Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов включает бурение основного горизонтального и дополнительных боковых стволов, кислотную обработку дополнительных боковых стволов. Бурение основного горизонтального ствола производят с расстоянием до водонефтяного контакта (ВНК) не менее 4 м. До бурения дополнительных боковых стволов проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых давлений, обводненности продукции, дебитов нефти горизонтальной необсаженной скважины. Проводят построение гидродинамической модели. Выбирают наименее выработанный участок с текущей нефтенасыщенностью не менее 46% с текущими остаточными запасами не менее 10 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин. Выбирают участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определяют расстояние до ВНК на этом участке. Производят бурение первого дополнительного горизонтального ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны. Отступают не менее 30 м от начала первого дополнительного горизонтального ствола в сторону начала основного горизонтального ствола скважины. Определяют в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости и расстояние до ВНК на этом участке и производят бурение второго дополнительного ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны. Вышеописанные операции по бурению дополнительных стволов скважин повторяют. Длину дополнительного ствола выбирают в зависимости от расстояния до ВНК: при расстоянии до ВНК от 4 до 10 м бурят дополнительный ствол длиной от 28 м до 80 м, при расстоянии до ВНК от 10,1 до 12 м бурят дополнительный ствол длиной от 80,1 до 96 м, при расстоянии до ВНК от 12,1 м и более бурят дополнительный ствол длиной от 96,1 м и более. По пробуренным дополнительным стволам производят гидромониторную резку горной породы кислотной композицией с удельным расходом кислотной композиции на погонный метр интервала обработки не менее 0,08 м³/м в динамическом режиме с рабочим давлением не менее 20 МПа. После этого производят продавку кислотной композиции технологической жидкостью. Обеспечивается интенсификация работы скважины за счет бурения боковых стволов, увеличивается нефтеотдача и обеспечивается довыработка запасов участка скважины. 1 ил.

 

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин.

Известен способ бурения бокового ствола нефтяной скважины (патент RU № 2626103, МПК Е21В 7/04, опубл. 21.07.2017 г., бюл. № 21), включающий сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал, закачивание в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава. Разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки. Установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и клина-отклонителя. Разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав. Бурение бокового ствола из основного ствола. Открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста, при этом сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня производят в вертикальной части ствола скважины. Легкоразбуриваемая вставка имеет центральный канал, сверху закрытый легкоразрушаемой мембраной, разбуривание легкоразбуриваемой вставки проводят фрезой, нижний конец которой снабжен направляющей цилиндрической формы с диаметральным размером, позволяющим перемещаться внутри центрального канала по классу широкоходовой посадки. Верхняя часть фрезы снабжена центраторами.

Недостатками способа являются высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола, отклонение бокового ствола от заданной траектории, также низкая нефтеотдача продукции из бокового ствола из-за отсутствия кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола. Также недостатками являются материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать.

Также известен способ строительства многозабойной скважины (патент RU №2376438, МПК Е21В 7/04, опубл. 20.12.2009 г., бюл. № 35), включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов. Заполнение входа в боковой ствол после бурения изолирующим материалом. Вымывание изолирующего материала из стволов после бурения последнего ствола и освоение скважины. Боковые стволы бурят разной длины, а в качестве бурового раствора используют естественную водную суспензию. После бурения низ каждого ствола, кроме последнего, заполняют раствором эмульгатора Ринго-ЭМ. После бурения последнего ствола при освоении скважины все стволы заполняют нефтью. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером. Пакеруют пространство скважины в интервале вертикального ствола и свабируют подпакерное пространство. Дополнительно обрабатывают призабойную зону одного или нескольких стволов раствором соляной кислоты со свабированием.

Недостатками способа являются невозможность точного ориентирования боковых стволов перед их зарезкой из основного горизонтального ствола, что может привести к бурению бокового ствола в произвольном направлении, повреждению основного горизонтального ствола и или ранее разбуренного дополнительного ствола, а также вскрытию водоносного пласта (возможному обводнению основного горизонтального ствола), т.е. отклонения бокового ствола от заданной траектории вниз.

Наиболее близким является способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов (патент RU № 2684557 МПК Е21В 7/04, 7/06, 7/068, опубл. 09.04.2019 г., бюл. № 10), включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов, причем до бурения боковых стволов на устье горизонтальной скважины с открытым стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба - УБТ, клин-отклонитель, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в горизонтальный открытый ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя в направлении вправо относительно основного открытого горизонтального ствола скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фреза, винтовой забойный двигатель - ВЗД, одна УБТ, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб - ГТ, далее производят зарезку вправо и бурение бокового ствола длиной 10 м под углом 2,5° по отношению к открытому горизонтальному стволу скважины с нагрузкой на фрезу до 1,0 т, после чего останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на колонне ГТ, затем спускают в колонну НКТ колонну ГТ с ВЗД и долотом на конце и продолжают бурение бокового ствола до заданного забоя, после достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, далее спускают в колонну НКТ колонну ГТ со сферической насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ с одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола, далее в зависимости от количества боковых стволов повторяют вышеописанные технологические операции, причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола.

Недостатком является недостаточное увеличение зоны дренирования, так как осуществляют зарезку боковых стволов из основного горизонтального ствола скважины только в правом направлении на 2,5° относительно основного открытого горизонтального ствола скважины, что исключает охват в левом направлении от горизонтального ствола, а также снижает потенциальную зону дренажа на 30- 40%. Также возможно повреждение основного горизонтального ствола и или ранее разбуренного дополнительного ствола, что приведет к аварии и ликвидации дополнительного ствола и ремонта основного ствола.

Техническими задачами являются интенсификация работы скважины за счет бурения боковых стволов, увеличение нефтеотдачи и довыработка запасов участка скважины за счет увеличения площади отбора и равномерности охвата пласта кислотным воздействием.

Технические задачи решаются способом интенсификации работы скважины бурением боковых стволов, включающим бурение основного горизонтального и дополнительных боковых стволов, кислотную обработку дополнительных боковых стволов.

Новым является то, что бурение основного горизонтального ствола производят с расстоянием до водонефтяного контакта – ВНК не менее 4 м, до бурения дополнительных боковых стволов проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых давлений, обводненности продукции, дебитов нефти горизонтальной необсаженной скважины, проводят построение гидродинамической модели, выбирают наименее выработанный участок, с текущей нефтенасыщеностью не менее 46%, с текущими остаточными запасами не менее 10 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин, выбирают участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости, определяют расстояние до ВНК на этом участке, производят бурение первого дополнительного горизонтального ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны, отступают не менее 30 м от начала первого дополнительного горизонтального ствола в сторону начала основного горизонтального ствола скважины, определяют в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости, расстояние до ВНК на этом участке и производят бурение второго дополнительного ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны, вышеописанные операции по бурению дополнительных стволов скважин повторяют, при этом длину дополнительного ствола выбирают в зависимости от расстояния до ВНК: при расстоянии до ВНК от 4 до 10 м бурят дополнительный ствол длиной от 28 м до 80 м, при расстоянии до ВНК от 10,1 до 12 м бурят дополнительный ствол длиной от 80,1 до 96 м, при расстоянии до ВНК от 12,1 м и более бурят дополнительный ствол длиной от 96,1 м и более, по пробуренным дополнительным стволам производят гидромониторную резку горной породы кислотной композицией с удельным расходом кислотной композиции на погонный метр интервала обработки не менее 0,08 м³/м в динамическом режиме с рабочим давлением не менее 20 МПа, после этого производят продавку кислотной композиции технологической жидкостью.

На чертеже схематично изображена реализация предлагаемого способа.

Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов осуществляют следующим образом.

Бурят основной горизонтальный открытый ствол скважины 1 (см. чертеж) с расстоянием до водонефтяного контакта – ВНК не менее 4 м. Это расстояние является необходимым и достаточным для исключения прорыва.

До бурения дополнительных боковых стволов проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых давлений, обводненности продукции, дебитов нефти горизонтальной необсаженной скважины 1. Проводят построение гидродинамической модели. На модели выбирают наименее выработанный участок с текущей нефтенасыщеностью не менее 46%, с текущими остаточными запасами не менее 10 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин. Предпочтительно выбрать участок с плотностью сетки скважин не менее 6,2 га/скважину, который является достаточным для осуществления бурения дополнительных боковых стволов скважин.

Выбирают участок основного горизонтального ствола скважины 1 с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости 2, близкой к забою, и определяют расстояние до ВНК на этом участке. Производят бурение первого дополнительного горизонтального ствола 3 под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу 1 в сторону кривизны. Далее отступают не менее 30 м от начала первого дополнительного горизонтального ствола 3 в сторону начала основного горизонтального ствола скважины 1. Это расстояние (отступ от начала первого дополнительного горизонтального ствола) выбирают в зависимости от длины основного горизонтального ствола скважины и участков кривизны. Определяют в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины 1 с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости 2, близкой к забою, расстояние до ВНК на этом участке. Производят бурение второго дополнительного ствола 4 под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу 1 в сторону кривизны. Вышеописанные операции (отступ от начала дополнительного горизонтального ствола не менее 30 м в сторону начала основного горизонтального ствола скважины 1, определение в этой зоне участка основного горизонтального ствола скважины 1 с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости 2 близкой к забою, определение расстояния до ВНК на этом участке) по бурению дополнительных стволов скважин повторяют. Количество дополнительных стволов зависит от длины горизонтального ствола 1. При бурении дополнительных стволов длину дополнительного ствола выбирают в зависимости от расстояния до ВНК: при расстоянии до расстояния до ВНК от 4 до 10 м бурят дополнительный ствол длиной от 28 м до 80 м, при расстоянии до ВНК от 10,1 до 12 м бурят дополнительный ствол длиной от 80,1 до 96 м, при расстоянии до ВНК от 12,1 м и более бурят дополнительный ствол длиной от 96,1 м и более.

Далее осуществляют кислотную обработку пробуренных дополнительных стволов 3, 4. По пробуренным дополнительным стволам 3, 4 производят гидромониторную резку горной породы кислотной композицией с удельным расходом кислотной композиции на погонный метр интервала обработки не менее 0,08 м³/м. В качестве кислотной композиции используют водный раствор соляной кислоты с концентрацией кислоты не менее 15% (ТУ 2458-023-83716345-2014, ТУ 2458-526-05763441-2010, ТУ 2458-002-48694360-2016). Закачку ведут в динамическом режиме с рабочим давлением не менее 20 МПа. После этого производят продавку кислотной композиции технологической жидкостью с давлением не менее 3 МПа. В качестве технологической жидкости используют воду с удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением реагента МЛ-81Б 0,2% (по ТУ 2481-007-48482528-99) в объеме не менее 2 м³.

Таким образом, бурение дополнительных боковых стволов позволяет увеличить зону дренирования, а, следовательно, позволяет увеличить нефтеотдачу и довыработать запасы участка скважины за счет увеличения площади отбора и равномерности охвата пласта кислотным воздействием, а определение расстояния до ВНК позволяет исключить вскрытие водоносного пласта.

Пример конкретного выполнения.

Пример 1.

На участке нефтяной залежи пробурили скважину с горизонтальным стволом длиной 159 м и с расстоянием до ВНК от 4 м до 10 м. Залежь разрабатывает Турнейский ярус. Начальный дебит по скважине составлял 8 т/сут. Начальное пластовое давление при начале эксплуатации скважины составляло 120 МПа. Начальная обводненность скважиной продукции составляла – 1%. При разработке залежи дебиты скважины по нефти упали до 4 т/сут, при обводнености 55% и пластовом давлении 90 атм.

По данной залежи провели ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых давлений, дебитов нефти, обводненности. Определили скважину с длиной горизонтального 159 м с уменьшением пластового давления на 35% от начального, с падением дебита скважины на 50% от первоначального. Провели построение гидродинамической модели, выбрали наименее выработанный участок, с текущей нефтенасыщеностью 46%, с текущими балансовыми запасами 10 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин и зональной неоднородности ФЕС коллектора (с плотностью сетки скважин - 6,2 га/скважину). Провели по выбранной скважине подготовительные работы, произвели демонтаж глубинно-насосного оборудования. Спустили технологическую компоновку для разбуривания дополнительных боковых стволов в основной горизонтальный ствол.

Согласно гидродинамической модели выбрали участок для проведения бурения дополнительного ствола, определили наибольшую кривизну участка основного ствола в горизонтальной плоскости, определили расстояние до ВНК – 4 м. На данном участке произвели бурение первого дополнительного ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу длиной 28 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,08 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 20 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2% в объеме 4 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.

Аналогично провели бурение второго дополнительного ствола. Для этого отступили 34 м от начала первого дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК – 10 м. На этом участке пробурили второй дополнительный ствол скважины под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону наибольшей кривизны длиной 80 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,13 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 22 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%. в объеме 6 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола. Далее отступили 50 м от начала второго дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК, которое равно 6 м. На данном участке провели бурение третьего дополнительного ствола длиной 48 м. Бурение дополнительных горизонтальных стволов проводят с аэрацией с забоя основного горизонтального ствола в перпендикулярном направлении фильтрации скважинного флюида и с максимальным удалением от основного горизонтального ствола скважины.

После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,15 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 21 МПа, провели продавку кислотной композиции в объеме 2м³ технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%. в объеме не менее 2м³ с давлением 4 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.

Пример 2.

На участке нефтяной залежи пробурили скважину с горизонтальным стволом длиной 125 м и с расстоянием до ВНК от 10,1 м до 12 м. Залежь разрабатывает Турнейский ярус. Начальный дебит по скважинам составлял 6 т/сут. Начальное пластовое давление при начале эксплуатации скважины составляло 120 МПа. Начальная обводненность скважиной продукции составляла – 1%. При разработке залежи дебиты скважин по нефти упали до 1,9 т/сут, при обводненности 40% и пластовом давлении 90 атм.

По данной залежи провели ретроспективный анализ. Определили скважину с длиной горизонтального 125 м с уменьшением пластового давления на 35% от начального, с падением дебита скважины на 50% от первоначального. Провели построение гидродинамической модели, выбрали наименее выработанный участок, с текущей нефтенасыщеностью 48%, с текущими балансовыми запасами 13 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин и зональной неоднородности ФЕС коллектора (с плотностью сетки скважин - 6,2 га/скважину). Провели по выбранной скважине подготовительные работы, произвели демонтаж глубинно-насосного оборудования. Спустили технологическую компоновку для разбуривания дополнительных боковых стволов в основной горизонтальный ствол.

Согласно гидродинамической модели выбрали участок для проведения бурения дополнительного ствола, определили наибольшую кривизну участка основного ствола в горизонтальной плоскости определили расстояние до ВНК – 10,1 м. На данном участке произвели бурение первого дополнительного ствола под углом 3° от основного горизонтального ствола длиной 80,1 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,1 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 22 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2% в объеме не менее 4 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.

Аналогично провели бурение второго дополнительного ствола. Для этого отступили 40 м от начала первого дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК – 11 м. На этом участке пробурили второй дополнительный ствол скважины под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны длиной 88 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,08 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 20 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%. в объеме не менее 4 м³ с давлением 3 МПа.

Пример 3.

На участке нефтяной залежи пробурили основной горизонтальный ствол длиной 167 м с расстоянием до ВНК 12,1-13 м. Залежь разрабатывает Турнейский ярус. Начальный дебит по скважинам составлял 9 т/сут. Начальное пластовое давление при начале эксплуатации скважины составляло 120 МПа. Начальная обводненность скважиной продукции составляла – 1%. При разработке залежи дебиты скважин по нефти упали до 4,2 т/сут, при обводнености 40% и пластовом давлении 90 атм.

По данной залежи провели ретроспективный анализ. Определили скважину с длиной горизонтального 167 м с уменьшением пластового давления на 35% от начального, с падением дебита скважины на 50% от первоначального. Провели построение гидродинамической модели, выбрали наименее выработанный участок, с текущей нефтенасыщеностью 48%, с текущими балансовыми запасами 20 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин и зональной неоднородности ФЕС коллектора (с плотностью сетки скважин - 6,2 га/скважину). Провели по выбранной скважине подготовительные работы, произвели демонтаж глубинно-насосного оборудования. Спустили технологическую компоновку для разбуривания дополнительных боковых стволов в основной горизонтальный ствол.

Согласно гидродинамической модели выбрали участок для проведения бурения дополнительного ствола, определили наибольшую кривизну участка основного ствола в горизонтальной плоскости, определили расстояние до ВНК – 12,1 м. На данном участке произвели бурение первого дополнительного ствола под углом 3° от основного горизонтального ствола длиной 96,1 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,1 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 20 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2% в объеме не менее 4 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.

Аналогично провели бурение второго дополнительного ствола. Для этого отступили 48 м от начала первого дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК – 12,5 м. На этом участке пробурили второй дополнительный ствол скважины под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны длиной 97 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,17 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 22 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%, в объеме не менее 4 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола. Далее отступили 44 м от начала второго дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК, которое равно 13 м На данном участке провели бурение третьего дополнительного ствола длиной 104 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,17 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 20 МПа, провели продавку кислотной композиции в объеме 2 м³ технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%, в объеме не менее 2 м³ с давлением 4 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.

Предлагаемый способ обеспечивает интенсификацию работы скважины за счет бурения боковых стволов, увеличивает нефтеотдачу и позволяет обеспечить довыработку запасов участка скважины за счет увеличения площади отбора и равномерности охвата пласта кислотным воздействием.

Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов, включающий бурение основного горизонтального и дополнительных боковых стволов, кислотную обработку дополнительных боковых стволов, отличающийся тем, что бурение основного горизонтального ствола производят с расстоянием до водонефтяного контакта (ВНК) не менее 4 м, до бурения дополнительных боковых стволов проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых давлений, обводненности продукции, дебитов нефти горизонтальной необсаженной скважины, проводят построение гидродинамической модели, выбирают наименее выработанный участок с текущей нефтенасыщенностью не менее 46% с текущими остаточными запасами не менее 10 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин, выбирают участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости, определяют расстояние до ВНК на этом участке, производят бурение первого дополнительного горизонтального ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны, отступают не менее 30 м от начала первого дополнительного горизонтального ствола в сторону начала основного горизонтального ствола скважины, определяют в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости и расстояние до ВНК на этом участке и производят бурение второго дополнительного ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны, вышеописанные операции по бурению дополнительных стволов скважин повторяют, при этом длину дополнительного ствола выбирают в зависимости от расстояния до ВНК: при расстоянии до ВНК от 4 до 10 м бурят дополнительный ствол длиной от 28 м до 80 м, при расстоянии до ВНК от 10,1 до 12 м бурят дополнительный ствол длиной от 80,1 до 96 м, при расстоянии до ВНК от 12,1 м и более бурят дополнительный ствол длиной от 96,1 м и более, по пробуренным дополнительным стволам производят гидромониторную резку горной породы кислотной композицией с удельным расходом кислотной композиции на погонный метр интервала обработки не менее 0,08 м³/м в динамическом режиме с рабочим давлением не менее 20 МПа, после этого производят продавку кислотной композиции технологической жидкостью.