Los recursos de gas natural en las areniscas densas en profundidad del segundo tramo del grupo Xujiahe en la depresión del oeste de la cuenca de Sichuan (en adelante referido como el segundo tramo de Xujiahe) son abundantes, pero la tasa de reservas probadas es baja, la tasa de utilización es baja y la dificultad para actualizar ha sido un problema que afecta la exploración y el desarrollo de esta área. Las reglas de distribución de gas y agua en el plano y a lo largo de la vertical y su génesis no están claras, lo que limita el entendimiento del yacimiento y el estudio del despliegue de perforación. Para resolver el dilema de evaluación del yacimiento causado por la distribución compleja de gas y agua y promover eficazmente el despliegue de exploración y desarrollo, con base en datos reales de perforación, registro, pruebas, así como análisis de gas natural y núcleos, se analizaron las características de acumulación y producción de gas natural bajo diferentes combinaciones de factores geológicos a escala macro y micro, en dimensiones plana y vertical, y desde dos perspectivas: estado original del yacimiento y condiciones reales de perforación. Se examinaron las diferencias en la ocurrencia de gas y agua y las respuestas eléctricas en tramos de profundidad con diferentes grados de desarrollo de fracturas, y se resumieron los principios y métodos para identificar gas y agua en reservorios densos con fracturas bajo condiciones de pozo. El estudio muestra: ① a nivel macro, el acoplamiento espacio-temporal del sistema fuente-reservorio-conductor controla la distribución de gas y agua en vertical y plano, donde la escala de fallas y sus períodos de formación son factores clave que afectan la distribución; ② a nivel micro, las fracturas a pequeña escala y microfracturas controlan el comportamiento de relleno de gas natural, el gas altamente maduro tiene dificultad para migrar a largas distancias vertical y horizontalmente en el reservorio matriz, y los tramos con desarrollo de fracturas tienen una saturación de gas y madurez de gas natural significativamente mayores que los tramos de matriz adyacentes; ③ bajo condiciones reales de perforación, la penetración profunda del fluido de lodo reduce significativamente la resolución de resistividad de las capas de gas y agua en los tramos con desarrollo de fracturas, el método clave de registro de gas utiliza la relación metano/etano (C₁/C₂) para caracterizar el cambio rítmico de la madurez del gas natural en grados diferentes de desarrollo de fracturas, mejorando eficazmente la capacidad de identificación de gas y agua en reservorios densos; ④ los resultados de identificación de gas y agua en pozos individuales muestran que la altura de la columna de gas en áreas controladas por fallas tempranas es generalmente inferior a 100 m, y el radio de distribución en plano de las conductoras fracturadas es pequeño, mientras que en áreas controladas por fallas tardías la altura de la columna de gas y el radio de distribución son generalmente mayores y están relacionados con la escala de la falla. Basado en estos métodos de identificación de fluidos y reglas de distribución de gas y agua, se establecieron principios para el diseño de la trayectoria de perforación y la selección de capas de prueba para la capa objetivo. Se lograron buenos resultados petroleros y de gas con varios pozos nuevos, apoyando firmemente la exploración y desarrollo de alta calidad de las areniscas densas profundas del segundo tramo del grupo Xujiahe en la depresión del oeste de la cuenca de Sichuan.

distribución gas-agua;yacimientos conductores;fracturas;maduración del gas natural;depresión del oeste de Sichuan;segunda sección del grupo Xujiahe