致密砂岩气藏复杂气-水关系形成和分布主控因素及分布模式

曾溅辉，张亚雄，张在振，4，乔俊程，王茂云，陈冬霞，姚泾利，丁景辰，熊 亮，刘亚洲，赵伟波，任克博

［1. 中国石油大学（北京） 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2. 中国石油大学（北京） 地球科学学院，北京 102249；3. 中国石化 石油勘探开发研究院，北京 102206；4. 中国石化 胜利油田分公司 海洋采油厂，山东 东营 257237；5. 中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018；6. 中国石化 华北油气分公司 勘探开发研究院，河南 郑州 450052；7. 中国石化西南油气分公司 勘探开发研究院，四川 成都 610059］

致密砂岩气是指孔隙度小于10 %、覆压渗透率小于0.1×10-3μm2或空气渗透率小于1.0×10-3μm2的砂岩储层中的天然气聚集［1-3］，具有分布广泛、资源潜力大的特点，是非常规天然气勘探开发的重要对象。目前全球已发现或推测发育致密砂岩气的盆地有70 个，其总气产量约占全球非常规气产量的70 %［4-6］。近年来，中国致密砂岩气形成了鄂尔多斯盆地上古生界和四川盆地上三叠统及侏罗系两大现实区，并在松辽盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地和渤海湾盆地等取得了勘探重要突破，已成为中国非常规天然气增储上产的首要目标［5-8］。

20世纪90年代后期至今，随着大量致密砂岩气藏的勘探和开发，气藏普遍产水。美国大绿河、皮申斯和尤因塔盆地，中国的鄂尔多斯盆地和四川盆地的致密砂岩气藏均大量产水，截至2008 年，皮申斯盆地2 184口致密砂岩产气井中有594 口井产水明显，水/气比超过1.20 m3/（104m3）［9-12］；至2015年前后，苏里格气田产水井数量占到了将近60 %［9-11］；至2020 年底，苏里格气田日产气量小于5 000 m3的低产井占比高达67 %，其中57 %的低产井由含水所致，气田西区在投产初期就见水，平均水/气比高达0.68 m3/（104m3）［9］；四川盆地川中地区须家河组六段致密砂岩气藏投产初期普遍产水，如兴华1 井日产水20 m3［13-15］。因此，如何“避水找气”已成为致密砂岩气藏勘探开发的重要问题。

有关致密砂岩气的研究长期聚焦在成藏主控因素和成藏机理方面［3，16-23］，对致密砂岩气-水分布关系的研究相对薄弱，已有的研究过于强调气-水倒置，简单用气层、气-水层、水层反映气-水关系，不能真实反映致密砂岩气藏复杂的气-水分布关系［24-27］。许多学者主要从宏观地质要素例如烃源岩、源-储距离、沉积相、储层物性、压力、构造特征和构造活动等角度讨论气-水分布的主控因素和形成演化特征，定性表征较多，针对不同构造背景下致密砂岩气-水分布关系主控因素的差异性研究较少［28-31］；一些学者基于核磁共振等方法探讨了微观孔隙结构对气-水赋存状态和分布的影响［32-39］，缺少从砂层、岩心和孔喉尺度对气-水分布主控因素的整体和系统研究。本文基于简单平缓构造区（鄂尔多斯盆地苏里格和大牛地致密砂岩气藏）、简单平缓-复杂隆起构造过渡区（鄂尔多斯盆地杭锦旗地区）和复杂隆起构造区（四川盆地川西须家河组与沙溪庙组致密气藏地区）的气-水分布关系的综合地质研究，在明确不同构造背景下的致密砂岩气藏气-水分布关系和分布特征基础上，探讨砂体、岩心和孔隙尺度气-水关系形成和分布的主控因素，建立气-水分布模式，为致密砂岩气的高效勘探提供科学依据。

1 致密砂岩气藏气-水关系

1.1 致密砂岩气藏气-水关系类型

研究初期，一些学者认为在盆地尺度下，气-水倒置是致密砂岩气藏的主要气-水关系类型［22-23］。中国学者在研究中发现，致密砂岩气藏砂体尺度气-水关系十分复杂，存在多类划分方案：①上气下水型、下气上水型、气-水界面倾斜型和气-水混杂型［5］分类；②常规气-水分异型和气-水倒置分布型［39］分类；③纯气型、巨厚储集层气-水混存型、上气下水型、下气上水型和上下水夹气型［9］分类。已有研究过多地关注了气-水倒置，将气-水分布简单划分为气层、气-水层和水层，气-水关系分类不统一，难以全面地反映致密气藏的气-水分布关系。

本文通过对鄂尔多斯盆地东北部山西组-下石盒子组致密砂岩气藏单井、剖面和平面上的气-水层纵向叠置关系、含气性变化和气-水产量特征进行综合研究，将气-水关系划分为6种类型：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、气包水孤立型和纯水无气型（图1）。

图1 鄂尔多斯盆地北部致密砂岩气藏气-水关系类型Fig. 1 Types of gas-water contact in tight sandstone gas reservoirs in the northern Ordos Basin

纯气无水型是指物性较好、含气饱和度高，测试气产量大，不产水或产微量水的纯气层组合关系，纯气无水型气层一般具有自然产能。上气下水正常型是指物性较好，气-水发生了重力分异，或者天然气对储层的地层水驱替程度上高下低，含气饱和度存在上高下低差异的气-水关系，垂向上由下至上，出现单产水—气-水同产或单产水—气-水同产—单产气或单产水—单产气的变化。上水下气倒置型是指在物性较差的致密砂岩中，天然气不能驱替上倾方向的水，气-水也不能发生重力分异，导致上倾方向为水而下倾方向为气的气-水组合关系。储层向上部由单产气逐渐变为气-水同产或单产气—气-水同产—单产水。气-水同层混合型是指天然气与地层水在储层中呈混存状态或相互叠置，多表现为无明显气-水分异的气-水同层。含气饱和度和含水饱和度在垂向上起伏变化且差异较大，单井试气也呈现出垂向产水、产气复杂多变的特征。气包水孤立型是指在一些物性较好的砂层内夹持物性较差的透镜状砂体，透镜状砂体饱含水而周围砂体饱含气的气-水组合关系。试气表现出整体垂向高产气，偶见薄层段产水的特征。纯水无气型是指只产水，不产气或产少量气的纯水层，试气表现出整体高产水的特征（图1；表1）。

表1 致密砂岩气藏不同类型气-水分布关系基本特征Table 1 Basic characteristics of various types of gas-water contact in tight sandstone gas reservoirs

1.2 不同气-水关系类型基本特征

通过综合地质分析发现，不同的气-水关系，具有不同的含气和含水特征、气-水分布产状、储层物性特征以及测试解释结果和气-水产能（表1）。

对6 种气-水关系类型的研究发现，不同类型气-水关系具有明显的差异，其差异性主要表现在气-水层叠置关系、含气性变化规律和气-水区域分布3 个方面（表2）。

表2 致密砂岩气藏不同气-水关系类型的差异性Table 2 Differences in various types of gas-water contact in tight sandstone gas reservoirs

2 不同尺度下致密砂岩气藏气-水关系形成和分布主控因素

致密砂岩气藏气-水关系形成和分布受各种宏观和微观地质因素的控制。研究认为，一般情况下，砂体尺度因素控制了气-水的宏观分布特征，包括分布格局、分布样式和分布边界，岩心尺度因素控制了不同类型气-水关系的类型和特征，孔隙尺度要素控制气-水的微观分布特征。

2.1 砂体（层）尺度

2.1.1 生烃强度控制了致密砂岩气藏气-水分布宏观格局

烃源岩是提供致密砂岩天然气的物质基础，烃源岩生烃强度的大小直接控制着致密砂岩的气-水宏观分布格局，生烃强度越大，气藏含气区分布范围越大。苏里格气田的生烃强度从南部的24×108m3/km2向北部逐渐降低至14×108m3/km2，气井产气量逐渐减少，产水量明显增多［12］，气区和气-水区主要分布在生烃强度大于16×108m3/km2的区域，而水区主要分布在小于该值的区域（图2）。因此，生烃强度控制了气田气-水的宏观分布格局，导致苏里格气田中部气层发育、西部及北部气-水层发育［9］。

图2 苏里格气田生烃强度与气井试气成果叠合图（据何东博等，2022）［12］Fig. 2 Superimposition map of the hydrocarbon-generating intensity and formation testing data from gas wells in the Sulige gas field（after He et al.， 2022）［12］

2.1.2 储层特征控制了致密砂岩气藏气-水分布样式

致密砂岩储层是气-水的储集空间，储层物性及其非均质性影响了含气性及其气-水分布特征，进而控制了气-水分布样式。一般情况下，储层物性与含气性具有较好的正相关关系，物性较好的储层区域气层较多，而物性较差的储层区域水层和气-水同层分布较多。然而统计表明，各种物性的储层均有气层和气-水层的分布（图3），这说明储层物性不是气-水分布的唯一控制因素。

图3 苏里格地区致密砂岩气层和气-水层的孔隙度（a）和渗透率（b）频率直方图（n=876）Fig. 3 Frequency histograms showing the porosity （a） and permeability （b） for gas layers and gas-water layers in tight sandstones in the Sulige area （n=876）

储层非均质性影响了气-水分布特征，纵向上表现出下部物性好、上部物性差的非均质砂层易形成上水下气倒置型气-水分布。图4a 中纵向叠置的连续砂体中，盒（下石盒子组）2 段下部气层孔隙度平均为11.10 %，渗透率平均为1.62×10-3μm2，上部水层孔隙度平均5.50 %，渗透率平均为0.28×10-3μm2，上部水层分布范围大；盒1 段下部气层孔隙度平均为9.80 %，渗透率平均为1.21×10-3μm2，上部为气-水层且分布范围小，气-水层孔隙度平均为7.50 %，平均渗透率为0.63×10-3μm2。

图4 大牛地致密砂岩储层非均质性与上水下气倒置型（a）和上气下水正常型（b）气-水关系Fig. 4 Relationships between reservoir heterogeneity and gas-water contacts of the inverted type with gas layer overlaid by water layer （a） and of the normal type with gas layer underlain by water layer （b） for tight sandstone gas reservoirs in the Daniudi gas field

在不同物性变化规律的控制下，致密砂岩储层展现出不同的气-水分布样式。下部砂层物性差、上部物性好或上下物性均好的非均质砂层形成上水下气正常型气-水分布。图4b 中，盒1 段下部气-水层孔隙度平均为5.55 %，渗透率平均为0.25×10-3μm2，上部气层孔隙度平均为11.10 %，渗透率平均为1.21×10-3μm2，形成上气下水层正常型气-水关系；山（山西组）2段表现出相同的变化规律。

2.1.3 源-储压差和构造活动控制了致密砂岩气藏气-水分布边界

烃源岩与致密砂岩储层之间的源-储压差以及构造活动等为致密砂岩气的运移和聚集提供了动力，直接影响了天然气的运移方式、运移距离、聚集部位及其含气饱和度大小，从而控制了气-水分布边界。

在简单平缓构造区，源-储压差或剩余压力直接控制了致密砂岩的气-水分布边界。苏里格地区盒8 段的纯气井大多数分布于过剩压力较高区域（＞14 MPa），气-水同出井大多数分布于过剩压力低值区域（＜14 MPa）（图5a）。大牛地山2 段—盒3 段源-储压差与气-水分布关系密切，水区主要分布在源-储压差小的地区（14～22 MPa），而气区则主要分布在源-储压差大的地区（22～28 MPa）（图5b）。

图5 致密砂岩气藏源-储压差对气-水关系的影响Fig. 5 Influence of pressure difference between source rock and reservoir on gas-water contacts in tight sandstone gas reservoirs

在简单低缓构造和复杂隆起构造过渡带（杭锦旗地区）以及复杂隆起构造（川西前陆坳陷），源岩和储层相邻或分离，致密砂岩气的运移和聚集除了受源-储压差影响之外，还受构造活动如构造幅度、断裂活动等因素的影响［33］。地形隆起可能导致气-水发生分异，影响气-水边界，断裂活动及其差异性导致断层的垂向输气和输水能力差异，从而影响气-水分布关系，源-储压差和构造活动联合控制了这些地区气-水分布的边界。受断裂输导性能分段性的影响，杭锦旗地区断裂南北的河道砂体含气性明显不同，后期构造活动产生的断裂输导与封闭性能差异对于杭锦旗地区气-水分布边界具有明显的调节作用。川西前陆坳陷简阳区块侏罗系沙溪庙组一段受构造幅度的影响，西部低部位产水，中部高部位则为气层，基本不产水，至东部的更高部位，由于受气源断层的影响，在断层附近出现多个气-水层，构造幅度和断层活动共同控制了沙溪庙组气-水边界和气-水分布（图6）。

图6 四川盆地简阳区块侏罗系沙溪庙组永浅2—永浅14井沙一段气藏连井剖面Fig. 6 Profile of the gas reservoir crossing wells Yongqian 2， Tianfu 2， Yongqian 6， Yongqian 3， Yongqian 8， and Yongqian 14 in the 1st member of the Shaximiao Formation， Jianyang block， Sichuan Basin

总体来说，生烃强度控制了砂体尺度下的气区、气-水过渡区和水区的分布范围，储层物性及其非均质性控制了砂体尺度下气-水分布样式。简单平缓构造区致密砂岩的源-储压差以及简单低缓构造与复杂隆起构造过渡区、复杂隆起构造区的构造特征和源-储压差联合控制了气-水分布边界。

2.2 岩心尺度

气-水关系形成过程中的气-水流动特征是深入认识致密砂岩气藏复杂气-水分布主控因素的关键。许多学者开展了大量的模拟实验，研究了致密砂岩气充注和运聚机理［40-46］，同时一些学者针对致密砂岩气藏气-水倒置的形成机理和条件开展了实验研究［39，47］，但这些实验多以填砂模型为主，与实际致密砂岩相差很大，很少有人从岩心尺度研究致密砂岩气-水关系的形成过程及其主控因素。笔者团队通过开展真实致密砂岩岩心天然气运聚物理模拟实验，从岩心尺度模拟不同类型气-水关系的形成过程，揭示岩心尺度的主控因素，建立不同类型气-水关系形成过程的定量模型。模拟实验采用鄂尔多斯盆地山西组-石盒子组致密砂岩岩心样品15 块，样品信息见表3，实验充注压力在20～30 MPa，温度为85 ℃，地层水为矿化度50 g/L 的盐水，气体为氮气，黏度为16.9 μPa·s。实验采用中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室的一维高温高压模拟实验装置［48-49］。

表3 致密砂岩天然气运聚物理模拟实验样品信息Table 3 Tight sandstone core samples selected for physicalsimulation experiments of natural gas migration and accumulation

2.2.1 气-水关系的形成过程

1） 稳态渗流法模拟实验

稳态渗流法是先将致密岩心抽真空饱和水，然后以最小注入压力开始注气，当出口端流体流速稳定且趋于某一值后，逐步增大注入压力点，确保出口端流速稳定后，选取10～15 个注入压力，记录相应的时间、压差和流量。直至注入压力增大到出口不再出水，且进口端与出口端的气流量基本相等后结束实验。稳态渗流法实验模拟了天然气随驱替压力的增加在岩心中形成运移通道，岩心中可动水不断被驱替、减少直至被完全驱替的过程，反映了天然气突破地层水封堵以及发生稳定运移前后纯水无气型、气包水孤立型、纯气无水型的气-水关系形成过程。

在注入压力未突破启动压力平方梯度（图7a 中A点）之前，气体尚未突破地层水的封堵，岩心内为纯水无气型气-水关系；当注入压力突破启动压力平方梯度，气体突破地层水封堵开始稳定运移，随压力不断增大，气体不断驱替小孔喉中的残余水（图7a 中A—B段），岩心中气体包裹剩余的可动水，为气包水孤立型气-水关系的形成阶段；随充注压力梯度继续增加，气体渗流形成拟线性流动（图7a 中B点以上直线段），表明岩心中形成了稳定的气体运移通道，可动水被驱替完全，形成稳定的纯气无水型气-水关系。因此，图7a中的A点和B点分别为气包水孤立型和纯气无水型气-水关系形成的最小临界压力平方梯度。

图7 致密砂岩气藏不同类型气-水关系形成过程物理模拟实验Fig. 7 Physical simulation experiments for the formation process of various types of gas-water contact in tight sandstone gas reservoirs

2） 非稳态渗流法（步进增压法）模拟实验

根据非稳态实验原理，采用步进式增压方法，首先在注入端施加一个极低的充注压力，并以0.02 MPa的压力间隔缓慢增加注入压力，使气体不断驱替岩心中的地层水；随着注入压力的增加，出口端的移液管液位变化逐渐减缓，皂泡流量计开始记录到气体的流出，表明出口端由单一出水状态转变为气-水同出状态；随压力进一步的增加，最终出口端达到只出气不出水的状态。在此过程中，以预设的时间间隔分别记录压力差值、出口端流体类型、流体流速和产液量，直至出口稳定出气不再出水后结束实验。非稳态渗流法主要模拟了气体由未突破地层水封堵到突破封堵发生运聚的过程，反映了致密砂岩中上水下气倒置型、气-水同层混合型和纯气无水型的气-水关系形成过程。

该过程动态反映了从天然气开始向致密砂岩中充注—上水下气倒置型气-水关系形成和保存—上水下气倒置型气-水关系被破坏（图7b 的A点）—气-水同层混合型气-水关系的形成—天然气继续驱替地层水运移—纯气无水型气-水关系形成（图7b 的B点）的完整过程。图7b 中A点是上水下气倒置型气-水关系能够保存的最大临界压力。

3） 降压脉冲法模拟实验

该方法是基于魏宁等［50］的分步法改进而来，将施加多级步进压力改进为施加一个较大的、超过一般致密砂岩突破压力和出口端压力之和的初始压力，将出口端移液管末端封闭，留有一定的液体流动空间，通过压力传感器分别监测进、出口端的压差变化并记录。随着气体充注进入岩心，出口端的压力会逐渐增加，岩心内部气体压力及岩心两端压差稳定后，封闭末端的地层水无法回流至岩心内部；当降低注入压力，封闭末端的地层水将部分回流至岩心内部，直至体系压力再次稳定，封闭末端的剩余地层水无法继续向岩心中流动，形成了稳定的上气下水正常型气-水关系。

该过程反映了上气下水正常型气-水关系稳定形成过程：随天然气充注、运移及气-水置换作用，地层水被排驱至储层的侧方或下方，气层压力保持稳定，高于侧方或下方水层压力，形成稳定的上气下水正常型气-水关系。进出口的稳定压差代表了储层中的上方气层稳定保存的压力条件，即上气下水正常型气-水关系的形成条件（图7c）。

2.2.2 气-水关系形成的控制因素和临界条件

模拟结果表明，在岩心尺度下，不同类型气-水关系的形成主要受致密砂岩物性和充注动力的控制，渗透率对气-水关系的影响明显高于孔隙度。因此，渗透率和充注动力耦合控制了致密砂岩气藏气-水关系的形成过程及其类型（图8）。

图8 储层物性与不同气-水关系形成临界动力的相关关系Fig. 8 Relationships between reservoir physical properties and critical dynamics in forming various types of gas-water contacts

根据模拟实验得到的渗透率和充注动力对气-水分布关系的耦合控制作用及其相关性，分别建立了不同类型气-水分布关系形成的临界定量模型。

渗透率和充注压力对上水下气倒置型和气-水同层混合型气-水关系耦合控制作用的定量方程为：

式中：Y为充注压力，MPa；X为渗透率，10-3μm2；R2为拟合方程的相关性系数。

充注压力与渗透率二者的相关关系曲线可以指示上水下气倒置型保存和气-水同层混合型气-水关系形成的临界条件（图9a），即当渗透率与充注压力之值落于曲线下方区域时，致密砂岩中可以形成上水下气倒置型气-水关系，而当渗透率和充注压力之值落于临界曲线上方时，这种气-水关系被破坏，气-水同层混合型气-水关系形成。当渗透率大于0.38 ×10-3μm2时，上水下气倒置型气-水关系保存的临界压力很低且其变化程度很小，因此0.38×10-3μm2为上水下气倒置型气-水关系形成的物性上限。

图9 不同气-水关系形成定量模型Fig.9 Quantitative models for the formation and distribution of various types of gas-water contact

渗透率和充注压力对对气-水同层混合型和气包水孤立型气-水关系耦合控制作用的临界定量方程为（图9b）：

式中：Y为充注压力平方梯度，MPa2/cm；X为渗透率，10-3μm2。

对气包水孤立型与纯气无水型气-水关系耦合控制作用的的临界定量方程为（图9 b）：

当渗透率大于0.60×10-3μm2，气包水孤立型气-水关系形成的临界压力平方梯度极低且变化幅度极小，同时，纯气无水型气-水关系形成的临界压力平方梯度相对较低且变化幅度较小，且两者的差值达到最小值，致密砂岩中极易于形成稳定的纯气无水型气-水关系。

充注压力和渗透率对气-水同层混合型与上气下水正常型气-水关系形成的耦合控制作用临界定量方程为：

当渗透率小于0.10 ×10-3μm2，需要很高的充注压力才能形成上气下水正常型气-水关系，因此，可以推断上气下水正常型气-水关系形成的临界渗透率下限为0.10 ×10-3μm2（图9c）。

2.3 孔隙尺度

致密砂岩发育了典型的微米-纳米孔喉网络系统，是致密砂岩气藏中油气形成和分布与常规油气藏具有显著区别的根本原因。致密砂岩微观孔隙结构主要包括孔隙大小、喉道大小及其孔喉配置关系（即连通性，包括配位数、孔喉比等），直接影响致密砂岩的储集空间大小、渗流能力以及流体微观赋存特征，从而控制了不同类型气-水关系的形成和分布。前人探讨了致密砂岩中的微观流体赋存状态，但对于微观气-水赋存状态的影响因素及复杂气-水关系主控因素及形成机制的研究相对较少［36-37，45，51］。在岩心尺度致密砂岩气-水关系形成过程模拟实验基础上，本文通过微米CT、核磁共振和高压压汞技术测定实验样品的孔喉半径、孔隙体积、配位数、孔喉比以及微观孔隙流体赋存和分布状态，探讨孔隙尺度下致密砂岩气-水关系形成和分布的主控因素。

2.3.1 致密砂岩流体微观赋存特征

基于核磁共振致密砂岩微观流体分布研究表明，致密砂岩主要存在可动毛管水和不可动束缚水两种微观流体赋存状态，可动毛管水广泛赋存于孔喉半径9.70 nm 至98.15 μm 的孔隙空间中，含有可动毛管水孔隙的最小孔喉半径介于9.70～220.00 nm，而含有可动毛管水孔隙的最大孔喉半径为7.73～98.15 μm（图10a）。分析表明，含可动毛管水最小孔喉半径与渗透率呈正相关关系（图10b）。因此，致密砂岩的微观孔喉大小及其差异控制了致密砂岩中流体可动性，从而影响了致密砂岩气-水关系。

图10 致密砂岩可动毛管水分布的孔喉半径（a）及可动毛管水最小孔喉半径和最大孔喉半径与渗透率的关系（b）Fig.10 Radius range of pore throats bearing movable capillary water （a） and the relationship between the minimum and maximum pore throat radii containing movable capillary water and permeability （b） for the tight sandstone

2.3.2 致密砂岩微观孔隙结构对气-水关系形成的影响

致密砂岩的孔隙半径、喉道半径、孔喉配置关系（配位数和孔喉比）与充注压力（运移动力）耦合控制了致密砂岩气-水关系的形成。

上水下气倒置型保存的最大临界压力与平均孔隙半径、平均喉道半径和平均配位数呈明显的负相关关系，与平均孔喉比呈良好的正相关关系，表明孔喉越大，连通性越好，上水下气型倒置型气-水关系越容易被破坏。因此，中小孔-中细喉-低配数型孔隙结构的致密砂岩易于形成上水下气倒置型气-水关系。

气包水孤立型的临界压力梯度和上气下水正常型的最小临界压力均与平均孔喉半径和平均配位数呈严格负相关，与平均孔喉比严格正相关（图11b，c），表明孔喉越大，连通性越好，致密砂岩中越容易形成稳定的气包水孤立型和上气下水正常型气-水关系。因此，大孔-粗喉-高配位数型与全孔-中粗喉-高配位数型孔隙结构致密砂岩有利于形成气包水孤立型和上气下水正常型气-水关系。

图11 致密砂岩微观孔隙结构与不同类型气-水关系形成临界压力条件的关系Fig. 11 Relationships between the microscopic pore structures and the critical pressure conditions for forming various types of gas-water contact of the tight sandstone

3 致密砂岩气-水分布模式

受砂体、岩心和孔隙尺度致密砂岩气-水关系形成和分布主控因素的共同作用，不同源-储组合的致密砂岩具有不同的气-水分布模式。以简单平缓构造带（鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部）为例，讨论不同源-储组合致密砂岩气-水分布模式。

3.1 源-储一体（源内）型

在源-储一体（源内）型源-储组合，生烃强度大，储层物性相对差，非均质性较强，源-储压差大，充注动力足，天然气对储层中地层水的驱替程度高，易于形成纯气无水型气-水关系，部分物性较差的水体残留呈气包水孤立型气-水关系，同时一些稍远离烃源岩的储层形成气-水同层混合型气-水关系。因此，源-储一体（源内）型致密砂岩主要形成纯气无水型-气包水孤立型-气-水同层混合型的气-水分布模式（图12）。

图12 简单平缓构造带（鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部）致密砂岩气藏气-水分布模式Fig.12 Gas-water contact distribution patterns in the tight sandstone gas reservoirs in the simple gentle tectonic zones （northeastern Yishan slope， Ordos Basin）

3.2 源-储相邻（近源）型

源-储相邻（近源）型源-储组合气-水可能出现全部的6种气-水关系类型，但是受供烃强度、储层物性、非均质性和微观孔隙结构特征以及源-储压差（充注动力）的共同影响，在不同的地区出现不同的气-水关系和分布模式（图12）。

若供烃强度大，供气充足，储层物性差但非均质性弱，源-储压差大，充注动力大于毛细管阻力，天然气驱替的水呈活塞式运移，主要形成底部纯气无水型-中部气-水同层混合型和气包水孤立型-顶部上水下气倒置型和纯水无气型气-水分布模式。

若供烃强度小，供气不充足，储层物性下部差、上部好，非均质性强，源-储压差小，充注动力稍大于毛细管阻力，天然气驱替的水沿物性较好的砂体运移，主要形成底部和中部气-水同层混合型和气包水孤立型-顶部上气下水正常型气-水分布模式。

3.3 源-储分离（远源）型

源-储分离（远源）型气-水分布模式与源-储相邻（近源）型类似，但由于距离烃源岩更远，充注动力更小，气-水关系的类型更为复杂。

供烃强度一般较小，储层物性一般下差上好，非均质性较强，源-储压差较大，但充注动力一般。底部天然气难以充注致密储层，中部天然气驱替水体向上差异性运移，部分物性较差的水体残留呈气包水孤立体存在，顶部天然气聚集，主要形成下部上气下水正常型-中部气-水同层混合型-顶部纯水无气型气-水分布模式（图12）。

由于受构造活动（如断裂和裂缝），简单低缓构造和复杂隆起构造过渡带（杭锦旗地区）以及复杂隆起构造（川西前陆坳陷）不同源-储组合致密砂岩气-水分布更为复杂，尤其是在源-储相邻和源-储分离组合。

4 结论

1） 致密砂岩气-水关系主要为纯气无水型、上气下水正常型、上水下气倒置型、气-水同层混合型、气包水孤立型和纯水无气型。不同类型气-水关系的差异性主要表现在气-水层叠置关系、含气性变化规律和气-水区域分布。

2） 砂体尺度下，生烃强度控制了致密砂岩气-水分布范围，储层特征控制了致密砂岩气-水分布样式，源-储压差和构造活动控制了致密砂岩气-水分布边界。

3） 通过稳态渗流法、非稳态渗流法和降压脉冲法可以模拟致密岩心不同类型气-水关系的形成过程。岩心尺度下，致密砂岩渗透率和充注动力耦合控制了气-水关系的形成及其类型。建立了不同类型气-水关系形成的临界定量判识模型。

4） 致密砂岩的孔隙半径、喉道半径、孔喉配置关系（配位数和孔喉比）控制了流体的微观赋存特征，进而与充注压力耦合控制了孔隙尺度下致密砂岩不同类型气-水关系形成的临界条件。

5） 不同源-储组合的致密砂岩具有不同的气-水分布模式。简单平缓构造带源-储一体（源内）型致密砂岩中，由低部位至高部位，气-水关系主要表现为纯气无水型-气包水孤立型-气-水同层混合型的气-水分布模式，源-储相邻（近源）型源-储组合致密砂岩气-水可能出现全部的6 种气-水关系类型，但是受供烃强度，储层物性、非均质性和微观孔隙结构特征以及源-储压差（充注动力）的共同影响，在不同的地区出现不同的气-水关系类型和分布模式。源-储分离（远源）型致密砂岩气藏一般具有下部上气下水正常型-中部气-水同层混合型-顶部纯水无气型气-水分布模式。