RU2081306C1

RU2081306C1 - Method for development of oil and gas deposit

Info

Publication number: RU2081306C1
Application number: RU95110726A
Authority: RU
Inventors: С.Н. Закиров; И.И. Коноплева
Original assignee: Закиров Сумбат Набиевич
Priority date: 1995-06-27
Filing date: 1995-06-27
Publication date: 1997-06-10

Abstract

FIELD: oil and as industry. SUBSTANCE: method implies drilling of wells and opening of oil saturated intervals with subsequent withdrawal of liquid from production wells in conditions of pool flooding through injection wells. Withdrawal of liquid from production wells is effected at modes of current critical outputs of liquid without gas. Injection of working agent into injection wells is performed at flow rate not exceeding total rate of fluid withdrawal from production wells. Realization of method increases current critical output of oil without gas for longer period of profitable development of oil and gas deposit with increased final coefficient of oil withdrawal. EFFECT: high efficiency. 5 cl, 7 dwg, 2 tbl

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработкен нефтегазовых (газонефтяных, газонефтеконденсатных) залежей. The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to the development of oil and gas (gas-oil, gas-oil-condensate) deposits.

Под нефтегазовой залежью понимается залежь углеводородов, где имеет место газовая (газоконденсатная) шапка и нефтяная оторочка. Запасы нефти сосредоточены в нефтяной оторочке, нефтяная оторочка (НО) подстилается контурной или подошвенной водой. Эффективность извлечения нефти из НО обычно крайне низка и конечный коэффициент нефтеотдачи (КНО) составляет в среднем около 15% Основная причина низкой эффективности извлечения нефти заключается в том, что при эксплуатации добывающих скважин формируются конуса газа и воды. В результате газ и вода прорываются к забоям добывающих скважин замещая нефть и снижая содержание нефти в продукции до нуля. Следовательно, рано достигается нерентабельный уровень добычи нефти из месторождения, что и предопределяет низкие значения КНО. Under the oil and gas deposits refers to the hydrocarbon deposits, where there is a gas (gas condensate) cap and oil rim. Oil reserves are concentrated in the oil rim, the oil rim (BUT) is lined with contour or plantar water. The efficiency of oil recovery from BUTs is usually extremely low and the final oil recovery coefficient (EOR) is on average about 15%. The main reason for the low efficiency of oil recovery is that gas and water cones form during the operation of production wells. As a result, gas and water break through to the bottom of production wells, replacing oil and reducing the oil content in the product to zero. Consequently, an unprofitable level of oil production from the field is reached early, which predetermines low values of oil recovery factor.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей, включающий бурение системы вертикальных или горизонтальных добывающих скважин для дренирования НО и создание в области газоносности, на уровне газонефтяного контакта (ГНК), пенного экрана на основе поверхностно-активных веществ, предназначенного для предотвращения прорыва газа к забоям добывающих скважин [1] Недостатком известного технического решения является то, что создание пенных (или других) экранов может предотвращать или ограничивать фильтрацию газа в вертикальном направлении, но допускает его фильтрацию в горизонтальном направлении, в результате чего газ прорывается к забоям скважин под экраном. A known method for the development of oil and gas deposits, including drilling a system of vertical or horizontal production wells for draining BUT and creating in the field of gas content, at the level of gas-oil contact (GOC), a foam screen based on surface-active substances, designed to prevent breakthrough of gas to the bottom of production wells [ 1] A disadvantage of the known technical solution is that the creation of foam (or other) screens can prevent or limit gas filtration in the vertical direction, it allows filtering of the horizontal direction, whereby the gas breaks through to the bottom of the well below the screen.

Так же известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенной области и эксплуатацию их в режиме критических безгазовых дебитов [2] В известном способе по мере отбора нефти и продвижения газового конуса к забою добывающей скважины ее дебит по жидкости (а значит и по нефти) снижается так, чтобы газовый конус не прорывался в скважину, т.е. эксплуатация скважины в каждый момент времени осуществляется при критическом безгазовом дебите, который определяется и поддерживается при реализации режима истощения пластовой энергии, носителем которой является газовая шапка. Однако при реализации указанного способа дебит скважин по нефти снижается во времени достаточно быстрыми темпами в результате этого рано достигается уровень нерентабельного дебита нефти, а следовательно, сокращается срок разработки НО. КНО оказывается невысоким, хотя добыча нефти осуществляется все время без прорыва газа. Also known is a method of developing an oil and gas reservoir, including drilling production horizontal wells in an oil-saturated region and operating them in a critical gas-free flow rate mode [2] In the known method, as the oil is taken and the gas cone moves to the bottom of the production well, its flow rate is liquid (and, therefore, oil) decreases so that the gas cone does not break into the well, i.e. well operation at any time is carried out with a critical gas-free flow rate, which is determined and maintained during the implementation of the mode of depletion of reservoir energy, the carrier of which is a gas cap. However, when implementing this method, the oil production rate decreases in time rather rapidly, as a result of this, the level of unprofitable oil production rate is reached early, and therefore, the development time of production facilities is shortened. The CCW is not high, although oil is produced all the time without gas breakthrough.

Так же известен способ разработки нефтегазовых залежей на основе барьерного заводнения (см. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. Изд. Недра, с. 65, 1978). В этом случае бурится как система добывающих, так и нагнетательных скважин. При этом вода закачивается в область над ГНК с целью разобщения газовой шапки от нефтяной оторочки. Однако в случаях низкой анизотропии пласта по коллекторским свойствам заканчивается вода "проваливается" в нефтяную оторочку, вызывает обводнение скважин и не рост, а снижение КНО. There is also a known method of developing oil and gas deposits based on barrier flooding (see Amelin I.D. Features of the development of oil and gas deposits. Ed. Nedra, p. 65, 1978). In this case, both a system of producing and injection wells is drilled. In this case, water is pumped into the area above the GOC in order to separate the gas cap from the oil rim. However, in cases of low reservoir anisotropy by reservoir properties, water ends up “falling” into the oil rim, causing waterlogging in the wells and not an increase, but a decrease in oil well recovery.

В основу изобретения положена задача создания способа разработки нефтегазовых месторождений, обеспечивающего повышение КНО за счет реализации в условиях заводнения пласта режима критического безгазового дебита с регулированием темпов падения его во времени путем создания напряженного состояния в НО. Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтегазовых залежей, включающем бурение скважин и вскрытие нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором жидкости из эксплуатационных скважин в условиях заводнения пласта через нагнетательные скважины, отбор жидкости из эксплуатационных скважин осуществляют при режимах текущих критических безгазовых дебитов жидкости, а закачку рабочего агента в нагнетательные скважины производят с темпом не больше суммарного темпа отбора жидкости из эксплуатационных скважин. The basis of the invention is the creation of a method for the development of oil and gas fields, which provides an increase in oil recovery due to the implementation of a regime of critical gas-free flow rate under conditions of water flooding with regulation of the rate of its decline over time by creating a stress state in the oil field. The problem is achieved in that in the method of developing oil and gas deposits, including drilling wells and opening oil-saturated intervals with subsequent selection of liquid from production wells in the conditions of waterflooding through injection wells, the selection of liquid from production wells is carried out under conditions of current critical gas-free flow rates of the liquid, and injection a working agent in injection wells is produced at a rate of not more than the total rate of fluid withdrawal from production wells.

В предпочтительных вариантах целесообразно
закачку рабочего агента осуществлять одновременно с началом отбора жидкости;
заказчику рабочего агента производить предварительно перед отбором жидкости и продолжить до конца отбора;
в качестве рабочего агента использовать воду;
в качестве рабочего агента использовать жидкость с вязкостью больше вязкости нефти;
осуществлять последовательную закачку в нагнетательные скважины оторочки из жидкости с заданной вязкостью и воды.In preferred embodiments, it is advisable
the injection of the working agent is carried out simultaneously with the start of fluid withdrawal;
to the customer of the working agent to be preliminarily performed before the selection of the liquid and continued until the end of the selection;
use water as a working agent;
as a working agent, use a liquid with a viscosity higher than the viscosity of the oil;
to carry out sequential injection into the injection wells of the rims of a liquid with a given viscosity and water.

В основу изобретения положена задача создания регулируемого воздействия на критический безгазовый дебит нефти. The basis of the invention is the task of creating a controlled effect on the critical gas-free flow rate of oil.

Для осуществления указанного воздействия создается и поддерживается напряженное состояние НО путем закачки в последнюю через нагнетательные скважины жидкого рабочего агента, например, воды. В результате в НО постоянно имеет место весьма значительное превышение давления по сравнению с окружающей газовой шапкой. Напряженное состояние НО уменьшает (затрудняет) возможность прорыва газового конуса в добывающую скважину. Это позволяет в каждый текущий момент времени иметь более высокий критический безгазовый дебит жидкости (и нефти). Темпы снижения дебитов нефти замедляются. Поэтому время рентабельной добычи нефти увеличивается, что предопределяет возрастание КНО. To carry out this effect, a state of stress is created and maintained by injection of a liquid working agent, for example, water, into the latter through injection wells. As a result, a very significant excess of pressure constantly occurs in the NO compared with the surrounding gas cap. The stress state of the HO reduces (complicates) the possibility of a gas cone breaking through into the producing well. This allows at each current time to have a higher critical gas-free flow rate of liquid (and oil). The rate of decline in oil production is slowing. Therefore, the time of cost-effective oil production increases, which determines the increase in the CCW.

В табл. 1 представлены исходные данные рассматриваемой газонефтяной залежи, в таблице 2 результаты сопоставления вариантов разработки. In the table. 1 presents the initial data of the considered oil and gas deposits, in table 2 the results of the comparison of development options.

На фиг. 1-3 даются расчетные схемы элементов пласта соответственно по трем вариантам разработки; на фиг. 4 изображены зависимости изменения во времени дебитов воды, на фиг.5 зависимости изменения во времени обводненности продукции, на фиг. 6 зависимости изменения во времени дебитов нефти, на фиг. 7 зависимости изменения во времени накопленной добычи нефти. In FIG. 1-3, design patterns of formation elements are given, respectively, according to three development options; in FIG. 4 shows the dependences of the change in time of water production rates; in FIG. 5 the dependences of the change in time of water cut of the product; 6 the dependence of the change in time of oil production, in FIG. 7 dependences of the change in time of cumulative oil production.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

Производят разбуривание нефтегазовой залежи горизонтальными или вертикальными скважинами, одни из которых выполняют роль эксплуатационных, а другие нагнетательных. Drill oil and gas deposits by horizontal or vertical wells, some of which play the role of production, and others injection.

Каждая пара скважин, включающая эксплуатационную и нагнетательную, образуют элемент разработки пласта. Each pair of wells, including production and injection, form an element of reservoir development.

Обе скважины вскрывают нефтяную оторочку. Both wells reveal an oil rim.

Добывающую скважину пускают в эксплуатацию при начальном критическом безгазовом дебите нефти. Это позволяет добывать нефть без прорыва газа газовой шапки к забою добывающей скважины. По мере отбора нефти происходит, с одной стороны подъем водяного конуса с последующим обводнением скважины, а с другой стороны нефтяная оторочка утончается. Все это приводит к необходимости снижения во времени критического безгазового дебита. Контроль за текущим газовым фактором позволяет контролировать процесс приближения газового конуса к интервалу дренирования. Так рост газового фактора по отношению к начальному говорит о поступлении газа газовой шапки в ее продукцию. Поэтому при увеличении газового фактора, например, на 5% уменьшают дебит скважины по жидкости на 5% и т.д. Это дает возможность контролировать, задавать и поддерживать процесс добычи нефти в условиях безгазовых дебитов (текущих критических безгазовых дебитов жидкости). The production well is put into operation at the initial critical gas-free oil flow rate. This allows oil to be produced without breaking the gas cap gas to the bottom of the producing well. As oil is taken, on the one hand, the rise of the water cone with subsequent watering of the well, and on the other hand, the oil rim is thinning. All this leads to the need to reduce the critical gas-free flow rate over time. Monitoring the current gas factor allows you to control the process of approaching the gas cone to the drainage interval. So, the growth of the gas factor in relation to the initial one indicates the supply of gas from the gas cap to its products. Therefore, with an increase in the gas factor, for example, by 5%, the liquid production rate of the well is reduced by 5%, etc. This makes it possible to control, set and maintain the process of oil production in the conditions of gas-free production (current critical gas-free production rate).

В нагнетательную скважину осуществляют закачку жидкого агента с заданной вязкостью с целью создания напряженного состояния нефти в НО. Напряженное состояние НО создает затруднительные условия для прорыва газового конуса, что позволяет иметь более высокие начальные и текущие безгазовые дебиты нефти. Закачку жидкого агента начинают одновременно с отбором нефти или заранее, в зависимости от коллекторских свойств пласта и свойств нефти, газа и воды. Вязкость жидкого агента подбирается на основе математического моделирования. A liquid agent with a given viscosity is injected into the injection well in order to create a stress state of oil in the BUT. The stress state of the BUT creates difficult conditions for the breakthrough of the gas cone, which allows higher initial and current gas-free oil flow rates. The injection of a liquid agent begins simultaneously with the selection of oil or in advance, depending on the reservoir properties of the formation and the properties of oil, gas and water. The viscosity of a liquid agent is selected based on mathematical modeling.

В случае повышенной вязкости нефти закачивают оторочку определенного объема из жидкого агента с заданной вязкостью, проталкиваемую затем закачиваемой водой. Закачка воды осуществляется до конца разработки соответствующего элемента пласта. In the case of increased viscosity of the oil, a rim of a certain volume is pumped from a liquid agent with a given viscosity, then pushed by the pumped water. Water injection is carried out until the end of the development of the corresponding element of the reservoir.

В случае низких коллекторских свойств пласта, значительных расстояниях между скважинами закачка жидкого агента производится до начала добычи нефти и продолжается до окончания разработки рассматриваемого элемента пласта. In the case of low reservoir properties of the formation, significant distances between wells, the injection of a liquid agent is carried out before the start of oil production and continues until the end of the development of the considered element of the formation.

При этом темпы закачки и отбора, выбираемые на основе математического моделирования должны обеспечивать предотвращение прорыва газа в эксплуатационные скважины и смещение НО в газонасыщенную часть пласта в области выделенного элемента разработки. Moreover, the rates of injection and selection, selected on the basis of mathematical modeling, should ensure the prevention of gas breakthrough into production wells and the displacement of BUT into the gas-saturated part of the reservoir in the area of the selected development element.

Выполнение исследования показывают, что если темпы закачки превышают темпы отбора жидкости, то нагнетаемый агент смещает НО в газовую шапку, что приводит к расформированию запасов нефти. В случае низких темпов закачки не происходит требуемого воздействия на динамику критических безгазовых дебитов жидкости. Поэтому оптимальные темпы закачки жидкости приблизительно равняются темпам отбора нефти и попутно добываемой воды в эксплуатационной скважине. A study shows that if the injection rate exceeds the rate of fluid withdrawal, then the injected agent displaces the BUT into the gas cap, which leads to the dissolution of oil reserves. In the case of low injection rates, the required effect on the dynamics of critical gas-free liquid flow rates does not occur. Therefore, the optimal rate of fluid injection is approximately equal to the rate of oil and associated water production in the production well.

Пример реализации предлагаемого способа. An example implementation of the proposed method.

Рассматривается нефтегазовая залежь Т, исходные данные для которой представлены в табл. 1. Расстояние между рядами горизонтальных скважин L равняется 1200 м, L 1200 м, длина горизонтального ствола 500 м. Для простоты, расстояние между скважинами в ряду D принимается равным нулю, D 0. Как видно из табл. 1, толщина нефтяной оторочки 22 м, h_но 22 м.The oil and gas reservoir T is considered, the initial data for which are presented in table. 1. The distance between the rows of horizontal wells L is equal to 1200 m, L is 1200 m, the length of the horizontal well is 500 m. For simplicity, the distance between the wells in the row D is assumed to be zero, D 0. As can be seen from table. 1, the thickness of the oil rim 22 m, h _but 22 m.

Исследуются четыре варианта разработки рассматриваемого элемента пласта. Four options for the development of the considered element of the reservoir are investigated.

Вариант ТР-01. Над каждой добывающей горизонтальной скважиной на уровне ГНК в области газоносности создается неподвижный экран из геля (пены). Размер экрана в горизонтальном направлении равняется 160 м при значении насыщенности порового объема твердым гелем, равной 70% Экран является непроницаемым для газа. Расчетная схема элемента пласта представлена на фиг.1. В связи с симметричностью фильтрационных течений, рассматриваемый элемент пласта дренируется двумя половинками добывающих скважин. При этом эти скважины эксплуатируются при режиме критических безгазовых дебитов в каждый момент разработки залежи (элемента пласта). Другими словами, здесь моделируется разработка нефтегазовой залежи согласно технологии, описанной с [1]
Вариант TLL-00. Расчетная схема варианта представлена на фиг.2. Здесь две половинки добывающих скважин эксплуатируются в режиме истощения пластовой энергии (как и варианте TP-01) при поддержании на скважинах критических безгазовых дебитов жидкости (нефти). Следовательно, в данном варианте исследуется технология согласно [2] Разработка рассматриваемого элемента нефтегазовой залежи заканчивается когда дебит по нефти становится равным 25 м³/сут или когда обводненность достигает 70%
Вариант TLL-01. В данном варианте исследуется предлагаемая технология разработки. Расчетная схема этого варианта дается на фиг.3. Из 0.5 добывающей скважины осуществляется отбор нефти при поддержании в каждый момент критического безгазового дебита нефти (жидкости). В 0.5 нагнетательной скважины закачивается вода с расходом, равным дебиту 0.5 добывающей скважины по жидкости. Условия окончания разработки элемента пласта такие же, как и в предыдущих вариантах. Во всех трех вариантах начальные дебиты 0.5 добывающих скважин по нефти были заданы одинаковыми и равными 500 м³/сут.Option TR-01. A fixed screen of gel (foam) is created above each horizontal producing well at the level of GOC in the gas content region. The size of the screen in the horizontal direction is 160 m with a saturation of the pore volume with solid gel equal to 70%. The screen is impervious to gas. The design diagram of the reservoir element is presented in figure 1. Due to the symmetry of the filtration flows, the considered element of the formation is drained by two halves of production wells. At the same time, these wells are operated under critical gas-free flow rates at each moment of development of a reservoir (reservoir element). In other words, the development of an oil and gas reservoir is modeled here according to the technology described in [1]
Option TLL-00. The design scheme of the option is presented in figure 2. Here, two halves of production wells are operated in the mode of depletion of reservoir energy (as in the TP-01 variant) while maintaining critical gasless flow rates of liquid (oil) at the wells. Therefore, in this embodiment, the technology is investigated according to [2]. The development of the considered element of the oil and gas reservoir ends when the oil production rate becomes equal to 25 m ³ / day or when the water cut reaches 70%
Option TLL-01. In this option, the proposed development technology is being investigated. The design scheme of this option is given in figure 3. From 0.5 production wells, oil is selected while maintaining at each moment a critical gas-free flow rate of oil (liquid). Water is injected into a 0.5 injection well with a flow rate equal to a production rate of 0.5 of the producing well by liquid. The conditions for completion of the development of the reservoir element are the same as in the previous versions. In all three cases, the initial oil production rates of 0.5 production wells were set to be the same and equal to 500 m ³ / day.

Вариант TLL-02. Данный вариант разработки предусматривает реализацию барьерного заводнения согласно [3] Здесь с целью сокращения затрат на разработку предусматривается из одной скважины забуривать два горизонтальных ствола. Второй размещается в газовой шапке и предназначается для нагнетания воды с целью разделения газовой шапки и нефтяной оторочки. Результаты расчетов согласно данному способу разработки не включены в дальнейший анализ вследствие крайне неблагоприятных показателей добычи нефти. Закачиваемая вода сразу "проваливается" на забой добывающего ствола, что обеспечивает нефтеотдачу всего в несколько первых процентов. Причина негативности данного варианта связана с высокими коллекторскими свойствами пласта и низкой его анизотропией. Option TLL-02. This development option provides for the implementation of barrier water flooding according to [3]. Here, in order to reduce development costs, it is planned to drill two horizontal shafts from one well. The second is located in the gas cap and is intended to pump water to separate the gas cap and the oil rim. The calculation results according to this development method are not included in further analysis due to extremely unfavorable indicators of oil production. The injected water immediately “falls through” to the bottom of the producing trunk, which ensures oil recovery in only a few first percent. The reason for the negativity of this option is associated with high reservoir properties of the reservoir and its low anisotropy.

Результаты расчетов на основе 2D (двумерной) четырех фазной модели фильтрации представлены в табл.2 и на фиг.4-7. Анализ полученных данных показывает следующее. The calculation results based on the 2D (two-dimensional) four-phase filtration model are presented in table 2 and figure 4-7. Analysis of the data shows the following.

1. По накопленной добыче нефти и по величине КНО худшим является вариант TP-01, наилучшим является вариант TLL-01 (предлагаемая технология) и вариант TLL-00 занимает промежуточное положение (табл.2). 1. In terms of cumulative oil production and in terms of oil recovery, the worst is TP-01, the best is TLL-01 (the proposed technology) and the TLL-00 is in an intermediate position (Table 2).

Технологию по варианту TP-01 из дальнейшего рассмотрения исключаем, так как при худшей нефтеотдаче она требует бурения еще двух 0.5 горизонтальных стволов в область газовой шапки для создания двух защитных экранов и соответствующих затрат на их создание. The technology according to TP-01 is excluded from further consideration, since with the worst oil recovery it requires the drilling of two more 0.5 horizontal shafts into the gas cap area to create two protective screens and the corresponding costs for their creation.

В варианте TLL-00 окончание разработки элемента пласта происходит через 11 лет вследствие достижения ограничения по дебиту нефти 25 м³/сут. За 11 лет удастся достичь КНО, равный 37% (табл.2).In the TLL-00 variant, the end of the development of the reservoir element occurs after 11 years due to the achievement of a limit on oil flow rate of 25 m ³ / day. Over 11 years, it will be possible to achieve a CCW of 37% (Table 2).

В варианте TLL-01 ограничение по дебиту нефти не достигается. Лимитирующим фактором является обводненность продукции скважин. Обводненность в 70% здесь достигается через 17.7 лет, при этом дебит по нефти равняется 134 м³, сут. На этот момент времени КНО становится равным 50.3% Очевидно, что при таком дебите не имеет смысла прекращать добычу нефти. Поэтому рассмотрены показатели разработки при снятии ограничения на обводненность продукции. Так как в данном случае добываемая вода заканчивается обратно в пласт, то снятие ограничения на обводненность продукции является разумным. Допустим, что предельная обводненность равна 90% Тогда КНО будет равняться 61.2% Однако даже при такой обводненности можно бы продолжать добычу нефти, так как текущий дебит по нефти равняется 44 м³/сут, что значительно превышает нерентабельный дебит (25 м³/сут).In the TLL-01 variant, the restriction on oil production is not achieved. The limiting factor is the water cut of well production. A water cut of 70% here is achieved after 17.7 years, while the oil production rate is 134 m ³ per day. At this point in time, the oil recovery factor becomes equal to 50.3%. Obviously, with such a flow rate, it makes no sense to stop oil production. Therefore, development indicators are considered when removing restrictions on water cut of products. Since in this case, the produced water ends back in the reservoir, then removing the restriction on the water cut of the product is reasonable. Assume that the maximum water cut is equal to 90%. Then, the oil recovery factor will be 61.2%. However, even with such a water cut, oil production could be continued, since the current oil flow rate is 44 m ³ / day, which is significantly higher than the unprofitable flow rate (25 m ³ / day) .

3.Для понимания итоговых цифр табл. 2 рассмотреть сопоставление динамики показателей разработки вариантов TLL-00 и TLL-01 на фиг. 4 7. 3. To understand the final figures of the table. 2 to consider a comparison of the dynamics of development indicators of options TLL-00 and TLL-01 in FIG. 4 7.

-Две 0.5 добывающие скважины в варианте TLL-00 в сумме имеют максимальный дебит по воде сопоставимый с конечным дебитом по воде одной 0.5 скважины в варианте TLL-01. Однако в варианте TLL-00 дебит по воде имеет пикообразный характер, что не очень хорошо с точки зрения обрабатываемой продукции (фиг. 4)
С точки зрения степени обводненности продукции вариант TLL-00 имеет преимущество перед вариантом TLL-01 (фиг.5).-Two 0.5 production wells in the TLL-00 variant in total have a maximum water production rate comparable to the final water production rate of one 0.5 well in the TLL-01 variant. However, in the TLL-00 variant, the water flow rate is peak-like, which is not very good from the point of view of the processed product (Fig. 4)
In terms of the degree of water cut, the TLL-00 variant has an advantage over the TLL-01 variant (Fig. 5).

Вариант TLL-00 по дебиту нефти и накопленной добыче нефти в первые годы имеет некоторое преимущество по сравнению с вариантом TLL-01 (фиг.6 и 7). Это объясняется тем, что в варианте TLL-00 нефть добывают две -0.5 эксплуатационные скважины. Недостаток варианта TLL-00 по динамике дебита нефти состоит в том, что это резко убывающая во времени зависимость (фиг.6). Option TLL-00 for oil production and cumulative oil production in the early years has some advantage compared to option TLL-01 (Fig.6 and 7). This is explained by the fact that in the TLL-00 variant two -0.5 production wells produce oil. The disadvantage of the TLL-00 variant in terms of oil flow rate dynamics is that it is a sharply decreasing dependence in time (Fig. 6).

Таким образом является более предпочтительной по сравнению с традиционными подходами к разработке нефтяных оторочек. Динамик показателей предлагаемой технологии дополнительно может быть улучшена, так как здесь больше регулируемых параметров. Thus, it is preferable in comparison with traditional approaches to the development of oil rims. The dynamics of the indicators of the proposed technology can be further improved, since there are more adjustable parameters.

Claims

1. A method of developing an oil and gas reservoir, including drilling wells and opening oil-saturated intervals, followed by fluid withdrawal from production wells under water flooding through injection wells, characterized in that the fluid is taken under conditions of current critical gas-free fluid flow rates, and the working agent is injected into injection wells produce at a rate not greater than the total rate of fluid withdrawal from production wells.

2. The method according to claim 1, characterized in that the injection of the working agent is carried out simultaneously with the beginning of the selection of liquid.

3. The method according to claim 1, characterized in that the injection of the working agent is carried out before the selection of the liquid and continues until the end of the selection.

4. The method according to claims 1 to 3, characterized in that water is used as a working agent.

5. The method according to PP.1 to 3, characterized in that as a working agent use a liquid with a viscosity greater than the viscosity of the oil.

6. The method according to PP.1 to 3, characterized in that they carry out sequential injection into the injection wells of the rim of the liquid with a given viscosity and water.