趙弟江 郭永華 喬 柱 陳心路 孔栓栓

（ 中海石油（中國）有限公司 天津分公司）

0 引言

油氣運移模擬自20 世紀(jì)70 年代提出以來，在成藏機理、數(shù)學(xué)模型、運移算法等方面取得了重要進展[1-3]。然而，由于含油氣盆地儲層具有極強的非均質(zhì)性，且構(gòu)造演化及油氣運移方式都極為復(fù)雜，現(xiàn)有的油氣運移模擬軟件無法解決儲層非均質(zhì)性刻畫、斷層定量評價與構(gòu)造模型精度等問題[4-5]，在實際的油氣勘探中未得到廣泛應(yīng)用。

建立接近真實地下地質(zhì)的高精度三維地質(zhì)模型，是油氣模擬技術(shù)實用化的關(guān)鍵[6-8]。在鉆井?dāng)?shù)量較少的背景下，通過地震精細(xì)解釋、屬性分析等技術(shù)手段，精細(xì)刻畫斷層、儲層、烴源巖等靜態(tài)地質(zhì)要素[9]，建立精細(xì)三維地質(zhì)模型，同時結(jié)合溫度場、壓力場、成巖作用等分析，提高油氣運移數(shù)值模擬的精度及實用性，對油氣運移路徑的精細(xì)刻畫及有利目標(biāo)的預(yù)測具有重要意義。

渤中19-6 油氣田及圍區(qū)深淺層均有油氣分布，且主要表現(xiàn)為淺層以油為主、深層以氣和凝析油為主的分布特征。研究區(qū)新生界底面受走滑與伸展作用強烈改造，形成洼隆相間的構(gòu)造格局，太古宇潛山裂縫儲層及古近系三角洲沉積體的分布，斷層與不整合面的輸導(dǎo)能力及運移路徑等地質(zhì)因素均對油氣運移具有較大影響。利用高精度三維立體建模技術(shù)及油氣運移模擬技術(shù)相結(jié)合再現(xiàn)油氣成藏過程，有利于探討和總結(jié)研究區(qū)油氣運移規(guī)律。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤海海域西南部渤中19-6 油氣田及圍區(qū)，位于渤中凹陷、沙南凹陷與黃河口凹陷3 個凹陷交接區(qū)（圖1），北鄰沙壘田凸起東南部傾沒端，東南與渤南低凸起相連，西南與埕北低凸起為鄰。研究區(qū)發(fā)育多條近東西向延伸的深大斷裂及多條近南北向的走滑斷層，受伸展—走滑斷裂活動的控制，區(qū)域上形成了北東向長條狀壘塹相間的構(gòu)造格局。北部靠近沙壘田凸起，發(fā)育南東向傾伏的階梯式斷階帶，而南部發(fā)育潛山背景下的走滑構(gòu)造帶。研究區(qū)主要烴源巖為東三段、沙一+二段與沙三段；主要儲層為明化鎮(zhèn)組下段與館陶組河流相沉積、東三段與沙一段扇三角洲沉積、孔店組扇三角洲沉積與太古宇潛山，其中孔店組扇三角洲沉積與太古宇潛山是渤中19-6 凝析氣田主要產(chǎn)層[10-11]；區(qū)域性蓋層為明化鎮(zhèn)組泛濫平原相泥巖與東二段曲流河三角洲與湖相泥巖。近年來，該區(qū)域先后發(fā)現(xiàn)油田及含油氣構(gòu)造16 個，特別是渤中19-6億噸級凝析氣田的發(fā)現(xiàn)，進一步明確了該地區(qū)是極為有利的油氣富集區(qū)。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置圖Fig.1 Structural location of the study area

2 高精度三維地質(zhì)模型的建立

建立精確的三維地質(zhì)模型是油氣運移模擬研究最核心的部分。本文運用儲層三維精細(xì)地質(zhì)建模技術(shù)嘗試建立精細(xì)的三維地質(zhì)模型，該技術(shù)融合了構(gòu)造建模和基于地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)的隨機建模等技術(shù)，可以精細(xì)刻畫斷層空間幾何形態(tài)與巖性空間展布。在此基礎(chǔ)上，建立泥質(zhì)含量模型，計算斷層的斷面泥質(zhì)含量，作為斷層輸導(dǎo)能力的定量表征，融入到油氣運移模擬過程中，使之更精確地再現(xiàn)油氣生成、運移與聚集的過程。其主要技術(shù)流程包括構(gòu)造格架模型與巖性模型的建立；根據(jù)模型計算斷層斷面泥質(zhì)含量；油氣運移模擬參數(shù)的設(shè)定及多次迭代模擬；地質(zhì)與地球化學(xué)條件的分析與示蹤等（圖2）。

圖2 三維地質(zhì)模型的建立與模擬技術(shù)流程Fig.2 3D geological modeling and simulating workflow

2.1 構(gòu)造格架模型的建立

構(gòu)造格架模型是三維地質(zhì)模型的基礎(chǔ)。構(gòu)造格架主要包括圈閉類型、幾何形態(tài)、斷層分布、斷層與儲層的空間配置關(guān)系等。斷層骨架的構(gòu)建和構(gòu)造面等值線的稀疏程度是影響構(gòu)造模型的關(guān)鍵因素，也是三維精細(xì)地質(zhì)建模最關(guān)鍵的一步。它控制著地層的構(gòu)造形態(tài)，所以其準(zhǔn)確與否也直接影響到沉積相模型和屬性參數(shù)模型的精度。一般人們利用橫向分辨率高的地震解釋層位數(shù)據(jù)約束各井點的分層數(shù)據(jù)和斷點數(shù)據(jù)來建立構(gòu)造格架模型，使模型更加合理。其建模過程是：首先利用地震對斷層的解釋數(shù)據(jù)建立斷層模型，利用地震解釋層位數(shù)據(jù)，在各單井分層數(shù)據(jù)的約束下建立層位模型，并進行時深轉(zhuǎn)換；在開展空間網(wǎng)格剖分后，最終建立構(gòu)造格架模型。

合理的網(wǎng)格類型和網(wǎng)格大小是建立構(gòu)造格架模型的關(guān)鍵，因為儲層的構(gòu)造形態(tài)比較復(fù)雜，斷層樣式比較多樣化，故選用三角網(wǎng)格的方法。平面上選取網(wǎng)格步長為50m×50m；研究區(qū)儲層主要分布在基底太古宇與孔店組，次要儲層分布在淺層明下段與館陶組，極少數(shù)分布在東三段與沙一段，所以垂向網(wǎng)格采用不等厚劃分方案，將主力儲層段進行了精細(xì)剖分，而對非儲層層段劃分相對較粗。

2.2 巖性模型的建立

精細(xì)巖性模型是三維地質(zhì)模型的核心，研究區(qū)處在陸相湖盆沉積環(huán)境，巖相變化快，垂向砂體頻繁疊置[12]，傳統(tǒng)的建模方法無法反映砂泥巖空間疊置關(guān)系，其精細(xì)程度嚴(yán)重制約油氣模擬結(jié)果。本文以地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)為基礎(chǔ)，利用地震資料來約束巖性平面的非均質(zhì)性和不確定性（即地震屬性約束下的巖性建模技術(shù)），建立了研究區(qū)精細(xì)巖性模型。

研究區(qū)長期物源方向來自西南方向古黃河水系與西北方向的沙壘田凸起，但不同時期沉積環(huán)境變化巨大，所以不同時期沉積相類型多樣、連續(xù)性變化較大。深層?xùn)|營組、沙河街組與孔店組分別發(fā)育規(guī)模巨大的辮狀河三角洲、半深湖與扇三角洲等沉積，巖性分布穩(wěn)定，連續(xù)性較好；而淺層主要發(fā)育極淺水三角洲與曲流河沉積，主河道遷移頻繁，沉積體規(guī)模較小，連續(xù)性較差。

對于淺層明下段與館陶組河流相沉積，很多砂體規(guī)模小、厚度薄，現(xiàn)有地震資料無法直接識別。通過均方根振幅屬性與自然電位測井相關(guān)性分析發(fā)現(xiàn)，淺層巖性與地震屬性有較好的相關(guān)性（圖3a），因此，針對淺層沉積環(huán)境及地球物理響應(yīng)特征，采用地震屬性體約束的隨機性模擬方法建立巖性模型，表征巖性的空間變化。首先根據(jù)單井巖性組合及測井資料，對地層內(nèi)部進行精細(xì)劃分及對比，結(jié)合地震資料，識別出四級層序界面。單道地震記錄的均方根振幅屬性，能較好地反映巖性的變化(振幅值大的區(qū)域以砂巖為主)，故可將地震屬性體轉(zhuǎn)化成巖性概率體，并用協(xié)同序貫指示模擬建立巖性模型，將地震屬性值賦予模型中的每個網(wǎng)格節(jié)點，以此建立淺層巖性模型（圖4a），其較精準(zhǔn)地刻畫了不同巖性的空間展布特征。

對于深層巖性模型（東營組至基底），受地震資料分辨率的影響，巖性與地震屬性并沒有較好的相關(guān)性（圖3b），直接在地震屬性約束下進行隨機模擬建立的巖性模型精度較差，所以選擇運用分層趨勢面約束的確定性巖性模擬法。通過利用井震聯(lián)合繪制的小層沉積相帶圖等二維數(shù)據(jù)及平面趨勢的方式約束的克里金模擬法，確定性賦值給模型網(wǎng)格，從而完成了深層巖性模型的建立（圖4b）。從得到的深淺層巖性模型可以看出，模型中砂泥巖的展布規(guī)律與深淺層的沉積特征對應(yīng)較好，并且與已鉆井的吻合度也很高。

圖3 均方根振幅屬性與自然電位測井相關(guān)性分析Fig.3 Correlation between RMS amplitude and SP logging data

圖4 深淺層巖性模型Fig.4 Lithology model of deep and shallow layers

針對研究區(qū)深淺層巖性分布特征，采取不同方法建立巖性模型，再結(jié)合構(gòu)造格架模型，即可得到研究區(qū)精細(xì)三維地質(zhì)模型（圖5）。該模型充分利用鉆井資料與地震資料，垂向與橫向分辨率較高，同時較為合理地預(yù)測了未鉆井區(qū)巖性分布，從而較好地刻畫了巖性的空間展布形態(tài)，具有較高的精確度。

2.3 斷裂輸導(dǎo)能力定量評價

斷層作為油氣垂向運移的主要通道，其輸導(dǎo)性能對油氣分布至關(guān)重要[13-17]。研究區(qū)發(fā)育走滑斷層與伸展斷層，其中走滑斷層通常以封閉性斷層為主，往往不具有運移能力；而伸展斷層具有較強的油氣輸導(dǎo)能力，是主要的油源斷層，研究區(qū)發(fā)育多條大型伸展斷層，本文運用斷層落差法對部分伸展斷層的活動性進行分析，將這些斷層分為長期活動斷層與晚期活動斷層兩種類型（圖6）。晚期活動斷層主要在新近紀(jì)特別是新構(gòu)造運動時期（明上段沉積時期）產(chǎn)生[18-21]；而長期活動斷層在新構(gòu)造運動后再次進入強烈活動時期，這些斷層有效溝通了烴源巖與淺部儲層，成為油氣垂向運移的主要通道。

圖5 研究區(qū)精細(xì)三維地質(zhì)模型Fig.5 Fine 3D geological model of the study area

圖6 研究區(qū)東三段頂部斷層平面分布圖Fig.6 Plane distribution of the faults at the top of Ed3 in the study area

通過統(tǒng)計多口井與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度，并結(jié)合埋藏史，可以確定研究區(qū)油氣主要成藏期在8Ma 至今，部分成藏期達(dá)到5Ma 甚至更晚，為典型的晚期或超晚期成藏（表1）。研究表明，渤中19-6 構(gòu)造淺層（稱為渤中19-4 油田）包裹體均一溫度顯示油氣充注是從8Ma 開始的。而BZ19-6-1 井孔店組砂礫巖包裹體可明顯分為兩期：Ⅰ期以含油包裹體為主，沿石英顆粒微裂隙分布，單偏光下呈淡黃色—灰色，熒光顯示綠色（圖7a、b），其均一溫度區(qū)間為110～145℃(圖8a)，結(jié)合地溫史分析，確定油氣充注時間從8Ma 開始(圖9)；Ⅱ期以含氣和凝析油包裹體為主，沿石英加大邊獨立分布，單偏光下呈淡黃色，熒光顯示藍(lán)色（圖7c、d），其均一溫度區(qū)間為120～140℃(圖8b)，結(jié)合地溫史分析，確定油氣充注時間從5Ma 開始（圖9）。由此可見，斷層主要活動期與油氣主要成藏時期基本匹配，現(xiàn)今的斷層油氣輸導(dǎo)能力即代表油氣成藏期斷層輸導(dǎo)油氣的能力。

表1 研究區(qū)主要構(gòu)造成藏期確定Table 1 Main hydrocarbon accumulation periods in the study area

排替壓力是評價斷層輸導(dǎo)能力最直接、最根本的參數(shù)[22]。在實用的運移模型中，正是利用斷層的排替壓力作為斷層輸導(dǎo)能力的主要表征。根據(jù)排替壓力定義，其主要應(yīng)是油氣水界面張力和斷裂帶填充物孔喉半徑大小的函數(shù)。對于特定埋深的斷層巖來說，油氣水界面張力可以看作是不變的，斷裂帶填充物孔喉半徑的大小主要受斷裂帶中泥質(zhì)含量的直接影響[23-24]。

斷裂帶中泥質(zhì)含量可以利用前面建立的三維巖性模型計算得到。其計算過程為：以單井測井曲線解釋得到的泥質(zhì)含量出發(fā)，空間上以已建成的三維巖性模型為約束，建立研究區(qū)泥質(zhì)含量模型，通過對輸導(dǎo)斷層的正演模擬，計算每條斷層斷面泥質(zhì)含量，該算法由petrel 軟件實現(xiàn)（圖10）。

圖7 BZ19-6-1 井孔店組砂礫巖流體包裹體特征Fig.7 Characteristics of fluid inclusion in the Kongdian Formation glutenite in Well BZ19-6-1（a）中—輕質(zhì)油包裹體，3589m，單偏光；（b）中—輕質(zhì)油包裹體，3589m，熒光；（c）凝析油包裹體，3735m，單偏光；（d）凝析油包裹體，3735m，熒光

圖8 BZ19-6-1 井孔店組砂礫巖與含烴包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度統(tǒng)計Fig.8 Statistical homogenization temperature of brine inclusion coexisting with hydrocarbon-bearing inclusion in the Kongdian Formation glutenite in Well BZ19-6-1（a）與輕質(zhì)油包裹體共生的鹽水包裹體，3589m；（b）與凝析油包裹體共生的鹽水包裹體，3735m

圖9 BZ19-6-1 井地溫史及成藏期次的確定Fig.9 Geothermal history and hydrocarbon accumulation periods of Well BZ19-6-1

圖10 研究區(qū)斷層斷面泥質(zhì)含量模型Fig.10 Model of the mudstone percent in the study area

實驗表明：對于給定深度的斷層，其斷面泥質(zhì)含量與排替壓力之間的關(guān)系式為[25-26]：

式中 PCh——汞—空氣系統(tǒng)斷層排替壓力，MPa；

PCp——油—水系統(tǒng)斷層排替壓力，MPa；

c——常數(shù)，取50MPa；

IFTp——油界面張力系數(shù)，取42mN/m；

IFTh——汞界面張力系數(shù)，取360.8mN/m。

在油氣運移模型中，對于給定的斷層斷面泥質(zhì)含量，系統(tǒng)會根據(jù)上述公式自動轉(zhuǎn)化為排替壓力，并根據(jù)巖性確定圍巖相應(yīng)的排替壓力，參與到系統(tǒng)運算。此外，模型同時考慮了斷層本身幾何形態(tài)與斷層斷面泥質(zhì)含量以及圍巖壓實程度隨時間的變化，通過對斷層及圍巖壓實模型的恢復(fù)，可以得到不同時期斷層及圍巖的排替壓力。

3 油氣運移模擬的過程及參數(shù)設(shè)定

參考前人有關(guān)構(gòu)造演化、古生物、地層充填序列、沉積相和古地理等研究成果[27-29]，對研究區(qū)地層地質(zhì)時間、古沉積水界面溫度、古水深等地質(zhì)參數(shù)進行設(shè)置（表2）。

古熱流值是油氣運移模擬極為關(guān)鍵的參數(shù)，熱史演化與構(gòu)造演化密切相關(guān)[30]，渤海灣盆地的構(gòu)造演化對其熱演化具有決定性的作用。渤海灣盆地新生代以來經(jīng)歷了巖石圈的多期拉張[31]，具有多期多幕式裂陷、多旋回疊加和多成因機制復(fù)合的構(gòu)造演化特征[32-33]，因此選取支持盆地多期裂陷的地球動力學(xué)模型[34]對研究區(qū)熱史進行恢復(fù)（表2）。

表2 研究區(qū)主要地質(zhì)參數(shù)的設(shè)定Table 2 Geological parameters in the study area

研究區(qū)主力烴源巖發(fā)育層系為東三段、沙一+二段與沙三段。鉆井揭示研究區(qū)東三段烴源巖TOC平均大于1.8%，有機質(zhì)類型以Ⅱ1型為主；沙一+二段與沙三段的烴源巖TOC 平均大于2.5%，有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主。

前人根據(jù)烴源巖熱解生成的產(chǎn)物不同，提出過多種生烴動力學(xué)模型[35-39]。選用渤中地區(qū)烴源巖Ⅰ型干酪根樣品進行金管熱解模擬實驗表明：渤中地區(qū)Ⅰ型干酪根樣品平均活化能均在226kJ/mol 左右，生烴動力學(xué)參數(shù)與Behar et al 1997 模型中選用的始新統(tǒng)Green River 烴源巖相似[31]，故本次模擬生烴動力學(xué)模型就選用Behar et al 1997 模型。

三維地質(zhì)模型建立與模擬均基于petrel 軟件，通過不斷迭代與校正，實現(xiàn)模擬誤差率為0.836%，滿足誤差率小于1%的標(biāo)準(zhǔn)，模擬結(jié)果證明模型較為可靠。

4 模擬結(jié)果分析與地球化學(xué)示蹤

油氣運移模擬結(jié)果（圖11、圖12）顯示研究區(qū)北部油源斷層在東二段下部斷面泥質(zhì)含量高，斷層輸導(dǎo)能力較弱，油氣未向淺部儲層運移，主要聚集在漸新世東二下亞段及深部儲層（曹妃甸8-2 構(gòu)造）；研究區(qū)中部油源斷層在東二段下部斷面泥質(zhì)含量相對較低，斷層輸導(dǎo)能力較強，淺層明化鎮(zhèn)組油氣顯示活躍，淺層圈閉尚未鉆探，潛力依然較大（渤中3-1構(gòu)造）。而位于研究區(qū)南部的渤中19-6 構(gòu)造，斷層斷面泥質(zhì)含量較高，斷層封閉性中等，前期生成的石油沿斷層與砂體向淺層明化鎮(zhèn)組與館陶組儲層運移，在淺層聚集成藏（渤中19-4 北構(gòu)造）；后期大量生成的天然氣沿著不整合面與輸導(dǎo)斷層，由構(gòu)造東西兩側(cè)洼陷深處向巨厚湖相厚層泥巖覆蓋之下的孔店組與太古宇潛山運移聚集，形成了渤海灣盆地目前發(fā)現(xiàn)的儲量最大的千億立方米級凝析氣田，證實了模擬結(jié)果的準(zhǔn)確性。

模擬結(jié)果與勘探實踐顯示研究區(qū)油氣運移規(guī)律主要有：油氣從烴源巖層排出后，受儲層與地貌的共同控制，首先向隆起背景上發(fā)育的背斜聚集。沿斷層向上穿層運移時，若斷層斷面泥質(zhì)含量較大，油氣向上運移受阻，油氣則主要在深層圈閉聚集成藏；若斷層斷面泥質(zhì)含量較小，油氣則運移至館陶組輸導(dǎo)層內(nèi)，再沿構(gòu)造脊側(cè)向運移至圈閉處聚集，部分繼續(xù)沿斷層向上運移至明下段聚集成藏。

不同分子量的生物標(biāo)志化合物與原油物性可以指示油氣的運移方向[35，40]。本次研究生物標(biāo)志化合物參數(shù)選用C19/C23三環(huán)萜烷、C20/C23三環(huán)萜烷、C24/C26三環(huán)萜烷、伽馬蠟烷/藿烷、4—甲基甾烷/谷膽甾烷，原油物性則包括相對密度、含蠟量、酸值與含硫量等。

圖11 研究區(qū)油氣運移模擬剖面圖Fig.11 Simulated section of hydrocarbon migration in the study area

如圖13 所示，從渤中3-1 構(gòu)造向曹妃甸8-2 構(gòu)造，即向沙壘田凸起方向，C19/C23三環(huán)萜烷、C20/C23三環(huán)萜烷、C24/C26三環(huán)萜烷逐漸降低。這顯示深層油氣在向上運移受阻的情況下，發(fā)生了明顯的側(cè)向運聚，向凸起方向運移。西側(cè)的CFD2-4 井、BZ3-1S 井其油源受渤中凹陷西南次洼影響，與渤中3-1 構(gòu)造有明顯差異，顯示了迥異的運移路徑（圖13）。原油物性參數(shù)中含硫量與含蠟量向凸起方向明顯增加，而相對密度則相對降低，進一步印證了油氣向凸起方向運移的結(jié)論(圖14)。

圖12 研究區(qū)油氣運移路徑模擬圖Fig.12 Simulated hydrocarbon migration paths in the study area

圖13 研究區(qū)生物標(biāo)志化合物參數(shù)分布圖Fig.13 Distribution of biomarker parameters in the study area

圖14 研究區(qū)原油物性參數(shù)分布圖Fig.14 Distribution of oil physical properties in the study area

5 結(jié)論

高精度油氣運移模擬技術(shù)融合了盆地模擬技術(shù)與地震約束下的巖性建模技術(shù)，建立了高精度三維地質(zhì)模型，準(zhǔn)確預(yù)測渤中19-6 油田的油氣分布，為油氣勘探提供了有力依據(jù)。

首次將油源斷層斷面泥質(zhì)含量作為定量評價斷層輸導(dǎo)能力的標(biāo)準(zhǔn)，應(yīng)用到油氣運移模擬中，模擬表明斷面泥質(zhì)含量較高的層段對油氣運移有明顯的阻滯效應(yīng)，使得油氣在深層成藏。在勘探實踐中，研究區(qū)北部油源斷層斷面泥質(zhì)含量高，油氣主要聚集在深部儲層，未向淺部儲層運移；而研究區(qū)南部油源斷層斷面泥質(zhì)含量中等，油氣在深淺層均有聚集，與模擬結(jié)果相符。

油氣運移模擬結(jié)果揭示渤中19-6 構(gòu)造及圍區(qū)深部油氣聚集主要受儲層與地貌造就的低勢區(qū)的共同控制，地球化學(xué)示蹤也證實了油氣主要從凹陷向低凸起橫向運移為主，垂向運移較弱。