天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 12: 2240 - 2251

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.014

天然气地质学

川中地区中二叠统茅口组气水分布特征及主控因素

  • 徐诗雨 , 1 ,
  • 肖雪薇 1 ,
  • 祝怡 1 ,
  • 曾乙洋 1 ,
  • 张玺华 1 ,
  • 吕朋一 1 ,
  • 林怡 1 ,
  • 李天军 1 ,
  • 马梓珂 2
展开
  • 1. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610041
  • 2. 中国石油西南油气田公司川中油气矿，四川 遂宁 629000

徐诗雨（1992-），女，四川成都人，硕士，高级工程师，主要从事气藏描述及储量计算研究. E-mail：.

收稿日期: 2025-04-03

  修回日期: 2025-04-17

  网络出版日期: 2025-09-03

基金资助

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“岩性地层油气重点领域综合地质研究与高效勘探关键技术攻关”(2022KT0401)

收起

Gas-water distribution characteristics and main controlling factors of Middle Permian Maokou Formation， central Sichuan Basin

  • Shiyu XU , 1 ,
  • Xuewei XIAO 1 ,
  • Yi ZHU 1 ,
  • Yiyang ZENG 1 ,
  • Xihua ZHANG 1 ,
  • Pengyi LÜ 1 ,
  • Yi LIN 1 ,
  • Tianjun LI 1 ,
  • Zike MA 2
Expand
  • 1. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610041，China
  • 2. Chuanzhong Oil and Gas Mine，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Suining 629000，China

Received date: 2025-04-03

  Revised date: 2025-04-17

  Online published: 2025-09-03

Supported by

The Scientific Research and Technological Development Project of PetroChina(2022KT0401)

Fold

摘要

川中地区中二叠统茅口组具备形成千亿立方米级天然气优质储量的巨大资源潜力，针对区内气水分布特征和主控因素尚不明确的问题，综合运用室内岩心实验数据、测井解释成果、三维地震资料及生产动态数据，阐明了流体地球化学特征，揭示了气水分布特征，进一步讨论了影响气水分布的地质因素。结果表明：川中地区茅口组天然气组分以甲烷为主，属原油裂解成因，地层水水型为CaCl2型，其化学特征表明该区是油气聚集和保存的有利区；气水过渡带厚度与储层品质密切相关，低孔、（特）低渗、强非均质性的储层特征导致气水过渡带分布范围较广；该区具有多个独立气水系统，无统一的气水界面，气水分布主要有垂向分异型、断裂导流型、非均质滞留型3种模式，呈现差异化气水生产特征；气水分布受储层物性和非均质性、构造幅度、断层活动时序、烃源岩分布等多因素共同控制，提出“优势岩相—局部高幅构造—早期断裂—强生烃”为甜点区优选标准。研究成果可为茅口组有利勘探区带评价及开发井位优选提供关键理论依据，对同类低渗碳酸盐岩气藏高效勘探开发亦具有重要借鉴意义。

关键词： 川中地区; 茅口组; 孔隙结构; 气水过渡带; 气水分布

本文引用格式

徐诗雨 , 肖雪薇 , 祝怡 , 曾乙洋 , 张玺华 , 吕朋一 , 林怡 , 李天军 , 马梓珂 . 川中地区中二叠统茅口组气水分布特征及主控因素[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(12) : 2240 -2251 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.014

Abstract

The Middle Permian Maokou Formation in Central Sichuan has great resource potential to form high-quality reserves of 100 billion cubic meters of natural gas. In view of the problem that the distribution characteristics and main controlling factors of gas and water in the area are not clear， the fluid geochemical characteristics are clarified by comprehensively using indoor core experimental data， logging interpretation results， three-dimensional seismic data and production performance data， the distribution characteristics of gas and water are revealed， and the geological factors affecting the distribution of gas and water are further discussed. The results show that the natural gas of Maokou Formation in Central Sichuan is mainly composed of methane， which belongs to the origin of crude oil cracking. The formation water is characterized by CaCl2 type， and its chemical characteristics show that this area is a favorable area for oil and gas accumulation and preservation； The thickness of the gas water transition zone is closely related to the reservoir quality. The reservoir characteristics of low porosity， ultra-low permeability and strong heterogeneity lead to the wide distribution of the gas water transition zone； There are several independent gas water systems in this area， and there is no uniform gas water interface. The gas water distribution mainly has three modes：Vertical differentiation， fault diversion and heterogeneous retention， showing the characteristics of differentiated gas water production； The distribution of gas and water is controlled by many factors， such as reservoir physical properties and heterogeneity， tectonic amplitude， fault activity sequence， hydrocarbon source rock distribution and so on. It is proposed that “dominant lithofacies-local high amplitude structures-early faults-strong hydrocarbon generation”is the preferred standard for sweet spot areas. The research results can provide key theoretical basis for the evaluation of favorable exploration zones and the optimization of development well locations in Maokou Formation， and have important reference significance for the efficient exploration and development of similar low-permeability carbonate gas reservoirs.

0 引言

四川盆地中二叠统茅口组为典型的碳酸盐岩含气层系，其勘探开发成效对保障区域能源供给、支撑经济高质量发展具有重要战略意义。近年来，川中地区在茅口组滩相白云岩储层勘探中取得重大突破，揭示出该区具备形成千亿立方米级天然气优质储量的巨大资源潜力，有望成为四川盆地天然气资源增储和产能提升的关键接替领域［1-5］。
随着实钻井不断增加、气藏评价不断深化，研究区局部构造低部位及斜坡区部分钻井出现了不同程度产水或气水同产的现象，气水分布格局与早期地质认识存在不一致性，显著增加了滚动勘探开发的风险，严重制约了该区的高效勘探与效益建产。前人的研究多聚焦于沉积相带展布、储层成因机理及气藏成藏条件［6-15］等，而针对区内复杂气水关系的系统研究仍较为薄弱［16］，尤其是气水分布特征、富集主控因素等问题尚不清晰。本文以川中地区茅口组低孔、（特）低渗碳酸盐岩气藏为研究对象，综合运用室内岩心实验数据、测井解释成果、三维地震资料及生产动态数据，阐明流体地球化学特征，揭示气水分布特征，进而分析影响气水分布的地质因素，以期指导茅口组气藏有利勘探区带评价及开发井位优选，为进一步深化复杂碳酸盐岩气藏气水分布提供理论支撑。

1 研究区概况

川中地区茅口组大型气藏群主要分布于重庆市合川区至四川省绵阳市盐亭县一带，整体上为南东向北西倾覆的单斜，局部发育相对高幅的背斜或鼻状隆起，构造应力总体较弱，分布有近东西向、北西向、北东向3组断层（图1）。研究区内储层主要发育在茅二段，岩石类型以白云岩、白云质石灰岩、含云石灰岩为主，储集空间以晶间溶孔、晶间孔、溶洞、裂缝为主，物性分布范围较广，总体表现为低孔、（特）低渗的特征，局部发育高孔渗段，非均质性较强［5］。茅口组成藏条件优越，受滩相储层边界控制，研究区发育多个气藏，无统一的气水界面，存在多个独立的气水系统，且碳酸盐岩储层的物性较差、非均质性较强，加剧了气水分布的复杂程度，气井产能差异较大（表1）。
图1 研究区位置

Fig.1 Location of the research area

表1 地质特征及产能统计

Table 1 Geological characteristics and productivity statistics

区块 气层段

平均埋深

/m

中部海拔

/m

圈闭闭合高度

/m

平均地层温度

/℃

平均地层压力

/MPa

千米井深稳定产量

/［104 m3/（km·d）］

 产能评价
LNS区块 茅二段 4 440.3 -4 124.2 980 133.85 74.293 0.27~38.58 特低—高产
NC区块 茅二段 5 139.9 -4 810.8 200 134.66 79.984 3.12~9.58 中产
PY区块 茅二段 5 648.6 -5 275.5 810 135.01 90.573 0.64~3.83 特低—低产
BJC区块 茅二段 6 074.7 -5 675.3 510 137.92 135.673 0.33~27.11 低—高产
目前，研究区已投产井9口，日产气302×104 m3，累计产气15×108m3，气水同产井4口。其中，LNS区块处于开发建产阶段，投产井5口，单井日产气（20~60）×104 m3，累计产气9.7×108 m3，气水同产井1口（PY6井），日产水57 m3；NC区块、BJC区块处于开发评价早期阶段，投产井4口，单井日产气（10~70）×104 m3，累计产气5.3×108 m3，气水同产井3口（NC1井、JT1井、PY3井），日产水（20~43） m3。PY区块处于勘探部署评价阶段，尚未投入开发。

2 气藏流体性质

2.1　天然气

研究区天然气相对密度为0.591~0.651，组分以甲烷（CH4）为主，摩尔分数介于89.82%~95.50%之间，重烃（C2H6 +）摩尔分数介于0.11%~0.31%之间，非烃组分中二氧化碳（CO2）和硫化氢（H2S）的含量高，摩尔分数分别介于2.50%~9.79%和0.03%~3.01%之间，不同区块的天然气组分有一定的差异，天然气干燥系数在0.99以上，为典型的原油裂解气，呈现高演化的特征（表2）。
表2 天然气性质及碳同位素特征

Table 2 Natural gas properties and carbon isotope characteristics

区块 统计值 相对密度 干燥系数 拟临界温度/℃ 拟临界压力/MPa 天然气组分摩尔分数/% 天然气碳同位素/‰
CH4 C2H6 + CO2 H2S δ13C1 δ13C2
LNS区块 最小值 0.591 0.998 0 -78.02 4.71 92.86 0.13 2.72 0.94 -34.37 -32.51
最大值 0.616 0.998 6 -74.82 4.79 95.50 0.19 5.29 1.41 -29.80 -30.34
平均值 0.602 0.998 3 -76.34 4.75 94.43 0.16 3.88 1.07 -31.76 -31.55
NC区块 最小值 0.593 0.998 5 -76.28 4.75 93.48 0.13 2.50 1.86 -31.26 -30.03
最大值 0.610 0.998 7 -74.03 4.81 95.19 0.15 4.23 2.01 -30.60 -28.40
平均值 0.597 0.998 6 -75.63 4.77 94.72 0.13 2.98 1.94 -30.83 -28.97
PY区块 最小值 0.606 0.998 7 -73.43 4.82 92.80 0.11 3.18 2.71 -32.19 -33.43
最大值 0.614 0.998 8 -72.80 4.84 93.52 0.12 4.23 3.01 -31.94 -30.35
平均值 0.610 0.998 8 -73.11 4.83 93.16 0.12 3.71 2.86 -32.04 -32.27
BJC区块 最小值 0.607 0.996 8 -76.36 4.75 89.82 0.20 5.11 0.03 -32.25 -33.72
最大值 0.651 0.997 7 -71.27 4.88 94.35 0.31 9.79 0.15 -28.52 -29.19
平均值 0.618 0.997 2 -75.10 4.78 93.17 0.26 6.28 0.09 -30.30 -30.70
天然气碳同位素对比表明，研究区天然气以寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组混合来源为主（图2），不同区块的气源贡献比例具有差异性，其中，NC区块主要为筇竹寺组烃源贡献，乙烷碳同位素偏重，BJC区块、LNS区块、PY区块则表现为龙马溪组烃源贡献增加，乙烷碳同位素有变轻的趋势。天然气甲烷碳同位素（δ13C1）值为-34.37‰~-28.52‰，乙烷碳同位素（δ13C2）值为-33.72‰~-28.40‰，属于过成熟阶段的热成气。
图2 四川盆地典型气藏天然气δ13C2—（δ13C2－δ13C1） 散点图

Fig.2 Scatter diagram of natural gas δ13C2 -（δ13C2 -δ13C1） in typical gas reservoirs， Sichuan Basin

2.2　地层水

研究区地层水相对密度为1.027~1.080，pH值为5.51~8.10。地层水中阳离子主要为K+、Na+、Ca2+、Mg2+，Na+的质量浓度最高，平均为17 172 mg/L，阴离子中，Cl-的质量浓度最高，平均为38 059 mg/L。矿化度介于36.37~97.90 g/L之间，平均为63.66 g/L，水型均为氯化钙型。水化学特征系数中，钠氯系数为0.42~0.97，平均为0.72，变质系数为1.62~13.83，平均为5.95，表明研究区处于强还原环境，封闭性良好，水岩作用强，是油气聚集和保存的有利区［17-18］（表3）。
表3 地层水化学特征

Table 3 Chemical characteristics of formation water

区块 统计值

相对

密度

 pH值 离子质量浓度/（mg/L）

总矿化度

/（g/L）

 水化学特征系数
K+ Na+ Ca2+ Mg2+ Ba2+ Sr2+ Cl- SO4 2- HCO3 - Br- 钠氯系数 变质系数

LNS

区块

 最小值 1.034 5.51 197 9 932 4 020 1 146 111 160 29 100 0 334 266 49.18 0.43 2.27
最大值 1.058 7.27 611 17 741 9 826 3 474 632 1 304 54 191 0 766 580 86.66 0.70 3.77
平均值 1.049 6.27 328 14 270 6 061 1 859 302 1 006 37 714 0 574 436 62.80 0.59 2.91

NC

区块

 最小值 1.040 5.78 964 15 119 1 141 153 237 40 30 085 0 911 236 51.41 0.52 2.31
最大值 1.067 7.96 1 780 24 800 13 800 2 470 1050 399 58 800 68 3 681 427 97.67 0.87 13.66
平均值 1.048 6.81 1 171 18 886 3 614 522 687 280 38 906 10 1 391 328 65.88 0.77 8.61

PY

区块

 最小值 1.050 7.33 1 530 22 700 5 110 1 600 284 37 48 400 23 0 412 80.80 0.64 2.70
最大值 1.061 7.83 1 600 23 700 7 170 2 560 389 186 56 100 41 0 459 92.44 0.72 3.06
平均值 1.056 7.59 1 570 23 150 6 118 2 027 332 134 52 600 31 0 437 87.02 0.68 2.87

BJC

区块

 最小值 1.027 6.32 463 12 572 940 95 33 20 21 376 0 29 262 36.37 0.42 1.62
最大值 1.080 8.10 1 790 23 600 10 865 4 872 464 543 63 795 36 1 945 466 97.90 0.97 13.83
平均值 1.043 6.96 795 16 934 3 032 1 071 157 196 35 618 4 908 358 59.23 0.78 6.27

3 气水分布特征

3.1　气水过渡带厚度

在地层实际赋存状态下，储层普遍呈现多尺度非均质性特征，其空间异质性既表现为宏观尺度上岩性组合、物性参数（孔隙度、渗透率）的显著差异，又表现为微观尺度下孔隙几何形态、大小、喉道配置关系及孔隙结构的非均一分布等。这种客观存在的非均质性导致气藏中的气水界面并非具有明确边界的突变接触面，而是在纯水段上部、纯气段下部形成一段具有渐变过渡特征的“气水过渡带”。鉴于理论研究成果与油气藏勘探开发的实践需求存在差异，前人［19-24］对“气水过渡带”的具体范围均有不同的认识，为紧密结合实际勘探开发中的技术需求，本文中的“气水过渡带”界定为只产气的下限与只产水的上限间的层段，即气水同产区（图3）。
图3 气水过渡带识别及计算

Fig.3 Identification and calculation of gas water transition zone

利用压汞法毛细管压力、相对渗透率曲线联合分析，对气水过渡带厚度进行研究。根据不同温压条件下气水界面张力变化规律［25-27］，将实验室压汞法毛细管压力转换为气藏条件下不同含水饱和度对应的自由水面以上的高度（以下简称气柱高度），再利用相对渗透率曲线确定气水过渡带厚度，即临界含水饱和度（B点，该点水相渗透率为0）和临界含气饱和度（C点，该点气相渗透率为0）对应的气柱高度差，计算公式为：
H = σ R c o s θ R P w c - P g c σ L c o s θ L g ρ w - ρ g
式中：H为气水过渡带厚度，m；σ R为气藏条件下气—水间的表面张力，mN/m；θ R为气藏条件下气—水间的润湿角，°；σ L为实验室条件下汞—气之间的表面张力，mN/m；θ L为实验室条件下汞—气之间的润湿角，°；ρ w、ρ g分别为气藏条件下水、气的密度，kg/m3；P wc、P gc分别为临界含水饱和度、临界含气饱和度对应的毛细管压力，MPa；g为重力加速度，m/s2。
为简化论述，本文将α定义为实验室条件下毛细管压力换算为气藏条件下气柱高度的转换系数，即：
α = σ R c o s θ R σ L c o s θ L g ρ w - ρ g
因此，将式（1）简化为：
H = α P w c - P g c
将研究区不同气藏的温度、压力、流体密度等参数代入式（2），计算得出LNS区块、NC区块、PY区块、BJC区块气藏的转换系数分别为14.89、15.02、15.41、15.92。四者差异不大，控制气水过渡带厚度的主要因素为毛细管压力，即储层微观孔隙结构。本文计算了LNS区块、NC区块、BJC区块的气水过渡带厚度，PY区块处于勘探早期，尚缺乏相关实验数据。
结果表明，LNS区块样品孔隙度为0.5%~13.3%，渗透率为（0.001~16.400）×10-3 μm2，计算的气水过渡带厚度为11~2 313 m；NC区块样品孔隙度为1.9%~5.4%，渗透率为（0.010~0.583）×10-3 μm2，计算的气水过渡带厚度为89~549 m；BJC区块样品孔隙度为1.2%~16.3%，渗透率为（0.001~8.760）×10-3 μm2，计算的气水过渡带厚度为25~2 270 m。研究区气藏中气水分布格局受控于储层物性和微观孔隙结构的变化，低孔、（特）低渗、强非均质性的储层特征导致气水过渡带分布范围较广。
3个区块的气水过渡带厚度与储层物性呈现出较强的负相关关系（图4），储层品质越优，气水过渡带厚度越小，考虑到其余含水层井的气水过渡带厚度因缺乏实验数据无法计算，因此，可采用拟合关系式，根据各井测井解释的储层段平均孔隙度、渗透率，推测出研究区的气水过渡带厚度分布情况。
图4 压汞法毛细管压力—相对渗透率曲线计算的气水过渡带厚度与储层物性相关关系

（a）气水过渡带厚度—孔隙度； （b）气水过渡带厚度—渗透率

Fig.4 Correlation between gas water transition zone thickness and reservoir physical properties

按照川中地区茅口组储层分类评价标准［5］，Ⅰ类储层的孔隙度大于7%，渗透率大于0.500×10-3 μm2，推测气水过渡带厚度小于80 m，Ⅱ类储层的孔隙度分布范围为4%~7%，渗透率分布范围为（0.050~0.500）×10-3 μm2，推测气水过渡带厚度为80~275 m，Ⅲ类储层的孔隙度分布范围为2%~4%，渗透率分布范围为（0.005~0.050）×10-3 μm2，推测气水过渡带厚度为275~950 m，研究区以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，气水过渡带分布范围较广，此外，如果储层中存在非渗透性隔层，则会延长气水过渡带的厚度，使气藏的气水关系变得更加复杂［28］。

3.2　气水分布模式

研究区受台隆带、台缘带控制，发育多期高能滩体，具有显著的储层空间展布非均质性特征，相邻区块间储层发育位置呈现明显差异性。以PY区块—NC区块为例，茅口组沉积中晚期，峨眉地裂运动诱发基底断裂活化，形成北西向展布的大型台缘带，在持续拉张作用下，滩体迁移演化，形成早、晚2期纵向不叠置、横向被滩间致密带所分隔的滩体沉积体系，PY区块处于台缘带向广海一侧，主要发育早期滩体，储层位于茅二上亚段顶部，NC区块处于台缘带向台内一侧，主要发育晚期滩体，储层位于茅二上亚段中下部，二者在垂向层序和平面展布上均构成相互独立的储集单元（图5）。因此，研究区发育多个独立滩体，具有多个互不连通的气水系统，无统一气水界面，整体表现为典型的单斜构造背景下受岩性圈闭控制的复合气藏群特征。
图5 过PY106井—PY103井储层连井对比剖面（a）与叠前深度偏移剖面（b）（剖面位置见图1）

Fig.5 Comparison profile （a） and pre-stack depth migration profile （b） of reservoir well-to-well correlation profile between Well PY106 and Well PY103（the section location is shown in Fig.1）

已有研究表明，研究区地层水主要为成藏过程中的驱替残留水［16］，在单个气藏内，产纯气井普遍分布在构造相对高、晚期断裂欠发育的位置，气水同产井一般分布在构造相对低部位，部分临近晚期断裂的构造较高处也可见气水同产，同时，研究区气水过渡带厚度范围较大，受层段非均质性影响，部分气层中存在规模局限的夹层水。因此，研究区气水分布主要有3种模式，即垂向分异型、断裂导流型和非均质滞留型。钻井位置与复杂的气水分布模式耦合，呈现差异化的生产动态特征（表4）。
表4 气水分布模式与生产特征

Table 4 Gas water distribution pattern and production characteristics

垂向分异型，即同一储渗体中，气水因密度差异在垂向上出现明显分异现象，天然气富集于储层顶部，水则分布于下部或底部，表现为边水或底水的特征。这种模式通常出现在储层孔隙空间较大、构造较稳定的区域。该种气水分布模式下，若钻井位于储渗体高部位，未钻遇水体，表现出稳定产气的生产特征，如MX145井，以50×104 m3/d产气量稳定生产已3 a，累产气5×108 m3，不产地层水，根据预测模型推算，当前产气量下还可稳定生产超过10 a；若钻井位于储渗体相对低部位，以气层为主，下部钻遇水体，则表现出产气量和产水量均相对稳定、水气比较高的生产特征，如NC1井，投产即产地层水，初期日产气量为15×104 m3，水气比不断上升，降产至10×104 m3后，水气比稳定为3.3 m3/104 m3，水侵替换系数为0.25，属于次活跃水体；若钻井位于储渗体低部位，以水层为主，存在气顶，测试即表现为产水量较大的特征，如PY7井，测试期间产水量不断增大，产气量持续降低，尚不具备投产的能力。
断裂导流型，即断裂系统作为气水运移的主要通道，导致气水分布受断裂空间展布控制。断裂带既是天然气向上运移的路径，也可能成为地层水侵入的导流通道。研究区部分纯气层受晚期活动的断裂影响，沟通了低部位的水体，如PY6井，测井解释表明该井未直接钻遇水体，井周围发育断裂，投产5 d即产地层水，产水量不断增大，产气量持续降低，油压递减较快，分析认为大生产压差条件下，钻井附近赋存的地层水沿断裂迅速侵入，水气比逐渐上升，水侵替换系数为0.91，属于活跃水体。
非均质滞留型，即储层较强的非均质性导致地层水在局部区域滞留。因孔隙喉道细小或低渗区分布不均，气水驱替过程中渗流优势通道的分异性显著增强，致使驱替前缘难以有效扩展至低渗区域或孤立孔隙网络，使地层水滞留封存，最终形成具有非连续分布特征的气水赋存格局。该种模式的典型井为JT1井，气层间发育厚约1 m的局部水体，投产即产地层水，初期水气比高达（10~20） m3/104 m3，随着生产进行，水气比持续下降，日产气量由35×104 m3提升至70×104 m3，产水量仍持续降低，根据预测模型推算，当前产气量下还可稳定生产超过10 a，目前水气比稳定在0.3 m3/104 m3，水侵替换系数0.09，属于不活跃水体。

4 气水分布主控因素

4.1　储层物性和非均质性

研究区具有低孔、（特）低渗，非均质性较强的特征，气水过渡带呈现出较复杂的分布情况。物性较好的储层，孔隙排驱压力较小，易形成天然气优势运移通道，而物性较差的储层，孔隙排驱压力较大，天然气起始充注压力高，难以驱替储层中的地层水，表现出地层水滞留的现象。而研究区发育多类型储集空间，进一步加剧了气水分布的复杂性，岩溶孔洞系统因连通性较好可形成连续的气藏，而微裂缝、细孔喉受毛细管力制约，易形成孤立的气水同层，强非均质性使得储层在纵、横向上断续发育，连通性较差，在单斜背景下形成多个独立的气水系统，没有统一的气水界面。
研究区储层主要受高能滩相控制，叠加多类型的白云石化作用、溶蚀作用及多期构造运动，形成的白云岩物性较好，孔隙结构较为均一，是天然气聚集的优势岩相。储层发育特征在不同区块呈现较为显著的差异。LNS区块储层发育受台隆带控制，其优势沉积相为台内滩相，储集空间以溶洞、裂缝为主，部分溶洞呈孤立状分布，而晶间孔及晶间溶孔发育程度较低，物性较差；与之形成对比的是NC区块、PY区块及BJC区块，其储层发育受台缘带控制，优势沉积相为台缘滩相，水动力作用更强，储集空间以晶间孔、晶间溶孔、溶洞及裂缝为主，孔隙结构配置更为均匀，连通性更佳，物性更优（图6）。因此，NC区块、PY区块、BJC区块的储层条件能为气水重力分异提供更有效的运移通道和赋存空间，具有更好的气水分异物质基础。
图6 不同区块储层特征对比

（a）白云岩，沿裂缝溶蚀，孔洞发育，5 217.95~5 218.05 m，PY106井，NC区块；（b）白云岩，裂缝沟通溶蚀孔洞，6 058.61 m，PY3井，BJC区块，铸体薄片，单偏光；（c）白云岩，基质孔发育，5 217.30 m，PY106井，NC区块，铸体薄片，单偏光；（d）白云岩，可见较孤立的溶洞发育，4 489.82~4 489.92 m，MX039-H1井，LNS区块；（e）白云岩，发育溶洞，4 480.16 m，PY6井，LNS区块，铸体薄片，单偏光；（f）白云岩，基质孔不发育，4 481.24 m，MX039-H1井，LNS区块，铸体薄片，单偏光；（g）不同区块典型毛细管压力曲线

Fig.6 Comparison of reservoir characteristics in different blocks

4.2　构造幅度

气水分异需要一定的构造幅度，部分储层品质较差、构造幅度较低的区域，气水分异不彻底，表现出气水同产的特征。前文已述，研究区以Ⅱ类、Ⅲ类储层为主，推测气水过渡带厚约为275~950 m，气藏完成彻底的气水分异所需要的构造幅度必须大于气水过渡带的厚度。研究区南东向北西倾覆的单斜背景下局部发育多个背斜或鼻状隆起，有利于天然气的差异聚集，呈现局部高部位富气的特征，例如BJC区块的PS6井、JT1井试采效果好，具有稳产高产的能力。宏观来看，区内各岩性圈闭的闭合高度约为200~980 m，不同区块的圈闭闭合高度具有显著差异，即LNS区块>PY区块>BJC区块>NC区块（表1），高幅构造扩大了气水运移势差，为垂向分异提供了更优的动力学条件。

4.3　断层活动时序

研究区主要发育近东西向、北西向、北东向3组断层（图1）。其中，近东西向断层断距为10~25 m，延伸距离为20~50 km，断穿二叠系—寒武系，为早期通源断层，是沟通源—储的良好通道；北西向断层断距为10 m左右，延伸距离为10~40 km，断穿三叠系—奥陶系，北东向断层断距为15~25 m，延伸距离为25~35 km，断穿三叠系须家河组底界—二叠系，这2期断层为晚期断层，对气藏具有调整破坏作用。基于三维地震资料精细刻画研究区内断层分布情况（图1），LNS区块、PY区块早期通源断裂发育，晚期构造活化弱，保存条件好，是富气的有利区，而NC区块、BJC区块局部晚期断裂强烈活化，气藏调整、逸散风险升高，气水关系复杂。
例如BJC地区，JT1井至PS6井一带发育早期断裂，气源充注条件好，且晚期断裂欠发育，气藏保存条件好，钻井证实富气高产，而PY14井周围发育晚期断裂，晚三叠世—早侏罗世活化，断至浅层，气藏调整破坏，钻井证实其含气性差（图7）。
图7 过PY14井—PY1井叠前深度偏移剖面（剖面位置见图1）

Fig.7 Prestack depth migration profile through wells PY14-PY1（the section location is shown in Fig.1）

4.4　烃源岩的分布

前文已论述，研究区天然气以筇竹寺组、龙马溪组混合来源为主（图2），NC区块主要以筇竹寺组单源供烃，而BJC区块、LNS区块、PY区块以筇竹寺组、龙马溪组双源供烃为主，作为研究区内的主力烃源岩，筇竹寺组表现为南东向北西厚度增大（图8）。
图8 烃源岩分布示意

Fig.8 Schematic diagram of hydrocarbon source rock distribution

烃源供给是影响气水分布的重要因素之一，同样的构造储层条件下，烃源岩越厚、生烃强度越大，会形成越大的油气圈闭和越高的地层能量，天然气供给充足，气层广泛分布，气水分异较好，反之，天然气供给能量不足，难以完全驱替储层中原有的地层水，常表现出水层和气水同层的格局。PY区块至BJC区块多源供烃，筇竹寺组厚度较大，压力系数为1.6~2.3，含气性较好，多口井获百万方高产工业气流；LNS区块至NC区块，压力系数为1.4~1.6，气水分布较混杂，产能差异较大。

5 结论

（1）川中地区中二叠统茅口组天然气组分以甲烷为主，干燥系数大于0.99，是典型的原油裂解气，地层水矿化度为36.37~97.90 g/L，水型为CaCl2型，水化学特征表明研究区处于强还原环境，封闭性良好，是油气聚集和保存的有利区。
（2）气水过渡带厚度的主控因素为储层微观孔隙结构，川中地区茅口组的气水过渡带厚度与储层品质密切相关，储层品质越优，气水过渡带厚度越小，研究区以Ⅱ类、Ⅲ类储层为主，根据孔隙度与气水过渡带厚度的拟合关系式推测气水过渡带厚度主要分布范围为275~950 m。
（3）川中地区茅口组具有多个独立气水系统，无统一的气水界面，气水分布主要有3种模式，即垂向分异型、断裂导流型、非均质滞留型，钻井位置与复杂的气水分布模式耦合，呈现差异化气水生产特征。
（4）川中地区茅口组气水分布受储层物性和非均质性、构造幅度、断层活动时序、烃源岩分布等多因素共同控制，优势岩相—局部高幅构造—早期断裂—强生烃耦合区为规模储量甜点区，综合以上因素分析认为，PY区块是区内最有潜力的富气有利区。该成果可为茅口组有利勘探区带评价及开发井位优选提供关键理论依据。

Keyworks：Central Sichuan region； Maokou Formation； Pore structure； Gas water transition zone； Gas water distribution

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