RU2439299C1

RU2439299C1 - Method of oil deposit development

Info

Publication number: RU2439299C1
Application number: RU2011100006/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов (RU); Раис Салихович Хисамов; Ильяс Ахматгалиевич Нуриев (RU); Ильяс Ахматгалиевич Нуриев; Любовь Михайловна Миронова (RU); Любовь Михайловна Миронова; Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU); Рашит Газнавиевич Рамазанов; Рузалия Талгатовна Шакирова (RU); Рузалия Талгатовна Шакирова; Марат Ахметзиевич Сайфутдинов (RU); Марат Ахметзиевич Сайфутдинов; Рустэм Гусманович Ханнанов (RU); Рустэм Гусманович Ханнанов; Марс Талгатович Ханнанов (RU); Марс Талгатович Ханнанов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2011-01-11
Filing date: 2011-01-11
Publication date: 2012-01-10

Abstract

FIELD: gas and oil production. ^ SUBSTANCE: method involves selection of a sector with common oil-saturated strata over 13 m in carbonate collectors and/or sector with effective oil-saturated strata of 3 m thickness or more in oil zone and 5 m thickness or more in oil and water zone in terrigenous collectors before deposit reaming, drilling of vertical and/or directional sloping injection well in the centre of each element. Multihole wells with horizontal semi-circular endings are positioned at the sides of each element, each well encompassing half of element, with one ascending branch in the middle of half-circle, directed to the element corner to produce oil stock in production bed top. Multihole horizontal well in an element replaces two horizontal or three vertical and/or directional sloping wells at the element sides and corners. Replacement work agent is injected through injection well drilled in the element centre to production interval bottom in cycles. Optimum injection period is determined for maximum recovery of pressure in extraction zone and oil displacement from matrix. ^ EFFECT: increased waterless period of oil extraction, prolonged operation and enhanced well performance. ^ 1 ex, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке массивной залежи нефти в карбонатных коллекторах и пластово-сводовой залежи в терригенных коллекторах.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of massive oil deposits in carbonate reservoirs and reservoir-reservoir deposits in terrigenous reservoirs.

Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции (патент РФ №2085723, опубл. 27.07.1997 г.). Согласно этому способу стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке.A known method of developing deposits of a multilayer oil field, including drilling injection and production wells with vertical and horizontal shafts at a specific location in each reservoir, injection of displacing fluid and production of products (RF patent No. 2085723, published on July 27, 1997). According to this method, horizontal wellbores in the reservoir are positioned so that the distance from the injection well to the horizontal wellbore at each point is inversely proportional to the oil reserves in this zone and directly proportional to the conductivity of the reservoirs, and when developing a multi-layer or large thickness of the reservoir, the horizontal wellbore carried out in the form of several turns with the indicated pattern in each turn.

Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет более равномерного вытеснения нефти агентом.The method allows to increase the displacement of oil due to a more uniform displacement of oil by the agent.

Недостатком этого способа является то, что в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, а также на поздней стадии разработки происходит преждевременное обводнение продукции скважин, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.The disadvantage of this method is that in the conditions of a multilayer oil field with water-oil zones and / or massive type, as well as at a late stage of development, premature flooding of well production occurs, which leads to a reduction in the well’s life, therefore, to a decrease in oil production.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины (патент РФ №2282022, опубл. 20.08. 2006 г. - прототип). В известном способе предлагается бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a multi-layer oil field deposit with oil-water zones and / or massive type, including measurements of oil production, water and water injection to clarify the current development conditions and modeling of the reservoir development process, determining the minimum distance from the opened interval to oil-water contact, in which there is no premature flooding of well products (RF patent No. 2282022, publ. 08/20/2006 - prototype). In the known method, it is proposed to drill branched horizontal and / or subhorizontal wells, wherein the main horizontal and / or subhorizontal well is located above the oil-water contact at a minimum distance, ensuring an anhydrous period of operation of the wells, and horizontal and / or subhorizontal and / or vertical branches are drilled along ascending profile with the same azimuth as the main horizontal and / or subhorizontal trunk and / or with a departure from it towards the roof of the reservoir or interlayers.

Недостатком этого способа является недостаточный охват выработкой по площади (она погашает всего три проектные точки) и большие капитальные затраты на строительство скважин в элементе.The disadvantage of this method is the lack of coverage by development over the area (it repays only three design points) and the high capital costs for the construction of wells in the element.

В предложенном изобретении решается задача увеличения безводного периода эксплуатации скважин, увеличения срока работы скважин и увеличения продуктивности скважин.The proposed invention solves the problem of increasing the anhydrous period of operation of wells, increasing the life of wells and increasing productivity of wells.

Технической задачей, решаемой предлагаемой системой разработки, является увеличение нефтеизвлечения, уменьшение капитальных затрат на добычу нефти за счет сокращения бурения добывающих скважин и совмещения в одной многозабойной скважине функции двух горизонтальных и двух вертикальных скважин, ввод в активную разработку всех запасов залежи и предотвращение образования застойных зон при максимально корректном размещении условно-горизонтальных забоев в залежах массивного и массивно-слоистого типа с общей нефтенасыщенной толщиной не менее 13 м и залежах пластово-сводового типа с нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 4 м. Важным фактором, позволяющим достигнуть и удержать высокие дебиты нефти, является максимальное сохранение первоначального пластового давления. С этой целью предлагается бурение нагнетательной скважины в центре пятиточечного элемента, причем закачка должна осуществляться в нижний продуктивный прослой для предотвращения быстрого обводнения добываемой продукции.The technical problem solved by the proposed development system is to increase oil recovery, reduce capital costs for oil production by reducing the drilling of production wells and combining the functions of two horizontal and two vertical wells in one multilateral well, entering into active development of all reserves and preventing the formation of stagnant zones with the most correct placement of conventionally horizontal faces in the deposits of massive and massive-layered type with a total oil-saturated thickness not less than 13 m and reservoir-vault type deposits with an oil-saturated formation thickness of at least 4 m. An important factor that allows to achieve and maintain high oil production rates is the maximum preservation of the initial reservoir pressure. To this end, it is proposed to drill an injection well in the center of a five-point element, and injection should be carried out in the lower productive layer to prevent rapid flooding of the produced products.

Указанная задача решается описываемым способом разработки залежи нефти, разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно-направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих горизонтальных скважин по сторонам элементов, закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального.This problem is solved by the described method of developing an oil deposit, drilling the deposits with horizontal and vertical wells in a square grid and forming elements by drilling in the center of the element of a vertical and / or directional injection well, drilling multilateral wells producing horizontal wells on the sides of the elements, injecting the working reagent through injection wells cyclically and selection of products through production wells, measurements of oil, water and injected fluid, conducting a hydrod dynamic studies and maintaining reservoir pressure in the selection zone at the initial level.

Новизна: перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м - в нефтяной зоне (НЗ) и не менее 5 м в водо-нефтяной зоне (ВНЗ) в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно-направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющую в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно-направленные скважины по сторонам и углам элементов, закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически, определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы.Novelty: before drilling the deposits, areas with total oil-saturated thicknesses of more than 13 m in carbonate reservoirs and / or areas with effective oil-saturated thicknesses of at least 3 m in the oil zone (NS) and at least 5 m in the water-oil zone (VNZ) in terrigenous reservoirs, drill a vertical and / or directional injection well in the center of each element, the sides of each element are closed with multilateral wells with a horizontal end in the form of semicircles, each of which covers half of the element, with one an ascending branch in the middle of the semicircle, directed to the corner of the element for producing oil reserves in the underfloor part of the reservoir, replacing two horizontal or three vertical and / or directional wells in the element along the sides and corners of the elements, the displacing working reagent is injected through the injection well in the lower part of the productive interval cyclically, determine the optimal injection period at which the maximum pressure recovery in the selection zone and oil from the matrix.

На фиг.1 представлена схема размещения скважин на участке залежи: скв. №1-9 - нагнетательные; №10-15 МЗГС - многозабойные скважины с горизонтальным окончанием. На фиг.2 представлен профиль низа МЗГС.Figure 1 presents the layout of wells in the reservoir: well. No. 1-9 - injection; No. 10-15 MZGS - multilateral wells with horizontal completion. Figure 2 presents the bottom profile of the MZGS.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.

По данным сейсмических исследований при их наличии и результатам глубокого бурения скважин уточняют геологическое строение залежи, емкостно-фильтрационные характеристики коллекторов и величину запасов нефти. Затем залежи разбуривают редкой сеткой вертикальных и/или наклонно-направленных скважин, местоположение которых соответствует размещению нагнетательных скважин, которые пускают под опережающее циклическое нагнетание, осуществляют их обустройство. За счет опережающей закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины, размещенные в центре пятиточечного элемента, обеспечивается сохранение фильтрационных характеристик эксплуатационного пласта для дальнейшего эффективного поддержания пластового давления.According to seismic data, if available, and the results of deep well drilling, the geological structure of the reservoir, the reservoir properties of the reservoirs and the amount of oil reserves are specified. Then, the deposits are drilled with a rare grid of vertical and / or directional wells, the location of which corresponds to the location of the injection wells, which are launched under the advanced cyclic injection, they are arranged. Due to the accelerated injection of the displacing agent into the injection wells located in the center of the five-point element, the filtration characteristics of the production reservoir are maintained for further effective maintenance of the reservoir pressure.

В процессе эксплуатации в вертикальных и/или наклонно-направленных скважинах производят замеры добычи нефти, воды и закачиваемого вытесняющего агента, производят гидродинамические исследования согласно руководящим документам. Учитывая имеющуюся информацию, строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов и карты общих нефтенасыщенных толщин в массивных залежах и эффективных нефтенасыщенных толщин в залежах пластово-сводового типа.During operation in vertical and / or directional wells, oil, water and injected displacing agent are measured, hydrodynamic studies are carried out in accordance with the guidelines. Based on the available information, structural maps are constructed on the roof of reservoirs and maps of total oil-saturated thicknesses in massive deposits and effective oil-saturated thicknesses in reservoir-type deposits.

Затем выбирают участки с рекомендованными толщинами и бурят многозабойные горизонтальные скважины (10МЗГС-15МЗГС) в качестве добывающих соответственно произведенному размещению в плане в пятиточечном элементе. В процессе бурения многозабойных горизонтальных скважин корректируют траекторию прохождения горизонтальных стволов и ответвлений по проницаемым прослоям в массивных залежах с условием соблюдения десятиметрового расстояния до водонефтяного контакта и/или пластам-коллекторам в пластовых залежах с соблюдением расстояния не менее трех метров до водоносного пропластка, а при наличии пачки плотных пород толщиной не менее 3 м проводят приближенно к подошве нижнего продуктивного прослоя, при этом ответвление должно иметь восходящий профиль, не превышающий по вертикали 2-2,5 м, с длиной не более 50 м и забой его не должен доходить до забоя ближайшего МЗГС 50 м.Then, sections with recommended thicknesses are selected and multi-hole horizontal wells (10MZGS-15MZGS) are drilled as producing according to the placement in the plan in a five-point element. In the process of drilling multi-hole horizontal wells, the path of horizontal shafts and branches along permeable interbeds in massive deposits is adjusted subject to a ten-meter distance to the oil-water contact and / or reservoirs in the reservoir with a minimum distance of three meters from the aquifer, and if any packs of dense rocks with a thickness of at least 3 m are carried out approximately to the bottom of the lower productive layer, while the branch should have an ascending profile s not exceeding vertically 2-2.5 m, with a length not exceeding 50 m and face it should not reach the face nearest MZGS 50 m.

Скважины пускают в эксплуатацию.Wells put into operation.

В пластах-коллекторах значительная длина многозабойных горизонтальных стволов скважины и ответвлений, которая достигает при проектной сетке 300×300 м до 990 м, увеличивает фильтрационную поверхность, необходимую для поступления добываемой продукции в скважину, которая на порядок больше фильтрационной поверхности забоя обычной вертикальной и/или наклонно-направленной скважины, что позволяет кратно увеличить дебиты скважин. Повышается степень сообщаемости ствола скважины с пластом, вероятность более совершенного вскрытия пласта скважиной. При небольших депрессиях увеличиваются дебиты нефти добывающих скважин. Снижение депрессии на пласт-коллектор позволяет равномерно вытеснять нефть, что способствует снижению добычи попутной воды и повышению добычи нефти. Результатом внедрения данного способа является увеличение темпов отбора нефти и повышение степени нефтеизвлечения.In reservoir formations, a significant length of multilateral horizontal boreholes and branches, which reaches 300 × 300 m with a design grid of up to 990 m, increases the filtration surface necessary for the production to enter the well, which is an order of magnitude larger than the filtration surface of the usual vertical and / or bottomhole directional wells, which allows you to multiply increase the flow rates of wells. The degree of connectivity of the wellbore with the formation increases, and the likelihood of a more perfect opening of the formation by the well increases. With minor depressions, oil production rates of producing wells increase. Reducing depression in the reservoir allows evenly displace oil, which helps to reduce associated water production and increase oil production. The result of the implementation of this method is to increase the rate of oil extraction and increase the degree of oil recovery.

Примеры конкретного выполнения.Examples of specific performance.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивных и пластовых залежей. Участок разбурили редкой сеткой вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин 1-9 (фиг.1), осуществили их обустройство. В процессе бурения уточнили геологическое строение залежи.The implementation of this method, consider the example of the site, characteristic of massive and reservoir deposits. The site was drilled with a rare grid of vertical and / or directional injection wells 1-9 (Fig. 1), they were arranged. In the process of drilling, the geological structure of the reservoir was specified.

Осуществили добычу нефти из нагнетательных скважин 1-9. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачиваемого вытесняющего агента, гидродинамические исследования. Построили структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин по массивной залежи и/или эффективных нефтенасыщенных толщин по залежи пластово-сводового типа. По структурной карте выделили участок на массивной залежи в карбонатных коллекторах с общими нефтенасыщенными толщинами более 15 м и/или на пластово-сводовой залежи в терригенных коллекторах с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м с наиболее высокими гипсометрическими отметками пробуренных скважин, удаленный от контура нефтеносности не менее чем в 400 метров. Разместили многозабойную горизонтальную добывающую скважину 10МЗГС, пробуренную из той же точки, что и нагнетательная скважина 1, по проектной сетке в виде полукруга в плане, причем ее горизонтальный ствол проходит по проницаемым прослоям в массивных залежах в вертикальной плоскости с условием соблюдения десятиметрового расстояния до водонефтяного контакта и/или пластам-коллекторам в пластовых залежах с соблюдением расстояния не менее трех метров до водоносного пропластка, а при наличии пачки плотных пород толщиной не менее 3 м проводят приближенно к подошве нижнего продуктивного прослоя, при этом ответвление должно иметь восходящий профиль, не превышающий по вертикали 2-2,5 м, с длиной не более 50 м и забой его не должен доходить до забоя ближайшего МЗГС 50 м. Расположение низа добывающей скважины 10МЗГС в пласте показано на фиг.2.Carried out oil production from injection wells 1-9. They measured oil, water and injected displacing agent, hydrodynamic studies. Structural maps were constructed for the roof of reservoirs of the reservoir under consideration and maps of total oil-saturated thicknesses for a massive deposit and / or effective oil-saturated thicknesses for a reservoir-type deposit. According to the structural map, a site was identified on a massive reservoir in carbonate reservoirs with total oil-saturated thicknesses of more than 15 m and / or on a reservoir-arch deposit in terrigenous reservoirs with effective oil-saturated thicknesses of at least 3 m with the highest hypsometric marks of drilled wells, remote from the oil-bearing contour of not less than 400 meters. A 10MZGS multi-hole horizontal production well, drilled from the same point as injection well 1, was placed along the design grid in the form of a semicircle in plan, with its horizontal trunk passing through permeable interlayers in massive deposits in a vertical plane subject to a ten-meter distance to the oil-water contact and / or reservoirs in reservoirs with a distance of at least three meters from the aquifer, and in the presence of a pack of dense rocks with a thickness of at least 3 m close to the bottom of the lower productive layer, while the branch should have an ascending profile, not exceeding the vertical 2-2.5 m, with a length of not more than 50 m and its bottom should not reach the bottom of the nearest MZGS 50 m. The location of the bottom of the producing well 10MZGS in the formation shown in Fig.2.

Пробурили многозабойные добывающие скважины №10-15МЗГС из соответственно тех же точек, из которых пробурены нагнетательные скважины 1-6, освоили и пустили в эксплуатацию (фиг.1).Drilled multilateral wells No. 10-15MZGS from respectively the same points from which injection wells 1-6 were drilled, mastered and put into operation (Fig. 1).

В результате эксплуатации многозабойной горизонтальной скважины 10 МЗГС был превышен прогнозный дебит нефти обычной горизонтальной скважины, увеличен срок ее эксплуатации, получена дополнительная добыча нефти и, соответственно, увеличен экономический эффект. Капитальные вложения при бурении одной МЗГС, заменяющей три обычные горизонтальные скважины, уменьшаются более, чем в два раза. Эффективность эксплуатации разветвленных и многозабойных горизонтальных скважин повышается в результате применения циклической закачки рабочего агента в нагнетательные скважины.As a result of the exploitation of the multi-bottomhole horizontal well 10 of the MZGS, the predicted oil production rate of a conventional horizontal well was exceeded, its service life was increased, additional oil production was obtained and, accordingly, the economic effect was increased. Capital investments during the drilling of one MZGS, replacing three conventional horizontal wells, are reduced by more than two times. The efficiency of operation of branched and multilateral horizontal wells is increased as a result of the use of cyclic injection of the working agent into injection wells.

Для предлагаемого способа при проектных длинах стволов и подтверждении прогнозных толщин и коллекторских свойств для проектной скважины 1 МЗГС суммарный потенциальный дебит нефти составит 26 т/сут, в то время как для обычной ГС - 10 т/сут. По сравнению с прототипом фактический дебит нефти увеличивается в среднем в 2,5 раза.For the proposed method, with the projected length of the shafts and confirmation of the predicted thicknesses and reservoir properties for the design well 1 of the MZGS, the total potential oil production rate will be 26 tons / day, while for a normal well - 10 tons / day. Compared with the prototype, the actual oil flow rate increases on average 2.5 times.

Накопленный годовой отбор нефти многозабойной разветвленной скважины (10 МЗС) превысит добычу нефти обычной ГС более чем в 2,5 раза и составит 9,36 тыс.т.The accumulated annual oil withdrawal of a multilateral well branched well (10 MZS) will exceed the oil production of a conventional well by more than 2.5 times and will amount to 9.36 thousand tons.

Капитальные вложения при бурении предлагаемого элемента с одной нагнетательной скважиной и одной МЗГС, заменяющей в ячейке строительства две горизонтальные скважины и два ВС в углах элемента, уменьшаются в четыре раза. Экономия капвложений на строительство и обустройство каждого предлагаемого элемента составит 78-29=49 млн. руб.Capital investments when drilling the proposed element with one injection well and one MZGS, replacing two horizontal wells and two aircraft in the corners of the element in the construction cell, are reduced by four times. The savings in capital investments for the construction and arrangement of each proposed element will be 78-29 = 49 million rubles.

Капитальные вложения на строительство элемента с двумя ГС и двумя ВС равны 78 млн руб (2ГС×18 млн.руб+2ВС×14 млн.руб+1 нагн×14 млн.руб), а в предлагаемом элементе 29 млн.руб (1МЗГС×20 млн.руб+1 нагн×9 млн.руб). При этом добыча нефти по сравниваемым элементам в карбонатных коллекторах будет равнозначна, в терригенных - несколько больше в предлагаемом элементе.Capital investments for the construction of an element with two gas stations and two aircraft are equal to 78 million rubles (2GS × 18 million rubles + 2BC × 14 million rubles + 1 load × 14 million rubles), and in the proposed element 29 million rubles (1MZGS × 20 million rubles + 1 discharge × 9 million rubles). At the same time, oil production by the compared elements in carbonate reservoirs will be equivalent, in terrigenous - somewhat more in the proposed element.

Эффективность эксплуатации разветвленных и многозабойных скважин с горизонтальным окончанием повышается в результате применения опережающей циклической закачки рабочего агента в нагнетательные скважины до ввода в эксплуатацию добывающих скважин. Также в предлагаемом способе снижается нагрузка на площадку бурения: максимум пять ВС и две МЗГС.The efficiency of operation of branched and multilateral wells with horizontal completion increases as a result of the application of the advanced cyclic injection of the working agent into injection wells before commissioning of production wells. Also in the proposed method, the load on the drilling site is reduced: a maximum of five aircraft and two MZGS.

Предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеизвлечения, расширение функциональных возможностей и области применения при различных условиях разработки залежей нефти.The proposed method provides an increase in oil recovery, expansion of functionality and scope under various conditions for the development of oil deposits.

Claims

A method of developing an oil reservoir, including drilling a reservoir with horizontal and vertical wells in a square grid and forming elements by drilling in the center of an element of a vertical and / or directionally directed injection well, drilling multilateral wells producing horizontal wells on the sides of the elements, pumping a working reagent through injection wells cyclically and selecting products through production wells, measurements of oil, water and injected fluid, conducting hydrodynamic studies maintaining the reservoir pressure in the extraction zone at the initial level, characterized in that before drilling the deposits, areas with total oil-saturated thicknesses of more than 13 m in carbonate reservoirs and / or areas with effective oil-saturated thickness of at least 3 m - in the oil zone - NZ and not less than 5 m in the oil-water zone - a downhole pump in terrigenous reservoirs, drill a vertical and / or directional injection well in the center of each element, the sides of each element are closed with multilateral wells from the horizon the end in the form of semicircles, each of which covers half of the element, with one ascending branch in the middle of the semicircle, directed to the corner of the element for producing oil reserves in the underwater part of the reservoir, replacing two horizontal or three vertical and / or directional wells in the element the sides and corners of the elements, the injection of the displacing working reagent is carried out through the injection well into the lower part of the productive interval cyclically, the optimal ordering period is determined ki, at which the maximum pressure recovery in the screening zone and the displacement of oil from the matrix.