0 引言
随着全球油气勘探程度加深，油气勘探重心逐渐由中浅层常规油气藏向深层非常规油气藏转变。四川盆地是全国非常规油气资源量最大的含油气盆地之一。截至2024年，四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组累计提交致密砂岩气三级储量11 537.12×108 m3，探明储量3 013.14×108 m3，显示出极大的致密气资源勘探潜力。然而，由于四川盆地川西前陆区域经历多期构造演化和沉积充填过程，致密砂岩气成因机制复杂，储层非均质性强，使得川西坳陷致密气存在产能差异巨大、气水产出状态复杂和局部产水量大的特点。复杂多变的气水分布关系的成因机制及气水演化过程至今仍未得到系统有效分析，成为制约川西坳陷深层须家河组致密气勘探开发进程的最重要因素之一。
前人对致密砂岩气藏气水分布关系进行过大量研究。美国及加拿大学者在勘探实践过程中首先发现致密砂岩气藏气水分布的特殊性，即没有明显的气水界面和边底水特征［1-2］。继而有学者［3］提出了气水倒置的典型致密砂岩气水分布特征。然而随着致密砂岩气藏探勘不断取得突破，各类研究结果显示致密砂岩气藏的气水分布关系十分复杂。国内学者对四川盆地须家河组深层致密气及鄂尔多斯盆地上古生界中浅层致密气气水关系进行研究，总结划分了6类主要的气水分布类型（纯气无水型、上气下水正常型、上水下气倒置型、气水同层混合型、气包水孤立型、纯水无气型）［4-7］；对塔里木盆地库车坳陷致密砂岩气气水关系的定性定量评价显示，先成型致密气藏和后成型致密气藏在气水分布方面存在差异性和规律性，明确了构造格局、烃源岩特征、储层演化等因素均对气水分布有一定的控制作用［8-9］。对四川盆地川西坳陷的气水分布成因分析亦表明，沉积微相、断裂演化及储层成岩作用差异均对气水分布有复杂的控制作用［10-11］。另有学者从微观成因机理的角度明确了储层微观孔隙结构及其内部的流体相互作用是致密砂岩气藏气水关系复杂的内在因素［12-13］。前人的研究结论表明：致密砂岩的气水分布状态十分复杂，类型多样，不同致密气区存在较大的差异；致密气藏气水分布特征不完全受控于构造、储层物性、沉积相展布等静态单一宏观要素分布，而是多尺度下不同控藏要素发育演化的共同结果［14-18］。而目前的气水关系及其成藏效应研究多集中于单方面的宏观规律或微观机理，且缺少动态演化模式下的气水分布成因演化分析，导致难以解释勘探和开发生产中复杂的气水关系及气水产出。
因此，本文针对四川盆地川西坳陷新场地区深层须家河组二段（须二段）致密砂岩气藏复杂气水分布及产出特征，综合宏观尺度地质要素发育演化过程、中观岩心尺度天然气充注过程物理模拟实验及微观尺度核磁共振及微米—CT高精度实验测试手段，结合致密砂岩气藏成藏演化过程，系统分析研究区致密砂岩气藏不同类型气水分布地质主控因素，建立不同气水分布类型的微观—宏观尺度综合演化模式，以期为深层致密气藏勘探开发提供借鉴和参考。
1 区域地质概况
研究区位于四川盆地川西坳陷的北部，整体构造为一个近EW向背斜，存在多个局部构造高点。深部上三叠统须二段为辫状河三角洲沉积体系，以分支河道和河口坝微相为主，砂体广泛发育，是新场地区深层最主要的致密砂岩储层，岩性以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，砂体厚度为300~500 m。受多期构造埋深及成岩作用等影响，储层非均质性较强，砂体呈现纵向多层叠置分布特征，单层厚度较薄，平均单层厚度2 m左右。储层物性呈现明显的低孔低渗特征，平均孔隙度为3.22%，平均基质渗透率为0.061×10-3 μm2。须二段致密砂岩气的来源为其内部的泥页岩以及下伏的马鞍塘—小塘子组源岩的部分贡献［19-22］；上覆稳定分布的须三段泥页岩层系为须二段气藏提供区域性盖层。此外，由于川西坳陷经历多期构造活动，在川西前陆构造挤压的应力背景之下，新场构造奠基于印支期、发展于燕山期、定型于喜马拉雅期，强烈挤压及构改造过程中，形成了多期次的断裂及裂缝［23］（图1）。其中，晚期（燕山晚期—喜马拉雅期）形成的近SN走向断层控制着须二段气藏的高产富集［24-26］，不同时期下断裂体系及其伴生裂缝的演化过程对致密气运聚、产出及气水关系均有较为重要的影响。
2 气水分布特征及类型
川西新场地区致密砂岩气藏分布及其气水关系呈现复杂多变的特征，在川西前陆盆地的整体构造背景之下，新场构造带发育多个局部构造以及多期断缝体［27］。多期构造及断缝发育过程导致储层孔隙空间结构及其内部孔隙流体经历了多期演变过程，形成了现今气水多层系叠置分布的复杂分布格局。
2.1 气水分布特征
整体而言，新场地区的气水分布与构造、断层及砂体发育呈现出一定的关联，但其分布特征与宏观地质要素的发育并不完全吻合，呈现出复杂的气水分布特征（图2）。在新场地区42口产能井的76个产层段中，产气层段56个，产水层段34个。单井测试气产能（0~73.56）×104 m3/d，平均气产能5.63×104 m3/d，产能差异巨大。高产气井主要分布于七廊庙构造、联150构造及罗江构造，其中七廊庙构造高产气井较多，主要分布于局部构造高部位且SN向断层发育的部位，如新856井测试产气59.92×104 m3/d，新851井30.21×104 m3/d，新2井高达100.52×104 m3/d，远高于平均气产能。此外，联150构造高产气井位于构造翼部，而罗江构造高产气井则位于构造翼部的SN向断层发育处。高产气井高产水井主要分布于七廊庙构造和罗江构造，联150构造亦有较多产水井。高产水井（如新场6井试产水120.96×104 m3/d）多分布于新场地区中部的局部构造翼部，但构造高部亦有大量地层水产出。
气水分布的剖面特征显示［图2（b）］，研究区的气水在纵向上整体表现为层系多类型气水关系叠置分布的特征。须二段上部以气层和含气层为主，至中部水层和含水层开始逐渐增多，下部由于储层厚度减薄，连续性降低，气层及水层的数量及规模均有减小。新场构造西部地区表现出一定的边底水特征，构造低部位处水层和气水层增多，但构造高部位亦存在少量气水层。中部以多层叠置的层状气层和含气层分布为主，水层相对并不发育。而东部区域近断层处水层和气水层明显增多，沿断层呈现多层叠置的含水层分布特征，气层和水层交替互层。此外，在新场中部及西部地区的下亚段储层中，存在较多的孤立状含水层，规模较小，连续型较差。整体而言，新场地区须二段致密气藏气水分布在同一局部构造的不同砂组及同一砂组的不同位置均有差异，气水分布十分复杂。
2.2 气水关系类型
尽管新场地区须二段气水分布较为复杂，但与局部构造、多期断缝体以及储层分布发育特征均有关联，因此综合气水产出状态、位置关系和潜在地质要素的影响作用，以及气水分布的成因剖析及不同气水分布特征的演化历程分析总体上可以划分为3类主要的气水关系类型。
2.2.1 类边底水型
2.2.2 多层叠置型
2.2.3 孤立型
3 气水分布控制因素
3.1 古今构造对气水分布的控制作用
前人研究表明，新场地区的构造格局自侏罗世至今发生了一定的变化，整体表现为构造高点逐渐向西迁移的特征［11，38］。在早中侏罗世，构造高部位位于新场东部，西部区域除七廊庙地区外局部构造并不发育。至早白垩世开始，五郎泉地区、联150地区及罗江地区的局部构造开始形成，其构造高点与现今格局亦有一定差别［25，27，30］。气水产能平面分布显示，天然气和地层水的分布不受现今构造幅度的控制，构造高点及构造低部位均有气水产出，高产气井在构造高部位及翼部均有分布。高产水井多分布于新场地区中部构造的翼部区域，但现今构造高部位亦有大量地层水产出（如新场6井测试产水120.96 m3/d，累计产水38 457.75 m3，是典型的高部位高产水井）［图2（a）］。
须二段砂岩储层在白垩纪末期进入天然气大量充注成藏阶段，在该阶段，储层由于深埋至3 000 m以下，压实及压溶作用广泛发育，储层普遍进入致密化阶段，孔渗性发生明显下降，其内部孔隙空间差异逐渐加大。在此过程中，压实作用依然是对储层改造最为明显的成岩作用。因此古构造高点处由于埋深相对较浅，储层致密化程度较弱，拥有较大的孔喉空间以及较强的孔隙连通性，利于天然气的规模聚集，形成古构造高部位含气，低部位含水的整体分布格架。古构造恢复结果亦表明，现今气产能较高的井多与古构造高点分布存在一定关联（图4）。然而，一方面深层储层的演化过程并非仅受到压实作用的影响，亦存在其他成岩作用使储层物性特征及微观结构分布复杂化；另一方面，后期的断层发育及断缝改造作用极大程度地影响了初始的气水分布格局，使其进一步调整，因而现今的气水分布中，气上水下的分布特征几乎消失殆尽。
3.2 储层非均质性对气水分布的控制作用
前人研究表明，随着砂岩储层的致密化程度加深及其内部孔隙空间的逐渐减小，其内部孔隙流体的赋存状态会发生较为明显的改变［39-43］。而当存在天然气的充注时，储层孔隙流体的赋存方式和演化过程及其对应的气水关系会变得更加复杂。整体而言，未发生天然气充注的常规储层内部流体为地层水，由于储层孔渗高，孔隙空间大，地层水以自由水形式存在。而在存在天然气充注的状态下天然气和自由水同时赋存于孔隙空间中，天然气对地层水的驱替较为完全，此时气水分异作用明显，气水界面存在，气水关系为气上水下［44-46］。而当储层致密化程度进一步加深时，自由水无法赋存于较小的孔隙空间，地层水多以毛细管水的形式存在，此时天然气无法完全驱替储层孔隙中的地层水，致密气藏常具有气水界面不明显、气水分异作用弱、气水分布复杂的特征［47-49］。
为明确天然气充注过程及储层非均质性对致密砂岩气水分布的影响，本研究采用岩心尺度的致密砂岩气充注实验模拟致密天然气充注成藏的过程，在此过程中利用分步核磁共振实验确定天然气充注不同阶段储层内部流体赋存状态，并通过微米—CT扫描实验对不同天然气充注特征的岩心进行微观孔隙结构雕刻，以此探究研究区储层非均质性对气水分布的影响。
实验结果显示由于研究区储层微观孔隙结构的差异，不同岩心样品的天然气充注过程及结果也存在明显的差异性特征。整体而言，新场地区须二段储层充注过程可分为3类。自由流体驱替类充注样品孔隙度为2.95%~4.96%，渗透率为（0.044~0.11）×10-3 μm2，表现为高含气饱和度、快速充注特征，储层内部孔喉空间发育，连通性强，孔喉呈现网状连接，该类充注类型多发育于须二上亚段，含气饱和度相对较高，但仍未能完全将地层水驱替，因此，须二上亚段表现为气层较多，但仍有部分水层的特征。局限流体驱替类充注样品孔隙度为2.13%~4.61%，渗透率为（0.026~0.06）×10-3 μm2，表现为较高含气饱和度，孔喉空间较为发育，连通性较强，部分孔喉呈现网状连接，但部分孔喉连通性较差，此类充注类型多发育于须二中亚段及下亚段，天然气对地层水的驱替较须二上亚段更加不完全，储层含水饱和度较高。束缚流体驱替类充注样品孔隙度为2.11%~3.044%，渗透率为（0.01~0.027）×10-3 μm2，表现为低含气饱和度，孔喉空间不发育，可连通孔喉数量较少，孤立孔隙体积较多，不存在成规模网状发育的孔隙网络结构，若无后期储层改善作用，此类充注难以形成规模天然气聚集，此类充注类型多发育于须二下亚段。同时，由于较强的储层致密化程度导致的水锁效应在下亚段较为普遍，因而若发生断层或裂缝对储层的次生改造作用，此类储层亦可能成为有潜力的产气层段（图7）。
3.3 断层及裂缝对气水分布的后期调整作用
新场地区自中侏罗世至今共发育了3期断层。中侏罗世发育EW向断层，集中分布于新场地区西侧和合兴场地区。该时期天然气的大量充注及成藏还未发生，地层中的流体主要为地层水，因此该时期的断层活动对于天然气充注成藏的影响较为局限，故本文不作详细讨论。在晚侏罗世至早白垩世期间，第二期断层形成，以NE—SW走向为主；该时期天然气大规模运聚；第四纪至今第三期断层形成，以SN走向为主，在新场地区中部发育较为集中（图2）。受到古构造演化形成的局部构造影响，研究区在不同时期的断层和褶皱形成背景下发育了4类主要的断褶裂缝带，分别为单一断层控制的单断型，单一断层和褶皱控制的单断褶型，双断层和褶皱控制的双断褶型以及单一褶皱控制的褶皱型，并诱发了平缝、低角度缝、斜缝及高角度缝等多种裂缝［25，28，30，51］（图9）。
图8 川西坳陷新场地区天然气地球化学特征（a） 异丁烷/正丁烷值随深度变化； （b） 甲烷含量随深度变化 Fig.8 Geochemical characteristics of natural gas in the Xinchang area of the western Sichuan Depression |
在天然气大量充注成藏时期，由于第二期形成断裂的活跃以及其诱导裂缝对近断层处储层的改造，使得天然气垂向充注效率提升，从而促进天然气向浅部运移，同时，近断层处由于储层渗透性能改善，地层水通常较其他区域亦更为活跃。从研究区天然气组分所呈现的特征来看，须二段nC4/iC4值呈现随深度加深而下降的过程，亦即随运移距离增大而比值增大的过程［图8（a）］。由于在扩散作用下异构烷烃运移效率高，而在渗流状态下正构烷烃运移效率高，因此须二段的正构烷烃与异构烷烃变化表现出该层段具有典型的类似渗流作用的高效流体运移过程。由于须二段储层在天然气充注时已近致密，因此该比值变化证明断层及断缝体构成的运移通道是须二段天然气主要的输导体系。因此，该时期在古构造格局及储层非均质性差异影响下形成的气水分布格局会进一步受到断层垂向流体输导和裂缝发育对致密储层的改造作用，气水分布进一步复杂化。而在第四纪至今，晚期断层活动会进一步改善储层质量：对于发育了第二期后又叠加发育了第三期断缝的区域而言，近断层处天然气和地层水可动性增强，气水产能可能进一步提升，同时，形成于成藏期的古气藏可能遭到破坏，天然气持续向须二上亚段甚至上覆地层运移，因此新2井、新5井及新601井须二下亚段的含气性和其产能均较低，而须二上亚段发育具有含气饱和度较高的气层。川西新场构造带中浅层侏罗系及须家河组气藏天然气组分的含量测试结果同样表明，侏罗系天然气呈现出甲烷含量随天然气藏埋深加深而减小，乙烷含量随气藏埋深加深而增大的典型分馏特征，因而其天然气为经历长距离运移的次生气藏［图8（b）］。
4 气水分布成因演化类型
研究区须二段现今的气水分布特征是多种气水控制因素演化的耦合作用的结果，在不同的地质因素主控下，气水分布呈现出不同的演化过程和最终的分布格局。
4.1 古构造主控类边底水型
该模式以古构造高点为背景，反映了受古构造主控的气水分布特征。以新场6井为例，主要位于古构造相对高部位，累计产气2 291.74×104 m3，累计产水38 457.75 m3（2011—2015年）。天然气充注前，储层致密化程度较低，储层内部以自由地层水为主；随着排烃高峰的到来，天然气向储层中充注运移。在此过程中，构造高部位由于相对埋深浅，储层致密化程度较低［28，52］，更易于天然气的充注，最终含气饱和度较高，可动流体的占比虽较高，但由于天然气充注强度较大，地层水占比较少，气产能较高。而构造翼部储层由于天然气驱替以及较高的储层致密化程度，测井解释结论显示内部以地层水为主，随着开发过程的进行，其边底水则可能被采出（图10）。
4.2 断缝主控多层叠置型
断缝的发育对气水分布具有较为直接的影响。以位于规模较大的通源断裂F1附近的新2井为例［图1（b）］，成像测井显示含气层段平均裂缝密度为0.74条/m，裂缝较发育，累计产气85 343.88×104 m3，累计产水983 006.5 m3（2007—2018年），是一口典型的高产气高产水井。天然气大量充注时，成藏时期断层发育［53］，下部天然气由于断层的高效垂向输导运移至须二段上部砂组聚集成藏，同时改善近断层处储层物性，该时期断层主要作为天然气高效输导通道，亦可导致近断层处的自由流体含量增大，对原地地层水进行驱替，使地层水活跃。后期由于晚期断层的发育，储层被进一步改造，该时期由于天然气大规模充注过程已经结束，断缝发育主要表现为对深部地层水浅部运移的调整以及近断层处由于断缝发育改变了储层微观孔喉连通性而引发的原地地层水的可动性提升（图9）。在这种背景下，形成了气水层多层叠置的气水分布特征。对于不同亚段，主要存在储层与上覆规模分布泥岩盖层的储层—泥岩盖层相互叠置作用，该储层—泥岩盖层叠置在须二上、中、下亚段均有分布；而各个亚段内部由于储层非均质性较强，亦存在不同物性储层—储层叠置的现象，该类储层—储层叠置在不同层段内部可发育2~4套，因此整体而言，多层叠置型气水分布是断缝活动及储层非均质性分布的共同作用结果（图11）。
4.3 储层非均质主控孤立水型
储层非均质性对局部气水分布具有较为重要的影响。研究区的孤立水形成多与储层非均质性有较强的关联。以新209井为例，其储层致密化过程的差异性导致天然气充注驱替地层水的过程中，地层水多被驱替至孔隙空间相对较大的区域，但由于并未处于古构造高部位，亦缺乏断缝的改造作用。储层内部仍主要以束缚水为主，天然气充注饱和度较低，自由流体空间较少，因此天然气和地层水的产出均较为有限，天然气产能较低，基本不产水，测试产气仅1.68×104 m3/d，测试产水2.8 m3/d，累计产气440.49×104 m3，累计产水428 m3（2011—2013年）（图12）。
5 新场地区须二段气水演化过程分析
新场地区须家河组须二段致密砂岩储层自早中侏罗世至现今，受到构造活动、断缝发育及储层演化过程的影响，形成了现今复杂的气水分布格局。
（1）成藏期前（早中侏罗世）
古构造格局形成，研究区存在多个局部背斜构造。该时期天然气大量充注及成藏过程并未发生，储层致密化作用尚未开始，砂岩储层孔隙空间较大，孔喉连通性普遍较好，内部流体多为地层水，以自由水形态赋存于孔隙中［图13（a）］。
（2）成藏充注时期（晚侏罗世—白垩纪早期）
（3）晚期改造（白垩纪中晚期—现今）
成藏期气水格局受到晚期断缝体发育的改造作用，并最终呈现现今的复杂分布特征。断缝体发育部位可进一步改善储层孔渗性，提升天然气产能。同时，断缝体发育可促使致密储层内部孤立束缚水转化为可动自由水，促进地层水的流动及产出。总体而言，成藏期古构造、断缝发育及储层非均质性控制气水整体格局，后期断缝体发育进一步影响气水产出关系和演化过程［图13（c）］。
6 结论
（1）川西坳陷新场地区须二段致密砂岩气藏气水分布十分复杂，不存在明显的气水界面，气水产出状态存在较大的差异。宏观而言，研究区主要发育类边底水型、多层叠置型和孤立型3种气水关系类型。
（2）研究区须二段致密砂岩气藏不同气水分布类型的主控因素存在较大差异。类边底水型气水分布的形成受控于古构造发育影响，多层叠置型气水分布与断缝体的发育及其侧向输导沟通作用密切相关，而孤立状分布发育的气水层则主要由储层非均质性控制。
（3）新场地区须二段致密气藏气水分布是多个主控因素发育演化并相互作用的共同结果。早期古构造格局使得研究区形成了类边底水型整体分布格局。而后天然气充注过程受控于成藏时期的储层成岩演化及断层活动，形成了多层叠置型气水分布特征，在局部区域改变了古构造主控下的气水分布格局。此后晚期断缝进一步发育，对成藏时期形成的气水分布格局进一步调整，共同构成了现今复杂的气水分布发育特征。
（4）新场地区的气水产出受到成藏期古构造格局的控制，在储层非均质控制的差异天然气充注过程影响下逐渐体现出气水倒置、孤立产水等致密气藏气水分布的典型特征；在后期断缝改造的基础之上形成更加复杂的气水分布格局。在实际勘探开发过程中应更加明确新场地区古构造对气水分布原始格局的控制作用，并在区域储层致密化差异研究的基础上注重对断层及裂缝对天然气产能的双重影响，并进一步挖掘非断缝体主控基质储层的勘探潜力。
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