Claims (11)
1. Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего (попутного нефтяного или природного) газа, отличающийся тем, что реализуют последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа; на первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают в течение времени T1, за которое происходит повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице; на втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени T1 простаивают в течение времени (Т2-Т1) с целью дальнейшего растворения указанных углеводородов и выравнивания пластового давления, сопровождающегося дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу; на третьем этапе в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (Т2-Т1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т2, а момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает нерентабельного значения, например, 3 т/сут; добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа.1. A method of developing an oil deposit in the sediments of the Bazhenov formation, including drilling production and injection wells and injecting methane-containing (associated oil or natural) gas into the formation, characterized in that the sequence of technological operations is carried out in alternating cycles, each of which includes three stages; at the first stage, gas is injected into the injection well during a time T 1 , during which the formation pressure increases, the liquid hydrocarbons dissolve and free from the bound state in the kerogen-containing matrix; in the second stage, the injection and production wells after a time T 1 stand idle for a time (T 2 -T 1 ) in order to further dissolve these hydrocarbons and equalize the reservoir pressure, accompanied by further penetration of the gas into the low-permeability kerogen-containing matrix; at the third stage, production wells are put into operation for a period of time (T 3 -T 2 ); after that, the process of injecting gas into the injection well again begins; the time T 1 is taken to be about 1-3 months, the duration of the period (T 2 -T 1 ) is established on the basis of field studies from the condition of maximizing the accumulated oil production by producing wells at time T 2 , and time T 3 corresponds to the moment when the production flow rate oil wells reaches unprofitable values, for example, 3 tons / day; the extracted dissolved and injected gases after separation are pumped back into the reservoir, which helps to reduce the supply of third-party gas.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью снижения затрат на рабочий агент и его компримирование, в качестве закачиваемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый с нефтью баженовской свиты и/или других залежей месторождения.2. The method according to claim 1, characterized in that, in order to reduce the cost of the working agent and its compression, associated gas is used as the injected gas, produced with oil from the Bazhenov formation and / or other deposits of the field.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения диффузионной способности газа и более эффективного проникновения его в керогенсодержащую матрицу для экстракции жидких углеводородов, в качестве закачиваемого газа используют метан или сухой природный газ.3. The method according to claim 1, characterized in that, in order to increase the diffusion ability of the gas and more efficiently penetrate it into the kerogen-containing matrix for the extraction of liquid hydrocarbons, methane or dry natural gas is used as the injected gas.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности вытеснения подвижной нефти за счет смешивающегося вытеснения и высвобождения связанных углеводородов, в качестве закачиваемого газа используют углекислый газ.4. The method according to claim 1, characterized in that, in order to increase the efficiency of the displacement of mobile oil due to miscible displacement and the release of bound hydrocarbons, carbon dioxide is used as the injected gas.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности вытеснения подвижной нефти за счет смешивающегося вытеснения и высвобождения связанных углеводородов, закачку газа сопровождают закачкой широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), толуола и/или других растворителей в виде оторочек или путем обогащения закачиваемого газа растворителем.5. The method according to claim 1, characterized in that, in order to increase the efficiency of the displacement of mobile oil due to miscible displacement and release of associated hydrocarbons, the gas injection is accompanied by the injection of a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH), toluene and / or other solvents in the form of rims or by enriching the injected gas with a solvent.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью комплексного повышения эффективности процесса вытеснения, чередуют закачку оторочек метана, углекислого газа, растворителей (толуола, ШФЛУ и/или других растворителей) или обогащенного растворителями газа, а также газа сепарации.6. The method according to claim 1, characterized in that, in order to comprehensively increase the efficiency of the displacement process, the injection of methane, carbon dioxide, solvents (toluene, BFLH and / or other solvents) or a gas enriched in solvents, as well as a separation gas, are alternated.
7. Способ по п.1-5 или 6, отличающийся тем, что при снижении эффективности рассматриваемых трех этапов в одном из циклов, выраженной в накопленной добыче нефти за цикл, с целью увеличения коэффициента охвата в нагнетательную скважину закачивают воду или полимерные, гелевые растворы в качестве потокоотклоняющего агента.7. The method according to p. 1-5 or 6, characterized in that when reducing the effectiveness of the three stages in one of the cycles, expressed in cumulative oil production per cycle, in order to increase the coverage factor, water or polymer, gel solutions are pumped into the injection well as a flow diverting agent.
8. Способ по п.1-5 или 6, отличающийся тем, что при наличии АВПД (аномально высокого пластового давления) в первых циклах нагнетательные скважины эксплуатируют в качестве добывающих, до снижения пластового давления не ниже гидростатического.8. The method according to p. 1-5 or 6, characterized in that in the presence of AAPD (abnormally high reservoir pressure) in the first cycles of injection wells operate as production, to reduce reservoir pressure not lower than hydrostatic.
9. Способ по п.1-5 или 6, отличающийся тем, что в начальные моменты времени нагнетательную и добывающие скважины эксплуатируют одновременно, со своими функциями, до момента времени, когда дебиты нефти добывающих скважин не достигнут уровня нерентабельности.9. The method according to p. 1-5 or 6, characterized in that at the initial times, the injection and production wells are operated simultaneously, with their functions, until the time when the oil production rates of the production wells do not reach the level of unprofitability.
10. Способ по п.1-5 или 6, отличающийся тем, что с целью ускорения потока наличности на первых этапах начальных циклов производят одновременную закачку газа как в нагнетательную, так и в добывающие скважины.10. The method according to claim 1 to 5 or 6, characterized in that in order to accelerate the cash flow in the first stages of the initial cycles, gas is simultaneously injected into both injection and production wells.
11. Способ по п.1-5 или 6, отличающийся тем, что с целью увеличения коэффициента охвата при толщинах пласта более 12-13 м забои добывающих и нагнетательных скважин разносят по вертикали, как в способе вертикально-латерального заводнения.
11. The method according to p. 1-5 or 6, characterized in that in order to increase the coverage factor at formation thicknesses of more than 12-13 m, the faces of the producing and injection wells are spaced vertically, as in the vertical-lateral flooding method.