S油田时移地震可行性基本分析

影响时移地震可行性的主要因素包括储层本身的性质以及环境条件的变化。

从油藏岩石性质看，S油田主要是泥质胶结的各种粒级的砂质岩，其中主要储层为疏松砂岩。其主要 矿物成分是石英、长石、粘土和少量的杂质；粒度主要分布在0.01～0.35mm；油砂粒度相对大。孔隙度 分布在26％～35％之间，大部分在29％～35％之间；平均渗透率为2600mD。

疏松砂岩含油性好，孔隙度大，渗透率大，储层岩石结构比较松散。其干岩石密度为1.6～ 1.7g/cm³，含流体岩石密度为1.9～2.1g/cm³。岩石纵波速度vP为1950～2650m/s。

固结泥质砂岩含油性差（或不含油），孔隙度中等。干岩石密度为1.7～2g/cm³，含流体岩石密度为 2～2.3g/cm³。岩石纵波速度vP高于疏松砂岩，为2600～3100m/s。

疏松砂岩大的孔隙度和渗透率，以及容易压缩的岩石骨架性质是进行时移地震研究的有利条件。

从油藏流体性质看，油藏流体为稠油，地层油密度为0.928～0.8864g/cm³，地面油密度为0.971 ～0.946g/cm³；地层油粘度为41.2～70.7mPa·s，地面油粘度为5.7～22.0mPa·s。地层水的矿化度为 5855mg/L。S油田采用注入海水开采方式，注入海水的浓度为32000×10^－6。这些流体（原油、原地层水 和进入海水）在储层温压条件附近的地震属性参数如表3.2。

表3.2 流体地震属性参数

从表3.2中数据可以看出，如果油田流体从温度为64℃，流体压力为14MPa的原油替换为温度为 60℃，流体压力为12MPa的海水时，流体的地震参数是有一定变化的，但差别不是很大，这对开展时移 地震监测不利。

根据有关资料，原始油藏不含气。但实际开发过程中，局部地区由于地层压力降到了泡点压力以下，油藏原油出现了脱气。因此考察气体的性质对理解时移地震性质是很重要的。根据实验数据和流体模型 分析，在储层温压条件下，气体的波速v_P约为500m/s，密度约为0.08g/cm³，体积模量约为0.02GPa。因 此油藏脱气后，油藏流体成为气液两相，根据Wood流体混合法则，气体性质和含量对混合流体的性质起 重要作用。

从油藏的压力温度环境看，油藏典型地层压力为14.28MPa，压力系数0.985；地层典型温度64℃，温度梯度3.27℃/100m；典型饱和压力12.0MPa；气油比30。部分区域地层压力与饱和压力很接近。

部分井实测的地层压力、温度、饱和压力以及气油比数据如图3.1所示。

图3.1 部分井实测的

目标油田采用注水方法开采稠油，开采所导致的油藏储层（岩石和流体）以及地质环境的变化是形 成油藏时移地震性质的主要原因。根据实际资料，油藏开发前典型储层含油饱和度大致为70％～80％，开发后储层的残留油饱和度至少为20％～30％，开发效率不是很高。开发后地下原油中溶解气的数量有 所减少。开发前后，储层温度变化不大，地层压力有所变化。部分井的测量数据列于表3.3。

表3.3 部分井开发前后温度压力测量数据

续表

根据表3.3和其他资料，目标油田在开发过程中，不少地区地层压力都发生了下降，其原因，一是作 为一种开发手段，针对稠油，把压力降到泡点压力附近，可降低稠油的粘度，使油变得易于流动。二是 个别地区水补给不足，导致亏空，以致压力下降过大。由于这两方面原因，开发前后地层压力变化是不 可忽略的。地层压力下降的幅度主要在0～2MPa之间，最大下降接近4MPa；局部地区地层压力甚至下 降到泡点以下。

如A区，原始地层压力在A16井为14.41MPa，A29井为14.41MPa，但近期该区部分地段的测压数 据显示，A10为12.51MPa（1999.2），A14为12.04MPa（2001.5），A16为12.3MPa（2000.1），低于饱 和压力12.54MPa。

B区，原始地层压力在B5井为14.3MPa，B6井为13.2MPa，但开发过程中地层压力变化，B6井曾 为11.4MPa（1996.4），B2井为11.84MPa（2004.9），B7井为12.86MPa，而饱和流体压力为13MPa。

J区，原始地层压力大致在14.2MPa，但近期J8井为10.96MPa（2004.12），J9井为10.73MPa（2005.6），J10井为11.49MPa（1997.7），J11井为11.49MPa（1999.7）和J14井为11.49MPa（1999.7），接近或低于饱和压力（约11MPa）。

显然在地层压力比饱和压力低的地区，就会出现油藏脱气现象。

根据上述的描述，会出现下面几种情况。

在某些注水井附近，水－油替换效率最高，比如含水饱和度增加30％～50％，可引起波速vP大致增 大30～50m/s。如果压力也有所下降，如下降约1MPa可引起波速vP增加30m/s，假定注水井附近不出 现脱气，因此综合变化是波速vP增速大致60～80m/s。

在某些产油井附近，含油饱和度保持高值，含水饱和度少量增加，如10％，其对应的波速变化大约 在10m/s左右。如果压力变化不明显，则总的波速变化也不明显。在这些产油井附近，如果压力下降，如1MPa，可引起波速vP增大30m/s，其综合变化是波速vP大致增大40m/s左右，会同样显示出正的波速 增加。

在某些区域，如果压力下降太大，降到泡点压力以下，就导致原油脱气。如压力下降了3MPa，气体 饱和度为1％，则波速vP的综合变化大致增加40m/s，仍然为压力效应为主；但如果气体饱和度增加到3％，则波速vP的综合变化大致降低60m/s，则表现为气体为主的效应。

局部地区，有水－油替换，同时也发生了压力下降，但是也有一定的脱气量，水－油替换和压力的效 应与气体效应大致相当，则总的波速表现出变化不明显的趋势。

下节将具体分析3口典型井的变化模型。