时移地震是油气藏开发中应用效益较好的地震技术之一^[1]。经过多年的发展, 此项技术在国外已经实现工业化, 并且成功应用于一些海上深水区油田^[2-3], 成为了一种重要的油藏管理手段^[4-5]。国内于20世纪80年代开始进行有关时移地震的方法技术及应用研究^[6], 90年代以来得到快速发展, 初步形成了配套技术并进行了试验应用^[7]。进入21世纪, 海上油田时移地震技术的成功应用极大地推动了海上时移地震技术的进步与发展, 并取得了显著成果和宝贵经验^[8-12]。

然而, 时移地震对油藏条件和地震条件有一定的要求, 并非所有的油气藏及所有的开发阶段都适合用时移地震技术进行监测。廖仪等^[11]总结了限制时移地震应用与推广的3个主要因素: ①经济成本因素, 不同批次三维地震资料采集与处理所需费用较高, 特别是在需要保持采集重复性的情况下^[13]; ②地震资料因素, 要求不同批次的地震资料能有效反映储层油气藏动态且能最大程度地保持非油气藏变化的一致性, 地震资料因素是时移地震技术成败的关键, 也是时移地震研究所面临的主要困难之一; ③不确定性因素, 即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。因此, 在实施时移地震监测采集前, 须对时移地震的可行性进行系统分析和评价。

可行性研究主要包括时移地震监测的适用性和经济有效性两方面^[14-15]。适用性研究是确定所研究的区块是否适合利用时移地震技术进行监测, 即油气藏性质变化是否足以产生现有地震观测系统可以观测到的显著差异^[16]。影响时移地震可行性的因素有油藏地质条件、岩石物理条件以及地震资料的采集和处理等多个方面, 我们需要利用地质、油藏、地震、测井和岩石物理等资料进行综合分析和类比评价^{[10, 17]}。地震资料的可重复性是时移地震监测中的关键, 然而实际情况中, 很难保证不同批次采集的地震资料具有一致性或可重复性。因此我们还须从采集和处理两方面出发, 最大程度上使得两次地震资料间的差异仅源自油气藏的流体变化^{[4, 13]}。时移地震可行性研究中经济有效性是从经济效益方面对时移地震采集成本与油气藏开采收益进行衡量, 即时移地震监测技术的应用所产生的收益是否高于其成本。

用时移地震监测油气藏变化对油气田开发具有很好的指导意义, 但采集时机的选择决定了时移地震采集的意义以及油气田开发效益是否可以达到最大。因为过早的时移地震采集无法监测到足够的油气运移变化及相应的时移地震差异, 从而影响油气运移规律分析。而过晚的时移地震采集则由于油气开发程度太高而失去监测的意义。因此, 在对L气田实施监测采集前, 须对其采集时机的可行性进行系统分析和评价。本文从含气饱和度和孔隙压力递减趋势分析、时移地震响应变化规律分析以及信噪比影响分析3个方面来综合分析并确定L气田的最佳时移地震采集时机。

L气田位于南海西部海域, 沉积环境为滨浅海沉积。其构造为被一系列放射状断层分割成多个断块的穹隆背斜, 每个断块多呈扇形, 且断层发育也有差异。背斜南缓北陡, 上下构造形态具有一致性, 明显表现出受相同构造因素的控制(图 1)。L气田中部发育的一系列放射状断层将气田分成多个互不连通的断块。不同气组、不同断块都是独立的气藏。气水分布较复杂, 其分布特征如下: ①气水分布平面上分块、纵向上分层, 不同断块不同气组具有各自的气水界面; ②不同气组、不同断块天然气组分差别较大, 可能与断层生成、发展、开启、封闭以及气体运移、聚集的不同阶段有关。L气田复杂的气水分布特征对气藏进行剩余气预测以及调整挖潜带来了困难, 因此有必要通过时移地震技术对该气藏进行动态监测, 从而指导开发, 调整挖潜。

图 1(Fig. 1)

图 1 L气田气藏剖面

理想的时移地震要求后期的监测采集应在尽可能与基础采集相同的条件下开展。采集时机很大程度上取决于地下流体变化差异的大小, 并反映在流体置换前后地震响应的变化中^[18]。发生置换的流体速度和密度等弹性参数反差越大, 可监测性越强。此外, 时移地震响应差异的检测还受地震数据信噪比的影响。因此, 确定时移地震监测采集的时机需要进行多方面的论证, 其中包括含气饱和度和孔隙压力递减趋势分析、时移地震响应变化规律分析以及信噪比影响分析。

含气饱和度和孔隙压力递减趋势分析是通过生产动态预测流体替换的趋势, 可以为判断是否有必要进行时移地震采集提供依据; 时移地震响应变化规律分析是从时移地震振幅差异变化趋势规律及其空间分布特征两方面来判断时移地震数据采集的时机, 当时移地震振幅差异变化平稳且在空间上有一定的分布时方可开展二次采集; 信噪比影响分析则可以确定噪声对时移地震差异影响的大小, 从而确定其是否影响对时移地震差异结果的解释^[19]。这些工作的最终目的是要判定储层流体的变化是否能在新采集地震资料上反映出来。如果流体变化本身可以被量化采集, 还需要进一步分析可重复的有效信号与不可重复的噪声之间的差异是否能被有效地检测出来。当地震数据信噪比过低时就很难检测到储层的流体变化。根据以上3个方面的论证工作形成了如图 2所示的时移地震采集时机可行性研究流程。

图 2(Fig. 2)

图 2 时移地震采集时机可行性研究流程

各个区块因为开发井数量及开发方案不同, 其动态数据的变化趋势也不一致。我们需要对各井的孔隙压力和含气饱和度随时间变化的规律进行总结, 从而分析气藏动态数据变化的主体。图 3为通过油藏数值模拟得到的L气田2020年与2010年的孔隙压力差异与含气饱和度差异空间分布图。从图 3可以看出, 各个断块的孔隙压力变化及含气饱和度变化程度与该井区的开发程度有关。由于断层的封堵, 各断块之间相对独立。其中A1到A5井周围区域开发程度高, 孔隙压力下降较大, 约4 MPa。当断块开发程度低, 甚至未开发时, 压力基本没有变化, 如图 3a中A7和A9井周围区域, 压力下降不足1 MPa。从气水替换的分布来看, 由于构造的特点, 在开发断块的气水替换分布整体呈环形(图 3b), 且在低部位气水替换程度较高。

图 3(Fig. 3)

图 3 L气田2020年与2010年的孔隙压力差异(a)和含气饱和度差异(b)空间分布

根据L气田的构造及气藏分布特点, 该气田的开发井基本在构造高部位, 而低部位区域没有开发井。为了分析低部位区域的含气饱和度及孔隙压力的变化规律, 需要在构造低部位区域增加虚拟井。在低部位共选定了18口虚拟井, 如图 4中红色“低井”所示。图 5为L气田各井(实际井和虚拟井)的孔隙压力随时间变化的关系图。由于边水能量较强, 高部位和低部位的孔隙压力均有下降, 但是下降的趋势相对平缓。L气田边水是沿着构造倾角方向由低部位向高部位推进, 边水推进到的位置含水饱和度会迅速上升。实际井均在构造高部位, 边水基本都未推进到实际井位置, 含气饱和度变化差异较小(图 6a)。而在构造低部位气水替换比较完全, 气水替换的速度较快, 替换后达到平稳状态(图 6b)。

图 4(Fig. 4)

图 4 实际井和虚拟井平面分布位置(红色标记的“低井”为虚拟井)

图 5(Fig. 5)

图 5 L气田各井的孔隙压力随时间变化的关系 a 实际井数据; b 虚拟井数据

图 6(Fig. 6)

图 6 L气田各井的含气饱和度随时间变化关系 a 实际井数据; b 虚拟井数据

油气藏储层内部孔隙压力的降低或含气饱和度的降低都会导致地层速度增加, 从而引起地震响应振幅的变化^[20]。我们基于岩石物理模型将L气田的油藏动态数值模型(含气饱和度、孔隙压力等)转换为地球物理数值模型(速度、密度), 然后利用实际地震主频的子波进行时移地震正演来合成地震正演响应, 进而分析油藏动态参数对地震响应的影响。

首先分析单动态参数(孔隙压力或含气饱和度)变化对时移地震差异的影响。通过统计各井(实际井和虚拟井)孔隙压力和含气饱和度的变化范围, 可以得到孔隙压力变化为8 MPa, 含气饱和度变化为30%。在初始模型状态下, 根据统计的变化量分别整体降低孔隙压力或含气饱和度, 并通过地震正演和差异求取来计算时移地震振幅差异平面分布(图 7)。图 7a为仅降低孔隙压力后的时移地震差异分布图, 图 7b为仅降低含气饱和度后的时移地震差异分布图。对比图 7a和图 7b可以看出, 含气变化引起的差异明显大于压力变化引起的差异。经过量化统计分析, 孔隙压力下降引起的时移地震差异约4%, 而含气饱和度下降引起的时移地震差异约18%。因此初步认为时移地震差异主要来自含气饱和度的变化。

图 7(Fig. 7)

图 7 单动态参数变化引起的时移地震振幅差异 a 压力下降8 MP; b 含气饱和度下降30%

此外, 我们还需要分析孔隙压力和含气饱和度对地震响应的综合影响。L气田仅于2006年进行了第一次三维地震数据采集, 因此可以以数值模拟起始时间点(2010年)的正演响应数据作为基础数据, 各个时间点的正演响应作为监测数据, 并进行差异计算得到各个时间的理论时移地震响应差异。图 8为L气田2020年与2010年的合成地震差异空间分布。由图 8可见, 差异分布呈环形。由于断层的封堵作用, 未开发断块区域的孔隙压力与含气饱和度均未发生较大的变化, 所以未观察到明显的时移地震差异。开发程度较低的断块, 气水替换的区域少, 其时移地震差异也相应较小。由于水未运移到构造高部位, 并且压力变化也相对较小, 因此也观察不到差异。图 8所示的地震响应差异分布特征与气水替换的分布特征(图 3b)基本一致。气水替换位置处的地震响应差异为负, 且气水替换程度较高时时移地震差异绝对值也较大。因此L气田比较明显的时移地震响应差异主要受含气饱和度变化的影响。图 9为L气田各井的时移地震响应振幅随时间变化规律。时移地震响应变化的规律可以分为两个阶段: 快速变化期和平稳期。快速变化期对应于含气饱和度变化较快阶段, 当达到束缚水饱和度时, 进入平稳期。其变化规律与含气变化规律(图 6)基本一致。因此, 进一步证明了L气田的时移地震差异主要来自于含气饱和度的变化。由实际井及虚拟井的时移地震响应变化规律分析得知, 低部位的时移地震差异在2018年前后已经进入平稳期, 大部分高部位区域在2022至2024年进入平稳期。从时移地震差异变化大小看, 2022年前后可进行时移地震采集。

图 8(Fig. 8)

图 8 L气田2020年与2010年合成地震差异空间分布

图 9(Fig. 9)

图 9 L气田各井的地震响应振幅随时间变化规律 a 实际井数据; b 虚拟井数据

信噪比是衡量地震资料好坏的一个重要参数, 地震资料的信噪比越高, 地震资料品质越好, 处理结果就越可信。因此, 信噪比无论是对处理人员还是解释人员都有一定的参考价值。在油气田开采开发过程中, 储层的流体性质及孔隙压力会发生一系列的变化, 从而造成地震响应的变化。这种地震响应变化能否被监测到是是否进行时移地震的前提。在理想的无噪声情况下, 可以很容易识别该地震响应变化, 再利用振幅差异的特点来确定油气水替换的分布状态。但实际地震记录中往往会存在噪声, 无论采用何种处理手段, 都只能在一定程度上提高信噪比, 而不能完全消除噪声。噪声的存在会直接影响油气藏地震监测的效果, 因此需要对监测数据与基础数据的地震响应差异进行信噪比分析, 以评判对时移地震差异影响的门限值。

我们首先对L气田叠前时间偏移基础测线数据进行了信噪比影响分析。图 10为L气田三维叠前时间偏移结果中的一条基础测线剖面, 从该剖面看其构造清晰。计算得到实际基础地震资料的信噪比约为14, 换算成噪声占比约为6.7%, 可知该地震资料信噪比较高。

图 10(Fig. 10)

图 10 L气田基础测线时间偏移剖面

我们在假定L气田气藏中仅存在孔隙流体和孔隙压力发生变化的情况下, 将2020年合成监测数据与基础数据进行差异求取生成时移地震响应差异, 并在该地震响应差异的基础上加入噪声进行时移地震差异信噪比影响分析。图 11为不同噪声占比的时移地震差异剖面。从图 11中可以看到, 无噪声时, 差异主要分布在气水替换位置, 并且比较明显; 当噪声在时移地震差异中占比低于45%时, 可以观察到明显的时移地震差异, 此时地震差异可以用来反映孔隙流体的动态变化; 当噪声占比超过45%后, 对于弱时移地震差异位置影响较大, 使得差异很微弱, 此时利用时移地震差异很难揭示储层内孔隙流体的动态变化。经过上述信噪比分析可知, 只有当噪声在时移地震差异中占比低于45%时, 时移地震差异才具有实际意义。

图 11(Fig. 11)

图 11 不同噪声占比的时移地震差异剖面 a 不含噪声; b 噪声占比为20%; c 噪声占比为45%

从油藏动态参数递减趋势规律分析、时移地震变化规律分析以及信噪比影响分析等3方面对L气田时移地震采集时机的可行性进行了综合研究, 得到以下几点认识及结论。

1) L气田边水能量较强, 气藏整体孔隙压力下降幅度较小且下降平缓。在构造低部位气水替换比较完全且替换速度较快, 替换后达到平稳状态。在构造高部位气水替换程度低, 含气饱和度基本没变化。整体分析认为, 孔隙压力和含气饱和度下降幅度较小的区域存在较大的挖潜潜力。

2) 由实际井及虚拟井的时移地震响应变化规律分析可知, 低部位的时移地震差异在2018年前后进入平稳期, 高部位区域在2022年前后进入平稳期。因此, 从时移地震差异变化规律来看, 2022年前后为最佳的时移地震采集时期。

3) 信噪比分析可知, 当噪声在时移地震差异中占比低于45%时, 可以观察到明显的时移地震响应差异, 此时地震响应差异可以用来反映孔隙流体的动态变化。通过在时移地震正演过程中叠加随机噪声的方式, 可以有效模拟出噪声对时移地震差异检测的影响, 从而指导实际时移地震差异解释。