时移地震技术兴起于20世纪80年代, 并在20世纪90年代迅速发展为一种油气动态检测方法^[1-3], 是将地球物理、岩石物理、地质、油藏进行综合研究的一项技术。由于油田开发过程中储层流体变化可引起地震振幅和走时等参数改变, 因此, 基于重复性采集油田开发阶段不同时间点的地震波信息, 利用地震数据体的差异, 可推知油气藏开发过程中油、气、水分布的变化趋势, 并建立地震属性数据体与流体变化的对应关系, 实现对流体场变化情况的预测。时移地震技术在深化地质油藏动态认识、提升模型表征精度、指导生产优化管理和挖掘剩余油潜力等方面具有重要作用。

时移地震技术最初应用于北海和墨西哥湾的海上油田, 目前已广泛应用于西非、北海、墨西哥湾和巴西等地区, 成为海上油田开发的重要技术之一。由于深水油田井数少且井控程度低, 时移地震可有效弥补井资料不足的问题, 在深水油田开发中具有重要的应用价值^[4-6]。国内油田受到自身条件的限制、前期设计规划不足以及海上开发成本等因素的影响, 时移地震技术应用相对较少, 目前主要应用于陆上稠油油藏和水驱油藏的开发。受油藏地质条件、地震采集时间和资料匹配性处理等多种因素的影响, 时移地震实践应用效果存在较大差异。前人研究认为, 储层厚度大且物性好的轻质油田采用时移地震技术可获得较好的效果。以西非深水浊积砂岩油田为例, 通过生产实践, 探讨时移地震的应用效果, 为该类油田的时移地震研究提供借鉴与参考。

时移地震技术基于不同时间点重复采集的三维地震数据的差异, 来表征油藏开发过程中流体性质、饱和度、地层压力及温度动态变化过程^[7-8]。

油气开发之前采集的基础观测数据是后期对比分析的基础。在油田开发的早、中、晚不同阶段, 根据油田开发生产需要分别进行多次地震数据采集, 并对不同时间采集的数据进行一致性处理, 提高地震资料的可重复性。经过与基础数据的对比, 可以得到地震数据随时间变化的趋势。基于岩石物理分析, 建立地震数据与油气藏特征的相关性, 进而得到地下流体和温压场的变化, 实现对油气藏的动态监测。

研究实践表明, 在油藏开发过程中, 当溶解气脱气、气驱替油或地层压力升高时会造成岩石孔隙膨胀, 岩石孔隙内流体密度减小, 降低地震波反射速度, 导致波阻抗减小^[9]; 相反, 当水驱油或地层压力下降时会导致波阻抗增加。因此, 通过提取波阻抗的变化, 结合油田生产认识, 可以识别地下流体和温压场的变化。

随着油田开发的不断深入, 时移地震技术已被广泛应用于油田开发中的地质研究、生产动态分析和剩余油研究, 在油田稳产增产工作中取得了显著的成效^[7-8]。长期研究实践表明, 并非所有的油藏都适合采用时移地震监测。陆上油田常受到地下水位和近地表条件变化以及面波、折射波及环境噪声的影响, 地震数据的采集、处理及解释受到较大干扰。相较于陆上油田的多重非重复性因素制约, 海上油田更适合开展时移地震监测。海上油田能否开展时移地震需要从油藏地质条件、岩石物理条件以及地震条件等方面进行考虑。其中, 时移地震技术成功应用的关键因素是原油性质和骨架性质, 其次是开发方式和构造储层特征^[1]。研究表明, 深水、浅埋深的厚层中-高孔渗砂岩、水驱轻质油藏更适合开展时移地震^[10], 原因是该类油藏常具有低骨架弹性特征, 孔隙流体压缩系数可发生明显差异, 开发过程中水驱效率高, 含油饱和度变化大, 地震特征变化明显; 而稠油油藏由于密度与水接近, 水驱效率较低, 开发前、后含油饱和度变化较小, 地震特征变化相对不明显。

时移地震数据采集需要重点关注两个方面。一是研究区块是否具备采集时移地震数据的条件, 即两次采集的地震数据能否满足一致性和重复性要求。由于海上油田受到采集环境(潮汐、水流等)、采集技术及设备、观测系统以及前期规划不足等因素影响, 重复性采集实现难度较大。对于海上非重复性时移地震采集需要综合考虑数据采集方向、炮检距、炮线距、缆数和缆长等因素; 尽量缩小两次地震采集方向、震源参数、炮检距和道间距等主要参数的差异。同时, 保证晚期监测数据的缆数、偏移距、覆盖次数大于前期数据^[11]。二是要关注油田生产阶段是否达到采集的时机, 研究显示开发过程中, 当地层阻抗变化幅度达到3%~5%时, 才能被时移地震识别。因此, 在油田生产早期, 由于采出程度较低, 流体运移及压力变化不明显, 过早的时移地震采集无法检测到显著变化, 难以体现出时移地震的价值并造成资源浪费; 而采集时间过晚, 油藏采出程度太高, 剩余油潜力少, 则失去了开展时移地震的意义^[12]。因此, 在评估决策时移地震资料采集时要从采集条件和采集时间两方面把握, 优选最佳的采集方案。

资料一致性处理是时移地震资料处理的关键。通过一致性处理消除因采集环境、技术设备、观测系统造成的差异。非重复性时移地震处理包括数据匹配性处理、共约束一致性处理和互均化处理等^[13]。数据匹配处理重点要保证反射面元、反射中心点位置、覆盖次数、信噪比和方位角等参数尽量一致; 共约束一致性处理包括了频率、相位、剩余静校正等处理; 互均化处理包括时间、振幅、频率以及相位等的校正^[13]。

研究靶区是西非尼日尔三角洲盆地的A油田, 该油田位于尼日利亚西南海域, 距岸约200km, 油气资源丰富, 已有10年以上的开发历史。研究区储层属深水浊积扇沉积, 砂岩储层相变快, 内部结构复杂。油田注水开发过程中, 水驱波及不确定性较大, 在开发过程中已暴露出断层、储层连通性认识不清、水驱波及难以预测、生产优化及措施调整方向不明, 剩余油分布预测难度大等问题。受工程难度和费用等因素制约, 研究区开发井数较少且井距大, 仅依靠钻井资料难以全面有效地解决油田开发矛盾。但研究区地震资料较为丰富, 投产至今已进行了3次地震数据采集, 资料品质高。此次重点以时移地震为切入点, 结合钻井、测试、测井、生产动态资料, 采用动静结合的方法, 探讨时移地震技术在深水浊积扇水驱油田开发中的综合应用及效果。

研究区为中间隆起的背斜构造, 深水浊积扇沉积, 纵向发育多套油组(图 1)。油田水深为1300~1450m, 储层埋深为-2800~-3750m, 主力注水开发油藏A、B、EF、G的储层厚度为14~40m, 岩心孔隙度为18%~30%, 岩心渗透率为200~4000mD(1mD≈0.987×10^-3μm²), 属于中孔-中高渗储层, 地面原油密度为0.780~0.817g/cm³, 地层原油粘度为0.10~0.17cp, 气油比为290~1250m³/m³, 属于轻质、低黏、高挥发性原油。油藏温度为60~105℃, 温度梯度为4.002 ℃/100m, 油藏压力为32~44MPa, 压力系数为1.023~1.121, 属于正常的温度压力系统^[14-16]。

图 1(Fig. 1)

图 1 目标油田北西-南东向油藏剖面

油田采取“少井高产”的开发策略^[17-18], 注采井距多为1500~2000m, 通过边部注水和顶部采油的方式保压开发, 油井自喷生产。受限于深水油田开发井数少, 且多采用合采合注进行开发, 陆上油田常用的调剖、堵水、油转注等常规措施实施难度大, 作业成本高, 严重制约油田生产优化调整。

该油田自投产以来, 共进行了3次地震数据采集, 数据匹配处理后一致性较好。基础数据为油田投产前采集的三维地震数据(下文统称为Base数据), 代表油藏原始状态。第1次数据采集(下文统称为M1数据)在油田投产后32个月, 阶段采出程度12%;第2次数据采集(下文统称为M2数据)与第1次间隔41个月, 阶段采出程度17%;第3次数据采集(下文统称M3数据)与第2次间隔42个月, 阶段采出程度14%(表 1)。截至第3次数据采集, 油田累积采出程度达43%, 3次数据采集跨越了油田开发中的稳产期和递减期, 可实现对不同阶段水驱波及情况的有效监测^[19-20]。

表 1

表 1 目标油田时移地震数据采集间隔及采出程度对比 地震数据 Base数据 M1数据 M2数据 M3数据 数据采集时间 投产前 投产后32个月 投产后73个月 投产后115个月 较前次数据采集间隔 0个月 32个月 41个月 42个月 阶段采出程度 0 12% 17% 14%

表 1 目标油田时移地震数据采集间隔及采出程度对比

由于目标油田为轻质原油, 时移地震可行性分析表明, 其具有良好的开展时移地震的岩石物理基础。与泥岩相比, 砂岩表现为低速、低密度特征。基于对地震波阻抗差异数据体的分析, 发现正的阻抗差异与含水饱和度增大有关, 可指示水驱推进的方向、范围及水淹程度; 负的阻抗差异与地层压力变化具有一定相关性, 差值越小, 地层压力越大。时移地震数据监测到的地层压力和含水饱和度变化, 一方面可以落实封堵断层、储层连通性等静态信息; 另一方面也可实现对水驱前缘、优势通道、剩余油分布等动态信息的刻画和预测。以此为基础对地质模型及数模进行优化, 进一步指导油田生产优化及调整井部署, 达到提高采收率, 延缓产量递减的目的。

目标油田B油藏可划分为4期浊积水道(图 2)。水道以纵向叠置为主, 平面摆动较弱^[21-25]。其中, 下部Ⅰ、Ⅱ期水道范围较大, 以砂质沉积为主, 层间泥岩隔夹层发育较弱, 叠置连通性较好; 上部Ⅲ、Ⅳ期水道沉积范围呈现逐步缩小的趋势, 层间泥岩隔夹层厚度增大, 且呈现较为稳定的连续分布, 相邻期次水道的层间连通性减弱。B油藏内部发育多条近东西走向的正断层, 主体区断层近平行分布, 北部为下降盘, 南部为上升盘。含油范围内发育9条主要断层, 断距多为10~50m, 其中, F5、F6、F7、F9、F10断层断距较大, 将单期水道完全错断, F3、F4、F8、F11断距小, 将单期水道局部错断。受断层影响, B油藏主体区被切割成多个断块。研究认为, 虽然B油藏内部单期水道被断层切割, 但部分断块存在跨断层错层对接, 可形成砂体连通体。早期研究认为, F10断层以北储层整体连通, 在方案设计中采油井X-41井开发油藏主体区, 并在北部设计注水井X-45井提供能量供给(图 3)。投产后发现注水井X-45压力持续上升, 产生憋压, 而对应采油井X-41井压力不断下降, 生产井与注水井的压差达到80bar(图 4), 生产动态表明井间不连通, 注采不受效。

图 2(Fig. 2)

图 2 B油藏浊积水道平面示意

图 3(Fig. 3)

图 3 B油藏南-北向油藏剖面(A-B)

图 4(Fig. 4)

图 4 B油藏X-41和X-45井地层压力随时间变化

经过分析M2-Base和M3-Base的阻抗差异数据体(图 5), 发现B油藏北部小范围内出现阻抗增大(蓝色区域), 说明注入水主要集中在井附近, 无法进一步推进。X-45井无法对采油井X-41井实现有效注水, 井间存在遮挡。同时在断层F5北部断块出现阻抗减小(红色区域), 结合动态分析, 认为是憋压信号, 综合判断后认为断层F5是封堵断层。

图 5(Fig. 5)

图 5 Ⅲ期水道砂体与M2-Base、M3-Base时移地震阻抗平面叠合 a M2-Base时移地震阻抗平面; b M3-Base时移地震阻抗平面

后期在X-41井北部部署加密采油井X-54井, 横跨F5断层两侧, 钻后压力显示以F5为界, 北部断块FB4油层压力较原始地层压力上升, 与时移地震响应一致(图 6); F5南部断块FB5、FB6、FB7地层压力下降, 指示地层能量亏空, 储量已动用。新钻井X-54进一步证实F5的封堵性, 也验证了利用时移地震识别饱和度、压力变化具有较高的可信度。

图 6(Fig. 6)

图 6 X-54井钻后地层压力测试与原始地层压力对比

EF油藏为浊积水道-朵叶复合体, 其中, 浅部E油藏呈东部朵叶、西部水道复合沉积, 深部F油藏整体为朵叶沉积。EF油藏储层整体连通, 具有统一的温压流体系统。油藏采取顶部采油, 边部注水开发, 进行合采合注。

采油井X-38井位于构造顶部, 同时生产E、F油藏, 对应注水井为东部X-39井和西部X-40井(图 7)。将油藏沉积相与时移地震阻抗差异属性在平面上叠合, 可以直观地显示出注入水的推进范围(图中蓝色区域)。M2-Base时移地震显示受到注水井X-39井作用, 注入水沿构造低部位向高部位推进, E油藏东部水驱前缘已推进至近X-38井趾端(图 7a); 同时F油藏西侧受到注水井X-40井作用, 水驱前缘已推进至X-38井根端(图 7b), X-38井面临东西两侧同时注水突破的风险, 而油藏南部无明显水驱响应, 存在注采不均衡问题。

图 7(Fig. 7)

图 7 EF油藏沉积相与M2-Base、M3-Base时移地震阻抗差异平面叠合 a E油藏M2-Base水驱波及特征; b F油藏M2-Base水驱波及特征; c E油藏M3-Base水驱波及特征; d F油藏M3-Base水驱波及特征

为了推迟X-38井见水时间, 控制含水上升速度, 结合时移地震动态特征, 在油藏生产管理中采取关闭X-38井下段(E油藏), 只生产上段(F油藏), 同时对注水井X-39和X-40井采取间歇和交互注水策略, 周期性关停或控制注水量, 显著提高了水驱波及效率, M3-Base时移地震显示油藏南部水驱前缘均匀推进(图 7c和图 7d), 南部不均衡开发得以改善。通过生产制度的优化调整, X-38井的实际见水时间比预测推迟了18个月, 且见水后含水持续稳定在15%以下, 约为16个月。

目标油田中A油藏为复合水道沉积, 水道以纵向叠置为主, 平面摆动较弱, 层间连通关系复杂。采油井X-35井分别在A1和A2小层进行完井生产, 对应注水井包括北部X-15井和中部X-48井(图 8), 含水率达到62%。地质油藏研究认为, X-35井附近在A1和A2小层之间发育稳定的泥岩隔夹层, 层间连通性较弱(图 9); 同时M3-Base时移地震显示下部A2小层主体区已整体水淹(蓝色区域代表水驱波及范围), 而上部A1小层未见明显水淹, 进一步印证层间连通性较差。综合判断X-35含水主要来自下部A2小层, 而上部A1小层尚未水淹。因此, 对X-35井的A2小层实施机械堵水措施, 堵水后该井含水降低20%, 日增油约137t。

图 8(Fig. 8)

图 8 A油藏A1(a)、A2(b)小层水道与时移地震阻抗差异平面叠合

图 9(Fig. 9)

图 9 X-35井和X-15井连井对比

目标油田已开发10年以上, 多数油井已见水, 油田综合含水接近40%, 采出程度达到50%。整体处于开发中后期, 产量递减加快, 及时部署调整井对减缓油田产量递减, 延长油田寿命具有重要的意义。

以油田内G油藏为例, 该油藏为中央隆起背斜构造, 属于深水浊积朵叶沉积(图 10和图 11)。油藏内部可进一步细分为3套砂组, 分别为G-Upper、G-Middle、G-Lower小层; 上部G-Upper小层西部发育朵叶沉积, 向东逐渐过渡为朵叶边缘; 下部G-Middle及Lower小层为朵叶沉积。已有开发井网中包括3口采油井和2口注水井, 采取顶部采油, 边部注水的开发方式, 主要动用下部G-Middle及Lower地层的储量; 上部G-Upper小层仅有X-51井进行生产。

图 10(Fig. 10)

图 10 G油藏东西向油藏模式

图 11(Fig. 11)

图 11 G-Upper和G-Mid & Low小层沉积相与时移地震阻抗差异平面叠合 a G-Upper小层M3-Base时移地震水驱平面; b G-Middle及Lower小层M3-Base时移地震水驱平面

G-Middle及Lower小层为朵叶沉积, 储层呈席状稳定连续展布。时移地震结果显示(图 11), 受注水井和边水的共同作用, 水体沿四周由构造低部位向上倾方向均匀推进; G-Upper小层西部发育朵叶储层, 西侧水体向上倾方向推进, 而X-51井在G-Upper斜坡带, 朵叶顶部及南部无井控制, 时移地震显示水体难以波及。

综合时移地震水驱前缘和地质油藏研究, 认为现有井网下G-Upper朵叶顶部及南部储量难以动用, 是剩余油富集区。据此在G-Upper小层南部部署了1口加密采油井, 钻后结果显示含油饱和度达到87%, 初期产能达到822t/d。由此表明时移地震对水驱前缘预测准确性较高, 在少井油田调整井部署方面具有重要的指导作用。

上述生产实践表明, 时移地震技术在深水浊积挥发性油藏中具有较好的应用效果, 在判断封堵断层、储层连通性分析、水驱前缘标定等方面具有较高的可靠性和适用性。对于时移地震资料的解读, 需要结合研究区构造断裂特征、沉积模式、储层构型、开发井网以及生产动态进行综合研判, 排除噪声干扰。同时, 本区研究发现, 受到地震数据分辨率的限制, 当含水饱和度变化大于30%时, 时移地震对流体变化的表征更为准确; 当含水饱和度变化小于30%时, 时移地震难以准确表征流体变化趋势。在进行时移地震资料解读及剩余油挖潜时, 要结合本区或相似油田的应用效果, 充分考虑预测风险, 制定相应的调整方案及风险预案。

1) 目标油田原油具有轻质、低黏、挥发性特征, 储层水驱效率高、水驱波及较均匀、开发前后含油饱和度变化显著, 适合开展时移地震研究, 可作为深水浊积注水开发油藏时移地震应用的典型范例。

2) 将时移地震差异属性与断层断距相结合, 可对断层封堵性进行判断, 生产动态和新钻井验证判断结果具有较高的可靠性; 将沉积相与时移地震阻抗差异属性相结合, 可以刻画出注入水的平面推进趋势及范围。由此开展生产制度优化, 可改善平面水驱波及不均衡问题; 时移地震与井点隔夹层研究相结合, 可准确判断层间连通性。据此开展措施优化, 挖掘层间剩余油潜力。

3) 基于动静结合、多维融合的思路, 综合构造断裂、储层结构、沉积相、井网与时移地震阻抗差异属性, 可明确剩余油富集区, 成功指导G油藏调整井部署, 实现初期产能822t/d。

4) 时移地震技术在判断封堵断层、识别连通储层、标定水驱前缘、指示剩余油分布等方面具有较高的可靠性和实用性, 在油田生产优化及调整挖潜方面发挥了重要作用。