RU2197603C1

RU2197603C1 - Method of drowned oil deposit development

Info

Publication number: RU2197603C1
Application number: RU2001119852A
Authority: RU
Inventors: А.Г. Асан-Джалалов; В.Л. Барабанов; А.В. Звездов; В.Н. Мартос; В.С. Лавров; А.В. Николаев; А.В. Севальнев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью Фирма "ПРИМОД"
Priority date: 2001-07-19
Filing date: 2001-07-19
Publication date: 2003-01-27

Abstract

FIELD: oil producing industry, particularly, development of drowned oil deposits with the help of vibration sources. SUBSTANCE: method includes determination of location of one or more drowned sections with fixed oil phase on watered oil deposit drilled-in at least by one injection and one producing wells; construction of beam pattern diagram of vibration source radiation of transverse wave and determination on said diagram of regions of maximum amplitudes of transverse waves. Seismic vibration source is installed so that boundary of deposit water-encroached section with fixed oil phase and perforated interval of operating well are simultaneously found in region of transverse wave maximum amplitudes. Seismic stimulation is carried out up to irreversible changes of natural electric potential, or section pore pressure, or jumpwise changes of its relative phase permeability. EFFECT: increased oil recovery due to changes of wettability parameters of oil-water-saturated beds in field of transverse seismic waves. 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных месторождений с помощью управляемых вибрационных источников, устанавливаемых на земной поверхности в пределах контура нефтеносности и вне его. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing flooded oil fields using controlled vibration sources installed on the earth's surface within and outside the oil contour.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем воздействия сейсмическим поверхностным вибрационным источником на обводненный участок месторождения с неподвижной нефтяной фазой (А. с. СССР 1596081 , Е 21 В 43/00, 1990). Вибросейсмическое воздействие проводят с перебором частот. Доминантную частоту пласта определяют по измерениям амплитудного спектра микросейсмического фона на глубине залегания нефтяного коллектора. Последующее вибрационное воздействие проводят на доминантной частоте. Эффективный радиус зоны действия источника определяют по измерениям содержания нефти в скважинной жидкости. Вибрационный источник устанавливают в водонасыщенной части залежи за контуром нефтеносности и по мере обводнения месторождения перемещают к его центру. A known method of developing an oil field by exposing a seismic surface vibration source to a flooded section of a field with a stationary oil phase (A. S. USSR 1596081, E 21 B 43/00, 1990). Vibroseismic exposure is carried out with frequency selection. The dominant frequency of the formation is determined by measuring the amplitude spectrum of the microseismic background at the depth of the oil reservoir. Subsequent vibration exposure is carried out at a dominant frequency. The effective radius of the source coverage is determined by measuring the oil content in the well fluid. The vibration source is installed in the water-saturated part of the reservoir beyond the oil profile and, as the field is flooded, is moved to its center.

Данный способ имеет низкую эффективность из-за неопределенности выбора пунктов сейсмического воздействия. This method has low efficiency due to the uncertainty of the choice of points of seismic impact.

Известен также способ разработки нефтяного месторождения с помощью управляемого наземного вибрационного воздействия на участок месторождения, коэффициент обводненности которого составляет не менее 90-92% (А.с. СССР 1758212, Е 21 В 43/00, 43/20, 1992). Резонансную частоту пласта определяют по интенсивности микросейсмического шума, измеряемого в интервале нефтяного пласта. Вибрационное воздействие проводят на резонансной частоте пласта в моменты максимальных растягивающих напряжений земной коры. There is also a method of developing an oil field using controlled ground vibrational impact on a field site, the water cut of which is at least 90-92% (A.S. USSR 1758212, E 21 B 43/00, 43/20, 1992). Resonance frequency of the formation is determined by the intensity of microseismic noise, measured in the interval of the oil reservoir. Vibration exposure is carried out at the resonant frequency of the formation at the moments of maximum tensile stresses of the earth's crust.

Однако данный способ имеет низкую эффективность из-за преобладающего воздействия на пласт волнами сжатия-расширения (продольными волнами). However, this method has low efficiency due to the predominant effect on the formation by compression-expansion waves (longitudinal waves).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий вскрытие пласта по меньшей мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, определение местонахождения одного или более обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на пласт по меньшей мере от одного и более источника колебаний (Патент РФ 2057906, Е 21 В 43/00, 43/25, 1996). Closest to the proposed invention is a method of developing a waterlogged oil field, comprising opening a reservoir of at least one injection and one production well, locating one or more waterlogged sections of a field with a stationary oil phase and seismic impact on the reservoir from at least one or more sources fluctuations (RF Patent 2057906, E 21 V 43/00, 43/25, 1996).

Данный способ имеет низкую нефтеотдачу, так как не учитываются изменения параметров смачиваемости нефтяных пластов при сейсмическом воздействии. This method has a low oil recovery, since it does not take into account changes in the wettability of oil reservoirs under seismic impact.

Предлагаемым изобретением решается задача повышения нефтеотдачи за счет изменения параметров смачиваемости нефтеводонасыщенных пластов в поле поперечных сейсмических волн. The present invention solves the problem of increasing oil recovery by changing the wettability of oil-saturated formations in the field of transverse seismic waves.

Для достижения этого технического результата в способе разработки обводненного нефтяного месторождения, включающем вскрытие пласта по меньшей мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, определение местонахождения одного и более обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на пласт по меньшей мере от одного и более источника колебаний, проводят построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам, определяют по ней области максимальных амплитуд поперечных волн, а источник колебаний устанавливают таким образом, чтобы граница обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и перфорированный интервал эксплуатационной скважины одновременно находились в области максимальных амплитуд поперечных волн, при этом сейсмическое воздействие осуществляют до необратимых изменений естественного электрического потенциала пласта, или его порового давления, или скачкообразных изменений его относительных фазовых проницаемостей. To achieve this technical result, in a method of developing a water-cut oil field, including opening a formation of at least one injection and one production well, locating one or more water-cut sections of a field with a fixed oil phase and seismic action on the formation from at least one or more sources oscillations, conduct the construction of the radiation pattern of the radiation source along the transverse waves, determine the areas of maxim transverse wave amplitudes, and the oscillation source is set so that the boundary of the flooded section of the field with a fixed oil phase and the perforated interval of the production well are simultaneously in the region of maximum shear wave amplitudes, while the seismic effect is carried out until irreversible changes in the reservoir’s natural electric potential, or pore pressure, or spasmodic changes in its relative phase permeabilities.

Отличительными признаками предлагаемого способа от указанного выше известного, наиболее близкого к нему, являются: построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам, определение по ней областей максимальных амплитуд поперечных волн, установка источника колебаний таким образом, чтобы граница обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и перфорированный интервал эксплуатационной скважины одновременно находились в области максимальных амплитуд поперечных волн, осуществление сейсмического воздействия до необратимых измерений естественного электрического потенциала, или его порового давления, или скачкообразных изменений его относительных фазовых проницаемостей. Установка источника колебаний вышеуказанным образом позволяет повысить нефтеотдачу за счет изменения параметров смачиваемости нефтеводонасыщенного коллектора. Distinctive features of the proposed method from the above known, closest to it, are: constructing a radiation pattern of the radiation source of the shear waves, determining from it the regions of maximum amplitudes of the shear waves, setting the source of the vibrations so that the boundary of the flooded section of the field with a fixed oil phase and the perforated interval of the production well were simultaneously in the region of the maximum amplitudes of the transverse waves, seismic effects to irreversible measurements of the natural electric potential, or its pore pressure, or spasmodic changes in its relative phase permeabilities. The installation of the oscillation source in the above manner allows to increase oil recovery by changing the wettability of the oil-saturated reservoir.

Пласты нефтяных месторождений в большинстве своем характеризуются смешанным типом смачиваемости - крупные поры покрыты пленкой адсорбированной нефти и являются преимущественно гидрофобными, мелкие поры насыщены водой и являются преимущественно гидрофильными. При заводнении пластов со смешанной смачиваемостью происходит как бы встречное заполнение пор водой: от мелких пор к крупным и от крупных к мелким. В результате, несмотря на увеличение общей продолжительности нефтеотдачи, увеличивается ее эффективность. Это подтверждено результатами модельных экспериментов, а именно максимум нефтеотдачи природных пластов достигается при степени гидрофобизации их внутрипоровой поверхности от 30 до 60%. Эта величина может существенно меняться в зависимости от минерального состава скелета, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и от других факторов. Для чисто гидрофобных или чисто гидрофильных пластов эффективность нефтеотдачи ниже. Таким образом, если искусственно изменить параметры природной смачиваемости пластов в сторону их общей нейтральности, то таким образом можно увеличить подвижность защемленных макро- и микроцеликов нефти и тем самым увеличить коэффициент конечной нефтеотдачи пласта. The layers of oil fields are mostly characterized by a mixed type of wettability - large pores are covered with a film of adsorbed oil and are predominantly hydrophobic, small pores are saturated with water and are predominantly hydrophilic. When flooding formations with mixed wettability, there is a kind of counter-filling of pores with water: from small pores to large and from large to small. As a result, despite the increase in the total duration of oil recovery, its effectiveness increases. This is confirmed by the results of model experiments, namely, the maximum oil recovery of natural reservoirs is achieved when the degree of hydrophobization of their pore surface is from 30 to 60%. This value can vary significantly depending on the mineral composition of the skeleton, the physico-chemical properties of saturating fluids, and other factors. For purely hydrophobic or purely hydrophilic formations, oil recovery efficiency is lower. Thus, if the parameters of the natural wettability of the reservoirs are artificially changed in the direction of their general neutrality, then it is possible to increase the mobility of pinched macro- and microcellular oils and thereby increase the ultimate oil recovery coefficient.

Параметры смачиваемости природных пластов определяются преимущественно их структурой и физико-химическими характеристиками. Граница минерального скелета и жидкости в пористых пластах является поверхностью контакта фаз разного химического состава и агрегатного состояния. Вследствие различия подвижностей отдельных молекул и ионов в жидкостях и адсорбционной способности минерального скелета на этой поверхности возникает поперечная разность электрического и химического потенциала. В макроскопическом масштабе поверхность раздела фаз характеризуется краевым углом смачивания, выражающимся через соотношение коэффициентов поверхностного натяжения в системе твердый скелет-жидкость - жидкость. The wettability parameters of natural formations are determined mainly by their structure and physicochemical characteristics. The boundary of the mineral skeleton and fluid in porous formations is the contact surface of phases of different chemical composition and state of aggregation. Due to the difference in the mobilities of individual molecules and ions in liquids and the adsorption capacity of the mineral skeleton, a transverse difference in the electric and chemical potential arises on this surface. On a macroscopic scale, the interface is characterized by the wetting angle, expressed through the ratio of the surface tension coefficients in the solid skeleton-liquid-liquid system.

Механизм влияния сейсмического воздействия на смачиваемость природных пластов нефтяных месторождений представляет собой сложную цепочку взаимосвязанных процессов. Сейсмическое воздействие приводит к возбуждению слабых электромагнитных полей в насыщенных пористых пластах. Наиболее интенсивные поля генерируются в поле поперечных волн за счет периодических смещений двойного электрического поля вдоль поверхности минеральный скелет-жидкость. Это проявляется в виде изменения эффективного краевого угла смачивания (а также и коэффициента растекания). При благоприятных обстоятельствах электромагнитные возмущения могут изменять смачиваемость природного пласта в сторону ее большей нейтральности. The mechanism of the effect of seismic effects on the wettability of natural reservoirs of oil fields is a complex chain of interrelated processes. Seismic action leads to the excitation of weak electromagnetic fields in saturated porous layers. The most intense fields are generated in the shear wave field due to periodic displacements of the double electric field along the mineral skeleton-liquid surface. This is manifested in the form of a change in the effective contact angle (as well as the spreading coefficient). Under favorable circumstances, electromagnetic disturbances can alter the wettability of a natural formation towards greater neutrality.

Изменение параметров смачиваемости природных пластов нефтяных месторождений влиянием сейсмического воздействия можно обнаружить и по косвенным признакам. В частности, это может проявляться в виде необратимых изменений естественного электрического потенциала насыщенных пористых пластов, необратимых изменений порового (или капиллярного) давления, скачкообразных изменений относительных фазовых проницаемостей и т.д., вплоть до дополнительного выхода вытесняемой фазы, т.е. снижения предельной остаточной насыщенности вытесняемой фазы. Changes in the wettability of natural reservoirs of oil fields by the influence of seismic effects can be detected by indirect signs. In particular, this can manifest itself in the form of irreversible changes in the natural electric potential of saturated porous layers, irreversible changes in pore (or capillary) pressure, spasmodic changes in relative phase permeabilities, etc., up to an additional exit of the displaced phase, i.e. reducing the marginal residual saturation of the displaced phase.

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлено изменение естественных электрических потенциалов во время фильтрации, на фиг. 2 - диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам при частоте 5 Гц (а) и 10 Гц (б), на фиг. 3 - изменение процентного содержания нефти в трех эксплуатационных скважинах во времени в результате сейсмического воздействия. A method for developing a watered oil field is illustrated by drawings, where in FIG. 1 shows the change in natural electrical potentials during filtration, FIG. 2 is a radiation radiation pattern of a vibration source along transverse waves at a frequency of 5 Hz (a) and 10 Hz (b), in FIG. 3 - change in the percentage of oil in three production wells over time as a result of seismic effects.

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения осуществляется следующим образом. A method of developing a waterlogged oil field is as follows.

На обводненном нефтяном месторождении, вскрытом по меньшей мере одной эксплуатационной и одной нагнетательной скважинами, определяется местонахождение одного и более обводненных участков с неподвижной нефтяной фазой. Таким участками могут быть, в частности, висячие межскважинные целики нефти, слабо затронутые системой заводнения, или крупные неоднородности фронтов вытеснения. Проводится построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам. Определяются по ней области максимальных амплитуд поперечных волн. Источник колебаний устанавливают таким образом, чтобы граница обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и перфорированный интервал эксплуатационной скважины одновременно находились в области максимальных амплитуд поперечных волн. Кроме того, сейсмическое воздействие осуществляется до необратимых изменений естественного электрического потенциала пласта, или его порового давления, или скачкообразных изменений его относительных фазовых проницаемостей. In a watered oil field exposed by at least one production and one injection well, the location of one or more watered sections with a fixed oil phase is determined. Such areas can be, in particular, hanging oil cross-well pillars, weakly affected by the water flooding system, or large heterogeneities of the displacement fronts. A radiation pattern of the radiation source along the transverse waves is being constructed. The areas of maximum shear wave amplitudes are determined from it. The oscillation source is set so that the boundary of the flooded section of the field with the stationary oil phase and the perforated interval of the production well are simultaneously in the region of maximum shear wave amplitudes. In addition, seismic action is carried out before irreversible changes in the natural electrical potential of the formation, or its pore pressure, or spasmodic changes in its relative phase permeabilities.

Эффективность предлагаемого способа демонстрируется на примерах лабораторных и натурных экспериментов. The effectiveness of the proposed method is demonstrated by examples of laboratory and field experiments.

В лабораторных экспериментах было исследовано влияние сейсмического на изменения порового давления и фазовой проницаемости по нефти при вытеснении нефти водой из образца полимиктового песчаника с абсолютной проницаемостью 15 мД. Тип смачиваемости образца - преимущественно гидрофильный. Вытеснение проводилось при постоянном расходе воды на входе образца. Измерения порового давления производились во внутренней (рабочей) части образца на базе 205 мм. Воздействие привело, во-первых, к локальному повышению порового давления на фоне его общего снижения, и, во-вторых, к уменьшению скорости роста фазовой проницаемости по нефти. Такое поведение наблюдаемых параметров свидетельствует о значительной перестройке микрофильтрационных потоков, а именно о вовлечении в фильтрационный поток ранее защемленных нефтяных капель, что наблюдалось в приросте процентного содержания нефти на выходе образца. In laboratory experiments, the seismic effect on changes in pore pressure and phase permeability in oil was studied during oil displacement by water from a polymict sandstone sample with an absolute permeability of 15 mD. The type of wettability of the sample is mainly hydrophilic. The displacement was carried out at a constant flow rate of water at the inlet of the sample. Pore pressure measurements were carried out in the inner (working) part of the sample based on 205 mm. The impact led, firstly, to a local increase in pore pressure against the background of its general decrease, and, secondly, to a decrease in the growth rate of phase permeability in oil. This behavior of the observed parameters indicates a significant restructuring of microfiltration flows, namely, the involvement of previously trapped oil droplets in the filtration flow, which was observed in the increase in the percentage of oil at the sample outlet.

Кроме изменения порового давления, сейсмическое воздействие на двухфазно насыщенную среду проявляется в виде необратимого изменения естественных электрических потенциалов. Так, на фиг. 1 представлено изменение естественных электрических потенциалов на трех интервалах во внутренней (рабочей) части образца полимиктового песчаника при вытеснении нефти водой. Начальные возмущения естественных потенциалов связаны со сравнительно долгим перерывом процесса вытеснения и приведением системы в равновесие. Очевидно необратимое изменение естественного электрического потенциала на всех трех измеряемых интервалах, связанное с сейсмическим воздействием на частотах от 20 до 29 Гц. Этот пример наглядно демонстрирует то, что электрические свойства поверхности раздела жидкой и твердой фаз резко и необратимо меняются при сейсмическом воздействии, что служит косвенным признаком изменения параметров смачиваемости этой поверхности. In addition to changes in pore pressure, a seismic effect on a two-phase saturated medium is manifested in the form of an irreversible change in natural electrical potentials. So in FIG. Figure 1 shows the change in natural electric potentials at three intervals in the inner (working) part of a polymict sandstone sample during oil displacement by water. The initial perturbations of natural potentials are associated with a relatively long interruption of the displacement process and bringing the system into equilibrium. Obviously, an irreversible change in the natural electric potential at all three measured intervals is associated with seismic effects at frequencies from 20 to 29 Hz. This example clearly demonstrates that the electrical properties of the interface between liquid and solid phases dramatically and irreversibly change under seismic action, which serves as an indirect sign of changes in the wettability parameters of this surface.

Изменение естественного электрического потенциала насыщенных пластов нефтяных месторождений объясняется относительным смещением жидкой и твердой фаз вблизи межфазной поверхности, т.е. деформированием двойного электрического слоя. Наибольший сейсмоэлектрический эффект достигается в поле поперечных волн, т. е. в поле максимальных сдвиговых напряжений и деформаций насыщенной пористой среды. Поэтому для максимального эффекта воздействовать на пласт необходимо поперечными волнами. Такие волны возбуждаются и стандартными источниками сейсмических колебаний (вибраторами), действующими как штампы с вертикальной динамической нагрузкой. The change in the natural electric potential of saturated reservoirs of oil fields is explained by the relative displacement of the liquid and solid phases near the interface, i.e. deformation of a double electric layer. The greatest seismoelectric effect is achieved in the field of transverse waves, i.e., in the field of maximum shear stresses and deformations of a saturated porous medium. Therefore, for maximum effect, it is necessary to act on the formation by transverse waves. Such waves are also excited by standard sources of seismic vibrations (vibrators), acting as dies with a vertical dynamic load.

На фиг. 2 представлены две диаграммы направленности излучения поверхностного источника вертикальных колебаний по поперечным волнам. Расчеты проведены для следующих параметров: радиус штампа 1.13 м, амплитуда вертикальной нагрузки 20 те, модуль сдвига среды 3.4-10⁸ Па, коэффициент Пуассона 0.25, плотность 2.0 кг/м. Скорости продольных и поперечных волн составляют, соответственно, 714 м/с и 412 м/с. Расчеты проведены на сетке 10х10 м. На фиг. 2а представлена диаграмма для частоты колебаний 5 Гц, на фиг. 2б - для частоты колебаний 10 Гц. Из этих диаграмм видно, что максимальные сдвиговые напряжения концентрируются, во-первых, вдоль поверхности полупространства, и, во-вторых, вдоль двух конусных поверхностей, вершины которых находятся в пункте излучения колебаний. Образующие этих конусных поверхностей составляют с вертикалью углы приблизительно 25^o и 68^o и показаны на фиг. 2 пунктирными линиями. Распределение амплитуд сдвиговых напряжений вдоль этих конусных поверхностей неоднородно и зависит от частоты возбуждающих колебаний.In FIG. 2 shows two radiation patterns of a surface source of vertical oscillations along transverse waves. The calculations were carried out for the following parameters: stamp radius 1.13 m, vertical load amplitude 20 te, shear modulus 3.4–10 ⁸ Pa, Poisson's ratio 0.25, density 2.0 kg / m. The velocities of longitudinal and transverse waves are, respectively, 714 m / s and 412 m / s. The calculations were carried out on a 10x10 m grid. In FIG. 2a is a diagram for an oscillation frequency of 5 Hz; FIG. 2b - for an oscillation frequency of 10 Hz. It can be seen from these diagrams that the maximum shear stresses are concentrated, firstly, along the surface of the half-space, and, secondly, along two conical surfaces whose vertices are located at the point of vibrational emission. The generators of these conical surfaces form angles of approximately 25 ^° and 68 ^° with the vertical and are shown in FIG. 2 dashed lines. The distribution of the amplitudes of the shear stresses along these conical surfaces is heterogeneous and depends on the frequency of the exciting oscillations.

На фиг. 3 представлены результаты натурного эксперимента по реализации предлагаемого способа на нефтяном месторождении, отличающимся преимущественной гидрофильностью пластов и сильным обводнением добываемой продукции. Сейсмическое воздействие на залежи осуществлялось посредством наземных источников сейсмических колебаний с амплитудой нагрузки 20 тс. Источники устанавливались таким образом, чтобы в область максимальных амплитуд поперечных волн попадали одновременно границы межскважинных висячих целиков с практически неподвижной нефтяной фазой и перфорированные интервалы эксплуатационных скважин. In FIG. 3 presents the results of a full-scale experiment on the implementation of the proposed method in an oil field, characterized by the predominant hydrophilicity of the layers and a strong watering of the produced products. Seismic impact on the deposits was carried out through ground-based sources of seismic vibrations with a load amplitude of 20 ton-force. The sources were installed in such a way that the boundaries of the interwell hanging pillars with a practically stationary oil phase and the perforated intervals of production wells fell into the region of maximum shear wave amplitudes.

Представленные на фиг. 3 измерения процента нефти в продукции трех эксплуатационных скважин демонстрируют следующее. В скважинах, где фоновое процентное содержание нефти не превышало 10%, после сейсмического воздействия оно возросло, в среднем, до 15% и сохранялось таким в течение приблизительно месяца после воздействия (см. графики 1 и 2). В скважине, где добывается фактически 100% нефти (график 3), явного влияния сейсмического воздействия не прослеживается. Presented in FIG. 3 measurements of the percentage of oil in the production of three production wells demonstrate the following. In wells where the background percentage of oil did not exceed 10%, after seismic stimulation it increased, on average, to 15% and remained so for about a month after the impact (see charts 1 and 2). In the well, where almost 100% of the oil is produced (Figure 3), there is no obvious effect of seismic effects.

Сходное увеличение процентного содержания нефти в сильно обводненных скважинах после сейсмического воздействия было обнаружено и в других натурных экспериментах на других месторождениях. Кроме того, наглядным примером положительного влияния сейсмического воздействия на перестройку микрофильтрационных течений в пласте является зафиксированное увеличение содержания связанной воды в добываемой нефтяной фазе. A similar increase in the percentage of oil in heavily flooded wells after seismic stimulation was found in other field experiments in other fields. In addition, a recorded increase in the content of bound water in the produced oil phase is a clear example of the positive effect of seismic effects on the restructuring of microfiltration flows in the formation.

Claims

A method of developing a watered oil field, including opening a layer of at least one injection and one production well, locating one or more watered sections of the field with a fixed oil phase and seismic impact on the reservoir from at least one or more oscillation sources, characterized in that construct the radiation pattern of the radiation source along the transverse waves, determine from it the region of maximum amplitudes transverse waves, and the oscillation source is set so that the boundary of the flooded section of the field with the stationary oil phase and the perforated interval of the production well are simultaneously in the region of the maximum amplitudes of the transverse waves, while the seismic effect is carried out until irreversible changes in the natural electric potential, or its pore pressure, or spasmodic changes in its relative phase permeabilities.