蜀南地区煤层气智能精细化排采技术及管控模式
2024年煤层气开发利用工作计划
2024年煤层气开发利用工作计划一、工作目标1. 推动煤层气开发利用工作取得明显进展，提高煤层气开采率和利用率；2. 加快煤层气开发技术的研发和应用，提高采气能力和效率；3. 提升煤层气开发利用的环境保护能力，保障生态环境的可持续发展。
二、工作内容1. 优化煤层气资源布局。
开展煤层气资源调查评价工作，完善资源储量评估体系。
通过资源勘探和评价工作，确定新的煤层气开发区域，优化资源布局。
2. 加强煤层气开发技术研究。
加大对煤层气勘探和开发技术的研发投入，提高开发效率和成本控制能力。
加强煤层气勘探技术研究，提高勘探准确率；加大煤层气开采技术研究，提高采气能力和经济效益。
3. 完善煤层气开发政策体系。
进一步完善煤层气开发的政策法规，推动煤层气开发利用的政策环境更加有利。
加强煤层气开发的规划和管理，建立健全长效机制，加强监管和约束。
4. 提高煤层气利用效率。
加强煤层气利用技术研究，推广应用煤层气直接利用和发电联产技术，提高煤层气利用效率。
加强煤层气利用的配套设施建设，构建完善的煤层气输送、储存和分配系统。
5. 加强煤层气环境保护工作。
加大对煤层气开发对环境的影响研究，制定并完善煤层气环境保护政策。
加强对煤层气开发过程中的环境监测和治理工作，保障生态环境的可持续发展。
6. 加强煤层气开发利用的宣传和培训。
加大对煤层气开发利用的宣传和培训力度，提高煤层气投资者和从业人员的认识和能力。
组织开展相关培训班和研讨会，推动煤层气开发利用技术和经验交流。
三、组织实施1. 建立健全工作机制。
建立煤层气开发利用的工作协调机制，明确各部门的责任和职责，加强协同配合。
2. 加大投入力度。
加大对煤层气开发利用工作的投入，提供足够的资金和技术支持，保障工作的顺利实施。
3. 强化监测和评估。
建立完善的煤层气开发利用监测和评估体系，及时掌握工作进展情况，发现和解决问题。
4. 加强宣传和培训。
组织开展各种形式的宣传活动，提高社会对煤层气开发利用的认识和支持。
王维旭-蜀南地区煤层气综合评价方法研究(2015年煤层气年会投稿)
中图分类号：
文献标识码：
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
The research of the comprehensive evaluation on coalbed methane in the south of Sichuan
Wang Weixu Wang Xiyou Liu Ye He Manjiang Li Junjun (Zhejiang Oilfield Company,Yibin,Sichuan,645250) Abstract: To subtly evaluate the production of coalbed methane in the south of Sichuan and find the exploration and development potential of research areas in CMB favorate targets ,take coalbed methane in Junlian area as the research objects,choose geology factors and hydraulic fracturing data as the first index and seven subordinate indexes to establish coalbed methane comprehensive evaluation system. Then quantitatively determined the ratio of each factor controlling the initial performance of CBM field through analogy method and grey correction analysis. Based on the fuzzy optimization model ,the exploration and development potential of research areas which evaluation indexes is interval number can be optimized and ranked. The evaluation results are in good agreement with the actual development information,which indicates the coalbed methane comprehensive evaluation model for recoverability evaluation of coalbed methane target areas is feasible. Key words: coalbed methane, grey correction analysis, fuzzy optimization model, comprehensive evaluation
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排采是一种重要的天然气资源开发方式，其排采阶段划分及排采制度制定对煤层气的高效开采和可持续发展具有重要意义。
本文将从煤层气排采的阶段划分以及相应的排采制度制定方面进行详细的分析和讨论。
一、煤层气排采的阶段划分煤层气排采过程可以分为勘探阶段、开发阶段、生产阶段和排采阶段四个阶段。
勘探阶段是通过地质调查、勘探钻探等手段，确定煤层气资源的分布、规模和质量等情况，为后续的开发提供数据支持。
开发阶段是在勘探阶段的基础上，对煤层气藏进行适当的开发工程设计和施工，包括钻井、注水、人工助采等工程活动。
生产阶段是指通过井下设备的作业和管道的输送，将煤层气从地下开采到地面，最终实现煤层气资源的有效利用和产值的实现。
排采阶段是指在煤层气资源充分开发和利用的基础上，对煤层气田进行排采管理，维护矿井的安全和稳定运行，确保煤层气资源的可持续产出。
二、煤层气排采制度的制定为了规范煤层气排采活动，保障资源的有效开采和环境的保护，需要建立完善的排采制度。
1. 煤层气资源管理制度煤层气资源是国家的重要能源资源，其开采和利用需要受到相关法律法规的规范。
建立健全的煤层气开发管理制度，明确资源的产权归属、开采条件及程序、环境保护要求等内容，对于保障资源的合理开发和利用具有重要意义。
2. 矿井安全管理制度煤层气资源的开采需要进行煤矿企业的矿井设计、建设和管理，以及相关设备和管道的维护和运营。
建立矿井安全管理制度，包括矿井设计标准、煤层气排采设备的检修和保养要求、安全生产管理制度等方面的内容，对于确保矿井安全运行和人员安全具有重要意义。
3. 环境保护管理制度煤层气的开采和排采过程会对地下水、土壤和大气环境产生影响，因此建立环境保护管理制度至关重要。
制定排放标准、污染治理措施、环境监测及报告要求等内容，有效保护周边环境和生态系统。
4. 排采效益管理制度排采阶段的管理不仅需要考虑资源的产出和企业的经济效益，还需要考虑资源的可持续发展和社会效益。
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1. 引言1.1 煤层气排采阶段划分及排采制度制定煤层气的排采阶段划分主要包括探明阶段、开发阶段和排采阶段。
在探明阶段，主要是通过地质勘察和勘探，确定煤层气资源的规模和分布；在开发阶段，主要是确定合理的开采方式和开采规模，进行试采和建设相应的生产设施；而在排采阶段，主要是进行煤层气的排采工作，保证煤层气资源的有效开采。
排采制度的制定对于保障煤层气资源的安全、高效开采至关重要。
排采制度应包括开采方法、开采规模、生产工艺、安全生产标准等内容，为煤层气资源的可持续发展提供保障。
技术支持和政策保障也是排采制度有效执行的重要保障，只有通过合理的技术支持和政策保障，才能确保煤层气资源的安全、稳定开采。
2. 正文2.1 煤层气资源概述根据统计数据显示，中国的煤层气资源储量非常丰富，仅次于美国和俄罗斯，居世界第三。
主要分布在华北、华中、华南、西南等地区，尤以华北地区煤层气储量最为丰富。
煤层气资源的开发利用不仅可以有效减少煤矿瓦斯的排放，减少温室气体排放，保护环境，同时也可以提高煤矿的安全生产水平，提高煤炭资源的综合利用率。
目前，我国政府已经出台了一系列政策支持煤层气资源的开发利用，鼓励企业加大投入，加快推进煤层气资源的开发利用。
加强科研力量，不断提高煤层气开采技术，提高煤层气的开采效率和安全性。
可以预见的是，随着我国煤层气资源的开发利用水平不断提高，煤层气将在未来成为我国清洁能源的重要组成部分。
2.2 煤层气排采阶段划分煤层气排采阶段划分是指根据煤层气田的开发规模、生产水平、地质条件和排采技术等因素，将整个排采过程分为不同的阶段，以便于管理和调控。
一般来说，煤层气排采阶段划分包括勘探开发阶段、试采阶段和商业开采阶段三个主要阶段。
在勘探开发阶段，主要是通过勘探钻探和地质勘探工作，确认煤层气资源的存量和分布情况，评估煤层气资源的开采潜力，确定矿区的可采储量和生产水平，为后续的试采和商业开采提供必要的基础数据。
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排采是指通过一系列技术手段将煤层气从煤层中采出并利用的过程。
煤层气是一种天然气，主要成分是甲烷，是一种重要的能源资源。
煤层气的排采阶段划分及排采制度制定对于煤层气的高效开发利用具有重要的意义。
煤层气的排采阶段划分主要包括勘探阶段、建井阶段、排采阶段和封井阶段。
勘探阶段是指对煤层气的分布、质量和产量进行调查研究，确定煤层气储量和资源潜力。
在勘探阶段，需要进行地质勘探、工程测量和实验室分析等工作，以确定煤层气的存在和可开采性。
建井阶段是指在煤层气区域进行钻井作业，以获取煤层气的产量和质量信息。
建井阶段需要选择合适的井型和钻井技术，进行钻探和完井工作。
通过建井阶段，可以获取煤层气的产量和质量信息，为煤层气的排采提供依据。
排采阶段是指通过抽采和注入工艺将煤层气从煤层中排采出来。
排采阶段需要确定合适的抽采和注入工艺，以及相应的工艺参数。
通过排采阶段，可以实现煤层气的高效开采和利用。
封井阶段是指在煤层气开采结束后对井口进行封堵和封存。
封井阶段需要选择合适的封井材料和封井工艺，以确保井口的安全和环保。
封井阶段是煤层气开采的最后阶段，也是对煤层气开采环节的重要补充。
煤层气的排采制度制定是指制定和完善煤层气的开采管理制度和技术标准。
煤层气的开采涉及到地质、工程、环保、安全等多个方面，需要建立相应的管理制度和标准。
煤层气的开采管理制度主要包括勘探规划、工程设计、生产操作、环保管理、安全管理等方面。
煤层气的技术标准主要包括井位选取、井口设施、井筒完整性、煤层气抽采工艺等方面。
在制定煤层气的排采制度时，需要考虑的因素包括勘探阶段的技术要求、建井阶段的工程要求、排采阶段的生产要求、封井阶段的环保要求等。
制定煤层气的排采制度需要充分考虑各个阶段的要求，并且要与相关法规和标准相一致。
制定煤层气的排采制度还需要充分利用优秀的管理经验和技术水平，不断提高煤层气的排采效率和质量。
煤层气的排采阶段划分及排采制度制定对于煤层气的开采利用具有重要的意义。
煤层气排采技术
一、煤层气排采的工艺技术
2、煤层气井排采的关键
控制井底流压、控制煤粉的产出。
压力管理 降压的连续性 产水量 产气量 套管压力
煤粉管理 及时性 可控性 设备维护 储层保护
引导地质过程
生产连续性、及时性、可控性 获得最大产量
井底流压
气量下降，地面放气阀堵塞
上涨
套压不变 地层新的裂缝开始产水
敲击放气阀，放气
先做观察，待井底流压稳定后 继续降压生产
套压下降 两相流水相大于气相
加大排水量
井底流压 不变
套压上涨 套压不变 套压下降
液位下降，抽排过快 达不到降压要求 液位上涨，抽排慢
先降转速，然后做放气操作 加大排水量，然后放气 加大排水量
一、煤层气排采的工艺技术
各阶段的生产特点及核心目标
⑤控压稳产阶段：根据单井的生产能力确定合理的产能指标进行稳定 生产。产液量和产气量相对稳定。排采控制的重点是尽可能维持排采 作业的连续性和稳定性 、不追求峰产 ，尽量控制井底流压，以延长 稳产时间，实现煤层气井产量最大化。 核心目标：控制流压在一定值，稳定产量。
套压上涨 转速过高
适当放气
井底流压 套压不变
------------------------
下降
套压下降
气量上涨，做完放气操作 气量下降，地层通道堵塞
调整排量，稳定液面 降低排量，稳定井底流压
正确的理解生产参数的变化，是实现生产过程控制的前提和基础。对 不同单井由于开发层位不同，即使同一层位的井也由于煤储层的非均 质性及工程等因素，排采过程中会出现多种情况，需做出合理判断并 及时调整，做到单井精细化管理。
煤层气开采技术与发展趋势
煤层气开采技术与发展趋势由于我国拥有较为丰富的煤层气资源，所以目前我国将天然气开发的重点逐渐放到了煤层气开采上面。
在此过程中，煤层气开采技术得到了不断提升与改进，推动了开采产量与效率的持续提升。
不过，虽然已有的煤层气开采技术都已经能够较好地适应我国的煤层气开采工作，但就技术本身而言仍有待进一步成熟和完善，所以未来重点仍应放在技术革新上面，并要不断完善产业链，加大政策支持。
标签：煤层气;开采技术;发展趋势煤层气是成煤母质在煤化作用过程中形成的，主要以吸附状态赋存于煤层或煤系地层中，以甲烷为主要成分的非常规天然气资源。
它俗称瓦斯，是一种新型洁净的能源，它不同于呈液态赋存的石油，又有别于主要以游离态存在于地层中的常规天然气。
经过十几年国内各部门自行的勘探工作，尽管未能取得煤层气商业开发的突破，但是，在引进、消化、吸收美国成功经验的基础上，在地质选区、实验室测试、钻井的工程工艺、试井、压裂和排采等方面取得了一些突破性的进展。
1常用的煤层气开采技术浅析（1）煤层气勘探技术，在进行煤层气开采之前，首先应当要对煤层气进行有效的勘探，充分了解煤层气藏的情况。
研究发现，地下构造在很大程度上影响着煤层气的储集和富集程度。
相关实践表明，一般能够产出大量天然气的煤层气藏，均属于压力圈闭气藏，其中又以水压圈闭气藏为主，其大多分布于向斜底部或者单斜底部;还有部分是气压圈闭气藏，其与普通的油气圈的形成原理类似，只不过是在煤层的微孔隙中储集。
通常裂缝发育昭示着高渗透带，向斜底部或者单斜底部的裂缝发育，乃是水压圈闭气藏的吸附气富集区。
如果煤层的位置在构造强烈变形的地方，或是断裂发育带上，那么将会大大增加煤层气的保存难度。
再者，若遇到火山岩活动，如果较强烈的话会破坏煤层，而如果活动幅度较小的话则反而有利于煤阶的升高及煤层有机质向气态的转化。
另外对煤层含气量具有较大影响的还有煤层顶底板的岩性，若其比较致密，则煤层含气量就会较高。
总而言之，先要经勘探查明地下构造的形态及地质条件、特征等，才能够拟定合适的煤层气开采方案。
王维旭-中国蜀南地区煤层气排采技术路线及原则(2015年煤层气年会投稿)
中国蜀南地区煤层气排采技术路线及原则王维旭王希友蒋佩贺满江彭丽莎（中石油浙江油田分公司西南采气厂，四川宜宾，645250 ）摘要：煤层气井的产出机理决定了其生产方式必须通过排水降压，排采是煤层气开发中十分重要的环节，生产管理中需针对煤储层特点及煤层气井生产过程的不同阶段，制定合理的排采制度，因此加强排采技术的研究对煤层气井的高效经济开采具有重要意义。
浙江油田公司在蜀南地区从事煤层气开发近四年，针对本区域高煤阶煤层吸附能力强、临界解吸压力高、渗透率低的特点，总结了煤层气井排采规律，制定出一套相适应的排采技术规范和管控原则，通过合理的排采制度和精细的排采管控降低储层伤害，扩大压降面积，提高单井产量，保障了煤层气生产的成功。
关键词：蜀南地区煤层气高煤阶排采技术精细管控中图分类号：文献标识码：South Sichuan of China CBM Field Technical Route andPrinciple of Drainage Gas RecoveryWang Weixu Wang Xiyou Jiang Pei He Manjing Peng Lisha(Zhejiang Oilfield Company,Yibin,Sichuan,645250)Abstract: Coalbed methane well production is through swabbing the groundwater to reduce reservoir pressure. Drainage gas recovery technology is an important part of CBM exploitation. It needs establish the reasonable production scenario to different reservoir characteristics and different production stages in production management. Therefore enhance the study of drainage gas recovery technology is important for efficient exploitation of coalbed methane well. Zhejiang oilfield company have been engaged four years on gas exploitation in south Sichuan CBM field, the coal has strong adsorption ability,high critical desorption pressure and low permeability in this region, this paper summarizes production laws of coalbed methane well, makes a series of technical specifications and control principle, by means of reasonable discharge rate and refined management to reduce reservoir damage, enlarge pressure drop area and enhance production and recovery of single well, guarantee the success of CBM production.Keywords: South Sichuan region; coalbed methane; high coal rank; drainage gas recovery technology; refined management.前言煤层气井的生产是通过抽排煤层及邻近水层中的地下水来降低储层压力达到产气条件，其生产过程包括降压、解吸、扩散、渗流多个阶段，具有初期产量低、生产周期长的特点。
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蜀南地区煤层气智能精细化排采技术及管控模式王维旭;王希友;蒋佩;贺满江;李君军;彭丽莎【摘要】煤层气井的产出机理决定了其生产方式必须通过排水降压,排采是煤层气开发中十分重要的环节.四川盆地蜀南地区煤岩具有高煤阶、高临界解吸压力、低渗透的特征,规模效益开发面临着巨大的挑战,先进的排采技术与智能精细化管控模式是实现该区域煤层气规模、经济开发的保障.中国石油浙江油田公司在蜀南地区从事煤层气开发近五年,通过引入排采规律指导下的智能排采专用设备,落实煤层气“连续、稳定、缓慢、长期”的排采原则和精细化排采技术路线,针对煤储层特点及煤层气井生产规律,精细划分为排水降压期-憋压期-控压提产期-稳产期-产量递减期等5个排采阶段,系统分析各阶段生产特征及排采风险,总结出了“五分技术攻关、三分管理创新、两份多专业融合”的煤层气管控模式,制定出合理的排采制度和管控办法,并依托智能化设备,实现了精细排采管控,从而降低了储层伤害、提高了单井产量、提升了管理效率、促进了该区煤层气的高效开发.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2017(040)001【总页数】5页(P83-87)【关键词】四川盆地;蜀南地区;煤层气;高煤阶;智能排采;精细管控【作者】王维旭;王希友;蒋佩;贺满江;李君军;彭丽莎【作者单位】中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司【正文语种】中文煤层气特殊的赋存机理，决定其开采需要通过抽排煤层及邻近水层中的地下水来降低储层压力，从而达到产气条件，其生产过程包括降压、解吸、扩散、渗流多个阶段，具有初期产气量低、生产周期长的特点。
影响气井产能的主要因素包括储层地质条件、压裂改造效果和排采技术，排采技术作为发挥气井最大产能的生产保障，在煤层气开采过程中起着重要作用。
我国煤层渗透率普遍较低，应力敏感性强，合理的排采制度和智能精细化管控是保证煤层气井排采成功的关键因素[1]。
四川盆地蜀南地区煤层气具有典型的高煤阶特征，相比于其他类似气田，具有含气量高、含气饱和度高、解吸压力高、渗透率低的特点。
高煤阶煤层的开发难点是缺乏成熟的排采技术可以借鉴，如何通过技术攻关、管理创新、形成独具特色的高阶煤层气排采技术路线和原则，是保证其“高速、效益”开发的核心。
中国石油浙江油田公司通过近5年的开发生产实践，总结出了“五三二”的煤层气开发管控模式，即：五分技术攻关、三分管理创新、两分多专业融合。
该管理模式保障了气井高产稳产，大幅降低了生产成本，有效推动本区域煤层气低成本高效益开发。
蜀南地区位于四川盆地南缘、云贵高原北麓川滇两省结合部，煤层气资源丰富，区内主力煤层构造稳定，埋藏适中，地质保存条件较好。
煤岩演化程度高，镜质体反射率介于2.6%～3.5%，为高阶无烟煤。
煤层层数多、单层厚度薄。
煤岩吸附气体能力强，平均含气量约15 m3/t，含气饱和度介于53%～94%，含气饱和度较高，区域气井的临界解吸压力普遍较高，地解压差小，临储比在0.5～1.0之间，有利于气体解吸产出。
但储层平均孔隙度仅4.5%，渗透率介于0.02～0.18 mD，属低孔、低渗透煤层，远低于我国煤储层的平均渗透率，不利于本地区煤层气开发。
目前区内生产井数328口，产气量21.9×104m3/d，产气量超过1 000 m3/d的井有77口，大部分井仍处于控压提产阶段，生产潜力良好。
煤储层在排采过程中受有效应力效应和基质收缩效应共同影响，渗透率处于动态变化中（图1）。
在排采初期，渗透率随有效应力增加而逐渐减小，随着煤层气解吸产出，煤基质的收缩会增大煤岩渗透率[5]。
减小储层渗透率的最大降低幅度, 缩短渗透率降低时间, 加快储层渗透率恢复速度, 以及提高储层渗透率的恢复程度, 对于提高煤层气单井产量至关重要。
蜀南地区煤岩渗透率低，应力敏感性强，在排采过程中，应根据渗透率变化规律，合理优化排采强度。
针对蜀南地区煤层高煤阶、高临界解吸压力、低渗透率的地质特征，通过与国内其他煤层气田地质、生产特征对比分析，总结制订了蜀南地区煤层气排采技术及原则。
1）煤岩含气量大、吸附饱和度较高，气体易较早地解吸，使得排水降压阶段时间过短，从而导致压降漏斗扩散范围有限，影响降压面积及最终采收率。
应在排水降压期尽量减小排采强度，同时，结合经济效益，进行排采制度优化。
2）储层渗透率低，应力敏感性强，排采强度过大易引起煤层激动，使裂隙产生闭合效应[2]，在排采过程中坚持“连续、平稳、缓慢、长期”降压的原则，依托智能排采设备，实现对井底流压为核心的精细化控制，避免流压降幅过大或波动造成储层伤害[3]。
煤层气井的生产管理，需要针对煤储层特点及煤层气井生产过程的不同阶段, 有目的地制订合理的生产制度，在避免煤层受到二次伤害的前提下，合理提高单井产量，有意识地扩大单井压降扩散范围，从而实现单井和气田的长期稳定高产[4]。
根据煤层气井生产特征，从投产到生产结束可依次分为5个阶段[7-8]：依次为排水降压期、憋压期、控压提产期、稳产期和产量递减期（图2）。
3.1 排水降压期此阶段为单相水流阶段。
随着生产压差的增大，地层供液能力逐步增加，产水量增加，同时，受有效应力作用，储层渗透率呈指数降低，极易造成储层伤害。
因此，此阶段应让地层尽可能多出水，扩大压降漏斗面积，又应防止排采强度过大或排采中断，导致储层应力敏感伤害[9-10]。
通过分析产水速率与排采强度的关系（图3），发现随着排采强度的逐步增加，产水速率先呈线性增长关系，但当排采强度增加到某个值后，出现一个拐点，拐点之后的产水量增长变缓甚至下降，该拐点对应的排采强度称为临界排采强度。
该拐点反映出当排采强度过大时，储层受到伤害，渗透率进一步降低。
在单相水流阶段可通过产水速率与排采强度的关系曲线确定最大排采强度。
3.2 憋压期此阶段为气水两相流初期，仅近井地带煤层开始解吸，地层供气能力弱，难以维持稳定气流。
应稳定井底流压，保持产水量，尽可能多地排出煤层中的水，扩大降压解吸面积，憋压至一定值后放气，便于对放气量进行精细控制。
放气速度过快会造成井底流压突降，近井地带有效应力增加，渗透率降低，同时气水两相流速增加，携灰能力增强，一旦停抽，易造成地层堵塞或卡泵现象。
若放气速度超过地层供气能力，气流不稳定，放气后产气量快速下降。
因此放气过程中必须控制套压降落速度。
3.3 控压提产期随着压降漏斗扩展、加深，气相渗透率逐渐升高，水相渗透率逐渐降低。
此阶段应控制井底流压降幅，使地面产气量与地下供气量相匹配，促进面积降压形成。
采取逐步平稳提高产气量的方式，避免产气量出现大幅波动，根据流压降幅与产气量、产水量的关系，优化排采强度，不断改善地层渗透率，促进产气量提升。
为探寻气井最合理的稳产气量，保证产气速度与采气速度相匹配，细化提产对策，在不同流压区间、不同流压日降幅下，采取下调气量、稳产、小幅度线性提产3种方式实时动态调整产量，确保调整后气量下的流压降幅在规定范围内，实现气井“高产、稳产”开发（图4）。
3.4 稳产期此阶段以气相流动为主，产水量一般达到较低水平，地层供液能力低，供气能力稳定，压降漏斗在垂向上的加深和平面上的延伸已趋于平稳，排水降压对增大解吸范围的效果已不明显，执行定产生产制度，通过调节冲次和套压控制产气量。
此阶段维持井底流压，延长稳产时间，是实现气井产量及采收率最大化的最佳方法。
3.5 产量递减期此阶段地层能量已达到较低水平，执行定压生产制度，产气量自然降低，由于局部煤岩仍保持解吸，生产井将保持低产量较长时间，当产气量降到经济极限产量后，气井生产结束。
总结各阶段排采规律和控制要点，针对易发生的排采风险，制定了相应的管理对策，用以指导煤层气日常精细化排采管控（表1）。
4.1 依托排采设备，实现智能化、模块化精细控制针对煤层气排水采气周期长、储层易受伤害、排采制度对产气量及最终采收率影响大的特点，引入在排采规律指导下的智能化排采设备[6]，以满足煤层气生产管理的特殊要求，实时监测生产参数，精确控制排量和井底流压降幅，提高整体开发效果。
以“全员参与、数字说话、专家指挥、系统执行”为目标的精细化、智能化、批量化排采管控系统，集智能排采系统、排采分析系统、生产管理系统、智能安防系统、智能供电系统、智能巡井与调度系统于一体，极大减少对人员的依赖，大大提升运营效率、降低单井维护成本。
智能化排采设备可实现各项生产参数（如井底流压、套压、管网压力、冲次、产量、扭矩等）的自动采集、连续监测，并在远程监控系统中实现一键启停、多样化排采模式、远程自动调气、智能洗井及智能供电等功能。
其应用满足了煤层气井以控制井底流压为核心的“连续、平稳、缓慢、长期”的排采要求，便于生产管理的各部门及时掌握生产动态，及时发现生产异常，缩短故障处理时间，提高开井时率和工作效率，为实现煤层气井精细化生产管理提供了有力保障。
结合煤层气排采各阶段生产特点，实行“区域分片管理、定时巡回检查、设备集中维保、智能排采，实时监控、停电1 h应急反应”的气井排采生产管理，通过井场数字化管控与排采生产精细化管理，真正实现了井场“无人值守”的管井模式。
4.2 做好精细化管理，保障排采平稳可控4.2.1 制定管理细则、完善资料台账为使排采技术标准和指标更好的贯彻在排采管控过程，制定相应的日常管理制度和办法，实现排采管理精细化。
4.2.2 加强异常处理、降低故障率实施监控生产参数，通过示功图进行故障原因判断，第一时间采取措施，并配合洗井，避免检泵，恢复正常生产。
4.2.3 强化单井动态分析立足单井生产动态，优化排采制度，深入研究排采规律，由单井到井组，再到区域性的生产规律认识。
1）蜀南地区煤岩具有高煤阶、高临界解吸压力、低渗透率的特征，生产过程中应坚持以控制井底流压为核心的“连续、平稳、缓慢”排采原则，坚持分阶段优化排采制度的精细化排采技术路线。
2）煤层气排采过程依次分为5个阶段：排水降压期—憋压期—控压提产期—稳产期—产量递减期，根据各阶段的生产特征制定了相应的管理对策，降低排采风险，促进气井高产稳产。
3）依托智能化排采设备，实现了生产参数实时监测，精确控制排量和井底流压降幅，实现了降低储层伤害、扩大压降漏斗、提高单井产量和最终采收率的目的，有效落实了高阶煤排采技术路线，且大大提升运营效率、降低单井维护成本。
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