RU2475634C2

RU2475634C2 - Method of development of isolated lithologically screened oil-saturated lens

Info

Publication number: RU2475634C2
Application number: RU2011117365/03A
Authority: RU
Inventors: Андрей Васильевич Халецкий; Николай Александрович Демяненко; Василий Гаврилович Жогло
Original assignee: Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть"
Priority date: 2011-04-29
Filing date: 2011-04-29
Publication date: 2013-02-20
Also published as: RU2011117365A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: according to the method lens and productive formation below lens are opened with a single well. A set of geologic-geophysical, hydrodynamic, core, fluidal PVT surveys is performed, in particular, borders are determined and lens profile is analysed. 3D geologic and 3D hydrodynamic models of oil-saturated lens and productive formation below it are created. 3D hydrodynamic model is adapted to results of all the surveys. Perforation holes are made in the central part of lens, through which by means of forcing of easily filtering plugging composition a barrier is formed preventing premature flooding of well and increasing of lens volumetric efficiency by forcing out. Well is perforated in lens bottom part and in interval of productive formation to provide overflow of fluid influx from productive formation to bottom part of lens. Well is perforated in roof part of lens to provide product removal. Intervals of well perforation in bottom and roof parts of lens are separated, then product is removed in water-pressure mode provided by productive formation located below.

EFFECT: increasing oil removal coefficient at minimum costs.

4 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяной залежи пластово-сводового типа как на ранней, так и на поздней стадии разработки, в границах которой встречаются изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые одиночной скважиной.The invention relates to the field of development of an oil reservoir of a reservoir-vault type both at an early and late stage of development, within the boundaries of which there are isolated lithologically shielded oil-saturated lenses exposed by a single well.

Известен способ разработки нефтенасыщенной линзы и активации сопредельных непромышленных запасов нефти [1], включающий проведение комплекса геолого-геофизических, гидродинамических, керновых, флюидальных PVT исследований всех разведочных скважин, в том числе оказавшихся за пределами нефтенасыщенной линзы, привлечение данных 3D сейсмики для картирования границ сопредельных низкопроницаемых коллекторов за пределами нефтенасыщенной линзы, при этом создают 3D геологическую, а затем 3D гидродинамическую модель продуктивного пласта, адаптируют 3D гидродинамическую модель к результатам исследований всех разведочных скважин с варьированием числа и типа добывающих и нагнетательных скважин, их местоположения, режимов закачки и отбора нефти и жидкости, а нефтенасыщенную линзу уподобляют укрупненной добывающей скважине, производят бурение добывающих скважин в нефтенасыщенную линзу, добычу нефти из нефтенасыщенной линзы осуществляют в режиме истощения пластовой энергии, бурят нагнетательные горизонтальные и/или многозабойные скважины в сопредельных коллекторах с непромышленными запасами нефти или создают эти скважины из фонда разведочных скважин, закачкой в них воды реализуют процесс активизации сопредельных непромышленных запасов нефти за счет вытеснения ее водой в нефтенасыщенную линзу - укрупненную добывающую скважину.There is a method of developing an oil-saturated lens and activation of adjacent non-industrial oil reserves [1], which includes carrying out a complex of geological-geophysical, hydrodynamic, core, fluid PVT studies of all exploratory wells, including those located outside the oil-saturated lens, using 3D seismic data to map the boundaries of adjacent low-permeability reservoirs outside the oil-saturated lens, while creating a 3D geological, and then 3D hydrodynamic model of the reservoir, adapt cosiness 3D hydrodynamic model to the results of studies of all exploratory wells with varying the number and type of producing and injection wells, their location, oil and fluid injection and extraction modes, and an oil-saturated lens is likened to an enlarged production well, drilling production wells into an oil-saturated lens, oil production from oil-saturated lenses are carried out in the mode of depletion of reservoir energy, injection horizontal and / or multilateral wells are drilled in adjacent reservoirs with a non-field these reserves or create these wells from the stock of exploratory wells, water injection into them implements the process of activating adjacent non-industrial oil reserves by displacing it with water in an oil-saturated lens - an enlarged production well.

Недостатком данного способа является следующее. В процессе разработки линзовидной залежи дополнительно производят бурение нагнетательной горизонтальной и/или многозабойных скважин. Поскольку в линзовидных залежах запасы нефти незначительны, бурение дополнительных скважин может оказаться нецелесообразным с экономической точки зрения. Для активизации сопредельных непромышленных запасов нефти за счет вытеснения ее водой необходимы дополнительные затраты на организацию системы поддержания пластового давления (ППД) на поверхности, что также повысит себестоимость добытой тонны нефти.The disadvantage of this method is the following. In the process of developing lenticular deposits, drilling of horizontal and / or multilateral wells is additionally carried out. Since oil reserves are small in lenticular deposits, drilling additional wells may not be economically feasible. To activate adjacent non-industrial oil reserves by displacing it with water, additional costs are required to organize a reservoir pressure maintenance system (RPM) on the surface, which will also increase the cost of produced tons of oil.

Известен также способ разработки мелких залежей и отдельных линз многопластового нефтяного месторождения [2], включающий закачку химических реагентов через скважину в продуктивный пласт, повышение пластового давления за счет выделения в результате реакции углекислого газа и отбор продукции через эту скважину. Через вертикальную скважину по продуктивному пласту бурят не менее одного горизонтального ствола, имеющего криволинейное расположение в плане. Закачку расчетного объема реагентов осуществляют периодами с выдержкой на стабилизацию давления без отбора продукции между ними до повышения пластового давления до начального и последующим отбором продукции до экономически рентабельного уровня. Циклы повторяют.There is also a method of developing small deposits and individual lenses of a multilayer oil field [2], which includes injecting chemicals through the well into the reservoir, increasing the reservoir pressure due to the release of carbon dioxide as a result of the reaction, and selecting products through this well. At least one horizontal wellbore having a curvilinear arrangement in plan is drilled through a vertical well through a productive formation. The calculated volume of reagents is injected with periods with holding to stabilize the pressure without taking products between them until the reservoir pressure rises to the initial and subsequent selection of products to an economically viable level. Loops repeat.

Данный способ разработки линзовидной залежи обладает теми же недостатками, что и предыдущее техническое решение.This method of developing lenticular deposits has the same disadvantages as the previous technical solution.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы [3], включающий определение границ и анализ профиля линзы, бурение бокового ствола через вертикальную скважину, установку пакера, вскрытие линзы, закачку рабочего агента через вертикальную скважину и отбор продукции скважины через боковой ствол, при этом при площади линзы не более 62,5 тыс.м², нефтенасыщенной толщине пласта линзы менее 2 м и при расположении вертикальной скважины в центральной или краевой зоне линзы бурят не менее одного бокового ствола через вертикальную скважину с входом в нефтенасыщенный пласт линзы на расстоянии не менее 50 м от вертикального ствола в зону с наибольшими извлекаемыми запасами. В вертикальной скважине производят перфорацию в интервале подошвенной части нефтенасыщенного пласта линзы, пакер устанавливают выше зоны перфорации, а боковым стволом вскрывают верхнюю часть нефтенасыщенного пласта линзы, при этом закачку рабочего агента производят в циклическом режиме с ее приостановкой.The closest in technical essence to the claimed invention is a method of developing an isolated lithologically shielded oil-saturated lens [3], including determining the boundaries and analysis of the lens profile, drilling a sidetrack through a vertical well, installing a packer, opening the lens, injecting a working agent through a vertical well and selecting products wells through the sidetrack, while with a lens area of not more than 62.5 thousand m ² , oil-saturated thickness of the lens layer is less than 2 m and when the vertical well is located in the central or marginal zone of the lens, at least one lateral well is drilled through a vertical well with an entrance to the oil-saturated layer of the lens at a distance of at least 50 m from the vertical well into the zone with the largest recoverable reserves. In a vertical well, perforation is made in the interval of the bottom of the oil-saturated lens layer, the packer is installed above the perforation zone, and the upper part of the oil-saturated lens layer is opened by the side barrel, while the working agent is injected in a cyclic mode with its suspension.

Недостатком прототипа является следующее. Поскольку в линзовидных залежах запасы нефти незначительны, бурение дополнительного бокового ствола и мероприятия, направленные на организацию системы ППД, могут оказаться нецелесообразными с экономической точки зрения.The disadvantage of the prototype is the following. Since oil reserves in lenticular deposits are insignificant, drilling an additional sidetrack and measures aimed at organizing the RPM system may not be feasible from an economic point of view.

Задачей изобретения является создание способа разработки нефтенасыщенной линзы, позволяющего достичь максимального коэффициента извлечения нефти при минимальных капиталовложениях.The objective of the invention is to provide a method for the development of oil-saturated lenses, which allows to achieve the maximum coefficient of oil recovery with minimal investment.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одиночной скважиной, включающем вскрытие линзы, определение границ и анализ профиля линзы, перфорацию скважины, по меньшей мере, в подошвенной части линзы и отбор продукции, согласно изобретению вскрывают скважиной нижерасположенный относительно линзы продуктивный пласт, проводят комплекс геолого-геофизических, гидродинамических, керновых, флюидальных PVT исследований и создают 3D геологическую и 3D гидродинамическую модели нефтенасыщенной линзы и нижерасположенного продуктивного пласта, адаптируют 3D гидродинамическую модель к результатам всех исследований; выполняют в центральной части линзы перфорационные отверстия, через которые путем продавливания легкофильтрующегося тампонажного состава создают барьер, обеспечивающий предотвращение преждевременного обводнения скважины и увеличение коэффициента охвата линзы вытеснением; перфорируют скважину в интервале продуктивного пласта для обеспечения перетока пластового флюида из продуктивного пласта в подошвенную часть линзы, и в кровельной части линзы для обеспечения отбора продукции; разобщают интервалы перфорации скважины в подошвенной и кровельной частях линзы, после чего осуществляют отбор продукции на водонапорном режиме, обеспечиваемом нижерасположенным продуктивным пластом.The problem is solved due to the fact that in the method of developing an isolated lithologically shielded oil-saturated lens with a single well, which includes opening the lens, determining the boundaries and analyzing the lens profile, perforating the well at least in the bottom of the lens and selecting products, according to the invention, they open the well below relative to the reservoir lens, they carry out a complex of geological and geophysical, hydrodynamic, core, fluid PVT studies and create 3D geological and 3D hydr the dynamic models of an oil-saturated lens and the underlying reservoir, adapt the 3D hydrodynamic model to the results of all studies; perform perforations in the central part of the lens through which a barrier is formed by forcing easily filtering grouting composition to prevent premature watering of the well and increase the lens sweep coefficient; perforating the well in the interval of the reservoir to ensure the flow of reservoir fluid from the reservoir into the plantar of the lens, and in the roof of the lens to ensure product selection; divide the intervals of perforation of the well in the plantar and roofing parts of the lens, and then carry out the selection of products at the water pressure mode provided by the downstream reservoir.

Кроме этого продуктивный пласт может быть водоносным горизонтом или разрабатываемым объектом с организованной системой поддержания пластового давления.In addition, the reservoir may be an aquifer or an object under development with an organized system for maintaining reservoir pressure.

Помимо этого гидродинамическая модель может быть использована для определения оптимального режима работы скважины.In addition, the hydrodynamic model can be used to determine the optimal well operation mode.

В частном случае выполнения интервалы перфорации скважины в кровельной и подошвенной частях линзы могут разобщать цементным мостом или пакером.In the particular case of performing the intervals of perforation of the well in the roofing and plantar parts of the lens can be separated by a cement bridge or packer.

Заявляемый способ разработки линзы поясняется следующими графиками и рисунками: на фиг.1 показана схема разработки линзовидной залежи одной скважиной; на фиг.2 - график накопленной добычи нефти по скважине 5 Пожихарского месторождения нефти в зависимости от соотношения площадей горизонтальных сечений барьера и линзы в ее центральной части; на фиг 3 - график накопленной добычи нефти по скважине 5 Пожихарского месторождения нефти в зависимости от режима работы скважины.The inventive method of developing a lens is illustrated by the following graphs and figures: figure 1 shows a diagram of the development of lenticular deposits of one well; figure 2 is a graph of cumulative oil production in well 5 of the Pozhikharsky oil field, depending on the ratio of the areas of horizontal sections of the barrier and the lens in its central part; Fig 3 is a graph of cumulative oil production from well 5 of the Pozhikharsky oil field, depending on the mode of operation of the well.

В заявляемом способе предложена отличная от представленных аналогов система разработки залежи линзовидной структуры одной скважиной. Отличие заключается в том, что источником энергии для ППД в линзе служит энергия нижележащего продуктивного пласта. Нижележащий пласт может быть как разрабатываемым объектом с организованной системой ППД, так и водоносным горизонтом, упругой энергии которого будет достаточно для поддержания давления в линзе.In the claimed method, a system of developing a deposit of a lenticular structure with one well different from the analogues presented is proposed. The difference is that the energy source for the BPD in the lens is the energy of the underlying reservoir. The underlying formation can be either an object under development with an organized PPD system, or an aquifer, the elastic energy of which will be enough to maintain pressure in the lens.

Одиночной скважиной 1 (фиг.1) вскрывают нефтенасыщенную линзу 2 и нижерасположенный продуктивный пласт 3. Проводят комплекс геолого-геофизических работ, гидродинамических, керновых, флюидальных PVT исследований, по результатам которых определяют границы линзы, анализируют ее профиль, оценивают запасы нефти в линзе 2 и энергетический потенциал продуктивного пласта 3, строят 3D геологическую и 3D гидродинамическую модели нефтенасыщенной линзы 2 и нижерасположенного продуктивного пласта 3, адаптируют 3D гидродинамическую модель к результатам всех исследований. Затем последовательно выполняют следующие операции: в центральной части линзы 2 перфорируют скважину 1 для создания барьера 4, обеспечивающего предотвращение преждевременного обводнения скважины 1 и увеличение коэффициента охвата линзы 2, при этом барьер 4 устанавливают путем продавливания легкофильтрующегося тампонажного состава через перфорационные отверстия 5 в скважине 1; для обеспечения гидродинамической связи между продуктивным пластом и линзой создают перфорационные отверстия 6 в интервале продуктивного пласта 3 и перфорационные отверстия 7 в подошвенной части линзы 2; устанавливают в скважине 1 в интервале центральной части линзы 2 цементный мост или пакер 8 для предотвращения прямого попадания пластового флюида из нижерасположенного пласта в продукцию скважины; на участке скважины 1, расположенном в кровельной части линзы 2, создают перфорационные отверстия 9 для обеспечения отбора продукции из линзы 2; отбор продукции из линзы 2 осуществляют на водонапорном режиме, обеспечиваемом водоносным горизонтом или разрабатываемым объектом с организованной системой поддержания пластового давления. С помощью построенной гидродинамической модели можно определить оптимальный режим работы скважины, который обусловлен такими показателями, как-то: сроки разработки, рентабельный минимальный дебит нефти, проектный коэффициент извлечения нефти и др.With a single well 1 (Fig. 1), an oil-saturated lens 2 and an underlying reservoir 3 are opened. A complex of geological and geophysical works, hydrodynamic, core, fluid PVT studies are carried out, according to the results of which the lens boundaries are determined, its profile is analyzed, and oil reserves in lens 2 are estimated and energy potential of reservoir 3, build a 3D geological and 3D hydrodynamic model of oil-saturated lens 2 and the underlying reservoir 3, adapt the 3D hydrodynamic model to the results of ex research. Then, the following operations are sequentially performed: in the central part of the lens 2, the well 1 is perforated to create a barrier 4, which prevents the premature flooding of the well 1 and increases the coverage factor of the lens 2, while the barrier 4 is established by forcing easily filtering grouting composition through the perforation holes 5 in the well 1; to ensure hydrodynamic communication between the reservoir and the lens create perforations 6 in the interval of the reservoir 3 and perforations 7 in the bottom of the lens 2; install in the well 1 in the interval of the central part of the lens 2 a cement bridge or packer 8 to prevent direct formation fluid from the underlying formation into the well production; perforation holes 9 are created in the well section 1 located in the roofing part of the lens 2 to ensure the selection of products from the lens 2; the selection of products from lens 2 is carried out at a water pressure mode provided by an aquifer or an object under development with an organized reservoir pressure maintenance system. Using the constructed hydrodynamic model, it is possible to determine the optimal well operation mode, which is caused by such indicators as: development time, cost-effective minimum oil production rate, design oil recovery coefficient, etc.

Возможность осуществления предлагаемого способа разработки нефтенасыщенной линзы, обеспечивающего решение указанной технической задачи, покажем на примере скважины №5 Пожихарского месторождения нефти, эксплуатирующей линзовидную залежь петриковского горизонта.The possibility of implementing the proposed method for the development of an oil-saturated lens that provides a solution to the indicated technical problem is shown by the example of well No. 5 of the Pozhikharsky oil field operating the lenticular reservoir of the Petrikov horizon.

Скважиной №5 вскрыли нефтенасыщенную линзу 2 и нижерасположенный водоносный пласт 3. Проведенные исследования позволили определить следующее: мощность линзы составляет 13,3 м, запасы нефти - 65 усл.ед., энергии нижерасположенного водоносный пласта достаточно для разработки линзы.Well No. 5 opened the oil-saturated lens 2 and the underlying aquifer 3. The studies performed allowed us to determine the following: the lens power is 13.3 m, oil reserves are 65 conventional units, the energy of the underlying aquifer is sufficient to develop the lens.

Эффективность использования предложенного способа оценивалась на гидродинамической модели. Критерием эффективности служил показатель накопленной добычи нефти при достижении предельной обводненности (90%) добываемой продукции. В качестве изменяемых параметров выбраны площадь устанавливаемого барьера и режим работы скважины.The effectiveness of the proposed method was evaluated on a hydrodynamic model. The efficiency criterion was the indicator of cumulative oil production when reaching the maximum water cut (90%) of the produced products. The area of the installed barrier and the mode of operation of the well were selected as variable parameters.

Результаты расчета показали, что степень выработки запасов линзы растет с увеличением соотношения площади горизонтального сечения барьера к площади горизонтального сечения линзы. Данная зависимость показана на фиг.2, где по оси абсцисс отложен логарифм времени разработки линзы, по оси ординат - накопленная добыча нефти. 1-я зависимость показывает накопленную добычу нефти при соотношении площадей 1/40, 2-я - при соотношении площадей 1/30, 3-я - 1/20. Из сравнения графиков видно, что чем больше соотношение площади барьера 4 к площади линзы 2, тем больше накопленная добыча нефти. Данная ситуация объясняется тем, что установка барьера предотвращает конусообразование, которое приводит к преждевременному обводнению продукции скважины. За счет создания барьера 4 создаются условия для вытеснения нефти из отдаленных от скважины участков линзы, что приводит к увеличению коэффициента охвата.The calculation results showed that the degree of development of lens stocks increases with increasing ratio of the horizontal cross-sectional area of the barrier to the horizontal cross-sectional area of the lens. This dependence is shown in figure 2, where the abscissa shows the logarithm of the lens development time, the ordinate shows the cumulative oil production. The 1st dependence shows the cumulative oil production with an area ratio of 1/40, the 2nd - with an area ratio of 1/30, the 3rd - 1/20. A comparison of the graphs shows that the larger the ratio of the area of the barrier 4 to the area of the lens 2, the greater the accumulated oil production. This situation is explained by the fact that the installation of a barrier prevents cone formation, which leads to premature flooding of well products. By creating a barrier 4, conditions are created for displacing oil from lens portions remote from the well, which leads to an increase in coverage ratio.

Результаты расчета показали, что эффективность разработки линзы зависит также от режима работы скважины. Данная зависимость показана на фиг.3, где по оси абсцисс отложен логарифм времени разработки линзы, по оси ординат - накопленная добыча нефти. 1-я зависимость показывает накопленную добычу нефти при постоянной эксплуатации скважины, 2-я - при периодической работе скважины с периодами 30 дней в работе и 30 дней в простое, 3-я - 30 дней в работе и 60 дней в простое. Из сравнения графиков видно, что чем больше период простоя скважины, тем больше накопленная добыча нефти из линзы. Оптимальный режим работы скважины подбирают исходя из целей, поставленных перед разработчиками: сроки разработки, минимальный рентабельный дебит нефти, проектный коэффициент извлечения нефти.The calculation results showed that the effectiveness of the development of the lens also depends on the mode of operation of the well. This dependence is shown in FIG. 3, where the logarithm of the lens development time is plotted along the abscissa, and the cumulative oil production is plotted along the ordinate. The 1st dependence shows the accumulated oil production during continuous operation of the well, the 2nd - with periodic operation of the well with periods of 30 days in operation and 30 days in idle time, 3rd - 30 days in operation and 60 days in idle time. A comparison of the graphs shows that the longer the idle time of the well, the greater the accumulated oil production from the lens. The optimal operating mode of the well is selected based on the goals set for the developers: development timelines, minimum profitable oil production rate, design oil recovery factor.

Таким образом, использование предлагаемого способа разработки нефтенасыщенной линзы позволяет сократить затраты, направленные на организацию системы ППД в линзе, за счет использования энергии нижележащего продуктивного пласта, и одновременно обеспечить достижение проектного коэффициента извлечения нефти.Thus, the use of the proposed method for the development of an oil-saturated lens can reduce the costs of organizing the RPM system in the lens by using the energy of the underlying reservoir, and at the same time ensure the design oil recovery factor is achieved.

Источники информацииInformation sources

1. RU 2318995, МПК Е21В 43/20, 2008.03.10.1. RU 2318995, IPC Е21В 43/20, 2008.03.10.

2. RU 2086756, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/14, 27.04.1997.2. RU 2086756, IPC Е21В 43/22, Е21В 43/14, 04/27/1997.

3. RU 2336414, МПК Е21В 43/20, 10.08.1997.3. RU 2336414, IPC Е21В 43/20, 08/10/1997.

Claims

1. Способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одиночной скважиной, включающий вскрытие линзы, определение границ и анализ профиля линзы, перфорацию скважины, по меньшей мере, в подошвенной части линзы и отбор продукции, отличающий тем, что вскрывают скважиной нижерасположенный относительно линзы продуктивный пласт, проводят комплекс геолого-геофизических, гидродинамических, керновых, флюидальных PVT исследований и создают 3D геологическую и 3D гидродинамическую модели нефтенасыщенной линзы и нижерасположенного продуктивного пласта, адаптируют 3D гидродинамическую модель к результатам всех исследований; выполняют в центральной части линзы перфорационные отверстия, через которые путем продавливания легко фильтрующегося тампонажного состава создают барьер, обеспечивающий предотвращение преждевременного обводнения скважины и увеличение коэффициента охвата линзы вытеснением; перфорируют скважину в интервале продуктивного пласта для обеспечения перетока пластового флюида из продуктивного пласта в подошвенную часть линзы, и в кровельной части линзы для обеспечения отбора продукции; разобщают интервалы перфорации скважины в подошвенной и кровельной частях линзы, после чего осуществляют отбор продукции на водонапорном режиме, обеспечиваемом нижерасположенным продуктивным пластом.1. A method for developing an isolated lithologically shielded oil-saturated lens with a single well, including opening the lens, determining the boundaries and analyzing the lens profile, perforating the well in at least the bottom of the lens and selecting products, characterized in that they open the well below the lens to the productive formation, conduct a complex of geological and geophysical, hydrodynamic, core, fluid PVT studies and create 3D geological and 3D hydrodynamic models of oil-saturated lenses and lower Located producing formation, adapted to the 3D hydrodynamic model of the results of all investigations; perform perforation holes in the central part of the lens through which a barrier is formed by forcing the easily filtering grouting composition to prevent premature watering of the well and increase the lens sweep coefficient; perforating the well in the interval of the reservoir to ensure the flow of reservoir fluid from the reservoir into the plantar of the lens, and in the roof of the lens to ensure product selection; disconnect the intervals of perforation of the well in the plantar and roofing parts of the lens, after which the selection of products is carried out at the water pressure mode provided by the downstream reservoir.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что продуктивный пласт является водоносным горизонтом или разрабатываемым объектом с организованной системой поддержания пластового давления.2. The method according to claim 1, characterized in that the reservoir is an aquifer or an object under development with an organized system for maintaining reservoir pressure.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на гидродинамической модели определяют оптимальный режим работы скважины.3. The method according to claim 1, characterized in that the hydrodynamic model determines the optimal mode of operation of the well.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что интервалы перфорации скважины в кровельной и подошвенной частях линзы разобщают цементным мостом или пакером. 4. The method according to claim 1, characterized in that the intervals of perforation of the well in the roofing and plantar parts of the lens are separated by a cement bridge or packer.