时移岩石物理图版在时移地震定量解释中的应用

胡宇霆

中联煤层气有限责任公司，北京朝阳100015

引言

时移地震是利用不同时期采集地震资料之间的差异来检测油气藏开发过程中流体场、压力场和储层物性的变化，进而指导油气田的管理和开发调整，以提高油气田采收率和开发效益的一项技术[1-3]。

自20 世纪80 年代初期，时移地震提出以来，经历了若干个过程，从早期的检波器几何位置的绝对重复到三维地震数据的重复采集，学者们开发了许多处理、分析和解释技术，并对采集方式提出了相应的建议[4]。进入21 世纪后，有学者提出了E-Field 概念，即在油藏开发初期，就在油藏对应的地表和井中安置检波器，并在不同时间，在与油藏对应的位置进行地震激发，这样就构成了真正的四维数据[4]。目前，业界公认的时移地震可行性的标准为储层孔隙度大于15%时，纵波阻抗的差异大于3%[5]。时移地震数据经过处理后，进行差异求取可以确定对应油藏的地震响应变化[6]。如何把这些变化和油藏工程的信息结合起来去解决油藏工程中的问题是时移地震技术的关键，这方面的工作在近些年取得了很大的进展[7-8]。

目前主要的时移地震解释油气方法主要分为以下4 类：（1）人工解释法；（2）基于物质平衡的解释方法[9]；（3）基于油藏数值模拟的解释方法[10-12]；（4）叠前的分析方法[13-14]。其中，第一类和第二类方法为定性或半定量的；第三类方法是定量的，但是需要借助油藏模拟结果；第四类是定量的方法，但是对地震数据质量要求极高。因此，利用地球物理方法对岩石特性和流体分布进行定量解释依然面临许多的挑战和不确定性，难以满足经济高效部署加密井的实际生产的要求[15-16]。其主要原因在于地震信息与地下储层参数不是一一对应的，它们之间的对应关系因受岩性、物性、流体、温度和压力等各种因素影响而呈现复杂性和多解性[17-18]。

岩石物理和岩石物性是连接地震属性与储层参数的重要桥梁，也是用地震资料进行储层表征和油气检测的基础[19-20]。岩石物理解释图版是2004 年由Avseth 最先提出[21]，目前已逐渐发展成为储层和流体参数地震解释的重要工具[22-23]。岩石物理图版构建技术在储层参数反演及定量预测中已得到了广泛应用[24-25]，但在时移地震定量研究中的应用报道较少，主要原因是岩石物理解释图版侧重某一地震数据采集时间点的定量解释，而时移地震则侧重于表征地下流体的变化。

本文结合岩石物理解释图版及时移地震的优点，通过地震岩石物理分析，构建了油藏特征参数（如流体饱和度、压力等）的变化与时移地震敏感参数（敏感流体因子、纵波阻抗等）之间变化关系图版，实现了直接预测地下流体的定量变化，并将该方法应用于S 油田的实际资料，系统开展了时移岩石物理图版构建、时移地震可行性分析和剩余油厚度定量解释，研究成果可有效指导研究区生产井井位优化分析工作。

1 时移岩石物理图版定量解释的技术原理

通过筛选表征流体的敏感弹性参数，可以构建波阻抗与敏感弹性参数交会的流体解释图版，进行某一个时间状态的流体定量解释。而在时移地震的定量解释中，静态的解释图版则无法定量表征流体替换的状态和程度。

从时移地震数据获取储层中因开采而导致的饱和度和压力变化的定量信息，对于改善油气开采和油田管理具有非常重要的意义。但是，在非均质储层中，动态特性往往是在地震分辨率之下的空间上发生变化，传统的时移解释方法不能跟踪单个岩性中的流体的变化。缺少与指定时移效应相关的特定岩性信息，不利于准确预测流体。静态的岩石物理解释图版只能反映某一时间点的含水及压力状态，如果通过两次叠前反演，可直接进行敏感弹性参数的差异计算，再将此差异结果直接转化为含油的变化，从而建立了含油饱和度变化与叠前反演差异之间的直接关系，很大程度上提高对油藏动态变化的认识。

2 时移岩石物理图版定量解释的技术流程

图1 为时移基于敏感弹性参数反演属性差异的时移地震剩余油定量解释技术流程。主要包括3 部分内容：（1）基于敏感弹性参数差异的时移岩石物理解释图版构建；（2）实际时移地震敏感弹性差异百分比求取；（3）综合第一和第二成果，得到含油饱和度变化，再结合初始含油饱和度，得到剩余油饱和度分布。

图1 基于敏感弹性参数反演属性差异的时移地震剩余油定量解释技术流程Fig.1 Technical flow of time-lapse seismic residual oil quantitative interpretation based on inversion attribute difference of sensitive elastic parameters

2.1 时移岩石物理解释图版建立

步骤1：岩石物理模型选取及参数确定。

（1）确定目标区纵波速度、横波速度、纵波阻抗、横波阻抗及泊松比等弹性参数随地层深度、泥质含量、孔隙度、含水饱和度、含气饱和度及含油饱和度的变化而变化的趋势。

（2）通过对全区地震属性和油藏动态之间变化趋势的认识，对测井数据进行分析、处理，选择响应较好的测井样本点。

（3）对测井样本点数据进行统计分析与计算，求取目标区纵波速度、横波速度、纵波阻抗、横波阻抗及泊松比等属性。

（4）根据储层和流体性质，初始化选定的岩石物理模型，即初步设置岩石物理模型参数，如油藏类型、温度及油气物性等。

（5）岩石物理模型计算，对比岩石物理模型计算结果与测井样本点的差异。岩石物理模型计算主要是指利用岩石物理模型计算流体饱和情况下的弹性参数，然后，由模型计算得到声波阻抗，岩石体积弹性模量为

式中：AI——纵波阻抗，kg·m−2·s−1。

（6）判断预测纵、横波速度密度与实测样点吻合度，若吻合度不好，优化相关岩石物理模型参数直至满足预测精度为止。

步骤2：虚拟井构建，确定岩石物理解释图版纵横轴参数。

（1）构建虚拟井，该虚拟井包含一系列不同泥质含量、不同孔隙度、不同含水饱和度的测井曲线。

（2）固定其中两个变量，改变一个变量，将3 条曲线输入所选用的岩石物理模型，并采用优化后的骨架参数，预测不同泥质含量、孔隙度以及含水饱和度下的纵、横波速度以及密度。

（3）固定孔隙度及泥质含量，通过不同饱和度对应的纵、横波速度及密度值的弹性参数组合，从而确定出对含水变化较为敏感的弹性参数，即流体因子，流体因子可由式（7）计算得到

式中：

F——流体因子，m2/s2。

步骤3：形成不同孔隙度、不同泥质含量、不同含水饱和度变化差异所对应的流体因子变化率。

（1）以孔隙度为40%，泥质含量为50%，含水饱和度为0 状态为原始状态，并通过岩石物理模型正演计算得到原始状态下纵波阻抗和流体因子。

（2）进一步利用岩石物理模型正演不同孔隙度、不同泥质含量及不同含水饱和度状态下纵波阻抗和流体因子。

（3）利用（2）和（1）中流体因子求差，并除以原始状态流体因子，则得到随孔隙度、泥质含量及含水饱和度变化的流体因子变化率。

步骤4：将实测声波、敏感弹性参数变化百分比样点投影到解释图版中。

（1）构建纵波阻抗-敏感弹性参数变化百分比的图版，并将通过岩石物理，将岩石物理模型正演的不同泥质含量、孔隙度以及含水饱和度变化状态下的纵波阻抗及流体因子变化变化率投影到解释图版中。

（2）将实测纵波阻抗流体因子变化率样点按解释岩性和解释结论投影到解释图版中。

步骤5：预测样本点与实际样本点匹配分析。

判断采用优选的岩石物理模型预测的纵波阻抗及敏感弹性参数变化百分比与实测样本点匹配度，如不匹配则返回步骤1 中进一步优化岩石物理模型参数。

图2 为按照上述步骤建立的时移岩石物理动态解释图版，以饱和油的状态为初始条件，当含水饱和度逐渐上升时，敏感弹性参数的变化率也随之改变，通过叠前反演所得到的敏感弹性参数差异属性则可以根据该解释图版直接解释为含油饱和度的变化。

图2 时移岩石物理解释图版示意图Fig.2 Time-lapse rock physical interpretation map

将实测井数据及测井解释结论按砂、泥岩层及砂岩层中的油层和水层分别投影到构建的动态解释图版中，可以看到其交会点分布与构建的动态解释图版划分的区域吻合较好。

2.2 实际时移地震敏感弹性参数差异百分比求取

通过构建时移解释图版，形成含油饱和度变化值、波阻抗、孔隙度、泥质含量及敏感弹性参数变化值这几者之间的图版关系，这几者之间的相互关系是一一对应的，即当孔隙度和泥质含量分别为某一固定值时，每一个弹性参数变化都有唯一一个含油饱和度变化值与之对应。将敏感弹性参数作为反演的目标数据。通过时移地震的叠前反演，获得基础时间点和监测时间点敏感弹性参数结果，监测时间点敏感弹性参数减去基础时间点敏感弹性参数并除以基础时间点敏感弹性参数，就可以得到敏感弹性参数的变化率。

2.3 剩余油饱和度分布计算

由于时移岩石物理解释图版解释流体差异时需要孔隙度及泥质含量结果，因此，需要先进行物性反演，从而得到孔隙度和泥质含量的空间分布结果。纵波阻抗可以通过叠前反演的弹性参数组合得到，再利用已形成的时移岩石物理解释图版，直接得到含油饱和度的变化，然后将油藏开发前的含油饱和度减去含油饱和度的变化，得到剩余油饱和度在空间上的分布。进一步结合孔隙度及泥质含量空间分布结果，则可以得到剩余油层厚度空间分布结果。基于弹性参数差异的时移岩石物理解释图版定量解释技术及流程为后续岩性、物性以及流体定量解释提供了依据。

3 岩石物理图版在S 油田时移地震中的应用

3.1 油田概况

S 油田位于中国南海，典型的逆牵引背斜构造。储层为辫状河三角洲平原——三角洲前缘沉积砂岩。钻井揭示储层厚度为3.4～33.0 m，储层埋深在2 005～2 783 m，中——高孔隙度，中高渗透率。1997 年，该油田基于二维地震成果投产，利用天然能量开发，先后部署了17 口开发井。此后采集了三维地震数据（油田投产数年后采集，本次研究的基础地震数据），近些年又采集了监测地震数据，并开展了基于时移地震的剩余油分布预测和综合调整工作。

3.2 岩石物理解释图版构建

统计结果显示，研究区储层纵波速度在3 160～4 430 m/s，横波速度为1 680～2 710 m/s，补偿密度为2.120～2.470 g/cm3。测井解释含油饱和度为27.6%～86.0%；地层原油黏度为1.63～3.02 mPa·s；原始气油比在1.099～1.407 m3/m3；地层原油密度为0.772～0.819 g/cm3；饱和压力为0.45～0.63 MPa；地层压力与饱和压力差为23.41～25.73 MPa。油层温度在100.87～107.55◦C；油层压力为25.55～28.05 MPa。根据油藏温、压条件及储层和流体测井参数，计算得到储层干岩石体积模量16.57 GPa，储层流体体积模量1.43 GPa，水体积模量2.59 GPa。

利用上述岩石物理参数及构建方法，构建时移地震差异、剩余油层厚度、储层厚度、孔隙度、泥质含量以及饱和度的解释图版。

图3a 为当泥质含量为10%，孔隙度为20%时，不同原始油层厚度下时移地震差异与水淹油层与原始油层厚度百分比定量解释图版；图3b 为当泥质含量为10%，储层厚度为20 m 时，不同孔隙度条件下时移地震差异与剩余油层厚度定量解释图版。由图可知，油层厚度固定时，孔隙度越大，地震纵波阻抗响应差异越大；孔隙度固定时，油层厚度越大，地震纵波阻抗差异越大。

图3 S 油田时移地震定量解释图版Fig.3 Time lapse seismic quantitative interpretation chart of S Oilfield

3.3 岩石物理图版应用分析

（1）时移地震可行性分析

研究区S 油田已钻井证实孔隙度均大于15%，纵波阻抗差异大于3%，具备时移地震技术成功应用的条件。根据研究区S 油田的已钻资料，设定初始含油饱和度为80%，当天然能量开发到油层全部被水淹，残余油饱和度为10%时，利用构建的时移定量解释图版，可明确纵波阻抗、纵横波速度比和拉梅常数与密度的乘积在不同储层孔隙条件下的变化关系（图4）。图4 表明，研究区S 油田最敏感的流体指示参数为拉梅常数与密度的乘积，其响应变化率远大于纵波阻抗和纵横波速度比的变化率。

图4 不同孔隙度条件下油层水侵后引起的弹性参数变化对比图Fig.4 Comparison of elastic parameter changes caused by reservoir water invasion under different porosity conditions

（2）时移地震剩余油层厚度定量解释

图5 为S 油田基于上述时移地震定量解释图版预测的剩余油层厚度，图中黑色虚线范围内为剩余油富集区，圆形饼中蓝色为含水饱和度，绿色为含油饱和度。B1 井与B2 井为新钻井，钻前预测B1井油层厚度为0.13 m，实钻为0；B2 井钻前预测厚度为5.69 m，实钻为5.70 m。剩余油2 区地质储量规模满足海上一口井开发经济需求，根据预测的剩余油层厚度平面分布结果，设计B8H 生产井，钻后初产高，目前产量稳定。

图5 S 油田时移地震定量解释应用Fig.5 Application of time-lapse seismic quantitative interpretation in S Oilfield

4 结论

（1）时移岩石物理解释图版考虑了岩性、物性、流体、温度和压力等各种因素对时移地震差异的影响，提高了解释精度。

（2）敏感流体因子对于创建的时移岩石物理解释图版是否具有解释性具有决定性意义，因此，敏感流体因子筛选是构建时移岩石物理解释图版的基础和关键。

（3）通过岩石物理图版应用，将剩余油解释由定性、半定量提升到定量，研究成果有效指导了研究区生产井井位优化分析工作。

（4）该方法对降低时移地震解释多解性具有重要意义，在时移地震应用油田中具有普适性。