三维油气输导体系网格建模与运聚模拟技术
郭秋麟1, 刘继丰2, 陈宁生1, 吴晓智1, 任洪佳1, 卫延召1, 陈棡1, 龚德瑜1, 袁选俊1
1. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083
2. 北京天腾网格开发技术有限公司,北京 100095

第一作者简介:郭秋麟(1963-),男,福建龙海人,博士,中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师,主要从事盆地模拟与油气资源评价研究,地址:北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院油气资源规划所,邮政编码:100083,Email:qlguo@petrochina.com.cn

摘要

油气在输导体系中的运聚模拟一直是石油地质定量化研究中的难题。针对传统地质建模技术不能在三维空间中建立输导体相互联系的现状,采用混合维数网格建模思路,形成一种由体(地层)、面(断裂面和不整合面)、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,并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。准噶尔盆地陆西地区的应用实例显示,该技术能够有效刻画断层面、不整合面和砂体的输导作用,透视油气运移路径,模拟石油聚集、油藏调整及次生油藏的形成过程,揭示油气分布规律,指出古油藏附近和运移路径所覆盖的区域是油气分布有利区。图15表3参33

关键词: 油气运聚; 输导体系; 混合维数网格; 运移路径; 地质建模; 网格生成; 准噶尔盆地; 陆西地区
中图分类号:TE122.2 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2018)06-0947-13
Mesh model building and migration and accumulation simulation of 3D hydrocarbon carrier system
GUO Qiulin1, LIU Jifeng2, CHEN Ningsheng1, WU Xiaozhi1, REN Hongjia1, WEI Yanzhao1, CHEN Gang1, GONG Deyu1, YUAN Xuanjun1
1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China;
2. Beijing Tianteng Mesh Development Technology Co., Ltd., Beijing 100095, China
Abstract

Migration and accumulation simulation of oil and gas in carrier systems has always been a difficult subject in the quantitative study of petroleum geology. In view of the fact that the traditional geological modeling technology can not establish the interrelation of carriers in three dimensional space, we have proposed a hybrid-dimensional mesh modeling technology consisting of body (stratum), surfaces (faults and unconformities), lines and points, which provides an important research method for the description of geometry of sand bodies, sections and unconformities, the 3D geological modeling of complex tectonic areas, and the simulation of hydrocarbon migration and accumulation. Furthermore, we have advanced a 3D hydrocarbon migration pathway tracking method based on the hybrid-dimensional mesh of the carrier system. The application of this technology in western Luliang Uplift of Junggar Basin shows that the technology can effectively characterize the transport effect of fault planes, unconformities and sand bodies, indicate the hydrocarbon migration pathways, simulate the process of oil accumulation, reservoir adjustment and secondary reservoir formation, predict the hydrocarbon distribution. It is found through the simulation that the areas around the paleo-oil reservoir and covered by migration pathways are favorable sites for oil and gas distribution.

Keyword: oil and gas migration and accumulation; carrier system; hybrid-dimensional mesh; migration pathway; geological modeling; mesh generation; Junggar Basin; western Luliang Uplift
0 引言

输导体系, 是指三维地质体内由地层渗透体、断层、不整合面等所构成的油气输导网络, 是连接烃源岩与圈闭之间的“ 桥梁与纽带” 。近10年来, 输导体系的研究已取得显著进展, 陈欢庆等[1]分析输导体系的分类和输导体系特点, 杨德彬等[2]认为断裂、不整合面、输导层和裂缝的产状、性质是影响输导油气能力及其有效性的重要因素, 刘哲等[3]指出输导体系类型的划分应充分考虑烃源岩, 并研究了不同输导介质中油气输导性能的差异性; 林玉祥等[4]提出了输导体系的研究方法和步骤, 认为古孔隙度恢复、古压力恢复、古构造恢复以及成藏期分析, 是油气输导体系分析研究中的关键技术; 吴康军等[5]运用现代油气运移理论及地球化学示踪等技术, 对油气来源、输导通道、运移方向等进行精细研究; 宋明水等[6]以断层的启闭指数和砂体的输导指数, 表征综合输导性能。

以上研究主要集中在输导体系的描述、刻画及有效性评价等方面, 而在输导体系建模方面的研究较少。与输导体系建模相关的研究包括两方面:①以三维地震属性作为约束进行的砂体随机建模[7]; ②以三维地震断面解释数据点为基础进行的断面形态建模[8]。这两类建模各自采用自己的网格系统, 彼此之间没有关联。严格地讲, 目前国内外还没有针对输导体系网格建模而研发的技术。

三维输导体系网格建模是三维地质建模的延伸, 其发展与三维地质建模密切相关。三维地质建模是运用计算机技术, 在虚拟三维环境下, 将空间信息管理、地质解译、空间分析与预测、地学统计、实体内容分析以及图形可视化等工具结合起来, 并用于地质分析的综合技术[9]。1993年, 加拿大学者Houlding[10]提出了“ 三维地质建模” 概念, 三维地质建模技术在日益增长的需求牵引以及计算机、三维几何造型等相关学科的促进下, 得到了快速发展, 其中油气勘探行业是三维地质建模技术应用面最广、应用程度最深的行业。2000年以后, Petrel、RMS、GoCAD等三维地质建模软件在油田基础地质研究中得到广泛的应用[11, 12, 13]。2005年至今, 中国的三维地质建模取得了一定的研究成果, 推出了一些应用软件, 如:北京网格天地软件公司依托北京航空航天大学开发的DeepInsight、中国地质大学的GeoView和北京大学的GSIS等三维建模软件[13, 14, 15]

输导体系网格建模, 可以从根本上提高油气运聚模拟的效率和计算精度。在三维地质体中, 输导网络, 特别是断面和不整合面, 所占的体积比例很小, 其与周围地层的参数差异较大, 只有将其单独划分出来, 才能准确赋予相关参数值。若采用传统的三维地层网格建模方法(断层、不整合面被包含在地层网格中), 无法单独对断面、不整合面赋予参数, 也不能保持断面、不整合面原有的自然形态, 可能使输导方向和输导能力发生变化。

目前, 三维油气运聚技术主要有两种:第1种为多相达西流模拟技术; 第2种为侵入逾渗模拟技术。多相达西流法的核心算法分为3种, 即有限元法、有限体积法和有限差分法。侵入逾渗模拟技术的发展相对较晚。1983年, Wilkinson[16]提出了一种新的逾渗理论(percolation theory); 2000年Meakin[17]从实验和数值模拟角度研究侵入逾渗和二次运移机理, 同年Carruthers等[18]运用改进的侵入逾渗技术模拟了流体的运移; 2007年, 周波等[19]运用逾渗模型探讨了油气运移路径变化规律; 2009年, Hantschel等[20]对侵入逾渗技术做了详细的介绍; 同年, 石广仁[21]介绍了侵入逾渗法的技术背景、技术方法、应用效果并提出了改进意见; 2013年郭秋麟等[22]提出3D-IP模型, 并用于模拟油气运聚。

现有的国外三维油气运聚模拟商业软件主要有PetroMod、Temis Suite、Trinity等, 中国主要有中国石油勘探开发研究院的BASIMS和中国石油化工勘探开发研究院的TSM等。该类软件的模拟技术既有三维三相达西流模拟技术, 也有侵入逾渗模拟技术[20, 23, 24, 25, 26, 27], 均采用单一的三维地层网格体, 没有断裂面和不整合面等输导体系混合网格作为支撑。因此, 难以在三维空间上有效地模拟油气在断裂面和不整合面中的运聚。

本文针对传统的三维地层网格建模方法无法单独对断面、不整合面赋参数及保持断面、不整合面原有的自然形态, 可能使输导方向和输导能力发生变化等问题, 提出一种三维输导体系混合网格建模方法和一种基于输导体系混合维数网格系统的三维油气追踪技术— — 特殊的侵入逾渗模拟技术, 并以准噶尔盆地陆西地区为例, 探究新技术在刻画断面、不整合面和砂体的输导作用、透视油气运移路径以及模拟石油聚集、油藏调整和次生油藏的生成过程中的应用, 来揭示油气分布规律, 以期为下一步勘探部署提供决策依据。

1 三维输导体系网格建模技术

输导体系网格建模的目的是, 建立地层(三维体)、断面和不整合面(二维面)之间的相互关系, 使原本孤立的输导体连成相互关联的输导网络系统, 使每个输导体网格, 能够找到前后、左右之间的关系, 能够找到上下级的关系。为了实现这一技术目标, 提出了三维地层网格与二维面网格的概念, 即混合维数网格系统。

地质建模的网格生成技术, 主要有结构网格和非结构网格两类生成技术。非结构网格具有优越的几何灵活性, 可以模拟任意的复杂外形, 但存在网格质量难于保证的不足, 网格效率亦随之降低。因此, 融合了结构网格和非结构网格各自优势的混合网格技术近年来倍受重视[28, 29, 30]。现有三维地质体混合网格系统中, 所有网格均为三维网格体。为了解决断层、不整合面的建模问题, 提出了非结构化混合维数网格生成方法, 形成的网格系统中包含三维体网格、二维面网格、线状网格和点状网格的多维网格形式。

1.1 非结构化混合维数网格生成方法的提出

被断层切割的地层网格(见图1a、图1b)由地层体A、地层体B和断面C构成, 对其有2种处理方法:①在地质体建模时忽略断层的存在, 即网格形态和体积不变, 但在孔隙度、渗透率等属性建模时将断层的因素考虑进去(见图1c); ②在地质体建模时考虑断层的存在, 将断层两侧的地质体分为两部分建模, 同时在孔隙度、渗透率等属性建模时也将断层两侧分开处理(见图1d)。下面提出了第3种处理方法。

1.1.1 面网格的提出

在地质体建模时考虑断层的存在, 将断层两侧的地质体分为两部分进行建模, 形成地层网格。另外, 将断层面作为第3网格, 即面网格(见图1e)。此时, 网格体系已不是原来的单一地层网格(三维体网格), 还存在面网格(二维面网格), 因此称为混合维数网格系统(以下简称混合网格系统)。

图1 混合维数网格系统建模思路

1.1.2 不整合面处理方法

如果不整合输导体厚度足够厚, 需要在纵向上细分网格, 此时, 将不整合输导体看作一般地质体, 然后采用常规方法进行网格建模, 此时的不整合网格类型为体网格(地层网格), 而不是面网格。

如果不整合输导体厚度较薄, 相对于地质体总厚度不需要在纵向上细分网格, 此时, 采用以上断层混合网格处理方法, 这里不再赘述。

1.2 三维地质体“ 自然” 网格剖分

目前, 国内外在三维地质建模中主要采用三角网格剖分、角点网格剖分、PEBI(Perpendicular Bisection)网格剖分等重要方法。为了更好地刻画断面、不整合面等输导体系的孔隙度、渗透率、孔喉半径等地质参数, 提出了一种“ 自然” 网格剖分方法, 具体如下(见图2)。

图2 三维地质体“ 自然” 网格剖分过程(xyz分别为 三维空间上xyz方向的坐标)

①数据准备。构建三维网格体的格架参数包括研究区边界点数据、地层构造面数据、断裂面和不整合面分布数据。

②形成平面二维PEBI网。PEBI网格又称垂直平分网格, 即网格中心点与所有相邻网格中心点的连线均垂直平分通过相应的网格边线。单个网格可以是三角形、四边形、五边形和六边形, 其网格形状由数据控制点分布决定, 因而可构建出较均衡的分布, 因此本文采用PEBI网格来构建模型。基于边界点和目的层构造面数据点, 采用二维PEBI网格剖分方法, 形成二维PEBI网。

③构建地层面、断裂面和不整合面。基于地层构造面数据, 采用三角网插值方法, 形成地层面; 同样的方法分别构建断裂面或不整合面。

④形成地层柱状PEBI网格体。以二维PEBI网作为各地层的平面网格, 以地层厚度作为柱状网格的高度, 采用三维PEBI网格剖分方法, 形成地层柱状PEBI网格体。

⑤构建三维“ 自然” 网格体。以地层柱状PEBI网格体为基础, 加入不整合面和断裂面, 求面与面、面与地层柱状体之间的交点, 重新搜索、排序, 最终构建三维“ 自然” 网格体。

1.3 三维自然网格体向输导体系几何网格系统转化

在三维自然网格体中包含几何网格体、面、线和点等要素。

面网格:由断面和不整合面构成, 初始断面和不整合面都没有厚度, 只有赋予一定厚度(根据实际厚度给定)后, 面网格才具有体积, 此时面网格类似于薄板。

线网格:由任意两个面网格单元相交形成的线段。当面网格单元给定厚度后, 线网格类似于细针(或管线)。线网格是沟通两个面网格单元的枢纽, 是油气从一个面网格单元通向另一个面网格单元的必经之路。

点网格:由任意两个线网格单元相交形成的交点。当线网格单元有宽度时, 点网格单元类似于小球(或管线“ 四通” 的转换接口)。点网格是沟通两个线网格单元的枢纽, 是油气从一个线网格单元通向另一个线网格单元的必经之路。

通过对各要素的转换, 完成输导体系建模(见图3), 具体如下。

图3 “ 自然” 网格向输导体系几何网格转化过程

①将几何网格体(即地层实体网格), 直接转化为体网格(也叫地层网格);

②将来源于断裂面和不整合面的面, 构成面网格(见图4);

③将两个面网格的公共交线, 构建成线网格(见图4);

④将两个线网格的公共交点, 构建成点网格(见图4);

⑤将面网格加入厚度后, 形成“ 板状体网格” ; 相应的交线变成“ 针状网格” ; 相应的交点变成“ 球状网格” ;

⑥将以上4类网格组合在一起, 按规则进行编排, 形成三维输导体系网格体。

图4 面网格、线网格和点网格图例(不同颜色表示不同网格)

1.4 三维网格技术对比

输导体系网格系统是一种由体、面、线和点网格构成的混合维数网格系统(以下简称混合网格)。目前, 国际上的所有的三维盆地模拟软件和三维油气系统模拟软件都没有采用混合网格, 而是采用由体网格组成的单一的地层网格系统(以下简称地层网格)或单一的断面网格系统。断面网格和地层网格分别是两个网格系统, 相互之间没有关联。混合网格技术与其他技术对比如下。

1.4.1 地层网格

地层网格有4个优点:①网格单元间的关系相对简单, 只有“ 上” 、“ 下” 和“ 侧向” 的关系; ②不管网格数有多大, 所有网格单元均为一种类型, 即地层网格; ③油气运聚追踪只在地层网格内进行, 追踪算法比较成熟, 而且相对容易实现; ④三维动态可视化技术较成熟, 模拟结果动态展示容易实现。

地层网格的缺点:不能将断面、不整合面单独划分出来, 而是将他们包含在地层网格中, 不能单独对断面、不整合面等重要输导体进行准确赋值, 也不能有效沟通输导体之间的关系, 因而不能有效模拟油气在断面和不整合面中的运聚过程。

1.4.2 混合网格

混合网格体与地层网格相比, 除了地层网格外, 还有面网格、线网格和点网格。

混合网格的优点:能将断层、不整合面单独分开, 能建立输导体系之间的联系, 因此可有效描述断面和不整合面, 为模拟油气在断面和不整合面中的运聚提供关键参数。

混合网格的缺点:①构建三维网格的过程复杂, 需要更多的地质参数; ②网格类型多, 相互之间的关系复杂, 使得油气运聚模型及三维动态可视化技术的实现更加困难。

1.5 三维输导体系地质参数

1.5.1 地层网格参数

地层网格输导能力与沉积相密切相关。砂体的分布、岩石物性特征等直接影响地层网格的输导能力。地层网格的岩石物性参数包括孔隙度、渗透率、孔喉半径等, 这些参数通过空间插值方法赋值到各地层

网格。

1.5.2 断面和不整合面的网格参数

断面网格输导能力与各断层带的地质特征有关。断层泥的比例、断层带内的岩石物性等直接影响面网格的输导能力。断面网格参数包括断层泥的比例、岩石孔隙度、渗透率、孔喉半径等。在获取每条断层的参数后, 通过人机交互将参数赋值到各断面网格。

不整合面网格与风化带的岩石及物性有关。主要参数有岩石孔隙度、渗透率、孔喉半径等, 这些参数通过空间插值方法赋值到各不整合面网格。

1.5.3 线网格和点网格参数

线网格参数可自动继承面网格参数, 也可以通过人机交互将参数赋值到线网格; 同样地, 点网格参数可自动继承线网格参数, 也可以通过人机交互将参数赋值到点网格。

2 基于输导体系混合维数网格的三维油气运聚模拟

与三维三相达西流模型相比, 侵入逾渗数值模型较简单, 模拟参数较少, 使得技术适用性大幅提高, 目前应用较广。本文在原有三维侵入逾渗模拟技术基础上[16, 17, 18, 19, 20, 21, 22], 采用浮力流模式, 并补充了断面网格的输导能力的计算模型。

2.1 油气流动方式

采用浮力流模式, 即指油气在密度差作用下, 在地层孔隙水中的上浮, 一般呈断续状流动, 因此很难用达西公式定量表示[31]。浮力流分为自由上浮或限制性上浮两种。

2.1.1 自由上浮

自由上浮(无阻流动)是指油珠、气泡在上浮过程中不受毛细管阻力的限制而自由上浮。发生无阻流动主要有以下几种情况:

①当孔隙介质的通道直径大于油珠、气泡时才可能发生; ②当油气从小孔喉向大孔喉方向流动时, 毛细管阻力起到助推力的作用, 此时油气不受毛细管阻力的限制而自由流动; ③之前油气已流动过, 路径已被润湿(亲油), 或者孔隙中含油气饱和度已达到最低运移饱和度。

2.1.2 限制性上浮

由于岩石组成和通道孔径的不断变化, 油珠、气泡在运移过程中, 不可能总是畅通无阻。因此当其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。这是一种不连续的运移过程, 在此过程中, 油气能够克服毛细管阻力继续运移所需的最小油(气)柱高度称为临界高度。

2.2 油气运移的驱动力和阻力

2.2.1 驱动力

在浮力流模式中, 油气运移的驱动力为浮力, 计算公式为:

\[F=V({{\rho }_{w}}-{{\rho }_{hc}})g\ \ (1)\]

2.2.2 阻力

在浮力流模式中, 油气运移的阻力为毛细管力, 计算公式为:

\[{{p}_{c}}=2\sigma \cos \theta \left( \frac{1}{{{r}_{2}}}-\frac{1}{{{r}_{1}}} \right) \ (2)\]

2.2.3 断面网格的输导能力

对于断面网格, 其输导能力还可通过断层泥比例系数SGR(Shale Gouge Ratio)来判断[32]。换算输导能力的公式如下:

\[{{P}_{mig}}=\left\{ \begin{align} & 0\begin{matrix} {} & \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ SGR\ge SG{{R}_{close}} \\ \end{matrix} \\ & 1\begin{matrix} {} & \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ SGR\le SG{{R}_{open}} \\ \end{matrix} \\ & 1-\frac{SGR-SG{{R}_{open}}}{SG{{R}_{close}}-SG{{R}_{open}}}\ \ SG{{R}_{open}}SGRSG{{R}_{close}} \\ \end{align} \right.\ (3)\]

式中, Pmig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[32]; 不同地区SGRcloseSGRopen大小不同, 以渤海湾盆地沙河街组为例, SGRclose为0.95, SGRopen为0.18。

2.3 油气运移路径追踪原则

不管是地层网格、面网格、线网格还是点网格, 在路径追踪过程中均以网格单元中心点海拔高程为参照点。两个相邻网格单元之间, 海拔高程相对高的网格单元简称为高网格, 海拔高程相对低的网格单元简称为低网格。

2.3.1 总原则

①在自由上浮条件下:两个相邻网格单元之间, 油气从低网格单元流动到高网格单元。流动过程不受网格类型限制;

②在限制性上浮条件下:在油气向前流动遇到障碍而停止后, 当后续的油气流体的补充将其浮力增大到能够克服阻力时, 油气从最小阻力的网格单元突破, 并向前流动。流动过程不受网格类型限制, 流动方向不取决于网格高低, 只取决于阻力大小。

2.3.2 在阻力相等时的优先原则

根据侵入逾渗模型的基本法则[20, 21], 油气运移仅沿着最小阻力方向前进, 只有遇到阻力大于浮力时才会停止前进, 当后续的油气使油气柱高度满足浮力克服阻力时, 才会继续前行或改变方向前行。当前方多个方向的阻力同等, 且均小于浮力(出现的概率小), 此时需要确定优先原则。优先原则可以由软件随机确定, 也可以依据不同情况凭经验给定。在本文中, 选择优先进入面网格的原则。

2.4 运移路径中可流动油气量的计算

在油气向前流动遇到障碍而停止后, 需要计算运移路径中可流动油气量, 即油气流体的补充量, 并计算补充后新的油气柱高度及其浮力大小, 从而判断油气流体是否突破阻力继续向前运移。显然, 在浮力流模式中, 可流动油气量的计算是追踪油气运移路径的关键技术。

为了计算可流动油气量, 提出了溯源算法, 详见图5。以图6为例, 解释溯源过程。图6中“ 溯源起点” 是指正在追踪的当前网格单元。

图5 溯源算法流程

图6 溯源过程及路径示意图(“ 可流动” 为含有可流动油气的网格; “ 残留油” 为有残留油气的网格)

从溯源起点出发, 按“ 向下” 和“ 向左” 两条路径追踪。其中:①“ 向下” 路径经过“ 桥形” 聚集网格区, 在溯源过程中需要进行特殊处理; ②“ 向左” 路径出现“ 分岔” 与“ 合并” 情况, 在溯源过程中需要解决“ 多源” 与“ 分流” 的问题。

溯源结束后, 按溢流高程由大到小对所有“ 可流动” 网格(含有可流动油气的网格)进行排序, 并输出所记录的网格号。然后按网格号查找所有“ 可流动” 网格的孔隙度和含油气饱和度, 并计算出所有可流动油气的体积。

2.5 油气聚集量与残留量的计算

2.5.1 油气聚集区确定

在以上溯源过程中, 经过了油气聚集区(即聚集网格单元群, 见图6)。通过搜索, 将含油气饱和度达到常规油气藏含油气饱和度(不低于油气运移最低饱和度), 而且油气被圈闭围限的网格群, 确定为油气聚集区。

2.5.2 油气聚集量的计算

在追踪完成后, 此时整个三维地质体所有网格中的含油气饱和度均处于相对稳定状态(暂时不变)。根据此时的孔隙度和含油气饱和度, 逐一计算聚集网格单元群中的油气体积, 并累计得到全部油气聚集体积。计算公式如下:

\[\left\{ \begin{align} & {{C}_{k}}=\sum\limits_{i=1}
{n}{{{v}_{i}}{{\phi }_{i}}{{s}_{i}}} \\ & {{Q}_{A}}=\sum\limits_{k=1}
{m}{{{C}_{k}}} \\ \end{align} \right.\ \ \ (4)\]

2.5.3 运移路径中油气残留量的计算

在追踪完成后, 将整个三维地质体所有网格中含油气饱和度不大于最低油气运移饱和度的网格单元, 称为残余油气网格单元群。与计算聚集量的方法相同, 根据此时的孔隙度和含油气饱和度, 逐一计算残余油气网格单元群中的油气体积, 并累计得到全部油气残留体积。

3 应用实例

以准噶尔盆地陆西地区为例进行应用。研究区位于准噶尔盆地陆梁隆起西侧(见图7a), 包括夏盐凸起、达巴松凸起东北部和三个泉凸起西部, 东南部紧邻盆1井西凹陷和三南凹陷, 西北部与玛湖凹陷、英西凹陷相接, 面积为3 502 km2(见图7b)。目的层为侏罗系和白垩系, 烃源岩为二叠系下乌尔禾组(见表1)。区内探明地质储量2.086 4× 108t, 其中:白垩系为0.779 7× 108t, 主要分布在研究区东北角LU9井附近; 侏罗系头屯河组为0.767 9× 108t, 主要分布在SN4井、SN21井和LU9井附近; 侏罗系西山窑组为0.479 9× 108t, 主要分布在SN7井和LU9井附近; 侏罗系三工河组为0.058 9× 108t, 主要分布在XY11井附近。

图7 研究区位置(a)及构造单元划分(b)

表1 研究区地层系统及岩性特征
3.1 地质特征

3.1.1 烃源岩

中二叠统发育下乌尔禾组烃源岩, 该烃源岩主要分布在研究区南侧的盆1井西凹陷和西北测的玛湖凹陷(见图7b)。在盆1井西凹陷中, 有效烃源岩厚度达100~250 m, TOC值为2%~4%, Ro值为1.2%~2.2%, 总生烃强度为(50~400)× 104t/km2; 在玛湖凹陷中, 有效烃源岩厚度达150~275 m, TOC值为1.5%~2.5%, Ro值为1.2%~2.0%, 总生烃强度为(50~400)× 104t/km2。两个凹陷可供烃面积约3 000 km2, 平均生烃强度约150× 104t/km2, 可供烃量达45× 108t。显然, 烃源充足。

3.1.2 储集层特征

研究区侏罗系与白垩系储集层岩性为砂岩和砂砾岩, 孔隙类型为原生粒间孔。下白垩统属于高孔中渗储集层, 中侏罗统头屯河组为中孔中渗储集层, 西山窑组为低孔低渗储集层, 下侏罗统为中低孔低渗储集层(见表2)。

表2 储集层特征

3.1.3 盖层

下白垩统及中、下侏罗统的主要岩性为砂岩、砂砾岩和泥岩互层, 其中的泥岩可作为局部盖层(见表1)。

3.1.4 圈闭类型

圈闭类型以断块、断鼻型(如陆9井)、岩性地层性(如陆15井)和断层— 岩性型(如石楠21井)为主。

3.2 输导体系

3.2.1 断层

研究区主要发育5期断裂体系, 共94条断层, 包括海西期18条、早燕山期23条、中燕山期23条、晚燕山期13条、喜马拉雅期17条。其中, 切割下白垩统和侏罗系的断层主要是燕山期的断层(见图8)。这些断层在不同地质时期起着不相同的作用, 有时作为通道, 有时作为遮挡层。

图8 燕山期断层面平面投影(不同颜色仅代表不同断层)

3.2.2 砂岩、砂砾岩输导层

侏罗系与白垩系发育水下分流河道、分流间湾、席状砂和滨浅湖沉积环境(见图9)。其中, 水下分流河道的砂岩、砾岩是最重要的输导层。

图9 主要储集层沉积相分布

3.2.3 不整合面

侏罗系与白垩系之间的不整合面是控制油气运移的关键不整合。在东北侧, 坡度较大、剥蚀时间较长, 不整合面具有较好的输导能力。

3.3 模拟网格与关键参数

研究区模拟关键参数:平面模拟网格2 884个, 面积3 502 km2, 地层数为11层, 内插4个小层, 共15个模拟层, 59条断层(见图10a— 图10c)。构成的总网格数为54 406个, 其中体网格45 972个, 面网格7 884个, 线网格549个, 点网格1个。

图10 模拟范围及网格

关键参数包括孔隙度、孔喉半径、生烃强度等。除了对地层体网格进行属性(参数)赋值外, 还需要单独对每个断面网格和不整合面网格进行属性赋值(见图11a— 图11b)。只有细致地对每个断面和不整合面网格进行个性化赋值, 才能实现输导体系建模的最佳效果, 从而提高三维油气运移模拟结果的可靠性及精度。

图11 模拟网格参数

3.4 模拟结果及对勘探的指导作用

3.4.1 断层及断面网格的输导作用

图12展示了59条断层及石油通过断面网格的信息。在图12a中, 断面上红色网格为具有残余油饱和度的网格, 即指石油运移过程中曾经通过的断面网格; 图12b中的红色片条与图12a中的红色片条相同, 都是指石油运移过程中曾经通过的断面网格; 图12b中浅蓝色线为石油运移路径, 从中可以发现, 断层面的输导作用明显, 既起垂向输导作用(垂向运移), 也起到侧向输导作用(包括顺断层侧向运移和横穿过断层运移)。

图12 断面上残余油分布(a)及运移路径(b)

3.4.2 古构造恢复及古油藏模拟

根据二叠系烃源岩生烃史及构造演化史的研究[33], 认为早白垩世末和现今为成藏关键时刻。采用“ 回剥法” 恢复早白垩世清水河组沉积末期的构造, 即将清水河组顶界定为标志面, 回剥去掉标志面之上的地层, 使标志面处于海拔高度为0的水平面, 同时移动标志面之下的地层, 使之与标志面的相对位置保持不变。古油藏形成时的储集层物性和断层的断层启闭性, 一般难于确定。实例中, 储集层物性是按现今值统一乘以一个系数实现的; 断层的启闭性, 初始设为开启。在模拟过程中, 如果发现模拟结果明显偏离现今油藏分布, 此时再将相关断层调整为封闭。

早白垩世末(关键时刻)的模拟结果揭示, 此时侏罗系较为平缓, 来自南侧盆1井西凹陷和西南侧玛湖凹陷的油源, 侧向运移距离较近, 大部分石油主要聚集在西南部和东南部的侏罗系中, 形成古油藏(见图13)。

图13 早白垩世末含油饱和度及运移路径模拟结果

3.4.3 古油藏调整及后续石油聚集的模拟结果

侏罗系经过进一步埋藏及后续的构造运动后, 地层坡度变陡、倾向朝东南偏移, 圈闭形态及幅度发生了变化, 引发古油藏调整。现今的模拟结果揭示, 古油藏调整后演变为现今的SN21井油藏和SN4井油藏, 这两个油藏探明地质储量合计超过6 000× 104t(见图14a、图15)。

图14 现今石油运聚模拟结果

图15 运移路径及现今石油聚集模拟结果

3.4.4 现今运移路径及石油聚集模拟结果

除了古油藏调整及后续聚集模拟外, 现今的模拟揭示存在3组向上(向北侧)的主要运移路径(见图14b、图15)。

第1组路径(由东到西数), 经过SN7井, 最终到达LU9井附近。在这组路径上已探明SN7井岩性油藏(探明地质储量2 081× 104t)和LU9井构造-地层油藏(探明地质储量10 496× 104t)。

第2组路径, 经过XY15井、XY11井, 最终到达MD4井附近。在这组路径上已探明XY11油藏(探明地质储量589× 104t), 发现MD4工业油流井, 在XY15井附近也有勘探发现。

第3组路径, 经过XY12井, 到达YB1井附近, 最终在西北侧运移出研究区。目前在这组路径上还未发现油藏。

3.4.5 原油含蜡量示踪、油藏分布与模拟结果的一致性分析

图14b、图15展示了油气运移方向, 即由南向北。原油含蜡量分析证实这一结论。表3揭示, 研究区南侧盆1井西凹陷— 中部夏盐凸起— 北部三个泉凸起, 含蜡量由小变大, 变化趋势明显, 说明油气运移方向由南向北。

表3 不同构造位置原油含蜡量

截至2017年底, 研究区内已探明LU9井区油藏, 地质储量10 496× 104t, 分布在下白垩统、中侏罗统头屯河组和西山窑组。探明SN7井、SN21井、SN4井油藏, 地质储量分别为2 081.00× 104t、2 622.80× 104t、

3 697.65× 104t, 分布在侏罗系。图14a展示了石油聚集区主要有4个, 即LU9井、SN7井、SN21井和SN4井区。说明主要聚集区模拟结果与勘探发现的油藏基本一致。另外, 在MD4井、XY11井一带也有发现油藏, 但模拟结果只有油气通过, 没有大规模的聚集, 这可能和参数分析研究不够有关。

3.4.6 对勘探的指导作用

①古油藏附近的圈闭是油气分布的有利区, 如已探明的SN21井和SN4井油藏(见图13)。研究区西南侧古油藏附近, 特别是油气运移方向上的圈闭(研究区外玛湖凹陷一侧)具有成藏潜力(见图14b、图15)。

②现今模拟所揭示的东侧第一路径、中部第二路径和西侧第三路径所覆盖的区域, 是油气藏分布的有利区域(见图14b、图15)。其中, 第1组路径覆盖区域的勘探相对充分, 已探明超过亿吨的石油储量, 不是近期的勘探重点; 第2组路径覆盖区域已有勘探发现, 是近期勘探的重点; 第3组路径覆盖区域, 还未发现油气藏, 在路径方向上的圈闭(包括研究区外侧)是今后勘探潜力区。

4 结论

提出一种三维地质体的自然网格剖分方法, 将断层、不整合输导体划分出来, 解决了断面和不整合面的网格建模难题, 形成了输导体系混合维数网格建模技术, 为油气运聚模拟提供重要的网格体系。

提出了一种基于输导体系混合维数网格系统的三维油气追踪技术— — 特殊的侵入逾渗模拟技术, 即考虑断层泥指数SGR的侵入逾渗模拟技术, 为实现油气在断层中的运聚模拟奠定了基础。

提出溯源算法, 解决了油气运移过程遇到的“ 桥形” 聚集区和多源、多路径的溯源与追踪难题, 形成了基于输导体系混合网格系统的三维油气运聚模拟技术, 为油气动态模拟提供了重要的技术保障。

新技术能够实现古油藏模拟、古油藏调整及后续聚集模拟、现今运移路径及石油聚集模拟, 预测古油藏、现油藏(调整油藏、次生油藏和新油藏)的分布, 这些模拟成果对油气成藏研究具有重大意义。

应用实例揭示, 古油藏附近和运移路径所覆盖的区域是油气藏分布有利区, 为下步勘探部署提供重要的决策依据。

符号注释:

Ck— — 第k个聚集区(聚集网格单元群)的油气聚集量, m3; F— — 浮力, N; g— — 重力加速度, 9.8 m/s2; m— — 聚集区个数, 个; n— — 第k个聚集区中网格单元数, 个; pc— — 毛细管压力, MPa; Pmig— — 断层输导系数(0~1), 即断层连通的概率; QA— — 为所有聚集区的油气聚集总量, m3; 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, μ m; s— — 第k个聚集区中第i个网格单元的含油气饱和度, f; SGR— — 断层泥系数, 无因次; SGRclose,SGRopen— — 分别代表断层封闭和连通对应的SGR值; v— — 第k个聚集区中第i个网格单元的体积, m3; V— — 连续油(或天然气)的体积, m3; ρ hc— — 地下油(或天然气)的密度, kg/m3; ρ w— — 地层水的密度, kg/m3; θ — — 润湿角度, (° ); σ — — 界面张力, N/m; ϕ — — 第k个聚集区中第i个网格单元的孔隙度, f。

The authors have declared that no competing interests exist.

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