为了探讨开发过程中煤储层渗透性的动态变化及产能的动态响应,论文通过大量的测试数据、煤层气井工程数据及开发数据分析、各种煤层气地质与开发理论知识的运用,分别探讨了煤储层物性对煤储层渗透率的贡献、影响气井产能和渗透率动态变化的地质、工程因素,定量—半定量化主要因素对渗透率的影响程度,建立了地质、工程因素→渗透率动态变化→产能动态响应的评价模型,最后在此基础上提出了与研究区相适应的开发建议。主要取得如下认识:沁南煤储层孔隙以吸附孔为主,孔裂隙之间的连通性较差;裂隙以C、D类较小裂隙发育为主,裂隙彼此间的连通性较差且多被矿物质充填。这种孔裂隙发育特征决定了沁南煤储层渗透率整体偏低。影响沁南煤层气井产能高低的地质因素主要包括煤层埋深、含气量、临储比、地下水动力条件及气井所处的构造部位,主要工程因素包括煤层气井的排采制度、压裂效果及井网部署等。同时通过耦合分析煤储层渗透率动态变化与地质条件及开发制度的关系,阐明影响开发过程中渗透率动态变化的地质及工程影响因素,最终建立了地质、工程因素→渗透率动态变化→产能动态响应的评价模型。经过计算,得出开发过程中沁南地区煤储层绝对渗透率由于煤基质自身的弹性模量平均下降10.0%;500m埋深的煤层在开发过程中,绝对渗透率降低8.8%;1000m埋深的煤层在开发过程中,绝对渗透率降低11.5%。通过驱替压差实验得出在驱替压差未到达压降临界值之前,煤岩渗透率不发生变化,当驱替压差大于压降临界值时,煤岩渗透率降低,降低幅度与驱替压差之间呈明显的指数关系。针对沁南地区煤储层地质特征,建议首选顶板埋深500-700m、含气量大于15 m3/t、远离断层、临储比大于0.6煤层作为煤层气开发目标层;采用欠平衡钻井技术并在施工前对钻井液进行改善;采用地面垂直井、水平井及多分支水平井开发。对于连片开发地质条件较好的区域,可以采取丛式井网形式开发;开发期间,在早期排水期,建议采取比较大的降压幅度和比较大的排采冲次,分别为0.022MPa/d和3.0次/min;出现产气高峰后,开始缓慢降压和降低冲次,分别为0.002MPa/d和0.4次/min。