Tiefsee-Ölfelder sind zu einem zentralen strategischen Bereich für die weltweite Steigerung von Öl- und Gasreserven und -förderung geworden. Tiefwasser-turbiditische Sandstein-Ölfelder wie Block 18 in Angola befinden sich insgesamt in einer Phase mit hohem Wasseranteil und hohem Fördergrad, umgeben von zahlreichen marginalen Reserven, die aufgrund großer Wassertiefe, kleiner Größe, hoher Bohrinvestitionen und hohem Entwicklungsrisiko langfristig nur schwer nutzbar sind. Zur Lösung der drei Hauptprobleme bei der Entwicklung marginaler Reserven — schnelle wirtschaftliche Machbarkeitsbewertung, Nichtübereinstimmung des Bohrnetzwerkmodells mit der Lagerstättenstruktur und das Spannungsfeld zwischen schneller Ölförderung und stabiler Produktionssteuerung — wurde ein effizientes technologisches Entwicklungssystem mit dem Kern "wenige Bohrlöcher - hohe Förderung - stabile Produktion" entwickelt. Die Ergebnisse zeigen: ① Aufbau eines dreifach gekoppelten Modells der wirtschaftlich förderbaren Vorratsgrenze "Ölpreis - Entfernung - Risiko", das die untere Mindestgrenze der wirtschaftlich förderbaren Vorräte für Re-Development definiert; unter Ölpreis von 60 USD/Barrel, Re-Development-Distanz von 20 km und mittlerem geologischem Risiko beträgt die untere Grenze ca. (840 ~ 1010) × 10⁴ t, was eine schnelle Filterung marginaler Ziele ermöglicht und die Bedingungen für die Entwicklung detaillierter Pläne bewertet. ② Entwicklung eines differenzierten Injektions-Produktionsbohrnetzmodells, das durch Lagerstättenstruktur und Vorratsfülle eingeschränkt ist: für eingeschränkte turbiditische Kanalblocklagerstätten wird ein „dichtes oben, randständig dünnes, randständige Wasserinjektion“ Regelnetz verwendet, für nicht eingeschränkte turbiditische Schichtenlagerstätten ein „Ölbohrungen oben, Wasserinjektion an den Rändern“ unregelmäßiges Netz, was das Matching-Problem des Bohrnetzes löst. ③ Entwicklung einer mehrparameterbasierten dynamischen Gleichgewichtsoptimierungsmethode für Injektion und Förderung, um eine koordinierte Steuerung von schneller Förderung und stabiler Produktion zu erreichen sowie eine angemessene Fördergeschwindigkeit im Einklang mit dem Bohrnetz zu definieren. Das Technologiekonzept wurde erfolgreich in Angolas tiefsee-marginalen Ölfeldern angewendet, wobei das PT-Ölfeld (eingeschränkter turbiditischer Kanal) das „2-Injektionen-2-Förderungen“ relativ regelmäßige Bohrplan verwendet, der eine stabile Produktion für 3 Jahre bei kumulativer Förderung von 420 × 10⁴ t sowie eine Verlängerung der Lebensdauer älterer Felder um 6 Jahre erreicht; das CS-Ölfeld (nicht eingeschränkter turbiditischer Kanal) verwendet ein „2-Injektionen-2-Förderungen“ unregelmäßiges Bohrplan mit einer prognostizierten Förderrate von 35,6 %. Die Forschungsergebnisse bieten eine reproduzierbare technische Lösung und Entscheidungsunterstützung für die effiziente Entwicklung ähnlicher tiefsee-marginaler Reserven weltweit.

turbiditischer Kanal;Bohrnetz-Anpassung;untere Grenze der minimal wirtschaftlich förderbaren Vorräte;marginale Reserven;Entwicklungsmodus;Tiefsee-Ölfelder;Angola