时移地震技术在开发末期气田深度挖潜中的研究及应用
摘要： 崖城13-1气田是我国海上投产的第一个大型整装气田，历经二十几年的高效开发，目前气田已经处于开发后期，多口井见水关停，产量递减严重。但生产动态数据显示，全气田仍存在约170亿m 3 动静储量差异，存在深度挖潜潜力。在多口井水淹的情况下，对气田进行深度挖潜，势必要对气藏进行动态监测，时移地震就是目前最有效的气藏监测技术。利用崖城13-1气田1992年、2001年、2018年采集的3批次地震资料进行时移地震研究，达到了监测由于开采导致的气水界面变化、振幅属性变化、剩余气分布等气藏监测的目的，为崖城13-1气田深度挖潜及管理决策提供重要依据。
关键词： 时移地震；气藏监测；气水界面；振幅属性；剩余气
引言
崖城13-1气田是中国海上第一个大型气田，构造位置处于琼东南盆地崖南凹陷西部的崖城13-1低凸起带北部，西邻莺歌海盆地，处在莺歌海盆地一号断裂带边部 [1-2] 。气田平面上分为6个区，包括NT区、N1区、N2区、S1区、S2区、S3区。其中N1、N2、S1区为开发的主体区，拥有相同的气水系统，S2区和S3区分别具有独立的气水系统 [3] 。
由于泥岩隔夹层的发育，气田纵向自下至上划分A、B、C、D4个流动单元 [4] ，历经20多年的高效开发，目前气田产量递减严重，且多口井水淹关停，其中开采N1及N2区的A2、A3、A5、A7见地层水关停，开采S1区的A13井见地层水关停，开采S2区的A14井见地层水关停后，在B流动单元进行堵水作业，实施后A14井恢复生产未见地层水 [5-8] 。在多口井水淹的情况下，对气田进行挖潜调整，就要对气藏进行动态监测。利用时移地震对崖城13-1气田由于开发导致的气水界面变化、振幅属性变化、剩余气变化进行动态监测，指导调整井实施。
1 海上非重复性时移地震采集
1992年崖城13-1气田采集了第一批三维地震资料，1996年1月气田正式投产，投产5年后，因为调整井揭示各区块压力变化差异较大，所以2001年重新采集三维地震资料。利用这两个年度的地震资料，首次在中国海上开展时移地震技术研究，尝试为气田开发调整提供技术支持，但由于气田投产时间只有5年，时移地震差异对比不明显 [9-10] 。高效开发二十几年后，为了实现低成本气田监测目的，2018年重采集9条宽线二维地震线，采集参数尽量与2001年采集保持一致 [11] 。利用6缆物探船进行宽线采集，监测测线部署方案遵循以下原则：
①结合生产动态信息，选择由于生产导致的压降大的区域；
②地震响应清楚，容易识别亮点和平点信息的细小变化；
③重点监测区块至少部署两条监测线，防止出现坏炮、坏道等；
④至少采集一条联络测线，进行相对差异对比；
⑤尽可能采集过井线。
基于以上原则，共设计9条监测线（图1），由北至南依次为：Inline1652，主要监测NT区；Inline2038，由于平台及电缆羽角影响，距离平台2km范围内无法部署测线，此条测线为距离平台最近的监测线，同时也是开采程度最高、压降最大的位置，主要监测N1、N2区；Inline2159，主要监测N2区，此监测线采集时出现300炮的坏炮，无法解编，因N2区部署了两条测线，所以未对后续分析对比产生实质的影响。Inline2271，主要监测S1区；Inline2400、2425、2455、2485，主要监测S2区，S2区为潜力挖潜重点区域，因此部署4条二维线。
图1 崖城13-1气田地震采集范围图
2 海上非重复性时移地震处理
基于本次宽线二维地震处理的目的及需求，结合近些年处理技术的发展进步，尤其是鬼波压制及去多次波技术的进步 [12-14] ，制订了针对性的处理对策及方案，如图2所示。形成了两套处理方案：一是以成像处理为主，将2001年采集的三维地震进行抽线处理，抽取相对应的测线，与2018年采集的宽线二维地震采用相同的处理参数进行保真保幅处理，重点对比两批地震资料平点的变化情况，兼顾监测振幅属性变化；二是以一致性处理为主，将同一位置、相同覆盖次数的反射信号，进行振幅、相位及频率匹配的一致性处理，重点对比两批地震资料振幅属性的变化情况。
表1 处理技术对策及方案设计
3 海上非重复性时移地震解释
3.1 监测地震振幅属性变化
崖城13-1气田开发主要目的层位于中深层的陵三段，上覆存在大套泥岩。目的层受流体变化影响，可能会带来振幅变化，但上覆大套泥岩层段不受开采的影响，理论上应该不存在差异。因此一致性匹配处理中，主要选取目的层上覆大套泥岩层段作为匹配时窗，以新采集资料向老资料进行匹配。评价匹配效果的质量，主要以匹配时窗前后的差异为准。差异为零时，表示一致性匹配效果达到最优，此时目的层段的振幅差异可以直接反映流体或者压力的变化，从而指导靶区剩余气富集区的挖潜。
按照上述原理对Inline2400进行一致性匹配处理（图2），结果显示，蓝色方框中上覆大套泥岩层段振幅、频率、相位的差异得到很好地消除，匹配效果达到最优。此时，红色圆框中的目的层段储层振幅的变化即反映流体或压力的变化。振幅变化最明显的位置，即为S2块A14井动用的构造高部位，此位置生产动态上证实压降最大，动用程度相对较高。振幅属性的变化与生产动态认识完全吻合，达到了利用时移地震监测振幅属性变化的目的。
图2 Inline2400一致性处理结果
3.2 监测气水界面变化
S2区只有A14井生产，目前采出程度48.5%，压力系数0.27。A14井2001年投产，生产11年后2012年见地层水关停。2012年在A、B单元之间进行堵水作业，堵水后未产地层水，恢复正常生产。生产动态上说明储层纵向上A流动单元水追。
时移地震显示（图3），2001年较1992年气水界面基本没变，2018年A流动单元明显水追，B、C、D流动单元气水界面基本没变，与生产动态完全吻合。
图3 监测线Inline 2400时移地震剖面对比
3.3 潜力分析及调整井方案
S2区Y6井钻遇气水界面，原认识为A、B、C、D流动单元具有相同气水界面（图4中黑丝虚线）。但从地震相分析发现，C、D流动单元与A、B流动单元存在两个不同平点的地震响应，C、D流动单元平点较A、B流动单元的更深（图4中红色虚线为C、D单元界面）。
通过上述时移地震监测结果可以得出，崖城13-1气田储层纵向非均质较强，泥岩具有较强的分隔作用，这就为A、B流动单元与C、D流动单元存在不同的气水界面提供地质基础。另外，从2001年三维地震最小振幅属性分析发现（图4），S2区最小振幅属性亮点区域较含气面积大，进一步证实，Y6井钻遇的气水界面为A、B流动单元界面，振幅亮点边界为C、D流动单元界面。
图4 新老三维地震最小振幅属性对比图
另外，2018年采集的宽线二维地震资料，过S2区的4条航海线完全相邻，中间无缺线。相对于单条航海线的横向孔径明显增大，开展了小块窄三维处理。从窄三维最小振幅属性分析发现（图5），S2区仍然表现为最小振幅属性亮点较含气面积大的特征，进一步证实振幅亮点边界为C、D流动单元界面。按照不同气水界面重新计算S2区储量，落实仍存在约40亿方储量未动用。
基于以上认识，在构造较高部位、储层厚度较大、属性亮点位置部署调整井A17H井，平面上动用S2-2、S2-3块，纵向上贯穿陵三段（图5）。采用水下井口，天然能量衰竭式开发，提高平台年限内区块采收率。计划2020年7月1日投产，生产年限12年，S22/S23采收率86.6%，单井最终累增气约10亿m 3 。
图5 调整井A17H井平面位置及过井地震剖面
4 结论
利用宽线二维进行时移地震研究在我国海上尚属首次，效果显著，不仅达到了监测气水界面、振幅属性、剩余气分布等气藏监测的目的，为崖城13-1气田深度挖潜及管理决策提供重要依据，而且为其他气田时移地震研究提供重要借鉴。总结得到以下结论：
①二维地震与三维地震同样可以进行时移地震研究，有效监测气田由于开发导致的气水界面、振幅属性等变化。
②海上时移地震采集，受平台、海况、费用等限制，无法做到完全的一致性采集，因此海上时移地震一致性处理至关重要，最大限度地消除由于采集带来的差异。
③时移地震的采集时机至关重要，采集间隔过短，则差异不明显，对比效果较差；采集间隔过长，则剩余潜力小，导致调整井因经济性问题无法实施。
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