0 引言

准噶尔盆地近几年有重大发现。盆地腹部面积约2.7万km²，发育着远源和次生油气藏。截至2019年，在侏罗系已发现石油与天然气三级地质储量分别为3.988 3亿t和459亿m³，石油与天然气地质资源量分别为6.795亿t和1 240亿m³，石油与天然气未发现资源占比分别为41%和63%，未发现资源潜力大。2019年，中国石油集团公司(CNPC)在准噶尔盆地的前哨2探井取得重大突破，在侏罗系三工河组喜获日产石油39.3 m³、天然气20.36万m³，预示着盆地腹部侏罗系具有广阔的勘探前景。

基于研究区油气主要沿断裂垂向运移、沿砂体和不整合侧向运移的特点，本文通过对侏罗系构造面和断层面的构建，目的层砂体分布及属性的定量化，形成包含断面网格和地层网格的三维地质模型，采用一种考虑断裂因素的三维侵入逾渗模型及原油含蜡量定量模型，模拟油气运移路径及路径上的原油含蜡量的变化，以期对潜在的勘探目标分布预测提供参考。

1 地质背景与关键参数 1.1 研究区地质背景

准噶尔盆地腹部的侏罗系顶面是一个南低北高的大斜坡，南北长为170 km东西宽为160 km，面积约为2.7万km²，横跨盆1井西凹陷、莫索湾凸起和陆西隆起等二级构造单元[图 1(a)]。侏罗系三工河组(J₁s)和头屯河组(J₂t)是重点目的层，烃源岩为二叠系下乌尔禾组(P₂w)，盖层为侏罗系内部局部泥页岩，包括西山窑组(J₂x)和头屯河组内部的泥页岩段[图 1(b)]。从沉积角度看，南细北粗；油气自下而上，从南向北长距离运移，在运移路径上形成远源、次生油气藏。从圈闭类型看，油气藏以断鼻型和岩性地层型为主^[2]。

侏罗系已发现的三级地质储量主要分布在莫索湾、莫南、莫北、石南和陆梁等地区，油气源主要为盆1井西凹陷的二叠系下乌尔禾组(P₂w)。源、储之间不论在垂向上还是在侧向上都有较大距离，油气最大运移距离可达90 km^[2]。油气运移路径决定了油气藏的分布只有处于主要运移路径范围的圈闭才有可能捕获到油气，形成油气聚集。

近年来，该区有关油气运移方向、运移路径与输导体系的研究有了较大的进展。刘德志等^[3]分析了侏罗系油藏输导格架构成，将断裂划分为深层油源断裂与浅层层间断裂，认为前者是油气垂向输导的主要通道，后者是油气向圈闭聚集的重要通道，三工河组层内砂体为主要侧向运移输导层。徐冠华等^[4]认为，斜坡带广泛发育侏罗系层间小断层和少量沟通二叠系油源断层；储层内部为泛连通，隔夹层规模有限；断裂和泛连通砂体构成输导要素。郭秋麟等^[2]提出了一种基于输导体系混合维数网格的三维油气运移路径追踪方法，刻画了准噶尔盆地陆西地区油气沿断层垂向运移、沿砂体和不整合面侧向运移的过程。刘刚等^[5]通过流体包裹体均一温度分析，认为油气沿断裂垂向运移，在砂体和不整合带内侧向运移，并建立了准噶尔盆地腹部侏罗系—白垩系次生油气藏的4类输导体，即：砂体、砂体—断裂、砂体—断裂—不整合和砂体—断裂—不整合—断裂。

总之，研究区油气主要沿断裂垂向运移、沿砂体和不整合侧向运移。其过程呈现为沿断层—砂体—不整合，由低向高的上阶梯式运移。

1.2 基础图件与关键参数

开展油气运聚成藏模拟的基础图件包括目的层构造图、沉积相图、烃源岩生烃强度图、主要断层分布图等。

(1) 三维网格体的构建

垂向模拟层确定：自下而上分别设置6层(表 1)，包括烃源层、过渡层、目的层、盖层。

断层面构建：利用地震解释成果获取研究区主要断层分布，即构造图中为断层线，将断层线上下延伸形成断层面，断面的上界限为模拟层的顶界(地层1的顶)、下界限为模拟层的底界(地层6的底)。研究区401条断层是经过分析后确定的，它们主要是在侏罗纪形成的，分布在侏罗系及以下地层，而且沟通到下伏P₂w地层(在南部源岩分布区沟通烃源)，在白垩纪晚期成藏过程中曾经开启，在后期的构造运动中也可能开启。

平面二维网格：以模拟范围和401条断层线作为平面网格划分的依据(图 2)，建立二维平面网格，共形成平面网格6 950个[图 3(a)]。

三维输导体网格：6个模拟层的总模拟网格数67 214个，其中：体网格54 844个，面网格12 370个[图 3(b)]。有关面网格和体网格的区别和关系详见下文“三维地质建模方法的提出”

(2) 目的层储层参数

研究区主要发育水下分流河道、水下分流间湾、席状砂、滩坝和滨浅湖沉积环境(图 4)。其中，水下分流河道和滩坝的砂岩、砾岩是重要的输导层。根据探明储量报告中的38个油藏评价数据统计，孔隙类型以粒间孔为主，J₁s油藏孔隙度最小值为11.3%，平均孔隙度为13.9%，最大为17.2%，平均渗透率为3.6 mD；J₂t油藏孔隙度最小值为13%，平均孔隙度为15.8%，最大为21.2%，平均渗透率为57 mD。对于油藏之外的物性数据，主要根据沉积微相的统计结果(最大值、最小值)，然后通过随机抽样确定的。

(3) 烃源岩特征

中二叠统下乌尔禾组是主要烃源岩，侏罗系只有少量烃源岩。下乌尔禾组烃源岩主要分布在研究区南部的盆1井西凹陷，有效烃源岩厚度达100~ 250 m，TOC质量分数为2%~4%，R_o值为1.2%~ 2.2%，总生烃强度为(50~400)万/km²，平均生烃强度约150万t/km^2[6]。可见，研究区有足够的油气源。烃源岩分布在南部盆1井凹陷附近，排烃范围在莫索湾以南的滨浅湖范围内；下伏二叠系下乌尔禾组烃源岩向上排烃，主要排烃时期在白垩纪晚期；烃源岩向上排烃，遇到局部盖层后改为侧向运移，当遇到断层时向上运移；整个过程呈现沿断层—砂体—不整合、由低向高的上台阶式运移。

2 模拟方法与技术流程 2.1 技术流程

技术流程包括三维地质建模、模拟参数调试和模拟计算三大部分(图 5)。

(1) 三维地质建模

利用地震解释成果获取地层界面构造图及主要断层线，以模拟体顶界面和底界面作为顶和底界线，将断层线构成断层面；以模拟范围和断层线作为平面网格划分的依据，建立二维平面网格；将平面网格作为各层的网格划分依据，逐一建立各层网格并构建出三维地质体(含断层面)。

(2) 模拟参数调试

① 储层属性参数。以沉积相图为参照，根据统计数据确定不同相带的孔隙度及喉道半径的分布特征(最大值、中间值、最小值、平均值和方差等)，采用随机分布法赋值各相带所对应网格的孔隙度及喉道半径。②烃源岩层生烃参数。参照生烃强度图，对烃源岩层赋予生烃量。③盖层参数。参照研究区盖层的性质(区域或局部盖层等)，对盖层赋予封盖能力参数。④断层参数。根据沟通油源或非沟通油源的性质，确定断面网格的开启或封堵参数。⑤不整合面参数。根据不整合面是否作为通道的研究结论，确定不整合面网格的开启或封堵参数。

(3) 模拟计算

在三维地质建模后，通过对模拟参数的输入与调试，采用三维侵入逾渗技术进行油气运聚模拟，绘制主要运移路径。

2.2 模拟方法

在油气运聚定量研究方面，主要有3种技术^[7-10]：第1种为基于构造面的二维流线模拟技术^[11]，该技术适用于单个构造层面的油气侧向运移模拟，不涉及到油气沿断裂垂向运移模拟；第2种为三维多相达西流模拟技术^[12-14]，该技术属于理想化的模拟技术，要求参数多、计算量大，而为了减少运算量，模拟网格总数需限制在一定范围内，在三维地质建模时难以把复杂的断裂考虑进去，因此难以实现油气沿断裂垂向运移的模拟过程；第3种为侵入逾渗模拟技术^{[7, 15-17]}，包括二维模拟^[18-22]和三维技术^{[2, 23]}。前者类似于第1种流线模拟技术；后者采用混合维数网格建模思路，形成一种由体、面、线和点构成的混合维数网格建模技术，为砂体、断面和不整合面几何形态的刻画、复杂构造区三维地质建模以及油气运聚模拟提供重要的研究手段，是追踪油气沿砂体、断面和不整合面运移路径的有效技术。

以下从三维地质建模方法的提出、三维侵入逾渗模拟方法的改进和示踪物含量计算的经验模型等方面进行论述。

(1)三维地质建模方法的提出

针对传统三维地质建模方法不能有效刻画断面网格的问题，提出一种由地层“体网格”和断层“面网格”的混合网格系统(图 6)。为了不增加建模时的技术难度和时间消耗，在建模时除了把断层面作为网格剖分的控制边界外，其他的建模方法与常规三维建模方法一样。这种新的混合网格具有2个特点：①正常的三维体网格与常规的一样；②网格侧面与常规的不一样，那些由断层组成网格侧面被定义为“断面网格”(为了简化描述以下简称为面网格)。

新的建模过程如图 7所示，地层体网格和常规网格的“面”无需做特殊处理，但对于由断层构成的“面”需要进行特殊处理。初始断面没有厚度，当赋予一定厚度(根据断层实际宽度给定)后，面网格具有厚度，此时面网格类似于一张薄板，有了体积。这样，就能在面网格中进行油气运聚模拟运算。

在混合网格体系中，地层体网格主要用于描述运载层(砂体等)的运移通道，面网格用于描述断层通道(不整合面也可描述为面网格，本文不做论述)。显然，面网格的提出和建模，对刻画油气在断层中的运移起到了关键作用。

(2) 三维侵入逾渗模拟方法的改进

在混合网格系统的支持下，断面的刻画(地质参数和断层形态)成为可能。首先，可以单独对面网格进行赋值。经过特殊赋值的面网格与周围的地层体网格在输导性能上具有差异；其次，由于在三维建模时基本保留了断层的原始形态，使得断层走向和位置能够得到精确刻画油气运移的通道。

在断面中，油气运聚模拟主要采用两方面技术方法：一是基于孔隙的毛管阻力与驱动力关系的技术方法；二是基于断层泥—断层泥比例系数的技术方法。

第1种方法：基于毛管阻力与驱动力关系的技术方法

在浮力驱动下，油珠或气泡在运移过程中(主要指上浮)受阻时，就要等待后续的油气流体的补充以增大其浮力，才能克服因油气流体变形而产生的毛细管阻力，才能继续上浮。毛细管力和浮力大小是决定油气是否继续运移的关键。其中，毛细管力和浮力的计算式为

$ \left\{ \begin{array}{l} {p_{\rm{c}}} = 2\sigma \cos \theta \left( {\frac{1}{{{r_2}}} - \frac{1}{{{r_1}}}} \right)\\ {p_{\rm{f}}} = v\left( {{p_{\rm{w}}} - {p_{{\rm{hc}}}}} \right)g \end{array} \right. $

(1)

式中：p_c为毛细管力，MPa；σ为界面张力，N/m；θ为润湿角度，(°)；r₁，r₂分别为当前位置(网格单元)和待流入网格单元的岩石孔喉半径，m；p_f为浮力，N；V为连续油(或天然气)的体积，m³；ρ_w为地层水的密度，kg/m³；ρ_hc为地下油(或天然气)的密度，kg/m³；g为重力加速度，取值9.8，m/s²。

第2种方法：基于断层泥比例系数的技术方法

如果没有毛细管力和浮力的计算参数，无法采用技术方法1，此时需要根据断层泥比例系数SGR (Shale Gouge Ratio)来判断断面网格是封堵还是开启^[25]。根据SGR值的相对大小，提出一种换算断面网格输导能力的公式。

当SGR > SGR_close时：

$ {T_{{\rm{mig}}}} = 0 $

(2)

当SGR < SGR_close时：

$ {T_{{\rm{mig}}}} = 1 $

(3)

否则

$ {T_{{\rm{mig}}}} = 1 - \frac{{SGR - SG{R_{{\rm{open}}}}}}{{SG{R_{{\rm{close}}}} - SG{R_{{\rm{open}}}}}} $

(4)

式中：T_mig的值为0~1，0代表封闭的，1代表连通的；SGR为断距范围内泥页岩累计厚度占地层厚度的比例，值为0~1，值越大封闭性越好，即连通性越差；不同地区SGR_close和SGR_open大小不同，以渤海湾盆地沙河街组为例，SGR_close为0.85，SGR_open为0.25。

(3) 示踪物含量计算的经验模型

油气从烃源岩到圈闭的运移过程中，由于挥发、残留及地层压力、水动力环境等发生变化，原油密度、黏度、含蜡量、含氮化合物、庚烷值、异庚烷值等也会发生变化。这些变化过程复杂多样，难以用统一的数学公式表达，但是，有些基本规律还是可以确定的，那就是要么递增，要么递减。对于一些更复杂的变化过程目前还很难给定模型。为了模拟运移路径示踪物含量的变化，本文以原油含蜡量为例，提出3种经验模型。

模型1：反比模型

这是用于描述示踪物含量随运移距离变化而快速减少的模型，表达式为

$ q = \frac{{{q_0}}}{{1 + ax}} $

(5)

式中：q为示踪物含量(以原油含蜡量为例)，%；q₀为示踪物初始含量(以原油含蜡量为例)，%；x为运移距离，km；a为回归系数，不小于0。

模型2：递减/递增模型

这是用于描述示踪物含量随运移距离变化而线性递减/递增的模型，表达式为

$ q = {q_0} + bx $

(6)

式中：b为回归系数。当b > 0时，为递增模型；当b < 0时，为递减模型。

模型3：增长/衰减模型

这是用于描述示踪物含量随运移距离变化而增长/衰减的模型，表达式为

$ q = {q_0}{\left( {1 + x} \right)^c} $

(7)

式中：c为回归系数。当c > 0时，为增长模型；当c < 0时，为衰减模型。

3 模拟结果 3.1 运移路径模拟结果

三维油气运聚模拟结果揭示，在断裂中的运移路径为呈栅栏状的垂直向上线条组合；在砂体中运移的路径为呈平面网格状的线条组合；在坡度较大的构造脊上运移路径为单线或呈近平行状的多线形式(图 8，9)。

在研究区南部的莫南地区，油气运移主要受断层(路径垂直向上)和砂体(平面图为网格状)控制；在中部莫索湾凸起及莫北地区，油气运移主要受构造脊(单线为主)和砂体控制；在北部陆西斜坡，油气运移主要受构造脊控制。

(1) 南部区域

芳2、芳3、东道2井一带，断层向下切割直接沟通下乌尔禾组的源岩，油气沿断层运移到侏罗系，一部分向莫索湾凸侧向运移，另一部分向成1井附近及东侧运移，这部分油气沿着砂体上运移，最终到达滴西2井附近。

(2) 中部区域

在莫索湾凸起和莫北地区，以莫15井分界，东侧：油气沿着断层上来的油气，受构造脊和砂体的控制向莫北2、石西10、陆南2井方向运移；西侧：油气同样是受构造脊和砂体的控制，向盆5、盆6井及西北向运移。

(3) 北部区域

主要有4条长距离运移路径，由西向东分别为：经夏盐3井路径、经石南21井路径、经石南36井路径和经石东1井路径。这4条路径均受构造脊的控制。

3.2 油气运移示踪验证

(1) 含蜡量模拟

根据研究区已测试原油含蜡量(表 2)与油源位置的关系，认为原油含蜡量与运移距离成正比关系。因此，确定采用递增模型。基于该模型，通过交互模拟，最终确定原油含蜡量初始值为2%，递增系数b为-0.07。

(2) 含蜡量模拟结果与实测值对比

图 10为原油含蜡量在运移路径上变化的模拟效果。可见，从南部盆1井西凹陷(油源区)向北部三个泉凸起(构造高部位)，原油含蜡量从蓝色(2%)逐渐变化到红色(10%)；将图 10的模拟原油含蜡量与实测值(表 2)对比，11口井的测试值与模拟值基本吻合，说明运移路径和原油含蜡量定量模型是吻合的。

3.3 与勘探成效对比及有利区预测

(1) 模拟结果与已发现油气聚集对比

截至2019年，在侏罗系已发现石油与天然气三级地质储量分别为3.988 3亿t和459亿m³，主要分布在三工河组和头屯河组(图 9)。从图 9可以看到，已发现的油气藏基本坐落在模拟的运移路径上，说明模拟的运移路径与勘探结果一致，结果可信。

(2) 有利区预测

该区侏罗系石油与天然气地质资源量分别为6.795亿t和1 240亿m³，对比石油地质资源量和已发现的储量，还有接近一半的资源量未被发现，资源潜力很大。

由于模拟区范围达到2.7万km²，在这么大的范围内不能做到精细刻画局部圈闭，特别是断层遮挡圈闭和岩性圈闭。因此，通过本文技术模拟的含油气饱和度(图 11)受到较大影响，但模拟的运移路径受影响较小，还是可信的(前文已分析)。在综合考虑油气运移路径、含油气饱和度和沉积相分布等因素后，确定5个有利区，分别为：①成1井区；②石东1井西区；③滴西2井区；④董1井北区；⑤盆6井北区。

4 结论

(1) 基于准噶尔盆地腹部侏罗系油气主要沿断裂垂向运移、沿砂体侧向运移的特点，提出了断面网格的三维地质建模方法及一种考虑断裂因素的三维侵入逾渗模拟方法，这些方法较好地解决了油气沿断面运移的模拟过程，为分析油气在复杂输导体系中的运聚提供了重要定量技术。

(2) 在准噶尔盆地腹部的莫南地区，油气运移主要受断层和砂体控制；在中部莫索湾凸起及莫北地区，油气运移主要受构造脊和砂体控制；在北部陆西斜坡，油气运移主要受构造脊控制。

(3) 模拟结果揭示，准噶尔盆地腹部侏罗系油气运移路径与油气藏分布相关性较好，原油含蜡量与实测值接近，说明模拟的运移路径与勘探结果一致，原油含蜡量定量模型是有效的。

(4) 准噶尔盆地腹部侏罗系还有接近一半的资源量未被发现，资源潜力很大。在综合考虑油气运移路径、含油气饱和度和沉积相分布等因素后，预测5个有利区，分别为成1井区、石东1井西区、滴西2井区、董1井北区和盆6井北区。