Claims (3)
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку оторочек водогазовой смеси оптимального состава, определяемого по результатам лабораторных исследований при получении максимального коэффициента вытеснения нефти, в циклическом режиме через нагнетательные скважины и периодический отбор жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что в начале каждого цикла водогазового воздействия весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин, а закачку водогазовой смеси оптимального состава производят в три этапа, причем на первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных добывающих скважинах, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых и переходят ко второму этапу, в котором осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа, объемом, равным 5-10% от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых, после чего в нагнетательные скважины закачивают вторую оторочку водогазовой смеси, состоящую из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5-10% от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе, затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60% начальных геологических запасов нефти залежи, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины, а добывающие скважины первой группы в каждом цикле на втором этапе отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси.1. A method of developing an oil reservoir, which includes sequential injection of the rims of the water-gas mixture of the optimal composition, determined by laboratory tests upon obtaining the maximum oil displacement coefficient, in a cyclic mode through injection wells and periodic selection of liquid through production wells, characterized in that at the beginning of each cycle of gas and water exposure, the entire stock of production wells is divided into two groups, the first of which includes production wells with current gas th factor is higher than the average current gas factor of all wells, and the second group includes the remaining production wells with the current gas factor lower than the average current gas factor of all wells, and the water-gas mixture of optimal composition is injected in three stages, and at the first stage, the gas-gas mixture is injected into injection wells are carried out before the start of the gas factor increase in interconnected production wells, then injection wells are stopped, hydrodynamic studies are carried out in them by taking the pressure drop curves until the bottomhole pressures are stabilized at the reservoir level and proceed to the second stage, in which cyclic sequential injection of the rims of the gas-water mixture is carried out, each cycle starting with the injection of the first rim of the gas-water mixture consisting of only water and gas, with a volume of 5 -10% of the volume of the water-gas mixture pumped into the reservoirs at the first stage, then the injection wells are stopped, hydrodynamic studies are carried out in them by taking the pressure drop curves to a stable lysation of bottomhole pressures at the reservoir level, after which a second rim of the gas-water mixture is pumped into injection wells, consisting of water with a surfactant and gas, with a volume of 5-10% of the volume of the gas-gas mixture pumped into the reservoirs at the first stage, then sequential injection cycles the rim of the water-gas mixture is repeated until the total injection volume of the water-gas mixture in the first and second stages reaches the necessary value equal to 50-60% of the initial geological oil reserves of the reservoir, and then in the third Tape proceeds to download the water into injection wells and production wells of the first group in each cycle at the second stage of operation is switched off for a time period before the next injection cycle, water-gas mixture.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве газовой фазы в водогазовой смеси используют попутный, природный газ или их смесь.2. The method according to claim 1, characterized in that the associated gas, natural gas or a mixture thereof is used as the gas phase in the gas-water mixture.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для нагнетательных скважин с низкой приемистостью из второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды, газа и поверхностно-активного вещества, исключают газовую фазу, а содержание газа в водогазовой смеси в первой оторочке увеличивают в два раза.3. The method according to claim 1, characterized in that for injection wells with low injectivity, the gas phase is excluded from the second rim of the water-gas mixture consisting of water, gas and a surfactant, and the gas content in the water-gas mixture in the first rim is increased by twice.