地层水对煤层气井产气效果的影响分析——以夏店区块李村井区为例

刘昌平 胡秋嘉 樊 彬 李玲玉 崔新瑞 邱春华

(中国石油山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)

地层水对煤层气井产气效果的影响分析
——以夏店区块李村井区为例

刘昌平 胡秋嘉 樊 彬 李玲玉 崔新瑞 邱春华

(中国石油山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)

沁水盆地煤层气井已进入规模开发阶段，目前存在部分高产水井潜力难评价，治理措施单一的特征，为研究高产水井的开发对策，本文通过分析地层水的组成，划分了地层水类型，建立了水源判别方法，根据不同水源类型提出了具体的解决措施，并在李村井区生产井实施，取得了较好的增产效果，对夏店地区以及国内其它区块煤层气开发具有借鉴意义。

地层水 产水来源 开发对策

目前沁水盆地煤层气井已进入规模开发阶段，在开发过程中，部分煤层气井产水量大，排水降压困难，抑制煤层解吸，难以获得产量峰值，生产潜力不明，部分井转换排采方式后，见效比例低。为解决这一难题，本文以夏店区块李村井区为例，分析地层水组成，研究来源判别方法，建立“一看含气性，二看水源，三定措施”的评价方法，并提出了针对性技术对策，指导了大水量井措施挖潜工作。

1 地质特征

李村井区处于低山丘陵地带，区块构造位于晋获褶断带西侧，沁水盆地东南部，主要受新华夏构造体系控制，褶曲、断层发育。区域地层自下而上发育古生界奥陶系、石炭系、二叠系，中生界三叠系、侏罗系、白垩系，新生界第三系、第四系。石炭系太原组和二叠系山西组煤系地层发育，其中山西组3号煤层、太原组15号煤层，厚度较大且发育稳定，为区块主要开采层段。

区域水文地质条件较复杂，其中邻近3号、15号煤层主要发育三套含水层，自上而下依此为二叠系砂岩裂隙含水层(以下简称二叠系含水层)，太原组岩溶裂隙含水层(以下简称太原组含水层)及奥陶系岩溶裂隙含水层(以下简称奥陶系含水层)，根据水文孔资料显示，二叠系含水层单位涌水量为11.2～60.5m3/d·m；太原组含水层单位涌水量为0.02～0.09m3/d·m；奥陶系含水层单位涌水量为1.13～3456m3/d·m。

2 采出水来源

通过煤质监测结果显示，煤层中的水主要由吸附在煤基质表面的束缚水及成藏过程中形成的自由水组成，3号煤层水分含量1.0%～1.5%，水分含量低且其中包含部分不可移动的束缚水，因此不易疏排。

煤层气井采出水的来源主要有两种：压裂液及含水层中的承压水。压裂液是指在压裂改造过程中注入的液体，主要以活性水为主，液量通常为800m3，并加入质量分数1%～2%的KCl防膨剂；含水层中的承压水，是指在构造复杂区，断裂作为桥梁沟通煤层与上下覆岩层承压含水层，致使部分承压水在重力、压力作用下运移至煤层。从地层发育及储层压力特征看，奥陶系、太原组含水层水位均高于3号、15号煤底海拔，而二叠系含水层邻近3号、15号煤层，因此三套含水层在断裂沟通条件下均可能对储层进行补给；从单位涌水量特征看，太原组含水层最大单位涌水量为0.09m3/d·m，补给极弱，二叠系、奥陶系含水层最大单位涌水量分别可达60.5m3/d·m、 3456m3/d·m，富水性中等-强，补给强。

从水质类型特征分析，两种潜在水源存在差异性特征，由于压裂液中要加入质量分数1%～2%KCl防膨剂，因此压裂液的水质类型以KCl型为主，但当压裂液注入地层后，由于钾盐的钾离子的大小，可以允许它进入黏土结构的硅氧四面体表面上由6个氧原子围成的内切直径为0.288nm的6角空间，并可以与周围的氧原子形成结合，起到抑制黏土膨胀作用，因此钾离子会被大量消耗，因此地层中压裂液的离子成分主要以钠、氯离子为主，可能含有少量钾离子,水质类型为K+·Na+—Cl-；同时，结合水文孔水质化验资料显示：二叠系含水层水质类型为K+·Na+—HCO3-，奥陶系含水层水质类型为K+· Na+—HCO3-· SO42-，水质类型的差异性特征可作为识别产水来源的依据。

3 影响因素及开发对策

产水来源及其富水性控制单井产水量的大小，影响储层的压降面积及解吸速率，进而影响单井产能，因此弄清不同水源类型对产能的影响，对开发对策的确定尤为重要。

3.1 压裂液补给型水源

对于水源类型以压裂液为主的生产井，水质类型主要为K+·Na+—Cl-，以氯离子富集为主要特征，表明无上下覆含水层承压水补给或补给弱，储层顶底板保存条件好，通常含气量高，资源基础好，在疏排压裂液后，就会迅速在近井筒地带形成压降漏斗且不断向远端扩大，使储层压力达到煤层气的解吸压力以下，形成稳定气流，针对这种类型井，应保持连续排采，均匀降压，保证产水变化平稳，压降面积逐步扩大。

3.2 二叠系、奥陶系含水层补给型水源

对于水源类型以二叠系、奥陶系含水层为主的生产井，水质为K+·Na+—HCO3-或K+· Na+—HCO3-· SO42-，以阴离子单一富集碳酸氢根离子或富集碳酸氢根、硫酸根离子为主要特征。该类型井含气性存在差异性，第一类井位于张性断层或陷落柱发育区，沟通强富水含水层，导致水动力场发生改变，在水力冲洗作用下，水对气体的主要作用是溶解，溶解气会被水力运移带走,“溶解-运移-再溶解-再运移”的过程持续发生,这个过程直接导致了煤层气藏被破坏，该类井通常含气量低，压裂曲线表现为前置液段至加砂段施工压力持续下降型或极低型，滤失大，上产潜力小；第二类井受压裂规模大影响，在压裂中、后期沟通外生裂隙，连通富水含水层，该类井通常含气量高，压裂曲线表现为加砂段中、后期施工压力下降，有一定改造体积，产水量大，难于疏排，具备一定降压上产潜力。

针对以上两种类型井，应首先结合解吸压力及压裂曲线特征，判断资源潜力；然后优选含气量高的高产水井，利用水质化验资料，判断产水来源；针对于二叠系含水层补给井，最大涌水量可达60m3/d.m，补给强度中等，更换更大排量的抽排设备，降低井底压力，扩大解吸压差，促使煤层气解吸；针对于奥陶系补给类型井，最大涌水量可达3456m3/d.m，补给强度大，更换抽排设备经济效益差，实施无机堵水方法进行大裂隙封堵，降低奥陶系含水层补给水量，促使煤层降压解吸，提高产气量。

4 开发效果分析

根据上面的理论分析，对于李村井区低产煤层气井，采用“一看含气性，二看水源，三定措施”的评价方法，治理了不同水源类型井。

结合低产井解吸压力及施工压力曲线特征，优选了19口高含气量(大于16m3/t)生产井，其中包含直井17口，水平井2口，开展了水质化验分析，根据煤矿MT/T 672—1997《煤矿水害防治水化学分析方法规定》(主要离子毫克当量百分数大于25%为主要离子，参加评定水质类型，介于20%～25%的成分作为参考成分，并括号区别)进行水质类型划分，其中6口井水质为K+·Na+—Cl-，水源主要来自压裂液；8口井水质为K+·Na+—HCO3-，水源主要来自二叠系含水层，5口井水质为K+· Na+—HCO3-· SO42-，其中包含2口单采15号煤的L型水平井，水源主要来自奥陶系含水层，并实施了针对性的治理措施。对于二次压裂治理措施治理煤粉堵塞问题，已经有很多文章进行了例证，就不再赘述，本文只叙述受二叠系、奥陶系含水层补给井的治理措施。

4.1 二叠系含水层补给井

LC27井为单采3号煤层直井，水质类型为K+·Na+—HCO3-型，主要受二叠系含水层补给，解吸压力1.8MPa,折合含气量16m3/t，该井投产时使用的抽排设备为泵径38mm管式泵，最大制度产水量25m3/d，排采近3年，最低流压为1.02MPa，最高产气量仅为112m3/d，，转抽螺杆泵后，产水量由25m3/d上升至60.2m3/d,流压由1.02MPa降至0.02MPa,产气量由112m3/d上升至860m3/d,措施增产效果明显。

4.2 奥陶系含水层补给井

LCP28井为单采15号煤L型水平井，水质类型为K+· Na+—HCO3-· SO42-型，主要受奥陶系含水层补给，解吸压力1.83MPa,折合含气量16m3/t,该井投产时采用射流泵，产水量达到172m3/d，排采近1年，最低流压降至2.58MPa,不产气且难以满足降压需求，在实施射孔+注灰封堵后，日产水量由172m3/d下降至14m3/d，满足降压需求，目前流压0.74MPa，日产气量500～600m3，仍具备一定降压提产能力，措施效果好。

5 结论

(1)李村井区煤层气井主要潜在水源为压裂液，二叠系含水层、奥陶系含水层，压裂液水质类型为K+·Na+—Cl-，二叠系含水层水质类型为K+·Na+—HCO3-，奥陶系含水层水质类型为K+· Na+—HCO3-· SO42-；水质类型的差异性可作为判断产水来源的依据。

(2)低产井开发对策的制定应遵循“一看含气性，二看水源，三定措施”的分析原则，即优先选择含气量高的井，再判断产水来源，针对水源主要为压裂液类型井，应保持连续-稳定降压，若因排采不连续，导致气水突降，煤层堵塞，可实施二次压裂措施，解除堵塞；针对水源主要为二叠系含水层类型井，可转换更大排量的排采设备，降压促解吸；针对水源主要为奥陶系含水层类型井，直井可采用无机堵水方法，水平井可采用射孔+注灰封堵措施，提高排水效率，降低储层压力，实现产能释放。

[1] 煤炭工业部.煤矿水害防治水化学分析方法(MT/T 672—1997)[Z].1998.6.1.

[2] 张星.毕义泉,等.黏土矿物膨胀机理及防膨研究现状[J].精细石油化工进展，2014,15(5):39-43.

(责任编辑 黄 岚)

Influence Analysis of Formation Water on the Gas Production Effect of CBM Well

LIU Changping，HU Qiujia，FAN Bin，LI Lingyu，CUI Xinrui，QIU Chunhua

(Shanxi CBM Exploration and Development Branch，PetroChina Huabei Oilfield Company，Shanxi 048000)

The development of CBM wells in Qinshui Basin has entered the scale production stage. The development potential of some CBM wells in this area which have high water production is difficult to be evaluated and featured with single prevention and control measures. In order to study the development countermeasures of CBM wells with high water production，the paper analyze the composition of the formation water，classifies the types of formation water，and establishes the distinguishing method of water sources. It also provides detailed resolutions according to the different types of water sources and implements the measures in the production wells of Licun well zone，which has achieved a good result for production increase and will provide reference for the CBM development in Xiadian Block and other CBM blocks in China.

Formation water; source of water production; development countermeasures

刘昌平，男，助理工程师，现在华北油田山西煤层气分公司从事煤层气勘探开发研究工作。