油氣優勢運移通道預測模型及應用

吳東勝，陳文杰，王慶，王瑞，潘仁芳

長江大學地球科學學院，湖北 武漢 430100

油氣二次運移往往只通過局限的優勢通道進行，油氣運移空間可能只占據整個輸導層的1%～10%[1-5]，多項地質因素共同作用下形成的油氣優勢運移網絡控制了油氣的運聚成藏[6]，使得油氣藏定位勘探具備了可能性。國內外學者開展了油氣二次運移定量分析和模擬方面的大量研究；針對斷陷盆地幕式成藏的特點，建立了定量計算油氣運聚成藏動力和阻力的動力學模型和方程[7]；流線法模擬技術基于封蓋層底面的流體勢分析及其對流體流動的控制，開展了油氣運移路徑的三維模擬[2，8]；動力學數值模擬方法應用多相滲流的擴散方程和多相條件下的達西定律描述孔隙介質內的油氣流動過程，提出了二維三相、擬三維和三維三相等油氣運移的數學模型[9-11]。基于侵入逾滲理論，學者們總結物理模擬試驗中的流體運移模式，編制數學模型以模擬排替過程，并應用尺度放大思想將孔隙尺度模型擴展到盆地尺度[12-16]，提出了基于輸導體系三維網格的油氣運聚模擬技術，應用侵入滲逾模型追蹤浮力流模式下的油氣運移路徑[17]；基于油氣成藏期運移相關地質參數的空間匹配和分析，半定量地預測油氣優勢運移通道及富集區塊[18，19]。地理信息系統(GIS)具有統一地理參照下的多源空間數據管理和處理能力[20]，以之為信息集成平臺可實現輸導格架、流體勢和源巖-輸導體-圈閉空間配置等因素的綜合分析，進而預測油氣運移路徑[21-23]。油氣優勢運移是輸導體系非均質性、能量場和源巖-輸導體-圈閉的空間配置等因素共同作用的結果，由于可獲取油氣勘探資料的限制，油氣運移動/阻力相關地質因素的評價方法和表征參數有著較大差異，如由地震勘探資料可獲得較為準確的封蓋面構造數據并以流體勢表征運移動力的平面分布，運移阻力相關的輸導體性能平面上主要應用概率參數評價及量化表征[24-27]。盆地尺度下準確、可信地定量預測油氣優勢運移路徑，如何有效地綜合不同表征方式的地質評價成果是需要解決的問題。因此，筆者在綜合油氣運移現有認識的基礎上，提出基于概率估計和空間分析方法構造油氣優勢運移通道的數學模型及預測方法，實現輸導體系、能量場和源匯空間配置等多項地質因素的綜合評價和統一表征，追蹤油氣優勢運移通道的空間展布，服務于含油氣盆地的油氣成藏規律研究與勘探目標評價。

1 油氣優勢運移通道的主控因素

油氣二次運移指向和路徑取決于浮力、水動力及毛細管力三者之間的相對大小，與動力和阻力有關的地質因素都會對運移路徑的形成、形態和運移效率等產生影響。

1.1 運移動力

二次運移的主要動力為浮力。在浮力的作用下，油氣發生在水中的自由上浮，如遇不滲透層遮擋，則在浮力分力的作用下沿遮擋層底面構造的上傾方向流動，其影響因素包括油氣密度和黏度、沿遮擋層底面(運移通道頂界)的構造起伏、地層溫度、地層壓力分布等。浮力分力計算公式如下：

F=V(ρw-ρ)gsinα

(1)

式中：F為浮力分力；V為油(氣)體積；ρw、ρ分別為水、油(氣)的密度；g為重力加速度；α為遮擋層底面的地層傾角。

水動力視其作用方向，既可為動力亦可為阻力，如壓實流一般由盆地沉積中心指向邊緣，構成油氣運移動力，高程水頭差產生的重力流則由盆地邊緣指向中心而成為阻力。應用流體勢可方便地表達油氣運移的動力學關系：

(2)

式中：Φ為流體勢；z為觀察點到基準面之間的距離；q為流速；p為觀察點處流體壓力。

靜水條件下，流體勢對應于重力勢。在運移動力的作用下，油氣將沿流體勢下降梯度最大的法線方向運移。

1.2 運移阻力

油氣運移阻力主要為地層毛細管力，取決于儲集層孔隙半徑、烴水界面張力和潤濕角等。地質影響因素包括輸導層的巖性-物性變化及非均質性、蓋層封閉性、斷裂阻擋和連通等。連通的滲透性地層和不整合構成了油氣的側向運移通道，活動斷層則是油氣垂向運移的重要通道。在運移動力的作用下，油氣將沿阻力最小的連通性輸導體發生運移。

1.3 油氣輸導格架

滲透性巖層、斷層和不整合相互交叉構成了復雜的三維油氣輸導格架，其輸導性能受地質體非均質性、格架形態及連通性等地質因素的控制。無外來干擾情況下，油氣二次運移優先選擇的路線構成優勢運移通道，處在優勢通道上的圈閉容易富集油氣形成油氣藏。

油氣運聚單元是具有相對獨立的流場體系、連通孔縫結構的地層單元，其最主要的特征為不與其他運聚單元之間發生明顯的流體交換[28]。以油氣運聚單元為單位，油氣輸導格架可構建為由一個或多個三維面組合而成、并被斷層復雜化所形成的三維網絡狀格架模型。三維面代表一套相互連通的輸導層，可根據研究區儲蓋特征及流體動力學特征劃分。輸導層、斷層的輸導性可應用勘探中能獲得的可靠參數分別加以評價和表征，如砂巖輸導層可利用沉積相、砂巖厚度、砂地比、砂巖物性、砂層含油氣性、流體性質等參數評價其連通性，應用物性參數和概率指標量化表征[25]。

2 油氣優勢運移通道的預測方法

通過現有油氣勘探資料的分析，筆者認為，以油氣運移動力學理論為基礎，應用概率理論實現運移動力、運移阻力和輸導體性能的統一參數表征，進而應用空間數據模型和空間分析方法追蹤優勢運移通道，可充分利用現有的、可靠的油氣勘探資料實現盆地尺度下的優勢運移通道預測。

2.1 油氣運移指向的數學模型

根據有機質晚期生油和成藏理論，油氣優勢運移是在動/阻力聯合作用下發生于輸導格架內的路徑選擇過程，油氣運移動力的主要影響因素為輸導體系在成藏期的構造格局和地下流體環境，影響運移阻力的地質因素則包括輸導體系的巖性、物性及非均質性、連通性等，受控于輸導體形成時的沉積環境、埋藏后成巖作用以及不同期次的斷裂改造作用。由于油氣成藏期晚于輸導體系形成期，運移動力和阻力相關地質因素發育于不同地質背景且受控于不同地質作用，因此，按照柵格數據樣式將三維輸導格架的滲透性輸導層或斷層劃分為規則的小單元，可以認為任一單元油氣運移動力及阻力的地質影響因素相互獨立。根據獨立事件概率原理，任意單元的相鄰單元成為油氣運移指向的概率為：

P=Pd×Ps0≤P≤1

(3)

式中：P為油氣運移指向概率；Pd表示動力單因素作用條件下的油氣運移指向概率；Ps表示輸導層輸導性能決定的油氣運移指向概率，滲透性和連通性越好，毛細管阻力越小則概率越高。任何一項單因素概率為0，則運移指向概率為0，即單因素“一票否決”。

2.1.1Pd取值方法

在運移動力因素的作用下，油氣將沿流體勢下降梯度最大方向運移。因此，取輸導體中任意空間單元a，與其相鄰空間單元i的油(氣)勢梯度為：

(4)

式中：ΔΦ(i)為空間單元a與相鄰空間單元i之間的流體勢梯度；Φa、Φi分別為空間單元a、i的流體勢，由式(2)計算可得；La,i為2個單元間的水平距離。

采用極值歸一法設定動力作用下相鄰單元成為a單元油氣運移指向的概率:

(5)

式中：ΔΦ(max)、ΔΦ(min)分別為單元a與相鄰單元之間的最大、最小流體勢梯度；如采用3×3算子，則n=8。由式(5)可知，Pd(i)取值范圍為[0，1]，單元間流體勢梯度值越大則油氣運移指向概率越大，最大流體勢降方向為 1。

2.1.2Ps取值方法

滲透性砂巖的輸導性能主要受巖性和巖相控制，與構造背景、沉積環境和成巖環境有密切的關系。三維空間上的相互疊置或連接是砂體連通的必要條件，當地層單元砂地比增大，砂體逐漸疊置、截切而形成相互連通的輸導體。由于砂地比受到沉積相的控制，因此可應用砂地比、沉積相等參數判定砂體的幾何連通性。砂體輸導的有效性受非均質性影響較大，可用錄井顯示和試油試氣成果來判定其是否發生過油氣運聚過程，通過物性、排替壓力、孔喉半徑等參數的統計分析來評價其流體連通性。針對不同地區，可統計并分析沉積相、巖相、物性、含油氣性等相關參數以建立評價標準，進而開展砂體幾何連通性、流體連通性和綜合連通性評價及量化表征[25]。

砂體連通性越好，則輸導性能越好，油氣運移的阻力越小，運移阻力單因素作用下成為油氣運移指向的概率越大。在砂體連通性定量評價和表征的基礎上，空間單元的Ps值可用極值歸一化方法設定：

(6)

式中：X(i)為任意空間單元的連通性評價值；X(max)、X(min)分別為連通性評價值的最大、最小值；如采用3×3算子，則n= 8。由式(6)可知，Ps(i)的取值范圍為[0，1]，連通性越好的單元成為油氣運移指向的概率越大。

2.2 優勢運移通道的追蹤方法與實現

油氣二次運移是油氣在輸導體系內發生的地質過程。生油巖排烴并進入相鄰輸導體，在運移動力和阻力的共同作用下，油氣向動/阻力差最大的方向運移，遇到圈閉聚集成藏或最終逸散。根據油氣運移動力學原理，油氣優勢運移通道追蹤基于以下2個假設來實現：

假設1，將組成輸導格架的輸導層或斷層劃分為小的單元，油氣進入單元后，將向相鄰單元中油氣運移指向概率最大的單元運動，即油氣優勢運移通道的最大概率法則。

假設2，油氣進入單元后不會回流到原來的單元，而是繼續向運移指向概率最大的單元中運移，實現能量傳遞和物質轉移的過程。

圖1所示為北高南低的單斜地層中發育北東向條帶狀高孔砂巖體，地層模型中a、b單元與相鄰單元具有相同的流體勢梯度分布，正北方向概率最大(Pd=1)，向兩側及下傾方向逐漸減小直至為0。a單元及相鄰單元為均質砂體，油氣由a單元向流體勢梯度降低最快的正北方向運移。b單元及相鄰單元位于北東向條帶狀砂體內，北東-南西向單元輸導性好(Ps=1)，向兩側逐漸變差(Ps=0.5～0.25)，油氣由b單元向油氣運移指向概率最大的北東單元運移(見圖1)。

圖1 油氣優勢運移通道追蹤與運移指向概率

地理信息系統具備在統一地理參照下的空間數據管理和分析功能。筆者采用GIS為基礎研究平臺，實現基于概率估計模型的油氣優勢運移通道預測，其計算方法如下：

步驟1：應用柵格數據形式的DTM(數字表面模型)表征烴源巖、流體勢場、輸導性能等相關的參數場。

步驟2：應用柵格數據空間分析中的鄰域分析方法，引入一個3×3算子，從烴源巖分布的某一柵格單元出發，根據式(1)～式(6)計算油氣從某一單元向相鄰單元的油氣運移指向概率，按照最大概率法則選擇優勢運移單元并加入優勢運移通道。

步驟3：移動算子至新確定的單元并重復步驟2，直到遇到已標記路徑、局部高點或數據邊界則停止追蹤，完成該優勢通道的計算。

步驟4：對烴源巖分布區所有柵格單元重復步驟2、步驟3，完成研究區油氣優勢運移通道的預測和追蹤。

步驟5：應用GIS空間數據管理和顯示功能，實現油氣勘探成果、流體示蹤分析數據和優勢運移路徑的組合顯示，分析和檢驗優勢運移通道預測結果。

2.3 預測方法的可行性分析

油氣優勢運移通道預測數學模型基于油氣運移動力和阻力相關參數的概率表征而構建。筆者設計理論地質模型并追蹤其優勢運移通道，分析不同地質參數組合、不同分辨率條件下優勢運移通道的預測結果，驗證其表達油氣優勢運移通道地質認識的準確性。

油氣優勢運移通道研究認為，在運移動力作用下油氣將沿流體勢下降梯度最大的法線方向運移，構造脊將成為油氣匯聚區[2]。非均質性較強的輸導層內，油氣則沿著滲透性最好、與周邊介質差異最大的通道運移[29]。

筆者設計了匹配上述認識的理論地質模型，統一采用25m×25m分辨率模擬和預測優勢運移通道分布。其中，模型A工區范圍1000m×1000m，鼻狀凸起構造高程-3000～-2200m，均質輸導層，烴源灶為位于工區南部的200m×1000m矩形條帶。模擬結果表明油氣進入輸導層后，從兩側向中間構造脊匯聚并形成優勢通道，最終運移至鼻狀構造高部位，模擬結果符合地質認識。模型B工區范圍1000m×1000m，單斜構造高程-3000～-2000m，條帶砂體呈北東向展布，孔隙度5%～25%，孔隙度門限值10%，烴源灶為位于工區南部的200m×1000m矩形條帶。模擬結果表明傾斜條帶狀砂體控制作用明顯，油氣向砂體中部高孔區匯聚，之后在砂體和構造的作用下沿高孔區向上傾方向運移并形成優勢通道，很好地反映了非均質性輸導層內高孔滲砂體對油氣運移路徑的影響(見圖2)。

圖2 理論地質模型與優勢運移通道預測

為分析優勢運移通道預測方法在不同分辨率下的穩定性，筆者選取25m×25m、50m×50m、75m×75m、100m×100m等4種分辨率對圖2中的模型B分別進行模擬計算，模擬結果表明隨著分辨率的增加(100m×100m至25m×25m)，優勢運移通道的整體分布趨勢未發生明顯變化，只是路徑數量增多且更為精細(見圖3)。

圖3 不同分辨率下優勢運移通道分布

從理論上分析，筆者所提出的優勢運移通道預測方法在均質輸導層條件下應等同于基于流體勢的流線法模擬。以文獻[2]發表的構造等值線圖、烴源巖分布等資料構造巴黎盆地的地質模型，在均質砂體假設下模擬優勢運移通道，預測結果與流線法模擬的運移路徑基本一致(見圖4)[2]。

圖4 流線法模擬與優勢運移通道預測結果的對比

3 文安斜坡中淺層應用

以文安斜坡中淺層的沙河街組二段下亞段為例，開展滲透性砂體的油氣優勢運移通道預測，驗證和分析其實際應用效果。文安斜坡位于冀中坳陷霸縣凹陷東部，呈南東向北西傾斜的緩斜坡，被長期發育的北東向主斷裂分割成多級臺階。北東向正斷層呈雁行排列，主斷裂多為切割地層層位較深的順向同生斷層，次級斷層為切割層位較淺的反向斷層，部分地區呈“Y”字形斷層組合。斜坡基底為古生界和中生界，古近系從西向東逐層超覆。中淺層由下至上發育沙二段、沙一段和東營組，在緩斜坡構造背景下經歷了從湖泊相到河流相的沉積演變過程，發育辮狀河三角洲、濱淺湖沙灘(壩)、曲流河、辮狀河等多種類型的砂體，其中沙二段發育辮狀河三角洲沉積。

3.1 石油地質概況

文安斜坡油源層位為沙三段和沙一下亞段。沙三段烴源巖為一套廣泛分布、湖相沉積的暗色泥巖，厚度達600～800m。有機碳含量平均2.10%，生烴潛力平均7.97mg/g，有機質類型以Ⅱ2型為主，凹陷內均已達到成熟-高成熟，達到好生油巖標準。沙一下亞段烴源巖為一套由富有機質頁巖、鮞灰巖、泥質白云巖、暗色泥巖和砂巖組成的“特殊巖性段”，泥頁巖累計厚度達500m。有機碳含量平均1.13%，有機質類型以Ⅱ2-Ⅲ型為主，為中等-好的生油巖。平面上成熟生油巖分布于文安斜坡西側及西南側的馬西斷層下降盤。

斜坡區沙二段主要發育辮狀河三角洲沉積的分流河道砂體，可分為沙二下亞段、沙二上亞段等2個正旋回。巖性以細砂巖為主，孔隙度平均19.45%，滲透率平均118.78mD，屬中-好儲層。水下分流間灣及湖相的細粒泥巖沉積則構成了該區沙二段圈閉的蓋層。

文安斜坡已經發現斷塊、斷鼻、巖性-構造復合等類型的圈閉及油氣藏，巖性-構造復合油氣藏為條帶狀砂體被斷層切割所形成，上傾方向由斷層封閉，側翼被巖性尖滅所控制，已發現油氣藏多分布于反向斷層的上升盤。縱向上，旋回上部泥巖發育，油層主要分布于大套砂巖頂部或單個薄砂層之中，大套砂層中下部泥巖夾層不發育而無法有效封隔油氣。平面上，油層分布主要受沉積相帶和鼻狀構造的雙重影響，分布于鼻狀構造帶及王仙莊斷層附近。砂泥互層且橫向分隔，區域上油層連通性較差，沒有統一的油水界面。

3.2 基礎地質模型

3.2.1 運移動力模型

文安斜坡中淺層沙二段、沙一段和東營組均有油藏發育，油氣成藏期為古近紀末-新近紀。統計工區內多個油藏的地層測試資料表明，文安斜坡地層壓力系數0.9～1，為正常靜水壓力系統。地層水的總礦化度2433～48530mg/L，NaHCO3-CaCl2水型，地下水動力環境處于半封閉-封閉狀態，保存條件較好。油氣主要在浮力的驅動下發生運移，可用現今構造格局表征運移動力。

3.2.2 輸導層模型

沙二下亞段主要發育辮狀河三角洲沉積的分支河道和水下分流河道砂體，物源來自于斜坡東側，往南西方向延伸展布。以地震儲層反演資料解釋的砂體展布為基礎，應用鉆井油氣顯示和油層分布數據校正地震解釋結果，最終確定分支河道、水下分流河道所構成的連通砂體的平面展布(見圖5)。

圖5 沙二下亞段沉積相與砂體展布圖

文安斜坡發育大量雁行排列的北東向正斷層，通過已發現油藏的解剖發現，切割深部地層的順向同生主斷層連通了深層烴源巖和中淺層砂體，構成了良好的油氣運移通道。切割層位較淺的反向次級斷層則是封閉的，對油氣成藏提供了有效遮擋或改變油氣運移方向。

3.2.3 烴源區模型

文安斜坡烴源巖為沙三段湖相暗色泥巖，生油巖厚度最高達800m，廣泛分布于斜坡西側、南側的洼陷之中且均已成熟生烴。沙三段烴源巖生排烴可直接進入接觸的沙二下亞段砂體，也可通過斜坡南側的深大斷層垂向運移進入沙二下亞段砂巖輸導層。

3.3 優勢運移通道預測及分析

以ArcGIS為研究平臺，輸入沙二下亞段頂面構造和連通砂體分布區、沙三段成熟烴源巖分布區、油源斷層等圖形數據，應用數字表面模型(DTM)進行柵格數據形式的空間表征。基于概率模型計算油氣運移指向概率，按照最大概率法則從烴源區邊界和油源斷層出發預測和追蹤油氣優勢運移通道。

通過與鉆井油層分布數據的對照分析，可以認為油氣優勢運移通道預測結果是準確、可信的。W120X、W86、W98、S77X、W3、W44等油氣藏發現井與優勢路徑匯聚區具有明顯的對應關系，WG2、W35、W22、S12-14等井則位于油氣優勢運移路徑上。W96、W108井的油層則可能與斷層垂向輸導有關。

優勢運移路徑、油井和油氣顯示井的分布表明，連通性砂體和鼻狀構造對于油氣優勢運移共同起控制作用。在砂體骨架內，油氣運移路徑斜坡低部位較多，由西往東逐漸往鼻狀構造脊部匯聚并收斂為大致沿鼻狀構造軸部分布的優勢路徑。封閉性斷層切割河道砂體可形成圈閉或改變油氣運移方向，位于運移路徑上的圈閉則有可能聚集油氣成藏。因此，優勢運移通道匯聚區為勘探有利目標區，如發育圈閉則可能聚集成藏(見圖6)。

圖6 沙二下亞段油氣優勢運移通道與構造疊加圖

4 川西坳陷東坡斷裂輸導體應用

川西坳陷為四川盆地西部西陡東緩的前陸盆地，研究區位于坳陷東坡的中段，由北東東向的合興場-豐谷構造帶、南北向的知新場-龍寶梁構造帶、北西向的中江-回龍構造帶和永太洼陷組成，整體呈現“三隆夾一凹”的構造特征。坳陷基底是海相碳酸鹽巖，沉積了晚三疊世至始新世地層。從下至上，上三疊統依次劃分成馬鞍塘組、小塘子組和須家河組，須家河組進一步分為須一段至須五段。侏羅系劃分為白田壩組、千佛巖組、沙溪廟組、遂寧組和蓬萊鎮組。

4.1 石油地質概況

沙溪廟組是川西坳陷東坡淺層的主力產氣層，為一套厚度700m左右的砂泥互層沉積，由多個不等厚的韻律層組成。儲層主要為三角洲前緣亞相的水下分流河道砂體，巖性多為細-粉砂巖，總體表現為低孔低滲、物性較差的致密儲層。

淺層氣藏的主力烴源巖為須五段濱海沼澤-湖泊環境下沉積的暗色含煤泥頁巖，腐泥-腐殖型有機質，碳同位素(δ13C)值大多在-25‰～-25.5‰之間。有機碳含量在0.39%～16.33%之間，平均2.35%。有機質大多處于成熟演化階段，鏡質體反射率(Ro)值達到1.3%。

川西坳陷東坡在多期次構造運動的影響下，發育多條南北向、北北東向展布較大規模的斷層。F1-1、F2、F3、F4、F16等主要烴源斷層溝通了深部須五段烴源巖和淺層的沙溪廟組儲層，開啟性斷層構成了天然氣向上垂向運移的良好通道。其中，F2斷層位于知新場構造東部，形成于燕山末期，喜山期最終定型。斷層走向南北，傾向西，延伸長度35km，最大斷距200m，斷開馬鞍塘組至蓬萊鎮組(見圖7)。

圖7 川西坳陷東坡主要斷層平面分布圖

4.2 基礎地質模型

4.2.1 烴源區模型

根據生油巖評價和氣源對比的研究結果，上三疊統須五段暗色含煤泥頁巖為淺層氣藏的主要烴源巖，燕山末期大量排烴進入斷層并以此為通道垂向運移，烴源巖與烴源斷層的交切面即為天然氣沿斷層運移的起點。應用須五段暗色泥巖厚度圖、須五段生烴強度圖、三疊系(須五段)頂面構造圖、斷面構造形態圖等數據，基于GIS統一地理參照的空間數據管理和顯示功能，將斷層烴源區表示在斷面構造圖上。如F2斷層處于研究區中部，與烴源巖交切區域中間厚、南北兩端薄(以灰色區表示)，在測線L3400～L4200之間，烴源巖厚且生烴強度達到(30～40)×104t/km2，具有較好的供烴能力(見圖8)。

圖8 F2斷層斷面古構造與優勢運移通道

4.2.2 運移動力模型

根據烴源巖生烴演化史和烴類包裹體分析結果，川西坳陷東坡淺層的沙溪廟組天然氣成藏關鍵時刻為烴源巖生烴高峰的燕山末期，喜山期構造運動造成古氣藏的調整改造。同期鹽水包裹體分析結果表明燕山末期的地層壓力系數為0.86～1.15，屬靜水壓力系統，天然氣沿斷層的垂向運移以浮力驅動為主，可用斷面構造模型代替流體勢模型。

由于該區遭受燕山末期的整體抬升剝蝕和喜山運動的影響，利用剝蝕厚度恢復和構造恢復方法重建燕山末期的斷面古構造形態，以此建立斷層在成藏關鍵時刻的運移動力模型(見圖8)。

4.2.3 輸導層模型

測井資料解釋和巖心觀察發現，斷裂內部結構由破碎帶和裂縫帶構成。破碎帶見斷層角礫及斷層泥，斷層滑動面及階步、擦痕發育，充填次生方解石晶體，發育半充填或未充填高角度裂縫。斷層角礫巖由泥質粉砂巖構成，巖石破碎，孔滲性較好。斷層泥巖則較為致密，孔滲性較差。誘導裂縫帶位于破碎帶與圍巖之間，發育高角度縫、低角度縫及水平縫，其中兩組共軛高角度縫多為未充填-半充填且相互切割呈網狀。由斷層破碎帶向邊部，裂縫產狀逐漸由網狀高角度縫變為水平縫為主，預示著高角度構造縫可改善斷裂輸導性能。斷層結構分析表明斷裂垂向輸導性受斷層泥巖含量影響，可用斷層泥比率(SGR)參數評價，如F2斷層SGR值分布于5%～20%，總體連通性較好，中南段略好于北段。

4.3 斷層優勢運移通道預測及勘探意義

以ArcGIS為研究平臺，輸入斷面古構造圖、斷層輸導性能評價圖、斷層烴源區分布等圖形參數，應用數字表面模型(DTM)進行空間表征，基于概率模型計算油氣運移指向概率。按照最大概率法則，從烴源區邊界出發追蹤和預測斷層油氣優勢運移通道。優勢運移通道預測結果表明，斷層天然氣運移路徑在斷層下部的供烴區最為密集，向上漸次匯聚為優勢運移路徑。受斷面起伏形態的控制，凸起斷面形成匯聚型優勢運移路徑，下凹斷面則形成發散型路徑，平直斷面形成平行路徑。以F2斷層為例，在測線L3400～L4200之間形成了多個匯聚型優勢運移路徑(見圖8)。

天然氣沿斷層向上運移，遇砂巖輸導層則發生側向分配，淺層砂體與斷層運移路徑在斷面處的空間匹配影響了天然氣的運聚成藏。油田現場在氣藏開發過程中，依據動靜、態資料將沙溪廟組砂體含氣情況由好到差劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類，統計 15個氣藏的連通性砂體所對應的斷層運移路徑類型，發現9 個Ⅰ類含氣砂體均匹配斷層的匯聚型優勢運移路徑，Ⅱ類含氣砂體有3個匹配匯聚型、2個匹配發散型運移路徑，Ⅲ類含氣砂體則匹配發散型運移路徑。斷層優勢運移通道預測結果與天然氣實際分布具有良好的對應關系，很好地解釋了斷層對天然氣垂向運移及側向分配的影響，匯聚型優勢運移通道的斷-源-砂空間匹配最有利于天然氣運聚成藏(見圖9)。

圖9 砂體含氣與斷層優勢運移路徑匹配關系圖

5 結論

1)油氣優勢運移通道預測模型統一表征油氣運移動/阻力相關的地質因素和評價參數, 進而預測油氣運移指向并追蹤優勢運移路徑，較為準確地反映油氣優勢運移的地質規律和認識。概率估計方法的應用使得該模型可充分、有效利用地質綜合研究及評價成果，克服運移相關參數及分布在勘探階段難以準確獲取的難題。

2)油氣優勢運移通道預測模型可應用于滲透性巖層、斷裂和不整合等輸導體系類型，在實際應用中則需開展相關參數的統計和分析，建立輸導性能的地質評價標準體系并開展綜合空間評價，進而應用概率指標實現輸導性能和運移動力的統一表征。滲透性砂巖和斷裂輸導體的應用實例表明：該模型綜合應用石油地質綜合評價成果，實現盆地尺度下的油氣優勢運移通道預測，可為油氣成藏規律研究和勘探目標評價提供油氣運移相關資料。