新疆阜康白杨河矿区煤层气井排采产水特征研究

胡振鹏 王 琪 吴 恒

(新疆煤田地质局一五六煤田地质勘探队，新疆 830000)

白杨河矿区是新疆第一个规模开发的煤层气项目，其开发模式为39号、41号、42号煤层联合开采，各煤层通过水力加砂压裂的方式进行储层改造。煤层埋深为700～1200m范围，资源丰度达到 7.80～10.72×108m3/km2，按照煤层气资源丰度划分标准(低资源丰度：<0.5×108m3/km2、中等资源丰度：0.5×108～1.5×108m3/km2、高资源丰度：>1.5×108m3/km2)，属于高资源丰度煤层气藏(见表1)。

表1 白杨河矿区煤层气储量丰度表

高资源丰度为白杨河矿区煤层气井的高产和稳产提供了较好的煤层气资源基础。但是通过排水降压后发现，白杨河矿区东区和中、西区产水差异很大。产气后东区煤层气井产量普遍能维持稳定产气状态(图1)；中、西区50%以上的煤层气井产气量在达到产气高峰后快速降低(图2)。

图1 白杨河矿区东部FS-X1井排采曲线

图2 白杨河矿区中部FS-X4井排采曲线

在其他地质条件相似，钻井、压裂、排采手段相同的情况下，东区和中、西区煤层气井产气量持续时间的巨大差异说明高产水影响了产气的持续性。因此针对白杨河矿区煤层气井产水特征进行研究分析，找到中、西部产水较大区域导致产气量不稳定的原因，对白杨河矿区后续煤层气井的开发具有重要的指导意义。

1 地质概况

1.1 开发煤层及其特征

白杨河矿区为一倾角为45°～53°的单斜构造，开发煤层为八道湾组下段(J1b1)39号、41号和42号煤，其中41号煤层与39号煤层夹40号薄煤层(表2)；开发煤层浅部火烧，在矿区北部形成了一条近东西向的烧变岩带。

39号煤的顶板岩性为泥质砂岩、砂质泥岩、泥岩及砂岩，其中以泥岩和砂质泥岩为主，泥岩和砂质泥岩厚度在10～27m之间，平均为14.14m，全区分布连续稳定。

41号煤顶板以泥岩为主，局部可见砂质泥岩。厚度在8m～23m之间，平均厚度为15.38m。底板岩性主要为泥岩为主。一般厚度在8m～18m之间，平均厚度12.25m，全区分布连续稳定。

42号煤顶底板以泥岩为主，其次是砂质泥岩。顶板岩性主要为泥岩。厚度在9m～32m之间，平均厚度为15.88m。底板岩性主要为泥岩为主。一般厚度在6m～34m之间，平均厚度14m，全区分布连续稳定。

表2 示范区煤层特征一览表

1.2 开发煤层水动力条件

白杨河矿区主力煤系地层含水层岩性以中、粗砂岩、砂砾岩及煤层为主，含水层和隔水层以互层形式组成，煤层之间由粉砂岩、泥岩等隔水层隔离。总体上含水层组富水性弱，透水性差，为弱含水层组。由于单斜构造的影响，火烧区水对矿区浅部煤层的影响较大，中、深部煤层影响较小。

地下水的水化学场也进一步验证了上述地下水流场特征。根据钻井抽水试验及排采生产井的水样化验数据显示，白杨河矿区地下水水质类型为HCO3-K++Na+型，沿煤层倾向，除异常点外，随着煤层埋深的增加，矿化度显著增加(表3)。

表3 白杨河矿区不同区域水质化验主要离子统计值

矿区矿化度分布特征反映了浅部煤层地下水接受补给，水径流交替条件好，不利于煤层气的开发。中、深部煤层径流缓慢甚至呈滞流状态，矿化度显著增高(图3)。这种滞流状态为中、深部煤层气井排水降压，形成较大范围的降压漏斗，提供了可能。

图3 白杨河矿区储层水矿化度等值线图

2 白杨河矿区排采产水特征

排采生产显示白杨河矿区中、西部区域煤层气井单井日产水量明显大于东部。按照排采降压阶段、憋套压阶段、产气阶段进行划分，各阶段单井平均产水量、最高产水量如表4所示。

表4 白杨河矿区不同区域不同排采阶段日产水统计表

统计数据显示，东部区域产水的特征为排水降压阶段产水量较大，随着排采的进行，见套后产水量逐步下降，产气后产水量显著下降。分析认为该区域煤储层本身含水小，前期产水大的原因主要是受水力压裂施工的影响(单井三层煤压裂用水约2500～3000m3)，并且产气后煤储层水的过流通道变小,进一步降低了单井产水量。

中、西部区域产水的特征为排水降压阶段产水量较大，随着排采的进行，见套后产水量下降，但始终稳定在一个较高的水平。分析认为该区域煤储层本身富水性强或者有较强的补给源对煤层进行补给。产气后煤储层水的过流通道变小,部分降低了单井产水量。

3 排采产水对排采压力传递的影响

在煤层气排采过程中，排采产水的差异会影响到排采时压力传播变化规律。根据达西渗流定律可知，在煤储层渗透性和过流面积一定的情况下，产水大会使排采压差消耗在近井地带，导致渗流半径小，不利于排采降压漏斗的扩展。

3.1 压力传递对顶底板产水的影响

白杨河矿区主力开发煤层总体上富水性弱，透水性差，为弱含水层组。煤层气井的部署也避开了示范区浅部煤层(埋深700m以浅)水径流交替条件好的不利开发区域，整体上有利于排采过程排采压力的传递。东部井排采产水小、产气连续稳定就很好的印证了这一地质情况。

但中、西部区域产水较大。考虑到煤层气井排采时，随着井筒内液面的下降，在近井筒煤层段内及煤层与顶、底板形成了压力差。当排采压力下降到一定值后，煤层顶、底板含水就能突破围岩阻力源源不断的进入煤层，使排采井产水显著变大这一特点；在白杨河矿区中部区域施工的一口新井中进行顶板压力传递验证试验。

钻探施工新井距离排采井平距180m，钻井施工至主力开发煤层39号煤层顶板30～40m时出现泥浆严重漏失和不返浆现象。白杨河矿区未排采前钻井施工未出现漏失现象，这说明中、西部煤层气井通过排水降压后，压力沿顶板进行了传递，通过降压漏斗曲线特性进行反推，当排采井井筒压力接近零时，推断顶板影响带为80～120m。这已经超过了主力煤层之上隔水层的厚度。说明含水层与煤层之间虽然有泥岩、砂质泥岩等隔水岩层隔挡，但排采压力的传递导致含水层中的水能突破隔挡层对煤层形成补给，显著的增加了排采井的产水量。

若排采时虽然煤层顶、底板一定距离有含水层，但含水层与煤层之间隔水性比较好，即使煤层压力下降到最低，含水层也无法突破隔挡层进入到煤层，此种情况下排采时只需排采煤层中的水，有利于降压漏斗的扩展和高产井的形成。这样的煤层结构称为层状岩层。对比白杨河矿区东部井产水及产气特征，认为东部区域属于这种情况。

3.2 排采产水对煤层降压边界的影响

白杨河矿区煤层含气饱和度均为欠饱和状态，一般情况下，煤层气大量吸附在煤炭表面，煤层及顶底板游离气很少。煤层气井的产气主要依靠压力沿煤层的横向传递，增加煤层的解吸范围来获取。

白杨河矿区煤层渗透性属于中低渗煤层，煤层的过水能力有限。根据达西渗流定理，当地质条件和工程改造手段限制了煤层的渗透性、渗流面积和煤层与井筒的最大压差时，煤层渗流半径会与排采产水量呈反比关系。即当煤层气井产水较大，特别是围岩含水层中水的补给较大时，地层与井筒的压差会被消耗在近井范围，从而显著的影响沿煤层方向的降压边界，导致煤层解吸范围有限。这是白杨河矿区中、西部煤层气排采井始终保持高产水量，但产气量达到第一个高峰就快速下降，甚至只产水不产气的根本原因。

4 结论与建议

(1)阜康白杨河矿区中、西部煤层井排采过程中产水较大，产气量在见套后快速上升，达到高峰后快速下降。分析认为这是由于在排采降压过程中，煤层顶板对煤层产水补给明显，导致沿煤层方向地层与井筒的压差在近井地带迅速消耗，难以在煤层形成半径足够大的煤层气解吸降压漏斗。

(2)阜康白杨河矿区东部煤层井排采过程中产水快速下降，这有利于排采压力沿煤层传递，形成大的煤层解吸区，有利于形成高产和稳产。

(3)针对白杨河矿区中、西部煤层井顶板含水层补给的影响，可以考虑通过工程手段封堵产层顶、底板，隔断煤层顶、底板补水,促进煤层气排采降压漏斗的扩展和井间干扰的形成，以达到实现较高的产气量的目的。同时，降低单井产水量，还减少了排采能耗和排采设备的磨损，降低了排采生产成本。