煤层气井排采制度探讨总结
煤层气排采阶段划分及排采制度制定
煤层气排采阶段划分及排采制度制定今天，煤层气的发展受到了全世界的关注，它被认为是未来能源的主要来源。
煤层气的开发工作是一项系统工程，其中排采过程是一个至关重要的环节。
本文将从煤层气排采阶段划分及排采制度制定入手，讨论提出排采技术制度改进建议。
首先，要明确煤层气排采的划分阶段。
煤层气排采的时序可以划分为准备阶段、低压体系准备阶段、排采开启阶段和排采结束阶段。
在准备阶段，应正确评估煤层气产量、确定排采压力等参数，并对气田的排采设施进行检查、维护和调整。
低压体系准备阶段，要建立排采系统，补充压力桶，检查排采设备和连接管道，确保系统处于安全稳定状态。
在排采开启阶段，要开启发泡液泵、开启抽取泵、开启排采阀门，并且负责人应密切关注排采的进展情况，积极采取必要的措施调整排采参数，控制排采深度和节奏。
在排采结束阶段，应根据实际情况及时变更排采参数，开启排采阀门，停止发泡液泵，并且应及时维护和更换受损过的排采部件。
其次，在煤层气排采制度制定方面，要注意不同矿区不同情况需要制定不同的排采技术制度。
首先，在制定排采技术制度前，应当对煤层气开采地质条件、分布规律等方面进行详细的调查研究，以便明确排采的具体方式和步骤。
其次，要注意压力桶开采参数的设置，确定煤层气的排采压力范围，准确调节排采压力，使排采的过程不会受到不利的影响，避免出现抽采或漏采的现象。
此外，在排采中还应考虑煤层气开采耗能和环境影响等因素，采取相应的措施保护煤层气地表开采环境，遵守国家有关环保政策法规，确保排采过程符合环保要求。
最后，为了实现煤层气高效、安全、可持续开发，还需要改进排采技术制度。
首先，应采用新型排采器材，提高排采效率，加强抽取泵的维护和保护，重视泥浆循环处理技术、节能技术、气藏定压开发技术等方面的研究；其次，要加强煤层气开采安全防范能力，确保煤层气排采安全有效，应建立完善的消防、监控、管理体系；此外，也要重视技术咨询，在设计模型和设备选型、排采策略实施的过程中，引入专家咨询意见，建立多方合作的交流平台，以促进煤层气技术创新和研究发展。
煤层气井精细化排采应用分析
煤层气井精细化排采应用分析摘要：煤层气产气量与煤储层解吸压力、原始地层压力、压裂液返排率以及压裂情况等密切相关，同时排采制度对煤层气产气量也有显著影响。
为此，众多的学者及工程技术人员对煤层气排采制度进行分析，其中煤层气井排采动态参数变化规律进行分析，并具体确定产气阶段井底流压计算方法。
关键词：煤层；气井；精细化排采；应用分析引言煤层的吸附系数、弹性储容比与窜流系数差异是影响分层产气贡献比例的主控因素，基于上述参数的计算方法计算过程复杂，不能满足排采现场快速应用的特点，利用煤层解吸气成分体积分数差异判识合采井产气来源的方法对于甲烷含气量达到98%以上且基本不含乙烷等气体组分的沁水盆地南部的合采井适应性不明。
采用排采初期生产特征分析煤层气合采地质条件的思路，为进一步利用排采初期数据预判分层产气能力提供了借鉴，可以利用不同产层开发数据对比确定不同层的生产能力，也可以借助产出剖面测试资料、部分封层井前后生产情况对比分析不同产层的生产能力，但这些方法整体适用于事后评价，不能预判各层产气能力，不利于单井排采过程中动态优化排采制度。
1.精细化排采管控分析传统的煤层气井排采模式具有技术力量分散、响应周期长等问题，难以满足低渗透、松软煤储层煤层气抽采。
为此，提出通过智能监控系统构建精细化排采模式，具体为：（1）构建“远程监控中心+项目部”双重管理模式。
远程监控中心汇聚有工程技术专家，用以制定针对性的煤层气排采制度；项目部以工程技术人员为主，用以现场巡检、排采设备维护及管理等。
（2）构建“定期巡检+按需巡检”模式，提高巡检效率。
项目部根据工作制度安排对煤层气井定期巡检、设备定期保养；并依据远程监控中心指令针对性开展巡检，从而降低无效巡检次数并降低现场人员劳动强度。
（3）构建异常情况及时预警机制。
监控中心24h不间断对煤层气井进行监控、分析，从而实现故障及时发现、处理。
相对于传统的煤层井排采方式，采用精细化排采方式更适应该煤层气区块煤储层松软、渗透性低特点，提高煤层气井产量。
煤层气井排采过程中各排采参数间关系的探讨
中国煤田地质COAL GEOLO GY OF CHINAVol.12No.1Mar.2000第12卷1期2000年3月作者简介:曹立刚,男,高级工程师,煤层甲烷气开发中心主任。
收稿日期:1999—09—13编辑:葛晓云煤层气井排采过程中各排采参数间关系的探讨曹立刚,郭海林,顾谦隆(东北煤田地质局,沈阳110011)摘要:煤层气井必须进行排水降压,才能达到产气的目的。
而煤层气井的产气量又受控于储层特性并由排采时的各参数所制约,只有掌握产气量与这些参数的关系才能制定合理的开采工作制度。
本文利用铁法D T3井资料研究了在供气条件具备时,排采中产气量、排水量、井口压力和液面深度间的关系,提出了井底压力的作用及估算方法,将有利于煤层气井生产过程的认识和合理开发。
关键词:煤层气;排采;参数关系;井底压力中图分类号:P618111文献标识码:A文章编号:1004—9177(2000)01—0031-05排采是煤层气井开发中的一个重要环节,排采中必须测定各项排采参数,通过对排采参数的分析,建立排采参数间的关系,是极其有意义的一项工作,它将成为掌握排采特征,建立合理的工作制度的基础。
铁法煤田大兴区D T3井在完井和压裂以后,连续进行了479天的排采,总计产气量15019万m 3,排水1128万m 3,积累了丰富的基础资料。
现将该井排采时各排采参数之间的关系和做法初步总结,供参考。
1排采中应测定的参数排采工作应测定的参数一般为:产气量、排水量、井口套压、液面深度、系统压力、气温、水温、气体成份、水成份、固体携出物和携出量、油嘴直径、抽油机特征数(如冲程、冲次、工作时间和功能图等)等。
其中:系统压力和气温用于标准方气量的换算;气体成份用以确定气体质量以及判断产气层位;水成份用以确定压裂液排出情况及指示水的来源;根据固体携出物和携出量判断井的工作状况;抽油机特征数用以了解抽油机的工作效率和工作状况等等。
因此参数中经常直接影响产气量的参数为排水量、井口套压和液面深度。
煤层气排采阶段划分及排采制度制定
煤层气排采阶段划分及排采制度制定煤层气是一种重要的清洁能源资源，对于我国的能源结构调整和环保减排具有重要的意义。
而煤层气排采阶段划分及排采制度制定，是在煤层气开发过程中必须要解决的重要问题。
本文将从煤层气排采阶段划分及排采制度制定的意义、现状分析和未来趋势等方面进行探讨。
煤层气排采阶段划分及排采制度制定，对于规范煤层气排采行为、提高煤层气资源开发效率、保护环境和合理利用资源等方面具有重要意义。
煤层气排采阶段划分及排采制度制定有利于规范煤层气开发行为。
煤层气开发过程中，由于地质条件、开采技术、环境保护等因素的不同，不同阶段的煤层气开发行为存在较大差异。
对煤层气排采阶段进行科学的划分，可以有针对性地制定相应的开发政策和技术标准，规范煤层气排采行为，降低开采风险，保障生产安全。
煤层气排采阶段划分及排采制度制定有利于提高煤层气资源开发效率。
通过科学的煤层气排采阶段划分，可以合理提高煤层气的开采率，延长煤层气的生产周期，充分发挥煤层气资源的潜力，提高资源利用效率。
煤层气排采阶段划分及排采制度制定有利于环境保护。
在煤层气开发过程中，排采制度的制定可以有效地控制开采过程中可能产生的环境污染问题，最大限度地减少对地下水和地表水的影响，保护生态环境。
目前，我国在煤层气排采阶段划分及排采制度制定方面已经取得了一定的进展，但依然存在一些问题需要解决。
煤层气的排采阶段划分规范性不强。
目前，国内对于煤层气的排采阶段划分标准还不够统一，各地区、各企业对于煤层气的排采阶段划分标准存在一定的差异，缺乏科学性和统一性。
煤层气的排采制度制定不完善。
在煤层气的排采制度制定方面，我国还存在一定的不足之处，一些地方缺乏相应的地方标准和规范，有的地方缺乏相应的排采规划和管理制度，缺乏有效的监管和控制手段。
煤层气的排采过程中环保措施不到位。
煤层气的排采过程中，环保措施的完善性还有待提高，一些企业在排采过程中环保措施不到位，环境保护问题引起社会关注。
煤层气井修井作业后排采制度探索
煤层气井修井作业后排采制度探索张荣荣; 申芳【期刊名称】《《陕西煤炭》》【年(卷),期】2019(038)006【总页数】6页(P74-78,98)【关键词】煤层气井; 排采制度; 修井作业; 地层产水; 生产压差【作者】张荣荣; 申芳【作者单位】陕西省煤层气开发利用有限公司陕西西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE370 引言煤层气资源是一种清洁环保的新型能源，我国煤层气资源储量和开采储量分别已位居世界第三［1-3］，煤层气的开发利用潜力十分巨大，煤层气的勘探越来越受到重视。
由于煤层气单井产量低，投资回收期长，生产周期长，煤层气井开发必须坚持可持续发展的方针，连续稳定的排采才能有效地推动煤层气井产量的稳产高产。
随着煤层气井开发时间的增长，气井井况日趋变差，有的井出砂严重，套损严重，井下煤粉堆积，使煤层气井不能正常生产。
为了恢复气井正常生产，修井作业作为煤层气田开发的重要手段，显得越来越重要［4-6］。
修井作业是一项为恢复油气井正常生产所进行的解除故障、完善井眼条件的工作。
在煤层气井的生产过程中常常需要经历检泵、管杆的修理、更换井下设备及处理井下各种事故等，而这些基本修井作业都会对煤层气井的排采产生影响。
为此，对A地区的煤层气井井下作业后的排采情况进行分析比较，通过大量实例，提出对A地区作业后煤层气井排采制度的若干意见。
1 煤层气井修井作业的原因1.1 工程概况煤层气特色的储集方式决定了煤层气的开采必须经过降压解吸的过程，而煤储层的压力一般都比较低，因此煤层气井的开采一般要借助于人工举升的方式来进行排水降压［7-9］。
煤层气开采的专用排采设备有气举泵、三抽有杆泵、电潜泵、螺杆泵和射流泵等。
而我国目前主要采用有杆泵、螺杆泵和电潜泵来进行煤层气的排采，在此基础上A地区开展了水力射流泵在排采中的实验。
A地区煤层气井大多采取丛式井开发，其中定向井和直井都有一定的斜度，抽油杆和管壁之间的偏磨会导致抽油杆及油管壁受损甚至磨断、磨穿；脱接器的使用解决了部分井油管过小需要下大泵径的需求，但质量存在问题的脱接器的使用也给A地区的排采连续性造成了一定影响。
煤层气总结
煤层气总结第一篇：煤层气总结煤层气勘探开发意义：1是一种新型能源，弥补常规油气资源不足。
2减轻矿井灾害程度和降低矿井生产成本。
3减少温室气体排放，保护环境。
三高一低：低渗、低压、低饱和、高地质变动程度煤层气开发挑战：1政策性问题2技术性问题3科学研究问题4工艺性问题煤层气开发工作顺序：1可行性评价2试验井施工3开采井施工4管网布置煤层气开发工作方法：1地面垂直井开发2井下抽放3采空区地面垂直井采气4组合开发方式资源保存条件：1、埋藏深度2、直接盖层岩性及厚度3、构造条件4、水文地质条件5、地温储层的解吸、吸附特征：煤对气体的解吸是可逆的。
其吸附特性一般用三种方法确定：1、在恒压条件下测定不同温度时的吸附线（等压线）2、吸附物质的量或体积一定时，比较不同温度下的压力变化3、在恒温条件下测定不同压力时被吸附物质的总量（等温线）。
目前常用等温线法煤层的有效厚度是指扣除夹矸层的煤层厚底，又称净厚度煤层气含量测定原则：1、计算探明地质储量时，应采用现场煤芯直接解析法实测含气量，煤田勘查煤芯分析法测定的含气量也可参考应用，但宜进行必要的校正。
2、计算未探明地质储量时，可采用现场煤芯直接解吸法和煤田勘查煤芯分析法测定含气量3、矿井相对瓦斯涌出量在综合分析煤层顶、底板和邻近层以及采空区的有关地质环境与构造条件后可作为计算推测资源量时含气量的参考值4、气成分测定参考GB/T 1360-92中的气体组分分析。
煤层气储量应根据气体成分的不同计算，一般测定值中应提出浓度超过10%的非烃气体成分采收率评价方法1经验类比法2等温吸附曲线法3数值模拟法煤层气可行性评价程序：1资料收集、采集2资料的整理和归纳3初步分析评价煤层气钻井常用三种钻井方式：采空区钻井、水平井及垂直井煤层气完井分类：裸眼完井、套管完井、混合完井、裸眼洞穴完井、水平排孔衬管完井煤层气钻井完井一般程序：1、确定井类2、设计钻井方式3、设计完井方式4、确定固井方式5、钻井中期作业6、确定煤层入口方式7、经济与成本的可行性评价8、作钻井和完井设计瓦斯：是矿井中主要由煤层气构成的以甲烷为主的有害气体。
XX煤层气单井排采分析
XX煤层气井排采分析1．早期排采分析从所给资料数据分析，该井的产气量比较低，最高产气量为47.5cm3，先增后减，直至停止产气，出现此情况原因：（1）初期排采速率太大，动液面下降过快，压降漏斗没有得到充分扩展，排采半径较小，气源供给不足。
产气量出现增加是由于液面降低，在压降漏斗范围内煤层气得到解吸，而后出现下降(40m3/d降到0m3/d)，主要是因为井筒周围含气量减少，又得不到补充，所以产气量减少甚至停产。
图1液柱高度随排采时间变化关系（2）XX煤层气井的排水量8~17m3/d，排水量太大，动液面快速下降，水快速产出，压力降低，有效应力快速增加，裂缝支撑点压力增加，在加上煤的抗压强度较低，发生支撑剂颗粒镶嵌煤层现象。
造成临井地带裂缝因有效应力的快速增加而过早闭合。
从目前产水量变化较大，日产水量在8m3以上，初步推测储层渗透率受到了一定的影响，但影响不大。
图2 日产水量（3）前期排采速过快，造成单位距离内流体压力差过高，裂缝内流体流速加快，高速流动的水携带大量的煤粉及支撑剂快速向井筒运移。
这些煤粉或支撑剂运移到了井筒，还可通过冲洗排出；如果堆积在临井地带，将堵塞裂缝，产生速敏效应（水锁效应）。
严重速敏效应将使得煤层气井既不产水，也不产气。
从目前该井的产水（8m3/d以上）、产气情况来看，可能发生了气锁效应，不产气。
图3 排采参数曲线2．现阶段排采措施（1）对排采水质分析，分析含煤粉及煤粉粒度情况，确定是否发生了速敏效应（水锁效应），或是发生煤粉堵塞。
再考虑是否修井？（2）降低排采速率，让动液面缓慢恢复一段高度，使储层中流体压力得到有效的传递，充分拓展压降漏斗半径，增加煤层气解吸面积。
但不能恢复过快，防止煤层气再吸附，导致煤体膨胀，渗透率降低。
（4）从7月27日至9月7日液面高度变化微小，产水量很大，是否存在越流补给、井附近存在断层或压裂导致煤层与含水层微弱连通（因为没有一个连续的排采过程数据变化情况，无法分析是否存在）？。
煤层气抽采总结2.0版
1 兰氏曲线Langmuir吸附等温线物理意义：V L:煤岩的最大吸附能力(这时P→∞),简称兰氏体积.P L:吸附量V达到V L/2时所对应的压力值,简称兰氏压力.影响吸附等温线的形态参数,反映煤层气解吸的难易,值越低,脱附越容易,开发越有利.•V1:当前地层压力下的煤岩理论含气量. P1:储层压力,即当前煤储层压力.•V2:当前地层压力下的实际含气量. P2:临界解吸压力,甲烷开始解吸的压力点.•V i:排采过程中含气量. P i:排采过程中的储层压力.•V n:煤层残留含气量. P n:煤层气井的枯竭压力.Langmuir吸附等温线生产中的意义：V2/V1—含气饱和度. (V2-V n)/V2—理论最大采收率.(V2-V i)/V2—生产过程中动态采收率.根据临界解吸压力和储层压力可以了解煤层气的早期排采动态.•若煤层欠饱和(V2<V1),气体的解吸和流动受到抑制,煤储层压力P1须降低至临界解吸压力P2时才开始解吸.•当V2≥V1时,为过饱和状态,这时C点位于B点的正上方, 当煤层压力降到接近P1点时就有气体产出.随着枯竭压力P n的降低,最大采收率增加;因此排采过程中要尽可能的降低枯竭压力,以获得更高的采收率.但枯竭压力的确定要受到工艺技术和经济条件等因素的制约.另可通过注气增加储层能量,驱替置换煤层气来提高采收率.2 垂直压裂井排采排采系统1 井下设备：螺杆泵、梁式泵、电潜泵。
2 动力系统设备：发电机、控制柜3地面系统：排液系统：抽油机+井口油管出口+气水分离器+水计量表+排水管+ 排污池。
采气系统：抽油机+井口油、套环空出口+分气缸+气流量计+放喷管线+点火装置排采易导致的问题非连续性排采的影响:煤层气井的排采生产应连续进行, 使液面与地层压力持续平稳的下降。
如果因关井、卡泵、修井等造成排采终止, 给排采效果带来的影响表现在:1.地层压力回升, 使甲烷在煤层中被重新吸附；2.裂隙容易被水再次充填，阻碍气流；3.贾敏效应4.速敏效应排采强度的影响：煤层气排采需要平稳逐级降压, 抽排强度过大带来的影响有:（1）易引起煤层激动，使裂隙产生堵塞效应,降低渗透率(2) 影响泄流半径。
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煤层气井排采制度探讨总结1、稳定生产阶段。
这一阶段储层特性将决定气、水产量和生产时间。
此时环空液面应低于生产层，而且井口压力应接近大气压。
随着排采的进行，压力的下降，在近井地带形成一个很小的低含水饱和区，有助于解吸气体流人井筒。
此时，生产制度平稳，不要频繁更换油嘴改变生产压差。
尽管在开始排采的前几周，产气量较低，达不到设计产量，但从长远的观点看，有助于保证今后生产的正常进行，减少故障发生。
（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.）2、当储层压力接近解吸压力时要特别注意，这时易产生一个突变，一般表现为气产量突然增大，套压增大，有时气会将环空水带出，造成环空液面突然下降。
（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.）3、由于继续排水，液面缓慢下降，同时逐步加大油嘴使套压降低，减小套压利于储层中更多的水进入井筒并疏干井筒附近的水，目的是在环空液面降低到泵的吸人口后，地面压力长期保持在正常工作的范围(O.05～0.1MPa)。
（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.）4、加大油嘴直径，套压下降，产气量上升；反之，减小油嘴直径，套压上升，产气量下降。
一般油嘴直径为3～7mm，套压不低于0.05MPa。
（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.）5、对产水量大的井，需长期的排采才能使压力逐步下降，不可能在很短时间内将液面降低到要求的范围。
因此，有些供液能力强的井，需要一个很长的排采周期。
（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.）6、检泵时最好不洗井,一旦需要检泵，在砂面不埋煤层的情况下最好不要洗井，如必须洗井，最好用煤层产出的水，这样可防止煤层污染。
另外，尽量缩短检泵作业时间，可缩短恢复产气的时间。
检泵后，排采降液仍需一个缓慢的过程，切不可降液幅度太大，急于产气。
（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.）7、排采流压的控制依靠控制液面来实现，要及时调整排采工作制度，使环空液面平稳下降。
在液面降至煤层附近时，进入稳定生产阶段。
（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.）8、常见的液井诊断技术包括：(1)液体化验：分析原液组分(氯根)、含水、含砂、含气等情况；(2)测静液面：了解地层静压变化；(3)测动液面：了解在抽油机正常抽吸时，地层的供液情况；(4)测示功图：当抽油机正常抽吸时，测抽油机在上下冲程过程中的光杆负荷，来分析地层出砂、出煤粉、储集层供液及抽油泵工作情况。
（程林峰.煤层气排采井的生产管理[J].中国煤层气，2005,2（4）：39-42.）9、合理的排采工艺是煤层气井高产的保障, 如果排采速率过大, 液面下降速度过快会使有潜力的煤层气井排采半径缩短、发生速敏效应、支撑剂颗粒镶嵌煤层、裂缝闭合现象来临较快、渗透率迅速降低, 进而造成单井产气量低, 甚至被废掉。
(李金海, 苏现波, 林晓英等.煤层气井排采速率与产能的关系[J].煤炭学报.2009,34(3):376-380.)10、井底流压与气体流量的关系：图2显示了在煤层供气充足的条件下井筒中井底流压与气体流量的关系，可见井底流压与气体流量呈负相关关系，气体流量随井底流压降低而增加。
在解吸产气初期，井底流压下降快，但气产量增长缓慢，表明产气初期煤层压降漏斗范围小，供气有限；随着井底流压不断下降，地层压降漏斗逐渐扩大，井底流压下降较小的值就能产出大量的煤层气。
煤层气临界解吸压力越高，井底压力下降相同的数值产出的气体越多。
这反映了煤层气井的地下渗流压力变化特征。
(杨焦生，王一兵，王宪花等．煤层气井井底流压分析及计算[J].天然气工业, 2010,30(2):66-68.)11、通过研究认为,该煤层气井煤层气产量急剧下降,是由于在试气过程中动液面下降过快使井筒附近本来渗透率就很低的煤层发生了压密,使降压漏斗得不到充分的扩展,只有井筒附近很小范围内的煤层得到了有效降压使少部分煤层气解吸出来,气井的供气源受到了严重限制。
所以,该井产气量在达到高峰后,由于气的供应不足产气量很快下降。
这是我国中高煤阶煤层气开发的难题所在。
(赵群,王红岩,李景明等.快速排采对低渗透煤层气井产能伤害的机理研究[J].山东科技大学学报自然科学版,2008,27(3):27-31.)12、针对这种由于快速排采造成的煤层气井产能不持续的问题,可以通过控制煤层气井排采制度的方法来解决或缓解。
根据我国煤层气藏的特点,建议在煤层气排采时,分级降低煤层气井的井底流压,其好处在于,每一级降压都持续到一定的时间,从而使降压漏斗得到充分的扩展。
虽然在每一级降压时割理、裂隙同样也会有一定的闭合,但是由于降压的幅度很小,煤层的渗透率也不至于降低很大,延长渗透率相对较高时的降压时间将更有利于降压漏斗的扩展。
这种控制煤层气井的降压制度,使压力波传播的尽可能远,降压漏斗充分扩展,最大限度地提高降压漏斗体积,使煤层气的解吸范围增大,从而更多的煤层气从煤层中解吸出来,提高了煤层气单井的采收率,获得持续时间更长的煤层气单井产量。
(赵群,王红岩,李景明等.快速排采对低渗透煤层气井产能伤害的机理研究[J].山东科技大学学报自然科学版,2008,27(3):27-31.)13、套压参数划分为3个类型：套压小于0.3MPa时, 地层处在泄压阶段, 产气不稳定, 是排采的初级阶段; 套压为0.3～1.1MPa时, 排采曲线基本符合达西定律, 为线性曲线; 当套压大于1.1MPa时, 曲线反映的是二次函数, 属于紊流状态, 产气不稳定。
实践表明, 套压参数对产气量的影响很大, 曲线类型的划分对煤层气的排采工作具有一定的指导意义。
(张明山.煤层气排采中套压对产气量的影响[J].中国煤炭，2009,35（12）：102-104.)14、15#煤层底板为区域上分布稳定的浅海相灰岩( K2 灰岩) ,底板为泥岩、粉砂质泥岩。
该井组2个主力煤层皆受承压水控制,其中15#煤层底板K2灰岩富含水,笔者认为由于15#煤层与富含水的K2灰岩存在较强的水力联系, K2 灰岩层大量出水,致使煤层卸压缓慢,造成单排15#煤层排采产气量低。
(康永尚,邓泽,刘洪林[J].天然气地球科学，2008,19（3）：423-426.)15、石炭系、二叠系砂岩裂隙含水层富水性较弱,泥岩隔水层发育,对煤层气开采影响有限。
奥陶系灰岩和石炭系太原组局部灰岩层富水性强,在断裂及岩溶陷落发育地区对煤层有直接影响,不利于煤层气开采。
(康永尚,邓泽,刘洪林[J].天然气地球科学，2008,19（3）：423-426.)16、逐级降压工作制度探讨：制定合理的工作制度主要表现在对生产压差的控制。
由压力带来的煤储层伤害应该通过控制压力变化的方法来解决或缓解,故提出逐级降压排采工作制度。
该制度的指导思想是:在排采时,分级逐次降低煤层气井的井底流压。
逐级降压的好处在于,使每一级降压都持续到一定的时间,使降压漏斗得到充分的扩展。
在每一级降压时,虽然割理、裂隙同样也会有一定的闭合,但是由于降压的幅度很小,割理、裂隙的闭合也很小,煤层的渗透率也不至于降低很大,而延长该级降压时间将更有利于降压漏斗的扩展,待该级降压漏斗扩展充分后再开始下一级降压,以此循环模拟。
这样通过控制煤层气井的压力降和持续时间,使压力波传播的尽可能远,降压漏斗充分扩展,最大限度地提高泄压体积,也就可以使煤层气的解吸范围增大,从而使更多的煤层气从煤层中解吸出来,可以提高煤层气单井的采收率,获得持续时间更长的煤层气单井产量,同时煤粉迁移和裂隙吐砂的现象还可得到缓解,减轻了对井筒的伤害。
(康永尚,邓泽,刘洪林[J].天然气地球科学，2008,19（3）：423-426.)17、建立合理的煤层气流体动力学模型是制定合理工作制度和建立数学模型的前提。
依据地下水系统的概念,煤层与上覆及下伏地层之间存在3种流体动力系统模型:A 型,煤层水与上下地层水无直接水动力联系；B 型,煤层水与上下地层水联系密切,且上下地层含水量大, 补给充足；C 型,介于A型与B 型之间,煤层水与上下地层水存在水力联系,但上下地层含水量不大,补给弱或无补给。
(康永尚,邓泽,刘洪林[J].天然气地球科学，2008,19（3）：423-426.)18、与采油工艺相比, 将电泵用于煤层气排采有着很多不同之处, 一是要求电泵具有良好的可控制性, 能够按照排采要求随时调整泵的排量, 从而实现平稳降压；二是电泵排出的流体由油水混合物变为气水混合物；三是泵送的流体从单相流变为两相流；四是生产方式由油管产液变为油管排水、套管产气；五是排出流体中含砂( 压裂砂、地层砂)、煤粉、泥浆等。
(任源峰，吕卫东，冯义堂.煤层气井电泵排采工艺技术的研究及应用[J].中国煤层气，2006，3（1）：33-36.)19、我国煤层气井的排水采气制度主要是采取控制流量的方法进行的,这种制度是来自于美国的煤层气开发经验。
但是我国煤层气储层的渗透率低,在煤层气井早期的过渡采水使井筒附近储层压密渗透率降低,而导致煤层气储层无法大范围卸压。
根据模拟的结果可以看出常规的以控制水产量为主的生产制度并不合理。
（康永尚，赵群，王红岩.煤层气井开发效率及排采制度的研究[J]. 天然气工业,2007,27(7)：79-82.）20、在已选好抽油机的情况下,确定煤层气井排采工作制度的指标是:泵挂深度、泵径、冲程、冲次。
确定指标的原则是在满足排液的前提下优先考虑使用小泵径、长冲程和小冲次。
其优点是:(1) 可充分利用泵筒的有效长度,按比例地增加泵的排量。
在地层供液能力充足的情况下,可降低液面,提高排液量,不会对设备产生影响,同时使泵筒均匀磨损。
(2) 可降低单位时间内的冲程次数,减少振动载荷,改善示功图形状;还可减轻抽油杆磨损,从而延长其使用寿命。
(3) 由于冲次减少,使得柱塞自上死点到下死点的时间增加,使煤层产出的砂及煤粉等有充分时间沉降。
(4) 上冲程时柱塞运行速度变慢,有利于增强气、砂锚的防气和防砂效果,从而减轻泵的磨损,延长检泵周期及泵的使用寿命。
(吕景昶，朱礼斌，张涛.煤层气井排采工艺技术[J].油气井测试，2002,11（4）：47-48.)21、生产压差的选择：(1) 初选的生产压差,要以不破坏煤层的原始状态,不使煤层的割理系统受到损害,避免造成煤层大量出砂和煤粉以及煤层的坍塌为原则。
(2) 使泵的排液能力与煤层的供液能力相适应,充分利用地层能量,保证环空液面均匀缓慢下降或稳定。