Identification and the differential accumulation of leakage-typed gas hydrate in the Qiongdongnan Basin, northern South China Sea
-
摘要:
南海北部琼东南盆地中央凹陷带松南低凸起之上的研究区的管状渗漏通道内普遍发育渗漏型天然气水合物，岩芯中可见块状、脉状以及结核状等产状水合物发育。为了探究渗漏型天然气水合物的综合识别方法以及不同渗漏型水合物矿体成藏是否存在差异，结合地震、测井以及岩芯资料，开展了多类型含水合物储层识别以及流体渗漏分布研究。研究表明，渗漏型水合物综合识别方法中，地震反射同相轴上拉以及方差地震属性异常指示了流体渗漏通道的存在；侧向和感应电阻率曲线分离，电阻率成像图上见高亮和高角度变形层理，为渗漏型水合物测井响应。根据水合物钻探和地震解释结果，划分了3个与渗漏型水合物相关的水合物矿体，其中的1个水合物矿体钻遇了砂质高饱和度扩散型水合物。砂体发育导致水合物矿体的流体渗漏强度明显减弱，砂体既作为良好的储层，也是储能泄压载体。未发育砂体的水合物矿体中，渗漏通道内渗漏型水合物发育显著，远离渗漏通道，水合物钻探显示差。砂体和渗漏通道是琼东南盆地渗漏型天然气水合物差异成藏的主控因素。
Abstract:Leakage-typed gas hydrates occurs in the form of block, vein, nodule in the core and are developed widely in tubular leakage passage in the Songnan low uplift in the central depression of the Qiongdongnan Basin in the northern South China Sea. To explore a comprehensive identification method for the leakage-typed gas hydrate and their differences in the accumulation for various ore bodies of leakage-typed gas hydrate. Identification for multiple types of gas hydrate reservoirs and fluid leakage distribution were studied combining seismic, logging well drilling, and borehole data. In the comprehensive identification methods, seismic reflection phase axis pull-up and variance seismic attribute anomalies indicate fluid leakage channels; the separation of lateral and induced resistivity logging curves, the bright and high-angle deformation layers seen in the resistivity image are the logging responses of leaky hydrates. Based on the borehole data and seismic profiles, three gas-hydrate ore bodies related to leakage gas hydrates were identified, and one of them encountered high-saturation diffusion gas hydrates in sandy sediment. The deposition of sand bodies significantly weakened the fluid leakage intensity of the hydrate ore bodies, during which sand sediments served as good reservoirs, and also energy storage with pressure relief. In hydrate ore bodies without developed sand bodies, seepage-type hydrates are significantly developed in seepage channels, while far away from the seepage channels, the hydrate drilling indication is poor. However, in the absence of sand sediment, leakage gas hydrates well developed in the leakage channels, while far away from the channels, the hydrate drilling indication is poor. Therefore, sand bodies and the leakage channels are the main controlling factors for the differential accumulation of leakage-typed gas hydrate in the Qiongdongnan Basin.
-
生物硅（BSi），又称生物蛋白石，主要由上层水体中的硅质浮游生物（如硅藻、放射虫、硅鞭藻等）死亡后的骨骼或细胞壁堆积而成[1-2]，是海洋沉积物中重要的生源物质组成部分[3]，其含量与表层水体中的生物量密切相关[4]。在上述硅质生物种群中，硅藻遍布于各类水体，为海洋提供了40%左右的初级生产力[5-6]，是海洋BSi中最主要的组成部分[7-8]。因此，沉积物BSi的时空分布常作为古海洋初级生产力的变化指标[9]。由于生产力的波动与表层海水营养物质的供应量关系密切，因此可以将BSi沉积记录与可能导致海水营养盐供给变化的大尺度气候和海洋过程（如季风、洋流等）联系起来，作为重建过去海洋环境变化的重要工具[10-12]。
南海是西太平洋最大的边缘海，地理位置独特，其环境受东亚季风的强烈影响，是追溯冰期-间冰期旋回中东亚季风演变历史的热点区域之一[13-15]。泰国湾（Gulf of Thailand），旧称暹罗湾，是南海重要的组成部分，位于南海西南部的巽他陆架之上，处于太平洋及其附属海的最西端，是南海最大的海湾之一，为典型的半封闭型陆架海，其面积约35 000 km2。泰国湾属于热带季风气候，其风向和海流与亚洲季风关系密切[16-17]。在西南季风影响的5—10月，该海域沿岸流呈顺时针运动，而在受东北季风影响的11月至次年2月沿岸流则呈逆时针运动[18]。近年来有关研究表明，南海古生产力的变化与亚洲季风的周期性变化具有密切联系[10, 12, 19-22]，然而这些研究主要集中在南海海盆和北部沿岸地区，有关南海西部和西南部，尤其是泰国湾的古生产力研究则少有涉及。因此本研究选取位于泰国湾北部沿岸海域的两根沉积物柱状样LCS05和WLE08，通过对柱样中BSi含量的分析，探讨近9 ka以来泰国湾古生产力的状况。
1. 材料与方法
1.1 样品采集
本研究所用的LSC05和WLE08沉积柱样，系由自然资源部第三海洋研究所和泰国自然资源与环境部矿产资源局合作于2017年5月12日在泰国湾尖竹汶海岸通过重力及回旋取样结合的方法取得。其中，LSC05柱样（12°21′29″N、101°58′36″E）长1.58 m，水深18 m；WLE08柱样（12°17′28″N、102°10′18″E）长1.98 m，水深13 m[17]，具体采样位置见图1。在自然资源部第三海洋研究所海洋与海岸地质实验室以2 cm连续间隔对两根柱样进行分样。LSC05柱样共挑选27个样品进行BSi（Si）和有机碳（TOC）测试分析；WLE08柱样共挑选33个样品进行BSi（Si）和有机碳（TOC）测试分析。有机碳（TOC）分析在自然资源部第三海洋研究所完成；BSi分析工作在中国海洋大学海洋地球科学学院地球化学实验室完成。
![]()
1.2 生物硅分析
BSi测试采用钼酸铵分光光度法测定萃取物中溶解的二氧化硅[23]。对沉积物样品研磨烘干（65℃烘48 h，106℃下烘2 h），称取130～140 mg干样于50 mL塑料离心管中，加5 mL10% 的H2O2溶液，混匀后静置30 min。加5 mL 1∶9的HCL混匀，静置30 min。加20 mL去离子水，离心20 min，之后对样品进行干燥。干燥后的样品加40 mL 浓度为2 mol/L的 Na2CO3提取液，放置在85 ℃水浴中加热提取。之后每隔1 h取出离心，取125 µL上清液用于测定Si浓度，连续提取8 h。利用分光光度法测定提取液中的硅[24-25]。测得的提取液中的Si含量数据和对应的提取时间点作图，曲线直线部分的反向延长线与Y轴的交点为样品的BSi含量[23-24]。全过程标准偏差控制在5%以内。
1.3 AMS14C测年分析
根据粒度测试结果选取LSC05柱样的4个层位和WLE08柱样的3个层位中的贝壳或植物碎屑样品进行AMS14C测试。样品送美国BETA实验室完成，BETA实验室已对原始测年数据进行了日历年龄校正，海洋碳库效应校正由于附近没有已知点故选取全球海洋修正，具体测试结果见表1。本文年代采用日历年。
柱样名称 样品深度/cm BETA实验室编号 测年材料 AMS14C测量年代/（aBP±1σ） 日历年龄/cal. aBP LSC05 8 Beta-509448 贝壳 3090±30 2857 18 Beta-509449 贝壳 3210±30 3024 100～102 Beta-509450 植物碎屑 6880±30 7726 152～154 Beta-509451 植物碎屑 8480±30 9499 WLE08 12～14 Beta-509452 贝壳 350±30 − 96～98 Beta-509453 贝壳 1550±30 1109 184～186 Beta-509454 贝壳 1S820±30 1373 1.4 有机碳测试
有机碳（TOC）分析采用Vario Isotope cube-IsoPrime 100型(Elementar)元素分析-稳定同位素比值质谱联用仪（EA-IRMS）完成。前处理取一定量的沉积物样品，加入4 mol/dm3 的HCl至过量，反应24 h。用去离子水洗酸至中性，将样品置于烘箱内60 ℃烘干，恒重后称量，研磨成粉末，过60目的筛子，密封备用。用天平准确称取适量固体样品，放入锡箔杯中并紧密包裹成小球状，依次放进96孔板内测定。
2. 结果与讨论
2.1 年代地层
LSC05、WLE08柱样的AMS14C测年数据如表1，两根柱样的年龄与深度模型见图2、3。在沉积物样品测年基础上，通过线性插值，获得各样品所代表的年龄，进而建立柱状样的年代框架。沉积速率的计算是通过两个测年点的线性关系得到，通常不考虑沉积物的固结压实和沉降作用。对于柱样第一个测年点之上的沉积速率，选择通过前两个测年点间的沉积速率外推至上部样品。LSC05柱样的沉积物年龄为2.7～9.6 cal.kaBP，18 cm以上的平均沉积速率约为59.9 cm/ka，18～100 cm的平均速率为17.4 cm/ka，100～158 cm的平均速率为29.3 cm/ka。WLE08柱样的年代框架已建立，建立方法与LSC05柱样相同。其沉积物年龄为1.1～1.4 cal.kaBP，整根柱子的沉积速率均为333.3 cm/ka [17]。LSC05孔提供了9 ka以来平均分辨率达约2.3 ka的沉积记录，WLE08孔提供了1.3 ka以来平均分辨率达约0.3 ka的高分辨率的沉积记录。
LSC05与WLE08柱样均从表层（0 cm）开始向下取样，但两根柱样均出现了顶部近代沉积物缺失的情况。根据WLE08柱样的210Pb测试结果显，示其活度随深度增加并没有呈现指数衰减趋势[27]，说明 WLE08 孔的210Pb 活度值为本底值，缺少现代沉积物留存。有研究表明汇入该区域内的尖竹汶河与Welu河流量较小，入海泥沙量也相对较小[27]，而其所在海域底层流流速均大于泥沙颗粒启动流速[28]，在此沉积动力环境下，该区域很难大量接收现代河流沉积，并导致现代沉积物缺失。
2.2 有机碳含量及其古海洋学意义
除了BSi以外，直观反映了海表有机质丰度来体现海表初级生产力的有机碳含量（TOC）被视为衡量海表生产力的替代指标[29-30]。LSC05和WLE08柱样TOC含量变化范围分别为0.03%～1.60%和1.83%～4.10%，平均值分别为0.90%和2.68%（图4B）。TOC含量在9～6.5 cal.kaBP期间逐渐增加，在6.5～3 cal.kaBP期间含量整体较低，变化较小，较为稳定，在1.4～0.84 cal.kaBP期间含量较高。
![]()
图 4 LSC05、WLE08柱样BSi含量、TOC含量、C/N比值与其他气候、环境变化序列对比粉红色条带代表BSi含量高值带，粉蓝色条带代表BSi含量低值带。Figure 4. Comparison among biogenic silica content, TOC content, C/N in LSC05, and WLE08 with other climate and environmental variation sequencesRedish bands represent the high value band of BSi content and the bluish bands represent the low value band of BSi content.在全球变暖的背景下，泰国湾的有机碳的输送、扩散和埋藏与热带季风气候控制的降水等条件密切相关[31]。研究区的TOC自6.5 cal.kaBP以来的变化趋势与王承涛等[17]研究得到的泰国湾中晚全新世以来沉积物的敏感粒级变化趋势吻合度较高，指示了研究区的西南夏季风在6.5～3 cal.kaBP处于较弱的稳定期，在1.4 cal.kaBP以来有所增强。在6.5 cal.kaBP以前的时期，本研究TOC含量较低，与中晚全新世以来沉积物的敏感粒级的研究结果差异较大，可能是由于王承涛等[17]研究的WLE12柱样位于河口内，但LSC05柱样距河口位置明显更远，因此LSC05接收到的来自河流携带的有机物汇入较少。
2.3 生物硅含量及其影响因素
LSC05和WLE08柱状沉积物中BSi含量如图4A所示。LSC05和WLE08柱样BSi含量变化范围分别为0.41%～1.56%和0.60%～1.52%，平均值分别为0.88%和1.11%。结合研究区周边与南海部分海域的BSi研究成果（表2）可以发现，研究区属于南海中的低值海区，与南海南部（巽他陆架东部）和南海北部陆坡（珠江口外）水深小于200 m的陆架浅水区沉积物BSi含量[19, 32]较为接近。
表 2 南海部分海域BSi含量对比Table 2. Comparison of BSi content in the South China Sea研究海域 沉积物性质 水深/m BSi含量占比/% 参考文献 范围 平均值 南海西部泰国湾（本文） LSC05柱样 15～20 0.41～1.56 0.88 — WLE08柱样 10 0.60～1.52 1.11 南海北部陆坡 ODP1144钻孔 2 037 — 1.50（ 1050 ～900 ka）[42-43] 3.80（900 ka后） 南海北部 表层沉积物 ＜200 — 1.59 [19] ＞200 — 2.06 南海中部 ODP1143钻孔 2 722 1.31～3.38 - [22, 43] 南海南部 表层沉积物 ＜200 0.37～1.86 — [32] ＞1 000 3.39～9.00 — 东印度洋爪哇岛以南 CJ01-185柱样 1 538 — 1.41 [3] 沉积物中BSi含量的最主要的影响因素是硅质骨骼或细胞壁的供给量和溶解作用[33]，两者的动态平衡关系主导了BSi的总体分布[34]，再加上不同沉积物物质来源以及物质稀释的影响，共同决定了BSi最终的分布格局。LSC05和WLE08柱样采样站位水文环境条件与其他南海相关研究有所不同，季风的盛行导致南海存在较多的上升流区[35-37]。上涌的下层水体将营养物质携带至海表，为海表硅藻等硅质生物勃发提供了良好的生境，因此上升流区BSi含量明显较高。除本研究区以外，表2中涉及的其他站位均靠近南海上升流区[38-39]，但有研究表明泰国湾区域无上升流发育[36]，这就导致了泰国湾硅质骨骼与壳体供给量低于其他有上升流的南海海域，因此BSi含量偏低。
碳氮比值（C/N）是古生产力研究中重要的参考性指标 ,可以用来反映沉积物的来源[40]。海洋自身有机物的C/N一般为5～8[31, 41]，陆源有机物的C/N则大于12[31]。研究区9 ka以来，LSC05和WLE08柱样的C/N比值偏高，平均值为14.81，较多时期的C/N比值高于12（图4C, 8.6～8.8 cal.kaBP和9.0～9.4 cal.kaBP数据缺失），说明研究区中陆源有机质输入量较高。LSC05与WLE08两根柱样的采样位置均位于近岸区域，水深为10～20 m，其沉积物物源受到海洋与陆地的双重影响。末次冰消期以来，泰国湾的沉积物均来自于中南半岛[44] ，较多陆源沉积物的输入稀释了BSi含量。
由此可见，泰国湾低BSi含量这一特征与BSi的来源、堆积过程及其保存环境密切相关，低硅质骨骼与壳体供给量和陆源物质的稀释共同作用形成了该BSi低含量海域。
2.4 生物硅指示的古生产力演化过程
沉积物中的BSi与有机质关系密切[45]，虽然只有约 3%的BSi能长期存在于海底沉积物中，但是相对于生源有机碳，BSi的埋藏效率明显更高，更能保存上层水体的生产力及环境信息[46]。因此BSi常作为指示生产力的有效替代性指标，可以用来指示表层水体生产力的演变。
研究区BSi含量最高值出现于7.5 cal.kaBP，最低值出现于2.8 cal.kaBP，最高值为最低值的3.8倍。柱样中的BSi含量共有4个高值带，分别是8.1～7.5、4.8、3.4和1.0 cal.kaBP左右。同时有3个低值带，分别是8.2、7和3 cal.kaBP左右。
海洋初级生产力是各种物理、化学和生物因素的综合效应的表现[47]。东亚冬季风对于南海的生产力起着重要的作用[4,15,18,22,48-49]。亚洲季风的变化引起泰国湾降水、水体营养浓度、叶绿素含量、浮游植物丰度等环境变化[31, 48- 50]。若亚洲夏季风势力强盛，带来大量的降雨，使地表河流径流量增加，从而携带更多营养物质汇入海洋[10]，BSi含量则随之增加，这就反映了海表初级生产力提高。
1.4～0.8 cal.kaBP期间，BSi含量为0.60%～1.52%（平均含量1.11%），属于本研究中偏高的一段时期。此时正处于东亚夏季风偏强的中世纪暖期时期，这说明该时期内的海表初级生产力较高可能是由于夏季风势力较强所致。8.5～8.2、7.1～6.9 cal. ka BP两段时间内，BSi含量较低，这可能是由于此时南亚夏季风势力较弱导致的。8.2 cal.kaBP时，BSi含量快速下降并近乎到达最低值。此时夏季风也处于该时期内最低值，表明夏季风存在一次较大的衰弱期，响应了8.2 cal.kaBP全球范围的气候突变事件[17,51]，指示了此段时间内由于夏季风的衰减致使研究区海表初级生产力降低。
对比研究区柱样BSi含量曲线和南海区域温度异常值曲线[52]（图4A、D）可以发现，温度变化与BSi含量变化也有相近的变化趋势，但BSi含量的变化略滞后于南海区域温度异常的变化。这反映出BSi作为古生产力的替代指标与古气候在一定程度上具有对应性[4]。但我们发现8.2 cal.kaBP时期冷事件之前的曲线呈现相反的变化趋势，南海温度异常增加，BSi含量反而降低，这反映了由于夏季风过度强盛而引起的异常暖事件反而可能会抑制硅质生物的生长，导致海表初级生产力降低[10]。
将BSi含量与格陵兰冰芯[53]、华南董歌洞石笋[54]以及阿曼Qunf岩洞石笋记录[55]（图4F、G、H）对比，可以发现泰国湾9 ka以来有部分时期能够吻合。3～2.7 cal.kaBP时期，BSi含量出现明显低值带，此时期董歌洞石笋与阿曼Qunf岩洞石笋记录均出现了对应的低值区，可能指示了一次冷事件的出现，这与4～2 cal.kaBP时期出现的热带海域“斜氏普林虫低值事件”对应[56-57]。8.2 cal.kaBP变冷事件时期[51]，格陵兰冰芯、董歌洞石笋以及阿曼Qunf岩洞石笋记录同样能找到相应的低值记录，格陵兰冰芯甚至达到最低值。以上对应事件说明研究区古生产力的变化趋势与全球尺度的环境变化具有相关性，指示了泰国湾古环境变化对全球环境变化有一定程度的响应。
3. 结论
（1） LSC05和WLE08柱样中BSi含量分别为0.41%～1.56%和0.60%～1.52%，为低值海域，最高值和最低值分别出现于7.5、2.8 cal.kaBP时期。区域内无上升流导致的低硅质骨骼和低壳体供给量以及陆源物质输入的稀释是BSi含量低的主要原因。
（2）本研究柱样中共出现了4个BSi含量高值带与3个BSi含量低值带。TOC含量自9 cal.kaBP以来呈现逐渐增加-平稳较低-继续增加的趋势。将 9 ka以来研究区生物硅含量曲线与南海气候曲线进行对比发现，生物硅含量与南海气温异常曲线和南海夏季风替代指标值期有一定的对应性，但BSi曲线略滞后于南海气温异常曲线，且1.4～0.84 cal.kaBP这一海表生产力高值期正处于东亚夏季风偏强的中世纪暖期时期，指示了高生物硅含量对应的海表高初级生产力时期可能是由于夏季风阶段性势力较强导致。但8.2 cal.kaBP冷事件之前的南海异常高温却对应了生物硅含量低值区，这可能反映了夏季风过强引起的过度高温反而不利于海表初级生产力的提高。
（3）研究区生物硅含量与格陵兰冰芯、董歌洞石笋以及阿曼Qunf岩洞石笋记录有较好的对应性，BSi含量低值带与热带海域“斜氏普林虫低值事件”和8.2 cal.kaBP冷事件对应，表明研究区古生产力的变化趋势与全球尺度的环境变化具有明显的相关性，这指示了泰国湾古环境变化对全球环境变化的响应。
致谢：感谢所有在航次调查期间帮助采样和采集数据的中泰合作项目组成员。
-
![]()
图 1 研究区位置和地质构造位置
Figure 1. Geographical location and geological background of the research area
![]()
图 4 QDNB-W19-2021站位砂质型含水合物岩芯
Figure 4. A sandy gas hydrate core in the QDNB-W19-2021 Site
![]()
图 7 8号矿体含水合物储层连井剖面
Figure 7. The cross-well section of gas hydrate reservoir in No. 8 gas hydrate ore body
![]()
图 8 9号矿体含水合物储层连井剖面
Figure 8. The cross-well section of gas hydrate reservoir in No. 9 gas hydrate ore body
![]()
图 9 研究区水合物矿体平面分布图
Figure 9. Planar distribution of the gas hydrate ore bodies in the research area
![]()
图 10 7号矿体含水合物储层连井剖面
Figure 10. The cross-well section of gas hydrate reservoir in No. 7 gas hydrate ore body
![]()
图 11 研究区水合物矿体的渗漏通道发育图
Figure 11. The distribution of the leakage channels in the gas hydrate ore bodies of the research area
表 1 水合物、水及天然气的测井响应特征
Table 1 The logging response characteristics of hydrate, water, and natural gas
物质 电阻率
/(Ω·m)密度
/(g/cm3)中子(HI)
/(m3/m3)纵波时差
/(μs/ft)横波时差
/(μs/ft)水合物（结构I型） 高 0.92 1.06 小 小 水 低 1.00 1.00 200 0 天然气 高 低 低 大 0 
下载: 导出CSV
-
[1] 张光学, 陈芳, 沙志彬, 等. 南海东北部天然气水合物成藏演化地质过程[J]. 地学前缘, 2017, 24(4):15-23 doi: 10.13745/j.esf.yx.2016-12-27 ZHANG Guangxue, CHEN Fang, SHA Zhibin, et al. The geological evolution process of natural gas hydrate reservoirs in the northeastern South China Sea[J]. Earth Science Frontiers, 2017, 24(4):15-23.] doi: 10.13745/j.esf.yx.2016-12-27
[2] Zhang G X, Yang S X, Zhang M, et al. GMGS2 expedition investigates rich and complex gas hydrate environment in the South China Sea[J]. Fire in the Ice, 2014, 14(1):1-5.
[3] 张光学, 梁金强, 陆敬安, 等. 南海东北部陆坡天然气水合物藏特征[J]. 天然气工业, 2014, 34(11):1-10 doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2014.11.001 ZHANG Guangxue, LIANG Jinqiang, LU Jing'an, et al. Characteristics of natural gas hydrate reservoirs on the northeastern slope of the South China Sea[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(11):1-10.] doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2014.11.001
[4] Tréhu A M, Ruppel C, Holland M, et al. Gas hydrates in marine sediments: Lessons from scientific ocean drilling[J]. Oceanography, 2006, 19(4):124-142. doi: 10.5670/oceanog.2006.11
[5] 梁金强, 张光学, 陆敬安, 等. 南海东北部陆坡天然气水合物富集特征及成因模式[J]. 天然气工业, 2016, 36(10):157-162 doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.020 LIANG Jinqiang, ZHANG Guangxue, LU Jing'an, et al. Accumulation characteristics and genetic models of natural gas hydrate reservoirs in the NE slope of the South China Sea[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(10):157-162.] doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.020
[6] 陈多福, 苏正, 冯东, 等. 海底天然气渗漏系统水合物成藏过程及控制因素[J]. 热带海洋学报, 2005, 24(3):38-46 doi: 10.3969/j.issn.1009-5470.2005.03.006 CHEN Duofu, SU Zheng, FENG Dong, et al. Formation and its controlling factors of gas hydrate reservoir in marine gas vent system[J]. Journal of Tropical Oceanography, 2005, 24(3):38-46.] doi: 10.3969/j.issn.1009-5470.2005.03.006
[7] 苏丕波, 何家雄, 梁金强, 等. 南海北部陆坡深水区天然气水合物成藏系统及其控制因素[J]. 海洋地质前沿, 2017, 33(7):1-10 doi: 10.16028/j.1009-2722.2017.07001 SU Pibo, HE Jiaxiong, LIANG Jinqiang, et al. Natural gas hydrate migration and accumulation system and its controlling factors on northern deep water slope of the South China Sea[J]. Marine Geology Frontiers, 2017, 33(7):1-10.] doi: 10.16028/j.1009-2722.2017.07001
[8] MacDonald I R, Guinasso N L Jr, Sassen R, et al. Gas hydrate that breaches the sea floor on the continental slope of the Gulf of Mexico[J]. Geology, 1994, 22(8):699-702. doi: 10.1130/0091-7613(1994)022<0699:GHTBTS>2.3.CO;2
[9] Wang X J, Collett T S, Lee M W, et al. Geological controls on the occurrence of gas hydrate from core, downhole log, and seismic data in the Shenhu area, South China Sea[J]. Marine Geology, 2014, 357:272-292. doi: 10.1016/j.margeo.2014.09.040
[10] Su M, Sha Z B, Zhang C M, et al. Types, characteristics and significances of migrating pathways of gas-bearing fluids in the Shenhu area, northern continental slope of the South China Sea[J]. Acta Geologica Sinica (English Edition), 2017, 91(1):219-231. doi: 10.1111/1755-6724.13073
[11] 苏丕波, 梁金强, 张子健, 等. 神狐海域扩散型水合物在地震反射剖面上的“亮点”与“暗点”分析[J]. 地学前缘, 2017, 24(4):51-56 SU Pibo, LIANG Jinqiang, ZHANG Zijian, et al. Analysis on the bright spots and dim out of seismic section for diffusion-type hydrate in Shenhu area[J]. Earth Science Frontiers, 2017, 24(4):51-56.]
[12] 张伟, 梁金强, 陆敬安, 等. 琼东南盆地典型渗漏型天然气水合物成藏系统的特征与控藏机制[J]. 天然气工业, 2020, 40(8):90-99 doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2020.08.007 ZHANG Wei, LIANG Jinqiang, LU Jing’an, et al. Characteristics and controlling mechanism of typical leakage gas hydrate reservoir forming system in the Qiongdongnan Basin, northern South China Sea[J]. Natural Gas Industry, 2020, 40(8):90-99.] doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2020.08.007
[13] Kuang Z G, Cook A, Ren J F, et al. A flat-lying transitional free gas to gas hydrate system in a sand layer in the Qiongdongnan Basin of the South China Sea[J]. Geophysical Research Letters, 2023, 50(24):e2023GL105744. doi: 10.1029/2023GL105744
[14] Liang J Q, Zhang W, Lu J A, et al. Geological occurrence and accumulation mechanism of natural gas hydrates in the eastern Qiongdongnan Basin of the South China Sea: Insights from site GMGS5-W9-2018[J]. Marine Geology, 2019, 418:106042. doi: 10.1016/j.margeo.2019.106042
[15] Paull C K, Matsumoto R, Wallace P J. Gas hydrate sampling on the Blake Ridge and Carolina Rise[R]//Proceedings of the Ocean Drilling Program. Texas: Ocean Drilling Program, College Station, 1996.
[16] Fujii T, Nakamizu M, Tsuji Y, et al. Methane-hydrate occurrence and saturation confirmed from core samples, eastern Nankai Trough, Japan[M]//Collett T, Johnson A, Knapp C, et al. Natural Gas Hydrates: Energy Resource Potential and Associated Geologic Hazards. AAPG, 2009, 89: 385-400.
[17] Chun J H, Ryu B J, Son B K, et al. Sediment mounds and other sedimentary features related to hydrate occurrences in a columnar seismic blanking zone of the Ulleung Basin, East Sea, Korea[J]. Marine and Petroleum Geology, 2011, 28(10):1787-1800. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2011.06.006
[18] Kim G Y, Narantsetseg B, Ryu B J, et al. Fracture orientation and induced anisotropy of gas hydrate-bearing sediments in seismic chimney-like-structures of the Ulleung Basin, East Sea[J]. Marine and Petroleum Geology, 2013, 47:182-194. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2013.06.001
[19] Lee M W, Collett T S. Gas hydrate saturations estimated from fractured reservoir at Site NGHP-01-10, Krishna-Godavari Basin, India[J]. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 2009, 114(B7):B07102. doi: 10.1029/2008JB006237
[20] 钱进, 王秀娟, 董冬冬, 等. 裂隙充填型天然气水合物储层的各向异性饱和度新估算及其裂隙定量评价[J]. 地球物理学进展, 2019, 34(1):354-364 doi: 10.6038/pg2019BB0569 QIAN Jin, WANG Xiujuan, DONG Dongdong, et al. New estimation of anisotropic saturation and fracture quantitative evaluation for fracture-filling gas hydrate reservoir[J]. Progress in Geophysics, 2019, 34(1):354-364.] doi: 10.6038/pg2019BB0569
[21] Wei J G, Liang J Q, Lu J A, et al. Characteristics and dynamics of gas hydrate systems in the northwestern South China Sea: Results of the fifth gas hydrate drilling expedition[J]. Marine and Petroleum Geology, 2019, 110:287-298. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2019.07.028
[22] Deng W, Liang J Q, Zhang W, et al. Typical characteristics of fracture-filling hydrate-charged reservoirs caused by heterogeneous fluid flow in the Qiongdongnan Basin, northern South China Sea[J]. Marine and Petroleum Geology, 2021, 124:104810. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2020.104810
[23] Ren J F, Qiu H J, Kuang Z G, et al. Deep-large faults controlling on the distribution of the venting gas hydrate system in the middle of the Qiongdongnan Basin, South China Sea[J]. China Geology, 2024, 7(1):36-50. doi: 10.31035/cg2023086
[24] 施和生, 杨计海, 张迎朝, 等. 琼东南盆地地质认识创新与深水领域天然气勘探重大突破[J]. 中国石油勘探, 2019, 24(6):691-698 doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2019.06.001 SHI Hesheng, YANG Jihai, ZHANG Yingzhao, et al. Geological understanding innovation and major breakthrough to natural gas exploration in deep water in Qiongdongnan Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2019, 24(6):691-698.] doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2019.06.001
[25] 张功成, 纪沫, 陈莹, 等. 琼东南盆地“气聚集带”的成藏特征与勘探潜力[J]. 石油学报, 2024, 45(1):226-240 doi: 10.7623/syxb202401013 ZHANG Gongcheng, JI Mo, CHEN Ying, et al. Accumulation characteristics and exploration potentials of gas accumulation belt in Qiongdongnan Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2024, 45(1):226-240.] doi: 10.7623/syxb202401013
[26] 张功成, 曾清波, 苏龙, 等. 琼东南盆地深水区陵水17-2大气田成藏机理[J]. 石油学报, 2016, 37(增刊1): 34-46 ZHANG Gongcheng, ZENG Qingbo, SU Long, et al. Accumulation mechanism of LS 17-2 deep water giant gas field in Qiongdongnan Basin[J] Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(S1): 34-46.]
[27] 张迎朝, 徐新德, 甘军, 等. 琼东南盆地深水大气田地质特征、成藏模式及勘探方向研究[J]. 地质学报, 2017, 91(7):1620-1633 doi: 10.3969/j.issn.0001-5717.2017.07.013 ZHANG Yingzhao, XU Xinde, GAN Jun, et al. Study on the geological characteristics, accumulation model and exploration direction of the giant deepwater gas field in the Qiongdongnan Basin[J]. Acta Geologica Sinica, 2017, 91(7):1620-1633.] doi: 10.3969/j.issn.0001-5717.2017.07.013
[28] Lai H F, Qiu H J, Liang J Q, et al. Geochemical characteristics and gas-to-gas correlation of two leakage-type gas hydrate accumulations in the Western Qiongdongnan Basin, South China Sea[J]. Acta Geologica Sinica (English Edition), 2022, 96(2):680-690. doi: 10.1111/1755-6724.14931
[29] Lai H F, Fang Y X, Kuang Z G, et al. Geochemistry, origin and accumulation of natural gas hydrates in the Qiongdongnan Basin, South China Sea: Implications from site GMGS5-W08[J]. Marine and Petroleum Geology, 2021, 123:104774. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2020.104774
[30] Zhang W, Liang J Q, Su P B, et al. Distribution and characteristics of mud diapirs, gas chimneys, and bottom simulating reflectors associated with hydrocarbon migration and gas hydrate accumulation in the Qiongdongnan Basin, northern slope of the South China Sea[J]. Geological Journal, 2019, 54(6):3556-3573. doi: 10.1002/gj.3351
[31] Zhang W, Liang J Q, Yang X L, et al. The formation mechanism of mud diapirs and gas chimneys and their relationship with natural gas hydrates: insights from the deep-water area of Qiongdongnan Basin, northern South China Sea[J]. International Geology Review, 2020, 62(7-8):789-810. doi: 10.1080/00206814.2018.1491014
[32] 徐华宁, 杨胜雄, 郑晓东, 等. 南中国海神狐海域天然气水合物地震识别及分布特征[J]. 地球物理学报, 2010, 53(7):1691-1698 doi: 10.3969/j.issn.0001-5733.2010.07.020 XU Huaning, YANG Shengxiong, ZHENG Xiaodong, et al. Seismic identification of gas hydrate and its distribution in Shenhu Area, South China Sea[J]. Chinese Journal of Geophysics, 2010, 53(7):1691-1698.] doi: 10.3969/j.issn.0001-5733.2010.07.020
[33] 靳佳澎, 王秀娟, 陈端新, 等. 基于测井与地震多属性分析神狐海域天然气水合物分布特征[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2017, 37(5):122-130 doi: 10.16562/j.cnki.0256-1492.2017.05.012 JIN Jiapeng, WANG Xiujuan, CHEN Ruixin, et al. Distribution of gas hydrate in Shenhu Area: identified with well log and seismic multi-attributes[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2017, 37(5):122-130.] doi: 10.16562/j.cnki.0256-1492.2017.05.012
[34] 沙志彬, 梁金强, 郑涛, 等. 地震属性在天然气水合物预测中的应用[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2013, 33(5):185-192 doi: 10.3724/SP.J.1140.2013.05185 SHA Zhibin, LIANG Jinqiang, ZHENG Tao, et al. The application of seismic attributes to the prediction of gas hydrates[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2013, 33(5):185-192.] doi: 10.3724/SP.J.1140.2013.05185
[35] 孙运宝. 南海北部陆坡神狐海域含水合物沉积层时频特征提取及识别方法[J]. 地球物理学进展, 2013, 28(4):2155-2163 doi: 10.6038/pg20130461 SUN Yunbao. Time-frequency signature extraction and recognition of unconsolidated sediments containing gas hydrate and free gas in Shenhu area, Northern South China Sea[J]. Progress in Geophysics, 2013, 28(4):2155-2163.] doi: 10.6038/pg20130461
[36] Oliveira S, Vilhena O, da Costa E. Time-frequency spectral signature of Pelotas Basin deep water gas hydrates system[J]. Marine Geophysical Researches, 2010, 31(1-2):89-97. doi: 10.1007/s11001-010-9085-x
[37] 孙建孟, 罗红, 焦滔, 等. 天然气水合物储层参数测井评价综述[J]. 地球物理学进展, 2018, 33(2):715-723 doi: 10.6038/pg2018BB0133 SUN Jianmeng, LUO Hong, JIAO Tao, et al. Review of the well logging assessment of natural gas hydrate reservoir parameters[J]. Progress in Geophysics, 2018, 33(2):715-723.] doi: 10.6038/pg2018BB0133
[38] 钟广法, 张迪, 赵峦啸. 大洋钻探天然气水合物储层测井评价研究进展[J]. 天然气工业, 2020, 40(8):25-44 doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2020.08.002 ZHONG Guangfa, ZHANG Di, ZHAO Luanxiao. Current states of well-logging evaluation of deep-sea gas hydrate-bearing sediments by international scientific ocean drilling (DSDP/ODP/IODP) programs[J]. Natural Gas Industry, 2020, 40(8):25-44.] doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2020.08.002
[39] 洪有密. 测井原理与综合解释[M]. 东营: 中国石油大学出版社, 2007 HONG Youmi. Logging Principles and Comprehensive Interpretation[M]. Dongying: China University of Petroleum Press, 2007.]
[40] 楚泽涵, 高杰, 黄隆基, 等. 地球物理测井方法与原理(上册)[M]. 北京: 石油工业出版社, 2007 CHU Zehan, GAO Jie, HUANG Longji, et al. Geophysics Well Logging Methods and Principles (Volume I)[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2007.]
[41] 谢莹峰, 陆敬安, 匡增桂, 等. 南海神狐海域水合物三相混合层测井评价方法研究[J]. 现代地质, 2022, 36(1):182-192 doi: 10.19657/j.geoscience.1000-8527.2021.167 XIE Yingfeng, LU Jing’an, KUANG Zenggui, et al. Well logging evaluation for three-phase zone with gas hydrate in the Shenhu Area, South China Sea[J]. Geoscience, 2022, 36(1):182-192.] doi: 10.19657/j.geoscience.1000-8527.2021.167
[42] Xie Y F, Lu J A, Cai H M, et al. The in-situ NMR evidence of gas hydrate forming in micro-pores in the Shenhu area, South China Sea[J]. Energy Reports, 2022, 8: 2936-2946. doi: 10.1016/j.egyr.2022.01.097.
[43] Kang D J, Lu J A, Zhang Z J, et al. Fine-grained gas hydrate reservoir properties estimated from well logs and lab measurements at the Shenhu gas hydrate production test site, the northern slope of the South China sea[J]. Marine and Petroleum Geology, 2020, 122:104676. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2020.104676
[44] Milkov A V, Dickens G R, Claypool G E, et al. Co-existence of gas hydrate, free gas, and brine within the regional gas hydrate stability zone at Hydrate Ridge (Oregon margin): evidence from prolonged degassing of a pressurized core[J]. Earth and Planetary Science Letters, 2004, 222(3-4):829-843. doi: 10.1016/j.jpgl.2004.03.028
计量
- 文章访问数: 53
- HTML全文浏览量: 0
- PDF下载量: 27
