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
ZF油區(qū)區(qū)域構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶的西部邊緣,構(gòu)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(gòu)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(qū)整體表現(xiàn)為砂泥巖互層段。局部井區(qū)上部地層砂巖較發(fā)育,下部泥頁巖較發(fā)育。頂部分布有一組±5m的泥巖層。其聲波曲線表現(xiàn)為不對稱“V”字型中-高值起伏。該段地層在全區(qū)分布穩(wěn)定,曲線特征明顯,易于對比追蹤,是本區(qū)長6與長7地層劃分的重要標(biāo)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(xiàn)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(qū)長7與長8地層劃分對比的重要標(biāo)志層之一。地層厚度為100m左右,長7油層組根據(jù)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(qū)砂體發(fā)育,地層厚度40~50m。該區(qū)水平井開發(fā)目的層長72為本區(qū)主力油層之一。區(qū)內(nèi)該段砂體厚度一般在25m左右。
從長72砂體頂面構(gòu)造等值線圖上看(見圖1),該區(qū)為西傾單斜背景上的差異壓實成因的鼻隆背斜型圈閉構(gòu)造,地層傾角小于1°,構(gòu)造起伏8m。水平井部署區(qū)域東部及西部為構(gòu)造高點,中部構(gòu)造平緩。
圖1 ZF油區(qū)長72油層構(gòu)造圖
該區(qū)圈定面積16.46km2,借鑒《吳起油田吳倉堡油區(qū)注水開發(fā)方案》長7地層參數(shù)計算該區(qū)地質(zhì)儲量為752.83×104t。
ZF油區(qū)長7油層屬于致密油層,儲層物性差,直井開發(fā)產(chǎn)量液量低、降產(chǎn)快、穩(wěn)產(chǎn)難度大,為典型低產(chǎn)低效區(qū),常規(guī)方式很難動用該區(qū)儲量,需轉(zhuǎn)變開發(fā)思路,尋找致密油層的新突破(見表1)。
表1 ZF油區(qū)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(chǎn)5口,采用常規(guī)壓裂方式投產(chǎn)的水平井3口。
從表2可以看出該區(qū)采用體積壓裂的水平井平均水平段長和壓裂段數(shù)均小于常規(guī)壓裂,但能獲得平均15.08t/d的初產(chǎn),綜合含水24%,是常規(guī)壓裂的2倍,目前平均單井日產(chǎn)6.67t,綜合含水5%,是常規(guī)壓裂的1.7倍。整體上體積壓裂效果好于常規(guī)壓裂。
表2 長72水平井?dāng)?shù)據(jù)匯總表
HW3井采用常規(guī)壓裂方式投產(chǎn),HW4井采用體積壓裂方式投產(chǎn),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(shù)也多2段,從產(chǎn)量方面分析可以看出,二者初產(chǎn)相近,但目前產(chǎn)量HW4井2.99t/d,含水5%;HW3井2.14t/d,含水10%,產(chǎn)量相差1.39倍。生產(chǎn)時間差2個月,累計產(chǎn)量差258噸。體積壓裂在產(chǎn)油和控水方面要優(yōu)于常規(guī)壓裂(見圖2、圖3)。
圖2 ZF油區(qū)長72砂層厚度等值線圖
圖3 ZF油區(qū)長72油層厚度等值線圖
(1)水平井采用體積壓裂和對比常規(guī)井新建產(chǎn)能對比
長7油層水平井采用體積壓裂投產(chǎn)5口,新建產(chǎn)能1.46萬t,平均單井新建產(chǎn)能0.29萬t;對比常規(guī)井10口,新建產(chǎn)能0.39萬t,平均單井新建產(chǎn)能0.04萬t。采用體積壓裂投產(chǎn)的水平井平均單井新建產(chǎn)能是常規(guī)井的7.25倍(見表3)。
表3 水平井采用體積壓裂和常規(guī)井采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)新建產(chǎn)能對比表
(2)水平井采用常規(guī)壓裂和對比常規(guī)井新建產(chǎn)能對比
長7油層水平井采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)3口,新建產(chǎn)能0.49萬t,平均單井新建產(chǎn)能0.16萬t;對比常規(guī)井6口,新建產(chǎn)能0.28萬t,平均單井新建產(chǎn)能0.05萬t。水平井平均單井新建產(chǎn)能是常規(guī)井的3.2倍(見表4)。
表4 水平井和常規(guī)井采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)新建產(chǎn)能對比表
長7油層水平井采用體積壓裂投產(chǎn)5口,總投資4280.18萬元,新建產(chǎn)能14560.53t,萬噸產(chǎn)能投資2939.58萬元/萬噸(主要受托平16井的影響);常規(guī)井總投資2107.67萬元,新建產(chǎn)能3945.83萬t,萬噸產(chǎn)能投資5341.51萬元/萬噸。水平井的萬噸產(chǎn)能投資是常規(guī)井的0.55倍(見表5)。
表5 水平井采用體積壓裂和常規(guī)井采用常規(guī)壓裂萬噸產(chǎn)能投資對比表
長7油層水平井采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)3口,總投資2159.98萬元,新建產(chǎn)能4870.39噸,萬噸產(chǎn)能投資4439.92萬元/萬噸;常規(guī)井總投資1244.62萬元,新建產(chǎn)能2784t,萬噸產(chǎn)能投資4470.62元/萬噸。水平井的萬噸產(chǎn)能投資是常規(guī)井的0.99倍(見表6)。
表6 水平井和常規(guī)井采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)萬噸產(chǎn)能投資對比表
2020年體積壓裂投產(chǎn)的3口井中,內(nèi)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(nèi)部收益率小于12%,處于虧損狀態(tài),投資回收期也高達(dá)10年。
2020年常規(guī)壓裂投產(chǎn)的3口井中,內(nèi)部收益率高于12%的有1口(HW8井),數(shù)值達(dá)到41%,投資1年多就已經(jīng)收回成本,HW3、HW5內(nèi)部收益率無限小,處于重度虧損狀態(tài),無法收回成本。
2021年體積壓裂投產(chǎn)的2口井,內(nèi)部收益率全部高于12%,投資回收期0.42~1.05年;其中HW7井內(nèi)部收益率高達(dá)212%,遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于行業(yè)基準(zhǔn)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(jīng)濟指標(biāo)預(yù)測表
長7油層采用體積壓裂投產(chǎn)的水平井平均單井新建產(chǎn)能是常規(guī)井的7.4倍,萬噸產(chǎn)能投資是常規(guī)井的0.55倍;常規(guī)壓裂水平井的新建產(chǎn)能是常規(guī)井的3.5倍,萬噸產(chǎn)能投資是常規(guī)井的0.99倍;水平井開發(fā)效果較常規(guī)井明顯。在目前低油價的大背景下,常規(guī)井開采產(chǎn)量低,儲量難動用,致密油水平井能有效開發(fā)動用難動用儲量。
與水平井常規(guī)壓裂相比,體積壓裂費用高,但單井初期產(chǎn)量高,穩(wěn)產(chǎn)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(fā)是當(dāng)前一種主要手段,目前國內(nèi)對長7油層注水井網(wǎng)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(guī)壓裂。