第三章 时间推移地震技术

第三章时间推迟地震技术第一节时间推移地震的基本概念第二节时间推移地震可行性研究第三节时间推移地震野外采集技术第四节时间推移地震处理技术第五节时间推移地震解释技术第一节时间推移地震的基本概念1、时间推移地震的定义时间推移地震(TimeLapseSeismic,TLS)是不同时间对油气田进行地震观测、监测油气开采状态、探明剩余油气的分布、调整注采方案、提高油气采收率的一整套技术。时间推移地震（简称时移地震）观测时通常以三维地震为基础，又简称为四维(FourDimensional)地震。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。有关术语的解释地震油藏监测(SRM) 运用地震资料来监测油藏内部特征 综合监测的一部分 时间推移地震(TLS) 采用重复的地震勘探 地震油藏监测的子系统 四维地震(4D) 采用重复三维地震勘探 时间推移地震的子系统

由于时间推移地震的应用难度还很大,做好技术风险评价工作是十分必要的。此外,由于时间推移地震是利用不同时间观测的地震图像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。时间推移地震正在发展中,必将成为未来地震的重要工作方式。2、时移地震的国内外现状时移地震的试验工作始于70年代，它使地震勘探从静态的构造和储层描述发展到油藏的动态监测，把时空概念引入油田开发，给油田生产方式带来了基本观念的转变。到目前虽然仍处于初级阶段，但投入的经费却迅速增长。1997年全球石油地震勘探费用花了35亿美元，其中时移地震花掉5亿元。国际时移地震主要经历了三个阶段：第一阶段：根据世界可开采油的减少，90年代初人们希望通过老油田的剩余油开采提高产量，从而开始了时移地震先导性实验，其中最成功的先导性实验是印度尼西亚Duri实例（1992-1995年间进行先导性实验，1996年发表有关文章），它的成功促进了世界领域的时移地震工作的快速开展。第二阶段：第一阶段人们没有充分认识时移地震勘探的复杂性，从而人们希望通过70年代和90年初不同时间、不同观测系统采集的常规三维数据，经简单的常规处理获得时移地震的结果。但发现时移地震存在大量问题，因此在996-1998年期间发表了不少时移地震勘探问题的分析和可行性论证文章，这一时期是时移地震相对的低潮阶段。第三阶段：工业界时间推移地震勘探从先导性实验向应用性转变；从地面纵波地震向多波和VSP、井间等更广阔的领域发展。050100150200250300350400793D活动:818385878991937745001020304050608587899193959799先导实验商务4D活动：

时移地震之所以受到油公司普遍重视，原因是，目前世界上油田平均采收率在35%左右，大部分储量分布在死油区，或需要采用增产措施。预计时移地震将使采收率提高到70%左右。从老油田开采出更多的石油，与新的勘探发现具有同样重要的意义，但却是一个回报率更高的有效途径。

根据BP／壳牌公司在Foehaven油田的统计：1984年以前单靠二维地震技术，油气采收率为25－30％，1984－1995年采用三维技术，采收率达40－50％，1996年以来采用四维地震技术，采收率提高到65－70％，因采用四维地震技术而增加的纯利润已达到25亿美元。1984前2D1984-953D964D25-30%45-50%65-70%油气采收率BP/Shell公司Foehaven油田RogerN.Anerson时移地震技术提高采收率1980年以前:2D–

采收率为25-30%1980-1995年:3D–采收率为40-50%1996以后:4D–采收率为65-75%剖面体差异性

正是由于4D地震技术的良好应用效果，使得4D地震在勘探地球物理市场中的所占份额持续增长，已占到14%左右；其投资额则以每年10-30亿元的速率递增。四维地震市场（上）与四维地震项目（下）的增长速率

为了获得更多的信息，四维地震常与三分量联系在一起。二者的结合代表了地震发展的趋势，是地震勘探技术发展的重要里程碑。地震勘探技术发展的历史证明每次观测系统的改进都会带来深刻的变化。目前国外这两项技术都正处于试验与初步应用研究阶段，其理论还不完善，处理软件和解释方法正处在开发与积累阶段，但其发展相当迅速。我国则刚刚起步。3、时移地震的作用

1）对新油田：在注采以前，应用这一技术监视采油过程，采取一定的措施，就可以避免许多问题的发生；

2）对中期油田：在注采以后，若问题已经出现（如流体进入了储层的什么地方等），则可以帮助及时进行解决；

3）对晚期油田：可以帮助决定该井是否要封，其中的剩余油还有无工业开采价值等。监测油田开发动态驱动前缘监测,油藏内部流体流动成像流体成份变化，Sw、、T、P变化研究剩余油分布储层不均匀性、分隔区增加可采储量，延长油田的开采期限开发井位(加密井/监测井/探边井/修井等)优化开发方案更新油藏模型，改进油藏管理策略监测强化采油过程：水驱，蒸气驱，CO2驱，气驱，压裂等。4、时移地震的特点时移地震是一整套完整的技术体系;时移地震包含的信息是高度丰富的；首次使用了复合模型——地震模型和油藏模型相结合，能够全面地、动态地观测油气藏的全貌；时移地震项目项目的成功实现需要依靠多种技术和部门的密切配合。跨学科的决策和分析要求该项目必须是综合性的，要求地质学家，地球物理学家，油藏工程师和油气物理学家密切配合。由于面对的是一个动态问题，因而对资料的快速分析和显示也成为必须首先解决的问题。地下储层流体变化地震响应波阻抗储层密度*速度时移地震研究的理论基础岩石物理学研究油藏条件下或采油过程中流体与岩石的特征改变量及其对地震特征的影响岩石物理学是连接地震与油藏工程的纽带，是时移地震能否实现的物理基础，也是把地震特征转换为油藏特征的物理基础。可以用来描述孔隙流体对岩石密度和地震速度影响的数学模型很多，但在时移地震储层正演模拟中应用比较广泛的是高斯理论和Biot双相介质理论。分辨率有限数据体尺寸和研究周期可重复性含油饱和度变化影响程度的不确定性难以区分流体影响与压力影响气对地震响应的影响岩石物理问题测量尺度孔隙形态的影响裂缝水驱油藏的可适用性

四维地震用于油藏监测时的难题：油藏监测过程可行性研究历史数据分析(互均化)静态特征参数数据采集和重处理时间推移分析动态特征参数油藏管理决策地震数据体岩心数据开采数据时间1的油藏模拟油藏动态模拟测井数据时间2的油藏模拟开采预测；设备规划；采收率策略“历史匹配”流体模型的动态参数要适合于井的信息。实验室测试时间2的油藏模型时间2实测地震体时间1实测地震体合成地震体差异实测地震体差异?地震历史匹配迭代地修改模型，再模拟，再做合成地震体时间1的油藏模型正演模型时间1的合成地震数据体时间2的合成地震数据体正演模型水平分辨率垂直分辨率高VSP3D地震测井井测试粗刻度模型细刻度模型四维地震的分辨率问题井间地震不同时期地震资料比较1988199419881994不同时期地震资料互均化后的比较19881994不同时期地震资料重新处理后的比较某测线的基础勘探、监测勘探和差值勘探的剖面第二节时间推移地震可行性研究

技术可行性它实质上是研究油气开采过程中油藏变化引起的地震响应变化的可观测性，它包括岩石物理可行性与地震可行性，它回答什么样的油藏可以利用时移地震进行监测。经济可行性它回答什么样的油藏值得使用时移地震。四维地震投资<增加效益的20%。岩石物理可行性

它重点研究油气藏生产/开采过程对地震响应的影响。这种影响来源于三个方面：油藏条件埋深、厚度、岩石骨架、物性参数、流体类型等。流体含量变化

CO2

驱、水驱、蒸汽驱、自采温度压力变化

二者影响速度与相态

速度与压力和温度的关系

1

2:一次采油,压力下降,气逸出,速度降低7000-5500ft/s

23:注入压力前像到达游离气溶解,速度升高,回到7000ft/s

34:热前缘加热孔隙流体,速度再次降低,达6600ft/s

45:热蒸汽置换流体,速度迅速减小,低于5000ft/s地震信息：垂向分辨率横向分辨率震源可重复性接收可重复性观测系统可重复性成象孔径成象质量流体边界成象地震可行性岩石物理可行性评价表随时间推移地震可行性论证储层参数\油田理想条件l

注蒸气砂岩3D/VSPW.TexasVuggy注CO2气碳酸盐岩3D/VSPW.TexasGranular注CO2气碳酸盐岩3D/VSPSanJoaquin注蒸汽砂岩3D/VSPDuri油田注蒸汽软沙岩3D/VSPGoM/Nsea注水软砂岩3D/VSPGoM/Nsea注水中硬度砂岩3D/VSP孔隙度5/53/31.5/1.54/45/54.5/4.53.5/3.5干岩石性质5/52/21/13/35/54.5/4.53.5/3.5流体可压缩比5/55/55/55/55/54.5/4.53/3流体状态变化5/55/55/55/55/55/53.5/3.5波阻抗变化5/52/21/15/55/55/54/4构造倾角5/55/55/54/45/53.5/3.53.5/3.5总分100/10073/7362/6287/87100/10090/9070/70随时间推移地震可行性论证地震参数\油田理想条件注蒸气砂岩3D/VSPW.TexasVuggy注CO2气碳酸盐岩3D/VSPW.TexasGranular注CO2气碳酸盐岩3D/VSPSanJoaquin注蒸汽砂岩3D/VSPDuri油田注蒸汽软沙岩3D/VSPGoM/Nsea注水软砂岩3D/VSPGoM/Nsea注水中硬度砂岩3D/VSP垂向分辨率5/50/10/00/1.51.5/1.50.5/1.50/0横向分辨率5/50/10/00/21.5/2.50.5/1.50/0震源可重复性性5/53/43/43/43/43/43/4接收可重复性5/53/53/53/53/52/52/5观测系统可重复性5/54/54/54/54/53/53/5成象孔径5/55/35/35/35/35/35/3成象质量5/52/42/42/42/42/42/4流体边界成象5/52/42/42/42/42/42/4总分100/10048/68/48/6348/7055/7545/7043/63地震可行性评价表

地震主频 1-5

平均分辨率 1-5

图象质量 1-5

可重复性 1-5

流体界面可视性 1-5

主要地区4D技术风险评价表用于EOR过程监测的时移地震可用性零时可重复性实验零时可重复实验：在没有储层变化和较短时间内(几天)的条件下，重复采集数据进行随时间推移可行性评估的一种方法，主要用于实际采集和处理流程/参数的评估。第一次采集观测叠加第二次采集观测叠加第一次和第二次采集叠加，经匹配处理后的叠加数据间差异，其大小是第一次采集振幅的-45dB。第一次和第二次采集叠加差异结果第一次和第二次采集叠加差异结果经噪声敏感处理方法（反褶积、多次波衰减、FK滤波等）处理后，第一次和第二次采集叠加差异是第一次采集振幅的-35dB。（误差增加）时移地震关键之一----岩石物性

岩石物性，是时移地震的物理基础，是连接地震与工程的纽带；通常说来，适合时移地震的对象有六类（参考TLE1997#9,1327-1329)：

1）胶结差、孔隙度高的砂层，富含裂缝或扁平孔隙的岩层；

2）孔隙内流体的压缩系数在开采过程中发生较大变化者，如稠油热采，如高矿化水驱顶替了轻质原油；

3）储集岩层压缩系数能产生较大变化者，如因热采、人工压裂或快速注入液体；

4）储层经受大的温度变化，如蒸汽热采，如地面水注入温度高的油气层；

5）储层经受大的压力变化引起弹性参数变化，如注入流体、排出流体、压裂等；

6）覆压不大的浅埋地层。时移地震关键之二----技术风险评估

时移地震由于存在较高的技术风险，因此即要积极，又要慎重，而必须按照岩石物性数据和有关储层地质方面有利与不利的诸多因素进行论证，对要实施的区块作出评判、排序，并且还应做大量有效的实验室模拟。关于评判方法，Lumley等人在TLE1997#9曾做了示范举例。

时移地震关键之三----高度可重复性

采集与处理都需力争高度的可重复性。

对采集而言，采集参数与采集因素的前后一致；对处理而言，互均化处理至关重要，即计时校正、均方根能量平衡、带宽归一化以及相位匹配等。1.监测与改善蒸汽驱效率；2.追踪混相驱过程；3.追踪泄油引起的压力变化；4.提供油气藏流体分布信息；5.寻找剩余油、指出死油小区小块；6.监测蒸汽前缘的推进等；7.指导布置加密井、调整注水井；8.四维地震数据与油藏开发数据结合，提高油藏模拟精度。四维地震主要应用：

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、减小井数；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，确定开发井位和注入井位，等等。

时移地震与常规三维地震最大的区别在于事先必须进行可行性研究和先导性试验，必须确认油藏中所有变化的总和必须大到足以在一定的地震信噪比和地震分辨率下予以区分。室内岩石物理性质模拟和油藏条件模拟是极端重要的前提。在一个地区适宜还是不适宜做时移地震，有无风险，是否合算，赢利多少等。时移地震必须回答的几个问题：有那些因素在影响两次三维的采集结果？两次采集的结果肯定是不一样的，影响因素很多，如：仪器设备的变化，天气变化，炮点检波点位置变化，一些偶然因素，地下含油气情况的变化等。只有最后一种情况是需要检测的。必须消除其它因素的影响而保留最后一种变化对地震资料的影响，这是时移地震的最困难也是最重要的工作。

这些因素会引起地震资料的哪些属性的变化？

现在，时移地震主要是利用地震资料振幅包络的变化，也在研究用波阻抗的变化来检测剩余油，但现在的问题是还有没有其它地震属性更能反映剩余油的变化规律？这些属性的变化幅度有多大？不论什么属性，它必须有一定水平的变化幅度，否则会被噪音淹没。研究属性在地层含油气变化之后引起的可能的变化幅度是必须的。多高的信噪比的地震资料能够进行时移资料的处理和解释，否则会出现误导。如何分离和提取这些这些变化的属性？提取属性的技术也是一个重要环节，我们面对的是复杂的地震资料，各种属性是隐含在地震数据之中的。准确提取这些属性至关重要，在过去使用的提取属性的技术中存在许多人为因素的影响。如何建立这些属性与剩余油的关系？任何属性与剩余油都没有一一对应的关系，过去的许多做法将某种属性与剩余油的分布直接联系的做法是危险的。必须寻找特定油田的剩余油分布与时移地震某种或某几种属性的特定关系。时移地震还需更扎实的理论！不同流体充填的孔隙岩石的物理性质差异导致地震波场差异，特别是速度和阻抗。吉尔茨玛公式，自恰理论、Gassmann等没有反映出流体对骨架的影响，流体不仅改变了弹性模量、压力和密度，同时改变亲和力，如激发条件。岩石物理实验是时移地震的基础实验，它研究含不同流体孔隙岩石的力学性质、物理常数、速度、吸收随压力、温度、孔隙度、孔隙类型、流体的变化。但岩石物理性质的确定不能代表时移地震的机理清楚，岩石物理实验用高频、一维，或静态。存在的问题及技术难点：

目前时移地震主要应用于寻找剩余油、确定注水和注汽分布范围、调整开发方案、加密新井等。对存在的问题，有以下几点认识：

●从其应用地区来看，海上应用较多，主要集中在北海和墨西哥湾等，陆上应用较少。其主要原因是因为海上资料的信噪比高、噪音少，加上油质好，经济效益也高；

●从其研究深度看，基本在3000m以内，在高孔隙度（大于25%）、软砂岩、厚储层情况下，取得成功的机会较高；●对于不同油藏和不同的开采方式，时移地震的监测效果也不同；

●每次观测的地震条件的变化，前后测量的一致性难以保证；

●较差的应用条件：孔隙度小于15%，硬岩石碳酸盐岩，深度大于3000m，油层薄，轻油注水，重油热驱。

●胜利及南方油田自身油藏一般为小储层、小断层油藏，致使时移地震的信噪比和分辨率降低，增大了该项工作的难度。技术难点：

●根据现有资料和油藏条件进行时移地震可行性研究和先导性试验；

●懂得地球物理概念的油藏工程师应全过程参与时移地震采集、资料处理和分析；

●数据采集参数和施工过程必须面对全新的数据采集方法，同时又要尽量保持两次3D观测的重复性；●重复性有效信号与非重复噪声之比必须足够大，方能检测到储层内部变化造成的地震响应差异；●处理过程始终强调新老资料的互相关（互均化），同时对新资料又必须应用最新的方法进行优化处理；

●需要适合于包括细微油气异常检测在内的时移地震资料分析技术的应用软件研究；

●“油藏”模拟和“地震”模拟结果的拟合可能需要占用大量机时，因而对计算机能力提出了更高的要求。

第三节时间推移地震野外采集技术

采集方法：

1.充分一致的震源与检波器阵列;2.尽量一致的噪音背景；

3.完全一致的仪器采集因素。时移地震资料采集原则

时移地震实际上是一种反映差异信息的地震技术，采集的资料应满足下列基本准则：(1)随机噪声的期望值——信号与不可重复噪声之比（SNRNR）至少大于10；(2)信号的重复性——在任何条件（采集、处理参数）都不变的情况下，相邻两次观测间最后处理的地震振幅，其相对均方根误差小于5%；(3)导航与测量的精度；(4)垂向分辨率与检测限度——垂向分辨率可用Rayleigh准则的公式估计。

1)地面高分辨率三维地震这是目前国内外采集时移地震资料最实用和有效的监测技术，通常具有小面积、小道距、小药量、小采样率和实时快速等特点。地面地震采用的观测系统和采集方法应根据油田的不同特点来确定，没有固定的模式，但应遵循勘探费用最少、反映油藏差异的地震信息可靠、稳定且满足精度要求等原则。

2)井中地震技术井中地震相对于地面地震具有两个明显的优点：一是增加可利用的波场信息；二是避开了地表附近的干扰和低速带对高频分量的吸收衰减，而且接近于目标层观测，距之越近，观之越细，因此，可以记录到高分辨率、高信噪比、高清晰度的地震资料。井中地震技术包括：

a)垂直地震剖面（VSP）技术—利用VSP资料中上、下行波提高地震技术解决储层问题的能力，通过直接记录穿透储层的下行波进行EOR（提高采收率）过程监测。

b)反VSP技术—这是在井中激发，地面接收的观测方法，与VSP相比具有的优点是：检波器布置在地面，其方式灵活多样，可实现面积观测、放射状、圆形等观测。反VSP的关键问题是井中震源。

c)井间地震技术—这是获取高分辨率资料的有效方法，井间地震资料经处理后可得到更为精确、反映油藏特征变化最为精细的信息。

3)多分量地震技术不管是地面观测还是井中观测，使用多分量检波器接收，可得到更丰富的地震信息。据美国西方地球物理公司报导，开展四维勘探，从野外施工设计、计算机模拟、重复数据采集到分析处理以及输出结果用于油藏模拟等全套技术都是最先进的。对于经济有效的目标勘探采集，西方地球物理公司推出工业化用途的、具有四分量测量能力的海底电缆（OBC）的勘测船，配有能源、电缆、记录设备，这一多功能装备使4D/4C目标勘探更加快速、有效。4D/4C地震技术有助于展示小构造和地层圈闭、预测裂缝走向，还可在开发前或开发过程中知道流体的运移规律等。另据Schlumberger的Geco-Prakla介绍,该公司具有配套技术,包括方案设计、永久或可回收接收系统的应用和制造以及时移地震数据采集与分析处理、解释。

第四节时间推移地震处理技术其目的是克服采集所造成的“脚印”问题，同时尽可能使有关油藏动态变化所造成的地震变化得到最佳成象。强调均一化处理与多分量资料处理。主要有：(1)观测系统重新定义；(2)振幅、频率和相位校正；（3）空间校正技术；（4）互均化处理技术；（5）匹配滤波技术等。采集“脚印”

前后二次采集之差，这种差异不是由于储层变化引起，而是由于观测系统不同，采集仪器不同，处理流程不同引起的前后二次剖面的差。TL地震中脚印问题1985-95针对不同的资料情况可分为两大类：

1．老资料重新处理

叠后开始 叠前开始

2．新采集四维地震资料处理

技术

1．叠前处理技术

消除仪器相位特性技术、地表一致性反褶积、谱白化、

噪声编辑、

地表一致性静校正2．叠后处理技术

面元重新生成技术

频率域距离加权插值技术、时间域线性插值技术、 移动生成法

互均化处理技术

空间校正技术、匹配滤波技术、振幅校正技术、速度校正技术、相位校正技术一般处理原则处理流程一致性偏移距与覆盖次数的一致性DMO、偏移算法、偏移速度的一致性互均化处理的重要性时移地震资料处理的特殊性：

互均化求差

1、互均化技术（Cross-equalization）互均化指地震监测中所需的匹配滤波、振幅均衡及静校正等。本质上说，它是通过一个子波算子或算子序列使不同时间观测的地震反射数据匹配。它可以消除除油藏流体状态发生变化以外的其它因素对反射数据的影响。

理论上讲，经过互均化处理后的两次探测资料，除储层性质变化的地方外，其它均为零。互均化技术要求三维资料处理流程应尽可能采用相同的处理流程。标定、反褶积、去噪等应使用相同的参数；DMO处理中应使用同样的算子；偏移处理时使用同样的偏移速度等。互均化技术包含四大校正因素，即时间校正、均方根能量校正、带宽归一化和相位匹配。

北海油田的四维地震资料(a)基础勘探资料；(b)监测勘探资料ab

经过互均化处理后的差值剖面未经处理的两者之差经振幅谱校正后两者之差

经过互均化处理后的差值剖面经相位谱校正后两者之差经全部互均化后两者之差单道振幅平衡处理差值剖面19951985道与道间振幅平衡处理差值剖面19951985整体平衡+整体匹配滤波差值剖面19951985空时变振幅平衡+整体匹配差值剖面19951985空时变振幅平衡+道间匹配差值剖面19951985振幅、频率整体归一化前两剖面振幅、频率整体归一化后两剖面面元一致性处理为了使重复采集的地震数据具有可比性，需要把来自地下不同反射面元或反射点的地震数据校正到相同的反射面元或反射点，这一处理又称之为面元重置。由于地震数据重复采集的时间不同，地面设施、技术装备等因素可能发生了变化，使得观测系统、参数采集很难和原有数据完全一样，另外，目前已经有相当多的三维地震数据，他们不是针对时移地震油藏检测而采集的，采集和处理参数与重复采集时的参数很难完全相同，对于三维地震而言主要表现为反射面元的大小和位置不一样，对于二维数据则表现为反射点的位置不同。常用方法：相关抽道法、线性插值法、F-K域插值法、T-X域动态求差插值法。新(b)、老(a)测线归一化前、后剖面（1990年和1999年采集的数据）新、老测线归一化处理后差值剖面理论数据实验互均衡处理应用弹性理论正演炮检距20-6000米的炮集数据理论数据实验互均衡处理从20-3000米和20-6000米叠加如a和b道所示，c道是a-b的差异结果。表明由于AVO信息的存在和炮检距差异的影响，会产生4D叠加差异。如果是选择时窗进行匹配滤波，选那层进行匹配滤波，那层将最佳逼近，而其它层为的误差不会减小。理论数据实验互均衡处理图中a、b、c各道是从道集中随机选择叠加的结果，具有一定的相似性。对图中a、b、c各道相对全部数据叠加道进行整道互均衡处理可以求出其差异信息。表明差异可以减小，但仍要残留较多的剩余信息。理论模型测试分析Modeling1withzerophaseandfrequencyband10-80Hz0100200Modeling2withvariablephaseandfrequencyband10-40Hz0Degree180Degree360Degree0100200100806040200

0255075100125HzSpectrumofModeling1100806040200

0255075100125HzSpectrumofModeling2TheDifferenceAmplitudebetweenModeling1andModeling20100200匹配滤波输出分析Modeling2afterMatchfilter(hopingoutputModeling1)0100200100806040200

0255075100125HzSpectrumofModeling1100806040200

0255075100125HzSpectrumofModeling2afterMatchFilterTheDifferenceAmplitudeBetweenModeling1andModeling2afterMatchfilter01002002、时移地震资料的求差技术三维资料处理的最终目的是得到偏移数据体，而四维地震资料处理的最终成果是得到差值数据体。从横向上来看，它既可以从基础勘探和做了互均化处理后的监测勘探直接相减得到，也可以是两种勘探资料继续作特殊处理后再计算差值；从纵向上来看，差值勘探结果还可以继续处理（如计算属性、反演等）。

时移地震资料处理（求差技术）框图差值勘探两种求差方法处理后求差求差后处理3D地质模型的构造和地层气顶膨胀前后模型流体含量膨胀前膨胀后

两次勘探及差值勘探的地震记录左为原始地震道右为道积分

两次勘探的属性差及差值勘探的属性(a)差值勘探的复合振幅(b)差值勘探的IAA(c)复合振幅的差值(d)累积绝对振幅IAA的差值五、时间推移地震解释技术

其目的是捕获并增强有关油藏动态变化所造成的地震特征的变化，强调真实性、可视化与多分量地震资料的充分利用。利用四维地震处理与解释成果,结合开发生产数据为后期油藏开发提供可靠依据。

主要解释方法：

1、地震多属性分析与模式判别

2、多元统计分析

3、地质统计模拟

4、地震反演

5、AVO分析

6、求差技术

7、定量地震历史拟合

8、可视化技术解释流程：利用基础勘探资料和监测数据体及经特殊处理(互均化、各种校正等)后的数据体,作层位标定、追踪；差值数据体的地质解释；地震属性分析及解释；研究地震属性及储层参数的相关关系，进行储层参数转换；解释成果的可视化显示；利用上述解释成果建立油藏模型。多波多分量地震技术的广泛应用。纵波对流体饱和度比较敏感，而横波对裂隙和各向异性比较敏感，因此综合利用纵横波勘探监测油藏可以减少解释的模糊性。在时移地震技术应用中，表现出纵波与横波、转换波紧密结合的明显特征。地面地震与井中地震的紧密结合。充分利用油藏动态监测时有较多的钻井。油藏工程技术与地球物理技术高度融合。高精度、高分辨率三维地震是基础，时移地震技术是主流。六、时间推移地震技术的发展时移地震技术的发展特征时移地震技术的发展特征永久性检波器观测。如在井中、海底放置永久性多分量检波器进行多次重复地震观测。可提高重复观测一致性、降低重复观测成本、缩短重复观测时间——重要发展方向。油藏动态监测对高性能计算提出了新的挑战。油藏动态监测中定量化、精细化、动态化对计算方法和计算性能提出了更高的要求。如油藏动态模拟、地震波场正演模拟、地震波场叠前反演和多种数据的融合和同化计算。电子油藏(E一Reservoir)。采用永久性传感器对油藏状态变化及其响应进行连续监测、实时的数据处理和分析，并应用于油藏动态管理、实时决策修改开发方案，这是油藏动态监测技术的必然发展趋势。（1）重复采集的一致性。如何保持重复采集的一致性，将时移地震数据的信噪比提高到最大，是未来需解决的重要问题之一。（2）时移地震可行性研究。主要用于应对研究中遇到的难以解决和解释的实际问题。目前国际上已有定量评分法、零时间法等，但缺少统一的评估监测标准。（3）研究领域已从提高重复性向油藏时移特性分析发展，油藏参数反演研究所占的份量相对上升。（4）四维时移分析将更加注重于综合研究，包括综合生产数据、油藏模拟数据和其他数据等，以进一步提高解释的可靠性，弥补数据重复性差的不足。时移地震技术的未来研究趋势必须改进地震资料的可重复性，同时要减少放炮、处理和解释4D资料所花费的时间，因为这是“动态”资料。同时需要缩短重复勘探的时间间隔。世界上大多数4D勘探是在碎屑岩油藏上进行的，并且多数是在海上，因此需要拓宽该方法的应用范围，尤其是在碳酸盐岩油藏上的应用。改进重复性将对这些工作产生较大的积极影响，应当优先考虑。典型的研究表明不可重复信噪比与信号的比率范围应该为7-20%，即使是在易处理的碎屑岩储集层上，这仍相似于或稍高于我们试图看到的反射率的变化。今天的许多4D研究是关于时移分析的多分量资料的运用，在将来这可能会成为一个商业焦点。例如，通过横波计算得到的各向异性随时间的变化将提供有用的储层信息，这比现在的P波方法更精确一些。将来的挑战时移地震实例—印度尼西亚Duri油田Duri油田是世界上最大蒸汽热采油田：该油田在蒸汽热采前已进行了十年的开采，采收率仅有8%；从1992年开始蒸气热采，采收率提高为60%；在开始热采同时进行了时间推移地面地震的先导性实验；在开始蒸汽热采之前进行了零时可重复性实验，实验结论是：时间差异：0.6毫秒均方振幅差异：6%

而后在注汽后的31个月中连续进行了六次观测，并获得了至今世界上最成功的先导性实验分析结果。Duri油田实验区示意图信息名称信息储层深度150-210米储层厚度60米软砂岩/蒸汽热采最有利/40%速度差异激发13.5米/50克接收480道/井下压电检波器CMP面元510米最大覆盖次数80采样1毫秒接收主频100Hz

生产井观测井注入井观测井生产井油藏剖面。一次采油十年后，1992年8月开始注汽。

Duri油田时间延迟监测观测方式三维采集观测系统覆盖次数分布六边形井组围起的区域内具有最高的覆盖次数和最好的信噪比

基础观测和历次监测的垂直地震剖面黄线指示了注入蒸汽层的顶、底，蒸汽带内变化明显，上方反射无变化。

基础资料2个月5个月9个月13个月19个月31个月

在基础观测和监测之间气层底反射时间的变化绿色区域表示基础观测和监测之间具有相同的旅行时间隔，蓝色区域代表与基础观测相比监测数据的上拉，经过2个月注汽生产以后,上拉在注汽井周围出现,5个月生产以后，上提延伸至整个区域。黄、红色代表下拉区，下拉现象围绕在注汽井周围，31个月以后达到最大，半径为50m。

油藏热模拟剖面

红色-蒸汽饱和带，洋红-烃气逸出带，黄色-热流带，绿色-冷流体增压带

高压,高温正常温度,低压压缩汽高剩余油饱和

低油饱和度气饱和度2-10%热水热油度60%速度模型剖面

经过2个月和19个月生产的合成叠加地震剖面注意向斜形状与上图所示的时间延迟地震监测的一致性蒸汽带下面反射界面模拟变化时移“快照”

快速移动的压力波缩短了反射时间，蒸汽带延长了反射时间

振幅、相位及频率归一化前(上部)、后(下部)的地震振幅剖面在下部中间的图上，绿色部分表示差异是比较小的，而红色部分（随着时间变化振幅变大）和蓝色部分（随着时间变化振幅变小）则反映了油藏的存在。1992-2000年Duri油田在816平方英里40%面积上进行了随时间推移地震；并总结出一套成功的采集观测、处理和解释的经验，缩短了处理、解释时间，收到了明显的经济效益。稠油热采监测（提高采收率）

研究区位置图(A)尤金群岛330油田；1985(B）、1992(D)、1994(F)年在断块A(FBA)对LF砂岩进行的三维测量。红色表示振幅增强，蓝色表示暗点，绿色代表振幅一致区，高振幅有可能指示剩余油区。地震数据体3-3.5秒内的强振幅区

两个不同时期的地震阻抗差异随时间变化的地震剖面的反演结果（a）用随机模拟技术估计的LF油藏的页岩含量，其中红色代表页岩含量较低；（b）由页岩含量绘出的LF油藏的有效含油饱和度，其中红色代表含油饱和度高值区，蓝色代表含油饱和度低值区。（a）、（b）分别为1985年和1992年采集的Eugene岛330油田地震数据经转换后的LF砂体声阻抗，（c）为这两个数据体的声阻抗差，图中阻抗的减小（红色）可解释为下倾方向含气饱和度的增加。通过四维油藏描述得到的孔隙度（a）和页岩含量（b）Eugene岛330油田LF砂体的油藏模拟结果。（a）、（b）分别为1992年与1985年间的含油饱和度及含气饱和度的差值，图中红色表示油或气的增加。Statfjord油田三次观测实例AtlanticOceanNorthSea