Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления


 


Владельцы патента RU 2526430:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м. Добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах. Угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°. Количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. Общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления посредством проведения многократного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в карбонатных и терригенных коллекторах.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), с закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. ГРП проводят избирательно в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам. Далее после проектного отбора запасов нефти проводят перфорацию высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполняют ствол с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и для создания оптимальной трещины гидроразрыва. При этом одновременно в нагнетательном фонде скважин проводят гидравлический разрыв пласта в интервалах с низкой проницаемостью. Дополнительно для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта (патент РФ №2374435, кл. E21B 43/16, E21B 43/26, опубл. 27.11.2009).

Недостатком способа является невысокая нефтеотдача и темпы отбора при разработке низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 2 мД.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи с низкопроницаемыми коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт, вытеснение нефти к добывающим скважинам и проведение ГРП. Добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи, при этом в своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин, после чего в данных скважинах осуществляют ГРП, а закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен ГРП, и в горизонтальные нагнетательные скважины, при этом закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, причем последние вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80%. Дополнительно в случае значительности площадных размеров залежи нефти системы рассматриваемых горизонтальных и вертикальных скважин сооружают на разных высотных отметках продуктивного пласта. В случае водоплавающей залежи рассматриваемые элементы разработки относительно равномерно размещают по площади залежи над поверхностью водонефтяного контакта (патент РФ №2208140, кл. E21B 43/20, опубл. 10.07.2003 - прототип).

Недостатком способа является невысокая нефтеотдача и темпы отбора при разработке низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 2 мД. Также дебиты вертикальных скважин на низкопроницаемых коллекторах характеризуются очень низкими значениями.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения посредствам увеличения коэффициента охвата и повышения темпов отбора.

Задача решается тем, что в способе разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления, включающем бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них МГРП, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м, добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах, угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°, количество N ступеней МГРП выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Дополнительно при наличии на залежи чисто нефтяной и водонефтяной зон, добывающие скважины располагают в нефтяной зоне, а нагнетательные - в водонефтяной.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу низкопроницаемой нефтяной залежи существенное влияние оказывает охват пласта. В целом, такие залежи характеризуются невысокой нефтеотдачей и темпами отбора. Горизонтальные технологии и ГРП позволяют повысить эффективность разработки. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи низкопроницаемого пласта нефтяной залежи посредствам повышения охвата пласта воздействием и увеличением темпов отбора. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 приведена схема расположения добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин с проведением МГРП. Принятые обозначения: 1 - продуктивный пласт нефтяной залежи, 2 - участок максимальных нефтенасыщенных толщин залежи, а также чисто нефтяная зона, A - добывающая горизонтальная скважина, B - нагнетательная горизонтальная скважина, X, Y - скважины, работающие на другой эксплуатационный объект, Sтр - трещины МГРП, δmax - направление максимального главного напряжения пород, β - угол между направлением максимального главного напряжения пород δmax и направлением стволов горизонтальных скважин A и B, L - длина горизонтальных стволов скважин A и B, C - расстояние между горизонтальными стволами скважин A и B.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи 1 (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены терригенными или карбонатными отложениями, вскрывают вертикальными скважинами X и Y, по данным которых строят структуру залежи. Прибором ВАК-8 на скважинах X и Y проводят определение направления максимального главного напряжения пород δmax. В результате исследований получили, например, северо-восточное направление δmax.

Проницаемость коллектора не превышает 2 мД. При таких значениях проницаемости, согласно постановлению Правительства РФ №700-Р, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по бурению горизонтальных скважин с проведением многократного ГРП эффективно, с точки зрения экономики.

Скважины X и Y переводят на работу по другим объектам с большей проницаемостью. На залежи 1 бурят пару горизонтальных скважин: добывающую A и нагнетательную B с длиной горизонтальных участков L (м). Расстояние между горизонтальными стволами скважин A и B составляет C - не менее 50 м. Согласно расчетам при меньших расстояниях C происходит быстрый прорыв закачиваемой воды, что снижает нефтеотдачу. Добывающую скважину располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах 2. Направление горизонтальных стволов добывающей A и нагнетательной B скважин и направление максимального главного напряжения пласта составляет угол β=30°-60°. Согласно расчетам данный диапазон угла β позволяет достигать максимального значения нефтеотдачи.

При наличии на залежи 1 чисто нефтяной и водонефтяной зон, добывающую скважину A располагают в нефтяной зоне 2, а нагнетательную B - в водонефтяной.

Общее количество горизонтальных скважин на залежи 1 определяют из расчета, что удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляют не менее 50 тыс.т. Т.е. на две скважины A и B начальные геологические запасы нефти залежи 1 должны быть не менее 100 тыс.т. Согласно расчетам при начальных геологических запасах нефти на скважину менее 50 тыс.т бурение горизонтальных скважин экономически нецелесообразно.

Далее на горизонтальных участках скважин A и B проводят МГРП, получая трещины Sтр, параллельно δmax.

Количество N ступеней МГРП определяют по соотношению N=1+L/100 и округляют до большего целого числа. Согласно расчетам максимальный коэффициент нефтеизвлечения достигается, если количество ступеней многократного ГРП на единицу больше, чем длина горизонтального ствола L, на котором проводят данное мероприятие, отнесенного к 100. Т.е. если длина горизонтального ствола L=100 м, то проводят 2 ступени МГРП, если L=1000, то 11 ступеней.

Ступени МГРП скважины B размещают в шахматном порядке по сравнению со ступенями МГПР скважины A. Это позволяет согласно расчетам снизить скорость обводнения добывающей скважины.

Скважины A и B пускают в работу. В нагнетательную скважину B ведут закачку воды, а из скважины A - отбор продукции. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов залежи 1.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок пластово-сводовой нефтяной залежи 1 (фиг.1) размерами 500×700 м, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями, вскрывают вертикальными скважинами X и Y на глубине 1395 м, по данным которых строят структуру залежи. Прибором ВАК-8 на скважинах X и Y проводят определение направления максимального главного напряжения пород δmax. В результате исследований получили северо-восточное направление δmax.

Начальное пластовое давление залежи 14 МПа, нефтенасыщенная мощность в купольной части - 14 м, проницаемость блоков 1 мД, проницаемость трещин 49 мД, пористость блоков - 0,074, пористость трещин - 0,005, вязкость нефти в пластовых условиях - 16,6 мПа·с, начальная нефтенасыщенность - 0,745, начальные геологические запасами залежи - 230 тыс.т.

Скважины X и Y переводят на работу по другим объектам с большей проницаемостью. На залежи 1 бурят пару горизонтальных скважин: добывающую A и нагнетательную B. Расстояние между горизонтальными стволами скважин A и B составляет C=300 м, длина L горизонтальных стволов скважин A и B - по 500 м. Добывающую скважину располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах 2. Также участок 2 является чисто нефтяной зоной. Направление горизонтальных стволов добывающей A и нагнетательной B скважин и направление максимального главного напряжения пласта составляет угол β=60°.

Далее на горизонтальных участках скважин A и B проводят нефтекислотный МГРП, получая трещины Sтр, параллельно δmax. Количество N ступеней МГРП составляет N=1+L/100=1+500/100=6.

Затем скважины A и B пускают в работу. В нагнетательную скважину B ведут закачку воды, а из скважины A - отбор продукции. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов залежи 1.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Участок массивной нефтяной залежи 1 представлен поровым типом терригенного коллектора, чисто нефтяной зоной, проницаемость блоков 2 мД. Начальные геологические запасы залежи - 50 тыс.т. Бурят горизонтальные скважины A и B длиной горизонтальной части L по 250 м и с расстоянием между горизонтальными стволами скважин A и B C=50 м, причем угол между максимальным главным напряжением пласта δmax и направлением горизонтальных стволов составляет β=30°. Горизонтальный ствол добывающей скважины A располагают в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин 2. В скважинах A и B проводят пропантный многократный ГРП, количество N ступеней многократного ГРП составляет N=1+L/100=1+190/100=3.

Пример 3. Выполняют как пример 1 или 2. Залежь 1 имеет размеры 2000×3000 м и начальные геологические запасы 3100 тыс.т. Бурят 10 добывающих и 10 нагнетательных горизонтальных скважин параллельно друг другу в два ряда, причем после каждого горизонтального ствола добывающей скважины параллельно располагают горизонтальный ствол нагнетательной скважины. Угол между максимальным главным напряжением пласта δmax и направлением горизонтальных стволов составляет β=45°.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 59,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,258, срок разработки - 37 лет. По прототипу, при прочих равных условиях, было добыто 44,4 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,193, срок разработки - 45 лет. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,065.

Предлагаемый способ за счет повышения коэффициента охвата пласта позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта нефтяной залежи и повысить темпы отбора нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить коэффициент нефтеизвлечения.

1. Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления, включающий бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м, добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах, угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°, количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа, общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии на залежи чисто нефтяной и водонефтяной зон, добывающие скважины располагают в нефтяной зоне, а нагнетательные - в водонефтяной.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах. Обеспечивает повышение надежности и эффективности реализации способа в слабосцементированных породах пласта, сокращение продолжительности проведения спуско-подъемных операций при осуществлении гидравлического разрыва пласта с возможностью герметичного отсечения интервалов друг от друга.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин методом гидроразрыва пластов. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва с закачкой «подушки» жидкости разрыва.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа. Способ получения материала для проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов с содержанием тримеров и тетрамеров 5-60 мас.% путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере, один из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из метакрилатов, выбранных из приведенной группы, и катализатор - соединение приведенной общей формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерный стабилизатор или смесь стабилизаторов 0,1-3, радикальный инициатор или смесь инициаторов 0,1-4, метакрилат или смесь метакрилатов 0,3-30, катализатор 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры.

Изобретение относится к нефте-, газодобычи с применением проппантов. Способ получения проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере одного из полимерных стабилизаторов, выбранных из указанной группы, по крайней мере одного из радикальных инициаторов, выбранных из указанных соединений, или их смеси, и катализатора - соединения приведенной формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, масс.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3; радикальные инициаторы 0,1-4; катализатор 0,001-0,02; смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу выдерживают при температуре 20-50°С в течение 1-40 минут, после чего вводят в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду, содержащую ПАВ из указанной группы, где смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°С, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, образовавшиеся микросферы отделяют от воды, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°С и выдерживают в указанной среде при данной температуре в течение 1-360 мин.

Представлен способ отклонения закачиваемой рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, при гидравлическом разрыве пласта. Способ гидравлического разрыва подземной формации включает закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с-1 при внешних условиях.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежей нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах за счет более рационального размещения добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки. Обеспечивает повышение охвата пласта, темпов отбора и коэффициента нефтеизвлечения при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой теплоносителя и водогазовой смеси.

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт для увеличения добычи нефти через добывающие скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, в границах которых встречаются мелкие изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые только одиночной скважиной эксплуатационного фонда.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Обеспечивает возможность оптимизации давления в водоводах, снижения вероятности их порыва и сокращения материальные затрат на поддержание пластового давления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участков залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и может найти применение при разработке газонефтяных залежей с подошвенной водой. Обеспечивает повышение эффективности разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования энергии подошвенных вод и увеличения газо- и нефтеотдачи пласта.

Группа изобретений имеет отношение к способам повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора и в вариантах его осуществления особенно имеет отношение к операциям холодной добычи из таких коллекторов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению на начальном этапе ведут закачку воды. После обводнения одной из добывающих скважин закачиваемой водой до 95% определяют нагнетательную скважину, от которой произошел прорыв воды. В закачиваемую данной нагнетательной скважиной воду добавляют пепел, представляющий из себя остатки от сжигания твердого топлива, с размерами частиц не более 70 мкм и с концентрацией не более 50 мг/л. При снижении обводненности добывающей скважины на 25% или более переходят на закачку воды без пепла. Циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%. 1 табл., 1 пр., 1 ил.
Наверх