0 引言
四川盆地是目前我国八大重点勘探区之一［19-20］。须家河组二段（简称须二段）气藏储量大，产能高，是川西坳陷深部重要的天然气产层，但气水分布及气水关系复杂、气水产出变化大且产水量大，严重制约天然气的勘探与开发。前人对川西坳陷须二段气藏进行了大量研究，须二段地层水类型以CaCl2为主，呈孤立状，无明显气水界面［21］，天然气保存条件较好［22］；产气量受储层有利岩相厚度和高角度构造裂缝控制［23］；断层控制致密砂岩气藏油气高产富集［24］；断裂带改善储层渗流能力的同时利于气水富集，气水赋存状态多样，微观孔隙结构决定气藏的产能差异［25］。新场构造带新场—新盛地区须二段储量占川西的86.7%，其断缝区气藏产量整体较高，但既有累产气高达85 344×104 m3的井，也有基本不产气的井，既有累产水高达98.300 6×104 m3的井，也有仅产400 m3水的井，气水富集差异巨大，其特征和原因尚不清楚。
因此，本文综合运用测井、录井、地震、测试与生产等资料，分析气水纵横向富集特征，结合断层、裂缝、断缝组合、储层物性对气水富集的宏观影响机制与致密砂岩孔喉分布、孔喉连通性对气水赋存状态的微观影响分析，综合判识新场—新盛地区致密气藏的气水成因及机制，对于研究区下一步有利勘探区带评价和勘探目标的优选都具有重要意义。
1 区域地质概况
川西坳陷位于我国四川盆地西部，大地构造位置处于龙门山造山带以东、扬子地块西北缘，走向北东，总面积约为3.1×104 km2。印支期以来的多次构造沉降和隆升变迁形成了川西坳陷“两凹三隆”的构造格局（图1）。
新场—新盛地区处于川西坳陷中段的北东东向新场构造带，受挤压变形影响，呈现南陡北缓的趋势。自晚三叠世以来经历了多期构造运动［26-27］，新场构造带形成了西南厚、东北薄的压性箕状盆地构造样式单元［28］。川西坳陷上三叠统须家河组自下而上可以划分为五段：马鞍塘—小塘子组、须二段、须三段、须四段及须五段。其中，马鞍塘—小塘子组是岩性为湖相暗色泥页岩的主要烃源岩，埋深为3 500~5 000 m，须三段是区域性盖层发育层位，以暗色泥岩为主。本文以须二段为研究对象，将其自上到下分为上亚段（T3 x 2 1—T3 x 2 3砂组）、中亚段（T3 x 2 4—T3 x 2 6砂组）、下亚段（T3 x 2 7—T3 x 2 9砂组）3个亚段，主要为三角洲前缘沉积环境，沉积厚度约为700 m，是研究区主要的储层发育区。天然气主要产层为T3 x 2 1、T3 x 2 2、T3 x 2 4砂组，产水层段以中、下亚段为主。
2 气水富集特征
川西坳陷新场构造带主要为辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积，以河口坝、水下分流河道砂岩为主，由于多期构造作用及储层致密化作用造成深部储层物性差异较大，断层与裂缝的发育极大地改善了储层，使得气水分布差异较大。
平面上，气水差异富集，根据平均投产日产能数据统计规律，主要分为富气富水型（日产气>10×104 m3，日产水>50m3）、富气贫水型（日产气>10×104 m3，日产水<50m3）、含气贫水型［日产气（5~10）×104 m3，日产水<50m3］、贫气富水型（日产气<5×104 m3，日产水>50m3）和贫气贫水型（日产气<5×104 m3，日产水<50m3）5种气水富集类型。近南北向主要断层附近气水广泛分布，主要为富气富水型、富气贫水型及贫气富水型气水类型。新场构造F1断层和新盛构造F8、F9断层附近气水平均日产能大，如新2井平均日产气20.60×104 m3，平均日产水237.33 m3；新盛202井平均日产气50.73×104 m3，平均日产水240 m3，属于富气富水型。新851井平均日产气49.61×104 m3，平均日产水3.36 m3，属于富气贫水型。新201井平均日产气3.62×104 m3，平均日产水207.40 m3，属于典型的贫气富水型。
与断层距离较远的单井气水相对贫乏，如新场6井日产气仅为0.88×104 m3，日产水14.76 m3，属于贫气贫水型。含气贫水型与断层及构造关联均不明显，零散分布，如新301井日产气7.87×104 m3，日产水39.84 m3，新盛205井日产气9.39×104 m3，日产水16.24 m3（图2）。
纵向上，新场—新盛地区须二段气水分布具有“浅部天然气富集，深部地层水较多，近断层处气水共同富集”的特征，存在孤立水。发育气层、差气层、含气层、气水同层、含水气层、含气水层及水层，气水关系复杂，没有统一的气水界面（图3）。须二段上亚段气层多含水层少，气层连片，产水量小，主要为富气贫水型和含气贫水型；须二段中亚段受断层、裂缝改造部位，局部存在高孔渗带，水层、含水层以T3 x 2 4-7砂组为主，多呈孤立状，局部发育层状叠置气水同层，无明显气水界面，日产水井数量变少，但单井产水量较高，以富气富水型、富气贫水型、贫气富水型为主；须二段下亚段气层连续性变差，见水井少，规模较小，以贫气贫水型为主（图3，图4）。
3 致密气藏气水富集控制因素
新场地区气水分布的特征主要受储层类型与特殊断缝组合样式的影响，主要表现为断缝改造区优质储层内气富集，深部储层致密区水富集的特征。断缝发育特征及基质储层的品质对气水分布而言至关重要，如何影响气水产出对致密砂岩气藏的勘探开发也显得尤为重要。
3.1 断缝发育对气水富集的控制作用
3.1.1 断层
新场—新盛地区须二段断裂整体较发育，断距为10~200 m，三、四级断层发育［30］，主要以近EW向、NE向、SN向走向的逆断层为主，分别在早期、成藏期及晚期形成［14，23］。早期（中侏罗世）主要发育EW向断层，多为三级断裂，分布在合兴场构造带南北两翼，此时天然气尚未充注［31-32］，断层与气水分布关联较小［图5（a）］；成藏时期（晚侏罗世末期—早白垩世中期）主要发育四级NE向断层，可为须二段气藏大量供烃提供输导条件，该时期断层与气水产能关联明显，近断层处高产气水井较发育，主要为富气富水型、富气贫水型气水类型［图5（b）］，如新2、新201、新203、新853、新856等井，无边水底水。成藏期后至现今发育SN向晚期断层发育，四级断层为主，横切构造主体，以富气贫水型、含气富水型为主，如联150井、川合137井［图5（c）］。
3.1.2 裂缝
根据裂缝倾角大小划分，川西须家河组发育立缝、高角度缝、斜缝、低角度缝及平缝等多种裂缝类型［33-35］。通过成像测井图像、岩心观察、镜下铸体薄片分析与统计，发现裂缝的发育改善储层，影响气水富集。研究区储层孔隙度与渗透率相关性较差，低孔高渗储层主要受裂缝改造作用影响，局部渗透性得以改善［图6（a）］。整体低角度缝最为发育，高角度缝相对不发育，集中于T3 x 2 2砂组和T3 x 2 4砂组分布［图6（b）］，其气水层更发育［图6（c）］。不同类型的裂缝发育程度与气水产出具有较大的关联性，斜缝、高角度缝及立缝等倾角较大的构造裂缝控制气水的富集，以富气富水型、富气贫水型、贫气富水型气水类型为主，平缝及低角度缝占比较大的单井气水相对较少，气水类型为含气贫水型、贫气贫水型。以新856井为例，该井成像测井识别的高角度缝及斜缝条数占比为60%，铸体薄片可见明显的裂缝，为富气富水型的高产井（图7）。因此，高角度裂缝是控制气水富集的主要裂缝类型，其能改善储层物性使得裂缝发育的储层渗透率更高，气水层更富集。
图6 新场地区须二段储层孔渗关系（a）、成像测井裂缝发育条数（b）和测井解释层累计层数图（c）Fig.6 The pore and permeability relationship（a）， number of fractures in imaging logging（b） and cumulative layer number of logging interpretation layers（c） of T3 x 2 in Xinchang area |
3.1.3 断缝体
断缝体是由褶皱、断层及其伴生裂缝构成的高孔渗的地质体，主要由断层滑动面、滑动破碎带和诱导裂缝带组成［35，40］。新场—新盛地区须二段主产层T3 x 2砂组断缝体分布如图8所示，其展示断层滑动面和裂缝发育带（滑动破碎带和诱导裂缝带）的平面展布情况，黑线为断层，滑动破碎带为靠近断层的黄色—红色区域，诱导裂缝带为绿色—蓝色区域，颜色越接近蓝色，裂缝的发育程度越强。结合钻井及试采资料，产水与裂缝发育程度关系密切，平面上断缝体裂缝发育带的单井产水量较大（图8），中部川孝560井、新5井等和东部新盛101-2井裂缝较发育的井地层产水量较大，位于其西部的裂缝发育程度相对差的新11井、新301井等产水量变少。
断缝体为沟通深部地层水的运移提供了通道，影响气水分布。以新场地区新场8井—新501井南北向气水剖面（图9）为例，F3断层主要为南北向晚期四级断裂，规模较大，为主成藏期气水运聚提供有效通道。断裂沟通下伏烃源岩，有充足的气源供给，气充注强度较大，断缝体对储层具有明显渗流性能的改善作用，促进深部地层水沿断缝体向上运聚。晚期裂缝进一步改造储层，为气水格局的改变提供空间，改变成藏期的气水分布格局。测井解释以气层—含气层为主，纵向叠置，上中亚段连片分布，集中在T3 x 2 2、T3 x 2 4砂组，气层厚度较大，下亚段厚度减薄，连续型变差。含水层在近断层和南北两翼构造低部位分布，有叠置的气水同层，也存在孤立水层。联150井构造位置较为有利，受褶皱和微断裂影响，高角度裂缝较为发育，储层物性较好，形成了褶皱与裂缝共同控制的褶缝型储层甜点，有利于气层的富集，生产开发中呈中产稳产，且累产较高，属于富气贫水型气水类型。新207-1井处于构造低部位，处于F3断裂带，受一条断层与裂缝的共同控制形成单一断缝型裂缝体。成藏期处于构造低部位，且晚期断层F3向下断至雷口坡组沟通深部地层水，导致产水量较大。测井流体解释显示T3 x 2 4砂组出现多层叠置气水同层及含水气层，测试与生产数据也显示该井水产能较大，体积压裂后测试日产水12 m3，截至2023年5月30日，累计产气6 442.46×104 m3，累计产水高达19 523.30 m3，属于含气富水型气水富集类型。
3.2 基质储层对气水富集的控制作用
3.2.1 储层物性、非均质性
岩层的差异压实、成岩作用等的不均一性所导致的储层非均质性和多期构造作用及储层致密化导致的物性差异是造成纵向上的气水差异分布的重要原因。
新场—新盛地区须二段储层以次棱角状为主，分选好—中等，岩性以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，中、上亚段总体上中粗粒砂岩较多，下亚段多中粒、细粒砂岩，纵横向上砂体叠置形成的储层非均质性造成气水分布的不规律。须二段储层平均孔隙度为3.791%，平均基质渗透率为0.08×10-3 μm2，属于典型的致密—超致密储层。纵向上以中亚段的T3 x 2 4、T3 x 2 5和上亚段的T3 x 2 3储层孔隙度较大，其孔隙度平均值均大于4%，不同层位的物性差异导致储层渗流能力存在差异，其测井解释的气水层累计厚度都明显高于其他砂组（图10），因此，中亚段主要以富气富水型、富气贫水型、贫气富水型等气水富集类型为主。相对而言，上亚段储层埋深相对浅，压实作用比深部弱，渗透率较高，气层厚度较大，以富气贫水型、含气贫水型为主。下亚段储层埋深大、物性低，以贫气贫水型为主。
此外，储层非均质性对须二段气水产出具有一定的影响。受多期构造作用影响，在裂缝非发育区的基质储层致密化程度较大、非均质性强，天然气可能富集在孔隙度相对较高的储层中，但也可能发育在孔隙度较低的储层，基质储层的孔隙度对气的影响较断缝改造后的储层影响有限，储层孔隙度在3%~6%范围内的无阻流量值较大（图11），这与储层微观孔隙结构也有一定关系。通过测试产能段的孔隙度对比（表1），干层孔隙度明显低于气层和含气水层，含气水层物性更高。水层处于物性更好的储集体是由其复杂的成藏过程决定，部分相对高效的气藏主要为超致密储层的物性遮挡形成的相对物性较好的区域，局部气水关系即为“气上水下”，此水层的孔隙度也相应较高。整体而言，干层物性较低，气水不易被储集于物性较差、强致密化程度的基质储层，高孔渗基质储层气水赋存可形成“甜点”，但由于致密砂岩储层的强非均质性，局部物性一般的基质储层也可能富集气水。
图11 新场—新盛地区须二段基质储层物性与无阻流量关系Fig.11 Relational graph of physical properties and open flow of the matrix reservoir of T3 x 2 in Xinchang-Xinsheng area |
表1 新场—新盛地区测试产能与实测孔隙度统计情况Table 1 Statistics of tested productivity and measured porosity in Xinchang-Xinsheng area |
| 井号 | 砂组 | 深度 | 测试产能 | 产层类型 | 平均孔隙度/% | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 顶深/m | 底深/m | 气/（104 m3/d） | 水/（m 3/d） | ||||
| 新场12 | T3 x 2 3 | 4 695.65 | 4 840.34 | 0.005 0 | 0.0 | 干层 | 3.15 |
| 川合100 | T3 x 2 1 | 4 533.70，4 537.89 | 4 536.39，4 555.21 | 0.006 3 | 0.0 | 干层 | 3.18 |
| 川合100 | T3 x 2 2 | 4 619.93 | 4 655.00 | 0.500 0 | 75.0 | 气层 | 3.21 |
| 川孝560 | T3 x 2 1-8 | 4 698.85 | 5 238.00 | 0.350 0 | 360.0 | 气层 | 3.23 |
| 新856 | T3 x 2 4+5 | 4 818.10 | 4 862.41 | 59.916 1 | 9.5 | 气层 | 3.81 |
| 新2 | T3 x 2 2-4 | 4 646.50 | 4 852.30 | 100.524 6 | 0.0 | 气层 | 4.87 |
| 新10 | T3 x 2 4+5 | 4 887.00 | 4 975.00 | 3.156 8 | 0.0 | 气层 | 4.88 |
| 新851 | T3 x 2 4 | 4 823.00 | 4 846.00 | 30.208 9 | 3.0 | 气层 | 5.37 |
| 新场7 | T3 x 2 6 | 5 186.09 | 5 216.09 | 0.259 8 | 25.6 | 含气水层 | 9.04 |
3.2.2 储层微观孔隙结构
新场—新盛地区深层须二段溶蚀作用广泛发育，储层储集空间以粒间溶孔和粒内溶孔为主，主要是基质、胶结物、长石岩屑颗粒的溶解，个别井的井段可见发育残余粒间孔。深部压实作用强，是减孔最主要的原因，砂岩颗粒接触关系主要为线—凹凸接触，裂缝是改善致密砂岩储层渗透性的重要因素，也是致密砂岩储层能否高产的决定性因素（图8）。而不同砂组储层存在强烈的储层非均质性，本文以孔隙度与渗透率测试数据为基础，选取不同地区、不同层位、不同流体解释的样品进行高压压汞实验，对储层孔径分布及孔喉大小进行表征。压汞曲线显示分选中等—差、粗歪度［图12（a）］，排驱压力高达6.49 MPa［图12（b）］、中值半径平均为0.07 μm［图12（c）］，孔喉较小，最大进汞饱和度平均达到88.70%，最大退汞效率达到64.35%，孔喉连通性较好。尽管T3 x 2 2基质储层样品排驱压力较大，中值半径不大，但裂缝发育，气层集中分布于裂缝最发育的T3 x 2 2、T3 x 2 4砂组（图7），水层分布与孔隙结构参数呈正相关关系，即孔渗性好、排驱压力低、孔喉半径大的T3 x 2 4-7砂组存在较多水层或含水层。
同一砂组内部孔隙结构存在较大差异，不同的孔隙结构导致在同一砂组内部气水分布存在一定的差异。核磁共振主要测试岩石孔隙中含氢流体的弛豫时间T 2来表征不同大小的孔隙半径，氢质子在磁场中的信号（NMR）取决于岩心中水的分布［41］。岩心完全饱和水时，多孔介质的孔径越大，存在于孔中的水弛豫时间越长；孔径越小，存在于孔中的水受到束缚的程度越大，弛豫时间越短，即峰的位置与孔径大小有关，峰的面积大小与对应孔径的多少有关，岩心完全饱和水时测试的核磁T 2曲线则反映孔隙内全部水的体积。核磁共振实验结果表明，研究区T 2谱呈现单峰及双峰特征（图13），同一砂组内的样品，其可动孔隙空间和束缚孔隙空间亦存在较大的差异。孔隙空间大，孔喉连通性好的储层区域内，天然气和地层水均以自由流体形式存在，并随开发过程产出，表现为气水同层或含水气层；随着孔渗性降低和连通性变差，地层水逐渐由自由水转变为束缚水，难以自由流动，此时开发产出状态以气层、差气层为主；随着储层致密化程度的进一步加深，可动流体空间和束缚流体空间均进一步减小或基本消失，孔隙空间内部的天然气充注阻力增大，天然气亦较难充注，测井解释表现为含气层或干层（图14）。孔径中的毛细管力是其运移的主要渗流阻力，物性好的储层，其相应的微观孔隙孔径大，毛细管力小，天然气优先向物性好的储层中运移。储层物性越差，储层中的孔喉结构越细小，在天然气充注成藏时孔隙中残存的地层水越多，储层含水饱和度越高。
图13 新场—新盛地区须二段储层核磁共振T 2谱分布Fig.13 Distribution of NMR T 2 spectrum of the reservoir of T3 x 2 in Xinchang-Xinsheng area |
3.3 气水富集的主控因素
通过以上分析，气水富集受断层、裂缝、断缝体、储层物性、储层非均质性及储层微观孔隙结构等多种因素的影响，对天然气及地层水的主控因素分析有利于解决致密气藏勘探与开发过程中的气水复杂性问题。
本文选用皮尔森相关系数（Pearson Correlation Coefficient）和灰色关联法（Grey Relation Analysis）对影响因素进行特征分析，判断气藏的控制因素参数与天然气及地层水产量的相关性。
皮尔森相关系数是由统计学家卡尔·皮尔森提出的数学分析方法，主要用于对数据相关性进行分析，皮尔森系数的值域在［-1，1］内，越接近±1，表示2种数据的相关性越强［42］。本文选取气井与四级断层距离，斜缝、高角度缝及立缝等构造缝条数，断缝体属性，产层段平均孔隙度与平均渗透率，储层压汞数据的排驱压力等参数，分别与投产平均日产气、日产水做相关性分析，结果如图15所示，断缝体属性、平均渗透率、构造缝条数对投产日产气量及日产水量都具有极强相关性，孔隙度与气水的相关性较强。气井距四级断层距离与日产气相关性较强，但与日产水相关性相对较弱。因此，经过皮尔森相关系数定量分析，断层、裂缝、断缝体对气水的影响较储层物性、非均质性、微观孔隙结构的影响强度更大，地层水与距四级断层的距离关联性一般，优先在断缝区的优质储层内找气更有利于致密气藏的勘探开发。
4 气水成因机制
断缝区中断裂、褶皱以及由其衍生的裂缝形成的断缝体是气水富集的主要控制因素。研究区成藏期主要发育近NE向四级断层，断缝体形成气水运移的通道，天然气容易发生散失，大规模断层沟通深部地层水，深部地层水顺断缝带向上运移，使得浅部位高孔渗储层也出现气水同层及水层；近断层且存在岩性封堵时，高孔渗、强孔喉连通性的储层天然气富集。因此，断缝区不仅出现高产气井也有高产水井，主要形成富气富水型、富气贫水型及含气富水型等气水富集类型。而非断缝区内的基质储层随着致密化作用增强及天然气充注，储层物性、非均质性及微观孔隙结构同样影响流体赋存，进而造成气水的差异富集（本文3.2节已述）。储层致密化之前，天然气尚未充注，高孔渗、强孔喉连通性的储层中流体主要为地层水，以自由水形式存在，浮力起主导作用；在主成藏时期（晚侏罗世—早白垩世），储层尚未完全致密化，随着源岩大量生烃，天然气优先充注构造相对高部位的较高孔渗、较强孔喉连通性的储层，地层水和天然气同时存在，浮力主导；主成藏期后（晚白垩世晚期），烃源岩大规模排烃终止，碳酸盐胶结物沉淀，储层持续致密化，较低孔渗、较差孔喉连通性的储层经天然气充注后以毛细管水为主，气体分子可流动，毛细管力主导，气水关系复杂。极低孔渗、差孔喉连通性的储层中，地层水几乎全部为束缚水，分子扩散力主导，气体分子难以充注（图17）。喜马拉雅期构造调整及改造作用使得地层抬升，超致密化储层形成岩性封堵可以阻挡部分天然气向断裂带运移，对气的保存具有积极作用，使得部分构造相对低部位也存在气层。因此，经天然气充注后的相对高孔渗、强孔喉连通性的基质储层也可形成富气富水型、富气贫水型、含气富水型气水富集类型，低孔渗、差孔隙连通性的储层则以含气贫水型、贫气贫水型等为主。
新场—新盛地区须二段气藏具有良好的生储盖组合条件，砂体厚度大，分布范围广，并且具有整体含气的特征，但富集区主要呈不均质性发育的特征，气水分布受储层非均质性、断缝改造的宏观控制与储层孔隙结构的微观影响，主要划分5种断缝—砂体组合类型（图18）。其中，I类：断缝区内—高角度裂缝—高孔渗强连通砂体组合最有利于气的富集，以富气富水型、富气贫水型为主；II类：断缝区内—低角度裂缝—较高孔渗较强连通砂体组合产水量较大，以富气富水型、贫气富水型为主；III类：非断缝区—低角度裂缝—较低孔渗较差连通砂体组合局部分布气水，以含气贫水型、贫气富水型为主；IV类：非断缝区—水平裂缝—较低孔渗较差连通砂体组合局部分布气水，以贫气富水型为主；V类：非断缝区—低孔渗差连通砂体发育差气层及干层，主要为贫气贫水型气水类型。在“先成藏后致密”和“边致密边成藏”的成藏机制下［23］，天然气优先充注到阻力最小的断缝区内—高角度裂缝—高孔渗强连通砂体组合中。
5 结论
（1）川西坳陷新场—新盛地区须二段气水具有“浅部天然气富集，深部地层水较多，近断层处气水共同富集”的特征。富气贫水型、含气贫水型等气水类型主要分布于近南北向中—大规模断层处，纵向上位于浅部上亚段；富气富水型、贫气富水型位于大规模断层附近，以中亚段较为集中；贫气贫水型远离断层，下亚段分布较多。
（2）成藏期断层、高角度2期裂缝控制气水分布，断缝区利于气水富集形成高产井，T3 x 2 2、T3 x 2 4砂组裂缝最发育，气层分布最多；基质储层的储层物性、非均质性造成纵向气水差异分布，储层微观孔隙结构影响气水渗流能力及流体赋存状态进而控制局部气水差异富集，孔渗性较好、排驱压力低、孔喉半径大的T3 x 2 4-7砂组存在较多含水层。断缝区的优质储层内更富集天然气，非断缝区内物性高、微观孔隙结构好的储层也有一定的潜力。
（3）气水富集受储层非均质性、断缝改造的宏观控制与储层孔隙结构的微观控制的耦合作用，划分5类断缝—砂体组合，其中，断缝区内—高角度裂缝—高孔渗强连通砂体组合最有利于气的富集，非断缝区—低孔渗差连通砂体不利于气水的发育。
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