四维地震技术在SAGD蒸汽腔监测中的应用

2019-08-06辛坤烈

石油地球物理勘探 2019年4期

辛坤烈

(中国石油辽河油田公司特种油开发公司，辽宁盘锦 124010)

0 引言

辽河油田D84块馆陶油藏为巨厚块状超稠油油藏，发育边、顶、底水，含油面积为1.92km2，地质储量为2626×104t，储层孔隙度为36.3%，渗透率为5.54×103mD，油层深度为-550～-700m，平均油层厚度约78.6m，50℃时脱气原油黏度为23.19×104mPa·s[1]。该油藏2000年开始蒸汽吞吐开采，2005年转入蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采后，实现了油藏的重新上产，取得了较好的开发效果。

随着开发的不断深入，SAGD蒸汽腔描述难导致开采动态调控及剩余油挖潜难的问题较为突出。国外在SAGD蒸汽腔监测方面，观察井井温、四维地震等方面技术较为成熟，但国内对于SAGD蒸汽腔扩展形态的描述仍仅限于观察井温度监测，该方法虽然可准确地判断SAGD蒸汽腔单点形态，但控制范围有限，只能判断油藏蒸汽腔的单点形态及变化趋势，不能从平面上判断蒸汽腔的整体扩展状况及趋势，具有较大局限性。因此，通过调研国外SAGD蒸汽腔监测技术应用情况，针对馆陶组储层开展了四维地震油藏监测先导试验。

四维地震是一种新兴的现代油气藏管理与监测技术，目前已在国内外油气藏动态描述与管理等方面发挥着重要作用，但在国内SAGD开采领域还没有应用先例。其主要机理是油藏开采过程中，对同一油气田在不同时间重复进行三维地震测量，其地震响应随时间的变化可表征油藏性质的变化；通过特殊的四维地震处理技术、差异分析技术、差异成像技术和计算机可视化技术等描述油藏内部物性参数的变化并追踪流体前缘。在热采过程中，随着储层温度的增加，孔隙流体黏度降低，岩石和孔隙流体的压缩系数增加，从而导致岩石速度、密度的明显降低，因此四维地震监测在稠油热采中是可行的[2-4]。

1 四维地震监测可行性分析

1.1 油层基础条件

根据前人研究结果及矿场实践，四维地震主要是由地震响应的变化反演油藏特性随时间的变化。然而由于注采所造成的地震响应的变化因油田、储层不同而不同，所以只有储层所有变化的综合效应在给定的地震分辨率范围内存在稳定可信的地震差异时，四维地震才可得到成功应用。即四维地震并非适用所有储层，若要开展四维地震监测，对储层条件、注采方式及地震方法本身都有特定要求[5-7]。表1给出了馆陶组储层一些基本静态、动态参数与筛选标准的对比情况，表明馆陶油藏储层条件有利于开展四维地震监测。

表1 D84块馆陶组储层参数与四维地震监测理想参数对比

1.2 岩石注蒸汽驱油后密度的变化

从注采方式上看，D84块馆陶组储层为砂砾岩超稠油油藏，目前采用SAGD热采方式开发。超稠油油藏开展SAGD热采后，蒸汽驱扫带的地层温度由原始的30℃升至240℃以上。由于SAGD驱油效率较高，观察井岩心分析结果显示驱油效率能达到90%以上，因此地层中重质原油被蒸汽部分替代，导致地层密度降幅逾10%，馆陶油层密度测井的平均值为2.3g/cm3，经蒸汽驱扫后，原来密度比水重的稠油采出而被密度小的蒸汽所填充，油层密度减小(图1)。根据王丹等[8-9]的计算，经历SAGD热采后区域，地震波平均速度下降约40%，密度下降约9%。注入蒸汽前、后油层内部的声阻抗产生很大差异，在不同时期地震资料的振幅有明显区别。因此从注采方式看，实施四维地震监测可获得较好预期效果。

1.3 室内岩心速度试验

为了进一步论证四维地震在曙一区D84块馆陶油层SAGD监测的可行性，开展了室内岩心速度试验。选取L油层稠油岩心切片，分别做成100%、50%、0(即全含水)三种含油饱和度的岩心进行实验。图2为测试结果，可见稠油油层速度、振幅及密度与温度、含油饱和度存在如下关系：

(1)100%含油饱和度的稠油岩心，在正常SAGD开采压力下，温度由25℃升至200℃时，地震纵波速度由3500m/s降至1370m/s，下降幅度达61%；50%含油饱和度的稠油岩心，温度由25℃升至200℃时，地震纵波速度由3550m/s降至2050m/s，下降幅度约42%；0含油饱和度的稠油岩心地震纵波速度由3400m/s降至2450m/s，下降幅度约28%。

图1 SAGD开采注汽前(a)、后(b)油层岩石切片

图2 不同含油饱和度稠油岩心纵波速度(a)、初至振幅(b)随温度变化

(2)100%含油饱和度的稠油岩心在温度由25℃升至200℃时，其归一化振幅由1.00降至0.02，下降幅度达98%；50%含油饱和度稠油岩心的归一化振幅由1.00降至0.28，下降幅度达72%；0含油饱和度稠油岩心的归一化振幅由1.00降至0.85，下降幅度为15%。

综合上述实验结果，认为在SAGD开采过程中实施四维地震油藏监测，应是现实且可行的。

2 四维地震归一化处理

2.1 四维地震数据采集

分别于2009年及2011年在研究工区实施了两次三维地震数据采集。为提高两次地震数据的可重复性，2009年第一期与2011年第二期地震数据采集所使用的各项设备完全相同，观测系统参数设计、激发参数及接收参数见表2。两次地震数据采集过程均达到技术设计要求，保证了每次三维地震数据的品质。

表2 2009、2011年两次地震观测系统参数

2.2 数据归一化处理

同一地区在不同时间采集的地震数据，由于采集环境与采集方法不同，两者之间存在着非地质因素和非油藏因素引起的巨大属性差异，必须对两个数据体非油气藏部分数据进行归一化处理，使其尽可能保持剖面一致，从而获得真正由于油气藏部分油气水变化引起的地震属性差异[10-12]。

本次地震数据体归一化处理方法参考了陈小宏[13]、王新红[14]、凌云等[15]、张国才等[16]的研究成果，即利用归一化软件和算法，找到一种最佳匹配滤波方法对工区每条测线进行整形，使其在非油藏部分与参考测线的震源信号相同，求出对应的归一化算子，然后应用于油藏进行校正。具体流程为： ①振幅校正，即采用整体归一化法，在地震剖面上获得校正因子；②频率校正，即利用带通滤波实现频带宽度的一致，并通过功率谱对比做频率补偿与校正；③相位校正，即采用局部归一化法，对每条测线的每道做相位校正，每道都可得到一个相位归一化因子。

图3a、图3b分别为2009年、2011年归一化处理后的典型地震剖面，对比可见两期剖面经振幅、频率及相位归一化处理后，反射特征强，且同相轴连续性好，非油藏部分特征具有明显的一致性。2009年与2011年地震数据归一化后之差，即得到地震差异剖面(图3c)。该差异剖面显示除了由于油藏开采导致的异常外，其他非油藏部分及未动用油藏部分基本无差异。因此，利用该方法归一化处理的两期地震数据结果比较好，能够有效消除非油藏因素引起的地震差异，完全可用于工区含油层段的属性差异分析。

图3 2009(a)、2011(b)年两期归一化处理后典型地震剖面及其差异剖面(c)

3 时移地震属性差异分析及应用

时移地震监测的核心是根据地震数据体的差异与油藏参数之间的关系，分析产生这些差异的原因，进而研究地下油藏内的变化以及剩余油的分布。合理的地震差异变化是储层中流体驱替、储层温度、压力以及岩石物理特征变化的综合反映。时移地震属性的差异分析就是在合理、有效地压制各期次地震数据体噪声的基础上，分析油藏参数的变化，进而掌握地下流体变化特征以及剩余油分布，是对油藏开采过程中的动态分析[17-20]。

分析时移地震属性差异主要有两种方法：一是先对地震数据体求差，然后在差异数据体上提取属性；二是先提取不同时期数据体的相关属性，然后再对所提取的属性做差。尹成等[21]研究成果表明，从体属性数据上进行沿层属性提取，然后再进行时移求差，获得的差异效果要比单纯从时移前、后数据体上提取属性再求差效果要好，这是因为体属性的提取进一步提高了地震属性的抗噪声能力，突出了真实差异[22-27]。因此本次研究采用第二种属性差异提取方法。

尽管各期次匹配数据都是针对目标层的振幅、相位、频率数据体进行处理，但对于下伏目标层的地震参数也有一定影响。图4为2009年和2011年两期地震数据中目标层差异属性，可见实线圈定的油藏注采区的均方根振幅属性(图4a)有明显差异，而相位(图4b)和频率(图4c)属性差异相对较小。图中下方红色虚线圈定区域是非油藏部位(未注采)，在对目标油藏进行注汽开采后，该部位应该没有任何变化，而频率和相位属性在此位置产生了显著差异，故与事实不符。因此相位和频率属性表现的差异是不可靠的，而振幅属性非储层部分差异小，即此处属性差异分析主要是针对振幅类属性。

本次研究充分结合动态开采数据、测井资料，主要阐述时移地震属性差异在SAGD开采中的具体响应，以及在SAGD蒸汽腔形态预测、深化地质认识及剩余油分布预测等方面的现场应用情况。

3.1 刻画蒸汽腔形态与汽腔前缘

在超稠油SAGD开采中，由于储层内部流体性质与特征发生较大变化，从而导致地震波传播时间发生变化。馆陶油藏注汽后地层温度升高，蒸汽波及区域最高达到240℃，且储层厚度较大。从图5可见，图中黄色虚线内均为注汽开采区域，由于该区域在两次地震数据采集时都已经注汽，三维地震监测剖面中出现时间滞后现象，可以见到注汽区地震同相轴明显下拉，地层“增厚”的现象，这反映出反射波传播时间发生了变化，这可以用来辅助刻画SAGD蒸汽腔的形态，但单从地震剖面上看到的差别并不明显，因此对蒸汽腔范围的预测难度较大，且精度较低，仅可辅助判断SAGD蒸汽腔形态及汽腔前缘。

从图6所示的时移地震振幅属性差异剖面可见，注汽区域的属性差异明显，清晰反映了时移前、后油藏中注汽区向未注汽区由于汽相到液相的变化引起的密度变化，且在汽液混合区呈现明显拐点，即蒸汽波及的前缘地带，而在未注汽区域几乎没有属性差异。图中椭圆虚线圈定位置存在的差异更明显，且显示为倾斜的，而SAGD蒸汽腔发育的边缘一般是倾斜的，推测异常剖面中倾斜的部位就对应于蒸汽腔边缘的位置，据此推断此处就是蒸汽波及到达的最远部位。据该特征即可判断蒸汽波及范围，注入蒸汽后流体形态变化，进而通过分析地震属性差异的强弱情况，反推蒸汽波及区，进一步预测剩余油分布。

图4 2009年与2011年两期地震数据的振幅(a)、相位(b)、瞬时频率(c)差异属性对比

图5 2009(a)、2011(b)年两期三维地震剖面特征对比

图6 2009年与2011年两期地震振幅差异剖面

通过地震属性差异分析结果，结合测井等资料，联合开展了馆陶SAGD蒸汽腔发育形态预测及刻画(图7)，并根据预测的蒸汽腔发育形态，在井区采取主体汽腔降低注汽量、加强边部注汽及实施注氮气辅助SAGD的调控措施。实施后，先导试验区的4个井组边部油藏得到更好的动用，井组产量由240t/d提高至408t/d， 4个井组日产油量全部达到百吨以上，油汽比由调整前的0.27提高至0.38，取得较好开采效果。

3.2 深化地质认识，指导动态调控

在SAGD开采中，油藏是否连续发育，是蒸汽腔能否向上扩展的最主要因素，油藏内连续发育的隔层对蒸汽腔垂向扩展有重要的影响。图8是数值模拟的隔层对汽腔的抑制作用，在连续油藏区域，汽腔一般连片发育并持续向上扩展，直到达到油藏顶界，但在隔层发育区域，蒸汽腔无法向上扩展，导致蒸汽腔纵向上发育不均衡。

图7 馆陶组油藏SAGD蒸汽腔联合解释图

图8 隔层发育油藏蒸汽腔扩展形态数值模拟图

由于油田SAGD实际开采中，最常用的观察井井温监测资料有限，导致蒸汽腔空间发育形态很难精细描述，隔层等因素对汽腔的控制作用更是难以确定。但通过时移地震属性差异，可以较为清晰地观测到隔层对蒸汽腔的抑制作用。

图9是馆陶油藏H井区均方根振幅差异剖面图，图10是对应井区R5砂层组内隔层厚度等值图。在图9中，两个强差异区域为蒸汽腔发育区，在它们之间，有一个明显的弱差异区，表明蒸汽腔在这个区域不发育，通过对比发现，弱差异区域的底部(绿线位置)与图10黑线位置对应，即隔层发育区域，正是隔层的存在，抑制了蒸汽腔的向上扩展。这种地震属性差异在其他区域都有明显的响应，经过与地质资料对比，发现基本都是隔层发育区域。由此可判断，在井网完善、注采均匀的条件下，在强差异区域内部的弱差异区处一般发育隔夹层。通过上述地震属性差异与隔层发育对应关系的研究结果，可通过提取不同层的差异属性，根据所得属性强弱差异分布，结合开发动态、测井资料，辅助预测油层内隔夹层的分布位置、范围以及其对开采过程的影响程度，并在现场得到了较好的应用。2011年后利用该技术，结合其他动态、静态资料，综合描述了井区隔夹层的分布状况，并在井区实施了低物性段射孔改造，即在低物性段上部实施补层后注汽。实施后，蒸汽腔突破低物性段的渗流屏障，上部新层得到动用，SAGD蒸汽腔加速向隔层上部上升25m，实施区域5个井组日产油量增加了270t/d，年产油量增加10.0×104t。

图9 馆陶油藏均方根振幅差异剖面图

图10 图9对应井区R5砂层组内隔层厚度等值图

3.3 预测剩余油分布，指导油藏挖潜

根据时移地震监测分析结果，两期地震均方根振幅差异强区域为蒸汽波及区域，均方根振幅差异弱区域为未波及区域，即剩余油富集区域。对油藏任一深度区间内小层提取2009年、2011年两期地震数据的均方根振幅属性，然后做差，就得到地震差异属性平面图(图11)，冷色调区域表明二次地震的振幅弱于一次地震的振幅，暖色调区域说明二次地震的振幅强于一次地震的振幅，图中虚线范围内呈明显的强差异特征，表明该区域蒸汽腔发育较好，而其他弱差异区域则表明蒸汽腔发育较差。利用软件将图11中弱差异部位抹成绿色，强差异部位抹成蓝色就得到了更为直观的剩余油分布图(图12)。从图中可见，蓝色区域为SAGD蒸汽腔发育较好，剩余油饱和度低区域，而绿色区域反映蒸汽腔发育较差，为剩余油富集区域，是下步开发调整的重点目标区域。

依据时移地震监测结果，预测馆陶油藏已动用面积小于1.10km2，动用储量仅57.3%，预测未动用储量约1121×104t，剩余油大多仍聚集于油藏边部。基于上述精细油藏研究结果，2015年在地震属性差异小的区域部署了A-B双水平SAGD井组合(图13)，该井在2016年转SAGD开采，目前产液量为187t/d，产油达到80t/d，含水仅60%，开采效果良好，验证了时移地震油藏监测技术在剩余油预测方面的实用性。