Los campos petrolíferos en aguas profundas se han convertido en una zona estratégica central para el aumento global de reservas y producción de petróleo y gas. Los campos petrolíferos de areniscas turbidíticas en aguas profundas, como el bloque 18 en Angola, han entrado en una etapa de alto contenido de agua y alto grado de extracción, con una gran cantidad de reservas marginales circundantes, las cuales han sido de difícil aprovechamiento a largo plazo por la gran profundidad, pequeña escala, alta inversión por pozo y alto riesgo de desarrollo. Frente a las tres principales dificultades para el desarrollo de reservas marginales: evaluación rápida de la viabilidad económica, incompatibilidad entre el patrón de red de pozos y la configuración del yacimiento, y conflicto entre producción rápida y control de producción estable, se ha formado un sistema tecnológico eficiente basado en "pozos pocos - alta producción - producción estable". Los resultados indican: ① Establecimiento de un modelo límite de reservas económicamente recuperables acoplado triple "precio del petróleo - distancia - riesgo", aclarando el límite inferior mínimo para la producción acoplada, con un límite aproximadamente de (840 ~ 1010) × 10⁴ t bajo un precio del petróleo de 60 dólares/barril, distancia de 20 km y riesgo geológico medio, logrando una selección rápida de objetivos marginales y determinando si las reservas marginales objetivo pueden diseñar esquemas detallados de desarrollo. ② Construcción de un patrón de red de pozos diferenciada de inyección-producción restringida por la configuración del yacimiento y la abundancia de la reserva, que usa red regular "densa en la cima, escasa en los bordes e inyección periférica" para yacimientos masivos turbidíticos restrictivos y red irregular "pozos petroleros en la cima, inyección en los bordes" para yacimientos estratificados turbidíticos no restrictivos, resolviendo la adaptación de red. ③ Desarrollo de un método de optimización de equilibrio dinámico multiparamétrico de inyección-producción, logrando control coordinado entre producción rápida y estable, y aclarando el rango razonable de velocidad de producción adaptado a la red. El sistema tecnológico se aplicó con éxito en campos marginales en aguas profundas de Angola; el campo PT (masivo turbidítico restrictivo) adoptó un esquema de "2 inyecciones 2 producciones" con emplazamiento más regular, logrando producción estable durante 3 años, producción acumulada de 420 × 10⁴ t y extensión de vida útil del campo viejo por 6 años; el campo CS (estratificado turbidítico no restrictivo) adoptó un esquema de "2 inyecciones 2 producciones" con emplazamiento irregular, con una tasa de recuperación predicha del 35.6%. Los resultados ofrecen un enfoque técnico reproducible y soporte para la toma de decisiones para el desarrollo eficiente de reservas marginales similares en aguas profundas a nivel global.

canales turbidíticos;adaptación de red de pozos;límite inferior económico de reservas recuperables;reservas marginales;modo de desarrollo;campos petrolíferos de aguas profundas;Angola