巴西盐下深水油田开发风险应对与启示

尚凡杰 姜 彬 房 磊 王亚青 武 静

中海油研究总院有限责任公司

1 巴西盐下深水油田开发概况

2006年9月，巴西国家石油公司钻遇首个盐下巨型深水油田Lula（原称Tupi）[1]，自此揭开巴西盐下深水区块大发现的序幕，在桑托斯盆地先后发现了Lula、Carioca、Jupiter、Buzios（原称 Franco）和 Libra等10余个盐下巨型油气田[2]，其中有9个油田的储量规模跻身全球深水油田的前20位[3]，使得桑托斯盆地成为继坎波斯盆地之后巴西又一个重要的储量接替区。截至2017年6月，桑托斯盆地盐下深水油田日产油气当量达160×104bbl，占坎波斯盆地和桑托斯盆地总产量的57.1%（图1），累计产油气当量17×108bbl[2]。

桑托斯盆地盐下油田水深为1900～2400m，地质背景和油藏条件复杂，平均盐层厚度为2000m以上。储层埋深为5000～6500m，主力储层为白垩系湖相碳酸盐岩微生物礁滩沉积，储层厚度大（可达400～500m），油品为轻质油（27～30°API ），单井产能高（平均为2×104～3×104bbl/d），流体CO2含量高（Lula油田为8%～12%，Libra油田为44%）[2，4，5]，钻完井及工程设施成本高，被称为全球开发难度最大的深水项目。

巴西国家石油公司作为巴西盐下深水区块的主要作业者，在盐下巨型深水油田开发中总结和形成了一系列特色理念和做法。一方面针对项目早期投资高的问题，确定了加快油田投产、尽早实现现金回流的思路；另一方面通过经济有效的资料录取、早期生产系统和分阶段开发手段的应用以及方案灵活性、适应性的增加，有效把控开发风险，保障了项目的整体效益。本文介绍了巴西盐下深水油田开发面临的主要风险与挑战，总结了相应的开发对策和实施效果，供国内同行借鉴。

2 深水油田开发风险与挑战

图1 1977—2017年坎波斯盆地与桑托斯盆地产量情况[2]

深水油田普遍面临地质环境陌生、类比生产资料少、钻完井和工程成本高、原油和天然气外输受制约、海上应急救援难度大等问题。桑托斯盆地盐下油田水深高达2000m，且地质背景特殊、油藏条件复杂，致使油田开发过程中面临诸多技术挑战[6-10]。

（1）地震解释：盐层顶部及内部构造的复杂性造成地震波不均匀传播；碳酸盐岩中的高声速也降低了地震分辨率。总体来说，地震数据对构造的解释结果较为理想，但储层研究尤其是非均质性表征挑战较大。

（2）储层地质：桑托斯盆地的盐下微生物灰岩储层全球罕见，无可供借鉴的相似油田开发经验，这也是该区域开发面临的最大挑战。具体研究难点包括：①岩石分类及其孔渗特征；②隔夹层、封闭断层、沉积相变等可能带来的储层连通性问题；③裂缝、高渗层展布及其对渗流的影响；④储层非均质性描述。

（3）油藏工程：最突出的风险是，由于缺少可供类比的生产动态数据，开发方式选择与油藏动态预测存在困难，单井产能和可采储量难以把握。该领域其他研究挑战还包括：①流体性质（特别是CO2含量）的组分梯度变化；②岩石—流体性质的动态变化；③储层强非均质性下的波及和驱替；④最合理的产出气利用方式等。

（4）钻完井：除海底低温高压、压力窗口窄、浅层地质风险、作业成本高等深水油田普遍面临的挑战外，桑托斯盆地盐下油田钻完井还需应对巨厚盐岩层蠕动危害大、石灰岩储层漏失严重、储层可钻性差、钻井井控应急管理等问题。

（5）流动安全：部分油田海管中存在低温结蜡风险，另外随着井筒附近压力的下降，可能发生沥青析出。

（6）水下工程：由于水深大、海洋环境恶劣，需要新的隔水管结构以承受更大载荷；到海岸距离远，对外输与后勤保障提出挑战；耐受高温高压、CO2和高冲蚀速度材料的选择等。

非技术风险方面，巴西盐下深水油田开发还要解决项目组织与管理、供应商能力和本地化等问题[11]。由于高昂的签字费和前期勘探投入，要求油田尽快投产，以实现现金回流，这对项目的整体进度提出了更高要求。在此背景下，如何克服上述技术风险，实现巴西盐下深水油田的经济高效开发，对油田作业者提出了严峻挑战。

3 开发对策与实践

针对巴西海域盐下深水油田所面临的风险与挑战，巴西国家石油公司在勘探开发中重点关注4个关键因素[12]：①高质量的地震数据和有限的评价井；②EWT（Extended Well Test，延长测试）；③分阶段开发；④低资金敞口，尽早实现现金回流。简单讲，就是在识别影响油田开发效果关键因素的基础上，一方面，通过经济有效的评价手段，直接降低油田开发不确定性；另一方面，通过增加方案设计的适应性，以及提供在后期调整和应用新技术的灵活性，降低和消除可能的意外情形造成的影响[13]；最后，通过EWT和分阶段开发等手段的应用，缩短资源量向储量、产量的转化时间，尽快投产实现现金回流，同时为后续开发优化提供必要信息，从而实现开发风险的有效把控。

3.1 经济有效的资料录取

经济有效的油田评价是深水油田成功开发的关键[14]。深水油田的评价难度远大于陆上及浅水油田，主要原因在于：①评价成本高，一口深水评价井的费用超过1.5亿美元，一个深水油田的评价周期为2～5年[15]；②油藏条件复杂，资料录取和解释难度大，巴西盐下深水区块尤为典型；③进度压力大。任何一个油田都不可能将开发不确定性全部消除，如何进行经济有效的资料录取，在降低和消除关键不确定性的同时，避免过度评价和资源浪费，是巴西盐下深水油田开发面临的核心问题。

要制订合理的油田评价方案，首先要对不确定因素进行评估，根据各因素的不确定程度、对开发效果的影响程度和迫切程度进行排序和筛选。对于关键不确定因素，通过直接的资料录取来降低风险；如不确定因素对开发效果影响较小，或者难以通过较为经济的手段将其落实，则可能将其不确定性带入方案研究和编制阶段，通过增加适应性或灵活性来应对。

3.1.1 油田资料录取内容

深水油田资料录取的主要任务和目标包括：确定勘探区块边界；油藏描述；井型论证；增产技术评估；不同开发方式效果评价；井下管柱、海底管线和下游处理设施的材料选择；流动安全评价[16]。

在巴西盐下深水油田勘探和开发过程中，资料录取方面逐渐形成了较为成熟的做法[2,7,17]，具体包括：

（1）高质量的地震数据，包括三维和四维的宽方位角、多分量地震数据。

（2）每个生产区至少两口探井或评价井，每口井均录取完整的电缆测井序列（包括核磁测井和成像测井），获取岩心、壁心和流体样品（包括水层），进行DST测试或者注入能力测试。在盐下深水区块最初的60口探井或评价井中，共计完成了41井次DST测试，总取心长度达1.5km，生产测井57井次。

（3）每个生产区进行一次为期6个月以上的延长测试，如果条件具备，与已钻探井和评价井进行干扰测试。

（4）基于获取流体样品的PVT实验、细管实验、混相实验和流动安全实验；基于获取岩心样品的岩石力学实验、毛细管力实验、相渗实验和岩石物理实验。

3.1.2 信息价值评价方法

EWT和评价井是实施成本最高的资料录取手段，实践表明，以概率法为基础的信息价值（VOI，Value of Information）评价方法能够为决策提供有效支持，该方法已在巴西盐下深水油田得到多次成功应用。

信息价值评价是对某一评价手段能够获取的油田信息的价值进行量化。具体来说，就是以概率法研究为基本手段：①针对某个不确定因素，分析其可能出现的情形并赋予其相应发生的概率；②分别计算是否获取某信息时项目的风险期望值（EMV，Expected Monetary Value）。假如已经录取该信息，不确定性已经消除，则可以根据实际情形选择其对应的最优开发方式；假如没有录取该信息，则会选择对于该因素所有可能出现的情形适应性最强（EMV最高）的开发方式（但对于每一种情形可能不是最优）；③计算有无该信息时项目风险期望值的差值，即为该信息的价值，即VOI=EMVinf–EMVnoinf，其中VOI为某一评价手段所能获取的信息价值，EMVinf为获取该信息时的项目风险期望值，EMVnoinf为未获取该信息时的项目风险期望值。最后将某评价手段获取信息的价值与其实施成本进行衡量，即可支持最终决策。

3.1.3 应用实例

以上原则与方法为巴西盐下深水油田评价方案的制订提供了有力支持，对于油田开发风险的把控和项目效益的提升起到重要作用[7]。

在Lula油田，结合EWT生产监测和评价井流体取样分析，证实了流体组分梯度的存在，据此对油田整体分区模式进行调整，实现各生产区产气量的相对均衡，进而使每个生产区都具备较长的稳产期（图2）。此外，通过先导试验区的一口评价井证实西北部储层物性较差，据此对井网和井位进行调整；Iracema区域一口评价井的取样流体分析表明该区域CO2含量较低，使得提高FPSO（Floating Production Storage and Offloading，浮式生产储油卸油装置，也称为海上石油工厂）气处理能力成为可能。

在Sapinhoa油田，借助质量更高的PSDM（叠前深度偏移）地震数据，对先导试验区和North区开发井网进行了优化，大幅提高了油田累计产油量（图3）。

3.2 油田开发方案的适应性和灵活性

当不确定因素对开发效果影响较小，或者难以通过较为经济的资料录取将其落实时，则可以通过增加方案设计中的适应性（Robustness）或灵活性（Flexibility）来进行应对。

3.2.1 适应性

所谓适应性，就是在一定风险背景下，应对所有可能出现情形的能力。增加适应性是一种有效的风险应对手段，也称为“被动保护”[13]。一个适应性强的方案对于每一种可能出现的情形效果都不会太差。相比基础方案，适应性强的方案EMV较高，在不同情形下NPV（Net Present Value，净现值）变化较小（图4）。

基于以上思路，增加方案适应性的对策有：

（1）在断层封堵性不确定的情况下，在每个断块内均部署注入井，建立完善的注采关系。

（2）在井上揭示的高渗层展布范围不确定的情况下，完井时避射高渗层，避免其在注采井间连续发育造成注入流体沿高渗层的突进。

（3）生产井数设计大于高峰产能需求，应对单井产能风险。

（4）在完井、工程设计上允许更大压差生产，应对单井产能风险。

（5）为应对单井注入能力的风险，注水井数设计大于目前需求。

（6）为应对流体中CO2和H2S含量的风险，提高工程设施防腐设计要求。

图2 根据组分梯度调整Lula油田分区模式

图3 Sapinhoa油田两版地震数据解释结果

（7）将开发井全段射开，应对储层纵向连通性风险。

3.2.2 灵活性

灵活性是另一种主要的风险应对手段。与适应性相比，灵活性的增加是一种“主动保护”[13]。灵活性预先提供了对基础方案进行改造的资源或选项，使之能够就实际出现的意外情形进行灵活调整，也就是说，对于某种开发风险，能够延迟最终技术方案的确定。

根据以上思路进行具体的风险应对的对策有：

（1）智能完井技术。该技术目前在深水油田应用较为广泛，能够实现单层产量、注入量的控制，避免注入气或水在某一层突破造成关井。

（2）在每口注入井都部署单独的注水和注气管线，保留注入井型转换的灵活性。

（3）鉴于深水油田调整成本高，为满足后续加密井需求，在油田开发方案设计中通常预留部分井槽。

（4）考虑到水下工程设施调整难度大，部署上应具备尽可能高的灵活性，例如对于分区开发油田，其水下工程部署应保留对开发井归属分区进行调整的可能性。

适应性和灵活性的思想在巴西盐下深水油田的开发中得到广泛应用。

Lula油田Alto区开发中具备的主要灵活性有：水下工程部署注重灵活性，备用井位可以与确定井位进行互换；钻井顺序的设计允许后续井位根据先钻井获得的认识变化进行调整；在不改变水下工程部署和井口位置的情况下，可通过打斜井对靶点位置进行调整[18]。

在Lula油田NE区，每口注入井都配备了注水管线和注气管线，一方面使得WAG（Water Alternating Gas，水气交替注入）开发成为可能，另一方面也具备了将全部伴生气回注的能力，避免天然气外输出现问题导致油田限产。另外，对开发井进行分批钻井和投产，一方面应对产能不确定性，减少早期投资；另一方面允许后续钻井井位的调整和优化[19]。

3.3 早期生产系统

在油田全面投入开发之前，率先建立井组规模的早期生产系统（EPS，Early Production System，即EWT）是巴西盐下深水油田开发中一种较为成熟的风险应对手段[20]。EPS作为一种“动态评价”手段，能够在采出一定量原油的同时，观察长期的生产动态，获取关键油藏信息，为后续开发方案的研究提供支持。该模式对于巨型深水油田尤其适用。EPS的成本与全油田开发投资相比非常小，而其获取的信息能够为全油田开发效果的提升提供良好契机。

图4 增加适应性应对开发风险

以Libra油田EWT为例介绍具体做法，Libra油田EWT计划采用一艘专门的FPSO，设计原油日处理能力4×104bbl，期间通过换层生产、干扰测试、压力恢复测试等手段，为后续正式开发方案的编制提供必要动、静态信息，具体包括：①油藏描述（储层物性、断层封堵性、储层边界等）；②生产过程中流动参数的变化（PI、GOR、流体组分等）；③垂向连通程度；④平面连通程度；⑤水体及气顶规模；⑥储层伤害机理；⑦估算油藏体积；⑧流动安全（沥青沉积、析蜡、水合物等）；⑨进行化学药剂注入实验。

在桑托斯盆地盐下深水区块中，目前已有Lula、Sapinhoa、Lapa、Iara等油田实施了EWT、EPS，均取得良好效果。

3.4 分阶段开发

分阶段开发作为重要的深水油田开发风险应对手段，被普遍应用于巴西盐下巨型深水油田开发[20]。所谓分阶段开发，即针对深水油田开发风险，将油田开发分阶段进行[17,21,22]，将复杂问题分解。对于先期投产区域，优先采用成熟资源和技术，争取尽早投产；对于后续生产系统，一方面借鉴早期生产区的生产资料，允许在本油田的开发过程中进行自我学习，另一方面针对油田开发风险与潜力设专题攻关，研究和储备潜力技术。

以Libra油田为例介绍分阶段开发的具体理念及做法。

Libra油田于2010年7月发现，2013年12月签署PSC（Product Sharing Contract，产品分成合同）合同，其开发总体可分为两个阶段。

（1）资料录取阶段（2014—2022年）。

该阶段的主要任务是获取油田开发必需信息，同时尽早投产，实现部分现金回流，具体工作量包括：

①高分辨率地震采集，Libra油田于2011年进行三维地震采集，2017年开展OBN（Ocean Bottom Nodes，海底节点采集）地震采集。

②一定数量的评价井。Libra油田要求每个生产单元在开发方案编制前须完成至少3口探井或评价井。

③一定数量的EWT。Libra油田计划在西区实施3个EWT，其中第一个EWT已于2017年11月投产。

④1个先导试验区。运用常规开发模式，尽量应用成熟资源和技术，先导试验区预计2021年投产，高峰产量规模预计达18×104bbl/d。

该阶段通过以上手段的综合应用，一方面，落实储层认识、WAG开发效果、水下系统、钻完井技术、流动安全、油气外输和处理等关键领域的不确定性，为后续生产单元的方案设计提供必要信息；另一方面，通过采用相对成熟、风险较小的技术方案，促使油田尽快投产和现金回流，并为技术研究赢得时间，保留了后续生产单元大规模采用新技术、实现最优化开发的可能性。

（2）正式开发阶段（2022—2030年）。

正式开发阶段的主要目标是油田全面建产，采用部分已经发展成熟的新技术，实现油田“订制开发”和开发效益的最优化。比如Libra油田，在先导试验区之后的3个生产单元中，可能采用的新技术或替代方案有：①除回注外的其他天然气利用途径；②控制压力钻井技术；③大尺寸智能完井技术；④无隔水管井段采用Pump & Dump技术（动态压井技术）；⑤钢管替代软管方案；⑥CTV（Cargo Transfer Vessel，原油中转船）外输卸油方案等。

4 实施效果

在高效风险把控的基础上，巴西盐下深水油田开发取得了令世人瞩目的成绩。一方面，实现了开发风险与潜力的有效识别与应对，提高了方案编制的可靠性；另一方面，在油田建产速度上成为行业标杆，Lula油田在探井获得发现31mon后，首个EWT即顺利投产，49mon后首个先导试验区投产。在获得油气发现仅仅11年后，巴西盐下深水油田的日产油气当量达到160×104bbl，累计产油气当量17×108bbl。此外，面对诸多深水技术挑战，巴西盐下深水油田开发创造了多项行业记录[23]，如采用钢质懒波型立管（Steel Lazy-Wave Riser，SLWR）的水深记录（2140m）、采用柔性管的水深记录（2220m）、采用泥浆帽控压钻井技术的水深记录（2103m）、注入CO2的井深记录（2220m）等。在Libra油田EWT中，采用了目前世界上最大的超深水单点系泊系统。

5 结论与认识

（1）巴西盐下深水油田水深大，地质背景和油藏条件复杂，是世界上开发难度最大的深水区之一，对作业者的经验水平和项目组织能力提出严峻挑战。

（2）有效的风险把控是巴西盐下深水油田成功开发的关键，该区域的成功经验包括：①经济有效的资料录取；②方案的适应性和灵活性；③早期生产系统和分阶段开发。

（3）经济有效的油田评价是巴西盐下深水油田开发的重中之重，巴西国家石油公司已经在油田评价中形成了较为成型的做法，值得我们参考和借鉴；另外，信息价值评价方法（VOI）可以为资料录取决策提供有力支持。

（4）对于部分对开发效果影响较低，或者难以通过直接的资料录取落实的风险，可以通过增加方案设计的适应性，以及提供在后期调整和应用新技术的灵活性，降低或消除可能的意外情形造成的影响。

（5）早期生产系统和分阶段开发是巴西盐下深水油田风险应对中较为成功的手段，能够缩短资源量向储量、产量的转化时间，尽快投产实现现金回流，同时为后续方案优化提供必要信息，从而实现开发风险的有效把控。

（6）微生物灰岩储层的研究是巴西盐下深水油田开发的最大技术挑战，如何在储层非均质性有效表征的基础上，选择合理开发方式，实现油藏高效波及和驱替，是巴西盐下深水油田开发的核心问题。另外，对于沉积和成岩作用的认识是确定开发井位的关键。

（7）高质量的地震采集是巴西盐下深水油田开发方案研究的基础。

（8）深水油田开发是综合性工程，考验作业公司的技术水平、项目组织、资源采办等多方面实力，中国油企初涉深水，国际先进石油公司有很多成功做法值得我们学习和借鉴。

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