李 超，申 建，趙錦程，楊春莉

(1.中國礦業(yè)大學(xué)，江蘇 徐州 221116；2.中國石油天然氣股份有限公司華北油田分公司，河北 任丘 062552)

Control mechanisms of water production and gas production divergences ofCBM wells in southern Qinshui basin

LI Chao1，SHEN Jian1，ZHAO Jincheng1，YANG Chunli2

(1.China University of Mining and Technology,Xuzhou 221116，China；2.PetroChina Huabei Oilfield Company,Renqiu 062552，China)

Recognizing the major controlling factors of water production and gas production divergences between CBM wells can promote the benefits in the process of CBM development.The divergences of water and gas production between CBM wells were analyzed,and then the geological control mechanisms of those divergences were further discussed,based on the dynamic data of exploration and development collected from 144 wells drilled in a high-rank coalbed methane well area in the south part of Qinshui basin.The results show that,various water wells and gas wells are belts distributed on the plane in the study area,showing the characteristics of high water yield and low gas production.Moreover,the production of CBM wells is mainly controlled by groundwater and tectonic styles,which is mainly reflected in two aspects.First,the water source of CBM wells mainly comes from fracturing water,coal seam water and surrounding rock make-up water which is mainly derived from adjacent sandstone.Second,the high-productivity wells in the study area are usually distributed over the wings of the sublevel anticline on axis and the wings of local synclinorium;the medium-productivity wells predominantly distributed over local synclinoria relief wing and secondary syncline wings;besides the low-productivity wells are primarily distributed over the axis of the secondary syncline and the high point of structures in the eastern part of the study area.Finally,it is suggested that the scale of fracturing should be controlled in well areas with high water productivity and the long term effective operation of the pump should also be guaranteed.However the scale of fracturing in well areas with low water productivity should be increased,and special attention should be paid to the control of early groundwater production.

Qinshui basin;coalbed methane(CBM);daily gas production;daily water production;groundwater

煤儲層流體系統(tǒng)包含氣、水兩大要素，二者長期共存，彼此影響[1]。因煤層氣獨(dú)特的吸附態(tài)賦存特征，主要通過排水來降低儲層內(nèi)流體壓力，繼而使煤層氣由吸附態(tài)轉(zhuǎn)為游離態(tài)而產(chǎn)出[2]。煤層氣井排采實(shí)踐表明：煤層氣井的產(chǎn)水、產(chǎn)氣差異顯著，且高產(chǎn)水往往不利于培育高產(chǎn)氣井[3-4]。究其原因，學(xué)者提出了煤層非均質(zhì)性、強(qiáng)儲層敏感性、煤體結(jié)構(gòu)、含氣量、構(gòu)造與水文地質(zhì)等差異控制學(xué)說[5-8]。然而，受潛在影響因素眾多、各因素實(shí)測數(shù)據(jù)數(shù)量和質(zhì)量局限且對其參數(shù)相關(guān)關(guān)系少有闡述等影響[9-11]，煤層氣井氣、水產(chǎn)出關(guān)鍵控制因素尚未有統(tǒng)一、可靠和簡練的認(rèn)識。沁水盆地是我國高階煤煤層氣開發(fā)最為成功的地區(qū)，作為最早投入生產(chǎn)的南部某井區(qū)，區(qū)內(nèi)煤層氣井儲層參數(shù)較為完備且已有超過10年的排采歷史，基本可以代表煤層氣井生產(chǎn)的全周期。因此，本次研究擬通過深入解剖該井區(qū)煤層氣井的氣、水產(chǎn)出差異性及其控制因素，基于參數(shù)相近特點(diǎn)排除部分儲層因素，著重查明構(gòu)造和地下水條件對其控制，以期為相似區(qū)煤層氣井高效開發(fā)工程選擇提供參考。

2017-10-12 責(zé)任編輯：劉艷敏

國家科技重大專項資助(編號：2016ZX05041001-002)；國家自然科學(xué)基金項目資助(編號：41672149)

李超(1993-)，男，安徽滁州人，碩士研究生，E-mail：lmc937615@163.com。

李超，申建，趙錦程，等.沁南某高階煤井區(qū)煤層氣井氣、水產(chǎn)出差異及其控制因素[J].中國礦業(yè)，2018，27(2):117-124.

TE122.2

A

1004-4051(2018)02-0117-08

研究區(qū)位于沁水盆地南部，總體向西傾的單斜構(gòu)造上發(fā)育了喜山期形成的NW-NNW向局部復(fù)式向斜，與盆地主體NNE向褶皺復(fù)合疊加[12-13]，靠近寺頭斷層，區(qū)類發(fā)育數(shù)條小斷層，地層平緩，構(gòu)造簡單。石炭系和二疊系為主要的含煤地層，其中二疊系山西組3#煤層是主要的勘探開發(fā)目標(biāo)層。

為重點(diǎn)分析褶皺構(gòu)造和地下水差異控制特性，確定了研究井區(qū)選擇原則，即：構(gòu)造以褶皺為主；煤層埋深、厚度、煤級、含氣量和煤體結(jié)構(gòu)相似；鉆完井技術(shù)和儲層改造措施相似；煤層氣直井排采時間在2 000 d以上?；谝陨显瓌t，篩選出了目標(biāo)研究區(qū)(圖 1)和煤層氣直井144口。

研究區(qū)主體為一個局部復(fù)向斜構(gòu)造，發(fā)育多個次級背斜和向斜，斷層基本不發(fā)育。區(qū)內(nèi)3#煤層埋深452～753 m，平均630.25 m，埋深較淺；厚度介于5.0～7.2 m，平均6.0 m，分布穩(wěn)定。煤層頂?shù)装逡院穸容^大的泥巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，部分地區(qū)發(fā)育砂巖，測井顯示砂巖含水性弱～中等。煤層含氣量18～24 m3/t， 含氣量高。煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)

圖1 研究區(qū)頂板標(biāo)高等值線圖和地層簡介圖

煤和碎裂煤為主，煤體結(jié)構(gòu)較為完整。煤儲層壓力梯度6.26～9.53 kPa/m，平均7.26 kPa/m，屬欠壓～正常壓力儲層，以欠壓儲層為主。煤層孔隙度介于3.16%～8.83%，平均5.14%，總體較低；試井滲透率0.011～0.91 mD，屬低～中等滲透率儲層。

2.1.1 煤層氣井產(chǎn)水特征

研究區(qū)解吸前累計產(chǎn)水量13.5～8 163.8 m3，平均650.93 m3。其中，10%的煤層氣井解吸前累計產(chǎn)水量大于1 265.1 m3，15%的井介于644～1265.1 m3，50%的在142.8～644 m3，10%的井在82.7 m3以內(nèi)(圖 2(a))。解吸前平均產(chǎn)水量1.14～15.11 m3/d,平均4.14 m3/d。其中，34.5%的煤層氣井解吸前平均產(chǎn)水量小于3 m3/d，51.7%的井介于3～6 m3/d，13.8%的井大于6 m3/d(圖2(b))。解吸前產(chǎn)水量占總產(chǎn)水量的0.23%～61.79%，平均12.62%，主要介于3%～15.92%。其中，90%的煤層氣井解吸前產(chǎn)水占比小于20.67%，75%的井小于15.92%，50%的井在6.72%以內(nèi)，10%的井在3.69%以內(nèi)(圖 2(c))。整個煤層氣井排采階段，研究區(qū)平均日產(chǎn)水量介于0.13～11.51 m3/d，平均1.85 m3/d，主要介于0.2～2 m3/d，其中75%的煤層氣井平均日產(chǎn)水量小于2.50 m3/d，25%的井在0.62 m3/d以內(nèi)(圖 2(d))。

圖2 研究區(qū)煤層氣井產(chǎn)水特征

研究區(qū)井排采時間長(平均排采天數(shù)超過2 900 d)，而煤層氣井大量排水階段主要集中在排采前半段(一般不超過500 d)，因此平均日產(chǎn)水量未顯示出異常偏高特征。根據(jù)K-均值聚類分析，平均日產(chǎn)水量可分成大于3.5 m3/d、1.2～3.5 m3/d和小于1.2 m3/d三類。單井累計產(chǎn)水量超104m3，一般認(rèn)為該井為高產(chǎn)水井[14]，按研究區(qū)平均排采天數(shù)2 900 d計算，平均日產(chǎn)水量不低于3.5 m3/d；研究區(qū)煤層可動水基本不超過3 600 m3[15-16]，按平均排采天數(shù)2 900 d計算，平均日產(chǎn)水量不超過1.2 m3/d，這與K-均值聚類結(jié)果類似。因此基于聚類分析和生產(chǎn)動態(tài)資料，按平均日產(chǎn)水量大于3.5 m3/d與累計產(chǎn)水量大于104m3，平均日產(chǎn)水量1.2～3.5 m3/d與累計產(chǎn)水量介于4×103～104m3，以及平均日產(chǎn)水量小于1.2 m3/d和累計產(chǎn)水量小于4×103m3將研究區(qū)煤層氣井劃分為高產(chǎn)水井、中產(chǎn)水井和低產(chǎn)水井等3類(表1)。其高產(chǎn)水井，占總井?dāng)?shù)的21.5%，中產(chǎn)水井占30.5%，低產(chǎn)水井占48.0%，研究區(qū)以中低產(chǎn)水井為主(表2)。

表1 研究區(qū)煤層氣井分類

產(chǎn)水井平均日產(chǎn)水量/(m3/d)累計產(chǎn)水量/m3產(chǎn)氣井平均日產(chǎn)氣量/(m3/d)高產(chǎn)水井>3.5>10000高產(chǎn)氣井>1500中產(chǎn)水井1.2～3.54000～10000中產(chǎn)氣井700～1500低產(chǎn)水井<1.2<4000低產(chǎn)氣井<700

表2 研究區(qū)產(chǎn)水產(chǎn)氣井比例

井型高產(chǎn)氣井/%中產(chǎn)氣井/%低產(chǎn)氣井/%總計/%高產(chǎn)水井/%2.084.8614.5821.53中產(chǎn)水井/%4.8611.1114.5830.56低產(chǎn)水井/%14.5820.1413.1947.92總計/%21.5336.1142.36100

2.1.2 煤層氣井產(chǎn)水差異性

研究區(qū)不同煤層氣井產(chǎn)水差異性顯著，從平面上看，各類產(chǎn)水井成帶分布(圖3)。高產(chǎn)水井集中分布在研究區(qū)的西北角和中部，這類井峰值日產(chǎn)水量普遍在20 m3/d以上且保持高產(chǎn)水1～2 a，部分井日產(chǎn)水量在排采后期仍高于5 m3/d。中產(chǎn)水井分布在中部地區(qū)，這類井峰值日產(chǎn)水量普遍介于10～20 m3/d，部分井產(chǎn)水高峰較長，達(dá)1～2 a，而另一部分井在產(chǎn)水高峰期后則較快下降。低產(chǎn)水井則分布在研究區(qū)東部，這類井峰值日產(chǎn)水量一般小于10 m3/d，產(chǎn)水高峰期在開始排采的1～3月，見氣后快速遞減到1 m3/d以下。

圖3 3#煤層總水位與各類產(chǎn)水井

2.2.1 煤層氣井產(chǎn)氣特征

研究區(qū)煤層氣井解吸前排采時間介于5～624 d，平均129 d。其中，44.6%的井解吸前排采時間小于100 d，55.6%的井解吸前排采時間大于100 d(圖4(a))。研究區(qū)煤層氣井平均日產(chǎn)氣量85.60～7 631.07 m3/d，平均1 123.75 m3/d。其中，90%的煤層氣井平均日產(chǎn)氣量小于2 218 m3/d，75%的井小于1 458 m3/d，50%的井在885 m3/d以內(nèi)，10%的井在86 m3/d以內(nèi)(圖4(b))。最高日產(chǎn)氣量介于427～27 044 m3/d，平均2 830.39 m3/d，主要介于1 148～4 000 m3/d。其中，75%的煤層氣井最高日產(chǎn)氣量小于3 303 m3/d，25%的井在1 587 m3/d以內(nèi)(圖4(c))。最高日產(chǎn)氣量與平均日產(chǎn)氣量一般具有較好的正相關(guān)關(guān)系。

按照煤層氣井產(chǎn)能分級方案[17]，按平均日產(chǎn)氣量大于1 500 m3/d、700～1 500 m3/d和小于700 m3/d將研究區(qū)煤層氣井分成高產(chǎn)氣井、中產(chǎn)氣井和低產(chǎn)氣井等3類(表1)。其中高產(chǎn)氣井占21.5%，中產(chǎn)井氣占36.1%，低產(chǎn)井氣占42.4%，研究區(qū)以中低產(chǎn)氣井為主(表2)。

2.2.2 煤層氣井產(chǎn)氣差異性

研究區(qū)不同煤層氣井產(chǎn)氣差異顯著，平面上亦呈現(xiàn)出明顯分帶性。將研究區(qū)144口煤層氣直井按產(chǎn)量分級后投點(diǎn)到煤層頂板等高線圖上可以看出，產(chǎn)氣量與構(gòu)造部位匹配較好(圖 5)。其中，高產(chǎn)氣井基本分布在局部復(fù)向斜的核部及其翼部上的次級背斜的翼部；中產(chǎn)氣井主要分布在局部復(fù)向斜的寬緩翼部和次級向斜的翼部；低產(chǎn)氣井主要分布在次級向斜的核部和研究區(qū)西部的構(gòu)造最高點(diǎn)處(圖 5)。

圖4 研究區(qū)煤層氣井產(chǎn)氣特征

圖5 煤層頂板標(biāo)高與各類產(chǎn)氣井

煤層氣排采是一個相對復(fù)雜的過程，其單井產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量受地質(zhì)、工程及其工作制度等多個因素影響[18-19]。研究區(qū)144口井的排采資料表明，解吸前累計產(chǎn)水量越高，越不利于高產(chǎn)，當(dāng)解吸前累計產(chǎn)水量高于1 200 m3時，平均日產(chǎn)氣量基本不超過1 000 m3/d(圖6(a))。其原因可能是其水源補(bǔ)給充足，煤儲層降壓困難，難以形成有效的降壓漏斗，從而導(dǎo)致產(chǎn)氣量顯著降低。平均日產(chǎn)水量和平均日產(chǎn)氣量整體相關(guān)性較差(圖6(b))，但從低產(chǎn)水井至高產(chǎn)水井，中、高產(chǎn)氣井分別占總井?dāng)?shù)的34.72%、15.97和6.94%(表2)，仍符合產(chǎn)水量過高不利于高產(chǎn)氣的規(guī)律。

圖6 產(chǎn)水量和平均日產(chǎn)氣量關(guān)系

一般而言，煤層氣井的產(chǎn)出水通常來自三個方面，一是壓裂水，其產(chǎn)出量一般取決于壓裂工藝和壓裂規(guī)模。研究區(qū)采用活性水加砂壓裂，注砂量30～50 m3，總液量189～936 m3，平均441 m3，產(chǎn)出集中在排采開始的1～3個月[1,20-21]。二是煤儲層本身的水，產(chǎn)水量相對較小，排采初期為排水高峰，一般小于10 m3/d，見氣后產(chǎn)水量快速遞減[14]。三是外源補(bǔ)給水，主要來自天然裂縫或壓裂裂縫溝通煤層頂?shù)装宓暮畬樱a(chǎn)水量長期保持較高水平，累計產(chǎn)水量通常高于10 000 m3[4,14,22]。

煤儲層本身水和外源補(bǔ)給水總產(chǎn)量難以確定，根據(jù)實(shí)際排采，將每口井日產(chǎn)水量在1～10 m3/d和日產(chǎn)水量大于10 m3/d的累計產(chǎn)水量來反映煤儲層本身水和外源補(bǔ)給水 。繪制各類產(chǎn)水井壓裂總液量占累計產(chǎn)水量占比、日產(chǎn)水量1～10 m3/d累計產(chǎn)水量占比和日產(chǎn)水量大于10 m3/d累計產(chǎn)水量占比的三端元圖(圖7)?？梢钥闯?，低產(chǎn)水井中壓裂水的存在不可忽視，其占比大多在25%以上，相當(dāng)一部分井占比超50%；日產(chǎn)水基本在1～10 m3/d，僅少數(shù)井日產(chǎn)水超過10 m3/d且占比很低，說明低產(chǎn)水無大量的外源補(bǔ)給水。中產(chǎn)水井中壓裂水占比較低，日產(chǎn)水1～10 m3/d的累計產(chǎn)水量占其總產(chǎn)水的絕大部分，部分井日產(chǎn)水超過10 m3/d累計產(chǎn)水量占比大于25%，說明中產(chǎn)水井產(chǎn)出水為煤層水和無持續(xù)大量補(bǔ)給的外源水。高產(chǎn)水井中壓裂水占比可以忽略，產(chǎn)出水特征可分成2類，第一類中日產(chǎn)水超過10 m3/d累計產(chǎn)水量占比超50%，說明有外源水的持續(xù)補(bǔ)給;第二類產(chǎn)出水特征與中產(chǎn)水井相似，只是其煤層中水更多，外源水補(bǔ)給更持久。

圖7 三類產(chǎn)水量三端元圖

3#煤層頂?shù)装宀话l(fā)育灰?guī)r，其下伏灰?guī)r至少據(jù)煤層25 m，無斷層溝通下，灰?guī)r中的水不是外源補(bǔ)給水的來源。研究表明，石炭-二疊煤系砂巖雖具有低滲透特點(diǎn)，但其仍含有可動水并具有給水能力[22-23]。煤層段射孔壓裂時，視應(yīng)力類型不同，在煤層中發(fā)育水平壓裂縫或垂直壓裂縫。一般而言，壓裂縫發(fā)育方向與最小主應(yīng)力垂直。研究區(qū)3#煤層主應(yīng)力整體上呈現(xiàn)最小水平主應(yīng)力最小，垂向主應(yīng)力居中和最大主應(yīng)力最大的特征[24]，因此該區(qū)發(fā)育垂向壓裂縫，研究區(qū)裂縫監(jiān)測結(jié)果也表明研究區(qū)發(fā)育垂向壓裂縫。同時當(dāng)頂?shù)装迥鄮r厚度不超過6 m時，垂向壓裂縫一般能壓穿頂?shù)装迥鄮r隔層而溝通鄰近煤層的砂巖層[25]。

基于研究區(qū)鉆孔資料，統(tǒng)計各井頂?shù)装?0 m范圍內(nèi)砂巖厚度，繪制砂巖厚度等值線圖(圖8)。可以發(fā)現(xiàn)煤層氣井產(chǎn)水情況與砂巖厚度具有較好的相關(guān)關(guān)系。高產(chǎn)水井基本分布在砂巖厚度大于6 m的地區(qū)，而頂?shù)装迳皫r不發(fā)育的中部和東部基本為中低產(chǎn)水井。因此鄰近煤層的砂巖是煤層氣排采井最可能的外源含水層。

選取自東向西剖面A-A′，繪制巖性對比圖(圖9)。圖9表明，研究區(qū)3#煤層頂板砂巖連續(xù)性較好，底板砂巖不連續(xù)，厚度變化大，從幾米到十多米。西部煤層頂?shù)装搴靶愿?，頂?shù)装迳皫r厚度基本大于15 m，頂?shù)装迥鄮r隔層厚度小，一般不超過5 m，有些井煤層與砂巖甚至直接接觸，壓裂的垂直裂縫容易溝通砂巖。越往東煤層頂?shù)装搴靶栽降?，一般頂?shù)装迳皫r厚度只有幾米，泥巖隔層厚度較大，壓裂裂縫不易溝通砂巖。

因此在垂向壓裂裂縫的溝通下，鄰近煤層的砂巖是煤層氣排采井的水源層。

3#煤層總水位(初始水位)表明，研究區(qū)存在中部和西部2大匯水區(qū)，即中部的PN4-P1-HP3-HP6井區(qū)和東部X1-X2-X3-X4井區(qū)。隨著時間的推移，水位與煤頂標(biāo)高分布相似，即構(gòu)造形態(tài)控制地下水水位的變化。為向斜核部的PN4-P1-HP3-HP6井區(qū)仍為匯水區(qū)，地層平緩的X1-X2-X3-X4井區(qū)不表現(xiàn)匯水特征，而原來的西北部高水位井區(qū)PN1-PN2-PN3，因地勢低則變?yōu)閰R水區(qū)(圖10)。

3#煤層總水位的高低不能解釋井間產(chǎn)水量的差異(圖3)，但水位隨時間的變化即區(qū)域徑流條件的改變?nèi)匀挥绊懨簩託饩漠a(chǎn)水水平。地下水位隨時間的變化和巖性組合共同控制各井產(chǎn)水差異性。研究區(qū)西北部，頂?shù)装迳皫r發(fā)育，砂巖中的外源水導(dǎo)致產(chǎn)水量高。中部地區(qū)頂?shù)装迳皫r較發(fā)育，外源水不斷補(bǔ)給的匯水區(qū)，是研究區(qū)產(chǎn)水量最高的地區(qū)，非匯水區(qū)的產(chǎn)水能力取決去頂?shù)装迳皫r發(fā)育的規(guī)模和煤層的含水性。東部地區(qū)頂?shù)装宀话l(fā)育砂巖，基本無外源水的補(bǔ)給，因此匯水區(qū)也不會大量產(chǎn)水，產(chǎn)出水來自煤層本身和壓裂水，若煤層含水性弱，壓裂水占產(chǎn)出水極大比例。

從圖5選擇選取兩條具有代表性的剖面B-B′和C-C′，結(jié)合實(shí)際排采資料可以看出(圖11)：局部復(fù)向斜構(gòu)造核部及其翼部的次級背斜的翼部的煤層

氣井普遍產(chǎn)氣量較高(PN2，HP1，HP6)，尤其在次級背斜翼部與次級向斜交接部位產(chǎn)氣量最高(PN2)，這些井在產(chǎn)氣高峰能保持3～5 a，而后非常緩慢下降。次級向斜的核部(PN1，HP7)和構(gòu)造最高點(diǎn)處(HP4，X1)產(chǎn)氣量低，尤其在構(gòu)造最高點(diǎn)處的井產(chǎn)氣極低，這些井的峰值日產(chǎn)量基本不超過1 000 m3/d，產(chǎn)氣長期保持在極低水平。而在其它構(gòu)造位置，如局部復(fù)向斜的寬緩翼部(HP3)和次級向斜的翼部(HP5)則分布中產(chǎn)氣井。

構(gòu)造對研究區(qū)產(chǎn)氣控制顯著，構(gòu)造形態(tài)也影響地下水位的變化。研究區(qū)整體為一寬緩向斜，向斜受壓應(yīng)力作用，裂隙發(fā)育程度較差，煤層氣擴(kuò)散困難，煤層氣保存較好。在局部復(fù)向斜核部上發(fā)育的次級向斜，地層趨向于擠壓，滲透率低。當(dāng)有外源水補(bǔ)給時(如P1-HP2-HP7井區(qū))，煤層氣井排水更加難以降壓，煤層氣保存較好但產(chǎn)出效果差。次級背斜大量發(fā)育張裂隙，煤層滲透率較高，導(dǎo)致煤層水和外源水的不斷產(chǎn)出，由此可能抑制氣體產(chǎn)出(如HP3-HP7-HP8井區(qū))，因而本研究區(qū)次級背斜往往產(chǎn)氣較低。次級背斜的兩翼，煤層滲透率得到改善，地下水也處于徑流區(qū)，有利的構(gòu)造位置和合適的產(chǎn)水孕育高產(chǎn)井。研究區(qū)東部，地層平緩，無外源水補(bǔ)給，產(chǎn)水低，其產(chǎn)氣水平一方面取決于煤層氣的保存條件，在遠(yuǎn)離復(fù)向斜的構(gòu)造高點(diǎn)處受張應(yīng)力的作用，不利于煤層氣的保存，煤層氣產(chǎn)氣量極低，另一方面有效的排水降壓面積是高產(chǎn)的關(guān)鍵。

圖8 煤層頂?shù)装?5 m砂巖厚度與各類產(chǎn)水井

圖9 研究區(qū)3#煤層巖性對比剖面圖

圖10 研究區(qū)水位變化

圖11 構(gòu)造位置與煤層氣產(chǎn)氣量變化

研究區(qū)煤層氣井產(chǎn)水、產(chǎn)氣差異顯著，控制機(jī)理亦不同，不同井區(qū)的工程選擇和排采工藝應(yīng)差別對待。對于埋深較深的次級向斜核部和構(gòu)造最高點(diǎn)處，應(yīng)避免投入較多煤層氣開發(fā)井。研究區(qū)頂?shù)装搴靶暂^好的向斜翼部和次級背斜翼部，壓裂時選擇合適的位置和工藝，避免溝通含水性較好的砂巖層，同時這些高產(chǎn)水井區(qū)要保持泵的維護(hù)和泵效，保證水的連續(xù)排出而進(jìn)行有效的排水降壓。在頂?shù)装搴暂^弱的中西部地區(qū)，應(yīng)增大壓裂規(guī)模，控制煤層氣井排采前期的排水控制。

1) 研究區(qū)煤層氣井產(chǎn)水、產(chǎn)氣差異性顯著，在平面上成片分布。高產(chǎn)水井、中產(chǎn)水井和低產(chǎn)水井分別占總井?dāng)?shù)的21.5%、30.5%和48.0%，以中低產(chǎn)水井為主；高產(chǎn)氣井、中產(chǎn)氣井和低產(chǎn)氣井分別占總井?dāng)?shù)的21.5%、36.1%和42.4%、以中低產(chǎn)氣井為主?？傮w上符合產(chǎn)水量過高不利于高產(chǎn)氣的規(guī)律。

2) 研究區(qū)煤層氣井的產(chǎn)出水通常來自壓裂水、煤層本身水和外源補(bǔ)給水等三個方面。鄰近煤層的砂巖是外源補(bǔ)給水的主要來源，壓裂水在低產(chǎn)水水井中占重要比例。

3) 構(gòu)造對研究區(qū)產(chǎn)氣控制顯著。高產(chǎn)氣井基本分布在局部復(fù)向斜的核部及其翼部上的次級背斜的翼部；中產(chǎn)氣井主要分布在局部復(fù)向斜的寬緩翼部和次級向斜的翼部；低產(chǎn)氣井主要分布在次級向斜的核部和研究區(qū)西部的構(gòu)造最高點(diǎn)處。

4) 研究區(qū)產(chǎn)水、產(chǎn)氣受不同因素控制，不同井區(qū)的工程選擇和排采工藝應(yīng)差別對待。高產(chǎn)水井區(qū)應(yīng)控制壓裂規(guī)模，保證泵長期有效工作；低產(chǎn)水井區(qū)要加大壓裂規(guī)模，特別注意排采早期排采水的控制。

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