RU2724837C1

RU2724837C1 - Development method of super-viscous oil deposit

Info

Publication number: RU2724837C1
Application number: RU2020106045A
Authority: RU
Inventors: Виталий Владимирович Емельянов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2020-02-10
Filing date: 2020-02-10
Publication date: 2020-06-25

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to development of oil formations using production and injection wells. Invention comprises method of super-viscous oil deposit development. Method of development can be used in oil deposits, where production of high-viscous oil from formations is carried out by thermal method of oil displacement with hot water or superheated steam. Method of super-viscous oil deposit development includes geophysical survey of deposit. According to geophysical studies and according to core sampling data, average oil-saturated thickness of the deposit is determined and the outlines of oil-bearing area and the initial volume of extracted oil reserves are specified. Further, the main horizontal wellbores are drilled at horizontal distance 100–150 m from each other above water-oil contact level, which does not lead to breakthrough of underlying formation water. Periodic pumping of heat carrier and extraction of products are performed to the main horizontal boreholes. During operation of main shafts of horizontal wells, updating of current recoverable reserves is carried out 1-2 times a month. 3–5 times a month the produced product water content is measured for each well. When water cut is achieved in one of wells within 80–100 %, drilling of additional lateral horizontal boreholes in the bottom part of the formation at horizontal distance 10–50 m from the main horizontal boreholes. At that angle is maintained between line connecting faces of main horizontal shaft and additional lateral horizontal shaft, and its projection along horizontal in range of 50–70º. When selecting the distance between additional shafts, technological capabilities of drilling equipment for their wiring are taken into account. In additional side horizontal boreholes there arranged is fiber-optic cable and thermobaric measurements are performed. Temperature is controlled by means of a fiber-optic cable.EFFECT: increased coverage of the deposit by thermal action due to drilling of additional lateral horizontal shafts, increased coefficient of oil extraction due to inclusion of previously not covered areas, and necessity to drill new wells.1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Разработанный способ разработки может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или перегретым паром.The invention relates to technologies for the development of oil reservoirs using production and injection wells. The developed development method can be used in oil fields, where the production of highly viscous oil from reservoirs is carried out by the thermal method of oil displacement by hot water or superheated steam.

Известна конструкция многозабойной скважины с двумя горизонтальными стволами (патент RU № 2585297, МПК Е21В 43/12, Е21В 43/26, опубл. 27.05.2016, бюл. № 15), включающая обсаженные вертикальную и наклонную части основного ствола и наклонную часть бокового ствола, хвостовики, спущенную в скважину лифтовую колонну, окно, расположенное в стыке основного ствола с наклонной частью бокового ствола, узел миниатюрного окна, пакер и гибкий рукав, основной и боковой стволы заканчиваются горизонтальными стволами, в качестве узла миниатюрного окна использован закрепленный напротив окна обсадной колонны основного ствола при помощи гидравлического пакера и крепления ствол-узел с миниатюрным окном и внутренними направляющими сквозными и отклоняющими пазами, внутри ствол-узла размещен гибкий изолирующий рукав-насадка с наружными выступами, соответствующими пазам ствола-узла, который соединяет лифтовую колонну с хвостовиком основного ствола и имеет возможность обеспечения герметичного соединения с хвостовиком другого ствола, кроме того, в горизонтальной части основного и бокового стволов установлены компоновки для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта - ГРП, состоящие из открывающихся под действием сбрасываемых шаров муфт, набухающих пакеров для заколонной изоляции стадий ГРП и расширяемого крепления хвостовика. The known design of a multilateral well with two horizontal shafts (patent RU No. 2585297, IPC ЕВВ 43/12, ЕВВ 43/26, publ. 05/27/2016, bull. No. 15), including cased vertical and inclined parts of the main trunk and the inclined part of the side trunk , shanks, an elevator lowered into the well, a window located at the junction of the main trunk with an inclined part of the side trunk, a miniature window unit, a packer and a flexible sleeve, the main and side trunks end with horizontal trunks, a casing fixed in front of the casing window is used as a miniature window unit the main trunk with the help of a hydraulic packer and mounting the barrel-assembly with a miniature window and internal guides through and deflecting grooves, a flexible insulating sleeve-nozzle with external protrusions corresponding to the grooves of the barrel assembly that connects the lift column to the shank of the main trunk is placed inside the barrel assembly and has the ability to provide a tight connection to the tail the other barrel, in addition, in the horizontal part of the main and lateral shafts, the layouts for multistage hydraulic fracturing are installed - hydraulic fracturing, consisting of couplings opening under the action of discharged balls, swellable packers for annular isolation of hydraulic fracturing stages and expandable shank attachment.

Недостатками являются недостаточное тепловое воздействие на высоковязкую нефть, высокая доля остаточной, не вовлеченной в движение нефти - в подошвенной части пласта.Disadvantages are insufficient thermal effect on high-viscosity oil, a high proportion of residual oil not involved in the movement of oil in the bottom of the formation.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2646151, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. 01.03.2018, бюл. № 7), включающий закачку в пласт вытесняющего агента, например пара, через вышележащий горизонтальный ствол многофункциональной скважины и отбор пластовой нефти из нижележащего горизонтального ствола скважины, расположенного параллельно верхнему стволу, по длине полосообразного элемента нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины с двумя горизонтальными стволами последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта расстояния по горизонтали между стволами по закачке вытесняющего агента и отбору нефти были одинаковыми, причем стволы по закачке вытесняющего агента должны располагаться со смещением на половину расстояния между стволами относительно нижележащих стволов по отбору нефти, благодаря чему вертикальная проекция каждого ствола по закачке вытесняющего агента на плоскость со стволами по отбору нефти окажется на равном расстоянии от стволов по отбору нефти.A known method for the development of deposits of high viscosity oil (patent RU No. 2646151, IPC ЕВВ 43/24, ЕВВ 7/04, publ. 03/01/2018, bull. No. 7), including the injection of a displacing agent, for example, steam, through an overlying horizontal multifunctional trunk multifunctional wells with two horizontal boreholes sequentially one after another are placed along the length of the strip-like element of the oil reservoir or the selected direction of the reservoir in series with each other so that in the zone of the reservoir there are horizontal horizontal distances between the boreholes for injection and the selection of reservoir oil from a horizontal horizontal wellbore located parallel to the upper wellbore the displacing agent and the selection of oil were the same, and the trunks for injection of the displacing agent should be offset half the distance between the trunks relative to the underlying trunks for oil selection, so that the vertical projection of each barrel for pumping the displacing agent onto a plane with trunks for oil selection will be n and an equal distance from the trunks for the selection of oil.

Недостатками способа являются недостаточная область прогрева целевого пласта, при которой зона прогрева паровой камеры будет удалена от области дренирования добывающей скважины и, как следствие, большая доля невовлеченных запасов.The disadvantages of the method are the insufficient heating region of the target formation, in which the heating zone of the steam chamber will be removed from the drainage area of the producing well and, as a result, a large share of uninvolved reserves.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2657307, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 49/00, опубл. 13.06.2018, бюл. № 17), включающий геофизические исследования залежи, по геофизическим исследованиям и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10 % выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90 % расстояния между соседними горизонтальными скважинами, производят бурение основных горизонтальных стволов скважин выше водонефтяного контакта, осуществляют бурение из основных горизонтальных стволов дополнительных боковых стволов, при выборе расстояния между дополнительными стволами учитывают технологические возможности бурового оборудования для их проводки, осуществляют последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя.The closest is the method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2657307, IPC ЕВВ 43/24, ЕВВ 7/04, Е21В 49/00, publ. 06/13/2018, bull. No. 17), including geophysical exploration of the reservoir, according geophysical studies and coring data determine the average oil-saturated thickness of the reservoir, identify areas with an initial oil-saturated thickness of more than 10% higher than the average reservoir, select those that are located at a distance from the horizontal well of not more than 90% of the distance between adjacent horizontal wells, they drill the main horizontal well bores above the oil-water contact, carry out drilling of the main horizontal shafts of the additional side shafts, when choosing the distance between the additional shafts, take into account the technological capabilities of the drilling equipment for their wiring, carry out sequential pumping of the coolant and selection of products from horizontal wells, the zenith angle being lance trunks are selected depending on the density of the injected coolant.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти, увеличение охвата залежи тепловым воздействием за счет бурения дополнительных стволов, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет включения в разработку ранее неохваченных воздействием зон, а также снижение материальных затрат за счет исключения необходимости бурения новых скважин.The technical tasks are to increase the efficiency of the development of a super-viscous oil deposit, to increase the coverage of the deposit by heat exposure by drilling additional shafts, to increase the oil recovery coefficient by including previously unreached areas in the development, and also to reduce material costs by eliminating the need to drill new wells.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим геофизические исследования залежи, определение по геофизическим исследованиям и по данным отбора керна средней нефтенасыщенной толщины залежи, бурение основных горизонтальных стволов скважин выше водонефтяного контакта, осуществление бурения дополнительных боковых стволов из основных горизонтальных стволов скважин, при выборе расстояния между дополнительными стволами учет технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, осуществление последовательной закачки теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин.The stated technical problems are solved by the method of developing an extra-viscous oil reservoir, including geophysical exploration of the reservoir, determining from the geophysical surveys and core sampling data the average oil-saturated thickness of the reservoir, drilling the main horizontal boreholes above the oil-water contact, drilling additional sidetracks from the main horizontal boreholes, choosing the distance between additional shafts, taking into account the technological capabilities of drilling equipment for their wiring, sequential injection of coolant and selection of products from horizontal wells.

Новым является то, что дополнительно по геофизическим исследованиям и по данным отбора керна получают уточнение контуров нефтеносности и начальный объем извлекаемых запасов нефти, основные горизонтальные стволы скважин размещают на расстоянии по горизонтали 100-150 м друг от друга выше уровня водонефтяного контакта, не приводящего к прорыву нижележащих пластовых вод, в основные горизонтальные стволы скважин осуществляют периодическую закачку теплоносителя и отбор продукции, при эксплуатации основных стволов горизонтальных скважин 1-2 раза в месяц производят уточнение текущих извлекаемых запасов, 3-5 раз в месяц производят замер обводненности добываемой продукции по каждой скважине, далее при достижении обводненности в одной из скважин в пределах 80-100 % производят бурение дополнительных боковых горизонтальных стволов скважин в подошвенной части пласта на расстоянии по горизонтали 10-50 м от основных горизонтальных стволов скважин, при этом выдерживают угол между линией, соединяющей забои основного горизонтального ствола и дополнительного бокового горизонтального ствола и ее проекцией по горизонтали, в диапазоне 50-70°, в дополнительных боковых горизонтальных стволах размещают оптоволоконный кабель, проводят термобарические измерения и посредством оптоволоконного кабеля осуществляют контроль температуры.What is new is that, in addition to geophysical studies and coring data, oil contours are clarified and the initial volume of oil recoverable is obtained, the main horizontal wellbores are placed at a horizontal distance of 100-150 m from each other above the level of water-oil contact, which does not lead to a breakthrough underlying formation water into the main horizontal boreholes periodically inject coolant and select products; during operation of the main boreholes of horizontal wells, the current recoverable reserves are refined 1-2 times a month, water cuts of produced products are measured 3-5 times per month, then, when the water cut in one of the wells reaches 80-100%, additional horizontal lateral boreholes are drilled in the bottom of the formation at a horizontal distance of 10-50 m from the main horizontal boreholes, while maintaining the angle between the line connecting fights of the main horizontal trunk and the additional lateral horizontal trunk and its horizontal projection in the range of 50-70 °, fiber optic cable is placed in the additional lateral horizontal trunks, thermobaric measurements are carried out and temperature control is carried out using the fiber optic cable.

На фиг. 1 изображена схема расположения основных горизонтальных и дополнительных боковых горизонтальных скважин в залежи (вид сверху).In FIG. 1 shows the layout of the main horizontal and additional lateral horizontal wells in the reservoir (top view).

На фиг. 2 изображена схема расположения основных горизонтальных и дополнительных боковых горизонтальных скважин в залежи (вид сбоку).In FIG. 2 shows the layout of the main horizontal and additional lateral horizontal wells in the reservoir (side view).

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

На залежи сверхвязкой нефти бурят оценочные скважины 1 (фиг. 1) с отбором кернов продуктивных пластов. Проводят геофизические исследования скважин 1. По результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры продуктивной залежи 2 (фиг. 1) сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения горизонтальных 3 и 4 скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти. On superviscous oil deposits, appraisal wells 1 are drilled (Fig. 1) with coring of productive formations. Geophysical studies of wells are carried out 1. Based on the results of summarizing the obtained materials and laboratory core studies, preliminary geometric and geological and physical parameters of the productive reservoir 2 (Fig. 1) of super-viscous oil are obtained, oil contours are specified, the location of horizontal 3 and 4 wells and the initial volume of recoverable are determined oil reserves.

В кровельной части пласта размещают (производят бурение) горизонтальные 3 и 4 скважины на расстоянии 100-150 м друг от друга выше уровня водонефтяного контакта 5 (фиг. 2), не приводящего к прорыву нижележащих пластовых вод. В основные горизонтальные стволы скважин 3, 4 (фиг. 1) осуществляют периодическую закачку теплоносителя и отбор продукции. Периодичность рассчитывается исходя из конкретных условий, при которой продолжительность закачки позволяет произвести прогрев целевой области продуктивного пласта и последующий отбор продукции. Для месторождений Республики Татарстан периодичность работы скважин 3, 4 в режиме пароциклики составляет 1-4 месяца отбор-закачка. При эксплуатации основных горизонтальных стволов скважин 1-2 раза в месяц производят уточнение текущих извлекаемых запасов, 3-5 раз в месяц производят замер обводненности добываемой продукции по каждой скважине, а также ежедневный замер дебита. Далее при достижении обводненности в одной из скважин 3, 4 в пределах 80-100 %, т.е. при достижении значения обводненности ниже предела рентабельности, производят бурение дополнительных боковых горизонтальных стволов 6 и 7 скважин, которые располагают в подошвенной части 8 пласта (фиг. 2). Horizontal 3 and 4 wells are placed (drilled) in the roofing part of the formation at a distance of 100-150 m from each other above the level of the oil-water contact 5 (Fig. 2), which does not lead to a breakthrough of the underlying formation water. In the main horizontal wellbores 3, 4 (Fig. 1), periodic coolant injection and product selection are carried out. The frequency is calculated based on specific conditions under which the duration of the injection allows the heating of the target area of the reservoir and the subsequent selection of products. For fields in the Republic of Tatarstan, the frequency of wells 3, 4 in the steam cycle mode is 1-4 months, selection and injection. During the operation of the main horizontal wellbores 1-2 times a month, the current recoverable reserves are refined, 3-5 times a month, water cut of produced products is measured for each well, as well as daily flow rate measurement. Further, upon reaching water cut in one of the wells 3, 4 within 80-100%, i.e. when the water cut value is below the profitability limit, additional horizontal lateral shafts 6 and 7 of the wells are drilled, which are located in the bottom of the formation 8 (Fig. 2).

Дополнительные боковые горизонтальные стволы скважин 6 и 7 располагают в подошвенной части 8 пласта на расстоянии по горизонтали 10-50 м от основных горизонтальных стволов скважин 3 и 4 соответственно, позволяющем создать гидродинамическую связь дополнительных боковых стволов 6 и 7 с основными горизонтальными скважинами 3 и 4, но исключающем прорыв теплоносителя. При этом выдерживают угол между линией, соединяющей забои основного горизонтального ствола 3, 4 и дополнительного бокового горизонтального ствола 6, 7 соответственно и ее проекцией по горизонтали (проекцией линии), в диапазоне 50-70°. Контроль угла производят с помощью проведения замера инклинометрии в процессе бурения дополнительных боковых горизонтальных стволов 6, 7. Бурение боковых горизонтальных стволов с таким углом позволит увеличить охват залежи тепловым воздействием, в конечном итоге - повысить эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти.Additional lateral horizontal boreholes 6 and 7 are located in the bottom of the formation 8 at a horizontal distance of 10-50 m from the main horizontal boreholes 3 and 4, respectively, which allows you to create a hydrodynamic connection of the additional sidetracks 6 and 7 with the main horizontal wells 3 and 4, but exclusive breakthrough coolant. In this case, the angle between the line connecting the faces of the main horizontal trunk 3, 4 and the additional lateral horizontal trunk 6, 7 is maintained, respectively, and its horizontal projection (line projection), in the range of 50-70 °. The angle is controlled by measuring inclinometry during the drilling of additional horizontal lateral shafts 6, 7. Drilling horizontal horizontal shafts with this angle will increase the thermal coverage of the reservoir, and ultimately increase the efficiency of the development of super-viscous oil deposits.

Переводят основные горизонтальные скважины 3 и 4 под закачку теплоносителя, пробуренные дополнительные боковые горизонтальные стволы скважин 6 и 7 используют в качестве добывающих скважин. В дополнительных боковых горизонтальных стволах скважин 6 и 7 размещают оптоволоконный кабель (на фиг. 1, 2 не показано) и насосно-компрессорные трубы с насосом и датчиками температуры (на фиг. 1, 2 не показаны). Проводят термобарические измерения по определению распределения давления и температуры по стволу скважин 6, 7 и посредством оптоволоконного кабеля осуществляют контроль температуры (выявляют зоны дополнительных горизонтальных стволов скважин 6 и 7 с максимальной и минимальной температурой для исключения прорыва теплоносителя). The main horizontal wells 3 and 4 are transferred to the coolant injection, additional horizontal lateral boreholes 6 and 7 drilled are used as production wells. Fiber optic cable (not shown in FIGS. 1, 2) and tubing with a pump and temperature sensors (not shown in FIGS. 1, 2) are placed in additional horizontal lateral boreholes 6 and 7. Thermobaric measurements are carried out to determine the distribution of pressure and temperature along the borehole 6, 7 and through a fiber optic cable, temperature is monitored (zones of additional horizontal boreholes 6 and 7 are identified with a maximum and minimum temperature to prevent breakthrough of the coolant).

Пример практического применения.An example of practical application.

На залежи сверхвязкой нефти провели сейсморазведочные работы. Залежь сверхвязкой нефти представлена продуктивным пластом с неоднородными терригенными отложениями. Абсолютная проницаемость коллектора составляет 2886 мД, средняя нефтенасыщенная толщина - 9,1м, начальное пластовое давление - 0,4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 15000 мПа*с, начальная пластовая температура - 8°С. Производят бурение 3 оценочных вертикальных скважин. По геофизическим исследованиям и по данным отбора керна получили уточнение контуров нефтеносности, определили начальный объем извлекаемых запасов нефти.Seismic surveys were carried out on super-viscous oil deposits. A super-viscous oil deposit is represented by a productive formation with heterogeneous terrigenous deposits. The absolute permeability of the reservoir is 2886 mD, the average oil-saturated thickness is 9.1 m, the initial reservoir pressure is 0.4 MPa, the viscosity of the oil under reservoir conditions is 15,000 mPa * s, and the initial reservoir temperature is 8 ° C. 3 appraisal vertical wells are drilled. Based on geophysical studies and core sampling data, we have clarified the contours of oil content, determined the initial volume of recoverable oil reserves.

Залежь разбурили 10 горизонтальными скважинами с расстоянием между скважинами по горизонтали 150 м (на практике горизонтальные скважины размещали на расстоянии 100 м, 125 м) выше водонефтяного контакта на 10 м, не приводящего к прорыву нижележащих пластовых вод. Эксплуатацию скважин вели путем периодической закачки теплоносителя и отбора продукции. При эксплуатации основных горизонтальных скважин 1 раз в месяц определяли объем остаточных запасов нефти (также 2 раза в месяц), 3 раза в месяц производили замер обводненности добываемой продукции по каждой скважине (на практике также 4, 5 раз в месяц), осуществляли ежедневный замер дебита. Через 5 лет разработки залежи накопленный отбор нефти составил 7 % (коэффициент извлечения нефти = 0,07). Обводненность в пяти скважинах составила 80, 85, 87, 92, 100 %, дебит упал в среднем по скважинам на 30 %. Эксплуатация скважин стала нерентабельной. Провели зарезку дополнительных боковых горизонтальных стволов (ответвлений) из пяти основных горизонтальных стволов в подошвенной части пласта на расстоянии по горизонтали 10 м, 15 м, 25 м, 35 м, 50 м от основных горизонтальных стволов скважин, при этом выдерживали угол между линией, соединяющей забои основного горизонтального ствола и дополнительного бокового горизонтального ствола и ее проекцией по горизонтали, в диапазоне 50°, 55°, 60°, 65°, 70° соответственно. Скважины с дополнительными боковыми горизонтальными стволами запустили в работу, в результате КИН повысился в среднем на 15 %. В дополнительные боковые горизонтальные скважины разместили оптоволоконный кабель, провели термобарические измерения, осуществили контроль температуры.The deposit was drilled with 10 horizontal wells with a horizontal distance between wells of 150 m (in practice, horizontal wells were placed at a distance of 100 m, 125 m) above the oil-water contact 10 m, which did not lead to a breakthrough of the underlying formation water. The wells were operated by periodically pumping coolant and product selection. During the operation of the main horizontal wells, the volume of residual oil reserves was determined once a month (also 2 times a month), 3 times a month the water cut of produced products was measured for each well (in practice, also 4, 5 times a month), daily flow rate was measured . After 5 years of developing the reservoir, the accumulated oil recovery was 7% (oil recovery ratio = 0.07). The water cut in five wells amounted to 80, 85, 87, 92, 100%, the production rate fell by an average of 30% in the wells. Well operation has become unprofitable. Additional lateral horizontal shafts (branches) were cut from five main horizontal shafts in the bottom of the formation at a horizontal distance of 10 m, 15 m, 25 m, 35 m, 50 m from the main horizontal boreholes, while maintaining the angle between the line connecting faces of the main horizontal trunk and additional lateral horizontal trunk and its horizontal projection in the range of 50 °, 55 °, 60 °, 65 °, 70 °, respectively. Wells with additional lateral horizontal trunks were put into operation, as a result of which the oil recovery factor increased by an average of 15%. Fiber optic cable was placed in additional horizontal lateral wells, thermobaric measurements were taken, and temperature was monitored.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяет увеличить охват залежи тепловым воздействием за счет бурения дополнительных боковых горизонтальных стволов, увеличить коэффициент извлечения нефти за счет включения в разработку ранее неохваченные воздействием зоны, а также снизить материальные затраты за счет исключения необходимости бурения новых скважин.The proposed method for the development of a super-viscous oil reservoir allows to increase the coverage of the reservoir by heat exposure by drilling additional horizontal lateral shafts, to increase the oil recovery coefficient by including previously unexposed zones in the development, and also to reduce material costs by eliminating the need to drill new wells.

Claims

A method for developing a super-viscous oil reservoir, including geophysical exploration of a reservoir, determining from a geophysical survey and core sampling the average oil-saturated thickness of the reservoir, drilling the main horizontal wellbores above the oil-water contact, drilling additional sidetracks from the main horizontal wellbores, when choosing a distance between the additional horizontal wellbores the trunks take into account the technological capabilities of drilling equipment for their conduct, the sequential injection of coolant and the selection of products from horizontal wells, characterized in that, in addition to geophysical studies and core sampling data, they obtain an refinement of the oil contours and the initial volume of recoverable oil reserves, the main horizontal wells are placed at a horizontal distance of 100-150 m from each other above the level of water-oil contact, which does not lead to a breakthrough of the underlying formation water, into the main horizontal trunks with wells carry out periodic coolant injection and product selection, during the operation of the main horizontal well shafts 1-2 times a month, the current recoverable reserves are refined, 3-5 times per month the water content of the produced products is measured for each well, then when the water content in one of the wells is reached within 80-100%, additional lateral horizontal wellbores are drilled in the bottom of the formation at a horizontal distance of 10-50 m from the main horizontal wellbores, while the angle between the line connecting the faces of the main horizontal wellbore and the additional lateral horizontal well is maintained, and its horizontal projection, in the range of 50-70 °, fiber optic cable is placed in additional horizontal lateral trunks, thermobaric measurements are carried out and temperature control is carried out with the help of fiber optic cable.