油气藏描述包括对油气田的静态描述和动态描述两部分。静态描述主要指对油气田的构造、储层，三维空间的物性和含油性特征以及分布规律的描述，并计算油气田的油气地质储量。动态描述则是对油气田在开发过程中的地下油气藏基本参数变化，油田、油井产能以及开发开采方式、采收率、产液剖面、吸水剖面等油田生产中动态规律的研究和描述，并用这些动态所反映的油气藏地下实际情况，来修改、完善静态描述提供的地质模型，预测油气田未来动态变化趋势，以及这种变化对油气田生产的影响。同样油田建模也包括静态建模和动态建模。静态模型称为油气田地质模型，动态模型称为油气藏模型。
油气藏精细描述技术，在我国海上是20世纪80年代中期对外合作期间引进发展起来的新技术，是一项融油气田地质、开发地震、岩石物理、油气藏工程研究等技术为一体的油气藏地质综合研究。中国海油使用这项新技术以来，取得了很多曾引起国外专家高度重视和肯定的成果。
最为成功的油气藏描述成果是1987年前后，中国海油向原国家储委提交的绥中36-1油田和东方1-1气田基本探明储量报告中应用的储量描述技术。其中，绥中36-1油田储量研究工作的油藏描述技术，还在1988年昆明召开的全国储量工作年会上进行了介绍和推广，受到与会陆地各油田储量研究单位专家和领导的赞赏和肯定。提交的绥中36-1油田基本探明储量报告，获1987年度国家优秀储量报告奖。这是中国海油组建以来，首次获得的一项国家优秀储量成果奖。东方1-1气田储量报告获1996年度国家储委颁发的储量报告一等奖和1997年国家科委颁发的科技进步三等奖。
一、渤海稠油油田油藏描述
（一）绥中36-1油田
绥中36-1油田，是中国海油在辽东湾海域发现的一个地质储量上亿吨的大油田，也是2000年以后，渤海地质实现年产千万吨目标的支柱油田之一。油田现已按预期目标全面建成投产。
油田位于辽东湾水深约30m的海域，西距河北省秦皇岛市102km，北距海上锦州20-2凝析气田4km。在区域构造上，处于辽东湾－下辽河拗陷，辽西低凸起中段绥中36-1构造的中南高点，海域平均水深30m。
1986年6月，在构造北高点，钻探了绥中36-1-1井，在下第三系东营组下段和前新生界风化壳附近见油气显示，于前新生界底部的风化壳试油时，油水同出。
对绥中36-1-1井钻井、测试资料和本区二维地震资料精细研究、解释之后，1987年2月在距绥中36-1-1井南11km处的南高点，以潜山和下第三系东营组为目标，钻探了绥中36-1-2D井。该井在下第三系东营组下段钻遇厚达200多米的疏松砂质岩油层。DST测试时，获折算日产原油93m3、天然气61m3。
绥中36-1油田位于辽西凹陷的东侧的辽西大断层的上升盘，是一个在前新生界基底上发育起来的断裂半背斜。
主要储层段岩性为一套砂质岩与泥岩频繁互层的沉积组合，纵向上分Ⅰ、Ⅱ两个油组，其中I油组（上油组）是油田生产主力油层，每个油组包含若干个厚度不等的薄砂层。油层分布稳定、横向连通好、非均质性强（图9-1）。
图9-1 绥中36-1油田储层与油气聚集关系图
油藏类型为一个受岩性影响的、受构造控制的边水层状油藏。油田预计在高部位可能有储量规模不大的气顶。
1．油田早期储量描述
1987年绥中36-1油田第一口发现井获得成功后，结合1口预探井的钻井、取心，测井及试油结果，开展了油田早期预评价。结合已采集的二维地震资料，充分发挥地质、地球物理、岩石物理及石油工程等学科技术优势，用常规油田地质综合研究方法和地质数理统计法，计算了油田控制级石油地质储量，并完成了5口评价井的部署（图9-2）。
图9-2 东营组油层顶面构造图
评价结束后，于同年7月用6口评价井资料完成基本探明储量计算，向国家储委提交了缓中36-1油田1.2×108t基本探明地质储量报告。这份报告获国家储量优秀成果奖。绥中36-1油田的发现，探明级地质储量的确定，不仅是当年我国石油界的一件大事，也是我国海上发现的第一个储量上亿吨的大油气田。
2．油田实验开发阶段的储层物性、含油性特征描述
1988年，在早期储量评价的基础上，根据中国海油对绥中36-1油田“建产能和生产试验”并举的开发方针，经技术论证，决定在油田南部探明程度较高的储量高丰度区开辟一个生产试验区。试验区包括油田总体规划中的A、B两个开发区。每区分别设计1座海上生产平台，用反九点面积注水井网、500～350m井距布井，钻开发生产井48口。同时，以落实储量为目标，在北部控制储量区补钻5口评价井。实验区于1989年9月启动开发井的钻井作业，1993年底建成投产（图9-3）。
接着，进一步搞清油田范围内主力油层的油层物性、含油性变化，以及各套油层的分布和储量高丰度区，指导油田开发的先导试验，为油田整体开发作充分的地质准备。
为提高原始地震记录的纵横向分辨率，进行了保幅保真的室内精细处理，为油田储层精细解释和描述提供资料保证。
使用地震资料进行的常规构造解释，通常用于解释大套稳定分布的砂质岩地层，但对于定量研究类似绥中36-1油田这类砂泥岩交互、厚度不等的储层，甚至一些薄油层的物性、含油性，就显示出方法上的软弱无力。中国海油油田地质和开发的地震专家，在绥中36-1油田先导试验阶段的储量描述中，结合试验区开发试验井的钻井测井资料，针对该油田主力油层组的物性、含油性规律的研究和定量描述，使用了当时刚刚引进、开发的地震相对波阻抗测井多井约束反演技术。所谓多井测井约束反演，是一种模型化的波阻抗反演技术，即在由测井数据建立的初始地质模型上，用这个模型合成地震剖面，经不断修正后，使其逼近实际地震剖面并能达到最佳、令研究人员满意的地震效果。整个反演研究过程如下：建立单井地质模型—建立三维反演初始地质模型—三维地震迭代反演—砂体空间追踪－三维时深转换（图9-4）。在此过程中，初始模型的建立是一个人机交互处理的过程，对反演的好坏有直接影响。
图9-3 缓中36-1油田开发试验区示意图
图9-4 测井约束反演流程图
初始模型实际上是一个把横向上连续变化的地震信息与垂向上具有高分辨率的测井信息相结合的过程。初始模型准确与否，一取决于层位的拾取，二取决于断层解释组合的合理性，三取决于测井数据的可靠程度及井旁地震道层位标定的准确性。此方法，不仅利用了测井资料的低频成分，也充分使用了有效的高频成分，从而能获得高分辨率的三维定量反演效果。
对绥中36-1油田所做的测井多井约束反演结果看，井旁砂体基本上与钻探结果吻合，井间或表现砂体连续，或变薄或尖灭，或出现新增零星小砂体。这些由地震反演表现出的井间砂体分布，客观地反映了绥中36-1油田的地质沉积规律。
1989年，使用这个流程和技术描述了全油田基本探明地质储量，并向全国储委提交了油田北部控制储量区的新增探明含油面积35km2和全油田已探明级石油地质储量。
与1987年上报储量相比，储量的增加相当于又发现了一个亿吨级的大油田。这轮储量研究主要使用了开发地震多井约束反演技术，不仅在油田南部发现了新油区，而且确认了北部控制储量区的基本探明储量。
3．全面开发生产阶段的油藏精细描述
油气藏描述是在油气田勘探、开发、生产的不同阶段，对油气藏不断认识的渐进过程，它贯穿于油田的始终。在不同阶段根据需要，随着地质目标和要获得的成果不同，使用的描述方法、技术思路和工作流程也有所不同。但它们都从不同侧面揭示油气藏地下的地质特征，使人们一步一步地深化对油气藏的地质认识。
1997年，面对渤海原油产量上千万吨的历史使命，进行了油田储层再认识和以挖掘储层潜力、确保油田产能的油田精细描述。通过新引进地质测井分析技术，针对原使用的测井分析处理软件功能不健全，不能适应绥中36-1油田这类井眼易垮塌、出砂的疏松油层重新进行测井解释。在岩石物理评价中，使用自编软件对油田勘探开发井的测井记录作了必要环境校正（如不规则井眼的井径校正、声波曲线环境校正、自然伽马曲线泥质校正等）后，重新精细研究储层四性关系，调整油层有效厚度下限解释标准。使用多矿物分析软件解释油田开发井钻遇的各类油层厚度。在此基础上结合开发地震多井约束反演，描述了油田储量。通过这轮岩石物理评价，油田的各类油层有效厚度增加了近40%，新增加探明地质储量近亿吨。其中在北部的待开发区通过多井约束反演，增加探明地质储量约1.9×108t。全油田探明含油面积达33.5km2，油田总地质储量达到了2.8×108t。
这轮以岩石物理研究技术为主要手段，并与开发地震的多井约束反演技术紧密配合，完成的油田储量精细描述和地质建模，不仅得到国家储委专家的认可，也为绥中36-1油田的整体高速、高效开发奠定了坚实的物质基础。
通过1997年的油藏精细描述，调整、建立了油田地震模型。以此为基础，编制了的油田开发方案。生产井钻井及生产动态证实，描述的储量分布和油田地质模型基本符合油田地下实际情况。
（二）南堡35-2油田
南堡35-2油田是中国海油在1997年于渤海中部石臼坨凸起上发现的又一个大型浅层油气田。油田西南距塘沽渤海基地110km，东距秦皇岛32-6油田27km。
1998年在6口预探井和评价井的基础上进行了首次储量评价，并向国家储委提交了探明石油地质储量6124×104m3(5868×104t），可采石油地质储量919×104m3(880×104t）。
图9-5 南堡35-2油田构造图
图9-6 南堡35-2油田明下段油藏小层对比图
图9-7 南堡35-2油田密度与阻抗关系统计和密度反演剖面
2001年6月至11月，为落实探明地质储量又钻了南堡35-2-7、35-2-8sa和35-2-10井3口评价井，结合地震资料，用地震多属性密度反演技术精细描述了油藏和计算了储量。由于基础资料增加和地震反演技术提高，进一步加深了对油田油气分布、油藏模式的认识，落实了各项储量参数，重新计算了油田探明地质储量，为油田整体经济有效地开发提供了保证。
南堡35-2油田是一个由半背斜、复杂断块及斜坡组成的复式断鼻构造（图9-5）。
油层发育于明化镇组与馆陶组顶部，明化镇组下段为主力油层段。储层为河流相沉积砂体，具有高孔、高渗及非均质性较强的特征。油田油水关系复杂，油藏类型众多，以岩性－构造复合油藏为主。是一个油层埋藏浅、储量大、流体性质复杂的稠油油田（图9-6）。
由于河流相砂体沉积的复杂性，三维地震资料受带宽和分辨率的限制，对薄互层砂体物性和含油性的预测难度很大。但密度测井资料与声波、地震信息，特别是声阻抗关系密切（图9-7）。
因此，有条件在油藏描述时使用严格受关键井约束的密度反演资料，对19个气油砂体进行定量描述，完成各类反映储层物性、含油性的油藏描述图件近90幅，编制了单砂体和油田储量丰度图。这项用密度反演完成的储量精细描述成果，受到了国家储委专家的好评和肯定。
二、南海莺歌海盆地大气田储量描述
（一）东方1-1气田
东方1-1气田是中国海油1994年在南海北部莺歌海海域自营勘探发现的，天然气地质储量近1000×108m3的大气田。气田位于海南省莺歌海镇正西方约100km、水深61～70m的海域，区域构造位置为莺歌海盆地中央泥底辟构造带的北部（图9-8）。
图9-8 东方1-1气田区域位置图
东方1-1气田为大型较完整的短轴背斜构造，近南北走向，东陡西缓。由于受泥拱活动的影响，在构造中心部位形成一个断裂复杂带，10条断层多数由构造顶部向构造南北延伸。其中，贯穿南北的两条主断层将背斜分为东、西两区。圈闭面积大，闭合度高（219～254.8m），气层埋藏浅（图9-9）。
图9-9 东方1-1气田Ⅱ下下气组气层顶面构造图
东方1-1气田为发育于上第三系莺歌海组地层中的浅层气藏，构造范围内气层翼厚顶薄，者层是一套以极细粒石英砂岩为主的滨外浅滩和滨外砂坝相沉积。纵向上分为5个气组，属E常压力系统，压力分布具有平面上分块，纵向上分层的多压力系统特征。具有统一的正常是度系统，不同区块、不同气组的天然气组分、气水分布、气藏类型略有差异（图9-10）。
图9-10 东方1-1气田气藏剖面图
图9-11 东方1-1气田过井波阻抗剖面图
东方1-1气田气藏描述最大特色，是充分发挥了海上高分辨率地震勘探的优势。结合996年在气田北部、西部和南部补钻的3口评价井，在对1995年新采集的1km×1km高分辨率地震资料和以往采集的地震资料归一化精细处理后，用地震波阻抗反演、亮点技术振幅检测等多种地震信息，综合描述储层物性和含油性并完成了储量计算。
在精细处理后的高分辨率地震资料记录上，气田范围内由于含气砂体速度明显降低，储层中的含气砂体和非储层的阻抗反差清晰可辨，为使用波阻抗信息反演、描述含气砂体厚度提供了可能（图9-11）。
储层段含气砂层地震速度的降低，不仅在气藏边界产生了平点、亮点，而且在道积分剖面上显示了气层低速强振幅异常，根据异常振幅的强度，可以定性地描述气层的含气丰度和进行储层分类（图9-12）。
图9-12 东方1-1气田振幅异常及干点显示剖面图
结合对气田地质综合研究，使用多种信息进行气藏描述的具体做法，可归纳为：以储量计算单元为单位，根据异常振幅的强度定性地进行储层分类，并结合波阻抗资料圈定含气范围。根据气层边界的平点显示，分单元确定含气面积，结合波阻抗资料编制气层等厚图。对东方1-1气田气藏综合描述的结果如图9-13所示。
图9-13 东方1-1气田气层综合描述成果图
图9-14 崖城13-1气田开发井位图
1995年，对东方1-1气田的气藏综合描述和储量计算，使中国海油再一次在南海西部海域实现了稀井广探的战略部署，提供的储量报告获当年国家储委储量报告一等奖和1996年度国家科委科技进步三等奖。
（二）崖城13-1气田
崖城13-1气田，是中国海油和美国阿科公司于1983年6月在中国莺歌海盆地联合勘探发现的地质储量约亿万立方米的大气田。气田位于海南岛南部海域，距三亚市100km左右，水深98m。
1983年6月在崖城13-1构造上部署2口探井，其中崖城13-1-1井钻至3822m花岗岩基底完钻。电测解释气层24层141.2m，从3278m到3587mDST测试3层，其中 DST2层（3658.6～3701m）获日产天然气58×104m3，从而发现了崖城13-1气田，它是在南海海域发现的第一个大气田。
崖城13-1气田为一个在基底隆起上发育起来的继承性背斜构造，构造西南部受断层切割而复杂化。以断层为界，主体被断层复杂化为半背斜（图9-14）。主要储集层为下第三系渐新统陵水组三段砂岩，次要储层为上第三系三亚组楔形砂光体A和下第三系陵水组二段的楔形砂光体B，储集层分布较稳定，具有扇三角洲沉积特征。气田具有统一正常温度、压力系统，气藏类型为层状边水气藏。气田主体分布在构造东部，构造高部位储层遭剥蚀。
为了进一步研究气田构造、断层空间展布，落实储量，为开发提供可信的地质依据，1992年阿科公司在气田内采集290km2、测网密度12.5m×12.5m的三维地震资料，并进行室内保幅保真精细处理和反射系数、亮点、瞬时速度、瞬时频率等多项特殊处理。使用这些资料不仅搞清了基岩顶面形态，而且为标定气层顶、底和层间的关系提供了可信的依据。以此为基础，结合钻井试油及测井成果，完成了对气田构造、储层的描述和储量研究，并向国家提供了该气田的基本探明地质储量报告。
崖城13-1气田气藏描述是采用地质综合方法，综合地震信息、地质资料和测井成果在精细三维储层建模基础上完成的。
开发地震研究中，结合8口预探井、评价井的钻探成果，在过井地震记录上用桥式对比法确定了相应储层的地震响应，精细地标定了气层，并根据层序地层学原理划分了5个地震层序，建立了气田3个作图层位、4个不整合面和5个地震层序的地震－地质解释模型和储层沉积模型。通过精细研究，以储量计算单元为制图单元，编制了相应的气层顶、底构造图和气层的等厚图。经钻井标定，搞清了主力气层顶面为一组代表低层速度、低密度、强振幅波谷反射的地震响应。
在此基础上，计算了气田的地质储量（包括证实储量和各级控制储量）。
崖城13-1气田自1983年发现以来，一度引起国内外的关注，继中方完成储量描述后，国内外先后有8家公司参与气田的储量计算。各家公司运用气田的实际资料，背靠背地用崖城13-1气田等厚图进行计算，结果与中方基本一致。1990年7月，国家储委批准了崖城13-1气田储量。崖城13-1气田储量描述最大特色，就是充分发挥了海上地震，特别是三维地震的采集、处理和精细解释的优势，使用了先进的斯伦贝谢测井解释技术和油气田地质综合研究技术。