巴西深水油气资源特别丰富，深水盆地的油气田储量规模大。此外，巴西勘探开发技术居国际领先地位，具有丰富的深海油气勘探开发经验。本文总结了巴西深水盆地的油气的勘探潜力，详细分析了巴西深海油气勘探开发的降本增效措施，深刻剖析了巴西深水勘探开发的成功经验，对促进中国石油公司开展国内外深水油气勘探项目的运作具有重要的参考价值和借鉴意义。

　　一、概况

　　2013～2018年全球十大油气发现中70％以上位于深海区(水深>300m)。全球深水油气勘探的热点区主要分布在巴西、美国的墨西哥湾、西非安哥拉和尼日利亚以及挪威和澳大利亚海域，其中巴西东部被动大陆边缘和北美墨西哥湾以及西非几内亚湾一起被称为深水油气勘探的金三角，这三大深海热点区的油气可采资源量占全球深海油气可采资源总量的40％～50％。

　　其中，巴西深水油气资源特别丰富，深水盆地的油气田储量规模大，有15个油田的储量规模跻身全球深海油田储量排名前20位，其可采储量遥遥领先于世界其他海域。此外，巴西勘探开发技术居国际领先地位，其成功的做法对我国具有很大的借鉴意义。

　　二、巴西深海油气勘探潜力与发展现状

　　巴西具有丰富的深海油气资源，其国有石油区面积为12.38×104km2，其中60%在水深大于500m的深海区，深水油气发现主要集中在Santos(桑托斯)、Campos(坎波斯)和EspiritoSanto(圣埃斯皮里托)三个盆地(合称为大坎波斯盆地)(见图1)，该三大盆地贡献了巴西深水油气总发现量的九成以上。

　　图1：巴西东部海域深水大油气田分布

　　在巴西深海区，最有利区带为Santos盆地的圣保罗高地(见图2)，裂陷期的湖相碳酸盐岩是主力产层，发育于古构造高地上的碳酸盐岩储集物性良好，是有利的勘探目标区。截至2019年4月，Santos盆地内共发现油气田67个，其中可采储量大于0.8×108m3油当量的大型油气田有11个，有7个分布于圣保罗高地，2个分布于北部坳陷区，2个分布于陆坡区。

　　图2：巴西Santos深海盆地油气田分布有利位置

　　巴西深海盆地第二有利区带是坎波斯盆地中部低凸带(见图3)，水深300～2000m，上白垩统和古近系浊积岩层是主要的含油气层系。该构造带发育大量的盐窗，盐下生成的油气能够通过盐窗运移到盐上聚集，同时该构造带又是盐上浊积砂的卸载区，储层条件好。

　　图3：巴西Campos盆地地质构造剖面图

　　三、巴西深海油气勘探成功的几个标志

　　1、深海油气储量发现情况

　　在2012年至2018年的世界油气资源的新发现中，巴西深水占32%，遥遥领先于世界其他海域。全球近五年油气储量增长中，巴西贡献了的1/3。截至2019年4月，巴西深海油气可采储量为929.01×108bbl，其中：盐下深海油气2P可采储量为514.42×108bbl油当量(油406.01×108bbl，气97.02×108bbl油当量)。

　　桑托斯盆地盐下深海可采储量440.76 ×108bbl，占盐下深海总储量的85.68%；

　　坎波斯盆地盐下深海可采储量72.53×108bbl，占盐下深海总储量的14.1%；

　　圣埃斯皮里托盆地盐下深海可采储量1.13×108bbl，仅占盐下深海油气总储量的0.22%(见图4)。

　　目前，巴西在深海领域共发现115个油气田，其中储量规模跻身全球深海油田前20位的有15个之多。

　　图4：巴西重点深水盆地油气田储量规模分布

　　2、深海油气产量呈增长趋势

　　截至2018年年底，巴西累计产油气17 ×108bbl，石油年产量为9.19×108bbl，天然气年产量378.9×108m3。

　　其中海上原油、天然气年产量分别为8.64 ×108bbl和 291.9 × 108m3，分别占巴西当年原油、天然气年总产量的94.05%和77.04%。

　　深海盐下油气产量分别为3.73×108bbl和144.59× 108m3，分别占海洋油、气总产量的43.17%和49.53%，已成为巴西油气产量新的增长点。

　　3、作业钻机数

　　从Santos盆地深海钻井投入作业钻机数的变化情况可以看出，2000~2009年间，作业钻机数达到高峰。但是在2010~2019年间，由于国际油价下跌，导致巴西深海油气投资压缩，作业钻机数有所减少。2019年5月左右，低油价对巴西深海油气勘探活动的影响开始扭转，目前作业钻机数量开始呈现恢复增长的趋势。

　　图5：巴西Santos盆地深海钻井历史

　　4、深海油气勘探开发成本与降本增效措施

　　深海区钻井与完井成本。在2010年，平均建成一口海上盐下层油井需要240d，2018年仅需46d左右。2014~2018年间，由于油田服务成本和原材料价格的下降，使得占资本开支近一半的深海油气钻完井成本降低了60%。

　　巴西Santos盆地深海区油气勘探开发成本。2015年初Libra油田启动了降本增效行动计划，巴西石油公司和四家国际合作伙伴探寻了100多种方法来降低Libra油田的收支平衡价格，通过盈亏平衡模式法降低成本，将其从50美元/bbl降至35美元/bbl。据IHS资料，2019年巴西新建成深海油气开发项目中，单桶原油完全成本平均为39美元/bbl，较2014年60美元/bbl的平均水平大幅下降35%。使得壳牌在巴西深海盐下油气项目中能够以低于40美元的单桶完全成本投入开采。

　　低油价下深海油气勘探开发降本增效措施：

　　（1）加强选区评价，选择地质资源条件好的盆地和地区。近年，巴西深海油气开发活动主要集中在Santos盆地，主要原因是Santos盆地的深海油气地质条件较为优越，资源丰富。

　　（2）加强深海油气区块的分级评价，低油价时聚焦最好的甜点区。巴西深海油气开发公司采取对策是对深海油区进行资源分级，一般对深海油气区块分5级。最好的第一级区块平衡油价最低至32美元/bbl左右，最差的第五级区块平衡油价高达75~84美元/bbl，在低油价下勘探开发活动主要集中最好的一级区块。

　　（3）加强技术进步和工艺提升，提高作业效率，降低作业成本。例如，提高地震资料质量，降低勘探开发风险；合理减少钻头和泥浆等钻井作业耗材的使用，提升了钻井效率；增加地下作业量等措施优化油藏波及面积，减少开发钻井数量；开发项目设计标准化，并采用模块化概念，使生产设备的占地面积更小，也更加灵活。

　　（4）近期巴西深海油气成本情况。根据EIA上游深海油气投资成本指数(USICI)，深海油气的单位成本比五年前下降了50%。巴西国家石油公司和壳牌能以35~40美元的单桶完全成本开采Lula油田等超深水盐下油气资源。埃克森美孚公司参与巴西油气深海开发的单桶完全成本也在40美元以下。巴西深海油气盐下开采技术难度大、单井成本高，但由于单井产量高，桶油成本是全球深海作业区中最低的，2018年盈亏平衡点在40美元/bbl左右。

　　四、结论与启示

　　巴西深水油气资源特别丰富，深水盆地的油气田储量规模大。此外，巴西勘探开发技术居国际领先地位，具有丰富的深海油气勘探开发经验。巴西深海油气勘探开发的成功是多种因素的驱动，各种驱动因素发挥不同的作用。丰富的资源是巴西深海油气勘探开发成功的基础，技术进步是驱动巴西深海油气勘探开发成功的关键，这些成功的经验值得各国油公司借鉴。