Способ увеличения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти

Способ увеличения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов и добычи нефти как в разрабатываемых месторождениях, так и в закрытых в связи с высокой обводненностью пластов, а также в газодобывающей промышленности.

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности многие высокопродуктивные месторождения вступили в стадию падающей добычи нефти, для которой стала характерной высокая обводненность продукции (до 95% и более). После окончания эксплуатации, как правило, в недрах (преимущественно в микротрещинах и порах) остается от 50 до 80 процентов балансовых запасов нефти. Длительная эксплуатация месторождений приводит к необходимости применения новых способов увеличения нефтеотдачи пластов и добычи нефти, которые пока остаются малоэффективными, особенно на поздней стадии разработки.

Известны способы увеличения нефтеотдачи пласта и добычи нефти, включающие непрерывную и циклическую закачку воды в скважины для транспортировки флюида за счет создаваемой разности давления в направлении от закачивающих скважин к добывающим (RU, №2078917, 1997 г., №2092681, 1997 г., №2233971, 2004 г., №2224100, 2004 г.).

Недостатком данных способов является низкая нефтеотдача пласта и добыча нефти, т.к. закачка воды проводится под высоким давлением для ускоренного продвижения флюида по трещинам к добывающим скважинам и по мере вытеснения нефти из трещин вода постепенно заполняет эти трещины, запирает насыщенное нефтью поровое пространство и тем самым препятствует образованию относительного вакуума в трещинах в периоды их расширения от приливных движений Земли, а также процессу высасывания нефти из пор в трещины, по которым в дальнейшем происходит транспортировка флюида к добывающим скважинам. В результате этого происходит быстрое увеличение обводненности флюида. Кроме того, при больших объемах закачки воды в пласт нередко происходят гидроразрывы в земной коре, а также возбужденные землетрясения. Следовательно, объемы закачиваемой воды, и в том числе суточные, которые проникают и остаются непосредственно в пласте, должны быть ограниченными и не превышать объемов вытесненной из пласта нефти в течение всего периода добычи.

Циклическая закачка является более перспективной, так как ее можно связать с цикличностью приливных движений Земли и она дает возможность в периоды прекращения закачки увеличивать интенсивность извлечения нефти из пор в трещины. Недостатком циклической закачки воды в скважины, применяемой на некоторых месторождениях, является то, что она недостаточно полно учитывает процессы расширения и сжатия трещин земной коры в связи с периодическими солнечно-лунными приливами, как, например, при известной полусуточной закачке длительностью 8-12 часов, либо учитывает процессы расширения и сжатия трещин случайно, когда при более длительных периодах циклической закачки воды в скважины (например, до 20 суток в месяц) в них попадают как периоды времени больших амплитуд суточных земных приливов, которые способствуют интенсивному извлечению нефти из пор в трещины, так и периоды времени малых амплитуд суточных земных приливов, когда интенсивность извлечения нефти из пор в трещины невысокая, особенно при избытках воды под высоким давлением в трещинах. В результате этого эффективность циклической закачки снижается. Кроме того, при циклической закачке воды, которая также используется для поддержания высокого давления в пластах, как правило, на практике тоже проводится закачка больших объемов воды, соизмеримых с объемами при непрерывной закачке, причем за более короткие сроки. И это нередко приводит к тем же гидроразрывам земной коры. При этом обводненность добываемого флюида при такой циклической закачке не уменьшается в зависимости от общего объема закачки воды.

Нефть в начальной стадии разработки месторождений преимущественно откачивается из наполненных ею трещин без закачки воды в скважины за счет собственного внутреннего давления пласта. В дальнейшем по мере падения напорного давления и уменьшения запасов нефти начинается закачка воды в зону нефтеносного пласта, которая постепенно вытесняет оставшуюся нефть из трещин и частично из пор и начинает увеличивать обводненность добываемого флюида. И если бы не было периодического расширения и сжатия трещин земной коры в связи с приливными движениями Земли, которые извлекают нефть из пор в трещины, то по прошествии небольшого времени откачивалась бы только закачиваемая вода без нефти.

Все горные породы пронизаны иерархической системой трещин, и чем крупнее размер трещины, тем их меньше, а чем она мельче, тем их больше (известный закон повторяемости размеров трещин, или объемов «кусковатости» среды, или землетрясений разных энергий, являющихся результатом подвижек по трещинам разных размеров).

Жидкость, закачиваемая в горные породы, заполняет все свободное пространство, то есть и трещины, и частично поры, освободившиеся от нефти, при этом скорость продвижения флюида в нефтеносных породах земной коры, по экспериментальным данным, соответствует величине порядка 10 м в час, в то время как теоретические расчеты скорости продвижения флюида, проведенные для порового пространства, дают значения, на порядок меньшие. И трещины являются главной причиной превышения скоростей продвижения флюида над расчетными скоростями в поровом пространстве, поскольку флюид ускоренно продвигается по пути наименьшего сопротивления, то есть по трещинам.

Лунно-солнечные приливы периодически расширяют и сжимают трещины земной коры с разными амплитудами во времени и, соответственно, изменяют уровень флюида в пластах и в наполненных флюидом скважинах в зависимости от вращения Земли вокруг своей оси и расположения Луны и Солнца относительно Земли, а также периодически создают в этих трещинах относительный вакуум и тем самым уподобляются действию крупномасштабного насоса, который высасывает нефть из пор в трещины в периоды относительного вакуума, а затем способствует транспортировке флюида по трещинам при их сжатии.

В длительно разрабатываемых месторождениях и в отдельных скважинах, где обводненность добываемого флюида достигает 98-100%, добыча нефти прекращается. Возобновление добычи нефти через несколько лет снова обнаруживает повышенное содержание нефти на закрытых ранее месторождениях. Это объясняется тем, что прекращение закачки воды на длительный период времени способствует перераспределению воды в пространстве и падению давления в пласте, что позволяет более свободно и широко раскрываться и сжиматься трещинам пласта и обеспечивать извлечение нефти из пор в трещины. И все это обнаруживается и подтверждается после начала нового цикла добычи нефти. Высокая обводненность флюида на таких месторождениях после возобновления добычи нефти быстро восстанавливается.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ повышения нефтеотдачи и добычи нефти, включающий внешние периодические физические воздействия на нефтесодержащий пласт в зависимости от ежесуточных солнечно-лунных воздействий на земную кору (RU, патент №2217581, 2003 г.). В качестве одного из внешних воздействий в известном способе используют периодическую закачку воды в скважины в течение 8-12 часов в сутки во время сжатия трещин земной коры при солнечно-лунном отливе.

Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача пласта и добыча нефти, т.к. скорость проникновения воды по трещинам ограничена (около 10 м в час) и за небольшой период времени (8-12 часов), пока происходит ежесуточное сжатие трещин земной коры и проводится закачка воды в скважины, вода не всегда успевает достигнуть мест основного размещения нефти в пласте и зон добывающих скважин, расположенных, как правило, в нескольких километрах от закачивающих. Вода достигает основного нефтяного пространства и зоны добывающих скважин преимущественно позже, когда уже начинается лунно-солнечный прилив и расширение трещин земной коры. В это время закачиваемая вода начинает всасываться в раскрывающиеся трещины и тем самым снижает образующийся в них относительный вакуум, поэтому интенсивность извлечения нефти из пор в трещины снижается.

Предлагаемым изобретением решается задача повышения эффективности нефтеотдачи пласта и добычи нефти. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи и добычи нефти за счет увеличения количества извлеченной нефти из пор в трещины путем прекращения закачки воды в те дни, когда происходит наибольшее расширение и сжатие трещин земной коры, и за счет уменьшения обводненности флюида путем уменьшения объема закачки и увеличения вакуума при расширении трещин.

Технический результат достигается в способе увеличения нефтеотдачи пласта и добычи нефти, включающем предварительное определение количества добываемого флюида, его обводненности и добычи нефти в зависимости от объемов закачки воды на текущий период времени, последовательное определение суточных амплитуд земных приливов, обусловленных силами притяжения Луны и Солнца и суточного вращения Земли вокруг своей оси, в течение, по крайней мере, 28 суток на площади месторождения, выделение последовательных периодов изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд с последующим определением в каждом периоде фазы последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов от максимальной до минимальной и ее длительности и фазы последовательного увеличения суточных амплитуд земных приливов от минимальной до максимальной и ее длительности, построение графиков зависимости добычи флюида и извлечения нефти, нормированных к единице времени, от объемов закачки воды на площади месторождения за весь период добычи, определение минимального возможного объема закачки воды в скважины для месторождения по точке пересечения графиков добычи флюида и извлечения нефти, циклическую закачку воды в пласт через скважины в период длительности второй половины фазы уменьшения последовательных суточных амплитуд земных приливов и длительности первой половины следующей фазы увеличения последовательных суточных амплитуд земных приливов, постепенное сокращение объема закачки воды в сторону минимального возможного объема и непрерывную добычу флюида, при этом выделение последовательных периодов изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд осуществляют путем построения контуров верхней и нижней огибающих максимумов и минимумов последовательных суточных амплитуд земных приливов.

Отличительными признаками предлагаемого способа являются предварительное определение количества добываемого флюида, его обводненности и добычи нефти в зависимости от объема закачки воды на текущий период времени, последовательное определение суточных амплитуд земных приливов в течение, по крайней мере, 28 суток на площади месторождения, выделение последовательных периодов изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд с последующим определением в каждом периоде фазы последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов от максимальной до минимальной и ее длительности и фазы последовательного увеличения суточных амплитуд земных приливов от минимальной до максимальной и ее длительности, построение графиков зависимости добычи флюида и извлечения нефти, нормированных к единице времени, от объемов закачки воды на площади месторождения за весь период добычи, определение минимального возможного объема закачки воды в скважины для месторождения по точке пересечения графиков добычи флюида и извлечения нефти, циклическая закачка воды в пласт через скважины в период длительности второй половины фазы уменьшения последовательных суточных амплитуд земных приливов и длительности первой половины последующей фазы увеличения последовательных суточных амплитуд земных приливов, постепенное сокращение объема закачки воды в сторону минимального возможного объема, выделение последовательных периодов изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд осуществляют путем построения контуров верхней и нижней огибающих максимумов и минимумов последовательных суточных амплитуд земных приливов. Это позволяет повысить нефтеотдачу месторождения и добычу нефти.

Предварительное определение количества добываемого флюида, его обводненности и добычи нефти в зависимости от объемов закачки воды на текущий период времени необходимо для определения предельных максимальных достигнутых значений параметров нефтедобычи месторождения на текущий момент времени, при которых наблюдается высокая степень обводненности и низкая добыча нефти. Дальнейшая разработка нефтяного месторождения не приводит к повышению добычи нефти, уменьшению обводненности и увеличению нефтеотдачи пласта.

Последовательное определение суточных амплитуд земных приливов в течение, по крайней мере, 28 суток на площади месторождения позволяет выделить последовательные периоды изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд в течение, по крайней мере, 28 суток.

Определение в каждом периоде фазы последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов от максимальной до минимальной и ее длительности и фазы последовательного увеличения суточных амплитуд земных приливов от минимальной до максимальной и ее длительности позволяет определить дни (сутки), когда происходят наибольшее и наименьшее расширение и сжатие трещин земной коры.

Построение графиков зависимости добычи флюида и извлечения нефти, нормированных к единице времени, от объемов закачки воды на площади месторождения за весь период добычи необходимо для определения минимального возможного объема закачки воды в скважины для месторождения по точке пересечения графиков добычи флюида и извлечения нефти, расчетов обводненности добываемого флюида и добычи нефти в зависимости от объемов закачки воды.

Циклическая закачка воды в пласт через скважины в период (во время) длительности второй половины фазы уменьшения последовательных суточных амплитуд земных приливов и длительности первой половины последующей фазы увеличения последовательных суточных амплитуд земных приливов, когда интенсивность извлечения нефти из пор в трещины и приемистость нагнетательных скважин уменьшаются, необходима для уменьшения (ограничения) объемов закачки воды в скважины, которая обеспечивается малыми значениями суточных амплитуд земных приливов и небольшой приемистостью скважин. Наибольшая эффективность извлечения нефти из пор в трещины в пласте обеспечивается только частью воды, которая замещает высвобождаемое пространство от добываемой нефти. Другая, большая, часть воды выходит за пределы зоны добычи нефти. Суточные объемы закачки воды, которые проникают и остаются непосредственно в пласте (в это время), должны быть равномерными и не должны значительно превышать суточные объемы (извлекаемой из флюида) добычи нефти для предотвращения гидроразрывов и возбужденных землетрясений и не должны быть настолько малыми, чтобы происходили просадочные явления земной поверхности. Большие объемы закачки воды обычно связаны с необходимостью поддержания высокого давления в пластах для ускоренной транспортировки флюида, а также в связи с имеющейся проблемой утилизации воды из добываемого флюида при добыче нефти. Однако избыток воды не способствует извлечению нефти из пор в трещины, а лишь значительно увеличивает обводненность добываемого флюида. Поэтому возникает необходимость утилизации добываемой воды путем перекачки ее избытков за пределы нефтяного пласта на достаточном от него удалении. Этот процесс будет относительно недолгим, так как после первой же утилизации воды за пределы месторождения объемы ее закачки в пласт и обратное извлечение ее вместе с флюидом будут уменьшаться.

Выделение последовательных периодов изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд можно провести путем построения контуров верхней и нижней огибающих максимумов и минимумов последовательных суточных амплитуд земных приливов.

Способ увеличения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти поясняется чертежами, где на фиг.1 показаны изменения суточных амплитуд земных приливов в виде деформаций расширения и сжатия с их верхней и нижней огибающими, на фиг.2 - графики добычи флюида и извлечения нефти в зависимости от объема закачки воды.

Способ увеличения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти осуществляется следующим образом.

Предварительно определяют количество добываемого флюида, его обводненность и добычу нефти в зависимости от закачки воды на текущий период времени. Известным способом расчета гравитационных земных приливов (Мельхиор П. Земные приливы. - М.: Мир, 1968, 483 с.), обусловленных силами притяжения Луны и Солнца и суточного вращения Земли вокруг своей оси, определяют последовательно в течение, по крайней мере, 28 суток суточные амплитуды земных приливов на площади месторождения. Выделяют последовательные периоды изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной A_max до максимальной A_max амплитуд. Определяют в каждом периоде фазу последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов от максимальной A_max до минимальной A_min и ее длительность и фазу последовательного увеличения суточных амплитуд земных приливов от минимальной A_min до (следующей) максимальной А_max и ее длительность. Строят графики зависимости добычи флюида и извлечения нефти, нормированные к единице времени, от объемов закачки воды на площади месторождения за весь период добычи. Определяют минимально возможный объем закачки воды в скважины для месторождения по точке пересечения графиков добычи флюида и извлечения нефти. Затем проводят циклическую закачку воды в скважины во время длительности второй половины фазы уменьшения последовательных суточных амплитуд земных приливов и длительности первой половины последующей фазы увеличения последовательных суточных амплитуд земных приливов во всех последовательных периодах. А объем закачки воды постепенно сокращают в сторону минимального объема из расчета 25-30 процентов (и более) от установленного объема закачки на текущий период времени через каждый месяц до достижения максимальной добычи нефти на данном месторождении, связанной с остатками потенциальных запасов нефти. Уменьшение объемов закачки воды проводят через любой интервал времени (1-30 суток и т.д.), равный нормированному времени учета текущей добычи нефти. После каждого уменьшения объема закачки воды в скважины через установленный нормированный промежуток времени добычи нефти определяют количество добываемого флюида, его обводненность и добычу нефти. Сокращение объемов закачки воды в сторону минимального объема из расчета на 25-30% и более в месяц от установленного объема закачки воды на текущий период времени может быть ускорено в зависимости от получаемых результатов по увеличению добычи нефти через каждый нормированный промежуток времени. Выделение последовательных периодов изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд осуществляют путем построения контуров верхней и нижней огибающих максимумов и минимумов последовательных суточных амплитуд земных приливов. Длительности фаз последовательного уменьшения и увеличения суточных амплитуд земных приливов каждого периода определяются путем деления длительностей каждой фазы на 2 равные части по времени. Количество добываемого флюида находится в прямой зависимости от объемов закачки воды в скважины: у=1,1009х-188776. Это означает, что сколько воды закачивается, столько же флюида (за минусом добычи нефти) и откачивается. Учитывая, что удельные веса воды, флюида и нефти отличаются между собой незначительно, можно в данном случае условно приравнивать добычу флюида и нефти в единицах у=т/мес с закачкой воды в единицах объемов x=м³/мес. Как видно из фиг.2, объемы закачки воды на месторождении уменьшились примерно в 3 раза, и во столько же раз уменьшилась добыча флюида. А добыча нефти при этом уменьшилась, но не в связи с уменьшением объемов закачки воды, а в связи с постепенным истощением запасов нефти в трещинах пласта. Повышенные объемы закачки воды в этой стадии добычи препятствуют увеличению количества нефти и увеличивают обводненность.

Конкретный пример осуществления способа увеличения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти

Предварительно определяли количество добываемого флюида, его обводненность и добычу нефти в зависимости от объема закачки воды на текущий период времени. Объем закачки воды на текущий период добычи составил 1200000 куб.м в мес. Подставляя это значение в формулу добычи флюида получим: у=1,1009×1200000-188776=1132304 т/мес. При этом количество добычи нефти составило: у_л=-0,0037×1200000+74904=70464 т/мес. Эта величина добычи нефти составляет 6,2% от количества добываемого флюида, равного 1132304 т/мес. Обводненность флюида составила величину: Q=100%-6,2%=93,8%. Известным способом расчета гравитационных земных приливов, обусловленных силами притяжения Луны и Солнца и суточного вращения Земли вокруг своей оси, определяли последовательно в течение, по крайней мере, 28 суток суточные амплитуды земных приливов на площади месторождения. Выделяли последовательные периоды изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной А_max до максимальной А_max амплитуд. Выделение последовательных периодов изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд осуществляли путем построения контуров верхней и нижней огибающих максимумов и минимумов последовательных суточных амплитуд земных приливов. Определяли в каждом периоде фазу последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов от максимальной А_max до минимальной А_min и ее длительность τ₁ и фазу последовательного увеличения суточных амплитуд земных приливов от минимальной A_min до (следующей) максимальной А_max и ее длительность τ₂. Длительность 1-го периода изменений суточных амплитуд земных приливов от А_max до следующего А_max составила 11 суток, а длительность 2-го периода изменений суточных амплитуд земных приливов от А_max до следующего А_max составила 17 суток, и сумма длительностей обоих периодов составляет 28 суток (фиг.1). Длительность τ₁ фазы последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов 1-го периода от А_max до А_min изменений суточных амплитуд земных приливов в соответствии с проекцией на ось времени составила 6 суток, из которых первые 3 суток, равные 1/2 τ₁, относятся к периоду (времени), когда значения амплитуд суточных земных приливов большие, и вторые 3 суток, также равные 1/2 τ₁, относятся к периоду (времени), когда значения амплитуд суточных земных приливов маленькие. Длительность τ₂ фазы последовательного увеличения суточных амплитуд земных приливов 1-го периода изменений суточных амплитуд земных приливов от A_min до А_max в соответствии с проекцией на ось времени составила 5 суток, из которых первые 2,5 суток, равные 1/2 τ₂, относятся к периоду (времени), когда значения амплитуд суточных земных приливов маленькие, и вторые 2,5 суток, также равные 1/2 τ₂, относятся к периоду (времени), когда значения амплитуд суточных земных приливов большие. Длительность τ₁ первой фазы последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов 2-го периода изменений суточных амплитуд земных приливов от А_max до A_min в соответствии с проекцией на ось времени составила 9,5 суток, из которых первые 4,75 суток, равные 1/2 τ₁, относятся к периоду (времени), когда значения амплитуд суточных земных приливов большие, и вторые 4,75 суток, также равные 1/2 τ₁, относятся к периоду (времени), когда значения амплитуд суточных земных приливов маленькие. Длительность τ₂ второй фазы последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов 2-го периода изменений суточных амплитуд земных приливов от A_min до А_max в соответствии с проекцией на ось времени составляет 7,5 суток, из которых первые 3,75 суток, равные 1/2 τ₂, относятся к периоду (времени), когда значения амплитуд суточных земных приливов маленькие, и вторые 3,75 суток, также равные 1/2 τ₂, относятся к периоду (времени), когда значения амплитуд суточных земных приливов большие. Следующая половина фазы последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов после вступления значения А_max относится уже к новому 1-му периоду изменений суточных амплитуд земных приливов следующего 28-суточного прилива, обусловленного новым оборотом Луны вокруг Земли. В течение 28 суток каждого месяца происходят по два периода земных приливов в пределах от 9 до 19 суток и, следовательно, по два отрезка времени, когда значения амплитуд суточных земных приливов маленькие, общая продолжительность которых составляет 14 суток, а также по два отрезка времени, когда значения амплитуд (размахов) суточных земных приливов большие, продолжительность которых также составляет в сумме 14 суток. Определять длительности фаз последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов и последовательного увеличения суточных амплитуд земных приливов можно по разнице между максимальными А_max и минимальными А_min значениями амплитуд земных приливов в каждой фазе, разделенной пополам, где на ось времени суток проецируются уровни половин разницы амплитуд в каждой фазе. И эти определения могут быть проведены как по верхней огибающей максимумов амплитуд суточных приливов, так и по нижней огибающей минимумов амплитуд суточных приливов. Затем строили графики зависимости добычи флюида и извлечения нефти, нормированные к единице времени, от объемов закачки воды на площади месторождения за весь период добычи. Далее определяли минимально возможный объем закачки воды в скважины для месторождения, т.е. когда количество добываемого флюида равно количеству добываемой нефти, то есть обводненность флюида, должна быть равной нулю, по точке пересечения графиков добычи флюида и извлечения нефти. Для оценки минимального объема закачки воды в скважины на рассматриваемом месторождении необходимо использовать экспериментальные данные, представленные на фиг.2 - график добычи флюида (у) и левую часть графика добычи нефти (у_л). Свободный член в уравнении (у_л) определяет уровень добычи нефти, когда наклон графика при параметре x составляет величину минус 0,0037. И этот коэффициент в уравнении определен по экспериментальным данным добычи нефти, полученным до и во время текущего периода добычи. Следовательно, с дальнейшим уменьшением объемов закачки воды количество добываемой нефти увеличивается. Для того чтобы определить, какое количество воды должно закачиваться в точке пересечения обоих графиков, когда обводненность флюида становится равной нулю, необходимо приравнять оба уравнения на фиг.2: 1,1009x-188776=-0,0037х+74904, или: 1,1946х=263680, следовательно х=239000 куб.м/мес. Это минимальное количество закачиваемой воды, при котором по графику фиг.2 количество добываемого флюида равно количеству добываемой нефти. Следовательно, с учетом точности измерений и допустимого приравнивания добычи нефти в единицах т/мес к объемам закачки воды в м³/мес минимальный объем закачки воды в пласт составил: х=240000 куб.м/мес. Затем проводили циклическую закачку воды в скважине в 1-ом периоде изменений суточных амплитуд земных приливов во время длительности второй половины фазы уменьшения последовательных суточных амплитуд земных приливов в течение 3 суток и длительности первой половины последующей фазы увеличения последовательных суточных амплитуд земных приливов в течение 2,5 суток, всего в течение 5,5 суток в первом периоде изменений суточных амплитуд земных приливов. После этого закачка воды прекращалась в течение длительности второй половины фазы увеличения последовательных амплитуд суточных земных приливов в 1-ом периоде изменений суточных амплитуд земных приливов, составляющем 2,5 суток, и в первой фазе 2-го периода изменений суточных амплитуд земных приливов в течение 4,75 суток. В результате чего период прекращения закачки воды в скважины в конце 1-го периода изменений суточных амплитуд земных приливов и начала 2-го периода изменений суточных амплитуд земных приливов составил 7,25 суток. Далее следовали аналогичные отрезки времени закачки и прекращения закачки воды в скважины во 2-ом периоде изменений суточных амплитуд земных приливов и после него. А объем закачки воды постепенно сокращали в сторону минимального объема от установленного на текущий период времени значения 1200000 куб.м в мес до 300000 куб.м в мес. В течение первого месяца циклической закачки объем закачки был уменьшен примерно на 25% от установленного, то есть до 900000 куб.м в мес. Количество добычи нефти при этом увеличилось на 776 т в мес, то есть от 70464 т в мес до 71240 т в мес. В течение следующего месяца объем закачки воды был уменьшен примерно на 42% от тех же 1200000 куб.м в мес, то есть до 700000 куб.м в мес. При этом объем добычи нефти увеличился еще на 1074 т в мес, то есть до 72314 т в мес. Наибольший объем добычи нефти на месторождении был достигнут при уменьшении объемов закачки воды примерно до 300000 куб.м в мес, который составил около 73800 т в мес, что составляет увеличение добычи нефти на 3330 тыс. т через 4 мес, то есть на 5% от первоначальной добычи до начала применения нового способа циклической закачки воды в скважины с уменьшением объемов закачки воды и с учетом приливных движений Земли. При этом из расчетов объема добываемого флюида по формуле на фиг.2, который составил 141500 т в мес при закачке воды в скважины в объеме 300000 куб.м в мес, обводненность добываемого флюида составила 48% (67700 куб.м воды), а доля добычи нефти от объема флюида составила 52% (73800 т в мес). Для постоянной поддержки пониженного давления в зонах добывающих скважин и обеспечения постоянного притока флюида в эти зоны от зон закачивающих скважин добыча флюида проводится постоянно как в периоды закачки воды в скважины, так и в периоды прекращения закачки воды. Непрерывная добыча нефти значительно компенсирует недостаток давления, связанный с уменьшением объемов закачки воды в скважины.

Предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти позволяет повысить эффективность увеличения нефтеотдачи пластов за счет дополнительного раскрытия трещин и извлечения нефти из пор в трещины и добычи нефти, позволяет вести непрерывную разработку как действующих, так и закрытых в связи с высокой обводненностью месторождений или скважин, экономит значительные средства на бурение новых скважин и поиски новых месторождений нефти. Уменьшение объемов закачки воды в скважины и добычи флюида обеспечивает значительную экономию электроэнергии, уменьшаются возможности возникновения гидроразрывов в пластах, а также возбужденных землетрясений, связанных с чрезмерными объемами закачки воды.

1. Способ увеличения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти, включающий определение суточных амплитуд земных приливов, обусловленных силами притяжения Луны и Солнца, и суточного вращения Земли вокруг своей оси, циклическую закачку воды в пласт через скважины и непрерывную добычу флюида, отличающийся тем, что предварительно определяют количество добываемого флюида, его обводненность и добычу нефти в зависимости от объема закачки воды на текущий период времени, суточные амплитуды земных приливов определяют последовательно в течение, по крайней мере, 28 сут на площади месторождения, выделяют последовательные периоды изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд с последующим определением в каждом периоде фазы последовательного уменьшения суточных амплитуд земных приливов от максимальной до минимальной и ее длительности, и фазы последовательного увеличения суточных амплитуд земных приливов от минимальной до максимальной и ее длительности, строят графики зависимости количества добываемого флюида и извлеченной нефти, нормированных к единице времени, от объемов закачки воды на площади месторождения за весь период добычи, определяют минимально возможный объем закачки воды в скважины для месторождения по точке пересечения графиков добычи флюида и извлечения нефти, а циклическую закачку воды в скважины проводят в период длительности второй половины фазы уменьшения последовательных суточных амплитуд земных приливов и длительности первой половины последующей фазы увеличения последовательных суточных амплитуд земных приливов, при этом объем закачки воды постепенно сокращают в сторону минимального объема.

2. Способ увеличения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти по п.1, отличающийся тем, что выделение последовательных периодов изменений суточных амплитуд земных приливов от максимальной до максимальной амплитуд осуществляют путем построения контуров верхней и нижней огибающих максимумов и минимумов последовательных суточных амплитуд земных приливов.