本文选择鄂尔多斯盆地东缘南端临汾区块薛关断裂以西的构造斜坡带煤层气桃园试采井组为研究对象,研究揭示了该区深层煤储层地质特征及开发面临的挑战。详细探讨研究了煤层气排采过程中影响压降扩展及渗透率变化的6个因素,提出影响该区煤层气排采过程中压降扩展及渗透率的主要因素是应力敏感效应、煤粉堵塞、速度敏感效应和气水相渗变化规律。系统总结和分析了该区煤层气井排采效果和生产特征,对比、分析了不同类型煤层气井的排采参数变化,发现不同类型煤层气井的井底压力下降速度和日产气增速存在明显差异,并揭示出井底压力降速和日产气增速对煤层渗透率及压降扩展的影响作用及其作用机理,指出该区煤层气排采需缓降压、慢产气。根据气水产出特征,将煤层气井排采过程划分成5个排采阶段,根据排采参数变化所反映出的地下煤层渗透率及压降扩展情况判断,分别研究了各排采阶段的排采参数控制指标和控制要点。通过研究区煤层气基本地质条件评价,揭示了该区深层煤储层特征和开发潜力。该区煤岩镜质组反射率变化范围为1.69%～2.30%之间,主要为瘦煤、贫煤,宏观煤岩组分以半亮煤为主,有机组分以镜质组为主,具备较好的生气潜力;水文地质条件和顶底板岩性均表明煤层气保存条件良好,上下两套煤层含气量平均值分别为12.5 m~3/t、12.59 m~3/t,甲烷浓度多在90%以上,含气性好;该区整体构造相对简单,5#煤平均厚度5.80 m,8#煤平均厚度5.60 m,煤层厚度大、发育稳定,构造相对简单;煤体结构好,以块状为主,局部地区为碎粒煤和粉煤;煤层属于欠压～常压,地层压力梯度多在0.75 MPa/100 m以上,含气饱和度达85%以上,煤层临储比平均值为0.7,利于早解吸、早见气;煤层埋藏较深,5#煤层平均埋深1050 m,8#煤层平均埋深1100 m;煤层割理、裂隙较发育,部分被充填,孔隙以微孔为主,煤岩孔隙度小于10%;渗透率多在0.5 m D以下,渗透率较低,不利于排采过程中快速排水和压降扩展。结合前人研究认识和实际排采动态,完成了对煤层气排采过程中煤层压降扩展及渗透性变化的影响因素研究。根据渗流公式,在已有地质、井网井距和压裂改造效果条件下,煤层渗透率和排采时间是影响压降扩展的直接因素。排采过程中煤层渗透率处于动态变化状态。研究区煤岩应力敏感实验结果显示,净围压从1 MPa增加至12 MPa再降回1 MPa后,5号煤和8号煤层渗透率均下降至原渗透率的33%左右,这种下降造成的伤害不可恢复;煤层的原始渗透率越低,应力敏感效应对渗透率造成的损害率就越高。基质收缩效应和气体滑脱效应并未在该区排采中表现出对渗透率具有明显改善作用。速度敏感效应造成的煤层渗透率下降作用与煤粉堵塞、出砂现象有关,气、水流速过快容易引起煤粉、压裂砂的运移和堵塞。与临汾区块相邻、煤阶相同的韩城区块的煤样气水相渗实验结果显示,随着含气饱和度增加,气相相对渗透率缓慢增加,水相相对渗透率却急剧降低。煤层产气后,气水相渗变化规律对煤层排水降压具有很大影响。通过研究区现有煤层气井排采特征研究,将煤层气井划分为稳定高产型、峰后下降型和长期低产型3种类型井。稳定高产型井高产稳产趋势好,且井底压力较高,表明压降范围稳步扩展,解吸面积较大,气源供给充足。峰后下降型井的气量上涨到一定峰值后,井底压力和气量均呈下降趋势,压降扩展困难,解吸面积有限,气源供给不足。长期低产型井中,部分井与压裂改造不充分有直接关系,其余井则是由于产水量较大,压降缓慢,未获得大面积解吸。同一井台同时分布有稳定高产型井和峰后下降型井。完成井底压力、产气量、套压和产水量等4项排采参数变化对煤层压降扩展及渗透性变化的影响研究。相比峰后下降型井,稳定高产型井的井底压力降速（≤0.01 MPa/d）和日产气增速更缓慢（≤15 m~3/d）,套压变化和日产水量变化方面的差异不明显。井底压力降速过快,易产生应力敏感效应降低渗透率;在未形成足够大的解吸面积之前,产气增速过快,易使大颗粒煤粉堵塞狭窄孔喉,甚至造成出砂导致人工裂缝闭合,还将同时造成水相相对渗透率急剧下降,就会对向近处流动的水产生较大阻力,减慢压降扩展。完成研究区煤层气井排采控制方法研究。煤层气井排采原则为缓降压、慢提产和保持连续排采。根据气水产出特征将排采过程划分为解吸前、初始产气、产气上升、稳产、产量递减等5个阶段,并确定了不同排采阶段关键参数控制指标和控制要点。解吸前,以最低工作制度开始起抽,逐渐增加产水量摸索出地层供液能力后,控制井底压力下降速度不超过0.02 MPa/d;井底压力与临界解吸压力差值小于等于0.5 MPa时,控制井底压力下降速度不超过0.01 MPa/d。初始产气阶段,控制井底压力下降速度不超过0.01 MPa/d,控制日产气增速不超过15 m~3/d（水平井可根据压裂级数适当增加）,控制日产气量最高不超过300 m~3/d。产气上升阶段,控制井底压力下降速度最大不超过0.01 MPa/d,控制日产气增速不超过15 m~3/d,可采用阶梯式“提产-稳产-提产-稳产"方法交替进行,当井底压力仍呈下降趋势且套压和产气量均不再明显上升时,进入稳产阶段。稳产阶段,使井底压力保持稳中有降的趋势,控制井底压力下降速度最大不超过0.01 MPa/d,保持气量相对稳定排采。