海上油田时移地震技术适用条件及应用前景＊

李绪宣 胡光义 范廷恩 范洪军 王宗俊 高云峰 张晶玉

（中海油研究总院 北京 100028）

李绪宣，胡光义，范廷恩，等.海上油田时移地震技术适用条件及应用前景［J］.中国海上油气，2015，27（6）：48-52.

时移地震技术是预测剩余油分布的重要手段［1-2］，已在全球140多个油田得到应用［3］，并取得了较好的应用效果和经济效益。该技术目前在我国有一定的发展和应用［3］，但还未达到工业化应用程度。纵观国内外时移地震技术的发展和应用案例，成功的关键不仅取决于时移地震处理和解释技术，更取决于靶区的选择。相比我国陆上和国外海上许多时移地震靶区，我国海上时移地震靶区选择及应用面临更多的困难。海上油田开发具有高投入、高风险、高回报的特点，时移地震技术的应用会更多的考虑经济性，同时海上油田时移地震的非重复性问题使其应用更加复杂，因此探讨海上油田时移地震的适用条件，做到合理选区至关重要。

对于时移地震的可重复性和可探测性，目前国内外已有比较成熟的认识［4-6］，但对于海上油田时移地震的非重复采集和可探测性方面仍须进一步探讨，以更好地从储层的非均质、流体黏度和开发方式等方面建立起与时移地震可探测性的关系［7-9］。笔者根据陆上油田时移地震的研究经验，结合西江24-3油田西江24-1区时移地震的应用效果，通过对比已有的几个成功案例，探讨海上油田时移地震成功应用的关键因素及靶区选取原则，以期为时移地震技术在海上油田的进一步推广应用提供借鉴。

1 西江24-3油田西江24-1区时移地震应用情况

西江24-3油田西江24-1区位于中国南海珠江口盆地北部坳陷带惠州凹陷南缘，其构造是一个在主断层控制下的逆牵引背斜，油区范围内无断层发育；储层属于海相辫状河三角洲沉积，平面分布连续性好，储集空间为孔隙型，主要孔隙类型为粒间孔，孔隙度为15%～25%、渗透率为50～500 mD，为中孔中渗储层。该油田以边水油藏为主，埋藏深度为2 005～2 783 m；地面原油密度为0.819～0.856 g／cm3，地下原油黏度为1.63～3.02 mPa·s，饱和压力为0.45～0.63 MPa，原始气油比为1.099～1.407 m3／m3。

西江24-1区利用天然能量开发，1997年6月正式投产，单井平均初产599.99 m3／d，2005年达到产量高峰，目前含水率为98.0%，采出程度34.32%。该油田2007年综合递减率达54%，油区出现严重欠产，进行开发调整势在必行。

1.1 时移地震采集及处理概况

西江24-1区分别于2003、2013年进行了三维地震采集，两次采集参数差异较大（表1）。针对非重复采集时移地震资料一致性差、时移地震差异受采集等非油藏因素影响大及静态精细地质油藏研究需要高保真、高信噪比、高分辨率的地震资料等难题，研发了多项配套技术，通过一系列的技术研发、集成和流程应用，大幅提高了两次地震资料的一致性，进而有效改善了油藏范围内时移地震差异的可解释性和可靠性。

表1 西江24-1区两次地震采集参数对比表Table 1 Comparison of seismic acquisition parameters in Xijiang 24-1 area

1.2 时移地震应用效果

西江24-1区时移地震差异来源于两次反演波阻抗数据体的求差。时移地震差异负异常为水驱替油的响应特征，时移地震负异常越显著，水驱替油的效果越好，驱替的厚度越大。根据静态、动态认识，对西江24-1区10个主要单元时移地震差异进行综合分析，取得了非常理想的效果。本文以H11单元时移地震效果为例进行阐述。

H11单元剩余油分布主控因素是沉积相和构造高部位。该单元储层为水下分流河道，可细分为3期，北西—南东方向延伸，向东南方向不断进积，表明储层优势渗流通道方向以北西—南东方向为主。该单元7口生产井分布在构造高部位，目前采出程度44.5%，测井水淹层解释表明单元中部夹层发育，夹层下部水淹程度较高，夹层上部油层基本未水淹。平面上，边水以南北两侧推进为主，东西两侧较弱；调整井位于东西两侧，相对有利。沿优势渗流通道方向，时移地震差异分布呈南北宽带状，表明整体水淹较强；在东侧与西部高点、优势渗流通道侧翼和构造高部位，时移地震变化相对较弱（图1），表明水淹较弱，剩余油富集。结合地质分析，认为西侧高点和东侧局部高点剩余油富集。

图1 西江24-1区H11单元时移地震差异平面图Fig.1 Time-lapse seismic attribute difference of reservoir H11 in Xijiang 24-1 area

H11单元2口新钻井与时移地震预测结果基本一致：B1井证实水淹较强，几乎全段水淹（图2a）；B2井证实中下部水淹，上部有6 m左右剩余油层（图2b）。

图2 西江24-1区B1、B2井测井解释成果图Fig.2 Log interpretation results of Well B1 and B2 in Xijiang 24-1 area

H11单元东部高点位置时移地震差异较弱，表明该局部高点剩余油富集，静态研究认为该位置夹层发育，剩余油分布受构造高和夹层共同控制，与时移地震认识相吻合。由于该高点周围时移地震差异变化较大，表明周围水淹程度较强，若在高点部署开发井，则稳产时间较短。在油田综合调整过程中，B8 H井部署在时移地震基本未变化区域内部，同时位于构造局部高点。图3为该井生产情况，投产初期日产油400 m3，含水率小于5%；稳产15 d后含水率上升，达到25%以上，日产油220 m3左右；目前该井含水率为58%，日稳产油190 m3，生产动态与时移地震认识相吻合。

实践表明，西江24-3油田西江24-1区时移地震取得了非常好的效果。

图3 西江24-1区B8H井产量图Fig.3 Production curves of Well B8H in Xijiang 24-1 area

2 海上油田时移地震适用条件

纵观国内外时移地震成功应用的案例，不难发现时移地震靶区的选择不仅要考虑原油黏度、构造、储层等，而且要考虑油藏的开发方式，更要考虑经济效益。因此，通过成功案例分析探讨时移地震成功应用的关键因素并制定靶区选取原则，对于时移地震技术在海上油田的推广应用尤其重要。

2.1 关键因素

近年来，中国海油在国内外开展了一系列时移地震技术的攻关及应用研究，时移地震技术应用于绥中36-1油田、西江24-1区、西非AKPO油田达到了预期的效果。对比这3个油田的油藏地质条件、开发方式等，发现西非AKPO油田为深水浊积砂岩，储层发育，原油黏度最小，油品最好，注水开发时移地震差异明显；西江24-1区为海相砂岩储层，原油黏度仅次于AKPO油田，天然能量开采，水洗油后时移地震差异明显；绥中36-1油田为河流相储层，原油黏度相比AKPO油田、西江24-1区要大，注水开发时移地震效果差。综合以上认识，在海上时移地震的特殊应用背景下，认为海上油田时移地震技术成功应用的首要关键因素是原油黏度，其次是开发方式和埋深、构造及储层等。

轻质油油田水驱油效率较高，油层水洗后含油饱和度非常低，并且水洗较均匀（图4），时移地震差异明显，有利于油藏监测；而稠油油田水驱油效率较低，油层水洗后含油饱和度仍然较高，水洗不均匀，在强注强采的开发条件下易出现水洗层与剩余油层互层现象，时移地震差异不明显，不利于油藏监测。

图4 西江24-1区1X井-A24ST1井-A14ST2井-A24ST2井连井剖面图Fig.4 Cross-Well section of Well 1X，A24ST1，A14ST2 and A24ST2 in Xijiang 24-1 area

海上油田主要采用注水开发或天然能量开发。对于注水开发的油田，油水之间的压缩系数差异大，有利于时移地震的监测。但对于采用边底水天然能量开采的油田，由于水驱油过程比较温和，剩余油基本上分布在构造顶部、油层上部和平面相对低渗区，更利于时移地震监测。因此，海上油田时移地震靶区应首选天然能量开发油田，其次选择注水开发油田。

2.2 靶区选取原则

研究认为，适于海上油田时移地震应用的理想条件是：储层孔隙度要大，在25%以上；储层岩石疏松，埋深相对较浅，厚度大；地震资料品质好；轻油藏或气藏水驱；重油油藏热采。相反地，不适于海上油田时移地震应用的条件是：储层孔隙度小于15%；硬岩石或碳酸盐岩储层，埋深大于3 000 m；地震资料品质差；重油注水。

结合已有研究认识及绥中36-1油田、西江24-1区、AKPO油田时移地震的实际应用历程，认为我国海上油田时移地震适用条件为油田应具备轻质油藏、天然能量或温和注水开发及相对简单的地质油藏条件。

3 海上油田时移地震应用前景

非重复时移地震技术在西江24-3油田西江24-1区取得了成功应用，开拓了利用地震技术进行油藏监测的新途径。通过近年来的时移地震技术攻关研究，中国海油目前在非重复时移地震选区、采集、处理和解释技术等方面均取得了重大突破，但并不是所有海上油田都适合开展非重复时移地震技术的应用，靶区选取要慎之又慎。

渤海新近系储层普遍埋藏较浅，深度在700～2 000 m之间，多为曲流河-浅水三角洲沉积，成岩作用较差，砂岩疏松，储层物性好，平均有效孔隙度较高，储层岩石体积模量较低（大多在10以下）。虽然这些地质条件有利于时移地震进行，但是原油密度大，多属稠油，流体体积模量较高，油田多采用注水开采，原始流体与水的体积模量相差较小，原油预计采收率比较低，油水替换后流体体积模量变化比较小，地震正演模拟的反射系数变化也比较小，不利于时移地震技术的实施。另外，该地区储层厚度较薄，断层发育，进一步增加了时移地震应用的难度。总之，渤海地区时移地震技术的应用还需进一步的攻关研究。

珠江口盆地主要储层是珠江组的海相砂岩和生物礁及滩灰岩，埋藏深度在1 000～3 000 m 之间，储层物性与渤海有较大差异，平均孔隙度为16.2%～30.2%，原油密度为0.789～0.934 g／cm3，大多属轻质油，储层岩石体积模量中等，流体体积模量中等，原油采收率较高，开采时间也较长，油水替换后流体体积模量变化比较大，流体压缩系数变化也适中，时移地震技术应用条件较好。但是，该地区生物礁及礁灰岩油气藏开展时移地震技术难度较大，须进行深入研究。

莺琼盆地主要是天然气藏，发育有三角洲、浊流、浅滩、浅海等多种类型储集体，储层物性好、厚度大，单层砂岩厚度一般为1～31 m，孔隙度一般为8.5%～32.8%，储层埋深1 400～3 800 m，因此在该地区开展时移地震监测水侵和气藏变化是可行的。

4 结论与建议

1）西江24-3油田西江24-1区时移地震技术应用取得了很好的效果，表明在海上油田应用该技术预测剩余油分布是可行的。但是，并非所有海上油田都适合开展时移地震技术的应用，靶区选取尤其重要。我国海上非重复时移地震适用条件是油田应为轻质油油田，最好是天然能量开发，其次是温和注水方式开发，同时要具备相对简单的地质油藏条件，如储层厚度较大，连续性和物性好。

2）我国海上油田时移地震应用前景分析表明，渤海新近系储层时移地震技术应用的风险较大；珠江口盆地应用时移地震的条件较好，但生物礁及礁灰岩油气藏开展时移地震技术难度较大，必须要进行深入研究；而莺琼盆地开展时移地震监测水侵和气藏变化是可行的。

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