0 引言

自2014年6月以来，国际油价一路下跌，自最高110美元/桶降至最低50美元/桶以下；在此背景下，中国石油公司在高油价时获取的海外区块如何进行经济、高效的勘探与开发面临极大的挑战。目前已有的圈闭风险评价与井位优选方法中更多的是注重圈闭“生、储、盖、圈、运、保”等基础石油地质要素评价^[1-10]，评价中更注重的是圈闭的“规模性”(即勘探圈闭能发现多少油气储量)，而不重视或不进行圈闭勘探的“经济性”评价^[5-6]；这显然不能满足目前低油价背景下石油公司从“要规模”到“要效益”的经营策略改变，同时这种传统的重“规模”轻“效益”的圈闭评价方法也不满足市场经济条件下石油公司作为一个企业需要“盈利”的基本要求。因此，亟需在圈闭勘探评价中引入“经济性”评价，改变以往以“圈闭资源规模”作为钻探优选排序的根据^[1-5]，变为以“圈闭经济性”作为钻探优选排序的依据，这样得到的圈闭优选排序结果才是符合石油公司经济利益的结果，才是石油公司真正需要的“优选结果”。

南美洲厄瓜多尔“安第斯项目”是中国石油公司在美洲地区获取的经济效益最好的区块之一，该区块位于南美奥连特(Oriente)盆地东部斜坡带上，该盆地是南美典型的次安第斯山前陆盆地，油气富集程度高、勘探程度高^[11-14]。盆地东部斜坡带构造背景平缓，主要发育低幅度构造型和低幅度构造-岩性型圈闭，圈闭构造幅度通常为3~12 m，具有“数量多、幅度小、面积小、距离近、资源量小”等特点^[14-20]。此外，区块位于亚马逊热带雨林内，国家非常重视热带雨林的保护，一方面对破坏雨林的井场建设审批极为严格，另一方面要求石油公司在合同到期后对热带雨林地表进行“复原”。基于此，石油公司通常采用丛式平台进行钻井^[5]。针对这一特殊的勘探开发方式，作者根据实际工作经验曾撰文“丛式平台控制圈闭群勘探评价方法--以厄瓜多尔奥连特盆地X区块为例”^[5]，创新地提出以“丛式平台控制圈闭群为评价单元”的评价方法^[1-4]，很好地解决了“丛式平台”钻井条件下开展圈闭综合评价和井位优选的问题。但在实际应用中，发现该方法还存在以下几个问题需要解决：1)该方法仅考虑单一目的层圈闭，事实上勘探区块通常存在多套目的层，出于经济性考虑通常1口探井需要钻穿多套目的层系，因此进行圈闭评价时需要一体化考量多套目的层；2)该方法中没有考虑经济因素，虽然很多圈闭具备一定的资源量，但在当前低油价背景下，钻探该圈闭并不具有经济价值，因此在进行平台优选排序时应首先将此类圈闭剔除；3)该方法得到的平台和圈闭优选排序结果是从勘探角度得到的结果，是圈闭资源量的最优排序，并不一定是经济上的最优排序。针对以上问题，本文对“丛式平台控制圈闭群评价方法”进行了改进，改进后的方法除了能解决一个地区存在多套目的层的优选评价问题，更重要的是引入“经济性”评价，使得评价结果更符合公司实际经营需要。该方法适用于南美其他前陆盆地斜坡带勘探。

1 斜坡带圈闭勘探评价新方法 1.1 圈闭地质风险评估与风险评估后圈闭资源量计算

首先根据地震资料构造解释绘制主力目的层构造图，结合地震反演储层预测结果进行“低幅度构造”和“低幅度构造-岩性”圈闭的识别与描述，统计圈闭基础要素表，包括圈闭位置、类型、面积、闭合幅度等；随后统计邻区已钻井岩心分析数据，统计区域内某一目的层物性参数的值域范围及平均值，包括孔隙度、含油饱和度以及体积系数，有了这些基础参数后，采用蒙特卡洛法计算圈闭资源量。

其次，根据区域油气成藏地质条件分析，给出每一个圈闭的风险系数，进而获得风险评价后的圈闭资源量(具体详细的评价过程及圈闭可靠性评价文献[1-5]已经很详细地介绍了，本文不再赘述)。

1.2 丛式钻井平台及圈闭优选 1.2.1 圈闭统一编号

将目标区内多套目的层内识别出的圈闭统一投影到同一个平面上，对主体重合的圈闭统一命名为“圈闭n”(n为正整数，如“圈闭4”，纵向不同层位的圈闭编为4-a、4-b、4-c……等，其中a，b，c等为具体的目的层名)。这样纵向重合的多套目的层圈闭就可视为一个圈闭，在进行圈闭经济性评价时这几个圈闭只记1口钻井费用；然后再对区块其他圈闭进行顺序编号。

1.2.2 圈闭经济性评价内涵

圈闭经济性评价是进行勘探决策的基础^[6]，包括2个方面：一方面为圈闭成功勘探后能够带来的“经济收入”；另一方面为勘探和开发该圈闭内油气资源所需要的“投资”，包括后期地表复原等环保费用。

对海外项目来说，“经济收入”与合同模式和国际油价有关。简单举例：如果合同模式为“服务合同”，单桶原油开采服务费确定，那么圈闭的经济收入为“圈闭技术可采资源量”与“单桶原油服务费”的乘积；如果合同模式为“产品分成合同”，那么圈闭经济收入为“圈闭技术可采资源量”、“产品分成比例”、“国际油价”三者的乘积减去资源国各种税收。可见“国际油价”对产品分成合同模式有较大影响。但同时需要注意的是，即使是服务合同模式，在国际油价降低幅度过大时，资源国可能会强行修改服务合同，降低单桶原油服务费以保证资源国的利润，此时圈闭的经济性评价就需要及时更新单桶原油服务费。由此可见，“国际油价”对圈闭的经济性评价具有非常重要的作用。

圈闭勘探和开发所需要的“投资”包括3方面：1)勘探投资：为了探明“圈闭是否含有油气(探井)”和“圈闭内富集油气规模(评价井)”所进行勘探的“投资”，具体包括丛式平台修建费用、将已有平台连接到现有道路或管道体系的道路建设费用与管道建设费用、探井或评价井的钻探费用、钻井射孔费用等。其中：单一圈闭钻井费用为该地区钻一口井所需要的平均费用；单一圈闭分摊的修建平台费用=修建单一平台费用/该平台拟进行钻探的圈闭数；单一圈闭分摊的道路修建费用和管道修建费用均为平台中心位置到最近公路直线修建公路与管线的费用除以该平台内拟钻探的圈闭数；射孔费用为单次射孔费用与目的层数量的乘积。2)开发投资：是开采圈闭内油气所需要投入的费用，包括开发井钻井费用、原油开采日常操作费用等。由于圈闭处于早期勘探，因此可用地区或区块“原油单桶开发费用”来估算圈闭探明后进行后期开发所需要的费用。3)环保费用：即钻井平台最终废弃后地表复原所需要投入的环保费。

举例说明，区块签订的为服务合同，桶油服务费为Z美元/桶；平台N覆盖4个圈闭(图 1)，分别命名为圈闭1、圈闭2、圈闭3和圈闭4，其中圈闭1在a、b和c等3套目的层发育圈闭，分别命名为圈闭1-a、圈闭1-b和圈闭1-c，其余圈闭均只在目的层a发育圈闭；圈闭1在a、b和c这3套目的层上的圈闭可采资源量分别为R_R1-a，R_R1-b和R_R1-c(桶)，则圈闭1勘探成功后的经济收入(Q_收入)为

该平台距离最近的公路直线距离为30 km (假设公路修建都为直线，实际情况下需要根据具体的地理条件进行测算)，管线沿修建的公路修建，假设公路或管线修建费用为Y美元/km；单井钻探费用为A美元，单平台建设费用为B美元，钻井单层射孔费用为C美元；开发圈闭1需要钻探评价井2口，原油开采日常操作费用为D美元/桶，单个平台废弃后地表复原费用为E美元。那么，实例中钻探圈闭1的投资(Q_投资)为

式中：B/4为勘探圈闭1分摊的平台建设费用(平台拟钻探4个圈闭)；3C为3套目的层试油费用；30Y/4为勘探圈闭分摊的修建30 km道路或管线的费用；2A为钻探2口评价井的费用；(R_R1-a+R_R1-b+R_R1-c)D为开采圈闭1中可采原油的操作费用；E/4为勘探圈闭1分摊的平台废弃后环保费用。

通常情况下，在勘探阶段不评价开发一个圈闭需要钻探的评价井数量，此时采用一个地区平均的原油单桶开发费用F计算原油发现后的所有开采成本；因此，式(2)可以进一步简化为

式中：F为原油单桶开发费用，美元/桶。可见，当勘探一个圈闭的Q_收入 < Q_投资时，认为该圈闭没有勘探经济效益(备注：在不考虑资金时间成本的条件下)。

1.2.3 圈闭经济性影响因素

1)圈闭的技术可采资源量

从上面的描述可以看出，对于服务合同，勘探圈闭的“经济收入”和原油发现后的开采成本均与圈闭技术可采资源量相关，因此这两项可以进一步合并，获得扣除原油开采成本之后的经济收入(Q_{收入-开采成本})：

对于一个项目，单桶服务费和单桶开采成本是固定的，那么一个圈闭的经济性与圈闭技术可采资源量成正比，资源量越大，圈闭的经济性越好。

2)距离已有道路或管线的距离

由上面的介绍可知，原油的开采投入与圈闭的技术可采资源量有关，这两项合并后(式(4))，圈闭的勘探开发投资只剩下“勘探投资”，包括“圈闭的钻井费用”、“平台修建费用”、“道路或管线分摊费用”和“试油费用”。通常情况下，一个圈闭至少需要钻井1口，这项花费每个圈闭都是一样的；除此之外，圈闭的投资费用主要花费在分摊的“平台修建费用”和“道路或管线分摊费用”，当一个平台距离已有的管线越远、平台内准备钻探的钻井越少时，圈闭勘探分摊的这部分投资越大，反之则越少。

以厄瓜多尔T区块为例，单井钻探费用为500万美元，平台修建费用为150万美元，平台修建完成后共提供4个井位，此后平台进行井位扩建时为每次增加4个井位，费用为30万美元。道路或管线修建费用为25万美元/km。对于同一个圈闭，当拟修建的平台距离已有的道路或管线距离变化时，该圈闭勘探投资随距离已有道路距离的增大呈线性增大，这部分投资占总勘探投资的比例也逐渐增加(图 2)；此外，当拟修建的平台距离已有的道路或管线距离一定时，单个圈闭分摊的修建道路或管线投资随丛式平台内控制圈闭数的增加而减小，但减小的幅度随着圈闭数的增加而越来越小(以修建10 km道路为例，图 2)。

3)丛式平台内控制的圈闭数

同样的实例，当拟修建的平台固定、距离已有道路或管线的距离为10 km、拟修建的丛式平台内控制的圈闭数量变化时，单个圈闭勘探投资费用随丛式平台控制圈闭数的增加而降低，由1个圈闭时的1 010万美元降到12个圈闭时的621万美元；但降低的幅度随着控制圈闭数量的增加而降低，由早期的增加一个圈闭降低200万美元降低至后期增加一个圈闭降低4万美元(表 1，图 3)。

1.2.4 丛式钻井平台优选

丛式钻井平台优选分为6步(图 4)。1)圈闭编号。根据1.2.1小节对目标区内的圈闭进行统一编号。2)平台编号。在目标区随机部署m个钻井平台，并对平台进行统一命名为P_m(m为正整数)。3)统计平台P_j(j≤m，j为正整数)的参数，包括钻探圈闭的经济收入、投资费用和经济效益；剔除“经济收入”小于“投资费用”的圈闭，重新统计平台覆盖的圈闭数N_i(i为正整数)，再重新计算该丛式平台内每一个圈闭的“经济收入”和“投资费用”(此时计算钻井分摊的平台费用和道路/管道修建费用时，计平台控制的圈闭数为N_i)。4)重新统计平台P_j的参数，重复步骤3)、4)直到平台内所有圈闭的“经济收入”都大于“投资费用”。5)统计每一个平台内所有圈闭的“经济收入”和“投资费用”，各圈闭相加获得平台的“经济收入”和“投资费用”，以及“经济效益”(等于“经济收入”减去“投资费用”)。6)按照“经济效益”大小对m个平台进行排序，将“经济效益”排名第一的圈闭重新命名为“N号平台(N为正整数)”(如2个平台“经济效益”相同，则“投资费用”少的平台排名靠前)，此时区域第一轮的平台优选完成。剔除“N号平台”控制的圈闭后，重复步骤1)-6)(注意此时在进行道路或管线费用计算时，需要考虑“N号平台”修建时已经修建的道路和管线)，直到研究区内不能再修建“经济效益”大于0的平台为止(事实上，当修建一个平台不能满足资金的内部收益率时，该平台就已经失去修建价值)。这样就获得该区域的平台修建顺序“1号平台”、“2号平台”、……

1.2.5 圈闭优选

完成丛式钻井平台优选后，进行平台内圈闭钻探顺序优选。圈闭的钻探顺序遵循下面2个原则：1)“经济效益”最大的圈闭先进行钻探；2)“经济效益”相等时，“投资费用”小的先钻探。

2 应用实例

应用改进的丛式平台控制圈闭群评价优选方法，对奥连特盆地TW区块M1层、LU层和LT层未钻圈闭进行优选评价。

2.1 区块概况

TW区块位于南美厄瓜多尔奥连特前陆盆地(Oriente)西部斜坡带上^[11-13]，盆地勘探面积约10×10⁴ km²，地表主要为亚马逊雨林^[14]。盆地经历了晚古生代以前的克拉通边缘盆地、中生代白垩纪裂谷盆地和新生代前陆盆地3个演化阶段^[14]，经历了2个“海-陆”循环^[16]。盆地发育两套主要烃源岩：三叠系-侏罗系Pucara群和白垩系Napo组。Napo组海相黑色页岩是盆地最重要的烃源岩层，以Ⅱ型、Ⅲ型干酪根为主，w(TOC)最大值为6.6%，平均2.5%^[17-19]。位于现今盆地西部边界的烃源岩在早-中始新世达到生烃高峰，而Napo隆起烃源岩在新近纪才达到生排烃高峰^[18]。盆地储集层主要为白垩系Hollin组、Napo组海陆过渡相砂岩和古近系Tena组中下部的一套河流-三角洲相砂岩^[14]。盆地内发育1套区域性盖层：Tena组上部泥岩和泥质粉砂岩，此外白垩系Napo组发育的层间页岩和灰岩也是重要盖层(图 5)。盆地东部斜坡带主要发育低幅度构造和构造-岩性圈闭^{[11, 17, 19-20]}。截至2015年底，共发现油气藏388个，其中斜坡带上发现的油藏多为低幅度构造和低幅度构造-岩性复合油藏，具有圈闭面积小、闭合幅度低、资源储量小的特点，通常圈闭幅度不超过15 m^[21-22]。

TW区块东部紧邻中国石油公司作业的T区块，是T区块西部外扩的作业区块，区块勘探面积约367 km²。2013年全区采集3D地震，截止到2013年初没有钻井，勘探程度低。区块紧邻的T区块勘探成熟度高，3D地震覆盖全区，发现了多个低幅度圈闭油藏，主要通过丛式钻井平台钻探大斜度井和水平井进行勘探和开发。区块为服务合同，近年随着勘探程度的逐渐提升，T区块内部发现新油藏的难度越来越大，外扩区紧邻已有高成熟探区，具有相似的成藏条件和成藏特征，是下步重点勘探领域。早期已在北部外扩的X区块成功取得4口钻井^[5]，极大地增强了对TW区块的勘探信心。本文以TW区块为例，应用改进的丛式平台控圈闭群优选方法，提出区块平台建设和圈闭钻探建议。

2.2 圈闭地质风险评估与风险评估后圈闭资源量计算

在对2013年采集的3D地震资料进行处理的基础上，利用经过实钻检验的对低幅度圈闭具有较强识别能力的“相干数据体技术”、“水平切片技术”、“构造剩余量分析”和“积分地震道方法”^[23]完成了TW区块3套主力目的层(M1、LU和LT)低幅度圈闭的识别与描述。

TW区块与T区块和X区块紧邻，具有相同的区域石油地质背景和油气成藏条件；因此，圈闭的地质风险相同，油气成藏的关键是圈闭条件、储集条件和运移条件。根据对前陆盆地斜坡带油气成藏条件的分析，给出了相应的油气地质条件评分标准^{[5, 24]}：圈闭条件赋值标准考虑地震覆盖类型、测线覆盖样式、圈闭闭合度、距具声波-密度资料井的距离、圈闭面积等，每一个参数都有其相应的赋值标准(详见文献[5])；储集层条件赋值标准为，潮汐河道和潮汐砂坝赋值0.8~1.0，潮下砂坪赋值0.5~0.8，其余相赋值0~0.5；运移条件的赋值标准为，位于构造脊上的圈闭赋值0.7~1.0，距离构造脊较近的圈闭赋值0.5~0.7，远离构造脊的圈闭赋值0~0.5。按照此标准即可获得每一个圈闭的风险系数，然后运用蒙特卡洛法计算获得各圈闭的地质资源量和风险评估后圈闭地质资源量，借用邻区T区块新油藏平均采收率值25%，获得风险评估后圈闭可采资源量(详见表 2)。

2.3 丛式钻井平台与圈闭优选

根据前文介绍的丛式钻井平台与圈闭优选排序方法和步骤，完成TW区块的丛式钻井平台和圈闭的优选。首先根据圈闭编号原则，完成TW区块3套主力目的层的统一编号，共计识别低幅度圈闭44个(图 6)。然后，随机形成m个丛式钻井平台，计算每一个丛式钻井平台控制圈闭的“经济收入”和“投资”。项目实际运行中的计费标准如下：单井钻探费用为550万美元，平台修建费用为150万美元，平台修建完成后共提供4个井位，此后平台进行井位扩建时为每次增加4个井位，费用为30万美元；道路或管线修建费用为25万美元/km，单个平台后期环保复原费用为30万美元。

按照前文介绍的评价方法对钻井平台和钻探目标进行优选的结果如下：1号平台仅勘探圈闭5、圈闭8和圈闭10，控制的圈闭6和圈闭7由于没有经济效益不进行钻探；同样，2号平台控制的圈闭3没有经济效益不进行钻探，只钻探圈闭1和圈闭2；3号平台控制的圈闭26没有经济效益不进行钻探，钻探圈闭19、圈闭20、圈闭21、圈闭24和圈闭25；4号平台钻探圈闭37和圈闭38；5号圈闭钻探圈闭45、圈闭47和圈闭48；6号平台钻探圈闭4、圈闭9和圈闭11。具体每个圈闭和每个平台的经济效益见表 2。目前已经完成1号平台和2号平台的建设，圈闭5和圈闭1已经完钻，均获得成功。圈闭5单井试油超1 000桶/d，含水0.2%稳产达3个月，为项目高效勘探做出了贡献。

3 结论和讨论

在当前“低油价”国际背景下，石油公司在勘探和生产中需要更多地考虑经济因素，这就要求在进行圈闭勘探时不仅仅要关注圈闭的地质资源量和勘探风险，还要更多地算一下经济账。南美厄瓜多尔奥连特前陆盆地斜坡带勘探具有“圈闭规模小、分布集中、环保要求高”等特点，多采用丛式钻井平台进行勘探。本文以TW区块为例，改进了丛式平台控圈闭群平台建设和圈闭优选评价方法，引入了“经济性”的考量，并对各个因素对圈闭经济性的影响进行了分析。由于该方法提出的平台建设和圈闭优选具有“经济性”，因此评价结果更符合实际勘探。TW区块共优选丛式钻井平台6个，其中1号平台和2号平台已经完成建设，圈闭5和圈闭1已经完钻，均获得成功，2个平台均获得很好的钻探效果。其中，圈闭5单井试油超1 000桶/d，含水0.2%稳产达3个月，为项目高效勘探做出了贡献。

此外，需要注意的是，文中论述的关于丛式平台的优选，只要平台的经济效益大于0(即平台修建的门限值为经济效益大于0)，就说明该平台具有经济性；但实际上考虑到资金的占用成本，实际平台修建的门限值要远大于0。这个要根据不同地区的客观条件进行更细致的分析。