Ante el problema de la gran variación en la producción de pozos de gas de capas de carbón y el uso desigual del grado de reservas, basándose en los datos de producción y los resultados de desarrollo del campo de gas de capas de carbón del sur de Yanchuan, considerando de manera integral la adsorción y desorción del gas, así como el efecto de contracción de la matriz del reservorio de carbón, se emplearon el método corregido moderno de análisis de declinación de producción y el método de simulación numérica del gas de capas de carbón para estudiar el estado de utilización de las reservas de los pozos, el patrón de distribución del gas restante y el potencial de desarrollo. Los resultados muestran que la red de pozos de 300 m×350 m no puede utilizar efectivamente las reservas de gas de capas de carbón, con gran diferencia en el grado de uso en el plano. La parte noroeste de la zona de estudio tiene un bajo grado de uso, con un radio promedio de drenaje de solo 78 m, inferior al del desarrollo en el sureste. La investigación mediante simulación numérica muestra que las reservas geológicas de gas residual en un área de 2.8 km² en el noroeste alcanzan 2.53×10⁸ m³, con un grado de extracción de solo el 4.2 %; en cuanto a los factores que influyen, los tipos de gas residual en la zona de estudio son principalmente tipos controlados por pozo no explotados y tipos con red de pozos incompleta. Para el tipo controlado por pozo no explotado se puede utilizar una red de pozos densificada o fracturamiento repetido para mejorar, la simulación numérica muestra que el grado de extracción puede aumentar en un 9.6 %, mientras que para el tipo con red de pozos incompleta se requiere mejorar la red para promover el descenso de presión en el área. Este estudio proporciona una base para el ajuste, despliegue y la profundización de medidas en el desarrollo posterior del campo de gas.

gas de capas de carbón; distribución de gas residual; análisis moderno de declinación de producción; simulación numérica; potencial de desarrollo