0 引言

时移地震技术是指在油气田不同开发阶段开展三维资料的可重复性采集和一致性处理，利用不同批次资料间的差异分析各开发阶段的储层变化，达到监测油气藏动态、指导下一步油气开发的目的^[1]。但是，长久以来海上时移地震的应用与推广受到了诸多限制，主要原因有三点：一是经济成本高，不同批次三维地震资料采集与处理所需费用较高；二是地震资料品质要求高，要求不同批次的地震资料能有效反映储层油气动态且保持较高的非油气变化的一致性，但现有条件仍较难满足；三是应用效果不确定，高成本投入不一定会产生可靠的时移地震成果资料和商业经济效益。总之，高投入和高风险是造成目前时移地震资料缺乏、阻碍时移地震技术应用的主要因素。

南海Y气田于2012年投入开发，由于气藏水体倍数较大，2口水平井(C井和D井)均采用天然能量开发，稳产3年，于2015年步入递减期。目前C井停产，D井带水生产，气田进入开发后期，亟需通过时移地震资料挖掘气田潜力。Y气田主力气层为新近系中新统弱胶结疏松砂岩，属于滨—浅海环境下的三角洲前缘沉积；孔隙度为16%~22%，渗透率为100~1500mD，属于中孔、高渗储层；埋深为2600~2700m，储层厚度为30~60m，为正常温压系统。Y气田气藏为强底水驱动的构造型，满足当前海上时移地震应用的前提条件^[2]：储层物性较好，孔隙度在15%以上；储层埋深小于3000m，厚度大；地震资料品质好；为轻气藏或气藏水驱等。因此在Y气田开展时移地震监测水侵和气藏变化是可行的。

常规的时移地震资料处理主要包括频率、相位、振幅、时差和空间位置校正等步骤，消除所有与油气藏变化无关的不一致因素，使基础资料与监测资料的差异能反映与油气生产相关的动态变化。因此必须针对时移分析的需求设计重复观测系统。然而，Y气田现有的2001年二维和2015年三维地震资料均属于常规采集与处理，从数据采集到资料处理都没有考虑时移分析的需求，且目前未开展新地震资料采集或老地震资料叠前一致性重处理。在缺少新地震资料的情况下，2018年后的气藏变化状态无从得知。另外，在油气开发前A井和B井两口探井取得了测井资料，后续开发井(C井和D井)缺乏测井资料，因而，气田剩余潜力预测困难。

为此，本文开展了拟时移地震气藏剩余潜力研究，即从三维地震资料中抽取相同位置的二维测线或利用多个二维数据内插成三维数据^[3]，优选具有相对低频、保幅的基础资料(2001年二维地震资料)和监测资料(2015年三维地震资料)，优化两者的一致性；通过优选、优化后的基础资料和监测资料^[4]，开展时移地震差异性分析，定性判断气藏开发变化情况；再根据气藏水侵模式开展气藏动态模拟，指导寻找剩余气潜力区。

1 拟时移地震资料优选和优化

优选和优化的目的是为了得到具有较好一致性且能反映气藏流体变化的拟时移地震资料。

1.1 地震资料优选

Y气田目前存在多批次独立处理的地震成果资料，在振幅能量、分辨率和相位等方面存在较大差异，需要进行数据优选才能开展时移地震研究。

优选的原则主要参考以下几个方面：①采集方向基本一致；②处理流程大致相同；③低频信息无明显缺失；④无增加资料多解性的特殊处理步骤；⑤地震剖面储层段成像质量相对较好。

除上述原则外，还应加强地震资料高频、低频部分的多解性和可靠性分析。首先，地震资料高频部分虽然在识别薄层及储层横向连通性等起重要作用，但易受残余噪声、处理技术及速度场精度等影响^[5]。对于不同采集、处理参数的非一致性地震资料，高频部分的残余噪声、成像精度存在差异。过分增强高频部分能量，差异将会被放大而增加不同批次地震资料的非一致性，带来地震资料的多解性。其次，低频比高频部分具有更强的抗干扰能力，对偏移速度误差不太敏感，因而能提高深层的成像质量^[6]。对于多批次非一致性地震资料而言，低频部分可掩盖残余噪声、空间方位误差和速度精度不足等导致的成像差异，提高资料的视觉一致性和地震资料的可靠性。

1.2 地震资料优化

Y气田2001年二维地震资料和2015年三维地震资料采集方向一致，均采用叠前时间偏移处理，波组特征清楚，资料品质较高。但是两批资料未经叠前一致性处理，仍存在非一致性问题，如振幅能量和相位极性均存在差异，因而需要采取互均衡处理，使基础资料和监测资料具有较好的一致性^[7-8]。互均衡处理主要包括了剩余随机噪声剔除、相位校正、频率校正和振幅归一化等^[9-12]。

1.3 地震资料优选和优化效果

依据优选原则，选出4套地震资料，即主频30、50Hz的基础资料和监测资料各一套(图 1)。对比、分析储层及其上方的非气藏区域(介于非储层区域对比基准线与气水界面之间)，发现基础资料和监测资料之间存在振幅能量差异大、地震相位不一致以及基础资料随机噪声明显等问题(图 1a、图 1b)，因此对基础资料和监测资料进行优化处理。

通过对比优化前、后地震资料发现：①优化后，相位一致性明显改善，30Hz基础资料与监测资料非气藏区振幅能量差异减小，基础资料上的非储层区域对比基准线(波谷，黑色)和储层顶面(波峰，红色)反射(图 1a)优化后与三维监测资料相位一致(图 1c)；②相对保幅效果好，气水界面的平点响应特征清楚，保留了由油气开采引起的振幅相对强弱变化(图 1b、图 1d)；③50Hz主频的基础资料和监测资料均能识别泥岩—泥质砂岩隔层，但两者的隔层地震响应特征存在差异(图 1d)。

气藏类因素(如气藏开采)或非气藏因素(如数据采集方位偏差、偏移处理归位差异等)均能产生隔层地震响应的不一致性，对后续时移地震气藏开发差异的对比造成干扰。但主频30Hz的基础资料和监测资料由于不能分辨隔层(图 1c)，从视觉上规避了非气藏因素的影响，为气藏动态变化分析提供了资料基础。

2 气藏剩余潜力研究

依据拟时移地震资料，开展一致性分析识别气水关系；利用隔层特征划分气藏水侵模式；结合分频能量属性及气田生产数据模拟气藏动态，从而明确气藏剩余潜力区。

2.1 气水关系识别

在时移地震条件满足的前提下，气藏变化一般会导致地震响应的差异，而这种差异的大小主要与气藏的水侵程度有关。在水侵初期，底部水侵厚度较小，流体替换未达到地震可识别的程度，即水替换气的有效厚度不足以引起地震响应的明显变化。当水侵达到一定程度后，出现强水侵区，导致储层速度明显增大，这时便可以通过时移地震资料观测气藏开发后流体界面抬升引起的地震响应变化(如气藏底部振幅减弱、波形宽度变窄等，图 2)^[13]。

本文选取4条过气藏区经过优化处理得到的拟时移地震剖面(图 3)，对比基础资料和监测资料地震反射特征差异，定性分析气水变化情况。

1号测线(图 3a)地震反射差异主要出现在气藏中部(箭头指示处)，气水界面之上基础资料反射波形宽、振幅较强，监测资料中相应位置的反射波形宽度明显变窄，振幅变弱，表明该处存在气水置换，流体界面抬升。而构造两翼地震反射变化小，说明流体替换主要发生于气藏中部。

2号测线(图 3b)地震反射差异主要出现在构造高点南侧(箭头指示处)，相比基础资料，监测资料振幅变弱、频率变高、波形宽度变窄、平点反射近于消失，说明该区出现强水侵。构造高点北侧气藏受断层遮挡，地震反射变化较小，表明水侵弱。

3号测线(图 3c)、4号测线(图 3d)监测资料相比基础资料地震反射特征无明显变化，说明处于水侵初期，剩余气藏仍有开发潜力。

区内其他测线依此对比、分析，可得到气水关系定性识别图(图 4)。由图 4可见，Y气田西北区域水侵程度较强，剩余气潜力有限；东南区域水侵程度较弱，属于可进一步开发的气藏潜力区。

2.2 气藏水侵模式

Y气田中新统主力气层内部发育一套隔层，对气藏水侵影响较大。由于物源来自北西，该套隔层向南东方向，从泥质砂岩逐渐转变为泥岩，厚度逐渐变大，封堵性变强(图 5)。其中，A井钻遇隔层泥质砂岩厚度为9.9m，孔隙度介于11%~13%，渗透率介于4~50mD，以低孔、低渗为主；B井钻遇隔层为厚层泥岩，厚度为18.4m。另外，顺物源方向，隔层上覆气层砂岩物性逐渐变差，A井、D井、B井平均渗透率分别为467.7、137.2、118.4mD，平均孔隙度分别为17.9%、16.7%、15.5%。

根据储层物性及隔层渗透性可将隔层划分为三种类型：①高渗滤型，近物源，砂岩中泥质含量低且厚度较小，难以阻挡底水上侵；②渗滤型(砂泥过渡区)，砂岩中泥质含量高且具有一定厚度，可延缓底水锥进速度；③非渗透型(泥岩区)，泥岩厚度大，可完全阻挡底水上侵(图 5)。由此，Y气田的水侵模式为：底水主要从北西方向的高渗滤型区域侵入，然后再往南东方向的渗滤型和非渗透型区域驱进；其中A井区的“隔层”属于渗滤型，存在底水锥进的可能性。

2.3 气藏动态模拟

气藏模拟主要是通过地质建模和生产井数据拟合开发动态过程。研究区钻井较少，因而需要利用拟时移地震资料，在气藏敏感属性的约束下开展气藏数值模拟^[14-16]。

在固、液、气构成的多相介质中，气态物质对纵波能量的吸收最为显著，并且与地震波的频率相关^[17]。在含气储层中，频散引起低频分量相速度变化增大，导致含气层出现低频强能量异常，而高含水层则表现为相对弱能量响应^[18]，因此利用20Hz频段的分频能量属性开展油气藏动态监测。由图 6可见，含气范围与基础资料、监测资料高能量区域吻合程度较高。

C井在2015年初开始见水，水气比快速上升，于2016年停产，关停前该井气产量仍近22万方/天(图 7)。相比基础资料，监测资料开发井附近的分频能量明显衰减，与此时C井水气比快速上升的情况吻合。井轨迹南、北两侧在监测资料中能量较强，与其关停前的高产量情况一致。相比基础资料，监测资料1号测线所在的西北区域能量变弱，说明存在流体替换。该认识与前述该区发育高渗滤型及渗滤型隔层(图 5)以及处于强水侵区(图 4)的结论一致。总体上，西北区域剩余气潜力有限，进一步开发风险较大。在C井区快速见水的相同时段，D井区日产量高且尚未见水(图 7)。3号和4号测线所在的D井区及其东南区域开发后能量仍较强，说明其剩余潜力相对较大，可作为下一步挖潜目标区。

分频能量属性与开发生产动态高度吻合，并与拟时移地震资料一致性分析(气水关系识别)及气藏水侵模式(隔层类型划分)相互验证。因此可以用来模拟气藏动态，修正以底水驱动为主的数值模型(图 8a)。C井区的水侵模式存在较大强边水驱，造成剩余气从物性好的西北区域逐渐被驱至D井区附近开采(图 8b)。对比图 6可知，模型中含气饱和度较高的部位对应分频能量较强的区域，含气饱和度相对低的部位对应分频能量较弱区域。通过模型修正获得了更加逼近真实气藏开发动态的结果。以2015年气藏优化模型为基础(图 8b)，结合最新生产数据对2018年气藏模型重新进行了拟合，落实潜力区主要集中在D井区的东南侧，估算剩余地质储量气约为8×10⁸m³(图 8c、图 8d)。

Y气田已进入开发生产末期，因此预测气田停产时间对于减少气田运营成本至关重要。由于D井水下井口压力计损坏且无法维修，研究采用类比法，类比C井见水速度趋势(C井见水后稳产431天)，预测D井见水生产约500天后正式进入弃置阶段。但根据拟时移地震研究成果，D井区及其东南区域尚有剩余气潜力，因此采取了延缓气田弃置进程，继续保持气田平稳生产的措施。截至目前，D井见水生产天数已经超过500天，并仍以近14×10⁴m³/d的产量保持平稳生产(图 7)，而且水气比数据也显示，D井实际见水速度趋势明显小于预期(图 9)，进一步证明了针对Y气田开展的拟时移地震研究成果可靠，有效指导了气田的开发与生产。

3 结论

时移地震技术发展潜力巨大，但高投入和高风险导致时移地震资料缺乏。本文探索拟时移地震研究技术，得到了如下结论。

(1) 拟时移地震为利用低重复性的地震资料开展时移地震研究、相对准确地预测剩余油气分布提供了一条可行的技术思路，将其作为常规地震与时移地震之间的过渡技术加以应用，发展潜力较大。

(2) 拟时移地震气水关系定性识别的关键在于对多批次的非一致性地震资料进行优选、优化。在资料相对保幅前提下，尽量选用以低频为主的地震资料进行具有相对一致性的定性分析。

(3) 通过拟时移地震研究认为，南海Y气田西北区域为强水侵区，剩余潜力有限；东南区域属于水侵初期，为剩余气潜力区，可进一步挖潜。