蘇朋輝，夏朝輝，劉玲莉，段利江，王建俊，肖文杰

（1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083；2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安710300）

0 引言

低煤階煤是指煤巖變質(zhì)程度低的煤，在國(guó)際上主要通過(guò)最大鏡質(zhì)體反射率（Ro）來(lái)確定。低煤階煤是最大鏡質(zhì)體反射率<0.65%的煤［1］。與中、高煤階煤層相比，低煤階煤層滲透率較高、含氣量低、割理發(fā)育程度較低［2-4］。國(guó)外的低煤階煤層氣田主要分布在美國(guó)的粉河盆地、尤因塔盆地和拉頓盆地，加拿大的阿爾伯塔盆地以及澳大利亞蘇拉特盆地等。我國(guó)低煤階煤層氣的重點(diǎn)區(qū)域包括準(zhǔn)噶爾盆地、二連盆地、鄂爾多斯盆地等，低煤階煤層氣占煤層氣總資源的43%，勘探開(kāi)發(fā)潛力巨大［5］。

桑浩田等［6］以沁水盆地3口典型煤層氣井為研究對(duì)象，應(yīng)用COMET3數(shù)值模擬軟件反演了這些井的排采數(shù)據(jù)，對(duì)影響煤層氣井的產(chǎn)能因素進(jìn)行了分析（在該區(qū)可作為煤層氣井網(wǎng)優(yōu)化的依據(jù)）；Lee等［7］以印尼低煤階煤層氣田為例，研究了含氣量和儲(chǔ)層壓降對(duì)低煤階煤層氣井產(chǎn)能的影響，并認(rèn)為含氣量越高，儲(chǔ)層壓差越大，低煤階煤層氣產(chǎn)出速率越高；Ding等［8］評(píng)價(jià)了澳大利亞中煤階煤層氣水平井峰值產(chǎn)氣量對(duì)滲透率、含氣量等一系列因素的敏感性程度，得出了單井峰值大小對(duì)主要儲(chǔ)層物性由強(qiáng)到弱的敏感性；侯海海等［2］通過(guò)多層次模糊數(shù)學(xué)的方法，研究了吐哈盆地低煤階煤層氣田產(chǎn)能的主控因素，提出資源豐度、煤層厚度、滲透率、含氣量和水文地質(zhì)條件均是影響低煤階煤層氣賦存和產(chǎn)能的主控因素；Zhao等［9］以澳大利亞Bowen盆地煤層氣田為研究對(duì)象，提出了產(chǎn)能影響因素的不確定性分析方法流程圖，并使用該方法研究了含氣量、解吸時(shí)間、等溫吸附參數(shù)和滲透率等對(duì)煤層氣井產(chǎn)能的影響，提出含氣量、滲透率和朗格繆爾體積是影響煤層氣井產(chǎn)能的主控因素；吳雅琴等［10］分析了鄭莊區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)能主控因素，并劃分出不同地質(zhì)單元對(duì)井距的優(yōu)化程度。影響低煤階煤層氣井產(chǎn)能的主要因素有2類(lèi)［11-12］：①地質(zhì)因素與含氣性因素，即影響低煤階煤儲(chǔ)層資源量的因素（埋深、厚度、含氣量等）和影響低煤階煤層氣解吸吸附及運(yùn)移的因素（滲透率、朗格繆爾體積、朗格繆爾壓力等）；②工程相關(guān)因素，即排采制度、鉆完井方式等。與中、高煤階煤儲(chǔ)層相比，X煤層氣田儲(chǔ)層具有高孔滲、低含氣量的特點(diǎn)，排采規(guī)律尚缺乏系統(tǒng)的研究。

此外，我國(guó)對(duì)于煤層氣排采規(guī)律和產(chǎn)能的研究主要集中在中高煤階［13-17］，其主要原因是中高煤階煤儲(chǔ)層比低煤階煤儲(chǔ)層含氣量高，容易取得較好的商業(yè)價(jià)值［18］。我國(guó)低煤階煤層氣部分生產(chǎn)井產(chǎn)氣量低且產(chǎn)量遞減快，除煤層氣水文地質(zhì)特征復(fù)雜、滲透率和含氣量均低等客觀(guān)因素外，對(duì)排采規(guī)律缺乏系統(tǒng)的研究是影響我國(guó)低煤階煤層氣產(chǎn)量的主要因素［19］。因此，研究低煤階煤層氣的產(chǎn)能影響因素對(duì)于澳大利亞M區(qū)塊低煤階煤層氣的研究和勘探開(kāi)發(fā)具有重要意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

澳大利亞M區(qū)塊地處S盆地東緣，位于盆地向斜東翼構(gòu)造高部位。S盆地為中生代克拉通盆地，主要發(fā)育三疊系、白堊系。盆地中侏羅統(tǒng)Injune Creek群Walloon亞群發(fā)育有J和T共2套煤層組。J煤層組包含 Kogan，Macalister，Wambo和 Argle煤層，T煤層組包含Upper Taroom和Condamine煤層。X煤層氣田是M區(qū)塊的主力氣田，位于澳大利亞S盆地東北部。

X煤層氣田儲(chǔ)層鏡質(zhì)體反射率為0.6%，煤層累計(jì)凈厚度為25 m，平均埋深為287 m，平均滲透率為258 mD，平均含氣質(zhì)量體積為2.7 m3/t，平均含氣飽和度為70%，地層壓力梯度為0.91 MPa/100 m，屬于典型的高滲、低含氣量、低煤階煤儲(chǔ)層。

2 低煤階煤層氣生產(chǎn)特征

澳大利亞M區(qū)塊目標(biāo)煤層共發(fā)育有J和T共2套煤層組，根據(jù)開(kāi)采的不同射孔層位，將X煤層氣田的生產(chǎn)井劃分為3類(lèi)：A井組的井主要射孔層位為J煤層組的煤層；B井組的井主要射孔層位為T(mén)煤層組的煤層；C井組的井為多層合采井，射孔層位為全部煤層。

通過(guò)分析X煤層氣田生產(chǎn)井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，并根據(jù)單井高峰日產(chǎn)氣量，將氣井劃分為3類(lèi)：高產(chǎn)氣井（峰值產(chǎn)氣量大于3萬(wàn)m3/d）、中產(chǎn)氣井［峰值產(chǎn)氣量為（1～3）萬(wàn)m3/d］、低產(chǎn)氣井（峰值產(chǎn)氣量小于1萬(wàn) m3/d）。

2.1 高產(chǎn)氣井生產(chǎn)特征

X煤層氣田高產(chǎn)氣井的特點(diǎn)是：生產(chǎn)曲線(xiàn)連續(xù)性好，多數(shù)高產(chǎn)氣井具有明顯的產(chǎn)量上升階段、穩(wěn)產(chǎn)階段和遞減階段（圖1）。高產(chǎn)氣井單井累積產(chǎn)氣量高，大部分井累積產(chǎn)氣量大于2 000萬(wàn)m3，穩(wěn)產(chǎn)期較長(zhǎng)。高產(chǎn)氣井大多為合采井，其井縱向穿過(guò)J和T共2套煤層組，縱向儲(chǔ)層控制程度和初期排水量均大、持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)，有助于降壓解吸，故合采井的投產(chǎn)大大增加了平均單井產(chǎn)量。

圖1 典型高產(chǎn)氣井生產(chǎn)曲線(xiàn)Fig.1 Production curves of a typical high production gas well

2.2 中產(chǎn)氣井生產(chǎn)特征

中產(chǎn)氣井的特點(diǎn)是：產(chǎn)氣曲線(xiàn)連續(xù)性較好，部分生產(chǎn)井有比較明顯的產(chǎn)量上升階段、穩(wěn)產(chǎn)階段和遞減階段（圖2）。大部分中產(chǎn)氣井累積產(chǎn)氣量大于500萬(wàn)m3，單井累積產(chǎn)氣量高。中產(chǎn)氣井初期排水量明顯低于高產(chǎn)氣井初期排水量，不利于煤儲(chǔ)層降壓解吸。中產(chǎn)氣井多為單采T煤層組生產(chǎn)井。

圖2 典型中產(chǎn)氣井生產(chǎn)曲線(xiàn)Fig.2 Production curves of a typical medium production gas well

2.3 低產(chǎn)氣井生產(chǎn)特征

低產(chǎn)氣井特點(diǎn)是：生產(chǎn)曲線(xiàn)波動(dòng)幅度大，連續(xù)生產(chǎn)的時(shí)間短（圖3）。低產(chǎn)氣井多數(shù)位于氣田邊緣位置，沒(méi)有充足的水源供給，且井距較大，井間干擾弱。低產(chǎn)氣井單井累積產(chǎn)氣量低，大部分井累積產(chǎn)氣量低于50萬(wàn)m3。低產(chǎn)氣井初期產(chǎn)水量較中產(chǎn)氣井更低，且持續(xù)時(shí)間短，后期產(chǎn)水量保持在較低水平或不產(chǎn)水。低產(chǎn)氣井多為單采J煤層組生產(chǎn)井。

圖3 典型低產(chǎn)氣井生產(chǎn)曲線(xiàn)Fig.3 Production curves of a typical low production gas well

3 煤層氣單井產(chǎn)能主控因素

在煤層氣開(kāi)發(fā)過(guò)程中，其產(chǎn)能受到地質(zhì)及工程等多種因素的影響。結(jié)合低煤階煤層氣井的生產(chǎn)特征和氣田地質(zhì)模型資料分析，建立低煤階煤層氣井?dāng)?shù)值模型，主要討論孔隙度、累計(jì)凈厚度、滲透率、井距、含氣量、含氣飽和度、解吸時(shí)間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數(shù)等9個(gè)參數(shù)對(duì)煤層氣井產(chǎn)能的影響，分析峰值產(chǎn)氣量和累積產(chǎn)氣量對(duì)各影響因素敏感性的強(qiáng)弱程度，明確影響低煤階煤層氣井產(chǎn)能的主控因素。

3.1 產(chǎn)能影響因素敏感性案例設(shè)計(jì)

澳大利亞M區(qū)塊以X煤層氣田各參數(shù)的實(shí)際變化范圍為基礎(chǔ)，給定每個(gè)參數(shù)的基礎(chǔ)值、最小值和最大值。采用控制變量法，基于每個(gè)參數(shù)在地質(zhì)模型中的變化范圍，單次修改某一參數(shù)，分別取基礎(chǔ)值、最小值和最大值，并保持其他參數(shù)為基礎(chǔ)值。每個(gè)參數(shù)設(shè)計(jì)3個(gè)案例，最后設(shè)計(jì)的總案例數(shù)為27個(gè)。各參數(shù)在設(shè)計(jì)案例中的取值如表1所列。

表1 各參數(shù)在模型中的變化范圍及在案例中的取值Table 1 Value ranges of each coefficient in geo-model and simulation cases

3.2 敏感性結(jié)果分析

為了評(píng)價(jià)煤層氣井產(chǎn)能對(duì)以上9個(gè)參數(shù)的敏感性，以此來(lái)確定影響低煤階煤層氣井產(chǎn)能的主控因素，把基礎(chǔ)模型的峰值產(chǎn)氣量和累積產(chǎn)氣量值作為比較的基礎(chǔ)值，將通過(guò)表1中每個(gè)參數(shù)的最大值和最小值所求取的相應(yīng)產(chǎn)量值作為比較值，再用比較值除以基礎(chǔ)值得到每個(gè)產(chǎn)量的相對(duì)變化率，根據(jù)相對(duì)變化率的高低得到峰值產(chǎn)氣量和累積產(chǎn)氣量的敏感性分析結(jié)果暴風(fēng)圖（圖4、圖5）。

敏感性分析結(jié)果表明，影響低煤階煤層氣井峰值產(chǎn)氣量大小的主要因素由強(qiáng)到弱依次為：累計(jì)凈厚度、滲透率、含氣量、含氣飽和度、孔隙度、井距、解吸時(shí)間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數(shù)。影響低煤階煤層氣井累積產(chǎn)氣量大小的主要因素由強(qiáng)到弱依次為：累計(jì)凈厚度、井距、含氣量、滲透率、含氣飽和度、孔隙度、解吸時(shí)間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數(shù)。

通過(guò)分析峰值產(chǎn)氣量和累積產(chǎn)氣量對(duì)各儲(chǔ)層參數(shù)敏感性的大小，可確定影響低煤階煤層氣井產(chǎn)能的主控因素有累計(jì)凈厚度、滲透率、含氣量、井距、含氣飽和度?？紫抖?、解吸時(shí)間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數(shù)的高低變化對(duì)低煤階煤層氣井產(chǎn)量的影響均相對(duì)較小，因此可將其視為影響低煤階煤層氣井產(chǎn)能的非主控因素。

圖4 峰值產(chǎn)氣量敏感性暴風(fēng)圖Fig.4 Sensitivity tornado chart of peak gas production

圖5 累積產(chǎn)氣量敏感性暴風(fēng)圖Fig.5 Sensitivity tornado chart of cumulative gas production

煤層的厚度和含氣量決定著煤層中的資源量，是低煤階煤儲(chǔ)層富集煤層氣與提供產(chǎn)量的關(guān)鍵，煤層越厚，產(chǎn)氣量越高，氣源越豐富，供氣能力越強(qiáng)，產(chǎn)量也越高。滲透率是影響煤層氣產(chǎn)量以及采收率的重要因素，較高的滲透率可改善煤層氣的滲流通道、降低滲流阻力、增加煤層氣產(chǎn)量。與常規(guī)天然氣儲(chǔ)層不同，井間干擾有利于煤儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)，在一定范圍之內(nèi)，井距越小越能加快排水降壓的過(guò)程，加速氣體的產(chǎn)出。含氣飽和度越大，氣體越容易解吸，并可縮短煤層氣井達(dá)到峰值產(chǎn)量的時(shí)間。

產(chǎn)能主控因素研究結(jié)果表明：低煤階煤層氣峰值產(chǎn)氣量和累積產(chǎn)氣量有著相同的變化趨勢(shì)，二者均隨著累計(jì)凈厚度、滲透率、含氣量和含氣飽和度的增大而增大，隨著井距的增大先增大后減?。▓D6）；峰值到來(lái)時(shí)間和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間有著相似的變化趨勢(shì)，二者均隨著累計(jì)凈厚度、滲透率和含氣飽和度的增大而變短，隨著含氣量增大而變長(zhǎng)，但是峰值到來(lái)時(shí)間隨著井距的增大而延長(zhǎng)，而穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間隨著井距的增加先延長(zhǎng)，超過(guò)最優(yōu)井距之后變短（圖7）。峰值產(chǎn)氣量、累積產(chǎn)氣量、峰值到來(lái)時(shí)間和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間均隨著井距的變化特征與煤層氣井井間干擾加速儲(chǔ)層降壓解吸有關(guān)。因此，在儲(chǔ)層累計(jì)凈厚度，滲透率和含氣量等地質(zhì)參數(shù)基本一致的情況下，確定合理的井距對(duì)于提高單井產(chǎn)能和氣田開(kāi)發(fā)至關(guān)重要。

圖6 不同井距下的累積產(chǎn)氣量Fig.6 Cumulative gas production rates under different well spaces

圖 7 不同井距下的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間Fig.7 Production plateau time under different well spaces

4 開(kāi)發(fā)方式優(yōu)化

4.1 開(kāi)發(fā)層系優(yōu)化

澳大利亞M區(qū)塊主要開(kāi)發(fā)煤層組為J和T煤層組，這2套煤層組均較發(fā)育，呈疊加分布，煤層厚度分布穩(wěn)定。J煤層組和T煤層組在氣田北部各自獨(dú)立開(kāi)發(fā)，南部2套煤層組合采開(kāi)發(fā)。作為低煤階煤儲(chǔ)層，具有煤層夾矸少，滲透率高的特性，煤儲(chǔ)層滲透率主要為100～300 mD；上、下2套煤層組煤層埋深間距為0～200 m，適于采用合層開(kāi)發(fā)。合層開(kāi)發(fā)可以在縱向上擴(kuò)大單井排采厚度，提高單井縱向儲(chǔ)量控制程度，實(shí)現(xiàn)少井高產(chǎn)的目的。

4.2 開(kāi)發(fā)井距優(yōu)化

X煤層氣田埋深為250～650 m，含氣質(zhì)量體積從1.63 m3/t增加到5.47 m3/t，滲透率由750 mD降低至12 mD。研究可知，滲透率和含氣量是影響開(kāi)發(fā)效果的主控因素，二者同時(shí)受煤儲(chǔ)層埋深的影響。因此，以低煤階煤層氣田開(kāi)發(fā)效果的主控因素滲透率和含氣量為依據(jù)，將煤層劃分為6類(lèi)儲(chǔ)層物性（表2），建立9點(diǎn)直井井網(wǎng)模型，開(kāi)展低煤階煤層氣井不同井距的數(shù)值模擬，并建立階段采收率與井距的關(guān)系曲線(xiàn)，進(jìn)而優(yōu)選井距。

表2 不同埋深儲(chǔ)層物性參數(shù)Table 2 Reservoir coefficients under different depths

根據(jù)6類(lèi)儲(chǔ)層物性劃分標(biāo)準(zhǔn)，分別建立6個(gè)不同井距的9點(diǎn)井網(wǎng)模型。每種埋深設(shè)定8個(gè)井距，即 300 m，500 m，800 m，1 000 m，1 200 m，1 500 m，1 700 m和2 000 m。

4.3 井距優(yōu)化結(jié)果分析

4.3.1 第Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層井距優(yōu)化

根據(jù)采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)（圖8），在9點(diǎn)井網(wǎng)模型中，對(duì)比5個(gè)不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結(jié)論：井距為1 500 m時(shí)采出程度增加出現(xiàn)拐點(diǎn)，當(dāng)井距從1 500 m降到1 200 m，井距減少300 m，但采出程度僅增加了0.96%。因此，對(duì)于埋深小于250 m的低煤階煤儲(chǔ)層，1 500 m是相對(duì)最優(yōu)的井距，并有進(jìn)一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖8 第Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)Fig.8 Relationship between recovery degree and well spacing of the type I reservoir

4.3.2 第Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層井距優(yōu)化

根據(jù)采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)（圖9），在9點(diǎn)井網(wǎng)模型中，對(duì)比5個(gè)不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結(jié)論：井距為1 200 m時(shí)采出程度增加出現(xiàn)拐點(diǎn)，當(dāng)井距從1 200 m降到1 000 m，井距減少200 m，但采出程度僅增加了1.68%。因此，對(duì)于埋深為250～350 m的低煤階煤儲(chǔ)層，1 200 m是相對(duì)最優(yōu)井距，并有進(jìn)一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖9 第Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)Fig.9 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅡreservoir

4.3.3 第Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層井距優(yōu)化

根據(jù)采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)（圖10），在 9點(diǎn)井網(wǎng)模型中，對(duì)比5個(gè)不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結(jié)論：井距為1 000 m時(shí)采出程度增加出現(xiàn)拐點(diǎn)，當(dāng)井距從1 000 m降到 800 m，井距減少200 m，但采出程度僅增加了2.6%。因此，對(duì)于埋深在350～400 m的低煤階煤儲(chǔ)層，1 000 m是相對(duì)最優(yōu)井距，并有進(jìn)一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖10 第Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)Fig.10 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅢreservoir

4.3.4 第Ⅳ類(lèi)儲(chǔ)層井距優(yōu)化

根據(jù)采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)（圖11），在9點(diǎn)井網(wǎng)模型中，對(duì)比5個(gè)不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結(jié)論：井距為1 000 m時(shí)采出程度增加出現(xiàn)拐點(diǎn)，當(dāng)井距從1 000 m降到800 m，井距減少200 m，但采出程度僅增加了4.51%。因此，對(duì)于埋深在400～450 m的低煤階煤儲(chǔ)層，1 000 m是相對(duì)最優(yōu)井距，并有進(jìn)一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖11 第Ⅳ類(lèi)儲(chǔ)層采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)Fig.11 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅣreservoir

4.3.5 第Ⅴ類(lèi)儲(chǔ)層井距優(yōu)化

根據(jù)采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)（圖12），在9點(diǎn)井網(wǎng)模型中，對(duì)比5個(gè)不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結(jié)論：井距為800 m時(shí)采出程度增加出現(xiàn)拐點(diǎn)，當(dāng)井距從800 m降到500 m，井距減少300 m，但采出程度僅增加了9.7%。因此，對(duì)于埋深為450～600 m的低煤階煤儲(chǔ)層，800 m是相對(duì)最優(yōu)井距，并有進(jìn)一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖12 第Ⅴ類(lèi)儲(chǔ)層采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)Fig.12 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅤreservoir

4.3.6 第Ⅵ類(lèi)儲(chǔ)層井距優(yōu)化

根據(jù)采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)（圖13），在9點(diǎn)井網(wǎng)模型中，對(duì)比5個(gè)不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結(jié)論：井距為700 m時(shí)采出程度增加出現(xiàn)拐點(diǎn)，當(dāng)井距從700 m降到500 m，井距減少200 m，但采出程度僅增加了13.72%。因此，對(duì)于埋深大于650 m的低煤階煤儲(chǔ)層，700 m是相對(duì)最優(yōu)井距，并有進(jìn)一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖13 第Ⅵ類(lèi)儲(chǔ)層采出程度與井距關(guān)系曲線(xiàn)Fig.13 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅥreservoir

通過(guò)對(duì)6類(lèi)儲(chǔ)層井距優(yōu)化結(jié)果進(jìn)行分析，可得出以下結(jié)論：①埋深<250 m和埋深為250～350 m的儲(chǔ)層滲透率較高，單井控制面積大，較大的井距下可獲得較好的開(kāi)發(fā)效果，最優(yōu)井距為1 200～1 500 m；②埋深為350～400 m和埋深為400～450 m的儲(chǔ)層，通過(guò)優(yōu)化直井的井距，減小井距可大幅度提高峰值產(chǎn)量和采出程度，但當(dāng)井距小于1 000 m后，增加幅度變小，因此1 000 m是相對(duì)最優(yōu)井距，并有進(jìn)一步優(yōu)化后期加密的潛力；③埋深為450～600 m和埋深＞650 m的儲(chǔ)層滲透率較低，單井控制面積較小，較大的井距下采出程度低，相同的井網(wǎng)類(lèi)型下，有必要設(shè)置較小的直井井距，最優(yōu)井距為700～800 m?？傊罄m(xù)有必要根據(jù)割理方向，結(jié)合鉆井工程，優(yōu)化井型，降低開(kāi)發(fā)成本。

5 結(jié)論

（1）合采井縱向穿過(guò)J和T共2套煤層組，縱向儲(chǔ)層控制程度大，初期排水量大、持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)，有助于降壓解吸，故合采井的投產(chǎn)大大增加了平均單井產(chǎn)量。

（2）影響低煤階煤層氣井產(chǎn)能的主控因素有累計(jì)凈厚度、滲透率、含氣量、井距和含氣飽和度，而孔隙度、解吸時(shí)間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數(shù)的變化對(duì)低煤階煤層氣井產(chǎn)能的影響并不明顯。

（3）低煤階煤層氣井井距優(yōu)化結(jié)果表明，埋深<250 m的儲(chǔ)層最優(yōu)井距為1 500 m，埋深為250～350 m的儲(chǔ)層最優(yōu)井距為1 200 m，埋深為350～400 m和埋深為400～450 m的儲(chǔ)層最優(yōu)井距為1 000 m，埋深為450～600 m的儲(chǔ)層最優(yōu)井距為800 m，埋深＞650 m儲(chǔ)層最優(yōu)井距為700 m。