油气二次运移方向模拟及有利区带预测：以束鹿凹陷西斜坡沙二段为例

何富贵，高先志，吴东胜，田建章，辛纬江，石国新，谭建华，司　丹

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京　102249；2.长江大学地球科学学院，湖北 武汉　430100；3.华北油田分公司地球物理勘探研究院，河北 任丘　062552；4.新疆油田公司陆梁作业区, 新疆 克拉玛依　834000；5.中国石油青海油田 勘探开发研究院，青海 敦煌　736202)



油气二次运移方向模拟及有利区带预测：以束鹿凹陷西斜坡沙二段为例

何富贵1，高先志1，吴东胜2，田建章3，辛纬江3，石国新4，谭建华4，司丹5

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京102249；2.长江大学地球科学学院，湖北 武汉430100；3.华北油田分公司地球物理勘探研究院，河北 任丘062552；4.新疆油田公司陆梁作业区, 新疆 克拉玛依834000；5.中国石油青海油田 勘探开发研究院，青海 敦煌736202)

束鹿凹陷位于冀中坳陷南部，为一典型的断陷湖盆。凹陷古近系发育多套生储盖组合，具有良好的勘探前景。为了寻求油气勘探的突破口,进一步明确勘探的主攻方向和区带,急需深化对研究区油气二次运移的认识。以束鹿凹陷西斜坡沙二段为例，基于Arcgis软件对目的层的油源区、输导体系、构造及流体势特征等多种地质信息进行处理，在大尺度条件下以流体势模型为油气二次运移动力模型模拟油气二次运移方向。模拟结果揭示，油气在砂体发育状况的约束下，鼻状构造控制油气相对运移方向，油气向其脊部运移汇聚。最后，依据油气二次运移方向模拟结果及对成藏条件的认识，优选出台家庄鼻状构造带、雷家庄南部鼻状构造带以及西曹固南、北鼻状构造带4个长期继承性的鼻状构造带为成藏有利区带。

束鹿凹陷；古近系；沙二段；二次运移方向；模拟；主控因素；有利区带

0　引　言

长期以来，油气运移一直是石油地质研究中的热点和难点，却也是石油地质研究诸多因素中最为薄弱的环节[1-3]。自上个世纪以来，国内外学者加大了油气运移方面的研究工作力度，特别是对油气二次运移研究投入了更多的目光和精力，至今已取得了丰硕的研究成果。油气二次运移是指油气从烃源层排出后所发生的一切运移，是油气藏形成中不可缺少的重要过程，贯穿了从油气首次进入源外输导体，运聚至圈闭形成油气藏，到后期可能遭到改造、破坏整个过程[1-4]。由于油气的二次运移方向指示了油气在输导层中的行为体现，在运移方向上遇到有利的圈闭就形成了油气藏。因此，进行油气二次运移方向的预测对油气藏定位起着关键作用。

目前，对油气二次运移的研究主要通过应用油藏地球化学方法[5-8]和实验模拟方法。其中实验模拟主要有物理模拟和数值模拟两种方法，后者具有模拟时间短、成本低、可考虑多种地质因素等优点，常见的数值模拟方法有流体势原理、逾渗理论、达西渗流方程等[9-15]。受应用Arcgis软件基于高程梯度差原理模拟地表水文特征的启发，笔者大胆地将其应用至石油地质研究中。即基于流体势原理及方法，应用Arcgis软件在大尺度条件下对目的层的油源区、输导体系、流体势等石油地质基本要素进行综合研究，实现对目的层的油气二次运移方向模拟，这对预测成藏有利区带及指导下一步油气勘探工作具有重要意义。勘探证实，束鹿凹陷西斜坡沙二段具有良好的生储盖条件，为了获得良好的实验效果，本文特以其为例进行模拟实验，旨在对新研究方法的介绍及其相关应用。

1　区域地质概况

束鹿凹陷位于冀中坳陷南部，为一典型的东断西超的单断箕状凹陷，其走向为北北东向。凹陷东部边界为新河断裂，为研究区的控凹断裂，向西逐渐过渡到宁晋凸起,北部以衡水大断裂为界，与深县凹陷相邻,南部与小刘村陆梁相接(图1)。凹陷南北长约43 km，东西宽约15 km，面积约为700 km2。

束鹿凹陷发育了古近系沙三段到新近系沉积地层。古近系为断陷发展阶段，由下至上发育有沙三段(Es3)、沙二段(Es2)、沙一段(Es1)及东营组(Ed)4套沉积盖层。新近系过渡为区域坳陷阶段，为陆相沉积环境。凹陷具有东西分带、南北分区的特点：由西至东可划分为西部斜坡带、中央洼槽区及东部陡坡带；在西斜坡带上从北至南发育于南小陈、台家庄、西曹固、雷家庄4个鼻状构造带，东部具有两隆三洼的构造格局。凹陷东部边界断层(新河断裂)控制了整个凹陷的沉积演化，从剖面上看，地层向西斜坡层层超覆，通过不整合面与潜山接触(图1)。

图1　束鹿凹陷区域地质图、典型剖面图和综合柱状图Fig.1　Regional geological map, typical profile and comprehensive diagram in Shulu sag

2　基础地质条件

2.1烃源岩

束鹿凹陷古近系主要发育有沙一下亚段和沙三下亚段两套烃源层。沙一下亚段烃源层为暗色泥岩和膏岩组成的“特殊岩性段”，由于埋藏浅，处于低成熟阶段，基本不具备供烃能力。沙三下亚段烃源层岩性为暗色泥岩，该套烃源层遍及东部洼槽区，平均发育厚度为400～600 m，埋藏深度为3 000～4 500 m，地温梯度约3 ℃/100 m，有机碳含量平均为1.34%，有机质类型为Ⅱ1-Ⅱ2型母质，具有分布范围广、有机质丰度高、母质类型好、成熟度高的特点，为本区主力烃源层。分别对三个生油洼槽进行烃源岩评价得出：中、南洼槽生油岩的有机质丰度、母质类型以及沉积厚度等各项指标都优于北洼槽，是凹陷内最有利的生烃洼槽，北洼槽生烃潜力较差。据华北油田资料，沙三下亚段烃源岩在东营期开始排烃，平均排烃门限深度约2 800 m，结合烃源岩厚度分布特征，粗略将沙三下亚段埋深大于2 800 m的地区划为凹陷的油源区(图2)。

图2　束鹿凹陷沙三下亚段烃源岩厚度等值线图Fig.2　Contour map showing source rock thickness of lower section of the Third Member of Shahejie Formation，Shulu sag

2.2输导体系

输导体系是连接生烃与圈闭之间的“桥梁与纽带”，是油气藏形成不可或缺的关键因素[16-18]，束鹿凹陷沙二段输导体系由砂体、断层共同组合。

2.2.1砂体输导

砂体是油气运移最基本的输导层，油气往往在渗透性相对较好的砂体中运移。古近系早期凹陷主体为湖泊-三角洲沉积环境，发育有东西两套物源，具有西物源大而少、东物源小而多的特点。凹陷沙三下亚段主要发育区域性的厚层泥岩和泥灰岩；沙三上亚段至沙二段西部斜坡带主要发育辫状河三角洲，东部陡坡带发育扇三角洲。

从测井、录井等资料分析，砂体物性和厚度分布具有相似的规律性：斜坡中部砂体物性最好、厚度最大，向南北两侧物性逐渐变差、变薄，最后过渡为泥岩。通过沙二段砂体物性分析，孔隙度为6.1%～25%,平均为17%；渗透率为(0.2～538)×10-3μm2,平均为74.6×10-3μm2,为中孔中渗储集层，储层性能良好。横向上，砂体由洼槽区向西斜坡方向上超沉积，砂厚由东至西逐渐变小直至尖灭。在斜坡带中部地区沙三上亚段至沙二段多期砂体相互叠置，单期砂体厚度较大，一般为3～10 m，砂地比值30%～60%，加之断层断距普遍较小，这些因素往往造成断层的两侧出现砂岩与砂岩对接的情况，故在斜坡中部地区砂体侧向连续性好。而在凹陷南北部砂体厚度渐薄，砂地比值较小，砂体侧向连续性较差。值得提出的是，由于斜坡内带沙三上亚段至沙二段发育辫状河三角洲前缘亚相，砂体十分发育，各砂组彼此相互叠置，致使砂体之间在垂向上局部的连通现象普遍。因此，当沙三下亚段烃源层向上排烃时，油气直接进入沙三上亚段砂体，进而通过局部的连通再运移至沙二段砂体。

通过地震反演预测沙二段砂体平面分布，将砂体分布区域定义为砂体输导单元，其他区域为非砂体输导单元。将砂体分布与油气显示进行叠加，结果显示二者具有较高匹配度，油气显示基本都分布于砂体输导单元内(图3)。从图3可知，砂体输导单元连片发育，近乎遍及整个斜坡带，在洼槽带也有大范围的发育，甚至在台家庄、荆丘及雷家庄等局部地区东西部的陡坡带与斜坡带发育的砂体相连通。

图3　束鹿凹陷沙二段砂体分布与油气显示叠合图Fig.3　Overlapping map showing distribution of sandstone and oil-gas show in the Second Member of Shahejie Formation，Shulu sag

总体而言，沙二段斜坡带砂体储集物性好，分布广且沉积厚度普遍较大，具有良好的侧向连续性，为油气侧向运移提供了较为理想的运移通道。另一方面，在斜坡内带与下部沙三上亚段砂体的垂向上连通性好，利于油源区生成的油气进入沙二段砂体。

2.2.2断层输导

研究区内主要发育NNE、近EW向两组断层，NNE向断层主要发育于西斜坡中带，大多以东掉的顺向断层为主，近EW向断层多为调节断层。新生代以来主要经历了沙三期、沙一期至东营期及馆陶期三个断层活跃期。通常，凹陷内主控断层主要形成于沙三期，调节断层主要发育于沙一期至东营期。众所周知，断层在油气成藏过程中具有双重性质，即断层垂向上的开启性和封闭性[18-20]。束鹿凹陷沙三下亚段烃源岩在东营期开始进人排烃门限，在东营末期至馆陶早期为大量排烃期。东营期及馆陶期为断层的发育期，在新生断层发育的同时，也导致了一部分早期断层在此期间发生“复活”，故通常只有晚期与长期继承性断裂才可能对油气起到垂向输导作用，这类断层为开启性断层，反之为垂向封闭性断层(图4)。从图中可看出：在成藏期，西斜坡带上开启性断层较为发育，大大地丰富了油气的垂向运移网络系统；同时也存在大量断层处于“静止”状态，这类断层垂向封闭，有利于油气的聚集成藏。

凹陷内发育沟源断层较少，主要包括2条控凹断裂以及4条控洼断层，这些断层长期继承性发育，为区域性油源断层。东部的新河断裂和北部的衡水断裂为控凹断裂，二者均形成于古近纪以前，古近纪期间持续活动，延伸长，开启性强；西曹固断层(F1)、台家庄断层(F2)、荆丘断层(F3)、雷家庄断层(F4)为控洼断层(图4),这4条油源断层在沙三期开始形成，至馆陶期停止活动。如前所述，斜坡内带的沙三上亚段至沙二段砂体上下连通性较好，与油源断层共同构成了油气向沙二段运移的主要垂向运移通道。值得强调的是，垂向封闭性断层的不同深度段侧向封闭与否依然取决于断层两侧的岩性对接状况。从前文可知，凹陷内砂体的侧向连续性好，加之断层断距普遍较小，导致垂向封闭性断层通常具有良好的侧向连通性。

图4　束鹿凹陷成藏期沙二段不同类型断层分布图Fig.4　Distribution of different types of faults in the Second Member of Shahejie Formation during accumulation period, Shulu sag

2.2.3不整合输导

研究区沙三段底部发育不整合，经勘探证实，在不整合面上部沉积了一套底砾岩，厚度从几米至几十米不等，具有良好的输导能力，油气可沿底砾岩向上倾方向运移。除控凹断层外，其余主要的油源断层并没有将不整合面断穿，故对沙二段圈闭而言，不整合的油气输导作用对其油气运聚成藏的影响微乎其微，故在本次实验中将不考虑不整合面的输导作用。

2.3运移动力

通常，油气自烃源层排出后主要在浮力、水动力及毛细管压力的作用下发生运移，其中浮力为油气二次运移最主要的动力[12-14]，三者共同组成了决定油气运移方向的流体势，油气总是由高势区向低势区运移，可以说流体势是油气二次运移的综合动力表征[21-23]。

2.3.1水动力条件

据多个油藏的地层测试资料统计，束鹿凹陷地层水总矿化度为1 259～38 783 mg/L，苏林分类为NaHCO3—CaCl2水型，表明地层水动力场处于封闭-半封闭状态，油层连通性较差，油气保存条件较好。地层压力系数为0.95～1.1 MPa/100 m，属正常静水压力系统(表1)。

表1　束鹿凹陷地层压力统计表

2.3.2流体势分析

由于实际地质情况的复杂性，在建立油气运移动力模型时需简化各种作用力的影响。凹陷为正常压力系统，油气运移主要靠有效浮力，故本文建立了以游离相为特征的浮力驱动流体势模型[13-14]。图5为排烃期(东营期)沙二段油势等值线图。由图可知，油势等值线基本是均匀变化的，其分布规律表现为：东部洼槽区为区域性高势区，由洼槽区向西部油势逐渐减小，西斜坡带为区域性低势区；西斜坡带上发育的鼻状构造为局部的相对低势区。根据油势分割槽将研究区划分为8个运聚单元，其中西斜坡带发育有4个运聚单元(图5)。

图5　束鹿凹陷沙二段流体势等值线图Fig.5　Contour map showing fluid potential of the Second Member of Shahejie Formation in Shulu sag

3　油气二次运移方向模拟

3.1模拟地质模型

束鹿凹陷沙二段的输导体系表现为由油源断层与砂体共同组合而成的复杂三维输导网络。分析油层纵向分布规律，发现砂组上部的泥岩隔层可以有效封堵油气的向上运移，致使油层主要分布于泥岩隔层之下。故可建立油气二次运移方向模拟的地质模型(图6)：以油气运聚单元为模拟单位，由一个或多个三维面(层)组合而成，并被断层复杂化所形成的网络状输导格架模型[24-25]。

3.2模拟原理及方法

图6　束鹿凹陷油气二次运移方向模拟的地质模型Fig.6　Geological model for simulation of secondary hydrocarbon migration direction in Shulu sag

图7　油气运移方向模拟原理及过程示意图Fig.7　Schematic diagrams showing the principle and process of simulation of oil and gas migration direction

如前所述，本次实验是基于空间分析法在大尺度条件下以浮力驱动的流体势(油势)模型为油气二次运移动力模型模拟预测油气运移方向。通常，油气在连续运移的状态下，油气总是从高势区向低势区运移，其具体运移方向是由流体势梯度决定的，当在某一方向上流体势梯度最大时，则该方向即为油气的运移方向[12]。实验以信息集成系统Arcgis软件为基础研究平台，应用栅格数据模型DTM(数字表面模型)表征油势场的平面分布，在此基础上运用栅格数据空间分析中的邻域分析方法模拟目的层顶部油气二次运移方向的平面分布特征，得到的结果是整个目的层内一切油气运移的平面投影。邻域分析方法即引入3×3算子，计算当前算子与相邻栅格单元的流体势梯度。其中，一个栅格单元为一个算子，中间的栅格单元表示当前算子，有8个相邻栅格单元分布在当前算子的不同方位上，本次实验单个栅格单元大小为150 m×150 m(图7(a))。

油气主要在砂体分布的约束下，受流体势的控制由高势区向低势区运移。油气二次运移方向的模拟过程具体如下：油气从烃源区内的某一高势栅格单元出发，计算从该单元向相邻单元的油势降低梯度，在各相邻单元中油势降低梯度最大的单元即为当前单元的油气运移指向单元，该相邻单元便加入油气运移方向的计算单元成为了新的当前算子，重复以上步骤直至当前算子为局部具最低油势的栅格单元时，该条油气二次运移方向的模拟完成(图7(b)，图中字母表示当前栅格单元在该方向上的油势降低梯度最大)。众多条油气运移方向的模拟在同一时间内完成，经过人为的适当修正，最终得到目的层的油气二次运移方向模拟图(图8)。

图8　束鹿凹陷沙二段油气二次运移方向模拟结果与有利区带分布叠合图Fig.8　Overlapping map showing simulation results of hydrocarbon migration pathway and distribution of the favorable accumulation zones in Shulu sag

3.3模拟结果初步评估

从模拟结果来看(图8)，油气自东部深洼区向西斜坡带高部位运移，油气运移的组合形式在横向上发生了十分明显的变化，即深洼区主要为发散型，向西过渡为平行型，最后在斜坡中外带表现为汇聚型。凹陷沙二段西斜坡从北至南大约发育有6个油气运移汇聚区，油气二次运移方向受鼻状构造带控制的特征十分明显，具体表现为油气由鼻状构造带低部位向高部位逐渐收敛，最终汇聚于相应的鼻状构造脊部。

分别将沙二段的油气显示、油层分布与油气二次运移方向模拟成果进行叠加(图8)，结果表明实验模拟得到的油气运移方向与油气显示、油层的分布区域基本吻合，表现出较高的匹配度，在某种程度上可作为对成果图准确性的一种验证。当然，由于研究区的现有的勘探资料有限，模拟结果的可靠度还有待在其后的勘探实践中用不断丰富的资料来进一步检验。

4　有利区带预测

西斜坡古近系沙河街期整体上表现为高度继承性发育，沙三段至沙一段的储集层发育状况、断裂及构造特征等地质条件相似，对其他层位的油气二次运移方向的模拟结果显示沙三段至沙一段的油气运移特征相似。在实验所得到的油气二次运移方向模拟成果基础上，利用地震、地质、测井等资料综合预测沙河街组有利储层分布，并结合对油源条件及构造特征等成藏条件的分析，预测古近系成藏有利区带。

前文所述，中、南洼槽是凹陷的主力生油洼槽，而北洼槽的生烃潜力较弱，加之在台家庄断层以北地区油源断层不发育且有利储集层分布局限，故北部地区的成藏条件较差，凹陷的中南部地区将是下一步油气勘探的重点区域。沙一段的油源条件差，且区域盖层不发育，不易形成油气藏。沙三段至沙二段具有良好的生储盖条件，是研究区的主力产层。上覆的沙一下亚段为由泥岩和膏盐组成的特殊岩性段,厚度较大,分布广泛且稳定，是一套良好的区域性盖层，因此下文对盖层条件将不再作重点讨论。经过综合分析，最终优选出4个成藏有利区带，即台家庄鼻状构造带、西曹固北鼻状构造带、西曹固南鼻状构造带和雷家庄鼻状构造带(图8)。

4.1台家庄鼻状构造带

台家庄地区位于束鹿凹陷中部，处于台家庄运聚单元(图5中Ⅲ)内，在西斜坡带过渡为宽缓的鼻状构造，其沉积、构造特征主要受新河断裂及台家庄断层的共同控制。台家庄断层为该地区的主要油源断层，将鼻状构造带分割为南北两个鼻状构造。构造带介于中洼和北洼之间，可接受来自中洼和北洼的生成的油气，具良好的油源条件。该区存在东西两套物源，东西两套沉积体系在凹陷内有部分叠置，三角洲前缘广泛发育，其砂体类型以砂岩、细砂岩为主。对晋62井物性分析，平均孔隙度15.3%，平均渗透率59.6×10-3μm2，为中孔中渗型储集层，储集性能良好。在晋26-晋30-晋62井一带向西在斜坡带上尖灭现象明显，是形成岩性油气藏的有利地带。虽然该构造带上油源断层、封闭断层均较发育，但断层走向与斜坡倾向一致，不利于断块、断鼻油气藏的形成(图4)。

4.2西曹固北部鼻状构造带

西曹固构造位于束鹿西斜坡的中南部，处于西曹固运聚单元(图5中Ⅱ)内，是在斜坡背景下形成的大型宽缓鼻状构造带，紧邻生油条件最好的中洼和南洼，可接受来自两个洼槽的油气供应，油源条件十分优越。西曹固构造以晋85-晋98X-晋94井一线可划分为南、北两个鼻状构造。该地区为西部物源的主要入口，物源相对其他地区更为充沛，致使砂体延伸较深，平面分布广泛，是斜坡带上砂体厚度最大的地区。北部鼻状构造带砂体平均孔隙度20.5%，平均渗透率106.1×10-3μm2，为中孔中渗型储集层，储集性能良好。西曹固地区是凹陷内断层最为发育的地区，在斜坡内带发育的西曹固断层为区域性油源断层，该断层以西的斜坡中带次级断层发育，并切割地层形成数量众多的断块、断鼻圈闭，是形成构造油气藏的最有利区带。此外，该构造带也是研究区反向断层最为发育的区域，在反向断层上升盘的砂体上部易于形成油气藏。斜坡内带常见砾岩滑塌透镜体；剖面上砂体上倾超覆于斜坡外带尖灭，形成岩性尖灭圈闭。该构造带上油源断层、封闭断层均较发育，且断层走向与斜坡倾向大角度相交，十分有利于断块、断鼻油气藏的形成(图4)。

4.3西曹固南部鼻状构造带

西曹固南部鼻状构造带位于晋85-晋98X-晋94井一线南侧，其砂体平均孔隙度17.7%，平均渗透率81.3×10-3μm2，略低于西曹固北部鼻状构造带，储集性能良好。整体上，南部鼻状构造带的生储盖组合特征、供烃条件以及圈闭条件与北部鼻状构造带高度相似，西曹固南、北部鼻状构造带各石油地质条件优越，均为成藏有利区带。

4.4雷家庄南部鼻状构造带

雷家庄地区位于束鹿凹陷最南段，位于南部雷家庄运聚单元(图5中Ⅰ)内。该构造带位于南洼的西侧，同样为油气的有利指向带，由北至南发育三个小型鼻状构造，其中南部鼻状构造为成藏有利区带。北部鼻状构造虽处于油气有利指向带，但因其沉积砂体物性变差、厚度小、砂地比值大，不利于成藏。南部鼻状构造带沉积类型为扇三角洲，岩性以砾状砂岩、含砾不等粒砂岩为主，储集层局限于最南部的晋89鼻状构造带。对晋89井物性分析，平均孔隙度15.6%，平均渗透率5.7×10-3μm2，为中孔低渗型储层，储层物性差。但在该区仅钻的6口井中，晋89、晋81井在古近系已获工业油流，晋65井低产，显示了良好的勘探前景。晋89鼻状构造带在上倾方向上为雷家庄断层所切，雷家庄断层为油源断层，次级断层不发育，不易形成构造油气藏。该区主要发育岩性圈闭，扇三角洲向深凹推进，砂体层层超覆于斜坡上，在斜坡内带和外带分别是形成砂砾岩体和砂体尖灭岩性油气藏的有利区带。

5　结　论

(1)本文应用Arcgis软件平台，基于各地质信息在大尺度条件下模拟预测油气二次运移方向。较之于应用其他相关模拟软件进行同类型实验，该方法最明显的特点和优势是资料处理速度快，能在极短的时间内便可获得理想成果。

(2)本次实验建立的相关基础地质信息是在以地震资料为主，钻井、测井和分析化验等资料为辅的基础上对盆地实际地质条件进行合理粗化所得，适用于具有较全地震资料，而地质资料相对缺乏的油气勘探早期阶段。

(3)结合各相关地质条件对束鹿凹陷油气二次运移方向分布的控制因素进行分析，认为其控制因素包括：砂体的发育状况控制了油气运移方向分布范围；鼻状构造为主控因素，控制了油气的相对运聚方向，油气最终向其脊部运移汇聚。

(4)结合油气运移方向模拟结果及凹陷油气成藏条件、成藏主控因素的认识，优选出台家庄鼻状构造带，西曹固南、北部鼻状构造带和雷家庄鼻状构造带4个成藏有利区带。它们具有以下共性：邻近凹陷最优生油洼槽，油源条件充足；位于斜坡带构造背景上，为长期继承性的鼻状构造带，是油气的有利指向带；储集层、区域性盖层及断层较发育，具备优越的圈闭条件。

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Simulation of Secondary Hydrocarbon Migration Direction and Prediction of Favorable Zones：An Example from the Second Member of Shahejie Formation of West Slope, Shulu Sag

HE Fu-gui1, GAO Xian-zhi1, WU Dong-sheng2,TIAN Jian-zhang3, XIN Wei-jiang3,SHI Guo-xin4, TAN Jian-hua4，SI Dan5

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249，China；2.CollegeofGeosciences,YangtzeUniversity，Wuhan，Hubei430100，China；3.GeophysicalExplorationInstitute,HuabeiOilfieldCompany,PetroChina,Renqiu,Hebei062552 ,China；4.LuliangOperationArea,XinjiangOilfieldCompany,Karamay,Xinjiang834000，China;5.ResearchInstituteofExplorationandDevelopmentofQinghaiOilfieldCompany,PetroChina,Dunhuang,Qinghai736202,China)

The Shulu sag in the south of Jizhong depression is a typical rift basin. Paleogene formation develops many sets of source-reservoir-cap assemblage, showing good exploration prospects. In order to seek the breakthrough in oil and gas exploration and to clarify the main exploration direction and zones, it’s urgent to deepen the understanding of the secondary hydrocarbon migration of the study area.Taking the Second Member of Shahejie Formation as an example, based on the Arcgis software platform, we could manage the various geological information, such as source kitchen, conducting system, structural features, fluid potential, etc. After then, we simulate the direction of the secondary hydrocarbon migration with fluid potential model under the large scale conditions. The simulation results reveal that the secondary hydrocarbon migration is dominated by nose-structural belt under the restraint of development status of sandbody, and the oil and gas gather in its spine. Finally, four nose-structural belts are selected to be the favorable accumulation zones based on the understanding of simu-lation results and reservoir-forming conditions.

Shulu sag; Paleogene; the Second Member of Shahejie Formation; secondary migration direction;simulation; major controlling factor; favorable zone

2015-06-07；改回日期：2015-08-20；责任编辑：孙义梅。

中国石油“十二五”重大研究课题“冀中南部束-晋凹陷构造演化及油气运聚成藏条件研究”(HBYT-YJY-2011-JS-405)。

何富贵，男，博士研究生，1987年出生，石油地质学专业，主要从事石油地质方面的研究工作。

Email：hfg1987@126.com。

TE122.1

A

1000-8527(2016)01-0220-10