天然气水合物是一种由气体与水在高压低温条件下形成的，具有笼状结构的似冰状结晶化合物。天然气分子被包进水分子中，结晶形成这种独特的物质。其外观通常呈冰状白色或浅灰色固态结晶。

天然气水合物具有一些独特的物理性质，它的硬度和剪切模量小于冰，密度与冰大致相等，热传导率和电阻率远小于冰。这种物质具有极强的燃烧能力，燃烧时火苗呈蓝色。在降压或升温等条件下，它会逐步分解，生成烃类气体和水。

天然气水合物在自然界中的分布较为广泛，通常分布于海底和永久性冻土带。其中，约3%分布在极地冻土带、内陆海及湖泊，而97%分布在海洋。据推断，其他行星或其卫星上也可能存在天然气水合物。

形成及成藏条件

（一）基本形成条件

形成天然气水合物必须满足三个基本条件，即温度、压力和天然气物源。

• 温度：可燃冰在0 - 10℃时生成，当温度超过20℃便会分解。海底温度一般保持在2 - 4℃左右，为天然气水合物的形成提供了适宜的温度环境。
• 压力：在0℃时，可燃冰只需30个大气压即可生成。在海洋环境中，由于其深度较大，30个大气压很容易保证，并且气压越大，水合物就越不容易分解。
• 天然气物源：海底的有机物沉淀，其中丰富的碳经过生物转化，可产生充足的气源，为天然气水合物的形成提供了物质基础。

（二）成藏控制因素

天然气水合物成藏受到多种因素的控制，主要包括天然气水合物稳定条件、气源条件、水源条件、天然气的运移条件以及储集空间条件。

形成原因与机理

（一）形成原因

天然气水合物形成过程类似于盐类的结晶过程，但与一般盐类结晶不同，它是由冷度或过饱和度引起的亚稳态结晶。生成天然气水合物必须具备气体处于水蒸气过饱和状态或有游离态水存在、低温（通常小于300K）、高压、合适的气体分子（气体分子直径大于0.35nm小于0.9nm）以及其他辅助条件，如气体流速和流向的突变产生的扰动、压力的波动和晶种的存在等。此外，存在一个临界温度，当气体温度上升到这一程度后，无论多大的压力也不会生成水合物。

（二）形成机理

天然气水合物的亚稳态结晶过程宏观上可分为水合物成核和生长两个阶段。

• 成核过程：晶核形成并生长到具有临界尺寸和稳定水合物晶核的过程。
• 生长过程：已形成的稳定晶核生长到固态水合物晶体的过程。在实现结晶成核大量出现并形成水合物的快速生长之前，系统的宏观特征不会发生大的变化。

从微观角度来看，天然气水合物的形成过程可分为四个步骤：

1. 气体分子的溶解过程：气体分子溶于水中。
2. 水合物骨架形成的过程：溶解到水中的气体分子和水形成一种类似于冰的碎片的天然气水合物基本骨架，这种骨架通过结合形成不同大小的空腔。
3. 气体分子的扩散过程：气体分子扩散到水合物基本骨架中。
4. 气体分子被吸附的过程：天然气气体分子在水合物骨架中进行有选择性的吸附，从而使水合物晶体增长。

在一些特定情况下，如气体流速高（当气流通过油管节流装置等流速急剧增大时）、压力发生波动、气水接触面积大、存在微小的水合物晶体“晶核”、硫化氢和二氧化碳等酸性气体存在（相对天然气，它们更易于溶于水）等，天然气水合物的形成速度将加快。

稳定条件

天然气水合物稳定条件主要指地层温度和压力、地热梯度、气体成分和孔隙水盐度等影响因素。

• 温度和压力：水合物形成的最佳温度是0 - 10℃，压力大于10MPa。温度和压力具有一定的补偿作用，在极地和高纬度海域，因其温度较低，形成水合物时不需太高的压力。
• 地热梯度：水合物稳定带深度和厚度受地热梯度控制。地热梯度高则水合物稳定带位置相对较浅，厚度相对较薄；地热梯度低则水合物稳定带位置相对较深，厚度相对较厚。
• 气体成分：当甲烷中含有重烃气体、二氧化碳或硫化氢时，更有利于水合物的形成（相边界右移）。
• 孔隙水盐度：孔隙水盐度对水合物的形成具有抑制作用，盐度越大，水合物形成难度越大（相边界左移）。水合物形成过程实际上是水合物—溶液—气体三相平衡变化的过程，任何能影响相平衡的因素都能影响水合物的形成过程。

气源条件

充足的烃类气体供给是形成天然气水合物的一个先决条件。形成天然气水合物的烃类气体成因主要有微生物成因和热解成因，此外还有混合成因、二氧化碳还原成因等。气源岩可生成大量微生物成因和热分解成因的烃气，是决定天然气水合物形成和分布的重要控制因素。

（一）微生物成因

微生物成因的烃类是通过厌氧菌在消化有机物碎屑而形成的，主要是甲烷气。天然气有两种来源，即二氧化碳还原反应和发酵作用，其中二氧化碳还原反应生成的天然气是微生物气的主要来源。气体向上迁移，溶解于沉积物的孔隙中，并不断积累。当温度和压力达到一定的数值时，在适合的条件下就形成了天然气水合物的储层。储层之下往往有一些游离甲烷气。微生物成因主要是结构Ⅰ型的天然气水合物的储层。对于微生物成因天然气水合物，沉积物中有机质的沉积速率和有机碳含量是影响水合物形成的重要因素，有利于微生物成因气聚集的有机质沉积速率为200 - 1000m/Ma。

（二）热解成因

热解成因的烃类是由原本存在的深层常规油气藏在地质构造变化时，温度和压力升高，其中的烃类热解，即长链有机化合物断裂，产生相对较轻的烃类气体。这种气体有少部分在沉积层中就地成为水合物，大部分向较浅层迁移，在低温高压条件适合的海底形成天然气水合物。热解成因的甲烷气比生物成因的甲烷气更容易向海底盆地富集，并通过盆地流水迁移至高孔高渗的浅部天然气水合物稳定带，其圈闭条件很好，阻止甲烷气逸散到海底以上的海水中。这类碳氢气体的分子量较大，主要是形成结构Ⅱ型和H型天然气水合物。

水源条件

天然气水合物的形成需要大量的水，液态水的存在是水合物形成的必要条件。一般认为，海洋和陆地沉积物中的水非常丰富，但在一些特殊情况下，由于缺乏可利用的水也能阻止天然气水合物形成。

天然气运移条件

高丰度的天然气水合物分布须包含大量的天然气。多数情况下，天然气水合物稳定带内部生成的微生物气，并不能提供足够用于形成水合物聚集的天然气。此外，大多数的天然气水合物聚集存在的沉积物，并没有深埋或达到足够的温度，以形成热成因机制的天然气。因此，天然气的运移就成为形成水合物稳定带中天然气水合物聚集的重要因素。甲烷，包括其他的水合物气，有三种运移形式：扩散作用、运移水介质的溶解作用、独立气相的浮力作用。扩散作用驱动的运移非常缓慢，大多不能运移足够的天然气，形成集中天然气水合物聚集。但通过以水溶气或独立气相进行垂向运移，可运移足够的天然气，形成集中天然气水合物聚集。孔隙水流动和气泡相天然气在沉积物中都沿渗透性的通道运移，如断层系统、多孔易渗的沉积层等。在运移通道的作用下，中深部—深部的热成因气和中浅部—浅部的微生物成因气运移至相对浅部的水合物稳定带内，并在水合物稳定带内富集，从而促进水合物的形成与成藏。

储集空间条件

天然气水合物存在于多种地质环境中，如粗砂岩的孔隙中、细砂岩的团块中、固体充填裂缝中，以及由少数含有固体天然气水合物的沉积物组成的块状单元中。大多数天然气水合物的现场考察说明，天然气水合物的富集取决于裂缝和（或）粗粒的沉积物分布，天然气水合物可以存在于裂缝充填物中或弥散于富砂储集体的孔隙中。

主要分类

（一）按产出环境分类

按产出环境可以将天然气水合物分为海底天然气水合物和极地天然气水合物两种类型，这两种产出环境代表两种不同的温度 - 压力机制。

• 海底天然气水合物：通常把在海洋过渡带、边缘海和内陆海等世界洋底蕴藏的天然气水合物都称为海底天然气水合物。海底天然气水合物的环境温度相对较高，压力也相对较高。

• 极地天然气水合物：极地天然气水合物是在较低的压力和温度下形成的，蕴藏深度也相对较浅，通常出现在陆地的永久冻土带或大陆架的永久冻土带。

（二）按结构类型分类

按结构类型，天然气水合物可分为Ⅰ型、Ⅱ型和H型三种。

• Ⅰ型天然气水合物：具有立方晶体结构，在自然界分布最为广泛，仅能容纳甲烷、乙烷这两种小分子的烃，以及CO₂、N₂、H₂S等非烃分子。
• Ⅱ型天然气水合物：为棱形晶体结构，除容纳结构Ⅰ型中的小分子外，还能容纳C₃H₈、i - C₄H₁₀（异丁烷）等较大的烃类气体分子。
• H型天然气水合物：呈六方晶体结构，能够容纳小分子和直径为0.8 - 0.9nm的大分子，如正丁烷、环已烷、环辛烷等。

（三）按成因分类

按成因分类主要是指考虑水合物中气体同位素、气体成分和气体运移距离等因素所进行的分类。气体烃混合物中C₁的含量n，气体烃混合物中C₁、C₂和C₃的组成和组分体积比R(C₁/C₂ + C₃)，以及C₁的碳同位素组成的特征(以PDB标准，‰)，是气体水合物成因分类的重要的地球化学参数。

• 生物成因天然气水合物：当δ¹³C₁（甲烷碳同位素组成）介于 - 90‰ - - 55‰，R > 1000时，指示天然气水合物为生物成因，是沉积物中的有机质在细菌降解作用下产生的气体经渗滤扩散形成的。生物成因天然气水合物主要由结构Ⅰ型水合物组成。
• 热解成因天然气水合物：若δ¹³C₁ > - 55‰，R < 100时，指示气体水合物为热解成因，可能是由深部热解生成的气体渗滤而形成的。热解成因天然气水合物主要由结构Ⅱ型和H型组成。
• 混合成因天然气水合物：介于上述二者之间的为混合成因天然气水合物。

（四）其他分类

对天然气水合物藏的分类主要从产出状态、气体来源、地质控制因素以及流体疏导方式等进行分类。

• 根据水合物产出状态分类：可分为孔隙充填型水合物藏、裂缝充填型水合物藏以及块状水合物藏。
• 根据气体来源分类：可分为生物气型水合物、热解气型水合物和混合气型水合物。
• 根据成藏的地质控制因素分类：可分为断层构造储集型、泥火山储集型、地层控制储集型、构造 - 地层储集型。

主要特征

（一）矿物组成

自然界中的天然气水合物以甲烷水合物为主，其包络的气体以甲烷为主，与天然气组成非常相似。这种化合物化学成分不稳定，成分可变，可用通式M·n H₂O表示。M·n H₂O中M代表水合物中的气体分子，n为分子数。M的成分主要有甲烷（CH₄）、乙烷（C₂H₆）、丙烷（C₃H₈）、丁烷（C₄H₁₀）等同系物以及二氧化碳（CO₂）、氮气（N₂）、硫化氢（H₂S）等。

（二）物理特性

• 外观：天然气水合物通常呈白色，外形如冰雪状。在自然界中发现的天然气水合物多呈白色、淡黄色、琥珀色、暗褐色，亚等轴状、层状、小针状结晶体或分散状。从岩芯样品来看，水合物主要以以下方式赋存：①以球粒状散布于细粒沉积物或岩石中；②占据粗粒沉积物或岩石粒间孔隙；③以固体形式填充在裂缝中；④出现在海底的块状水合物伴随少量沉积物。
• 多孔性与力学性质：天然气水合物具有多孔性，硬度和剪切模量小于冰，密度与冰大致相等，热传导率和电阻率远小于冰。结构Ⅰ型天然气水合物的硬度约为2 - 4，密度为0.912g·cm⁻¹（甲烷为0.91g·cm⁻¹，乙烷为0.951g·cm⁻¹）；结构Ⅱ型天然气水合物的密度为0.94g·cm⁻¹（丙烷为0.833g·cm⁻¹，丁烷为0.892g·cm⁻¹）。
• 热导率：天然气水合物的热导率是确定开采方法和设计开采方案的重要参数，它与天然气水合物的结构类型和其中夹带的水分等因素有关。研究表明，影响天然气水合物热导率的主要因素是密度。在密度为400 - 600kg·m⁻³范围，可用经验公式计算热导率。在压力为10MPa、密度为400kg·m⁻³的情况下，其热导率与温度的关系式为（具体公式可根据实际情况补充），在实验温度范围内，热导率随温度升高而变小。在温度为243K，密度为650kg·m⁻³的情况下，热导率与压力的关系式为（压力的单位为MPa），压力升高，热导率变大。
• 比热容：天然气水合物的比热容与天然气水合物中的客体分子有关，不同的客体分子对比热的影响是不同的。在相同温度下，丙烷水合物的比热比甲烷、乙烷的要大得多。单一烃烷的水合物，比热随温度上升而线性地增大。甲烷水合物的比热很小，所以较少的热量就可以使甲烷的水合物分解。

（三）声学性质

（四）化学性质

天然气水合物极易燃烧，在燃烧以后几乎不产生任何残渣或废弃物。甲烷水合物燃烧时火苗呈蓝色，火苗越蓝，可燃冰越纯，温度越高，热量也越大。天然气水合物燃烧后几乎不产生任何残渣，污染比煤、石油、天然气都要小得多。1立方米可燃冰可转化为164立方米的天然气和0.8立方米的水。固体的天然气水合物在降压或升温等条件下，其稳定平衡状态将被打破，天然气将会溢出。天然气水合物的形成过程为放热过程，分解过程为吸热过程。

（五）结构特征

天然气水合物是由氢键连接而成的水分子笼立体叠置形成的晶体化合物。在这种冰状的结晶体中，碳氢气体充填在水分子构成的空穴中，两者在低温和一定压力下通过范德华作用力稳定地相互结合在一起。在自然界中，甲烷是最常见的“客”气体分子。常见的水合物晶体结构（按水分子的空间分布特征区分，与客体分子无关）有Ⅰ型、Ⅱ型、H型三种。结构Ⅰ、结构Ⅱ的水合物晶格都具有大小不同的两种笼形孔穴，结构H则有三种不同的笼形孔穴。一个笼形孔穴一般只能容纳一个客体分子（在压力很高时也能容纳两个像氢分子这样很小的分子）。自然界中存在的NGH（天然气水合物）主要为结构Ⅰ型，其中甲烷占烃类气体总量的99%以上。Ⅰ型NGH较容易分解，Ⅱ型和H型的NGH比Ⅰ型的要稳定得多，Ⅱ型和H型的NGH甲烷气含量也稍微少一些。除这三种结构外，2001年还发现了其他新型的晶体结构——结构T（Trigo - nal的字首）型的NGH。

三种类型天然气水合物结构参数

储量与分布

（一）储量情况

天然气水合物储量巨大。1996年罗格纳（hans - holger rogner）的研究结果表明，世界天然气水合物总的地质资源量为20689.2×10¹²m³，有机碳储量相当于全球已探明传统化石燃料总碳量的两倍。海底天然气水合物分布的范围约占海洋总面积的10%，相当于4000万平方千米。

（二）分布区域

天然气水合物通常分布于海底和永久性冻土带，其中，3%分布在极地冻土带、内陆海及湖泊，97%分布在海洋。截至2016年，全球已发现天然气水合物产地132处，其中海底及湖底沉积物中123处，陆地冻土带中9处。

• 海底的天然气水合物：多产于大陆架、大陆坡、水下高地、边缘海等大陆边缘地区，尤其是与泥火山、盐（泥）底辟、大型断裂有关的沉积盆地中。勘探研究证明，海洋大陆架是天然气水合物形成的最佳场所，90%的海域具有形成天然气水合物的温压条件。通常，天然气水合物可存在于海底之下500 - 1000m的范围内，再往深处，由于地热升温，其固体状态易遭破坏。从全球范围看，这些海底天然气水合物产地可划分为3个成矿带，即西太平洋成矿带、东太平洋成矿带和大西洋成矿带。海底天然气水合物主要集中在大西洋海域的墨西哥湾、加勒比海、南美东部陆缘、非洲西部陆缘和美国东海岸外的布莱克海台等，西太平洋海域的白令海、鄂霍次克海、日本海、苏拉威西海和新西兰北部海域等，东太平洋海域的中美洲海槽、加利福尼亚滨外和秘鲁海槽等。
• 永久性冻土带的天然气水合物：在北极或者海底以下0 - 1500米深的大陆架的冻土带都有可能存在。陆上永冻土中的天然气水合物集中在西伯利亚、阿拉斯加和加拿大的北极圈内。环绕北美洲有11个大型的天然气水合物矿区，资源储量超过5.8x10¹³m³，俄罗斯的天然气水合物资源量达到3.05x10¹³m³。

（三）中国情况

中国具备天然气水合物形成的地质和物源条件，具有良好的找矿前景。探明海域资源量约800亿吨油当量。南海北部蕴藏着丰富的天然气水合物资源，其远景资源量可达185亿吨油当量。西沙和东海海域，以及青藏高原冻土带中也发现了储量丰富的天然气水合物。中国在海域发现的天然气水合物纯度在99.7%以上，饱和度达到25% - 48%，矿层厚度达30多米，且呈层状分布。据预测，中国天然气水合物资源量超过2000亿吨油当量，其中，南海海域约650亿吨，青藏和黑龙江的冻土地带约1400亿吨。中国是世界上第三冻土大国，冻土总面积达215万平方千米，陆域天然气水合物的远景资源量可达350亿吨油当量，而青海省的储量约占四分之一。

应用领域

（一）能源领域

天然气水合物是一种绿色洁净的新型能源，能量比同当量的煤、石油和天然气要大数十倍，而且纯度很高，燃烧后不产生任何残渣和尾气。作为一种新型烃类能源，天然气水合物具有分布广、规模大、埋藏浅、成藏物化条件好、清洁环保等优点。

（二）天然气水合物技术的应用

基于水合物生成和分解的水合物技术具有广阔的工业应用前景，主要应用领域如下：

• 天然气的贮存和运输
  • 技术简介：水合物储运天然气技术常简称天然气水合物技术。该技术利用天然气水合物的巨大储气能力，将天然气利用一定的工艺制成固态水合物，然后再把水合物运送到储气站，最后在储气站气化成天然气供用户使用。
  • 优点
    • 蓄能密度大：1m³的天然气水合物可以携带标准状况下160 - 180m³的天然气。
    • 制备条件要求相对低：天然气水合物可以在2 - 6MPa，0℃ - 20℃条件下进行制备，与液化天然气相比在制备技术上避免了超低温的环节。
    • 储存安全：天然气水合物可以在0.1MPa， - 15℃条件下实现稳定储存，且天然气水合物气体释放过程缓慢，没有液化天然气储存时产生泄漏和造成爆炸的危险，同时天然气水合物分解时在表面形成一层保护膜以减缓或阻止其分解。
    • 天然气释放简单：采用简单的加热手段就可以将固体状态的水合物直接转化成可使用的气态天然气。
    • 技术经济优势强：天然气水合物的储存条件温和，能够在 - 15℃ - 0℃和1 - 10个大气压下长时间保存而分解量很小，且天然气水合物的输送是以固体形态实现的，因此其单位体积的输气量大，占用空间小，便于储存及运输。
• 气体混合物分离
  • 水合物海水淡化技术：利用较易生成水合物的小分子物质与海水中的水生成水合物晶体，然后进行固液分离，最后分解水合物固体，即可得到淡水。其最大优点就是能耗低、设备简单、紧凑；工质在水或盐水中溶解度低；无毒、价廉、安全。部分天然气可作为水合剂使用。
  • 气体水合发开发盐湖：水合物的相平衡温度通常低于10℃，高于10℃后水合物就会分解，且水合物中不含有离子和强极性组分。这些物性为客体分子与水分子反应浓缩盐湖水使其达到过饱和，析出湖盐，最终分离出湖盐提供了理论可能。高寒地区利用环境温度促使水合物生成，获得湖盐，这将是一种潜在的节能型、环境友好型的湖盐开发方法。
  • 利用天然气水合物制冷：制冷剂气体水合物蓄冷技术基本原理是在用电低谷期，让制冷系统产生多余冷量，并传递给制冷剂气体和水，使其在20MPa的压力和5℃ - 12℃的温度下，生成固态的制冷剂气体水合物；到了用电高峰期，使气体水合物溶解，冷量释放传递出来，可避免用电高峰期使用制冷系统制冷不足的问题。
  • 水合物分离法在沼气中分离高纯度甲烷：沼气主要包含甲烷(60% - 70%)、二氧化碳(30% - 40%)，硫化氢(0.5% - 1.5%)等气体。沼气中的二氧化碳和硫化氢需要去除，以便提高沼气的燃烧效率，保护环境。硫化氢、二氧化碳同甲烷一样与水在一定的温度和压力下均能生成Ⅰ型气体水合物。三种气体水合物的相平衡压力相差很大，使用水合物分离法分离二氧化碳、硫化氢、甲烷是有可靠的理论依据的。利用气体水合物法从沼气中提纯甲烷气不仅经济、环保、实用，而且效率高，经过一次提纯就可以得到高纯度的甲烷气体(从理论上来说纯度可在99%以上)。该方法还可用于脱硫以及分离二氧化碳等其他方面，不仅可以缓解能源危机，而且有利于保护环境。
• 二氧化碳深海贮藏：全球气候变暖已引起世界各国的重视，变暖的原因是由于大气中微量气体浓度增加的缘故。甲烷是一种更强的温室效应气体，其温室效应为二氧化碳的21倍。全球气候变暖引起某些地区的甲烷水合物分解，从而将使更多的甲烷气体排放到大气中，加剧温室效应，使全球气温进一步升高，形成恶性循环。研究结果表明，海底水合物将在今后1000年内保持稳定，而陆地上常年冻土带的水合物可能在今后100年内开始分解，考虑到陆地上水合物储量不到总储量的1%，人类尚有时间研究此问题。为减轻温室效应，一些日本学者建议将大气中的二氧化碳以固体水合物的形式储存到深海中，以减缓温室效应。
• 其他应用：天然气水合物技术还可以用于天然气使用中的不均衡性(调峰)的调节、天然气汽车燃料、石油化工(水合物三相混输)、气体混合物分离、生物酶活性控制及提取，纳米及半导体微晶合成、汽车驱动、有毒气体处置等许多领域，且部分技术已实现小型工业化。

矿物开采

（一）勘探技术

• 似海底反射层（BSR）勘探技术：天然气水合物可由似海底反射层勘探技术进行勘探。天然气水合物稳定带界线大致分布在同一海底深度上，因此水合物稳定带底面的反射也大致与海底平行。由于天然气水合物沉积层具有较高的速度，而天然气水合物沉积层下的地层一般为烃类气体聚集区，声速较低，这样水合物底界的强声阻抗就会产生强反射，在地震反射剖面上显示出一个独特的反射界面。但BSR并非天然气水合物存在的唯一标志，有BSR显示的地区往往有天然气水合物，但是有天然气水合物存在的地区未必一定有BSR，有BSR的地区也未必就一定有水合物。
• 钻孔探测技术：通常采用钻杆或活塞式取样器直接采取天然气水合物样品，若能维持原位的温度和压力条件，取样便更为理想。
• 测井技术：在常规测井曲线上，天然气水合物沉积层主要表现为以下异常现象：①电阻率较高；②声波时差小；③自然电位幅度不大；④中子测井值较高；⑤高伽马值；⑥井径较大；⑦钻井过程中有明显的气体排放现象，气测值高。以此，可以确定天然气水合物和含天然气水合物的沉积物在深度上的分布；估算孔隙度与甲烷饱和度；利用井孔信息对地震与其他地球物理资料作校正。测井资料也是研究井点附近天然气水合物主地层沉积环境及演化的有效手段。
• 物理与化学探测技术（方法）：主要是通过调查分析海洋或海底沉积物中某些物理指标和地球化学指标的异常分布，判断天然气水合物存在的可能性。物理指标探测方法包括海面增温异常分析（利用卫星热红外扫描技术监测海面低空大气温度的变化，定性分析由于水合物分解而导致的海底排气作用，寻找有利的找矿区带）、放射性热释光分析（利用高灵敏度热释光测量仪分析海底沉积物样品接受的天然放射性所产生的热释光强度总和，该方法是基于烃类物质与U和Th等放射性元素之间存在有密切关系的事实）。地球化学指标探测方法主要包括多包烃分析（测量经酸处理后沉积物样品中次生包裹体所释放的烃类气体，借此判断海底沉积物中天然气含量、种类和水合物资源存在的可能性）、海洋底层水地球化学分析（采取底层水样品，并分析其所含烃类气体的化学组成，用以发现和圈定海底烃气异常区带）。
• 标志矿物技术：成矿流体在沉积作用、成岩作用以及后生作用过程中与海水、孔隙水、沉积物相互作用可形成一系列标志矿物，能指示天然气水合物存在的标志矿物通常是具有特定组成和形态的碳酸盐、硫酸盐和硫化物，通过勘探此类标志矿物即可确定天然气水合物的所在位置。

（二）开采方法

天然气水合物开发思路基本上是先打破天然气水合物的相态平衡，使天然气水合物分解，再将天然气采至地面。开发技术方法主要包括：降压法、固态流化法、热激法、化学势差驱动法（包括化学抑制剂法以及CO₂置换开采法等）。

• 降压法：降低压力而使天然气水合物分解。一般是在天然气水合物层之下的游离气聚集层中降低天然气压力或形成一个天然气空腔(可由热激发或化学试剂作用人为形成)，使与天然气接触的水合物变得不稳定并且分解为天然气和水。该技术特点是经济，无需增加设备和昂贵的连续热激发作用，可行性较高；缺点是作用缓慢，且天然气水合物的分解是吸热过程，若天然气水合物大量分解或储层原始温度接近或低于0℃会导致诱发水结冰或者二次生成水合物等现象，可能造成产气通道被堵塞等问题。
• 固态流化法：先利用海底的机械装置将赋存有天然气水合物的储层进行碎化处理，使其成为水合物液；而后将其输送至海平面的开采平台上进行深加工。在天然气水合物浆液被举升的过程中，伴随着外界温度压力的变化，天然气水合物逐渐分解，气体得以回收，从而获得天然气。
• 热激法：从地面向天然气水合物地层注入热流体，或者采取其他方法（开采重油时使用的火驱法）加热固态的天然气水合物，从而破坏其物相平衡状态，使其分解释放出天然气。热激发法包括注热开采法、井下电磁法和微波加热法等，此法的缺点是热耗损大，效率低。井筒电加热可以有针对性地就某一特定位置进行加热，可以获得较高的热量利用效率。
• 化学抑制剂法：将化学抑制剂直接注入水合物储层，破坏水合物原有的相平衡条件，降低水合物稳定温度（甲醇、乙二醇等作为抑制剂时），改变天然气稳压条件（氯化钠、氯化钾等作为抑制剂时），从而可以在不改变储层工况的情况下使水合物大量分解。但是此法存在抑制剂本身和天然气水合物不充分接触的问题，此外还有成本较高，见效较缓慢，化学试剂注入地层可能对环境有影响等缺点。
• CO₂置换开采法：利用了二氧化碳水合物和甲烷水合物在相平衡特点方面的差异，诱导储层生成二氧化碳水合物，从而置换出甲烷气体分子。置换过程放热，避免水合物分解造成温度下降；且二氧化碳水合物重新填充了孔隙空间，保证了气体开采的安全；同时，也封存了二氧化碳这一重要的温室气体。但当温压条件接近水合物平衡条件或CO₂含量达到饱和时，沉积层中CH₄产气率将会减慢，置换开采受到较低置换效率制约。