СПОСОБ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, НАХОДЯЩЕГОСЯ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/18 E21B43/20 

Изобретение относится к практике разработки нефтяных месторождений, целью которой является максимально возможное извлечение нефти из продуктивных горизонтов нефтяной залежи при минимально возможной себестоимости добываемой проекции.

Аналогом изобретения может служить жестко водонапорный способ эксплуатации нефтяных месторождений /1/, наиболее широко применяемый на месторождениях, территориально принадлежащих бывшему Советскому Союзу. Как свидетельствует накопленная практика разработки нефтяных месторождений, эксплуатация залежи на жестководонапорном режиме приводит к тому, что на заключительной стадии разработки, скорость обводнения скважин становится настолько значительной, а прирост текущего коэффициента нефтеотдачи настолько низкий, что эффективность любой из известных схем разработки оказывается исчезающе мала.

С экономической точки зрения, на заключительной стадии эксплуатация залежи энергозатраты на извлечение жидкости становятся неоправданно высокими. Это обстоятельство связано, в первую очередь, с необходимостью использовать мощное оборудование для добычи и закачки огромного количества жидкости. Поэтому растут не только инвестиционные затраты в нефтепромысловую отрасль, но и повышается аварийность внутрипромыслового оборудования. Все это, приводит к росту себестоимости тонны нефти, очень часто, значительно превышающей международные цены на нефть.

В качестве прототипа изобретения может быть выбран метод циклического заводнения, как способ разработки нефтяных месторождений. Физический смысл метода был определен авторами способа /2/ следующим образом: Способ предусматривает увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды. Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора. На нефтяных месторождениях через систему нагнетательных скважин заканчивается вода при циклически изменяющемся давлении нагнетания. Амплитуда и продолжительность цикла определяется геологофизическими условиями месторождения. Опытно-промышленные испытания метода показали, что эффективность процесса снижается с ростом длительности "доциклического" периода эксплуатации. Наибольший эффект достигнут на участках, которые разрабатывались при обычном заводнении перед экспериментом в течении 8 - 10 лет, при исходной обводненности добывающих скважин на начало эксперимента не более 40 - 50%. При нарушении этих условий эффективность метода снижается, поэтому на месторождениях, вступивших в заключительную стадию разработки метод, как способ доразработки, не приемлем. Кроме того, проведение метода в масштабах месторождения предусматривает реконструкцию системы заводнения, связанную с установкой на КНС насосов высокого давления, заменой имеющихся разводящих водоводов на водоводы с повышенной толщиной стенки, замену устьевого оборудования с установкой регуляторов расхода, а так же перевод нагнетательных скважин на закачку по НКТ с установкой пакера. Все эти меры связаны со значительными затратами, что может оказаться непомерной ношей для нефтедобывающего предприятия, при сомнительных шансах на существенную прибавку в добыче нефти.

На последней стадии разработки нефтяного месторождения дальнейшее применение заводнения становится невозможным, как по технологическим так и по экономическим соображениям, но в продуктивном пласте остается 40 - 60% балансовых запасов нефти для терригенных коллекторов и 70 - 85% для карбонатных коллекторов.

Максимально достижимое доизвлечение нефти при минимально возможной себестоимости является основной решаемой задачей предлагаемого изобретения. Поставленную задачу предлагается решать на основе предлагаемого способа доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации при жестко водонапорном режиме, который позволит увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи продуктивных пластов до 85 - 90%.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе доразработки нефтяного месторождения, находящееся на заключительной стадии эксплуатации, включающем доизвлечение нефти с использованием вытесняющего агента, существующего фонда скважин и учетом геологического строения продуктивного пласта, при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают, осуществляют промысловые испытания во всех скважинах, вскрывших продуктивный пласт путем замера суммарного количества нефти без воды в зависимости от времени ее накопления в скважинах при их простое, при этом выбирают скважины, где наблюдают увеличение количества нефти от времени ее накопления, относят эти скважины к купольной части продуктивного пласта, уточняют характер структуры его залегания и используют купольные части продуктивного пласта, как основные объекты добычи нефти, после чего устанавливают периодический режим работы эксплуатационных скважин, перфорированных в купольных частях, при котором предполагают отбор нефти без воды, при этом режим работы для каждой эксплуатационной скважины устанавливают индивидуально по промысловым испытаниям в зависимости от геолого-физических свойств призабойной зоны каждой скважины и ее расположения на структуре продуктивного пласта.

Установлено и доказано, что при предлагаемой последовательности операций перемещение нефти к забою эксплуатационных скважин происходит за счет возникновения градиента давления в гравитационном поле, который вызван разницей плотностей нефти и вытесняющего агента.

Разработка нефтяных месторождений подразумевает извлечение из продуктивного пласта наибольшего количества нефти при минимальной себестоимости добываемой продукции. Поэтому, как правило разработка месторождения базируется на интенсивном воздействии на залежь. В подавляющем большинстве случаев, организуется жесткое воздействие на пластовые флюиды с помощью вытесняющего агента, в качестве которого чаще всего используется сточная или пластовая вода. Вытесняющий агент закачивается в пласт через специальную систему скважин (нагнетательные скважины). В следствие чего, создается избыточное давление в зоне закачки вытесняющего агента и тем самым, в пласте образуется гидродинамический градиент давления, под действием которого, осуществляется фильтрация пластовых жидкостей к добывающим скважинам. По мере продвижения фронта вытеснения от нагнетательных скважин к эксплуатационным происходит постепенное замещение определенного объема пластовых жидкостей вытесняющим агентом. С момента начала закачки вытесняющего агента и до появления его в добываемой продукции проходит время - названное в промысловой практике безводный период эксплуатации залежи. После этого, происходит постепенный рост обводнения нефти, стремящийся во времени к единице. Процесс обводнения, характерный для подавляющего числа нефтяных месторождений как в целом, так и для отдельно взятой эксплуатационной скважины, схематично показан на фиг. 1.

Как свидетельствует накопленная практика разработки нефтяных месторождений, эксплуатация залежи на жестко-водонапорном режиме приводит к тому, что на заключительной стадии разработки, скорость обводнения скважин становится настолько значительной, а прирост текущего коэффициента нефтеотдачи настолько низкий, что эффективность любой из известных схем разработки оказывается экономически не выгодной.

С экономической точки зрения, на заключительной стадии эксплуатации залежи энергозатраты на извлечение жидкости становятся неоправданно высокими. Это обстоятельство связано, в первую очередь, с необходимостью использовать мощное оборудование для добычи и закачки огромного количества жидкости. Поэтому растут не только инвестиционные затраты в нефтепромысловую отрасль, но и повышается аварийность внутрипромыслового оборудования. Все это, приводит к росту себестоимости тонны нефти, очень часто, значительно превышающей международные цены на нефть.

Проектировщиками и промысловиками, при составлении проектов доразработки нефтяных месторождений принят на вооружение поршневой вариант вытеснения нефти агентом. Состоятельность расчетов определяется в зависимости от угла наклона продуктивного пласта. С увеличением его снижается и достоверность расчетов. Этот способ гидродинамических расчетов не учитывает того факта, что физическая основа процесса вытеснения на начальном и конечном этапах разработки коренным образом отличаются между собой. Основные нефтегазовые провинции - Башкортостан, Татарстан, Западная и Восточная Сибирь, более чем на 90% представлены месторождениями теригенного типа с различными углами наклона продуктивных горизонтов.

Увлечение нефти из порового пространства осуществляется за счет сил трения, между вытесняющим агентом и нефтью, за счет возникающего градиента давления, действующего по направлению движения жидкости от нагнетательных к эксплуатационным скважинам. В результате этого, в пласте происходит взаимозамещение подвижной нефти на воду и остаточная нефть остается в объеме пласта в виде рассеянных скоплений различного размера. Поэтому, для пластовых условий характерных первой и второй стадии разработки нефтяного месторождения можно использовать поршневой вариант вытеснения, но для заключительной стадии разработки он не применим, в силу изменения и существования форм остаточной нефти.

Теоретическими и лабораторными исследованиями установлено:
1) Характер распределения остаточной нефти в продуктивном пласте имеет сложную структуру. На фиг. 2 представлена схема возможных вариантов образования остаточной нефти и продвижения фронта вытесняющего агента. В плоском сечении цифрами обозначены: 1 - зерна породы, 2 - аномальные граничные слои порода - нефть, 3 - вторичные аномальные граничные слои, природа которых в основном зависит от свойств нефти и вытесняющего агента, 4 - защемленные объемы нефти в проточных поровых каналах за счет процесса консервации аномальными граничными слоями, имеющими разную физико-химическую характеристику, химический состав и структурные свойства, 5 - капиллярно удержанная нефть /3/.

2) Появление граничных слоев связано с проявлением следующего процесса: хроматографический эффект это появление процесса избирательной адсорбции. При течении многокомпонентных смесей (например, нефть, в процессе формирования залежи) на контакте с твердой поверхностью (поверхность порового пространства), происходит разделение компонентов из смеси, процесс разделения протекает за счет установления более мощных межмолекулярных связей между активными центрами твердой поверхности и наиболее активными молекулами многокомпонентной среды (по признаку сродства между молекулами твердой поверхности молекулами многокомпонентной среды), то есть, как и при любом физическом процессе система стремиться к минимальному значению энергии для данных условий и увеличению энтропии.

3) В последнее время получены сведения о физико-химических и гидродинамических свойствах, остаточной нефти. Применительно к вопросам физики нефтяного пласта экспериментально доказано, что на поверхности нефтенасыщенных пород образуются адсорбционные слои. Дальнейшие специальные исследования этого явления позволили установить, что природные минералы имеют различную адсорбционную активность /4, 5/ и абсорбционные слои, по своим физико-химическим свойствам отличны от свободного в объеме раствора, из которого они образованы. Поэтому по толщине и по простиранию пласта эти слои неоднородны и прерывисты.

4) В работах /6, 7/ на основе экспериментов показано, что даже вода, образованная путем конденсации паров в тонких кварцевых капиллярах размером 40 - 6О ангстрем, образует на поверхности раздела "гидрофильная поверхность - жидкость" слой, который полностью перекрывал нормальное сечение капилляра. Этот слой отличается не по химическим, а по своим физическим свойствам от той же воды, из которой получен пар. Плотность воды в слое составила 1350 - 1400 кг/м³, вязкость оказалась на порядок выше, изменился показатель светопреломления. Подобное изменение свойств было отмечено и у ацетона. Для более подробного изучения свойств воды, находящейся в адсорбционном слое на границе раздела с твердой поверхностью необходимо было получить достаточное количество такой воды. Зарубежные исследования, на конструктивно иной установке (были использованы спеченные пористые среды SiO₂ с диаметром поровых каналов 40 - 60 ангстрем), получили достаточное количество воды для исследования ее свойств в свободном объеме (исследуемая вода переводилась в пар, пар конденсировался в капиллярах и образовывались абсорбционные слои на поверхности раздела фаз, которые занимали весь свободный объем капилляров, после этого, полученная вода центрифугированием извлекалась из капилляров и в результате получали необходимое для исследований количество воды в свободном объеме). И как показали дальнейшие исследования полученная вода не отличалась от исходной по своим физическим параметрам. Объяснить изменение физических свойств жидкости можно, предположив, наличие структуры в самой жидкости на границе с твердой поверхностью. Структурированная жидкость, образующая при контакте с твердой поверхностью, теряет эти свойства, возвращаясь к исходным своим физическим свойствам при других условиях (свободный объем).

5) Общеизвестно, что нефть отличается сложным многокомпонентным составом. В пластовых условиях на границе контакта нефти с зернами породы формируются адсорбционные слои, которые приобретают отличные физико-химическими свойства, от свойств нефти, из которой они образованы. В процессе вытеснения нефти водой, подвижная нефть замещается водой, а на поверхности пор остается двойной адсорбционный слой нефти (пленочная нефть). Экспериментально установлено, что порода по своей структуре имеет исключительно развитую поверхность. Не лишне отметить, что вследствие проявления хроматографического эффекта нефть имеет различный компонентный состав по разрезу и простиранию залежи. В кровельной и купольной части пласта нефть более легкая, по сравнению с нефтью, которая сосредоточена в подошвенной части или на крыльях куполов залежи.

6) Лабораторными исследованиями было установлено, что по отношению к свободной нефти, пленочная нефть так же движется при малых градиентах давления, но скорость, ее движения в 60 - 100 раз меньше (в зависимости от физико-химических свойств нефти и поверхности породы) /3/.

7) Общеизвестно, что движение пленочной нефти осуществляется за счет гидродинамического градиента давления, но по мнению автора на заключительной стадии разработки нефтяной залежи, эксплуатирующейся все это время на жестко водонапорном режиме, складываются благоприятные условия для доразработки истощенного месторождения на гравитационном режиме. На фиг. 2 приведена возможная картина существования остаточной нефти в пласте. Пластовые флюиды: пленочная нефть и вода, имеют различные плотности, очевидно, что существует и разница у удельных весах Δγ этих фаз (к примеру на контакте нефти и воды возникает разница в удельном весе жидкостей: γ = γ_в-γ_м = 1000•9,81 - 900•9,81 = 981. По определению: γ = p•g , где p - плотность вещества (кг/м³) и g - ускорение свободного падения м/с². Поэтому размерность этой величины - 1 [кг/м³•м/с²] = 1 [кг/(с²•м²)]. С другой стороны, градиент давления - 1 [Па/м] = 1 [Н/м³] = 1 [кг/с²•м²)]. На границе раздела "граничный слой - вытесняющий агент" создается градиент давления направленный вертикально вверх, обусловленный разницей удельного веса контактирующих агентов. Поэтому, граничные слои будут находиться под постоянным напряжением и это явится причиной, благодаря которой, граничный слой начнет движение к кровли пласта, стремясь снять напряжение (релаксация) и занять положение, которое бы позволило данной системе занять положение с наименьшим запасом энергии. Поскольку, весь объем пласта находится в гравитационном поле, то гравитационный градиент давления будет действовать в любой точке пласта, в отличии от гидродинамического градиента давления, действие которого распространено в пределах линий тока пластовых жидкостей.

8) На границе раздела "нефть-вытесняющий агент" образуются вторичные граничные слои /3/, которые наслаиваются на первичный граничный слой, образованный нефтью на границе с породой, и образуют двойные граничные слои, тем самым снижая сечение поровых каналов для фильтрации подвижных пластовых агентов. Природа образования этих слоев аналогична образованию граничных слоев на контакте "жидкость - твердая поверхность". В воде, как правило, растворено то или иное количество солей. Молекулы воды, не вступившие во взаимодействие с молекулами соли, вступают во взаимодействие с молекулами вещества, растворенного в нефти. Межмолекулярные связи устанавливаются по принципу наибольшего сродства молекул (или их частей), результатом таких взаимодействий является появление вторичных граничных слоев на границе раздела несмешивающихся жидкостей. Лабораторные исследования позволили установить, что толщина вторичных граничных слоев составляет несколько микрон /3/. Так как прочность и толщина этих слоев зависит от физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, то свойства вторичных граничных слоев, по мнению автора, поддаются, регулированию. Соответствующие изменения и подбор физико-химических свойств вытесняющего агента позволяют снизить прочностные свойства слоя и уменьшить его толщину. Вследствие этого, уменьшится количество нефти, участвующее в образовании слоя, а значит количество подвижной нефти увеличится, что приведет к увеличению нефтеизвлечения. В качестве добавки к вытесняющему агенту предлагается использовать, например, хлориды металлов NaCl, CaCl₂ и др., которые ослабляют прочностные свойства вторичных граничных слоев, не приводят к выпадению солей в пласте (в силу своей инертности), не вступают во взаимодействие с породой, растворы солей обладают повышенной плотностью (по отношению к чистой воде).

9) Таким образом, на подвижность остаточной нефти в пластовых условиях влияют два градиента давления: гидродинамический - от разности давлений в зоне отбора нефти и зоной закачки вытесняющего агента, направление действия которого, соответствует линиям тока жидкости и преимущественно параллельные кровле, подошве пласта: второй гравитационный - обусловлен разностью удельного веса нефти и вытесняющего агента (воды), направление действия строго вертикальное и действует в любой точке пласта. Под действием гравитационного градиента давления вся остаточная нефть начинает мигрировать в кровельную часть пласта и там собираться. В нижней части пласта, с уходом остаточной нефти, будет происходить увеличение фазовой проницаемости по воде, за счет увеличения сечения между зернами породы. Произойдет снижение сопротивления среды для движения воды, а значит влияние гидродинамического градиента давления на движение остаточной нефти будет снижаться.

10) Сопоставим значения действующих градиентов давления между собой. Для расчета рассмотрим наиболее неблагоприятный для наших рассуждений вариант - скважина совершенна по характеру вскрытия и по глубине значение плотности пластовой воды примем равным 1000 кг/м³ и плотность пластовой нефти - 900 кг/м³. Величина гидродинамического градиента давления может быть найдена по формуле Дюпюи для плоско-радиального притока в идеальную скважину. Для расчета зададимся исходными данными:
дебит скважины - 100 м³/сут. (первый случай) - 50 м³/сут. (второй случай) - 10 м³/сут. (третий случай)
вязкость пластовой нефти - 10 мПа•с
проницаемость пласта - 200 мД
радиус скважины на забое - 0,1 м
расстояние между скважинами - 50 м
эффективная толщина пласта - 10 м
Пласт однороден по проницаемости и выдержан по толщине, давление насыщения 10 МПа, забойное давление составляет 0,75 от величины давления насыщения нефти газом.

Для данного примера расчеты показывают, что падение давления на 80% от разницы между значением давления на стенке скважины и на расстоянии половины между скважинами, происходит в околоскважинной зоне равной 5 толщинам пласта. В случае несовершенства скважины границы этой зоны будут меньше вычисленных размеров, в зависимости от степени несовершенства. Значения градиента давления существующие за пределами околоскважинной зоны составили:
первый случай (Q = 100 м³/сут) - 737,89 - 1890,31 Па/м
второй случай (Q = 50 м³/сут) - 368,95 - 945,15 Па/м
третий случай (Q = 10 м³/сут) - 73,79 -189,03 Па/м
Первая величина характеризует значение градиента давления на удалении от ствола скважины равном половине расстояния между скважинами, вторая величина - градиент давления действующий на удалении в пять толщин пласта.

Пласт имеет значительные площади распространения, а скважины и зоны вокруг них исчезающе малы, по сравнению с пластом в целом, поэтому рассчитанные градиенты давления являются причиной движения пластовой нефти.

Значение гравитационного градиента давления, обусловленного разницей удельного веса пластовых жидкостей в гравитационном поле составит: если плотность пластовой воды - 1000 кг/м³, а пластовой нефти 900 кг/м³, то градиент давления, обусловленный разницей удельного веса жидкостей, составит 981 Па/м. Этот градиент давления оказывает свое воздействие в любой точке пласта, где есть контакт несмешивающихся сред, а это условие применимо на заключительной стадии разработки. Для всех, рассмотренных выше случаев, градиент давления от разницы удельного веса жидкостей превосходит градиент давления от розницы забойных давлений в скважинах, поскольку гравитационный градиент давления воздействует на большие объемы остаточной нефти, за исключением прискважинной зоны, которая по площади (объему) много меньше, чем остальная часть продуктивного пласта.

Из выше сказанного следует, что градиент давления, обусловленный разницей в удельном весе пластовых жидкостей, является преобладающей причиной миграции пленочной нефти и приводит к переформированию залежи в более компактные.

В кровле пласта будет происходить накопление остаточной нефти, которая с увеличением нефтенасыщенности в кровле пласта начнет частично переходить в "свободный объем", и менять свои гидродинамические свойства (увеличится подвижность нефти и снизится ее вязкость). Под действием гравитационного градиента давления, эта нефть начнет мигрировать в купольные части пласта и за счет условия неразрывности потока образует новую компактную залежь.

Предлагаемый способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации, осуществляется в следующей последовательности операций:
1) прекращение закачки вытесняющего агента в пласт;
2) проведение промысловых испытаний на скважинах с целью определения потенциального дебита по нефти;
3) все скважины продуктивного пласта подразделяют на три группы, в зависимости от скорости накопления нефти скважины располагают на структуре продуктивного пласта;
- скважины перфорированы в купол (скорость накопления увеличивается во времени);
- скважины перфорированы на крылья купола (скорость накопления во времени постоянна);
- скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину, по отношению к ближайшим к ней точкам, характеризующим купол (накопления нефти не происходит).

4) периодическая эксплуатация скважин, которые по результатам испытаний отнесены к купольной части продуктивного пласта, при условии отбора нефти без воды.

Рассмотрим гипотетический продуктивный пласт. Расположение скважин и купольных частей участка продуктивного пласта показано на фиг.3. Структурная карта кровли продуктивного пласта построена с разрешением 39х50 точек, для которых заданы соответствующие значения X, Y и Z. Все представленные скважины условно разделены на три группы: I - скважины, перфорированы в одном из куполов продуктивного пласта. II - скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину Z, по отношению к ближайшим к ней точкам, характеризующим купольное поднятие, III - скважины перфорированы на "крыльях" купола. Поскольку, плотность сетки скважин определяет наше представление о структуре продуктивного пласта и может не отражать, в достаточной мере, истинное состояние кровли пласта, то после прекращения закачки вытесняющего агента следует проводить промысловые исследования, с целью уточнения характера залегания продуктивного пласта и выбора скважин для дальнейшей эксплуатации. Промысловые испытания проводятся на всех скважинах вскрывающих данный продуктивный пласт и заключаются в том, что на скважине замеряют суммарное количество нефти, без отбора воды, в зависимости от времени простоя скважины. Скважины, у которых вне зависимости от времени простоя (накопления) не наблюдается заметного скопления нефти относят к группе скважин II, т.е. эти скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную, величину Z, по отношению к ближайшим к ней точкам, характеризующим купольное поднятие и не могут быть скважинами накопителями. Скважины, в которых в не зависимости от времени накопления "скапливается" одно и то же количество нефти относят к группе III, эти скважины перфорированы на "крыльях" купола и перехватывают фронт движения нефти на пути к куполу. В случае, если скважины (II) образуют некую замкнутую площадь, внутри которой нет скважин, в которых бы наблюдалось увеличение количества скопившейся нефти от времени накопления - группа скважин 1, то значит внутри этой области имеется не выявленный купол, где надо бурить скважину. Таким образом, все скважины продуктивного пласта подразделяют на три группы, в зависимости от скорости накопления нефти скважины располагают на структуре продуктивного пласта:
- скважины перфорированы в купол (скорость накопления увеличивается во времени);
- скважины перфорированы на крылья купола (скорость накопления во времени постоянна);
- скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину, по отношению к ближайшим к ней точкам, характеризующим купол (накопления нефти не происходит).

Основными объектами эксплуатации будут служить скважины группы I и некоторая часть скважин из группы II. Режим эксплуатации скважин устанавливают из соображений минимальной себестоимости добываемой нефти, учитывая геолого-физические свойства прискважинной зоны каждой эксплуатационной скважины.

Другой задачей испытаний, является необходимость определения скорости накопления нефти в скважине. В случаях, когда скорость притока в скважине будет достаточной для подбора и установки малодебитного насосного оборудования, то такие скважины эффективнее эксплуатировать в непрерывном режиме.

Из выше сказанного следует, что предлагаемый способ доразработки нефтяного месторождения, в основу которого заложен гравитационный режим эксплуатации залежи, позволяет эффективно решать задачу повышения коэффициента конечного извлечения нефти до 85 - 90%. Способ не требует специального нефтепромыслового оборудования и осуществляется, в основном, на базе существующего фонда скважин. Себестоимость тонны нефти снижается, это обусловлено следующими факторами, так отключение системы ППД позволяет:
а) экономить денежные средства на подготовке воды;
б) экономить денежные средства на электроэнергии, которая тратится на транспорт воды до нагнетательной скважины, на закачку воды в продуктивный пласт, на добычу той же самой воды добывающими скважинами, на транспорт водо-нефтяных эмульсий до пунктов подготовки и наконец, на разделение продукции, с обязательной повторной подготовкой воды;
в) экономить на эксплуатационных затратах всей системы ППД, включая всю сеть водоводов, насосное оборудование и обслуживающий персонал;
г) экономить на выплате штрафов, за причиненный природе ущерб, от разливов минерализованной или сточной воды.

Предлагаемый способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии, экологически более безопасен, чем существующие способы доразработки, потому что из непрерывной технологической цепочки, исключается самое аварийно опасное звено: водоводы высокого давления.

Таким образом, предлагаемый способ эффективнее прототипа.

Способ промышленно применим, так как используется существующая система скважин и имеющееся промысловое оборудование.

Используемая литература:
1. А.П. Крылов, М.М. Глаговский, М.Ф. Мирчинк, Н.М. Николаевский, И. А. Черный. "Научные основы разработки нефтяных месторождений", Гостоптехиздат, 1948, с.416.

2. Шарбатова И. Н. , Сургучев М.Л. "Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты" - М.,: Недра, 1988 с. 121.

3. Отчет о НИР "Теоретически разработать и экспериментально обосновать физико-химические, гидродинамические и термодинамические принципы увеличения нефтеотдачи месторождений (промежуточный)", рег. N Д 088.010.90, НПО "Союэнефтеотдача" Уфа, 1990, с. 189.

4. Милещина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. "Изменение нефтей при фильтрации через породы", - М., "Недра, 1983. с. 175., ил.

5. Мархасин И.Л. "Физико-химическая механика нефтяного пласта" М.,: Недра, 1977.

6. Н. Н. Федякин. Коллоидн.ж. 24.497 (196), сб. "Современные представления о связной воде в горных породах", М., Изд-во АН СССР, 196З, с. 82.

7. Н.Н. Федякин. Сб. "Исследования в области поверхностных сил", М., Наука, 1964, с. 136, Research in Surface Forces, v.2. New York, Plenum Press, 1996.

По способу разработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают. Осуществляют промысловые испытания во всех скважинах, вскрывших продуктивный пласт. Это осуществляют путем замера суммарного количества нефти без воды в зависимости от времени накопления в скважинах при их простое. При этом выбирают скважины, где наблюдают увеличение количества нефти от времени ее накопления. Относят эти скважины к купольной части продуктивного пласта. Уточняют характер структуры его залегания и используют купольные части продуктивного пласта, как основные объекты добычи нефти. Затем устанавливают периодический режим работы эксплуатационных скважин, перфорированных в купольных частях, при котором предполагают отбор нефти, без воды. Режим работы для каждой эксплуатационной скважины устанавливают индивидуально по промысловым испытаниям в зависимости от геолого-физических свойств призабойной зоны каждой скважины и ее расположения на структуре продуктивного пласта. Перемещение нефти к забою эксплуатационных скважин происходит за счет возникновения градиента давления в гравитационном поле. Он вызван разницей плотностей нефти и вытесняющего агента. Данный способ повышает коэффициент нефтеотдачи пластов до 85 - 90% при минимальной себестоимости. 3 ил.

Способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации, включающий доизвлечение нефти с использованием вытесняющего агента, существующего фонда скважин и учетом геологического строения продуктивного пласта, отличающийся тем, что при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают, осуществляют промысловые испытания во всех скважинах, вскрывающих продуктивный пласт путем замера суммарного количества нефти без воды в зависимости от времени накопления в скважинах при их простое, при этом выбирают скважины, где наблюдают увеличение количества нефти от времени ее накопления, относят эти скважины к купольной части продуктивного пласта, уточняют характер структуры его залегания и используют купольные части продуктивного пласта, как основные объекты добычи, после чего устанавливают периодический режим работы эксплуатационных скважин, перфорированных в купольных частях, при котором предполагают отбор пластовой нефти без воды, при этом режим для каждой эксплуатационной скважины устанавливают индивидуально по промысловым испытаниям в зависимости от геологофизических свойств призабойной зоны каждой скважины и ее расположения на структуре продуктивного пласта.