高精度油气运移模拟技术在渤中19-6 油气田及围区的应用

赵弟江 郭永华 乔 柱 陈心路 孔栓栓

（ 中海石油（中国）有限公司 天津分公司）

0 引言

油气运移模拟自20 世纪70 年代提出以来，在成藏机理、数学模型、运移算法等方面取得了重要进展[1-3]。然而，由于含油气盆地储层具有极强的非均质性，且构造演化及油气运移方式都极为复杂，现有的油气运移模拟软件无法解决储层非均质性刻画、断层定量评价与构造模型精度等问题[4-5]，在实际的油气勘探中未得到广泛应用。

建立接近真实地下地质的高精度三维地质模型，是油气模拟技术实用化的关键[6-8]。在钻井数量较少的背景下，通过地震精细解释、属性分析等技术手段，精细刻画断层、储层、烃源岩等静态地质要素[9]，建立精细三维地质模型，同时结合温度场、压力场、成岩作用等分析，提高油气运移数值模拟的精度及实用性，对油气运移路径的精细刻画及有利目标的预测具有重要意义。

渤中19-6 油气田及围区深浅层均有油气分布，且主要表现为浅层以油为主、深层以气和凝析油为主的分布特征。研究区新生界底面受走滑与伸展作用强烈改造，形成洼隆相间的构造格局，太古宇潜山裂缝储层及古近系三角洲沉积体的分布，断层与不整合面的输导能力及运移路径等地质因素均对油气运移具有较大影响。利用高精度三维立体建模技术及油气运移模拟技术相结合再现油气成藏过程，有利于探讨和总结研究区油气运移规律。

1 区域地质概况

渤海海域西南部渤中19-6 油气田及围区，位于渤中凹陷、沙南凹陷与黄河口凹陷3 个凹陷交接区（图1），北邻沙垒田凸起东南部倾没端，东南与渤南低凸起相连，西南与埕北低凸起为邻。研究区发育多条近东西向延伸的深大断裂及多条近南北向的走滑断层，受伸展—走滑断裂活动的控制，区域上形成了北东向长条状垒堑相间的构造格局。北部靠近沙垒田凸起，发育南东向倾伏的阶梯式断阶带，而南部发育潜山背景下的走滑构造带。研究区主要烃源岩为东三段、沙一+二段与沙三段；主要储层为明化镇组下段与馆陶组河流相沉积、东三段与沙一段扇三角洲沉积、孔店组扇三角洲沉积与太古宇潜山，其中孔店组扇三角洲沉积与太古宇潜山是渤中19-6 凝析气田主要产层[10-11]；区域性盖层为明化镇组泛滥平原相泥岩与东二段曲流河三角洲与湖相泥岩。近年来，该区域先后发现油田及含油气构造16 个，特别是渤中19-6亿吨级凝析气田的发现，进一步明确了该地区是极为有利的油气富集区。

图1 研究区构造位置图Fig.1 Structural location of the study area

2 高精度三维地质模型的建立

建立精确的三维地质模型是油气运移模拟研究最核心的部分。本文运用储层三维精细地质建模技术尝试建立精细的三维地质模型，该技术融合了构造建模和基于地质统计学的随机建模等技术，可以精细刻画断层空间几何形态与岩性空间展布。在此基础上，建立泥质含量模型，计算断层的断面泥质含量，作为断层输导能力的定量表征，融入到油气运移模拟过程中，使之更精确地再现油气生成、运移与聚集的过程。其主要技术流程包括构造格架模型与岩性模型的建立；根据模型计算断层断面泥质含量；油气运移模拟参数的设定及多次迭代模拟；地质与地球化学条件的分析与示踪等（图2）。

图2 三维地质模型的建立与模拟技术流程Fig.2 3D geological modeling and simulating workflow

2.1 构造格架模型的建立

构造格架模型是三维地质模型的基础。构造格架主要包括圈闭类型、几何形态、断层分布、断层与储层的空间配置关系等。断层骨架的构建和构造面等值线的稀疏程度是影响构造模型的关键因素，也是三维精细地质建模最关键的一步。它控制着地层的构造形态，所以其准确与否也直接影响到沉积相模型和属性参数模型的精度。一般人们利用横向分辨率高的地震解释层位数据约束各井点的分层数据和断点数据来建立构造格架模型，使模型更加合理。其建模过程是：首先利用地震对断层的解释数据建立断层模型，利用地震解释层位数据，在各单井分层数据的约束下建立层位模型，并进行时深转换；在开展空间网格剖分后，最终建立构造格架模型。

合理的网格类型和网格大小是建立构造格架模型的关键，因为储层的构造形态比较复杂，断层样式比较多样化，故选用三角网格的方法。平面上选取网格步长为50m×50m；研究区储层主要分布在基底太古宇与孔店组，次要储层分布在浅层明下段与馆陶组，极少数分布在东三段与沙一段，所以垂向网格采用不等厚划分方案，将主力储层段进行了精细剖分，而对非储层层段划分相对较粗。

2.2 岩性模型的建立

精细岩性模型是三维地质模型的核心，研究区处在陆相湖盆沉积环境，岩相变化快，垂向砂体频繁叠置[12]，传统的建模方法无法反映砂泥岩空间叠置关系，其精细程度严重制约油气模拟结果。本文以地质统计学为基础，利用地震资料来约束岩性平面的非均质性和不确定性（即地震属性约束下的岩性建模技术），建立了研究区精细岩性模型。

研究区长期物源方向来自西南方向古黄河水系与西北方向的沙垒田凸起，但不同时期沉积环境变化巨大，所以不同时期沉积相类型多样、连续性变化较大。深层东营组、沙河街组与孔店组分别发育规模巨大的辫状河三角洲、半深湖与扇三角洲等沉积，岩性分布稳定，连续性较好；而浅层主要发育极浅水三角洲与曲流河沉积，主河道迁移频繁，沉积体规模较小，连续性较差。

对于浅层明下段与馆陶组河流相沉积，很多砂体规模小、厚度薄，现有地震资料无法直接识别。通过均方根振幅属性与自然电位测井相关性分析发现，浅层岩性与地震属性有较好的相关性（图3a），因此，针对浅层沉积环境及地球物理响应特征，采用地震属性体约束的随机性模拟方法建立岩性模型，表征岩性的空间变化。首先根据单井岩性组合及测井资料，对地层内部进行精细划分及对比，结合地震资料，识别出四级层序界面。单道地震记录的均方根振幅属性，能较好地反映岩性的变化(振幅值大的区域以砂岩为主)，故可将地震属性体转化成岩性概率体，并用协同序贯指示模拟建立岩性模型，将地震属性值赋予模型中的每个网格节点，以此建立浅层岩性模型（图4a），其较精准地刻画了不同岩性的空间展布特征。

对于深层岩性模型（东营组至基底），受地震资料分辨率的影响，岩性与地震属性并没有较好的相关性（图3b），直接在地震属性约束下进行随机模拟建立的岩性模型精度较差，所以选择运用分层趋势面约束的确定性岩性模拟法。通过利用井震联合绘制的小层沉积相带图等二维数据及平面趋势的方式约束的克里金模拟法，确定性赋值给模型网格，从而完成了深层岩性模型的建立（图4b）。从得到的深浅层岩性模型可以看出，模型中砂泥岩的展布规律与深浅层的沉积特征对应较好，并且与已钻井的吻合度也很高。

图3 均方根振幅属性与自然电位测井相关性分析Fig.3 Correlation between RMS amplitude and SP logging data

图4 深浅层岩性模型Fig.4 Lithology model of deep and shallow layers

针对研究区深浅层岩性分布特征，采取不同方法建立岩性模型，再结合构造格架模型，即可得到研究区精细三维地质模型（图5）。该模型充分利用钻井资料与地震资料，垂向与横向分辨率较高，同时较为合理地预测了未钻井区岩性分布，从而较好地刻画了岩性的空间展布形态，具有较高的精确度。

2.3 断裂输导能力定量评价

断层作为油气垂向运移的主要通道，其输导性能对油气分布至关重要[13-17]。研究区发育走滑断层与伸展断层，其中走滑断层通常以封闭性断层为主，往往不具有运移能力；而伸展断层具有较强的油气输导能力，是主要的油源断层，研究区发育多条大型伸展断层，本文运用断层落差法对部分伸展断层的活动性进行分析，将这些断层分为长期活动断层与晚期活动断层两种类型（图6）。晚期活动断层主要在新近纪特别是新构造运动时期（明上段沉积时期）产生[18-21]；而长期活动断层在新构造运动后再次进入强烈活动时期，这些断层有效沟通了烃源岩与浅部储层，成为油气垂向运移的主要通道。

图5 研究区精细三维地质模型Fig.5 Fine 3D geological model of the study area

图6 研究区东三段顶部断层平面分布图Fig.6 Plane distribution of the faults at the top of Ed3 in the study area

通过统计多口井与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度，并结合埋藏史，可以确定研究区油气主要成藏期在8Ma 至今，部分成藏期达到5Ma 甚至更晚，为典型的晚期或超晚期成藏（表1）。研究表明，渤中19-6 构造浅层（称为渤中19-4 油田）包裹体均一温度显示油气充注是从8Ma 开始的。而BZ19-6-1 井孔店组砂砾岩包裹体可明显分为两期：Ⅰ期以含油包裹体为主，沿石英颗粒微裂隙分布，单偏光下呈淡黄色—灰色，荧光显示绿色（图7a、b），其均一温度区间为110～145℃(图8a)，结合地温史分析，确定油气充注时间从8Ma 开始(图9)；Ⅱ期以含气和凝析油包裹体为主，沿石英加大边独立分布，单偏光下呈淡黄色，荧光显示蓝色（图7c、d），其均一温度区间为120～140℃(图8b)，结合地温史分析，确定油气充注时间从5Ma 开始（图9）。由此可见，断层主要活动期与油气主要成藏时期基本匹配，现今的断层油气输导能力即代表油气成藏期断层输导油气的能力。

表1 研究区主要构造成藏期确定Table 1 Main hydrocarbon accumulation periods in the study area

排替压力是评价断层输导能力最直接、最根本的参数[22]。在实用的运移模型中，正是利用断层的排替压力作为断层输导能力的主要表征。根据排替压力定义，其主要应是油气水界面张力和断裂带填充物孔喉半径大小的函数。对于特定埋深的断层岩来说，油气水界面张力可以看作是不变的，断裂带填充物孔喉半径的大小主要受断裂带中泥质含量的直接影响[23-24]。

断裂带中泥质含量可以利用前面建立的三维岩性模型计算得到。其计算过程为：以单井测井曲线解释得到的泥质含量出发，空间上以已建成的三维岩性模型为约束，建立研究区泥质含量模型，通过对输导断层的正演模拟，计算每条断层断面泥质含量，该算法由petrel 软件实现（图10）。

图7 BZ19-6-1 井孔店组砂砾岩流体包裹体特征Fig.7 Characteristics of fluid inclusion in the Kongdian Formation glutenite in Well BZ19-6-1（a）中—轻质油包裹体，3589m，单偏光；（b）中—轻质油包裹体，3589m，荧光；（c）凝析油包裹体，3735m，单偏光；（d）凝析油包裹体，3735m，荧光

图8 BZ19-6-1 井孔店组砂砾岩与含烃包裹体共生的盐水包裹体均一温度统计Fig.8 Statistical homogenization temperature of brine inclusion coexisting with hydrocarbon-bearing inclusion in the Kongdian Formation glutenite in Well BZ19-6-1（a）与轻质油包裹体共生的盐水包裹体，3589m；（b）与凝析油包裹体共生的盐水包裹体，3735m

图9 BZ19-6-1 井地温史及成藏期次的确定Fig.9 Geothermal history and hydrocarbon accumulation periods of Well BZ19-6-1

图10 研究区断层断面泥质含量模型Fig.10 Model of the mudstone percent in the study area

实验表明：对于给定深度的断层，其断面泥质含量与排替压力之间的关系式为[25-26]：

式中 PCh——汞—空气系统断层排替压力，MPa；

PCp——油—水系统断层排替压力，MPa；

c——常数，取50MPa；

IFTp——油界面张力系数，取42mN/m；

IFTh——汞界面张力系数，取360.8mN/m。

在油气运移模型中，对于给定的断层断面泥质含量，系统会根据上述公式自动转化为排替压力，并根据岩性确定围岩相应的排替压力，参与到系统运算。此外，模型同时考虑了断层本身几何形态与断层断面泥质含量以及围岩压实程度随时间的变化，通过对断层及围岩压实模型的恢复，可以得到不同时期断层及围岩的排替压力。

3 油气运移模拟的过程及参数设定

参考前人有关构造演化、古生物、地层充填序列、沉积相和古地理等研究成果[27-29]，对研究区地层地质时间、古沉积水界面温度、古水深等地质参数进行设置（表2）。

古热流值是油气运移模拟极为关键的参数，热史演化与构造演化密切相关[30]，渤海湾盆地的构造演化对其热演化具有决定性的作用。渤海湾盆地新生代以来经历了岩石圈的多期拉张[31]，具有多期多幕式裂陷、多旋回叠加和多成因机制复合的构造演化特征[32-33]，因此选取支持盆地多期裂陷的地球动力学模型[34]对研究区热史进行恢复（表2）。

表2 研究区主要地质参数的设定Table 2 Geological parameters in the study area

研究区主力烃源岩发育层系为东三段、沙一+二段与沙三段。钻井揭示研究区东三段烃源岩TOC平均大于1.8%，有机质类型以Ⅱ1型为主；沙一+二段与沙三段的烃源岩TOC 平均大于2.5%，有机质类型以Ⅰ型为主。

前人根据烃源岩热解生成的产物不同，提出过多种生烃动力学模型[35-39]。选用渤中地区烃源岩Ⅰ型干酪根样品进行金管热解模拟实验表明：渤中地区Ⅰ型干酪根样品平均活化能均在226kJ/mol 左右，生烃动力学参数与Behar et al 1997 模型中选用的始新统Green River 烃源岩相似[31]，故本次模拟生烃动力学模型就选用Behar et al 1997 模型。

三维地质模型建立与模拟均基于petrel 软件，通过不断迭代与校正，实现模拟误差率为0.836%，满足误差率小于1%的标准，模拟结果证明模型较为可靠。

4 模拟结果分析与地球化学示踪

油气运移模拟结果（图11、图12）显示研究区北部油源断层在东二段下部断面泥质含量高，断层输导能力较弱，油气未向浅部储层运移，主要聚集在渐新世东二下亚段及深部储层（曹妃甸8-2 构造）；研究区中部油源断层在东二段下部断面泥质含量相对较低，断层输导能力较强，浅层明化镇组油气显示活跃，浅层圈闭尚未钻探，潜力依然较大（渤中3-1构造）。而位于研究区南部的渤中19-6 构造，断层断面泥质含量较高，断层封闭性中等，前期生成的石油沿断层与砂体向浅层明化镇组与馆陶组储层运移，在浅层聚集成藏（渤中19-4 北构造）；后期大量生成的天然气沿着不整合面与输导断层，由构造东西两侧洼陷深处向巨厚湖相厚层泥岩覆盖之下的孔店组与太古宇潜山运移聚集，形成了渤海湾盆地目前发现的储量最大的千亿立方米级凝析气田，证实了模拟结果的准确性。

模拟结果与勘探实践显示研究区油气运移规律主要有：油气从烃源岩层排出后，受储层与地貌的共同控制，首先向隆起背景上发育的背斜聚集。沿断层向上穿层运移时，若断层断面泥质含量较大，油气向上运移受阻，油气则主要在深层圈闭聚集成藏；若断层断面泥质含量较小，油气则运移至馆陶组输导层内，再沿构造脊侧向运移至圈闭处聚集，部分继续沿断层向上运移至明下段聚集成藏。

不同分子量的生物标志化合物与原油物性可以指示油气的运移方向[35，40]。本次研究生物标志化合物参数选用C19/C23三环萜烷、C20/C23三环萜烷、C24/C26三环萜烷、伽马蜡烷/藿烷、4—甲基甾烷/谷胆甾烷，原油物性则包括相对密度、含蜡量、酸值与含硫量等。

图11 研究区油气运移模拟剖面图Fig.11 Simulated section of hydrocarbon migration in the study area

如图13 所示，从渤中3-1 构造向曹妃甸8-2 构造，即向沙垒田凸起方向，C19/C23三环萜烷、C20/C23三环萜烷、C24/C26三环萜烷逐渐降低。这显示深层油气在向上运移受阻的情况下，发生了明显的侧向运聚，向凸起方向运移。西侧的CFD2-4 井、BZ3-1S 井其油源受渤中凹陷西南次洼影响，与渤中3-1 构造有明显差异，显示了迥异的运移路径（图13）。原油物性参数中含硫量与含蜡量向凸起方向明显增加，而相对密度则相对降低，进一步印证了油气向凸起方向运移的结论(图14)。

图12 研究区油气运移路径模拟图Fig.12 Simulated hydrocarbon migration paths in the study area

图13 研究区生物标志化合物参数分布图Fig.13 Distribution of biomarker parameters in the study area

图14 研究区原油物性参数分布图Fig.14 Distribution of oil physical properties in the study area

5 结论

高精度油气运移模拟技术融合了盆地模拟技术与地震约束下的岩性建模技术，建立了高精度三维地质模型，准确预测渤中19-6 油田的油气分布，为油气勘探提供了有力依据。

首次将油源断层断面泥质含量作为定量评价断层输导能力的标准，应用到油气运移模拟中，模拟表明断面泥质含量较高的层段对油气运移有明显的阻滞效应，使得油气在深层成藏。在勘探实践中，研究区北部油源断层断面泥质含量高，油气主要聚集在深部储层，未向浅部储层运移；而研究区南部油源断层断面泥质含量中等，油气在深浅层均有聚集，与模拟结果相符。

油气运移模拟结果揭示渤中19-6 构造及围区深部油气聚集主要受储层与地貌造就的低势区的共同控制，地球化学示踪也证实了油气主要从凹陷向低凸起横向运移为主，垂向运移较弱。