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解吸压力是煤层气井产能预测的关键参数,对气井排采管控具有重要的指导作用。煤层气井生产实践表明,根据排采得到的实际解吸压力与根据等温吸附曲线计算得到的临界解吸压力往往存在差异,影响排采工作制度的制定。准确预测气井实际解吸压力,探讨实际解吸压力与临界解吸压力的关系对于煤层气开发具有重要意义。本文以沁水盆地中南部的长治-安泽区块3~#煤层为研究对象,基于煤层气地质背景和气井排采资料,分析了煤层气井解吸压力分布特征及其差异性,揭示了影响实际解吸压力的主要因素及其影响机制。在此基础上,建立了实际解吸压力的BP神经网络的预测模型;并构建了煤层气井单向流阶段合理排采强度的数学模型。研究发现:(1)长治-安泽区块3~#煤层埋深较大,煤种主要为贫煤,渗透率较低,煤体破碎,吸附能力较强,吸附时间较短,含气量自东西两翼向盆地中部逐渐增大,3~#煤层属于欠压储层,且东部长治区块储层压力梯度明显低于西部安泽区块。(2)研究区煤层气井解吸压力总体呈现东西两翼低中部高的条带状分布,其中,安泽区块煤层气井实际解吸压力一般大于临界解吸压力;而长治区块二者相当。煤层含气性、储层压力、吸附性是影响解吸压力的根本原因。(3)解吸滞后以及含气量测试误差是解吸压力存在差异的主要原因,储层压力梯度是研究区东西部实际解吸压力差异的主要原因。(4)根据各因素对解吸压力的影响权重,优选出储层压力、最小水平主应力、储层温度、埋深、见气前日产水量、含气量6个参数作为输入层参数,构建了拓扑结构为6-12-1的BP神经网络预测模型,该模型预测精度较高,平均误差为9.12%。(5)基于渗流理论,建立了考虑启动压力梯度的煤层气井单向流阶段合理排采强度的数学模型,该模型具有较好的适用性。