吴东胜，陈文杰，王庆，王瑞，潘仁芳

长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100

油气二次运移往往只通过局限的优势通道进行，油气运移空间可能只占据整个输导层的1%～10%[1-5]，多项地质因素共同作用下形成的油气优势运移网络控制了油气的运聚成藏[6]，使得油气藏定位勘探具备了可能性。国内外学者开展了油气二次运移定量分析和模拟方面的大量研究；针对断陷盆地幕式成藏的特点，建立了定量计算油气运聚成藏动力和阻力的动力学模型和方程[7]；流线法模拟技术基于封盖层底面的流体势分析及其对流体流动的控制，开展了油气运移路径的三维模拟[2，8]；动力学数值模拟方法应用多相渗流的扩散方程和多相条件下的达西定律描述孔隙介质内的油气流动过程，提出了二维三相、拟三维和三维三相等油气运移的数学模型[9-11]。基于侵入逾渗理论，学者们总结物理模拟试验中的流体运移模式，编制数学模型以模拟排替过程，并应用尺度放大思想将孔隙尺度模型扩展到盆地尺度[12-16]，提出了基于输导体系三维网格的油气运聚模拟技术，应用侵入渗逾模型追踪浮力流模式下的油气运移路径[17]；基于油气成藏期运移相关地质参数的空间匹配和分析，半定量地预测油气优势运移通道及富集区块[18，19]。地理信息系统(GIS)具有统一地理参照下的多源空间数据管理和处理能力[20]，以之为信息集成平台可实现输导格架、流体势和源岩-输导体-圈闭空间配置等因素的综合分析，进而预测油气运移路径[21-23]。油气优势运移是输导体系非均质性、能量场和源岩-输导体-圈闭的空间配置等因素共同作用的结果，由于可获取油气勘探资料的限制，油气运移动/阻力相关地质因素的评价方法和表征参数有着较大差异，如由地震勘探资料可获得较为准确的封盖面构造数据并以流体势表征运移动力的平面分布，运移阻力相关的输导体性能平面上主要应用概率参数评价及量化表征[24-27]。盆地尺度下准确、可信地定量预测油气优势运移路径，如何有效地综合不同表征方式的地质评价成果是需要解决的问题。因此，笔者在综合油气运移现有认识的基础上，提出基于概率估计和空间分析方法构造油气优势运移通道的数学模型及预测方法，实现输导体系、能量场和源汇空间配置等多项地质因素的综合评价和统一表征，追踪油气优势运移通道的空间展布，服务于含油气盆地的油气成藏规律研究与勘探目标评价。

1 油气优势运移通道的主控因素

油气二次运移指向和路径取决于浮力、水动力及毛细管力三者之间的相对大小，与动力和阻力有关的地质因素都会对运移路径的形成、形态和运移效率等产生影响。

1.1 运移动力

二次运移的主要动力为浮力。在浮力的作用下，油气发生在水中的自由上浮，如遇不渗透层遮挡，则在浮力分力的作用下沿遮挡层底面构造的上倾方向流动，其影响因素包括油气密度和黏度、沿遮挡层底面(运移通道顶界)的构造起伏、地层温度、地层压力分布等。浮力分力计算公式如下：

F=V(ρw-ρ)gsinα

(1)

式中：F为浮力分力；V为油(气)体积；ρw、ρ分别为水、油(气)的密度；g为重力加速度；α为遮挡层底面的地层倾角。

水动力视其作用方向，既可为动力亦可为阻力，如压实流一般由盆地沉积中心指向边缘，构成油气运移动力，高程水头差产生的重力流则由盆地边缘指向中心而成为阻力。应用流体势可方便地表达油气运移的动力学关系：

(2)

式中：Φ为流体势；z为观察点到基准面之间的距离；q为流速；p为观察点处流体压力。

静水条件下，流体势对应于重力势。在运移动力的作用下，油气将沿流体势下降梯度最大的法线方向运移。

1.2 运移阻力

油气运移阻力主要为地层毛细管力，取决于储集层孔隙半径、烃水界面张力和润湿角等。地质影响因素包括输导层的岩性-物性变化及非均质性、盖层封闭性、断裂阻挡和连通等。连通的渗透性地层和不整合构成了油气的侧向运移通道，活动断层则是油气垂向运移的重要通道。在运移动力的作用下，油气将沿阻力最小的连通性输导体发生运移。

1.3 油气输导格架

渗透性岩层、断层和不整合相互交叉构成了复杂的三维油气输导格架，其输导性能受地质体非均质性、格架形态及连通性等地质因素的控制。无外来干扰情况下，油气二次运移优先选择的路线构成优势运移通道，处在优势通道上的圈闭容易富集油气形成油气藏。

油气运聚单元是具有相对独立的流场体系、连通孔缝结构的地层单元，其最主要的特征为不与其他运聚单元之间发生明显的流体交换[28]。以油气运聚单元为单位，油气输导格架可构建为由一个或多个三维面组合而成、并被断层复杂化所形成的三维网络状格架模型。三维面代表一套相互连通的输导层，可根据研究区储盖特征及流体动力学特征划分。输导层、断层的输导性可应用勘探中能获得的可靠参数分别加以评价和表征，如砂岩输导层可利用沉积相、砂岩厚度、砂地比、砂岩物性、砂层含油气性、流体性质等参数评价其连通性，应用物性参数和概率指标量化表征[25]。

2 油气优势运移通道的预测方法

通过现有油气勘探资料的分析，笔者认为，以油气运移动力学理论为基础，应用概率理论实现运移动力、运移阻力和输导体性能的统一参数表征，进而应用空间数据模型和空间分析方法追踪优势运移通道，可充分利用现有的、可靠的油气勘探资料实现盆地尺度下的优势运移通道预测。

2.1 油气运移指向的数学模型

根据有机质晚期生油和成藏理论，油气优势运移是在动/阻力联合作用下发生于输导格架内的路径选择过程，油气运移动力的主要影响因素为输导体系在成藏期的构造格局和地下流体环境，影响运移阻力的地质因素则包括输导体系的岩性、物性及非均质性、连通性等，受控于输导体形成时的沉积环境、埋藏后成岩作用以及不同期次的断裂改造作用。由于油气成藏期晚于输导体系形成期，运移动力和阻力相关地质因素发育于不同地质背景且受控于不同地质作用，因此，按照栅格数据样式将三维输导格架的渗透性输导层或断层划分为规则的小单元，可以认为任一单元油气运移动力及阻力的地质影响因素相互独立。根据独立事件概率原理，任意单元的相邻单元成为油气运移指向的概率为：

P=Pd×Ps0≤P≤1

(3)

式中：P为油气运移指向概率；Pd表示动力单因素作用条件下的油气运移指向概率；Ps表示输导层输导性能决定的油气运移指向概率，渗透性和连通性越好，毛细管阻力越小则概率越高。任何一项单因素概率为0，则运移指向概率为0，即单因素“一票否决”。

2.1.1Pd取值方法

在运移动力因素的作用下，油气将沿流体势下降梯度最大方向运移。因此，取输导体中任意空间单元a，与其相邻空间单元i的油(气)势梯度为：

(4)

式中：ΔΦ(i)为空间单元a与相邻空间单元i之间的流体势梯度；Φa、Φi分别为空间单元a、i的流体势，由式(2)计算可得；La,i为2个单元间的水平距离。

采用极值归一法设定动力作用下相邻单元成为a单元油气运移指向的概率:

(5)

式中：ΔΦ(max)、ΔΦ(min)分别为单元a与相邻单元之间的最大、最小流体势梯度；如采用3×3算子，则n=8。由式(5)可知，Pd(i)取值范围为[0，1]，单元间流体势梯度值越大则油气运移指向概率越大，最大流体势降方向为 1。

2.1.2Ps取值方法

渗透性砂岩的输导性能主要受岩性和岩相控制，与构造背景、沉积环境和成岩环境有密切的关系。三维空间上的相互叠置或连接是砂体连通的必要条件，当地层单元砂地比增大，砂体逐渐叠置、截切而形成相互连通的输导体。由于砂地比受到沉积相的控制，因此可应用砂地比、沉积相等参数判定砂体的几何连通性。砂体输导的有效性受非均质性影响较大，可用录井显示和试油试气成果来判定其是否发生过油气运聚过程，通过物性、排替压力、孔喉半径等参数的统计分析来评价其流体连通性。针对不同地区，可统计并分析沉积相、岩相、物性、含油气性等相关参数以建立评价标准，进而开展砂体几何连通性、流体连通性和综合连通性评价及量化表征[25]。

砂体连通性越好，则输导性能越好，油气运移的阻力越小，运移阻力单因素作用下成为油气运移指向的概率越大。在砂体连通性定量评价和表征的基础上，空间单元的Ps值可用极值归一化方法设定：

(6)

式中：X(i)为任意空间单元的连通性评价值；X(max)、X(min)分别为连通性评价值的最大、最小值；如采用3×3算子，则n= 8。由式(6)可知，Ps(i)的取值范围为[0，1]，连通性越好的单元成为油气运移指向的概率越大。

2.2 优势运移通道的追踪方法与实现

油气二次运移是油气在输导体系内发生的地质过程。生油岩排烃并进入相邻输导体，在运移动力和阻力的共同作用下，油气向动/阻力差最大的方向运移，遇到圈闭聚集成藏或最终逸散。根据油气运移动力学原理，油气优势运移通道追踪基于以下2个假设来实现：

假设1，将组成输导格架的输导层或断层划分为小的单元，油气进入单元后，将向相邻单元中油气运移指向概率最大的单元运动，即油气优势运移通道的最大概率法则。

假设2，油气进入单元后不会回流到原来的单元，而是继续向运移指向概率最大的单元中运移，实现能量传递和物质转移的过程。

图1所示为北高南低的单斜地层中发育北东向条带状高孔砂岩体，地层模型中a、b单元与相邻单元具有相同的流体势梯度分布，正北方向概率最大(Pd=1)，向两侧及下倾方向逐渐减小直至为0。a单元及相邻单元为均质砂体，油气由a单元向流体势梯度降低最快的正北方向运移。b单元及相邻单元位于北东向条带状砂体内，北东-南西向单元输导性好(Ps=1)，向两侧逐渐变差(Ps=0.5～0.25)，油气由b单元向油气运移指向概率最大的北东单元运移(见图1)。

图1 油气优势运移通道追踪与运移指向概率

地理信息系统具备在统一地理参照下的空间数据管理和分析功能。笔者采用GIS为基础研究平台，实现基于概率估计模型的油气优势运移通道预测，其计算方法如下：

步骤1：应用栅格数据形式的DTM(数字表面模型)表征烃源岩、流体势场、输导性能等相关的参数场。

步骤2：应用栅格数据空间分析中的邻域分析方法，引入一个3×3算子，从烃源岩分布的某一栅格单元出发，根据式(1)～式(6)计算油气从某一单元向相邻单元的油气运移指向概率，按照最大概率法则选择优势运移单元并加入优势运移通道。

步骤3：移动算子至新确定的单元并重复步骤2，直到遇到已标记路径、局部高点或数据边界则停止追踪，完成该优势通道的计算。

步骤4：对烃源岩分布区所有栅格单元重复步骤2、步骤3，完成研究区油气优势运移通道的预测和追踪。

步骤5：应用GIS空间数据管理和显示功能，实现油气勘探成果、流体示踪分析数据和优势运移路径的组合显示，分析和检验优势运移通道预测结果。

2.3 预测方法的可行性分析

油气优势运移通道预测数学模型基于油气运移动力和阻力相关参数的概率表征而构建。笔者设计理论地质模型并追踪其优势运移通道，分析不同地质参数组合、不同分辨率条件下优势运移通道的预测结果，验证其表达油气优势运移通道地质认识的准确性。

油气优势运移通道研究认为，在运移动力作用下油气将沿流体势下降梯度最大的法线方向运移，构造脊将成为油气汇聚区[2]。非均质性较强的输导层内，油气则沿着渗透性最好、与周边介质差异最大的通道运移[29]。

笔者设计了匹配上述认识的理论地质模型，统一采用25m×25m分辨率模拟和预测优势运移通道分布。其中，模型A工区范围1000m×1000m，鼻状凸起构造高程-3000～-2200m，均质输导层，烃源灶为位于工区南部的200m×1000m矩形条带。模拟结果表明油气进入输导层后，从两侧向中间构造脊汇聚并形成优势通道，最终运移至鼻状构造高部位，模拟结果符合地质认识。模型B工区范围1000m×1000m，单斜构造高程-3000～-2000m，条带砂体呈北东向展布，孔隙度5%～25%，孔隙度门限值10%，烃源灶为位于工区南部的200m×1000m矩形条带。模拟结果表明倾斜条带状砂体控制作用明显，油气向砂体中部高孔区汇聚，之后在砂体和构造的作用下沿高孔区向上倾方向运移并形成优势通道，很好地反映了非均质性输导层内高孔渗砂体对油气运移路径的影响(见图2)。

图2 理论地质模型与优势运移通道预测

为分析优势运移通道预测方法在不同分辨率下的稳定性，笔者选取25m×25m、50m×50m、75m×75m、100m×100m等4种分辨率对图2中的模型B分别进行模拟计算，模拟结果表明随着分辨率的增加(100m×100m至25m×25m)，优势运移通道的整体分布趋势未发生明显变化，只是路径数量增多且更为精细(见图3)。

图3 不同分辨率下优势运移通道分布

从理论上分析，笔者所提出的优势运移通道预测方法在均质输导层条件下应等同于基于流体势的流线法模拟。以文献[2]发表的构造等值线图、烃源岩分布等资料构造巴黎盆地的地质模型，在均质砂体假设下模拟优势运移通道，预测结果与流线法模拟的运移路径基本一致(见图4)[2]。

图4 流线法模拟与优势运移通道预测结果的对比

3 文安斜坡中浅层应用

以文安斜坡中浅层的沙河街组二段下亚段为例，开展渗透性砂体的油气优势运移通道预测，验证和分析其实际应用效果。文安斜坡位于冀中坳陷霸县凹陷东部，呈南东向北西倾斜的缓斜坡，被长期发育的北东向主断裂分割成多级台阶。北东向正断层呈雁行排列，主断裂多为切割地层层位较深的顺向同生断层，次级断层为切割层位较浅的反向断层，部分地区呈“Y”字形断层组合。斜坡基底为古生界和中生界，古近系从西向东逐层超覆。中浅层由下至上发育沙二段、沙一段和东营组，在缓斜坡构造背景下经历了从湖泊相到河流相的沉积演变过程，发育辫状河三角洲、滨浅湖沙滩(坝)、曲流河、辫状河等多种类型的砂体，其中沙二段发育辫状河三角洲沉积。

3.1 石油地质概况

文安斜坡油源层位为沙三段和沙一下亚段。沙三段烃源岩为一套广泛分布、湖相沉积的暗色泥岩，厚度达600～800m。有机碳含量平均2.10%，生烃潜力平均7.97mg/g，有机质类型以Ⅱ2型为主，凹陷内均已达到成熟-高成熟，达到好生油岩标准。沙一下亚段烃源岩为一套由富有机质页岩、鲕灰岩、泥质白云岩、暗色泥岩和砂岩组成的“特殊岩性段”，泥页岩累计厚度达500m。有机碳含量平均1.13%，有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主，为中等-好的生油岩。平面上成熟生油岩分布于文安斜坡西侧及西南侧的马西断层下降盘。

斜坡区沙二段主要发育辫状河三角洲沉积的分流河道砂体，可分为沙二下亚段、沙二上亚段等2个正旋回。岩性以细砂岩为主，孔隙度平均19.45%，渗透率平均118.78mD，属中-好储层。水下分流间湾及湖相的细粒泥岩沉积则构成了该区沙二段圈闭的盖层。

文安斜坡已经发现断块、断鼻、岩性-构造复合等类型的圈闭及油气藏，岩性-构造复合油气藏为条带状砂体被断层切割所形成，上倾方向由断层封闭，侧翼被岩性尖灭所控制，已发现油气藏多分布于反向断层的上升盘。纵向上，旋回上部泥岩发育，油层主要分布于大套砂岩顶部或单个薄砂层之中，大套砂层中下部泥岩夹层不发育而无法有效封隔油气。平面上，油层分布主要受沉积相带和鼻状构造的双重影响，分布于鼻状构造带及王仙庄断层附近。砂泥互层且横向分隔，区域上油层连通性较差，没有统一的油水界面。

3.2 基础地质模型

3.2.1 运移动力模型

文安斜坡中浅层沙二段、沙一段和东营组均有油藏发育，油气成藏期为古近纪末-新近纪。统计工区内多个油藏的地层测试资料表明，文安斜坡地层压力系数0.9～1，为正常静水压力系统。地层水的总矿化度2433～48530mg/L，NaHCO3-CaCl2水型，地下水动力环境处于半封闭-封闭状态，保存条件较好。油气主要在浮力的驱动下发生运移，可用现今构造格局表征运移动力。

3.2.2 输导层模型

沙二下亚段主要发育辫状河三角洲沉积的分支河道和水下分流河道砂体，物源来自于斜坡东侧，往南西方向延伸展布。以地震储层反演资料解释的砂体展布为基础，应用钻井油气显示和油层分布数据校正地震解释结果，最终确定分支河道、水下分流河道所构成的连通砂体的平面展布(见图5)。

图5 沙二下亚段沉积相与砂体展布图

文安斜坡发育大量雁行排列的北东向正断层，通过已发现油藏的解剖发现，切割深部地层的顺向同生主断层连通了深层烃源岩和中浅层砂体，构成了良好的油气运移通道。切割层位较浅的反向次级断层则是封闭的，对油气成藏提供了有效遮挡或改变油气运移方向。

3.2.3 烃源区模型

文安斜坡烃源岩为沙三段湖相暗色泥岩，生油岩厚度最高达800m，广泛分布于斜坡西侧、南侧的洼陷之中且均已成熟生烃。沙三段烃源岩生排烃可直接进入接触的沙二下亚段砂体，也可通过斜坡南侧的深大断层垂向运移进入沙二下亚段砂岩输导层。

3.3 优势运移通道预测及分析

以ArcGIS为研究平台，输入沙二下亚段顶面构造和连通砂体分布区、沙三段成熟烃源岩分布区、油源断层等图形数据，应用数字表面模型(DTM)进行栅格数据形式的空间表征。基于概率模型计算油气运移指向概率，按照最大概率法则从烃源区边界和油源断层出发预测和追踪油气优势运移通道。

通过与钻井油层分布数据的对照分析，可以认为油气优势运移通道预测结果是准确、可信的。W120X、W86、W98、S77X、W3、W44等油气藏发现井与优势路径汇聚区具有明显的对应关系，WG2、W35、W22、S12-14等井则位于油气优势运移路径上。W96、W108井的油层则可能与断层垂向输导有关。

优势运移路径、油井和油气显示井的分布表明，连通性砂体和鼻状构造对于油气优势运移共同起控制作用。在砂体骨架内，油气运移路径斜坡低部位较多，由西往东逐渐往鼻状构造脊部汇聚并收敛为大致沿鼻状构造轴部分布的优势路径。封闭性断层切割河道砂体可形成圈闭或改变油气运移方向，位于运移路径上的圈闭则有可能聚集油气成藏。因此，优势运移通道汇聚区为勘探有利目标区，如发育圈闭则可能聚集成藏(见图6)。

图6 沙二下亚段油气优势运移通道与构造叠加图

4 川西坳陷东坡断裂输导体应用

川西坳陷为四川盆地西部西陡东缓的前陆盆地，研究区位于坳陷东坡的中段，由北东东向的合兴场-丰谷构造带、南北向的知新场-龙宝梁构造带、北西向的中江-回龙构造带和永太洼陷组成，整体呈现“三隆夹一凹”的构造特征。坳陷基底是海相碳酸盐岩，沉积了晚三叠世至始新世地层。从下至上，上三叠统依次划分成马鞍塘组、小塘子组和须家河组，须家河组进一步分为须一段至须五段。侏罗系划分为白田坝组、千佛岩组、沙溪庙组、遂宁组和蓬莱镇组。

4.1 石油地质概况

沙溪庙组是川西坳陷东坡浅层的主力产气层，为一套厚度700m左右的砂泥互层沉积，由多个不等厚的韵律层组成。储层主要为三角洲前缘亚相的水下分流河道砂体，岩性多为细-粉砂岩，总体表现为低孔低渗、物性较差的致密储层。

浅层气藏的主力烃源岩为须五段滨海沼泽-湖泊环境下沉积的暗色含煤泥页岩，腐泥-腐殖型有机质，碳同位素(δ13C)值大多在-25‰～-25.5‰之间。有机碳含量在0.39%～16.33%之间，平均2.35%。有机质大多处于成熟演化阶段，镜质体反射率(Ro)值达到1.3%。

川西坳陷东坡在多期次构造运动的影响下，发育多条南北向、北北东向展布较大规模的断层。F1-1、F2、F3、F4、F16等主要烃源断层沟通了深部须五段烃源岩和浅层的沙溪庙组储层，开启性断层构成了天然气向上垂向运移的良好通道。其中，F2断层位于知新场构造东部，形成于燕山末期，喜山期最终定型。断层走向南北，倾向西，延伸长度35km，最大断距200m，断开马鞍塘组至蓬莱镇组(见图7)。

图7 川西坳陷东坡主要断层平面分布图

4.2 基础地质模型

4.2.1 烃源区模型

根据生油岩评价和气源对比的研究结果，上三叠统须五段暗色含煤泥页岩为浅层气藏的主要烃源岩，燕山末期大量排烃进入断层并以此为通道垂向运移，烃源岩与烃源断层的交切面即为天然气沿断层运移的起点。应用须五段暗色泥岩厚度图、须五段生烃强度图、三叠系(须五段)顶面构造图、断面构造形态图等数据，基于GIS统一地理参照的空间数据管理和显示功能，将断层烃源区表示在断面构造图上。如F2断层处于研究区中部，与烃源岩交切区域中间厚、南北两端薄(以灰色区表示)，在测线L3400～L4200之间，烃源岩厚且生烃强度达到(30～40)×104t/km2，具有较好的供烃能力(见图8)。

图8 F2断层断面古构造与优势运移通道

4.2.2 运移动力模型

根据烃源岩生烃演化史和烃类包裹体分析结果，川西坳陷东坡浅层的沙溪庙组天然气成藏关键时刻为烃源岩生烃高峰的燕山末期，喜山期构造运动造成古气藏的调整改造。同期盐水包裹体分析结果表明燕山末期的地层压力系数为0.86～1.15，属静水压力系统，天然气沿断层的垂向运移以浮力驱动为主，可用断面构造模型代替流体势模型。

由于该区遭受燕山末期的整体抬升剥蚀和喜山运动的影响，利用剥蚀厚度恢复和构造恢复方法重建燕山末期的断面古构造形态，以此建立断层在成藏关键时刻的运移动力模型(见图8)。

4.2.3 输导层模型

测井资料解释和岩心观察发现，断裂内部结构由破碎带和裂缝带构成。破碎带见断层角砾及断层泥，断层滑动面及阶步、擦痕发育，充填次生方解石晶体，发育半充填或未充填高角度裂缝。断层角砾岩由泥质粉砂岩构成，岩石破碎，孔渗性较好。断层泥岩则较为致密，孔渗性较差。诱导裂缝带位于破碎带与围岩之间，发育高角度缝、低角度缝及水平缝，其中两组共轭高角度缝多为未充填-半充填且相互切割呈网状。由断层破碎带向边部，裂缝产状逐渐由网状高角度缝变为水平缝为主，预示着高角度构造缝可改善断裂输导性能。断层结构分析表明断裂垂向输导性受断层泥岩含量影响，可用断层泥比率(SGR)参数评价，如F2断层SGR值分布于5%～20%，总体连通性较好，中南段略好于北段。

4.3 断层优势运移通道预测及勘探意义

以ArcGIS为研究平台，输入断面古构造图、断层输导性能评价图、断层烃源区分布等图形参数，应用数字表面模型(DTM)进行空间表征，基于概率模型计算油气运移指向概率。按照最大概率法则，从烃源区边界出发追踪和预测断层油气优势运移通道。优势运移通道预测结果表明，断层天然气运移路径在断层下部的供烃区最为密集，向上渐次汇聚为优势运移路径。受断面起伏形态的控制，凸起断面形成汇聚型优势运移路径，下凹断面则形成发散型路径，平直断面形成平行路径。以F2断层为例，在测线L3400～L4200之间形成了多个汇聚型优势运移路径(见图8)。

天然气沿断层向上运移，遇砂岩输导层则发生侧向分配，浅层砂体与断层运移路径在断面处的空间匹配影响了天然气的运聚成藏。油田现场在气藏开发过程中，依据动静、态资料将沙溪庙组砂体含气情况由好到差划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，统计 15个气藏的连通性砂体所对应的断层运移路径类型，发现9 个Ⅰ类含气砂体均匹配断层的汇聚型优势运移路径，Ⅱ类含气砂体有3个匹配汇聚型、2个匹配发散型运移路径，Ⅲ类含气砂体则匹配发散型运移路径。断层优势运移通道预测结果与天然气实际分布具有良好的对应关系，很好地解释了断层对天然气垂向运移及侧向分配的影响，汇聚型优势运移通道的断-源-砂空间匹配最有利于天然气运聚成藏(见图9)。

图9 砂体含气与断层优势运移路径匹配关系图

5 结论

1)油气优势运移通道预测模型统一表征油气运移动/阻力相关的地质因素和评价参数, 进而预测油气运移指向并追踪优势运移路径，较为准确地反映油气优势运移的地质规律和认识。概率估计方法的应用使得该模型可充分、有效利用地质综合研究及评价成果，克服运移相关参数及分布在勘探阶段难以准确获取的难题。

2)油气优势运移通道预测模型可应用于渗透性岩层、断裂和不整合等输导体系类型，在实际应用中则需开展相关参数的统计和分析，建立输导性能的地质评价标准体系并开展综合空间评价，进而应用概率指标实现输导性能和运移动力的统一表征。渗透性砂岩和断裂输导体的应用实例表明：该模型综合应用石油地质综合评价成果，实现盆地尺度下的油气优势运移通道预测，可为油气成藏规律研究和勘探目标评价提供油气运移相关资料。