準噶爾盆地腹部侏羅系油氣運移路徑模擬

郭秋麟，吳曉智，衛延召，柳莊小雪，劉繼豐，陳寧生

（1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.北京天騰網格技術開發有限公司，北京 100095）

0 引言

準噶爾盆地近幾年有重大發現。盆地腹部面積約2.7 萬km2，發育著遠源和次生油氣藏。截至2019 年，在侏羅系已發現石油與天然氣三級地質儲量分別為3.988 3 億t 和459 億m3，石油與天然氣地質資源量分別為6.795 億t 和1 240 億m3，石油與天然氣未發現資源占比分別為41%和63%，未發現資源潛力大。2019 年，中國石油集團公司（CNPC）在準噶爾盆地的前哨2 探井取得重大突破，在侏羅系三工河組喜獲日產石油39.3 m3、天然氣20.36 萬m3，預示著盆地腹部侏羅系具有廣闊的勘探前景。

基于研究區油氣主要沿斷裂垂向運移、沿砂體和不整合側向運移的特點，本文通過對侏羅系構造面和斷層面的構建，目的層砂體分布及屬性的定量化，形成包含斷面網格和地層網格的三維地質模型，采用一種考慮斷裂因素的三維侵入逾滲模型及原油含蠟量定量模型，模擬油氣運移路徑及路徑上的原油含蠟量的變化，以期對潛在的勘探目標分布預測提供參考。

1 地質背景與關鍵參數

1.1 研究區地質背景

準噶爾盆地腹部的侏羅系頂面是一個南低北高的大斜坡，南北長為170 km東西寬為160 km，面積約為2.7 萬km2，橫跨盆1 井西凹陷、莫索灣凸起和陸西隆起等二級構造單元［圖1（a）］。侏羅系三工河組（J1s）和頭屯河組（J2t）是重點目的層，烴源巖為二疊系下烏爾禾組（P2w），蓋層為侏羅系內部局部泥頁巖，包括西山窯組（J2x）和頭屯河組內部的泥頁巖段［圖1（b）］。從沉積角度看，南細北粗；油氣自下而上，從南向北長距離運移，在運移路徑上形成遠源、次生油氣藏。從圈閉類型看，油氣藏以斷鼻型和巖性地層型為主［2］。

侏羅系已發現的三級地質儲量主要分布在莫索灣、莫南、莫北、石南和陸梁等地區，油氣源主要為盆1 井西凹陷的二疊系下烏爾禾組（P2w）。源、儲之間不論在垂向上還是在側向上都有較大距離，油氣最大運移距離可達90 km［2］。油氣運移路徑決定了油氣藏的分布只有處于主要運移路徑范圍的圈閉才有可能捕獲到油氣，形成油氣聚集。

近年來，該區有關油氣運移方向、運移路徑與輸導體系的研究有了較大的進展。劉德志等［3］分析了侏羅系油藏輸導格架構成，將斷裂劃分為深層油源斷裂與淺層層間斷裂，認為前者是油氣垂向輸導的主要通道，后者是油氣向圈閉聚集的重要通道，三工河組層內砂體為主要側向運移輸導層。徐冠華等［4］認為，斜坡帶廣泛發育侏羅系層間小斷層和少量溝通二疊系油源斷層；儲層內部為泛連通，隔夾層規模有限；斷裂和泛連通砂體構成輸導要素。郭秋麟等［2］提出了一種基于輸導體系混合維數網格的三維油氣運移路徑追蹤方法，刻畫了準噶爾盆地陸西地區油氣沿斷層垂向運移、沿砂體和不整合面側向運移的過程。劉剛等［5］通過流體包裹體均一溫度分析，認為油氣沿斷裂垂向運移，在砂體和不整合帶內側向運移，并建立了準噶爾盆地腹部侏羅系—白堊系次生油氣藏的4 類輸導體，即：砂體、砂體—斷裂、砂體—斷裂—不整合和砂體—斷裂—不整合—斷裂。

總之，研究區油氣主要沿斷裂垂向運移、沿砂體和不整合側向運移。其過程呈現為沿斷層—砂體—不整合，由低向高的上階梯式運移。

1.2 基礎圖件與關鍵參數

開展油氣運聚成藏模擬的基礎圖件包括目的層構造圖、沉積相圖、烴源巖生烴強度圖、主要斷層分布圖等。

（1）三維網格體的構建

垂向模擬層確定：自下而上分別設置6 層（表1），包括烴源層、過渡層、目的層、蓋層。

表1 模擬層地質特征Table 1 Geological characteristics of simulated layers

斷層面構建：利用地震解釋成果獲取研究區主要斷層分布，即構造圖中為斷層線，將斷層線上下延伸形成斷層面，斷面的上界限為模擬層的頂界（地層1 的頂）、下界限為模擬層的底界（地層6 的底）。研究區401 條斷層是經過分析后確定的，它們主要是在侏羅紀形成的，分布在侏羅系及以下地層，而且溝通到下伏P2w 地層（在南部源巖分布區溝通烴源），在白堊紀晚期成藏過程中曾經開啟，在后期的構造運動中也可能開啟。

平面二維網格：以模擬范圍和401 條斷層線作為平面網格劃分的依據（圖2），建立二維平面網格，共形成平面網格6 950 個［圖3（a）］。

三維輸導體網格：6 個模擬層的總模擬網格數67 214 個，其中：體網格54 844 個，面網格12 370個［圖3（b）］。有關面網格和體網格的區別和關系詳見下文“三維地質建模方法的提出”。

（2）目的層儲層參數

研究區主要發育水下分流河道、水下分流間灣、席狀砂、灘壩和濱淺湖沉積環境（圖4）。其中，水下分流河道和灘壩的砂巖、礫巖是重要的輸導層。根據探明儲量報告中的38 個油藏評價數據統計，孔隙類型以粒間孔為主，J1s 油藏孔隙度最小值為11.3%，平均孔隙度為13.9%，最大為17.2%，平均滲透率為3.6 mD；J2t 油藏孔隙度最小值為13%，平均孔隙度為15.8%，最大為21.2%，平均滲透率為57 mD。對于油藏之外的物性數據，主要根據沉積微相的統計結果（最大值、最小值），然后通過隨機抽樣確定的。

（3）烴源巖特征

中二疊統下烏爾禾組是主要烴源巖，侏羅系只有少量烴源巖。下烏爾禾組烴源巖主要分布在研究區南部的盆1 井西凹陷，有效烴源巖厚度達100～250 m，TOC 質量分數為2%～4%，Ro值為1.2%～2.2%，總生烴強度為（50～400）萬/km2，平均生烴強度約150 萬t/km2［6］。可見，研究區有足夠的油氣源。烴源巖分布在南部盆1 井凹陷附近，排烴范圍在莫索灣以南的濱淺湖范圍內；下伏二疊系下烏爾禾組烴源巖向上排烴，主要排烴時期在白堊紀晚期；烴源巖向上排烴，遇到局部蓋層后改為側向運移，當遇到斷層時向上運移；整個過程呈現沿斷層—砂體—不整合、由低向高的上臺階式運移。

2 模擬方法與技術流程

2.1 技術流程

技術流程包括三維地質建模、模擬參數調試和模擬計算三大部分（圖5）。

（1）三維地質建模

利用地震解釋成果獲取地層界面構造圖及主要斷層線，以模擬體頂界面和底界面作為頂和底界線，將斷層線構成斷層面；以模擬范圍和斷層線作為平面網格劃分的依據，建立二維平面網格；將平面網格作為各層的網格劃分依據，逐一建立各層網格并構建出三維地質體（含斷層面）。

（2）模擬參數調試

①儲層屬性參數。以沉積相圖為參照，根據統計數據確定不同相帶的孔隙度及喉道半徑的分布特征（最大值、中間值、最小值、平均值和方差等），采用隨機分布法賦值各相帶所對應網格的孔隙度及喉道半徑。②烴源巖層生烴參數。參照生烴強度圖，對烴源巖層賦予生烴量。③蓋層參數。參照研究區蓋層的性質（區域或局部蓋層等），對蓋層賦予封蓋能力參數。④斷層參數。根據溝通油源或非溝通油源的性質，確定斷面網格的開啟或封堵參數。⑤不整合面參數。根據不整合面是否作為通道的研究結論，確定不整合面網格的開啟或封堵參數。

（3）模擬計算

在三維地質建模后，通過對模擬參數的輸入與調試，采用三維侵入逾滲技術進行油氣運聚模擬，繪制主要運移路徑。

2.2 模擬方法

在油氣運聚定量研究方面，主要有3 種技術［7-10］：第1 種為基于構造面的二維流線模擬技術［11］，該技術適用于單個構造層面的油氣側向運移模擬，不涉及到油氣沿斷裂垂向運移模擬；第2 種為三維多相達西流模擬技術［12-14］，該技術屬于理想化的模擬技術，要求參數多、計算量大，而為了減少運算量，模擬網格總數需限制在一定范圍內，在三維地質建模時難以把復雜的斷裂考慮進去，因此難以實現油氣沿斷裂垂向運移的模擬過程；第3 種為侵入逾滲模擬技術［7，15-17］，包括二維模擬［18-22］和三維技術［2，23］。前者類似于第1 種流線模擬技術；后者采用混合維數網格建模思路，形成一種由體、面、線和點構成的混合維數網格建模技術，為砂體、斷面和不整合面幾何形態的刻畫、復雜構造區三維地質建模以及油氣運聚模擬提供重要的研究手段，是追蹤油氣沿砂體、斷面和不整合面運移路徑的有效技術。

以下從三維地質建模方法的提出、三維侵入逾滲模擬方法的改進和示蹤物含量計算的經驗模型等方面進行論述。

（1）三維地質建模方法的提出

針對傳統三維地質建模方法不能有效刻畫斷面網格的問題，提出一種由地層“體網格”和斷層“面網格”的混合網格系統（圖6）。為了不增加建模時的技術難度和時間消耗，在建模時除了把斷層面作為網格剖分的控制邊界外，其他的建模方法與常規三維建模方法一樣。這種新的混合網格具有2 個特點：①正常的三維體網格與常規的一樣；②網格側面與常規的不一樣，那些由斷層組成網格側面被定義為“斷面網格”（為了簡化描述以下簡稱為面網格）。

新的建模過程如圖7 所示，地層體網格和常規網格的“面”無需做特殊處理，但對于由斷層構成的“面”需要進行特殊處理。初始斷面沒有厚度，當賦予一定厚度（根據斷層實際寬度給定）后，面網格具有厚度，此時面網格類似于一張薄板，有了體積。這樣，就能在面網格中進行油氣運聚模擬運算。

在混合網格體系中，地層體網格主要用于描述運載層（砂體等）的運移通道，面網格用于描述斷層通道（不整合面也可描述為面網格，本文不做論述）。顯然，面網格的提出和建模，對刻畫油氣在斷層中的運移起到了關鍵作用。

（2）三維侵入逾滲模擬方法的改進

在混合網格系統的支持下，斷面的刻畫（地質參數和斷層形態）成為可能。首先，可以單獨對面網格進行賦值。經過特殊賦值的面網格與周圍的地層體網格在輸導性能上具有差異；其次，由于在三維建模時基本保留了斷層的原始形態，使得斷層走向和位置能夠得到精確刻畫油氣運移的通道。

在斷面中，油氣運聚模擬主要采用兩方面技術方法：一是基于孔隙的毛管阻力與驅動力關系的技術方法；二是基于斷層泥—斷層泥比例系數的技術方法。

第1 種方法：基于毛管阻力與驅動力關系的技術方法

在浮力驅動下，油珠或氣泡在運移過程中（主要指上浮）受阻時，就要等待后續的油氣流體的補充以增大其浮力，才能克服因油氣流體變形而產生的毛細管阻力，才能繼續上浮。毛細管力和浮力大小是決定油氣是否繼續運移的關鍵。其中，毛細管力和浮力的計算式為

式中：pc為毛細管力，MPa；σ為界面張力，N/m；θ為 潤濕角度，（°）；r1，r2分別為當前位置（網格單元）和待流入網格單元的巖石孔喉半徑，m；pf為浮力，N；V為連續油（或天然氣）的體積，m3；ρw為地層水的密度，kg/m3；ρhc為地下油（或天然氣）的密度，kg/m3；g為重力加速度，取值9.8，m/s2。

第2 種方法：基于斷層泥比例系數的技術方法

如果沒有毛細管力和浮力的計算參數，無法采用技術方法1，此時需要根據斷層泥比例系數SGR（Shale Gouge Ratio）來判斷斷面網格是封堵還是開啟［25］。根據SGR值的相對大小，提出一種換算斷面網格輸導能力的公式。

式中：Tmig的值為0～1，0 代表封閉的，1 代表連通的；SGR為斷距范圍內泥頁巖累計厚度占地層厚度的比例，值為0～1，值越大封閉性越好，即連通性越差；不同地區SGRclose和SGRopen大小不同，以渤海灣盆地沙河街組為例，SGRclose為0.85，SGRopen為0.25。

（3）示蹤物含量計算的經驗模型

油氣從烴源巖到圈閉的運移過程中，由于揮發、殘留及地層壓力、水動力環境等發生變化，原油密度、黏度、含蠟量、含氮化合物、庚烷值、異庚烷值等也會發生變化。這些變化過程復雜多樣，難以用統一的數學公式表達，但是，有些基本規律還是可以確定的，那就是要么遞增，要么遞減。對于一些更復雜的變化過程目前還很難給定模型。為了模擬運移路徑示蹤物含量的變化，本文以原油含蠟量為例，提出3 種經驗模型。

模型1：反比模型

這是用于描述示蹤物含量隨運移距離變化而快速減少的模型，表達式為

式中：q為示蹤物含量（以原油含蠟量為例），%；q0為示蹤物初始含量（以原油含蠟量為例），%；x為運移距離，km；a為回歸系數，不小于0。

模型2：遞減/遞增模型

這是用于描述示蹤物含量隨運移距離變化而線性遞減/遞增的模型，表達式為

式中：b為回歸系數。當b＞0 時，為遞增模型；當b＜0 時，為遞減模型。

模型3：增長/衰減模型

這是用于描述示蹤物含量隨運移距離變化而增長/衰減的模型，表達式為

式中：c為回歸系數。當c＞0 時，為增長模型；當c＜0 時，為衰減模型。

3 模擬結果

3.1 運移路徑模擬結果

三維油氣運聚模擬結果揭示，在斷裂中的運移路徑為呈柵欄狀的垂直向上線條組合；在砂體中運移的路徑為呈平面網格狀的線條組合；在坡度較大的構造脊上運移路徑為單線或呈近平行狀的多線形式（圖8，9）。

在研究區南部的莫南地區，油氣運移主要受斷層（路徑垂直向上）和砂體（平面圖為網格狀）控制；在中部莫索灣凸起及莫北地區，油氣運移主要受構造脊（單線為主）和砂體控制；在北部陸西斜坡，油氣運移主要受構造脊控制。

（1）南部區域

芳2、芳3、東道2 井一帶，斷層向下切割直接溝通下烏爾禾組的源巖，油氣沿斷層運移到侏羅系，一部分向莫索灣凸側向運移，另一部分向成1井附近及東側運移，這部分油氣沿著砂體上運移，最終到達滴西2 井附近。

（2）中部區域

在莫索灣凸起和莫北地區，以莫15 井分界，東側：油氣沿著斷層上來的油氣，受構造脊和砂體的控制向莫北2、石西10、陸南2 井方向運移；西側：油氣同樣是受構造脊和砂體的控制，向盆5、盆6 井及西北向運移。

（3）北部區域

主要有4 條長距離運移路徑，由西向東分別為：經夏鹽3 井路徑、經石南21 井路徑、經石南36井路徑和經石東1 井路徑。這4 條路徑均受構造脊的控制。

3.2 油氣運移示蹤驗證

（1）含蠟量模擬

根據研究區已測試原油含蠟量（表2）與油源位置的關系，認為原油含蠟量與運移距離成正比關系。因此，確定采用遞增模型。基于該模型，通過交互模擬，最終確定原油含蠟量初始值為2%，遞增系數b為-0.07。

表2 準噶爾盆地腹部侏羅系原油含蠟量測試數據Table 2 Test data of wax content of crude oil of Jurassic in hinterland of Junggar Basin

（2）含蠟量模擬結果與實測值對比

圖10 為原油含蠟量在運移路徑上變化的模擬效果。可見，從南部盆1 井西凹陷（油源區）向北部三個泉凸起（構造高部位），原油含蠟量從藍色（2%）逐漸變化到紅色（10%）；將圖10 的模擬原油含蠟量與實測值（表2）對比，11 口井的測試值與模擬值基本吻合，說明運移路徑和原油含蠟量定量模型是吻合的。

3.3 與勘探成效對比及有利區預測

（1）模擬結果與已發現油氣聚集對比

截至2019 年，在侏羅系已發現石油與天然氣三級地質儲量分別為3.988 3 億t 和459 億m3，主要分布在三工河組和頭屯河組（圖9）。從圖9 可以看到，已發現的油氣藏基本坐落在模擬的運移路徑上，說明模擬的運移路徑與勘探結果一致，結果可信。

（2）有利區預測

該區侏羅系石油與天然氣地質資源量分別為6.795 億t 和1 240 億m3，對比石油地質資源量和已發現的儲量，還有接近一半的資源量未被發現，資源潛力很大。

由于模擬區范圍達到2.7 萬km2，在這么大的范圍內不能做到精細刻畫局部圈閉，特別是斷層遮擋圈閉和巖性圈閉。因此，通過本文技術模擬的含油氣飽和度（圖11）受到較大影響，但模擬的運移路徑受影響較小，還是可信的（前文已分析）。在綜合考慮油氣運移路徑、含油氣飽和度和沉積相分布等因素后，確定5 個有利區，分別為：①成1 井區；②石東1 井西區；③滴西2 井區；④董1 井北區；⑤盆6井北區。

4 結論

（1）基于準噶爾盆地腹部侏羅系油氣主要沿斷裂垂向運移、沿砂體側向運移的特點，提出了斷面網格的三維地質建模方法及一種考慮斷裂因素的三維侵入逾滲模擬方法，這些方法較好地解決了油氣沿斷面運移的模擬過程，為分析油氣在復雜輸導體系中的運聚提供了重要定量技術。

（2）在準噶爾盆地腹部的莫南地區，油氣運移主要受斷層和砂體控制；在中部莫索灣凸起及莫北地區，油氣運移主要受構造脊和砂體控制；在北部陸西斜坡，油氣運移主要受構造脊控制。

（3）模擬結果揭示，準噶爾盆地腹部侏羅系油氣運移路徑與油氣藏分布相關性較好，原油含蠟量與實測值接近，說明模擬的運移路徑與勘探結果一致，原油含蠟量定量模型是有效的。

（4）準噶爾盆地腹部侏羅系還有接近一半的資源量未被發現，資源潛力很大。在綜合考慮油氣運移路徑、含油氣飽和度和沉積相分布等因素后，預測5 個有利區，分別為成1 井區、石東1 井西區、滴西2 井區、董1 井北區和盆6 井北區。