RU2800705C1 - Способ разработки месторождений нефти (варианты), компьютерная система для использования в способе (варианты), машиночитаемый носитель для использования в способе (варианты) - Google Patents

Abstract

Заявлена группа изобретений, включающая: способ разработки месторождений нефти (варианты), компьютерную систему для использования в способе (варианты), машиночитаемый носитель для использования в способе (варианты). Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяных месторождений, повышение продуктивности добывающих скважин. Способ разработки месторождений нефти включает выбор группы соседних скважин. Также включает этап, на котором в течение установленного периода времени осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент сначала закачивают по крайней мере в одну скважину группы скважин, а по крайней мере в одной другой скважине группы осуществляют добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент закачивают в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов осуществляют в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента. Также осуществляют добычу углеводородов по крайней мере в одной скважине, в которой осуществлялась поочередная закачка активного агента, и закачку воды по крайней мере в одну скважину, в которой также осуществлялась поочередная закачка активного агента. 6 н. и 13 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Изобретение относится к технологии повышения нефтеотдачи и может быть использовано при проведении разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений для повышения нефте-газо-конденсатоотдачи.

Из уровня техники известен способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину по патенту RU 2745489 (дата публикации: 25.03.2021, МПК E21B 43/16, C09K 8/58). Способ газоциклической закачки смеси жидкого диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину включает закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину при сверхкритических условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины. Периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.

Общими признаками является наличие циклической закачки рабочего агента в скважину.

Недостатком известного способа является низкий уровень дополнительно добытого флюида за счет неполной выработки добывающих скважин и не продуктивного процесса циклической закачки рабочего агента за счет групповой эксплуатации скважин для циклической закачки и последующей добычи или перевода на режим нагнетания водным агентом скважин, в которых прошел один цикл циклической закачки.

Из уровня техники известен способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой (huff-n-puff) газа по патенту RU 2750458 (дата публикации: 28.06.2021, МПК E21B 43/16). Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа, в котором осуществляют определение: порогового значения газового фактора, порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину- времени выдержки скважины и разработку залежи углеводородов, каждый цикл которой включает стадии: добычи углеводородного флюида из по меньшей мере одной скважины до порогового значения газового фактора; закачки в эту же скважину газа до порогового значения расхода газа; выдержки скважины в течение времени, достаточного для эффективного растворения газа.

Общими признаками является проведение циклической закачки рабочей жидкости в скважину.

Недостатком известного способа является не оптимальный механизм циклической закачки газа на месторождении, что приводит к быстрому прорыву рабочего агента и низким показателям нефтевытеснения, особенно для слабопроницаемых пластов. В результате нефтеотдача от применения указанных способов остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.

Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяных месторождений, повышение продуктивности добывающих скважин, что обеспечивает наибольшую эффективность разработки остаточных запасов нефти, повышение технологической эффективности добычи нефти за счет заявленных способов эксплуатации скважин и распределения оборудования для закачки газа.

Технический результат достигается за счет того, что реализуется способ разработки месторождений нефти, при котором выбирают группу соседних скважин; в течение установленного периода времени осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент сперва закачивают по крайней мере в одну скважину группы скважин, а по крайней мере в одной другой скважине группы осуществляют добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент закачивают в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов осуществляют в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента; осуществляют добычу углеводородов по крайней мере в одной скважине, в которой осуществлялась поочередная закачка активного агента, и закачку воды по крайней мере в одну скважину, в которой также осуществлялась поочередная закачка активного агента.

На участке выбирается группу соседних скважин, а, следовательно, имеющие, например, гидродинамическую связь. Изначально циклическая (поочередная) закачка газа проводится в первой группе скважин, в это время вторую группу скважин отрабатывают в режиме добычи, чтобы просадить давление. При циклической (поочередной) закачки газа в группе скважин в одну скважину, например в течение одного месяца, осуществляют закачку газа, а вторую скважину эксплуатируют в режиме добычи. Затем первую скважину в первой группе переводят на режим добычи, а во вторую скважину в первой группе скважин осуществляют закачку газа. Период времени, в течение которого осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, могут определять по достижению высокого газового фактора (до 2300 м³/т) или снижения эффективности газа ниже, чем минимальное значение (до 0,4 тонн дополнительной добычи нефти на 1000 м³ закачанного активного агента - газа). Оценка получена по результатам оптимизации способа посредством многовариантного гидродинамического моделирования. Добыча углеводородов по крайней мере в одной скважине, в которой осуществлялась поочередная закачка активного агента, и закачка воды по крайней мере в одну скважину, в которой также осуществлялась поочередная закачка активного агента, а также реализация способа путем группового и циклического воздействия на участок месторождения обеспечивает максимальную отработку месторождения и повышение объемов добытой нефти на одном участке месторождения.

Также важным условием является перевод хотя бы одной скважины в группе на закачку воды после проведения поочередной закачки активного агента – газа или газожидкостной смеси, т.к. скважина после проведения поочередной закачки является более приемистой к воде и оказывает влияние на уровень добычи углеводородов в соседних группах.

Кроме того, при реализации заявленного способа циклическая закачка газа используется для группы скважин пока его эффективность максимальная, примерно через год эффективность добычи снижается, но при этом происходит переход на новый участок, который до этого работал в режиме добычи. Таким образом, осуществляется последовательная групповая отработка месторождения, при этом внутри каждой группы обеспечивается циклическая закачка и повышение объемов добытой нефти.

Технический результат достигается за счет того, что реализуется способ разработки месторождений нефти, при котором скважины на месторождении разделяют на по меньшей мере две группы скважин, каждая группа содержит по меньшей мере две соседние скважины; в течение первого установленного периода времени в первой группе соседних скважин осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент сперва закачивают по крайней мере в одну скважину первой группы, а по крайней мере в одной другой скважине первой группы осуществляют добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент закачивают в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов осуществляют в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента, при этом во второй группе скважин осуществляют добычу углеводородов; после чего в течение второго установленного периода времени по крайней мере в одну скважину первой группы скважин осуществляют закачку воды, по крайней мере из одной скважины первой группы осуществляют добычу углеводородов, а во второй группе соседних скважин в течение второго установленного периода времени осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент закачивают сперва по крайней мере в одну скважину второй группы, а по крайней мере в одной другой скважине второй группы осуществляют добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент закачивают в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов осуществляют в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента; после поочередной закачки активного агента и добыче углеводородов во второй группе скважин, скважины второй группы скважин переводят в режим добычи углеводородов.

Технический результат достигается за счет того, что компьютерная система для использования в способе содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет при помощи моделирования следующие этапы: выбор группы соседних скважин; определение установленного периода времени, в течение которого необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент необходимо сперва закачивать по крайней мере в одну скважину группы скважин, а по крайней мере в одной другой скважине группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента.

Технический результат достигается за счет того, что компьютерная система для использования в способе содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет при помощи моделирования следующие этапы: разделение скважин на месторождении на по меньшей мере две группы скважин, каждая группа содержит по меньшей мере две соседние скважины; определение первого установленного периода, в течение которого в первой группе соседних скважин необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент сперва необходимо закачивать по крайней мере в одну скважину первой группы, а по крайней мере в одной другой скважине первой группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента, при этом во второй группе скважин необходимо осуществлять добычу углеводородов; определение второго установленного периода времени по крайней мере в одну скважину первой группы скважин необходимо осуществлять закачку воды, по крайней мере из одной скважины первой группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, а во второй группе соседних скважин в течение второго установленного периода времени необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент необходимо закачивать сперва по крайней мере в одну скважину второй группы, а по крайней мере в одной другой скважине второй группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента.

Технический результат достигается за счет того, что машиночитаемый носитель для использования в способе содержит компьютерную программу, имеющую программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет при помощи моделирования следующие этапы: выбор группы соседних скважин; определение установленного периода времени, в течение которого необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент необходимо сперва закачивать по крайней мере в одну скважину группы скважин, а по крайней мере в одной другой скважине группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента.

Технический результат достигается за счет того, что машиночитаемый носитель для использования в способе содержит компьютерную программу, имеющую программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет при помощи моделирования следующие этапы: разделение скважин на месторождении на по меньшей мере две группы скважин, каждая группа содержит по меньшей мере две соседние скважины; определение первого установленного периода, в течение которого в первой группе соседних скважин необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент сперва необходимо закачивать по крайней мере в одну скважину первой группы, а по крайней мере в одной другой скважине первой группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента, при этом во второй группе скважин необходимо осуществлять добычу углеводородов; определение второго установленного периода времени по крайней мере в одну скважину первой группы скважин необходимо осуществлять закачку воды, по крайней мере из одной скважины первой группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, а во второй группе соседних скважин в течение второго установленного периода времени необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент необходимо закачивать сперва по крайней мере в одну скважину второй группы, а по крайней мере в одной другой скважине второй группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента.

Существует вариант реализации способа разработки месторождений нефти, при котором на месторождении выбирается несколько групп соседних скважин, в отношении каждой группы скважин последовательно осуществляются этапы способа.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, при которых реализуется несколько циклов последовательного осуществления способа.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых в качестве соседних принимают скважины, между которыми существует гидродинамическая связь.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых в качестве соседних принимают скважины, которые расположены ближе друг к другу.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых в качестве активного агента используют газ.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых в качестве активного агента используют газожидкостную смесь.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых смена режимов работы скважин при поочередной закачке осуществляется до 24 раз.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых поочередная закачка активного агента и добыча углеводородов осуществляется в течение периода времени до двух лет.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых дополнительно после поочередной закачки активного агента и добычи углеводородов останавливают эксплуатацию скважины.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых дополнительно после поочередной закачки активного агента и добычи углеводородов останавливают эксплуатацию скважины на период до 1 месяца.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых забои группы скважин расположены вокруг одной кустовой площадки, при этом разрабатывают группы скважин последовательно вокруг кустовой площадки.

Существуют варианты реализации способов разработки месторождений нефти, в которых закачка активного агента во всех группах скважин обеспечивается одной компрессорной установкой.

Изобретение подтверждается следующими фигурами.

Фиг. 1 – зависимость дополнительной добычи нефти с течением времени, на которой обозначены:

1 – график уровня дополнительной добычи нефти при постоянной закачке газа, т.е. без использования способа циклической закачки.

2 – график эффективности циклической закачки, ранее известный из уровня техники способ циклической закачки. Эффективность высока только в первые годы применения.

3 – график дополнительной добычи дебита нефти, полученной за счет использования заявленного способа разработки по первому варианту, при котором используют способ циклической закачки с использованием одной группы соседних скважин. Такой способ позволяет поддерживать эффективность циклической закачки на высоком уровне.

4 – график дополнительной добычи нефти, полученной за счет использования заявленного способа разработки по второму варианту. Заявленный способ циклической закачки значительно повышается за счет сниженной остаточной нефти. Это позволяет получать высокий уровень дополнительной добычи нефти.

Фиг. 2 – изменение дебита жидкости (нефти) и дебита газа (активного агента) с течением времени при использовании заявленного способа.

Фиг. 3 – схема участка месторождения, на котором выбрано 6 групп скважин (5), расположенных параллельно (рядами). Ряды скважин разрабатываются последовательно от первого к шестому ряду.

Фиг. 4 – пример графика циклической закачки для групп скважин, расположенных рядами.

Фиг. 5 – пример разработки месторождения с четырьмя группами соседних скважин, которые разрабатываются в течение двух установленных периодов времени.

Фиг. 6 – пример графика циклической закачки для четырех групп соседних скважин, которые разрабатываются в течение двух установленных периодов времени.

Фиг. 7 – график дополнительной добычи нефти при нескольких циклах добычи (при нескольких последовательностях по второму варианту осуществления заявленного способа).

На фиг.1 видно, что использование заявленных способов обеспечивает стабильно высокий уровень дополнительной добычи нефти на протяжении долгого периода времени.

На фиг. 2 видно, что при использовании заявленного способа циклической закачки повышается приемистость газа (активного агента), это косвенно указывает на то, что пласт месторождения освобождается от флюида нефти, заполняется активным агентом.

Заявленный способ реализуется следующим образом. Скважины 5 на месторождении (фиг. 3) разделяют на группы скважин. При этом скважины внутри группы должны быть расположены максимально близко друг относительно друга или иметь между собой гидродинамическую связь.

В одном из вариантов реализации заявленного способа скважины на месторождении разделены на 6 групп (фиг. 3).

В первой группе скважин в течение первого установленного периода (фиг.4), например в течение одного года, осуществляют поочередную закачку газа и добычу углеводородов. По истечении установленного для первой группы скважин периода продолжают эксплуатацию первой группы скважин в режиме добычи. В следующей группе скважин (ряд 2) в течение следующего установленного периода, например в течение одного года, осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов. При этом осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов последовательно для выбранных групп скважин на месторождении. Т.е. от первой группы последовательно переходят ко второй группе скважин, затем к третьей группе скважин, расположенных в третьем ряду, и так далее до шестого ряда (шестой группы скважин). После поочередной закачки во второй группе скважин скважины этой группы переводят на режим нагнетания – закачки воды.

Таким образом, продвигаются от ряда (группы) к ряду (группе) скважин, в результате осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов последовательно для выбранных групп скважин на месторождении.

Еще один вариант реализации способа представлен на фиг. 5. В данном варианте в первый установленный период осуществляют поочередную закачку первой и второй группы (пар) скважин, а во второй установленный период осуществляют поочередную закачку третьей и четвертой групп (пар) скважин. При этом скважины, не участвующие в поочередной закачке, работают в режиме добычи углеводородов (фиг.5, фиг.6).

В итоге при реализации заявленного способа повышается эффект от циклической закачки за счет последовательного перехода на участки месторождения для циклической закачки в следующей группе скважин.

Существует еще вариант осуществления способа, при котором группы, участвующие в поочередной закачке, повторно вводят в режим поочередной закачки, при чем в той же последовательности (фиг. 7). Таким образом, осуществляют несколько, до пяти, циклов добычи.

В результате вышеописанного последовательного способа разработки месторождения получают максимально возможный дебит нефти на месторождении.

Из вышеописанных примеров реализации заявленного способа разработки месторождений нефти последовательным циклическим воздействием видно, что при использовании способа обеспечивается значительное повышение нефтеотдачи нефтяных месторождений, повышение продуктивности добывающих скважин, что обеспечивает наибольшую эффективность разработки остаточных запасов нефти, что также подтверждается при использовании компьютерной системы и машиночитаемого носителя.

Claims (35)

1. Способ разработки месторождений нефти, при котором:

- выбирают группу соседних скважин;

- в течение установленного периода времени осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент сначала закачивают по крайней мере в одну скважину группы скважин, а по крайней мере в одной другой скважине группы осуществляют добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент закачивают в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов осуществляют в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента;

- осуществляют добычу углеводородов по крайней мере в одной скважине, в которой осуществлялась поочередная закачка активного агента, и закачку воды по крайней мере в одну скважину, в которой также осуществлялась поочередная закачка активного агента.

2. Способ разработки месторождений нефти по п. 1, при котором на месторождении выбирается несколько групп соседних скважин, в отношении каждой группы скважин последовательно осуществляются этапы способа.

3. Способ разработки месторождений нефти по п. 2, при котором реализуется несколько циклов последовательного осуществления способа.

4. Способ разработки месторождений нефти, при котором скважины на месторождении разделяют на по меньшей мере две группы скважин, каждая группа содержит по меньшей мере две соседние скважины;

в течение первого установленного периода времени в первой группе соседних скважин осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент сначала закачивают по крайней мере в одну скважину первой группы, а по крайней мере в одной другой скважине первой группы осуществляют добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент закачивают в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов осуществляют в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента, при этом во второй группе скважин осуществляют добычу углеводородов;

после чего в течение второго установленного периода времени по крайней мере в одну скважину первой группы скважин осуществляют закачку воды, по крайней мере из одной скважины первой группы осуществляют добычу углеводородов, а во второй группе соседних скважин в течение второго установленного периода времени осуществляют поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент закачивают сначала по крайней мере в одну скважину второй группы, а по крайней мере в одной другой скважине второй группы осуществляют добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент закачивают в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов осуществляют в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента;

после поочередной закачки активного агента и добычи углеводородов во второй группе скважин скважины второй группы скважин переводят в режим добычи углеводородов.

5. Способ разработки месторождений нефти по п. 4, при котором реализуется несколько циклов последовательного осуществления способа.

6. Способ разработки месторождений нефти по п. 1 или 4, в котором в качестве соседних принимают скважины, между которыми существует гидродинамическая связь.

7. Способ разработки месторождений нефти по п. 1 или 4, в котором в качестве соседних принимают скважины, которые расположены ближе друг к другу.

8. Способ разработки месторождений нефти по п. 1 или 4, в котором в качестве активного агента используют газ.

9. Способ разработки месторождений нефти по п. 1 или 4, в котором в качестве активного агента используют газожидкостную смесь.

10. Способ разработки месторождений нефти по п. 1 или 4, в котором смена режимов работы скважин при поочередной закачке осуществляется до 24 раз.

11. Способ разработки месторождений нефти по п. 1 или 4, в котором поочередная закачка активного агента и добыча углеводородов осуществляется в течение периода времени до двух лет.

12. Способ разработки месторождений нефти по п. 1 или 4, в котором дополнительно после поочередной закачки активного агента и добычи углеводородов останавливают эксплуатацию скважины.

13. Способ разработки месторождений нефти по п. 1 или 4, в котором дополнительно после поочередной закачки активного агента и добычи углеводородов останавливают эксплуатацию скважины на период до 1 месяца.

14. Способ разработки месторождений нефти по п. 2 или 4, в котором забои группы скважин расположены вокруг одной кустовой площадки, при этом разрабатывают группы скважин последовательно вокруг кустовой площадки.

15. Способ разработки месторождений нефти по п. 2 или 4, в котором закачка активного агента во всех группах скважин обеспечивается одной компрессорной установкой.

16. Компьютерная система для использования в способе по п. 1, содержащая по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет при помощи моделирования следующие этапы:

- выбор группы соседних скважин;

- определение установленного периода времени, в течение которого необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент необходимо сначала закачивать по крайней мере в одну скважину группы скважин, а по крайней мере в одной другой скважине группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента.

17. Компьютерная система для использования в способе по п. 4, содержащая по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет при помощи моделирования следующие этапы:

- разделение скважин на месторождении на по меньшей мере две группы скважин, каждая группа содержит по меньшей мере две соседние скважины;

- определение первого установленного периода, в течение которого в первой группе соседних скважин необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент сначала необходимо закачивать по крайней мере в одну скважину первой группы, а по крайней мере в одной другой скважине первой группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента, при этом во второй группе скважин необходимо осуществлять добычу углеводородов;

- определение второго установленного периода времени, в течение которого по крайней мере в одну скважину первой группы скважин необходимо осуществлять закачку воды, по крайней мере из одной скважины первой группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, а во второй группе соседних скважин в течение второго установленного периода времени необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент необходимо закачивать сначала по крайней мере в одну скважину второй группы, а по крайней мере в одной другой скважине второй группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента.

18. Машиночитаемый носитель для использования в способе по п. 1, содержащий компьютерную программу, имеющую программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет при помощи моделирования следующие этапы:

- выбор группы соседних скважин;

- определение установленного периода времени, в течение которого необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент необходимо сначала закачивать по крайней мере в одну скважину группы скважин, а по крайней мере в одной другой скважине группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента.

19. Машиночитаемый носитель для использования в способе по п. 4, содержащий компьютерную программу, имеющую программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет при помощи моделирования следующие этапы:

- разделение скважин на месторождении на по меньшей мере две группы скважин, каждая группа содержит по меньшей мере две соседние скважины;

- определение первого установленного периода, в течение которого в первой группе соседних скважин необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент сначала необходимо закачивать по крайней мере в одну скважину первой группы, а по крайней мере в одной другой скважине первой группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента, при этом во второй группе скважин необходимо осуществлять добычу углеводородов;

- определение второго установленного периода времени, в течение которого по крайней мере в одну скважину первой группы скважин необходимо осуществлять закачку воды, по крайней мере из одной скважины первой группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, а во второй группе соседних скважин в течение второго установленного периода времени необходимо осуществлять поочередную закачку активного агента и добычу углеводородов, при которой активный агент необходимо закачивать сначала по крайней мере в одну скважину второй группы, а по крайней мере в одной другой скважине второй группы необходимо осуществлять добычу углеводородов, после чего меняют режимы эксплуатации для этих скважин, при которой активный агент необходимо закачивать в скважину, которая до этого работала на добычу углеводородов, а добычу углеводородов необходимо осуществлять в скважине, в которую до этого осуществлялась закачка активного агента.