СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными низкопроницаемыми и высокопроницаемыми пластами, где увеличение нефтеизвлечения достигается за счет создания в пластах упругого режима фильтрации со сменой направления фильтрационных потоков и вовлечения в более полную разработку запасов нефти при снижении отборов попутно-добываемой с нефтью воды и сокращении сроков разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи [1], включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и остановку части скважин при условии, что на залежи выделяют участок разработки с добывающими и нагнетательными скважинами, имеющими между собой гидродинамическую связь, на участке разработки выделяют зону повышенной нефтенасыщенности, формируют фильтрационный поток через зону повышенной нефтенасыщенности вводом в эксплуатацию остановленных добывающих скважин, находящихся за зоной повышенной нефтенасыщенности по ее периметру и в ее пределах, а также дополнительно вводят в эксплуатацию остановленные нагнетательные скважины, находящиеся перед зоной повышенной нефтенасыщенности.

Недостатком способа является то обстоятельство, что сформировавшийся фильтрационный поток через зону повышенной нефтенасыщенности при стационарной работе нагнетательных и добывающих скважин имеет главные и нейтральные линии тока. Причем, как обычно, вдоль нейтральных линий тока образуются застойные зоны с малоподвижной нефтью. В связи с этим часть запасов нефти из зоны с повышенной нефтенасыщенностью не будет отобрана.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемыми коллекторами [2], включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин при условии, что на участках разработки проводят чередующийся отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, осуществляют работу скважин соседних участков в противофазе, уменьшают размеры участков разработки размещением разрезающих рядов нагнетательных скважин, при этом осуществляют выход на форсированный режим ступенчатым увеличением дебита скважины. При отборе нефти через добывающие скважины останавливают работу нагнетательных скважин, и наоборот, при закачке рабочего агента через нагнетательные скважины останавливают работу добывающих скважин.

Недостатком прототипа является то обстоятельство, что останавливают работу всех добывающих скважин, в том числе безводных и малообводненных, что приводит к снижению темпов отбора нефти и увеличению сроков разработки.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки нефтяных залежей. Повысится коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части пласта и застойных зон нефти, расположенных вдоль нейтральных линий тока между нагнетательными и добывающими скважинами, снизится обводненность добываемой продукции и сократится период времени, в течение которого добывающие скважины выбывают "в тираж" при достижении ими предельной обводненности.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки залежи, включающем периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин, весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин, ко второй группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи, к третьей группе относят добывающие скважины, в которых текущая обводненность добываемой продукции ниже средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи, проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти, плотности нефти в поверхностных условиях, коэффициента вытеснения нефти вытесняющим агентом, давления насыщения нефти газом, коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы, дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и определяют подвижные запасы нефти, а также длины главных и нейтральных линий тока, рассчитывают радиусы зон дренирования скважин, а один цикл, включающий в себя периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме, разделяют на четыре периода, причем в первом из них отключают из эксплуатации добывающие скважины первой группы при работающих добывающих скважинах остальных групп и при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины, во втором периоде дополнительно отключают из эксплуатации добывающие скважины второй группы, в третьем периоде прекращают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины второй группы, в четвертом периоде возобновляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины первой группы, затем циклы повторяют до полного заводнения коллекторов или до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации скважин, при этом продолжительность в сутках каждого периода в цикле определяют по следующим формулам:
для первого периода

для второго периода

для третьего периода

для четвертого периода

где n_д ⁽¹⁾, n_д ⁽²⁾, n_д ⁽³⁾ - число добывающих скважин, соответственно, в первой, второй и третьей группах, шт.;
R_kn, R_ki, R_kj - радиусы зон дренирования добывающих скважин, соответственно, первой, второй и третьей групп, м;
χ_n,χ_i,χ_j- пьезопроводность пласта по добывающим скважинам, соответственно, первой, второй и третьей групп, м²/сут;
α_i,α_j- коэффициенты, учитывающие соотношения между нейтральными линиями тока и радиусами зон дренирования добывающих скважин второй и третьей групп, доли ед.;
ε_n- коэффициент, учитывающий соотношение между главными линиями тока и радиусами зон дренирования по добывающим скважинам первой группы, доли ед.;
а форсирование отбора жидкости по добывающим скважинам проводят снижением забойного давления, которое рассчитывается по следующим формулам:
для n-й скважины первой группы

для i-й скважины второй группы

для j-й скважины третьей группы

при условии P_нас≤P_заб ^ф≤P_заб ^(t), где P_заб ^ф - забойное давление в стволе скважины при форсированном отборе жидкости, МПа;
где Р_пл ^(t) и Р_заб ^(t) - пластовое давление в зоне дренажа скважины и забойное давление в стволе скважины перед началом t-го цикла, МПа;
τ(1)n

При быстром росте обводненности, а также для интенсификации межпластового взаимодействия в четвертом периоде цикла в нагнетательные скважины можно закачивать оторочку вязкоупругих систем, повышающих гидродинамическое сопротивление пластов.

Физическая сущность изобретения состоит в сочетании трех процессов, происходящих в пластах. Первый из них заключается в том, что при периодической работе добывающей скважины в неоднородных по проницаемости и послойно заводненных пластах создается упругий режим фильтрации жидкости, при котором на поверхности контакта незаводненных низкопроницаемых и заводненных высокопроницаемых пластов возникают гидродинамический градиент давления, направленный по нормали к поверхности контакта, а также капиллярные силы, направленные на выравнивание насыщенности нефтью и водой в смежных слоях [3]. При остановке добывающей скважины возникает переток воды из высокопроницаемого заводненного пласта в низкопроницаемый нефтенасыщенный пласт. При пуске скважины в эксплуатацию начинаются обратный переток жидкости (нефти) из нефтенасыщенного низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый заводненный пласт и фильтрация перетекшей нефти к забою добывающей скважины.

В результате периодической работы добывающей скважины в активную разработку вовлекаются запасы нефти низкопроницаемых пластов и снижается обводненность добываемой продукции.

Второй процесс связан с тем, что при определенной последовательности включения и отключения из работы нагнетательных и добывающих скважин происходит периодическая замена нейтральных линий тока на главные линии тока, меняется направление фильтрационных потоков и в активную разработку вовлекаются запасы нефти застойных зон, которые образовались вдоль нейтральных линий тока между добывающими скважинами в период разработки залежи на жестком водонапорном режиме фильтрации при постоянной работе нагнетательных и добывающих скважин.

Третий процесс, приводящий к увеличению градиентов давления в пласте и ускорению выработки остаточных подвижных запасов нефти, реализуется снижением забойного давления в добывающих скважинах (форсированный режим). С целью достижения одновременной выработки остаточных подвижных запасов нефти по скважинам, забойное давление в них снижается пропорционально текущим темпам отбора нефти от остаточных подвижных запасов.

Таким образом, в данном способе разработки нефтяной залежи предлагается комплексная технология воздействия на пласты, направленная на вовлечение в активную разработку слабо дренируемых запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах и в застойных зонах пласта между скважинами с выравниванием текущих темпов отбора нефти от остаточных подвижных запасов по скважинам.

Расчеты по данной технологии основаны на определении начальных и остаточных подвижных запасов нефти по каждой скважине, в зависимости от величины которых определяются радиусы зон дренажа скважин, периоды их простоя и работы, а также величины забойных давлений при форсированном режиме эксплуатации.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:
1) В каждой добывающей скважине (n_d) определяют текущую обводненность продукции (b_k) и по всем скважинам среднюю текущую обводненность b_cp

а также среднюю накопленную обводненность за все время эксплуатации залежи

где Q_d ^(t), Q_ж ^(t) - накопленная добыча нефти и жидкости за все время эксплуатации залежи к началу t-го цикла, т.

2) Весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы. К первой относят добывающие скважины (n_dn ⁽¹⁾) с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин, т.е. у которых
b_n≥b_cp.

Ко второй группе скважин относят добывающие скважины (n_di ⁽²⁾) с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи, т.е. у которых
B_cp<b_i<b_cp.

К третьей группе относят добывающие скважины (n_dj ⁽³⁾), в которых текущая обводненность добываемой продукции ниже средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи, т.е. у которых
b_i≤B_cp.

3) При периодической эксплуатации скважин в период их простоя проводят гидродинамические исследования с целью определения коэффициента продуктивности и толщины работающих пластов в зоне дренажа скважины, а также приведенного радиуса скважины.

4) По данным предыдущей эксплуатации скважин (сведения о текущих и накопленных отборах нефти и жидкости, закачке воды и т.д.) по результатам математического моделирования или по характеристикам вытеснения [4] определяют введенные в разработку подвижные запасы нефти в зоне дренажа каждой добывающей скважины, а на основе карт фильтрационных потоков определяют длины главных и нейтральных линий тока.

5) Для выбранных эксплуатационных объектов, на которых планируется внедрение данного способа разработки, проводят лабораторные исследования по определению объемного коэффициента и плотности нефти в поверхностных условиях, а также коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом в зависимости от коллекторской характеристики пористой среды (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность), проводят расчеты по определению вышеперечисленных коэффициентов для конкретных значений коллекторской характеристики пористой среды, полученных в результате проведенных гидродинамических исследований скважины, в том числе пьезопроводность пласта в добывающих скважинах определяют по формуле

где К - проницаемость коллектора в зоне дренажа добывающей скважины, м²;
μ - динамическая вязкость пластовой жидкости, мПа•с;
m - пористость коллектора, д. ед.;
β_ж,β_п- коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды, (МПа)^-1.

6) Рассчитывают площадь (S) и радиус дренажа скважины (контура питания R_к)

здесь b - объемный коэффициент нефти, м³/м³,
Q_n - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, достигаемые при стремлении обводненности добываемой продукции к 100%, т;
m - пористость коллектора, доли ед.;
h - толщина пласта в зоне дренажа добывающей скважины, м;
ρ_н- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;
К_нн - коэффициент начальной нефтенасыщенности коллектора, доли ед.;
К_выт - коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом, доли ед.

7) По результатам математического моделирования процессов фильтрации жидкости в пластах выбранного эксплуатационного объекта (или залежи нефти) определяют длину главных (L_гл) и нейтральных (L_н) линий тока фильтрационного потока для каждой добывающей скважины [5] и определяют коэффициенты α и ε:


При α,ε<1 принимают α = 1, ε = 1.
8) По формулам рассчитывают время эксплуатации (t_экс) каждой добывающей скважины (в сутках) и связанное с ним время простоя (t_пр)


9) Один цикл, включающий в себя периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию добывающих скважин, разделяют на четыре периода:
а) В первом периоде отключают из эксплуатации добывающие скважины первой группы (n_d ⁽¹⁾) при работающих добывающих скважинах второй (n_d ⁽²⁾) и третьей (n_d ⁽³⁾) групп и при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины. При этом продолжительность первого периода определяют по формуле

б) Во втором периоде дополнительно отключают из эксплуатации добывающие скважины второй группы (n_d ⁽²⁾). Продолжительность второго периода определяют по формуле

в) В третьем периоде прекращают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины второй группы (n_d ⁽²⁾). Продолжительность третьего периода определяют по формуле

г) В четвертом периоде начинают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины первой группы (n_d ⁽¹⁾). При быстром росте обводненности, а также для интенсификации межпластового взаимодействия в четвертом периоде цикла в нагнетательные скважины можно закачивать оторочку вязкоупругих систем, повышающих гидродинамическое сопротивление пластов.

Продолжительность четвертого периода определяют по формуле

а продолжительность эксплуатации n-й добывающей скважины определяют индивидуально по формуле

При t_n ⁽⁴⁾>t_ср ⁽⁴⁾ принимают t_n ⁽⁴⁾=t_ср ⁽⁴⁾.

Периодичность работы добывающих и нагнетательных скважин в одном цикле приведена в таблице 1.

10) Определяют время эксплуатации каждой добывающей скважины (и связанное с ним время простоя) в одном цикле:
- для скважин первой группы
t_n ⁽⁴⁾,
- для скважин второй группы
(t_ср ⁽¹⁾+t_ср ⁽³⁾+t_ср ⁽⁴⁾),
- для скважин третьей группы
[t_ср ⁽¹⁾+t_ср ⁽²⁾+t_ср ⁽³⁾+t_ср ⁽⁴⁾].

11) Рассчитывают отбор нефти за один цикл эксплуатации по каждой добывающей скважине:
- для первой группы
q_n ⁽¹⁾=q_срn ⁽¹⁾t_n ⁽⁴⁾,
- для второй группы
q_i ⁽²⁾=q_срi ⁽²⁾(t_ср ⁽¹⁾+t_ср ⁽³⁾+t_ср ⁽⁴⁾),
- для третьей группы
q_j ⁽³⁾=q_срj ⁽³⁾[t_ср ⁽¹⁾+t_ср ⁽²⁾+t_ср ⁽³⁾+t_ср ⁽⁴⁾],
где q_срn ⁽¹⁾, q_срi ⁽²⁾, q_срj ⁽³⁾ - соответственно, дебит добывающих скважин по нефти первой, второй и третьей групп на начало каждого цикла, т/сут.

12) Находят темпы отбора нефти от остаточных подвижных запасов нефти для каждой добывающей скважины (τ) и в среднем по выделенным группам (τ_ср):
для первой группы


для второй группы


для третьей группы


где Q_dn ^(t), Q_di ^(t), Q_dj ^(t) - накопленный отбор нефти к началу t-го цикла по добывающим скважинам, соответственно, первой, второй и третьей групп, т.

13) Форсирование отбора жидкости по добывающим скважинам проводят снижением забойного давления (Р_заб ^ф), которое рассчитывается по следующим формулам:
для n-й скважины первой группы

для i-й скважины второй группы

для j-й скважины третьей группы

где Р_пл ^(t) и Р_заб ^(t) - пластовое давление в зоне дренажа скважины и забойное давление в стволе скважины перед началом t-го цикла, МПа;
Р_заб ^ф - забойное давление в стволе скважины при форсированном отборе жидкости, МПа.

Индексы "n", "i" и "j" обозначают, соответственно, величины давлений для добывающих скважин первой, второй и третьей групп.

Для полученных по вышеприведенным формулам значений Р_заб ^ф существуют следующие ограничения:
P_нас≤Р_заб ^ф≤Р_заб ^(t),
при Р_заб ^ф>Р_заб ^(t) принимают Р_заб ^ф=Р_заб ^(t), где Р_нас - давление насыщения нефти газом, МПа.

Ограничение Р_нас≤Р_заб ^ф введено в связи с тем, что при снижении забойного давления в стволе скважины ниже давления насыщения нефти газом происходит резкое уменьшение дебита скважины по нефти [6].

Пример конкретного осуществления способа
Для примера осуществления способа рассматривался участок скважин 23601/3310/3310d/8815/13984/14209 Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. Выбор данного участка обусловлен, прежде всего, наличием скважин, добывающих продукцию с разной текущей и накопленной обводненностью, что характеризует неравномерную выработку запасов нефти (таблица 2). Так, например, на участке расположены скважины с низкой текущей обводненностью (53% - скважина 8815) и высокой текущей обводненностью (91-92% - скважины 3310d и 13984). Такое различие в обводненности связано с зональной и послойной неоднородностями коллекторов участка, а также с различием в расстояниях между нагнетательной и добывающими скважинами (см. таблицы 2, 3 и 4).

Исходная информация по текущим и накопленным отборам жидкости позволяет разбить скважины участка на три группы. Так как средняя по участку текущая обводненность составляет 77%, а накопленная - 55%, то в 1-ю группу попадают высоко обводненные скважины 3310d и 13984. Во вторую группу входят скважины 23601 и 3310 с обводненностями 74 и 73%. В третью группу входит скважина 8815 с обводненностью 53%. По данным базы ГИС определяются коэффициенты вытеснения и пьезопроводности (таблица 2).

С использованием математического моделирования определены подвижные запасы нефти по каждой скважине, в зависимости от их величины определяются радиусы зон дренажа скважин (таблица 3). На основе геологической модели и по данным разработки данного участка строится карта фильтрационных потоков и определяются длины нейтральных и главных линий тока для каждой скважины (таблица 4), рассчитываются периоды их эксплуатации и простоя, а также величины забойных давлений при форсированном режиме эксплуатации (таблица 6).

Определение продолжительностей четырех периодов (таблица 5), составляющих технологический цикл, проводят на основе рассчитанных значений времен эксплуатации и простоя (периодов понижения и восстановления пластового давления) по каждой скважине.

Цикл начинается с отключения высоко обводненных скважин первой группы - 3310d и 13984. При этом, в первом периоде (т.е. в течение 19 суток с момента отключения скважин первой группы) продолжают работать скважины второй и третьей групп и нагнетательная скважина. По истечении первого периода дополнительно к скважинам первой группы отключают из эксплуатации скважины второй группы - 23601 и 3310. В течение второго периода, составляющего 16,5 суток, работают нагнетательная и добывающая скважины третьей группы 8815. По истечении второго периода (т.е. через 35,5 суток после начала технологического цикла) отключается нагнетательная скважина и одновременно с этим вводятся в эксплуатацию скважины второй группы - 23601 и 3310. В течение третьего периода (20,2 суток) работают только скважины второй и третьей групп. По истечении третьего периода (т.е. через 55,7 суток после начала технологического цикла) начинают закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и вводят в эксплуатацию скважины первой группы. В течение четвертого периода (2,8 суток) работают нагнетательная и добывающие скважины всех групп. Продолжительность технологического цикла составит 58,4 суток, по истечении которого циклы повторяются до полного заводнения коллекторов или до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации скважин.

Для оценки технологического эффекта предлагаемой технологии использовался стандартный подход определения технологических показателей [6]. При этом рассматривались базовый вариант (при стационарной работе скважин) и вариант работы скважин с применением выше описанной технологии. В таблице 7 приведены рассчитанные технологические показатели для обоих вариантов и проведено их сравнение. Сравнение показывает, что применение технологии периодической работы скважин приводит к существенному снижению количества попутно добываемой воды и, как следствие этого, к снижению обводненности (с 77% для базового варианта до 63%). Кроме того, из рассчитанных параметров видно, что даже при сокращении общего времени работы скважин получен положительный эффект по добыче нефти (увеличение на 17 т).

Способ эффективен и промышленно применим.

Источники информации
1. Патент РФ 2105139, кл. Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи. Борисов А. Ю. , Бученков Л.Н., Жданов С.А. Лейбин Э.Л., Филиппов В.П. Опубл. 20.02.98, БИ 5.

2. Патент РФ 2105870, кл. E 21 B 43/20, 43/30. Способ разработки нефтяной залежи. Хисамов Р.С., Тазиев М.З., Хисамов С.С., Файзуллин И.Н. Опубл. 27.02.98, БИ 6,
3. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. М. : Недра, 1985 - 308 с.

4. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39-0147035-209-87. Миннефтепром, М., 1987, с. 58.

5. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979, с. 254.

6. Лысенко В. Д. Проектирование заводнения нефтяных месторождений. М.: Недра, 1987, 247 с.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными пластами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку низкопроницаемой и застойной зон пласта. Сущность изобретения: способ включает периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме с остановкой. Время остановки определяют по данным гидродинамических исследований скважин. При этом весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы. К первой группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин. Ко второй группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. К третьей группе относят добывающие скважины, в которых текущая обводненность добываемой продукции ниже средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. Проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти, плотности нефти в поверхностных условиях, коэффициента вытеснения нефти вытесняющим агентом, давления насыщения нефти газом, коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы. Дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и определяют подвижные запасы нефти, длины главных и нейтральных линий тока, рассчитывают радиусы зон дренирования скважин. Один цикл, включающий в себя периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме, разделяют на четыре периода. В первом из них отключают из эксплуатации добывающие скважины первой группы при работающих добывающих скважинах остальных групп и при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Во втором периоде дополнительно отключают из эксплуатации добывающие скважины второй группы. В третьем периоде прекращают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины второй группы. В четвертом периоде возобновляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины первой группы. Затем циклы повторяют до полного заводнения коллекторов или до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации скважин. Продолжительность каждого периода в сутках в цикле определяют по аналитическим выражениям. 1 з.п. ф-лы, 7 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин, отличающийся тем, что весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин, ко второй группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи, к третьей группе относят добывающие скважины, в которых текущая обводненность добываемой продукции ниже средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи, проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти, плотности нефти в поверхностных условиях, коэффициента вытеснения нефти вытесняющим агентом, давления насыщения нефти газом, коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы, дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и определяют подвижные запасы нефти, а также длины главных и нейтральных линий тока, рассчитывают радиусы зон дренирования скважин, а один цикл, включающий в себя периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме, разделяют на четыре периода, причем в первом из них отключают из эксплуатации добывающие скважины первой группы при работающих добывающих скважинах остальных групп и при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины во втором периоде дополнительно отключают из эксплуатации добывающие скважины второй группы, в третьем периоде прекращают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины второй группы, в четвертом периоде возобновляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины первой группы, затем циклы повторяют до полного заводнения коллекторов или до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации скважин, при этом продолжительность каждого периода в сутках в цикле определяют по следующим формулам:
для первого периода

для второго периода

для третьего периода

для четвертого периода

где n_д ⁽¹⁾, n_д ⁽²⁾, n_д ⁽³⁾ - число добывающих скважин соответственно в первой, второй и третьей группах, шт;
R_kn, R_ki, R_kj - радиусы зон дренирования добывающих скважин соответственно первой, второй и третьей групп, м;
χ_n, χ_i, χ_j- пъезопроводность пласта по добывающим скважинам соответственно первой, второй и третьей групп, м²/сут;
α_i, α_j- коэффициенты, учитывающие соотношения между нейтральными линиями тока и радиусами зон дренирования добывающих скважин второй и третьей групп, доли ед. ;
ε_n- коэффициент, учитывающий соотношение между главными линиями тока и радиусами зон дренирования по добывающим скважинам первой группы, доли ед. ;
а форсирование отбора жидкости по добывающим скважинам проводят снижением забойного давления, которое рассчитывают по следующим формулам:
для n-ой скважины первой группы

для i-ой скважины второй группы

для j-ой скважины третьей группы

при условии P_нас≤P^ф _заб≤Р^(t) _заб, где Р^ф _заб - забойное давление в стволе скважины при форсированном отборе жидкости, МПа;
где Р^(t) _пл и Р^(t) _заб - пластовое давление в зоне дренажа скважины и забойное давление в стволе скважины перед началом t-го цикла, МПа;
τ(1)n