油田地质建模是对油田的构造、储集层以及其中的流体性质的全面概括，也是油藏描述的继续和最终成果显示。在开发中地质模型不仅为油藏地下的静态、动态分析提供地质依据，也为油藏工程研究中的数值模拟提供基本的地质框架。中国海油在海上油田建模实践中，不断探索、完善地质建模技术，以满足指导生产的需要。实践证明，设计一个准确的油田地质模型，不仅在开发钻井时能提高现场钻井轨迹设计的靶心到位准确度，而且能大幅度提高海上钻井实效，降低海上钻井成本，提高油田开发的整体效益。渤海秦皇岛32-6油田用开发地震方法建立的地震地质模型和渤海渤西油田群歧口17-2油气田用三维地质统计理论建立的三维地质统计模型，都在现场得到了成功的应用。
一、开发地震地质建模及在秦皇岛32-6油田的应用
秦皇岛32-6油田是中国海油总公司，继绥中36-1油田之后，在渤海中部海域石臼坨低凸起上自营勘探发现的又一个储量上亿吨的重质稠油油田（图9-15）。
图9-15 秦皇岛32-6油田构造图
油田主要目的层为上第三系明化镇组下段和馆陶组上段。明化镇组下段为一套水下分流河道相砂岩、泥岩频繁交互的砂质岩沉积，自上而下分两个油层组，是油田的主力油层组。馆陶组上段为一套河流相厚层砂砾岩、泥岩互层沉积组合，也分两个油层组。
明下段原油具有轻质成分含量少、饱和压力低、地饱压差大、溶解油气比低等特点。受构造和古沉积环境控制，各油组具有不同油水系统，油水关系复杂，是由不同类型油藏组成的大型复合油田。
中国海油与美国德士古公司合作开发海上钻井工程，启动秦皇岛32-6油田的ODP方案。此前，德士古公司地质家在美国本土，根据该油田5口评价井钻井成果，用地质数理统计概率理论建立了油田地质模型（或称概率统计模型），指导油田开发井井位设计和随钻地质预测。中方地质家分析后认为，油田尚无足够多的井点供统计采样，这个模型的地质条件尚不成熟。双方专家论证后，于1997年9月，达成技术协议。责成中方用新引进的多井约束反演（JA-SON）软件重建一个地震地质模型，并用此模型与美方模型在开发井的实钻中进行检测对比，最终确定选用的建模方法。
同年10月底，中方完成了对秦皇岛32-6油田的地质建模。
建模是在对油田关键井的测井曲线校正编辑后，统计测井绝对阻抗与测井解释的岩性、物性关系，建立岩性、物性关系的趋势概率，通过随机模拟确定储层和非储层的地震相对阻抗关系，用实际钻井成果对过井地震声阻抗进行物性、岩性约束反演，建立储层模型。
毫无疑问，在图9-16这条分布曲线上，可用孔隙度的油层临界值确定声阻抗上下限的截止值，然后在绝对阻抗控制下，分油组对储层进行孔隙度的约束反演，建立储层和非储层的孔隙度模型（图9-17）。
图9-16 概率正态分布曲线图
在建模过程中，先后用开发井的实钻资料对模型进行了12轮修正。项目队使用这个模型，对23口开发井工程地质设计进行了修正并调整了4口井井位，取消了原设计的几口低效井的井位（图9-18）。这样，不仅降低了钻井成本、提高了钻井时效，而且为后期的油藏数值模拟提供了可信的地质依据。
在ODP方案实施中，借助这个模型现场直接获得经济效益约4000万元。因此，经中美双方专家论证后，达成了使用开发地震多井约束反演新软件（JASON）重新对秦皇岛32-6油田进行地质建模的共识。
二、三维地质统计随机建模及其在歧口17-2油田的应用
三维地质统计随机建模，不是一个简单的地质数据流加载运算，而是一个计算机集成化的软件模拟过程。在一个具体油田上需要有足够多的采样点，对取得的地质、地震、测井及油藏工程试油等数据资料，按其空间分布的地质规律进行概率统计优选，建立油田三维地质模型。该模型的目的是用以指导油气田的生产动态管理或预测未动用的井间油气富集带（残油区），适用于已钻足够多开发井的中小油气田，如渤西油田群歧口17-2油气田西高点的三维地质建模。
渤西油气田群位于渤海西部歧口凹陷南坡的歧南断阶带西端，区域地质勘探认为，该断阶带是一个中小含油气构造，成群成带分布油田群。歧口17-2油田是油田群的主力油田，位于歧南断阶带向歧口凹陷顷没的海1大断层下降盘上。
歧口17-2油田是一个南北两侧为方向相反的正断层夹持的复式断块，主体部位分东西两个高点（图9-19），油田主力油层为上第三系明化镇组下段曲流河相沉积砂体。储层段岩性为砂泥岩互层，孔隙度变化于26.1%～38%之间，渗透率169～512mD。油藏类型为受构造控制、南北为断层夹持的背斜构造层状油气藏。天然驱动能量，为溶解气加边底水。
图9-17 秦皇岛32-6油田孔隙度约束反演剖面
图9-18 秦皇岛32-6井位调整模型
图9-19 歧口17-2油田油藏剖面示意图
油田探明石油地质储量2102×104t，其中西高点1167×104t，是油田的主要产油区。预计油田可采储量414×104t，储量主要集中在西高点。1997年开发井钻井随钻地质研究中，使用新引进的三维地质统计随机建模软件（RMS），摸索建立了该油田西高点的三维地质模型。
根据开发井随钻过程的钻井结果，运用地质、地震、测井及油藏测试等资料，用软件的三维一体化定量描述技术，预测井间构造及储层变化。用钻井标定常规开发地震精细解释方法，建立了本油田构造解释模型。
根据开发井，钻遇储层发育特征参数进行概率统计后，用优化算法模拟，获得本油田地质模型的储层模型（图9-20）。
图9-20 歧口17-2油田概率场模拟示意图
通过对井点储层物性统计的概率分布，应用多种算法进行高斯模拟，获得油田储层非均质物性模型。
图9-21概括地示意了通过对井点物性概率统计后的优选模拟，建立适合本油田的储层物性模型的简单过程。
图9-21 歧口17-2油田储层模型
图9-22 分油组核实歧口17-2油田储量图
在开发井完钻后，根据构造模型、储层模型、储层物性模型中的三维网格，分砂体进行三维储量模拟，以获得油田的探明地质储量。西高点三维地质建模后，分砂体计算的累计已开发探明储量约1020×104t，与申报的未开发探明储量相比，误差未超过5%（图9-22）。说明该模型符合歧口17-2油田地下实际情况。
三维地质统计随机建模是一种典型的油田地质综合研究技术，这种建模适合于渤海发现的各类中小储量规模的油气田。
三、油藏描述地质建模的配套技术
从指导油田开发生产角度出发，我们认为，油藏描述是以现代石油地质理论为基础，综合各种地下信息，全方位描述油田构造形态、储集层分布，以及物性、含油性规律和油藏工程参数等油田地质问题的一项与现代计算机技术融为一体的先进实用的系统石油工程技术。
中国海油在油藏描述和地质建模实践中，已经探索出一整套油藏描述地质建模的配套技术，目前正在规范和完善中。主要包括油藏地质综合研究技术、岩石物理评价技术、开发地震研究技术和油藏工程参数研究等四大配套技术。尽管由于各专业在描述和建模中使用的技术原理、手段及应用信息、信息量有差异，在油田勘探、开发、生产的不同阶段需要解决的地质问题、油藏问题也各有侧重，但都是从不同的侧面揭示油藏复杂的地质规律。
在海上油气田开发生产实践中，中国海油及下属各研究单位，对这项系统工程通常采用组织“联合研究项目队”的形式进行矩阵式管理。项目队由地质、测井、油藏、地震等各路专家组成。专家们在各自研究岗位上围绕油田勘探、开发的技术敏感问题和难点问题，以及地下油藏预期可能发生的新动向、新问题，从专业角度出发，用各自的专业技术开展研究，通过相互交流沟通达成共识。
中国海油现已在油田发现早期的油田预评价、开发前期的储量评价、开发可行性研究、开发方案编制以及方案启动和油气田开发调整等各个阶段全面应用四大配套技术，开展对各类油气藏不同深度的描述和建模工作。在渤海、东海和南海北部湾，油藏描述和建模技术已成功地应用于海上各大油气田及复杂断块油田的滚动勘探、开发，并且取得了明显的经济效益和社会效益。实践证明，虽然在不同的开发生产阶段使用的油藏描述技术思路有所差异，四大配套技术的使用有所不同，但他们在不同阶段的协调配合、综合分析、互为渗透，达到了从多个侧面最大限度地综合各种信息、定量描述油藏、深化对油气藏认识的预期目的。可以说，油田投产前的油气藏描述为油气田的高效、高速开发提供了可信的地质依据。
四、油田开发不同阶段配套技术的应用
（一）油田预评价和特殊储量评价阶段油气田地质综合研究技术
尽管油田地质综合研究已经隐含在油气藏描述的各个配套技术之中，但是常规的油田地质综合研究技术是在油气田发现早期的油田预评价中使用的主要技术手段。
在这个阶段，油气田只有少量井（通常1～2口探井）、取心、测井、测试资料和不完善的地球物理资料，受资料限制，地质家在油藏工程师配合下，使用常规地质研究技术，用地质法、地质数据统计分析法或类似油田地质类比法等技术方法，研究、预测油气田的构造规模、油气田沉积相、单井沉积相以及物性、含油性、成藏机制等地质问题；用常规的油气藏工程方法预测、模拟油气藏的产能，估算油田（藏）的含油远景储量、计算控制或基本探明的石油地质储量。如渤海绥中36-1.20井获得成功后，立即组织勘探开发联合项目队，开展对绥中36-1油田早期预评价。项目队用仅有的二维地震解释结果和1口探井的钻井、取心、试油资料，使用地质研究中惯用的内插绘图技术或数理统计技术，分储量计算单元编制各类储量参数等值线图和地下含烃体积等值图（VHP），用面积权衡法计算地下烃类体积，初步估算了绥中36-1油田控制级石油地质储量约1.85×108t。后来的评价证实，这一评价结果基本符合油田实际。可以说，使用油气田地质综合研究技术开展的油气田发现早期预评价，是认识油气田的开始。这项综合研究技术发展至今日，已经突破了以往传统的专业门户之见，发展成为一项具有实际意义，融开发地震、岩石物理、油气藏工程于一体的综合研究技术。它不仅用于油气田发现的早期预评价，对于那些已发现的，但地质情况复杂，某些资料不全或资料品质较差，特别是开发地震资料差或无法使用的油田或大油气田的储量评价，也是一个行之有效的技术手段。2003年已经成功投入开发的蓬莱19.3油田的储量评价，就是另一个成功的实例。
图9-23 蓬莱19-3断块群图
蓬莱19.3油田是中国海油与美国菲利普斯石油公司于1999年5月在渤海海域联合勘探发现的一个储量超过数亿吨的油田。油田地处渤海南部海域渤南低凸起东北端的倾没部位。
油田发育在纵贯渤海的郯庐大断裂西支中段的断裂带上，构造总体形态为近南北走向、东西两侧为断层夹持的断裂背斜。背斜的主体被一系列近北东向的派生断层切割成一个垒堑相间、南北狭长的断块群。断块群长约12km，宽2km，总圈闭面积65km2（图9-23）。
储层发育于上第三系明化镇组下段和馆陶组。其中明化镇组下段储层为曲流河相的砂泥岩互层，馆陶组为曲流河或辫状河相厚层砂岩，是油田的主力油层（图9-24）。
已完成储量评价的蓬莱19-3油田一期开发区，位于断块群高部位蓬莱19.3-0、19-3-2两口评价井控制的断块内。地震资料显示（图9.25），在构造高部位，由于浅层气气晕屏蔽地震成差，在开发地震研究中难以使用。在该部位钻探的评价井蓬莱19-3-3井因钻遇浅层高压气层，井喷工程报废，因而对这个油田进行油藏描述及储量评价难度很大。
为了弥补地震资料品质差的不足，在油田地质综合研究中，充分参考了开发地震对储层顶、底面的近似标定、解释，并利用断块群上7口评价井的地质录井、岩心描述及粒度、岩矿薄片分析结果对油田储层沉积相、物性及含油气分布规律、建立油田沉积模型，开展了全方位的立体描述。如，充分使用6口井的 DST取样及测试结果，研究产能及流体性质；用DMT或RFT测试结果精细研究油气水界面（图9-26）；充分利用层序地震地层学解释成果和地震相干体，结合岩心观察描述结果，研究油田储层沉积分布，建立油藏地质模型（图9-27）。
总之，用油田地质综合研究方法成功地完成了油藏描述，向国家储委提交了约1.5×108t探明区的基本探明地质储量。根据对油田的初步评价，整个断块群的石油地质储量可望达到或超过6×108t。据业内专家评价，类似蓬莱19-3这样大而复杂、储量整装的高丰度断块油田群，在我国还是第一次发现。中国海油仅用3个月的时间，用油田地质综合研究方法高效地完成了地质储量的评价。
图9-24 蓬莱19-3油田东西向油藏剖面图
图9-25 蓬莱19-3南北向连井地震剖面
图9-26 蓬莱19-3油田油水界面综和分析
图9-27 蓬莱19-3油田油藏模型图
（二）油田储量滚动评价阶段开发地震评价技术
进入了储量滚动评价阶段，随着评价井的逐渐增加、地球物理资料日趋完善，获取的油气藏地下信息也越来越多。这一阶段的海上油气田，一般都完成了三维地震采集、处理，随着地震信息的增加和完善，越来越显出开发地震评价技术在储量滚动评价中的重要性。近年来随着现代开发地震技术的飞速发展，高分辨率三维、声阻抗技术、多井约束反演技术日趋成熟，三维地震工作站、人机连作解释系统广为普及，开发地震技术已成为储量描述中的一项主要手段。用开发地震研究方法描述储层，是把与储层有关的地震信息同测井、地质及油气藏工程的资料结合起来，对油气田储层、储量做出全面定量的描述。它不仅可以描述储层的几何形态、所含的流体性质，预测岩性及物性变化，还可以监测开发过程中增产措施的实施效果。
前已述及，绥中36-1油田早期预评价完成后，联合项目队利用4口预探井、评价井的钻井试油资料，以开发地震研究技术为依托，开展以探明地质储量评价为核心的油藏描述，完成了油田阶段基本探明储量评价，在提供油田总体开发设想的同时，在油田南部的储量高丰度区设计、开辟了生产试验区。可以说，储量描述阶段是认识油气藏的基础，也是油气田开发前期的一个关键阶段。
不仅在渤海，在东海和南海北部湾，在储量描述阶段都成功地应用开发地震评价技术，并结合其他配套技术完成储量评价。渤海中部的秦皇岛32-6油田、南堡35-2油田和渤海西部的渤西油田群等各类油田的油藏储量描述，都取得令人满意的成果。除此之外，南海西部的崖城13-1气田，和南海东部的流花11-1等油田，在储量评价阶段都成功地应用开发地震技术完成了储量描述。在油田地质建模中通过油藏储量描述，开发地震技术，也为南海西部海域的惠州油田群寻找高效调整井、提高储量动用程度提供了地质依据。如图9-28所示：K22-102、K22-103、K22-106是3个互不连通的砂体，因而在揭示已开发的 K22-106砂体剩余油分布的同时，利用开发地震技术描述未动用的K22-102和K22-103含油砂体储量，建立了完善的油气田地质模型。根据油藏描述结果，在优化、调整了3个侧钻井位之后，使已施钻的HZ26-1-7B井获得成功。该井1999年1月投产，初期日产油1432m3，到2001年9月已累计产油81.8×104m3，日产油仍高达1060m3，取得很好的经济效益。由此不难看出，油田储量评价阶段以开发地震为技术依托的油藏描述，是研究油藏、认识油藏的基础阶段。
图9-28 惠州油田群砂体分布图
（三）油气田开发可行性研究阶段
在油田储量评价基本结束后，油藏描述便进入了开发可行性研究阶段。鉴于海上油气田在储量评价时，通常不能钻足够的评价井，因此，通常要根据编制开发方案的地质需要适当补钻一些评价井。根据补充的钻井试油资料，借助岩石物理评价技术、开发地震和油气田地质综合研究成果，进行油气藏精细描述，挖掘储量潜力，编制ODP方案并预测油田采收率。渤海绥中36-1油田几经使用精细处理的三维地震信息，结合评价井的钻井、测井、试油资料进行的油藏精细描述，油田地质储量从早期评价阶段的1.2×108t增加到3.8×108t，为油田的整体开发奠定了坚实的物质基础。2000年，经过几代渤海人的努力和充分的技术准备，油田二期开发工程启动了，油田完成了整体开发。
海上也发现一些特殊、复杂的油气田，如常见一些电性特征难以识别的所谓低阻油层的油田，也有一些既有低阻油层又有高阻水层，甚至油气藏剖面上形成油气倒挂的特殊地质现象的所谓疑难油气田（图9-29）。
图9-29 锦州9-3油田油藏剖面图
对于这类现场通过测井难以识别的油气层或具特殊地质现象的疑难油气田，在油藏描述中，通常以岩石物理研究为主要技术手段，并与其他配套技术相结合，解决这些疑难的技术问题。如渤海辽东湾锦州9-3油田在钻生产井过程中，既见到了低阻油层又见到了高阻水层，还有一些流体性质难以识别的可疑油气层。针对这类疑难油气层，岩石物理研究中以大量岩心样品地面、地下实验结果为依据，选择合适的测井解释技术描述储层，从而准确地标定解释了各类气层。因此，开发阶段的岩石物理研究是精细描述油田、储量挖潜的依据。
总之，不同类型的油气田，在开发、生产不同阶段的油气藏描述，都根据描述的地质需要及预期达到的地质目标，以一项主要技术为依托，配合其他配套技术，完成预期的地质任务。
（四）油气田生产阶段
油田投产以后，便开始了以油藏工程研究为主要技术手段的油藏动态描述，应用常规的油藏工程研究手段或专业油藏工程技术软件或软件包描述油藏的动态特征。研究油气藏地面、地下流体性质、变化规律及对采收率的影响，研究地下流体分布、油藏类型及提高采收率的措施，以及研究油田单井产能、预测油田产能、最终采收率，编制油田生产规划等。油藏动态研究是对油藏静态描述的完善和发展，这一过程一直延续到油气田开发结束。