《表2 苏丹地区3个主力油田开发数据表（据文献[9]修改）》

  提示：宽带有限、当前游客访问压缩模式

本系列图表出处文件名：随高清版一同展现

《中国石油海外油气田开发技术进展与发展方向》

1. 获取 高清版本忘记账户？点击这里登录

1. 下载图表忘记账户？点击这里登录

以苏丹项目为代表的海外砂岩油田具有天然能量充足、储集层物性与油品性质好、投资环境风险极高等特点[1-3]。国内成熟砂岩油藏注水开发技术在海外受合同和投资风险的限制而难以应用[8]，针对该问题，在深入研究高速开发机理的基础上，明确了天然水体大小、原油流动能力、地饱压差、储集层有效厚度、开发技术政策等影响天然能量高速开发的5大主控因素，提出了定量分析方法[3]，并创新建立了“充分利用天然能量高速开发，延迟注水，快速回收投资，规避投资风险”的海外砂岩油田高效开发模式和“稀井高产、大段合采、大压差生产”的技术政策[3]，同时确定了初始井网井距500～1 200 m，单井配产140～200 t/d，高峰期采油速度2.0%～2.5%等主要开发指标（见表2）。根据苏丹油田各油藏渗透率及油品性质，建立流度矩阵表（见表3），划分原油类型，进而确定与原油类型相适应的井网密度，创新形成了充分利用天然能量的井网井距加密技术[3，9-10]。海外砂岩油田天然能量高速开发技术的广泛应用不仅有力支撑了苏丹两个主力项目快速建产至1500×104 t/a，而且也有力支撑了海外其他砂岩油田的高速高效开发。