将巴西打造成海外深水石油核心产区的思考

沈一平，宋成鹏，刘祚冬，季天愚，李恒萱

（中国石油勘探开发研究院）

1 中国与巴西能源市场具有互补性

当前中国能源安全仍面临多重挑战。一方面，由于承担长期保供压力，油气资源国内生产量无法满足本国指数级增长的石油消费量；另一方面，全球海域深水、陆上深层和非常规油气三大领域是未来有利油气勘探方向[1]，海上特别是深水已经成为国际石油公司跨国勘探开发的主战场[2]，而中国在能源领域的关键技术装备面临的“卡脖子”风险依然突出[3]，海洋油气勘探开发的装备和技术水平不足成为制约深水发展的瓶颈[4]。为保障国家能源安全，一方面，中国应当建设海外核心产区（权益油气年产量超过1000万吨油当量的国家），战略性倚重高效益的核心资产[5,6]；另一方面，需要积极探索并发展海洋工程技术[7]，学习借鉴国际石油公司的领先技术经验，为我所用，补足短板。

近年来随着深海盐下的发现，巴西原油产量大增，扩大出口并寻找新的出口市场成为当务之急；同时，由于深水钻井技术难度大[8]、勘探开发成本高、不确定性因素多、环境风险高等，虽然巴西深水技术已处于全球领先地位，但仍亟需外国投资支持。中国与巴西的能源市场具有互补性，能源技术合作具有互利性。在过去的10年中，中国和巴西之间的原油贸易一直保持着稳定增长的态势。中国是世界上最大的原油进口国之一，巴西则是南美洲最大的原油生产国之一，双边原油贸易无论是对于满足中国的能源需求还是对于促进巴西的经济发展都具有重要意义。此外，由于陆上石油资源匮乏而深水丰富，巴西抢先布局深水油田勘探开发，自1986年以来已积累了多项特色技术[4]，成为世界深水-超深水勘探技术的超级领跑者[9]。在这样的形势下，中国石油公司在巴西深水深耕细作，无论对于建设海外核心产区、构建多元化油气进口格局，还是“反哺”中国南海深水勘探技术，都具有举足轻重的战略意义，是创造国家能源未来的有利方向。

2 巴西石油工业及资源禀赋

2.1 巴西石油工业发展历史

巴西历史上的第一次石油勘探可以追溯到19世纪的帝国时期，但具有现代意义的石油工业始于1953年巴西国家石油公司成立后[10]，至今已有70年历史。笔者以历年陆上、浅水、深水、超深水不同领域原油产量更迭为视角，将该国石油工业的发展历程划分为三个阶段（见图1）。

图1 巴西石油产量变化

2.1.1 浅水+陆上稳定发展阶段 （1953—1997年）

1998年以前，巴西石油产量主要集中在陆上和浅水领域。

早在有油气发现之前，巴西政府就于1938年建立了国家石油委员会，为日后石油工业奠定了强烈的民族主义基调。1953年巴西国家石油公司（Petrobras）成立，标志着巴西石油工业正式进入以国家控制为特征的垄断阶段[11]。巴西国家石油公司在随后的20年内成为该国石油工业的主要推力，并通过资金投入、技术创新等方式，逐渐提高了巴西的石油产量。巴西原油产量在1965—1969年的5年时间里，以每年100万吨左右的增幅，从500多万吨/年提高至929万吨/年，并在1970年后的10年间稳定在900万吨/年左右。20世纪70年代中期，以坎波斯（Campos）盆地开钻为始点，巴西石油正式进入海洋勘探时代。在此背景下，20世纪80年代初，巴西迎来了原油产量的第一波增长，1980—1985年的5年间，年产量由900多万吨上升至近3000万吨，并于80年代后期至90年代末趋于稳定，呈现小幅增长态势。

20世纪90年代，巴西石油市场迎来了第一次重大改革。1995年，时任政府通过宪法修订案，结束了巴西国家石油公司在石油行业的垄断地位，并提出了市场自由化和私有化政策。1997年，巴西通过新的石油法成立了国家石油管理局（ANP），负责实施勘探、开发和生产矿区授权，以及矿区招标与合同签订等，从而以法律形式废除了巴西国家石油公司的垄断权。

2.1.2 深水快速发展阶段（1998—2013年）

1998—2013年的16年间，巴西原油年产量翻了一番，从5000万吨攀升至1.16亿吨。其中，深水区产量从2400万吨上升至6200万吨，平均占每年总产量的62%，成为本阶段引领巴西原油产量的核心力量。

自1998年起，巴西引入了一系列法律和政策，逐步放开石油市场，引入竞争机制，为石油工业的发展注入了活力，引发了原油产量增长的又一次高潮。1998—2010年的12年间，巴西原油产量平均每年增长接近500万吨。

21世纪以来，随着海上盐下核心区油田的发现和大规模开发，巴西原油产量迎来快速增长。2006年，巴西国家石油公司首次在桑托斯（Santos）盆地的卢拉（Lula）油田发现盐下石油储备，并于两年后的2008年在坎波斯盆地的朱巴特（Jubarte）油田开采了第一批石油。在油田发现与投资促进的双重加持下，巴西原油产量于2009年首次突破1亿吨大关，并在此后整体一路走高。2010年，巴西进一步完善监管框架，引入了混合监管制度，在永久性招标和产量分成等新的合作框架下持续吸引着国内外投资。

2.1.3 超深水迅猛发展阶段（2014年至今）

随着桑托斯盆地超深水盐下连续的大油田发现，巴西石油工业进入了新的发展阶段。2 0 1 4 年以来的1 0 年中，巴西石油年产量总体呈上升趋势，其中深水区产量在这10年中以平均每年400万吨的速度逐年递减，而超深水区的产量以平均每年1100万吨的速度逐年递增。由此可见，在本阶段超深水区的增产是确保巴西石油产量迅猛发展的绝对中坚力量。巴西盐下核心区是近年来世界上最重要的石油发现区，大部分位于1500米以上的超深水区，最深可达3000米。自2014年以来，盐下核心区石油日产量在6年内翻了两番，从2014年的50万桶/日增加到2020年的220万桶/日。2022年盐下区产量占比达到巴西石油总产量的68%。

根据睿咨得能源（Rystad Energy）咨询公司的数据预测，未来5～10年，巴西超深水区产量依旧保持现有增长态势（见图1）。2030年，巴西石油年产量将达到2.6亿吨，其中超深水区产量2.11亿吨，占总产量的82%。期间，超深水区产量将以平均每年1200万吨的速度逐年递增，增幅最多可达2100万吨。可见，随着巴西盐下区油气勘探开发程度的不断提高，海上特别是超深水区已经成为全球石油增储上产的重要领域之一，研究如何将巴西打造成海外深水石油核心产区，对于创造能源未来具有举足轻重的战略意义。

2.2 巴西油气勘探开发现状

巴西共发育17个主要盆地，总沉积面积为843.7万平方千米。其中陆上面积400.9万平方千米，属于内克拉通盆地，常规油气资源潜力有限；东部海岸均属于被动大陆边缘盆地，总沉积面积442.8万平方千米，其中深水及超深水占比83%，常规石油勘探开发潜力大，是当下也是未来全球勘探开发的重要领域之一。

2.2.1 石油成藏条件优越，未来勘探增储潜力大

基于盆地结构，巴西东部海岸被动陆缘盆地群可以明显划分为三类[12]：中段桑托斯、坎波斯等盆地结构为含盐断坳型，在盐下礁滩体和盐上重力流扇体两套成藏组合已发现大油田31个，已被证实为全球油气富集程度最高的被动大陆边缘盆地群，具有继续发现大油田潜力；南端佩洛塔斯和最北端福斯杜亚马逊盆地为“三角洲改造型”结构，深水尚未钻井，类比尼日尔三角洲等盆地，同样具备良好的勘探前景；北段赛阿拉等盆地属于无盐坳陷型结构，坳陷期裙边状重力流扇体已被北部相邻的圭亚那盆地勘探证实油气富集程度高。针对不同盆地结构，明确有利成藏组合，中国石油自主评价预测，深水待发现石油可采资源量132亿吨，为全球深水、超深水石油勘探潜力最大的领域。

2.2.2 剩余石油可采储量多，开发上产潜力大

截至目前，巴西东部海上共发现33个大油田（指2P可采储量大于6800万吨），95%位于深水，累计发现2P可采储量83.4亿吨[13,14]。其中盐下礁滩体发现大油田14个，平均单体规模3.21亿吨，位居全球深水含油气盆地群已证实成藏组合之首。盐上重力流砂体发现大油田19个，平均单体规模2.02亿吨，仅次于盐下发现规模。巴西深水大油田累计采出程度仅为23%，而剩余可采储量中70%位于桑托斯盆地盐下礁滩体中。

从巴西国内来看，受新冠病毒疫情的影响，巴西2021年石油产量为1.5亿吨，预计2027年将达到2.15亿吨，主要来自于桑托斯和坎波斯盆地，占比达9成以上，特别是深水、超深水未来上产潜力大。

从全球范围来看，世界前八大深水油气田开发国家中，巴西的深水开发投资目前和未来都独占鳌头，且将持续稳定增长。在未来深水油气产量贡献中，巴西将展示出巨大潜力，到2025年新增产量将有30%以上来自巴西深水，以盐下贡献的产量为主。

3 巴西油气合作新模式

3.1 财税制度新变化

1998年巴西开始启用矿税制合同，矿税为10%。2010年，巴西国家石油公司通过专属经营合同（OTC），按照8.5美元/桶价格从政府获得6个盐下油气田共50亿桶储量的专属经营权。2013年，巴政府为了提高对盐下优质资产的控制能力，圈定了盐下核心区，以产品分成合同模式对外招标，矿税提高到15%。同年，为了吸引外资，巴西开始推行矿税和产品分成两类合同模式。每年组织产品分成合同和矿税制合同各一轮的勘探区块招标活动，并通过降低本地化率和石油机械设备进口关税，取消了巴西国家石油公司必须为盐下作业者且至少30%权益的法定要求，不断优化油气政策和财税条款。2019年又通过了允许巴西国家石油公司转让专属经营合同盐下6个大油田部分权益，以吸引外资，并将合同模式转变为产品分成制。

3.2 招标新模式

1997年巴西政府颁布了新的《石油投资法》，巴西矿业能源部负责石油政策的制定和行业监督管理，下增设石油管理局（ANP）。自1999年起，巴西政府为促进石油资源开发、吸引投资，开始对外招标，并长期使用现场限时竞标方式。

3.2.1 永久性招标模式发展历程

近年来油价波动和能源转型压力导致国际石油公司上游投资策略存在分歧，巴西政府对于石油公司想获得什么类型资产以及在什么条款和条件下进行投资难以把握[15]，再加之巴西油气田类型多样（如深水、浅水、陆上、盐下等）、财税政策复杂（税制改革）、经济环境变动（雷亚尔波动）等因素，这些不确定性为巴西政府提高招标效率带来了诸多挑战。为进一步加快其上游资产的商业化进程，巴西国家石油管理局于2017年推出永久提供方案（即Permanent Offer Program，葡语简称OPP）。在该模式下，之前所有未授出区块持续提供直到授出。

该招标模式从2017年提出发展至今，已经发展到适用于所有类型的资产，包括高潜力的盐下核心区块。其发展历程如表1所示。

表1 巴西永久招标模式发展历程

值得注意的是，在2021年以前，永久性招标方式仅用于边际油田、退出区块以及之前举行招标中未授予的区块，且合同模式均为矿税制。第27/2021号决议扩大了永久性招标适用区块的范围，并规定对于适用产量分成合同的盐下核心区，巴西国家能源政策委员会将发布特殊法令使其适用永久性招标方式。该变化表明巴西产品分成油气招标将改变之前由政府选定盐下区块、邀请石油公司进行单独轮次的投标方式，而开始实行OPP的开放招标制度——即有意向公司可以先提出感兴趣区块，政府提供指定的区块进行招标。与传统的投标轮次一样，巴西国家能源政策委员会将预先确定投标技术和经济参数，发布招标日程表，感兴趣的公司还需要通过资格预审。

3.2.2 巴西国家石油公司享有优先权

2017年5月2日，巴西总统米歇尔·特梅尔批准了第9041号法令。法令规定，在未来的竞标活动中，巴西国家石油公司在盐下区块享有优先权。该法令在2016年的盐下石油法案改革基础上，为巴西国家石油公司在竞标活动中提供了更广泛的选择，同时也为新的盐下石油区块开采提供了更多样化的奖励机制。

优先权相关规定分为使用和放弃两种情况。

1）行使优先权。如果巴西国家石油公司对竞标活动完成评估后，行使其优先权，那么有以下两种情景：一是如果投标中提供的政府利润份额等于投标方案中规定的最低投标价格，则必须与中标人组成财团。二是如果投标中提供的政府利润份额高于投标方案中规定的最低投标价格，则可以选择与中标人组成财团，并在投标过程中做出决定；如果巴西国家石油公司选择不成立财团，中标者必须指定作业方并分配每个联盟成员的工作利益。

2）放弃优先权。如果巴西国家石油公司不行使优先权，则必须通过投标方式获取区块。该公司可以与其他投标公司一同参与竞标，包括竞选作为非作业方参与开发。对于巴西国家石油公司表示有兴趣担任运营商的区块，如果中标价高于最低价，且巴西国家石油公司不属于中标联合体，特别投标委员会将邀请巴西国家石油公司代表表明其是否决定与中标者组成联合体。如果巴西国家石油公司决定不组成联合体，中标者将100%参与项目，特别投标委员会将披露新的运营商和重组表格中所载的新的投标者参与比例。

4 巴西对外合作新动态

4.1 深水勘探开发成本具备优势

巴西海上勘探开发具备成本优势。根据自主评价，巴西深水盐下核心区最小油田经济规模为3亿桶，远小于西非等海域5亿桶的指标。此外，里贝拉项目“十三五”规划桶油发现成本为5.99美元/桶，实际桶油发现成本仅为0.68美元/桶，大幅低于预期。预计未来一段时间，全球深水资本将集中投向巴西，随着产量不断提升，成本优势将更加显著。

基于标普全球等商业数据库及石油公司公开信息，以10%折现率计算全球深水石油资产的单桶盈亏平衡油价，并将可采储量以气泡面积表示，绘制全球深水领域单桶盈亏平衡油价高峰日产量及可采储量图（见图2）。

图2 全球深水领域单桶盈亏平衡油价和高峰日产量

如图2所示，2017年以来随着油价回暖，大部分深水油气资产已经具备经济价值。例如，圭亚那单桶盈亏平衡油价为26.85美元/桶，南美其他为35.97美元/桶，刚果41.16为美元/桶，墨西哥为50.25美元/桶，即便是最高的赤道几内亚也控制在60美元/桶以内（59.73美元/桶）。类比与巴西盐上岩石性质类似的碎屑岩地区，美国墨西哥湾、尼日利亚、西非、澳大利亚的深水单桶盈亏平衡油价分别约为36.88美元/桶、48.65美元/桶、40.28美元/桶、40.2美元/桶，这4个地区高峰日产量分别为233万桶、65万桶、30.6万桶和10万桶。而巴西盐上深水区单桶盈亏平衡油价仅为35.36美元/桶，低于所有深水碎屑岩资产平衡油价；此外，巴西高峰日产量约133.5万桶，仅次于美国墨西哥湾，为又一百万级日产油田。巴西深水盐下虽然钻井工程费用高，但高达399万桶的高峰日产量，大大提高了资产的经济性；以10%折现率计，其盐下地区单桶盈亏平衡油价为34.53美元/桶左右，对比其他深水油气资产的经济价值具有绝对优势。当然，随着各石油公司相继呈现出的勘探支出节制化趋势，美国墨西哥湾等有利勘探区块或将对巴西获得的投资构成竞争。

4.2 国际石油公司大规模布局巴西深水

2012年以来，除了埃尼以外的6大国际石油公司纷纷大规模布局巴西深水[16]。截止目前，6大石油公司在巴西共拥有120个区块，其中勘探区块86个（作业者59个），开发区块34个（作业者9个），区块总面积7.3万平方千米，权益总面积2.3万平方千米，权益石油2P可采储量13.15亿吨[17]（见表2）。

表2 6大国际石油公司在巴西深水领域区块布局情况

如表2所示，不同公司的合作策略各异。据统计，壳牌2016年通过并购BG公司进入了巴西深水，获得了卢拉、沙滨霍等核心区开发资产，同时积极参加多轮年度招标，获取大量勘探开发区块。目前壳牌在巴西深水运营47个区块，其中31个勘探区块（25个为作业者）、16个开发区块（5个为作业者），权益区块面积1.43万平方千米，权益石油2P可采储量5.86亿吨，权益年产量近2000万吨，巴西已成为壳牌最大的深水核心产区。

埃克森美孚看好巴西深水勘探前景。2004年埃克森美孚进入桑托斯盐下勘探区块，钻3口井失利后退出。圭亚那的大发现大大提振了埃克森美孚在西大西洋深水区块的信心，2013年以来该公司大举进入巴西多个深水盆地，在短短的7年时间内，先后通过并购和竞标在巴西获得30个区块，全部位于深水区，区块面积达到1.65万平方千米。2016年开始埃克森美孚“疯狂”竞标巴西矿税和盐下核心区勘探区块，目前共获取28个区块，其中26个勘探区块（17个为作业者）、2个开发区块（无作业者），权益区块面积1.02万平方千米，支付签字费高达25亿美元。

艾奎诺公司稳步推进在巴西深水领域的合作。目前该公司在巴西共拥有10个区块，其中8个深水区块。深水区块中，5个开发区块（4个为作业者）、3个勘探区块（无作业者），权益总面积1549平方千米，其中深水领域1172平方千米。艾奎诺在第4轮产品分成合同招标中增加了2个区块，并将盐下区的勘探面积扩大了1倍。截至2023年8月，该公司正在积极推进Bacalhau和BM-C-33项目的开发。

道达尔能源公司持续巩固其在巴西的重要权益地位。目前共获取17个区块，其中7个勘探区块（3个作业者）、10个开发区块（3个作业者），权益区块面积3023平方千米。该公司与壳牌共同进入了一个DRO（discovered resources opportunity）项目[18]，并收购了巴西国家石油公司在拉帕（Lapa）盐下油田剩余10%的股份。

雪佛龙公司通过加大对巴西的投资，弥补了盐下组合在其勘探投资组合中的空白，不过在作业者身份上与其他大型国际石油公司相比较为保守。目前雪佛龙在巴西的权益区块面积3254平方千米，区块总数11个，其中10个勘探区块（3个为作业者）、1个开发区块（非作业者）。

bp在巴西的投资经历了从积极部署到逐步撤资的过程，暗合了其从笃定深水勘探到寻求资源替代的公司整体经营战略的转移。2010—2012年，bp在深水领域的新增权益面积成为各大油公司之首，2011年其整体勘探支出更是翻了一番。2013年bp在巴西获取8个赤道边缘的深水区块后，又宣布进入该区域的5个深水区块。截至2014年底，巴西与安哥拉、美国墨西哥湾共同成为该公司的核心探区。以2015年为转折点，bp开始转换商业模式并剥离包括巴西在内的勘探资产，主要原因是其收支不平衡以及注重低碳能源转型战略。以2015年第二季度为分水岭，bp公司净收入由正转负，跌至-58.24亿美元[19]。为平衡收支，bp启动资产“归核化”战略，大举抛售非核心资产。bp于2016年表示计划进一步撤资30亿～50亿美元，以期恢复到20亿～30亿美元的经营规模。彼时，bp的非核心资产估值高达69亿美元，而这些资产仅能带来不到3.5亿美元的净现值（10%）；其中，巴西（7.63亿美元）、玻利维亚（3.2亿美元） 和北海最大油田Culzean（1.18亿美元）均成为被处置对象。此外，能源转型方面，bp在2019年曾提出激进的油气产量削减计划。虽然在此后的3年间该公司的能源转型战略趋于稳健（2030年的油气产量削减目标从40%变为15%，减排目标从35%～40%变为10%～15%），但该公司向零碳低碳迈进的速度和规模仍居于行业领先地位。受这一相对剧烈的能源绿色转型计划影响，勘探在bp资源替代战略中的作用持续减弱。2020—2022年，bp勘探支持下降了6%，风险勘探主要位于北美，尤其是加拿大东部地区。在绿色转型战略及“归核化”战略的共同作用下，bp如今在巴西的进驻规模居于各大国际石油公司尾部。目前，该公司在巴西共经营8个区块，其中7个勘探区块（均为作业者）、1个开发区块（非作业者），权益区块面积4908平方千米。鉴于佩罗巴（Peroba）等油田不尽如人意的勘探结果，预计bp在完成已有合同剩余的钻探工作后，将停止进一步的投资计划。

4.3 中国石油公司保守布局巴西深水

中国海油在巴西经营7个区块，其中4个勘探区块（1个作业者）、3个开发区块；中国石化在巴西共有20个区块，其中6个勘探区块、12个开发区块，还有两个区块中断作业；中国石油共有5个区块，其中2个勘探区块、3个开发区块。除中国海油的1个勘探区块外，其余区块均无作业者身份。

以中国石油为例，虽然项目少、权益小，但仍通过有限的资源获得了相当的权益产量，精进了技术水平和管理经验。经过里贝拉（Libra）、佩罗巴（Peroba）、阿拉姆（Aram）和布兹奥斯（Buzios）等多个项目的历练，特别是阿拉姆风险勘探的重大突破和里贝拉项目勘探开发全过程的技术支持，中国石油大幅提升了在深水领域储层预测、火成岩识别及高二氧化碳风险规避的理论技术水平，积累了深水作业与管理经验[20]，并与巴西国家石油公司建立了良好的合作关系。目前，中国石油在巴西以小权益参与3个项目：阿拉姆大型风险勘探区块拥有20%权益，第一口探井古拉绍-1井已经取得重大突破；里贝拉项目拥有10%权益，已经探明16亿吨地质储量，NW3井2017年11月起开始试采，效果极佳，日产油4.3万桶，稳产3年，已累产原油550万吨，目前梅罗油田第1单元正式投产，到“十四五”末权益产量将达到350万吨；布兹奥斯属于在产项目，剩余地质储量41.3亿吨，5%权益产量250万吨/年。

4.4 中外石油公司布局巴西深水的区别与启示

通过对比国际石油公司与中国石油公司的战略区别，总结出如下3点启示。

第一，从作业者身份来看，6大国际石油公司对作业者身份情有独钟，以作业者身份在巴西已经取得重大发现的区域积极开疆辟土。相比之下，中国石油公司的作业者身份则寥寥无几，限制了勘探开发过程中的话语权以及盈利能力。中国石油公司应努力争当作业者，积极利用勘探期补足海上油气田开发管理经验。

第二，从资产结构来看，6大国际石油公司都同时配置勘探和开发资产，其中3家公司（埃克森美孚、雪佛龙、bp）倚重勘探资产，勘探资产在其巴西资产中的占比达到90%；另外3家公司则勘探和开发资产平分秋色。反观中国石油公司的资产结构，勘探和开发资产虽然均有部署，但整体而言勘探资产配置不足。中国石油公司应进一步补足勘探资产短板，通过勘探资产实施自主风险勘探，并快速实现良好经济效益。

第三，从公司海外整体战略布局来看，在绿色能源转型的浪潮及其对企业营收打击的压力下，聚焦核心产区、割舍尾部资产的“归核化”战略已成为大势所趋。中国石油公司当前海外核心产区数量偏少，创效能力较弱。为适应全球能源低碳转型的时代要求，应当超前布局，“集中力量办大事”，着力打造海外核心产区。

5 思考与建议

基于上述分析，结合中国石油在巴西桑托斯盆地盐下里贝拉、阿拉姆两个区块的成功经验和佩罗巴的失利教训，中国石油公司如何将巴西打造成海外深水石油核心产区，提出如下思考与建议。

5.1 提前购买多用户地震数据，超前评价，有效支撑未来OPP投标决策和优质项目获取

海上盆地由于采集成本低，再加上勘探程度低、潜力大，是多用户地球物理公司业务布局的主战场。以桑托斯盆为例，2005年之前，以TGS为主的多用户公司已完成4×8千米的2D地震测网，2006年巴西国家石油公司依据3D地震取得深水盐下第一个卢拉（后更名为Tupi）大发现后，CGG、PGS等多用户公司蜂拥而至，2016年就已经完成了全覆盖该盆地主体的多块3D地震采集，并完成了连片处理。在与道达尔能源和bp等国际石油公司开展联合研究的过程中获悉，这些国际石油巨头在2017年第三轮盐下产品分成合同招标开始前，就已经购置了覆盖整个桑托斯盆地东部隆起带上的大面积3D数据，结合早期购买的大量2D数据，超前系统开展全盆地盐下构造、烃源岩、储层及盖层等关键成藏要素分析，识别主要地质风险，不但支撑现有项目的勘探开发井位部署，而且提前锁定各招标轮次欲投目标区块，从而得以从容开展全过程技术经济评价，为科学制定每轮投标策略创造条件。而中国石油在7个轮次的巴西盐下核心区产品分成合同招标中共参加了5次，只有第4轮在招标前购买了多用户地震资料，其他轮次均是利用了联合投标体中某一公司分享的不含一手地震资料的部分地质研究成果，并在此基础上开展经济评价，确定投标参数。其中阿拉姆的成功在于通过评价阶段多次进入合作伙伴中国海油资料室，依靠其购买的多用户3D地震数据规避了储层、盖层及高二氧化碳风险。而佩罗巴因钻遇高二氧化碳而失利，主要原因在于评价阶段只看到了合作伙伴提供的两条“十字”交叉地震剖面图，缺乏对整个区块的系统认识。因此通过提前购买多用户地震数据，开展超前系统深入评价，是科学确定投标参数并保障深水风险勘探区块商业成功的必要条件。

5.2 通过参股、联合作业到独立作业“三步走”战略，补足深水作业短板

近年来，国际石油公司不约而同地争当核心资产所在国尤其是深水区块的作业者[21]。中国石油公司为将巴西打造成核心产区，有必要争取较大作业者比例，以开展独立作业为目标。

目前中国石油公司在巴西深水的合作主要以小股份参与为主，这是刚刚起步阶段的主要方式。其优势在于投资和作业风险相对较小，弊端主要是无法真正参与到深水项目的实质环节，无法有效学习深水作业技术和管理经验。第二层次的合作方式，是通过较大股比与具有深水经验的国际石油公司联合作业深水项目。建议主动提出并争取钻前以联合作业身份进入巴西国家石油公司作业的亚马逊盆地深水5个勘探区块，这样不但可以通过派技术人员进入联合公司管理层的模式，不断学习深水作业经验和管理水平，还可以储备大发现潜力的优质风险勘探区块。第三层次的合作方式，是在掌握了一定深水作业能力和管理经验条件下，逐渐从勘探项目开始，开展独立作业，在实际操作过程中不断提升深水作业和管理能力，然后拓展到独立作业开发项目。通过以上“三步走”战略的实施，不断学习并积累经验，持续提升深水作业能力水平。

5.3 笃定巴西合作前景，以多种方式获取勘探开发各类资产，快速培植核心产区

巴西东部海岸除了已被证实的桑托斯盆地和坎波斯盆地油气成藏条件优越之外，其他大部分盆地也同样具有良好的油气勘探前景。再加上投资环境好且以盐下为主的开发资产盈亏平衡油价低，巴西东部海岸已成为国际石油公司“群雄逐鹿”的主战场。中国石油公司也应利用中巴良好合作关系和合作基础，除积极参与盐下核心区（产品分成合同）和非核心产区（矿税制）的风险勘探区块永久招标模式的招标之外，还可通过扩股我方小权益资产（如里贝拉、阿拉姆、布兹奥斯等），大权益购股进入待开发资产；或以我方陆上在产资产置换其海上在产油田，达到快速提升深水作业技术水平及配置核心产区的目的。