海上时移地震关键技术研究与应用*

朱振宇 王小六 何洋洋 桑淑云 李丽霞 刘志鹏 陈剑军

（中海油研究总院有限责任公司 北京 100028）

随着地球物理技术的发展，基于时间延迟的地球物理探测技术已经成为观测、监测、验证和预测复杂地下油气藏变化的有力手段［1］。时移地震技术源于20世纪70年代中期，该技术利用同一地方不同时间采集的两次地震资料的差异来识别地下油藏的信息，通常用来判定剩余油的分布，描述注入开采流体的前缘，指示渗透率的横向变化，刻画断层的封堵能力等，从而优化开发井的部署和开采设备的设计，最大程度地提高油田的采出程度，延长油田的生命周期。随着时移地震技术的广泛应用，它已成为油田的技术主流，而且与陆地相比，在海上更适合开展时移地震技术的应用，如挪威国家石油公司海上75%以上的油田都开展了时移地震研究或实施工作，并见到了较好的市场应用效果和经济效益［2］。

时移地震数据采集目前由间隔性的拖缆地震数据采集向数据采集频次更高的海底电缆、OBN等连续性采集方式以及更稳定的光纤检波器发展［3］，利用稀疏随机采样来恢复完整观测信息的压缩感知采集技术将极大地降低时移地震采集的成本［4-5］。时移地震处理已经能够实现海底电缆或海底节点地震资料与常规拖缆地震资料的一致性处理［6］。时移地震资料处理需要考虑两次或者多次地震资料的一致性，如两次潮汐引起的基准面差异等［7］。联合两次地震资料可以提高成像的质量，如时移地震速度分析利用两次数据的差异作为约束，将有效提高速度反演的精度［8-9］。时移地震解释利用更加鲁棒的地震时差［10］来估计开采造成的地层变形，刻画油藏的变化情况等。基于时移地震差异的直接阻抗反演方法，可以简化反演的过程，提高时移地震反演的精度［11］。时移地震的信号差异主要由地下油藏的含油饱和度变化和压力变化引起，建立常规三维及四维地震属性和油藏参数之间的映射关系可以实现两者的定量预测［12］，而机器学习方法展示出解决复杂地质条件问题以及时移地震叠前叠后大数据多属性处理的能力［13］。

与国际相比，国内在时移地震的实际应用方面存在明显差距，目前时移地震还未达到工业化应用的程度。中国海油“十五”期间在时移地震可行性分析、地震互均衡处理技术以及综合解释技术等方面开展了系统研究，并先后在绥中36-1［14］、东方1-1［15］、涠洲12-1等油气田开展了时移地震技术的应用试验。2008年，开展了中国近海在生产油气田的时移地震可行性分析研究［16］。2013年，在珠江口盆地西江24-1油田开展了时移地震技术应用，剩余油预测结果为开发井的井位部署提供了有力支撑［17］。

本文以珠江口盆地西江24-1油田为例，介绍了海上时移地震可行性分析以及时移地震资料采集、处理、解释等关键技术及其应用成效。基于时移地震的西江24-1油田剩余油预测结果与新钻井结果吻合良好，证实了海上时移地震技术的有效性。

1 时移地震可行性分析

时移地震可行性分析就是考察什么样的油藏才能实施时移地震，这主要看该油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。时移地震可行性分析包括技术和经济两个方面，主要包括油藏地质条件分析、岩石物理条件分析和地震条件分析。

1.1 油藏地质条件分析

西江24-1油田位于我国南海珠江口盆地北部坳陷带惠州凹陷南缘，为低幅度构造油藏，储层为三角洲平原和三角洲前缘沉积，横向分布连续性好。该油区范围内无断层发育，储层孔隙度15%～25%，渗透率50～500 mD，属中—高孔渗［18］。

西江24-1油田储层的溶解气油比低，为1.099～1.407 m3／m3，饱和压力为0.45～0.63 MPa，相比油藏的孔隙压力而言，泡点很低，不会有气体溢出，故后续可以只分析油水相对变化对时移地震信号的影响。油藏具有很强的天然能量，压力能基本保持恒定，故时移地震信号的变化主要来自含油饱和度的变化。

1.2 岩石物理条件分析

岩石骨架条件和流体条件是时移地震岩石物理分析的重要因素。低骨架弹性特征是时移地震应用的首位必要条件［19］，干岩石体积模量是描述骨架条件的重要参数，具有低骨架弹性特征的岩石孔隙流体改变能引起地震特征的明显变化。孔隙流体压缩系数的明显差异是时移地震应用的第二位必要条件，压缩系数的明显差异通过速度和密度的改变反映到地震特征的变化上。

图1是西江24-1油田岩石骨架及流体参数与其他油田的计算结果对比。油田A（图1a）具有目标层浅和重油的特征，目标层段干岩石体积模量平均为5.29 GPa，流体体积模量平均为1.86 GPa；油田B（图1b）具有目标层深和轻油的特征，干岩石体积模量平均为17.18 GPa，流体体积模量平均为0.82 GPa；西江24-1油田（图1c）岩石骨架体积模量平均为16.57 GPa，表明该油田岩石骨架具有一定的成岩作用，储层流体体积模量平均为1.43 GPa，性质中等。

图1 时移地震岩石骨架及流体参数计算结果对比Fig.1 Comparison of time-lapse rock matrix and fluid parameter calculation results

1.3 地震条件分析

油藏开发引起3%～5%的阻抗变化是时移地震可识别的门槛值。时移地震差异预测要在时移地震采集前进行数值模拟，通常是基于Gassmann方程，通过等间隔含油饱和度变化开展流体替换模拟，流体替换结果显示出水驱油前后的纵波速度变化，再结合密度计算结果，进一步计算不同含油饱和度变化状态下的阻抗变化值。

基于测井数据的地震响应模拟是时移地震可行性分析的常用手段，但其无法反映油藏的空间变化。为进一步提高西江24-1油田的时移地震可行性评价精度，引入基于油藏数模的三维时移地震模拟，充分利用油藏动态和静态参数建立地质模型和油藏数值模型，进一步估算不同开发阶段的弹性参数变化。通过三维正演模拟得到了开发前后的地震记录（图2a、b），并计算了振幅差异和目的层沿层波阻抗差异数据（图2c、d）。西江24-1油田主要产层的波阻抗差异达到了6%以上，高于可监测门槛值，表明西江24-1油田具备开展时移地震应用的条件。

2 时移地震资料采集

时移地震资料采集的一致性越高，时移地震数据差异的可解释性越强。地震采集的方向与航向、炮检距、拖缆羽角、炮点及检波点深度、检波器耦合、由于平台等障碍物引起的覆盖次数差异、海平面、海况、涌浪噪音、海水温度及含盐度等因素都会对时移地震采集的一致性产生影响［20］，因此优化时移地震基数据的采集航线设计、平台作业区采用双船方式进行补炮作业、控制地震拖缆的羽角保持一致、实施时移地震监测数据的高冗余度采集等方式都是提高时移地震采集一致性的有力手段。

西江24-1油田以2003年4缆采集的三维地震数据为基数据，在2013年开展了10缆时移地震三维监测数据的采集（图3），采集过程中最大限度地采用了和基数据基本一致的采集参数（表1）。利用2013年地震资料监测数据的高冗余度，在处理过程中可以选取与2003年4缆基数据采集中最一致的地震道信息，进一步提高两次地震资料的一致性［21］。

图2 西江24-1油田基于油藏数模的三维时移地震流体替换模拟Fig.2 XJ24-1 oilfield 3D time-lapse fluid substitution modeling based on reservoir numerical simulation

图3 西江24-1油田时移地震数据冗余采集设计Fig.3 XJ24-1 oilfield time-lapse seismic redundancy acquisition design

表1 西江24-1油田时移地震采集参数Table1 XJ24-1 oilfield time-lapse seismic acquisition parameters

3 时移地震资料处理

3.1 叠前一致性处理

时移地震资料处理是两次或者多次地震资料协同处理的过程。西江24-1油田时移地震叠前一致性处理除了包含常规的保幅处理方法外，还增加了潮汐校正、船速校正、子波匹配、一致性抽取、针对相位Q补偿等针对性的关键处理手段，最大程度地保持两次地震数据的一致性，进而建立起优化的时移地震处理流程（图4）。

母液循环套用时，作为起催化作用的甲醇钠不加或者减少加入量是否对产品的收率有一定的影响？在保持其他反应条件不变的前提下，逐步增加甲醇钠的量，观察收率与含量的变化，如表4所示。

图4 西江24-1油田时移地震一致性处理流程Fig.4 XJ24-1 oilfield time-lapse seismic co-processing workflow

1）潮汐校正。时移地震潮汐校正是消除两次地震资料每条航线由于潮汐的周期变化引起的地震波传播走时的差异，利用工区潮汐表给出的潮差进行校正。潮汐表潮差目前给出的都是整点数据，将整点数据通过插值精确得到每一炮点的潮差，进而可以基于单炮进行消除［22］。尽管西江24-1油田工区内的潮汐量较小，但是经过潮汐校正处理后，剖面横向局部同相轴连续性变好，校正前后归一化均方根振幅（NRMS）值由0.5123变为0.5049，表明两次地震资料的一致性增强。

2）船速校正。海上拖缆地震数据采集时，采集船的移动会使接收电缆随之移动，采集过程中发生的接收点位移会使成像剖面产生与采集船航向相反的偏离［23］，这种检波点位置的差异会随着水深和偏移距的增加而增加。在船速校正过程中，利用样条插值、f-k插值等方法计算船速校正后的地震信号，有效消除了两次地震资料由于采集船的移动引起的检波器的位置差异，西江24-1油田船速校正前后NRMS值由0.5049变为0.5030。

3）子波匹配。震源气枪阵列单枪类型、单枪容量及阵列布局的差异，震源及检波器沉放深度的差异，以及海况的不同都会引起震源子波的形态、主峰值、峰峰值以及震源子波频谱的差异。针对两次资料采集地震震源参数不同的问题，通过震源子波的匹配，提高时移地震采集地震子波能量、相位及频率的一致性。以单次地震子波为标准，构建滤波器，实现监测数据和基数据的子波匹配。西江24-1油田子波匹配前后NRMS值由0.503变为0.492。

4）一致性抽取（道编辑）。时移地震两次采集观测系统、采集参数的不同会导致采集面元地震信息的差异，通过确定一致性抽取准则进行面元内相同地震道的选择和不一致地震道的去除，可以获得最匹配的面元地震道。西江24-1油田基于2013年10缆地震资料采集的高冗余度，选取与2003年4缆地震资料中一致性的地震信息，抽取过程中考虑的一致性因素有炮点位置、检波点位置、面元中心点位置、方位角大小和采集方向等因素，实现了一对一的面元和一对九的面元抽取方法［24］，面元一致性处理后同一面元内的两次地震数据的炮检点位置差异更小，偏移距（如图5a、b）和方位角（如图5c、d）的分布更均一，NRMS值由0.477 0变为0.465 3。

5）针对相位Q补偿。如果两次地震资料的主频不同，大地吸收导致的地震相速度的差异会引起地震相位的改变。针对相位的吸收补偿技术，在特定衰减模型的基础上通过反演实现相位衰减补偿，可以有效消除两次地震资料由于大地吸收引起的地震信号的相位差异，该项技术可以用于叠后进行相位校正。基于反Q滤波的相位校正技术是通过求取地下介质Q值模型，从Futterman黏弹介质吸收衰减频散方程出发，反推出只含相位校正的公式，此方法与Stolt偏移相似，采用级联常Q补偿的方法，开时窗逐级向下计算，每次补偿Q值的一段。西江24-1油田相位Q补偿前后NRMS值由0.466 8变为0.454 0。

6）叠后匹配滤波处理。通常海上地震数据振幅变化超过2%或者地震频带中的任何频率成分的相位变化超过10°，都需要进行全局匹配滤波处理［25］。叠后匹配处理依次进行能量匹配、频率匹配、时差校正和匹配滤波处理［26］。匹配滤波处理进一步消除了非油藏变化因素带来的时移地震资料的差异，使得油藏范围内的地震差异更突出。在匹配滤波过程中选取全区稳定的标志层为参考数据，把标志层段的同相轴子波进行系统地匹配校正，然后把滤波算子应用到油藏变化范围内。西江24-1油田叠后匹配滤波处理前后NRMS值由0.454变为0.090。

图5 西江24-1油田时移地震一致性抽取前后偏移距和方位角对比Fig.5 XJ24-1 oilfield offset and azimuth comparison before and after time-lapse co-extraction

图6 展示了西江24-1油田2003年和2013年时移地震一致性处理的结果，可以看到非油藏（1.7 s以浅）变化残差较小，时移地震差异主要集中在开发的油藏段（1.7 s以深），较好地反映了油藏的动态变化。由此可见，时移地震处理关键技术的应用能够减少目的层范围之外时移地震能量的泄露，有效提高时移地震资料的一致性。

3.2 处理过程质量控制

在时移地震资料处理过程中，对每个步骤的处理结果都要进行严格质控，通过统计地震数据中标志层的一致性值和相关性值，作为时移地震资料处理过程的质量控制标准。一致性通常用NRMS值来度量，如式（1）所示，其中xi表示N个样点时窗中的第i个样点。NRMS值是将非油藏变化范围内数据差的均方根振幅进行归一化，除以基数据（base）和监测数据（monitor）的均方根振幅平均值，描述的是两次地震数据之间的差异性。NRMS值越小，说明时移地震资料的一致性越好。

一致性用NRMS值来度量时，也可以同时考虑相关性PRED值，如式（2）所示。PRED值是将时间窗内两次地震数据互相关值的平方和除以基数据（base）和监测数据（monitor）自相关值的乘积和，计算的是两次地震信号之间的相关性。

西江24-1油田时移地震资料处理中，NRMS值的下降和PRED值的上升趋势表明整个处理过程是合理的（图7）。

图8展示了西江24-1油田应用一致性抽取技术后，沿层NRMS值较抽取前整体下降，同时均匀性明显改善。

图6 西江24-1油田时移地震一致性处理后的两次地震剖面及差异Fig.6 XJ24-1 oilfield time-lapse seismic data and difference after time-lapse co-processing

图7 西江24-1油田时移地震一致性处理过程质量控制Fig.7 XJ24-1 oilfield time-lapse seismic co-processing quality control

图8 西江24-1油田一致性抽取前后沿层NRMS值对比Fig.8 XJ24-1 oilfield horizon NRMS value comparison before and after time-lapse co-extraction

4 时移地震资料解释

时移地震解释以时移地震差异为基础，综合地质、油藏、岩石物理、测井等多学科、多专业信息，综合分析研究油藏在生产过程中的动态变化，从而获得更合理、可靠的流体变化信息，有效降低多解性，为进一步寻找剩余油、确定加密井位置、优化开发方案提供有力依据。时移地震资料解释通常分为时移地震基本解释和时移地震扩展解释两类。

4.1 时移地震基本解释

1）地层变化分析。时移地震主要研究储层流体变化和压力变化引起的地震振幅和走时变化，这种变化通常是在目的层上覆层没有影响的前提下。但是油田开采如果引起上覆层的下沉，后续的解释结果就会受到地层下沉引起的地震信息变化的影响。因此，对覆盖地层变化的调查分析是时移地震解释的首要工作，利用西江24-1油田时移地震前后两次数据的近远偏移距相对走时时差来求取厚度、速度的相对变化，进而判断覆盖层的变化情况［27］。

2）定性解释。传统的三维地震解释方法主要针对地质层位即地震反射界面的解释。但是相对地震的主频而言，目前的油气储层大多为薄层，地震反射界面和实际地质层位不能很好地吻合。同传统的地震解释方法不同，时移地震两次地震信号的差异反映的是油水替换的变化，主要集中在两个反射界面的内部。应用±90°相移技术，将油藏变化引起的时移地震差异集中在储层内部，可以减少地震旁瓣的影响，提高时移地震储层差异的识别能力。图9是西江24-1油田时移地震差异的基本解释结果，图中蓝色代表水驱引起的时移地震数据差异，绿点代表生产井，可见水驱结果和井上的生产动态具有很好的一致性。

图9 西江24-1油田时移地震差异的定性解释Fig.9 XJ24-1 oilfield time-lapse seismic difference qualitative interpretation

3）定量解释。时移地震振幅和走时差异的变化是含油饱和度与压力的变化共同引起的，含油饱和度的降低和孔隙压力的降低都会引起地层速度和密度的增加［28］。基于岩石物理分析，可以建立压力和含油饱和度变化与地震信号变化之间的关系，将二者的影响分离，预测出含油饱和度的变化，从而实现时移地震资料的定量解释。西江24-1油田含油饱和度从65%降到20%时，反射系数增大0.008 347，变化率为5.18%；当压力下降0.5 MPa时，所引起的反射系数变化约为饱和度变化引起的反射系数变化的6%，说明含油饱和度变化引起的地震振幅变化远大于压力变化带来的影响。

4.2 时移地震扩展解释

1）模型与实际对比。实际时移地震差异和基于油藏数模差异的对比是时移地震解释的重要途径。通过三维正演模拟可以得到基于油藏数模的开发前后的三维地震记录和相应的差异体，并与实际时移地震差异进行对比。图10是西江24-1油田模拟地震差异与实际地震差异的对比，可以看出，基于油藏数模的差异结果和实际地震数据的差异具有较高的相似度，由此可以证明实际资料的时移地震处理结果能够反映油藏参数的变化，满足后续时移地震解释的需求，时移地震的差异可以作为约束去更新油藏数模。

2）油藏模型的更新。油藏数模具有多解性，解决这一问题的办法就是利用时移地震的数据差异作为约束，更新油藏数模的结果，从而实现时移地震和油藏数模的有效结合。如图11所示，西江24-1油田时移地震差异结果有效地指导了新钻井的井位部署，图中红色区域为目的层由水驱引起的阻抗增加区域，红点为在剩余油区域部署的一口加密水平井，该井钻探结果进一步证实了剩余油预测结果的有效性。

图10 西江24-1油田基于油藏数模的模拟地震差异（a）和实际地震差异（b）的对比Fig.10 XJ24-1 oilfield time-lapse seismic difference comparison between modeling（a）and real data（b）

图11 西江24-1油田时移地震剩余油预测结果Fig.11 XJ24-1 oilfield residual oil prediction based on time-lapse seismic difference

5 结束语

中国海油经过15年的研究和积累，形成了时移地震可行性评价技术（包括油藏地质条件分析、岩石物理条件分析和地震条件分析等）以及潮汐校正、船速校正、叠前道集的一致性抽取、针对相位的Q补偿、匹配处理等时移地震处理关键技术，建立了海上时移地震一致性处理流程和质量控制体系以及包括时移地震时差分析、±90°相移、剩余油饱和度和压力分离等时移地震差异解释技术体系。

海上时移地震技术在西江24-1油田的应用，有效地提高了该地区时移地震资料的一致性，时移地震差异的可解释性和可靠性，为剩余油分布预测和井位优化提供了有力支持，极大地推动了时移地震技术的进步与发展。

时移地震技术具有广阔的技术发展空间和技术应用领域。随着油气勘探向深水的转移，越来越多的时移地震资料采集在超过1 000 m水深的区域进行，这也为时移地震带来了新的挑战和机遇。今后，进一步提高时移地震的规划性，并将时移地震纳入油田管理，将更有利于提升时移地震解决实际问题的能力及效果。