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地震资料解释PPT

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地震 资料 解释 PPT
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京校区)2005年 5月地震资料在油藏监测中的应用本章内容提要地震监测的岩石物理学基础一、随的间变化的油藏特征二、与地震监测有关的岩石物理特征三、用于油藏监测地震特征地震监测技术一、时移地震二、微地震技术地震监测资斜的解释应用一、时移三维地震油藏监测解释应用二、井中地震油藏监测解释应用三、微地震检测的应用地震资料在油藏监测中的应用 随着 3理和分析技术的快速发展与日臻完善,基于时间延迟( 3好的投资回报率已使时移地震技术得到了工业界的认可。 时移地震能够观测由于储层流动、压力改变和温度变化所引起的地震响应变化,经井中资料和油藏开发史信息的标定,通过认真精细的可重复性研究和互相关分析,可以识别泄油模式,预测开采过程,查明死油区位置,从而达到优化开发方案,提高采收率的目的。地震资料在油藏监测中的应用 时间推移地震需要利用岩石物理学这根链条把地震与油藏工程连接在一起。由于时间推移地震的应用难度还很大,一定要做好技术风险评价工作。因为时移地震是通过不同时间观测的地震图像相减,来监测油藏的流体变化,进行油藏管理的,一定要对不同时间采集的地震资料进行严格的互均化处理,消除因采集和处理造成的资料不一致,而保留油藏的变化特征。目前,时移地震正在发展中,未来必将成为重要的地震工作方式。地震监测的岩石物理学基础 地震监测的岩石物理学基础 随的间变化的油藏特征 在采油过程中,油藏随时间变化的主要特征有以下凡方面。 1.油藏孔隙流体 当油气被采出时,油藏孔隙流体就要改变。砂岩油藏的初始原油饱和度一般较高,可达 65%~ 90%。水驱后将降低到20%~ 30%。在增产措施实施过程中,注人的流体将在油藏中移动,并置换掉油气。 2.油藏孔隙压力 在采油井上,由于油气被采出,油藏孔隙流体压力会下降。靠近注人井处,因流体的注人,孔隙流体压力将增加。压力的改变大致在 83~ 41孔隙度油藏孔隙流体压力的变化要比低孔隙度油藏的大。 3.油藏温度 将冷水注人油藏,油藏温度要下降。在注人热蒸气时,注人的蒸气通常要超过 300℃ ,将使油藏的温度明显增高。这种温度增加在浅层特别明显,因为浅层油藏温度一般较低。 采油引起的油藏特征的间接变化还有:油藏压实、孔隙度、密度、上覆压力、油藏裂缝及化学变化等。因为采油使油藏孔隙流体压力下降,上覆地层的压实作用就会增加,油藏岩石被压实,孔隙度减小,密度增大。孔隙度与密度的这种变化,未固结岩石要比固结岩石明显多了。在采油过程中,注水引起的温度下降或压力下降引起的油藏岩石压缩,将产生微地震和裂缝。造成油藏体积膨胀,各向异性。注人的流体与岩石之间产生化学作用,将使油藏岩石特征发生变化。 二、与地震监测有关的岩石物理特征 岩石物理学研究的是油藏条件下和采油过程中流体与岩石的特征改变区,以及是怎样影响地震观测结果的。因此。岩石物理学是连接地震与油藏工程的链环。岩石物理学的研究方法有:实验室岩心测定、测井曲线分析处理和 面给出与时移地震有关的四个主要的岩石物理特征。 1.油藏岩石骨架弹性持征 油藏岩石骨架定义为孔隙被抽空的岩石。弹性特征是指岩石受力后产生形变的能力。应力消失后,形变也随之消失。 描述弹性特征的最基本的参数有三个:体积模量、剪切模量和杨氏模量。体积模量是应力与体积胀缩变化率之比 1018N/ 切模量是剪切力与岩石剪切位移变化量之比。杨氏模量是应力与长度变化率之比。具有低骨架弹性特征的岩石又叫软岩石,这类岩石包括未固结或粗劣固结砂岩,弱颗粒连接岩石,具有张裂缝的岩石及低上覆地层压实作用下的岩石。这类岩石孔隙度通常都很大,速度和密度很低,孔隙流体变化对速度和密度的改变通常都是大的,以致孔隙流体改变能引起地震特征的明显变化。因此,低骨架弹性特征是时移地震的第一个必要条件。 2.孔隙流体压缩系数差 压缩系数被定义为密度随压力的改变,它是体积模量的倒数,由于油藏岩石在采油过程中不大会改变,时移地震监测的主要目标应当是流体成分的改变以及相关特征,如压力和温度等的改变。流体成分改变,具体表现在流体之间存在着压缩系数差异。具有高差异压缩系数的情况有:当油被气、蒸气或 换时,压缩系数明显增加。当活油或带溶解气的油,特别是气油比高的油被水置换时,压缩系数明显减少。如果置换的是具有高矿化度的盐水,即使是没有溶解气的死油,二者之间的压缩系数差异也是高的。活油压缩系数随溶解气的逸出而减少。 低温度油与高温度油之间的压缩系数差异也较明显。通常,高压缩系数对应着低速度和低密度,低压缩系数对应着高速度和高密度。压缩系数的明显差异通过速度和密度改变反映到地震特征的变化上来。孔隙流体压缩系数的明显差异是时移地震成功的第二个必要条件。 3.采油方式 并不是所有采油过程都能用地震监测。了解采油方式引起的油藏特征变化就显得非常重要。 在一次采油过程中,油藏压力下降有时很明显,速度和密度则将增加,时移地震应当有能力监测油藏衰竭过程。 在注水或水驱过程中,如果油是轻油或活油,油与水之间的压缩系数之差就应当大。如果油是重油或死油,压缩系数差就应当小。 高注入压力或速率能够使岩石破裂,引起速度明显改变。特别是当裂缝定向排列时,利用横波分裂可以圈定裂缝发育区。 在热采过程中,油藏温度增加,岩石和孔隙流体的压缩系数同时增加,使速度和密度明显降低。特别是对于浅层稠油热采,时移地震监测几乎总是可行的。 注入 原始油藏流体压缩系数更大,时移地震监测应当是可能的。 各种油气生产作业对储层条件和地震特性的影响见表 8- 1。 4·油藏参数 埋深浅,或具有低上覆压力的油藏,岩石一般未固结,可压缩,孔隙流体压力通常较大,流体饱和度或流体成分置换的影响较大。再加上浅层地震资料质量一般都好,地震频率成分高,能够高分辨率成像,因此,深度浅是很有利的条件(图 8- 1)。 孔隙度高时,孔隙流体变化相对于岩石骨架变化来说,要比低孔隙度油藏明显,这也是时移地震的一个有利条件(图8- 2)。 温度改变,将引起岩石骨架和孔隙流体特征的变化。油的压缩系数对温度的依赖性大,水的压缩系数对温度的依赖性小。高温度的油比水更易压缩,可为时移地震监测提供条件。渗透率,或流动的非均质性可影响流体的流动。低渗透性区域不利于注人流体移动,地震 特征不可能改变。渗透性阻挡层能引起孔隙流体压力增加,有可能用时移地震做图。 油藏参数之间是相互影响的,一个参数改变,其他参数也会改变。让我们来分析一下采油过程和随后的注水过程对砂岩油藏速度的影响。原始油藏油有溶解气,比水的可压缩性要大。含油饱和度 75%,含水饱和度 25%。一次采油开始后,孔隙流体压力下降,含水饱和度上升,二者都使得速度增加。当开始注人水后,含水饱和度增加,又使速度增加。因为注人水是以缓慢的速度注人的,孔隙流体压力增加很小,速度的降低也不明显。综合上述变化,采油和注水都使得速度增加。 另外,采油使得孔隙流体压力下降,气从溶解状态脱离出来,使得油藏的气油比增加,速度下降。因此,上述采油过程引起的速度增加要扣除掉气油比增加引起的速度降低,才是纯速度增加。 综上所述,地震监测油藏的应用条件应当是:孔隙度大(在 25%以上);岩石疏松;埋深浅;厚度大;地震资料好;水驱采油最好是轻油或气;热驱采油应当是重油。 三、用于油藏监测地震特征 地震观测的是油藏与盖层(或围岩)的波阻抗差异,波阻抗是速度与密度的乘积。因此,地震反射是速度和密度的函数。上述油藏变化引起的岩石物理特征改变集中反映到油藏的速度和密度改变上,从而引起地震特征变化(图 8- 3)。 只要这个特征变化足够大,地震能观测到,我们就能通过地震技术来监测油藏流体的改变。地震能观测到的特征变化主要有下列几种。 1.反射时间 反射时间随油藏枯竭而改变。枯竭油藏的速度要比饱和油藏的速度高,因而使得反射波通过油藏的旅行时变小,因而可能在油藏底界面反射或油层下方的反射记录上看到反射上拉现象。当稠油热采时,油藏受热后速度会明显下降,通过油藏的反射波旅行时便会变大,因而可能在油藏底界反射或油藏下方的反射上看到反射下拉现象。只要地震资料质量好,反射时间的拾取精度可达 1~ 采油引起的反射时间变化,就能在地震资料上观测到。 2·振幅 振幅是采油过程中油藏变化引起的地震变化的一个主要指标。上述油藏变化引起的速度和密度改变,使油藏的波阻抗改变,从而改变了它与盖层(或围岩)的波阻抗差异,造成了反射振幅的改变。油藏的波阻抗改变越大,振幅的改变也就越大。 3.速度 油藏开发过程中流体性质、温度、压力等变化及裂缝产生可能引起足够大的速度变化。由根据反射波旅行时随炮检距变化导出的叠加速度,或利用振幅进行反演得到合成声波测井速度,可以较好地反映出油藏的变化。 4.频率 关于频率变化与油藏的关系,传统的说法有二:一是油藏对频率的吸收作用不同;二是速度变化引起层间旅行时改变表现出的频率变化。目前关于两个说法尚存争议。 此外,地震波通过裂缝带时部分能量将被散射,脱离原传播方向,以与原传播方向不同的方向传播。横波发生分裂,改变偏振方向。地震监测技术 地震监测技术 时移地震 1.概述 ( 1)时移地震 每间隔一定的时间对同一地区进行一次地震观测,对不同时间观测的数据体进行互均化处理,使那些与油藏无关的反射波具有可重复性,而保留与油藏有关的反射波之间的差异,通过与初始基础观测数据体相减,来确定油藏随时间的变化情况。综合利用岩石物理学、地质学和油藏工程资料,对油藏及时进行动态监测,快速做出油藏评价,调整开发方案,对油田进行有效的开发,提高采收率。这种地震工作就叫时间推移地震(简称时移地震)。时移地震包括时延三维地震(又称为四维地震),时延二维地震(常重复地震)及时延 前常用的时移三维地震,是人们通常所说的时移地震。 ( 2)时移地震的特点 时移地震技术不是一项技术,而是逐步发展起来的用于油藏监测的一整套技术。四维地震利用地震技术监测油藏,把三维地震技术与传统的油藏工程方法技术集为一体,这种新的时移地震油藏监测技术能使我们获得更多的信息。用时移地震监测油藏是利用井中数据(测井数据、岩心数据、生产历史数据、试井数据等)对井旁三维地震数据进行约束及校正,然后地震数据从井旁向井间外推,获得三维空间的油藏变化数据。时移地震用于油藏监测不是静态地研究油藏内地质构造及储集层问题,而是动态地研究油藏的发展变化,油藏的变化正是油气开采过程中地层压力、温度的变化及油、气、水的变化所引起的,这也正是时移地震给油藏管理工作带来的管理方式的变革。 时移地震用于油藏监测,涉及很多技术领域,除三维地震技术、测井技术外,还涉及油藏特征分析技术、现代试井分析技术、油藏模拟技术及地震模型技术等。此外还应用了很多正在发展的钻井、完井、地震等方面的技术,如四维三分量横波地震技术、 向钻井技术、四维地震重力梯度测井技术等。油藏监测是一多学科大规模的地学难题,至少需要四个不同领域的石油技术专家 —— 油藏专家、地球物理学家、地质学家、石油物理学家通力协作,分析解释时移地震数据以监测油藏的变化。 ( 3)时移地震的目的及任务 现行的油藏管理及油藏监测方法,都局限于井筒范围。这些监测方法不下 10种,有压力测试、采油速度、注人速度、油水比、油气比、示踪剂、生产测井、地层测试等。油藏模拟也是用于研究油藏流体移动的一个方法。以上方法都是在井间进行内插,远离井的精度总是有问题,且具有若干限制。为了加强油藏管理,提高最终采收率,迫切需要有一种新方法,来预测井间油藏随时间发生了什么变化。这种新方法就是时移地震。时移地震主要应用于: ① 寻找死油区,确定加密井和扩边井等新井井位,以及老井重新作业。 ②监测注人流体,如水、蒸气、 气等流体的移动,调整注人井和采油井。 具体来说,在老油田,死油或圈闭往往分布在相对小的尺度上。而钻加密井仍然是油公司实现产量目标的主要措施。采用时移地震就能更准确地钻加密井,减少井数,提高效益。又如,在有利条件下,对采油过程中流体界面的移动进行地震制图,可用来修改开采方案。还有,在强化采油过程中监测流体前缘的推进情况,了解流体绕过的地带,可以决定如何采取补救措施。再如,监测压裂,预测渗透率各向异性,确定开发井位和注人井位,等等。 ( 4)时移地震的技术难点 ①必须根据现有资料和现今油藏条件进行可行性研究和先导性试验; ② 要有懂得地球物理概念的油藏工程师全过程地参与时移地震的采集、处理和分析; ③数据采集参数和施工过程必须面对全新的数据采集方法而又要确保两次 3 ④重复性有效信号与非重复噪声之比必须足够大,才能检测到储层内流体变化造成的地震响应差异; ⑤处理过程始终强调新老资料的互相关(互均衡),同时对新资料又必须应用使其最佳的新方法进行优化处理; ⑥需要有包括细微油气异常检测在内的时移地震资料分析技术,而适合的应用软件研究开发工作任重道远; ⑦“油藏”模拟和“地震”模拟结果的拟合需要占用大量机时,有时会出现许多老资料根本无法与新的 3 ( 5)时移地震适用范围及经济意义 时移地震油藏监测技术井非对所有的油气藏都适用,现从油藏的类型及开发投资角度探讨其适用范围。从油藏类型角度看,未固结或固结不好的砂岩层是该技术使用最理想的场所,因为其地震响应可以明显地指示流体或气体的存在及其界面性质。水驱油藏及能量衰竭油藏局部区域也比较适合采用时移地震油藏监测技术。监测碳酸盐岩油气藏、能量衰竭型油气藏中天然气、注人蒸气的流动情况是四维地震油藏监测技术应用最有希望发展的区域,从投资者的角度看,大油田特别是深水海域开发的大油气田是时移地震油藏监测技术应用的主要场所,该技术的应用对于油藏动态管理、优化开采、减少投资风险、增加采收率都具有重要的意义。 时移地震油藏监测技术使用的经济意义就是通过优化油藏管理把投资风险降到最低,提高油气最终采收率而获得最大的经济效益,从二维地震技术过渡到三维地震技术已使油气采收率从 25%~ 30%提高到 40%~ 50%,时移地震技术的应用,有希望把油气采收率提高到 65%~ 75%。 2.互均化处理技术简介 ( 1)时移地震的可重复性要求 用时移地震监测油藏流体的变化,通用的测量方法就是用时移地震与基础观测地震数据相减。这就要求不同时间的地震数据要有非常好的可重复性,只在油藏反射上才存在与油藏变化有关的变化。问题是,施工环境、采集和处理中的任何一个环节都可以使不同时间的地震数据不具有可重复性。不同时间的环境噪声会不同。采集环境会改变,包括地面建设、钻井和采油设施的增加,近地表潜水面季节变化,全球化潮汐变化等。环境产生的直接的和次生的噪声会降低信噪比产生的时间差达几至十几毫秒。这对常规地震应用问题倒不大,而对时移地震就成为严重的问题了,甚至导致失败。采集系统、采集参数和定位精度不同引起的变化将明显影响时移地震的可重复性。处理软件和处理参数不同,也会严重影响时移地震的可重复性。有人做过一个试验,用不同软件按统一参数处理,偏移后差别竟达 80%。初至切除、静校正、反榴积、叠加和偏移等参数不同,将造成反射时间和振幅的差异。偏移速度影响最大,速度改变 5%,可使均方根振幅差异高达 98%。甚至初至切除改变 10%,还能引起 26%的均方根振幅差异。 为了使时移地震数据具有最佳的可重复性,采集和处理应当保持相同。实际上,数据体之间的精确可重复性很难存在,因此,对时移地震进行可重复性处理 —— 互均化处理。就成为时移地震的一个关键问题。 ( 2)互均化处理 互均化处理的目标是消除时移地震中那些不需要的随时间的变化,而只保留油藏反射的动态变化。互均化处理包括下列四项校正: ①时间校正:在油藏外面或上方,选择一段与油藏无关的反射,在这个时窗内,用相关方法计算时移观测与基础观测之间的时差,作为一个静校正量,用来对时移观测进行静校正。在频率域,这就是一个纯线性相位滤波器。 用一个 30样率 2子波分别时移 1、 2、 4和 8个采样点。子波振幅被归一化。初始子波减去时移子波,得到一个振幅差异曲线, 1和 2个采样点的时间差,就能产生 32%~ 70%的振幅误差。误差随时差增加而增加。 ② 振幅校正: 用上述同样的方法开一个时窗,计算基础观测与时移观测的均方根振幅,用基础观测与时移观测的均方根振幅比值作为校正因子,对时移观测进行振幅校正处理,使与油藏无关的振幅尽可能趋于一致,而不改变油藏反射应该存在的差异。 对纯振幅差异很容易理解。用 80%、 60%、 40%和 20%的比例改变30后用 100%的单位子波分别减去不同比例的子波,就会得到一系列振幅差异。对这些振幅差异必须做振幅校正。 ③频带校正;按上述同样原则开时窗,计算振幅谱。先求基础观测振幅谱的平滑曲线,然后用这条平滑曲线去归一化时移观测的振幅谱,把时移观测振幅谱校正成与基础观测振幅谱相同的频带宽带,来消除时移观测与基础观测之间的频带差异。 频带不一致引起的差异仍用零相位雷克子波证明。 30移子波按 2. 5础子波减时移子波,子波差异表明,频带差别越大,振幅差异越大,剩余能量从 7%至 40%改变。这种差异需要用频带校正消除。 ④ 相位校正:要把时移观测的子波相位校正到与基础观测一致,可以对时移观测地震道进行相位角扫描,然后与基础观测对应的道进行对比,看看哪个相位角对应的道与基础观测最相似,就用这个相位角设计一个纯相位滤波器,对时移观测道滤波,就完成了时移观测的相位校正。 最好的办法是把所有观测都校正成零相位,这对于后续的处理和解释是最理想的。由于时移地震研究区内必定有很多钻并,可对不同时间采集的地震数据分别作相位扫描,用与地震频带同样宽的零相位子波和测井资料制作合成地震道,然后用合成道与相位扫描结果对比,确定不同时间观测的相位角,分别做相位校正。 为了醒目地说明相位差的影响,仍用 30 5° , 10° , 15° , 30° , 60° 和 90° 相位移子波作为时移子波,然后用基础子波分别去减各个相位移子波,得到相位差产生的振幅曲线。请注意,肉眼难以识别的 15° 相位差,就能产生 20%的振幅差。因此,把相位校正一致是很必要的。 二、微地震技术 从 20世纪 80年代初开始,微震监测( 称无源地震监测,或被动地震监测)经常成功地应用于开发地热,监测水动力压裂作业和模拟,追踪流体的运移,确定开发井的目标及帮助描绘断层。由于在含烃环境中该项技术的应用存在一些技术问题,如地震检波器的性能和布设问题,因而微震监测在石油工业中的推广应用进展缓慢。目前这些技术难题大部分已经得到解决,加上其分辨率高,覆盖范围广,且成本收益比很低,应用微震监测技术进行油藏描述已越来越受到人们的重视。 1997年在北海对白垩系油藏进行了 19用单井多级测位了 2 000多次微震。正是这些大量的微震资料使人们能应用此技术对压力前缘和断层成像。因此探测并定位的微地震越多,所得到的有关储层变化及形变机理的数据的质量就越高。 在油气工业中广泛应用微震监测技术的时代已经来临。其推动因素:主要的技术难题已攻克,该技术已经朝着永久监测系统的方向发展,即把它作为完井作业的一部分永久性地安放在油井中,从而使“深部观测”( 念融入未来的开发技术中。 曾认为微震监测只适应监测高速度岩层的油藏。从阿科等公司在各种沉积环境(从浅层未固结的砂层到白垩纪地层)中微地震监测均获成功,证明该技术有着广泛的应用范围。微震监测正成为对远离监测井的地区(覆盖范围直径为 行三维空间监测的一种有价值而且独特的方法。 微地震监测可以补充时移地震勘探不足,如有天然气存在时,不能有效实施反射地震进行油藏成图,这时便可采用微震监测。 1992)和 I。 1995)提到过用井中地震技术对时移地震勘探进行校正。微震监测可用来校正时移地震勘探并提供实时的水动力和地质力学过程的图像。若实现微地震与时移地震的有效联系,微震处理能描述油藏的变形过程,诸如震动发生的部位、幅度、聚集点及主应力场;能对介于井孔成像和三维地震成像之间的断层的活动和传导性断裂成像。 1.微地震监测基本理论 微震是很小的地震,通常只有里氏 1~ 3级,发生在断裂面上,断裂面半径一般只有 1~ 10m。在 1000经监测到了微地震,并确定了其位置。由于油藏内地应力为各向异性,剪切应力在天然裂缝上聚集。正常情况下这些裂缝处于封闭状态。然而,如果油藏开采活动(如流体压力的变化,断裂的剪切作用)引起地层应力变化,那么将产生裂缝剪切作用,诱发微地震(图 8- 4)。井下检波器可以检测到这些微震的地震信号,从而可以对微震事件以及油藏内相关的压力/应力的变化进行成像。井下检波器的位置应尽可能接近油藏的位置。 微震监测是地震学的一个分支,微震监测和勘探地震学的最大区别是:勘探地震学中震源直接受人控制,其位置和激发时间是已知的。在微震监测中,震源位置和激发时间都是未知的。实际上,确定震源位置和激发时间正是微震监测的首要目标。当然,由于震源位置不限于地表或井中,它能产生大量的横波和纵波,所以不知道震源位置这一不利因素得到补偿。更重要的是,它是生产过程直接产生的结果,发生在油藏的变化部位。 微震表现为不同的脉冲,声频范围一般为数百赫。震源产生的地震波会受到油藏内震源和接受器之间的岩石特性的影响。对波形和震源机制的研究可提供有关油藏内变形机制、传导性裂缝、活动断裂构造、流动流体的分布和压力前缘的移动。 油藏微震的具体性质取决于多种因素:如岩石类型、应力状态等等。地热应用中,水动力压裂时会发生大于 1次 /北海油田的勘探中,正常生产时由一口观测井平均每天可记录到 100次微震。 尽管空间分布的网格为最佳,但用多级三分量检波器组合(即通常的 一口监测井也能对微震定位。为了准确可靠地定位,检波器必须记录几百赫范围内无干扰的信号。经过对此信号进行分析可估算震动的大小,移动断裂的长度及其他详细资料。 为了定位,首先要综合反射地震资料和测井资料来开发油藏的速度模型,模型通常为二维或三维的。定位过程可分为两步:首先由横波和纵波的延时确定检波器到微震点的距离,然后通过分析纵波粒子的运动或通过类似于勘探或导航中所用的三角测量方法确定运动的方向。实际应用中采用复合搜寻和优化算法替代这里所讲的简单方法,但原理是相同的。 2.微震勘探的采集与处理 ( 1)微地震的采集 微震勘探分两大类:临时的勘探和永久性的勘探。临时的勘探又分两类:永久性勘探体系的先导性研究及岩屑回注或压裂类的短期作业的监测。 目前在陆上和海上都可进行日常临时微震勘探,但在海上进行永久性监测仍存在许多问题,如检波器布设、连接及使用寿命。在没有进行临时性监测的情况下,直接进行永久性监测是不正常的。在没有进行过微震监测的油田宏放永久性井下检波器之前,应进行详细的设计研究。需要解决的主要问题包括: ①监测网设计; ②评价微地震在油藏管理中的作用; ③硬件技术规范。 微震检波器网格性能的数值模拟可以解决以下问题:分辨目的层(即注采层位)所要求的定位精度,探测震动的灵敏度及单个震源机制(即破裂面的方向)。使用基于遗传算法的软件,能在成本/目标上实现检波器的最佳分布。下一步是对得到的油藏管理信息进行评价,这包括: ① 与开采/注人相关的可能的微地震断裂机理评价,如走向或倾向滑动剪切; ②与单个油藏工程相关的微震事件; ③对诱发微震活动的作业参数进行评价,如泵排量和泵压。 其他信息包括:检波器的技术规格、布设、现场施工、采集、处理及成本。要进行这类研究,作业者需拥有有关油井的开采层和注人层的资料,以及测井、产量、地质资料、速度结构等方面的资料。 (2)微地震的处理 分析微地震事件以获取事件的发生率,评价油藏作业范围内诱发地震的空间分布。通常在现场或用户的办公室内进行联机处理。联机处理一般能控制数据质量,拾取初至时间,计算时距曲线(质点运动),并初步地完成地震定位与可视化。 最终处理常常由服务公司进行,一般涉及到采用二维或三维射线追踪方法地震定位;震源参数评价,包括幅度、震源半径、静应力降等;应用先进处理技术(如压平( 术)进行精确定位。 综合微震资料与现有的油藏资料及模拟软件,协助解释和监测油藏是一个快速发展的技术领域。它要求作业人员和处理人员密切协作。三维地震处理技术的发展已经促使众多专家为综合地震和其他油藏数据提供软件支持,可以预期综合微地震资料和油藏数据的软件的研制也将会快速发展。地震监测资斜的解释应用 地震监测资斜的解释应用 时移三维地震油藏监测解释应用 1.圈定死油区 如图 8- 5所示,这是一个利用时移三维地震来确定某一油藏开采后的死油区位置的实例。通过确定死油区位置,可指导加密井钻井,提高油藏采收率。图 8— 5( a)为 1994年的初始储量估算;图 8— 5(b)为经两年开采后于 1996年的现储量估算,储层上钻了 A— l、 A— 2、 A— 3和 A- 4共 4口井;图 8- 5( c)为 1994年和 1996年两次测量之间的地震振幅差值图,图中阴影由浅变深指示了推断的流体运移方向,图的左下角和右上角二块振幅无变化的区块为死油区,图 8-5(d)中显示了根据四维地震资料确定的 2口加密井 A— 5和A- 6的位置。 如果不采用时移地震,仅仅根据钻井资料,就会漏掉这两块油藏,而误以为油藏在开发两年后,只剩下构造顶部的一小块还有开采能力。 2.监测蒸气驱 这是 上 个产层,管口温度监测的高温结果表明,在蒸气驱过程中出现了注人井和生产井间蒸气窜流现象,但具体哪一层出现蒸气突破不得而知。为了了解蒸气波及情况,进行了时间推移三维地震试验,在31个月的时间段内相隔一定时间作了 6次监测测量。图 8— 6是 7个数据体的垂直剖面。蒸气注人层在 13520注蒸气仅 2个月后就看到很大的变化,在注人层内和注人层下面形成了油藏性质系统变化引起的反射时间变化,这种变化在逐次测量时都有增长,在 31个月时间后达到最大,注人井附近的反射比基线测量数据迟 12每次测量之间的波形和振幅也有变化。 上述时间变化的岩石物理学解释是:在一次采油期间,压力下降使得气逸出,速度从 2 100m/ 650m/s,因此基础观测的反射时间偏大了。注人蒸气后,压力上升,游离气溶解,使速度又回升到 2 100m/s,使反射上拉,比基础观测时间还要小。随着蒸气的不断注人热前缘开始加热油层,速度又一次降低到 1980m/s,但仍比基础观测高,反射时间仍较小。温度继续上升,直到孔隙流体被蒸气置换,速度迅速下降到 1500m/基础观测还低,使得时间明显下拉。 利用时延模拟给出的线性关系,将层慢度变化转换为蒸气厚度,如图 8- 7,有了这种蒸气分布图,就可以作一些补救措施,为了防止蒸气在注人井和生产井之间循环引起的浪费,在注人井中填塞或减少下 于上对大量的未驱扫到的剩余油区,增加射孔。 3.监测注水 时移地震用于监测注水,剖面上有 3口井札井是注水井山井和 8- 8)。注水前石井含水 16%厂井不含水。时移地震采用高分辨率技术,检波器埋入地下 15m,单道接收,道间距 6m,采样率 控震源激发, 48次覆盖。 注水前后 8个月的两次观测相比,只有油藏振幅在生产井 位置上明显增强(图 8- 9)在注水井附近的油藏振幅,在油藏以上的浅层振幅和油藏以下的深层振幅几乎都没有变表明油藏流体饱和度和压力发生了变化,水驱前缘已扫过了油藏。 二、井中地震油藏监测解释应用 1.垂直地震剖面监测压裂 这是 . 1983)给出的一个 的开采层为油页岩。油页岩点火前要求有大量裂缝存在,以便燃烧推进。为此进行了压裂。 监测压裂效果的 - 10所示。 且在压裂层位的下方,深度 2段上观测,以便直接测量到下行透射的直达波。观测中使用三分量 通过分析压裂前后 以识别压裂带。如图 8- 11,压裂后,由于储层速度降低,纵波、横波的直达波到达时间都比压裂前增大了(图 8-11( a),( b)),而直达波振幅通过裂缝带后明显减弱,如图 8- 11( c)给出的压裂前后的纵波振幅比,在深度 2范围内振幅比的低值区反映了裂缝的存在。经计算,吸收品质因子 . 0,说明压裂效果非常好。 在图 8- 11( c)深度 一个低振幅比异常,这是直达波与裂缝带散射能量之间的干涉结果。人工压裂带相对地震波长讲,通常是足够的小,以至表现为散射,而不可能产生反射。 压裂产生的裂缝带相当一个声学透镜,会旋转横波质点运动的偏振方向。当地表用 转意味着 三分量检波器中的垂直分量能记录到很强的 8— 12)。而压裂前仅能记录到一个很弱的 裂后 2.应用井间层析监测稠油热采 这是 1989)在 高采收率)过程中,采用井间观测和井间层析技术监测蒸气前沿的实例。注人井与生产井的测线位置如图 8- 13所示。最大井距为 210m,最小井距为 138. 9m。最大井深为 240m,在测线 1 1次是在 1987年 10月做了首次测量如图 8— 14( a)所示(是注人蒸气后的几个月进行的)。得到的井间层析图作为基准与后面的两次井间结果做比较。根据第 1次测量结果,从成像图上看出,速度都比较高。在右上角有一块低速带,说明蒸气进人到了产层。 1988年 3月做了第 2次井间测量,层析图如图 8- 14(b)所示。 在 150~ 210图上的右边低速分布范围比较大,低速分布的形态不对称,反映储层的不均匀性。图上还表明蒸气前沿快接近生产井。 在 1988年 10月第 3次观测得到的井间层析图(图 8- 14( C)),速度进一步降低,低速范围扩大,注人井附近速度降低22%,在生产井附近降低到 9%左右。此点表明蒸气已到达生产井。 在不同时间测量得到的这三个层析图说明,注人蒸气的增加和所引起的间隔时间层析显示出的变化是吻合的。还显示出蒸气集中与分流的位置。这个试验证明井间地震可以监测 三、微地震检测的应用 微地震监测的试验及实际应用表明,该技术可用于油藏开发中的如下几个方面: ( 1)识别引起储层分区或过早见水的流动通道和路线的断层(渗漏断层)构造; ( 2)识别裂缝储层流体流动各向异性并确定井位; ( 3)提供流体压力前缘移动的实时三维监测; ( 4)帮助确定新的注/采井位; ( 5)识别潜在的井眼不稳定性的区域; ( 6)建立油藏预测模型。 下面是微震监测的几个实例。 实例一 这是微震识别各向异性并确定新井的例子。如图 8- 15,显示了深度间隔为 345个深度切片,开始深度为2 070m,有很强的各向异性流动,横向范围大约 900m,这是由于在套管鞋之下 750着油藏深度增加,流体流动方向趋于明显,根据监测资料的分析成功地确定第 2口井(图 8- 15)。 实例二 为北海 验在998年 6月和 7月间进行,持续57d,通过微震纵波和横波速度模型,建立三维速度模型,确定微地震事件及位置,进而达到储层预测目的。 如图 8- 16,为 部储层之上 50地震文件在深度域的分布,图 8— 17为 微震事件的垂向和横向分布表明微地震活动性与储层生产有关。该区域为出现井眼稳定性问题的一个主要区域,从事件的位置解释出了两个潜在构造,对这些构造线所作的事件聚集机理分析指出一明显的正断层构造,与 次测量表明在 有可能与储层采油有关。所观测的微地震活动与断层总趋势一致,出现在具有明显的井眼稳定性和完整性的区域内。
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