Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 10: 1839 - 1853

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.04.017

The lower limit of physical properties of tight carbonate reservoir of Ma 54 1a sub⁃layer in the northern part of central area of Yanchang Gas Field， Ordos Basin

  • Xiaoping GAO , 1, 2 ,
  • Jing LI 2 ,
  • Bin GUAN 2 ,
  • Hao NIU 2 ,
  • Lianlian QIAO 2 ,
  • Kai ZHAO 2 ,
  • Xiaohong DENG , 1 ,
  • Congjun FENG 1
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Continental Evolution and Early Life，Department of Geology，Northwest University，Xi'an 710069，China
  • 2. Gas Field Company，Shaanxi Yanchang Petroleum （Group） Co. ，Ltd. ，Yan 'an 716000，China

Received date: 2025-01-06

  Revised date: 2025-04-17

  Online published: 2024-06-19

Supported by

The Natural Science Basic Research Program of Shaanxi Province, China(2017JM4013)

Fold

Abstract

The Ma 54 1a sub⁃layer of Ordovician is a key gas-producing interval in the Ordos Basin. Through comprehensive analysis of core analysis， physical property determination， high-pressure mercury injection， nuclear magnetic resonance and dynamic production data， the characteristics of carbonate reservoirs in the target intervals were studied， and the lower limits of their physical properties were discussed， thus providing a theoretical basis for the exploration and development of carbonate gas reservoirs in the Yanchang Gas Field. The results reveal that the carbonate reservoir in the northern part of the Ma 54 1a sub⁃layer is predominantly composed of mud crystalline dolomite and fine crystalline dolomite， with a well-developed network of intercrystalline pores， dissolution pores， vuggy dissolution pores， microfractures， and dissolution fractures. The main reservoir type is characterized as a pore-fracture-pore system. The petrophysical log responses of the reservoir indicate high acoustic time differences （147-210 μs/m）， high neutron porosity （5%-18%）， low natural gamma values（8-40 API），low density（2.4-2.8 g/cm³），low effective photoelectric absorption cross-sections（2.5-4.2 b/e），and relatively low resistivity （40-800 Ω·m）. These features suggest that the reservoir is a low-porosity， low-permeability carbonate system. To further refine the understanding of its petrophysical limits， several analytical methods were employed， including empirical statistical analysis， bound water saturation assessment， mercury injection parameters， distribution function methods， and gas testing. A petrophysical model for porosity and permeability was established and validated using dynamic production data. These findings are critical for optimizing the exploration and development strategies for carbonate gas reservoirs in the region.

Key words： Ordos Basin; Majiagou Formation; Carbonate; Tight reservoir; Lower limit of physical properties

Cite this article

Xiaoping GAO , Jing LI , Bin GUAN , Hao NIU , Lianlian QIAO , Kai ZHAO , Xiaohong DENG , Congjun FENG . The lower limit of physical properties of tight carbonate reservoir of Ma 54 1a sub⁃layer in the northern part of central area of Yanchang Gas Field， Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(10) : 1839 -1853 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.04.017

0 引言

碳酸盐岩占沉积岩总量的20%，其中油气储量占全球总储量的50%至60%［1-3］。碳酸盐岩储层受沉积作用、成岩作用、构造和成藏过程的共同影响，通常表现为孔隙类型多样，且孔隙之间的匹配关系复杂。鄂尔多斯盆地中奥陶统碳酸盐岩储层形成地质年代久远，沉积环境多样［4］。其中中奥陶统马家沟组马五4 1a小层作为主要产气层位之一，具有重要的研究和开发价值。该段储层表现为强非均质性和复杂的孔隙结构，气藏开发面临较大的技术难度和挑战［5］。故在准确估算地质储量时，全面了解研究区目的段储层微观孔隙结构，并确定其有效物性下限至关重要，并且这些研究成果为后续的气藏勘探与开发提供了重要指导［6］。
储层物性下限是识别储层、确定有效厚度及影响储量估算的关键参数［7-9］。然而，物性下限的确定受到地质条件、孔隙结构、埋藏深度、地层压力与温度、开采技术和石油工艺等多种因素的影响，不易建立普适的物理或数学模型来确立储层有效物性下限值［10］。现有确定储层物性下限的方法分为两大类：岩心分析法和测试分析法［11-13］。岩心分析法通过测量孔隙度、渗透率来确定阈值，通常用于勘探初期数据较为稀缺的阶段。该方法的准确性依赖于岩心样本的数量和代表性，且可能受到一定主观因素的影响。测试分析法以试油结果为参考，通过统计分析试油结果与物性的关系来确定物性下限。该方法需要大量的生产数据作为基础，更能反映实际储层的特征，但其结果易受试油工艺的影响，通常只代表试油层的特征，难以广泛代表整个储层［8，10-11］。
本文研究以延长气田中区北Y969-Y929天然气井区马五4 1a小层为研究对象，利用分析化验资料、测井数据和开发动态资料，系统分析该段储层的岩石学、储集空间等特征。采用经验统计法、束缚水饱和度法、压汞参数法、分布函数法和试气法综合确定储层有效物性下限，克服单一方法带来的误差，以期为延长气田中区北马家沟组有效储层的识别和地质储量估算提供依据，同时也为鄂尔多斯盆地碳酸盐岩天然气藏的勘探开发提供数据支持。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地是华北地台西部最大的含油气盆地之一，发育伊盟隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、渭北隆起6个一级构造单元［13-18］。延长气田中区北位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部［图1（a）］。在中奥陶世马家沟期，盆地经历了3次海侵海退旋回［19-21］，沉积序列由自下而上的马一段至马六段6个岩性段组成，其中，马一段、马三段和马五段沉积时期为海退期，发育碳酸盐岩与膏盐等共生组合沉积，马二段、马四段和马六段沉积时期为海侵时期，发育灰岩和白云岩，及少量蒸发岩［22-23］。马五4亚段1a小层（马五4 1a小层）作为马家沟组的主要产气层位之一，厚度一般为5~15 m［图1（b）］，是本文研究的目标层。研究区马五4 1a小层的岩性主要为粉晶—泥晶白云岩，岩石中常见水平层理、小型波纹层理。延长气田马五4 1a小层为海相碳酸盐岩隐蔽气藏，属于古地貌与岩性复合圈闭类型，发育有碳酸盐岩局限台地沉积体系，主要为蒸发潮坪环境［24］。该段储层发育了规模较大的白云岩储层，并具有有利的储集与渗透条件，为天然气的聚集提供了理想的地质条件。
图1 研究区地理位置图（a）及奥陶系马五4 1小层地层综合柱状图（b）

Fig.1 Geographical location map of in the study area （a） and composite stratigraphic column of the Ma 54 1 sub-layer of the Ordovician（b）

2 储层类型特征

在碳酸盐岩储层中，储集能力和渗透能力的差异主要源于储集空间类型的差异［5］。在本文研究中，通过铸体薄片和扫描电镜观察，深入了解储层岩石学特征、孔隙类型。此外，应用高压压汞和核磁共振技术，对储层孔隙结构进行分析，综合划分研究区储层类型［25-26］。

2.1　储集岩的岩石学特征

马五4 1a储层主要位于潮坪亚相沉积环境中。对延长气田中区北部Y969-Y929井区10口取心井的全岩X射线衍射分析表明，马五4 1a储层的主要矿物为白云石，含量通常超过93.6%。通过岩心观察、岩石薄片鉴定、扫描电镜、铸体薄片和录井资料的综合分析表明，马五4 1a小层的岩性较为复杂，主要岩性包括白云岩、含灰白云岩、灰质白云岩、白云质灰岩和少量灰岩等多种类型。其中，具有储集性能的岩性主要为泥晶白云岩［图2（a），图2（b），图2（g）］；其次是细晶白云岩、微晶白云岩［图2（c），图2（d），图2（f）］、细粉晶白云岩［图2（e）］和粗粉晶白云岩等。
图2 延长气田中区北马五4 1a小层碳酸盐岩储层储集空间类型

（a）Y9-9井，3 857.1 m，泥晶白云岩，小型波纹层理，可见裂缝，（b）Y9-9井，3 857.1 m，泥晶白云岩横截面，裂缝被方解石充填；（c）Y9-6井，3 883.36 m，微晶白云岩，溶孔及微裂缝发育；（d）Y9-5井，微晶白云岩，可见微裂缝、溶蚀缝，铸体薄片，单偏光，4×10；（e）Y8-2井，细晶白云岩，可见微裂缝、溶蚀缝、晶间孔，铸体薄片，单偏光，4×10；（f）Y9-6井，微晶白云岩，见不规则状溶孔及晶间孔，铸体薄片，单偏光，10×10；（g）Y9-9井，泥晶白云岩，见晶间孔，铸体薄片，单偏光，4×10；（h）Y9-5井，白云岩，微裂缝及少量晶内溶孔，扫描电镜；（i）Y9-5井，白云岩，晶内溶孔，扫描电镜

Fig.2 Carbonate reservoir space type of the Ma 54 1a sub⁃layer in the north central area of Yanchang Gas Field

2.2　储集空间特征

延长气田中区北Y969-Y929井区马五4 1a储层储集空间类型多样，研究区主要发育晶间孔、晶间溶孔、微裂缝等，这些孔隙为油气的迁移提供了有效的通道，在油气的运输过程中起着至关重要的作用。
（1）晶间孔
晶间孔在晶体自形程度较高的碳酸盐岩中较为发育，通常由重结晶或交代作用形成。储集空间由碳酸盐岩晶体间未被充填的部分形成。在显微镜下，孔隙通常呈规则的多边形，孔径一般在0.01~5 μm之间，多数3 μm［图2（e），图2（f），图2（g）］。
（2）晶间溶孔
晶间溶孔是通过溶蚀作用形成的，孔隙边缘通常具有明显的齿状和港湾状溶蚀特征，形态不规则，大部分孔径介于0.1~10 μm之间，部分可达50 μm，其分布主要以分散状或密集状为主，并且具有较好的连通性［图2（e），图2（f），图2（h），图2（i）］。
（3）溶蚀孔洞
溶蚀孔洞是由埋藏溶蚀作用或风化壳岩溶作用在原有孔隙基础上溶解扩大形成。孔隙的形态和大小不受原岩组构的控制，在显微镜下呈不规则形态，但通常为圆形或椭圆形。孔隙通常呈层状分布，呈斑状或蜂窝状结构。在某些情况下，两个或多个溶蚀孔洞可能叠加，形成长条形、三角形或其他不规则形态。孔径差异较大，一般介于2~3 mm之间，最大5 mm［图2（c）］。
（4）微裂缝
微裂缝包括构造裂缝和缝合线。大多数构造裂缝已被充填，只有少数晚期构造裂缝保留为有效裂缝。有效裂缝通常呈规则形态，边缘较平直，且通常没有显著的溶蚀扩展。缝合线则通过岩溶作用重新开启，成为有效裂缝，且整体半径较大。在溶蚀缝合线的边缘，晶间孔和晶间溶孔常呈条带状分布［图2（a）、图2（c）—图2（e）、图2（h）］。
（5）溶蚀缝
溶蚀缝是流体经溶蚀作用沿构造缝扩展并引起裂缝的增大形成的裂缝。裂缝壁不规则且凹凸不平，宽度变化不一。裂缝呈不规则分布，包括垂直裂缝、斜交裂缝和水平裂缝，通常呈网状分布［图2（d）］。

2.3　储层测井响应特征

通过使用7条常见的测井曲线：自然伽马（GR）、声波时差（AC）、密度（DEN）、补偿中子（CNL）、有效光电吸收截面指数（Pe）、双侧向深（浅）电阻率（RD、RS），对研究区储层的测井响应特征进行了详细分析。
（1）自然伽马（GR）
马五4 1a储层的伽马曲线（GR）值较低，且曲线呈现箱形特征。泥—粉晶白云岩的自然伽马值通常较低，一般为16 API左右（图3），表明该层含泥分量较少，主要为较纯的白云岩。
图3 延长气田中区北 Y8-2井马五4 1a小层测井曲线特征

Fig.3 The well logging curve characteristics of Well Y8-2 of in the Ma 54 1a sub⁃layer in the north central area of Yanchang Gas Field

（2）补偿声波（AC）
储层段的补偿声波值一般较低，约为157 μs/m。由于孔隙度的影响，储层的声波时差值较相邻致密层明显增高，通常大于160 μs/m。例如，在3 375.4~3 376.4 m深度段（图3）中，当储层含气时，声波时差明显增大，且与相邻致密白云岩层相比有所上升，该气层段的声波时差平均值为164.7 μs/m。
（3）密度（DEN）
在研究区的有利储层段，孔隙发育，密度测井值通常小于2.9 g/cm³。随着孔隙发育程度的增加，密度值进一步降低，最低可达2.6 g/cm³。如在含气层（3 375.4 ~3 376.4 m）（图3），该段的平均密度值为2.65 g/cm³。
（4）补偿中子（CNL）
在储层段，补偿中子值通常增加，并且与声波时差有较好的相关性。然而，在储层含气时，由于残余气体的影响，中子孔隙度会低于实际储层孔隙度，例如，在3 375.4~3 376.4 m深度段（图3），该气层段补偿中子值有小幅度上升，范围在6.3%~8.2%之间。补偿中子和声波时差曲线通常表现出明显的分离，形成一个“大肚子”形状，表现出“挖掘效应”。
（5）有效光电吸收截面指数（Pe）
致密白云岩的Pe值通常较低，约为3 b/e。然而，在有利储层段，由于孔隙的发育，可能会出现孔径略微扩大的现象，影响Pe曲线的真实性。研究区储层段的白云岩Pe值通常低于岩性背景值，平均约为2.8 b/e。
（6）双侧向深（浅）电阻率（RD、RS）
双侧向电阻率曲线反映了地下岩石的电导性能，主要受岩石结构、孔隙度、含水饱和度以及孔隙中地层水性质等因素的影响。在本研究区，储层段的双侧向电阻率值表现出明显降低的趋势。如图3所示，在3 375.4~3 376.4 m深度段，含气层的深侧向电阻率值在150 Ω·m左右，较周围致密层有所降低。
综上所述，研究区马五4 1a白云岩储层测井曲线表现出典型的“两高四低”特征，即声波时差值高、中子值高、自然伽马值低、密度值低、有效光电吸收截面指数值低、电阻率值相对较低［27］。

2.4　储层物性特征

根据121个岩心样品分析数据统计表明，马五4 1a白云岩储层储集物性较好，其孔隙度分布范围为0.17%~9.08%，平均值为1.279%［图4（a）］，主要分布在1.5%~4.5%区间内，占样品总数的80%；渗透率分布范围为（0.002 6~2.45）×10-3 μm2，平均值为0.12×10-3 μm2，主要分布在（0.01~0.5）×10-3 μm2区间内，占样品总数的86.3%［图4（b）］。
图4 延长气田中区北马五4 1a白云岩储层孔隙度（a）、渗透率（b）分布直方图

Fig.4 The distribution histogram of dolomite reservoir porosity （a） and permeability （b） of in the Ma 54 1a sub⁃layer in the north central area of Yanchang Gas Field

2.5　储集类型划分

根据储集空间类型的不同，划分延长气田中区北马五4 1a小层碳酸盐岩储层类型。选取各类型储层的典型样品，进行高压压汞和核磁共振实验，从而定量评价储层特征。
高压压汞实验是定量评估储层微孔喉特征的有效方法之一。该技术通过分析汞注入过程中的压力变化、毛细压力曲线特征以及注入汞量与压力变化之间的关系来进行评估［28-32］。核磁共振通过T 2谱定量表征不同岩样的孔隙尺寸分布及分选性。基于核磁共振T 2谱与孔隙尺寸之间的连续关系，T 2谱可以转化为孔喉半径谱，将孔隙分为晶间孔、溶蚀孔和裂缝［33-35］。区间的孔隙体积分数反映了不同类型孔隙在总孔隙体积中的占比［35-37］，以此划分不同类型储层。
γ = ρ F s T 2
式中： γ为孔隙半径，nm；ρ为表面弛豫率，nm/ms，研究区样品平均表面弛豫率为2 nm/ms；FS 为形状因子，对于晶间孔取FS =3，对于溶蚀孔和微裂缝取F S=2；T 2为弛豫时间，ms。

2.5.1　缝洞型储层特征表征

根据储集空间类型，将储集空间主要为溶蚀孔洞和裂缝的划分为缝洞型储层。缝洞型储层高压压汞毛细管特征表现为较长且宽的平台段，表明其分选良好。以表1中毛管压力曲线为例，该样品孔隙体积为0.575 cm³，孔隙度为5.36%，渗透率为1.66 ×10-3 μm2，进汞饱和度为73.5%。排驱压力较小，仅为0.854 MPa，中值压力为74.87 MPa。中值孔喉半径为0.01 μm，平均孔喉半径为0.058 μm，最大连通半径为0.86 μm，歪度为4.31，分选系数为0.117，平均退汞效率为35.7%。
表1 延长气田中区北马家沟组马五4 1a碳酸盐岩储层类型划分标准

Table 1 Classification criteria of carbonate reservoir types in the Ma 54 1a sub⁃layer in the north central area of Yanchang Gas Field

核磁共振T 2特征曲线显示，缝洞型储层表现出三峰结构。以表1中核磁共振T 2谱特征为例，该样品的孔隙度为5.49%，渗透率为0.15 ×10-3 μm2。晶间孔占比为30.74%，溶蚀孔体积占比为62.64%，裂缝体积占比为6.62%，这些特征对储层的流体流动特性贡献较大。T 2 cutoff为7.558 ms，表明该类型储层的孔喉较大，具有最多的可动流体。
以上实验结果综合表明，缝洞型储层具有较大的孔喉、均匀的分布和良好的连通性，赋予其较强的储集和流体流动能力。在分析的25个样品中，有2个被鉴定为缝洞型储层。

2.5.2　孔缝型储层特征表征

根据储集空间类型，将储集空间主要为晶间孔、溶孔和裂缝构成的划分为孔缝型储层。孔缝型储层的高压压汞毛细管特征表现出较长的平台段，表明其分选较好。以表1中毛管压力曲线为例，该样品孔隙体积为0.473 cm³，孔隙度为3.8%，渗透率为0.081×10⁻³ μm²，进汞饱和度为41.98%，排驱压力为56.83 MPa，平均孔喉半径为0.007 μm，最大连通半径为0.013 μm，歪度值为2.394，分选系数为0.003，退汞效率的平均值为33.3%。
孔缝型储层的T 2谱表现为弱三峰结构。以表1中核磁共振T 2谱特征为例，该样品的孔隙度为3.99%，渗透率为0.079×10-3 μm2。晶间孔体积占比为38.20%，溶蚀孔体积占比为54.93%，裂缝体积占比为6.91%。T 2 cutoff为15.78 ms，表明储层的孔喉尺寸相对较大，储层中相当一部分流体是可动的。
综上所述，孔缝型储层具有较大的孔喉规模，整体分布较为均匀，连通性较好，从而具有较强的储集和渗流能力。在25块样品中，有7块被归类为孔缝型储层。

2.5.3　孔隙型储层特征表征

根据储集空间类型，将储集空间主要为溶孔和晶间孔的划分为孔隙型储层。孔隙型储层高压压汞毛细管特征表现为平台段中等特征。以表1中毛管压力曲线为例，该样品孔隙体积为0.26 cm³，孔隙度为2.1%，渗透率为0.034 ×10-3 μm2，进汞饱和度为22.2%，排驱压力为69.31 MPa，平均孔喉半径为0.006 μm，最大连通半径为0.011 μm，歪度为2.62，分选系数为1.771，退汞效率平均为28.0%。这些值表明该储层孔喉特征和连通性处于中等水平。
孔隙型储层的孔隙分布相对较为集中，呈现弱双峰结构。以表1中核磁共振T 2谱特征为例，该样品的孔隙度为2.16%，渗透率为0.0311×10-3 μm2。晶间孔体积占比为57.18%，溶蚀孔体积占比为36.60%，裂缝几乎不存在，体积占比较小。T 2 Cutoff为6.751 6 ms，表明该类型储层储集空间相对较小，仅存在少量可动流体。通过高压压汞和核磁共振实验得到的结果表明，孔隙型储层孔喉较小，分选较差，非均质性较强，储集与渗流能力较差，反映出储层的连通性略差。在分析的25块样品中，有10块被归类为孔隙型储层。

2.5.4　微孔型储层特征表征

微孔型储层整体致密，储集空间主要由分散且直径小于0.01 μm的晶间孔、溶孔构成。微孔型储层高压压汞毛细管特征表现为平台段较短或几乎没有平台段。以表1中毛管压力曲线为例，该样品孔隙体积为0.053 cm³，孔隙度为0.47%，渗透率为0.005 99 ×10-3 μm2，进汞饱和度为6.82%，排驱压力为67.662 MPa，平均孔喉半径为0.021 μm，最大连通半径为0.010 μm，歪度为27.63，分选系数为0.017，退汞效率平均为54.2%。这些特征表明，该储层具有较小的孔喉、较差的分选性以及相对较弱的储集能力，连通性有限。
核磁共振T 2谱分析显示，微孔型储层呈单峰分布。以表1中核磁共振T 2谱特征为例，该样品的孔隙度为0.43%，渗透率为0.005 95×10⁻³ μm²。晶间孔体积占总孔隙体积的57.56%，溶蚀孔体积占总孔隙体积的35.53%，裂缝几乎没有。T 2 cutoff为0.216 6 ms，表明该储层的储集空间较小，仅含有极少的可动流体。发育的孔隙主要为不连通的孔隙，导致储层连通性较差，流体流动潜力有限。
综上所述，微孔型储层整体表现较为致密，主要发育微小孔隙，储渗能力最差。在25块样品中，有6块是该类储层。
通过薄片观察、高压压汞以及核磁共振实验对不同类型储层的孔隙结构研究表明，马五4 1a储层具有较强的非均质性。具体而言，缝洞型储层和孔缝型储层表现出最优的孔隙结构特征，其次为孔隙型储层，而微孔型储层的孔隙结构最差，基本无储集性能。在延长气田中区北下古马五4 1a储层中，孔隙—孔缝型储层占主导地位。

3 碳酸盐岩储层物性下限

确定碳酸盐岩储层物性下限是勘探开发各个阶段的重要研究工作之一，包括井位部署、选择试气层位、评价储量可动用性以及落实气田开发潜力等［8-9，38］。结合前文对研究区储层类型的分析，这里主要对有储集性能的缝洞型、孔缝型以及孔隙型储层进行储层物性下限研究。

3.1　经验统计法

经验统计法可从储集和渗透能力两个方面对储层物性下限进行评价。该方法以岩心分析获得的孔隙度和渗透率数据为基础，通过统计低孔低渗段的累计储层储能、产能丢失频率小于5%为界限，来确定物性下限值［39-41］。如图5所示，基于对研究区10口取心井马五4 1a储层岩心孔隙度和渗透率数据的统计，绘制了直方图并计算了累计频率曲线。通过分析，确定储气和产气能力丧失5%时，孔隙度下限值为1.5%，此时孔隙度样本丢失率为11.8%；渗透率下限值为0.028 ×10-3 μm2，此时渗透率样本丢失率为13.9%。统计结果表明，研究区马五4 1a储层岩心分析中低孔低渗样品占比较高，但在储气产气能力丢失较少的情况下，孔渗样品丢失较大。
图5 延长气田中区北马家沟组马五4 1a碳酸盐岩储层物性累计分布与能力丢失图

Fig.5 The cumulative distribution of physical properties and capacity loss diagram of carbonate reservoirs in the Ma 54 1a sub-layer in the north central area of Yanchang Gas Field

3.2　束缚水饱和度法

束缚水饱和度法是一种通过研究束缚水饱和度与储层物性参数关系来划定有效储层物性下限的重要方法［42］。当储层束缚水饱和度超过80%时，孔隙空间主要由微孔隙组成，此时流体已无法有效渗流［8，42］。因此，以束缚水饱和度达到80%时的孔隙度和渗透率值作为划定有效储层的标准成为了较为常用的做法［8，10-12，41］。
进一步分析显示，束缚水饱和度与孔隙度之间呈现出显著的负相关关系。如图6所示，随着孔隙度的增加，束缚水饱和度也随之减少。相应地，当孔隙从有效孔隙向无效孔隙逐渐过渡时，储集层的流体渗流能力受到明显的抑制。通过这种趋势的分析，能够明确识别不同类型孔隙对储层流体运移的贡献差异。基于这一方法，研究选取了束缚水饱和度为80%时的对应物性参数值，即孔隙度1.56%和渗透率0.026 ×10-3 μm2作为储层物性下限值。
图6 延长气田中区北马五4 1a碳酸盐岩储层束缚水饱和度与物性关系

（a）束缚水饱和度与孔隙度关系；（b）束缚水饱和度与渗透率关系

Fig.6 The relationship between irreducible water saturation and physical properties of carbonate reservoirs in the Ma 54 1a sub⁃layer in the north central area of Yanchang Gas Field

3.3　压汞参数法

通过高压压汞实验获得的一系列孔隙结构参数是确定储层物性下限的重要依据。利用研究区的高压压汞资料，分别建立孔隙度、渗透率与中值压力、排驱压力的交会图，并通过曲线的拐点确定物性下限［8，10-11，29，39，40］。孔隙度、渗透率与中值压力、排驱压力的拟合关系曲线（图7）显示，在孔隙度为1.50%、渗透率为0.025×10-3 μm2处存在明显的拐点。
图7 延长气田中区北马五4 1a碳酸盐岩储层物性与压汞参数关系

（a）（b）物性与排驱压力关系；（c）（d）物性与中值压力关系

Fig.7 The relationship between physical properties and mercury injection parameters of carbonate reservoirs in the Ma 54 1a sub⁃layer in the North central area of Yanchang Gas Field

这一拐点表明，在该点之前，排驱压力和中值压力急剧增大，表明此处的储层难以成为有效储层。根据这一分析，研究区马五4 1a致密气储层的孔隙度下限为1.50%，渗透率下限为0.025×10⁻³ μm²，排驱压力和中值压力分别为8 MPa和45 MPa。

3.4　分布函数曲线法

分布函数曲线法可以直观地反映储层物性与有效储层和非有效储层之间的关系。该方法以统计学理论为基础，利用试油结果以及孔隙度和渗透率数据，在同一坐标系内建立研究区有效储层（产层）与非有效储层（干层）的孔渗数据分布频率交会图，并通过曲线的交点确定物性下限［9-11，42-45］。如图8所示，在延长气田中区北马家沟组马五4 1a储层中，有效储层和非有效储层的孔隙度和渗透率分布函数曲线各自存在一个交点，交点位置对应的孔隙度为1.53%、渗透率为0.027 ×10⁻³ μm²，这些值作为有效储层的物性下限。
图8 延长气田中区北马家沟组马五4 1a碳酸盐岩储层物性下限分布函数曲线

Fig.8 The lower limit distribution function curve of the physical properties of carbonate reservoirs in the Ma 54 1a sub⁃layer in the North central area of Yanchang Gas Field

3.5　试气法

试气法通过分析试气层储层样品的孔隙度和渗透率，并结合试气结论，构建干层（非有效储集层）和产层（有效储集层）的孔隙度与渗透率交会图。通过使用实际试气数据证实的干层和产层之间的数值范围，直观地划定储层物性下限［11，32，40，42］。然而，在实际生产过程中，其物性分析测试数据往往受到实验误差的影响。与此同时，试气过程中还可能引入工程误差，使得产层数据和干层数据之间出现一定程度的重叠［46］。在这种情况下，选择产层与干层过渡带的中间值作为物性下限值。
如图9所示，马五4 1a储层气层、含气层的数据点主要集中在孔隙度大于1.56%和渗透率大于0.025×10⁻³ μm²的区间内，而大部分区间外的数据点代表干层。这表明，当孔隙度为1.56%，渗透率为0.025×10⁻³ μm²即为储层的物性下限值。
图9 延长气田中区北马五4 1a储层试气段孔隙度与渗透率关系

Fig.9 The relationship between porosity and permeability in gas test section of carbonate reservoirs in the Ma 54 1a sub⁃layer in the north central area of Yanchang Gas Field

4 储层物性下限综合厘定及检验

4.1　储层物性下限综合厘定

储层物性下限值受到复杂的地质条件、原油特性、开采技术和操作水平的影响，因此很难通过单一的物理或数学模型来准确定义［9-10］。从气藏开发的角度来看，基于岩心分析方法确定的物性下限通常较低。然而，在勘探初期，这种方法有助于最大限度地减少漏掉孔隙度和渗透率较小的油气层的风险［10］。另一方面，测试分析法主要依赖于现场测试数据，且试气通常在最有利的层段进行。因此，这些试气层段可能无法完全代表整个储层，导致在确定物性下限时遗漏了低品质储层［7］。
由于不同的统计和计算方法评估的是特定类型和数量的样本数据，每种方法都有其固有的不确定性。因此，为了更准确地确定储层物性下限值，这些方法需要进行整合和互相补充。为避免单一方法可能带来的较大偏差，选择采用算术平均法来代表马五4 1a碳酸盐岩储层的物性下限值（表2），最终确定延长气田中区北马五4 1a碳酸盐岩储层物性下限值为：孔隙度下限值为1.53%，渗透率下限值为0.026 ×10⁻³ μm²。
表2 延长气田中区北马五4 1a碳酸盐岩储层各方法所得孔隙度和渗透率下限值

Table 2 The data table of porosity and permeability lower limit values obtained by various methods of carbonate reservoirs in the Ma 54 1a sub⁃layer in the north central area of Yanchang Gas Field

方法 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）
经验统计法 1.5 0.028
束缚水饱和度法 1.56 0.026
压汞参数法 1.5 0.025
分布函数法 1.53 0.027
试气法 1.56 0.025
综合取值 1.534 0.026 2

4.2　储层物性下限检验

4.2.1　生产动态检验

通过分析单采试气数据中的日产气量、孔隙度和渗透率的交会关系，对储层的有效物性下限进行评估［11，32，42］。建立物理模型（图10），将最低工业产气量0.5×10⁴ m³/d代入公式，确定孔隙度下限为1.58%，渗透率下限为0.024×10⁻³ μm²。这些结果表明，所确定的物性下限是可靠的。此外，单井日产气量与孔隙度和渗透率之间呈正相关关系，随着储层物性值的提高，日产气量显著增加。这表明具有更好储层物性的气井通常能够产生更高的气量。
图10 延长气田中区北马五4 1a储层单井日产量与物性关系

Fig.10 The relationship between single well daily output and physical properties of carbonate reservoirs in the Ma 54 1a sub⁃layer in the north central area of Yanchang Gas Field

4.2.2　物性模型检验

根据研究区228个岩心分析数据点，建立了孔隙度和渗透率的物性模型（y=0.057 5x－0.061 8）（图11）。将通过5种方法综合确定的储层孔隙度下限值1.534%代入物性模型，计算得到对应的渗透率值约为0.026 4×10⁻³ μm²。
图11 延长气田中区北马五4 1a 储层实测孔隙度与渗透率关系

Fig.11 The relationship between porosity and permeability of carbonate reservoirs in the Ma 54 1a sub⁃layer in the north central area of Yanchang Gas Field

4.2.3　储层有效性评价

对试气段的岩性及储集空间类型进一步验证，例如，Y9-3井、Y8-2井和Y9-1井的试气段为泥晶—粉晶白云岩，主要发育晶间孔隙和微裂缝，属于典型的孔缝—孔隙型白云岩储层。试气结果证实，在孔隙度和渗透率接近或高于下限值的储层中，具有一定的产气能力。例如：Y9-3井（深度：3 822~3 825 m），无阻流量为45.22 ×10⁴ m³/d，产气量为237 618 m³/d，孔隙度和渗透率分别为6.762%和0.085 ×10⁻³ μm²；Y8-2井（深度：4 181~4 186 m），无阻流量为2.40 ×10⁴ m³/d，产气量为11 800 m³/d，孔隙度和渗透率分别为1.749%和0.032×10⁻³ μm²；Y9-1井（深度：3 983~3 985 m），无阻流量为1.00×10⁴ m³/d，产气量为5 000 m³/d，孔隙度和渗透率分别为3.467%和0.099 ×10⁻³ μm²。以上所有数值均高于先前确定的物性下限值。
综上所述，延长气田中区北部马五4 1a小层孔缝—孔隙型白云岩储层的孔隙度和渗透率分别在1.53%和0.026×10⁻³ μm²附近及以上，有利于天然气聚集，并具有较好的开发潜力。

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地延长气田中区北马五4 1a小层具有储集性能的岩类包括泥晶白云岩、粉晶白云岩等。储渗空间类型多样，发育有晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞、微裂缝和溶蚀缝等孔隙类型；综合孔隙度及渗透率分布区间，研究区五4 1a小层为致密储层。
（2）通过高压压汞曲线和核磁共振T 2谱对延长气田中区北马五4 1a储层进行表征。结果表明延长气田中区北马五4 1a小层主要为孔缝—孔隙型储层，其中孔缝型储层孔喉较大，分选较好，连通性较好，具有较强的储渗能力；孔隙型储层孔喉较小，分选较差，非均质性较强，储渗能力较差，储层的连通性略差。
（3）为克服不同统计和计算方法存在的局限性，避免单一方法可能带来的较大偏差，采用各方法确定的物性下限值的算术平均值。最终确定延长气田中区北马五4 1a储层的有效孔隙度下限为1.53%，渗透率下限为0.026×10-3 μm2，为估算气藏地质储量提供指导。

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