下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑確定方法及其應(yīng)用

王浩然，付 廣，宿碧霖，孫同文，湯文浩

(1. 東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318； 2. 中國(guó)石油 大慶油田有限責(zé)任公司 第四采油廠，黑龍江 大慶 163318；3. 廣東石油化工學(xué)院，廣東 茂名 525000; 4. 河北思科立珂石油科技有限責(zé)任公司,河北 滄州 062650)

油氣運(yùn)移作為油氣成藏體系中的重點(diǎn)和難點(diǎn)，至今已有90多年的研究歷史。最早在1921年Emmons[1]就曾研究過砂巖樣品中的油氣運(yùn)移過程。20世紀(jì)80年代以前主要是理論認(rèn)識(shí)和定性研究，之后則逐漸開展物理實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬與流體示蹤等相關(guān)研究[2]，對(duì)油氣運(yùn)移的動(dòng)力、通道與成藏體系等方面的認(rèn)識(shí)進(jìn)行了完善和提高。自從1953年Hubbert[3]提出流體勢(shì)的概念開始，通過物理實(shí)驗(yàn)研究油氣運(yùn)移的方法逐步采用珠粒填充模型、網(wǎng)滲模型與沙箱模擬等技術(shù)手段，發(fā)現(xiàn)了油氣運(yùn)移的非均一性和優(yōu)勢(shì)通道的存在[4]。通過數(shù)值模擬研究油氣運(yùn)移的方法多見于20世紀(jì)90年代之后，借助于計(jì)算機(jī)的強(qiáng)大運(yùn)算能力對(duì)油氣運(yùn)移進(jìn)行數(shù)學(xué)方面的分析預(yù)測(cè)，可針對(duì)不同運(yùn)移模式采用不同數(shù)值模擬方法，但需要結(jié)合豐富的地質(zhì)資料進(jìn)行[5]。從20世紀(jì)80年代開始，通過流體示蹤研究油氣運(yùn)移。目前常用方法有伊利石測(cè)年、流體組分析、含氮化合物分析與同位素分析等，可以根據(jù)流體物理化學(xué)性質(zhì)的變化分析油氣運(yùn)移過程[6]。

前人主要將油氣運(yùn)移分為初次運(yùn)移、二次運(yùn)移和三次運(yùn)移[7]。其中初次運(yùn)移主要指油氣從烴源巖生成后初次向儲(chǔ)層運(yùn)移的過程[8]；二次運(yùn)移主要指油氣進(jìn)入儲(chǔ)層之后的各種運(yùn)移過程[6]；三次運(yùn)移這一概念相對(duì)少見，最初是指已形成的油氣藏遭到破壞后油氣發(fā)生的再次運(yùn)移過程，而在后人研究過程中多將三次運(yùn)移歸納入二次運(yùn)移中[7]。在下生上儲(chǔ)式油氣成藏組合中，油氣分布既有位于源巖范圍正上方，也有位于源巖范圍側(cè)上方，因此油氣運(yùn)移也存在兩種模式，一種是油氣垂向運(yùn)移模式(主要為初次運(yùn)移)，另一種是油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式(初次運(yùn)移與二次運(yùn)移相結(jié)合)。關(guān)于這兩種油氣運(yùn)移模式前人曾做過一定的研究，但主要是圍繞油氣垂向運(yùn)移與側(cè)向運(yùn)移的轉(zhuǎn)換關(guān)系[9-10]以及不同運(yùn)移模式下的油氣有利富集部位[11-12]。但下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移模式和側(cè)向運(yùn)移模式在輸導(dǎo)油氣過程中存在明顯差異，具有不同的油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑，對(duì)于油氣聚集成藏起到關(guān)鍵的控制作用。前人通過物理實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬和流體示蹤等相關(guān)研究方法對(duì)油氣運(yùn)移機(jī)制、模式及成藏匹配要素曾進(jìn)行過大量研究，其中也有關(guān)于流體勢(shì)的分析，但在油氣垂向運(yùn)移模式中的油源斷裂分類及油氣成藏期活動(dòng)速率與斷面流體勢(shì)相結(jié)合，以及油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式中的連通砂體識(shí)別與流體勢(shì)能匯聚脊相結(jié)合，這二者共同控制的下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑的相關(guān)研究還較為缺乏，不利于分析下生上儲(chǔ)式油氣成藏規(guī)律及尋找有利目標(biāo)。因此，通過開展油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑確定方法的研究，對(duì)分析含油氣盆地下生上儲(chǔ)式油氣分布規(guī)律及指導(dǎo)油氣勘探均具有重要意義。

1 下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移模式及特征

1.1 油氣垂向運(yùn)移模式及特征

當(dāng)下生上儲(chǔ)式油氣分布在源巖范圍正上方時(shí)，油氣輸導(dǎo)主要依靠垂向運(yùn)移模式。在油氣輸導(dǎo)體系中，斷裂為油氣垂向運(yùn)移的主要通道，但油氣垂向運(yùn)移模式中并非所有的斷裂均為有效輸導(dǎo)通道，而是主要由油源斷裂構(gòu)成油氣垂向運(yùn)移模式的有效輸導(dǎo)通道。

油源斷裂可以簡(jiǎn)單地定義為溝通有效源巖及儲(chǔ)集層，且在油氣成藏期活動(dòng)開啟的斷裂[13]。但在具體工作中，這一定義還不夠具體詳盡，還需要將油源斷裂的類型進(jìn)一步細(xì)分。如圖1所示，油源斷裂可以分為4類：Ⅰ型油源斷裂，即溝通有效源巖與儲(chǔ)層，并且在油氣成藏期活動(dòng)開啟的斷裂；Ⅱ型油源斷裂，即溝通有效源巖與儲(chǔ)層，并且在油氣成藏期及其之后活動(dòng)開啟的斷裂；Ⅲ型油源斷裂，雖未溝通有效源巖，但連接Ⅰ型或Ⅱ型油源斷裂與儲(chǔ)層，并且在油氣成藏期活動(dòng)開啟的斷裂；Ⅳ型油源斷裂，雖未溝通有效源巖，但連接Ⅰ型或Ⅱ型油源斷裂與儲(chǔ)層，并且在油氣成藏期及其之后活動(dòng)開啟的斷裂。

Ⅰ型和Ⅱ型油源斷裂均直接溝通有效源巖，但其活動(dòng)開啟時(shí)間略有不同。Ⅰ型油源斷裂僅在油氣成藏期活動(dòng)開啟。而Ⅱ型油源斷裂既在油氣成藏期活動(dòng)開啟也在其之后活動(dòng)開啟。Ⅲ型和Ⅳ型油源斷裂均不直接溝通有效源巖，而均通過溝通Ⅰ型或Ⅱ型油源斷裂來獲取油氣來源。它們同樣通過活動(dòng)開啟時(shí)間進(jìn)行區(qū)分，Ⅲ型油源斷裂僅在油氣成藏期活動(dòng)開啟，而Ⅳ型油源斷裂既在油氣成藏期活動(dòng)開啟也在其之后活動(dòng)開啟。

圖1 下生上儲(chǔ)式油氣成藏組合中斷裂類型劃分示意圖Fig.1 Schematic diagram showing the classification of fault types within the combination of “l(fā)ower source rock and upper reservoir”

除去油源斷裂之外，還存在兩種類型的斷裂：調(diào)整斷裂，即未溝通有效源巖和油源斷裂，但溝通儲(chǔ)層并且在油氣成藏期及其之后活動(dòng)開啟的斷裂；遮擋斷裂，即未溝通有效源巖與儲(chǔ)層的斷裂，或者已溝通有效源巖與儲(chǔ)層但未在油氣成藏期及其之后活動(dòng)開啟的斷裂。

在油氣垂向運(yùn)移模式中，油源斷裂主要起到垂向輸導(dǎo)油氣作用，調(diào)整斷裂主要起到對(duì)原生油氣藏的垂向調(diào)整作用，遮擋斷裂主要起到對(duì)油氣藏的側(cè)向封閉作用。

1.2 油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式及特征

當(dāng)下生上儲(chǔ)式油氣分布在源巖范圍側(cè)上方時(shí)，油氣輸導(dǎo)主要依靠先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式。在經(jīng)過油源斷裂的先垂向運(yùn)移之后，砂巖輸導(dǎo)層為油氣后側(cè)向運(yùn)移的主要通道，但也并非所有砂巖輸導(dǎo)層均為有效輸導(dǎo)通道，而是主要由連通砂體構(gòu)成油氣后側(cè)向運(yùn)移的有效輸導(dǎo)通道。

連通砂體是指砂巖輸導(dǎo)層內(nèi)有效連通的部分[14-15]。前人通過建立砂體空間分布概率模型[16-17]，對(duì)砂體之間連通關(guān)系進(jìn)行的研究表明，利用砂地比可以近似反映砂體相互之間的連通性。砂地比是指目的層位內(nèi)砂巖層厚度與該層位地層總厚度的比值，不同研究區(qū)不同層位存在不同的砂地比門限值，低于該門限值的區(qū)域內(nèi)砂體之間不連通，而高于該門限值的區(qū)域內(nèi)砂體之間連通，且隨著砂地比越高，砂體之間連通性越好。

根據(jù)這一理論，可以對(duì)上覆儲(chǔ)層的砂地比進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析。如圖2所示，首先根據(jù)測(cè)井和錄井資料，統(tǒng)計(jì)不同井位處上覆儲(chǔ)層內(nèi)的砂巖層厚度和地層總厚度，計(jì)算砂地比；再將砂地比平面分布規(guī)律與已鉆井含油氣性相結(jié)合，分析儲(chǔ)層砂地比與油氣分布之間的相關(guān)性；進(jìn)而識(shí)別油氣側(cè)向運(yùn)移的有效通道。圖2中A井位于砂地比高值區(qū)，砂體連通性好，是油氣側(cè)向運(yùn)移的有效通道，且儲(chǔ)集條件良好，為工業(yè)油流井；而B井位于砂地比低值區(qū)，砂體連通性差，不利于油氣側(cè)向運(yùn)移，且儲(chǔ)集條件差，為無油氣顯示井。通過將砂地比與已鉆井含油氣性相對(duì)應(yīng)，確定含油氣性較好的井所在區(qū)域的砂地比下限值，即為砂巖輸導(dǎo)層內(nèi)砂體連通所需的砂地比門限值，依此便可識(shí)別連通砂體范圍。

圖2 連通砂體范圍識(shí)別示意圖Fig.2 Schematic diagram showing the delineation of connected sandbodies

在油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式中，油源斷裂起到先垂向輸導(dǎo)油氣作用，連通砂體起到后側(cè)向輸導(dǎo)油氣作用，因此油源斷裂-連通砂體組成了油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式的有效輸導(dǎo)通道。

2 下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑確定方法

下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移模式和油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式的有效輸導(dǎo)通道不同，而在油氣有效輸導(dǎo)通道確定的基礎(chǔ)上，油氣也并非沿有效輸導(dǎo)通道的所有部位進(jìn)行運(yùn)移，而是匯聚在其中的優(yōu)勢(shì)路徑內(nèi)進(jìn)行運(yùn)移的。

2.1 油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑

下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移模式的有效輸導(dǎo)通道主要由油源斷裂構(gòu)成，但油源斷裂不同部位在油氣成藏期輸導(dǎo)油氣能力存在很強(qiáng)的差異性，而這種差異性也是形成油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑的主要原因。

首先，油源斷裂不同部位在油氣成藏期活動(dòng)開啟程度不同，不僅導(dǎo)致伴生裂縫和誘導(dǎo)裂縫發(fā)育程度不同，也導(dǎo)致輸導(dǎo)油氣動(dòng)力不同。油源斷裂不同部位在油氣成藏期的活動(dòng)開啟程度可用斷裂活動(dòng)速率表示，即油源斷裂不同部位在油氣成藏期的斷距變化值(可利用三維地震資料等間距選擇測(cè)線剖面讀取斷裂斷距并進(jìn)行回剝獲取)除以油氣成藏期時(shí)間。斷裂活動(dòng)速率是前人研究斷裂活動(dòng)開啟程度所常用的一項(xiàng)指標(biāo)參數(shù)，其通常定義為某一時(shí)期內(nèi)斷裂斷距變化值與持續(xù)時(shí)間的比值。最早在1963年，Thorsen C E[18]研究斷層生長(zhǎng)指數(shù)時(shí)就曾提及斷裂活動(dòng)速率，后于2000年經(jīng)過李勤英等[19]引入這一概念，國(guó)內(nèi)開展了廣泛的研究。前人對(duì)斷裂活動(dòng)速率進(jìn)行研究后，普遍認(rèn)為斷裂活動(dòng)速率越大，伴生裂縫和誘導(dǎo)裂縫越發(fā)育，輸導(dǎo)油氣動(dòng)力也越充足，輸導(dǎo)油氣能力越強(qiáng)；反之則輸導(dǎo)油氣能力越弱[20-22]。

其次，油源斷裂不同部位在油氣成藏期的斷面埋深也不同，導(dǎo)致斷面流體勢(shì)不同。而要獲取油源斷裂在油氣成藏期的斷面流體勢(shì)，首先根據(jù)三維地震資料等間距選擇測(cè)線剖面讀取斷裂與不同層位交點(diǎn)處的坐標(biāo)及埋深數(shù)據(jù)，從而獲得現(xiàn)今油源斷裂斷面埋深，再進(jìn)行回剝得到油氣成藏期油源斷裂斷面埋深，進(jìn)而可利用公式(1)計(jì)算得到油氣成藏期的斷面古流體勢(shì)分布[12]。油氣由高勢(shì)區(qū)向低勢(shì)區(qū)運(yùn)移，因此油氣成藏期的油源斷裂斷面古流體勢(shì)匯聚脊為油氣運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)路徑。

(1)

(2)

p=ρwgZ

(3)

式中：Φ為油氣成藏期斷面流體勢(shì)能，K·J；Z為油氣成藏期斷面埋深，m；p為油氣成藏期斷面流體壓力，MPa；ρo為油氣密度，g/cm3；ρw為地層水密度，g/cm3；g為重力加速度，取9.8 m/s2。

油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑既要考慮油氣成藏期油源斷裂的活動(dòng)開啟程度，又要考慮油氣成藏期油源斷裂的斷面埋深，因此綜合而言油源斷裂在油氣成藏期強(qiáng)活動(dòng)速率區(qū)段內(nèi)的流體勢(shì)匯聚脊部位最有利于油氣輸導(dǎo)運(yùn)移，即油源斷裂在油氣成藏期的強(qiáng)充注通道為下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑，如圖3所示。

2.2 油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑

下生上儲(chǔ)式油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式中有效輸導(dǎo)通道由油源斷裂-連通砂體構(gòu)成，其中前期油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑為油源斷裂強(qiáng)充注通道，而后期油氣側(cè)向運(yùn)移過程中連通砂體不同部位在輸導(dǎo)油氣能力方面也存在很強(qiáng)的差異性，因此也形成了油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑。

圖3 油源斷裂強(qiáng)充注通道厘定示意圖Fig.3 Delineation of the dominant charging pathways along faults rooted in source rocks

油氣經(jīng)過油源斷裂強(qiáng)充注通道垂向運(yùn)移之后，在連通砂體內(nèi)進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移過程中油氣也是優(yōu)先匯聚在流體勢(shì)脊?fàn)钔ǖ纼?nèi)，然后由高勢(shì)區(qū)向低勢(shì)區(qū)進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移，因此連通砂體內(nèi)流體勢(shì)匯聚脊為后期油氣側(cè)向運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)路徑。而要確定這一油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑，首先需要在前文的基礎(chǔ)上確定連通砂體范圍。根據(jù)前人研究，油氣在連通砂體內(nèi)運(yùn)移時(shí)往往會(huì)在浮力作用下沿砂體頂界面進(jìn)行運(yùn)移[14-15]，因此需要獲取連通砂體頂界面埋深(可利用地震資料反演分析砂巖儲(chǔ)層段頂界面埋深展布，并結(jié)合測(cè)井和錄井資料進(jìn)行校正獲取)，然后根據(jù)埋深同樣可利用公式(1)，對(duì)連通砂體的流體勢(shì)能進(jìn)行計(jì)算，進(jìn)而可以得到連通砂體內(nèi)流體勢(shì)能的展布規(guī)律，從中識(shí)別出流體勢(shì)能匯聚脊通道，即為連通砂體輸導(dǎo)脊(圖4)。

油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑既要考慮前期油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑，又要考慮后期油氣側(cè)向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑，而油源斷裂在油氣成藏期強(qiáng)活動(dòng)速率區(qū)段內(nèi)的流體勢(shì)匯聚脊部位最有利于油氣垂向運(yùn)移；連通砂體內(nèi)流體勢(shì)匯聚脊通道最有利于油氣側(cè)向運(yùn)移，因此，油源斷裂強(qiáng)充注通道-連通砂體輸導(dǎo)脊為下生上儲(chǔ)式油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑。

3 實(shí)例應(yīng)用

本文選取海拉爾盆地貝爾凹陷局部構(gòu)造南屯組一段為例，利用上述方法分別確定其下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑與油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑，并通過油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑與南一段目前已發(fā)現(xiàn)油氣分布之間關(guān)系分析，驗(yàn)證該方法用于確定下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑的可行性。

圖4 連通砂體輸導(dǎo)脊厘定示意圖Fig.4 Delineation of carrier ridges in connected sandbodies

海拉爾盆地是松遼外圍盆地中最大的一個(gè)含油氣盆地，位于內(nèi)蒙古自治區(qū)呼倫貝爾盟境內(nèi)，是一個(gè)多期疊合和多期改造的中新生代斷-拗型盆地。貝爾凹陷位于海拉爾盆地西南部，本次研究所選取的貝爾凹陷局部構(gòu)造自北向南依次包括貝爾凹陷北部的霍多莫爾油田、蘇德爾特油田和貝爾凹陷西部的呼和諾仁油田。自下而上依次發(fā)育上侏羅統(tǒng)布達(dá)特群基巖(J1b)，下白堊統(tǒng)銅缽廟組(K1t)、南屯組(K1n)、大磨拐河組(K1d)和伊敏組(K1y)，上白堊統(tǒng)青元崗組(K2q)，古近系呼查山組(E)和第四系(Q)[23]。貝爾凹陷局部構(gòu)造油氣從布達(dá)特群基巖至大磨拐河組均有分布，但主要分布于南屯組。其中南一段上部是主力油氣富集層位，而南一段下部是主力源巖發(fā)育層位，呈現(xiàn)下生上儲(chǔ)式成藏組合。根據(jù)南一段下部有效源巖范圍可確定下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移模式適用范圍，有效源巖范圍之內(nèi)為油氣垂向運(yùn)移模式，有效源巖范圍之外為油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式(圖5)。

確定南一段下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑前，首先需要?jiǎng)澐謹(jǐn)嗔杨愋筒⒆R(shí)別油源斷裂。貝爾凹陷局部構(gòu)造源巖層位為南一段下部，油氣儲(chǔ)集層位為南一段上部，油氣成藏期為伊敏組沉積中期-青元崗組沉積時(shí)期，最終在南一段頂面構(gòu)造圖中識(shí)別出4條大型油源斷裂和3條小型油源斷裂。其中大型油源斷裂具有分段生長(zhǎng)的特征，主要為Ⅰ型油源斷裂，部分區(qū)段為Ⅱ型油源斷裂，而小型油源斷裂均為Ⅰ型油源斷裂(圖5)。油源斷裂作為油氣垂向運(yùn)移模式的主要通道，其優(yōu)勢(shì)路徑是油氣成藏期油源斷裂強(qiáng)充注通道部位，因此選取4條大型油源斷裂為例進(jìn)行分析。首先通過三維地震資料讀取4條大型油源斷裂斷面的埋深數(shù)據(jù)并回剝至伊敏組沉積中期，再利用公式(1)計(jì)算其斷面流體勢(shì)分布，由此得到4條大型油源斷裂在油氣成藏期的斷面流體勢(shì)分布等值線圖(圖6a)及三維形態(tài)圖(圖6b)，從而可識(shí)別出18個(gè)油氣成藏期油源斷裂斷面流體勢(shì)匯聚脊(油源斷裂強(qiáng)充注通道同時(shí)也是油源斷裂斷面流體勢(shì)匯聚脊)。然后利用三維地震資料中不同測(cè)線處伊敏組2+3段底界斷距值減去青元崗組底界斷距值得到其在油氣成藏期的斷距變化值，再將其除以油氣成藏期時(shí)間即可得到4條大型油源斷裂不同部位在油氣成藏期的活動(dòng)速率分布情況(圖5a)，進(jìn)而選取位于油氣成藏期強(qiáng)活動(dòng)速率區(qū)段內(nèi)的流體勢(shì)匯聚脊為油源斷裂強(qiáng)充注通道，最終在4條大型油源斷裂中確定出15個(gè)油氣成藏期的強(qiáng)充注通道。通過上述方法對(duì)3條小型油源斷裂也進(jìn)行了分析，確定出3個(gè)油氣成藏期的強(qiáng)充注通道。因此，貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑共18個(gè)(圖5)。

圖5 貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑分布特征Fig.5 Summary of preferential pathways for hydrocarbon migration within the combination of “l(fā)ower source rock and upper reservoir” of K1n1 in a local structure in Bei’er Sag,Hailar Basin

圖6 貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段4條大型油源斷裂油氣成藏期斷面流體勢(shì)匯聚脊(a)與斷面形態(tài)(b)Fig.6 Delineation of fluid potential converging ridges on fault planes (a) and fault plane geometry (b) of four large source rock-rooted faults during hydrocarbon accumulation of K1n1 in a local structure in Bei’er Sag,Hailar Basin

通過測(cè)井和錄井資料統(tǒng)計(jì)貝爾凹陷局部構(gòu)造已鉆井中南一段層位內(nèi)的砂巖層厚度及南一段地層總厚度，計(jì)算砂地比，進(jìn)而將砂地比平面分布規(guī)律與已鉆井含油氣性相結(jié)合，確定出砂巖輸導(dǎo)層內(nèi)砂體連通所需的砂地比門限值為10%(圖7)。低于此門限值的藍(lán)色區(qū)域即為不連通砂體范圍，此外區(qū)域即為連通砂體范圍。連通砂體作為油氣后期側(cè)向運(yùn)移的主要通道，其優(yōu)勢(shì)路徑是連通砂體輸導(dǎo)脊部位。通過地震資料反演獲取貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段頂面構(gòu)造圖,并結(jié)合測(cè)井和錄井資料進(jìn)行校正獲取砂體不同部位頂界面埋深數(shù)據(jù)，利用公式(1)計(jì)算可得到其不同部位對(duì)應(yīng)的流體勢(shì)能值，根據(jù)流體勢(shì)能等值線圖分布情況，并結(jié)合油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑從而識(shí)別連通砂體輸導(dǎo)脊，最終貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段可識(shí)別出11個(gè)油源斷裂強(qiáng)充注通道-連通砂體輸導(dǎo)脊，即下生上儲(chǔ)式油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑共11個(gè)(圖7)。

圖7 貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段連通砂體輸導(dǎo)脊Fig.7 Determination of carrier ridges in the connected sandbodies of K1n1 in a local structure in Bei’er Sag,Hailar Basin

將貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑與南一段油氣分布情況相結(jié)合(圖5)，可以看出油氣存在差異富集的特征。貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段油氣主要受控于油源斷裂，在大型油源斷裂附近油氣較為富集，而在油源斷裂強(qiáng)充注通道部位油氣最為富集；另一方面，貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段遠(yuǎn)離油源斷裂區(qū)域同樣有油氣富集，油氣主要分布在連通砂體輸導(dǎo)脊附近。由此可以看出，貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑對(duì)油氣分布起到了明顯的控制作用，為油氣富集提供了良好的供給條件。

在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步統(tǒng)計(jì)貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移模式中井距油源斷裂強(qiáng)充注通道距離與井含油氣性的關(guān)系(圖8a)以及油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式中井距連通砂體輸導(dǎo)脊距離與井含油氣性的關(guān)系(圖8b)，發(fā)現(xiàn)油氣垂向運(yùn)移模式中工業(yè)油流井和低產(chǎn)油流井均分布在距油源斷裂強(qiáng)充注通道距離小于2.3 km的范圍內(nèi)，井的含油氣較好；大于該距離的井均為油氣顯示井或無油氣顯示井，井的含油氣性較差。油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式中工業(yè)油流井和低產(chǎn)油流井均分布在距連通砂體輸導(dǎo)脊距離小于1 km的范圍內(nèi)，井的含油氣性較好；大于該距離的井均為油氣顯示井或無油氣顯示井，井的含油氣性較差。因此，可以確定貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑控制范圍為2.3 km，油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑控制范圍為1 km。盡管在油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑控制范圍之內(nèi)同樣存在井含油氣性較差，但這可能是由于圈閉、蓋層或斷層封閉性等其他地質(zhì)條件差所導(dǎo)致的，而非油氣輸導(dǎo)供給條件所致。該研究區(qū)內(nèi)既有構(gòu)造圈閉發(fā)育，也有地層圈閉發(fā)育，局部位置可能由于構(gòu)造幅度低或砂體不發(fā)育而無法形成有效圈閉[24]，因此井含油氣性較差(圖5，圖7)。另一方面，研究區(qū)內(nèi)井含油氣性呈現(xiàn)分區(qū)域聚集的特點(diǎn)，前人研究表明貝爾凹陷部分地區(qū)局部蓋層分布小而薄，因此可能導(dǎo)致井含油氣性較差[25-26]。此外，斷層封閉性也對(duì)局部斷塊圈閉起到控制作用，前人分析顯示貝爾凹陷主干斷裂不同部位的封閉性差異可能導(dǎo)致油氣滲漏，從而影響井含油氣性[27-28]。因此，可以利用下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑控制范圍對(duì)貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段的油氣優(yōu)勢(shì)成藏區(qū)域進(jìn)行初步遴選，對(duì)油氣勘探起到指導(dǎo)性的作用。

圖8 貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑控制范圍Fig.8 Delineation of the scope controlled by the preferential pathways for hydrocarbon migration within the combination of “l(fā)ower source rock and upper reservoir” of K1n1 in a local structure in Bei’er Sag,Hailar Basin

4 結(jié)論

1) 下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移模式有兩種，其輸導(dǎo)通道構(gòu)成及特征不同。油氣垂向運(yùn)移模式的輸導(dǎo)通道主要由油源斷裂構(gòu)成，油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移模式的輸導(dǎo)通道主要由油源斷裂-連通砂體構(gòu)成。

2) 下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑有兩種，其中油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑為油源斷裂強(qiáng)充注通道，油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑為油源斷裂強(qiáng)充注通道-連通砂體輸導(dǎo)脊。

3) 貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段下生上儲(chǔ)式油氣垂向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑共18個(gè)，含油氣性較好的井均分布在距油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑2.3 km范圍內(nèi)；油氣先垂向后側(cè)向運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑共11個(gè)，含油氣性較好的井均分布在距油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑1 km范圍內(nèi)。油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑與目前貝爾凹陷局部構(gòu)造南一段已發(fā)現(xiàn)油氣分布相吻合，表明該方法用于確定下生上儲(chǔ)式油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)路徑是可行的。