《表2 典型井特征曲线拟合结果》

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《基于现代产量递减分析的延川南煤层气田剩余气分布数值模拟研究》

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采用Agarwal-Gardner，Blasingame，NPI，Transient等4种现代产量递减分析法特征曲线图版对生产动态进行分析，判别流态，求取储层渗透率、有效半缝长以及泄流面积等关键参数。根据AgarwalGardner特征曲线图版判别研究区生产井已进入边界流动阶段（图3）。区内7口探井拟合渗透率与试井渗透率基本相当，证明拟合结果可靠性强（图4）。综合4种方法拟合表明研究区储层渗透率为（0.01～1）×10-3μm2，有效半缝长为30～90 m，泄流面积为（1～42）×104m2，平均为3.5×104m2，泄流半径为26～366 m，平均为98 m。其中，西北部储层渗透率低，平均为0.06×10-3μm2，有效半缝长为30～50 m，平均为41 m，泄流面积为（1～15）×104m2，平均为2.5×104m2，泄流半径为58～219 m，平均为78 m；东南部储层渗透率平均为0.35×10-3μm2，有效半缝长为40～90 m，平均为68 m，泄流面积为（2～42）×104m2，平均为6.3×104m2，泄流半径为76～365 m，平均为141 m。这表明在300 m×350 m的矩形井网下，西北部储层渗透率低，压裂改造困难，远端煤层未有效降压，煤层气井之间未形成井间干扰、面积降压效果，井间未动用储量较大，东南部开始形成面积降压，储量动用程度较高（图5），典型井拟合结果见表2。