个时步的未压 裂改造区的平均地层压力值P20 ;
[0046] S62、获取当前时步迭代对应的压裂改造区的平均地层压力值Pl，
[0047] S63、根据压裂改造区和未压裂改造区当前的平均地层压力值P1和p2计算当前时 步下两个区之间的窜流量；
[0048] S64、根据时步步长及产量，计算两个区之间的总累计窜流量；
[0049] S65、计算未压裂改造区物质平衡方程残差；
[0050] S66、当残差的绝对值小于给定误差时，退出迭代；否则继续迭代计算未压裂改造 区的平均地层压力值，并返回步骤S62。
[0051] 根据本发明的实施例，按照下式计算未压裂改造区物质平衡方程残差rsd :
[0052]
[0053] 上式中，P2为当前时步下的未压裂改造区平均地层压力；Pi为原始地层压力；G p2为压裂改造区向未压裂改造区的累计窜流量，IO4Hi3 ;G2为未压裂改造区储量；Z2a和Zia分别 定义如下：
[0054]
[0055] 上式中，z为气体状态方程偏差因子，是气藏压力的函数；ps。为标准大气压，MPa ; zs。为标准状态下的气体状态方程偏差因子，P B为密度，t/m3, Vl为兰氏体积，m3/t, Pl为兰 氏压力，MPa，Φ为有效孔隙度，to为地层温度，Swtl为含水饱和度。
[0056] 根据本发明的实施例，上述页岩气井产能测算结果可以包括气井的产气量、总累 计产气量，以及压裂改造区与未压裂改造区之间的窜流量、总累计窜流量。
[0057] 根据本发明的实施例，可以采用Newton Raphson方法进行迭代计算。
[0058] 与现有技术相比，本发明提出的页岩气井产能测定方法具有以下优点：
[0059] 1)不需要建立复杂的页岩气藏地质模型，也不需要获取很多的地质和压裂动态参 数，实施时能够大幅度缩短运算时间，更加简单快捷地获得测算结果；
[0060] 2)综合考虑吸附气解吸、压裂改造区和未压裂改造区等对页岩气井产能的影响， 测算结果更加准确；
[0061] 3)测算所需的气井产能方程一般可以在气井产能试井测试中方便地获得，受生产 条件等客观因素的制约较小。
[0062] 该方法尤其适用于分析计算开发初期没有建立页岩气藏地质模型的页岩气井产 能。本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且部分地从说明书中变得显而 易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书 以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
【附图说明】
[0063] 附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实 施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
[0064] 图1是本发明实施例中某页岩气藏多段压裂水平井单井控制面积示意图；
[0065] 图2是本发明提出的页岩气井产能测定方法的流程图；
[0066] 图3是本发明实施例中根据焦页I-HF井稳定产能测试建立的气井产能方程；
[0067] 图4是本发明实施例中测算页岩气井产能的示意图；
[0068] 图5是本发明实施例中求解压裂改造区平均地层压力的迭代过程示意图；
[0069] 图6是本发明实施例中求解未压裂改造区平均地层压力的迭代过程示意图；
[0070] 图7是本发明实施例焦页I-HF井分别按8万方/天和6. 5万方/天的配产时测 算的日产气量和累计产气量；
[0071] 图8是本发明实施例焦页I-HF井按8万方/天配产生产时井底流压和压裂改造 区及未压裂改造区地层压力的变化图。
【具体实施方式】
[0072] 为了使本发明所揭示的技术内容更加详尽和完备，下面参照附图和具体实施例详 细地说明本发明的目的、技术方案和技术效果。需要特别说明的是，虽然是针对附图进行说 明，但是本领域的技术人员应当理解，附图及实施例并非用来限制本发明所涵盖的范围。
[0073] 如图1所示，本发明是页岩气藏多段压裂水平井单井控制面积示意图。页岩气藏 单井控制面积可以根据井网间距划分为压裂改造区100和未压裂改造区200两部分。压裂 改造区100是经过体积压裂改造后在储层内形成复杂裂缝网络的区域；未压裂改造区200 为相邻两口井中间没有被压裂改造的区域。随着开采时间的增长，压裂改造区100内的地 层压力逐步降低，并与未压裂改造区200之间的压差逐渐放大并形成窜流，窜流量与两个 区之间的地层压力差值有关。当地层压力降低到解吸压力后，基质颗粒表面的吸附气会出 现解吸扩散，并进入裂缝系统。
[0074] 本发明根据页岩气藏单井控制面积存在压裂改造区和未压裂改造区的特点，建立 考虑吸附气的双区复合页岩气藏物质平衡方程，并结合气井的二项式产能方程以及两个区 之间的窜流方程，建立起一种快速准确的页岩气井产能测定方法。
[0075] 使用本发明提出的方法测算页岩气井产能需要给定或者测试以下参数：
[0076] 给定气井的生产参数，例如包括气井的稳产期配产qgs (104m3/d)、稳产期末最低井 底流压Pwli (MPa)、最大评价天数tmax (d);
[0077] 给定页岩气藏地质参数，例如包括原始地层压力Pi (MPa)、地层温度h (°C)、压裂 改造区与未压裂改造区之间的窜流系数λ (IO4m3/ (d. MPa2))、压裂改造区储量G1 (104m3)、 未压裂改造区储量G2 (104m3);
[0078] 给定页岩气PVT物性参数，例如包括气体相对密度Y ;
[0079] 测量页岩岩心参数，例如包括有效孔隙度Φ、密度P B (t/m3)、含水饱和度Swtl、地 层条件下的页岩等温吸附曲线对应的兰氏体积' (m3/t)和兰氏压力PL(MPa);
[0080] 测量气井参数，例如包括通过稳定产能试井测试获取气井的二项式产能方程系数 A和B。
[0081] 如图2所示，本发明提出的页岩气井产能测定方法主要包括以下步骤：
[0082] S10、测试、收集和设置气藏工程参数，以及建立气井产能方程。
[0083] 收集并设置气井的生产参数、地质参数；测试并设置页岩气PVT参数、页岩岩心参 数等。本实施例中，焦页I-HF井的气藏工程参数可以参见表1 :
[0084]
[0085] 表1
[0086] 按照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5440-2000,进行页岩气井投产初 期稳定产能试井测试。测试时可以选择4~5个工作制度，测点产量由小到大，逐步递增。 当每个工作制度下的气井产气量和井底流压稳定后，记录相应的气井产气量和井底流压数 据。测试完成后，通过下式回归来建立气井产能方程(二项式方程）：
[0087]
[0088] 上式中，A为气井产能方程一次项系数；B为气井产能方程二次项系数；q为气井 日产气量，104m3/d ;Pi为原始地层压力，Pwf为气井在稳产产量q时对应的稳定井底流压， MPa。如图3所示，在本实施例中，以焦页I-HF井为例，气井二项式产能方程系数分别为 Α=21· 107, Β=2· 9494。
[0089] S20、分压裂改造区和未压裂改造区，建立考虑吸附气解吸扩散现象的双区复合页 岩气藏物质平衡方程：
[0090] ①压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程：
[0091] ②未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程：
[0092]