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摘要： 煤层气藏地质特征非均质性较强，产能影响因素复杂，导致了煤层气藏开发有利区分布复杂，连片性较差，在开展产能评价时，需要找准不同产能特征的分区原则对区块进行分区，并对各个区块开展产能评价。本研究通过对古交区块生产动态和单井产能进行研究，结合区块的构造认识、资源丰度分布情况，明确了区块产能影响因素，在此基础上对区块开发有利区进行划分。通过不同有利区的归一化生产曲线得到不同有利区生产特征曲线，再将单井产量曲线与区块特征生产曲线进行对比，确定各个有利区的典型生产井；在此基础上对典型生产井进行解析解模拟，在历史拟合的基础上进行产能研究，得到各个有利区的典型预测曲线，再结合未来投产计划，得到区块产气剖面，达到区块产能评价和产能预测的目的。研究结果表明：煤层非均质性强，单纯的典型曲线产能评价不能表征各个区块的实际产能，有利区划分主要以产能为依据，更加符合煤层气的地质特征及生产特征，以此得到的典型曲线和典型井更加符合准确预测区块产能的目的，使得产能评价更加准确。该方法能够指导煤层气田的开发方案，也为煤层气藏产能评价奠定了基础。
关键词： 煤层气；典型曲线；甜点区；产能评价；古交
全球煤层气可采资源量为256.1×10 12 m 3 ，主要分布在北美、俄罗斯和亚太地区（邹才能等，2015），截至2017年底，全国累计探明煤层气地质储量为6911.77×10 8 m 3 ，主要涉及沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘两个煤层大气田，建成沁水、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地（邹才能等，2019）。产能评价在区块可研方案编制、开发方案编制及基本设计方案编制中占有相当重要的地位。目前产能评价主要应用数值模拟方法和解析解模拟方法，数值模拟方法相对比较灵活，能够进行不同气藏特征、不同改造措施下的煤层气井产能评价，但其模拟过程复杂，针对每口井进行模拟时工作量较大（李伶俐，2020；李恒乐等，2020；万金彬等，2019；陈杨，2015；刘云亮，2016；王维旭等，2017；王维旭等，2016）。解析解模拟预测产能相对简单，但其受本身方法的局限，能够模拟的情况较少，商业软件不成熟（孟雅，2018；刘昊娟，2014）。使用测井解释成果直接评价单井产能没有生产数据的支持，评价结果可靠性较低，主要用于无生产井的新区块评价（董震等，2016；乔磊，2014；呼和等，2019）。近几年随着大数据技术的兴起，模糊数学方法被用到了煤层气产能评价中，但该方法仅仅针对数据量比较大的区块，而且在应用之初，方法的可靠性得不到印证（冯玉龙，2021；乔磊，2021）。
古交区块邢家社区煤层气田位于山西省中部古交市的西山煤田，行政区划上隶属于山西省古交市管辖。主要构造格架为北东向平行断裂。南北向褶皱贯穿整个西山煤田中部（马兰—草庄头向斜）和西部（水峪贯—泉寺向斜），构成东缓西陡的复式向斜煤盆地。现有煤层气开发井290口，203口煤层气井进行过排采，其中直井182口，水平井21口。目前在生产井152口，其中水平井20口，直井132口。
古交区块不同生产区域生产差距较大，中社斜坡带、南山向斜区及龙子沟斜坡带产气效果较好。而中部的鼻状构造带及西北部的马兰向斜区产气效果较差。
龙子沟斜坡带产量整体与主力煤层含气量和资源丰度分布一致，局部区域受构造影响，邻近鼻状构造带区域，部分区域煤层资源丰度高，但碎粒煤和碎裂煤发育，产气效果较差，所以产气量与破裂压力相关性较高。受后期构造影响，鼻状构造带附近煤体较破碎，以碎粒煤和碎裂煤为主，开发效果较差；鼻状构造带附近含气量较低，资源条件较差，产气量普遍较低。中社斜坡带含气量好，资源条件好；现阶段产气量受构造影响，构造高部位上产快，高产气，低产水；构造低部位上产较慢，高产水，低产气。南山向斜区域含气量好，资源丰度高，煤体结构简单，以原生结构为主，目前其产气效果较好（如图1、表1所示）。
表1 不同开发单元稳产气量
图1 古交区块构造分区
根据不同构造分区的生产特征分析，区块产量主要受区块构造、含气量及资源丰度影响，鼻状构造带单井产气量和含气量低，中社斜坡带、南山向斜区和龙子沟斜坡带产气量和含气量高；日产气量大于1000m 3 井的8煤含气量大于12m 3 /t，日产气量大于1000m 3 井的8+9煤资源丰度大于0.8×10 8 m 3 /km 2 （如图2、图3所示）。
图2 8煤含气量—稳定产气量
图3 8+9煤资源丰度—稳定产气量
最终，根据区块资源丰度、含气量及构造位置，参考煤体结构和顶板岩性，对区块开发有利区进行了划分。根据最新的有利区划分结果，目前Ⅰ类有利区范围内储量动用不充分，区块开发潜力较大。
针对水平井对地质的特殊需求，要求本次水平井主要部署在Ⅰ类有利区，储量丰度大于0.8，含气量大于12，资源条件好。以原生一碎裂煤为主，原生结构+碎裂煤占比大于50%，煤层顶板以泥岩为主，部分地区分布砂质泥岩，地层可钻性较强。根据水平井划分标准，在开发有利区的基础上优中选优，对水平井开发有利区进行了划分。
开发有利区充分考虑了煤层含气量、资源丰度、煤体结构等产能控制因素，开发有利区的划分最能表达最终的产能划分，所以，寻找不同类型开发有利区的典型生产曲线和典型生产井，能够大大提高产能评价的准确性及产量预测的精度。
通过不同区域单井的归一化产气曲线，得到不同区域典型生产曲线；根据典型生产曲线匹配单井产气量，找到匹配度最高的生产井作为典型生产井，对典型生产井进行解析解模拟和历史拟合（如图4、图5、表2所示），在此基础上进行产量预测，进而得到各区块典型生产曲线。
图4 不同类型井典型生产曲线
表2 不同类型典型井历史拟合及产量预测参数
续表
图5 不同类型井历史拟合及产量预测结果
根据最终预测结果，Ⅰ类区定向井15年累计产气414万立方米，1120立方米/天稳产四年；Ⅱ类区定向井15年累计产气302万立方米，950立方米/天稳产三年；Ⅰ类区水平井15年累计产气935万立方米，4500立方米/天稳产两年。
（1）古交区块不同生产区域生产差距较大，中社斜坡带、南山向斜区及龙子沟斜坡带产气效果较好。而中部的鼻状构造带及西北部的马兰向斜区产气效果较差。
（2）区块产量主要受区块构造、含气量及资源丰度影响，鼻状构造带单井产气量和含气量低，中社斜坡带、南山向斜区和龙子沟斜坡带产气量和含气量高。
（3）Ⅰ类区直井15年累计产气414万立方米，1120立方米/天稳产四年；Ⅱ类区直井15年累计产气302万立方米，950立方米/天稳产三年；Ⅰ类区水平井15年累计产气935万立方米，4500立方米/天稳产两年。
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作者信息：李陈（1986—），男，博士研究生，工程师，主要研究方向为非常规气藏的开发及机理研究。Tel：89913694，18601088050；E-mail：lichen17@cnooc.com。