姜 彬 尚凡杰 王亞青 楊 莉 武 靜

（ 中海油研究總院 ）

隨著科技的發(fā)展，全球深水油田在經(jīng)過近40余年的勘探，水深界限不斷提高，目前普遍將400～1500m水深定義為深水，超過1500m為超深水[1-4]。近年來，西非[5-7]、巴西[8]等濁積砂巖和鹽下湖相碳酸鹽巖的成功突破，使深水油氣資源一躍成為全球能源供給的重要構(gòu)成，而國際石油公司在深水油田的投資也逐年增大。與此同時，深水油田的桶油成本則一直處于相對高位，據(jù)IHS于2015年對全球近20個深水項目的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，深水項目投資成本正在不斷下降，但平均盈虧平衡點依然在50美元以上。

為應(yīng)對深水油田投資大、成本回收周期長等風險，國際石油公司通常采用勘探開發(fā)一體化的工作模式。盡管中國石油公司已經(jīng)在陸上和淺海積累了豐富的勘探開發(fā)一體化經(jīng)驗[9]，但在深水勘探開發(fā)經(jīng)驗不足、深水環(huán)境及地下因素復(fù)雜多變、單井投資費用高企，以及項目成本回收周期要求等多重壓力下，陸上和淺海模式的簡單復(fù)制顯然無法滿足深水油田勘探開發(fā)的需要[10-11]。

為此，在堅持勘探開發(fā)一體化原則的基礎(chǔ)上，進一步提出深水油田地質(zhì)工程一體化[12-13]理念，重點圍繞油藏評價這一關(guān)鍵環(huán)節(jié)，對巴西利布拉油田開展地質(zhì)工程一體化油藏評價實踐，探索深水油田效益化油藏評價及決策方法。在實現(xiàn)低油價下利布拉油田效益勘探和經(jīng)濟有效開發(fā)的同時，也為中國南海深水油田的勘探開發(fā)積累經(jīng)驗，提供借鑒。

1 深水油藏評價的主要挑戰(zhàn)

1.1 地下因素

與陸上和淺海油田的勘探相同，在只有探井或預(yù)探井的情況下，人們對于深水油藏的認識是十分有限的。而深水油田探井的井距一般要大于陸上及淺海油田，即意味著更大的地質(zhì)和油藏不確定性，而這些不確定性將直接影響合理開發(fā)方案的選擇。因此，油藏評價階段就成為深水油田早期風險移除和管理的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。對于深水油田來說，其油藏評價需要涵蓋以下3種尺度[14]：

(1）區(qū)域尺度上可能存在的潛力資源量；

(2）油田尺度上可能影響開發(fā)方案設(shè)計的不確定性，如儲量規(guī)模、開發(fā)層系、生產(chǎn)分區(qū)等；

(3）油藏尺度下影響采收率和工程詳細設(shè)計的參數(shù)，如產(chǎn)能、儲層連通性等。

1.2 成本因素

相比陸上和淺海油田，深水油田需面臨更為復(fù)雜的海洋環(huán)境。如近幾年勘探熱點之一的鹽下深層碳酸鹽巖油藏，除2000m以上的超深水鉆井外，還要克服巨厚鹽層鉆井過程中可能存在的鹽層蠕變和碳酸鹽巖儲層漏失的風險，該條件下的單井鉆井成本已超1億美元[15-16]。此外，由于深水測試作業(yè)環(huán)境的復(fù)雜性，常規(guī)DST測試費用也較陸上和淺海更加昂貴。因此，成本控制也是深水油藏評價過程中不得不考慮的問題。

1.3 時間因素

對于大多數(shù)深水開發(fā)項目來說，時間因素對項目效益有著不可忽略的影響。常規(guī)深水油田從發(fā)現(xiàn)到見產(chǎn)一般需要8～15年[14,17]，其中勘探、評價、開發(fā)方案編制等前期研究階段的時間占比達60%，見圖1。況且在勘探和評價過程中還可能受合同期限、投資預(yù)算、鉆機的可用性、承諾工作量等內(nèi)外部因素影響[18]，造成項目投產(chǎn)延后等風險，進而影響整個合同期內(nèi)的產(chǎn)油量和效益。因此，國際石油公司或經(jīng)營聯(lián)合體通常在油藏評價階段即開展開發(fā)方案研究，以期縮短見產(chǎn)時間，加快投產(chǎn)，以利于成本的快速回收。

顯然，如何制定合理的油藏早期評價策略，處理地下因素、時間成本以及投資成本三者之間的關(guān)系，既是深水油田油藏評價面臨的重大挑戰(zhàn)，也是實現(xiàn)深水油田勘探開發(fā)一體化的關(guān)鍵。

圖1 常規(guī)深水油田開發(fā)周期示意圖

2 巴西深水油田地質(zhì)工程一體化評價方法及實踐

2.1 深水油田地質(zhì)工程一體化評價理念

對于深水油田的油藏評價來說，地質(zhì)工程一體化仍然以落實地下的不確定性為核心，但從項目經(jīng)濟性出發(fā)，需綜合考慮鉆井、原油處理能力等工程要素，進而開展深水油田開發(fā)模式、評價井井位優(yōu)選、資料錄取要求等方面的研究，以解決地下不確定性與評價周期和評價成本之間的矛盾，從而實現(xiàn)深水油田的效益化評價目標。

2.2 油田概況

利布拉油田位于巴西東南部沿海的桑托斯盆地（圖2），含油范圍近200km2，水深1800～2200m，屬于超深水油田。油藏埋深為海平面以下5500m左右，主力油層為碳酸鹽巖儲層，上覆1800m～2500m厚的膏鹽層，主力儲層內(nèi)發(fā)育上下兩套油組，上部以微生物礁的疊層石灰?guī)r為主，下部發(fā)育生物碎屑灘的貝殼灰?guī)r，儲層厚度為250m～480m，凈毛比0.7～0.9。中高孔中滲儲層，平均孔隙度為13.8%，滲透率平均125m D，儲層垂向溶蝕發(fā)育程度不同，表現(xiàn)為較強的非均質(zhì)性。原油性質(zhì)為輕質(zhì)低粘原油，原油密度27API°，地下原油粘度0.4cp，氣油比較高為400m3/m3，溶解氣中CO2含量高達45%。

圖2 利布拉油田區(qū)域位置圖

2.3 深水油田地質(zhì)工程一體化評價模式

針對利布拉油田的特點，提出勘探開發(fā)“一體雙軸”的評價模式。所謂“一體雙軸”，是指堅持勘探開發(fā)一體化思路為主體，分別以勘探評價和開發(fā)評價為驅(qū)動軸，實現(xiàn)油藏評價雙軸驅(qū)動、勘探開發(fā)滾動并行的評價模式。其內(nèi)涵主要表現(xiàn)為“整體部署、分區(qū)評價、雙軸驅(qū)動，同步實施”4個方面。“整體部署”主要是指在區(qū)域尺度和油田尺度下，開展勘探評價，以評價油田整體儲量規(guī)模為目標，部署勘探評價井?！胺謪^(qū)評價”則是指將FPSO（浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置）作為獨立的生產(chǎn)單元，對深水油田開展合理生產(chǎn)分區(qū)研究，并在合理分區(qū)的基礎(chǔ)上，單獨實施分區(qū)內(nèi)的開發(fā)評價?！半p軸驅(qū)動，同步實施”是指同一油田內(nèi)不同分區(qū)間的勘探評價與開發(fā)評價，可以同時進行，互不影響，即在鉆井資源允許的情況下，下一分區(qū)內(nèi)勘探評價和上一分區(qū)內(nèi)的開發(fā)評價可以同時進行（圖3）。

圖3 利布拉油田“一體雙軸”評價流程示意圖

該模式打破了傳統(tǒng)油田勘探評價完成儲量提交后，再交由開發(fā)專業(yè)開展油田開發(fā)方案研究的評價模式，可以同時實現(xiàn)勘探期內(nèi)完成1～2個生產(chǎn)分區(qū)的開發(fā)方案設(shè)計，從而大幅提高油田評價效率。

2.4 深水油田評價分區(qū)的劃分原則及方法

由于深水油田儲量規(guī)模巨大，而單個FPSO的處理能力相對有限，通常需要多個FPSO共同開發(fā)，因此，每個FPSO所覆蓋的范圍就可以看作獨立的生產(chǎn)分區(qū)，進而開展分區(qū)內(nèi)的油藏評價及開發(fā)方案設(shè)計。

為實現(xiàn)深水油田的效益勘探，生產(chǎn)分區(qū)的劃分須遵循以下原則：

(1）地質(zhì)工程一體化原則，深水油田尤其是整裝的深水油田斷層、流體邊界等物理分隔并不明顯，單純依靠地質(zhì)特征的物理分區(qū)難以實現(xiàn)，須從效益開發(fā)的角度出發(fā)，建立與工程規(guī)模和地下儲量規(guī)模相匹配的生產(chǎn)分區(qū)數(shù)。

(2）標準化[19]設(shè)計原則，考慮到FPSO等大型工程設(shè)施的建造周期，通常在分區(qū)方案設(shè)計時須充分考慮模塊化和標準化的設(shè)計原則，以加速深水工程的采辦、招標和建造進程，減少工程交付過程中的延期風險。

結(jié)合以上兩原則，利布拉油田油藏評價階段的分區(qū)方案設(shè)計主要考慮了3個方面的參數(shù)：①分區(qū)個數(shù)，即現(xiàn)有地質(zhì)儲量規(guī)模下需要建造或租用的FPSO數(shù)量；②分區(qū)井數(shù)，即某一分區(qū)儲量規(guī)模下對應(yīng)的開發(fā)井數(shù)；③分區(qū)產(chǎn)量規(guī)模，即與分區(qū)儲量規(guī)模和現(xiàn)有市場、技術(shù)條件相匹配的FPSO原油日處理能力。

其具體工作流程為：

(1）按照標準化原則，假設(shè)各分區(qū)FPSO的原油日處理能力相同的條件下，制定不同井距下的分區(qū)井數(shù)與分區(qū)數(shù)量參數(shù)對應(yīng)表，并保持每個生產(chǎn)分區(qū)內(nèi)的井數(shù)大致相同（表1）。

表1 不同井距下深水油田生產(chǎn)分區(qū)數(shù)量與分區(qū)井數(shù)對應(yīng)表

(2）根據(jù)現(xiàn)有市場條件，假定某一FPSO原油處理規(guī)模，計算上述分區(qū)方案的項目凈現(xiàn)值，初選出凈現(xiàn)值大于零的n個方案作為備選方案。以15×104bb l/d的原油處理能力為例，由圖4可以看出，5個生產(chǎn)分區(qū)的項目凈現(xiàn)值最差，3個和4個生產(chǎn)分區(qū)方案中，項目凈現(xiàn)值隨井數(shù)的減小而增大，2個生產(chǎn)分區(qū)的方案處于經(jīng)濟的臨界值。因此，從項目凈現(xiàn)值考慮，4個分區(qū)13口井、3個分區(qū)17口井和19口井方案在15×104bb l/d原油處理規(guī)模下的凈現(xiàn)值為正，將作為進一步優(yōu)化的備選方案。

圖4 凈現(xiàn)值隨生產(chǎn)分區(qū)數(shù)量和分區(qū)井數(shù)變化圖

(3）在步驟(2)的基礎(chǔ)上，進一步分析不同F(xiàn)PSO原油處理能力下的項目凈現(xiàn)值變化，如圖5所示。在15×104bb l/d規(guī)模下篩選的3個分區(qū)方案基礎(chǔ)上，進一步將FPSO的處理規(guī)模擴大至18×104bb l/d和縮小至12×104bb l/d。可以發(fā)現(xiàn)，項目凈現(xiàn)值隨原油處理規(guī)模的增大而增大，即18×104bb l/d大于15×104bb l/d大于12×104bb l/d；而在18×104bb l/d規(guī)模下，3分區(qū)17口井方案凈現(xiàn)值大于3分區(qū)19口方案大于4分區(qū)13口井方案。雖然隨著FPSO規(guī)模的繼續(xù)增大將有利于項目的經(jīng)濟性，但綜合考慮了現(xiàn)有的市場條件以及建造工期的可控性，將3個生產(chǎn)分區(qū)、每個分區(qū)17口開發(fā)井、日產(chǎn)油能力18×104bb l/d的方案作為最終的生產(chǎn)分區(qū)方案，并以此作為分區(qū)評價的基礎(chǔ)。

圖5 不同開發(fā)方案凈現(xiàn)值隨FPSO規(guī)模變化圖

2.5 深水油田評價井定量化決策方法

針對深水鉆井、測試等資料錄取成本高的問題，提出了一種定量化的評價井選井方法——信息價值方法[19-24]。其方法核心是利用地質(zhì)工程一體化的理念，將通過資料錄取獲得的地質(zhì)認識變化和與之對應(yīng)的油藏方案、射孔方案或者工程方案的變化聯(lián)系起來，通過對比無信息與有信息時兩種情景下開發(fā)方案期望凈現(xiàn)值的變化，計算所獲取信息的價值，再與鉆井成本進行比較，作為評價井選井和鉆井優(yōu)先級依據(jù)。

以利布拉油田為例，計劃通過鉆探一口開發(fā)評價井落實某一無井控制區(qū)的地質(zhì)儲量?；谝延匈Y料，地質(zhì)學(xué)家預(yù)測該區(qū)域可能存在高、中、低3種地質(zhì)儲量規(guī)模，并給出高、中、低3種儲量的地質(zhì)概率分別為30%、40%和30%。根據(jù)上述3種地質(zhì)儲量規(guī)模，油藏和工程的專業(yè)人員分別給出A、B、C3種可能的開發(fā)方案，如下：

(1）開發(fā)方案A：FPSO規(guī)模18×104bb l/d，每個生產(chǎn)分區(qū)開發(fā)井數(shù)為19口井；

(2）開發(fā)方案B：FPSO規(guī)模15×104bb l/d，每個生產(chǎn)分區(qū)開發(fā)井數(shù)為17口井；

(3）開發(fā)方案C：FPSO規(guī)模12×104bb l/d，每個生產(chǎn)分區(qū)開發(fā)井數(shù)為15口井。

計算得到A、B、C3種開發(fā)方案在3種地質(zhì)儲量下的項目凈現(xiàn)值，見表2。

表2 不同開發(fā)方案在不同地質(zhì)儲量下的凈現(xiàn)值

若不鉆探該評價井，則建立無新增信息時的決策樹（圖6），根據(jù)最大收益期望值原則，開發(fā)方案A的期望值最高為263.3百萬美元，因此，在無新增評價井的情況下，將推薦開發(fā)方案A作為最終的開發(fā)方案，且項目期望值為263.3百萬美元。

其計算公式如下：

式中EMVnoinf——無信息時的最大期望值；

x——開發(fā)方案A、B、C；

Bj——現(xiàn)有信息下可能出現(xiàn)的地質(zhì)儲量規(guī)模；

P(Bj）——Bj儲量規(guī)模的基礎(chǔ)概率；

ΔVxj——x開發(fā)方案在Bj地質(zhì)儲量規(guī)模下的項目凈現(xiàn)值。

圖6 無信息時開發(fā)方案優(yōu)選決策樹

假如鉆該評價井，則地質(zhì)學(xué)家預(yù)測：①基于高儲量假設(shè)，評價井鉆后證實高地質(zhì)儲量的可能性為80%，則證實中和低儲量的可能性可簡化認為各占10%；②基于中儲量假設(shè)，評價井鉆后證實中地質(zhì)儲量的可能性為60%，則證實高和低儲量的可能性簡化認為各占20%；③基于低儲量假設(shè)，評價井鉆后證實低地質(zhì)儲量的可能性為30%，則證實高和中儲量的可能性可簡化認為各占35%。

根據(jù)貝葉斯公式和全概率公式：

式中Ai——評價井鉆后證實的地質(zhì)儲量規(guī)模；

P(Ai/Bj）——基于Bj儲量假設(shè)，預(yù)測評價井鉆后證實地質(zhì)儲量Ai的概率；

P(Ai）——地質(zhì)儲量Ai發(fā)生的全概率；

P(Bj/Ai）——若地質(zhì)儲量Ai為真，對Bj儲量規(guī)模的修正概率。

計算并預(yù)測得到鉆后高、中、低地質(zhì)儲量的修正概率，如表3。

表3 基于貝葉斯公式計算的鉆后實際地質(zhì)儲量概率預(yù)測表

建立有信息時的開發(fā)方案優(yōu)選決策樹（圖7），相比無信息時，通過評價井獲取必要的地質(zhì)信息后，可以根據(jù)實際鉆遇的地質(zhì)規(guī)模來選擇期最佳的開發(fā)方案，從而獲得最大的項目期望值。如圖7所示，當鉆后證實符合高和中地質(zhì)儲量預(yù)期時，開發(fā)方案B的期望值最高分別為267.5百萬美元和267.4百萬美元；若鉆后證實與低地質(zhì)儲量規(guī)模相符，則可以選擇期望值更高的開發(fā)方案A，為251.8百萬美元；進而得到有信息時，3種預(yù)期條件下的綜合的期望值EMVinf：

根據(jù)信息價值VOI定義，計算有信息時的綜合期望值與無信息時的最大期望值之差：

比較該信息價值與深水油田的鉆井費用，若該井鉆后的信息價值小于其鉆井成本，則建議取消該井的評價計劃；若信息價值大于鉆井成本，則可以繼續(xù)實施評價計劃。

從2014年至2016年，利布拉油田利用該方法共完成8口開發(fā)評價井的井位優(yōu)化，成功實施鉆探6口評價井，取消或延后鉆探評價井2口。實踐證明，通過這種定量化的決策方法，可以有效縮短評價周期、節(jié)省評價支出。

圖7 有信息時開發(fā)方案優(yōu)選決策樹

2.6 鹽下鉆完井配套技術(shù)在油藏評價中的應(yīng)用

針對巴西鹽下碳酸鹽巖鉆井過程中遇到的巨厚鹽層蠕動危害、石灰?guī)r儲層漏失嚴重、建井周期長等復(fù)雜情況，開展了鹽下鉆完井技術(shù)的優(yōu)化研究，在提高鉆井效率、保證鉆井安全的同時，降低了鉆井成本，縮短了評價周期。目前，已在桑托斯盆地的鹽下鉆井中取得良好效果的鉆完井配套技術(shù)包括：

(1）無隔水管井段鉆井液鉆進技術(shù)[25]，即在無隔水管井段采用加重鉆井液代替海水，提高淺層井段的機械鉆速，同時可提高井壁穩(wěn)定性，增加套管下深。應(yīng)用該技術(shù)可將部分井的井身結(jié)構(gòu)由五開優(yōu)化至四開，節(jié)約工期約13天。

(2）合成基鉆井液，應(yīng)對膏鹽層鉆井風險，利布拉油田在鹽層及以下地層采用合成基鉆井液，鉆井液密度為1.138～1.354g/cm3，有效抑制了鹽巖的溶解，并有利于在深水低溫條件下實現(xiàn)鉆井液的恒流變，降低鹽層的卡鉆、井筒縮徑、套管擠毀等風險。

(3）控壓鉆井技術(shù)[26]，采用壓力泥漿帽鉆井工藝，即通過在環(huán)空間斷性地注入低密度鉆井液，同時與經(jīng)鉆桿泵入的海水及地層巖屑一起擠入目的層的裂隙中，通過環(huán)空低密度泥漿帽液柱及地面附加的環(huán)空背壓保持井底壓力穩(wěn)定，從而有效控制窄壓力窗口下的操作風險。

(4）雙井架作業(yè)，主井架完成鉆井過程中的主要作業(yè)，輔井架承擔組合、拆卸鉆具、下BOP及隔水管以及泥線以上部分的起下鉆、組合、下套管等。與單井架作業(yè)相比，可節(jié)約總作業(yè)時間25%～27%。

通過上述鉆井技術(shù)的應(yīng)用，利布拉油田的鉆井效率持續(xù)增加，評價井非作業(yè)時間占比持續(xù)降低，由K-1井的33%左右，下降至K-5井最低5%，后續(xù)評價井的非作業(yè)時間占比基本維持在10%左右（圖8），鉆井費用從1.7億美元左右降至1億美元上下，鉆井成本顯著降低。

圖8 利布拉油田已鉆評價井與探井非作業(yè)時間對比

3 結(jié)論與認識

地質(zhì)工程一體化理念在巴西利布拉油田的應(yīng)用，證明了地質(zhì)工程一體化作業(yè)模式在深水油田以及油藏評價階段的適應(yīng)性，從而擴大了地質(zhì)工程一體化的應(yīng)用領(lǐng)域。

(1）利用深水油田分區(qū)開發(fā)的特點，建立以分區(qū)評價為核心的“一體雙軸”評價模式，將有利地推動深水油田的勘探開發(fā)一體化進程，縮短評價周期，進而實現(xiàn)以時間換效益的目標。

(2）以信息價值為代表的深水油田評價井決策方法為油藏評價提供了定量化的解決方案，為實現(xiàn)深水油田的效益評價和科學(xué)決策奠定了基礎(chǔ)。

(3）無隔水管井段鉆井液鉆進技術(shù)、控壓鉆井技術(shù)等鉆完井配套技術(shù)的應(yīng)用，大幅提高了巴西鹽下深水油田的鉆井效率，為后續(xù)開發(fā)井的大規(guī)模開鉆積累了必要的學(xué)習(xí)曲線，對于降低深水油田的開發(fā)成本具有重要意義。

(4）巴西深水油田油藏評價方法的成功實踐，是低油價下深水油田提質(zhì)增效過程中的寶貴經(jīng)驗，將為中國南海深水油田的勘探開發(fā)提供必要的借鑒。

[1]張功成，屈紅軍，趙沖，張鳳廉，趙釗.全球深水油田勘探40年大發(fā)現(xiàn)及未來勘探前景[J].天然氣地球科學(xué)，2017,28(10)：1447-1476.Zhang Gongcheng, Qu Hongjun, Zhao Chong, Zhang Fenglian, Zhao Zhao. Giant discoveries of oil and gas exploration in global deepwaters in 40 years and the prospect of exploration [J]. Natural Gas Geoscience, 2017,28(10)：1447-1476.

[2]張異彪，黃濤，李斌，李玉劍，楊文達.深水鉆井環(huán)境因素調(diào)查評價方法和流程研究[J]. 中國海洋大學(xué)學(xué)報，2017,47(10)：154-161.Zhang Yibiao, Huang Tao, Li Bin, Li Yujian, Yang Wenda. Procedure and Methods of Deep Water Drilling Site Envionmental Hazards Surveying and Evaluation [J]. Periodical of Ocean University of China, 2017,47(10)：154-161.

[3]楊海長，陳瑩，紀沫，韓銀學(xué)，王龍穎，黃萱.珠江口盆地深水區(qū)構(gòu)造演化差異性與油氣勘探意義[J].中國石油勘探，2017,22(6)：59-68.Yang Haizhang, Chen Ying, Ji Mo, Han Yinxue, Wang Longying, Huang Xuan. Structural evolution difference and the significance for oil and gas exploration in the deep water area of the Pearl River Mouth Basin [J]. China Petroleum Exploration, 2017,22(6)：59-68.

[4]邢作昌，林暢松，張忠濤，秦成崗，王思琦.白云深水區(qū)珠海組陸架邊緣三角洲沉積演化[J]. 特種油氣藏，2017,24(5)：15-20.Xing Zuochang, Lin Changsong, Zhang Zhongtao, Qin Chenggang, Wang Siqi .Deposit evolution of continental margin delta in the Zhuhai Formation in deep water area of Baiyun sag [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2017,24(5)：15-20.

[5]蔡露露，王雅寧，王穎，董朔朋，朱石磊，廖計華，等.西非深水沉積類型特征及油氣勘探意義[J].石油學(xué)報，2016,37(增刊1)：131-142.Cai Lulu, Wang Yaning, Wang Ying, Dong Shuopeng, Zhu Shilei, Liao Jihua,et aln . Type features and hydrocarbon exploration significance of deepwater sedimentary in West Africa [J]. Acta Petrolei Sinica, 2016,37(Supp.1)：131-142.

[6]趙紅巖，于水，黃興文，郝立業(yè)，孫鵬超.加蓬盆地鹽下油氣勘探潛力評價[J].中國石油勘探，2017,22(5)：96-101.Zhao Hongyan, Yu Shui, Huang Xingwen, Hao Liye, Sun Pengchao. Evaluation on petroleum exploration potential in sub-salt layers in Gabon Basin[ J ]. China Petroleum Exploration, 2017,22(5)：96-101.

[7]蘭蕾，孫玉梅，王柯.南加蓬次盆深水區(qū)天然氣成因類型及氣源探討[J].中國石油勘探，2017,22(2)：67-73.Lan Lei, Sun Yumei, Wang Ke. Genetic types and sources of natural gas in deep water areas in South Gabon Sub-basin [J]. China Petroleum Exploration, 2017,22(2)：67-73.

[8]汪新偉，鄔長武，郭永強，孟慶強，張云霞，陶冶.巴西桑托斯盆地盧拉油田成藏特征及對鹽下勘探的啟迪[J].中國石油勘探，2013,18(3)：61-69.Wang Xinwei, Wu Changwu, Guo Yongqian, Meng Qingqiang, Zhang Yunxia, Tao Ye. Accumulation feature of Lula oilfield and its exploratory implication for pre-salt reservoirs in Santos Basin, Brazil [J]. China Petroleum Exploration, 2013,18(3)：61-69.

[9]胡光義，孫福街，范廷恩，宋來明，王暉，李敬功，等.海上油氣田勘探開發(fā)一體化理念、基本思路和對策[J].中國海上油氣，2013,25(6)：61-64.Hu Guangyi, Sun Fujie, Fan Tingen, Song Laiming,Wang Hui, Li Jinggong,et al. A conception of explorationdevelopment integration and the relative working principles and procedure in offshore oil and gas fields [J]. China Offshore Oiland Gas, 2013,25(6)：61-64.

[10]李慶，姜在興，由雪蓮.惠民凹陷商847塊湖相深水濁積巖儲層非均質(zhì)性特征及主控因素[J].油氣地質(zhì)與采收率，2016,23(5)：44-49.Li Qing，Jiang Zaixing，You Xuelian. Characteristics and main controlling factors of reservoir heterogeneity of lacustrine deepwater turbidites in Shang847 block，Huimin sag [J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2016,23(5)：44-49.

[11]尚凡杰，姜彬，楊寶泉，苑志旺，顧文歡，張昕.深水油田開發(fā)風險及應(yīng)對策略[J].石油科技論壇，2017,36(6)：25-31.Shang Fanjie, Jiang Bin, Yang Baoquan, Gu Wenhuan, Yuan Zhiwang, Zhang Xin. Risks for deepwater oilfield development and preventive measures [J]. Oil Forum, 2017,36(6)：25-31.

[12]吳奇，梁興，鮮成鋼，李峋.地質(zhì)—工程一體化高效開發(fā)中國南方海相頁巖氣[J].中國石油勘探，2015,20(4)：1-23.Wu Qi, Liang Xing, Xian Chenggang, Li Xun. Geosciencetoproduction integration ensures effictive and efficient South China marine shale gas development [J]. China Petroleum Exploration, 2014,19(6)：14-23.

[13]胡文瑞.地質(zhì)工程一體化是實現(xiàn)復(fù)雜油氣藏效益勘探開發(fā)的必由之路[J].中國石油勘探，2017,22(1)：1-5.Hu Wenrui. Geology-engineering integration - a necessary way to realize profitable exploration and development of complex reservoirs [J]. China Petroleum Exploration，2017,22(1)：1-5.

[14]David Reid, Thomas Wilson, Martijn Dekker. Key aspects of deepwater appraisal [R]. OTC-25094-MS, 2014.

[15]Beltrao R L C, Sombra C L, Lage A C V M, Netto J R F , Henriques C C D. Pre-salt Santos Basin - challenges and new technologies for the development of the pre-salt cluster, Santos Basin, Brazil [R]. OTC-19880-MS,2009.

[16]Filho F G R V, Naveiro J T, de Oliveira A P. Developing mega projects simultaneously： the Brazilian pre-salt case[R]. OTC-25896-MS,2015.

[17]Salom? o M C, Mar?on D R, Rosa M B, de Salles Pessoa T C, Capeleiro Pinto A C. Broad strategy to face with complex reservoirs： expressive results of production in pre-salt area, offshore Brazil [R]. OTC-25712-MS, 2015.

[18]Dekker M, Reid D. Deepwater development strategy [R].OTC- 25135-MS, 2014.

[19]Coopersmith E M, Cunningham P C. A practical approach to evaluating the value of information and real option decisions in the upstream petroleum industry [R]. SPE 77582, 2002.

[20]Steve Begg and Reidar Bratvold, John Campbell. The value of flexibility in managing uncertainty in oil and gas Investments [R]. SPE 77586, 2002.

[21]Portella R C M, Salomao M C, Blauth M, Duarte R L B . Uncertainty quantification to evaluate the value of information in a deepwater reservoir [R]. SPE 79707, 2003.

[22]Hector A, Wills, Ramona M Graves. Information is costly, but how valuable is it [R]. SPE 90710, 2004.

[23]Hector A Wills, Ramona M Graves, Jennifer Miskimins.Don’t be fooled by bayes [R]. SPE 90717, 2004

[24]Coopersmith E M, Burkholder M K, Schulze J H. Improving exploration, appraisal & pilot planing through better forecasing of uncertainty reduction via reliability of information interviewing and confidence plots [R]. SPE 159587, 2012

[25]Akers T J. Salinity-based pump & dump strategy for drilling salt with supersaturated fluids [R]. SPE 128405, 2010.

[26]Matt Weem, Dennis Moore, Colin Leach. Managed pressure drilling as well control in deepwater GOM： challenges to current modes of thinking [R]. SPE 179179-MS, 2016.