Claims (9)
1. Способ разработки газоконденсатной или нефтегазоконденсатной залежи в низкопроницаемых отложениях системой горизонтальных скважин с изменяющимися технологическими функциями при их эксплуатации, отличающийся тем, что на скважинах реализуют повторяющиеся циклы снижения и повышения давления для создания сети микро- и макротрещин, каждый цикл образуют из этапов добычи углеводородов, простоя скважины, закачки метансодержащего агента в ту же скважину, повторного простоя, в каждом цикле добычу пластовых углеводородов из скважины осуществляют до снижения продуктивности на 30-50% ниже начального значения на текущем цикле, после остановки скважины выдерживают в состоянии простоя не менее 5-7 дней для выравнивания давления, релаксации напряженно-деформированного состояния породы и стабилизации системы трещин в зоне, охваченной деформационными воздействиями при снижении забойного и пластового давления, в процессе простоя оценивают параметры конденсатного вала, в процессе закачки газа и последующего простоя оценивают эффективность процесса расформирования газоконденсатного вала за счет испарения конденсата в газовую фазу.1. A method of developing a gas condensate or oil and gas condensate reservoir in low permeability deposits by a system of horizontal wells with changing technological functions during their operation, characterized in that the wells implement repeated cycles of pressure reduction and increase to create a network of micro- and macrocracks, each cycle is formed from hydrocarbon production stages , downtime of a well, injection of a methane-containing agent into the same well, repeated downtime, in each cycle, production of produced hydrocarbons from the well is carried out they melt until productivity decreases by 30-50% below the initial value in the current cycle, after stopping the well, they are kept idle for at least 5-7 days to equalize pressure, relax the stress-strain state of the rock and stabilize the system of cracks in the zone covered by deformation when lowering the bottomhole and reservoir pressure, in the process of downtime, the parameters of the condensate shaft are evaluated, in the process of gas injection and subsequent downtime, the efficiency of the process of decomposition of gas condensate is evaluated th shaft due to evaporation of condensate in the gas phase.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для газоконденсатных залежей с высоким конденсатогазовым фактором - КГФ за дополнительный критерий остановки принимают заметное уменьшение КГФ добываемой продукции за промежуток времени менее полугода эксплуатации.2. The method according to p. 1, characterized in that for gas condensate deposits with a high condensate-gas factor - KGF for an additional stopping criterion take a noticeable decrease in the KGF of the produced products over a period of less than six months of operation.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что бурят дополнительные нагнетательные горизонтальные скважины в низкопроницаемых зонах пласта и осуществляют в них с начала разработки или с иного обоснованного момента времени закачку метансодержащего агента нагнетания.3. The method according to p. 1 or 2, characterized in that they drill additional horizontal injection wells in low-permeability zones of the formation and carry out the injection of a methane-containing injection agent from the beginning of development or from another reasonable point in time.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при достижении объема закачанного агента нагнетания на конец этапа нагнетания по участку залежи на уровне 20-30% от углеводородонасыщенного порового объема участка осуществляют перевод одной части скважин в режим непрерывной добычи, а другой - в режим непрерывного нагнетания.4. The method according to p. 1, characterized in that when reaching the volume of the injected injection agent at the end of the injection stage in the reservoir section at the level of 20-30% of the hydrocarbon-saturated pore volume of the section, one part of the wells is transferred to the continuous production mode, and the other to continuous discharge mode.
5. Способ по п. 1, или 2, или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания используют сухой углеводородный газ.5. The method according to p. 1, or 2, or 4, characterized in that dry hydrocarbon gas is used as the injection agent.
6. Способ по п. 1 или 2, или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания используют сухой углеводородный газ с предварительной закачкой оторочки СО2.6. The method according to p. 1 or 2, or 4, characterized in that as the injection agent use dry hydrocarbon gas with pre-injection of the rim of CO 2 .
7. Способ по п. 1, или 2, или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания используют сухой углеводородный газ, обогащенный СО2.7. The method according to p. 1, or 2, or 4, characterized in that as the injection agent use dry hydrocarbon gas enriched in CO 2 .
8. Способ по п. 1, или 2, или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания используют сухой углеводородный газ с предварительной закачкой оторочки углеводородного растворителя, например широкой фракции легких углеводородов или толуола.8. The method according to p. 1, or 2, or 4, characterized in that a dry hydrocarbon gas is used as an injection agent with preliminary injection of a rim of a hydrocarbon solvent, for example, a wide fraction of light hydrocarbons or toluene.
9. Способ по п. 2 или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания в нагнетательных скважинах используют водогазовую смесь.9. The method according to p. 2 or 4, characterized in that the gas-water mixture is used as the injection agent in the injection wells.