Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений. Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений включает бурение скважин с горизонтальным окончанием, цементирование в стволах кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. При этом выбирают карбонатные отложения со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД. Отложения разбуривают многозабойными горизонтальными скважинами МЗГС. Каждая МЗГС состоит из двух параллельно расположенных в вертикальной плоскости на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н друг от друга горизонтальных стволов, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхнем горизонтальном стволе ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, в нижнем – вверх, на участке вертикального ствола, между верхним и нижним горизонтальными стволами, перфорационные отверстия ориентируют в два ряда – по направлению горизонтальных стволов и в диаметрально противоположном направлении. В горизонтальных стволах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхнем и нижнем стволах не совпадает в структурном плане. В вертикальных стволах проводят кислотный гидроразрыв пласта, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин в горизонтальных стволах, причем a^д_n+a^н_n = (1,0-1,1)·h, где индекс д относятся к нижнему добывающему стволу, н – к верхнему нагнетательному стволу, n – номер ступени МГРП, в-третьих, высотой трещин a^в в вертикальных стволах, причем a^в = (0,5-1,0)·h. После гидроразрыва вертикальный и нижний горизонтальный стволы осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти МЗГС ниже экономически рентабельного значения в верхнем горизонтальном стволе проводят большеобъемные кислотные обработки. Перед подачей кислоты в верхний ствол закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов породы. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз. Для закачки кислоты в верхний ствол и отбора продукции из вертикального и нижнего стволов применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки с установкой пакера ниже зарезки верхнего горизонтального ствола, таким образом, сланцевые отложения разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД. 1 ил., 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД).

Известен способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение скважины, цементирование горизонтального ствола скважины, перфорацию и формирование трещин с помощью гидроразрыва пласта в горизонтальной стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающие горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакерами. Согласно изобретению бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора за одну спускоподъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформировавшейся щели, от остальной части колонны, а гидроразрыв пласта в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухстороннюю по формированию щелей, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал - в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта. Дополнительно проводят водоизоляционные работы на каждом из интервалов в отдельности через трещину разрыва (патент РФ №2401942, кл. Е21В 43/26, опубл. 20.10 2010).

Недостатком известного способа является неконтролируемое развитие трещины в высоту, что при последующей эксплуатации скважины приводит к ее быстрому обводнению. Разработка коллекторов таким способом характеризуется невысокой нефтеотдачей.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. В известном способе горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород, затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб - ГТ спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером, спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола, сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола, производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором, по окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами, деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины (патент РФ №2558058, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.07.2015 - прототип).

Известный способ позволяет управлять направлением роста трещины, однако не учитывает расположения соседних скважин, которые могут привести к отрицательному эффекту от гидроразрыва. Также не учитывается энергетическое состояние при разработке коллектора данным способом. Гидроразрыв приводит к резкому повышению дебитов, но снижает конечную нефтеотдачу.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений.

Задача решается тем, что в способе разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений, включающем бурение скважин с горизонтальным окончанием, цементирование в стволах кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин, согласно изобретению выбирают карбонатные отложения со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД, отложения разбуривают многозабойными горизонтальными скважинами – МЗГС, каждая МЗГС состоит из двух параллельно расположенных в вертикальной плоскости на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н друг от друга горизонтальных стволов, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхнем горизонтальном стволе ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, в нижнем – вверх, на участке вертикального ствола, между верхним и нижним горизонтальными стволами, перфорационные отверстия ориентируют в два ряда – по направлению горизонтальных стволов и в диаметрально противоположном направлении, в горизонтальных стволах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхнем и нижнем стволах не совпадает в структурном плане, в вертикальных стволах проводят кислотный гидроразрыв пласта, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин в горизонтальных стволах, причем a^д_n+a^н_n = (1,0-1,1)·h, где индекс д относятся к нижнему добывающему стволу, н – к верхнему нагнетательному стволу, n – номер ступени МГРП, в-третьих, высотой трещин a^в в вертикальных стволах, причем a^в = (0,5-1,0)·h, после гидроразрыва вертикальный и нижний горизонтальный стволы осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти МЗГС ниже экономически рентабельного значения, в верхнем горизонтальном стволе проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в верхний ствол закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов породы, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз, для закачки кислоты в верхний ствол и отбора продукции из вертикального и нижнего стволов применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки с установкой пакера ниже зарезки верхнего горизонтального ствола, таким образом, сланцевые отложения разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД.

Сущность изобретения

Под сланцевыми здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые нефтенасыщенные отложения с проницаемостью коллектора, варьирующейся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10^-6 мкм²). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10^-3 мкм²). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

На нефтеотдачу мощных сланцевых карбонатных нефтяных отложений существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основным объектом воздействия для повышения нефтеотдачи является скелет породы – повышение его проницаемости. Для этого широкое применение нашли технологии гидроразрыва пласта (ГРП), для карбонатных коллекторов – кислотные гидроразрывы пласта. Однако гидроразрыв в таких коллекторах приводит к кратковременному эффекту ввиду достаточно быстрого падения пластового давления. При этом ввиду преимущественной гидрофобности коллектора и его низкой проницаемости закачать в нее пластовую или сточную воду для целей поддержания пластового давления достаточно сложно. Увеличение давления нагнетания приводит лишь к авто-ГРП. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка сланцевых отложений с профилем МЗГС. Обозначения: 1 – участок нефтенасыщенных сланцевых отложений, 2, 3 – МЗГС, 4 – горизонтальный нагнетательный ствол, 5 – горизонтальный добывающий ствол, 6 – перфорационные отверстия нагнетательного ствола 4, 7 – перфорационные отверстия добывающего ствола 5, 8 – вертикальный ствол между горизонтальными стволами 4 и 5, 9 – перфорационные отверстия вертикального ствола 9, 10 – колонны труб, 11 – фильтры, 12 – пакеры в горизонтальных стволах 5 между ступенями МГРП, 13 – пакер ниже зарезки верхнего горизонтального ствола 4, H – средняя толщина пласта, h – расстояние между горизонтальными стволами скважин 4 и 5 в вертикальной плоскости, l – длина горизонтальных стволов 4 и 5, b – расстояние между ступенями МГРП, w^н – трещина n-ой ступени МГРП горизонтального нагнетательного ствола 4, w^д – трещина n-ой ступени МГРП горизонтального добывающего ствола 5, w^в – трещина ГРП вертикального ствола 9, a^н – высота трещины w^н n-ой ступени МГРП горизонтального нагнетательного ствола 4, a^д – высота трещины w^д n-ой ступени МГРП горизонтального добывающего ствола 5, a^в – высота трещины w^в ГРП вертикального ствола 8.

Способ реализуют следующим образом.

На участке 1 сланцевых карбонатных нефтяных отложений, средняя абсолютная проницаемость коллектора которого составляет менее 2 мД, а средняя толщина отложений H превышает 50 метров, бурят МЗГС 2 и 3 (фиг. 1). Каждая МЗГС состоит из двух параллельно расположенных в вертикальной плоскости на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н друг от друга горизонтальных стволов 4 и 5. Направление горизонтальных стволов 4 и 5 относительно векторов максимальных напряжений породы выбирают из соображений максимального охвата последующего МГРП. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l ≥ 4·h.

Далее скважины 2 и 3 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы 4 и 5 вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд. В верхнем горизонтальном стволе 4 ряд перфорационных отверстий 6 ориентируют вниз, в нижнем горизонтальном стволе 5 ряд перфорационных отверстий 7 ориентируют вверх, на участке вертикального ствола 8, между верхним 4 и нижним 5 горизонтальными стволами, перфорационные отверстия 9 ориентируют в два ряда – по направлению горизонтальных стволов 6 и 7 соответствующей скважины и в диаметрально противоположном направлении. Это позволяет исключить развитие трещин выше и ниже продуктивной толщины пласта 1, а также дополнительно использовать вертикальный ствол 8. Для проведения данных операций применяют перфораторы, спускаемые в горизонтальные стволы на колоннах гибких труб.

В обеих скважинах 2 и 3 проводят кислотный МГРП по любой из известных технологий от «носка» горизонтального ствола к его «пятке». Расстояние b между ступенями устанавливают не более 50 м. Местоположение каждой ступени МГРП определяют таким образом, чтобы каждая соответствующая ступень МГРП в верхнем 4 и нижнем 5 стволах не совпадали в структурном плане. В вертикальных стволах 8 проводят кислотный гидроразрыв пласта (ГРП).

Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий:

- образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости;

- высотой a трещин в горизонтальных стволах 4 и 5, причем

a^д_n+a^н_n = (1,0-1,1)·h, (1),

где индекс д относятся к нижнему добывающему стволу 5, н – к верхнему нагнетательному стволу 4, n – номер ступени МГРП;

- высотой трещин a^в в вертикальных стволах 8, причем a^в = (0,5-1,0)·h.

В результате кислотного МГРП получают систему разветвленных трещин в добывающих стволах – w^д_n, в нагнетательных – w^н_n, в вертикальных – w^в_n.

Согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллекторы относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по бурению горизонтальных скважин с проведением МГРП эффективно, с точки зрения экономики. Согласно расчетам, при толщине коллектора H менее 50 м, предлагаемый способ КГД значительно снижает нефтеотдачу ввиду уменьшения охвата коллектора. Расстояние h между горизонтальными стволами по вертикали определено из условий максимального охвата трещинами МГРП с учетом последующей эффективной разработки: при величине h < 0,5·Н, участки пласта выше нагнетательного ствола 4 и ниже добывающего 5 не охвачены воздействием, а при h > 0,9·Н, появляется большой риск вскрытия зон не коллектора. Все это приводит к снижению нефтеотдачи. Аналогично, с целью достижения большего охвата, определено значение длин l горизонтальных стволов. Сланцевые отложения характеризуются высокой зональной неоднородностью. Согласно расчетам, при l < 4·h, ввиду вскрытия значительного количества зон не коллектора, эффективная длина скважины сильно снижается, что приводит к низкому охвату и невысокой нефтеотдаче.

Согласно исследованиям, для коллекторов с проницаемостью менее 2 мД, при расстоянии b между ступенями МГРП более 50 м, охват пласта значительно снижается, что также уменьшает нефтеотдачу. Структура трещин кислотного МГРП, представляющей из себя разветвленные полости, наиболее подходит для слабопроницаемых карбонатных отложений и характеризуется максимальным охватом. Высота трещин a^д_n и a^н_n соответствующих ступеней МГРП, согласно расчетам, должна покрывать расстояние h между скважинами. Однако, при a^д_n+a^н_n >1,1·h, нефтеотдача начинает снижаться ввиду образования протяженных высокопроницаемых каналов между добывающим и нагнетательным стволами. Для вертикального ствола при a^в > 1,0·h возникает опасность выхода трещин за пределы пласта, что может привести к обводнению скважины. При этом если a^в < 0,5·h, то охват по толщине снижается, что приводит к низкой нефтеотдаче.

После МГРП и ГРП в скважины 2 и 3 в горизонтальный добывающий 5 и вертикальный, также добывающий 8 ствол, спускают колонны труб 10 с фильтрами 11 с установленными на фильтрах 11 пакерами 12 для герметизации пространства между эксплуатационной колонной и фильтром 11. Причем пакеры 12 устанавливают в точках горизонтальных стволов 5 между ступенями МГРП. Таким образом, добывающие горизонтальные столы 5 разделяют на участки, с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 12.

Для закачки кислоты в верхний ствол 4 и отбора продукции из вертикального 8 и нижнего 5 стволов применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки с установкой пакера 13 ниже зарезки верхнего горизонтального ствола 4.

Далее скважины 2 и 3 промывают, осваивают и пускают в добычу вертикальный 8 и нижний горизонтальный 5 стволы. При каждом снижении дебита нефти МЗГС 2 и/или 3 ниже экономически рентабельного значения, в верхнем горизонтальном стволе 4 проводят большеобъемные кислотные обработки. Перед подачей кислоты в верхний ствол 4 закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот. Диметр добавляемых в воду частиц подбирают с превышением среднего диаметра поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, т.к. при меньшем значении, согласно исследованиям, блокировка трещин частицами недостаточна.

Добавление твердых взвешенных частиц в закачиваемую воду с диаметром частиц, большим, чем средний диаметр поровых каналов коллектора, приводит к тому, что поверхность как естественных, так и трещин МГРП, покрывается частицами. В результате трещины кольматируются, соответственно закачиваемая в последствии кислота не позволяет ей уходить в ту же самую трещину, развивая ее, а образует новую. Закачиваемые частицы, во избежание растворения кислотой, должны быть устойчивыми к ее воздействию (например, пелитовая фракция кварцевого песка). При этом закачка частиц в низкоминерализованной воде (c общей минерализацией не более 1 г/л), согласно исследованиям, позволяет постепенно гидрофилизировать преимущественно гидрофобный карбонатный коллектор. В результате повышается пропитка коллектора и закачиваемая вода через трещины уходит в матрицу коллектора или более мелкие трещины, оставляя на поверхности трещин МГРП частицы. При закачке пластовой воды (высокоминерализованной) данный процесс не происходит, соответственно закачиваемая вода приводит к росту существующих трещин, что значительно снижает нефтеотдачу.

Таким образом, сланцевые отложения разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 сланцевых карбонатных нефтяных отложений.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На участке 1 сланцевых карбонатных нефтяных отложений, средняя абсолютная проницаемость коллектора которого составляет 2 мД, а средняя толщина отложений H = 50 м, бурят две МЗГС 2 и 3 (фиг. 1). Каждая МЗГС состоит из двух параллельно расположенных в вертикальной плоскости на расстоянии h = 0,5·Н = 0,5·50 = 25 м друг от друга горизонтальных стволов 4 и 5. Направление горизонтальных стволов 4 и 5 устанавливают перпендикулярно векторам максимальных напряжений для того, чтобы трещины последующего МГРП оказались перпендикулярны стволам и обеспечивали максимальный охват. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l = 4·h = 4·25 = 100 м.

Далее скважины 2 и 3 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы 4 и 5 вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд. В верхнем горизонтальном стволе 4 ряд перфорационных отверстий 6 ориентируют вниз, в нижнем горизонтальном стволе 5 ряд перфорационных отверстий 7 ориентируют вверх, на участке вертикального ствола 8, между верхним 4 и нижним 5 горизонтальными стволами, перфорационные отверстия 9 ориентируют в два ряда – по направлению горизонтальных стволов 6 и 7 соответствующей скважины и в диаметрально противоположном направлении. Для проведения данных операций применяют перфораторы, спускаемые в горизонтальные стволы на колоннах гибких труб. В качестве перфоратора применяют перфорационную систему ПК114КЛ ORION (ЗАО «Взрывгеосервис», Республика Башкортостан, г. Нефтекамск, ул. Магистральная, 19).

В обеих скважинах 2 и 3 проектируют кислотный МГРП по технологии со сдвоенными пакерами, спускаемыми на гибких трубах, с проведением разрывов от «носка» горизонтального ствола к его «пятке». Расстояние b между ступенями МГРП определяют расчетами оптимального охвата на гидродинамической модели, b=25 м. Местоположение каждой ступени МГРП определяют таким образом, чтобы каждая соответствующая ступень МГРП в верхнем 4 и нижнем 5 стволах не совпадали в структурном плане. Таким образом, получают четыре ступени МГРП.

В вертикальных стволах 8 проектируют кислотный стандартный ГРП.

Лабораторными исследованиями определяют оптимальное давление (скорость) закачки кислоты для образования разветвленных полостей при МГРП и ГРП. В качестве кислоты используют 22%-ную соляную кислоту. Моделированием определяют a^д_n = 10 м, a^н_n = 15 м, т.е. a^д_n+a^н_n = 1,0·h = 25 м, а также a^в = 0,5·h = 0,5·25 = 12,5 м.

Далее осуществляют кислотный МГРП и ГРП, в результате которого получают систему разветвленных трещин в добывающих стволах – w^д_n, в нагнетательных – w^н_n, в вертикальных – w^в_n.

После МГРП и ГРП в скважины 2 и 3 в добывающие горизонтальный 5 и вертикальный 8 стволы, спускают колонны труб 10 с фильтрами 11 с установленными на фильтрах 11 пакерами 12 для герметизации пространства между эксплуатационной колонной и фильтром 11. Причем пакера 12 устанавливают в точках горизонтальных стволов 5 между ступенями МГРП. Таким образом, добывающие горизонтальные столы 5 разделяют на участки, с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 12.

Для закачки кислоты в верхний ствол 4 и отбора продукции из вертикального 8 и нижнего 5 стволов применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки с установкой механического пакера 13 ниже зарезки верхнего горизонтального ствола 4.

Далее скважины 2 и 3 промывают, осваивают и пускают в добычу вертикальный 8 и нижний горизонтальный 5 стволы. При снижении через года дебита нефти МЗГС 2 до 0,5 т/сут, т.е. ниже экономически рентабельного значения, в верхнем горизонтальном стволе 4 данной МЗГС 2 проводят большеобъемную кислотную обработку. Перед подачей кислоты в верхний ствол 4 закачивают воду c общей минерализацией 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот – пелитовую фракцию кварцевого песка. Диметр добавляемых в воду частиц подбирают с превышением среднего диаметра поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит в пять раз.

Операции по повторной большеобъемной кислотной обработке повторяют еще 8 раз как в скважине 2, так и в скважине 3 в течение всего периода разработки участка 1 при каждом соответствующем снижении дебита нефти до 0,5 т/сут.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 сланцевых карбонатных нефтяных отложений.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Средняя толщина коллектора H = 250 м, горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают на расстоянии h = 0,9·Н = 0,9·250 = 225 м. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l = 5,1·h = 5,1·225 ≈ 1150 м. Расстояние между ступенями МГРП b=50 м. Таким образом, получают 23 ступени МГРП. Моделированием определяют a^д_n = 97,5 м, a^н_n = 150 м, т.е. a^д_n+a^н_n = 1,1·h = 1,1·225 = 247,5 м, а также a^в = 1,0·h = 1,0·225 = 225 м.

В результате разработки участка 1, которое ограничили снижением дебита нефти МЗГС 2 и 3 менее 0,5 т/сут при невозможности его увеличения закачкой кислоты в нагнетательные стволы 4, было добыто 112,6 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,245 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 68,0 тыс.т нефти, КИН составил 0,148 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,097 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений за счет применения кислотного МГРП и последующего КГД.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений.

Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений, включающий бурение скважин с горизонтальным окончанием, цементирование в стволах кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин, отличающийся тем, что выбирают карбонатные отложения со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД, отложения разбуривают многозабойными горизонтальными скважинами МЗГС, каждая МЗГС состоит из двух параллельно расположенных в вертикальной плоскости на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н друг от друга горизонтальных стволов, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхнем горизонтальном стволе ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, в нижнем – вверх, на участке вертикального ствола, между верхним и нижним горизонтальными стволами, перфорационные отверстия ориентируют в два ряда – по направлению горизонтальных стволов и в диаметрально противоположном направлении, в горизонтальных стволах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхнем и нижнем стволах не совпадает в структурном плане, в вертикальных стволах проводят кислотный гидроразрыв пласта, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин в горизонтальных стволах, причем a^д_n+a^н_n = (1,0-1,1)·h, где индекс д относятся к нижнему добывающему стволу, н – к верхнему нагнетательному стволу, n – номер ступени МГРП, в-третьих, высотой трещин a^в в вертикальных стволах, причем a^в = (0,5-1,0)·h, после гидроразрыва вертикальный и нижний горизонтальный стволы осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти МЗГС ниже экономически рентабельного значения в верхнем горизонтальном стволе проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в верхний ствол закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов породы, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз, для закачки кислоты в верхний ствол и отбора продукции из вертикального и нижнего стволов применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки с установкой пакера ниже зарезки верхнего горизонтального ствола, таким образом, сланцевые отложения разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД.