RU2438013C1

RU2438013C1 - High-viscosity oil deposit development method

Info

Publication number: RU2438013C1
Application number: RU2010122748/03A
Authority: RU
Inventors: Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU); Рашит Газнавиевич Рамазанов; Азат Тимерьянович Зарипов (RU); Азат Тимерьянович Зарипов; Руслан Ильич Филин (RU); Руслан Ильич Филин; Александр Иванович Арзамасцев (RU); Александр Иванович Арзамасцев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2010-06-03
Filing date: 2010-06-03
Publication date: 2011-12-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry. ^ SUBSTANCE: in development method of high-viscosity oil deposit, which involves oxidiser pumping through injection wells, arrangement of in-situ combustion and extraction of product through production wells with horizontal shaft at bottom of formation, on two sides in two rows from production well along triangular grid there built are vertical control wells and a pair of vertical control wells in the area of head and bottom hole of production well at the distance from the head and bottom hole of not less than 7-10 m. Bottom hole of injection well is located 3-5 m higher than horizontal shaft; at that, uncovering zone of injection well is located in lower half of productive formation; in roof part of formation from injection well there provided are two differently directed side radial channels parallel to horizontal shaft of production well. In addition, injection well is equipped with pipe string with packer insulating the inter-pipe space above the uncovering zone. Via pipe string, to rows of control wells located close to production well and to wells located in the area of head and bottom hole of production well, there pumped is heat carrier, and oxidiser is pumped via inter-pipe space of injection well in turn with water, in proportions sufficient to maintain in-situ combustion. At that, the rest control wells are changed over to production wells. In case temperature of extracted product from production well exceeds maximum allowable value, cold non-combustible gas or reagent is pumped via pipe string till product temperature is decreased, and rows of control wells located close to production well are switched over to production wells. When product temperature is exceeded in one or several vertical control wells above allowable, cold non-combustible gas or reagent is pumped until the temperature decreases. ^ EFFECT: increasing efficiency of displacement process of high-viscosity oil owing to possibility of controlling the temperature of the product extracted from production well and controlling the fluid flow - formation product direction. ^ 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a highly viscous oil field.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой и закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.A known method for the development of oil bitumen deposits (RF patent No. 2287677, IPC EV 43/24, publ. 11/20/2006), including wiring in the reservoir of two horizontal shafts in parallel with each other and injecting steam into the upper injection well and the selection of products from the lower producing well.

Основными недостатками известного способа являются низкая эффективность процесса, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможностью контролировать температуру продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулировать направление потока флюида (продукции пласта).The main disadvantages of this method are the low efficiency of the process, especially in thin formations due to large heat losses, the inability to control the temperature of the products taken from the producing well, and to regulate the direction of fluid flow (formation production).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2358099, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.06.2009 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины. В качестве добывающих скважин используют горизонтальные скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, в вертикальные нагнетательные скважины в створе и концевой части горизонтального ствола осуществляют закачку: через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а через удаленные - воздуха, при этом забойное давление закачки воздуха в скважине устанавливают выше забойного давления закачки топлива. А также закачку через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а в удаленные закачку воздуха чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a highly viscous oil field (RF patent No. 2358099, class E21B 43/24, published June 10, 2009), which includes injecting an oxidizing agent through injection wells, organizing in-situ combustion and selecting products through producing wells. As production wells, horizontal wells with a horizontal wellbore in the bottom of the formation are used; vertical injection wells in the alignment and the end of the horizontal well are injected: through the closest vertical horizontal wells of fuel, and through the remote wells, air, while the bottomhole pressure of air injection into the well is set above the bottomhole pressure of fuel injection. As well as injection through the nearest vertical horizontal wells of fuel, and into remote injection of air alternate with the injection of water in volumes that allow the maintenance of reservoir combustion.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможности контролировать температуру продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулировать направление потока флюида (продукции пласта).The main disadvantage of this method is the low efficiency of the process of displacing highly viscous oil due to uneven heating of the formation over the entire horizontal bore interval by the exposure agent, the inability to control the temperature of the products taken from the producing well and to regulate the direction of fluid flow (formation production).

Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти за счет возможности контроля температуры продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулирования направления потока флюида (продукции пласта).An object of the present invention is to enhance oil recovery, i.e. the efficiency of the process of displacing highly viscous oil due to the ability to control the temperature of the products taken from the producing well, and regulate the direction of the fluid flow (reservoir products).

Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см³, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ 51858-2002 г.).High viscosity oils mean well production with a density of more than 0.870 kg / cm ³ , i.e. these include both heavy and bituminous oils (see GOST 51858-2002).

Поставленная задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим закачку окислителя, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины с использованием пластового горения и закачки теплоносителя.The problem is solved by the method of developing a highly viscous oil field using in-situ combustion, including the injection of an oxidizing agent, the organization of in-situ combustion and production selection through production wells using formation combustion and coolant injection.

Новым является то, что с двух сторон в два ряда от горизонтальной добывающей скважины по треугольной сетке строят вертикальные контролирующие скважины и пару вертикальных контролирующих скважин в области устья и забоя добывающей скважины на расстоянии от устья и забоя не менее 7-10 м, забой нагнетательной скважины располагают на 3-5 м выше горизонтального ствола, причем зону вскрытия нагнетательной скважины располагают в нижней половине продуктивного пласта, в кровельной части пласта из нагнетательной скважины проводят два разнонаправленных боковых радиальных канала, параллельных горизонтальному стволу добывающей скважины, нагнетательную скважину дополнительно оборудуют колонной труб с пакером, изолирующим межтрубное пространство выше зоны вскрытия, при этом по колонне труб, в близлежащие к добывающей скважине ряды контролирующих скважин и в скважины, расположенные в области устья и забоя добывающей скважины, осуществляют закачку теплоносителя, а окислитель закачивают по межтрубному пространству нагнетательной скважины, чередуя с водой, в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения, при этом остальные контролирующие скважины переводят в добывающие, в случаях, когда температура отбираемой продукции из добывающей скважины превышает предельно допустимую величину, по колонне труб закачивают холодный негорючий газ или реагент до снижения температуры продукции, а близлежащие к добывающей скважине ряды контролирующих скважин переводят в добывающие, при повышении температуры продукции в одной или нескольких вертикальных контролирующих скважинах выше допустимой их переводят под нагнетание холодного негорючего газа или реагента до снижения температуры.New is that on two sides in two rows from a horizontal production well, vertical control wells and a pair of vertical control wells are built along a triangular grid in the area of the wellhead and bottom of the production well at a distance from the wellhead and bottom of at least 7-10 m, the bottom of the injection well positioned 3-5 m above the horizontal wellbore, and the opening area of the injection well is located in the lower half of the reservoir, in the roofing part of the formation from the injection well two different directions are made of lateral radial channels parallel to the horizontal wellbore of the producing well, the injection well is additionally equipped with a string of pipes with a packer that isolates the annulus above the opening zone, and along the string of pipes, into the rows of control wells adjacent to the producing well and into wells located in the area of the wellhead and the bottom of the producing well, the coolant is injected, and the oxidizing agent is pumped along the annulus of the injection well, alternating with water, in proportions sufficient In order to maintain in-situ combustion, while the rest of the control wells are converted to production wells, in cases where the temperature of the products being taken from the production well exceeds the maximum permissible value, cold non-combustible gas or reagent is pumped through the pipe string until the product temperature decreases, and the rows of control rooms adjacent to the production well wells are transferred to production wells, with an increase in the temperature of production in one or more vertical control wells above the permissible value, they are transferred to d injecting cold gas or incombustible agent to a temperature decrease.

Разработка месторождений высоковязкой нефти внутрипластовым горением сопровождается низкой эффективностью нерегулируемого процесса прогрева, а при малой проницаемости пласта и слабой гидродинамической связи между скважинами прогрев пласта становится практически невозможным. В этом случае нефтеотдача существенно снижается. В предложенном способе решается задача повышения эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, т.е. повышение нефтеотдачи путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.The development of high-viscosity oil fields by in-situ combustion is accompanied by a low efficiency of the unregulated heating process, and with low permeability of the formation and weak hydrodynamic connection between the wells, heating of the formation becomes almost impossible. In this case, oil recovery is significantly reduced. The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of the process of displacement of highly viscous oil, i.e. enhanced oil recovery by increasing the coverage of the formation with an impact agent due to the sequential development of the entire formation while maintaining high permeability.

На фигурах показана схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения.The figures show a diagram of an implementation of a method for developing a highly viscous oil field using in situ combustion.

На фигуре 1 показан поперечный разрез пласта: горизонтальная добывающая скважина 1; вертикальная нагнетательная скважина 2 для организации внутрипластового горения; боковой радиальный канал 3; продуктивный пласт 4; колонна труб 5; пакер 6; кровля 7 продуктивного пласта 4; подошва 8 продуктивного пласта 4; зона вскрытия 9 вертикальной нагнетательной скважины 2; межтрубное пространство 10 вертикальной нагнетательной скважины 2; Н=60-100 м.The figure 1 shows a cross section of the reservoir: horizontal production well 1; vertical injection well 2 for organizing in-situ combustion; lateral radial channel 3; reservoir 4; pipe string 5; packer 6; the roof 7 of the reservoir 4; the sole 8 of the reservoir 4; opening area 9 of the vertical injection well 2; annulus 10 of the vertical injection well 2; N = 60-100 m.

На фигуре 2 показан вид пласта сверху: горизонтальная добывающая скважина 1; вертикальная нагнетательная скважина 2; боковой радиальный канал 3; продуктивный пласт 4; вертикальные контролирующие скважины 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26.The figure 2 shows a top view of the reservoir: horizontal production well 1; vertical injection well 2; lateral radial channel 3; reservoir 4; vertical control wells 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает в себя бурение вертикальных оценочных скважин для размещения горизонтальной добывающей скважины 1 (фиг.1), последующий перевод вертикальных оценочных скважин в категорию контролирующих (фиг.2) 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, бурение горизонтальной добывающей скважины 1 над подошвой 8 пласта 4, размещение вертикальных контролирующих скважин 18 и 14 в области устья и забоя соответственно горизонтальной добывающей скважины 1. Забой нагнетательной скважины 2 располагают на 3-5 м выше горизонтального ствола горизонтальной добывающей скважины 1, причем зону вскрытия 9 нагнетательной скважины 2 располагают в нижней половине продуктивного пласта, в кровельной части 7 пласта 4 из нагнетательной скважины 2 проводят два разнонаправленных боковых радиальных канала 3, параллельных горизонтальному стволу добывающей скважины 1. Нагнетательную скважину 2 дополнительно оборудуют колонной труб 5 с пакером 6, изолирующим межтрубное пространство 10 выше зоны вскрытия 9, при этом по колонне труб 5, в близлежащие к добывающей скважине ряды контролирующих скважин 11, 12, 13, 15, 16, 17 и в вертикальные скважины 18 и 14 осуществляют закачку теплоносителя для создания гидродинамической связи между горизонтальной добывающей скважиной 1 и вертикальной нагнетательной скважиной 2, вертикальными контролирующими скважинами 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26. Окислитель закачивают по межтрубному пространству 10 нагнетательной скважины 2, чередуя с водой, в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения. При этом остальные контролирующие скважины 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26 переводят в добывающие. В случае, когда температура отбираемой продукции из горизонтальной добывающей скважины 1 превышает предельно допустимую величину, по колонне труб 5 закачивают холодный негорючий газ или реагент до снижения температуры продукции, а близлежащие к добывающей скважине 1 ряды контролирующих скважин 11, 12, 13, 15, 16, 17 переводят в добывающие. При повышении температуры продукции в одной или нескольких вертикальных контролирующих скважинах 11, 12, 13, 15, 16, 17 ближнего ряда выше допустимой их переводят под нагнетание холодного негорючего газа или реагента до снижения температуры продукции пласта 4, которую периодически отбирают из этих скважин.A method of developing a highly viscous oil field involves drilling vertical appraisal wells to accommodate a horizontal producing well 1 (Fig. 1), then transferring the vertical appraisal wells to the category of control (Fig. 2) 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 , 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, drilling a horizontal production well 1 above the sole 8 of formation 4, placing vertical control wells 18 and 14 in the area of the wellhead and bottomhole, respectively, of a horizontal producing well 1. Injection face wells 2 are located 3-5 m above horizontal wellbore of a horizontal producing well 1, wherein the opening zone 9 of injection well 2 is located in the lower half of the producing formation, in the roofing part 7 of formation 4 from injection well 2, two multidirectional lateral radial channels 3 are parallel to the horizontal well of producing well 1. Injection well 2 additionally equip the pipe string 5 with a packer 6, isolating the annular space 10 above the opening zone 9, while the pipe string 5, in a number adjacent to the production well The control wells 11, 12, 13, 15, 16, 17 and vertical wells 18 and 14 inject the coolant to create a hydrodynamic connection between the horizontal production well 1 and the vertical injection well 2, the vertical control wells 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26. The oxidizing agent is pumped along the annulus 10 of injection well 2, alternating with water, in proportions sufficient to maintain in-situ combustion. At the same time, the remaining control wells 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26 are transferred to production wells. In the case when the temperature of the selected products from the horizontal production well 1 exceeds the maximum permissible value, cold non-combustible gas or reagent is pumped through the pipe string 5 to lower the temperature of the product, and the rows of control wells adjacent to the production well 1 are 11, 12, 13, 15, 16 , 17 are transferred to mining. When the temperature of the product in one or several vertical control wells 11, 12, 13, 15, 16, 17 of the near row is increased above the permissible one, they are transferred under injection of cold non-combustible gas or reagent to lower the temperature of the formation 4, which is periodically taken from these wells.

По межтрубному пространству 10 в продуктивный пласт 4 через боковой радиальный канал 3, расположенный в области кровли 7 продуктивного пласта 4, производят закачку кислорода (и/или кислородсодержащей смеси), который дополнительно подогревается от колонны труб 5, что облегчает химические реакции, инициируя внутрипластовое горение, путем реакции кислорода с высоковязкой нефтью. Закачку окислителя по межтрубному пространству 10 чередуют с закачкой воды в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения и создания паровой камеры у кровли 7 пласта 4 с повышенным давлением.Through the annular space 10 into the reservoir 4 through the lateral radial channel 3 located in the roof region 7 of the reservoir 4, oxygen (and / or an oxygen-containing mixture) is injected, which is additionally heated from the pipe string 5, which facilitates chemical reactions, initiating in-situ combustion , by the reaction of oxygen with high viscosity oil. The injection of the oxidizing agent through the annulus 10 is alternated with the injection of water in proportions sufficient to maintain in-situ combustion and create a steam chamber at the roof 7 of formation 4 with high pressure.

Вследствие того что максимальный перепад давлений возникает между зоной пониженного давления у добывающей скважины 1 и зоной повышенного давления у кровли 7 пласта 4, то продукция пласта по всей толщине будет направлена в сторону добывающей скважины 1, откуда она отбирается на поверхность (не показана). За счет этого происходит регулирование потока флюида (продукции пласта 4) от кровли 7 пласта 4 к добывающей скважине 1, тем самым повышая коэффициент нефтеизвлечения из пласта 4.Due to the fact that the maximum pressure difference occurs between the zone of reduced pressure at the producing well 1 and the zone of increased pressure at the roof 7 of formation 4, the production of the formation throughout the thickness will be directed towards the producing well 1, from where it is taken to the surface (not shown). Due to this, there is a regulation of the fluid flow (production of formation 4) from the roof 7 of formation 4 to the producing well 1, thereby increasing the oil recovery coefficient from formation 4.

Затем во избежание прорыва в горизонтальной добывающей скважине 1 при достижении предельно допустимой температуры продукции (90-100°С - определяется практически для каждого пласта) в вертикальную нагнетательную скважину 2 по колонне труб 5 производят закачку, например, азота (либо другого негорючего газа, реагента и т.д.), который через зону вскрытия 9 проникает в зону пониженного давления над добывающей скважиной 1, тем самым остужая нагретую продукцию до температуры 60-70°С, позволяя контролировать температуру продукции пласта 4, отбираемую добывающей скважиной 1, а близлежащие к добывающей скважине ряды контролирующих скважин 11, 12, 13, 15, 16, 17 переводят в добывающие. При повышении температуры продукции в одной или нескольких вертикальных контролирующих скважинах 11, 12, 13, 15, 16, 17 выше допустимой их переводят под нагнетание холодного негорючего газа или реагента до снижения температуры продукции пласта 4, которую периодически отбирают из этих скважин.Then, in order to avoid a breakthrough in the horizontal production well 1, when the maximum permissible production temperature is reached (90-100 ° С - determined for almost every formation), for example, nitrogen (or other non-combustible gas, reagent) is injected into the vertical injection well 2 through the pipe string 5 etc.), which through the opening zone 9 enters the zone of reduced pressure above the production well 1, thereby cooling the heated product to a temperature of 60-70 ° C, allowing you to control the temperature of the production of formation 4, taken to an existing well 1, and the rows of control wells 11, 12, 13, 15, 16, 17 adjacent to the production well are transferred to production wells. When the temperature of the product in one or several vertical control wells 11, 12, 13, 15, 16, 17 is increased above the permissible value, they are transferred under injection of cold non-combustible gas or reagent to reduce the temperature of the formation 4, which is periodically taken from these wells.

В условиях достижения критической отметки температуры отбираемой продукции (90-110°С - температура прорыва) в вертикальных скважинах ближнего ряда (например, 11 или 12, 13, 15, 16, 17) скважины дальнего ряда 19, 20 или 21, 22, 23, 24, 25, 26, соответствующие по сетке скважин вертикальной контролирующей скважине, в которой повысилась температур, и вертикальные контролирующие скважины 18 и 14, расположенные на расстоянии не менее 7-10 м от устья и забоя горизонтальной добывающей скважины 1, переводят под нагнетание холодного негорючего газа или реагента до снижения температуры (70-80°С, что определяется периодическим отбором продукции), после чего их вновь вводят под добычу нагретой продукции. Распределение закачки холодного негорючего газа или реагента происходит со стороны зоны повышения температуры.In conditions of reaching a critical temperature mark of the selected product (90-110 ° C - breakthrough temperature) in vertical wells of the near row (for example, 11 or 12, 13, 15, 16, 17) wells of the far row 19, 20 or 21, 22, 23 , 24, 25, 26, corresponding to the grid of the wells of the vertical control well, in which the temperature has increased, and the vertical control wells 18 and 14, located at a distance of at least 7-10 m from the mouth and bottom of the horizontal producing well 1, are transferred under injection of cold non-combustible gas or reagent to reduce those temperatures (70-80 ° C, which is determined by the periodic selection of products), after which they are again introduced for the extraction of heated products. The distribution of the injection of cold non-combustible gas or reagent occurs from the side of the temperature increase zone.

В результате исключается прорыв теплоносителя из зоны вскрытия 9 и по всему интервалу горизонтальной добывающей скважины 1, что исключает неэффективность использования теплоносителя и процесса внутрипластового горения в продуктивном пласте 4.As a result, the breakthrough of the coolant is excluded from the opening zone 9 and over the entire interval of the horizontal production well 1, which eliminates the inefficiency of using the coolant and the in-situ combustion process in the reservoir 4.

Данный способ использовался на скважинах месторождения высоковязкой нефти со следующими характеристиками: общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость - 0,133 д. ед., проницаемость - 0,205 мкм², вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа·с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 705,1 мПа·с, плотность нефти - 910 кг/м³, пластовое давление - 8 МПа. В результате реализации способа дебит добывающей скважины 1 повысился примерно в шесть раз по сравнению с паротепловым воздействием на пласт 4, осуществляемым до реализации предлагаемого способа.This method was used in the wells of a highly viscous oil field with the following characteristics: the total thickness of the formation was 61.3 m, the effective oil-saturated thickness was 23 m, the porosity was 0.133 units, the permeability was 0.205 μm ² , the viscosity of the oil in the reservoir was 302, 8 MPa · s, oil viscosity under surface conditions - 705.1 MPa · s, oil density - 910 kg / m ³ , reservoir pressure - 8 MPa. As a result of the implementation of the method, the production rate of the producing well 1 increased by about six times in comparison with the steam-thermal effect on the formation 4, which was carried out before the implementation of the proposed method.

Так как вертикальные скважины расположены по треугольной сетке скважин, данный способ позволяет осуществлять и другие термические методы повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.Since vertical wells are located on a triangular grid of wells, this method also allows other thermal methods to increase oil recovery of the reservoir.

Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта из-за повышения эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти за счет возможности контроля температуры продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулирования направления потока флюида (продукции пласта) с использованием пластового горения и закачки теплоносителя, регулирования процесса распространения фронта горения за счет последовательного и рационального использования вертикальных оценочных скважин, впоследствии переведенных в категорию контролирующих.The proposed method allows to increase oil recovery due to increased efficiency of the process of displacement of highly viscous oil due to the possibility of controlling the temperature of the products taken from the producing well, and regulating the direction of fluid flow (formation products) using formation combustion and injection of a coolant, and controlling the propagation of the combustion front due to the consistent and rational use of vertical appraisal wells, subsequently transferred to the category of control wells.

Claims

A method of developing a highly viscous oil deposit, including the injection of an oxidizing agent through injection wells, the organization of in-situ combustion and the selection of products through production wells with a horizontal well in the bottom of the formation, characterized in that vertical control wells are built on two sides in two rows from the production well in a triangular grid and a pair of vertical control wells in the area of the mouth and bottom of the producing well at a distance from the mouth and bottom of at least 7-10 m, the bottom of the injection well 3–5 m above the horizontal wellbore, and the opening area of the injection well is located in the lower half of the reservoir, two multidirectional lateral radial channels parallel to the horizontal trunk of the producing well are drawn from the injection well in the roofing part of the reservoir, the injection well is additionally equipped with a pipe string with a packer isolating the annulus above the opening zone, while along the pipe string, into the rows of control wells adjacent to the producing well and wells located in the area of the wellhead and bottom of the producing well inject the coolant, and the oxidizing agent is pumped through the annulus of the injection well, alternating with water in proportions sufficient to maintain in-situ combustion, while the rest of the control wells are converted into producing wells, in cases where the temperature selected products from the production well exceed the maximum permissible value; cold non-combustible gas or reagent is pumped through the pipe string until the temperature drops induction and adjacent to the production well control series of wells is converted into the production, the temperature increases in the production of one or more vertical wells supervising above their permissible converted by injecting cold gas or incombustible agent to a temperature decrease.