全球最大超深水油田，如何开发部署？

日期：2023-04-10 来源：石油圈

国际石油网

2023

04/10

09:37

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关键词：油田开发石油勘探石油开发

1500米，通常被国际上定义为深水与超深水的分界线。

2021年我国自营勘探开发的首个1500米超深水大气田“深海一号”正式投产，标志着中国海洋石油勘探开发能力全面进入“超深水时代”。而迄今为止，全球最大的超深水油田，是国际上公认的Buzios油田，位于巴西里约热内卢海岸，水深超过2000米。

该油田的开发方案采取的策略是在加速开采与现金流优化之间寻求平衡，以最大限度地提高收购该区块的巨额投资的回报率，以及提高同时开发数个新油田项目的风险管理。为了减少储层的不确定性，开发商制定并实施了全面的数据采集计划，其中包括：（a）地震采集；（b）几口探井与评价井的钻井、测井和测试作业；（c）沿储层进行大量的岩石与流体数据采样；（d）实施一次延长试井以及三套早期生产系统。

此外，FPSO的基本设计都是灵活可变，以覆盖权益转让（ToR）范围内尚存的不确定因素，进而允许开采多达3150亿桶油当量（boe）。这导致项目规划期间出现了数个需要解决的技术挑战。我们相信，这些创新解决方案增强了现有技术，并为海上油气行业提供了宝贵遗产。

最后，截至目前，随着Buzios油田1、2、3、4项目逐步增产，为该战略的成功实施提供了依据，并助力推动了在ToR合同范围内部署第五艘FPSO的决定。该资产的强劲业绩促使巴西国油收购了90%的剩余权益转让（ToR+），中海油巴西分公司与中石油海外勘探巴西分公司分别收购5%，为第二波油田开发铺平了道路，包括额外部署多达7艘FPSO。

01. 油田简介

Buzios油田位于Santos盆地的中间部分，如下图所示，位于圣保罗市与里约热内卢市的南面，距离里约热内卢市海岸约180公里，位于海面以下1700米至2100米的超深水区。

图1 Buzios油田位置

该油田具有巨大的篱笆圈范围，约850平方公里，其中550平方公里的储层在油水界面之上。储层面积约为10.5个美国墨西哥湾标准海上区块。

该油田的历史始于2010年9月，当时巴西国家石油公司（PETROBRAS）以425亿美元的价格从巴西政府那里获得了6个勘探区块多达50亿桶油的勘探与开采权，这些区块都位于Santos盆地的盐下地层。收购的最大区块为Franco，目前预计储量达到31.5亿桶油当量，合同价值为276亿美元。

该合同名为ToR，期限为40年，勘探阶段最长为4年。最初，Franco区块的勘探前景具有很高的不确定性，主要是由于现有数据太少，这些数据来自于老旧的二维地震以及钻探探井2-ANP-1-RJS所获得的信息。该勘探方案至少需要：（a）钻两口探井，（b）实施延长试井（EWT），以及（c）获取三维叠前深度偏移（PSDM）地震数据。在勘探阶段发现了一个大的储层延伸，因此决定再钻三口探井与三口评价井。

2013年12月，在完成勘探作业后，巴西国家石油公司发布了Franco区块的商业性声明，并命名为Buzios油田。据估计，它的可采量是合同量的两倍多，其原油储量使Buzios油田一跃成为迄今为止全球最大的深水与超深水油田。

2019年10月，巴西政府拍卖了其剩余储量，即ToR+。巴西国家石油公司（90%）与中国海油巴西分公司（5%）和中国石油海外勘探巴西分公司（5%）合作，以大约175亿美元的价格中标。

02. ToR开发方案（1期）

最初，合同中权益转让(31亿桶油当量)的开发计划是实施6套生产系统，每套系统的产能为15万桶/天。后来由于：

1. 生产测试证实，产层很厚（约400米）且产量很高；

2. 在沿储层采集的样本中，发现储层流体的均质性；

3. 在实施的前三套生产系统中，发现良好的渗透性。

最终的开发方案包括五套15万桶/天的生产系统，分别为已投产的Buzios1、Buzios2、Buzios3、Buzios4以及预计将于2022年投产的Buzios5，如下图所示。

图2 Buzios项目篱笆圈范围内的区块位置

Buzios 1、2、3、4项目设计了68口井，为36口生产井与32口水气交替（WAG）注入井。预计在项目实施的第一阶段有40口井，第二阶段有多达28口井，这取决于对第一阶段生产与注入流体的储层反应的评估。因此，在不影响未来资产优化的情况下，可确保四个项目在最终投资决策时的稳健性，减少同时实施四个区块的财务风险。

卫星生产井利用6英寸或8英寸的柔性管道与FPSO相连，以实现高流速。海底布局的设计初衷是为了在各区块之间保持足够的间隙，以便于未来项目的安装。

为Buzios 1、2、3、4区块建造的四艘FPSO分别被命名为P-74、P-75、P-76与P-77。

图3 展示了典型的Buzios1至4项目

1、储层

Buzios储层位于海平面以下5000米至6000米之间，以碳酸盐生物沉积物为特征。图4显示了Buzios储层在油水界面以上三维视图。储层压力接近650bar，温度在90至120摄氏度之间，Buzios原油具有良好的品质，密度在26°至28°API之间，气油比约为250立方米/立方米，初始二氧化碳含量约为23%，根据该油田不同位置采集的诸多样品显示，流体成分变化很小。硫化氢含量最高为160百万分体积比，在油藏不同位置存在较大的变化性。

图4 Buzios储层在油水界面以上三维视图

2、井

Buzios油田的井均采用特殊冶金材料制成的套管，以承受污染物与高达120摄氏度的高温储层。根据盐层的深度与厚度，这些油井分为4或5个井段（图5），并在所有3个储层都安装了智能完井工具，因此可以单独选择生产层位与注入层位。该特点与WAG注入设计相结合，可以更好地管理储层，避免生产井过早见水与见气的风险，并通过水和气体的交替注入，提高采油效率。

图5 Buzios井的典型井身结构（4或5个井段）

3、水下系统

这些生产井通过6英寸或8英寸柔性管与FPSO连接，并采用了懒波型隔水管。大多数生产井也通过4英寸柔性管进行回接，并采用了自由悬链型隔水管。

这些注入井要么是卫星井，要么是通过海底注水、注气管汇与FPSO相连。注气管是6英寸柔性管，采用懒波型隔水管。注水管是6英寸或8英寸柔性管，采用自由悬链型隔水管。

天然气通过9.13英寸的柔性管输出，采用懒波型隔水管，与Santos盐下油田的输气干线相连，称为线路2与线路3。

由于Buzios油田的温度与污染物比巴西国家石油公司的其他盐下油田要高，所以进行了大量的研究与测试，以评估海底设施（采油树、管汇和柔性管）能否适用于这些污染物与温度。一般来说，每个Buzios海底项目/区块由17口井、约190公里的柔性管、100公里的脐带缆、2个WAG管汇与1个紧急关闭阀（ESDV）气体出口组成。

图6 显示了Buzios油田的5个生产区块与2条天然气输出干线：线路2(绿色)和线路3(红色)。

4、浮式生产储油装置

Buzios油田签约的前四艘FPSO已经建造完毕，目前正在满负荷生产。它们都是自有装置，具有类似的标准化设计，分别隶属于Buzios 1、2、3、4项目/区块。P-74于2018年4月投入使用；2018年11月P-75投入使用；2019年2月P-76投入使用；2019年3月P-77投入使用。其主要特点如下:

1、船体：改装的巨型油轮；

2、存储容量：140万桶；

3、作业水深：2200米；

4、锚地：系泊可延伸至2200米；

5、原油加工能力：15万桶/日；

6、气体处理与压缩能力：600万标准立方米/日；

7、注水能力：3.18万立方米/日；

8、住宿：158人；

9、二氧化碳分离与注入：体积比为8%至60%；

10、脱硫能力：170百万分体积比。

这些FPSO的设计足够灵活，能够应对与原油污染和海底布局相关的不确定性。除硫化氢含量外，储层内流体呈均质性。这就是为什么该处理装置与巴西国家石油公司的其他盐下装置类似，只是增加了一个模块，通过固定床反应器的化学反应从气体中去除硫化氢。巴西国家石油公司首次在海上钻井平台上采用了这种技术，必须在作业阶段就完成对失效层的更换。

图7 显示了Buzios FPSO处理装置的示意图。

图8 展示了Buzios FPSO模块的布局

第五艘租赁的FPSO名为Almirante Barroso，计划于2022年开始生产，拥有15万桶/天的原油处理能力，600万标准立方米/天的气体处理与压缩能力，140万桶的最低原油存储能力，22300立方米/天的注入能力。

5、温室气体减排方案

根据巴西国家石油公司的低碳战略，Buzios 1至5项目均采用了低碳技术与概念，以减少作业期间的温室气体排放。所有五艘FPSO均配备有设备，以处理、捕集与再注入伴生气中的所有二氧化碳。这种作业模式，除了避免排放二氧化碳之外，还能通过提高原油采收率，获得更多产量。应用于四艘现有FPSO上的另一项低碳技术是燃烧气体回收系统。该系统每天可回收多达5万立方米的天然气，从而减少燃烧的天然气总量。

6、主要挑战

收购区块的巨额资本支出促使采用了激进的勘探开发计划，以最大限度地提高投资回报率。Buzios 1、2、3、4这四个项目几乎同时获得批准并实施，以提高投资回报率 (ROI)。由于这一战略，项目/区块团队面临的挑战是避免同时作业（SIMOPS），以保持所有关键资源（钻机、PLSV、AHTS等）的高服务水平。

开发新油藏必然存在不确定性，同时开展四个勘探开发大型项目也存在风险，巴西国家石油公司通过一项策略解决了上述问题，不仅对油田更加了解，而且还能尝试避免潜在的剩余风险。

下面，我们列出以下为控制风险而制定的主要策略要求:

1、执行油田综合排驱方案；

2、需要安装生产系统的每个区块至少钻两口评价井；

3、利用监测井进行一次延长试井作业与三套早期生产系统，以优化油藏动态的建模；

4、编制油井、水下系统与FPSO的基本设计，以应对流体成分、二氧化碳/硫化氢污染物、井位和井流量的变化；

5、水下系统采用柔性管，允许对井口位置进行后期调整；

6、为油井配备智能完井技术，以控制每个油藏的产油层位，从而能够在油田全生命周期内限制杂质含量与气油比的增长；

7、为注水井的水气交替注入（WAG）方法做准备，以确保高采收率；

8、分两个阶段规划建井、水下设备、脐带缆、隔水管与管线(SURF)的安装时间表。第二阶段的安装取决于第一阶段实施后的油藏动态。

此外，该策略寻求最大限度地利用已经应用于其他盐下油田的巴西国家石油公司的设备标准，以减少设备、材料与服务新资质相关的成本和风险。

尽管如此，Buzios项目/区块仍需要创新的解决方案，以克服超深水中极具挑战性的情况。除了需要钻穿2100米的盐层与钻至高达6000米的井深这两项挑战之外，开发Buzios油田还必须处理相当复杂的储层流体（高气油比，二氧化碳含量为23%，硫化氢高达160ppmv）和高非均质性的岩石，以及裂缝、断层、溶洞与岩溶。

这些挑战促使巴西国家石油公司与服务公司团队合作，突破当前的行业限制，研发出创新的解决方案，采用关键新技术来实现安全、经济的油田开发。

7、主要成就

1、首次在超深水项目中广泛应用配备监控系统的8英寸柔性生产管线

Buzios项目在超深水项目中部署了第一批8英寸柔性生产隔水管与管线，与之前最大的6英寸生产管线相比，每口井的最大产量增加了40%，且产能上升速度更快，打破了巴西国家石油公司在这些方面的记录。这些柔性管由不同的供应商制造，安装在Buzios油田的四个生产项目/区块中。为了提供更好的柔性管的完整性管理，采用了几种不同的监测系统，包括CAS (受控环空系统)，该系统可用于8英寸柔性管。这是CAS系统首次应用于超深水项目中,在降低检测成，方面展现出了极大的潜力。然而，在该管线中出现了过早的环空水淹后，巴西国家石油公司决定在环空水淹原因调查结束之前不再继续使用该系统。巴西国家石油公司与该管道供应商正在共同努力解决水淹问题，重新评估其未来的用途。

2、首次实现水与气同时注入的管汇

采用交替注水与注气的方式来提高该油田的采收率。为了优化该油田的作业与采收率，首次安装并应用了可同时从FPSO接收水与气的WAG注入管汇，还可同时将水或气分配给指定的油井。多学科团队对同时注入进行了大量分析，旨在使该作业成为可能，并降低水合物堵塞的风险。该技术可在每个区块的多口油井中进行WAG注入，无需铺设约100km的隔水管与管线，从而显著节省了资本支出，并且没有额外的油藏管理风险。

3、首次优化超深水FPSO的20个鱼雷锚系泊系统

为了应对Buzios油田有限区域内的大量原油，巴西国家石油公司必须优化系泊系统，以便安装更多的平台。正如Cabral等人（2021）所述，这是通过有史以来最大的鱼雷锚、T-120生铁压舱物(PIB)、多学科集成以及用于系泊系统设计的技术分析工具(DynaSim)的不断发展，来实现的。取得的主要项目效益有：

1）系泊半径减少约30%（水深与导缆器鱼雷锚距离之间的比例为1:1）；

2）系泊缆组之间拥有更大的前后角间隙；

3）优化海底布局，缩短出油管线，确保更好的流动，进而降低资本支出；

4）系泊缆数量减少，从通常的24根鱼雷锚系泊缆减少至20根系泊缆（除了Búzios 4，由于特定条件，其有21根系泊缆）。

4、开发出新型隔水管系统

提前与供应商接洽，颠覆了传统的懒波型隔水管。正如Gasparetto等人（2021）所述，这套新系统的隔水管长度更短，FPSO与油井之间的距离更短，需要安装的浮力块数量更少，从而显著降低了成本，优化了安装作业：

1）减少了5955 km的柔性管与脐带缆：

2）减少了3000个浮力块。

5、深水区最大的三维海底节点勘探

Buzios油田节点地震勘探面积达2739平方公里，覆盖面积达1621平方公里。共有6650个节点位置，间距为500米，共放炮1100次。该勘探作业从2018年10月开始，持续了一年，计划还需420天完成最终的地震数据处理，中期还需提供快速处理后的数据以及用于质量控制与评估的数据。第一阶段的成果很有希望。地下成像的改善是显而易见的，噪声抑制也是有效的。毫无疑问，数据节点的成像将更出色，可以生成更充分、更可靠的地震属性，包括新的方位角变化分析，大幅提高了储层描述所需的数据质量水平。而且，作为未来采集4D地震数据的基础勘探，在项目实施与生产管理方面具有为油田增加价值的巨大潜力。

6、首次密集使用智能完井技术解决失返性漏失问题

利用在失返性漏失情况下完成建井作业的经验，研发出一种井身结构，以便在一个或多个层位内实现更高的完井灵活性。这确保了对每个层位进行远程监控。该概念实现了标准化的油井设计，无需考虑预期井段数量，完全符合项目的不确定性。此外，这种新设计降低了建井风险与成本，包括避免在失返性漏失情况下完全失去井筒的风险。这种井身结构在Buzios油田得到了广泛应用，并吸取了第一个盐下油田的开发经验。与Santos盆地盐下项目使用的首个智能完井设计相比，这种井身结构可实现层间隔离，即使在严重漏失的情况下，也能够安装智能完井工具。它提高了从施工到大型修井作业的安全性与效率。

7、可预测的气液比虚拟测量，以支持预期的油藏管理措施

为了确定Buzios油田不同油井的生产测试气液比（GLR）的变化，采用了一种基于生产系统温度差异的方法。Buzios油田流体的高GLR与产出气体的二氧化碳含量有关，由于气体膨胀(焦耳-汤姆逊效应)，导致温度下降。因此，对于相同的压差，GLR越大或二氧化碳含量越高，则温度差异越大。通过对温度差异的连续监测，可以判断GLR的变化，从而实现最佳的油藏管理，并优化Buzios油田的开发作业。

03. ToR+ 开发方案（2期）

2019年11月，巴西国家石油公司与中国海油巴西分公司、中国石油海外勘探巴西分公司共同进行ToR+投标。为了获得整个油田的开采权，对整个Buzios开发计划进行了修订，增加了多达7艘新的FPSO，以最大限度地提高油田的采收率和经济价值。在该修订计划中，预计将Buzios油田的产量提高3倍，从75万桶/天增加到200万桶/天以上。此外，预计油井总数将增加3.5倍。图9显示了新的Buzios开发计划，以开采Tor与Tor+区域。