Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 12: 2264 - 2276

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.07.003

Gas and water distribution regularity of Jia2 gas reservoir in Moxi area， Central Sichuan Basin

  • Qianqian LIU , 1 ,
  • Shuiliang LUO , 1 ,
  • Jifu RUAN 2 ,
  • Da GAO 1 ,
  • Song TANG 2 ,
  • Sheng LI 1 ,
  • Yingqiang QI 1
Expand
  • 1. School of Geosciences，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 2. Central Sichuan Oil and Gas District，PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company，Suining 629000，China

Received date: 2024-05-07

  Revised date: 2024-07-02

  Online published: 2024-08-14

Supported by

The National Natural Science Foundation of China Youth Fund Project(41502104)

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Abstract

The Jia2 gas reservoir is a special water-bearing gas reservoir in the central Sichuan Basin. The strong heterogeneity of the reservoir and the complex gas and water relationship are the important reasons for the serious water production and production decline of the gas well in the gas reservoir， and become the main reason for restricting the efficient development of the gas reservoir. Based on the geological data， previous research results and production dynamic data， the complex gas and water distribution relationship and its controlling factors of Moxi Jia2 gas reservoir were studied from the degree of gas-water differentiation， reservoir physical characteristics， interlayer and abnormal high pressure by using the method of dynamic and static combination. The results show that the lateral gas and water distribution of Jia2 gas reservoir is mainly affected by the heterogeneity of reservoir physical properties and the degree of gas-water differentiation， and the connectivity between reservoir bodies is poor and the gas and water distribution is mixed； The stable distribution of gypsum rock and mudstone interlayers separates Jia21 and Jia22 sub-members into two relatively independent gas-water systems in longitudinal direction， and Jia22 sub-member is the main gas and water distribution layer and main producing layer； Due to the influence of many factors， two distribution patterns of gas and water have been formed in the Jia2 gas reservoir. The gas well production under the pattern of structural undulating zone is high and the productivity difference is large， and the gas well production under the pattern of structural gentle zone is generally poor. The establishment of gas and water distribution pattern provides a reference for the rational development of the gas reservoir in the next step.

Key words： Jialingjiang Formation; Moxi structure; Central Sichuan Basin; Gas and water distribution; Controlling factors

Cite this article

Qianqian LIU , Shuiliang LUO , Jifu RUAN , Da GAO , Song TANG , Sheng LI , Yingqiang QI . Gas and water distribution regularity of Jia2 gas reservoir in Moxi area， Central Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(12) : 2264 -2276 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.07.003

0 引言

四川盆地蕴藏着十分丰富的天然气资源，其中常规和非常规天然气总剩余可采资源量达136 404×108 m3。截至2019年底已发现大型气田27个，探明天然气地质总储量为57 966×108 m3，累计总产气量为6 488×108 m3 ［1-2］。各大气田的主力产层主要包括震旦系、寒武系、石炭系、二叠系、三叠系和侏罗系等。其中三叠系嘉陵江组碳酸盐岩储层是四川盆地重要的产层之一，截至目前已累计发现气藏61个，具有巨大的开发潜力。
磨溪嘉二气藏是四川盆地川中地区一个特殊的气藏类型，不仅存在着强烈的非均质性，且气水关系极为复杂。多数井在测试过程中均为气水同产，测试产水量大的气井在构造高部位、低部位均有分布，并且在不同构造位置产能差异较大。气水分布不完全受构造控制，而且气藏不存在统一的气水界面，同一构造位置气水分布混杂的现象也比较普遍。该气藏投产于2003年，投产后各井产能差异较大，多数井日产量低于5×104 m3，气井属于低产气井，气藏属于低产气藏且生产压差较大，开发井平均生产压差高达27.65 MPa，只能以较低的产量保持生产才能维持一定的稳产年限［3］。
前人对陆相致密砂岩气藏气水分布特征及其控制因素做了较多有益的探索和研究，研究人员认为储层微观孔隙结构、构造、岩性和气源条件等方面对气水分布具有较明显的控制作用［4-11］。但是碳酸盐岩储层不同于砂岩储层，其非均质性更强，气井生产受地层水影响较大。影响碳酸盐岩气藏气水分布的因素与致密砂岩气藏有相似之处，前人研究认为影响碳酸盐岩气藏气水分布的主要因素有区域构造背景、成岩作用、烃源岩分布、古地貌及微观孔隙结构等［12-14］，但是影响碳酸盐岩气水分布的主控因素还没有定论，不同成因的碳酸盐岩气藏气水分布规律不同，主要影响因素也略有差异。前人［15-19］针对磨溪地区嘉二气藏的相关研究多集中在沉积特征、成岩特征、储集层特征以及成藏特征等方面，对气藏的开发工作具有一定的促进作用，但是对于嘉二气藏气水分布规律及其控制因素的相关研究较少且不够全面［20-21］。随着勘探和开发工作的进一步深入，受气水关系复杂的影响，嘉二气藏产量呈现快速递减趋势，稳产能力差，部分井井筒积液严重，严重影响了气田进一步的开发工作。针对这种状况，有必要对磨溪地区嘉二气藏的气水分布规律开展进一步的分析研究，为指导嘉二气藏下一步的合理开发工作提供可靠的参考依据。
本文以川中磨溪地区嘉二气藏为研究对象，在综合地质资料和前人研究的基础上，对磨溪嘉二气藏的气水分布规律及其控制因素进行了深入研究，并基于气水分布规律总结出了2种气水分布模式，为该气藏合理高效开发提供参考依据，为同类型气藏气水分布规律的研究提供借鉴。

1 气藏地质概况

磨溪嘉二气藏位于四川盆地川中古隆中斜平缓带，整体构造为一较为平缓的背斜，东南翼较陡［图1（a）］，圈闭类型为构造—岩性复合圈闭［22-23］。三叠系嘉陵江组纵向上分为5个段，从下往上分别是嘉一段、嘉二段、嘉三段、嘉四段和嘉五段。研究区嘉二段沉积厚度变化不大，一般多在110~120 m之间，自下往上可划分为3个亚段：嘉二1亚段、嘉二2亚段、嘉二3亚段［图1（b）］。研究区嘉二段沉积时期处于半干旱—干旱、炎热的气候环境，主要发育局限—蒸发海台地相，主要沉积微相有云坪、鲕粒滩、砂屑滩、云质潟湖和膏质潟湖等。
图1 磨溪嘉二气藏嘉二2亚段底界面构造图（a）及地层柱状图（b）（据文献［21］修改）

Fig.1 The bottom interface structure diagram （a） of Jia22 sub-section and comprehensive stratigraphic histogram （b） of Moxi Jia2 gas reservoir（modified according to Ref. ［21］）

磨溪嘉二气藏主要发育3个大的岩类：云岩类、灰岩类和膏岩类，其中储层主要分布于粉晶云岩、泥晶云岩、泥粉晶云岩及颗粒灰岩等［24］。储层类型为孔隙型储层，晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔、残余粒间孔是嘉二气藏主要的孔隙类型。另外从嘉二气藏取心井的2 000多个岩心样品数据分析发现，磨溪嘉二气藏物性总体较差，孔隙度平均为3.68%，渗透率平均为2.31×10-3 µm2，反映出低孔、低渗特征，但也存在部分相对高孔、高渗层。通过统计分析取心井的岩心分析数据可以发现［图2（a）］，孔隙度小于3%的样品占优势，其样品数占总样品数的59.71%，其次是在3%~6%范围的样品占样品总数的19.66%，孔隙度大于12%的样品仅占5.63%；岩心样品的渗透率分布范围变化较大，主要分布在小于0.1×10-3 µm2范围内［图2（b）］，其样品数约占样品总数的72.14%，渗透率大于1×10-3 µm2的样品数约占样品总数的10.91%，渗透率大于10×10-3 µm2的样品数约占4.46%。总的来说，嘉二气藏储层孔渗关系较复杂，数据点分散，储层物性差，呈现出低孔、低渗的特征。
图2 磨溪嘉二气藏岩心分析孔隙度（a）、渗透率（b）频率分布

Fig.2 Porosity （a） and permeability （b） distribution of core analysis of Moxi Jia2 gas reservoir

2 嘉二气藏气水分布规律

磨溪嘉二气藏自投产至今，获产气井生产层位均分布在嘉二1亚段和嘉二2亚段，加上现有资料的限制，本文研究主要针对嘉二1亚段和嘉二2亚段的气水分布规律进行讨论。

2.1　气水纵向分布规律

对M160井进行了分层测试，先射开嘉二1亚段，酸化后测试产气1.19×104 m3/d，产水3.6 m3/d，后射开嘉二2亚段，对嘉二1、嘉二2亚段实施合层胶凝酸酸化后测试产气36.07×104 m3/d，测试产水29.4 m3/d，结果如表1所示。说明嘉二2亚段为主力产层，也是气水分布的主要层段。通过对生产测试成果分析发现（表2），嘉二2亚段对产能贡献达80%以上，是主要产层，如M160井嘉二2亚段对产能贡献达96.3%，但嘉二2亚段产水量也相对较高，单层产水量一般占总产水量的50%以上；嘉二1亚段是次要产层，气、水产出量较嘉二2亚段低。
表1 M160井试气成果

Table 1 Gas test results of Well M160

井号 层段 井段/m 产气量/（104 m3/d） 产水量/（m3/d）
M160 嘉二1亚段 3 148.4~3 158.4 1.19 3.6
嘉二1—嘉二2亚段 3 099.2~3 103.6 36.07 29.4
3 116.4~3 124.4
3 131.2~3 135.4
3 148.4~3 158.4
表2 嘉二气藏生产测试成果

Table 2 Production test results of Moxi Jia2 gas reservoir

井号 层段 井段/m 产气量/（m3/d） 产水量/（m3/d）
M155 嘉二2亚段 3 122.4~3 125.8 0 0.2
3 131.0~3 138.2 4 832 87.3
3 147.8~3 153.8 774 37.6
嘉二1亚段 3 163.3~3 171.5 1 688 40.7
M156 嘉二2亚段 3 106.0~3 111.6 0 0
3 116.0~3 124.0 629 35.89
3 132.6~3 136.0 0 6.05
嘉二1亚段 3 147.4~3 155.4 375 6.85
M160 嘉二2亚段 3 099.2~3 103.6 0 0
3 116.4~3 124.4 69 143 36.4
3 131.2~3 135.4 0 0
嘉二1亚段 3 148.4~3 158.4 2 642 19.9
通过比较嘉二1亚段和嘉二2亚段水平井测试和生产情况可以发现，以嘉二1亚段为水平段的6口水平井平均测试产气量为8.3×104 m3/d、产水为89.1 m3/d，投产4口水平井，生产初期平均日产气6.5×104 m3/d、日产水48.5 m3/d，投产水平井平均无阻流量为13.7×104 m3/d；以嘉二2亚段为水平段的7口水平井平均测试产气9.0×104 m3/d、产水212.3 m3/d，投产2口水平井，生产初期平均日产气20.8×104 m3/d、产水1.0 m3/d，投产水平井平均无阻流量62.3×104 m3/d。总体来说，纵向上嘉二2亚段是嘉二气藏主要的气水分布层和主产层，产气和产水量均较高，嘉二1亚段次之。
另外从近东西向的气水剖面（图3）可以看出，磨溪嘉二气藏不存在统一的气水界面。嘉二1亚段以气水层为主，横向上具有一定的连续性；嘉二2亚段以气水层、气层为主，部分井区出现气层在下、气水层在上的气水倒置的现象。不仅如此，在南东—北西向构造主体高部位除了不存在统一的气水界面外，甚至出现了构造相对高部位产水、相对低部位产气的现象（图4）。如处于构造中部相对高部位的M13井嘉二2亚段顶部海拔为-2 795 m，在对嘉二1亚段和嘉二2亚段合试中获得日产气仅0.2×104 m3、日产水高达67.5 m3，产水量较大；同侧M153井嘉二2亚段顶部海拔为-2 807 m，在对嘉二1亚段和嘉二2亚段合试中获得日产气5.14×104 m3、日产水14.4 m3；构造南翼的M39井嘉二2亚段顶部海拔为-2 816 m，对嘉二1和嘉二2亚段射孔进行测试，获得日产气量为22×104 m3，日产水为2.4 m3，目前累计产气超5×108 m3，说明了嘉二气藏储层横向连通性较差，气水分布关系十分复杂，非均质性强。
图3 磨溪嘉二气藏近东西向气水分布剖面（连井剖面位置见图1）

Fig.3 Profile of East-West gas and water distribution of Moxi Jia2 gas reservoir（the crosswell profile position is shown in Fig.1）

图4 磨溪嘉二气藏南东—北西向气水分布剖面（连井剖面位置见图1）

Fig.4 Profile of SE-NW directional gas and water distribution of Moxi Jia2 gas reservoir（the crosswell profile position is shown in Fig.1）

2.2　气水平面分布规律

以嘉二气藏60口井的试气资料数据为基础，结合储层发育、沉积微相以及测井解释成果等，按照测试日产量水气比在气藏含气面积范围内划分出富气区、低含水区、中等含水区及高含水区4种气水分布区（图5）。气藏含气面积外可看作大范围水体，其中富气区主要是测试中以产气为主，基本不产水或者产很少量的水，低含水区为测试日产量水气比小于10 m3/104 m3的区域，中等含水区为测试日产量水气比介于10~30 m3/104 m3之间的区域，高含水区是测试日产量水气比大于30 m3/104 m3的区域，基本不产气或产微气，以产水为主。据此，将磨溪地区嘉二气藏的气水平面分布规律归纳为以下两方面。
图5 磨溪嘉二气藏气水分布平面图

Fig.5 Gas and water distribution plane diagram of Moxi Jia2 gas reservoir

（1）嘉二气藏气水分布不完全受构造控制，气水混杂分布。磨溪嘉二气藏工业气井主要分布在最低圈闭线（海拔-2 900 m）以内，最低圈闭线以外以产水为主，表明气水分布与构造存在一定的关系，但测试产水量大的气井在高部位、低部位均有分布，气水分布又不完全受构造控制（图5），在构造高部位既有高产气井如M5井、M149井等处于低含水区，测试日产气量均大于12×104 m3，也有高产水井如M2井、M158井、M159井等测试气产量为（0~0.82）×104 m3/d，产水量为46~668.2 m3，水气比高达129.1~862.2 m3/104 m3，基本不能正常开井生产；在构造低部位有高产水井如H7井测试产水量高达392 m3/d，测试日产气量仅为0.61×104 m3；H6井测试产水量为540 m3/d，测试产气量仅为0.32×104 m3/d，但也有高产气井，如M22井测试产气量为3.62×104 m3/d，目前累产气已超过1.2×108 m3。
（2）构造南翼水气比较低，北翼普遍水气比高。磨溪嘉二气藏截至目前获工业气井32口，通过试气数据可以发现，测试产量高、水气比低的气井平面上主要分布在构造的南翼，沿M36井—M39井—M160井—M149井—H12井—H9井一带分布，并且各井测试产气量均在10×104 m3/d以上，为低含水区和富气区，测试水气比小于5 m3/104 m3，向北主要是一些产气量低、产水大的井，为高含水区，如M151井、M158井、M159井等，测试产水量大，水气比较高。

3 嘉二气藏气水分布的控制因素

一个气藏的气水分布特征受多种复杂的因素组合影响，如构造形态、沉积微相、储层的物性特征、气藏温度和压力特征、烃源岩的充注强度以及水动力条件等［25-26］。本文研究由于现有资料条件的限制，从气水分异程度、储层物性、隔夹层及异常高压4个方面着手，在综合地质资料以及气水分布规律的基础上，对嘉二气藏气水分布的控制因素进行探索性分析研究。

3.1　气水分异程度的影响

从成藏角度来看，天然气成藏所需的气柱高度与构造圈闭的幅度密切相关，足够的闭合高度是气水进行重力分异的必要条件，没有足够的闭合高度就会导致气藏气水分异不彻底，气水混杂在一起。对于高陡构造而言，气水重力分异作用更加充分，导致气藏内明显呈现出气在上、水在下的纵向分布特征，并形成一个明确的、一致的气水界面。相比之下，低平构造的闭合度较低，使得气体进入储层时形成的气柱较短，受水体浮力影响较小，难以克服储集层的毛细管阻力，从而限制了气体规模性地进入气藏。此外，闭合度低也导致气水的重力分异作用较弱，结果是气藏内气水分异不够彻底，缺乏明显的气水界面，使整个气藏呈现出气水混溶的特征［27-28］。根据天然气成藏这一过程，并根据前人研究成果，可以从储集层的毛细管压力来计算天然气成藏所需要的气柱高度（气水过渡带高度），从而测算嘉二气藏气水分异所需要的构造圈闭的最低闭合高度。
利用毛细管压力计算天然气成藏达到气水分异所需的最小气柱高度的过程如下。由于实验室测得的毛细管压力是基于岩心样品，而不是在气藏条件下，所以首先需要将实验室条件下的毛细管压力转换到气藏条件下，进而换算成实际气藏条件下的毛细管压力，最后再转换为气柱高度［29-30］，所需公式为：
P w g = δ 1 × c o s θ 1 δ 2 × c o s θ 2 × P H g
H = 1   000 × P w g ( ρ w - ρ g ) × 9.8
式中：P wg为实际气藏条件下的毛细管压力，MPa；P Hg为实验室压汞法测得的毛细管压力，MPa；δ1为气与水之间的表面张力，mN/m；δ2为汞与气之间的表面张力，mN/m；θ 1为气与水之间的润湿角，°；θ 2为汞与岩石之间的润湿角，°；H为气柱高度，m；ρ w为地层水密度，g/cm3；ρ g为实际气藏中天然气密度，g/cm3。在实验室条件下，δ2取480 mN/m，θ 2取140°，θ 1取0°。另外根据吕延防等［28］绘制的烃、水界面张力与温度关系图，可以读取在一定温度下的气、水界面张力（图6）。
图6 烃、水界面张力与温度的关系（据文献［28］修改）

Fig.6 Relationship between hydrocarbon-water superficial tension and temperature（modified according to Ref.［28］）

本文研究根据嘉二气藏中部深度对应的温度（96.67~98.45 ℃），参考图6气、水之间的表面张力δ1取32 mN/m；根据分析化验资料，地层水密度ρ w取0.996 g/cm3，天然气密度ρ g取0.259 g/cm3。根据磨溪气田取心井有效压汞样品资料的统计分析，并将以上各参数带入上述公式，可得到嘉二气藏成藏所需的气柱高度（表3）。由表3可知，嘉二1和嘉二2亚段气水分异所需气柱高度远远大于嘉二气藏的实际构造闭合高度，未达到形成纯气顶（藏）的充分条件，使得气藏整体处于气水过渡带上，气水分异不彻底，这是导致嘉二气藏气水混杂分布、气水关系复杂的首要因素。
表3 磨溪嘉二气藏储层气柱高度计算统计

Table 3 Statistics table of reservoir gas column height calculation of Moxi Jia2 gas reservoir

亚段 压汞法毛管压力（P Hg）/MPa 气藏毛管压力（P wg）/MPa 所需气柱高度/m 实际闭合高度/m
嘉二1 24.66 2.15 297.70 85
嘉二2 18.73 1.63 226.07 110

3.2　储层物性的控制作用

油气在运移过程中，不止某一种动力单独起作用，而是各种动力综合作用的结果，其中最重要的就是水动力和浮力相互配合的情况［31-35］。当水流方向与由于浮力作用使气体进入和流动的方向相同时，即水体和气体都从物性较差区向物性较好区运移［图7（a）］，浮力趋向于使气体到达背斜顶部即被阻止，而不再随水流前进。在这个过程中，位于水流方向的背斜一翼，水动力方向与浮力方向一致，而在背斜的另一翼，水动力方向与浮力方向相反，其最终结果是使气体位于背斜的顶部。当然，如果水动力很强，则在物性较差区聚集的气体会被水体冲走。在这种情况下，能够通过物性较差区的流体都能够通过物性较好区，因此，大部分水体会向物性较好区聚集。
图7 水动力与浮力相互作用下气体与水体的聚集示意

（a）水流方向与气体运移方向相同；（b）水流方向与气体运移方向相反

Fig.7 A schematic diagram of gas and water aggregation under the interaction of hydrodynamic and buoyancy forces

当水流方向与气体运移方向相反时，即水流从物性较好区向物性较差区流动，而气体则从物性较差区向物性较好区运移［图7（b）］，在这2个区的物性变异带会出现局部水封的现象，即由于水体不能自由地通过物性较差区，从而在一定程度上封堵了气体从物性较差区向物性较好区的运移。其后果就是，在物性较差区表现为气多水少，物性较好区表现为水多气少，水气比相对较高。
以嘉二2亚段为例，通过绘制其单井孔隙度等值线与气水分布叠合示意图（图8）可以看出，在构造两翼位置物性较差，但是气体却相对比较富集，在构造北翼M156井—M159井一带物性较好，但是水体相对富集，为高含水区，这种现象说明了物性差异造成的局部水封使得储层物性好的区域产水量大，基本为高含水区，储层物性差的区域产水量小且含气饱和度较高（构造东南翼除外），为相对富气区，与该区构造平缓带的气水分布模式相吻合；而东南翼H12—H9井区一带物性较好、气体相对富集，随着物性条件向四周逐渐变差，水气比逐渐变高，含水逐渐增高。
图8 磨溪嘉二气藏嘉二2亚段孔隙度等值线与气水分布叠合图

Fig.8 Porosity isoline and gas and water distribution superposition diagram of Jia22 sub-section of Moxi Jia2 gas reservoir

3.3　隔夹层的控制作用

根据钻井、测井、测试资料和地层对比分析，磨溪嘉二气藏全区发育厚度较大、连续性好的石膏岩层（图9），尤其是嘉二3亚段上部的石膏岩层平均厚度在16 m左右，横向连续性好、平面分布广，几乎覆盖整个研究区，是嘉二气藏主要的区域盖层；嘉二1亚段顶部膏岩与嘉二2亚段底部泥岩共同构成了嘉二气藏的内部隔层，其中嘉二1亚段顶部膏岩横向上连续稳定，厚度在2.4~7.1 m之间，平均为4.2 m，嘉二2亚段底部泥岩在横向上具有一定的连续性，但是厚度较薄，为0.6~3 m，平均厚度为1.5 m，这2套岩层对储层有很强的封隔性，导致纵向上嘉二1亚段和嘉二2亚段之间互不连通，地层中流体运动受限，从而将嘉二1亚段和嘉二2亚段分隔成了相对独立的气水系统，使得气水关系更加复杂。
图9 磨溪嘉二气藏隔夹层连井对比（连井剖面位置见图1）

Fig.9 Comparison of interlayer well connection of Moxi Jia2 gas reservoir（the crosswell profile position is shown in Fig.1）

根据磨溪嘉二气藏的天然气分析数据表明，嘉二1亚段和嘉二2亚段天然气样品的各组分含量存在一定差异（表4），具体表现为嘉二2亚段天然气样品的平均CH4含量为98.1%，而嘉二1亚段天然气样品的平均CH4含量为97.1%，低于嘉二2亚段；嘉二1亚段天然气样品中的 C 2 +含量平均为0.36%，高于嘉二2亚段的0.22%；嘉二2亚段天然气样品的平均CO2含量、H2含量均大于嘉二1亚段，N2含量低于嘉二1亚段。
表4 磨溪嘉二气藏天然气组分统计

Table 4 Statistical table of natural gas components of Moxi Jia2 gas reservoir

亚段 样品数 CH4/% C 2 +/% CO2/% N2/% He/% H2/%
嘉二1 49 96.5 ~ 97.7 97.1 0.04 ~ 1.74 0.36 0.14 ~ 0.42 0.25 1.16 ~ 2.71 2.13 0 ~ 0.64 0.06 0 ~ 0.019 0.001
嘉二2 146 97.6 ~ 99.1 98.1 0.01 ~ 0.64 0.22 0.24 ~ 1.40 0.58 0.19 ~ 1.49 0.98 0 ~ 0.15 0.03 0 ~ 0.381 0.013

注： 96.5 ~ 97.7 97.1= 最小 值— 最大 值 平均 值

另外根据地层水分析结果显示（表5），嘉二1亚段的地层水性质与嘉二2亚段存在较大差异。嘉二1亚段水样品中除了SO4 2-、HCO3 -含量高于嘉二2亚段以外，总矿化度、Cl-、K++Na+、Ca2+、Mg2+等含量都比嘉二2亚段要低，且嘉二1亚段水型为Na2SO4，而嘉二2亚段水型为CaCl2。因此，通过嘉二气藏生产测试、纵向上流体性质差异及隔层的分隔作用，分析认为在纵向上嘉二1亚段和嘉二2亚段为相对独立的气水系统。
表5 磨溪嘉二气藏地层水性质统计

Table 5 Statistical table of stratum water character of Moxi Jia2 gas reservoir

井号 亚段 阳离子/（mg/L） 阴离子/（mg/L）

总矿化

度/（g/L）

 水型
K++Na+ Ca2+ Mg2+ Cl- SO4 2- HCO3 -
M1 嘉二1 15 181 689 99 20 138 6 018 547 42.69 Na2SO4
M22 嘉二2 21 459 1 574 223 34 553 2 451 284 60.55 CaCl2

3.4　异常高压的影响

通过分析实测原始地层压力数据发现（表6），磨溪嘉二气藏原始地层压力较高，折算到气藏中部压力为66.1~69.96 MPa，平均为68.12 MPa，压力系数为2.14~2.26，平均为2.20，属于异常高压气藏。按照油气成藏的动力学理论，常压气藏一般具有较大范围的水动力系统，而异常高压气藏则属于较小范围的封闭系统，水动力活动范围小，造成储层地层水驱替次数少、携带烃量及烃类充注有限，也是磨溪嘉二气藏气水不能彻底分异、气水分布混杂的重要原因之一。
表6 磨溪嘉二气藏原始地层压力统计

Table 6 Statistical table of original pressure of Moxi Jia2 gas reservoir

井号

实测地层压力

/MPa

折算压力

/MPa

压力系数

/（MPa/100 m）
M5 66.71 67.37 2.18
M36 63.01 66.79 2.17
M39 68.49 68.63 2.22
M45 68.44 68.79 2.20
M48 68.76 68.49 2.22
M149 67.18 68.90 2.19
M150 69.70 69.75 2.26
M151 68.66 69.96 2.24
M152H 64.24 66.48 2.15
M153 64.83 66.10 2.14
M155 62.23 66.43 2.15
M156 63.11 67.22 2.17
M157 68.01 69.14 2.24
M159 65.21 69.61 2.22
平均值 66.33 68.12 2.20

4 嘉二气藏的气水分布模式

综上所述，磨溪嘉二气藏储层非均质性较强、连通性较差，受到多种因素的综合影响，导致平面上气水混杂分布。基于前文对于气水分布关系的分析研究，并结合气藏生产动态特征，总结出2种符合磨溪地区嘉二气藏实际的气水分布模式（图10）。
图10 磨溪嘉二气藏气水分布模式

（a）构造起伏带气水分布模式；（b）构造平缓带气水分布模式

Fig.10 Distribution pattern of gas and water of Moxi Jia2 gas reservoir

4.1　构造起伏带气水分布模式

构造起伏带气水分布模式常见于构造幅度起伏较大、储层物性条件较好的区域［4-6］。在该模式下的气藏气水分异程度相对于构造较平缓地区较高，且构造成为控制该区域气水分布的主要因素。构造高部位主要为富气区及低含水区，构造低部位主要为高含水区，含气很少［图10（a）］，研究区东南翼构造幅度起伏较大的部分地区属于此种模式。在该模式下的气井产气量与稳产能力差异较大，如处于富气区的H12井测试日产气量为19.9×104 m3，不产水，投产初期日均产气量为14.2×104 m3，日均产水量只有0.28 m3，为典型的高产气井；M150井测试日产气量为5.7×104 m3，日产水量为38.4 m3；而处于低部位高含水区的H6井测试日产气量仅为0.3×104 m3，日水量高达540 m3，出水量很大。

4.2　构造平缓带气水分布模式

构造平缓带气水分布模式常见于构造幅度平缓、储层物性变化较大的区域，在磨溪嘉二气藏中分布最广泛。在该模式下的气水分异程度较低，气水分布混杂，整体处于气水过渡带上，表现出气水两相流体共存且混合产出的基本特征［7-11］；储层的物性特征是该区域气水分布的主要控制因素，储层物性好的区域产水量大，基本为高含水区，储层物性差的区域产水量小且含气饱和度较高，为相对富气区［图10（b）］。但在该模式下的气井生产情况普遍较差，如位于富气区的M204井投产后日均产气量为1.55×104 m3，日均产水量为8.98 m3，M46井投产后日均产气量为1.81×104 m3，日均产水量为2.75 m3，均为低产气井；而处于物性较好且高含水区的M159井平均孔隙度大于12%，测试日产水量为203 m3，日产气量为1.1×104 m3，其相邻的H4井测试日产气量仅为0.8×104 m3，日水量高达668 m3，产水量很大。

5 结论

（1）川中磨溪地区嘉二气藏的气水分布关系十分复杂。纵向上，气水主要分布在嘉二2亚段，其次为嘉二1亚段，且受到隔夹层的影响形成了独立的气水系统；横向上，气藏不存在统一的气水界面，储层厚度薄、横向连续性差；平面上，气水分布不完全受构造控制，气藏构造两翼及东南翼气体相对富集，气藏北翼水气比普遍较高，为高含水区。
--引用第三方内容--

（2）从气水分异程度、储层的物性特征、隔夹层以及异常高压4个方面，分析了嘉二气藏气水分布的控制因素：气藏整体构造平缓形成了该区气水分异不彻底、气水分布混杂的整体特征；储层物性的非均质性影响了平面上的气水分布；纵向上隔夹层的影响以及气藏的异常高压使得嘉二气藏气水关系更加复杂。

（3）总结出2种符合嘉二气藏实际的气水分布模式：即构造起伏带气水分布模式和构造平缓带气水分布模式。其中构造低缓带气水分布模式在嘉二气藏中分布最常见，构造起伏带气水分布模式仅在构造幅度起伏较大的东南翼部分区域分布，这为指导气藏下一步的合理开发工作提供了有利的参考依据。

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