СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В ОТЛОЖЕНИЯХ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

1
1
2
1
3
2
1
2
1
2
3
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 T, 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 T простаивают в течение времени (Т-Т) 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 (Т-Т); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время T принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (Т-Т) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т, а момент времени Т 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.