Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 7: 1277 - 1288

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.12.010

Complex gas water distribution law of the gas reservoir of the second member of Xujiahe Formation in Xinchang area， western Sichuan

  • Jianmeng WU , 1 ,
  • Jianyun KANG , 2 ,
  • Xiangxi MIAO 2 ,
  • Zhiwen WANG 2 ,
  • Xiaoguang WU 2
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  • 1. Processing and Interpretation Center，SINOPEC Matrix Corporation，Chengdu 610100，China
  • 2. Southwest Logging & Control Company，SINOPEC Matrix Corporation，Chengdu 610100，China

Received date: 2023-10-07

  Revised date: 2023-12-09

  Online published: 2024-01-03

Supported by

The Project of the Ministry of Science and Technology of SINOPEC(P21040-1)

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Abstract

The gas water relationship in the second member of the Xujiahe Formation （Xu 2 Member） in the Xinchang structural belt of the Western Sichuan Depression is extremely complex， and has become one of the main factors restricting the efficient development of gas reservoirs. By analyzing the distribution characteristics of gas and water in the gas reservoir， the main controlling factors of the complex gas water relationship in the gas reservoir were studied from aspects such as structure， distribution of cap and barrier layers， reservoir characteristics， and oil and gas migration and accumulation patterns. The results show that horizontally， the tight gas reservoir of Xu 2 Member in Xinchang area is mainly affected by the strong heterogeneity of the reservoir. The connectivity between the reservoir and permeability bodies is poor， and local structural highs and fault fracture bodies are favorable locations for oil and gas accumulation. Vertically separated by regional caprocks and continuously distributed compartments， it is divided into two relatively independent gas-water systems： the upper and middle sub sections of Xu 2 Member. Due to the low porosity and permeability of the reservoir and poor pore structure， each gas-water system has a thick （25-170 m） gas-water transition zone. The strong heterogeneity of reservoirs， caprocks， and fractures have led to two types of gas water distribution patterns. The fracture transport pattern has a thick gas cap in the upper sub section of Xu 2 Member， and the bottom water is mainly distributed at the bottom of the middle sub section of Xu 2 Member. The source reservoir contact pattern presents the distribution characteristics of thin gas cap， thick gas water transition zone， and bottom water in each gas water system. The establishment of the gas water distribution model provides a basis for the water avoidance development of the gas reservoir， and points out that the preferred targets for development are relatively high structural areas， near hydrocarbon source faults， regional caprocks， and gas caps under the interlayer.

Key words： Western Sichuan Depression; Xinchang structure; The second member of Xujiahe Formation （Xu 2 Member）; Tight gas reservoir; Gas water distribution; Main controlling factors

Cite this article

Jianmeng WU , Jianyun KANG , Xiangxi MIAO , Zhiwen WANG , Xiaoguang WU . Complex gas water distribution law of the gas reservoir of the second member of Xujiahe Formation in Xinchang area， western Sichuan[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(7) : 1277 -1288 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.12.010

0 引言

四川盆地三叠系须家河组是我国致密砂岩气藏的典型代表，其分布面积广、资源量巨大，是四川盆地陆相领域的重要勘探开发对象，但储量整体动用率低、开发难度较大［1-4］。新场构造带须二段气藏是川西坳陷陆相天然气领域资源最丰富的气藏，已展示出良好的勘探前景，是目前中国石化西南油气分公司陆相天然气领域重要的产能接替区［5-6］。
在新场须二段气藏勘探开发过程中发现，该气藏产水部位、层位不定，产水类型、产水量差异明显，气水关系极为复杂、规律不清。气井见水后，容易形成水锁效应，并通过滑脱损失增加导致井底压力的降低，气井产能迅速下降并快速水淹，储量动用区域大大缩小，气藏采收率显著降低［7］。显然，地层水已成为制约该气藏高效开发的主要因素之一。
前人［8-11］对陆相致密碎屑岩气藏气水分布特征及其控制因素做了较多有益的探索研究，其中四川盆地须家河组气藏气水关系分析主要以川中地区须二、须四和须六段为研究对象，研究人员认为储层强非均质性、微观孔隙结构、构造、岩性和气源条件等方面或其中的某几个方面对复杂气水分布具有较明显的控制作用。川西新场地区须家河组在沉积、成岩、构造和成藏等方面不同于于川中地区，气水分布格局也不能借鉴川中地区。前人对新场须二段气藏复杂气水关系及其主控因素分析很少，在一定程度上制约了气藏的勘探和开发。本文拟通过对气水分布规律分析，探讨新场须二段气藏的气水分布模式，为该气藏高效开发提供依据。

1 区域地质概况

四川盆地川西坳陷中段孝泉—丰谷NEE向隆起带位于成都向斜和梓潼凹陷之间，是自晚三叠世以来经历了多期构造运动形成的古今复合大型隆起带。该隆起带在中三叠世末期已具雏形，晚三叠世末期构造形态进一步发展，白垩系沉积后全面隆起，后经早第四纪喜马拉雅晚期运动进一步改造定型，形成现今的形态［12-13］。新场须二段气藏位于该隆起带的西段，为孝泉—新场复式背斜的新场局部圈闭。新场局部圈闭整体上与孝泉—丰谷隆起带北东东向延伸方向一致，南北两翼南陡北缓，背斜圈闭从西至东发育4个构造局部高点：A106井北部高点、A109井高点、B201井高点及A6井高点（图1）。区内主要发育近SN、NE、EW向3组不同走向的逆断层。近EW向断裂分布在新场局部圈闭南北两翼，断距一般为20~100 m，主要为印支早期断裂，有效性差；近SN向断裂为研究区主要的控藏断裂，断距一般为10~50 m，与伴生或层间小断裂、微断裂搭配利于形成有效断缝体，其中规模较大的断裂附近均有高产井分布［14-15］。
图1 新场地区须二段顶面今构造与测试产量叠合图(a)及地层综合柱状图(b)

Fig.1 Superimposition diagram of current structure and tested production on the top surface of the second member of Xujiahe 2 Formation in Xinchang area(a) and comprehensive stratigraphic histogram(b)

新场地区须二段埋深为4 500~5 300 m，须二段沉积时期沉积体系为海陆过渡体系下的辫状河三角洲前缘，根据岩石类型以及岩性组合将研究区须二段自下而上划分为须二下亚段、中亚段和上亚段3个亚段，在新场主体部位划分为10套砂组，其他地区发育6~9套砂组。地层纵向上表现为厚层砂岩和薄层泥岩互层的特征，砂体以分流河道叠置沉积为主，部分河口坝、远砂坝沉积。主体部位由7套砂组构成（Tx 2 2—Tx 2 8），其中Tx 2 2、Tx 2 4砂体厚度相对较大，一般可达60 m左右。须家河组经历的地史时间长，构造期次多，压实作用、胶结作用等其他破坏性成岩作用改造普遍，导致其原生孔隙破坏严重，储层严重致密化［16-19］。岩心分析资料显示，须二段储层基质孔隙度分布在0.44%~12.12%之间，平均值仅为3.89%；渗透率介于（0.01~0.968）×10-3 μm2之间，平均值为0.06×10-3 μm2，属于典型的致密砂岩储层。在此致密围岩背景下，相对优质储层主要受有利的沉积条件和裂缝发育控制，纵横向变化较快，非均质性强，新场须二段气藏整体表现出“厚砂体、薄储层”特征。
前人对研究区的油气成藏机理开展过大量研究，揭示新场构造带须二段气藏成藏条件较为有利［20］。该气藏主力供气烃源为海陆过渡相的马鞍塘组—小塘子组，次要供气烃源为须二段内部暗色泥页岩，须三段厚层泥页岩为区域盖层，须二段内部“腰带子”泥页岩隔层在构造范围内能起到局部盖层作用。新场构造带须二段气藏构造—断层—储层时空配置良好，中三叠世末期新场构造带已经发育雏形，早于该气藏的主成藏期（晚侏罗世末期—早白垩世中期），而印支晚期—燕山早期形成的近SN走向的断层能够为须二段气藏持续输导供烃，控制着须二段气藏的高产富集［21］。

2 复杂气水分布特征

通过持续跟踪新场须二段气藏气井的测试、试采情况及产出水化学特征，结合气藏静态地质特征综合分析发现，新场须二段气藏产出水性质及气水分布关系复杂。主要表现为不同构造位置产能差异大，产水层位不明确、产水量大小不一，甚至构造相对高部位产水、低部位产气，同一构造位置气水交替出现的现象也较为普遍。该气藏从开发至今，获产井主要分布在须二上、中亚段，因此，本文主要对须二上、中亚段的气水分布进行讨论。

2.1　流体性质纵横向差异明显

对不同时期各生产井气样分析结果显示，须二上、中亚段天然气样品的各组分含量存在较大差异，具体表现在须二上亚段甲烷、二氧化碳含量明显较中亚段低，而天然气中氮气、氦气和己烷以上含量较中亚段高（表1）。同时，天然气性质在横向上同样存在差异，以须二中亚段为例，从试采井的天然气性质对比情况看，须二中亚段不同构造部位相互之间也存在较为明显的差别（图2）。C301井、C302井分别位于主体圈闭的南北两翼，两井之间的天然气性质差异显著，与其他试采井天然气性质差异尤为明显，其中C301井甲烷含量较高、乙烷及二氧化碳含量较低；C302井甲烷含量较低、氢+氦及氮含量明显高于其他井。对比同样发现，位于相对较大的断裂系统附近的各井，如B201井、A2井、A109井、A110井和A3井天然气性质差异较小，推测位于断裂系统附近的各井具有较好的连通性。
表1 新场地区须二上、中亚段天然气组分统计

Table 1 Statistics of natural gas components in the upper and middle sections of the Xu 2 Member in Xinchang area

层段 样品数 甲烷含量/% 己烷及以上/% 氮/% 二氧化碳/% （氧+氩）/% 氢/% 氦/%
上亚段 9 95.3 ~ 96.8 ( 96.4 ) 1.625 ~ 2.327 ( 1.908 ) 0.85 ~ 1.63 ( 1.368 ) 0.133 ~ 0.428 ( 0.202 ) 0.087 ~ 0.112 ( 0.09 ) 0.002   2 ~ 0.005   8 ( 0.003   6 ) 0.013   1 ~ 0.046   2 ( 0.028   8 )
中亚段 21 96.8 ~ 98.7 ( 97.2 ) 0.826 ~ 1.379 ( 1.176 ) 0.50 ~ 0.79 ( 0.644 ) 0.63 ~ 1.08 ( 0.84 ) 0.056 ~ 0.092 ( 0.064 ) 0.042 ~ 0.103 ( 0.0672 ) 0.006   7 ~ 0.013   0 ( 0.008   4 )

注： 95.3 ~ 96.8 ( 96.4 )= 最小 值— 最大 值 ( 平均 值 )

图2 新场地区须二中亚段天然气性质柱状图

Fig.2 Histogram of natural gas properties in the middle section of Xu 2 Member in Xinchang area

通过对不同时期各生产井水样分析结果显示，上亚段的水样性质与中亚段存在着较大差异。上亚段水样样品中矿化度、氯离子和钠离子含量都较中亚段含量低。横向上，须二中亚段试采井的水样比较分析结果显示，A10井、A110井以及B201井水体性质差异极大（表2），推测3个井区须二中亚段自成相对独立的储渗体。
表2 新场地区须二中亚段水样性质统计

Table 2 Statistical table of water body properties of the middle section of Xu 2 Member in Xinchang area

井号 砂层组 阳离子/（mg/L） 阴离子/（mg/L）

总矿化度

/（g/L）

 水型
K++Na+ Ca+ Mg+ Cl- SO4 2- HCO3 -
A10 Tx 2 4+Tx 2 5+Tx 2 6 10 600 1 219 63.8 18 764 35 453.615 31.2 CaCl2
A3 Tx 2 4+Tx 2 5 15 058 4 039 210 30 812 360 399 51.06 CaCl2
A110 Tx 2 4 24 367 2 303 213 40 704 <10 210 69.42 NaHCO3 + CaCl2
C301 Tx 2 4 40 794 5 655 457 70 250 <10 516 118 CaCl2
B201 Tx 2 2＋Tx 2 4 5 576 425 53 9 282 11 534 15.9 MgCl2 + CaCl2
A5 Tx 2 4+Tx 2 5+Tx 2 6 32 141 4 035 423 61 024 <10 383.67 97.8 CaCl2

2.2　横向上无统一气水界面

从目前测试及生产情况来看，南北两翼气水界面高度不一致，不存在统一的气水界面，气水界面总体表现为南低北高的特征。南西—北东向连井对比显示（图3），A2井、A3井至C302井构造高度依次降低，但Tx 2 2砂组底部依次出现气水同层、气层和气水同层的分布特征，推测A2井、A3井和C302井须二上亚段的横向连通性较差，气水分布受构造影响较小。而须二中亚段从构造高部位到低部位依次呈现气层、气水同层和含气水层的分布特征，说明构造高度对须二中亚段的气水分布有一定的控制作用，但即便如此，构造南北翼气水界面的高度也并不一致。位于构造北翼的C301井，测试少量产气，大量产水，据测井曲线结合录井显示识别，Tx 2 4砂体上部开始有明显的含水响应；而位于南翼的C302井，构造高度比构造北翼的C301井更低，但测录井综合解释显示含水响应位于Tx 2 4砂体中下部，气水界面表现为北部高南部低。经测井、测试和生产数据综合分析，新场须二中亚段南部气水界面大致位于海拔-4 419m，北部气水界面大致为海拔-4 375 m。
图3 新场地区须二段储层南西—北东向连井对比（连井剖面位置见图1）

Fig.3 Comparison diagram of SW-NE directional wells of Xu 2 gas reservoir in Xinchang area（the profile position is shown in Fig.1）

在东西向主体构造相对高部位不仅没有统一的气水界面，甚至出现了构造相对高部位产水、低部位产气的异常情况（图4）。构造西端的A10井Tx 2 2砂体顶深为海拔-4 160 m，测试产少量气，产水量较大；构造东端的B201井砂体顶深为海拔-4 183.5 m，该井针对Tx 2 2+4砂组，通过射孔、试破测试，获得无阻流量15.1×104 m3/d，累计产气超2×108 m3，测试及生产过程中仅产少量凝析水，再次说明各储渗体在横向上连通性较差。
图4 新场地区须二段储层近东西向连井对比（连井剖面位置见图1，图例同图3）

Fig.4 Comparison diagram of near east-west directional wells of Xu 2 reservoir in Xinchang area （the profile position is shown in Fig.1，the legend is the same as the Fig.3）

2.3　纵向上气层、水层交替现象普遍

新场地区须二段气藏在测试、生产过程中发现，普遍存在须二上亚段测试见水后，在须二中亚段测试仍能获得较好的产能现象，表现气层、水层交替现象。以位于构造西端的A10井为例（图5），该井与通源断层的距离较远，仅发育局部层内小断层，对该井须二上亚段Tx 2 2砂体测试产少量气，产水量较大，对中亚段Tx 2 4+6测试获得无阻流量13.4×104 m3/d，仅产少量水。位于断通源断层附近的如A106井、A2井，从须二上亚段到中亚段，依次出现气层、气水同层再到气层、气水同层、含气水层的气水交替现象（图4）。
图5 A10井测井综合解释成果图

Fig.5 Comprehensive logging interpretation results of Well A10

3 气水分布主控因素

一般来说，具有低孔低渗的致密砂岩气藏， 复杂的孔喉结构及其配置关系决定了气藏内部气水关系的复杂性［22］。新场须二段气藏储层不仅具有致密砂岩低孔低渗、孔喉结构复杂的一般特征，储层非均质性强、纵横向连通性差、隔层交错分布和复杂的断缝系统等因素使该气藏的气水关系更趋复杂。

3.1　局部高点和断缝体是油气聚集的有利部位

侏罗纪末期—白垩纪早期，新场须二段储层致密化最强烈的时期同时也是天然气的充注高峰期，天然气通过断裂向上运移至须二段砂体中，在保留了较大基质孔隙的优质储层中聚集；喜马拉雅期为气藏的调整和改造期，新形成的断层及有效缝使油气聚集发生了调整和改造，油气主要向构造局部高点及断裂带附近聚集［12，23］。
新场构造整体为NEE向延伸相对较为完整的背斜圈闭，新场须二段气藏总体属于构造—岩性气藏，构造在宏观上对气水分布有一定的控制作用，须二段气藏上、中亚段在东西主体构造高部位一般具有较好的含气性，原始地层水主要位于南北两翼构造低部位。
断裂在改善储层品质的同时对油气也进行了高效的输导，因此断缝体天然气丰度一般也相对较高，如位于断缝体内且构造位置相对较高的A106井、A110井和B201井均为累产过亿的高产井。A5井位于局部构造相对高点，获得了相对较好的产能。A10井虽然构造相对较高，但离局部构造高点有一定距离，离通源断层较远，累产明显低于以上几口井（图6）。
图6 新场地区须二段气藏近东西向气水分布模式

Fig.6 Near east-west directional gas water distribution pattern diagram of the gas reservoir of Xu 2 Member in Xingchang area

3.2　储层强非均质性使不同规模储渗体在横向上形成相对独立的气水系统

新场须二段储层非均质性强，砂体连通性差，以在岩性背景下受构造控制的裂缝—孔隙型储层为主。须二段砂体在空间上相互叠置、平面上广泛展布［24］。但该地区须二段储层在经历复杂成岩作用改造后的储层储集空间以次生溶孔和裂缝为主，储层致密化时间较早，优质储层主要受有利的沉积条件和后期的裂缝化改造等因素控制，造成须二段砂体虽然厚度大，但因局部超致密层的阻隔，砂体连通性差，呈现出“厚砂体，薄储层”的分布特征。因此，新场须二段储层横向上非均质性极强，储层主要以储渗体形式在空间上以相互较为独立的地质体分布。
通过前文横向上流体性质差异性分析可知，位于同一大断裂附近的井区，天然气组分和地层水性质较为相似，与远离大断裂的井区的流体性质差异较大。证明受大断裂控制的断缝体为规模相对较大且连通性较好的储渗体，与远离大断裂的小规模储渗体连通性较差，不同规模的储渗体以相对独立的气水系统存在。

3.3　区域盖层及隔层对气藏具有明显的纵向分隔作用

新场须二段气藏纵向上连通性差，区域盖层和连续分布的隔层将气藏从纵向上分隔为多套相对独立（或半连通）的气水系统。
首先，须三段泥质岩横向分布广，厚度大，封盖能力强，是研究区须二段气藏良好的区域盖层和直接盖层。区域优质盖层为须二段天然气向顶部聚集提供了良好的条件，因此须二上亚段整体具有较好的含气性，特别是断缝体的顶部是天然气聚集的有利部位。
其次，研究区须二段发育厚大砂岩，其内部砂层间及砂体内部隔层、夹层发育，将气水关系进一步变得更为复杂。研究区内自西向东在须二段上、中亚段间发育一套高伽马黑色页岩夹煤层（俗称须二段“腰带子”），该套地层横向上连续稳定，厚度为5.3~53.9 m，平均厚度为23.7 m（图7）。前人相关研究表明裂缝向泥岩夹层中延伸的深度在1.5~2 m之间，最大延伸为4 m［25］。因此，须二段“腰带子”泥页岩隔层的存在，在构造范围内起到了局部盖层的效果，其将新场须二段气藏在纵向上分隔为2个相对独立的气水系统。其他砂组间的隔层或夹层，因横向厚度相对较薄、稳定性差，难以起到区域分隔的作用，但在相对独立的气水系统中将影响气水的局部分布状态。
图7 新场地区须二段盖层、隔层连井对比

Fig.7 Comparison diagram of cover layer and interlayer well connection of Xinchang Xu-2 gas reservoir

根据新场气田须二上、中亚段实测和试井资料求取的原始地层压力资料表明，须二中亚段原始地层压力系数平均为1.63，属异常高压气藏；而须二上亚段原始平均地层压力系数为1.45，明显低于须二中亚段。在实际生产测试中，如A10井、A106井、A2井等，须二上亚段和中亚段分别依次呈现气层、气水同层、含气水层的分布格局。因此，通过须二段气藏纵向上压力系数、生产测试和流体性质等的差异性，综合判断新场须二段气藏在纵向上须二上、中亚段为相对独立的气水系统。

3.4　储层渗流能力控制气水过渡带的厚度

新场地区须二段气藏测试和生产过程中气水同出现象较为普遍，个别累产过亿的高产井如A2井、A101井、A106井在生产初期产水量为5.0~60.6 m3/d。部分井测试时不产水，试采过程中产水；部分井测试时即产水，仅少数井（如B201井）测试及生产过程中一直不产水。依据测试、生产结果和测井流体识别成果综合分析发现，新场地区须二上、中亚段普遍存在较厚的气水过渡带。
气藏气水宏观分布主要受区域构造背景控制；气水局部分布主要受储层的非均质性控制；而气水的微观分异主要受储层的孔隙类型和孔喉结构影响［25］。储层低孔低渗、孔喉结构复杂等因素导致可动水驱替不充分将形成气水过渡带 ［26］。前人［27］研究发现，自由水面以上气水过渡带高度可用h=14.06 P c hg进行估算（P c hg为气汞两相毛管压力），通过绘制气水过渡带高度曲线，并将气水过渡带高度曲线与气—水相渗曲线在相同含水饱和度条件下重叠即可确定气水界面和气水过渡带厚度（图8）。压汞数据统计结果表明，新场地区须二段储层段孔隙度介于2.2%~5.3%之间，孔喉半径主峰值均小于0.1 μm，饱和度中值压力普遍大于12 MPa，孔喉分选较差，属小孔—微喉型。用前述方法估算新场须二段气藏气水过渡带厚度约为25~170 m。
图8 新场地区须二段气藏气水过渡带厚度确定

Fig.8 The determining of thickness of gas-water transition zone of Xu 2 gas reservoir in Xinchang area

从机理上来说，储层孔喉条件越差，气水分异所需高度越高，即气水过渡带就越高，形成纯气顶所需要的闭合高度就越大。新场地区须二段圈闭幅度为15~105 m，成岩作用导致储层孔喉结构复杂，宏观、微观特征共同决定新场须二段气藏总体具有较厚的气水过渡带。但断缝体区域对储层微观孔隙结构具有极大的改善，因此断缝体区域气水过渡带厚度相对较薄，有可能形成纯气顶，如B201井上、中亚段储层综合解释均为气层，累产超2.6×108 m3，生产中仅产少量凝析水，A2井、A106井须二上亚段呈现为较厚的气顶较薄的气水过渡带，须二中亚段呈现为较薄的气顶和较厚的气水过渡带；远离大断层区气水过渡带较厚，只有在圈闭幅度较大的局部构造高部位才能形成一定的气顶，如A10井须二上亚段未形成气顶，须二中亚段表现为薄气顶厚气水过渡带，A6井须二中亚段未形成气顶，上亚段发育一定厚度的气顶和气水过渡带（表3）。
表3 新场地须二段气藏不同构造区域气水过渡带厚度统计

Table 3 Statistical table for thickness of gas water transition zone in different structural regions of Xu 2 gas reservoir in Xinchang area

构造区域 井号 与通源断层距离/m 层位 气层厚度/m 气水同层厚度/m
非断缝区 A10 3 100 须二上亚段 0 58.5
须二中亚段 30 123.5
A6 1 500 须二上亚段 44.6 37.2
须二中亚段 0 36.1
断缝区 A2 595 须二上亚段 71.8 23.4
须二中亚段（未钻穿） 37.3 11.3
A106 540 须二上亚段 77.8 26.1
须二中亚段 33.2 52.7
B201 630 须二上亚段 63 0
须二中亚段 78.9 0

4 2种主要气水分布模式

综上所述，横向上，新场地区须二段气藏受储层强非均质性影响，以连通性差的储渗体形式分布，与通源断裂相关的规模相对较大的断缝体或远离大断裂但位于局部高点的小规模储渗体是油气聚集的有利部位。纵向上，新场地区须二段气藏被区域盖层和连续分布的隔层分隔为多套相对独立（或半连通）的气水系统。特低孔、特低渗致密的储层性质致使气藏有较厚的气水过渡带，断裂的存在对储层的孔渗特征具有极大的改善作用，对纵向上水气分布格局具有明显的影响。
断裂在横向和纵向上对气水分布的影响主要体现在2个方面：一方面断裂形成的断缝体储层，极大地改变了储层气水分异程度和气水过渡带厚度；另一方面，断裂极大地提高了油气运聚效率，通源断裂区和远离通源断裂的区域因运聚效率的差别导致含气丰度存在明显差异。鉴于断裂、源储配置关系、油气输导模式对储层物性和油气运聚效率的重要影响，对气水分布格局具有明显的控制作用，将研究区气水分布模式总结为断缝输导型和源储接触型2类，2类分布模式与通源断裂的距离、储渗体的渗流能力和油气运聚模式均存在较大差异，两者之间的连通性差，气水分布格局迥异（图9）。
图9 新场地区须二段气藏气水分布模式

Fig.9 Distribution pattern of gas and water of Xu2 gas reservoir in Xinchang area

断缝输导型气水分布模式紧靠通源大断裂，断层不仅有效沟通了底部马鞍塘组—小塘子组优质烃源岩和须二段内部自身的烃源岩，还在断层附近形成了大量有效裂缝，断层和裂缝的搭配形成了非常高效的输导方式，同时断缝体储层为天然气的聚集提供了有利的聚集条件，储层含油气丰度总体较高。该模式气水分布主要受区域盖层和局部隔层的控制，盖层或隔层的封闭性越好，其封堵住的天然气量自然越高。须三段优质区域盖层的存在使断缝体区域天然气主要向构造顶部运聚，须二上亚段气水系统含气丰度高于须二下亚段气水系统。须二上亚段气水系统分布特征表现为厚气顶、相对薄气水过渡带，须二中亚段气水系统从上至下依次出现薄气顶、相对厚气水过渡带和底水的分布特征。A109井高点及附近的A2井、A110井、A106井，均靠近南北向通源断裂，此类井须二段的气水分布模式均属于断缝输导型。从研究区测试和生产情况来看，该类气水分布模式下的气井产能较高，如A2井、A110井，仅经过替喷或射孔就获得无阻流量131.56×104 m3/d、101.0×104 m3/d，累计产量超过2×108 m3。
源储接触型气水分布模式远离通源大断裂，缺乏断层和裂缝配合的优势运移通道，油气主要依靠储层和马鞍塘组—小塘子组优质烃源岩或须二段内部自身的烃源岩层的大面积接触运移成藏，而须二段储层纵横向非均质性极强，内部隔层、夹层众多，使这种输导方式极为低效。同时储层裂缝相对欠发育，储集条件较差，储渗体间连通性差，储层总体含气丰度较低，各气水系统气水过渡带较厚。上部储层气水分布受隔、夹层影响更为明显，下部储层靠近烃源层含气丰度相对稍高，因此须二上亚段气水系统含气丰度低于须二下亚段气水系统。须二上亚段、中亚段气水系统均呈现为薄气顶、厚气水过渡带、底水的分布特征。A10、A14和A6井区须二段气水分布属于该类模式，位于该类区域的生产井测试产量相对较低且累产量也相对有限，且测试普遍产水。如A10井须二上亚段Tx 2 2砂体加砂压裂后测试产气2.14×104 m3/d，产水31.2 m3/d， A6井对Tx 2 1、Tx 2 3+4砂体射孔后测试产气3.79×104 m3/d，产水120.0 m3/d。

5 结论

（1）横向上，川西新场地区须二段气藏气水分布主要受储层强非均质性影响，储渗体间连通性差，构造位置和断裂对气水分布具有较明显的控制作用，局部构造高点和断缝体是油气聚集有利部位。
（2）纵向上，川西新场地区气水分布主要受区域盖层、连续分布的隔层、储层孔渗特征和断裂等多种因素的影响，盖隔层的分隔作用、储层孔渗对气水过渡带厚度的影响、断裂对气水分异程度和油气运聚效率等多方面共同作用，使纵向上气水分布格局复杂化。
（3）储层强非均质性、盖隔层和断裂等多方面的影响导致2种气水分布模式：断缝输导型具有高效的输导方式，油气主要向构造顶部运聚，该模式下须二上亚段气水系统分布特征为厚气顶、相对薄气水过渡带，须二中亚段气水系统从上至下依次呈现薄气顶、相对厚气水过渡带和底水的分布特征；源储接触型输导方式较低效，使须二上亚段、中亚段气水系统均呈现为薄气顶、厚气水过渡带、底水的分布特征。位于构造相对高部位、近通源断层、区域盖层及隔层下的气顶是开发的首选目标。

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