油气充注风险正逐渐成为勘探所面临的主要风险。截至2011年，渤海油田的勘探失利因素中，油气运移充注风险失利达到了近65%。为了规避和降低勘探风险，油气运聚模拟已经被广泛应用于勘探前期研究。油气运聚模拟是指在对油气成藏基本要素、机制及其相互关系系统研究的基础上，运用计算机技术来模拟并再现油气的生成、运移和聚集，最终预测有利勘探方向及目标区^{[1, 2]}。渤中21-22区是渤海海域钻探的以潜山为主要目的层的第一个超深目标区，钻探难度大、成本高、风险大。因而，钻前研究是该目标区成功钻探的关键。钻前对该地区系统的油气运聚模拟成功预测了大规模气田的存在(古生界潜山实际钻探发现天然气三级储量达几百亿方)，大大降低了勘探风险，为该区的成功钻探奠定了坚实的理论基础。

渤中21-22区块位于渤海湾盆地渤中凹陷南斜坡带，是一被渤中凹陷主凹以及渤中凹陷西南次凹夹持的具凹中隆特征的背斜构造(图 1)。

图 1(Fig. 1)

图 1 渤中21-22区潜山位置三维示意图

渤中凹陷油气基础雄厚，是渤海海域已证实的大型富烃凹陷，总生烃量达322×10⁸ t，油气资源总量达45×10⁸ t油当量(渤海油田勘探开发研究院，2010)。主力烃源岩层系为古近系沙河街组沙三段烃源岩^[3]。沙三段烃源岩已经证实是环渤中凹陷大中型油气田油气的直接来源，在凹陷内广泛分布，一般厚达300~500 m，最厚达600~800 m，有机质类型主要为Ⅱ型(以Ⅱ₁型为主)，有机碳平均值达到了2.8%左右，处于高—过成熟阶段，深凹进入了大量生气阶段。古近系东营组东下段烃源岩则是渤中凹陷另一套重要的烃源岩，在渤中凹陷内广泛分布，对环渤中凹陷大中型油气田有着直接的油气贡献，凹陷中一般厚达300~600 m，最厚达1 500~2 000m，有机质类型主要为Ⅱ型(以Ⅱ₁型为主)，有机碳平均值达到了2.3%左右，最大值可达5%~6%。处于成熟一高成熟阶段，深凹达到了过成熟阶段。

渤中21-22区块下古生界碳酸盐岩是该地区潜山勘探的主要目的层，整体为具有凹中隆特征的背斜构造圈闭。该地区古近纪早期(孔店~沙三时期)遭受了长期剥蚀，全区缺失孔店组、沙四段及沙三段，沙一二段及东营组直接披覆于潜山之上。因而，下古生界碳酸盐岩与上覆东下段和沙一段区域巨厚泥岩盖层组成良好的储盖组合。古近系与前新生界之间的大型不整合面、潜山顶面风化壳组成了油气横向运移的优势通道(图 2)。

图 2(Fig. 2)

图 2 渤中21-22区地层柱状图

长期的构造演化(古生代~新生代)控制了该构造主要成藏要素(生储盖圈运保)的形成和演化。

古生代早期(∈~O₁)：潜山碳酸盐岩主沉积期，该时期渤海湾盆地整体沉降，海水广泛覆盖，碳酸盐岩沉积巨厚且广泛分布，为潜山储层的形成奠定了良好的物质基础。

古生代晚期~中生代(O₂~K)：多期、长期岩溶作用期，该时期是碳酸盐岩储层物性改善的重要时期。本区该时期的构造演化与华北全区宏观构造演化期密不可分，加里东运动使华北地台整体隆升为陆地，奠定了潜山形成基础。长期的风化剥蚀使得本区可以形成各种岩溶古地貌，奠定了碳酸盐岩储层良好的物性基础。燕山运动时期，火山活动频繁，使得本区被中生界火成岩广泛覆盖。而燕山活动末期的剧烈抬升使得渤中21-22区再次遭受抬升剥蚀，古岩溶地貌遭受了再次改造，从而使溶洞和裂缝的广泛发育成为可能。由于遭受了长达近200 Ma的风化剥蚀(O₂~K)，使得碳酸盐岩表层风化壳异常发育，形成了本区油气运移的重要优势输导通道——大型不整合面及风化壳。

新生代时期，渤中21-22区先后经历了古近纪早期的持续风化剥蚀——强烈断陷潜山雏型期、中期的整体强烈断陷深埋定型期、晚期的坳陷发育持续深埋期。古近纪早期(孔店组~沙河街组三段沉积时期)，尽管渤中凹陷进入了新生代广泛的断陷发育期，但渤中21-22区块延续了中生代末期的古隆起构造格局，长期遭受风化剥蚀，使得该区普遍缺失孔店组~沙河街组三段。而该时期渤中西南次洼和渤中凹陷强烈断陷，形成了渤中凹陷主力烃源岩——沙三段烃源岩。同时，渤中21-22区块潜山凹中隆构造格局，潜山初步定型。沙河街组沉积末期，渤中凹陷整体稳定沉降，潜山之上披覆薄层沙一、二段；古近纪中期(东营组沉积时期)，渤中凹陷进入强烈断陷期，整体强烈断陷使得潜山发生深埋作用，上覆巨厚东营组区域泥岩，不仅奠定了后期油气成藏区域盖层基础，而且形成了渤中凹陷另外一套极其重要的烃源岩——东下段烃源岩。快速沉降使得潜山储层得以很好保存，从而形成了优良的储盖组合；古近纪晚期，渤中凹陷由强烈断陷向整体坳陷过渡，逐步进入了新近系的裂后坳陷阶段。该时期，潜山持续深埋(图 3)。

图 3(Fig. 3)

图 3 渤中21-22区潜山构造演化及成藏要素形成期示意图

Trinity软件为一油气系统模拟分析软件，可以分别在勘探的早中晚期对地质目标区进行系统的油气运移成藏分析，对盆地埋藏史、热史及生烃史进行模拟分析以及对油气运移迹线进行模拟恢复，并最终指出有利运聚方向和有利目标区，从而有效规避勘探风险，提升勘探成功率^{[4, 5]}。本研究运用该软件对渤中21-22区潜山进行了系统油气运移成藏模拟分析。

由于本区以新生界古近系烃源岩为主力生烃层系，且潜山主要形成期为新生界沉积时期，因而仅针对新生界的埋藏史及热史进行了模拟分析。

埋藏史模拟结果表明，古近纪早期(孔店组~沙一、二段沉积时期)，渤中凹陷主凹和西南次洼沉积速率达38~76 m/Ma，沉积以厚层泥岩夹薄层砂岩，而渤中21-22区潜山由于持续抬升剥蚀，沉积速率仅为8~13 m/Ma，沉积以砂泥互层为主。该时期，潜山凹中隆的构造格局初具雏形。古近纪中期(东三段沉积时期)，渤中凹陷主凹和西南次洼沉积速率达70~210 m/Ma，渤中21-22区潜山同时经历了快速沉降，但其沉积速率远小于凹陷的沉积速率，为52~62 m/Ma，沉积均以厚层泥岩夹薄层砂岩为主。因而，该时期是渤中21-22区潜山定型并持续深埋期。古近纪晚期至现今，尽管在东营组沉积末期出现了小规模的抬升剥蚀，但并未影响渤中凹陷逐渐进入长期坳陷期，潜山经历了持续深埋作用(图 4)。

图 4(Fig. 4)

图 4 渤中凹陷单点埋藏史、热史、生烃史图

通过热演化史模拟，对该地区古地温场进行了分析。以沙河街组(Es)为例，其沉积末期，渤中凹陷内古地温为30~50 ℃。由于经历了快速沉降，到东营组(Ed)沉积末期，该层在凹陷内的温度已经达到了160~190 ℃，而到明化镇组(Nm)沉积末期时，该层温度已经达到了200 ℃以上(图 4)。

单点(渤中凹陷深凹某处)生烃史模拟分析表明，渤中凹陷主力烃源岩古近系沙河街组沙三段烃源岩在大约27.4 Ma时R_o达到了0.5%~0.7%，开始进入了生烃期。经历了东营组沉积时期的快速深埋后，在东营组沉积末期(约24.6 Ma)时进入大量生油阶段，R_o达到了0.7%~1.0%。馆陶组时期(约20~12 Ma)，沙三段烃源岩进入大量生气阶段，R_o达到了1.2%以上。东下段烃源岩受东营组沉积时期快速沉降深埋影响，在馆陶组沉积时期(约20 Ma)就开始进入生烃期，在馆陶组沉积末期(约16~12 Ma)进入大量生油期，而在明化镇组沉积时期及其之后(约8 Ma~现今)进入大量生气阶段(图 4)。

区域生烃模拟结果与单点模拟结果吻合很好，渤中凹陷主凹及西南次洼沙三段烃源岩在约27.4 Ma时期开始生烃；而在24.6 Ma时期，渤中凹陷沙三段烃源岩进入大量生油期；现今均已进入大量生气阶段。东营组下段烃源岩在约12 Ma时期，全区进入生油期，凹陷深处局部进入生气期(R_o达到了1.0%)；现今渤中21-22构造区进入大量生油期，而渤中主凹及西南次洼则进入了生气期(图 5、图 6)。

图 5(Fig. 5)

图 5 渤中21-22区E2s3烃源岩热演化(24.6 Ma)

图 6(Fig. 6)

图 6 渤中21-22区E3d3烃源岩热演化(0 Ma)

各成藏要素时间和空间上的有机匹配是形成油气藏的关键，渤中21-22区潜山背斜构造各成藏要素匹配良好，具备非常有利的油气成藏条件。

新生代古近纪早期，即孔店组~沙三段沉积末期(约65~38 Ma)，下古生界碳酸盐岩沉积后，延续了前新生界一直以来的抬升剥蚀并遭受风化、淋滤、岩溶等多种改造作用，形成了优良的储层物性基础。在此基础上，大型不整合面以及风化壳优势油气运移通道形成。同时，围区凹陷渤中凹陷主凹及渤中西南次洼主力烃源岩——沙三段烃源岩形成。该时期，受区域强烈断陷控制，潜山圈闭形成并奠定凹中隆的构造格局基础。古近纪中晚期，即沙一、二段~东营组沉积时期(38~27.4 Ma)，潜山背斜圈闭定型并持续深埋，强烈断陷在形成巨厚东营组烃源岩的同时，也造就了本区巨厚区域盖层，使得储层和圈闭在后期得到了很好保存。新近纪~现今(24.6~0 Ma)，两套烃源岩先后进入了大量生排烃期。渤中凹陷主凹及渤中西南次洼沙三段烃源岩生成油气可以通过风化壳及大型不整合面组成的优势运移通道运移至渤中21-22区潜山成藏，而潜山至少披覆的巨厚东营组烃源岩生成的油气则可以以上生下储的模式直接穿过风化壳至潜山成藏(图 7，表 1)。

图 7(Fig. 7)

图 7 渤中21-22区油气成藏要素事件图

表 1(Table 1)

表 1 渤中21-22区油气成藏要素配置

表 1 渤中21-22区油气成藏要素配置

油气运聚模拟结果表明，渤中21-22区潜山自两套烃源岩进入大量生排烃期开始，一直位于流体势的低势区。平面上，潜山是渤中凹陷主凹以及渤中凹陷西南次洼的洼中隆，是主凹以及西南次洼沙三段烃源岩及东营组烃源岩生成油气的油气优势运移指向区。纵向上，潜山之上披覆的东营组巨厚烃源岩容易形成生烃超压，形成相对高势区，潜山内由于有效储层空间的存在，形成相对低势区，从而潜山背斜圈闭成为东营组烃源岩生成油气的优势运移指向区。因而，渤中2l-22区潜山自古近纪以来，一直是油气运聚的有利指向区，是有利的勘探目标区(图 8)。

图 8(Fig. 8)

图 8 渤中21-22区潜山油气成藏模式图

渤中21-22区潜山成藏过程为：渤中凹陷主凹及西南次洼生成的油气以风化壳及大型不整合面为主要运移通道运移至潜山圈闭成藏，且上覆巨厚东营组烃源岩生成油气以上生下储的形式直接运移至潜山成藏。由于东营组巨厚区域泥岩盖层的存在，使得潜山油气藏在后期得到了很好的保存。

根据油气运聚模拟结果，渤中21-22区A、B潜山油气成藏条件极为有利，是很好的勘探目标区。随后的实际钻探在渤中21-22区A潜山获得几百亿方天然气储量，证实了油气运聚模拟结果。而B潜山仍然是今后极为有利的勘探目标区。油气运聚模拟在该地区的成功应用大大降低了勘探风险。

(1) 在对油气成藏要素详细分析的基础上，将油气成藏模拟研究应用于勘探钻前研究可以有效的模拟油气的生成、运移和聚集，指出有利勘探目标区，从而大大降低勘探风险，增加勘探成功率。

(2) 成藏要素的时空优势配置是渤中21-22区潜山油气成藏的充分必要条件。潜山凹中隆构造格局定型在古近系东营组沉积时期，后期经历了长期深埋，巨厚区域东营组泥岩盖层的存在使得后期保存条件非常优越。古生界碳酸盐岩经历的长期改造作用使得在潜山深埋前储层物性得到良好的改善。沙三段及东三段两套烃源岩大量生排烃期(新近纪~现今)均发生在潜山定型之后，有利于油气的富集和保存。潜山表层风化壳与大型不整合面是油气运移的优势疏导通道。

(3) 油气运聚模拟结果表明，渤中21-22区A、B潜山是油气运聚的有利场所，是有利勘探目标区。在A潜山的成功钻探验证了油气运聚模拟结果的正确性，因而，B潜山是今后极为有利的勘探目标区。