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煤层气资源量预测是煤层气开发的基础,单井产能主控因素及增产措施研究对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义。文章以沁水盆地南部郑庄区块为研究对象,基于郑庄区块参数井测试及实验资料,开发井地质及开发资料,研究了研究区的地质储量和技术可采储量,明确了单井产能的主控因素,提出了有效的产能定量预测方法和提高单井产能的技术系列,得到以下结论:郑庄区块3~#煤埋深差异较大,分布在383～1336m之间。渗透率整体较低,平均为0.045m D。含气量整体较高,平均为22.4m~3/t。厚度分布稳定,平均为5.63m。煤层平均温度为29.8℃,温度梯度约为1.83℃/100m。采用体积法预测研究区煤层气资源的地质储量,根据3~#煤含气量与日产气量统计关系确定研究区含气量下限值为10m~3/t,利用含气量10m~3/t等值线、一级断层、矿权线确定研究区含气量面积为167.6km~2;采用面积加权法计算煤层厚度为5.85m,计算含气量为23.09 m~3/t,煤岩密度平均值为1.46 t/m~3,预测煤层气地质储量为330.53×10~8m~3。采用Arps产量递减法进行可采储量预测,郑一至郑四井区平均单井可采储量依次为244.68、211.23、576.02和245.9×104m~3;研究区可采储量为73.84×10~8m~3,目前技术条件下区块采收率仅为22%。含气量、渗透率越高,日产气量越高;当含气量大于15m~3/t时,单井日产气量大于600m~3;渗透率大于0.1m D时,日产气量大于1500m~3。煤层气井日产气量随着埋深增加而先增加后降低,在埋深700m左右产量达到峰值。日产气量随吸附时间、兰氏压力的增加而降低,当吸附时间大于12d时,日产气量整体上小于800m~3,而与兰氏体积的关系不明显。日产气量与镜质体反射率关系较为复杂。现有储层改造工艺条件下,碎煤比例越低,煤层气井日产气量越高,碎煤比例低于0.6时,日产气量达到600m~3以上。利用灰色关联系数筛选出了碎煤比例、埋深、Langmuir压力、厚度、Langmuir体积、镜质体反射率等6个产能主控因素。采用GM(1,N)模型可以定量预测煤层气井产气量,预测值与实测值相关性在0.8以上。针对埋深大于700m,碳酸盐矿物含量大于1%的直井进行酸化压裂,增产效果较好;针对碎软煤发育区域的直井,开展顶底板压裂效果较好,平均单井日增产气量500 m~3以上。在研究区渗透率为0.01m D的区域,200m井距试验井日产气量比相邻300m井距老井日产气量增加近2000m~3。在由于煤体结构破碎造成的低渗区采用筛管完井水平井开发效果较好,平均单井日产量达到3000m~3以上;在由于裂缝不发育的原生结构煤低渗区,采用套管完井水平井分段压裂的方式进行开发,平均单井日产量能够达到8000m~3以上,开发效果较好。该论文有图51幅,表19个,参考文献80篇。