韩永胜 罗 凯 艾静静 龙 军 彭丽莎 朱延茗

(1.中国石油浙江油田分公司，浙江 310023；2.克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司，新疆 834000)

1 区块概况

筠连煤层气田位于四川省宜宾市境内，区块内目前排采井大部分井进入稳产期，日产水小于0.1m3/d的生产井240口；0.1～0.5m3/d的生产井71口；0.5～1m3/d的生产井22口，1.0～5m3/d的生产井23口；5～10m3/d的生产井5口；日产水大于10m3/d的排采井4口(表1)。在高产水井的生产过程中，部分生产井的井内液柱下降困难，煤层段的连续解吸受到影响；随着日产水的上升，高产水井在抽油机开采时冲次及泵的载荷也随之增加， 易出现管柱偏磨及检泵的状况， 影响了连续排采。

表1 筠连煤层气田排采井产水情况表

2 高产水井原因分析

2.1 相邻层位含水情况

区内主要含水层位由新至老有上三叠统飞仙关组中等岩溶裂隙含水层、上二叠统乐平组弱裂隙承压含水层、峨眉山玄武岩裂隙弱含水层。区块内乐平组上覆层位飞仙关组为海相沉积的砂岩、泥岩及泥灰岩薄互层沉积，厚度500m，存在中等裂隙水层，是煤系的直接覆盖层。泉水流量多小于1L/s，个别流量达10L/s。飞仙关组二、三、四段含水性中等，一段含水性弱。水位标高起伏大，在380～1000m之间。水质类型以NaHCO3型水为主。乐平组为海陆交替的潮坪相沉积，地层总厚度约140m，由砂质泥岩、泥岩、粉砂岩及砂岩组成，主采煤层都分布于该组上部，煤层水具有封闭地层水型的特点，泉水流量多小于1L/s，全区含水性普遍较弱。水质类型NaHCO3及CaCl2型。峨眉山玄武岩裂隙弱含水层：岩性以致密块状玄武岩为主，厚度介于50.9～190.7m，泉水少见，泉水流量一般<0.4L/s，含水性弱，水质类型主要为NaHCO3型。

2.2 煤层水动力特征

区块南部为煤矿露头剥蚀区，存在大气降水及季节性河流补给，水动力系统为补给区和强径流区，外源水补给过程中地层水被稀释，矿化度降低，至向斜翼部的弱径流区和向斜底部为滞留区影响较小，补给区通过煤层及煤层上下层段的砂岩入渗，靠近剥蚀区附近存在补给充足的情况(图1)，距离剥蚀区较远的弱径流区和滞留区补给有限。强径流区煤层水的水型主要为Na2SO4型；弱径流区煤层水的水型以NaHCO3型为主；滞流区煤层水的水型为NaHCO3及CaCl2型。通过弱径流区及相邻封闭地层的产水分析，煤层产水较低，区域内主要为逆断层发育，局部发育少量正断层，断层的延伸范围多为乐平组下段至飞仙关组中下段，采气井排水降压的初期主要为近井地带的压裂液及地层水排出，后期随着地层压力的不断下降，压降范围也在不断的扩大，部分断层在压力下降的情况下存在着导水的情况，断层的存在缩短了煤层和水层的距离，在气井压降范围逐渐扩大的过程中，相邻层位的地层水沿断层由高压区向低压区运移，易形成采气井生产的水源补充。

图1 筠连煤层气田水动力示意图

2.3 煤层压裂及裂缝范围

工区内煤层孔隙度及渗透率较低，一般经过压裂改造才能获取产能，压裂液的水型主要为Na2SO4型(表2)；C2+3煤层顶板多为泥岩和碳质泥岩，总体封盖情况较好，在局部发育较差的情况下存在顶板厚度较薄的情况，通过区块内7口井的压裂裂缝监测表明：裂缝延展方向为北西40°～70°，水平缝长受到储层特点及压裂规模的控制下平面延伸范围为103～263m，裂缝纵向范围为20～30m，局部存在C2+3煤层和上部飞仙关组地层沟通的情况。

表2 筠连区块主要水型及矿化度统计表

3 高产水井治理措施及成效

区块内高产水井主要位于区块中部和南部，距离煤层剥蚀区大于3.5km，主要产水区域的水动力类型为弱径流区，结合相邻层位综合分析认为高产水井的产水来源主要为上覆地层飞仙关组的补给，部分井压裂后沟通断层及上部水层。

3.1 区块中部治理成效

L1901井组位于区块中部(图2)，井组内L1901-1井和L1901-3井为高产水井。L1901-1井生产层位为C2+3+7+8煤层(图3)，9.2m/9层，平均吨煤含气量12.8m3/t,投产初期井底流压5.1MPa，平均日产水29m3/d，经过生产井段找水分析后采取了电潜泵排采，C2+3煤层段日产水达到了180m3/d，地层水矿化度4212mg/L，水型为NaHCO3型，井底流压降幅为1kPa/d，达不到降压效果。综合分析认为C2+3煤层段为主要产水层位，采取了注灰堵水措施，措施封堵层位为C2+3煤层，3.3m/4层；措施后生产层位为C7+8煤层，5.9m/5层。措施初期排采制度为15kPa/d，日产水2.9m3/d，日产气2050m3/d，后期井底流压下降至1MPa后采取了稳压生产，产气水平为800m3/d，产水1.2m3/d(图4)，地层水矿化度5352mg/L，水型为NaHCO3型，措施后累产气82.1×104m3。

图2 L19井组开发构造井位图

图3 L19井组煤层对比图

图4 L1901-1井生产曲线

经过注灰作业，将L1901-1井沟通断层的裂缝进行了封堵，有效的控制了产水，在L1901-1井产水明显下降的同时，邻井L1901-3井也见到了效果，L1901-3为井组内同期投产的开发井，生产层位为C2+3+7+8煤层，投产初期井底流压4.8MPa，日产水60m3，地层水矿化度4218mg/L，水型为NaHCO3型，由于持续高产水影响了产气效果，后期L1901-1井堵水后，邻井L1901-3日产水由50m3下降至0.1～3m3，地层水矿化度6108mg/L，水型为NaHCO3型，日产气上升至2600m3(图5)。 经分析，L1901-1井和L1901-3井的高产水为同一水源，具有相同的水型及相近的矿化度，L1901-1井C2+3煤层压裂后沟通断层导致高产水，后经过注灰将裂缝及断层封堵成功后，2口井产水均得到有效控制，措施效果明显。

图5 L1901-3井生产曲线

3.2 区块南部治理成效

L309井组为位于区块南部，井组内L039-3井为高产水井，生产层位为C2+3+7+8煤层(图6)，其中C2+3煤层厚度为2.9m，吨煤含气量为10.3m3/t，C7+8煤层厚度为4.1m，吨煤含气量为11.3m3/t，排水期降压期采取流压降幅为10～35kPa/d的工作制度排水，初期产水6m3/d，井底流压下降至4.1MPa时气体开始解吸，采取憋套压的工作制度，憋压至1.8MPa后控压提产，随着冲次的增加，日产水也逐渐上升，控压提产期日产水15m3/d，采取了20kPa/d的控压提产制度，生产过程中由于产水量较高，气体连续解吸受到影响，后提产至500m3/d，日产水为15m3/d，矿化度为4182mg/L，水型为NaHCO3型，高产水阻碍了生产井降压及煤层解吸。通过找水分析，认为主要产水层位为C2+3煤层。

图6 L309井组煤层对比图

在确认主要产水层为C2+3煤层后采取了堵水措施，封堵层位为C2+3煤层2.9m/3层；生产层位为C7+8煤层4.1m/5层；措施后排采强度为20kPa/d，产水由堵水前的15m3/d下降至堵水后的0.2m3/d，稳定生产后日产气650m3/d(图7)，产出水的矿化度为4888mg/L，水型为NaHCO3及CaCl2型，措施后累产气30.1×104m3，具有较好的措施效果。

图7 L309-3井生产曲线