为了建立适合延川南煤层气田深部煤层气藏的排采制度，一方面通过镜质组反射率测试、压汞试验和核磁共振试验等手段，分析了延川南煤层气田煤层孔隙性发育在各煤阶煤层中所处的水平。相关研究成果可以在《延川南深部煤层气井排采制度研究》中找到，文中详细记录了测试结果与分析过程。

另一方面，研究还通过与沁水盆地南部煤层的孔隙发育、地应力特征、煤岩力学特征进行对比，进一步分析了延川南与沁南煤层气地质条件的差异。对此，有关沁水盆地南部煤层气储层纳米级孔隙特征的研究，可以参阅《沁水盆地南部煤层气储层纳米级孔隙特征研究》。结合延川南煤层气井现场的排采参数，最终建立了相适应的排采制度。

研究结果表明，延川南煤层气田煤层镜质组反射率在2.5%左右，而压汞孔隙度和可动流体孔隙度在所有煤阶中处于最低水平。孔隙系统以微小孔为主，各级别孔隙间连通性差，这对煤储层的渗透性极为不利。对于相关地质特征和影响因素的更深入探讨，可以参考《延川南煤层气控气地质特征分析》。

与沁水盆地南部相比，延川南煤层气田的煤储层具有孔渗性差、地应力高的特点，加之煤岩本身抗压强度低，所以在排采控制过程中，需要采取比沁水盆地南部更为缓慢的排采制度。关于沁水盆地的煤层气勘探开发的实践与思考，可以查看《沁水盆地高阶煤层气勘探开发实践与思考》，其中讨论了类似地区的排采策略和结果。

延川南煤层气田深部煤层气藏的排采制度最终被划分为五个排采阶段，分别是：快速降压阶段、稳定降压阶段、上产阶段、产量波动阶段和稳产阶段。快速降压阶段的日降井底流压控制在0.100 MPa左右，而在稳定降压阶段、上产阶段和产量波动阶段，需要采取精细化排采控制，稳定降压阶段的日降井底流压在0.003 MPa左右，上产阶段的日降井底流压控制在0.005 MPa左右。具体的排采阶段划分及制度制定的详细内容可以参考《煤层气排采阶段划分及排采制度制定》。