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2025 , Vol. 40 >Issue 1: 176 - 187

DOI: https://doi.org/10.6038/pg2025HH0517

Study on gas-water characteristics and gas-bearing properties of Upper Paleozoic Shan23-He8 member reservoir in middle area of Jingbian Gas Field

  • XingGuan CHENG , 1 ,
  • ZiWei ZHANG 1 ,
  • Nan CHEN 1 ,
  • YanBin ZHANG 1 ,
  • ZiAng MENG 1 ,
  • XiaoLi ZHANG , 2, * ,
  • YaJun LI 3 ,
  • GaoRun ZHONG 3
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  • 1 No. 1 Gas Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Jingbian 718500, China
  • 2 Department of Geology, Northwestern University, Carbon Neutrality College (Yulin), Northwest University, National and Local Joint Engineering Research Center of Carbon Capture and Sequestration Technology, Shaanxi Key Laboratory for Carbon Neutral Technology, Xi'an 710069, China
  • 3 School of Petroleum Engineering and Environmental Engineering, Yan'an University, Yan'an 716000, China

Received date: 2024-03-27

  Online published: 2025-03-13

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Abstract

In order to clarify the Nuclear Magnetic Resonance(NMR) characteristics and influencing factors of gas-water layer of He8 member in southeast Sulige of Ordos Basin, two-dimensional NMR technology was used to characterize the gas-water layer characteristics, combined with the analysis results of formation water, reservoir physical properties, formation anisotropy and gas supply, the NMR response characteristics of the gas-water layer of He8 member in the study area were clarified. The relationship between formation water, pore type, pore throat structure, formation anisotropy, gas supply and reservoir gas bearing is analyzed. The results show that: ①The formation water in the study area is mainly CaCl2 type, but the salinity difference is strong, and the distribution is 3669~325000 mg/L. The water type is all CaCl2, the pH value is 4.21~8.98, and it is weakly acidic.[r(Na+)/r(Cl-)] was less than 0.61, the coefficient of chloride to magnesium[r(Cl-)/r(Mg2+)] was greater than 7.0, and the coefficient of magnesium to calcium[r(Mg2+)/r(Both Ca2+)] are less than 0.69, and the metamorphic coefficients[r(Cl--Na+)/r(Mg2+)] are more than 0.47, indicating that the formation water is in a relatively stagnant reduction state, the formation is strongly sealed, and the natural gas is well preserved. ②The distribution of gas-water layers in He8 member in the study area is complex, and two-dimensional nuclear magnetic resonance technology can effectively distinguish the gas-water layers. ③The pore types of the reservoir in He8 member are mainly residual intergranular pores and feldspar solution pores, with porosity ranging from 2.70% to 14.48% and permeability ranging from 0.04 to 15.92×10-3 μm2. The reservoir physical properties affect the gas bearing properties of the reservoir, and the porosity and permeability of the reservoir are greater than 7.0% and 0.2×10-3 μm2, respectively. The porosity and permeability of the gas-bearing and differential gas layers are 5%~9.5% and (0.02~0.7)×10-3 μm2, respectively, while the porosity and permeability of the dry layer are less than 5% and 0.1×10-3 μm2, respectively. The anisotropy of the gas layer is between 15%~20%, and that of the dry layer is less than 6%.

Key words： Gas-water layer; He8 member; Nuclear Magnetic Resonance(NMR); Gas bearing; Anisotropy

Cite this article

XingGuan CHENG , ZiWei ZHANG , Nan CHEN , YanBin ZHANG , ZiAng MENG , XiaoLi ZHANG , YaJun LI , GaoRun ZHONG . Study on gas-water characteristics and gas-bearing properties of Upper Paleozoic Shan23-He8 member reservoir in middle area of Jingbian Gas Field[J]. Progress in Geophysics, 2025 , 40(1) : 176 -187 . DOI: 10.6038/pg2025HH0517

0 引言

储层流体性质识别是储层评价的核心工作，致密砂岩储层因非均质性强、岩性变化快、气水关系复杂，储层流体性质识别非常困难.流体识别主要依托录井、取芯、测井资料进行分析，其中录井、取芯能直观反映储层含油(气)性，但难以评价储层的含水性；测井方法通过分析储层岩性、物性、含油(气)性、电性特征，利用测井解释模型，可定量计算储层含油(气)饱和度，确定储层流体性质，但是常规测井较难识别致密砂岩气藏中的低电阻率气层和高电阻率水层(赵永刚，2020).一维核磁共振技术能够定量刻画储层孔隙结构，利用差谱、移谱的方法来识别储层流体性质，但判别结果具有多解性(宁从前等，2021).二维核磁共振技术通过不同分析储层流体的纵横向弛豫时间的差异性，实现了干酪根、束缚水及不同状态流体的准确识别，在页岩油、致密油、致密气领域应用效果较好(石玉江等，2023；赵小青等，2023).朱文卿等(2019)建立了基于可动水饱和度参数分析的水层识别方法.兰朝利等(2010)以广安气田须家河组为例，分析了不同气藏类型的气水分布特征，利用阵列感应、核磁共振和综合判识方法进行了气水层识别，识别精度可达94%.石玉江等(2023)开展了全直径岩心二维核磁共振图谱分析，建立二维核磁共振流体识别标准，实现了不同孔径孔隙流体组分精确判定与饱和度定量解释.白龙辉等(2021)利用二维核磁共振技术实现了游离态、吸附态页岩油、黏土矿物吸水的定量表征，对密闭取芯样品含水饱和度进行了恢复.
苏里格气田天然气层属于典型“三低”特征(低孔隙度、低渗透率、低丰度)，储层含气性受微构造、储层岩性、物性、地层水、地层各向异性、气源供给等因素影响，在区域上具有连续性成藏、多层系含气的特征，但是在同一套储层内或同一开发区块，储层含气性差异明显，单井产量低，气水层的准确识别直接影响开发效果(陈占军，2016; 陈占军等，2017；付金华等，2019；毕明威等，2023；朱彤等，2023).靖边气田位于苏里格气田东南部，工区面积0.42 km2，主要开发层系为盒8、山2段，年累计产气量超过10亿方.试气结果显示，盒8段气层、含气层、差气层、干层分别占62.5%、34.1%、3.1%、0.28%, 高产井(大于4.0万方/天)、中等产量井(1.0~4.0万方/天)、中低产井(0.5~1.0万方/天)、低产井(小于0.5万方/天)分别占7%、40%、29%、24%.为此，以研究区盒8段为例，在梳理总结利用常规测井技术识别气层、水层的基础上，重点讨论研究区气层、差气层、气水同层、水层的一维核磁和二维核磁共振相应特征，从地层水、储层物性、储层各向异性、气源供给方面，探讨储层含气性影响因素，进而为研究区气水层识别、测井分区解释、有利区划分提供理论依据.

1 地层水化学特征

地层水的离子浓度、PH值、地层水类型，钠氯系数、镁钙系数、脱硫系数、钠钙系数、变质系数均可以反映地层水所处的水文地球化学环境(张雷等，2022)，对于研究储层的性质和油气的保存环境具有重要意义(表 1).
表1 地层水化学参数表征的地质意义

Table 1 Geological significance of formation water chemical parameter characterization

地层水参数 地质意义
地层水离子浓度 反映地层水动力特征和水化学环境，在一定程度上可表征油气的保存和破坏条件.
钠氯系数
[r(Na+)/r(Cl-)]		 反映地层水的浓缩变质作用程度和地层水文地球化学环境.钠氯比大于0.85为流动水特征，钠氯比小于0.50则为停滞环境(胡绪龙等，2008；杨仁超等，2022).
脱硫系数
[r(SO42-)/r(Cl-)]		 脱硫系数小于1.0的地层水，通常表明地层水还原彻底，埋藏于封闭良好的地区.反之，则认为还原不彻底，可能受浅表层氧化作用的影响.
氯镁系数
[r(Cl-)/r(Mg2+)]		 氯镁系数越大，反映地层水封闭性越好、封闭时间越长，浓缩变质作用越深，有利于油气的聚集和保存.含气区地层水氯镁系数值一般大于5.
碳酸盐平衡系数
[r(HCO3-+rCO32-)/r(Ca2+)]		 越靠近油气藏，油气性质越轻，碳酸盐平衡系数值越小.
镁钙系数
[r(Mg2+)/r(Ca2+)]		 低的镁钙系数值与次生孔隙的发育有关.镁钙系数越大，浓缩变质程度就越大，油田水封闭就越好，有利于油气聚集与保存.
变质系数
[r(Cl--Na+)/r(Mg2+)]		 系数越大，表明封闭程度好，水—岩作用强，该系数为负值时，表明可能受到大气降水的影响.
研究区盒8下1地层水水样为59个，分析结果显示：水型全部为CaCl2，pH值范围为4.21~7.07，平均为5.25，呈弱酸性，矿化度为9313~289870 mg/L，地层水Na+介于719~51550 mg/L、K+介于719~51550 mg/L、Ca2+介于1580~13275 mg/L、Mg2+介于129~17130 mg/L、Cl-介于5457~233305 mg/L、SO42-介于0~1243 mg/L、HCO3-介于186~1559 mg/L，CO32-均为0.0 mg/L.盒8下2地层水水样为132个，分析结果显示：水型全部为CaCl2，pH值范围为4.31~8.98，平均为6.05，呈弱酸性，矿化度为8463~324946 mg/L，地层水Na+介于217~74113 mg/L、K+介于217~74113 mg/L、Ca2+介于117~67385 mg/L、Mg2+介于0~22517 mg/L、Cl-介于1410~233305 mg/L、SO42-介于0~3679 mg/L、HCO3-介于13.35~3951.17 mg/L，CO32-均为0.0 mg/L；山23地层水水样为41个，分析结果显示：水型全部为CaCl2，pH值范围为4.96~8.2，平均为5.87，呈弱酸性，矿化度为3669~234391 mg/L，地层水Na+介于224~48054 mg/L、K+介于224~48054 mg/L、Ca2+介于117~61723 mg/L、Mg2+介于0~8743 mg/L、Cl-介于1410~206496 mg/L、SO42-介于0~1243 mg/L、HCO3-介于23.1~1440 mg/L，CO32-均为0.0 mg/L.
地层水类型，钠氯系数等系数统计表见表 2.分析结果表明：(1)区内气藏地层水矿化度高，弱酸性，水型为CaCl2；(2)钠氯比[r(Na+)/r(Cl-)]均小于0.61、氯镁系数[r(Cl-)/r(Mg2+)]均大于7.0、镁钙系数[r(Mg2+)/r(Ca2+)]均小于0.69、变质系数[r(Cl--Na+)/r(Mg2+)]均大于0.47，说明地层水处于较停滞的还原状态，地层封闭性强，天然气保存良好；(3)地层水以与外界隔绝的残余水和变质的古沉积水为主；(4)碳酸盐平衡系数((rHCO3-+CO32-)/rCa2+)为0~1.3286，变化范围较大，对于天然气成藏条件分析仅具参考价值.
表2 山23-盒8地层水化学特征综合统计表

Table 2 Comprehensive statistical table of chemical characteristics of formation water under Shan23-He8

层位 水型 矿化度/(mg/L) 变质系数 钠氯系数 脱硫系数 镁钙系数 氯镁系数 碳酸盐平衡系数
盒8下1 CaCl2 9313~289870(79238) 0.8643~1.9769 0.0186~0.4627 0~0.9260 0~0.4250 7.762~151.939 0~0.5637
盒8下2 CaCl2 8463~324946(73444) 0.4728~1.9769 0.0000~0.6073 0~3.49 0~0.6998 4.600~333.600 0~1.3286
山23 CaCl2 3669~234391(71663) 0.6160~1.3720 0.0101~0.6073 0~6.65 0~0.6065 7.64~333.64 0~0.8099

2 气水层核磁共振特征

目前，基于常规测井资料，建立了视自然电位-自然电位、声波时差-深侧向电阻率、声波时差-自然电位重叠图技术、等效弹性模量法的储层含气性识别方法(阎媛子等，2014)，但针对致密砂岩复杂储层时，识别精度较低，尤其是低电阻率气层、高电阻率水层的识别较为困难，容易造成气层漏失.核磁共振测井利用原子核的磁性及其与外加磁场的相互作用，能有效反映储层孔隙结构和流体性质，不同流体的纵向驰豫时间、横向驰豫时间、扩散系数均不相同，排除了矿物成分对分析结果的干扰.根据横向弛豫T2谱特征，可评价储层总孔隙度和不同孔隙直径孔隙所占比例，通过孔隙直径均值法和孔隙组分法来计算储层渗透率.根据不同流体纵向弛豫时间T1谱的差异，结合横向弛豫T2参数，可将地层中毛管束缚水、泥质束缚水、可动水、天然气、轻质油、稠油等有效区分(杨双定等，2016；白龙辉等，2021；赵吉儿等，2023).通常天然气和水的T2谱信号分布相差不大，但T1谱信号分布差异很大，利用T1与T2的二维图谱，直观有效的识别流体性质(图 1).
图1 T1-T2二维图谱识别流体性质理论图版(石玉江等，2023)

Fig 1 T1-T2 two-dimensional spectrum Identification of fluid properties (Shi et al., 2023)

基于3口井的常规测井、成像测井、核磁共振测井资料，对盒8段气层、差气层、气水同层、水层的特征进行了综合分析，常规测井资料显示盒8段储层岩性较纯、物性较好、电阻率低、气测异常值较低；砂体电成像静态图像整体偏亮，砂体内有明暗相间的条带，反映砂体非均质性强；一维核磁测井显示，储层微观孔隙结构非均质性强，大孔径孔隙、中孔径孔隙、小孔径孔隙在不同储层段差异性明显，核磁T2谱兼具双峰、单峰特征.T1-T2二维图谱分析结果显示，气层、差气层、气水同层、水层信号差异性明显，能准确识别储层流体性质.
T2-18-15井第39层3602.1~3605.0 m，总厚度为2.9 m，总孔隙度均值为4.61%, 有效孔隙度均值为4.57%, 其中可动流体体积为4.01%, 毛管束缚水体积为0.56%, 该层平均渗透率为3.37×10-3 μm2，含气饱和度为54.34%;从核磁测井资料分析结果来看，该储层以大孔径孔隙为主，中、小孔径孔隙占比小，孔隙结构好；储层核磁T2谱主要分布在截止值之后，T2谱形以单峰特征为主，幅度较高，核磁计算的渗透率较高，物性较好.从T1-T2二维图谱分析结果来看，该段储层以可动流体为主，含气信号显示较强，综合解释为气层(图 2a).
图2 盒8段储层不同流体二维核磁共振响应特征

Fig 2 Two-dimensional NMR response characteristics of different fluids in He8 member in the study area

SD016-144X2井石盒子组第19号储层，2705.4~2708.6 m，总层厚为3.2 m，与21号储层位于同一砂体，从核磁测井资料分析结果来看孔隙结构较21层差，T2谱呈单峰或双峰特征，谱峰位置较21号层略靠前，核磁计算渗透率较低，中值半径低，显示物性较差；从T1-T2二维图谱分析结果来看，该段储层束缚流体信号较强，可动流体部分有含气信号显示，综合解释为差气层(图 2b、图 3).第21层2710.1~2717.8 m，总厚度为7.7 m，总孔隙度均值为11.95%, 有效孔隙度均值为11.26%, 其中可动流体体积为4.10%, 毛管束缚水体积为7.16%, 该层平均渗透率为0.91×10-3 μm2，含气饱和度为35.71%, 平均中值半径为0.22 μm；从核磁测井资料分析结果来看，该段储层以中孔径孔隙为主，小孔径孔隙次之，大孔径孔隙最小，孔隙结构较好；储层核磁T2谱在截止值前后均有分布，T2谱主要以双峰为主，后峰幅度中等，核磁计算渗透率较好，显示物性较好.T1-T2二维图谱分析结果来看，该段储层有一定的可动流体信号，有含气信号显示，可动水信号显示明显，综合解释为气水同层(图 2c、图 3).
图3 SD016-144X2井石盒子组2690.0~2735.0 m核磁共振解释成果图

Fig 3 NMR interpretation results of well SD016-144X2(2690.0~2735.0 m)

J50-62井石盒子组19号层2988.9~2990.8 m，常规解释为差气层，层厚为1.9 m，总孔隙度均值为7.75%, 有效孔隙度均值为7.74%, 其中可动流体体积为5.22%, 毛管束缚水体积为2.52%, 该层平均渗透率为0.07×10-3 μm2；从核磁测井资料分析结果来看，该段储层孔隙度中等，该段储层孔隙由中、小孔径组成，其中中孔径所占比例相对较高；T2谱分布在T2截止值两侧，幅度中等且靠前；核磁计算的渗透率较低；该储层可动流体体积较大.从气层特征值2989.0 m、2989.6 m两处T1-T2二维图谱分析结果来看，该段储层无含气信号显示，为水层(图 2d).

3 含气性影响因素分析

3.1 储层物性特征

储层物性是决定储层含气性的重要参数之一，对研究区97口井盒8段储层进行薄片分析，分析结果显示，储层岩性以长石岩屑砂岩为主，石英砂岩和岩屑砂岩次之，储层孔隙以粒间孔、溶蚀孔为主，孔隙度为2.70% ~14.48%, 渗透率为(0.04~15.92)×10-3 μm-2，储层泥质含量为4.2% ~31.7%, 平均为13.04%, 部分样品渗透率大于10×10-3 μm-2，主要原因是发育微裂缝，在岩心观察、成像测井资料上也得到了进步印证(图 4).
图4 山23-盒8段储层孔隙类型及裂缝特征

Fig 4 Pore types and fracture characteristics of reservoir in Shan23-He8

为进一步探讨储层物性、测井响应特征与含气性的关系，对近三年的直定井试气结果、储层物性、测井响应特征进行对应分析.结果显示：储层泥质含量与孔隙度、渗透率均呈负相关关系，即储层孔隙度、渗透率随着泥质含量的增加而减小(图 5).
图5 储层泥质含量与储层孔隙度、渗透率的关系

Fig 5 The relationship between shale content and reservoir porosity and permeability

在探讨储层物性与含气性关系时，以近三年的直定井试气结果为依据，综合考虑了测井一次解释结果，试气段满足有效储层物性下限，探讨有效储层中物性与含气性的关系，对指导生产具有实际意义.355口试气井盒8段试气结果包括气层、含气层、差气层、干层，含气饱和度为21.0% ~83.6%, 含气差异性明显，但总体反映90%的气层孔隙度、渗透率分别大于7.0%、0.2×10-3 μm2，绝大数的含气层和差气层的孔隙度、渗透率分别介于5% ~9.5%、(0.02~0.7)×10-3 μm2，干层对应的孔隙度、渗透率分别小于5%、0.1×10-3 μm2；储层含气饱和度大于45%的试气段，储层孔隙度、渗透率分别大于8.0%、0.2×10-3 μm2(图 6).
图6 储层物性与储层含气性的关系

Fig 6 The relationship between reservoir physical property and gas bearing property

3.2 储层各向异性

大量水平井偶极声波测井实例表明，水平井各向异性参数与压裂裂缝的延伸方向有显著相关关系.水平井地层各向异性强，井周水平方向与垂直方向力学参数差异显著.压裂施工中，压裂液会优先进入相对较“容易”的地层.实践中观察到的现象是: 各向异性与裂缝缝高成负相关关系，与裂缝长高比为正相关关系.以J50-24H2井为例(图 7)，本井快横波、慢横波分析质量相对较好；统计各向异性方位相对稳定，为近水平方向；水平段全段各向异性为5% ~20%左右，在水平井中属于较高水平.在常规测井、核磁共振测井约束下，气层、差气层各向异性大于8%, 如图 6第20号气层，各向异性15% ~20%为主；干层各向异性小于6%, 如第39号干层，各向异性为4% ~6%左右.同时，岩石力学参数与试气结果统计表明，气层的脆性均大于43%, 破裂压力绝大数小于66 MPa，气层的泊松比小于0.24(图 8).
图7 J50-24H2各向异性分析成果图

Fig 7 Anisotropy analysis results of well J50-24H2

图8 储层岩石力学参数与含气性关系

Fig 8 Relationship between rock mechanics parameters and gas content of reservoir in the study area

3.3 地层水因素

地层水矿化在储层岩性、物性相似的前提下，当储层地层水矿化度小于水层水矿化度，或两者基本一致时，油气层和水层的电阻率存在较大差异，矿化度差异越大，电阻率的差异也越大，而且必然是油气层电阻率高而水层电阻率低.研究区地层水类型主要为CaCl2类型，NaHCO3、MgCl2为极少数，但是地层水矿化度差异非常大，分布在1500~600000 mg/L(图 9)，导致地层水矿化度差异很大的原因为：受岩性、成岩、油气运聚等多种因素影响，成岩过程、油气成藏过程及构造运动都可以改变储层中不动水和自由水在储集岩石中的状态，成岩过程中压实成岩作用对岩石孔喉空间的改造起重要作用，不仅缩小岩石的储集空间，而且将孔喉空间中的部分可动水排挤出去，不动水则保留下来；油气藏形成过程中，油气运聚驱走了孔喉中的自由水，保留下来的则为不动水；构造运动使完整、封闭的圈闭遭到破坏，油藏中的边底水或成岩过程中岩石矿物滤失的水再次向储层中运移，甚至地表淡水也可以通过开启的断层渗入地下原生储层，使得孔滲性好、孔喉大的储层的部分自由水(原生水)发生淡化.另外，油气层不动水主要为毛管滞水、薄膜滞水等，其中黏土颗粒吸附水与双电层关系密切，双电层大量吸附地层水中的阳离子，导致薄膜滞水具有较高的离子浓度，在压裂改造后，薄膜滞留水能够释放出来，导致地层水矿化度较高.
图9 地层水类型及矿化度分布特征

Fig 9 Distribution characteristics of formation water type and salinity in the study area

从地层水矿化度与储层产气量关系图可以看出，两者无直接对应关系(图 10)，但是日产气量大于10×104 m3的井，地层水矿化度小于120000 mg/L；日产气量为(5~10)×104 m3的井，地层水矿化度小于200000 mg/L；日产气量小于5×104 m3的井，地层水矿化度分布范围广.累计产量结果表明：累计产量大于20×104 m3的井，地层水矿化度小于150000 mg/L；累计产量小于20×104 m3、地层水矿化度大于100000 mg/L时，累计产量与地层水矿化度呈一定的正相关关系，表明，在油气充注到储层以后，储层封闭性越好，气层的保存越好；累计产量小于20×104 m3、地层水矿化度小于100000 mg/L时，累计产量与地层水矿化度无直接对应关系，主要原因是：在地层封闭性较好时，储层含气性受物性、生烃强度控制，地层水矿化度越高的区域，地层封闭性越强，利于油气保存，但不利于油气运移聚集.
图10 地层水矿化度与储层含气饱和度的关系

Fig 10 Relationship between formation water salinity and gas saturation of reservoir

3.4 烃源岩生烃强度

烃源岩的生烃强度，源-储的配置关系是研究区储层含气性影响的关键因素之一.石炭系本溪组、下二叠统太原组和山西组的煤层和暗色泥岩是研究区的主力烃源岩，其中煤层厚度在6~20 m，有机质丰度较高，有机碳含量为38.31% ~89.17%、平均值为72.53%;氯仿沥青“A”含量为0.17% ~2.45%, 总烃含量为(222.3~6699.9)×10-6；暗色泥岩厚40~120 m，有机碳含量为0.05% ~23.38%, 氯仿沥青“A”含量为0.024% ~1.050%, 总烃含量为(12.5~904.6)×10-6，Ro为0.96% ~2.92%, 烃源岩有机质热演化已普遍进入成熟—高成熟阶段，处于生排烃高峰期，生气强度为(5~50)×108 m3/km2，总生烃量为601.34×1012 m3，具有广覆式生烃特征，为天然气大面积成藏提供了充足的气源条件(戴金星等，2005；杨华和魏新善，2007；付金华等，2019).气水层的分布受生烃强度、成藏动力、储层非均质性等因素控制，区域上表现为气层区，生烃强度大于15×108 m3/km2；气水关系复杂区，生烃强度介于(10~15)×108 m3/km2；含水区，生烃强度小于10×108 m3/km2(窦伟坦等，2010；朱华银等，2016；付金华等，2019；刘福田等，2019；李军等，2022).研究区处于生烃中心“三角地带”，气源供给包括了生烃中心的异地成因气与现今持续的原地成因气，在生烃强度和运移动力控制作用下，天然气驱动地层水发生区域性运移，储层的非均质性和源储配置关系，决定了天然气在储层中的差异性富集.

4 结论

(1) 研究区地层水类型主要为CaCl2型，但矿化度差异性较强，分布于3669~325000 mg/L，水型全部为CaCl2，pH值为4.21~8.98，呈弱酸性，钠氯比[r(Na+)/r(Cl-)]均小于0.61、氯镁系数[r(Cl-)/r(Mg2+)]均大于7.0、镁钙系数[r(Mg2+)/r(Ca2+)]均小于0.69、变质系数[r(Cl--Na+)/r(Mg2+)]均大于0.47，说明地层水处于较停滞的还原状态，地层封闭性强，天然气保存良好.
(2) 核磁共振技术在储层含气性识别中具有得天独厚的优势，识别准确率可达95%以上，能最大限度弥补常规测井技术在气水层识别中的不足，防止气层漏失.
(3) 盒8段储层孔隙类型以残余粒间孔和长石溶蚀孔为主, 孔隙度为2.70% ~14.48%, 渗透率为(0.04~15.92)×10-3 μm2，储层物性影响储层含气性，气层孔隙度、渗透率分别大于7.0%、0.2×10-3 μm2，含气层和差气层的孔隙度、渗透率分别介于5% ~9.5%、(0.02~0.7)×10-3 μm2，干层对应的孔隙度、渗透率分别小于5%、0.1×10-3 μm2.
(4) 储层各向异性不仅影响天然裂缝的发育，而且影响储层压裂改造工艺设计，研究区气层、差气层、各向异性大于8%, 干层各向异性小于6%;气层的脆性均大于43%, 破裂压力绝大数小于66 MPa，气层的泊松比小于0.24.

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