我国高瓦斯突出矿井约占煤矿总数的55%，煤层气的高效抽采能有效降低煤矿瓦斯事故[1]，因此，煤与煤层气共采技术是我国煤矿瓦斯防治和煤层气产业化发展的必然需求[2-3]。随着煤矿的大规模开采，针对沁南寺河、成庄等矿区开采3号煤层后，形成的大面积采空区破碎带，常规钻完井工艺无法穿越采空区进行下组煤的预抽采，针对下组煤的煤层气预抽等技术难题，选用采空区勘探、氮气钻进、定向钻进等工艺技术，形成过采空区垂直井、套管钻进、穿煤柱U 型对接压裂井等完井工艺，晋城矿区煤与煤层气共采技术逐步由单一煤层开采模式向含有采空区的多煤层协调开发模式发展。研究过采空区煤层气井地面抽采机理及其关键技术，对于优化瓦斯抽采全覆盖模式、填补过采空区下伏煤层煤与煤层气共采技术体系的空白、煤层气资源的有效利用、下伏煤层的安全高效开采等都具有非常重要的意义。
对于开采低透气煤层群的瓦斯突出矿井，保护层开采是非常有效的区域防突措施[4-5]。开采保护层形成采空区后，在采动影响范围内的邻近煤层发生膨胀卸压，渗透率明显升高，瓦斯由吸附状态解吸为游离状态，降低了瓦斯抽采难度[6-7]。《防治煤与瓦斯突出细则》中明确，在开采具有突出危险性煤层群时应首选保护层开采作为区域防突措施[8]。国内外学者对开采上保护层过程中下伏煤岩体的移动变形和裂隙演化规律形成了较丰富的科研成果[9-13];两淮矿区针对煤层群矿井开采形成了保护层卸压井上下抽采技术体系[14];松藻矿区形成了井下“三区配套”、“三超前”增透抽采技术体系[15];晋城矿区在“十二五”期间，针对单一煤层的煤矿开采形成了三区联动立体抽采模式[16]，在“十三五”期间发展成为高瓦斯矿井全区域(规划区、准备区、生产区、采空区)、全层位(主采煤层、邻近煤层、富气围岩)、全时段(超前预抽、掘前抽、采前抽、采动抽、采后抽)井上下联合抽采全覆盖模式(“晋城模式”)，丰富了煤与煤层气共采技术体系。胡千庭和孙海涛[17]将煤矿采动区地面井抽采技术细分为邻近层采动发展区地面井抽采、本煤层采动发展区地面井抽采和采动稳定区地面井抽采3种类型，提出了不同类型采动区地面井的逐级优化设计方法;文光才等[18]提出了采空区煤层气资源评估的方法;孟召平等[19]建立了采空区积水量计算和含水饱和度计算模型，提出了废弃矿井煤层气资源量计算方法。而针对具有上覆采空区的瓦斯抽采规划区，无法简单利用普通直井或L型井组超前预抽，过采空区煤层气地面钻井的开发技术面临诸多难题:地面钻井穿越采空区时会面临钻井液漏失严重、井壁失稳等难题;下伏煤层受到采动的影响，是否需要压裂？压裂参数如何确定？过采空区井排采方法与常规煤层气井有何不同，如何排采？目前，鲜见类似问题的研究报道。
鉴于上述难题，笔者以山西晋城寺河矿井为例，分析过采空区下伏岩层裂隙演化及瓦斯运移规律，对过采空区钻井井身结构进行了优化，形成了煤层气地面钻井过采空区成套技术体系;优化了下伏煤层压裂施工参数，形成了过采空区煤层气井地面抽采关键技术体系;分析了过采空区井产气来源，根据过采空区井抽采机理和排采特征，将其分为3种产气类型。
1 研究区概况
晋煤集团寺河矿位于沁水盆地南部，主采煤层为高阶无烟煤，为高瓦斯矿井，具有构造简单、煤层硬度高、瓦斯含量大、渗透率相对较高等特点;寺河煤矿由于采用“先抽后采、三区联动”的瓦斯治理策略，经过20多年的煤层气大面积地面预抽，3号煤的瓦斯含量基本降到了8 m3/t以下，矿井生产能力由最初设计的400万t/a提升到了约1 000万t/a。寺河矿3号煤层采用一次采全高长壁式开采、全部垮落法管理顶板的采煤工艺开采，随着采煤推进，部分3号煤区域已经成为采空区，但早期沁南地区的煤层气井仅对3号煤层进行了抽采，未对下伏9号、15号煤层进行压裂预抽。为对下伏煤层进行预抽，晋城矿区多次尝试地面钻井过3号煤层采空区抽采 9+15号煤层的煤层气试验，经研究总结，已初步形成了一整套过采空区煤层气井抽采技术。寺河矿3号煤层原始含气量为4.24～28.96 m3/t，平均为19.51 m3/t，煤层平均厚度为6.09 m;9号煤层含气量为2.87～31.94 m3/t，平均为17.84 m3/t，煤层平均厚度为1.24 m;15号煤层含气量为15.12～31.46 m3/t，平均为24.10 m3/t，煤层平均厚度为2.49 m。根据寺河矿综合柱状图，3号煤层距离9号煤层约48 m，距15号煤层约84 m。
2 过采空区煤层气井抽采条件
2.1 采空区下伏岩层应力-应变分布规律
3号煤层回采后使得煤岩体的原始应力平衡被打破，随着煤层底板岩层位移动变形，煤岩层应力重新分布。工作面正常推进过程中，煤层底板始终处于采前压缩、采后膨胀和应力恢复的状态下。根据底板煤岩层应力的变化，在水平方向上划分为4个应力区:原始应力区、应力集中区、应力降低区和应力恢复区[20-24]，如图1(a)所示。上覆煤层回采完后，经过缓慢的卸压过程，采空区下部煤岩层经过应力释放形成稳定的卸压区，如图1(b)所示。
图1 采空区下伏煤岩层应力分布
Fig.1 Stress distribution of coal and rock strata underlying goaf
2.2 采空区下伏岩层裂隙演化规律
采空区下部卸压区经过长时间应力释放后，岩层发生膨胀产生大量的采动裂隙和高渗区域。采空区底板卸压区域内发生底臌破坏和膨胀变形，形成底臌裂隙带和底臌变形带。底臌裂隙带内的裂隙主要为沿层理的顺层张裂隙和岩层破断后垂直、斜交层理形成的穿层裂隙，裂隙连通性较好，并与采空区导通。底臌变形带内裂隙以沿层理形成的顺层张裂隙为主，该区域内岩层发生膨胀变形，煤层内甲烷由吸附状态解吸为游离状态，顺层裂隙发育情况与采空区距离成反比。
根据《建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规程》[25]，工作面底板破坏深度计算式为
h=0.008 5H+0.166 55α+0.107 9W-4.357 9
(1)
其中，H为开采深度，取平均值331.42 m;α为煤层倾角，取平均值4°;W为工作面倾向长度，取平均值250 m。计算得出工作面破坏深度为26 m。9号煤层距离3号煤层约48 m，因此，9号煤层位于底臌变形带内。
根据《防治煤与瓦斯突出细则》中上保护层的最大有效垂直卸压范围计算方法计算3号煤层最大有效垂直卸压范围[26]，计算式为
Sup=S′upβ1β2
(2)
其中,S′up为理论卸压垂距,m，取值与保护层工作面的开采深度H和长度L有关，具体见细则中S′up与开采深度H和工作面长度L之间的关系表，当L>0.3H时，则取L=0.3H(适用于L <250 m时);β1为影响系数，当M≤M0时，β1=M/M0，当M>M0时，β1=1，M为开采保护层的厚度，m，M0为保护层的最小有效厚度，m，M0可参照图确定;β2为层间硬岩(砂岩、石灰岩)含量系数，用η表示在层间岩石中硬岩所占的百分比，当η≥50%时，β2=1-0.4η/100，当η<50%时，β2=1。
寺河矿3号煤层工作面长度L>250 m，埋深H=
300 m左右，细则中S′up与开采深度H和工作面长度L之间的关系表得出S′up为92 m，煤层开采厚度M=6 m，根据《防治煤与瓦斯突出细则》中保护层工作面始采线、采止线和煤柱的影响范围可查知M>M0。则β1=1;3号煤层和15号煤层间硬岩所占比例约为36.97%，则β2=1，计算得出工作面的最大有效垂直卸压范围为92 m,15号煤层距离3号煤层约84 m，15号煤层在卸压范围内(图2)。
图2 采空区下伏煤岩层裂隙分布及分带
Fig.2 Fracture distribution and zoning of coal and rock strata underlying goaf
2.3 采空区下伏煤储层渗透率变化
应力是影响煤岩体渗透率的主要因素之一，煤层渗透率与有效应力呈负指数关系[27]，因此，上部煤层卸压可有效增加煤体渗透率，由于9号煤层位于卸压区，其渗透率增加。以位于寺河矿井南部过采空井SHCK-W为例，该井完井深度为303.23 m，钻井过程中至186.0 m时钻遇采空区，采空区厚度6 m，9号煤层煤厚2.42 m，其底板深度为238.91 m，9号煤层距离3号煤层采空区52.91 m，15号煤层厚度2.27 m，其底板深度为268.86 m，距离3号煤层采空区82.86 m(图3)。
图3 SHCK-W井与采空区位置关系示意
Fig.3 Schematic diagram of the position relationship between SHCK-W and goaf
过采空区井SHCK-W井试井结果表明,9号煤层段渗透率10.81×10-15 m2;15号煤层段渗透率为1.22 ×10-15 m2。煤储层渗透率与垂向应力之间具有如下指数关系[28]:
K=K0e-0.233 6(σ-σ0)
(3)
其中，K0为初始渗透率;K为卸压后的渗透率;σ为卸压后的垂直应力;σ0为初始垂向应力。垂向应力的计算公式为
σ=
ρ(h)gdh
(4)
其中，ρ为密度，卸压后的密度根据该井的测井曲线读取，卸压前的初始密度根据邻井测井曲线取值;g为重力加速度;h为深度。分别计算得9号煤层和15号煤层煤层初始垂向应力、卸压后垂向应力，代入式(3)中，计算其相应的初始渗透率分别为4.00×10-15,0.46×10-15 m2(表1)。3号采空区回采后，9号煤层和15号煤层渗透率分别提高了2.70倍和2.65倍。9号煤层渗透率较高，卸压效果也较明显。
表1 SHCK-W井渗透率变化对比
Table 1 Comparison of permeability changes of SHCK-W
煤层9号煤层15号煤层储层压力Pi/MPa0.641.03煤层深度H/m236.49～238.91266.59～268.86储层压力梯度/(kPa·m-1)2.693.85渗透率k/10-15 m210.811.22垂向应力σ/MPa1.111.86初始垂向应力σ0/MPa5.366.03初始渗透率K0/10-15 m24.00 0.46储层温度T/℃15.9716.40
3 过采空区煤层气井地面抽采机理
过采空区井由于钻遇小煤窑采空区或者钻遇煤柱等其他原因，采空区卸压效果不明显，产气来源以吸附气为主。其抽采机理与常规煤层气井抽采方法相同。在3号煤层采空区卸压效果非常好的区域，煤储层中甲烷大量解吸，下伏煤层在煤层气抽采前已经进入敏感解吸阶段，过采空区井投运前井口即有套压显示，投运后经过几个月快速排水，井底压力迅速下降至稳产压力，进入敏感解吸阶段。该类型过采空区井煤层气来源以游离气为主。
对于3号煤层采空区井卸压效果较好的过采空区井，下伏煤层在煤层气抽采前已经进入快速解吸阶段，煤储层中甲烷解吸了大量的游离气，大部分井投运前即有套压显示，排采前期产气来源以游离气为主。
4 过采空区煤层气井抽采关键技术
4.1 钻 井
过采空区钻井施工难度巨大，采用钻井液钻进过采空区，钻井液漏失严重，不能建立正常循环;采用空气钻进过采空区时会导致一部分空气注入采空区与瓦斯混合，增加煤矿井下生产安全隐患;部分井在施工后不产气不产水，通过窥视检验后，发现井筒中无水。原有的过采空区钻井井身结构，一开采用外径φ425 mm钻头钻进，钻穿黄土及地表松散岩石层，至比较稳定的基岩下10 m终孔。下入钢级J55 外径φ377.7 mm表层套管。二开:采用φ311.15 mm钻头钻至3号煤层采空区底板10 m后，下入钢级J55外径φ244.5 mm的技术套管，封固套管底口，水泥返至3号煤层采空区底板。三开:采用φ215.9 mm的钻头钻进，钻过15号煤层50 m后完钻，下入钢级N80外径φ139.7 mm的生产套管，水泥返高至地表。
在原有井身结构情况下，二开固井段较短且水泥返高只能返至3号煤采空区，存在固井不稳定的隐患，压裂下组煤可能导致煤层与采空区沟通，从而造成部分过采空区井投运后不产气不产水。井身结构中二开套管主要作用是封固3号煤层采空区，便于3号煤层下部钻井施工和压裂;但二开套管长度有300～400 m，存在一定浪费。三开“口袋”(指最下部目的层至终孔深度之间的井段)50 m，存在与奥灰水沟通的风险。
4.1.1 井身结构设计优化
对原有的过采空区钻井井身结构进行优化，一开工艺不变，仍采用φ425 mm钻头钻进，钻穿黄土及地表松散岩石层，至比较稳定的基岩下10 m终孔，下入钢级J55 外径φ377.7 mm表层套管。二开:采用φ311.15 mm钻头钻至3号煤层采空区底板20 m后，下入钢级J55外径φ244.5 mm的技术套管，封固套管底口，在采空区以上50 m套管外安装裸眼封隔器和反扣装置，反扣装置通过反丝连接上部套管，套管下完后，通过提动管柱方式打开坐封式裸眼封隔器，固井水泥返高至采空区，待固井水泥凝固后，将反扣装置及以上套管进行回收。三开:采用φ215.9 mm的钻头钻进，钻过15号煤层30 m后完钻，预留30 m“口袋”，下入钢级N80外径φ139.7 mm的生产套管，水泥返高至3号煤层顶板100 m处或者返高至地面(图4)。
图4 过采空区井井身结构示意
Fig.4 Well structure of CBM wells crossing goaf
三开固井水泥返高可以至地表或者采空区以上100 m处，提高了固井质量，保证了钻井、压裂、排采的安全;增加二开上部套管回收工序，节约了材料的使用;三开减少了预留“口袋”的深度，降低了井筒沟通奥灰水的风险。
4.1.2 钻井方法优化
钻进过程中，一开采用常规钻进，二开首先采用常规钻进至3号煤层采空区以上90 m，然后采用氮气钻进至采空区煤层底板20 m以下;三开采用潜孔锤钻头空气钻进。
一开常规钻进。二开采用氮气钻进，钻具组合为φ311.15 mm空气潜孔锤钻头+一公一母钻头+φ168.00 mm钻铤+转换接头+钻杆。三开钻进时的生产套管固井使用G级油井水泥，水泥浆密度1.6～1.8 g/cm3。
过采空区使用氮气钻进，可消除井下安全隐患，保障煤矿过采空区钻井安全高效施工。煤层气地面钻井过采空区成套系统根据煤层气井钻井井场大小设计，配套设备结构合理，同时可直接进行实时监控，对监测数据进行读取，管理方便、安全高效。
4.1.3 关键工艺流程及设备
二开氮气钻进时采用煤层气地面钻井过采空区成套系统，包括依次连接的空压机组、制氮机和增压机组，增压机组的输出端接入井口，增压机组与井口之间的管路上安装有单流阀;井口外接有排岩粉装置，排岩粉装置包括相连的除尘装置和排污池，除尘装置通过地面管线连接井口，除尘装置和排污池之间外接除尘水(图5)。
图5 氮气钻井关键工艺流程
Fig.5 Key processes of N2 drilling
氮气钻井设备技术参数主要包括注氮量、供氮压力。钻杆的直径应满足最大输氮量和压力要求。注氮量主要考虑工作面采空区漏风量和制氮机供氮能力，可按下式计算:
(5)
式中，QO为采空区氧化带内漏风量，m3/min;C1为采空区氧化带内平均氧气体积分数，%(目前国内普遍将采空区氧气体积分数10%～18%的区域视为氧化带，一般15%);C2为采空区惰化防火指标，其值为煤自燃临界氧气体积分数，%(一般在7%～10%，此值取7%);CN为注入的氮气体积分数，97%;K为备用系数，取1.2～1.5。
根据供氮能力及钻压来确定空压机及增压机的使用数量。漏风量按工作面风量的1/100取值，该工作面计划风量为50 m3/min，取0.5 m3/min;可得出，K=1.5时，最大供氮量为90 m3/min。
供氮压力主要考虑最大输氮量和管径及管路直径，供氮压力能否满足要求，按式(6)进行计算，即
(6)
式中，Qmax为最大输氮流量，m3/h;D0为基准管径，150 mm;Di为实际输氮管径，97.18 mm;λi为实际输氮管径的阻力损失系数，根据钻井实际，取0.029;λ0为基准管径的阻力损失系数，取0.026;Li为相同直径管路的长度，508.07 m;P2为管路末端的绝对压力，0.2 MPa。
最大输氮能力按90 m3/min换算单位为5 400 m3/h，可得出管路的压力应不小于2.2 MPa。根据以上计算结果，灭火氮气注入量为90 m3/min，注入压力最低为2.2 MPa;而根据煤层气钻井需要，要求制氮机在输出压力1.5 MPa下，氮气排量为60 m3/min来满足钻井需求。综合以上钻井及灭火需求，选择供氮能力为90 m3/min，制氮机输出压力高于2.2 MPa的配套地面制氮设备。
为满足岩粉能顺利吹出井外，注氮气钻进施工时应保证氮气注入量不低于100 m3/min，注入压力不低于3.0 MPa。根据地面工艺流程设计配套相应的设备方案，选用空压机5台，工作压力为2.1～3.5 MPa，排量为40 m3/min;选用制氮机2台，每台制氮机进气压力为2.4 MPa，排气压力为2.2 MPa，排量为60 m3/min;选用增压机3台，每台增压机进气压力为2.4 MPa，排气压力为6.9 MPa，排量为69 m3/min;此外，要求增压机与钻井设备之间高压软管耐压能力不得低于12 MPa，在此压力下能实现连续稳定工作。主要配套设备参数及数量见表2。
表2 主要配套设备参数及数量
Table 2 Parameters and quantity of main supporting equipment
设备类型进气压力/MPa排气压力/MPa排量/(m3·min-1)数量增压机2.46.9693制氮机2.42.2602空压机—2.1～3.5405
4.2 压 裂
4.2.1 压裂工艺优化
基于以往寺河矿区煤层气井裂缝监测结果，优化压裂施工参数，位于卸压区的井9号煤层考虑进行小规模压裂，射孔考虑煤层段及其底板以下1 m，其中煤层段射孔孔密度为16 孔/m，煤层底板射孔孔密度为24 孔/m，适当降低施工排量为5～6 m3/min，施工液量380 m3、施工砂量25 m3;为降低压实作用的影响，施工砂比要求大于8%。15号煤层压裂选择在煤层中射孔，射孔孔密度为16 孔/m，施工液量400 m3、施工砂量30 m3、排量大于8 m3/min，不必追求高砂比。压裂规模和主要参数见表3。
表3 过采空区井压裂主要施工参数
Table 3 Fracturing’s main construction parameters of CBM wells crossing goaf
层号排量/(m3·min-1)支撑剂/m3砂比/%备液量/m39号+底板5.0～6.05(细)+20(中)≥840015号≥8.05(细)+20(中)—500
4.2.2 微地震裂缝监测效果分析
利用破裂能量向量相叠加扫描技术[29-30]对SHCK-W井15号煤层、9号煤层两个层段进行了微破裂监测。由于监测区域下部存在大量的采空区(图6):根据费马原理，即地震波传播或两点间的地震射线，总是选取最短时间的路径;原定射线路径(蓝线)遇到采空区时，微震射线一定会自动修正为另一邻近射线(红线)，即实际射线;两条地震射线的时间差异实际上极小，通常在几毫秒之内。因此使用频率低的S波实施叠加几乎没有影响。
图6 采空区对监测压裂破裂的影响示意
Fig.6 Schematic diagram of the effect of goaf on monitoring fracturing fractures
图7 SHCK-W微裂缝监测结果
Fig.7 Micro-crack monitoring results of SHCK-W
压裂裂缝监测结果(图7)显示该井15号煤层裂缝总长为290 m，走向为NE150°;9号煤裂缝总长370 m，走向为NE80°，压裂效果较好。根据该井裂缝延伸长度及影响范围，过采空区井的井间距可设计为350～400 m，15号煤层可适当加大压裂规模。
4.3 排 采
截至2019年底，寺河矿区过采空区钻井累计投运近百口,产气量在0～8 832 m3/d，平均产气量达到2 127 m3/d，产气量大多集中在1 000～5 000 m3/d，平均产水量为1.58 m3/d，产水量较小(图8)。整体上套压集中在0.2～0.4 MPa，产气效果较好。
图8 部分过采空区井产气量及产水量
Fig.8 Gas and water production of some wells crossing through goaf
常规煤层气井通常要排采6个月或者更长时间开始稳定产气。由于9号煤层卸压效果较好，渗透率大幅提高，9号煤储层内解吸出大量游离态的煤层气，大部分过采空区井见气快于常规煤层气井。统计的45口过采空区井中:27口井投运1个月内产气(其中20口井投运前有套压显示，投运即开始产气;其中7口井排采1个月后即产气)，并且产气较稳定，占比60%;13口井排采2～5个月后开始产气，占比29%;5口井排采7个月以上开始产气，占比11%(图9)。
图9 过采空区井见气时间统计
Fig.9 Statistics of gas breakthrough time of wells crossing goaf
由于采空区卸压作用使下伏煤层内解吸大量游离气，因此过采空区井见气快于常规煤层气井。根据其抽采机理和产气来源将过采空区井分为3种产气类型(图10):(a)单峰型Ⅰ:气产量缓慢增加-下降型(以吸附气为主);(b)单峰型Ⅱ:气产量快速增加-下降型(以游离气为主);(c)双峰型(游离气+吸附气)。3种类型排采特征分述如下:
(1)单峰型Ⅰ:气产量缓慢增加-下降型(图10(a))。此种类型过采空区井产气以吸附气为主，需排水降压8个月以上才开始产气，产气上升阶段需要约8个月，并开始进入稳定产气阶段。排采阶段可分为:未见气，产气上升、产气稳定与产气衰减4个阶段，井底压力可分为初始压力Pa、解吸压力Pb与稳产压力Pc三个转折点[31]。排采阶段可分为:未见气，产气上升、产气稳定与产气衰减4个阶段。在未产气阶段，少部分气井井筒附近煤层内有少量游离气，井口套压显示压力很高，排采初期(未见气阶段)应控制好套压压降速度，避免放压过快导致压裂裂缝闭合。
图10 过采空区井3种产气类型
Fig.10 Three types of gas production of wells crossing goaf
(2)单峰型Ⅱ:气产量快速增加-下降型(图10(b))。该类型过采空区井煤层气来源以游离气为主。排采4～5个月后进入稳定产气阶段。排采阶段可分为:产气上升、产气稳定、产气衰减3个阶段。在产气上升阶段应注意控制压降速度，始终保持较高套压(0.5 MPa以上)，排采4～5个月后，井底流压降到稳产压力Pc(对应井口套压一般为0.2～0.4 MPa)，进入稳定产气阶段即快速解吸阶段。
(3)双峰型(图10(c))。该类型过采空区井煤层气来源为吸附气+游离气。排采阶段可分为:产气上升、产气下降、二次上升、产气稳定、产气衰减5个阶段。产气前期以游离气为主，见气较快，排采2～4个月达到第1次产气高峰，然后产气下降。排采4～8个月后，井底压力降到解吸压力Pb，出现二次产气上升。再连续排采8个月后，井底压力降到稳产压力Pc，进入产气稳定阶段。
在实际排采前期阶段，由于煤层内解吸的游离气，过采空区井大部分井套压较高，应区分3种类型的过采空区井，控制其压降速度，一般保持井口套压在0.5 MPa以上;在进入产气稳定阶段后，大部分井套压控制稳定在0.2～0.4 MPa，以保证过采空区井的持续高产。
5 结 论
(1)分析了寺河煤矿3号煤层采空区下伏岩层裂隙演化规律和下伏煤层渗透率变化情况,9号煤层位于采空区底板底臌变形带内，根据试井结果分析，9号煤层渗透率达到10.81×10-15 m2，卸压效果较好。
(2)二开采用氮气钻井穿越采空区，可以保障过采空区钻井的安全高效施工，形成了煤层气地面钻井过采空区成套技术体系。通过安装裸眼封隔器和反扣装置，三开固井实现了全井固井。优化了9号煤层和15号煤层压裂施工参数，根据压裂效果，建议调整过采空区井的井间距为350～400 m。
(3)过采空区煤层气井可划分为3种产气类型，即单峰型Ⅰ:气产量缓慢增加-下降型(以吸附气为主):分为未见气，产气上升、产气稳定与产气衰减4个阶段;单峰型Ⅱ:气产量快速增加-下降型(以游离气为主):分为产气上升、产气稳定、产气衰减3个阶段;双峰型(游离气+吸附气):分为产气上升、产气下降、二次上升、产气稳定、产气衰减5个阶段。
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