ZF油区长72油层水平井效果分析

马荣 马华锋

延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西 延安 717600

1 区域地质概况

ZF油区区域构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带的西部边缘，构造简单，主要为西倾单斜背景上由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起，鼻状隆起轴线近于东西向。东西向构造与砂体有效配合，形成了良好的鼻隆背斜型圈闭，有利于油气的聚集。

全区整体表现为砂泥岩互层段。局部井区上部地层砂岩较发育，下部泥页岩较发育。顶部分布有一组±5m的泥岩层。其声波曲线表现为不对称“V”字型中-高值起伏。该段地层在全区分布稳定，曲线特征明显，易于对比追踪，是本区长6与长7地层划分的重要标志层之一。底部普遍分布一组5～8m的泥页岩层。其声波曲线表现为块状中-高值，自然咖玛呈块状高值。曲线特征与下伏地层明显有别，是本区长7与长8地层划分对比的重要标志层之一。地层厚度为100m左右，长7油层组根据地层特征及沉积旋回划分为2个亚油层组，以长7中部油页岩底为界，在该区砂体发育，地层厚度40～50m。该区水平井开发目的层长72为本区主力油层之一。区内该段砂体厚度一般在25m左右。

从长72砂体顶面构造等值线图上看（见图1），该区为西倾单斜背景上的差异压实成因的鼻隆背斜型圈闭构造，地层倾角小于1°，构造起伏8m。水平井部署区域东部及西部为构造高点，中部构造平缓。

图1 ZF油区长72油层构造图

该区圈定面积16.46km2，借鉴《吴起油田吴仓堡油区注水开发方案》长7地层参数计算该区地质储量为752.83×104t。

2 开发概况

ZF油区长7油层属于致密油层，储层物性差，直井开发产量液量低、降产快、稳产难度大，为典型低产低效区，常规方式很难动用该区储量，需转变开发思路，寻找致密油层的新突破（见表1）。

表1 ZF油区长72油层解释表

自2019年开钻第一口长7油层水平井（HW1井）以来，长7油层水平井共完钻8口，其中采用体积压裂方式投产5口，采用常规压裂方式投产的水平井3口。

从表2可以看出该区采用体积压裂的水平井平均水平段长和压裂段数均小于常规压裂，但能获得平均15.08t/d的初产，综合含水24%，是常规压裂的2倍，目前平均单井日产6.67t，综合含水5%，是常规压裂的1.7倍。整体上体积压裂效果好于常规压裂。

表2 长72水平井数据汇总表

HW3井采用常规压裂方式投产，HW4井采用体积压裂方式投产，两口井水平段方位、物性相近，HW3井砂体较HW4井稍好，而且水平段长200m，压裂段数也多2段，从产量方面分析可以看出，二者初产相近，但目前产量HW4井2.99t/d，含水5%；HW3井2.14t/d，含水10%，产量相差1.39倍。生产时间差2个月，累计产量差258吨。体积压裂在产油和控水方面要优于常规压裂（见图2、图3）。

图2 ZF油区长72砂层厚度等值线图

图3 ZF油区长72油层厚度等值线图

3 开发方式对比

3.1 新建产能

（1）水平井采用体积压裂和对比常规井新建产能对比

长7油层水平井采用体积压裂投产5口，新建产能1.46万t，平均单井新建产能0.29万t；对比常规井10口，新建产能0.39万t，平均单井新建产能0.04万t。采用体积压裂投产的水平井平均单井新建产能是常规井的7.25倍（见表3）。

表3 水平井采用体积压裂和常规井采用常规压裂投产新建产能对比表

（2）水平井采用常规压裂和对比常规井新建产能对比

长7油层水平井采用常规压裂投产3口，新建产能0.49万t，平均单井新建产能0.16万t；对比常规井6口，新建产能0.28万t，平均单井新建产能0.05万t。水平井平均单井新建产能是常规井的3.2倍（见表4）。

表4 水平井和常规井采用常规压裂投产新建产能对比表

2 万吨产能投资

长7油层水平井采用体积压裂投产5口，总投资4280.18万元，新建产能14560.53t，万吨产能投资2939.58万元/万吨（主要受托平16井的影响）；常规井总投资2107.67万元，新建产能3945.83万t，万吨产能投资5341.51万元/万吨。水平井的万吨产能投资是常规井的0.55倍（见表5）。

表5 水平井采用体积压裂和常规井采用常规压裂万吨产能投资对比表

长7油层水平井采用常规压裂投产3口，总投资2159.98万元，新建产能4870.39吨，万吨产能投资4439.92万元/万吨；常规井总投资1244.62万元，新建产能2784t，万吨产能投资4470.62元/万吨。水平井的万吨产能投资是常规井的0.99倍（见表6）。

表6 水平井和常规井采用常规压裂投产万吨产能投资对比表

3 经济指标评价

2020年体积压裂投产的3口井中，内部收益率高于12%的有2口，收益率为49%和53%，投资回收期在1.29～1.41年，只有HW4井的内部收益率小于12%，处于亏损状态，投资回收期也高达10年。

2020年常规压裂投产的3口井中，内部收益率高于12%的有1口（HW8井），数值达到41%，投资1年多就已经收回成本，HW3、HW5内部收益率无限小，处于重度亏损状态，无法收回成本。

2021年体积压裂投产的2口井，内部收益率全部高于12%，投资回收期0.42～1.05年；其中HW7井内部收益率高达212%，远远高于行业基准收益率12%，仅需0.42年即可收回成本（见表7）。

表7 长7油层经济指标预测表

4 结束语

长7油层采用体积压裂投产的水平井平均单井新建产能是常规井的7.4倍，万吨产能投资是常规井的0.55倍；常规压裂水平井的新建产能是常规井的3.5倍，万吨产能投资是常规井的0.99倍；水平井开发效果较常规井明显。在目前低油价的大背景下，常规井开采产量低，储量难动用，致密油水平井能有效开发动用难动用储量。

与水平井常规压裂相比，体积压裂费用高，但单井初期产量高，稳产时间长，投资回收期快。

长7油层属于致密油层，储层物性差，采用水平井进行开发是当前一种主要手段，目前国内对长7油层注水井网的部署尚处于研究阶段，在未明确注水方式的情况下采用体积压裂方式效果略好于常规压裂。