The University of Texas Hydrate Pressure Coring Expedition (UT-GOM2-1) recovered cores at near in situ formation pressures from a gas hydrate reservoir composed of sandy silt and clayey silt beds in Green Canyon Block 955 in the deep-water Gulf of Mexico. The expedition results are synthesized and linked to other detailed analyses presented in this volume. Millimeter- to meter-scale beds of sandy silt and clayey silt are interbedded on the levee of a turbidite channel. The hydrate saturation (the volume fraction of the pore space occupied by hydrate) in the sandy silts ranges from 79% to 93%, and there is little to no hydrate in the clayey silt. Gas from the hydrates is composed of nearly pure methane (99.99%) with less than 400 ppm of ethane or heavier hydrocarbons. The δ13C values from the methane are depleted (−60‰ to −65‰ Vienna Peedee belemnite), and it is interpreted that the gases were largely generated by primary microbial methanogenesis but that low concentrations of propane or heavier hydrocarbons record at least trace thermogenic components. The in situ pore-water salinity is very close to that of seawater. This suggests that the excess salinity generated during hydrate formation diffused away because the hydrate formed slowly or because it formed long ago. Because the sandy silt deposits have high hydrate concentration and high intrinsic permeability, they may represent a class of reservoir that can be economically developed. Results from this expedition will inform a new generation of reservoir simulation models that will illuminate how these reservoirs might be best produced.

中文翻译：

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墨西哥湾深水浊积岩天然气水合物储层压力取心：德克萨斯大学墨西哥湾 2-1 (UT-GOM2-1) 水合物压力取心探险的初步结果

德克萨斯大学水合物压力取芯勘探队 (UT-GOM2-1) 在接近原位地层压力的情况下从墨西哥湾深水区 Green Canyon 955 区块的砂质粉砂和粘土质粉砂岩层组成的天然气水合物储层中回收了岩心。综合考察结果并与本卷中介绍的其他详细分析相关联。毫米至米级的砂质粉砂和粘土质粉砂层互层在浊流河道的堤坝上。砂质粉砂中的水合物饱和度（水合物所占孔隙空间的体积分数）在 79% 到 93% 之间，粘土质粉砂中几乎没有水合物。来自水合物的气体由几乎纯甲烷 (99.99%) 和少于 400 ppm 的乙烷或较重的碳氢化合物组成。来自甲烷的 δ13C 值已耗尽（-60‰ 至-65‰ Vienna Peedee belemnite），据解释，这些气体主要是由主要微生物产甲烷作用产生的，但低浓度的丙烷或较重的碳氢化合物至少记录了痕量的产热成分. 原位孔隙水盐度与海水非常接近。这表明水合物形成过程中产生的过量盐分扩散掉了，因为水合物形成缓慢或很久以前形成。由于砂质粉砂矿床水合物浓度高、固有渗透率高，可能代表一类可经济开发的储层。这次探险的结果将为新一代油藏模拟模型提供信息，这些模型将阐明如何最好地开采这些油藏。据解释，这些气体主要是由初级微生物产甲烷作用产生的，但低浓度的丙烷或较重的碳氢化合物至少记录了痕量的产热成分。原位孔隙水盐度与海水非常接近。这表明水合物形成过程中产生的过量盐分扩散掉了，因为水合物形成缓慢或很久以前形成。由于砂质粉砂矿床水合物浓度高、固有渗透率高，可能代表一类可经济开发的储层。这次探险的结果将为新一代油藏模拟模型提供信息，这些模型将阐明如何最好地开采这些油藏。据解释，这些气体主要是由初级微生物产甲烷作用产生的，但低浓度的丙烷或较重的碳氢化合物至少记录了痕量的产热成分。原位孔隙水盐度与海水非常接近。这表明水合物形成过程中产生的过量盐分扩散掉了，因为水合物形成缓慢或很久以前形成。由于砂质粉砂矿床水合物浓度高、固有渗透率高，可能代表一类可经济开发的储层。这次探险的结果将为新一代油藏模拟模型提供信息，这些模型将阐明如何最好地开采这些油藏。