康劉旭，胡濱，康永尚,3，曾雯婷，王偉洪，顧驕楊,6，田博凡

(1.中國石油新疆油田開發(fā)公司研究所，新疆 克拉瑪依834000；2.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100011；3.中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；4.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028;5.北京油源恒業(yè)科技有限公司，北京 102200；6.中海石油(中國)有限公司 非常規(guī)油氣分公司，北京 100011)

0 引 言

我國煤層氣資源十分豐富[1]，預(yù)測資源量為3.286×1013m3，其中技術(shù)可采資源量為1.09×1013m3。鑒于煤層氣產(chǎn)量難以滿足我國日益增長的能源需求，煤層氣高產(chǎn)問題亟需解決。

滇東地區(qū)作為我國南方重要的煤層氣產(chǎn)區(qū)，煤層氣資源豐富，上二疊統(tǒng)煤層氣資源量約占全國的10%[2]。滇東地區(qū)老廠區(qū)塊屬于多煤層疊置含氣系統(tǒng)，構(gòu)造復(fù)雜，斷裂發(fā)育密集，薄、單煤層數(shù)量多，煤層間距較小。國內(nèi)眾多學(xué)者已經(jīng)從構(gòu)造特征、儲(chǔ)層特征、富集條件和水文特征等方面研究了影響老廠區(qū)塊產(chǎn)氣的地質(zhì)因素[3-6]。其中，蔣天國等[3]研究認(rèn)為，區(qū)塊內(nèi)產(chǎn)氣部位以主體構(gòu)造NE向的老廠背斜為中心，且基底四周遭斷裂改造的橢圓形旋鈕構(gòu)造也具有較好的產(chǎn)氣條件；李松等[4]通過對老廠區(qū)塊樣品進(jìn)行鏡質(zhì)組反射率測定、顯微組分定量和常規(guī)孔滲測試等試驗(yàn)研究，認(rèn)為老廠區(qū)塊儲(chǔ)層比表面積和孔容大，孔徑寬、孔隙吸附能力大，儲(chǔ)氣能力較優(yōu)，為后期排采產(chǎn)氣提供了高產(chǎn)條件；郭秀欽等[6]研究了老廠區(qū)塊地層出露泉點(diǎn)、鉆孔抽水試驗(yàn)的單位涌水量和隔水層與煤層氣成藏關(guān)系，認(rèn)為龍?zhí)督M自上而下可分為強(qiáng)巖溶含水層、相對隔水層和弱裂隙含水層，水質(zhì)為重碳酸鈣型，對主要含煤層段無影響，煤層氣含量較高，有利于排采。

從目前研究情況看[3,5-8]，前人對老廠區(qū)塊的產(chǎn)氣研究多基于單一地質(zhì)因素或基于前期探井資料，對該區(qū)塊地質(zhì)因素影響煤層氣井產(chǎn)能的機(jī)理尚不清楚，目前尚無針對老廠區(qū)塊煤層氣峰值產(chǎn)氣量主控地質(zhì)因素的研究，嚴(yán)重限制該區(qū)塊煤層氣的開發(fā)利用。因此，本文基于老廠區(qū)塊6口先導(dǎo)試驗(yàn)井的煤層氣地質(zhì)資料和排采動(dòng)態(tài)資料，在分析產(chǎn)水產(chǎn)氣特征基礎(chǔ)上，揭示峰值產(chǎn)氣量的主控地質(zhì)因素，并結(jié)合煤樣滲透率敏感性室內(nèi)物理模擬試驗(yàn)結(jié)果，探討主控地質(zhì)因素對峰值產(chǎn)氣量的影響機(jī)理，提出老廠區(qū)塊實(shí)現(xiàn)峰值產(chǎn)氣量大于600 m3/d的各主控地質(zhì)因素下限值，為老廠區(qū)塊井層優(yōu)選提出建議,以期對該區(qū)塊煤層氣的勘探開發(fā)提供新的地質(zhì)參考。

1 煤層氣地質(zhì)條件

1.1 地質(zhì)和資源概況

老廠區(qū)塊位于云南省曲靖市富源縣東南部，面積約482.57 km2，主要煤系地層為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(P2l)和長興組(P2c)，如圖1所示。上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M和長興組巖性以深灰色細(xì)碎屑巖為主，主要由粉砂巖、砂質(zhì)泥巖和煤組成，為海陸交互相沉積[9]。煤系地層總厚度為390～510 m，平均460 m；埋深500～1 500 m，一般在1 000 m以上。

老廠區(qū)塊發(fā)育海陸過渡的三角洲-潮坪-瀉湖聚煤環(huán)境[10]，煤層分布在豎向上較為分散，見圖1，煤層主要分布在龍?zhí)督M中上部，可采煤層11～15層，可采總厚度6～33 m，平均20 m，主力煤層為龍?zhí)督M7～9號(hào)、13號(hào)和19號(hào)煤層[11]。

據(jù)26個(gè)煤樣鏡質(zhì)體反射率測定結(jié)果，老廠區(qū)塊煤的Ro為3.08%～3.36%，平均3.22%，達(dá)到高煤階演化階段[12]。

老廠區(qū)塊單煤層厚度較小，但多煤層累計(jì)厚度較大，煤層氣遠(yuǎn)景資源量達(dá)6.37×1010m3[13]。老廠背斜為主體構(gòu)造單元，背斜軸部向西南傾伏，西北翼構(gòu)造復(fù)雜，地層傾角可達(dá)30°～50°，煤層被斷裂切割破壞，埋深較大；東南翼為單一平緩構(gòu)造，埋深較淺，地層傾角一般不超過15°，區(qū)塊東側(cè)發(fā)育一系列近南北向和北西向的斷裂構(gòu)造，南東側(cè)發(fā)育普橋斷裂、龍灘斷裂、小臘里斷裂，北側(cè)發(fā)育箐口向斜、德黑向斜、彌勒師宗斷裂以及北東向的平行和斜交逆斷層，個(gè)別位置呈現(xiàn)為疊瓦狀構(gòu)造，見圖1。

圖1 老廠區(qū)塊構(gòu)造綱要圖和綜合地層柱狀圖(據(jù)文獻(xiàn)[11，14]，有修改)Fig.1 Structural outline of Laochang block and comprehensive stratigraphic column

1.2 煤層氣地質(zhì)條件

老廠區(qū)塊煤層氣勘探主要集中在東南部雨旺礦區(qū)。截至目前，研究區(qū)共有2017年前布置的前期勘探井(煤層氣參數(shù)井和排采井)8口和2017年后新鉆并投產(chǎn)的先導(dǎo)試驗(yàn)井6口，見圖2。

圖2 老廠區(qū)塊鉆井和排采井井位分布(據(jù)文獻(xiàn)[11，14]，有修改)Fig.2 Well location distribution of drilling and drainage wells in Laochang block

老廠區(qū)塊9號(hào)、13號(hào)、19號(hào)煤層原地資源豐度對比見表1，9號(hào)煤層原地資源豐度為0.14×108～1.12×108m3/km2，平均0.39×108m3/km2；13號(hào)煤層原地資源豐度為0.11×108～1.01×108m3/km2，平均0.49×108m3/km2；19號(hào)煤層原地資源豐度為0.09×108～2.57×108m3/km2，平均0.56×108m3/km2。3個(gè)主力煤層的平均累積原地資源豐度達(dá)到1.44×108m3/km2，若考慮厚度大于0.5 m的非主力煤層，累積原地資源豐度更大，高于全國煤層氣區(qū)塊原地資源豐度的平均值1.15×108m3/km2[15]。

表1 老廠區(qū)塊9號(hào)、13號(hào)、19號(hào)煤層煤層氣原地資源豐度Tab.1 Abundance table of No.9,No.13,No.19 of in-situ CBM resources of main coal seams in Laochang block

老廠區(qū)塊煤儲(chǔ)層滲透率統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表2和圖3，煤儲(chǔ)層滲透率為0.005 6～0.870 0 mD，平均0.162 2 mD，其中僅3號(hào)、8號(hào)、(7+8)號(hào)、16號(hào)、18號(hào)煤層滲透率相對較高(圖3)，按照文獻(xiàn)[16]對我國煤儲(chǔ)層滲透率劃分方案，老廠區(qū)塊煤儲(chǔ)層總體屬于低滲透儲(chǔ)層(滲透率小于0.1 mD)，個(gè)別井層為中滲透儲(chǔ)層(0.1～0.5 mD)。

圖3 老廠區(qū)塊煤儲(chǔ)層滲透率分布圖Fig.3 Coal permeability in Laochang block

表2 老廠區(qū)塊煤層滲透率統(tǒng)計(jì)結(jié)果Tab.2 Statistical results of coal seam permeability in Laochang block

研究區(qū)含氣飽和度為60%～70%，少量樣品的含氣飽和度為90%～100%，可見研究區(qū)煤層主要處于欠飽和含氣狀態(tài)(圖4)。

圖4 老廠區(qū)塊含氣飽和度直方圖Fig.4 Histogram of Gas saturation in Laochang block

2 煤層氣井排水產(chǎn)氣基本特點(diǎn)

參照前人提出的煤層氣井排采動(dòng)態(tài)典型指標(biāo)分析方法[17]，對研究區(qū)6口先導(dǎo)試驗(yàn)井自投產(chǎn)至2019年6月15日進(jìn)行生產(chǎn)動(dòng)態(tài)跟蹤，繪制了排采動(dòng)態(tài)曲線(圖5)，并提取了排采動(dòng)態(tài)典型指標(biāo)，通過排采曲線選取見氣時(shí)間(單位為d)、見氣時(shí)井底流壓降幅(原始液面與初始見氣時(shí)的井底流壓的差值，單位為MPa)、初始排水速度(初始降液幅度與初始見氣時(shí)間的比值，單位為m/d)、見氣前平均日產(chǎn)水量(煤層氣井在初始排水階段平均日產(chǎn)水量，單位為m3/d)、見氣后平均日產(chǎn)水量(煤層氣井在氣水同產(chǎn)階段平均日產(chǎn)水量，單位為m3/d)、峰值日產(chǎn)氣量(煤層氣井在氣水同產(chǎn)階段的最大日產(chǎn)氣量，單位為m3/d)作為煤層氣井產(chǎn)水和產(chǎn)氣能力的代表性指標(biāo)(表3)。

由圖5和表3分析，得到各井排采動(dòng)態(tài)基本特點(diǎn)：(1)各井套壓變化均呈現(xiàn)“緩慢見套，迅速上升，快速下降，緩慢歸零”的特點(diǎn)，整體套壓水平較低，套壓峰值均在2 MPa/d以下；(2)各井初始井底流壓為6.5～7.5 MPa，見套前井底流壓快速下降，見套后降速放緩，除LS-S2井(圖5(f))外，井底流壓至2019年6月15日均已為0；(3)各井初始見氣時(shí)間為129～181 d，峰值日產(chǎn)氣量為120.68～808.96 m3/d，其中，LC-C4井(圖5(d))和LC-S2井(圖5(f))峰值產(chǎn)氣量大于600 m3/d，其他井峰值產(chǎn)氣量小于400 m3/d，所有井在達(dá)到峰值產(chǎn)量后，產(chǎn)氣量即開始下降；(4)LC-C3井日產(chǎn)水量較高，整個(gè)排采過程中日產(chǎn)水量基本都在4 m3/d以上，最高達(dá)10 m3/d(圖5(c))，其余各井日產(chǎn)水量較小。LC-C3井在排采動(dòng)態(tài)上顯示出相對高產(chǎn)水的特征，是由于LC-C3井位于東南部斷裂構(gòu)造帶附近，受斷裂影響，呈現(xiàn)出外源來水的高產(chǎn)水特征，而外源來水不利于煤儲(chǔ)層降壓疏水，在初始排水速度變化(3.43～4.69 m/d)不大的條件下，LC-C3井見氣時(shí)間為181 d，明顯長于其他井的(120～139 d)，且見氣后LC-C3井的平均產(chǎn)水量(5.94 m3/d)也明顯高于其他井的(0.44～0.93 m3/d)，外源來水的排出對產(chǎn)氣有一定抑制作用[18]，使得LC-C3井的日產(chǎn)氣量小于400 m3/d。

圖5 老廠區(qū)塊先導(dǎo)試驗(yàn)井排采動(dòng)態(tài)曲線(截至2019年6月15日)Fig.5 Drainage performance curves of pilot test wells in Laochang block

表3 老廠區(qū)塊煤層氣井排采動(dòng)態(tài)典型指標(biāo)統(tǒng)計(jì)表Tab.3 Drainage and production typical indexes statistical table of CBM wells in Laochang block

3 影響峰值產(chǎn)氣量的主控地質(zhì)因素

為探究峰值產(chǎn)氣量的主控地質(zhì)因素，對老廠區(qū)塊及其相鄰的恩洪、土城區(qū)塊進(jìn)行研究，結(jié)果表明，黔西(土城區(qū)塊)動(dòng)用資源豐度普遍高于滇東(恩洪、老廠區(qū)塊)的，并且動(dòng)用資源豐度與日產(chǎn)氣量具有正相關(guān)關(guān)系，黔西(土城區(qū)塊)日產(chǎn)氣量較高(圖6)。動(dòng)用資源豐度小于3.5×108m3/km2時(shí)，典型日產(chǎn)氣量(煤層氣井在氣水同產(chǎn)階段日產(chǎn)氣量連續(xù)15 d以上較穩(wěn)定期間的平均日產(chǎn)氣量，單位m3/d)多低于500 m3/d，峰值日產(chǎn)氣量多低于800 m3/d，說明單井動(dòng)用資源豐度作為基礎(chǔ)因素在一定程度上決定了合采井的產(chǎn)氣量。另外，單井動(dòng)用資源豐度對峰值日產(chǎn)氣量的影響程度強(qiáng)于其對典型日產(chǎn)氣量的影響，說明單井動(dòng)用資源豐度決定了煤層氣井產(chǎn)氣量峰值，達(dá)到產(chǎn)氣高峰后能否保持穩(wěn)產(chǎn)更多取決于排采控制。

圖6 單井典型日產(chǎn)氣量、單井峰值日產(chǎn)氣量與動(dòng)用資源豐度關(guān)系Fig.6 Relation between typical daily gas production of single well,peak daily gas production of single well and abundance of produced resources

另外，數(shù)據(jù)離散程度較高說明除動(dòng)用資源豐度外，有其他因素影響煤層氣井產(chǎn)氣量。除了單井動(dòng)用資源豐度，由煤層氣開采機(jī)理和前人研究結(jié)果[19-22]可知，煤儲(chǔ)層滲透率和含氣飽和度也是影響不同區(qū)塊煤層氣井排采動(dòng)態(tài)差異重要的地質(zhì)因素。

與煤層氣目標(biāo)資源規(guī)模相比,資源豐度的意義更為重要,一井多層或多段開發(fā)可以彌補(bǔ)含氣量偏低之不足[23]。影響煤層氣產(chǎn)氣效果的可能因素包括資源條件[24]、滲透率和含氣飽和度[25]等，筆者統(tǒng)計(jì)并計(jì)算了老廠區(qū)塊各排采井動(dòng)用煤層累計(jì)厚度、動(dòng)用煤層的平均含氣量、單井動(dòng)用資源豐度(指單井內(nèi)各排采煤層單位面積內(nèi)的煤層氣資源量之和[24])、平均滲透率和平均含氣飽和度等地質(zhì)參數(shù)(表4)?；诖?，從單井動(dòng)用資源豐度、平均滲透率和平均含氣飽和度3個(gè)方面探討影響峰值產(chǎn)氣量的主控地質(zhì)因素。

表4 老廠區(qū)塊排采井地質(zhì)參數(shù)和峰值產(chǎn)氣量統(tǒng)計(jì)表Tab.4 Geological parameters and peak gas production statistical table for CBM wells in Laochang block

3.1 單井動(dòng)用資源豐度

老廠區(qū)塊排采井單井動(dòng)用煤層厚度6.68～9.60 m，平均7.38 m，單井動(dòng)用資源豐度0.81×108～1.56×108m3/km2，平均1.20×108m3/km2，單井動(dòng)用資源豐度平均值高于全國平均值1.15×108m3/km2[15]。從單井看，LC-C4，LC-C3和LC-S2單井動(dòng)用資源豐度分列前三，除LC-C3井受到斷裂不利影響致峰值產(chǎn)量減小外，LC-C4和LC-S2兩口井的峰值產(chǎn)氣量(圖7)遠(yuǎn)高于其他各井的，LC-C1井和LC-S1井動(dòng)用資源豐度最低，相應(yīng)地，這兩口井的峰值產(chǎn)量也最低，可見，動(dòng)用資源豐度對產(chǎn)氣峰值有較大影響。

圖7 老廠區(qū)塊先導(dǎo)試驗(yàn)井峰值產(chǎn)氣量與單井動(dòng)用資源豐度關(guān)系Fig.7 Relation between peak gas production of pilot test well and producing resource abundance in Laochang block

3.2 動(dòng)用煤層的平均含氣飽和度和平均滲透率

含氣飽和度是煤儲(chǔ)層中實(shí)測含氣量相對于理論吸附能力含氣量(由蘭氏方程估算)的百分比，反映了儲(chǔ)層吸附氣的“飽滿”程度。滲透率是在一定壓差下允許流體通過的能力，前人研究表明[26]，在煤層氣開發(fā)過程中，滲透率越高，井筒周圍裂隙系統(tǒng)的滲流能力就越好，煤儲(chǔ)層滲透率是衡量煤層氣在煤儲(chǔ)層中流動(dòng)難易程度的關(guān)鍵參數(shù)[27]。

對比6口井的平均滲透率數(shù)據(jù)可知，平均滲透率為0.01～0.4 mD，除LC-C2井以外，LC-C4井和LC-S2井平均滲透率最高(表4和圖8)，平均含氣飽和度也較高(表4和圖9)，LC-S2井沒有含氣飽和度數(shù)據(jù)，但根據(jù)其平均含氣量較高及臨近LC-C4井和LC-S1井含氣飽和度較高，可推斷LC-S2井的平均含氣飽和度也較高，可達(dá)70%以上，LC-C4井和LC-S2井峰值產(chǎn)量最高。盡管LC-C2井平均滲透率最高(達(dá)0.4 mD)，但其平均含氣飽和度低(39.58%)，處于嚴(yán)重欠飽和狀態(tài)，導(dǎo)致其峰值產(chǎn)氣量也較低(403.43m3/d);LC-S1井的平均含氣飽和度高達(dá)72.8%，平均滲透率較高(0.075 mD)，但該井峰值產(chǎn)氣量卻最低(僅120.08 m3/d)，這與該井動(dòng)用資源豐度(0.81×108m3/km2)最低有關(guān)。

圖8 老廠區(qū)塊先導(dǎo)試驗(yàn)井峰值產(chǎn)氣量與平均滲透率關(guān)系Fig.8 Relation between peak gas production of pilot test well and average permeability in Laochang block

圖9 老廠區(qū)塊先導(dǎo)試驗(yàn)井峰值產(chǎn)氣量與平均含氣飽和度關(guān)系Fig.9 Relation between peak gas production of pilot test well and average gas saturation in Laochang block

綜上所述，動(dòng)用煤層的平均含氣飽和度、平均滲透率和單井動(dòng)用資源豐度構(gòu)成影響煤層氣井峰值產(chǎn)氣量的3個(gè)主控地質(zhì)因素，各因素共同作用，影響和控制峰值產(chǎn)氣量。在老廠區(qū)塊煤儲(chǔ)層低滲透背景下，過低的動(dòng)用資源豐度和低含氣飽和度必然導(dǎo)致峰值產(chǎn)量低。

4 主控地質(zhì)因素對峰值產(chǎn)氣量的影響機(jī)理

單井動(dòng)用資源豐度是煤層氣井生產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)，由表4可知，在老廠區(qū)塊低滲透率和低含氣飽和度背景下，當(dāng)單井動(dòng)用資源豐度小于1×108m3/km2時(shí)，峰值產(chǎn)氣量低于400 m3/d。相對而言，美國黑勇士盆地在中高-高滲透儲(chǔ)層(0.5～5 mD)和高含氣飽和度(92%～99%)背景下，資源豐度達(dá)到0.38×108m3·km-2以上時(shí)，即可獲得良好的開發(fā)效果[21]?？梢?，單一地質(zhì)因素的下限受另外兩個(gè)因素的影響。

含氣飽和度代表吸附氣的吸附“飽滿”度，含氣飽和度越高，吸附氣解吸產(chǎn)出所需的降壓幅度就越小，反之亦然。如LC-C4井和LC-S2井，平均含氣飽和度較高，見氣時(shí)井底流壓降幅小于5 MPa，峰值產(chǎn)氣量大于600 m3/d，而其他井平均含氣飽和度較低，見氣時(shí)井底流壓降幅大于5 MPa，峰值產(chǎn)氣量小于400 m3/d。

煤層氣排采經(jīng)歷初始排水階段，當(dāng)儲(chǔ)層壓力降到臨界解吸壓力后，吸附氣才能解吸產(chǎn)出。含氣飽和度越高，臨儲(chǔ)壓差越小，見氣時(shí)井底流壓降幅越小，儲(chǔ)層滲透率受到的傷害越小，反之亦然。本文采用同步增加軸壓和圍壓的方式模擬排采過程地層壓力降低對煤樣滲透率的影響，結(jié)果表明，在模擬的7塊取自老廠區(qū)塊及其鄰區(qū)的試驗(yàn)樣品中，有6塊樣品(圖10)隨著軸壓增加，滲透率呈現(xiàn)明顯的下降趨勢，當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆?.28～6 MPa，即軸壓和圍壓相應(yīng)增加4.28～6 MPa時(shí)，與初始滲透率相比，煤樣滲透率下降了94.5%～100%。如圖10(a)為樣品L3-1-2的模擬結(jié)果，可見，當(dāng)煤樣軸壓從1.11MP增加到6.67 MPa后，滲透率下降了94.5%；樣品L3-2，L3-5，L4-2，J18-5的模擬結(jié)果與樣品L3-1-2相似，而L3-6-1號(hào)樣品因有裂縫發(fā)育，滲透率降低稍慢一些，但是在有效應(yīng)力增加6 MPa后，滲透率下降比例也達(dá)到了48.4%(圖10(d))。

圖10 煤樣應(yīng)力敏感性物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.10 Stress sensitivity physical simulation test results of coal samples

含氣飽和度既與單井動(dòng)用資源豐度一起影響動(dòng)用資源的品質(zhì)，又通過控制見氣時(shí)的井底流壓降幅影響見氣時(shí)和見氣后的動(dòng)態(tài)滲透率，從而對峰值產(chǎn)氣量產(chǎn)生影響。

原始滲透率較高的煤儲(chǔ)層在見氣時(shí)往往具有較高的滲透率(動(dòng)態(tài)滲透率)，動(dòng)態(tài)滲透率越高，越有利于氣體產(chǎn)出，進(jìn)而可獲得較高的峰值產(chǎn)氣量。

雖然3個(gè)主控因素在地質(zhì)機(jī)理方面相互獨(dú)立，但影響峰值產(chǎn)量時(shí)，卻相互作用，尤其是含氣飽和度與平均滲透率共同對見氣時(shí)的動(dòng)態(tài)滲透率產(chǎn)生影響，進(jìn)而影響峰值產(chǎn)氣量。3個(gè)因素在影響峰值產(chǎn)氣量時(shí)相互影響，若在老廠區(qū)塊獲得較高的峰值產(chǎn)量(大于600 m3/d)，各主控地質(zhì)因素的下限指標(biāo)為：(1)單井動(dòng)用資源豐度大于1×108m3/km2；(2)平均含氣飽和度大于70%；(3)平均滲透率大于0.08 mD，而當(dāng)含氣接近飽和狀態(tài)時(shí)，平均滲透率的下限標(biāo)準(zhǔn)可降到0.03 mD。

5 結(jié)論和建議

(1)斷裂帶附近煤層氣井受斷裂影響，產(chǎn)水相對較高，產(chǎn)氣受到抑制，不利于煤層氣井生產(chǎn)。

(2)單井動(dòng)用資源豐度、動(dòng)用煤層的平均含氣飽和度和平均滲透率是煤層氣井峰值產(chǎn)氣量的3個(gè)主控地質(zhì)因素，它們共同控制煤層氣井的峰值產(chǎn)氣量。平均含氣飽和度通過控制見氣時(shí)的井底流壓降低幅度，影響見氣時(shí)和見氣后的動(dòng)態(tài)滲透率，從而影響峰值產(chǎn)氣量，較高的平均含氣飽和度有利于在較低的井底流壓降低幅度時(shí)見氣，有利于保持較高的動(dòng)態(tài)滲透率和氣體產(chǎn)出，實(shí)現(xiàn)較高的峰值產(chǎn)氣量。

(3)在老廠區(qū)塊低滲透煤儲(chǔ)層背景條件下，獲得較高峰值產(chǎn)氣量(大于600 m3/d)的單井動(dòng)用資源豐度下限為1×108m3/km2，平均含氣飽和度下限為70%，平均滲透率的下限為0.08 mD,若平均含氣飽和度達(dá)到90%以上，則平均滲透率的下限可降為0.03 mD。

(4)規(guī)避斷層影響，在構(gòu)造模型指導(dǎo)下，選擇遠(yuǎn)離斷層的井位；在選擇合層排采煤層組合時(shí)，將單井動(dòng)用資源豐度1×108m3/km2作為下限，將動(dòng)用煤層的平均含氣飽和度70%作為下限，平均滲透率0.08 mD作為下限。