时移地震在SAGD蒸汽腔数值模拟中的应用

李春霞，曹代勇，黄旭日，梅士盛，王楠棣

(1.中国矿业大学(北京)，北京 100083；2.中国石油东方地球物理公司，河北 涿州 072751； 3.振华石油控股有限公司，北京 100031；4.成都理工大学，四川 成都 610059)



时移地震在SAGD蒸汽腔数值模拟中的应用

李春霞1，曹代勇1，黄旭日2，梅士盛3，王楠棣4

(1.中国矿业大学(北京)，北京 100083；2.中国石油东方地球物理公司，河北 涿州 072751； 3.振华石油控股有限公司，北京 100031；4.成都理工大学，四川 成都 610059)

针对油藏三维空间动态变化模拟精度较低的难题，运用时移地震约束下的油藏数值模拟方法，模拟稠油热采时油藏蒸汽腔形态三维空间动态变化情况。研究结果表明：时移地震约束下的数值模拟方法可以精细模拟出SAGD蒸汽腔发育形态在三维空间里的动态变化情况，油藏开采历史数据也得到了较好的拟合。油藏观察井测温资料及实际生产数据验证了模拟结果的准确性。研究成果对稠油热采油藏开发调整决策及开发调整方案编制具有指导意义。

时移地震；SAGD；蒸汽腔；油藏数值模拟；历史拟合；地震拟合；超稠油油藏

0 引 言

油藏三维空间动态变化模拟是油藏数值模拟的关键[1]，如何提高数值模拟的预测精度一直是传统油藏数值模拟面临的一个难题[2-5]。随着三维地震技术的日趋成熟与发展，地震技术逐渐被应用于解决油田开发后期剩余油分布问题[6-8]。近年来，黄旭日、凌云等学者先后提出了利用时移地震改善生产历史拟合的方法及剩余油气预测方法[9-11]。时移地震成为研究油藏三维空间动态变化情况的有效技术手段，受到国内外学者的重视。为了探讨时移地震改善油藏数值模拟预测精度的可行性，以中国东部D油藏作为研究对象，开展了时移地震在SAGD蒸汽腔数值模拟中的应用研究。

1 油藏概况

油藏所处构造简单，为一向南东倾斜的单斜构造。油藏埋深为524～668 m，为厚层块状边顶底水油藏。储层成岩作用弱，砂岩疏松，物性好，平均孔隙度为36.3%，平均渗透率为5.539 μm2；20 ℃时原油密度平均为1.007 g/cm3，50 ℃时地面原油黏度为231 910 mPa·s，胶质、沥青质含量为52.9%，凝固点为27 ℃，含蜡量为2.44%，属超稠油。

油藏开发经历了先导试验、开发建设、产能续建及老区深化开发4个阶段，开发超过30 a。开发建设阶段，采用直井井网以蒸汽吞吐方式全面投入开发；产能续建阶段，逐步转为SAGD开发方式。经过多年的热采，蒸汽腔发育空间不断扩大，蒸汽腔的顶面越来越靠近油藏顶部，可能会使沥青壳融化，出现“开天窗”现象，使油藏开发陷入被动局面。因此，如何准确模拟出油藏中蒸汽腔形态的三维空间动态变化情况成为关注的焦点。

2 油藏蒸汽腔的变化与地震响应

油藏开发过程中流体的变化与地震信号的变化存在一定关系[12-13]。韩德华通过研究砂岩储层得到韩德华公式[14]，韩德华公式反映了地震信号的变化与孔隙度、泥质含量、有效压力等有关。因此，经过多年热采的油藏，被蒸汽扰动过的痕迹能够由地震检测到，地震响应的变化主要来源于三方面：一是温度变化，温度升高导致整个油藏体系产生热膨胀，岩石骨架、孔隙等也随之发生细微的变化；二是流体置换，蒸汽扰动过的区域，孔隙中的部分稠油被热水或蒸汽取代，油藏压力会发生变化；三是储层物性变化，储层岩石骨架结构随着蒸汽的扰动发生变化，骨架所承受的有效压力随之改变，储层物性也会发生变化。

为了辅助分析蒸汽腔的形态，进行剩余油预测，分别于2009、2011年采用相同的观测系统在油田实施了2次三维地震观测。基于2期时移地震数据，能够找到与蒸汽腔发育形态相关的信息。图1为从2009年至2011年间的时移地震结果(红色为正振幅，蓝色为负振幅，灰色为过渡振幅)，根据时移地震差异与油藏开发信息综合解释，时移地震振幅差异较大的部位是2009年至2011年间蒸汽腔扩大的部位，表明地震振幅属性能直接反映地下蒸汽扰动引起的速度和振幅变化。如果油藏数值模拟能够利用时移地震提供的蒸汽腔形态空间动态变化信息，将有可能提高油藏数值模拟预测精度。

图1 时移地震数据处理成果

3 时移地震约束下的SAGD蒸汽腔数值模拟

3.1 数值模拟分析与拟合

油藏数值模拟通常以生产数据为约束进行油藏开发过程的动态演化模拟，受静态建模精度的限制，需要油藏工程师根据经验不断调整模型中的地质参数以减少拟合误差，由于调整位置及调整幅度难以把握，致使历史拟合周期长且拟合精度低。

时移地震约束下的油藏数值模拟把常规生产数据和时移地震数据共同作为约束历史拟合的参数，是一个同时进行地震拟合和生产拟合的过程。在以生产数据约束保证井点拟合精度的前提下，利用时移地震数据提供的油藏井间动态变化信息，确定模型调整参数、调整位置及调整幅度，降低井间不确定性，通过修正得到更加逼近真实油藏的开发动态结果，既有效缩短了历史拟合周期，又提高了模拟预测精度。利用时移地震约束下的油藏数值模拟方法开展SAGD蒸汽腔数值模拟。蒸汽腔形态以三维温度场分布的形式展现，模拟主要遵循以下原则：在三维空间里的形态与对应时间点的地震响应信号相一致；井点与观察井的测温资料相符；井筒产量、注入量、压力等与生产动态数据相吻合。另外，在拟合调整参数过程中充分考虑压裂、注氮等措施对开发效果的影响。

模拟过程中地震拟合与生产历史拟合同步进行。沿地震测线逐条分析时移地震振幅属性及拟合前油藏模型温度场分布剖面(黑色同相轴代表2次监测地震振幅差异值)，发现拟合前的模型蒸汽腔顶部位置较高，与地震响应信号不一致(图2a)。

图2 拟合前后时移地震振幅属性差异与同期油藏温度场差异分布叠合剖面

依据时移地震属性变化与蒸汽腔变化关系，把时移地震属性差异部位作为模型重点调整部位；依据振幅属性差异值确定调整幅度；依据振幅属性差异变化趋势调整蒸汽腔扩展方向。通过适当调整渗透率，尽量压制蒸汽腔在纵向上的发育，引导蒸汽腔在水平方向上扩展；通过调整模型的岩石性质(岩石压缩系数、热传导系数、热容等)以及流体的PVT参数(黏温曲线、不同温度下的相对渗透率曲线等)改变液流方向，引导蒸汽向有利方向发展。通过多轮次模型调整，改善历史拟合与生产实际、蒸汽腔温度场分布及地震响应信号的一致性。

3.2 拟合效果

蒸汽腔形态与地震信息的一致性得到明显改善。由图2b中地震振幅属性与油藏温度场的关系可知，拟合后模型蒸汽腔顶部位置与地震反射同相轴走向大体保持一致。对比拟合前后温度大于100℃的温度场分布可知(图3)，拟合后的三维蒸汽腔顶面降低，整个油藏模型的蒸汽腔形态发生了较大变化。

模型蒸汽腔与观察井观测温度吻合较好。模型区域共有6口观察井，用于井温、压力等参数的监测，呈十字交叉状不规则地分布于模型中心位置附近。

图3 拟合前后温度大于100℃的温度场分布对比

分析观察井连井剖面(井旁曲线为测温曲线)发现，拟合前油藏中上部模拟的温度场与实测温度场存在较大差异(图4a)；拟合后，模型三维蒸汽腔温度分布与观察井实测温度趋于一致(图4b)。6口观察井的蒸汽腔发育段统计表明，模拟结果与实测数据吻合较好(表1)。

图4 2009年地震监测时间点测温曲线与同期油藏模型温度场对比

井名2009年2月模型蒸汽腔发育段/m实测蒸汽腔发育段/m2011年3月模型蒸汽腔发育段/m实测蒸汽腔发育段/mG1633.10～653.20635.7～651.7628.70～651.60630.3～653.1G2631.24～652.98635.7～651.7632.61～651.73630.3～653.1G3603.84～652.57604.1～651.8598.98～652.01601.8～654.8G4605.91～653.55603.2～653.3597.20～654.10599.5～657.1G5606.23～626.49610.8～623.0601.68～656.49605.6～657.7G6609.13～654.83613.9～655.1574.38～658.83609.4～661.4

用时移地震数据和生产数据约束拟合得到的油藏模型在日产油量、日产水量、含水率、日注汽量等方面也达到了较好的拟合效果(图5)。

根据数值模拟剩余油分布结果及蒸汽腔空间展布情况，结合生产动态，在油藏剩余油富集区完善注采井网、优化工作制度能够取得较好的开发效果。设计了包含补孔、恢复注汽井、生产井提液、优化注汽量及注采比等内容的综合调整方案。文中方法应用的前提是时移地震能够明显地检测到油藏开发动态变化信息，如果时移地震对油藏开发动态变化信息响应较弱，该方法适用性还需要进一步研究。

图5 油藏各指标拟合曲线

4 结 论

(1) 油藏蒸汽腔的变化与地震信号的变化存在一定关系，不同时间点监测到的地震信号差异综合反应了油藏蒸汽腔的动态变化，时移地震为油藏数值模拟提供了约束条件。

(2) 时移地震约束下的SAGD蒸汽腔数值模拟可以精细模拟SAGD蒸汽腔形态的动态变化，得到的结果与实际生产结果吻合度高，地震拟合有助于提高油藏数值模拟的预测精度。

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编辑 张耀星

20160530；改回日期：20160909

国家科技重大专项“高精度地球物理勘探技术研究与应用”(2011ZX05019)

李春霞(1974-)，女，工程师，1997年毕业于江汉石油学院计算机科学与应用专业，现为中国矿业大学(北京)构造地质学专业在读博士研究生，从事油气田开发方面的研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.019

TE345

A

1006-6535(2016)06-0086-04