天然气水合物系统与常规油气系统既有相同之处亦有差异。天然气水合物系统与常规油气系统一样，都需要有提供烃类气体的源、储集烃类气体的储层以及相应的地质过程。相异之处在于，常规油气系统中的圈闭及盖层在天然气水合物系统中是以不同的形式表现的。天然气水合物的形成和保存需要一定的温压条件，即天然气水合物的稳定带，该概念在作用上对应于常规油气系统中的圈闭及盖层。另外，由于天然气水合物是由水分子与烃类分子或其他气体分子通过一定的作用力所形成的结晶物，故要形成天然气水合物必须有充足的水源，因此，水源亦是组成天然气水合物系统必不可少的一个要素。
(一)稳定性条件
1.天然气水合物稳定域的形成
天然气水合物形成于海底沉积物或永久冻土带中。研究表明，在世界90%的海洋中，在某一深度以下均有适宜天然气水合物存在的温压环境。只要沉积物中有充足的粒间孔隙为天然气水合物提供赋存空间，并且有充足的甲烷和水即可能有天然气水合物生成。年轻的、欠压实的海洋碎屑沉积层内一般都具有充足的孔隙和大量的孔隙水，当源于沉积物自身的生物成因的浅成气和热成因的深成气在向上迁移过程中进入该温压场中并充满沉积物的孔隙，就可以形成天然气水合物稳定域(HSZ)(图7－15)。HSZ中发育的天然气水合物充填在沉积层孔隙中，形成了一个渗透率较低的盖层，其下捕获了大量的游离气。HSZ的基底(BHSZ)代表了游离气－天然气水合物和游离气－水之间的准稳定相边界，它主要受压力和温度的控制，同时也受到地球化学条件等因素的影响。
地震剖面上的似海底反射层(BSR)深度与天然气水合物稳定带的理论底界一致。所以，BSR是识别天然气水合物最有意义的标志之一，它暗示着天然气水合物稳定带底界(BHSZ)的存在。世界各地获取的天然气水合物样品和周围沉积物的研究分析表明:①含天然气水合物的沉积物大多为新生代(从始新世到全新世)沉积，沉积速率一般较快，而且富含有机碳;②在天然气水合物稳定带之上往往分布有白云石等自生碳酸盐岩，而其下的沉积物中自生的菱铁矿则逐渐增多;③天然气水合物沉积层(HDZ)在地球物理方面表现为电阻率较高、地震传播速度较大、声波时差小和自然电位幅度低等特征;④天然气水合物沉积层在地球化学方面主要表现出氯异常现象，天然气水合物的存在使得沉积物的Cl－浓度降低，并伴随有扩δ18O异常(金庆焕等，2006)。
图7－15天然气水合物稳定域相图 (据Dickens et al.，1997)
天然气水合物形成温度与体系压力、气体组分和水的活度密切相关:①体系压力越高，天然气水合物形成温度越高;②气体组分不同，形成天然气水合物的压力、温度不同。气体相对密度增大，一定压力下天然气水合物形成温度升高，或者一定温度下天然气水合物形成压力降低。当气体中含有CO2和H2S等易容于水的酸性气体时，天然气水合物形成温度升高或形成压力降低;③水溶液的电解质含量越高，一定压力下天然气水合物形成温度越低。
通过实验数据获得的天然气水合物稳定性的平衡温压曲线的对比可以求出天然气水合物稳定带的厚度和埋深。图7－16为从陆上冻土带得出的一系列深度－温度图解及由实验数据获得不同天然气水合物相平衡曲线图。从图7－16中可看出温度、孔隙压力及气体组成的变化对天然气水合物稳定带厚度的影响。在每一个相态图中，假定年平均地表温度是－10℃，0℃为等温线然而，深度－温度图解中永久冻土带基底深度分别为305m、610m和914m，冻土带深度－温度剖面中存在3种不同的地温梯度4.0℃/100m、3.2℃/100m及2.0℃/100m。两条天然气水合物相平衡曲线代表天然气水合物不同的气体化学性质。其中一条稳定曲线中为100%的纯甲烷水合物，另外一条中天然气水合物组成为98%的甲烷、1.5%的乙烷及0.5%的丙烷。3种相态图中唯一不同的是孔隙压力梯度。假定每一个相态图中对应的孔隙压力梯度分别为:9.048kPa/m(图7－16A)，9.795kPa/m(图7－16B)，11.311kPa/m(图7－16C)。图7－16中显示了不同永冻层深度、地热梯度、气体组分和孔隙压力梯度条件下最适合天然气水合物形成的深度和温度条件。
图7－16天然气水合物相图 (据Collett et al.，2009)
可能的天然气水合物稳定带位于相态图中地温梯度曲线和天然气水合物相平衡曲线交会点处。例如，在图7－16B中，假定地下孔隙水压力梯度为静水压力梯度，从深度－温度图解中可知，610m深的冻土带基底在200m处与纯天然气水合物曲线相交，该处即为天然气水合物稳定带的上边界。地温梯度为4.0℃/100m的冻土带基底与纯甲烷水合物相平衡温压曲线在1100m处相交。因此，该可能的天然气水合物稳定域大约为900m厚。然而，如果冻土带深度达到914m，且冻土带下的地温梯度为2.0℃/100m时，天然气水合物稳定带大约2100m厚。
大部分对天然气水合物稳定性的研究都假定地下孔隙水压力梯度等于静水压力梯度。孔隙水压力梯度超过静水压力梯度时将会形成超压，并使天然气水合物稳定带厚度增加。当孔隙水压力梯度小于静水压力梯度时，将会使天然气水合物稳定带厚度变薄。孔隙压力变化对天然气水合物稳定带厚度的影响可通过图7－16中天然气水合物相图解的对比中进行量化。例如，在图7－16A中，假定地下孔隙水压力梯度为9.048kPa/m，地温梯度为2.0℃/100m，永久冻土带610m处的100%纯天然气水合物稳定带厚度为1600m。然而，当孔隙压力梯度为11.311kPa/m时，天然气水合物稳定带的厚度将约为1850m。图7－16中的天然气水合物相平衡温压曲线由Holder et al.(1987)根据实验数据获得。当纯甲烷水合物系统中混入1.5%甲烷，0.5%乙烷后，相平衡曲线发生向右移动，因此使得可能稳定带厚度增大。例如，假设孔隙水压力梯度为静水压力梯度，永久冻土带深度为610m，地温梯度为4.0℃/100m，天然气水合物稳定带厚度将达到900m，然而，当混入1.5%的乙烷和0.5%丙烷时，将使可能的稳定带厚度达到1100m。
众所周知，溶解盐类会降低水的冰点。例如，阿拉斯加北坡冻土带基底不在0℃等温线上，而在其之下，冰点降低是由于未结冰的孔隙水中盐分的存在。当把盐如氯化钠加入天然气水合物体系时，它会降低天然气水合物形成的温度。在天然气水合物形成过程中，孔隙水中的盐分和气体相互作用时会使晶体形成的温度每一千分之一盐分降低0.06℃(Holder et al.，1987)。因此，孔隙水的含盐度和海水盐度相同(含盐量为32‰)将会使图7－16中天然气水合物相平衡温压曲线向左移动2℃左右，并且使天然气水合物稳定带变薄。
2.天然气水合物稳定带与天然气水合物沉积层及游离气顶界间的关系
一般人们都认为天然气水合物稳定带的底界就是游离气的顶界，即地震剖面上BSR所处的位置，但事实并非完全如此。如果天然气水合物稳定带下方甲烷的供给速率超过某一临界值(这取决于流体速率、能量流等因素)，那么天然气水合物沉积层的底界就可达到游离气的顶部，HSZ底界与HDZ底界及游离气顶界确实是一致的。但是在某些情况下，游离气带的顶界与HSZ的底界并不一致，其间可能存在一层既无天然气水合物也无游离气的沉积层。ODPl64航次的995站和997站位地震剖面上显示有很强的BSR，这里的游离气带的顶界与HSZ的底界是一致的，而994站位处无BSR显示，但钻探结果表明该处也蕴藏丰富的天然气水合物。进一步分析表明这里的游离气顶界深于天然气水合物沉积层底界，这主要是由于甲烷的供给速率低于某一临界值导致的。图7－17的相平衡建立在下述假设基础上:海底温度为3℃，水深为2800m，沉积物孔隙度为0.5，物质流速率为0.3mm/a，能量流为40mW/m3，渗透率为10×10－3～14×10－3μm2。通过粗略地计算，994站位的甲烷供给速率为52.5mol/(m2·ka)，其游离气顶界位于海底之下550m处，而天然气水合物稳定带的底界位于海底之下453m处，其中天然气水合物主要分布于海底之下124～389m;而在995站位和997站位，甲烷供给速率超过61mol/(m2·ka)，天然气水合物稳定带底界、天然气水合物沉积带底界和游离气顶基本一致，位于海底之下453m左右。由此可见，如果甲烷的含量和流体的运移速率小于某一临界值，则含水合物沉积层的厚度要小于天然气水合物稳定带的厚度(图7－17中994站位)，其底部游离气要么缺失，要么远远位于天然气水合物稳定带底界之下;如果甲烷的含量和流体的运移速率等于某一临界值，则HDZ的底界与HSZ的底界一致，游离气则刚好分布于天然气水合物稳定带之下;如果甲烷的含量和流体的运移速率大于某一临界值，则HDZ的底界与HSZ的底界一致，并且大量的游离气分布于天然气水合物稳定带之下。与天然气水合物稳定带底界类似，天然气水合物稳定带的顶界从理论上说可以到海底，但只有当底层水中含大量的甲烷且有高的甲烷和流体运移速率时，天然气水合物才能在海底保持稳定(金庆焕等，2006)。
图7－17天然气水合物稳定带、天然气水合物沉积层与游离气顶界之间的关系图 (据Wood et al.，2000)
3.天然气水合物稳定带的变化
在高压和低温的环境下，在诸如大陆坡附近的沉积物中，天然气水合物相对稳定，当甲烷供应充分时，天然气水合物将出现于整个天然气水合物稳定带中。天然气水合物稳定带也不是静止不动的，随着沉积作用、深部热流的作用以及各种地质作用的进行，由于海底压力和温度的变动会影响到下伏的天然气水合物系统(如造成天然气水合物的形成或崩解)，从而使天然气水合物稳定带发生变化。这主要是由于各种地质作用造成海底温度和压力变化，使天然气水合物稳定带的相边界的稳定条件遭到破坏，HSZ底界附近的天然气水合物变得不稳定，开始崩解，并释放出气体，天然气水合物稳定带底界向上移动。天然气水合物分解释放出的甲烷气体可能会在合适的温压场中再次固化，形成新的天然气水合物层，正因为天然气水合物具有重新活化的特征，所以天然气水合物一旦形成，就不会随沉积物的堆积而被埋藏。Xu和Ruppel(1999)曾采用一维模式来研究海底天然气水合物系统的稳定性，他们假定有稳定的流体、甲烷、热通量从下部向上运移，在海底温度、压力和甲烷浓度固定不变的情况下，通过压力、温度和甲烷浓度联合方程，来研究海底压力和温度的变化对天然气水合物稳定带的影响。结果表明海底压力和温度的变动可影响天然气水合物稳定带的范围，温度的变动改变了甲烷的溶解度，如海底温度降低4℃使甲烷溶解度变化了几十个百分点，从而使天然气水合物稳定带的底界(BHSZ)和天然气水合物沉积带的底界(BHDZ)下移变深，同时使天然气水合物沉积带的顶界(THDZ)上移变浅;而海底压力对溶解度的影响可忽略不计，所以压力变动不会对BHDZ产生很大影响，但对BHSZ却影响显著。自然界中许多地质作用可影响到海底温度和压力的变化，如:①因全球变暖或变冷事件使极地或冰川冰融化或凝结可以改变地球上海水的体积，从而造成海底压力的变动，同时全球变暖或变冷也可导致海底温度的变化;②构造上升作用可使水深减少，压力降低;③沉积作用的进行使埋藏深度增加，若保持地温梯度的恒定就可导致温度上升;④地温梯度的变化也可引起温度的升降;⑤海水温度的变化也可影响天然气水合物系统的稳定性等。
(二)气源
形成天然气水合物的烃类气体是控制天然气水合物形成和分布的重要因素。其气源通常可分为两大类，即热解成因和微生物成因。其中，生物成因的烃类气体组成较简单，分子结构较小，通常构成Ⅰ型结构的天然气水合物;而热解成因的烃类气体分子结构相对较大，不但可以形成Ⅰ型结构的天然气水合物，还可以形成Ⅱ型和H型的天然气水合物。
微生物成因气主要由微生物分解有机质形成。其生成途径主要有两条:二氧化碳还原反应(CO2+4H2→CH4+2H2O)和醋酸根发酵作用(CH3COOH+4H2→CH4+CO2)。虽然在某种现今的环境中通过发酵作用也可形成天然气，但CO2还原作用是古微生物气体聚集的一个重要过程。微生物成因气多数由二氧化碳还原反应生成，其二氧化碳通常由原地有机质氧化和分解形成，之后经微生物还原作用生成甲烷。因此由微生物成因气形成的天然气水合物中的气体大多数来源于水合物附近的沉积物。
热成因甲烷是由干酪根在温度超过120℃时经热解作用形成的，在热成熟作用早期，除了生成热成因甲烷外，还生成其他烃类和非烃气体，并常常伴随原油的生成。在生油高峰期，甲烷主要通过干酪根、沥青和原油的C－C键断裂形成。随着温度的增高，当进入生油窗时，油气开始大量生成。对甲烷而言，其最佳生成温度为150℃。根据典型的地温梯度推算，干酪根埋藏深度应该大于1km，而水合物在海底至海底以下500m左右存在。因此，由热成因甲烷形成的天然气水合物的气体均应来源于深部，后随断层、泥火山等有利构造向上经过长距离运移，到达海底或海底附近后形成天然气水合物，如里海与泥火山有关的天然气水合物。
Kvenvolden(1995)统计了世界各地的天然气水合物样品(表7－4)，结果表明，不同成因的甲烷气具有完全不同的碳同位素组成。细菌还原成因的甲烷气的δ13C值十分低，一般为－57‰～－94‰，而热分解成因的甲烷气的δ13C值较高，一般为－29‰～－57‰。
表7－4世界各地天然气水合物中CH4的含量和δ13C值表
(据Kvenvolden et al.，1995)
Matsumoto et al.(2000)曾利用甲烷的δ13C值和气体成分比值R(C1/C2+C3)来判别不同成因的天然气水合物(图7－18)。热分解成因的甲烷气具有高的δ13C值(大于－50‰)和低的R值(小于100)，而细菌还原成因的甲烷气具有低的δ13C值(小于－60‰)和高的R值(大于1000，达1万以上)，介于两者之间表明为混合成因。
图7－18由CH4的δ13C值和烃类气体组成判别气体成因 (据金庆焕等修改自Matsumoto et al.，2000)
天然气水合物烃类气体成分和甲烷气的δ13C值组成表明，它们主要是由微生物还原沉积有机质的二氧化碳而产生的甲烷气，其含量占烃类气体总量的99%以上，其δ13C值组成范围在－57‰～－73‰。仅在墨西哥湾和里海(Ginsburg et al.，1992)两处发现了主要由热成因甲烷形成的天然气水合物，其烃类气体中甲烷含量为21%～97%，甲烷气的δ13C值为－29‰～－57‰。少数地区天然气水合物中的甲烷为混合成因，以微生物成因为主(金庆焕等，2006)。
(三)水源
水是形成天然气水合物一个不可或缺的因素。天然气水合物中绝大多数都是水，Ⅰ型天然气水合物中气水比是8∶46，Ⅱ型天然气水合物中气水比是24∶136，气水比说明了天然气水合物中含有大量的水。水的来源有两类:一是水和天然气一起被运移并从过滤流中沉淀;二是从沉积物中原地萃取，随着甲烷的不断供给和共生天然气水合物的形成，使得纯水从周围的沉积物中渗透扩散到反应带内。
通常，水普遍存在于海洋和陆上沉积物中，但在某种情况下，天然气水合物形成过程中水分被排出。在溢气口观察到的气泡和在大多数深水环境中观察到的类似特征证实了天然气在厚层天然气稳定带内发生某种程度上地运移。这一过程可用一种地质运移模式来解释，其允许天然气通过天然气水合物稳定域发生运移，包括气泡相气体沿着裂缝发生运移，在这一裂缝性运移通道中，其隔层壁上吸附着天然气水合物，气泡相气体沿着内部通道发生运移。其中，天然气水合物充填的裂缝从不与地层水发生接触。在这一系统中，水分的排出阻止了天然气水合物的形成。阿拉斯加北部可能的甲烷水合物稳定带中发现的充满游离气的砂岩储集层就是一个明显的例子。在这种情况下，夹在厚层页岩中的分散砂岩体可能含有游离气。然而，由于缺乏有效水分，天然气水合物在该分散砂岩储集层中难以形成。
(四)天然气运移
天然气运移是天然气水合物系统中的一个重要组成部分。
如前所述，高度富集的天然气水合物中蕴藏大量的天然气，这些气体来源于微生物成因或热成因。在大多数情况下，天然气水合物中的气体是微生物成因的。另外，大多数天然气水合物通常发现于埋藏较浅或温度较低而不足以形成热成因气的沉积物中。因此，存在于大多数天然气水合物中的天然气必须在稳定带中通过一系列化学过程才能聚集。
甲烷和其他气体在沉积物中运移过程中主要有以下3种相态:①扩散相;②气溶水相;③气泡相或游离气相。通过扩散相进行运移过程较缓慢，且通常很难形成天然气水合物。然而，通过气溶水相或游离相进行运移过程是有效的。
关于天然气运移和天然气水合物的形成之间的关系主要有两种基本模式。最早是由Davis和Hyndman于1990年提出的，水在天然气水合物稳定带中发生垂向运移，并且在向上运移过程中，甲烷溶解度逐渐降低，这将导致天然气水合物的形成。大量实地调查和实验研究发现，当烃类气体浓度大于其在孔隙水中的溶解度时，天然气水合物仅形成于孔隙水中甲烷达到饱和的沉积物中。另一种模式是，甲烷以气泡相向上运移至天然气水合物稳定带中，天然气水合物成核作用则发生在气泡和孔隙水的接触面处。两种模式都要求有允许水和气体运移的渗透性运移通道，但与含水运移模式相比，气相运移模式要求相对较好的流体运移通道。沉积物中孔隙水和气泡相气体运移过程通常被认为是沿着渗透性运移通道如断裂系统或多孔渗透性沉积层发生运移。因此，如果没有有效运移通道，很难形成大量天然气水合物。
(五)储集层
Sloan和Koh(2008)对已发现的天然气水合物样品进行分析研究发现原地天然气水合物的物理性质变化较大。天然气水合物的存在形式有4种:①占据粗粒岩石粒间孔隙;②以球粒状散布于细粒岩石中;③以固体形式充填在裂缝中;④大块固态水合物伴随少量沉积物。然而，大多数天然气水合物实地考察发现天然气水合物聚集成藏主要受裂缝和粗粒沉积物的控制，天然气水合物主要充填在裂缝中或分散在砂岩储集层孔隙中。Torres et al.(2008)研究发现天然气水合物易形成于粗粒沉积物中，因为粗粒沉积物中毛细管压力较低，允许气体发生运移和水合物晶核的形成。然而，形成于富含泥质沉积物中的天然气水合物难以解释且非常少见。近年来，Cook和Goldberg(2008)提出，随着富含泥质沉积物孔隙水中天然气达到饱和，形成于多孔状裂缝中的天然气水合物沿着最大主应力发生扩散，在大多数情况下，沿着垂直裂缝发生运移。
Boswell和Collett(2006)提出，地质环境中存在4种类型的天然气水合物储集层(图7－19)。该资源金字塔通常用来说明资源量的相对大小和不同类型能源的生产率。在资源金字塔中，最具开采价值的是位于最顶端的储集层，最具技术挑战的是位于最底端的储集层。到目前为止，主要在以下4种不同类型的储集层中发现了天然气水合物:①砂岩储集层;②裂缝性泥岩储集层;③紧邻海底的细粒泥质沉积物层;④非渗透泥岩层。Milkov和Sassen(2002)也对类似的天然气水合物矿床进行过描述。前两种类型的目的层被认为是有利的勘探目标，因为这两种目的层具有形成天然气水合物的有效渗透率。这两种类型的关系密切且通常以相结合的形式出现。这些储集层由水平－近水平的粗粒渗透性沉积层组成，以垂直－近垂直的裂缝作为运移通道。
图7－19天然气水合物资源金字塔 (据Collett，2008)
图7－19中天然气水合物金字塔最上层代表北极地区砂岩储集层中的天然气水合物高度聚集。Collett et al.(1995)指出北极地区阿拉斯加北坡砂岩储集层水合物资源量约为16.7×1012m3，近年来，Collett et al.(1995)对阿拉斯加北部的天然气水合物资源量进行评估后，指出目前可从阿拉斯加北部砂岩储集层中采集出大约2.42×1012m3的天然气水合物。类似的情况在北极其他冻土带未发现。其次海洋环境的砂岩储集层中中到高度富集天然气水合物资源。由于深海地质环境特征相差较大，浅层地层中的砂体含量通常较少。这些储集层勘探和开发成本通常较高。然而，大多数海洋天然气水合物将可能在深部构造层内发现，如墨西哥湾。MMS(Frye，2008)对墨西哥湾砂岩储集层中的高度富集的天然气水合物评估后，认为其资源量为190×1012m3。而且，MMS对墨西哥湾的评估后发现天然气水合物稳定带浅层沉积层中的具有储层性质的砂岩体比以前认为的还要多。
经生产测试与建模发现砂岩储集层中的天然气水合物可利用现有的生产技术进行开采。对北极和海洋地区砂岩储集层中的天然气水合物开采来说，不存在较大的技术困难;问题主要在于天然气水合物开采的经济效益。在天然气水合物资源金字塔中，位于砂岩储集层下方的是以细粒泥岩和页岩为主的储集层。在这些类型的天然气水合物矿藏中，裂缝系统中的天然气水合物资源前景最大。然而，与颗粒支撑的高渗透性砂岩储集层不同，甲烷很难从泥岩封闭的裂缝中排出。
近年来，实地研究显示局部地区埋藏较深的高度聚集的裂缝性天然气水合物矿藏比以前更加常见。另外，大多数裂缝性天然气水合物矿藏与地表渗入相关天然气水合物沉积有关。
大多数散布在细粒泥质沉积物中的海底天然气水合物矿藏与地表渗入天然气水合物沉积物有关。这种类型的天然气水合物矿藏通常呈丘状堆积在海底，在大多数情况下与深部裂缝性天然气水合物系统有关，该裂缝通常可作为天然气水合物在稳定带中运移的通道。这些特征是似乎多变但都较常见。然而，这种类型的天然气水合物矿藏资源量却不清楚。由于经济和技术瓶颈及可能会造成海底生态系统的破坏，在丘形体中开采出商业性天然气不太可能。
位于天然气水合物资源金字塔最底端的是那些规模最小的分散状天然气水合物矿藏。典型代表就是布莱克脊区，其大部分区域天然气水合物饱和度较低。世界上大多数天然气水合物可能属于这一资源当量。然而，以目前的技术还难以从该地区高度分散的资源中开采出具有商业性的天然气水合物。由于常规生产技术只适用于砂岩储集层中天然气水合物，砂岩储集层对开采天然气水合物来说被认为最具商业价值，并且可能是未来天然气水合物勘探和开发的主要对象。
(六)关键时刻
在常规油气系统中，地质事件的关键时刻对油气藏形成与分布来说是一个非常重要的控制因素。像大多数常规石油系统，在天然气水合物系统中，确定此属性取决于圈闭形成时间、天然气形成和聚集的大致时间。由于天然气水合物矿藏通常与天然气源密切相关以及天然气水合物能够独自形成圈闭，因此关键时刻并不是大多数天然气水合物矿藏的一个重要的控制因素。