Глубоководные нефтяные месторождения стали ключевой стратегической областью для глобального наращивания запасов и добычи нефти и газа. Глубоководные мутносодержащие песчаниковые нефтяные месторождения, такие как блок 18 в Анголе, вошли в стадии высокого водосодержания и высокого уровня извлечения, вокруг которых сосредоточены значительные объемы маргинальных запасов, которые из-за большой глубины воды, небольшого масштаба, высоких инвестиций на скважину и высокого риска разработки долгое время были трудноразбираемыми. Для решения трех ключевых проблем при разработке маргинальных запасов — быстрой оценки экономической целесообразности, несовместимости сетки скважин с конфигурацией пластов, и противоречия между высокой скоростью добычи и стабильным регулированием — была сформирована высокоэффективная технологическая система разработки маргинальных запасов с ядром "мало скважин — высокая продуктивность — стабильное производство". Результаты показывают: ① построена модель пределов экономически добываемых запасов с тройной связью "цена нефти — расстояние — риск", определена нижняя граница минимально экономически добываемых запасов для повторного присоединения; при цене нефти 60 долларов/баррель, расстоянии присоединения 20 км и среднем геологическом риске нижняя граница составляет около (840 ~ 1010) × 10⁴ тонн, что обеспечивает быструю фильтрацию маргинальных целей и определение возможности разработки подробных планов. ② разработан дифференцированный режим сетки нагнетательно-добывающих скважин с ограничениями по конфигурации пласта и богатству запасов: для ограниченных мутносодержащих каналов — «плотно вверху, редко по краям, с нагнетанием на периферии» (правильная сетка), для неограниченных мутносодержащих пластов — «верхние нефтяные скважины, периферийное нагнетание» (неправильная сетка), что решает проблему соответствия сетки. ③ разработан многопараметрический метод оптимизации динамического баланса нагнетания и добычи, обеспечивающий синергетический контроль между высокой скоростью добычи и стабильным производством, а также определение разумных интервалов скоростей добычи, согласованных с сеткой. Данная технологическая система успешно применена на глубоководных маргинальных нефтяных месторождениях Анголы; нефтяное месторождение PT (ограниченные мутносодержащие каналы) использует схему «2 нагнетания 2 добычи» с более правильным расположением скважин, обеспечивая стабильность производства в течение 3 лет и кумулятивный добытый объем 420 × 10⁴ тонн, а также продление срока эксплуатации старого месторождения на 6 лет; нефтяное месторождение CS (неограниченные мутносодержащие каналы) использует схему «2 нагнетания 2 добычи» с неправильным расположением скважин с прогнозируемой степенью извлечения 35,6%. Результаты исследования предоставляют воспроизводимые технические решения и поддержку принятия решений для эффективной разработки аналогичных глубоководных маргинальных запасов в мире.

мутносодержащие каналы;соответствие сетки скважин;нижний предел минимально экономически добываемых запасов;маргинальные запасы;режим разработки;глубоководные нефтяные месторождения;Ангола