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天然气水合物具有巨大的储气能力，单位体积的天然气水合物在常温常压下，可以释放出150~180单位体积的天然气[1]。它是一种规模巨大的新型潜在能源，其资源总量相当于2.1×1016 m3的天然气，是全球煤炭、石油和天然气等化石能源资源量总和的2倍[2-4]。天然气水合物主要分布在2类地区：①水深300~3 000 m的海底，在海底以下0~1 500 m的沉积物中产出，如环太平洋周边、大西洋两岸、印度洋北部、南极近海及北冰洋周边，地中海、黑海、里海等内陆海以及贝加尔湖等湖底也有零星分布；②陆上冻土区，如环北冰洋的高纬度冻土区和我国青藏高原冻土区，尤其是南北两极冻土区。
据不完全统计，目前全球已发现的天然气水合物产地或其异常点有157处(Makogon等的统计为234处)，其中，陆地冻土区10处，海底水合物147处，北极和南极地区分别发现19和5处。目前采获水合物实物样品的地区有44处，其余均是依据地质、地球物理和地球化学等资料推断的(图 1)。
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极地多年冻土区天然气水合物研究有近50年的历史。极地大陆及其毗邻海域的沉积物(岩)中存在大面积的永久冻土层，具有天然气水合物形成的温度和压力条件[1]，从已有估算结果来看，资源潜力巨大(表 1)。俄罗斯西伯利亚盆地的麦索雅哈气田、加拿大马更些三角洲和美国阿拉斯加北坡是目前极地冻土区天然气水合物勘探开发和国际关注程度较高的三大地区。
表 1 极地主要地区天然气水合物矿藏资源量评估
Table 1. Gas hydrate resource estimate in the polar region
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北极地区范围很广，66°34′N以北的北极圈面积达2 100×104 km2。北极地区经历多期构造运动，形成复杂的地质构造特征，油气资源极为丰富[6]，盆地经历多期改造。通常认为，在北极地区，有利于天然气水合物形成的热条件从上新世(约1.88 Ma)就已经具备，并持续至今[7, 8]。
根据钻探取样、钻孔测井和地球物理调查研究，北极陆上天然气水合物主要聚集于俄罗斯、美国阿拉斯加和加拿大的永久冻土区[1, 5, 8-12]，除此之外，在挪威斯瓦尔巴群岛和挪威岛也有可能存在天然气水合物[13]。根据Grantz等[14]和Kvenvolden等[15]的认识，北极海洋天然气水合物广泛聚集在阿拉斯加波弗特海北部陆架外缘、陆坡和陆隆上部的海底之下，推测挪威西北巴伦支海的熊岛盆地和斯匹兹卑尔根地区海底也存在天然气水合物[16-19]。东西伯利亚海、拉普帖夫海、喀拉海、巴伦支海和楚克奇海等北冰洋边海均为天然气水合物存在的有利地区[20]。
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南极洲面积约为1 400×104 km2，四周被南大洋所环绕，98%以上的地区终年被冰雪覆盖，不足2%的地区夏季裸露。南极洲主要分为东南极地盾与西南极中新生代褶皱带两大构造单元, 其间的横贯南极山脉具有过渡带性质，由基底与盖层构成。基底为由元古宙及寒武系—奥陶系组成的双构造层基底；盖层则由泥盆系—二叠系组成。横贯南极山脉西侧分布着威德尔盆地、罗斯盆地及柏德冰下盆地3个大的盆地[21]。南极地区天然气水合物调查和研究始于20世纪70年代，依据海洋地质、地球物理BSR和地球化学调查资料推测，天然气水合物可能主要存在于南设得兰陆缘[22-26]、南极半岛的太平洋陆缘[27-29]、罗斯海陆缘[30-33]、威尔克斯地陆缘[34-36]、普里兹湾陆缘[37, 38]、里瑟—拉森海陆缘[39, 40]和南奥克尼群岛东南陆缘[41, 42]。
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自1977年以来，多个学者对全球海洋和陆地天然气水合物资源量进行了评估[3, 43-50]，海洋天然气水合物的天然气资源量为(3~7.6)×1015m3，陆域天然气水合物的天然气资源量为1.4×1013~3.4×1016m3(图 2)。由于南北极大陆和与极地大陆相毗邻的海洋均具备天然气水合物形成的温压条件，因而极地天然气水合物资源既包含全球主要陆域天然气水合物，也包括邻近极地大陆的海洋天然气水合物，资源潜力巨大。
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针对北极地区天然气水合物资源潜力，俄罗斯、美国和加拿大等均针对本国管辖区做了评估(表 1)。俄罗斯评估结果显示，北冰洋天然气水合物主要存在于洋底、大陆斜坡和大陆架，总的天然气资源量为3.18×1015 m3，其中洋底为2.4×1015 m3，大陆斜坡区为5.3×1014 m3，俄罗斯陆架区为2.46×1014 m3。进一步估算显示，东西伯利亚与拉普帖夫海最高达8×1012 m3，楚克奇海斜坡最高约1.7×1012 m3，白令海最高达12×1012 m3，库页岛—堪察加海沟最高约为4×1012 m3，这4个海域的天然气水合物约占俄罗斯管辖海域天然气水合物资源量的50%[51, 52]。除此之外，俄罗斯管辖的北极陆域地区，如西西伯利亚盆地、Lena-Tunguska地区、Timan-Pechora盆地、东北西伯利亚和堪察加半岛地区的天然气水合物资源潜力也相当巨大。
美国对其周边海域和北美极地冻土区天然气水合物资源评价结果显示[53]，位于北极区的阿拉斯加海域和陆域甲烷水合物的天然气资源量分别占全美甲烷水合物资源量的52.8%和0.2%，分别为4.78×1015和1.81×1013 m3。在阿拉斯加海域，波弗特海、白令海、阿留申海沟、阿拉斯加海湾的甲烷天然气水合物的天然气资源量分别为9.14×1014，2.074 ×1015，6.08×1014和1.17×1015 m3。在阿拉斯加陆域，三角洲的顶积层和造山带的甲烷天然气水合物的天然气资源量分别为4×1012和1.3×1013 m3。
加拿大陆架和其北极冻土区(马更些—波弗特海三角洲、北极群岛、戴维斯海峡、拉布拉多陆架、Scotian陆架、纽芬兰的Grand Banks以及加拿大—大西洋边缘、加拿大—太平洋边缘)天然气水合物的天然气资源量保守估算为(43.6~809)×1012m3[54]，其中位于北极地区的马更些—波弗特海三角洲海、陆域为(2.4~87)×1012 m3，北极群岛海、陆域为(19~620)×1012 m3，极区天然气水合物资源量占全加拿大总资源量的49%~87%。
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针对南极地区天然气水合物资源潜力，不同学者也给出了不同的估算值(表 1)。王力峰等[55]依据南极陆缘热流分布估算南极近海天然气水合物的天然气资源量为(0.97~1.63)×1013 m3。Lodolo等[25]基于多道地震反射数据估算南设得兰陆缘天然气水合物的天然气资源量为2.6×1012 m3。Loreto[56]基于地球物理数据分析，认为南极半岛陆缘天然气水合物的天然气资源量为(1.6~2.8)×1010 m3。王威等[57]通过分析罗斯海天然气水合物成藏条件，估算该区的天然气水合物的天然气资源量为3.6×1011 m3。
依据Walsh等[60]绘制的全球主要地区的天然气水合物资源量分布图(图 3)来看，在极地海域，北冰洋地区天然气水合物的天然气资源量为1.87×1014 m3，南大洋为1.01×1014 m3；在极地陆域地区，美国、俄罗斯和加拿大的天然气水合物资源量相当巨大。
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虽然不同国家、不同学者对于极地区的天然气水合物资源潜力评估存在差异，但从估算资源量的数量级来看，南北极海、陆域的天然气水合物资源量相当丰富，在全球天然气水合物资源量中的占比很大。极地如此规模巨大的天然气水合物资源量，对未来极地国家的能源政策和其国内的能源供需关系将会产生重要影响。以美国阿拉斯加北坡为例，最新评估结果显示阿拉斯加北坡未探明的技术可采天然气水合物资源量为(0.71~4.47)×1012 m3，平均估算为2.42×1012 m3[1]。据美国能源部能源信息署资料，按照当前美国的能源消费速率，阿拉斯加北坡的水合物中的天然气资源可满足1亿普通美国家庭10年对天然气供热的能源需求。同时，极地天然气水合物资源量预测范围相差较大，也表明极地海、陆域天然气水合物资源勘查和研究程度相对较低，目前，大多数地区仅限于一个估算值。
在评估极地冻土区天然气水合物资源量的同时，天然气水合物的开发和利用也成为近年来极地天然气水合物研究的热点，亦是环北冰洋国家关注的焦点。Boswell等[61, 62]提出了由4种不同的天然气水合物带组成的资源金字塔模型(图 4)。在资源金字塔中，最有希望开发和利用的资源位于塔顶，而最难以开发利用的部分位于塔底。从上到下，依次为：①富砂储层；②富黏土的裂缝型储层；③大量的位于海底的天然气水合物地层；④弥散沉积于非渗透性黏土中的低浓度部分。上面的2个部分，由于能提供天然气水合物高浓度聚集所需的储集渗透性，最可能实现远景勘探和商业利用[62]。这2个部分常共生出现，储集体包括水平状到近水平状、粗粒、渗透性沉积层(主要是砂质的)和垂直到近垂直的裂缝[63]。
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自1970—1972年在极地多年冻土区获取天然气水合物实物样品以来，科学家就开始对多年冻土区天然气水合物的地质成因、地球物理和地球化学勘探方法、资源评估对气候变化和环境的影响以及天然气水合物开采等进行了研究[64]。俄罗斯西伯利亚盆地的麦索雅哈气田、加拿大马更些三角洲和美国阿拉斯加北坡是目前极地冻土区天然气水合物勘探开发和国际关注程度较高的三大地区。这三大地区的天然气水合物勘探开发研究经历了从发现—地质研究—勘探—开采试验的过程，目前该地区的天然气水合物成藏理论渐趋完善、勘查技术渐趋成熟和试采装备渐趋完备。
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开采天然气水合物就是回收其中的甲烷气体，使这一潜在资源作为常规天然气加以利用。由于天然气水合物埋藏在海底沉积物或冻土区的岩层中，传统的油气开发技术难以完全移植到天然气水合物的开发利用上。依据天然气水合物只有在低温高压条件下才能稳定存在的特征，用升高温度或降低压力和改变天然气水合物相平衡的方式来促使水合物分解并释放出天然气，目前国际上存在4种主要的开发技术，即加热法、降压法、注入抑制剂法和二氧化碳置换法(图 5)。
图 5 天然气水合物开采方法示意图
Figure 5. Sketch map of gas hydrate extraction method
对比现行的4种天然气水合物开采技术(表 2)，降压法和加热法在技术上易于实现，加热法成本较高，降压法则具有低成本和较高的产气效率。相比，二氧化碳置换法具有更高的技术含量和需要更大的经济投入，但由于其兼顾对环境的考虑，既能实现可燃冰中甲烷气体生产，又能实现碳埋藏，已成为目前国际上最为关切的一种开采方法。
表 2 四种水合物开采技术优缺点对比
Table 2. Comparison of four kinds of gas hydrate extraction technology
开采技术 优点 缺点 试验区 加热法 能有效控制水合物开采速度 1会造成大量热损失，效率很低，且要求向下注热和向上采气同步进行，开采成本昂贵
2注入技术也限制了该方法的使用加拿大马更些三角洲Mallik地区 降压法 无热量消耗和损失，不需要连续激发，成本较低，方法简便易行、无需增加设备，适用于大面积开采，尤其适用于存在下伏游离气层的水合物藏的开采，是目前最常用的方法 1不适用于储层原始温度接近或低于0 ℃的水合物矿藏
2单一使用减压法开采天然气速度很慢前苏联麦索雅哈气田、加拿大Mallik气田和美国阿拉斯加气田 注入抑制剂法 人为控制水合物矿层的分解速度 1化学试剂费用昂贵，开采速度缓慢，回采气体比较困难，还会带来一些环境污染问题
2不适用于开采海洋天然气水合物矿藏前苏联麦索雅哈气田 CO2置换开采法 能帮助减排工农业生产和日常生活中产生的CO2温室气体 投资高，目前正处于试验开采测试阶段 美国阿拉斯加 从极地区和非极地区5次天然气水合物试采效能来看(表 3)，极地区的俄罗斯麦索雅哈气田的天然气平均日产量为525 000 m3，加拿大Mallik地区为100~2 245 m3，美国阿拉斯加地区为2 143 m3；非极地区日本南海海槽为20 000 m3，中国祁连山冻土区仅为22 m3。可见，天然气水合物试采效能不仅与所采用的试采技术方法有关，而且还跟不同地区的天然气水合物储量特征相关。虽然从目前的试采效能来看，大多数地区的天然气水合物资源开发均达不到商业开发目标。但毋庸质疑的是，随着试采技术和工艺的不断提升，商业性开发天然气水合物在经济上也是可行的，如果未来能源价格高涨，天然气水合物开发在经济上也是有利可图的。
表 3 极地和非极地区天然气水合物试生产效能对比
Table 3. Comparison of gas hydrate pilot production efficiency in polar and non-polar regions
试采地点 试采时间 试采方法 持续时间 平均日产量/m3 累计气量/m3 极地 俄罗斯麦索亚哈 1969—2005年 降压法、化学抑制剂法 36 a(半连续生产) 525 000 6.9×109 加拿大Mallik 2002年 加热法为主，降压法为辅 123.65 h 100 516 2007年 降压法为主，加热法为辅 12.5 h 1 596 830 2008年 降压法 139 h 2 245 13 000 美国阿拉斯加 2012年 CO2置换法 14 d 2 143 30 000 非极地 中国祁连山 2011年 降压法、加热法 101 h 22 95 日本南海海槽 2013年 降压法 6 d 20 000 120 000 -
尽管很多人怀疑天然气水合物能否从“政府研究项目”发展成为现实能源，甚至可能对环境带来严重影响，但随着不断加快的天然气水合物开发利用研究步伐，一旦克服了生产技术上的瓶颈，降低了生产成本，排除了开发过程中的环境影响，在经济因素和政治因素的驱动下，这一规模巨大的潜在能源最终将被人类社会所利用，并成为现实能源，真正实现天然气水合物商业化开采可能仅是一个时间问题。但不可否认，天然气水合物作为未来能源的商业可行性主要取决于市场上的能源，特别是天然气中长期的供需关系和价格。根据BP《世界能源统计年鉴2017》，2016年，全球天然气在一次能源消费中占23.8%，全球天然气探明储量过去10年增长了30.8万亿m3，可以满足52.5年的全球生产需要。2016年天然气价格较上年整体下跌，但受需求增速小幅回升影响，全年美国HH、英国NBP、东北亚LNG现货到岸平均价格为2.5美元/百万英热单位、4.6美元/百万英热单位和5.5美元/百万英热单位，同比分别下跌5.0%、30%和29%。如果当前全球能源增速变缓，油气价格疲软的情况持续较长时间，水合物商业潜力将存在巨大不确定性和风险。
随着全球气候变暖，北冰洋海冰加速融化和航道开通，北极地区蕴藏的丰富资源都将从潜在利益变成现实利益，各国的权益纷争也将愈演愈烈。在极地资源开发的国际背景下，美国、加拿大、俄罗斯和挪威等极地国家以及非极地国家对天然气水合物作为一种潜在的战略性能源所持态度有所不同(表 4)
表 4 极地国家与非极地国家天然气水合物研究动机及焦点
Table 4. Research motive and focus of gas hydrate in polar countries and non polar countries
国家 极地国家 非极地国家 挪威 俄罗斯 加拿大 美国 中国 德国 印度 日本 韩国 英国 国家研究计划 有 无 无 有 有 有 有 有 有 无 研究动机 能源供给安全 √ √ √ √ √ √ √ 环境/气候变化 √ √ √ √ √ 与其他项目合作 √ √ √ √ √ 研究焦点 能源评估 √ √ √ √ √ √ √ √ 生产模型和试验 √ √ √ √ √ √ 风险评估 √ √ √ √ √ √ 气候变化影响 √ √ √ √ √ √ 天然气储运 √ √ √ √ √ √ √ √ 二氧化碳封存 √ √ √ √ √ √ √ 参与机构 政府部门 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 私人企业 √ √ √ √ √ √ 大学 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 2016年，我国天然气探明储量为5.4万亿m3，占全球总量的2.9%，比2015(2.1%)略有增加，储采比为28.8年。2016年我国天然气消费量2 058亿m3，产量1 368亿m3，供需缺口近700亿m3，对外依存度34%。根据2015年的统计局数据，我国人均天然气消费量约140 m3，天然气占一次能源消费总量的比重约为5.9%，远低于世界平均水平的23.7%，未来能源消费结构继续演变，天然气将在一次能源消费中占比进一步提高，天然气产量和消费量双升，供需缺口扩大。据预测，在2030年前后，天然气水合物将可能实现产业化，这将大幅提高天然气的供应。
我国非常重视天然气水合物的调查研究，已取得重大进展。中国地质调查局相继在南海北部和祁连山冻土区成功钻获水合物样品，证实我国存在这一规模巨大的潜在能源，同时也在南海北部和祁连山冻土区成功实现了试采，掌握水合物试采技术。基于我国天然气水合物勘查开发现状，为防止未来在天然气水合物商业化开发中产生被动以及对于极地天然气水合物资源的战略性考虑，中国一方面通过一系列的水合物试生产试验，在开采技术上自主创新，掌握水合物关键性开发技术，成为极地国家未来水合物开采过程中不可或缺的合作伙伴，积极介入极地水合物开发。另一方面应大力鼓励合作，积极参与极地油气田开发以及开展环境气候效应研究。
Future Utilization of Gas Hydrate Resources in Polar Regions
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摘要: 极地天然气水合物资源潜力巨大，储层类型主要为富砂沉积物储层，最可能实现远景勘探和商业利用，是一种重要的战略能源。综述了天然气水合物在极地的分布情况、极地主要地区天然气水合物矿藏资源量以及水合物开发利用的资源金字塔。结合美国、加拿大和俄罗斯在北极冻土区天然气水合物勘探开发的案例进行了4种开采技术优缺点对比，并对极地区和非极地区5次天然气水合物试采效能进行对比评价。根据目前国际油气价格、能源结构、各国水合物研究目标和我国天然气水合物勘查开发现状等，提出了我国参与极地天然气水合物研究和开发的思路。Abstract: A great amount of gas hydrates occurs in polar regions. They are dominated by the type of sand rich reservoir which is relatively easier to be put into exploration and commercial production. Therefore, gas hydrates in the polar region are regarded as a kind of important strategic energy sources of the world. In this paper, upon the distribution of gas hydrate, we made an assessment of gas hydrate resource, and reviewed the gas hydrate resource pyramid in the polar regions. Upon the information from the US, Canada and Russia on exploration and development of gas hydrate in the Arctic region, we made an introduction to and comparison of four kinds of extraction technology, and gas hydrate pilot production efficiency in polar and non-polar regions. According to the current international oil and gas prices, the energy structure of the world, research targets of gas hydrate in various countries and the current situation of gas hydrate exploration and development in China, we suggest China actively participating in the research and development of polar gas hydrate.
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Key words:
- gas hydrate /
- strategic energy /
- exploration and development /
- polar region
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表 2 四种水合物开采技术优缺点对比
Table 2. Comparison of four kinds of gas hydrate extraction technology
开采技术 优点 缺点 试验区 加热法 能有效控制水合物开采速度 1会造成大量热损失，效率很低，且要求向下注热和向上采气同步进行，开采成本昂贵
2注入技术也限制了该方法的使用加拿大马更些三角洲Mallik地区 降压法 无热量消耗和损失，不需要连续激发，成本较低，方法简便易行、无需增加设备，适用于大面积开采，尤其适用于存在下伏游离气层的水合物藏的开采，是目前最常用的方法 1不适用于储层原始温度接近或低于0 ℃的水合物矿藏
2单一使用减压法开采天然气速度很慢前苏联麦索雅哈气田、加拿大Mallik气田和美国阿拉斯加气田 注入抑制剂法 人为控制水合物矿层的分解速度 1化学试剂费用昂贵，开采速度缓慢，回采气体比较困难，还会带来一些环境污染问题
2不适用于开采海洋天然气水合物矿藏前苏联麦索雅哈气田 CO2置换开采法 能帮助减排工农业生产和日常生活中产生的CO2温室气体 投资高，目前正处于试验开采测试阶段 美国阿拉斯加 
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表 3 极地和非极地区天然气水合物试生产效能对比
Table 3. Comparison of gas hydrate pilot production efficiency in polar and non-polar regions
试采地点 试采时间 试采方法 持续时间 平均日产量/m3 累计气量/m3 极地 俄罗斯麦索亚哈 1969—2005年 降压法、化学抑制剂法 36 a(半连续生产) 525 000 6.9×109 加拿大Mallik 2002年 加热法为主，降压法为辅 123.65 h 100 516 2007年 降压法为主，加热法为辅 12.5 h 1 596 830 2008年 降压法 139 h 2 245 13 000 美国阿拉斯加 2012年 CO2置换法 14 d 2 143 30 000 非极地 中国祁连山 2011年 降压法、加热法 101 h 22 95 日本南海海槽 2013年 降压法 6 d 20 000 120 000
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表 4 极地国家与非极地国家天然气水合物研究动机及焦点
Table 4. Research motive and focus of gas hydrate in polar countries and non polar countries
国家 极地国家 非极地国家 挪威 俄罗斯 加拿大 美国 中国 德国 印度 日本 韩国 英国 国家研究计划 有 无 无 有 有 有 有 有 有 无 研究动机 能源供给安全 √ √ √ √ √ √ √ 环境/气候变化 √ √ √ √ √ 与其他项目合作 √ √ √ √ √ 研究焦点 能源评估 √ √ √ √ √ √ √ √ 生产模型和试验 √ √ √ √ √ √ 风险评估 √ √ √ √ √ √ 气候变化影响 √ √ √ √ √ √ 天然气储运 √ √ √ √ √ √ √ √ 二氧化碳封存 √ √ √ √ √ √ √ 参与机构 政府部门 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 私人企业 √ √ √ √ √ √ 大学 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √
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