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煤层甲烷在煤储层中的储集及渗流与常规天然气大不相同，其影响因素多样而复杂。 影响煤层气产量的主要因素是煤层渗透率、煤层厚度及含气量。大量煤层气井生产实践证明，含气量是影响产量的物质基础，而渗透率是影响产量大小的控制性因素。煤层含气量与煤层厚度及埋深一般有正相关关系，而渗透率一般随埋深增加而减小。用产气潜能与产气能力将更全面地反映含气量及渗透率对煤层气井产量的影响。把含气量引入达西流产量公式也许能更真实地反映甲烷气体在煤储层中流动产出的特征。     

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煤层气可采性是煤层气地质评价选区研究的核心内容，是煤层气开采的决定因素、根据煤层气产出机理定义了煤层气的可采性，用实际生产数据和数值模拟结果分析了渗透率、相对渗透率、等温吸附曲线形态和含气饱和度等地质参数对煤层气可采性的影响。分析结果表明，这一系列地质参数对煤层气可采性影响显著，应是煤层气可采性研究和综合评价的重点。     

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煤基质的孔隙性对注体流动影响极小,试井所得渗透率反映的是割理系统的渗流能力。储层压力的变化引起有效应力改变,使得煤层裂隙开度和渗透率发生变化,渗透随储层压力下降而减小。文章针对压力衰减测试过程中,井筒附近储层压力变化影响煤层渗透率这一因素,应用Ｄｕｈａｍｅｌ原理,导出了分析压力衰减测试数据的解释方法。该 新煤层甲烷井中,可以荻工层原始渗透率、原始储层压力以及表皮因子,避免了用段塞流解释需要预先估计     

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目前模拟煤层气开采过程数学模型主要分为三类，即经验模型，平衡吸附模型和非平衡吸附模型，其中非平衡吸附模型是一种较为完善，能客观反映煤层气开采动态的双孔隙模型。不少献已经建立了煤层气扩散渗流非平衡吸附数学模型，但往往存在模型假定过于简化，个别关键参数难于获得以及采用IMPES方法求解可能引起不收敛现象等不足之和，章发展了一个煤层气储层模拟器用来模拟煤层甲烷气的开采过程，该模拟器采用双重介质网格系统的气水两相数学模型，考虑了煤层气从基质表面进入开采井筒所经历的解吸，扩散和渗流三个过程，基于Fick,Darcy定律以及连续性方程建立了数学模型，对数学模型进行差分离散数值求解，方程中参数项和产量项采用显式处理，求取参数及基质与割理系统质量交换量采用隐式格式处理求解。此外，编写了程序源码建立计算机模型，最后进行实例分析对比，验证了该模型的可靠性和合理性。     

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中国的煤层大多具有致密、低渗透率特性，煤层气解吸、渗流困难，影响煤层气产量的因素较多且复杂。文章系统地分析和总结了煤层介质的低渗透率特性、煤层气的解吸扩散渗流特性、煤层与围岩的组合方式、含气饱和度对煤层气产量的影响，并用R/S分析方法研究了煤层气不稳定渗流产量的变化趋势，在此基础上，用灰色GM(1，1)模型预测了煤层气产量的变化规律，进行了实例分析。结果表明：煤层渗透率中等、含气饱和度在78%以上、压裂等措施是获得高产量煤层气的关键因素；R/S分析方法和GM(1，1)模型相结合是预测煤层气不稳定渗流产量变化的有效方法；根据上述关键因素和分析及预测的方法，科学预测煤层气不稳定渗流产量变化规律，有利于合理开发煤层气资源，提供洁净的能源，有效地保护大气环境，并从根本上改善煤矿安全生产条件，减少瓦斯爆炸事故。     

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煤阶是煤层气的生成和煤的吸附能力的重要影响因素之一，对煤层气含量起控制作用。文章根据相关文献中的吸附资料和实测数据，系统探讨了平衡水分下煤的吸附能力与煤阶的关系。指出随煤阶的增高煤的吸附能力先后经历了4个阶段：快速增加阶段（R_o<1.3%）、缓慢增加阶段（R_oo介于1.3%~2.5%）、达到极大值阶段（R_o介于2.5%~4.0%）和降低阶段（R_o>4.0%）。这种变化与煤化作用跃变完全对应，煤化作用控制了煤的孔隙度和表面物理化学性质，进而控制了煤层气的赋存空间和煤的亲甲烷能力。     

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文章首次基于Ansys有限元分析软件对水力割缝技术开采低渗透煤储层煤层气进行了数值模拟的计算研究，指出地应力是煤层气运移的重要影响因素，给出了煤层气赋存和运移特征及地应力对煤层气运移的作用机理，建立了煤层气开采水力割缝平面应变有限元模型，得到了钻井前后、水力割缝前后近井地带的地应力场变化规律及其影响范围。钻井后近井地带应力平均降低60％，但井口周边产生了应力集中区，应力场以井孔为中心向井身周边呈辐射状向外递减，应力降影响范围为300~450 mm。水力割缝后井周区域应力场变化显著，近井地带应力平均降低84.5％，且沿两侧割缝末端连线方向应力降影响最为明显，影响范围以此向外辐射达3000 mm，为钻井孔径的20倍，同时在割缝末端产生了应力集中区，并向背离割缝方向扩散，使得沿割缝方向产生大量裂缝，从而打通割理和裂隙，缩短渗透路径，继而提高煤层气产量。数值模拟结果表明，水力割缝技术可达到使近井地带充分卸压的目的。在现场实践中，此方法对利用定量化指标评估水力割缝效果具有十分重要的指导意义。     

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由于煤层结构的特殊性，使得煤层气的测井评价方法有别于常规天然气层的评价方法。针对煤层的物性特点及其储气机理，借鉴国内外煤层气测井评价方面的经验，从灰分组分分析，固定碳含量分析，煤质分析，割理程度的评价，割理孔隙度求取等几方面入手，全面详细地论述了煤层含气量和可采储量的测井评价方法。     

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在煤层水压力作用下,煤岩储层中“圈闭”了一定数量的气体从而形成煤层气藏。煤层水在煤层气的生成、储集（吸附）和产出的全过程中都起着重要的作用。煤层水处于一定的封闭条件下时,煤岩储层表现为具较高的储层压力和含气量;水的不可压缩性对煤岩割理、孔隙起到了支撑作用,使煤岩储层能保持较高的渗透率。在煤层气开采过程中,合理控制煤层水的排采速度,是防止井筒附近应力过分集中,造成煤岩储层孔隙度、渗透率急剧下降的重要手段     

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本文对我国主要煤田的热演化史类型及含煤盆地进行了分类,论述了主要煤田的热演化史特点。指出煤系的生气、成藏过程与莫霍面深度、构造岩浆带和主要生气期与构造形成期的配置有密切的关系。进而结合生、储、盖、圈、保等条件分析,提出了近期勘探、开发浅层煤成气的优选区。     

煤层气井产能影响因素分析及对策

在煤层气勘探中,因某些因素制约其产能,影响了煤层气投入开发的进程。煤层气原始地层压力、压裂效果、气井后期维护过程中对煤层的污染等导致煤层气井产能低的主要因素。针对这些影响因素,提出了解决的对策：依据煤层变质程度选择压裂方法;实行对煤层围岩压裂方法;在煤层气井后期维护中防止污染的方法,即：冲砂、洗井循环液中控制固相颗粒含量;施工作业中控制波动压力的产生;冲砂洗井作业要求循环液与地层流体相配伍,并加杀菌剂;选择合理的排采参数。采取上述办法解决影响煤层气产能问题,将会收到较好的效果。     

淮南地区煤层气地质条件及勘探远景

淮南地区构造位置处于华北地台东南部，是一呈北西西向展布的复式向斜。区内二叠系煤层厚度大，分布面积广，资源丰度为1．334×108m3／km2,具有较高的资源潜力。但由于煤的变质程度较低，煤质较差，加上逆掩断裂的挤压作用，使地层有效地应力较高、造成煤储层渗透性较差；再者，煤储层的含气饱和度较低，开煤层气的产出较为不利；但在构造的转折端及背科的倾伏部位，存在着微裂隙较发育的地应力低带，有希望找到煤层气勘探开发的有利区。     

排采曲线在煤层气井评价中的应用

煤层气井的排采曲线是煤层生产能力的一个具体体现，常规分析方法主要是把气，水产量随时间的变化曲线作为主要排采曲线进行排采分析，除此之外，井底流压与气，水产量的变化关系曲线也是分析煤层排采动态的一个重要依据，对这2种曲线进行分析和总结，尤其是从井底流压与气，水产量的关系曲线中，发现了3个关键点和2个关键阶段，而且从中可以得出煤层的实际解吸压力这一关键参数。     

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我国大部分煤田属高瓦斯煤气田,在煤炭开采时,煤层中的煤层气（瓦斯）将大量释放到开采空间,造成严重的安全隐患,因此,煤层气抽放是高瓦斯矿井解决煤炭开采时瓦斯超限的主要技术措施。我国很多矿井建立了地面永久煤层气抽放系统,以解决煤炭开采安全问题,同时,又可将抽放出来的煤层气作为化工原料和燃气用于居民。本文在理论分析局部煤层煤层气抽放与地面永久抽放系统并网时管道煤层气流动规律的基础上,提出了局部抽放系统与永久抽放系统有效并网的和技术关键,分析了局部煤层气抽放与永久抽放实施有效并网的技术措施和效果,为今后煤层气局部抽放的合理利用提供了有益的途径。     

煤层气藏类型及富集高产因素

煤层气藏可分为静水压力圈闭煤层气藏、水动力圈闭煤层气藏和复合性煤层气藏３种类型。含煤盆地构造稳定性及水文地质与盆地沉积、构造在时空上的良好配置，是形成高产煤层气茂的重要条件。含煤盆地周缘宽缓的斜带或向斜，是形成高产煤层气藏的有利部位。     

煤层气开采的二维非平衡吸附模型

由于煤层气工业发展比石油工业晚，故很多方面的研究都借鉴了石油开采的理论，鉴于煤层气开采机理与石油开采有本质的区别，因此煤层气的数学模型相对较油气藏模型要复杂。文章在平衡吸附模型的基础上，进一步研究了煤层气开采的非平衡吸附模型。充分考虑了煤层气的流动特性，并结合煤层气的开采特点，首先根据物质平衡原理以及朗格缪儿等温吸附曲线，建立了煤层气开采的扩散模型；然后结合达西定律，建立了煤层气开采的渗流模型；同时考虑到煤储层特征建立了煤层裂缝的孔隙度和渗透率模型，结合边界条件，形成了完整的煤层气开采的二维非平衡吸附数学模型。     

沁水盆地煤层气井固井技术

沁水盆地煤层厚,主力煤层分布稳定,储集性好,含气量高,保存条件好,煤层气资源丰富。但是该地区煤层气井固井质量一直不高,影响了煤层气的勘探与评价工作。介绍了沁水盆地煤层气井固井的特点,提出了适合煤层气井的固井技术,筛选出了TG早强降失水剂。在沁水盆地、鄂尔多斯盆地应用上述技术后,到2002年底为止共固井10口,固井优质率90%,合格率100%,解决了煤层气井长期存在固井质量差的问题,并探讨了以后煤层气井固井所要研究解决的问题