ZF油區長72油層水平井效果分析

馬榮 馬華鋒

延長油田股份有限公司吳起采油廠 陜西 延安 717600

1 區域地質概況

ZF油區區域構造位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶的西部邊緣，構造簡單，主要為西傾單斜背景上由差異壓實作用形成的一系列由東向西傾沒的低幅鼻狀隆起，鼻狀隆起軸線近于東西向。東西向構造與砂體有效配合，形成了良好的鼻隆背斜型圈閉，有利于油氣的聚集。

全區整體表現為砂泥巖互層段。局部井區上部地層砂巖較發育，下部泥頁巖較發育。頂部分布有一組±5m的泥巖層。其聲波曲線表現為不對稱“V”字型中-高值起伏。該段地層在全區分布穩定，曲線特征明顯，易于對比追蹤，是本區長6與長7地層劃分的重要標志層之一。底部普遍分布一組5～8m的泥頁巖層。其聲波曲線表現為塊狀中-高值，自然咖瑪呈塊狀高值。曲線特征與下伏地層明顯有別，是本區長7與長8地層劃分對比的重要標志層之一。地層厚度為100m左右，長7油層組根據地層特征及沉積旋回劃分為2個亞油層組，以長7中部油頁巖底為界，在該區砂體發育，地層厚度40～50m。該區水平井開發目的層長72為本區主力油層之一。區內該段砂體厚度一般在25m左右。

從長72砂體頂面構造等值線圖上看（見圖1），該區為西傾單斜背景上的差異壓實成因的鼻隆背斜型圈閉構造，地層傾角小于1°，構造起伏8m。水平井部署區域東部及西部為構造高點，中部構造平緩。

圖1 ZF油區長72油層構造圖

該區圈定面積16.46km2，借鑒《吳起油田吳倉堡油區注水開發方案》長7地層參數計算該區地質儲量為752.83×104t。

2 開發概況

ZF油區長7油層屬于致密油層，儲層物性差，直井開發產量液量低、降產快、穩產難度大，為典型低產低效區，常規方式很難動用該區儲量，需轉變開發思路，尋找致密油層的新突破（見表1）。

表1 ZF油區長72油層解釋表

自2019年開鉆第一口長7油層水平井（HW1井）以來，長7油層水平井共完鉆8口，其中采用體積壓裂方式投產5口，采用常規壓裂方式投產的水平井3口。

從表2可以看出該區采用體積壓裂的水平井平均水平段長和壓裂段數均小于常規壓裂，但能獲得平均15.08t/d的初產，綜合含水24%，是常規壓裂的2倍，目前平均單井日產6.67t，綜合含水5%，是常規壓裂的1.7倍。整體上體積壓裂效果好于常規壓裂。

表2 長72水平井數據匯總表

HW3井采用常規壓裂方式投產，HW4井采用體積壓裂方式投產，兩口井水平段方位、物性相近，HW3井砂體較HW4井稍好，而且水平段長200m，壓裂段數也多2段，從產量方面分析可以看出，二者初產相近，但目前產量HW4井2.99t/d，含水5%；HW3井2.14t/d，含水10%，產量相差1.39倍。生產時間差2個月，累計產量差258噸。體積壓裂在產油和控水方面要優于常規壓裂（見圖2、圖3）。

圖2 ZF油區長72砂層厚度等值線圖

圖3 ZF油區長72油層厚度等值線圖

3 開發方式對比

3.1 新建產能

（1）水平井采用體積壓裂和對比常規井新建產能對比

長7油層水平井采用體積壓裂投產5口，新建產能1.46萬t，平均單井新建產能0.29萬t；對比常規井10口，新建產能0.39萬t，平均單井新建產能0.04萬t。采用體積壓裂投產的水平井平均單井新建產能是常規井的7.25倍（見表3）。

表3 水平井采用體積壓裂和常規井采用常規壓裂投產新建產能對比表

（2）水平井采用常規壓裂和對比常規井新建產能對比

長7油層水平井采用常規壓裂投產3口，新建產能0.49萬t，平均單井新建產能0.16萬t；對比常規井6口，新建產能0.28萬t，平均單井新建產能0.05萬t。水平井平均單井新建產能是常規井的3.2倍（見表4）。

表4 水平井和常規井采用常規壓裂投產新建產能對比表

2 萬噸產能投資

長7油層水平井采用體積壓裂投產5口，總投資4280.18萬元，新建產能14560.53t，萬噸產能投資2939.58萬元/萬噸（主要受托平16井的影響）；常規井總投資2107.67萬元，新建產能3945.83萬t，萬噸產能投資5341.51萬元/萬噸。水平井的萬噸產能投資是常規井的0.55倍（見表5）。

表5 水平井采用體積壓裂和常規井采用常規壓裂萬噸產能投資對比表

長7油層水平井采用常規壓裂投產3口，總投資2159.98萬元，新建產能4870.39噸，萬噸產能投資4439.92萬元/萬噸；常規井總投資1244.62萬元，新建產能2784t，萬噸產能投資4470.62元/萬噸。水平井的萬噸產能投資是常規井的0.99倍（見表6）。

表6 水平井和常規井采用常規壓裂投產萬噸產能投資對比表

3 經濟指標評價

2020年體積壓裂投產的3口井中，內部收益率高于12%的有2口，收益率為49%和53%，投資回收期在1.29～1.41年，只有HW4井的內部收益率小于12%，處于虧損狀態，投資回收期也高達10年。

2020年常規壓裂投產的3口井中，內部收益率高于12%的有1口（HW8井），數值達到41%，投資1年多就已經收回成本，HW3、HW5內部收益率無限小，處于重度虧損狀態，無法收回成本。

2021年體積壓裂投產的2口井，內部收益率全部高于12%，投資回收期0.42～1.05年；其中HW7井內部收益率高達212%，遠遠高于行業基準收益率12%，僅需0.42年即可收回成本（見表7）。

表7 長7油層經濟指標預測表

4 結束語

長7油層采用體積壓裂投產的水平井平均單井新建產能是常規井的7.4倍，萬噸產能投資是常規井的0.55倍；常規壓裂水平井的新建產能是常規井的3.5倍，萬噸產能投資是常規井的0.99倍；水平井開發效果較常規井明顯。在目前低油價的大背景下，常規井開采產量低，儲量難動用，致密油水平井能有效開發動用難動用儲量。

與水平井常規壓裂相比，體積壓裂費用高，但單井初期產量高，穩產時間長，投資回收期快。

長7油層屬于致密油層，儲層物性差，采用水平井進行開發是當前一種主要手段，目前國內對長7油層注水井網的部署尚處于研究階段，在未明確注水方式的情況下采用體積壓裂方式效果略好于常規壓裂。