川西坳陷深层叠覆连续型致密砂岩气藏气水分布特征及成因机制

Characteristics and Genetic Mechanisms of Gas⁃Water Distribution in Deep⁃Buried Continuous Superimposed Tight Sandstone Gas Reservoirs in Western Sichuan Depression, Sichuan Basin

摘要

川西坳陷深层叠覆型致密砂岩气藏气水分布特征及其形成机理和演化规律认识不清，已经成为制约天然气勘探和开发的关键问题.利用钻井、测井、地震、录井、生产测试等资料，在对上三叠统须家河组致密气藏气水分特征分析的基础上，综合研究了气水分布的控制因素、形成机理和成因演化.结果表明，须四上亚段气水呈“层状”分布但气水边界模糊；须四下亚段和须二段地层水呈“孤立状”分布.烃源岩供烃能力对气水分布具有宏观控制作用，断裂对天然气和地层水具有沟通和破坏双重作用，储层非均质对气水分布进一步调整.孔隙流体状态控制下的3个流体动力场内地层水的赋存特征存在明显差异，并形成不同的气水分布样式.依据流体动力场演化、源岩生排烃史及构造演化特征，划分出气水分异期、气水各异期、气水调整期及气水定型期4个阶段.

Abstract

Deep-buried superimposed tight sandstone gas reservoirs in the western Sichuan Depression are characterized by intensive heterogeneity with obvious water production. However, the mechanisms of gas-water distribution and its evolutionary processes are still unclear, which constrains the natural gas exploration and exploitation severely. Based on the data of drilling, well-logging, production and laboratory experiments, this study reveals the distribution characteristics, controlling factors and mechanisms of gas-water distribution of the tight gas reservoirs in upper Triassic Xujiahe Formation. Furthermore, this study also establishes a genetic evolution model of gas-water distribution. The research results show obvious disparity of gas-water distribution between different members of Xujiahe Formation. The gas-water distribution in the upper 4th Member of the Xujiahe Formation shows “layer-like” pattern, which is characterized by vague gas-water interface, while the regular distribution pattern (gas over water) and reverse distribution pattern (water over gas) with obvious gas-water interface only occur in part of the reservoirs. The gas-water distribution in lower 4th Member and 2nd Member of the Xujiahe Formations is characterized by “water surrounded by gas” pattern, the formation water is characterized by “island-like” distribution pattern. The hydrocarbon generating capacity of source rocks controlled the gas-water distribution at macroscopic level, while faults had dual influences of connecting and disrupting on the gas-water distribution. The reservoir heterogeneity further adjusted the water-gas distribution. The distribution of microscopic pore fluids had significant influence on water-gas distribution of the tight sandstone gas reservoirs, the three hydrodynamic fields controlled by pore fluids led to different occurrence characteristics of formation water and hence the different gas-water distribution. According to the evolution of hydrodynamic fields, hydrocarbon generating and expelling history and characteristics of tectonic evolution, the formation and evolutionary processes of formation water distribution were divided into four stages. The first stage was gas-water differentiation stage controlled by free hydrodynamic field with early-period hydrocarbon expulsion before the end of Early Jurassic. The second stage was formation water distinction stage controlled by different hydrodynamic fields with hydrocarbon expulsion peak from Early Jurassic to the end of Late Jurassic. The third stage was formation water adjustment period controlled by different hydrodynamic fields with hydrocarbon expulsion peak from Early Cretaceous to the end of Cretaceous. The fourth stage was gas-water distribution stereotype stage at present.

Graphical abstract

关键词

致密砂岩气藏 / 气水分布 / 成因机制 / 川西坳陷 / 须家河组 / 石油地质学.

Key words

tight sandstone gas reservoir / gas⁃water distribution / genetic mechanism / western Sichuan Depression / Xujiahe Formation / petroleum geology

根据中国石油第四次油气资源评价结果，我国陆上致密气总资源量21.85×10¹² m³，探明地质储量5.49×10¹² m³，探明率仅为25.1%，仍处于勘探早中期，但目前致密气已成为我国产气量最大的气藏类型，2020年陆上产气量达470×10⁸ m³（贾爱林等，2022）.我国致密气主要分布于鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽等沉积盆地，致密砂岩气藏往往具有单一气藏面积大、储量丰度低、甜点富集油气、无统一的气水边界、气藏内部含气性变化大、含气饱和度差异明显等特征（蔡希源，2010；赵文智等，2010；杨华等，2012；赵靖舟等，2012；杨克明等，2013；王香增等，2022），尤其是呈现出复杂多变的气水分布和产出特征.如鄂尔多斯盆地苏里格气田气水分布模式纵向上可划分为上水下气型、上气下水型、上下水夹气型、巨厚储层气水混存型及纯气型5种类型（何东博等，2022）.致密砂岩气藏由于气水关系复杂，导致生产过程中的复杂性，如川西坳陷须家河组致密砂岩产气量高的井产水也高、产气量差的井产水也差、干层不产气也不产水（杨克明等，2012）.

国内外学者普遍认为致密砂岩气藏复杂的气水分布受控于构造部位、生烃强度、断层和裂缝、储层非均质性等因素（Nelson，2009；位云生等，2009；陈冬霞等，2010a；赵爽等，2012；Hao et al.， 2024）.但对于类似我国鄂尔多斯上古生界连续或准连续型致密砂岩气藏和四川盆地须家河组叠覆连续型致密砂岩气藏而言（邹才能等，2009；赵靖舟等，2012；杨克明等，2013；庞雄奇等，2014），平面和纵向上的气水关系变化快，仅以宏观上的构造和储层的差异性尚不能阐明气藏中的气水界面的模糊性、气水分布的变化性和开发过程中的产能的非正常性.实际上，在成因机理上，微观孔隙结构及流体分布对致密砂岩气藏内气水分布也具有重要的控制作用（王晓梅等，2012；庞雄奇等，2014；李王鹏等，2021；Jiang et al.， 2024），但目前从宏观和微观机制上共同揭示复杂气水分布关系的成因机制、预测产出状态的研究需要进一步深入.本次研究以川西坳陷深层须家河组叠覆连续型致密砂岩气藏为研究对象，通过测井、地震、录井和测试等资料相互结合，阐明复杂多变的气水分布特征，利用常规和非常规储层研究手段，重点探讨致密储层孔隙内部气水关系的变化规律及差异性，在气水分布控制因素研究的基础上，揭示气水分布的成因机制，以期为致密砂岩的勘探和有效开发提供支撑.

1 地质背景

研究区位于川西坳陷中段，指龙门山推覆构造带以东、川中平缓断褶带以西的四川盆地西部坳陷中部地区，总面积约为10 000 km².根据断裂走向、褶皱构造特征及展布规律，将研究区划分为5个次级单元，即安县‒鸭子河‒大邑褶皱带、梓潼凹陷、孝泉‒新场‒丰谷构造带、成都凹陷、知新场龙宝梁构造带及中江斜坡（图1），形成三隆两凹一斜坡的构造格局.多期的构造运动致使研究区既发育有龙门山冲断带系列断裂、龙泉山断裂带大型断裂，也发育有前陆坳陷的内部断裂（图1）.该区已发现的深层须家河组众多气藏包括孝泉‒新场、合兴场‒高庙子、丰谷、大邑、马井、鸭子河、洛带和石泉场等.

川西坳陷中段陆相地层包括上三叠统须家河组、侏罗系、白垩系等，其中深层须家河组内发育“三明治”式生储盖组合，马鞍塘‒小塘子组（须一段）、须三段、须五段为主力烃源岩层，岩性包括碳质页岩、暗色泥岩和煤，厚度大且有机质含量高；并且研究表明须四中亚段也是一套较为优质的烃源岩（图2）.须二段和须四上、下亚段为主要储集层，现今表现出低孔、低渗的致密化特征（杨克明等，2012）.受构造演化和沉积旋回的控制，川西坳陷陆相地层致密砂岩气藏在纵向上显示出明显的叠覆性特征（杨克明等，2013）.表现在：一是坳陷内已发现深层须家河组须二段（T₃x²）、须三段（T₃x³）、须四段（T₃x⁴）、须五段（T₃x⁵），中浅层侏罗的白田坝组（J₁b）、千佛崖组（J₂q）、下沙溪庙组（J₂x）、上沙溪庙组（J₂s）、遂宁组（J₃sn）、蓬莱镇组（J₃p）和白垩系等11个层段的气藏平面上叠加连片；二是同一个气田多个气藏在纵向上的叠置，比如马井、新场气田就发育了须二段、须四段、须五段、千佛崖组、下沙溪庙组、上沙溪庙组、蓬莱镇组多个气层（图3）.

2 深层叠覆连续型致密砂岩气藏气水分布特征

川西坳陷深层须家河组致密砂岩气藏储层段主要为须二段和须四段，部分地区（大邑）须三段也是较好的储层段.须二段划分为上、中、下三个亚段，上亚段以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，底部有泥页岩夹煤层；中亚段以长石岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩为主；下亚段以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主.须四段也分为上、中、下三个亚段，上亚段主要为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，分布稳定、厚度大；中亚段为致密砂岩与泥岩互层，具有一定的生烃能力；下亚段主要为厚度较大的砾岩、砂砾岩，夹少量的泥页岩.深层致密砂岩储层致密化严重，其中须四上亚段、须四下亚段和须二段储层平均孔隙度分别为7.78%、5.64%、4.32%，但须二段裂缝相对比较发育，对须二段的储层的渗透率具有较大的改善作用（陈冬霞等，2010b）.

2.1　须四段气水分布特征

为了明确气水分布特征，依据生产测试资料和测、录井解释结果，绘制了过孝泉‒新场‒丰谷构造带的油气藏剖面（图4），显示出须四段上、中、下亚段的气水分布特征差异显著.须四上亚段在新场地区明显出现大段气水同层，并且横向具有一定的连片成层性，向两侧的合兴场、丰谷及孝泉地区主要为含气层、裂缝型含气层、气层及裂缝型气层.加砂压裂测试亦表明须四上亚段新场地区普遍含水的特征，如联116井在须四段二砂组获产天然气1.178×10⁴ m³/d，水产量为33× 10⁴ m³/d.须四中亚段由于砂体相对不发育，解释的气层和含气层数量和厚度相对较少，横向和纵向上的连通性也相对较差，但也见较孤立的水层.对于须四下亚段而言，孝泉‒新场‒丰谷各井主要以气层、裂缝型气层、含气层及裂缝型含气层为主，较少气水同层及水层，局部井区有孤立的水层和气水同层.总体上，须四段气水边界模糊，局部有一定的上水下气型和上气下水型的特征，也发育“孤立状”地层水.

2.2　须二段气水分布特征

孝泉‒新场‒合兴场须二段主要为含气层及裂缝型含气层，特别是在新场地区发育大段的裂缝型含气层，含气层系厚度相对中浅层厚，横向分布稳定，其次为气层、气水同层，仅在局部出现少量的水层（川高561、川孝560井），地层水呈“孤岛状”分布（图5）.测试资料同时也表明，须二段具有高产气量的特点，如新853井、新851井及川孝565井等均测试产气，产气量分别为5.38×10⁴ m³/d、38×10⁴ m³/d及25×10⁴ m³/d.同时产少量水，其水产量分别为0.45 m³/d、3.5 m³/d及91 m³/d；其中，新853井及新851井主要为凝析水，而川孝565井主要为地层水，由于地层水分布局限，无明显的气水上下分异，可见地层水在分布上并无成层性，基本呈“孤岛状”.

2.3　深层致密砂岩气藏产水特征

川西坳陷深层须家河组致密砂岩储层测试资料统计显示，须四上亚段平均日产水量为26.15 m³/d，水气比为35.34 m³/10⁴m³；须四下亚段平均日产水量为8.37 m³/d，水气比仅为1.52 m³/10⁴ m³；须二段平均日产水量为46.42 m³/d，但水气比仅为 4.44 m³/10⁴m³.表明须四上亚段以产水为主，须四下亚段产少量水，须二段在大量产气的同时，局部也产大量的水（表1）.总体来说，须四上亚段普遍含气产水，地层水呈一定的“层状”特征；而须四下亚段以产气为主，产少量水，地层水呈“孤岛状”；须二段以产气为主，局部产量水较高，地层水也呈“孤岛状”.

3 深层叠覆连续型致密砂岩气藏气水分布控制因素

3.1　烃源岩供烃能力对气水分布的宏观控制作用

川西坳陷深层须家河组内发育“三明治”式生储

盖组合，即须二段的天然气来源于马鞍塘‒小塘子组，须四下亚段天然气主要自须三段，而须四上亚段天然气主要来自须四中亚段（杨克明等，2013）.三套烃源岩基本性质也存在一定的差异（表2），烃源岩干酪根类型都为Ⅲ型，主要以生气为主，TOC均值都超过了1%，都是较好的有效烃源岩；但须三段及马鞍塘‒小塘子组烃源岩成熟度上已达到过成熟，而须四中亚段烃源岩基本达到高成熟，并且须四中亚段的暗色泥岩厚度和TOC也不及须三段和马鞍塘‒小塘子组.为了方便研究源岩供烃能力与气水分布关系，绘制了气水产能分布与烃源岩排烃强度平面叠合图（陈冬霞等，2010a）（图6a、6b）.研究发现须四段整体气水产出受源岩排烃能力影响较大.孝泉‒新场须四下亚段天然气主要来源于下伏的须三段烃源岩，整体上须三段供烃能力强，除新11井外，须四下亚段测试产能大于2×10⁴ m³/d的井都位于排烃强度大于150×10⁴ t/km²的区域内（图6a）；而须四上亚段由于源岩的供烃能力有限，研究区除大邑地区外，排烃强度均小于100×10⁴ t/km²（图6b），整体气源不足，无法有效驱替储层中的地层水，使整体含水量大、产水井多.且须四中亚段主要发育泥页岩，厚度约为100 m，严重阻碍了须三段源岩排出的天然气直接向须四上亚段的供烃.

3.2　断裂对气水的沟通与破坏作用

川西坳陷是四川盆地西部自晚三叠世以来陆相盆地的深坳陷部分，为龙门山推覆构造带的前陆盆地.盆地形成与演化过程中，经历了印支期、燕山期、喜山期多次构造运动，导致各级断裂及断裂带非常发育，包括龙门山冲断带的一系列断裂，如青川‒茂汶断裂、北川‒映秀断裂、马角坝‒通济场‒双石断裂带、安县‒鸭子河‒大邑断褶带等；前陆坳陷新场‒合兴场地区的青岗嘴断裂、马井断裂及内部的小断裂等；靠近前陆隆起的龙泉山断裂带、合兴场‒石泉场断褶带等（图1）.首先将研究区内的断裂按照其延伸长度（L）分为三类：Ⅰ级断裂（L≥100 km）、Ⅱ级断裂（10 km<L< 100 km）、Ⅲ级断裂（L≤10 km）（罗啸泉和郭东晓，2004）.Ⅰ级断裂主要指的是关口断裂、彭县断裂、龙泉山断裂等主干大断裂，Ⅱ级断裂指的是马井断裂、青岗嘴断裂等构造带内的主要断裂，Ⅲ级断裂指的是构造带内的小断裂.

断层对于川西坳陷深层气水分布具有建设性作用和破坏性作用两个方面，断层对深层须家河组致密气藏建设性的一面又主要体现在两点：（1）是沟通下伏的烃源岩，比如断层沟通马鞍塘组、小塘子组的源岩使须二段成藏；断层沟通须三段烃源岩使须四段成藏.这些断层往往是坳陷内部的一些II级断层，包括马井断裂、青岗嘴断裂等的附近井区产气明显（图7），如新场22井日产气32.6×10⁴ m³/d（图4）.（2）是伴随断层的活动，在断层带的两侧形成了一系列的构造裂缝，改善储层的物性，沟通储集渗滤空间，使得天然气富集高产，II级和III级断裂均起到了这样的作用.孝泉‒新场须二段气藏产能分布特点表明构造高点并不对应高产能区，分布在断层带附近的裂缝发育区高产井集中（图5）.断层对深层须家河组气藏的破坏性也主要体现出两点：（1）是I级断裂包括关口断裂、彭县断裂、龙泉山断裂等，断层活动性强，生长指数在0.67~0.92之间，下降盘和上升盘存在明显的差异，从三叠系须家河组至侏罗系沙溪庙组，古落差达到160~480 m，又沟通浅层，甚至出露在地表，对早期形成的须家河内部古油气藏主要起破坏作用，这也是在大邑、鸭子河等地区内部各须家河组测试时均发现为天然气但天然气产能较低的原因.（2）在II级断层如马井断裂、青岗嘴断裂作用下，早期在须四上亚段及须四下亚段形成的气藏将会被破坏，进而运移至中浅层成藏或散失（图3）.在上述过程中，由于须四上亚段天然气散失，再加上气源的供气能力有限，因此孔隙中的天然气饱和度迅速降低，地层水会随后占据储层孔隙，水饱和度逐渐增加，进而形成连片的水层及气水同层.而对于须四下亚段，虽然也遭受了断裂的破坏导致孔隙度中的天然气饱和度降低，但是由于与其紧邻的须三段源岩供气能力较须四中亚段供气能力强得多，所以孔隙流体比例会迅速得到调整，基本维持不变（图8）.

孝泉‒新场地区须四上亚段距离青岗嘴断裂越近，测试井的水产能越大、气产能越小，随着与青岗嘴断裂距离的增加，测试井水产能呈减小趋势、气产能呈增大趋势；而须四下亚段统计结果正好相反，距离须家河内部断裂越近，测试井气产能越大、水产能越小，随着距离的增大，测试井气产能呈减小趋势、水产能呈增大趋势（图9）.

3.3　储层非均质性对气水分布的调整作用

须四下亚段和须二段普遍含气，但目前发现的高产井、中产工业气井及气水井主要分布在“甜点”中，包括储层基质孔隙甜点和裂缝甜点.须四下亚段和须二段发现了较多的“气包水”或“孤岛型”的地层水特征，这正是储层非均质性对于气水分布调整作用的体现.以测井孔隙度为基础，统计发现，干层的孔隙度相对较小，产能非常小或几乎无产能，气层及气水同层对应的孔隙度相对较大，产气量较大，特别是水层孔隙度也相对较大（表3）.川西深层须家河组陆相地层沉积过程复杂，地层横向和纵相变化大，导致储层内部的非均质性非常严重（李王鹏等，2021）.以须二段为例，储层的横向联通性相对较差，主要原因一是各砂组沉积微相的差异，二是砂层组被中间厚度不等（几米至30 m）的泥岩隔开；且各砂层组内存在不同发育程度的裂缝（图10）.由于储层非均质强，致密气藏形成过程中，气驱替水首先通过相对疏松的高孔高渗的储集空间，而对超致密砂体内已封存完好的水体则无力驱替，形成“残留地层水”.研究表明新场须二气藏和须四下亚段“残留地层水”呈串珠状、半岛状分布于储层中，由于在后期的构造改造作用下断裂带附近微裂缝的发育，地层水沿裂缝向高渗区即低能带窜流，这也是后期生产出水且水量大的原因（图11）.

4 深层叠覆连续型致密砂岩气藏气水分布成因机理与成因模式

4.1　致密砂岩气藏内地层水成因机理

地层水、石油和天然气都属于盆地流体，它们活动于沉积盆地演化的整个过程中.由于各种流体密度的差异以及地球的引力作用，导致地层中的某类流体（主要是地层水）对其他流体（石油和天然气）的赋存和分布具有重要的影响和控制作用.储层中的孔隙流体一般由油、气、水三相组成，在油气注入储层之前，孔隙中的流体仅为水，而孔隙水也有不同的赋存状态，主要包括束缚水、毛细管水以及自由水（图12）（李宁等，2002；庞雄奇等，2014）.自由水也叫重力水，存在于超毛细管孔隙、洞和裂缝中，在浮力作用下能自由移动，一般对应的孔隙半径大于1.0 μm.毛细管水主要存在于非均质性较强储层的细毛管中，主要受毛细管力控制，浮力作用影响小，当天然气成藏过程中运移动力小于运移阻力时，地层水就会保存在毛细管孔隙‒裂缝中而没有被驱替出去，往往造成孔隙中气水共存的赋存状态（窦伟坦等，2010）.在天然气开采过程中，只有当作用于水的外力超过其阻力时才能运动，孔隙半径一般介于0.1~1.0 μm.束缚水则是吸附在岩石颗粒表面不能自由流动的水，原始地层状态下难于流动，仅在压裂改造后产出少量水，一般孔隙半径小于0.1 μm（杨胜来，2008）.

微观上，孔隙结构控制储层内地层水赋存状态.地层水在储集层孔隙中的赋存状态主要受孔隙大小、喉道及岩石颗粒表面的吸附力所控制.在成因机理上，微观孔隙流体分布对致密砂岩气藏内气水分布具有重要的控制作用，这种控制作用宏观上以流体动力场的形式展现出来（庞雄奇等，2014；Pang et al.， 2021）.前人通过浮力成藏下限（孔隙度<12%）及油气成藏底线（孔隙度<2%~4%）将含油气盆地划分为3个流体动力场（Pang et al.， 2021），不同流体动力场内地层水的赋存特征存在明显差异（图12）.中浅层自由流体动力场中，储层孔隙度较高，浮力在油气藏成藏中起主导作用，地层水以自由水为主、呈“层状”连片分布，表现出气上水下的正常气水分异特征.中深层储层在成岩作用下开始变得致密，进入局限流体动力场，毛细管力在油气藏成藏中起主导作用，地层水以毛细管水和束缚水为主、呈“孤岛状”分布.深部的束缚流体动力场，浮力消失，毛细管力受限，此时油气以扩散为主，地层水以束缚水为主、呈“孤岛状”分布，且储层测井解释为干层.

4.2　川西坳陷叠覆型致密砂岩气藏内气水分布成因与演化模式

源岩、断层与裂缝、储层等多要素的形成与演化控制了不同流体动力场的形成，并进一步影响了致密气藏内气水的分布和演化.川西坳陷深层须家河组主力产区烃源岩J₁末期（178 Ma）即开始进入排烃门限， J₃早期‒中期开始进入排烃高峰期， 但不同层段进入排烃门限和排烃高峰期的时间不尽相同（图13）（陈冬霞等，2010a）.马鞍塘组‒小塘子组烃源岩J₁末期进入排烃门限，排烃高峰期处于J₃sn⁃K₂；T₃x³烃源岩J₃早期进入排烃门限，排烃高峰期处于K₁早期⁃K₂；T₃x⁴中亚段源岩J₃晚期进入排烃门限，排烃高峰期处于K₁晚期⁃K₂（陈冬霞等，2010a）；源岩的生烃高峰对应川西坳陷深层天然气藏的主要成藏期.通过划分成岩作用阶段建立了孔隙度演化的定量模型，研究表明川西坳陷须二段储层致密化时间较早，一般在晚成岩作用早期即晚侏罗世的早期已经基本致密化（陈冬霞等，2012），开始进入局限流体动力场；现今凹陷中心部分储层严重致密化，进入束缚流体动力场；须四段储层致密化时间相对晚一些，一般在白垩纪末期开始进入局限流体动力场.

基于流体动力场演化、源岩生排烃史及储层演化历史，将川西坳陷深层叠覆型气藏气水分布特征及演化划分为4个阶段（图14）.第一阶段为早侏罗末之前（178 Ma）的排烃早期自由流体动力场为主的气水分异期.此阶段马鞍塘和小塘子组源岩开始排烃，须二段储层孔隙度较高，一般大于12%，浮力作为主要成藏动力，形成“气上水下”的正常气水分布关系，地层水以“层状”自由水为主；须三段尚未开始排烃，须四段孔隙中充满自由水.第二阶段为早侏罗世至晚侏罗末（135 Ma），为排烃高峰期不同流体场内气水分布各异期.马鞍塘和小塘子组源岩进入排烃高峰，须二段储层埋深急剧加大，物性变差，整体进入局限流体动力场，以致密气藏为主，发育“孤岛状”毛细管水.在这个时期须三段及须四中亚段源岩开始排烃，须四段储层孔隙度较高，以自由流体动力场为主，浮力作为主要成藏动力，须四段整体形成“气上水下”的正常气水分布关系，地层水以自由水为主，局部地区如凹陷区出现“孤岛状”毛细管水.第三阶段为早白垩世至白垩纪末期（65 Ma），为排烃高峰期后不同流体动力场的气水调整期.该阶段川西坳陷喜山运动下发育多条断裂，并在局部地区及层位形成较多的裂缝.各因素如断裂、裂缝、储层非均质性及源岩供气强度等对流体运移富集的综合控制作用使得各储层中的气水分布均出现较大的差异.须二段“孤岛状”束缚水发育更明显，由于断裂诱导裂缝发育，局部地区的孔喉结构得到改善，储层物性变好，成天然气富集甜点.须四下亚段紧邻须三段源岩，源岩供气充足，天然气连片成藏，受储层非均质的影响局部发育“孤岛状”地层水.须四上亚段由于断层的破坏，加以须四中亚段源岩供烃不足，早期形成的气藏就会沿着断裂快速向上运移至中浅层成藏；此时，孔隙空间中的含气饱和度下降，毛细管水饱和度逐渐增加，整体表现出水多气少的特征，宏观上出现地层水连片现象.第四阶段为现今不同流体动力场内气水定型期，此时川西深层整体处局限流体动力场内，与上个阶段有很好的继承性，须二段及须四下亚段地层水主要是“孤立状”毛细管水；须四上由于气源及断裂破坏的影响，并且须四储层物性较好，致使须四上亚段大面积毛细管水连成片，形成“层状”地层水.

5 结论

（1）深层须家河组致密砂岩气藏气水分布特征差异性明显，整体须四上亚段气水呈“层状”分布，但气水边界模糊，局部有一定的上水下气型或上气下水型的特征；须四下亚段及须二段整体呈现出“气包水型”，地层水呈“孤立状”分布.

（2）烃源岩供烃能力对气水分布具有宏观控制作用.须三段烃源岩供烃能力强于须四中亚段，导致须四下亚段水层多于须四上亚段.断裂对气水具有沟通和破坏双重作用，Ⅰ级断裂对早期形成的古气藏主要起破坏作用；II级和III级断层沟通下伏烃源岩并在断裂带附近形成裂缝使上部天然气富集成藏.气驱替水首先通过相对疏松的高孔高渗的储集空间，而对超致密砂体内已封存完好的水体则无力驱替，形成“残留地层水”.

（3）微观孔隙流体分布对致密砂岩气藏内气水分布具有重要的控制作用.中浅层自由流体动力场地层水呈“层状”连片分布，表现出气上水下的正常气水分异特征；中深层局限流体动力场，地层水以毛细管水和束缚水为主、呈“孤岛状”分布；深部的束缚流体动力场以干层为主.

（4）依据流体动力场演化、源岩生排烃史及构造演化特征将致密砂岩气内地层水分布与形成演化过程划分为4个阶段，早侏罗末之前的排烃早期自由流体动力场为主气水分异期、早侏罗世至晚侏罗末排烃高峰期不同流体动力场内地层水各异期、早白垩世至白垩末期排烃高峰期后不同流体动力场的气水调整期及现今流体动力场内气水定型期.

参考文献

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基金资助

国家自然科学基金项目(41472110)

国家自然科学基金项目(41972124)