随着科技的发展，全球深水油田在经过近40余年的勘探，水深界限不断提高，目前普遍将400~1500m水深定义为深水，超过1500m为超深水^[1-4]。近年来，西非^[5-7]、巴西^[8]等浊积砂岩和盐下湖相碳酸盐岩的成功突破，使深水油气资源一跃成为全球能源供给的重要构成，而国际石油公司在深水油田的投资也逐年增大。与此同时，深水油田的桶油成本则一直处于相对高位，据IHS于2015年对全球近20个深水项目的统计数据显示，深水项目投资成本正在不断下降，但平均盈亏平衡点依然在50美元以上。

为应对深水油田投资大、成本回收周期长等风险，国际石油公司通常采用勘探开发一体化的工作模式。尽管中国石油公司已经在陆上和浅海积累了丰富的勘探开发一体化经验^[9]，但在深水勘探开发经验不足、深水环境及地下因素复杂多变、单井投资费用高企，以及项目成本回收周期要求等多重压力下，陆上和浅海模式的简单复制显然无法满足深水油田勘探开发的需要^[10-11]。

为此，在坚持勘探开发一体化原则的基础上，进一步提出深水油田地质工程一体化^[12-13]理念，重点围绕油藏评价这一关键环节，对巴西利布拉油田开展地质工程一体化油藏评价实践，探索深水油田效益化油藏评价及决策方法。在实现低油价下利布拉油田效益勘探和经济有效开发的同时，也为中国南海深水油田的勘探开发积累经验，提供借鉴。

1 深水油藏评价的主要挑战 1.1 地下因素

与陆上和浅海油田的勘探相同，在只有探井或预探井的情况下，人们对于深水油藏的认识是十分有限的。而深水油田探井的井距一般要大于陆上及浅海油田，即意味着更大的地质和油藏不确定性，而这些不确定性将直接影响合理开发方案的选择。因此，油藏评价阶段就成为深水油田早期风险移除和管理的关键环节。对于深水油田来说，其油藏评价需要涵盖以下3种尺度^[14]：

(1) 区域尺度上可能存在的潜力资源量；

(2) 油田尺度上可能影响开发方案设计的不确定性，如储量规模、开发层系、生产分区等；

(3) 油藏尺度下影响采收率和工程详细设计的参数，如产能、储层连通性等。

1.2 成本因素

相比陆上和浅海油田，深水油田需面临更为复杂的海洋环境。如近几年勘探热点之一的盐下深层碳酸盐岩油藏，除2000m以上的超深水钻井外，还要克服巨厚盐层钻井过程中可能存在的盐层蠕变和碳酸盐岩储层漏失的风险，该条件下的单井钻井成本已超1亿美元^[15-16]。此外，由于深水测试作业环境的复杂性，常规DST测试费用也较陆上和浅海更加昂贵。因此，成本控制也是深水油藏评价过程中不得不考虑的问题。

1.3 时间因素

对于大多数深水开发项目来说，时间因素对项目效益有着不可忽略的影响。常规深水油田从发现到见产一般需要8~15年^{[14, 17]}，其中勘探、评价、开发方案编制等前期研究阶段的时间占比达60%，见图 1。况且在勘探和评价过程中还可能受合同期限、投资预算、钻机的可用性、承诺工作量等内外部因素影响^[18]，造成项目投产延后等风险，进而影响整个合同期内的产油量和效益。因此，国际石油公司或经营联合体通常在油藏评价阶段即开展开发方案研究，以期缩短见产时间，加快投产，以利于成本的快速回收。

显然，如何制定合理的油藏早期评价策略，处理地下因素、时间成本以及投资成本三者之间的关系，既是深水油田油藏评价面临的重大挑战，也是实现深水油田勘探开发一体化的关键。

2 巴西深水油田地质工程一体化评价方法及实践 2.1 深水油田地质工程一体化评价理念

对于深水油田的油藏评价来说，地质工程一体化仍然以落实地下的不确定性为核心，但从项目经济性出发，需综合考虑钻井、原油处理能力等工程要素，进而开展深水油田开发模式、评价井井位优选、资料录取要求等方面的研究，以解决地下不确定性与评价周期和评价成本之间的矛盾，从而实现深水油田的效益化评价目标。

2.2 油田概况

利布拉油田位于巴西东南部沿海的桑托斯盆地（图 2），含油范围近200km²，水深1800~2200m，属于超深水油田。油藏埋深为海平面以下5500m左右，主力油层为碳酸盐岩储层，上覆1800m~2500m厚的膏盐层，主力储层内发育上下两套油组，上部以微生物礁的叠层石灰岩为主，下部发育生物碎屑滩的贝壳灰岩，储层厚度为250m~480m，净毛比0.7~0.9。中高孔中渗储层，平均孔隙度为13.8%，渗透率平均125mD，储层垂向溶蚀发育程度不同，表现为较强的非均质性。原油性质为轻质低粘原油，原油密度27API°，地下原油粘度0.4cp，气油比较高为400m³/m³，溶解气中CO₂含量高达45%。

2.3 深水油田地质工程一体化评价模式

针对利布拉油田的特点，提出勘探开发“一体双轴”的评价模式。所谓“一体双轴”，是指坚持勘探开发一体化思路为主体，分别以勘探评价和开发评价为驱动轴，实现油藏评价双轴驱动、勘探开发滚动并行的评价模式。其内涵主要表现为“整体部署、分区评价、双轴驱动，同步实施”4个方面。“整体部署”主要是指在区域尺度和油田尺度下，开展勘探评价，以评价油田整体储量规模为目标，部署勘探评价井。“分区评价”则是指将FPSO（浮式生产储油卸油装置）作为独立的生产单元，对深水油田开展合理生产分区研究，并在合理分区的基础上，单独实施分区内的开发评价。“双轴驱动，同步实施”是指同一油田内不同分区间的勘探评价与开发评价，可以同时进行，互不影响，即在钻井资源允许的情况下，下一分区内勘探评价和上一分区内的开发评价可以同时进行（图 3）。

该模式打破了传统油田勘探评价完成储量提交后，再交由开发专业开展油田开发方案研究的评价模式，可以同时实现勘探期内完成1~2个生产分区的开发方案设计，从而大幅提高油田评价效率。

2.4 深水油田评价分区的划分原则及方法

由于深水油田储量规模巨大，而单个FPSO的处理能力相对有限，通常需要多个FPSO共同开发，因此，每个FPSO所覆盖的范围就可以看作独立的生产分区，进而开展分区内的油藏评价及开发方案设计。

为实现深水油田的效益勘探，生产分区的划分须遵循以下原则：

(1) 地质工程一体化原则，深水油田尤其是整装的深水油田断层、流体边界等物理分隔并不明显，单纯依靠地质特征的物理分区难以实现，须从效益开发的角度出发，建立与工程规模和地下储量规模相匹配的生产分区数。

(2) 标准化^[19]设计原则，考虑到FPSO等大型工程设施的建造周期，通常在分区方案设计时须充分考虑模块化和标准化的设计原则，以加速深水工程的采办、招标和建造进程，减少工程交付过程中的延期风险。

结合以上两原则，利布拉油田油藏评价阶段的分区方案设计主要考虑了3个方面的参数：①分区个数，即现有地质储量规模下需要建造或租用的FPSO数量；②分区井数，即某一分区储量规模下对应的开发井数；③分区产量规模，即与分区储量规模和现有市场、技术条件相匹配的FPSO原油日处理能力。

其具体工作流程为：

(1) 按照标准化原则，假设各分区FPSO的原油日处理能力相同的条件下，制定不同井距下的分区井数与分区数量参数对应表，并保持每个生产分区内的井数大致相同（表 1）。

(2) 根据现有市场条件，假定某一FPSO原油处理规模，计算上述分区方案的项目净现值，初选出净现值大于零的n个方案作为备选方案。以15×10⁴bbl/d的原油处理能力为例，由图 4可以看出，5个生产分区的项目净现值最差，3个和4个生产分区方案中，项目净现值随井数的减小而增大，2个生产分区的方案处于经济的临界值。因此，从项目净现值考虑，4个分区13口井、3个分区17口井和19口井方案在15×10⁴bbl/d原油处理规模下的净现值为正，将作为进一步优化的备选方案。

(3) 在步骤(2)的基础上，进一步分析不同FPSO原油处理能力下的项目净现值变化，如图 5所示。在15×10⁴bbl/d规模下筛选的3个分区方案基础上，进一步将FPSO的处理规模扩大至18×10⁴bbl/d和缩小至12×10⁴bbl/d。可以发现，项目净现值随原油处理规模的增大而增大，即18×10⁴bbl/d大于15×10⁴bbl/d大于12×10⁴bbl/d；而在18×10⁴bbl/d规模下，3分区17口井方案净现值大于3分区19口方案大于4分区13口井方案。虽然随着FPSO规模的继续增大将有利于项目的经济性，但综合考虑了现有的市场条件以及建造工期的可控性，将3个生产分区、每个分区17口开发井、日产油能力18×10⁴bbl/d的方案作为最终的生产分区方案，并以此作为分区评价的基础。

2.5 深水油田评价井定量化决策方法

针对深水钻井、测试等资料录取成本高的问题，提出了一种定量化的评价井选井方法——信息价值方法^[19-24]。其方法核心是利用地质工程一体化的理念，将通过资料录取获得的地质认识变化和与之对应的油藏方案、射孔方案或者工程方案的变化联系起来，通过对比无信息与有信息时两种情景下开发方案期望净现值的变化，计算所获取信息的价值，再与钻井成本进行比较，作为评价井选井和钻井优先级依据。

以利布拉油田为例，计划通过钻探一口开发评价井落实某一无井控制区的地质储量。基于已有资料，地质学家预测该区域可能存在高、中、低3种地质储量规模，并给出高、中、低3种储量的地质概率分别为30%、40%和30%。根据上述3种地质储量规模，油藏和工程的专业人员分别给出A、B、C3种可能的开发方案，如下：

(1) 开发方案A：FPSO规模18×10⁴bbl/d，每个生产分区开发井数为19口井；

(2) 开发方案B：FPSO规模15×10⁴bbl/d，每个生产分区开发井数为17口井；

(3) 开发方案C：FPSO规模12×10⁴bbl/d，每个生产分区开发井数为15口井。

计算得到A、B、C3种开发方案在3种地质储量下的项目净现值，见表 2。

若不钻探该评价井，则建立无新增信息时的决策树（图 6），根据最大收益期望值原则，开发方案A的期望值最高为263.3百万美元，因此，在无新增评价井的情况下，将推荐开发方案A作为最终的开发方案，且项目期望值为263.3百万美元。

其计算公式如下：

$ EM{V_{{\rm{no}}\;\inf }} = \max \sum\limits_{x = A}^{\rm{C}} {\left[{\sum\limits_{j = 1}^n {\Delta {V_{xj}} \cdot P\left( {{B_j}} \right)} } \right]} $

式中EMV_{no inf}——无信息时的最大期望值；

x——开发方案A、B、C；

B_j——现有信息下可能出现的地质储量规模；

P(B_j)——B_j储量规模的基础概率；

ΔV_xj——x开发方案在B_j地质储量规模下的项目净现值。

假如钻该评价井，则地质学家预测：①基于高储量假设，评价井钻后证实高地质储量的可能性为80%，则证实中和低储量的可能性可简化认为各占10%；②基于中储量假设，评价井钻后证实中地质储量的可能性为60%，则证实高和低储量的可能性简化认为各占20%；③基于低储量假设，评价井钻后证实低地质储量的可能性为30%，则证实高和中储量的可能性可简化认为各占35%。

根据贝叶斯公式和全概率公式：

$ P\left( {{B_j}/{A_i}} \right) = \frac{{P\left( {{B_j}} \right) \cdot P\left( {{A_i}/{B_j}} \right)}}{{P\left( {{A_i}} \right)}} $

(1)

$ P\left( {{A_i}} \right) = \sum\limits_{j = 1}^n {P\left( {{B_j}} \right) \cdot P\left( {{A_i}/{B_j}} \right)} $

(2)

式中A_i——评价井钻后证实的地质储量规模；

P(A_i/B_j)——基于B_j储量假设，预测评价井钻后证实地质储量A_i的概率；

P(A_i)——地质储量A_i发生的全概率；

P(B_j/A_i)——若地质储量A_i为真，对B_j储量规模的修正概率。

计算并预测得到钻后高、中、低地质储量的修正概率，如表 3。

建立有信息时的开发方案优选决策树（图 7），相比无信息时，通过评价井获取必要的地质信息后，可以根据实际钻遇的地质规模来选择期最佳的开发方案，从而获得最大的项目期望值。如图 7所示，当钻后证实符合高和中地质储量预期时，开发方案B的期望值最高分别为267.5百万美元和267.4百万美元；若钻后证实与低地质储量规模相符，则可以选择期望值更高的开发方案A，为251.8百万美元；进而得到有信息时，3种预期条件下的综合的期望值EMV_inf：

$ \begin{array}{l} EM{V_{\inf }} = 267.5 \times 0.425 + 267.4 \times 0.375 + 251.8 \times 0.2\\ \;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\; = 264.3\left( {百万美元} \right) \end{array} $

根据信息价值VOI定义，计算有信息时的综合期望值与无信息时的最大期望值之差：

VOI=EMV_inf-EMV_{no inf}=264.3-263.3=1(百万美元)

比较该信息价值与深水油田的钻井费用，若该井钻后的信息价值小于其钻井成本，则建议取消该井的评价计划；若信息价值大于钻井成本，则可以继续实施评价计划。

从2014年至2016年，利布拉油田利用该方法共完成8口开发评价井的井位优化，成功实施钻探6口评价井，取消或延后钻探评价井2口。实践证明，通过这种定量化的决策方法，可以有效缩短评价周期、节省评价支出。

2.6 盐下钻完井配套技术在油藏评价中的应用

针对巴西盐下碳酸盐岩钻井过程中遇到的巨厚盐层蠕动危害、石灰岩储层漏失严重、建井周期长等复杂情况，开展了盐下钻完井技术的优化研究，在提高钻井效率、保证钻井安全的同时，降低了钻井成本，缩短了评价周期。目前，已在桑托斯盆地的盐下钻井中取得良好效果的钻完井配套技术包括：

(1) 无隔水管井段钻井液钻进技术^[25]，即在无隔水管井段采用加重钻井液代替海水，提高浅层井段的机械钻速，同时可提高井壁稳定性，增加套管下深。应用该技术可将部分井的井身结构由五开优化至四开，节约工期约13天。

(2) 合成基钻井液，应对膏盐层钻井风险，利布拉油田在盐层及以下地层采用合成基钻井液，钻井液密度为1.138~1.354g/cm³，有效抑制了盐岩的溶解，并有利于在深水低温条件下实现钻井液的恒流变，降低盐层的卡钻、井筒缩径、套管挤毁等风险。

(3) 控压钻井技术^[26]，采用压力泥浆帽钻井工艺，即通过在环空间断性地注入低密度钻井液，同时与经钻杆泵入的海水及地层岩屑一起挤入目的层的裂隙中，通过环空低密度泥浆帽液柱及地面附加的环空背压保持井底压力稳定，从而有效控制窄压力窗口下的操作风险。

(4) 双井架作业，主井架完成钻井过程中的主要作业，辅井架承担组合、拆卸钻具、下BOP及隔水管以及泥线以上部分的起下钻、组合、下套管等。与单井架作业相比，可节约总作业时间25%~27%。

通过上述钻井技术的应用，利布拉油田的钻井效率持续增加，评价井非作业时间占比持续降低，由K-1井的33%左右，下降至K-5井最低5%，后续评价井的非作业时间占比基本维持在10%左右（图 8），钻井费用从1.7亿美元左右降至1亿美元上下，钻井成本显著降低。

3 结论与认识

地质工程一体化理念在巴西利布拉油田的应用，证明了地质工程一体化作业模式在深水油田以及油藏评价阶段的适应性，从而扩大了地质工程一体化的应用领域。

(1) 利用深水油田分区开发的特点，建立以分区评价为核心的“一体双轴”评价模式，将有利地推动深水油田的勘探开发一体化进程，缩短评价周期，进而实现以时间换效益的目标。

(2) 以信息价值为代表的深水油田评价井决策方法为油藏评价提供了定量化的解决方案，为实现深水油田的效益评价和科学决策奠定了基础。

(3) 无隔水管井段钻井液钻进技术、控压钻井技术等钻完井配套技术的应用，大幅提高了巴西盐下深水油田的钻井效率，为后续开发井的大规模开钻积累了必要的学习曲线，对于降低深水油田的开发成本具有重要意义。

(4) 巴西深水油田油藏评价方法的成功实践，是低油价下深水油田提质增效过程中的宝贵经验，将为中国南海深水油田的勘探开发提供必要的借鉴。