气田开发方案气藏描述

气田开发方案设计
中国石化石油勘探开发研究院
2007.11
提纲
第一部分方案设计基本内容第二部分气藏描述
第三部分气藏工程研究
第四部分几点认识
不同开发阶段的主要研究任务
1、部署评价井，提高勘探程度
2、建立地质概念模型
3、试气、试采，落实气井产能
4、研究开发可行性，编制气田开发概念设计
5、提交探明储量
6、取好开发设计所需资料1、建立地质静态模型
2、评价可开发储量
3、评价气井产能
4、研究气田开发技术政
策
5、编制气田开发方案
6、提交开发井位部署
1、建立地质预测模型
2、搞好动态监测，研究气
田开发规律
3、评价气田开发效果
4、研究剩余气分布规律
5、分析气田开发潜力
6、研究气田调整技术政策
7、编制气田调整方案
开发准备阶段（气藏评价阶段）
新区产能建设阶段
（开发设计与实施阶段）
老区产能建设阶段
（开发调整阶段）
气田发现
气藏评
价阶段
开发设计与
实施阶段
开发调
整阶段
气田
废弃第一部分方案设计基本内容
方案编制基本内容
一、气田概况
二、气藏描述
三、气藏工程研究
四、钻采工程设计
五、地面工程设计
六、经济评价
七、方案实施要求
构造研究
沉积相研究
储集层研究
四性关系研究及测井解释研究
气藏特征及储量评价
●四性关系研究
●测井解释模型的建立●储层参数求取●气层综合解释
●对比标志层的建立●标准剖面的建立●单井小层的划分●连井剖面对比
●断层、不整合面的确定
小层划分与对比基础资料收集与
整理
●地震、测井、录井资料●测试及生产动态资料●分析化验资料●前人研究成果
●圈闭特征研究●构造形态研究●断层研究●地震资料解释
●沉积模式建立●沉积相展布●剖面相划分●单井相划分●地震相分析●测井相分析●岩心观察
●储层综合评价●地震储层预测●储层非均质性●成岩作用特征●孔隙结构特征●物性特征●岩石学特征
●储量评价●储量参数研究●气藏类型●气水层分布●气水系统划分●温压系统●流体性质
气藏地质建模
●构造模型●相模型●属性模型
●流体分布模型
气藏描述基本内容与技术路线
气藏工程研究基本内容与技术路线
测试资料分析试采动态分析
井型
井网
和
井距
开
发
原
则
气田开发方案设计
开发指标预测
推荐方案
方案实施要求
压力
产量
变化
特征
分析
气井
动态
储量
评价
与
分析
动用区域及动用储方案部署方案优选
开发技术政策研究
气
藏
地
质
研
究
气
藏
开
发
机
理
研
究
开发方案设计依据的主要技术标准GBn270 天然气储量规范
SY/T 6168 气藏分类
SY/T 5440 天然气试井技术规范
SY/T 6171 气藏试采技术规范
SY/T 6176 气藏开发井取资料技术要求
SY/T 5543 凝析气藏流体取样配样和分析方法
SY /T5615 石油天然气地质编图规范及图式
SY/T 6098 天然气可采储量计算方法
SY/T 6101 凝析气藏相态特征确定技术要求
SY/T 6110 碳酸盐岩气藏开发地质特征描述
SY/T 6164 碎屑岩油气藏地质特征描述方法
SY/T 6310 天然气田开发概念设计编制技术要求
SY/T 6177天然气气藏开发方案经济评价方法
第二部分气藏描述
各阶段气藏描述基本内容相同，只是侧重点和精度要求不同，实际上是对气藏认识逐步深化和细化的一个过程：开发准备-早期气藏描述-宏观性描述-地质概念模型新区开发建设-中期气藏描述-确定性描述-地质静态模型老区开发调整-精细气藏描述-细化描述-地质预测模型
一、早期气藏描述
主要任务：
利用探井或评价井资料、地震资料等信息，进行气藏描述和评价，扩大勘探成果，初步测算地质储量，建立地质概念模型，为部署开发准备井提供依据，保证开发可行性研究和开发概念设计方案的正确性。

必备的基础资料：
主要在四个方面取全取准第一性资料，做到少井多信息。

1）地质录井资料。

最重要是的岩心、岩屑录井，要取全一个完整的连续含气层段柱状剖面资料。

2）测井资料。

对关键取心井应尽可能多地采集测井信息，以指导多数非取心井常规测井资料的处理和解释。

3）地震资料。

以三维地震资料为主。

4）工程测试资料。

包括钻杆测试、单层试气、多层试气、稳定和不稳定试井、试采等资料。

主要研究内容：
开发评价阶段要求对气藏总的地质特征的描述基本符合实际，做到不犯不可改正的错误，不过分追求其具体细节。

重点搞清以下问题：
（一）落实气藏构造特征
（二）储层宏观展布及其物性参数
（三）宏观的气水系统划分
（四）流体性质及气藏类型的表征
（五）建立气藏概念地质模型
（六）储量概算(提交控制储量)
地层对比划分是气藏描述的基础。

通过井震结合，在标志层控制下的相控旋回对比，对完钻井进行地层对比划分
Xx 区块地层对比图
5900
6000
6100
6200
6300
6400
6500
分层
LLD
399968Ω¡M RHOB 2.062.92DEPTH GR
12
88普光105500
5600
5700
5800
5900
6000
6100
6200
分层
LLD
399883Ω¡M RHOB
2.282.96DEPTH GR
3
67普光9
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
分层
LLD
999989Ω¡M RHOB 2.242.91DEPTH GR
11
101普光2
4800
4900
5000
5100
5200
5300
5400
分层
VRD
10100000VDEN 2.053.15DEPTH VGR
100P301-3
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
LLD 1698000
Ω¡M RHOB 2.412.93DEPTH GR 882分层普光6
6035
6168
6456
飞一底标志层特征：
岩性为含泥灰岩、泥晶灰岩；电性上主要表现为高GR 的特征
飞四段区域标志层特征：灰色灰岩、石膏质灰岩、灰白色云岩、硬石膏、棕红色泥质白云岩；电性主要表现为GR 、DEN 高值，DEN 值比飞三段高一台阶。

（一）地层对比划分
1、测井曲线标准化
测井系列：ECLIPS-5700 测井项目：自然伽马、深浅双侧向、补偿声波、补偿中子、岩性密度、自然电位及井径等。

测井资料标准化：选取一套稳定膏岩层作为¡标准层¡，应用标准层数据统计直方图分析法，完成声波、补偿中子、密度的标准化。

从其测井数据统计资料来看：在区域上测井数值较为接近，表明测井曲线质量较好。

利用岩心分析资料、测井资料、试气资料，分析岩性、物性、含气性和电性的关系，建立解释模型，确定气层解释标准，实现测井信息向地质信息的转化。

（二）¡四性¡关系研究及测井综合解释
**井储层四性关系图
选择关键井，利用测试资料和岩心刻度测井技术，对关键井进行储层¡四性¡关系研究，制作关键井的¡四性¡关系图。

日产气22.65万方
测试结果
Φ：9.5%、K ：65.7MD 、So ：92%
气层有效厚度49.1米
测井解释成果GR ：17API ，RT ：6500 Ω.m ，AC ：53¦s/m ，DEN ：2.6g/cm 3，CNL ：6%测井电性特征φ：8.9% 、K ：65.7MD
岩心分析结果**井4933.8～4985.5m （白云岩）
2、储层¡四性¡关系
4、气层电性标准0
0.10.20.30.40.50.60.720
304050607080声波时差（¦s/m ）
自然伽马比值
测试气层测试干层取心干层少量气层
（1）气、干层测井标准
0.10.20.30.40.50.60.72.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9
3
密度（g/cm 3）
自然伽马比值
测试气层取心干层测试干层少量气层
气田声波时差与自然伽马比值交会图
气田密度与自然伽马比值交会图
根据11口井25层测试、取心、测井资料（测试气层17层，取心干层4层，测试干层2层，测试少量气层2层），分别编制自然伽玛位比值与声波时差、密度、中子交会图。

3、气层下限标准
划分标准：
岩性：白云岩物性：孔隙度≥2%
00.1
0.20.30.40.50.60.7
0246
8
10
12
中子孔隙度（%）
自然伽马比值
测试气层取心干层少量气层测试干层
气、干层测井解释标准
项目
自 然 伽玛比值
声波时差(¦s/m)密度（g/cm3）
中子孔隙度
（%）
气层＜0.53＞47.5＜2.68＞2.0
干层≥0.53≤47.5≥2.68≤2.0
气田中子孔隙度与自然伽马比值交会图
从交会图上可以看出，气层
与干层分布在不同的区域，且没有交叉，说明气层与干层界限清楚，能够较好地区分开来。

通过交会图的分析，得到了气层、干层的测井划分标准。

（2）气、水层测井标准
110
100
100010000
20
30
40
50
607080
声波时差（¦s/m ）
电阻率（Ω.m ）
测试气层测试水层解释水层
测试含气水层
1020304050607080901000
2
4
6
8
10
12
14
16
18
孔隙度（%）
含气饱和度（%）
测试气层测试水层解释水层
测试含气水层
气田声波时差与电阻率交会图
气田孔隙度与含气饱和度交会图
根据11口井27层测试、取心、测井资料（其中测试气层17层，测试水层
2层，测试含气水层3
层、解释水层3层），分别编制声波时差与电阻率、孔隙度与含气饱和度交会图。

气层、含气水层的判别方程：
f（lnRt，△t）=lnRt+0.105△t
其判别界限值R0=10.5474
即:当f（lnRt,△t）≥10.5474时为气层当f（lnRt,△t）＜10.5474时为含气水层含气水层、水层的判别方程：
f（lnRt，△t）=lnRt+0.1065△t
其判别界限值R0=9.3840
即:当f（lnRt,△t）≥9.3840时为含气水层当f（lnRt,△t）＜9.3840时为水层
项目声波时差
(¦s/m)
4750535659626568
气层
电阻率
（Ω.m）
≥274≥200≥146≥106≥78≥57≥41≥30
含气水层
电阻率
（Ω.m）
80-27459-20042-14630-10622-7816-5712-418.5-30
水层
电阻率
（Ω.m）
＜80＜59＜42＜30＜22＜16＜12＜8.5
气层、含气水层、水层测井解释标准
项目
孔隙度
（%）
含气饱和度
（%）
气层≥2≥50
含气水层≥230-50
水层≥2＜30
气层、含气水层、水层下限标准
5、建立测井解释模型
（1）孔隙度模型
针对海相碳酸盐岩储层矿物成分特点，首先计算岩石矿物含量、
岩石骨架（综合骨架）参数，然后再计算储层孔隙度。

由此计算的孔隙度与岩心分析的孔隙度对比，相对误差不超过8%。

y = 0.978x + 0.2668
R2 = 0.9884 0
4
8
12
16
0481216
岩心孔隙度（%）
测
井
孔
隙
度
（
%
）
气田岩心孔隙度与测井孔隙度交会图
（2）含气饱和度模型
由于储层属于孔隙型储层，利用阿尔奇公式计算原始含水饱和度。

其中：上部：a=1，b=1，m=2.52，n=2.27；
下部：a=1，b=1，m=2.35，n=2.27。

测井解释含水饱和度与密闭取心分析含气饱和度具有较好的一致性。

n
m t w
g R abR S
-=1
6、测井精细解释
用上述测井解释模型及其解释标准，对气田完钻探井、评价井以及开发井进行测井精细解释，并对气、水、含气水层和干层进行系统划分。

解释结果:RT：1800 AC：54
Sg：90 φ：12
测试结果:气层，10.33万方/天
**井测井解释成果图
解释结果: AC：47 CNL：1.8
φ：1.5
测试结果:干层，气0;水0.13方/天
解释结果: RT：59 AC：52
Sg：35 φ：8.5
测试结果:含气水层，气0.09万方,
水1.3方/天
解释结果: RT：21 AC：53
Sg：6.5 φ：10
测试结果:水层
与气井测试资料对比，解释结果与测试结果一致
（三）气藏构造特征研究
主要利用地震资料通过探井、评价井的严格层位标定编制气层组（段）顶面及邻近标准层构造图，比例尺不小于1：25000。

一、二、三级断层的性质、产状、规模（断距及延伸长度）等。

分析断层对流体分布的控制作用。

初步确定气藏构造圈闭类型和幅度。

利用较高精度的三维地震资料和先进的解释软件，基本可以解决气藏构造研究问题，能够达到开发概念设计的精度要求。

地震剖面解释和相干体分析技术相结合对断层进行解释。

XX 地区飞四底相干体分析
XX 地区飞四底断层构造解释
X2
X4
X1
X3
构造圈闭的描述内容包括构造形态、地层倾角、闭合高度、闭合面积等。

如图，气田构造形态为向
北东倾伏的鼻状背斜，闭合幅度500m ，闭合面积37.7km 2。

气藏圈闭类型为构造-岩性复合圈闭。

气田XX 底构造图
圈闭面积：37.7km 2高点海拔:-4600m 圈闭幅度：500m
（四）储层宏观展布及综合评价
研究储层、隔夹层分布的大致范围和规模，对储层进行综合评价和分类。

●确定储层沉积相，建立相模式；
●确定储集空间类型；
●开展储层和含气性预测，初步确定储层、隔夹
层平面分布；
●进行储层综合评价。

1、储集空间类型
XX 井，5427.78，
294# 孔、洞
XX 井，5425.00276# 缝
XX 井，模孔XX 井，窗孔
XX 井，晚期溶孔
XX 井，5624m T1f1，
鲕孔
3¡¡4
54
低角度裂缝高角度裂缝
储集空间主要包括孔隙、裂缝、（溶）洞等。

通过岩心、薄片和露头的观察，对储集空间特征进行描述。

储集空间组合关系分类：
根据储集空间的组合情况，可将储层类型划分为：
孔隙型：储集空间主要为孔隙，渗流通道为喉道；
裂缝型：储集空间主要为裂缝或缝、洞，渗流通道为裂缝；
裂缝¡孔隙型：储集空间主要为孔隙，渗流通道主要为裂缝、喉道；
孔隙¡裂缝型：储集空间主要为裂缝、孔隙，渗流通道主要为裂缝；
孔洞型：孔洞（﹥2mm）为主要储集空间，渗流通道为孔隙。

储层类型不同，渗流规律有很大差别，对井位部署和开发对策的制定有重大影响。

裂缝发育分布状
况直接影响井位部署
和水平井设计方向，
因此，裂缝特征的描
述是一项重要内容。

h1
飞三段裂缝分布预测平面图
2、储层预测和含气性预测
储层预测是储层描述的重要内容，主要通过地球物理手段对储层的空间分布和变化进行描述和预测，预测结果对气藏勘探开发部署具有重要的指导作用。

在开发早期，井资料较少的情况下，储层预测是不可缺少的重要技术手段。

由于储层含气时的地球物理响应与不含气层差异较大，因此，含气性预测的可靠程度相对较高。

地震属性分析
测井约束波阻抗反演
含气性预测
YY段弧长平面图
YY段平均瞬时相位平面图
地震属性分析表明：YY段储层平面分布广泛，连片分布。

地震属性预测储层展布
波阻抗反演定量储层预测
YY 段孔隙度反演平面图
YY 段储层预测厚度平面图波阻抗反演可以定量预测储层厚度、以及储层物性参数的变化，其结果可作为开发部署的重要依据。

45000.001
0.010
0.100
1.00010.00042004300440046004700480049005000
深度(m)
全烃(%)
T 1f 3
T 1j 2
4500-1.6-1.4-1.2-1.0-0.8-0.6-0.4-0.20.0
42004300440046004700480049005000
深度(m)
频率衰减梯度
T 1f 3
T 1j 2
全烃含量随深度变化图
频率衰减梯度随深度变化图
YY 段频率衰减梯度属性平面图
含气性预测¡频率衰减梯度法
频率衰减梯度与实际分析的全烃含量变化一致，说明采用这种方法预测含气性是可行的。

含气性预测¡¡地震数据结构法
地
震
数
据
体
结
构
特
征
异
常
值
3、储层综合评价
储层综合评价的目的是明确纵向上的主力层位和平面上的主要区域，以指导开发部署。

一般采用分类法对储层进行综合评价。

分类标准建立的基本要求和原则是：能够反映储层的总体特征和气藏开发特点。

SH 0 100 LLS 1
10000
LLD
1
10000 AC 450
150
DEN 1
3 CNL
100
0 2400
2420
XX 井障壁砂坝无阻：4.5万方/日
D 47-8井测井与气测综合图
自然伽玛
20
220
自然电位 0
100
深度
(m )深侧向
1
1000 浅侧向 1 1000 微球聚焦 1
1000 声波时差
400
150
补偿密度 2 3
补偿中子 60
0 L I M E 0
100
C O A F 0 100
S A N D 0
100
S H
100
2440
2450
XX 井砂坪
障壁海岸储层评价标准
<50
<0.2<4>5<0.03障壁砂坝、砂坪
钟形、漏斗形、指形
>15岩屑石英砂岩、岩屑砂岩
中粒、细粒
Ⅳ<5
60-50<5
0.5-0.2
8-41-50.15-0.03障壁砂坝、砂坪锯齿化箱形、漏斗形、钟形10-15石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩中粗粒、中粒III
10-5
70-6010-5
1-0.5
10-80.5-10.3-0.15障壁砂坝锯齿化箱形、漏斗形、钟形5-10
石英砂岩、岩屑石英砂岩粗粒、中粗粒
II
>10
>70
>10>1>10<0.5>0.3障壁砂坝
微齿化箱钟、钟形<5
石英砂岩含砾粗粒、粗粒
I
泥质含量（%）成份
粒度
无阻流量（万方/日）
含气饱和度（%）渗透率(mD)
孔隙度(%)
排驱压力
喉道中值半径(¦m)
微相类型测井相类型岩性产能含气性有效厚度(m)
物性孔隙结构沉积微相
类别
D47井储层综合评价图GR
250
SP -100 50 深度 (m)
CAC
0 100
COAL 0 100 SAND 0 100
SH 0 100
LLS
1
50000
LLD
1 50000 AC
450
150
DEN
1
3
CNL
100
2420
2440
XX 井障壁砂坝无阻：10万方/日
储层定量评价流程示意图
权重系数（k i ）的确定
综合评价系数（Y ）的计算
根据定量划分评价标准，进行分类评价
∑=⋅=n
i i
i X k Y 1
微相类型泥质含量孔隙度
渗透率含气饱和度气层厚度产能
应用模糊决策评价方法，进行储层定量评价研究。

评价指标体系的建立
单因素评价系数（X i ）的确定
根据单因素评价系数与权重系数，计算储层综合评价系数，进行分层系储层评价。

**井区太2段
储层综合评价系数图
气层厚度图
孔隙度图
无阻流量分布图
**井区太2段储层单因素评价指标平面图
含气饱和图
**井区太2段储层综合评价图
储层定量划分评价标准
Y<0.1
Y ：0.35-0.1Y ：0.55-0.35Y>0.55综合评价系数
Ⅳ
ⅢⅡⅠ储层类型
（五）气水系统研究
气水系统的划分是开发部署的重要依据，开发评价阶段主要是从宏观上对气水系统有一个基本认识，以减少决策失误。

主要依靠录井、取心、钻杆测试、试气、试井及测井资料进行研究，可参考地震横向预测及模式识别结果搞清以下问题： 初步划分气水系统，分析其形成和控制条件；
确定各系统的气、水界面；
确定各套气水系统的压力系数；
初步圈定含气面积；
估计水体大小。

通过气水层压力交汇法确定气藏气水界面
-2800
-2700-2600-2500-2400-2300-2200-2100-20003030.53131.53232.5
地层压力（MPa ）
海拔（m )
P=1.906-0.0113H P=22.105-0.0036H
井号海拔（m)压力（Mpa ）备注罗家5-2291.2530.447罗家9
-2442.3130.997-265931.89944-2661.731.91172-2680.632.10454-2683.332.15965-2685.232.20923
气层
罗家10
水层
气水界面-2623m
研究初期，在明确气水界面位置的前提下，根据地质认识推测气水界面以下储层分布范围，估算水体大小。

工作制度 日产量 (m 3
)
气分
析% 备注 层
位
井段 m 厚度 m 油嘴 孔
板
油压 套压 (MPa) 流压 静压
(MPa) 气 水 H 2S f 1 6250-6270
55．7
水层 f 2 6193．4~6202。

4 21.5 水层 f 3 6080-6169 3.0 15 18.22 51．22 27500 15.7 气层
◆测试井段：6193.4-6202.2m 没有气水产出。

普光气田飞仙关组飞一-二顶面构造图
0XX 井
测试井段：6250-6270m 射孔测试，日产水55.7m 3
◆测试井段：6080-6169m
日产气2.75¡104m 3 ，确定气底在-5098.7 m 。

6230m
6176m
气水过渡带
-5159.7m -5105.7m
100
50
70
飞仙关
6193.4(-5123.3)m
6193.4(-5098.7)m
XX 井飞仙关组6176-6230m 为气水过渡带。

（六）流体性质及气藏类型研究
天然气组成和性质是气藏评价的重要参数，在开发初期就必须通过取样分析把它搞清楚；气藏类型和驱动类型对于气田开发方式和工艺技术的选择、以及开发方案设计和指标预测十分重要，尽可能在早期给予正确识别。

查明流体的物理、化学性质；
开展高压物性实验，研究相态特征；
判断气藏驱动类型；
初步确定以烃类性质为表征的气藏类型。

(1)干气藏。

天然气组成中不含常温常压下液态烃(C 5+)组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量大于95％，气体相对密度小于0.65。

(2)湿气藏。

在气藏衰竭开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有少量凝析油析出，但含量一般小于50g/m 3。

(3)凝析气藏。

在初始储层条件下流体呈气态，储层温度处于压力¡温度相图的临界温度与最大凝析温度之间。

在气藏衰竭开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油析出。

按相态因素对气藏分类：
干气藏
按特殊组分因素对气藏分类：
主要有含H 2S 、CO 2和N 2等气藏类型。

湿气藏
凝析气藏
气藏类型判断：大涝坝凝析气藏属近临界凝析气藏
012243648
60
-100
10120230340
450
温度，℃
压力，M P a
Pm=47.89MPa
R(135.1℃,53.62MPa)
C(-21.3℃,34.93MPa)
100%
25%
10%5%0%
T m =389.9℃
15%
XX 井E3S 下气层
◆露点压力48.4MPa ◆地露压差7.3MPa
◆近临界凝析气特征（凝析液量25%)
地层温度、压力距离临界点近，衰竭开采中地层中反凝析严重。

三角相图判别法
YY 气藏类型判别表
井号及层位
组分井流物组成mol %
φ1二氧化碳0.64
C 1/ C 5+氮 气 2.89
6.79791甲 烷72.47
iC 4/nC 4乙 烷8.36
1.30781丙 烷 3.15
iC 5/nC 5正 丁 烷 1.04
0.93368异 丁 烷0.79
C 5+正 戊 烷0.47
10.66异 戊 烷0.51
C 7+已 烷0.74
8.95庚 烷 1.26
辛 烷 1.36壬 烷0.77癸 烷
0.58
十一烷以上 4.97
GOR 894m 3/m 3
ρo
0.7835凝析油含量954g/m 3
¡API
49.099872377、判别法：带油环凝析气藏
DLK2井E3S 下气层
3、判别法：凝析气藏
4、判别法：凝析气藏
5、判别法：带油环凝析气藏
6、判别法：带油环凝析气藏1、φ1判别法:带油环凝析气藏2、判别法：近临界凝析气藏
1、φ1判别法
2、三角相图判别法
3、气油比、凝析油含量、油罐油密
度判别法4、¡API 判别法5、C 5+含量判别法6、C 1/ C 5+比值判别法7、C 4、C 5正异构比值判别法
YY 气藏为带油环凝析气藏。

中间烃和重组分含量较多，可液化体积较多，属于低气油比中高凝析油含量的凝析气体系。

判别方法：
1、气压驱动：在气藏开发过程中，驱气的主要动力是气体本身的弹性能量。

2、弹性水驱：驱动特征以气驱为主，水的侵入使天然气储集空间变小，同时补充了天然气的驱动能量。

3、刚性水驱：驱动特征以水压驱动为主，侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的
气量。

驱动类型：
根据生产资料，应用物质
平衡原理，通过拟合压力计算
水侵量和水体大小。

水侵总量：4.10¡106m3
水侵体积占气体体积的5.2%
水体大小: 4.9¡109m3
水体倍数：65
水侵替换系数：0.18
地层水活跃程度：次活跃
水侵量随时间变化曲线实际地层压力
不考虑水体地
层压力变化驱动类型判别：
地层压力随时间变化曲线51MPa 55MPa
气藏水体能量较大，为水驱气藏。

（七）气藏概念地质模型
在构造、气水系统及储层特征基本明确的基础上，建立气藏概念地质模型，为开发可行性研究提供技术平台。

地质建模是油藏描述成果的集成和展示，通过地质建模还能对前期地质研究工作进行检验和完善。

1、建模方法
2、构造模型
3、储层属性模型
4、流体分布模型
地震构造解释数据
小层分层数据
地震岩性反演数据
测井数据
（Φ、K 、Sg
三维构造模型
单井相研究
饱和度分布模型
渗透率分布模型
孔隙度分布模型
三维岩相模型
储层三维属性模型
平面相分析
地震物性反演、含气性反演数据
地震信息约束
地震信息约束
地震信息约束
地质约束
地质约束¡地震－岩相¡多信息约束的气藏建模技术流程
1、建模方法
开发早期，钻井较少，主要采用随机建模方法，井间通过地震资料和沉积相研究成果进行约束，以指导下一步开发部署。

2、构造模型
层面模型（f3顶）
断层模型（f1-2顶）
深度域构造模型
3、储层属性模型
飞12上平均孔隙度分布图
飞12中平均孔隙度分布图
孔隙度模型
飞12下平均孔隙度分布图。