渤中A油田位于渤海南部海域,渤南凸起西侧倾伏端,构造上北临渤中凹陷,南靠黄河口凹陷,呈现由断裂控制的披覆半背斜构造形态。由于南北侧分别紧邻黄河口和渤中两个富生烃凹陷,并存在与油气运移相匹配的断层活动,该构造具备了极为优越的油气地质条件。同时,渤中A油田具有油藏类型复杂,含油层系多、油水关系复杂、储层连通性差等特点。复杂的油藏地质特征给准确预测油气储量以及制定整体开发方案带来很大困难。因此,系统精细地解剖油气藏及内部结构,揭示油气分布规律,建立储层三维空间定量分布模型,进一步真实、直观地再现地下地质结构及储层特征,定量描述储层参数的空间非均质性,设计数值模拟网格系统,将精细的地质模型转换为油藏数值模拟静态模型,对渤中A油田整体开发方案的优化设计调整具有重要意义。采用多学科综合一体化原则,以科学的地质理论及三维地质建模方法为依据,充分利用地震、钻井、测井、试井及分析化验等原始资料,在基础地质、测井综合解释、地震储层横向预测等研究基础上,应用先进的三维可视化地质建模软件——PetrelTM,建立渤中A油田高精度的确定性和随机性三维地质模型,并在一定的控制条件下,模拟出各种可能的变化过程,然后根据具体目的进行选择,得出最合理的地质模型,并在模型粗化的基础上进行油藏数值模拟研究。以更新产量预测指标,指导开发方案的制定,开展全面的、深入细致的研究。主要研究成果与认识如下：1)区内主要发育着曲流河沉积、辫状河沉积、三角洲沉积和冲积扇沉积等多种沉积类型,砂泥岩沉积类型多样。明化镇下段发育曲流河环境下的点坝、天然堤、泛滥平原微相；馆陶组发育辫状河沉积环境下的心滩、溢岸沉积、泛滥平原微相；东营组发育三角洲沉积环境下的分流河道及河口坝微相。2)应用新井解释分析资料,验证和调整评价阶段乃至开发方案实施阶段储层描述所应用的地质知识,更新地质模型,描述不同类型油藏的储层特征,表征油气水分布及定量描述储层参数的空间非均质性,实现三维地质建模。通过对多个等概率随机模型进行优化排队,评价影响储层三维地质模型的不确定因素,进行地质模型优化。优选储层、储量拟和与地质储量相近的一组模型粗化提供给油藏数值模拟器。3)油藏类型复杂,含油层系多,单层油层厚度薄,含油井段长,达1000多米,压力差异大；而且Nm1、Ng01、Ng02油气层储量较小,大多数为孤立油层或油气层,初期开采价值不大。为此确定合理的开发策略是,先动用开采NgⅠ、NgⅡ、Ngm、NgⅣ、Ed1和Ed2六个油组；Nm1、Ng01、Ng02油层以及气层原则上初期不射开,而等到后期产能递减阶段上返回采。4)理论公式计算以及数值模拟研究表明,允许合理的流动压力10MPa,临界流压6MPa；合理生产压差控制在2MPa以内,最大不宜超过8MPa。5)油层层内、层间连通性差,上下盘油水关系复杂；而且该油田水体能量较充分,地层压力下降缓慢。注水开采和衰竭开采的数值模拟对比表明,注水提高采收率的效果很小,与衰竭式开采方式的采收率接近,应进行衰竭式开采。6)对影响开发效果的不确定因素,比如数模网格尺寸、岩石总体积、渗透率、纵向连通性、岩石压缩系数、束缚水饱和度、油水过渡带高度和表皮系数等因素进行了敏感性分析评价,考虑敏感因素对开发水平所造成的影响。7)利用建立的地质模型,设计优化投产方案七个。模拟预测结果显示,提液方案的开采效果均好于不提液方案的开采效果；采取滑套依次打开的工作制度,层间干扰在一定程度上减小了,稳产期也有所延长。筛选优化投产方案为：初期采油速度接近3%,开采18年后的采出程度11.7%。8)数值模拟结果表明,该油田的采出程度较低。分析主要有以下原因：(1)孤立油藏多,油水关系复杂、动用程度低；(2)离边底水的距离近,水淹快；(3)含有油层系多,单层油层厚度薄,含油井段长,压力差异大,窜流和层间干扰严重。通过建立渤中A油田高精度三维地质模型,包括三维地质结构模型、确定性、随机性沉积相模型、相控岩石物理属性模型、粗化三维地质模型,并在一定的控制条件下,模拟出各种可能的变化过程,然后根据具体目的而进行选择,得出最合理的地质模型,并在模型粗化的基础上进行油藏数值模拟研究,更新产量预测指标,指导开发方案的制定,并为渤中A油田开发方案的优化调整提供技术支持。