截至8月18日，西部钻探油气合作开发公司在苏19－14－1H1井应用“储层建模”技术后，压裂试气井口压力达36兆帕，通过该技术精准定位到孔渗条件好、地层压力高的区域，推动苏19区块开发取得进一步突破。

苏19区块位于苏里格气田西区边缘，紧邻西缘断褶带，受构造挤压影响，储层致密化严重，非均质性更强、含气性更差、气水关系更复杂，目的层埋藏深，成岩作用强，老井普遍呈现“低产气、高产水、快速递减”的特征，难以实现效益开发。

为实现区块开发突破，从高含水、低产河道中找“甜点”，西部钻探油气合作开发公司通过反复大调查、气井动态分析，加大技术攻关力度，并与中国石油大学（北京）加强合作，积极开展这一区块的综合地质研究。科研人员应用“储层建模”技术，利用地质、测井、岩芯、测试和生产动态等数据，定量表征地下储层的空间结构、岩性、物性及流体分布特征。

科研人员重点对成像、阵列声波、核磁共振等特殊测井资料进行全方位处理与解释，深入揭示储层、流体、岩石力学等地质特征，并开展储层岩性、物性、含气性、电性“四性”关系研究，成功建立苏19区块精细储层刻画模型，为油藏精准定位、有效开发提供了可靠的模型支撑，也为后续区块横向扩边、纵向拓层奠定基础。

在对苏19区块“储层建模”的过程中，科研人员对20块岩芯样品进行核磁共振分析，对13口井的成像测井、46口井的阵列电阻率测井、38口井的自然伽马能谱以及178口井的测井资料进行综合处理与解释。经过不懈努力，岩芯分析孔隙度与测井解释孔隙度相对误差仅为6．5％，流体识别精度达90．7％，进一步提升了储层孔隙结构及流体识别的准度和精度，有效解决了储层孔隙结构及气水识别难题，为下一步水平井选层和压裂改造提供了可靠依据。