時移地震“相對差異法”定量預測疏松砂巖油藏含油飽和度
——以西非深海澤塔油田為例

陸紅梅，徐海，沃玉進，谷寧

（中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083）

0 引言

油田開發過程中，當水驅替油或氣、油驅替氣等流體時置換作用會使巖石孔隙內流體密度增大，地震波傳播速度會相應增大；當氣驅替油或水、溶解氣在地層內脫氣等流體置換作用也會使巖石孔隙內流體密度減小，地震波傳播速度也會相應減??；油藏開采過程中地層壓力的減小會造成巖石孔隙體積縮小，導致巖石密度增大[1]等等，這些油藏開發造成的變化，會使地層的地震波阻抗及地層間的波阻抗差發生改變，從而導致地震反射發生變化，時移地震應運而生。時移地震（又稱四維地震）是在油氣藏開發階段對剩余油氣分布進行預測的一種技術，通過對同一地區間隔一定時間再次進行地震觀測，然后對不同時間觀測的地震數據進行互均化處理，以保證資料的一致性，使那些與油藏變化無關的反射信號具有可重復性，并保留與油藏變化有關的反射信號，通過對反射信號差異分析達到對油藏開發動態監測的目的，反射信號差異大說明開發儲量動用比較多，反之則說明儲量動用少。再綜合利用油藏工程資料、巖石物理信息和地質學知識等，對油藏進行綜合動態評價，達到優化開發方案，并最終提高采收率的目的。

時移地震預測剩余油所依據的地震資料差異是不同時間地震資料之間的絕對差異，即監測地震與基礎地震之差。通過對時移地震絕對差異敏感屬性的優選，或開展時移地震彈性波阻抗反演，或結合正演模擬，綜合油田開發生產歷史等，對油藏剩余油分布進行預測[2-11]，這其中忽略了地層厚度對絕對差異的影響。筆者通過西非澤塔油田應用研究，提出了一種不受儲集層厚度影響，僅與流體飽和度變化有關的時移地震新方法。

1 澤塔油田概況

澤塔油田位于西非安哥拉西海岸下剛果—剛果扇盆地南端深海海域，水深1 500 m左右（見圖1）。油田儲集層為漸新統濁積水道砂體，主要礦物為石英，單砂層厚度為0.8～13.7 m，橫向變化大，埋深為海底以下1 500 m以內。構造為向北東方向上傾的斷鼻，圈閉類型為受構造和巖性雙重控制的復合圈閉。儲集層疏松未固結，物性好，主力產層 1#層砂體孔隙度達20%～32%；輕質原油（常溫常壓下密度為0.865 g/cm3）；注水開采，注采比為1∶1。

該油田于開發之前進行了基礎三維地震（數據體B）的采集，油田開發后又陸續采集了3期監測地震（數據體M1、M2、M3）。4期地震由同一家公司采集和處理。地震采集采用等浮拖纜技術和GPS定位控制系統，采用相同的采樣時間間隔和相同的采集面元，處理過程中采用嚴格一致的處理流程與參數，以保證時移地震數據受非油藏因素干擾最小。

圖1 澤塔油田位置圖

2 澤塔油田時移地震差異影響因素

基于澤塔油田儲集層類型、儲集層特征及開發注采比等，基本可以排除油藏開發過程中壓力、孔隙類型及孔隙度對時移地震的影響。在溫度方面，一般稠油油藏隨著開采過程中溫度的變化對時移地震會產生相對較明顯的變化[12]，澤塔油田原油為輕質原油，溫度對地震的影響基本可忽略不計。綜上，澤塔油田時移地震可排除壓力、溫度、孔隙類型及孔隙度的影響。澤塔油田的儲集層流體僅限于油和水，但這并不意味著時移地震的差異僅與油和水的飽和度變化有關。由于澤塔油田的濁積砂巖厚度一般都小于地震波調諧厚度（1/4波長），在這種情況下，反射振幅的大小與儲集層厚度直接相關。上述 4方面的影響僅針對某一固定的位置點而言，定性分析各點流體驅替是否發生是可行的，但要分析流體驅替發生的程度和定量研究剩余油分布，需有不同位置點的地震反射強度變化量之間的比較，這就必須考慮在地震“薄層”反射中最為敏感的因素——儲集層厚度，即必須去除儲集層厚度在反射強度變化量中的影響，才能最終保留源于流體飽和度變化的部分。

有關儲集層厚度與時移地震差異關系的研究較少，ALVAREZ E等在利用流體界面的延時地震振幅變化來預測剩余油飽和度技術中提出儲集層必須滿足一定的厚度[9]；鮑祥生等指出地震波平均能量差異的正、負是由儲集層地震波速度減小和增大引起的，與儲集層厚度不存在正比關系，調諧厚度內的薄層有時比厚層引起的差異要大[10]。以下本文圍繞儲集層厚度、流體飽和度兩方面開展流體置換地震正演模擬研究。

3 Gassmann流體置換地震正演模擬

3.1 Gassmann流體置換基本原理

流體置換即為從一種孔隙流體狀態下的巖石物理參數計算出另一種流體狀態下的巖石物理參數[13]，它可以反映孔隙流體對地震波速度和波阻抗的影響[14]，為四維地震研究提供了正演模擬及定量分析工具[13]。流體置換通常采用基于wood方程的Gassmann流體置換方法[13]。Gassmann方程是巖石彈性物理研究的重要理論工具，它建立了巖石體積模量、孔隙度、孔隙流體的體積模量、巖石骨架的體積模量、造巖礦物的體積模量之間的關系，是溝通巖石物性參數與地震參數的橋梁[14]。Gassmann方程如下：

飽和巖石的壓縮率可以近似表述為：

聯立（1）（2）式可以得出如下結論：孔隙空間剛度大的硬巖石對孔隙流體的敏感性較小，而剛度小的軟巖石對孔隙流體的敏感性較大[12]。

WANG Zhijing[1]、AVSETH P 等[14]、周水生等[13]的研究表明，對于低黏度流體飽和的高孔隙度、高滲透率巖石，聚集于 10～200 Hz的地震數據趨近于Gassmann結果。澤塔油田濁積砂巖儲集層符合該條件。

3.2 Gassmann流體置換與澤塔油田巖石物理特征

地震波對流體的敏感性取決于巖石孔隙度和孔隙空間的剛度[14]，圖2為反映巖石對孔隙流體變化敏感性的圖版[14]，它給出了歸一化的巖石體積模量Kdry/Kmin與孔隙度的交會圖，圖中每一條線代表不同的歸一化孔隙空間剛度（Kφ/Kmin），干巖石和水飽和巖石之間的差為圖中任意位置的3條等值線的距離。A點和B點對應于同一孔隙度兩種不同剛度的干巖石，A′點和B′點分別對應于兩種干巖石的水飽和狀態?？梢钥闯?，從干巖石到水飽和狀態，巖石B的歸一化體積模量變化比巖石A大，這說明巖石B對孔隙流體的變化更敏感[14]。

將澤塔油田漸新統濁積砂巖樣品點投到圖2模板中，這些樣品點分布在歸一化孔隙空間剛度為 0.06～0.10的疏松巖石區域內（見圖2），表明澤塔油田漸新統濁積砂巖屬于孔隙空間剛度低的“軟”巖石，這一點也可從下文中巖石體積模量遠小于礦物體積模量得到佐證。以上說明澤塔油田儲集層對孔隙流體變化敏感。

圖2 歸一化巖石體積模量與孔隙度交會圖模板及澤塔油田漸新統砂巖樣點分布

將油藏開發前的儲集層狀態作為初始狀態，輸入初始參數，對其進行基于wood方程的Gassmann流體置換，隨后對該過程進行地震正演模擬，即達到模擬時移地震的效果。由于澤塔油田開發前鉆遇的所有油層含水率均在 10%左右，為更加貼近真實情況，流體置換的初始全油模型賦值含油飽和度為 90%、含水飽和度為 10%，對最終理想的全水模型賦值含油飽和度為10%、含水飽和度為90%。

根據測井資料，選擇澤塔油田主力產層 1#層中的一個典型油層（見圖3），拾取該砂巖油層及其上下泥巖層的數據，將其作為流體置換的初始模型（全油模型），然后輸入縱波速度、橫波速度、密度、自然伽馬值、孔隙度、流體及飽和度、礦物組分及最終狀態的流體及飽和度，對其進行流體置換，即將儲集層中的原油逐步用水置換，直至全部為水，即可計算出巖石體積模量、密度和縱波速度等參數隨流體飽和度變化的數據（見圖4）。隨之進行地震正演模擬，獲得類似于時移地震的地震正演剖面。

在Gassmann流體置換過程中，由于砂巖儲集層中油和水的飽和度發生變化，導致孔隙流體的體積模量、砂巖的體積模量、砂巖的密度發生變化，最終導致砂巖的縱波速度及波阻抗發生變化（見圖4、表1），而泥巖的速度和密度保持不變，砂巖的上述變化導致砂泥巖接觸界面的地震反射相應發生了變化。

圖3 澤塔油田典型油層測井曲線

圖4 流體置換正演模擬部分彈性參數隨含水飽和度增量變化交會圖

表1 流體置換初始全含油模型與流體完全置換后各項參數對比表

由于砂巖波阻抗始終小于泥巖波阻抗，即無論流體置換程度如何，在砂巖頂界面處都形成負反射，在底界面處形成正反射，并且“油強水弱”（砂巖含油時地震反射強，砂巖含水時地震反射弱）；在時移地震絕對差異剖面上，同一位置點（儲集層厚度前后一致），差異越大反映油水驅替越強。這是澤塔油田能夠利用時移地震監測油藏開發效果的巖石物理基礎。

3.3 地震正演模擬與儲集層厚度影響分析

本次研究設計了不同儲集層厚度油水置換模型共5組，圖5為本次研究的一個模型，儲集層厚度為10 m，子波選用雷克子波，主頻為地震資料的主頻35 Hz。其中，圖5a模型砂巖儲集層孔隙流體為全油，圖5b模型是一個流體置換漸進模型，儲集層流體從右到左由全含油均勻過渡到全含水?？梢钥吹?，圖5b模型中最右側一道的地震反射與圖5a模型各道完全相同，從右到左地震反射逐漸減弱，表明儲集層與上下泥巖的波阻抗差逐漸減小。圖5c為圖5a模型與圖5b模型的地震反射殘差（絕對差異，即傳統時移地震差異），可以看到最右側全含油時對應的殘差為0，最左側全含水時殘差最大。

圖5 時移地震流體置換地震正演模擬（a、b為泥巖背景中夾一厚度為10 m的薄層砂巖模型的地震正演，a中砂巖儲集層流體為全含油，b中儲集層流體從右到左由全含油均勻過渡到全含水，c為a與b之差）

該時移地震正演模擬表明：對于厚度為10 m的疏松濁積砂巖儲集層，在儲集層含油飽和度逐漸減小、含水飽和度逐漸增大的過程中，時移地震的絕對差異逐漸增大；當流體由全含油變為全含水時，其時移地震的絕對差異達到最大。厚度為5 m、20 m、25 m、30 m的疏松砂巖儲集層流體置換地震正演模擬可得到以上相同結論。

以覆蓋砂巖層頂底的相同長度時窗提取各殘差的均方根振幅，并以同一值域范圍顯示于圖6中發現，儲集層厚度不同，殘差的強弱差異明顯。進一步在一張圖上分別繪制上述 5個不同儲集層厚度模型各道的時移地震絕對差異的均方根振幅與含水飽和度增加量之間的關系曲線（見圖7），可以看到，5條曲線隨著含水飽和度增加量的增大差異逐漸拉大。當儲集層的含水飽和度增加量相同時，不同厚度的儲集層，其對應的時移地震絕對差異大小不等，如圖7中C到C′點；而對于相同的時移地震絕對差異，儲集層厚度不同，含水飽和度增加量也不等，如圖7中D到D′點，這說明時移地震絕對差異除了受流體飽和度變化的影響，還與儲集層厚度有關。

圖6 5個不同厚度儲集層流體置換模型與全油模型地震反射的殘差（按同一值域范圍顯示，流體置換均為從右到左由全含油均勻過渡到全含水）

圖7 不同厚度砂巖流體置換模型殘差的均方根振幅與含水飽和度增加量關系圖

眾所周知，地震反射是地震子波在地下各個界面形成的反射相互疊加后的綜合響應。處于泥巖圍巖中的砂巖儲集層，其頂底是反射系數大小相等、方向相反的兩個界面。當砂巖厚度與調諧厚度相等時，其頂底因兩個反射波的相互干涉而使界面處振幅達到最大；接近調諧厚度的砂巖其頂底反射同樣因受到干涉而使反射振幅大于單一界面的反射振幅；當砂巖厚度小于調諧厚度時，振幅隨砂巖厚度的減小而減小。

根據模型中砂巖的速度（2 733 m/s左右）和地震資料的主頻（35 Hz），計算調諧厚度約為20 m。圖7中對任意一個相同含水飽和度增加量，厚度為20 m的儲集層其模型殘差的均方根振幅值總是比其他厚度的大，而厚度最小的5 m砂巖模型殘差的均方根振幅值總是最小，厚度為25 m、10 m的儲集層仍然受到頂底界面反射的加強干涉，25 m厚的儲集層受干涉更大，因此曲線位置比10 m厚模型高，它們的強度都比能夠完全分開頂底反射的30 m厚儲集層的殘差強度更大。按厚度排列，在相同的含水飽和度增加量情況下，模型殘差的均方根振幅值由大到小順序依次為：20，25，10，30，5 m。而在各厚度的初始全含油模型中，厚度為20 m（與調諧厚度相等）的模型其反射振幅最大，均方根振幅值最大；而厚度為5 m的模型其反射振幅最小，均方根振幅值最??；各厚度初始全含油模型的均方根振幅值從大到小依次同樣是：20，25，10，30，5 m。即在全含油模型中地震反射強的，發生相同程度的流體置換后，其地震反射殘差（時移地震絕對差異）的能量依然強；在全含油模型中地震反射弱的，發生相同程度的流體置換后，其地震反射殘差的能量依然弱，而造成這些初始全含油模型地震反射強度不同的，僅僅是厚度一個變化因素。這進一步說明，對一定的含水飽和度增加量，時移地震絕對差異的強弱直接與厚度有關，并同樣遵循“調諧效應”及“薄層”反射規律。

因此，時移地震絕對差異的存在僅能說明發生了流體驅替，而流體驅替的程度不能確定。絕對差異越大，不代表流體驅替程度越高。正是因為時移地震絕對差異的大小與儲集層厚度密切相關，而澤塔油田儲集層厚度一般小于調諧厚度，且橫向變化較大，因此，在澤塔油田不能直接用時移地震的絕對差異來計算儲集層流體飽和度的變化以及定量預測剩余油分布。

4 時移地震“相對差異法”定量預測剩余油

為定量表征剩余油含量，在傳統時移地震改進的基礎上，本文提出了時移地震“相對差異”的概念，即監測地震的屬性與基礎地震的相同屬性（本文用均方根振幅）之間的比值。

將上述 5個正演模擬的數據，對各厚度模型的流體置換后的均方根振幅值與全含油模型的均方根振幅值求取比值（即由傳統時移地震的求取絕對差異變為求取相對差異），再與流體飽和度增加量交會（見圖8），由圖8可見不同儲集層厚度的交會曲線幾乎完全重疊，即時移地震相對差異僅與流體飽和度的變化有關，而與儲集層厚度無關。換言之，當儲集層內發生相同程度的流體置換時，不同厚度的儲集層其地震反射強度的相對變化是相等的；反之，若地震反射強度的相對變化相同，則不論儲集層厚度如何，儲集層內發生流體置換的程度是相同的。據此可以進行澤塔油田深海疏松砂巖油藏時移地震剩余油定量預測。預測方法的思路如下：首先開展 Gassmann流體置換地震正演模擬，建立時移地震相對差異與含水飽和度增加量之間的關系，求取各期監測地震與基礎地震目的層段均方根振幅的相對差異；然后，對相對差異進行轉換，獲得油藏含水飽和度（或含油飽和度）變化平面分布，從而得到油藏剩余油分布；最后結合儲集層厚度分布等數據，計算剩余油儲量。

圖8 不同厚度砂巖流體置換模型的均方根振幅比值與含水飽和度增加量關系圖

時移地震“相對差異法”適用于可排除壓力、溫度、孔隙類型及孔隙度對地震有影響的深海疏松砂巖油藏，對厚、薄儲集層均適用，是一種剩余油定量預測方法，它克服了傳統方法不適用于地震“薄層”范疇內的不等厚儲集層的局限性，與定性預測剩余油分布的傳統方法相比具有明顯優越性（見表2）。

表2 剩余油預測時移地震相對差異法與傳統方法對比表

5 澤塔油田應用實例

根據澤塔油田的地質、開發實際情況和模型取值，將圖8中的含水飽和度增加量轉換成含油飽和度，建立地震相對差異與含油飽和度的交會圖，擬合關系式如下：

以澤塔油田第3次監測地震（2013年采集）為例，求取監測地震和基礎地震（2000年采集）1#層儲集層發育段的均方根振幅，求取二者比值，得到相對差異r數據；將r數據代入（3）式，得到油藏含油飽和度So數據；對照油藏1#層砂體分布圖（見圖9），砂體發育范圍內的So數據即為澤塔油田2013年第3期監測地震采集時期1#層剩余油含油飽和度分布（見圖10）。

對比油田自投產以來的開發生產數據，以油田西區4口井（P-1井、P-4井、I-1井、I-4井）為例作簡要分析。作業者將油田西部砂體發育區作為一個注采井組，共設計實施 4口開發井，采取“多層合采、分層注水”的生產方式。其中，P-1井、P-4井為高部位兩口采油井，I-1井、I-4井為兩口注水井。I-1井在油藏邊界之外，構造位置最低，所鉆遇 1#層砂巖全為水層；I-4井位于構造中高部位，所鉆遇1#砂巖均為油層。I-1井自 2008年 3月持續對 1#層注水，直至 2017年1月關井；I-4井于2010年3月至2014年2月對2#層注水，直至2016年12封堵2#層并開始對1#層注水（見圖11a），即2013年第3期監測地震采集期間，I-4井未曾對1#層注水。

圖9 澤塔油田1#層砂體分布圖

圖10 2013年第3期監測地震采集期間澤塔油田1#層剩余油含油飽和度平面分布圖

圖11 澤塔油田西區4口生產曲線與1#層砂體連通性及注采聯動關系示意圖

根據I-1、I-4井對1#層注水后P-1井、P-4井的產油量、含水率的變化（見圖11a），推斷油田西區4口井1#層砂體的注采聯動關系如下：I-1井注水對P-1井、P-4井均有貢獻，I-4井注水僅對P-4井有貢獻。4口井的砂體連通關系如下：4口井1#層砂體全部連通；P-4井在最高部位，P-1井、I-1井是與P-4井連通砂體的一個分支，I-4井是與P-4井連通砂體的另一個分支；兩砂體交叉位置高于P-1井（見圖11b）。該認識已得到作業者認可，并認定I-4井2017年對P-4井產量的貢獻為382 m3/d，大約相當于P-4井產量的10%。這一結論說明，I-4井在未對 1#層注水之前，本井及周邊1#層砂體未發生油水驅替。圖10顯示，2013年I-4井周邊1#層含油飽和度在80%以上，與上述分析結果吻合，也與本區開發前1#層油層平均含水率10%左右的實際情況吻合。

6 結論

時移地震的絕對差異不僅與流體飽和度變化有關，也與儲集層厚度關系密切。相同的流體飽和度變化條件下，時移地震的絕對差異符合“調諧效應”及地震“薄層”反射規律。對于可排除壓力、溫度、孔隙類型及孔隙度對地震影響的疏松砂巖油藏，傳統的時移地震絕對差異剩余油預測方法僅適用于儲集層厚度小于調諧厚度但等厚，或儲集層厚度大于調諧厚度的油藏。

時移地震的相對差異不受儲集層厚度的影響，僅與流體飽和度變化有關。對于可排除壓力、溫度、孔隙類型及孔隙度對地震影響的疏松砂巖油藏，根據Gassmann流體置換地震正演模擬建立相對差異與含水飽和度增加量之間的關系，可以直接預測剩余油分布，并進一步結合儲集層厚度等數據，定量計算剩余油儲量，時移地震相對差異法對厚、薄儲集層都適用。該方法在西非安哥拉深海澤塔油田實際應用表明其合理有效。

符號注釋：

Kdry——干巖石骨架的體積模量，Pa；Kfl——孔隙流體的體積模量，Pa；Kma——基質（顆粒）的體積模量，Pa；Kmin——巖石礦物體積模量，Pa；Ksat——巖石被體積模量為Kfl的流體所飽和時的體積模量，Pa；φ——巖石孔隙度，%；K?——巖石孔隙剛度，Pa；So——含油飽和度，%；r——相對差異，即流體置換模型與初始模型或監測地震與基礎地震的均方根振幅比值，無量綱；vp——縱波速度，m/s；ρ——密度，g/cm3；ΔSw——含水飽和度變化量，%。