Les ressources en gaz naturel dans les grès denses en profondeur de la deuxième section du groupe Xujiahe dans la dépression de l’ouest du bassin du Sichuan (ci-après dénommée la deuxième section du groupe Xujiahe) sont abondantes, mais le taux de réserves prouvées est faible, le taux d’exploitation est faible et la difficulté de mise à niveau est un problème qui entrave l’exploration et le développement dans cette région. Les règles de distribution du gaz et de l’eau en plan horizontal et en vertical ainsi que leur origine ne sont pas claires, ce qui limite la compréhension du réservoir et les études de déploiement de forage. Pour résoudre le dilemme d’évaluation des réservoirs causé par la distribution complexe du gaz et de l’eau et pour promouvoir efficacement l’exploration et le développement, en se basant sur les données réelles de forage, de diagraphie, de test ainsi que sur l’analyse du gaz naturel et des carottes, une analyse a été réalisée à deux échelles (macro et micro), deux dimensions (plans et verticales) et deux perspectives (état original du réservoir et conditions réelles de forage) sur les caractéristiques d’accumulation et de production de gaz naturel sous différentes combinaisons d’éléments géologiques. Les différences de distribution du gaz et de l’eau ainsi que les réponses électriques dans les intervalles de profondeur avec différents degrés de développement des fractures ont été clarifiées, et les principes et méthodes d’identification du gaz et de l’eau dans les réservoirs denses à fractures sous conditions de puits ont été résumés. L’étude démontre : ① à l’échelle macroscopique, le couplage spatio-temporel du système source-réservoir-conduit contrôle la distribution verticale et horizontale du gaz et de l’eau, où l’échelle et l’époque de formation des failles sont des facteurs clés affectant la distribution ; ② à l’échelle microscopique, les fractures à petite échelle et les microfractures contrôlent le comportement de charge en gaz naturel, le gaz mature a du mal à migrer sur de longues distances verticalement et horizontalement dans le réservoir matrice, et les tranches avec développement des fractures présentent une saturation en gaz et une maturité du gaz naturel significativement plus élevées que les sections matrice adjacentes ; ③ en conditions réelles de forage, l’infiltration en profondeur du fluide de boue réduit considérablement la résolution de la résistivité des couches gazeuses et aquifères dans les intervalles de développement des fractures, la valeur clé du diagraphie gazeuse, le rapport méthane/éthane (C₁/C₂) est utilisé pour caractériser la variation rythmique de la maturité du gaz naturel sous différents degrés de développement des fractures, ce qui améliore efficacement la capacité d’identification gaz-eau dans les réservoirs denses ; ④ les résultats de l’identification gaz-eau des puits individuels montrent que la hauteur de la colonne de gaz dans la zone de contrôle par failles précoces est généralement inférieure à 100 m, et le rayon de diffusion des corps fracturés dans le plan est plus petit, tandis que la hauteur de la colonne de gaz et le rayon de diffusion dans la zone de contrôle par failles tardives sont généralement plus grands et liés à l’échelle des failles. Basé sur les méthodes d’identification de fluides et les règles de distribution gaz-eau mentionnées ci-dessus, des principes de conception de trajectoire de forage et de sélection de couches de test pour les couches cibles ont été établis, et plusieurs nouveaux puits ont obtenu de bons résultats pétroliers et gaziers, soutenant fortement l’exploration et le développement de haute qualité des grès denses profonds de la deuxième section du groupe Xujiahe dans la dépression de l’ouest du bassin du Sichuan.

distribution gaz-eau;réservoirs conducteurs;fractures;maturité du gaz naturel;dépression de l’ouest du Sichuan;deuxième section du groupe Xujiahe