СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ Российский патент 1994 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к скважинной разработке залежей нефти, подстилаемых водой.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, подстилаемых водой, который предусматривает ограничение дебитов скважин с целью уменьшения обводнения продукции [1] .

Недостатком этого способа являются длительные сроки разработки залежей, а при повышенной вязкости нефти - невозможность его реализации из-за образования водяных конусов при любых дебитах.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, подстилаемых водой, который предусматривает установку барьеров в области водонефтяного контакта для предотвращения притока воды в добывающие скважины [2] .

Недостатком этого способа является невозможность создания сплошных барьеров без окон и кратковременность эффекта из-за небольших размеров барьера по сравнению с площадью водонефтяного контакта.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, подстилаемых водой, путем водогазового воздействия [3] .

Недостатком этого способа является большой удельный расход газа на единицу массы добытой нефти из-за значительных объемов защемленного газа в водонасыщенной зоне коллектора и быстрого проскальзывания закачиваемого газа к добывающим скважинам.

Известен способ разработки нефтяных месторождений на основе заводнения с использованием оторочки растворителя [4] . Недостатком данного способа является низкий охват пласта процессом вытеснения, особенно в макронеоднородных коллекторах.

Основной задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи залежей нефти с подошвенной водой и снижение потерь растворителя в пласте за счет увеличения охвата нефтенасыщенной части пласта растворителем и повышения эффективности капиллярной пропитки. Благодаря низким темпам нагнетания растворителя потери его в пласте снижаются в несколько раз, а за счет повышения охвата нефтенасыщенной части пласта и роста эффективности капиллярной пропитки нефтеотдача возрастает на 20-40% .

Существенным признаком данного изобретения является подача растворителя в пласт в течение всего основного срока разработки. Благодаря закачке растворителя с небольшой скоростью существенно снижается удельный расход этого агента.

Существенным признаком предлагаемого изобретения является одновременное нагнетание растворителя в область водонефтяного контакта и воды в водонасыщенную часть пласта. За счет такой технологии предотвращается попадание растворителя в водонасыщенную зону пласта и снижаются потери этого ценного агента.

Важным признаком изобретения является закачка растворителя через нагнетательную скважину до полного охвата площади дренирования со скоростью, при которой площадь дренирования охватывается растворителем за срок от 1 мес до 3 лет. Благодаря такой технологии сокращается срок формирования оторочки растворителя и снижаются сроки разработки залежи.

Важным признаком изобретения является то, что при больших расстояниях между скважинами растворитель закачивают через добывающие и нагнетательные скважины или только через добывающие скважины на этапе создания оторочки. При такой технологии обеспечивается большой охват пласта растворителем по площади в неоднородном пласте, так как предотвращаются прорывы этого ценного агента по высокопроницаемым зонам.

Важным признаком изобретения является то, что все эксплуатирующие пласт скважины делят на две группы, причем поочередно через первую группу скважин осуществляют отбор жидкости, а через вторую группу скважин нагнетают растворитель в количестве, необходимом для охвата всей площади дренирования второй группы скважин. За счет такой технологии повышается охват пласта растворителем, так как появляется возможность регулировать объемы закачиваемого растворителя в зависимости от размеров зоны дренирования каждой скважины. Кроме того, возрастают дебиты скважин по нефти благодаря снижению сопротивлений в призабойных зонах пласта.

Важным признаком изобретения является то, что одновременно с растворителем в пласт подают теплоноситель, нагретый до температуры, меньшей температуры кипения воды при данном пластовом давлении. При нагнетании одновременно с растворителем горячей воды фильтрационные сопротивления снижаются, дебиты скважин возрастают, а срок разработки сокращается. Кроме того, за счет испарения растворителя в кольцевом пространстве значительно уменьшаются теплопотери в стволе нагнетательной скважины.

Важным признаком изобретения является то, что при наличии в пласте газовой шапки теплоноситель закачивают в область газонефтяного контакта, а растворитель подают в область водонефтяного контакта. При такой технологии постепенному прогреву пласта сопутствует постепенное насыщение всего объема нефти растворителем, так как прогретая нефть частично разгазируется. За счет такой технологии охват нефтенасыщенной части пласта растворителем резко возрастает, а капиллярная пропитка существенно интенсифицируется.

На фиг. 1 дана принципиальная схема расположения оборудования в скважине при одновременном нагнетании растворителя и жидкости; на фиг. 2 - технология создания оторочки растворителя, предусматривающая использование добывающих скважин как нагнетательных; на фиг. 3 - технология создания оторочки растворителя, предусматривающая перевод под нагнетание добывающих скважин и откачку жидкости из нагнетательных.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения.

По результатам лабораторных исследований на естественных кернах месторождения определяют необходимый объем оторочки для эффективного вытеснения нефти из пласта и скорость капиллярной пропитки. Путем математического моделирования оценивается основной срок разработки залежи. Разделив объем оторочки на основной срок разработки, получают темп нагнетания растворителя в пласт. Сначала нефть притекает в добывающие скважины за счет естественного режима вытеснения и только после прорыва растворителя ее приток увеличивается. Причем благодаря смешиванию нефти и растворителя улучшаются условия эксплуатации скважин. После закачки всего объема растворителя его нагнетание прекращают, но продолжают эксплуатацию добывающих скважин до достижения предельной обводненности продукции.

Если оторочка нефти, подстилаемая водой, сверху покрыта газовой шапкой, то при большом отборе жидкости добывающими скважинами возможно значительное снижение давления в водоносной области. При этом оторочка нефти под действием давления в газовой шапке начинает перемещаться в водоносную область, из-за чего часть запасов нефти теряется безвозвратно. Для предотвращения этих нежелательных явлений наряду с растворителем подают в пласт воду. Причем количество закачиваемой воды должно быть равно темпам отбора воды из добывающих скважин. Схема закачки воды и растворителя показана на фиг. 1. При наличии герметичной эксплуатационной колонны можно не спускать второй ряд насосных труб и пакер, а закачивать растворитель в кольцевое пространство между насосными трубами и эксплуатационной колонной. Темпы нагнетания растворителя определяются исходя из первого пункта формулы изобретения. Предлагаемая система одновременного нагнетания воды и растворителя позволяет существенно снизить охваты пласта растворителем по толщине и, следовательно, уменьшить безвозвратные потери этого ценного агента. При реализации технологии по второму варианту зона фильтрации растворителя постепенно перемещается вверх по мере выработки запасов нефти.

Если расстояния между скважинами велики, а темпы подачи в пласт растворителя малы, то требуется значительное время для охвата всего пласта оторочкой растворителя и повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин. В этом случае можно использовать модификацию технологии, в которой темпы нагнетания растворителя задаются таким образом, чтобы за срок от 1 мес до 3 лет площадь дренирования данной нагнетательной скважины была охвачена полностью. Наименьший срок нагнетания растворителя с высокой скоростью (1 мес) выбирается в том случае, когда расстояния между скважинами малы, проницаемость коллектора велика, а вязкость нефти мала. Если срок формирования оторочки меньше 1 мес, то слишком значительная толщина водонасыщенной зоны пласта охвачена растворителем, а потери растворителя очень большие. Наибольший срок формирования оторочки растворителя (3 года) необходимо устанавливать в том случае, когда расстояния между скважинами велики, проницаемость пласта низкая, а вязкость нефти большая. После прорыва растворителя в добывающие скважины его расход уменьшают до значений, установленных в ходе физического и математического моделирования процесса.

Эффективность нагнетания растворителя в пласт в значительной мере зависит от охвата пласта этим агентом по площади. Для повышения охвата пласта растворителем на первом этапе его закачивают как в нагнетательные скважины, так и в половину добывающих (см. фиг. 2а), а вторую половину добывающих скважин эксплуатируют. Затем переходят на закачку растворителя в те добывающие скважины, которые эксплуатировались, а добывающие скважины, в которые производилось нагнетание, переводят в эксплуатацию (фиг. 2б). После создания в пласте оторочки, охватывающей всю площадь дренирования, из всех добывающих скважин отбирают жидкость, а в нагнетательную скважину продолжают закачивать растворитель, компенсируя его потери (фиг. 2в).

При наличии в пласте высоковязкой нефти ее приток может быть затруднен из-за отложений в призабойной зоне, а приемистость нагнетательной скважины может быть ограничена. В этом случае на первом этапе осуществления процесса целесообразно закачивать растворитель в добывающие скважины, а откачивать жидкость из нагнетательной (фиг. 3а). Затем после создания оторочки растворителя добывающие скважины переводят в режим закачки, а в нагнетательную закачивают растворитель с темпом, необходимым для компенсации потерь этого вытесняющего агента (фиг. 3б).

Не во всех случаях удается создать стройную систему разработки залежи, при которой четко выделяются элементы системы расстановки скважин. Если залежь является объектом возврата, то добывающие скважины вступают в эксплуатацию беспорядочно и организовать стройную систему закачки вытесняющего агента не удается. В этом случае целесообразно осуществлять периодическую обработку всех скважин растворителем. С этой целью для каждой скважины определяется область дренирования и вычисляется необходимый объем оторочки растворителя в этой области. Все эксплуатирующие пласт скважины делятся на две группы. В одни скважины подают растворитель или растворитель совместно с водой, а другую группу скважин эксплуатируют. После того, как охвачена растворителем вся зона дренирования нагнетательных скважин, их переводят в добывающие, а растворитель закачивают в те скважины, из которых отбиралась жидкость. Обработку скважин растворителем продолжают до тех пор, пока количество теряемого в пласте растворителя меньше количества дополнительно добываемой нефти. После этого из скважин отбирают жидкость до достижения предельной обводненности продукции.

На залежах высоковязких нефтей целесообразно сочетать нагнетание растворителя и теплоносителя для сокращения сроков эксплуатации и снижения расхода растворителя. С этой целью вместо холодной воды в пласт подают теплоноситель. Прогрев пласт резко увеличивает дебиты добывающих скважин и способствует более полному отмыву нефти за счет интенсификации капиллярной пропитки. Растворитель, закачиваемый по кольцевому пространству, при высоких температурах испаряется и способствует резкому снижению теплопотерь в стволе нагнетательной скважины. В результате эффект от применения технологии намного превышает суммарный эффект от применения каждой технологии в отдельности.

При большой толщине водонасыщенной части пласта требуются большие расходы теплоносителя для его прогрева. В этом случае целесообразно подавать в пласт теплоноситель отдельными порциями, а закачку растворителя осуществляют непрерывно. Так как скорость фильтрации намного выше скорости перемещения тепловой оторочки, то эффект от одной порции теплоносителя имеет место в течение длительного периода. Подачу в пласт теплоносителя прекращают после достижения предельного удельного расхода теплоносителя на единицу массы добытой нефти, а эксплуатацию скважин прекращают после достижения предельной обводненности продукции.

Если залежь является объектом возврата, то нагнетание теплоносителя и растворителя осуществляется в каждую добывающую скважину циклически. Объем закачиваемого растворителя определяется исходя из размеров зоны дренирования, а темпы нагнетания теплоносителя определяются исходя из расчета процесса прогрева пласта.

После обработки пласта растворителем и теплоносителем скважину пускают в эксплуатацию, которая продолжается до достижения предельной обводненности продукции. Затем обработку пласта повторяют. Закачка теплоносителя и растворителя продолжается до тех пор, пока не достигается предельное соотношение теплоноситель/нефть или в том случае, когда количество теряемого в пласте растворителя не больше прироста добычи нефти.

В тех случаях, когда на месторождении имеется газовая шапка, покрывающая оторочку нефти, которая в свою очередь подстилается активной подошвенной водой, эффективно применение другой модификации технологии. Целесообразно осуществлять барьерное заводнение с применением горячей воды, которая подается в газовую шапку. Растворитель при этом закачивают в зону водонефтяного контакта. Учитывая длительность эксплуатации залежей нефти за время нагнетания флюидов, происходит прогрев всей оторочки нефти, ее разгазирование и проникновение растворителя в весь объем пласта. Темпы нагнетания горячей воды должны как и при любом барьерном заводнении предотвращать приток газа в добывающие скважины, скорость закачки растворителя вычисляется по результатам лабораторных экспериментов и математического моделирования процесса вытеснения. Отличительной особенностью данной модификации технологии является переход от закачки горячей воды к нагнетанию холодной после достижения предельного соотношения горячая вода - дополнительно добытая нефть. После перехода к подаче в пласт холодной воды и нагнетания всего расчетного объема растворителя эксплуатацию скважин продолжают до достижения предельной обводненности продукции, причем холодную воду нагнетают как в газовую шапку, так и в область водонефтяного контакта.

Способ разработки осуществляют следующим образом.

Месторождение нефти с вязкостью 50 мПа. с залегает на глубине 1800 м. Месторождение состоит из отдельных водоплавающих залежей, которые разбурены по обращенной семиточечной сетке скважин при расстоянии между скважинами 400 м. Средняя эффективная толщина нефтенасыщенной части коллектора составляет 20 м, а средняя толщина водонасыщенной части коллектора - около 40 м. Для вытеснения нефти принято решение использовать закачку растворителя, так как эксплуатация скважин на естественном режиме приводит к достижению предельной обводненности продукции при коэффициенте извлечения нефти 10% . В качестве растворителя решено использовать ШФЛУ, которое в пластовых условиях представляет собой жидкий растворитель. По результатам лабораторных исследований определено, что эффективное вытеснение нефти достигается, если объем оторочки растворителя составляет 20% от объема пор нефтенасыщенной части коллектора, а основной срок разработки одного элемента системы расстановки скважин достигает 15 лет. В одну нагнетательную скважину необходимо закачивать примерно 49 т растворителя в сутки. Время прорыва растворителя в добывающие скважины составляет 3 года. Поэтому после закачки всего объема растворителя каждый элемент системы расстановки скважин эксплуатируется еще в течение как минимум 3 лет до достижения предельной обводненности продукции добывающих скважин. За счет применения метода нефтеотдача достигает 50% и дополнительно извлекают 500 000 т нефти и примерно 70% от массы закачанного в пласт растворителя (192 000 т). Всего в пласте теряют 80 000 т растворителя. Если считать, что цена ШФЛУ и нефти одинакова и составляет 25 руб/т, то эффект от применения способа составляет примерно 10 млн. руб. с одного элемента, а со всех 40 элементов месторождения 400 млн. руб. или 10 млн. руб/год при общем сроке разработки 40 лет.

Залежь нефти подстилается подошвенной водой и залегает на глубине 400 м. Толщина нефтенасыщенной части коллектора составляет 40 м, а водонасыщенная часть имеет среднюю толщину 15 м. Нефть вязкостью 1 Па. с практически не содержит растворенного газа и без воздействия практически не течет. Для воздействия на залежь принято решение закачивать растворитель в воду по схеме, которая показана на фиг. 1 Лабораторные исследования показали, что эффективное вытеснение нефти достигается при наличии оторочки растворителя объемом 20% от объема пор нефтенасыщенной части пласта. Месторождение разбурено по обращенной пятиточечной сетке скважин с расстоянием между скважинами 200 м. Таким образом, в каждую нагнетательную скважину необходимо закачать за весь срок разработки 128 000 т растворителя. При основном сроке разработки элемента 25 лет средний темп закачки растворителя составляет 14 т/сутки. Без воздействия нефть к добывающим скважинам не течет, поэтому, если с таким темпом подавать в пласт растворитель, то добывающие скважины отреагируют только через 500 дней. Поэтому целесообразно на первом этапе нагнетания растворителя темпы закачки увеличить, а затем поддерживать оторочку, резко уменьшив скорость подачи растворителя. Если темпы нагнетания увеличить в 5 раз, то время подхода оторочки растворителя будет примерно равно обычному сроку освоения скважин (100 дней). Таким образом, за первые 100 дней в пласт интенсивно подают растворитель и отбирают жидкость из добывающих скважин. Благодаря увеличивающемуся перепаду давления между нагнетательными и добывающими скважинами резкого увеличения охвата пласта по толщине растворителем не происходит и оторочка растворителя достигает добывающих скважин. После закачки 7000 т растворителя в течение 100 дней переходят к нагнетанию агента с меньшим темпом. В нашем случае темп подачи составляет 13,4 т/сут. Общий срок разработки залежи составляет 40 лет, а прирост нефтеотдачи достигает 30% . При 50-ти элементах дополнительная добыча нефти составляет 8,64 млн. т. , а закачка растворителя 6,4 млн т. Половина закачанного растворителя извлечена добывающими скважинами. Следовательно, суммарный прирост добычи топлива составляет 5,44 млн т или 136 000 т/год. Экономический эффект равен 3,4 млн руб/год.

Залежь нефти вязкостью 0,8 Па ˙ с залегает на глубине 800 м и подстилается водой. Толщина нефтенасыщенной части коллектора составляет в среднем 10 м, а водонасыщеннной - 30 м. Расстояния между скважинами в обращенных семиточечных элементах составляет 400 м. С целью интенсификации добычи нефти и сокращения времени создания оторочки растворителя принято решение закачивать растворитель не только в нагнетательную, но и в добывающие скважины. Закачка растворителя в добывающие скважины ведется циклически. Сначала растворитель подают в одни скважины при интенсивной эксплуатации других, а затем после прорыва этого агента в добывающие скважины переходят в эксплуатации всех добывающих скважин. Процесс реализуется по схеме, которая показана на фиг. 2б. Лабораторными экспериментами было установлено, что для эффективного вытеснения нефти необходимо создание оторочки растворителя объемом 20% от объема пор нефтенасыщенной части коллектора, а основной срок разработки с учетом капиллярной пропитки и динамики вытеснения составляет 20 лет. Таким образом, средний темп подачи растворителя составляет 18,22 т/сут. Если охват пласта растворителя достигает 0,5 м, то для создания оторочки требуется 3,5 года. За это время в добывающие скважины нефть притекать практически не будет. Для сокращения срока создания оторочки можно увеличить темпы нагнетания растворителя, но тогда повышается охват пласта этим агентом и соответственно его потери. Причем существует предел увеличения темпов закачки из-за ограниченной приемистости скважин. Если закачивать растворитель с темпом 36,4 т/сутки в четыре скважины, то можно примерно в пять раз сократить время освоения элементов системы расстановки скважин. После создания оторочки растворителя переходят на закачку растворителя только в нагнетательную скважину со средним темпом 15,375 т/сутки 19,3 года. После окончания закачки растворителя элемент эксплуатируется в течение примерно пяти лет до достижения предельной обводненности добываемой продукции. За весь срок разработки залежи с учетом темпа ввода элементов в разработку (40 лет) будет дополнительно добыто из 50-ти элементов 8,95 млн т нефти (прирост нефтеотдачи 30% ). Из всего объема закачанного в пласт растворителя безвозвратно потеряно в коллекторе 2 млн т. , а остальное добыто вместе с нефтью. Таким образом, дополнительная добыча составляет 6,95 млн т, а экономический эффект достигает 4,34 млн руб в год при цене на нефть 25 руб/т.

Из залежи нефти, подстилаемой подошвенной водой, добыча нефти ведется с помощью скважин, пробуренных на нижние горизонты после достижения предельного обводнения. Скважины вступают в эксплуатацию без какой-либо системы и поэтому не удается внедрить регулярную систему разработки. Нефть в пласте имеет вязкость 500 мПа ˙ с. Поэтому на естественном режиме нефтеотдача не превышает 5% . Средняя толщина нефтенасыщенной части пласта достигает 20 м, а водонасыщенной - 30 м. Решено для повышения нефтеотдачи проводить периодическую обработку скважин с применением растворителя. С этой целью в каждую добывающую скважину периодически нагнетают вытесняющие агенты по схеме, которая показана на фиг. 1. Количество закачанного растворителя определяется исходя из запланированной области дренирования. Так как на залежи, являющейся объектом возврата, средние расстояния между скважинами достигают 300 м, то удельная площадь дренирования составляет 9 ˙ 10⁴ м². Если охват пласта растворителем достигает 0,5 м, то необходимая масса растворителя, закачиваемого в одном цикле равна 504 т. Средний темп закачки растворителя составляет 30 т/сут, а продолжительность цикла закачки равна примерно 168-ми дням. Затем скважину эксплуатируют до достижения предельной обводненности. Затем цикл закачки растворителя повторяют. За весь основной срок разработки залежи (40 лет) прирост нефтеотдачи достигает 20% . При 300-ах скважинах на залежи дополнительная добыча нефти достигает 15,55 млн т, а потери растворителя в пласте - примерно 0,45 млн т. Следовательно, при цене на нефть 25 руб/т экономический эффект составляет в среднем 0,378 млн руб/год.

На залежи высоковязкой нефти добыча нефти малоэффективна из-за низких дебитов нефти. Чтобы повысить дебиты нефти, решено закачивать в пласт горячую воду и растворитель по схеме, которая показана на фиг. 1. Благодаря такой схеме нагнетания не только возрастают дебиты добывающих скважин и повышается нефтеотдача, но и уменьшаются теплопотери в стволе нагнетательной скважины. Залежь нефти вязкостью 5 Па ˙ с залегает на глубине 350 м и разбурена по обращенной пятиточечной сетке с расстояниями между скважинами 100 м. Толщина нефтенасыщенной части пласта составляет 10 м, а водонасыщенной - 7 м. Лабораторными опытами установлено, что для эффективного вытеснения нефти необходимо закачать оторочку размером 20% от объема пор пласта. Основной срок разработки одного элемента системы расстановки скважин оценен в 10-ть лет. Таким образом, растворитель необходимо закачивать с темпом 0,22 т/сут. Закачка теплоносителя производится с темпом 2 т/сут. После расчетного объема вытесняющего агента эксплуатация добывающих скважин осуществляется до достижения предельной обводненности продукции. За счет применения технологии дополнительная добыча нефти достигает 25% от начальных запасов. Примерно 20% от массы закачанного растворителя безвозвратно теряется в пласте, а остальное добывается вместе с нефтью. Поэтому при цене на нефть 60 руб/т экономический эффект с 50-ти элементов составляет 2,22 млн руб. или 88,8 тыс. руб. в год при 25-летнем сроке разработки всей залежи.

Залежь нефти вязкостью 350 мПа ˙ с залегает на глубине 1000-и м, имеет газовую шапку и подстилается подошвенной водой. Толщина нефтяной оторочки составляет 10 м, а водонасыщенной части коллектора - 20 м. С целью эффективного вытеснения нефти решено в область газонефтяного контакта закачивать горячую воду, а в область водонефтяного контакта - растворитель (ШФЛУ). Необходимую температуру закачиваемой горячей воды определяют исходя из зависимости наиболее эффективного вытеснения нефти этим агентом от прогрева пласта, она составляет 110^оС. Лабораторными экспериментами установлено, что для повышения коэффициента вытеснения в пласт необходимо закачать растворитель в количестве 15% от объема пор пласта. В один элемент обращенной пятиточечной системы расстановки скважин необходимо закачать 24 000 т растворителя за 15 лет. Средняя скорость закачки растворителя составляет 4,4 т/сутки. Объем закачиваемой горячей воды составляет 3,6 x x10⁵ м³ в течение десяти лет с темпом примерно 100 м³/сут. Затем закачку горячей воды прекращают и подают холодную воду с темпом 50 м³/сут при продолжающемся нагнетании растворителя. После подачи в пласт всего объема растворителя переходят к нагнетанию холодной воды как в область газонефтяного, так и водонефтяного контакта с темпом 50 м³/сут (25+25). За счет закачки растворителя прирост нефтеотдачи достигает 20% и составляет 28 800 т с одного элемента. Потери растворителя в пласте составляют 7200 т, поэтому дополнительная добыча равна 21 600 т с одного элемента. Общий экономический эффект со 100 элементов системы расстановки скважин достигает 54 млн руб. при цене на нефть 25 руб/т или 1,8 млн руб. в год при 30-летнем основном сроке разработки.

Сущность изобретения: нагнетание растворителя в пласт осуществляют в течение всего основного этапа разработки. Растворитель закачивают в область текущего водонефтяного контакта. Закачивают растворитель через нагнетательную скважину со скоростью, при которой площадь дренирования охватывается растворителем за срок от 1 мес до 3 лет. Дополнительно растворитель закачивают через добывающие скважины. Одновременно с растворителем закачивают теплоноситель при температуре меньше температуры кипения воды при пластовом давлении. Выделяют две группы скважин, через первую группу нагнетают растворитель в количестве, необходимом для охвата всей площади дренирования этой группы скважины. 7 з. п. ф-лы, 3 ил.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ, включающий добычу жидкости и нагнетание в пласт растворителя и воды, отличающийся тем, что, с целью повышения охвата пласта и увеличения эффективности капиллярной пропитки, нагнетание растворителя в пласт осуществляют в течение всего основного срока разработки. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что, с целью снижения потерь растворителя в пласте, его подают в область текущего водонефтяного контакта, а воду - в водонасыщенную часть пласта. 3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что, с целью сокращения сроков разработки до полного охвата площади дренирования, растворитель закачивают через нагнетательную скважину со скоростью, при которой площадь дренирования скважины охватывается растворителем за срок от 100 дней до трех лет. 4. Способ по пп. 1 - 3, отличающийся тем, что, с целью более полного охвата пласта, растворитель на этапе создания оторочки закачивают как в нагнетательную скважину, так и поочередно в добывающие скважины. 5. Способ по пп. 1 - 4, отличающийся тем, что растворитель подают только через добывающие скважины, а жидкость отбирают из нагнетательной скважины. 6. Способ по пп. 1 - 3, отличающийся тем, что растворитель периодически закачивают в скважины в количестве, необходимом для охвата всей площади дренирования этих скважин, а затем скважину эксплуатируют до предельной обводненности продукции. 7. Способ по пп. 2 - 6, отличающийся тем, что, с целью сокращения сроков разработки, в пласт одновременно с растворителем подают теплоноситель, нагретый до температуры меньше температуры кипения воды при данном пластовом давлении. 8. Способ по пп. 2 - 6, отличающийся тем, что при наличии газовой шапки теплоноситель закачивают в область газонефтяного контакта, а растворитель - в область водонефтяного контакта.