Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора



Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора
Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора
Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора

 


Владельцы патента RU 2574890:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличение нефтеотдачи слоистого коллектора. По способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных - РГС добывающих скважин. Горизонтальные стволы размещают в нефтенасыщенных пропластках. Осуществляют одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом бурят основной вертикальный ствол РГС. Исследованиями определяют время движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС. На основе этого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки каждого пропластка из аналитического выражения. В пропластке, соответствующем наименьшему значению удельной скорости капиллярной пропитки, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами. Устанавливают длину горизонтального ствола и расстояние продвижения фронта капиллярной пропитки. Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой расстояния, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем пропластке. К условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели. В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров. В процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей. 1 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.

Известен способ разработки залежей нефти в слоистых карбонатных коллекторах, включающий выделение совпадающих в плане верхней пластовой залежи в карбонатных коллекторах с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м и нижней массивной залежи с общими нефтенасыщенными толщинами более 15 м, между выделенными залежами устанавливают профильный перекрыватель, спускают обсадную колонну до кровли нижней залежи с фильтром в продуктивной части верхней залежи, цементируют затрубное пространство, вскрывают верхний продуктивный интервал, спускают два лифта, бурят вертикальные и/или наклонно направленные или разветвленные горизонтальные нагнетательные скважины в соответствии с проектной сеткой. Размещают горизонтальные стволы нагнетательных скважин параллельно плоскости горизонтальных стволов добывающих скважин. При наличии санитарно-защитных зон и нефтенасыщенных толщин пласта-коллектора верхней пластовой залежи более 5 м предусматривают бурение многозабойной горизонтальной скважины. Закачку рабочего агента осуществляют циклически в верхнюю и нижнюю залежи при их одновременно-раздельной эксплуатации (патент РФ №2305758, кл. Е21В43/14, опубл. 10.09.2007).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача в связи с недостаточно равномерной выработкой запасов в условиях неоднородного коллектора.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах, включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. Выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно-допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости (патент РФ № 2387815, кл. Е21В43/20, опубл. 27.04.2010 - прототип).

В известном способе применительно к карбонатным коллекторам не учитывается трещиноватость. Кроме того, на фильтрацию жидкости в пласте оказывают влияние не только проницаемость, но другие параметры, такие как смачиваемость, поверхностное натяжение и пр. Данные факторы не учитываются, поэтому равномерность выработки и нефтеотдача при реализации данного способа оказываются невысокими.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.

Задача решается тем, что в способе разработки трещинно-порового слоистого коллектора, включающем бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных (РГС) добывающих скважин, размещение горизонтальных стволов в нефтенасыщенных пропластках, одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, согласно изобретению, бурят основной вертикальный ствол РГС, исследованиями определяют время tn движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС, на основе которого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки βn каждого пропластка из уравнения:

r = q h n η n m n S 0n β n π [ erf ( β n t n (1 + β n t n + β n t n 2 ) π 4 erf β n t n ] , (1)

где rn - расстояние, пройденное фронтом пропитки за время tn в n-м пропластке, м,

βn - удельная скорость капиллярной пропитки n-го пропластка, 1/с,

q - расход воды в нагнетательную скважину, м3/сут,

hn - толщина n-го пропластка, м,

ηn - конечная нефтенасыщенность n-го пропластка, м,

mn - пористость блоков породы n-го пропластка, д.ед.,

S0n - начальная нефтенасыщенность n-го пропластка, д.ед.,

tn - время продвижения фронта капиллярной пропитки в n-м пропластке от нагнетательной скважины к добывающей, с,

erf(x) - функция ошибок,

π=3,14,

в пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами, причем длина горизонтального ствола составляет L·cosα, а фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние rn=L·sinα за время t, которое рассчитывают по уравнению (1), для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за t расстояния rn, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем n-м пропластке, к условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке, по полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями, в основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели, в каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров, в процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу неоднородного по толщине слоистого трещинно-порового карбонатного коллектора, разрабатываемого заводнением, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Скорость капиллярной пропитки в каждом из пропластков разная, что связано с некоторым различием в их геолого-физических характеристиках. Удельная скорость пропитки β в уравнении (1), полученном из теории, предложенной Г.И. Баренблаттом и Ю.П. Желтовым, учитывает проницаемость блоков породы, вязкость нефти, коэффициент межфазного натяжения на границе нефть-вода, угол избирательного смачивания породы водой и градиент давления, за счет которого нефть перетекает из блоков в трещины. Таким образом, при расчёте скорости фильтрации в трещинно-поровом коллекторе коэффициент β будет разным в каждом из пропластков, что при их совместной эксплуатации приведет к неравномерной выработке запасов и раннему обводнению скважины. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять равномерную выработку нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтеносной залежи в плане с размещением скважин и стволов РГС. На фиг. 2 приведено схематическое изображение участка нефтеносной залежи в вертикальном разрезе с пропластками и размещением скважин и стволов РГС. Обозначения: 1 - основной вертикальный ствол добывающей РГС, 2 - нагнетательная скважина, 3-5 - касательные к условным окружностям радиусов r1, r2, r3 соответствующих пропластков, в которых происходит плоско-радиальная фильтрация закачиваемой воды, 6 - профильные перекрыватели, 7 - пакера, r1-r3 - радиусы условных окружностей, I-III - горизонтальные стволы РГС соответствующих пропластков, s1-s3 - длины горизонтальных стволов I-III, L - расстояние между основным вертикальным стволом добывающей РГС 1 и нагнетательной скважиной 2, α13 - угол между линией L и стволом РГС в соответствующем пропластке I-III.

Способ реализуют следующим образом.

На участке неоднородной по толщине слоистой залежи, коллектор которой представлен порово-трещинными карбонатными отложениями, бурят вертикальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины на расстоянии L друг от друга (фиг. 1). Количество нефтенасыщенных пропластков составляет, например, три (фиг. 2). Для повышения продуктивности добывающей скважины 1 необходимо в каждый пропласток пробурить горизонтальный ствол. Таким образом, скважина 1 является основным вертикальным стволом РГС. Для того чтобы выработка запасов всех пропластков происходила равномерно, несмотря на различную скорость пропитки β (см. уравнение 1), горизонтальные стволы I-III необходимо размещать под углами в горизонтальной плоскости к вертикальной нагнетательной скважине 2. Считая, что продвижение фронта пропитки водой от нагнетательной скважины 2 происходит в плоско-радиальном режиме, углы можно определить, проведя касательные 3-5 (фиг. 1) к условным окружностям, радиусов r1, r2, r3 соответственно. В свою очередь данные радиусы можем рассчитать по уравнению (1).

Для этого предварительно трассерными исследованиями определяют время tn движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины 2 по каждому пропластку коллектора (отсекая пакерами другие пропластки) к основному вертикальному стволу РГС 1. На основе tn рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки βn каждого пропластка из уравнения (1). В пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, например, третьему с β3, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α3=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами. Длину горизонтального ствола III определяют, как s3=L·cosα. Фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r3=L·sinα за время t, которое рассчитывают по уравнению (1).

Далее для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за время t расстояния r1 и r2, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующих пропластках. К условным окружностям проводят касательные 3 и 4 из точки основного вертикального ствола РГС 1 в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами s2 и s3, соответствующими точке касания с окружностями.

Расчеты показали, что для наименьшего β угол α в указанных диапазонах 50-70° для одного ствола и соответственно для всех остальных стволов, направление которых зависит от t, достигается максимальная нефтеотдача.

В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели 6.

В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров 7. В процессе эксплуатации РГС 1 последовательно от «носка» горизонтальных стволов I-III к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины 2 к добывающей 1. Расчеты показали, что чем меньше угол α, т.е. наклон горизонтального ствола больше в сторону к нагнетательной скважине, тем обводнение ствола происходит более резкими темпами и требуется большее количество пакеров 7, чтобы осуществлять последовательное отключение обводнившихся интервалов для достижения наибольшей нефтеотдачи. Поэтому большее количество пакеров 7 необходимо устанавливать на стволы с меньшим значением углов α. Количество пакеров 7 ограничено пятью ввиду экономической рентабельности.

Используя данный подход, разбуривают всю залежь.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На участке неоднородной по толщине слоистой массивной залежи, коллектор которой представлен порово-трещинными карбонатными отложениями башкирского яруса, бурят вертикальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины на расстоянии L=300 м друг от друга (фиг. 1). Количество нефтенасыщенных пропластков залежи составляет три (фиг. 2).

Начальное пластовое давление на участке залежи 10 МПа, давление насыщения нефти газом 1 МПа, общая толщина составляет 20 м, пористость блоков m=0,124 д.ед., начальная нефтенасыщенность S0=0,816 д.ед., конечная нефтенасыщенность η=0,141 д.ед. В нагнетательную скважину ведется закачка воды с расходом 10 м3/сут.

Трассерными исследованиями (закачкой воды, меченной флуоресцеином) определяют время tn движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины 2 по каждому пропластку коллектора (отсекая пакерами другие пропластки) к основному вертикальному стволу РГС 1. На основе tn рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки βn каждого пропластка из уравнения (1). Данные по hn, tn, βn приведены в таблице 1.

В пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, т.е. третьему с β3=4,91·10-12, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α3=70° к линии L. Длину горизонтального ствола III определяют, как s3=L·cosα=300·cos70=103 м. Фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r3= L·sinα= 300·sin70=282 м за время t=15,6 сут, которое рассчитывают по уравнению (1).

Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за время t=15,6 сут расстояния r1 и r2, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующих пропластках. К условным окружностям проводят касательные 3 и 4 из точки основного вертикального ствола РГС 1 в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. Значения s1 и s2 длин стволов I и II можно рассчитать по теореме Пифагора, зная L и rn: s2=(L2-r22)0,5=(3002-2372)0,5=184 м, s1=(L2-r12)0,5=(3002-2542)0,5=160 м. Значения углов α1 и α2 можно рассчитать как αn=Arccos(sn/L). Расчетные значения rn, sn и αn приведены в таблице 1.

В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели 6.

В горизонтальном стволе III размещают в центре один (делят длину ствола s2 на два равных расстояния) водонабухающий пакер 7 фирмы ТАМ. В горизонтальном стволе I аналогично размещают два пакера 7, а в стволе II - три пакера 7, которые делят стволы на равные отрезки.

В процессе эксплуатации РГС 1 последовательно от «носка» горизонтальных стволов I-III к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины 2 к добывающей 1.

Используя данный подход, разбуривают всю залежь.

Пример 2. Выполняют как пример 1. В пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом αn=50° к линии L. В горизонтальном стволе I размещают пять пакеров 7, которые делят ствол на равные отрезки.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

В результате за время разработки участка залежи, представленного одной добывающей РГС и одной нагнетательной скважиной, которое ограничили обводнением скважины до 98%, было добыто 168,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,375. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 138,2 тыс.т нефти, КИН - 0,308. Прирост КИН по предлагаемому способу составил 0,067.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.

Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора, включающий бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных добывающих скважин - РГС, размещение горизонтальных стволов в нефтенасыщенных пропластках, одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что бурят основной вертикальный ствол РГС, исследованиями определяют время tn движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС, на основе которого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки βn каждого пропластка из уравнения:
r n = q h n η n m n S 0n β n π [ erf ( β n t n (1 + β n t n + β n t n 2 ) π 4 erf β n t n ] , (1)
где rn - расстояние, пройденное фронтом пропитки за время tn в n-м пропластке, м;
βn - удельная скорость капиллярной пропитки n-го пропластка, 1/сут;
q - расход воды в нагнетательную скважину, м3/сут;
hn - толщина n-го пропластка, м;
ηn - конечная нефтенасыщенность n-го пропластка, д.ед.;
mn - пористость блоков породы n-го пропластка, д.ед.;
S0n - начальная нефтенасыщенность n-го пропластка, д.ед.;
tn - время продвижения фронта капиллярной пропитки в n-м пропластке от нагнетательной скважины к добывающей, сут;
erf(x) - функция ошибок;
π =3,14,
в пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами, причем длина горизонтального ствола составляет L·cosα, а фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние rn=L·sinα за время tn, которое рассчитывают по уравнению (1), для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за tn расстояния rn, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем n-м пропластке, к условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке, по полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями, в основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели, в каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров, в процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает разбуривание залежи скважинами с горизонтальными стволами, направленными параллельно друг другу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора и состоят из двух горизонтов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для газификации угля. Комплекс включает подземный газогенератор, при этом отводящая скважина размещена в центре газифицируемого участка угля, а подающие скважины размещены вокруг нее по периферии газифицируемого участка угля.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в подземной газификации бурого угля в тонких и средней мощности пластах. Способ включает осушение угольного пласта, нагнетание в реакционный канал окислителя по вертикальным дутьевым скважинам, отсос из него продуктов газификации через газоотводящие скважины и минимизацию давления в реакционном канале.

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из неоднородных залежей. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи включает бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти.

Изобретение относится к добыче нефти с ее вытеснением из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, установленными выше нефтеносных пластов, и муфтами перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращение энергозатрат.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами продуктивных пластов с естественной трещиноватостью.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для реализации водогазового воздействия на пласт или утилизации попутного газа. Система водогазового воздействия на пласт содержит электродвигатель, трубопровод высокого давления, газовую линию низкого давления, эжектор первой ступени сжатия, газосепаратор центробежного типа, многоступенчатый центробежный насос, эжектор второй ступени сжатия, нагнетательный насос и трубопровод к нагнетательным скважинам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на создание системы автоматического контроля и управления заводнением нефтяных пластов на основе оценки взаимного влияния скважин.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти. Технический результат - снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами. Для этого закачивают воду в нагнетательные скважины, а из добывающих скважин отбирают продукцию. Для снижения водопритока к добывающим скважинам осуществляют закачку в нагнетательные скважины различных агентов. При этом выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре. После обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также и в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага. Состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины. Расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. В первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка. После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды. Добывающие скважины при этом пускают в работу. Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%. 2 пр., 1 ил.
Наверх