Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты

Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты

Реферат

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки проблемных залежей нефти в отложениях баженовской свиты.

Запасы нефти в баженовской свите, регионально представленной в Западной Сибири, по разным оценкам, исчисляются миллиардами тонн. Они до сих пор не разрабатываются в промышленных масштабах вследствие отсутствия адекватной технологии извлечения из них нефти.

Продуктивные отложения баженовской свиты считаются нефтематеринскими и представлены, в основном, переслаиванием двух литологических типов коллекторов: кероген-глинисто-кремнистых пород - баженитов, занимающих обычно основную долю толщины пласта, и трещиноватых глинистых известняков (см. на сайте Высшей аттестационной комиссии (ВАК) автореферат кандидатской диссертации Вертиевец Ю.А. "Геологическое обоснование освоения трудноизвлекаемых запасов нефти кероген-глинисто-силицитовых пород баженовской свиты района Красноленинского свода", 2011 г., с.13 и 14).

Бажениты характеризуются тем, что содержат углеводороды в двух различных формах. Во-первых, в виде легкой маловязкой нефти в пустотном пространстве. Во-вторых, в виде керогена - одной из породообразующих составляющих коллектора, соответствующей промежуточной стадии преобразования органического вещества и обладающей нефтегенерирующей способностью.

Характерный размер пор баженитов оценивается по аналогии с нефтесодержащими сланцами в 30-50 нм. То есть имеют место коллектора с наноразмерной структурой порового пространства. Коллекторские свойства баженитов очень низкие и связаны, в основном, с микрослоистостью и листоватостью глинистых пород. Относительно хорошей проницаемостью в отложениях баженовской свиты характеризуются интервалы трещиноватости известняков и отдельные зоны трещиноватости баженитов.

Таким образом, в фильтрационном отношении отложения баженовской свиты характеризуются наличием суперколлекторов в продуктивном разрезе. Слово суперколлектор характеризует здесь не величину проницаемости, а контраст проницаемостей между крайне низкопроницаемой матрицей баженитов и трещиноватыми прослоями. При этом известно, что наличие суперколлекторов предопределяет низкий коэффициент извлечения нефти (КИН), например, при заводнении пласта, вследствие быстрого прорыва воды к добывающим скважинам по суперколлекторам.

Традиционные способы разработки залежей в баженовской свите отличаются низкими (порядка 3-5%) значениями КИН (см. на сайте ВАК автореферат докторской диссертации Кокорева В.И. "Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти", 2010 г.с.26).

Наиболее близкий к предлагаемому способ разработки залежей нефти в отложениях баженовской свиты характеризуется следующими особенностями (см. Лобусев А.В., Чоловский И.П., Лобусев М.А., Вертиевец Ю.А. Использование попутного газа для разработки залежей УВ баженовской свиты Западной Сибири // Газовая промышленность, 644/2010, с.61 или на сайте ВАК автореферат кандидатской диссертации Вертиевец Ю.А. "Геологическое обоснование освоения трудноизвлекаемых запасов нефти кероген-глинисто-силицитовых пород баженовской свиты района Красноленинского свода", 2011 г., с.22-23).

- На отложения баженовской свиты бурят систему добывающих и нагнетательных скважин.

- В нагнетательные скважины осуществляют закачку попутного газа, получаемого при добыче нефти из отложений баженовской свиты и других пластов рассматриваемого месторождения. Предполагается реализация в баженовской залежи режима смешивающегося вытеснения нефти газом.

- С целью расширения областей дренирования скважин применяют метод гидроразрыва пласта (ГРП) с созданием трещин максимальной длины.

- В отдельных зонах субвертикальной трещиноватости, обеспечивающей сообщаемость баженовской свиты и нижележащей абалакской свиты с улучшенными коллекторскими свойствами, дополнительно бурят горизонтальные скважины на абалакскую свиту с проведением ГРП для добычи нефти, поступающей из баженовской свиты.

Данный способ характеризуется следующими недостатками.

- Попутный газ при закачке в пласт будет с опережением прорываться по суперколлекторам в добывающие скважины, сокращая коэффициент охвата пласта вытеснением и, соответственно, снижая КИН. Известно, что негативное влияние неоднородности пласта на КИН в случае закачки маловязкого газа даже более значительное, чем при заводнении.

- При этом нагнетаемый газ не будет существенно воздействовать на бажениты, содержащие основные запасы углеводородов в виде легкой нефти в пустотах и в связанном виде в керогенсодержащей матрице, аналогично тому, как, согласно теоретическим исследованиям и опыту разработки, оказываются слабоохваченными заводнением запасы нефти в поровой матрице трещинно-порового коллектора вследствие прорыва воды по высокопроницаемым каналам (трещинам).

- Как показывают результаты лабораторных исследований и опытных промысловых работ, коллекторские свойства отложений баженовской свиты сильно чувствительны к изменению пластового давления. Поэтому в окрестности добывающих скважин в процессе их эксплуатации происходит существенное снижение проницаемости, что приводит к быстрому падению их дебитов.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования таких технологических решений, которые, с одной стороны, в качестве благоприятного фактора используют факт высоких термобарических условий в отложениях баженовской свиты и наличие маловязкой нефти. С другой стороны, приводят к повышению эффективности разработки залежи нефти в баженовских отложениях и конечного коэффициента извлечения нефти.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты включает бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, и отличается 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 (T₂-T₁), за которое продолжается растворение указанных углеводородов и происходит выравнивание пластового давления, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу.

Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (T₃-T₂). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину.

Время T₁ принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (T₂-T₁) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени T₂, а момент времени T₃ соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения.

Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению потребностей в использовании стороннего газа.

Для снижения затрат на рабочий агент и его компримирование в качестве закачиваемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый на месторождении.

Для 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.

Для повышения эффективности вытеснения подвижной нефти за счет смешивающегося вытеснения и высвобождения связанных углеводородов в качестве закачиваемого газа используют углекислый газ.

Для повышения эффективности вытеснения подвижной нефти за счет смешивающегося вытеснения и высвобождения связанных углеводородов закачку газа сопровождают закачкой растворителей в виде оторочек или путем обогащения закачиваемого газа растворителем.

Для комплексного повышения эффективности процесса вытеснения чередуют закачку оторочек метана, углекислого газа, растворителей или обогащенного растворителями газа, а также газа сепарации.

Для увеличения коэффициента охвата при снижении эффективности рассматриваемых трех этапов, выраженной в накопленной добыче нефти за цикл, в нагнетательную скважину закачивают воду или полимерные, гелевые растворы в качестве потокоотклоняющего агента.

Для сокращения потерь в добыче нефти из-за простаивания добывающих скважин при наличии аномально высокого пластового давления - АВПД в первых циклах нагнетательные скважины эксплуатируют в качестве добывающих до снижения пластового давления не ниже гидростатического.

Для сокращения потерь в добыче нефти из-за простаивания добывающих скважин в первых циклах нагнетательную и добывающие скважины эксплуатируют одновременно, со своими функциями, до момента времени, когда дебиты нефти добывающих скважин не достигнут уровня заданных минимальных значений.

Для увеличения уровней добычи углеводородного сырья и потока наличности (динамики выручки) от их продажи на первых этапах начальных циклов производят одновременную закачку газа как в нагнетательную, так и в добывающие скважины.

Для увеличения коэффициента охвата, при достаточной толщине пласта (более 12-13 м), забои добывающих и нагнетательных скважин разносят по вертикали, как в способе вертикально-латерального заводнения (см. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа: Часть 2. М.: Ижевск: Ин-т компьютер, исслед., 2009, с.83-100).

Способ осуществляют следующим образом

Для рассматриваемой залежи нефти создают сначала 3D геологическую, а затем и 3D гидродинамическую модель продуктивного пласта.

Тип закачиваемого газа выбирают с учетом результатов лабораторных экспериментов на керновом материале и технико-экономических расчетов, а также проведения опытных работ.

В качестве закачиваемого газа используют один из следующих вариантов:

- попутный нефтяной газ баженовской свиты или других залежей месторождения, а также соседних месторождений;

- чистый метан или сухой природный газ, при наличии на данном или соседних месторождениях залежей сухого газа;

- обогащенный растворителями или чередующийся с оторочками растворителей попутный нефтяной или иной газ, при этом в качестве растворителей используют, например, широкую фракцию легких углеводородов - ШФЛУ, толуол;

- углекислый газ;

- чередующиеся оторочки любых из перечисленных закачиваемых агентов, или попутный газ, обогащенный любыми из перечисленных агентов.

Осуществляют прогнозные расчеты с целью обоснования сетки скважин, типа скважин (вертикальные, горизонтальные, многозабойные), расстояния между скважинами по латерали и расстояния между стволами скважин по вертикали. Для повышения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин в них могут выполнять ГРП.

Скорее всего, наиболее предпочтительной окажется площадная пятиточечная сетка скважин, или однорядная сетка. На примере элемента разработки при пятиточечной сетке соответствующие технологические решения выглядят следующим образом.

- Совокупность технологических операций идентична в чередующихся во времени циклах. Каждый из циклов подразделяется, в общем случае, на три этапа.

- Первый этап. В нагнетательную скважину в течение 1-3 месяцев производят закачку газа. Продолжительность закачки в течение времени T₁, равного 1-3 месяцам, довольно характерна для проектов газового и водогазового воздействия на продуктивные нефтяные пласты.

В период закачки газа добывающие скважины простаивают.

В течение первого этапа высокоподвижный закачиваемый газ растворяет в себе в режиме, близком к смесимости, жидкие углеводороды, проникает в керогенсодержащую матрицу баженитов с наноразмерными порами и взаимодействует со связанными углеводородами за счет фильтрационных и диффузионных процессов, что приводит к их набуханию, высвобождению из матрицы и смесимости с закачиваемым газом.

- Второй этап. По прошествии указанного времени T₁ закачку газа в нагнетательную скважину прекращают, а добывающие скважины продолжают простаивать в течение времени (T₂-T₁). В этот период продолжается насыщение закачанного в пласт газа жидкими и связанными углеводородами, высвобождаемыми из керогенсодержащей матрицы.

Продолжительность периода (T₂-T₁) будет разной для рассматриваемых залежей в связи с тем, что они характеризуются не одинаковыми термобарическими условиями, коллекторскими свойствами, а также физико-химическими свойствами нефти и баженитов. Поэтому, меняя продолжительность периода (T₂-T₁) в промысловых исследованиях, устанавливают такую ее величину, при увеличении которой не происходит существенного роста содержания нефти в добывающих скважинах при включении их в эксплуатацию. На продолжительность периода простоя (T₂-T₁) оказывает влияние также экономический фактор.

- Третий этап. Нагнетательная скважина продолжает простаивать. Добывающие скважины пускают в эксплуатацию с целью добычи нефти как в свободном виде, так и растворенной в закачанном газе. Со временем дебит скважин по нефти снижается и достигает заданного минимального уровня. Такой уровень устанавливается на основе предварительных технико-экономических расчетов, например, из условия рентабельности (самоокупаемости) эксплуатации скважин. С этого момента T₃ эксплуатацию добывающих скважин прекращают и возобновляют закачку газа в нагнетательную скважину. То есть, наступает следующий цикл.

Возможные дополнения к способу заключаются в следующем.

- С целью увеличения коэффициента охвата при снижении доли нефти в добываемой продукции через нагнетательную скважину осуществляют закачку воды в пласт. Если в случае нефтяных скважин для увеличения коэффициента охвата закачивают, например, полимеры, то в предлагаемом способе порция воды выступает и в качестве рабочего агента. В случае значительной доли разбухающего глинистого материала в баженитах для выравнивания профиля приемистости используют минерализованные водные растворы, минимизирующие процесс разбухания, и широко применяемые в нефтяной практике гелевые, полимерные растворы, например растворы полиакриламида в воде, растворы биополимеров или любые водные растворы с добавлением водорастворимых веществ для повышения вязкости и/или придания вязкопластических свойств.

- С целью сокращения потерь в добыче нефти из-за простаивания добывающих скважин в условиях аномально высокого пластового давления - АВПД в начальные моменты реализации предлагаемого способа целесообразна лишь одновременная эксплуатация добывающих скважин и нагнетательной скважины в качестве добывающей. Такая альтернатива реализуется до снижения пластового давления не ниже гидростатического.

- С целью сокращения потерь в добыче нефти из-за простаивания добывающих скважин целесообразна в начальные моменты времени альтернатива в виде одновременной эксплуатации нагнетательной и добывающих скважин со своими функциями до момента, когда дебиты добывающих скважин достигнут заданного минимального уровня.

- С целью увеличения уровней добычи углеводородного сырья и потока наличности (динамики выручки) от их продажи на первых этапах начальных циклов целесообразна одновременная закачка газа как в нагнетательную, так и в добывающие скважины.

- При достаточной толщине пласта (более 12-13 метров) и наличии в нем вертикальной сообщаемости увеличению коэффициента охвата способствует разнесение забоев нагнетательной и добывающей скважин по вертикали, как в способе вертикально-латерального заводнения, а также при сайклинг-процессе на Карачаганакском месторождении (см. Кусанов Ж.К. Особенности разработки Карачаганакского месторождения // Нефтяное хозяйство, 2011, №6, с.100-103).

- В рассматриваемых основном способе и всех альтернативных его вариантах добываемый газ после промысловой обработки направляют вновь в нагнетательные скважины для закачки в пласт.

Обоснования предлагаемого способа и его достоинств

Пример реализации предлагаемого способа затруднительно привести по причине недоступности исходной геолого-промысловой информации по реальным объектам нефтяных компаний. Тем не менее, приводимая далее аргументация, по мнению авторов, будет достаточной применительно к заявленному способу разработки.

- Предлагаемый способ сродни известным способам разработки - сайклинг-процессу применительно к газоконденсатным залежам, а также газовому и водогазовому способам повышения конечного коэффициента извлечения нефти.

Поэтому способ не нуждается в специальном доказательстве его достоверности и реализуемости. Однако до промышленного внедрения предлагаемого способа необходим этап опытно-промышленных работ на рассматриваемом месторождении с целью выявления его экономической целесообразности и определения искомого периода (T₂-T₁) простаивания добывающих скважин.

- В отличие от известных сайклинг-процесса и газовых методов повышения КИН, а также способа-прототипа, в предлагаемом способе важной особенностью являются вводимые периоды простаивания добывающих скважин. Такое технологическое решение продиктовано особенностью наличия в баженитах как подвижной нефти, так и связанных или малоподвижных углеводородов в керогенсодержащей матрице. Ибо периоды простаивания скважин способствуют более полной смесимости закачиваемого газа и подвижной нефти, а также активизации связанных и малоподвижных углеводородов матрицы.

- Низкая эффективность многих способов воздействия на нефтяные пласты объясняется наличием значимой движущей силы - разностью забойных давлений в нагнетательной и добывающих скважинах.

Данный фактор присущ и способу-прототипу. В предлагаемом же способе эта движущая сила заметно меньше, так как нет источников низкого давления в добывающих скважинах. А именно, в период простаивания добывающих скважин указанная движущая сила сокращается на величину депрессии в добывающих скважинах.

Роль данного фактора практически обнуляется в альтернативном варианте, когда закачку газа осуществляют и в нагнетательную, и в добывающие скважины.

- Авторы способа-прототипа справедливо отмечают крайне низкую проницаемость керогенсодержащей матрицы. В результате баженовская свита при традиционном вытеснении нефти рабочим агентом (водой или газом) ведет себя как пласт с наличием в нем суперколлекторов. Именно такой контраст в проницаемостях и предопределяет низкие коэффициент охвата при заводнении и соответственно - КИН (Закиров С.Н. и др. Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе. - М.: ООО "Контент-пресс", 2011. - 248 с.).

- Как уже отмечалось, способ-прототип практически не может обеспечить воздействия на основные запасы углеводородов в керогенсодержащей матрице. Поэтому далее дополнительные достоинства предлагаемого способа разработки рассмотрим по отношению к считающемуся сегодня наиболее перспективным для России термогазовому способу освоения ресурсов баженовской свиты (см. на сайте ВАК автореферат докторской диссертации Кокорева В.И. "Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти", 2010 г., с.26-38).

Согласно термогазовому способу в нагнетательные скважины закачивают воздух и воду. Вследствие высокой пластовой температуры в баженовской свите самоинициируется процесс горения. Газообразные продукты горения и горячая вода обеспечивают процесс смешивающегося вытеснения нефти, находящейся в жидкой фазе. Продвигающийся в пласте фронт горения ведет к прогреву до температуры 250-300°С керогенсодержащей матрицы и процессам пиролиза и крекинга керогена с извлечением нефти и газообразных углеводородов. При этом утверждается, что на процесс горения расходуется в качестве топлива, в основном, кероген, а не нефть.

При термогазовом способе предполагают, что при создании высокой температуры "экстрагируемые" нефть и газ из керогенсодержащей матрицы получают возможность поступать в прослои с повышенной проницаемостью и далее - к скважинам за счет увеличения коллекторских свойств матрицы под воздействием температуры. Однако увеличение проницаемости матрицы сопровождается одновременным увеличением ее пористости, а фронт прогрева незначительно обгоняет фронт повышенного давления в дренируемом прослое от нагнетания воздуха и воды. Следовательно, термически "экстрагируемые" нефть и газ могут в значительной мере оставаться в керогенсодержащей матрице, не поступая в дренируемые прослои.

В предлагаемом способе закачиваемый газ в периоды T₁ и (T₂-T₁) будет поступать за счет фильтрационных и диффузионных процессов в керогенсодержащую матрицу, взаимодействовать со связанными углеводородами, приводя к их набуханию и "выдавливанию" из матрицы в дренируемые прослои, при режиме смешивающегося вытеснения вследствие высоких термобарических условий в баженовской свите. То есть это альтернативный механизм воздействия на керогенсодержащую матрицу.

- Использование воды в термогазовом способе в качестве рабочего агента может приводить к разбуханию глинистых компонентов матрицы (каолинита и монтмориллонита) и полному "запечатыванию" низкопроницаемой матрицы. Эти процессы усугубляются высокими температурами, свойственными термогазовому способу.

- Предлагаемый способ характеризуется меньшими энергетическими затратами на компримирование рабочего агента. При термогазовом способе компримирование воздуха необходимо осуществлять с одной атмосферы до давления нагнетания около 300-350 атм. То есть коэффициент сжатия составляет 350 ед. В предлагаемом способе компримируют в начале, например, попутный нефтяной газ с давлением в несколько атм. Если это давление равняется, допустим, 2 атмосферам, то коэффициент сжатия составляет 175 единиц, или в 2 раза меньше.

По мере появления закачиваемого газа в продукции добывающих скважин и его дальнейшего использования давление на приеме компрессора можно будет задавать в 3-5 атм. То есть, коэффициент сжатия снижается до 70 единиц с соответствующим уменьшением затрат на компримирование.

Повышение давления на приеме компрессора до 3-5 атм будет означать, что в пласт закачивают жирный газ. Известно, что такой газ характеризуется большей способностью растворять в себе жидкие углеводороды. Дополнительно эффективность вытеснения подвижной нефти и высвобождения связанных углеводородов повышается при использовании растворителей, например толуола, ШФЛУ, и углекислого газа.

В случае использования в предлагаемом способе углекислого газа или растворителей также возможно снижение затрат на компримирование за счет обогащения ими попутного газа с более высоким давлением перед компримированием и последующей подачей в пласт.

Повышение диффузионной способности закачиваемого газа и его проникновения в керогенсодержащую матрицу обеспечивается при закачке метана или сухого природного газа с высоким содержанием метана. В последнем случае затраты на компримирование также значительно снижаются при использовании газа повышенного давления, добываемого из газовых залежей данного или соседних месторождений.

При использовании же воздуха в качестве рабочего агента давление на приеме компрессора, по определению, всегда составляет не более атмосферного. Увеличение энергетических затрат на закачку воздуха неизбежно сопровождается увеличением выбросов компрессорами в атмосферу диоксида углерода. Альтернативное решение в виде применения бустерных агрегатов для закачки в пласт водовоздушной смеси характеризуется низкой производительностью по газу и снижением эффективности процессов горения в пласте.

Кроме того, в случае термогазового способа попутно добываемый газ не используется в качестве рабочего агента. Это означает, что недропользователь вынужден будет реализовывать проект по утилизации добываемого газа. Известно, что одновременная реализация нефтяного и газового проектов ухудшает экономические показатели. Об этом говорит опыт, например, проектов Сахалин-1 и Сахалин-2.

То есть предлагаемый способ предпочтительнее и с экологической точки зрения. Ибо при термогазовом способе не только требуется процесс удаления из добываемого газа азота, диоксида углерода и других компонентов, но и приходится еще сбрасывать в атмосферу нежелательный диоксид углерода.

- При сопоставлении предлагаемого способа с термогазовым способом остается неясным лишь вопрос о сравнительной эффективности двух соответствующих механизмов извлечения углеводородов из керогенсодержащей матрицы. Достоверный ответ здесь возможен на основе сопоставительных как лабораторных, так и промысловых исследований.

Поэтому еще раз оговариваем целесообразность опытно-промышленных работ, так как выполнить сопоставительные лабораторные эксперименты, учитывающие все существенные факторы, применительно к термогазовому и предлагаемому способу представляется нереалистичным.

Таким образом, предлагаемый способ разработки залежи нефти в баженовской свите, с одной стороны, технологически реализуем, ибо он включает в себя известные и апробированные решения. С другой стороны, он характеризуется многими преимуществами по сравнению с термогазовым способом и способом-прототипом.

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 обеспечивают 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 (T₂-T₁), за которое продолжают растворение указанных углеводородов и выравнивают пластовое давление, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу; на третьем этапе в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т₃-T₂); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время T₁ принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (T₂-T₁) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени T₂, а момент времени Т₃ соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения; 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 в качестве закачиваемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый на месторождении.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве закачиваемого газа используют метан или сухой природный газ.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве закачиваемого газа используют углекислый газ.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку газа сопровождают закачкой растворителей, в виде оторочек или путем обогащения закачиваемого газа растворителем.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что чередуют закачку оторочек метана, углекислого газа, растворителей или обогащенного растворителями газа, а также газа сепарации.

7. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при снижении эффективности рассматриваемых трех этапов в одном из циклов, выраженной в накопленной добыче нефти за цикл, в нагнетательную скважину закачивают воду или полимерные, гелевые растворы в качестве потокоотклоняющего агента.

8. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при наличии аномально высокого пластового давления - АВПД в первых циклах нагнетательные скважины эксплуатируют в качестве добывающих до снижения пластового давления не ниже гидростатического.

9. Способ по одному из пп.1-6, 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 заданных минимальных значений.

10. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что на первых этапах начальных циклов производят одновременную закачку газа как в нагнетательную, так и в добывающие скважины.

11. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при толщинах пласта более 12-13 м забои добывающих и нагнетательных скважин разносят по вертикали, как в способе вертикально-латерального заводнения.