Способ разработки низкопроницаемых коллекторов Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 G01N15/08 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки низкопроницаемых коллекторов.

Известен способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины. По первому варианту в пласт через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду до достижения обводненности скважинной продукции до 50% (включительно), после чего поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором. Первый режим включает закачку через нагнетательные скважины пресной воды в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. Второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 12-24 часов. Третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%. По второму варианту первый и второй режимы разработки одинаковы с первым вариантом, а третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды или минерализованной воды с содержанием 0,05 мас. % неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%. Достигаемый технический результат - увеличение повышения охвата пласта и вытеснения нефти, а также улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (патент №2662724, Е21В 43/20, 43/17, опубл. 27.07.2018).

Недостатком способа является однозначно заданный порог обводненности - до 50% (включительно), по достижении которого заканчивается первый этап закачки минерализованной воды. Для каждого коллектора при уникальном составе глин и фильтрационных свойств обводненность переключения, равная 50%, может быть неоптимальной с точки зрения коэффициента вытеснения и коэффициента извлечения нефти (КИН).

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных коллекторов закачкой воды с изменяющимися свойствами, включающий циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочих агентов высоко- и низкоминерализованной вод, отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают неоднородный участок нефтенасыщенного коллектора с разбросом проницаемости не менее чем 30%, при условии, что в порах имеются способные к миграции глинистые частицы, при воздействии на которые низкоминерализованной водой проницаемость коллектора снижается не менее чем в 3 раза. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов - рек, озер, морей, которую предварительно обеззараживают и фильтруют. В качестве высокоминерализованной используют пластовую воду. Первоначально в нагнетательную скважину в течение 10-100 суток осуществляют закачку высокоминерализованной воды. Затем начинают поэтапное снижение минерализации закачиваемой воды - от высокоминерализованной воды до низкоминерализованной воды, причем последовательность снижения осуществляют добавлением низкоминерализованной воды в высокоминерализованную и замещением на каждом последующем этапе на 10-20%, 20-40%, 40-60%, 60-80% и 80-100%. Продолжительность каждого этапа составляет 5-20 суток. Затем в той же последовательности и с той же продолжительностью этапов замещают низкоминерализованную воду на высокоминерализованную воду. Циклы увеличения-уменьшения минерализации закачиваемой воды повторяют многократно. При этом в каждом последующем цикле снижения минерализации повышают давление нагнетания, а в каждом последующем цикле увеличения минерализации закачиваемой воды снижают давление нагнетания. Предлагаемый способ позволяет повысить КИН неоднородных по проницаемости нефтяных коллекторов за счет применения закачки воды с изменением ее минерализации (патент №2679006, Е21В 43/20, опубл. 05.02.2019).

Основной недостаток данного способа заключается в том, что отсутствует возможность количественной оценки прогнозного уровня добычи и соответственно конечного коэффициента нефтеотдачи, так как не проведены керновые исследования влияния типа воды закачки на коэффициент вытеснения нефти и коэффициент восстановления проницаемости. Также однозначно заданы обводненности переключения. Например, первое переключение на пресную воду осуществляется уже через 10-100 суток. При первоначальной закачке высокоминерализованной воды в течение менее 10 суток для большинства коллекторов языки обводнения по высокопроницаемым участкам не успевают образоваться. Поэтому при последующей закачке низкоминерализованной воды отсутствуют объекты для снижения проницаемости, что приводит к снижению нефтеотдачи. При этом в случае первоначальной закачке высокоминерализованной воды в течение более 100 суток для большинства коллекторов языки обводнения уже достигают добывающих скважин, что увеличивает их обводненность и снижает нефтеотдачу. Такой способ не может быть оптимальным для каждого коллектора при уникальном составе глин и фильтрационных свойств с точки зрения коэффициента вытеснения.

Задачей настоящего изобретения является создание способа разработки низкопроницаемых коллекторов, в котором устранены недостатки прототипа.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки низкопроницаемых коллекторовосуществляют эксплуатацию низкопроницаемого коллектора системой скважин, включающей горизонтальные добывающие скважины и вертикальные нагнетательные скважины, в процессе эксплуатации ведут контроль закачки воды и мониторинг показателей нефтеотдачи и обводненности, при этом осуществляют лабораторные исследования керна, где определяют коэффициенты проницаемости при последовательной прокачке пластовой, высокоминерализованной и низкоминерализованной вод, на их основе рассчитывают коэффициенты восстановления проницаемости после прокачки высокоминерализованной и низкоминерализованной вод, также в лабораторных исследованиях керна определяют коэффициенты вытеснения нефти после последовательного вытеснения нефти сначала высокоминерализованной, а затем низкоминерализованной водой, и критическую нефтенасыщенность при вытеснении нефти высокоминерализованной водой, расчитывают критическую нефтенасыщенность при вытеснении нефти низкоминерализованной SOWCR₂ по формуле:

где ΔK_выт - разность между значениями коэффициентов вытеснения нефти после прокачки низкоминерализованной и высокоминерализованной вод, SOWCR₁ - критическое значение нефтенасыщенности при вытеснении нефти высокоминерализованной водой, коэффициент вытеснения нефти после прокачки высокоминерализованной воды; далее строят геолого-гидродинамическую модель участка коллектора, где сначала проводят моделирование при прокачке высокоминерализованной воды с использованием соответствующего значения критической нефтенасыщенности, далее проводят моделирование при прокачке низкоминерализованной воды для имитации переключения, при этом для каждого значения обводненности от 0% до 100% с выбранным шагом используют соответствующее значение нефтенасыщенности и коэффициента восстановления проницаемости при прокачке низкоминерализованной воды, по результатам моделирования строят графики зависимости относительного коэффициента извлечения нефти (КИН) от обводненности и определяют значение обводненности, соответствующее максимуму КИН, и при достижении данной обводненности проводят непосредственное переключение высокоминерализованной воды на низкоминерализованную.

Таким образом, в результате определения обводненности для переключения высокоминерализованной воды на низкоминерализованную определяют наилучший с точки зрения нефтеотдачи сценарий.

Эффект повышения нефтеотдачи проявляется в низкопроницаемых коллекторах с различным минеральным составом по нескольким механизмам: набухание глин породы, растворение карбонатной части породы, ионообменных процессов, изменения смачиваемости, изменения капиллярного давления, изменения относительных фазовых проницаемостей нефти и воды. Несмотря на многообразие влияющих факторов основными изменяющимися параметрами среды являются коэффициент вытеснения и проницаемость. Данные факторы измеряются в лабораторных фильтрационных экспериментах. Ключевым моментом воздействия на коллектор при закачке воды является переключение высокоминерализованной воды на низкоминерализованную. В качестве высокоминерализованной используется подтоварная вода с минерализацией близкой к пластовой воде, а качестве низкоминерализованной - пресная вода. При этом происходит повышение коэффициента вытеснения и снижение коэффициента проницаемости, что влияет на конечную эффективность нефтеотдачи. Технологическое преимущество достигается путем выбора обводненности для переключения высокоминерализованной воды на низкоминерализованную, соответствующей максимуму нефтеотдачи. Наиболее удобным индикатором переключения воды на месторождении является текущая обводненность, которая является монотонно возрастающей величиной. Технологическое решение также учитывает возможную неопределенность в параметрах коллектора на начальной стадии разработки. При этом производится периодическая адаптация геолого-гидродинамической модели и актуализация обводненности переключения.

Сущность изобретения поясняется следующими материалами, где на фиг.1 изображены типичные графики для выбора значения обводненности для переключения воды, которые представляют собой зависимость КИН_отн – относительного КИН, который представляет собой отношение КИН из модели с переключением на низкоминерализованную воду при определенной обводненности к КИН из модели без переключения на низкоминерализованную воду, ко всем значениям обводненности i из моделей с переключением на низкоминерализованную воду. При этом вариант V1 – закачка низкоминерализованной воды целесообразна с начала закачки; V2, V3 - оптимальная точка переключения высокоминерализованной воды на низкоминерализованную находится между 0% и 100%; V4 - закачка низкоминерализованной воды не целесообразна;

на фиг. 2 - схема принятой системы разработки в примере осуществления изобретения;

на фиг. 3 - график зависимости относительного КИН от обводненности для выбора значения обводненности для переключения воды в примере осуществления изобретения.

Способ осуществляют следующим образом:

1. Проведение лабораторных тестов.

1.1. Необходимые критерии для осуществления настоящего изобретения:

- высокоминерализованная вода закачки должна иметь характерную минерализацию, близкую к минерализации пластовой воды. Минерализацию определяют лабораторно;

- пластовая и высокоминерализованные воды должны быть совместимы. Совместимость определяют лабораторным путем при исследовании смесей высокоминерализованной воды и пластовой воды в нескольких соотношениях, где устанавливается отсутствие осадка в смеси.

1.2. Проводят лабораторные исследований на керне по определению проницаемости при последовательной прокачке пластовой, высокоминерализованной и низкоминерализованной вод. Получают значения проницаемости соответственно.

1.3. Определяют коэффициент восстановления проницаемости после прокачки высокоминерализованной воды по формуле (1):

где восстановления проницаемости при прокачке высокоминерализованной воды (д.ед), при прокачке пластовой воды (мД), проницаемость при прокачке высокоминерализованной воды (мД).

Если то считают, что проницаемость не снижается.

1.4. Определяют коэффициент восстановления проницаемости после прокачки низкоминерализованной воды по формуле (2) с целью определения эффекта снижения проницаемости:

где восстановления проницаемости при прокачке низкоминерализованной воды (д.ед), при прокачке высокоминерализованной воды (мД), проницаемость при прокачке низкоминерализованной воды (мД).

Низкоминерализованная вода должна быть доступна в объемах, покрывающих 100% от потребностей закачки. Коллектор должен быть связанным, что означает наличие гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами.

1.5 Определяют коэффициенты вытеснения нефти после прокачки высокоминерализованной и низкоминерализованной вод. Лабораторным путем должно быть зафиксировано повышение нефтеотдачи при прокачке низкоминерализованной воды. Это подразумевает проведение фильтрационного эксперимента на образце керна для определения коэффициента вытеснения нефти после прокачки высокоминерализованной воды и определение коэффициента вытеснения нефти при последующей прокачке низкоминерализованной воды Должно выполняться условие В этих же тестах определяется критическое значение нефтенасыщенности SOWCR₁ при вытеснении нефти высокоминерализованной водой.

По формуле 3 определяют критическое значение нефтенасыщенности при вытеснении нефти низкоминерализованной водой SOWCR₂, ввиду того, что низкоминерализованная вода прокачивается через образец керна сразу после высокоминерализованной, и отсутствует возможность определить критическое значение нефтенасыщенности при вытеснении нефти низкоминерализованной водой лабораторным путем. Для каждого типа воды значения SOWCR различны.

2. Определение обводненности для переключения высокоминерализованной воды на низкоминерализованную. Определяют обводненность для переключения воды путем проведения многовариантных гидродинамических расчетов. Строят геолого-гидродинамическую модель участка коллектора с реальной или планируемой расстановкой скважин. Проводят адаптацию модели на реальные исторические данные. Проводят расчеты, учитывающие переключение воды с высокоминерализованной на низкоминерализованную.

Сначала проводят моделирование при прокачке высоминерализованной воды с использованием соответствующего значения критической нефтенасыщенности SOWCR₁. Затем для этой модели проводят многовариантное моделирование при прокачке низкоминерализованной воды для имитации переключения. Для каждого значения обводненности от 0% (переключение сразу на низкоминерализованную воду) до 100% (переключение в конце разработки на низкоминерализованную воду) с выбранным шагом используют соответствующее значение нефтенасыщенности, что позволяет определить максимальный КИН. Также при моделировании с низкоминерализованной водой учитывают значение коэффициента восстановления проницаемости при прокачке низкоминерализованной воды

Результат моделирования представляют на графике зависимости относительного КИН от обводненности (фиг.1).

Обводненность для переключения высокоминерализованной воды нa низкоминерализованную выбирается в точке максимума накопленного КИН. При этом стоит учитывать четыре принципиальные возможности поведения графиков. V1 - вариант, когда закачка низкоминерализованной воды целесообразна с самого начала закачки воды. V2, V3 - варианты, когда оптимальная точка переключения находится между 0% и 100%. V4 - закачка низкоминерализованной воды не целесообразна вообще.

3. Контроль закачки. Контролируют закачку высокоминерализованной воды до достижения обводненности для переключения на низкоминерализованную воду. В рамках мониторинга выработки объекта периодически производят уточнение геолого-гидродинамической модели объекта и процесса закачки. При этом на каждом шаге корректировки модели производят уточнение обводненности в соответствии с шагом. Мониторинг осуществляется в течение всего времени разработки.

4. Переключение высокоминерализованной воды на низкоминерализованную. Проводят переключение всей закачиваемой воды на низкоминерализованную. Одновременно всю добываемую воду отводят от объекта и не используют для закачки на данном объекте. При этом возможны различные варианты использования добываемой воды: использование на других объектах, утилизация. На данном этапе ведут обязательный контроль приемистости скважин и динамики приемистости скважин. Согласно результатам лабораторных тестов и геолого-гидродинамического моделирования должно наблюдаться снижение приемистости скважин. При этом происходит вовлечение в разработку дополнительных объемов нефти, что и обусловливает конечное повышение КИН. В процессе мониторинга эффективности закачки необходимо отслеживать отклонения от плановых показателей и в необходимых случаях при реализации рисков осуществлять корректирующие мероприятия.

Мониторинг эффективности нефтеотдачи должен осуществляться в течение всего времени разработки. Наиболее важный период мониторинга - это граница достижения обводненности для переключения высокоминерализованной воды на низкоминерализованную. При этом рекомендуется в течение двух лет до момента переключения и двух лет после переключения сохранять фонд скважин, не корректировать систему разработки. Период постоянства фонда позволит повысить достоверность анализа эффективности повышения нефтеотдачи при адаптации геолого-гидродинамической модели.

Существуют следующие риски при осуществлении способа разработки низкопроницаемых коллекторов:

1. Несоответствие качества закачиваемой высокоминерализованной воды на первом этапе закачки. Риск может реализоваться нарушениями использования систем очистки воды при подготовке и закачке воды. Для контроля риска необходимо проводить ежемесячный отбор проб воды закачки на проведение анализа концентрации взвешенных частиц и их гранулометрического состава. Мероприятия по снятию риска заключаются в надлежащем обслуживании используемых систем очистки воды.

2. Нерегламентированное падение базовой добычи при достижении уровня обводненности переключения. Данный случай относится к тем, когда невозможно сохранять постоянство фонда и необходимо новое бурение или геолого-технологические мероприятия (ГТМ). При реализации данного риска необходимо провести адаптацию геолого-гидродинамической модели на историю добычи и пересчитать обводненность переключения.

3. Рост трещин авто-ГРП после переключения. Данный риск может реализоваться при чрезмерном набухании глин и активации роста трещин авто-ГРП. Необходимо осуществлять контроль роста трещин и при необходимости регулировать давление закачки. Все корректирующие мероприятия должны быть учтены в геолого-гидродинамической модели, после корректировки которой необходимо выполнить пересмотр обводненности для переключения воды.

4. Несоответствие качества закачиваемой низкоминерализованной воды на втором этапе закачки. Риск может реализоваться нарушениями подготовки низкоминерализованной воды, например, вследствие биозараженности. Для контроля данного риска необходимо проводить анализ содержания бактерий в закачиваемой воде с периодичностью 4 раза в год. При возникновении данного риска необходима бактерицидная обработка в узлах подготовки воды. При наличии существенной кольматации необходима единоразовая обработка деструкторами полисахаридов.

Пример осуществления способа:

В качестве объекта рассматривается зона залежи со сформированной системой разработки. Характерная проницаемость участка коллектора составляет 1,5 мД. Система разработки - рядная с горизонтальными добывающими скважинами с трещинами ГРП и вертикальными нагнетательными скважинами с трещинами авто-ГРП. Отношение добывающих скважин к нагнетательным - 1:2. Расстояние между рядами - 150 м. Сетка ориентирована в направлении максимального регионального стресса и соответственно трещины ГРП направлены вдоль горизонтального ствола. Количество трещин на горизонтальном стволе - 5 шт. Длина горизонтального ствола - 1000 м. Полудлина трещины ГРИ - 150 м. Размеры ячейки сетки разработки - 1200 х 300 м. Схема разработки представлена на фиг. 2.

1. Проведение лабораторных тестов.

1.1 Определяют соответствие необходимым критериям для осуществления настоящего изобретения.

Минерализация пластовой воды на выбранном участке составляет 12 г/л. Минерализация высокоминерализованной воды равна 13 г/л. Условие, что высокоминерализованная вода должна иметь характерную минерализацию, близкую к минерализации пластовой воды выполняется.

Минерализация низкоминерализованной воды равна 0,2 г/л.

Пластовая и высокоминерализованные воды совместимы. Так как при проведении лабораторных тестов на совместимость пластовой воды и высокоминерализованной воды при соотношениях 25/75, 50/50, 75/25 осадок не был обнаружен.

1.2 Проведение лабораторных исследований на керне по определению проницаемости при последовательной прокачке пластовой, высокоминерализованной и низкоминерализованной вод.

В ходе лабораторных тестов на керне были получены значения проницаемостей 0,06 мД, 0,06 мД и 0,04 мД.

1.3 Определение коэффициента восстановления проницаемости после прокачки высокоминерализованной воды.

По формуле 1 рассчитывают коэффициент восстановления проницаемости после прокачки высокоминерализованной воды.

В результате соответственно, проницаемость не снижается после прокачки высокоминерализованной воды.

1.4 Определение коэффициента восстановления проницаемости после прокачки низкоминерализованной воды.

По формуле 2 рассчитывают коэффициент восстановления проницаемости после прокачки низкоминерализованной воды.

В результате Произошло снижение проницаемости. Данный эффект учитывают при моделировании.

1.5 Определение коэффициентов вытеснения нефти после прокачки высокоминерализованной и низкоминерализованной вод.

В ходе проведения экспериментов по вытеснению нефти на керне были получены значения коэффициентов вытеснения нефти и Так как установлен факт повышения нефтеотдачи при прокачке низкоминерализованной воды. Также в данных экспериментах получена критическая нефтенасыщенность (SOWCR₁) при вытеснении нефти высокоминерализованной водой равная 0,3.

Определяют критическую нефтенасыщенность SOWCR₂ при вытеснении нефти низкоминерализованной водой по формуле 3:

2. Определение обводненности для переключения высокоминерализованной воды на низкоминерализованную.

Производится путем проведения многовариантных гидродинамических расчетов.

Сначала было проведено моделирование при прокачке высоминерализованной воды с использованием соответствующего значения критической нефтенасыщенности SOWCRi=0,3- Затем для этой модели было проведено многовариантное моделирование при прокачке низкоминерализованной воды для имитации переключения. Для каждого значения обводненности от 0% (переключение сразу на низкоминерализованную воду) до 100% (переключение в конце разработки на низкоминерализованную воду) с шагом 20% использовали значения нефтенасыщенности SOWCR₂=0,25 и коэффициента восстановления проницаемости при прокачке низкоминерализованной воды

Геолого-гидродинамическая модель участка коллектора с реальной расстановкой скважин подготовлена и адаптирована на историческую работу скважин. Результат моделирования при изменении обводненности показан на графике (фиг. 3). Где обводненность 0% - закачка низкоминерализованной воды осуществляется сразу, а 100% - без изменения типа закачиваемой воды.

Из графика (фиг. 3) видно, что оптимальная обводненность для переключения высокоминерализованной воды на низкоминерализованную равна 60%, так как на данном участке достигается максимум КИН. Предложенный способ в рассматриваемом примере позволяет повысить эффективность разработки и получить дополнительный КИН в размере 2% от варианта без смены закачиваемой воды.

3. Контроль закачки. В рамках мониторинга выработки объекта периодически производят уточнение геолого-гидродинамической модели объекта и процесса закачки. Мониторинг осуществляется в течение всего времени разработки.

4. Переключение высокоминерализованной воды на низкоминерализованную. После достижения обводненности равной 60% проводят переключение всей закачиваемой воды на низкоминерализованную. Одновременно всю добываемую воду отводят от объекта и не используют для закачки на данном объекте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки низкопроницаемых коллекторов. Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов. Заявлен способ разработки низкопроницаемых коллекторов, в котором в процессе эксплуатации ведут контроль закачки воды и мониторинг показателей нефтеотдачи и обводненности. При этом осуществляют лабораторные исследования керна, где определяют проницаемости при последовательной прокачке пластовой, высокоминерализованной и низкоминерализованной вод. На их основе рассчитывают коэффициенты восстановления проницаемости после прокачки высокоминерализованной и низкоминерализованной вод. Также в лабораторных исследованиях керна определяют коэффициенты вытеснения нефти после последовательного вытеснения нефти сначала высокоминерализованной, а затем низкоминерализованной водой, и критическую нефтенасыщенность при вытеснении нефти высокоминерализованной водой. Далее строят геолого-гидродинамическую модель участка коллектора, где сначала проводят моделирование при прокачке высокоминерализованной воды с использованием соответствующего значения критической нефтенасыщенности. Затем проводят моделирование при прокачке низкоминерализованной воды для имитации переключения. При этом для каждого значения обводненности от 0% до 100% с выбранным шагом используют соответствующее значение нефтенасыщенности и коэффициента восстановления проницаемости при прокачке низкоминерализованной воды. По результатам моделирования строят графики зависимости относительного коэффициента извлечения нефти (КИН) от обводненности и определяют значение обводненности, соответствующее максимуму КИН, и при достижении данной обводненности проводят непосредственное переключение высокоминерализованной воды на низкоминерализованную. 3 ил.

1. Способ разработки низкопроницаемых коллекторов, в котором осуществляют эксплуатацию низкопроницаемого коллектора системой скважин, в процессе эксплуатации ведут контроль закачки воды и мониторинг показателей нефтеотдачи и обводненности, при этом осуществляют лабораторные исследования керна, где определяют проницаемости при последовательной прокачке пластовой, высокоминерализованной и низкоминерализованной вод, на их основе рассчитывают коэффициенты восстановления проницаемости после прокачки высокоминерализованной и низкоминерализованной вод, также в лабораторных исследованиях керна определяют коэффициенты вытеснения нефти после последовательного вытеснения нефти сначала высокоминерализованной, а затем низкоминерализованной водой, и критическую нефтенасыщенность при вытеснении нефти высокоминерализованной водой, рассчитывают критическую нефтенасыщенность при вытеснении нефти низкоминерализованной SOWCR₂ по формуле:

где ΔK_выт - разность между значениями коэффициентов вытеснения нефти после прокачки низкоминерализованной и высокоминерализованной вод, SOWCR₁ - критическое значение нефтенасыщенности при вытеснении нефти высокоминерализованной водой, коэффициент вытеснения нефти после прокачки высокоминерализованной воды, далее строят геолого-гидродинамическую модель участка коллектора, где сначала проводят моделирование при прокачке высокоминерализованной воды с использованием соответствующего значения критической нефтенасыщенности, далее проводят моделирование при прокачке низкоминерализованной воды для имитации переключения, при этом для каждого значения обводненности от 0% до 100% с выбранным шагом используют соответствующее значение нефтенасыщенности и коэффициента восстановления проницаемости при прокачке низкоминерализованной воды, по результатам моделирования строят графики зависимости относительного коэффициента извлечения нефти (КИН) от обводненности и определяют значение обводненности, соответствующее максимуму КИН, и при достижении данной обводненности проводят непосредственное переключение высокоминерализованной воды на низкоминерализованную.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что система скважин включает горизонтальные добывающие скважины и вертикальные нагнетательные скважины.