Claims (3)
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку газа и оторочек водогазовой смеси соответствующего состава и газосодержания для получения требуемых отмывающих и тампонирующих свойств, в циклическом режиме через две нагнетательные скважины, отличающийся тем, что закачку газа и водогазовой смеси производят в два этапа, причем на первом этапе осуществляют одновременную закачку газа в обе нагнетательные скважины до начала устойчивого повышения газового фактора хотя бы в одной из добывающих скважин фонда, критерием чего считают увеличение текущего значения газового фактора этой скважины на величину разницы между максимальным и минимальным газовыми факторами скважин фонда на момент начала воздействия, определяемыми специальными замерами, а на втором этапе осуществляют циклическую попеременную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачек оторочки, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, с газосодержанием в 2-3 раза выше газосодержания смеси базового (оптимального) состава, в нагнетательную скважину с большей приемистостью, и оторочки, состоящей из воды и газа, с базовым (оптимальным) газосодержанием около 25% в термобарических условиях рассматриваемой залежи, в нагнетательную скважину с меньшей приемистостью, объемами, равными 1-2% от объема пор пласта в области воздействия каждой из скважин, после чего в нагнетательные скважины закачивают оторочки воды, объемами, равными 5% от объема пор пласта в области воздействия скважин, причем нагнетательная скважина для закачки оторочки смеси с большим газосодержанием и нагнетательная скважина для закачки оторочки смеси с меньшим газосодержанием выбираются на этапе закачки оторочки воды по вышеописанному признаку, циклы нестационарной закачки повторяют до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации, а в качестве газовой фазы используют попутный, природный газ или их смесь.1. A method of developing an oil reservoir, comprising sequentially injecting gas and rims of a water-gas mixture of an appropriate composition and gas content to obtain the required washing and tamping properties, in a cyclic mode through two injection wells, characterized in that the gas and water-gas mixture are injected in two stages, moreover at the first stage, gas is simultaneously injected into both injection wells until a steady increase in the gas factor begins in at least one of the production wells of the foundation, criterion what they consider to be an increase in the current gas factor of this well by the difference between the maximum and minimum gas factors of the wells at the beginning of the impact, determined by special measurements, and at the second stage, cyclically alternately inject the edges of the water-gas mixture, and each cycle begins with downloads of the rims, consisting of water with a surfactant and gas, with a gas content of 2-3 times higher than the gas content of a mixture of basic (optimal) composition, into the injection well inu with a higher injectivity, and rims, consisting of water and gas, with a base (optimal) gas content of about 25% in the thermobaric conditions of the reservoir in question, into an injection well with less injectivity, with volumes equal to 1-2% of the pore volume of the formation in the affected area each well, after which water rims are pumped into injection wells with volumes equal to 5% of the pore volume of the formation in the area of the wells impact, moreover, an injection well for injecting a rim of a mixture with high gas content and an injection well injection on admixture with smaller rim gas content selected at step rim water injection according to the above feature, unsteady injection cycles are repeated until the termination operation of economic criteria, and as the gas phase passing use, natural gas, or a mixture thereof.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют неионогенные поверхностно-активные вещества типа ОП-10 и АФ9-12 с содержанием в закачиваемой водной фазе водогазовой смеси от 0,1 до 5 мас.%.2. The method according to claim 1, characterized in that nonionic surfactants of the type OP-10 and AF9-12 are used as a surfactant with a water-gas mixture content of 0.1 to 5 wt.% In the injected aqueous phase.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вместо двух задействуют несколько нагнетательных скважин с разделением их на две группы по признаку отличия приемистости каждой из них над осредненной приемистостью всех скважин в большую или меньшую сторону и регулируют состав закачиваемой водогазовой смеси в каждой группе по аналогии со скважинами с большей и меньшей приемистостью соответственно.3. The method according to claim 1, characterized in that instead of two, several injection wells are used to divide them into two groups according to the difference in injectivity of each of them over the average injectivity of all wells up or down and regulate the composition of the injected water-gas mixture in each group by analogy with wells with higher and lower injectivity, respectively.