RU2612060C9

RU2612060C9 - Method of development of carbonate shaly oil deposits

Info

Publication number: RU2612060C9
Application number: RU2016117599A
Authority: RU
Inventors: Наиль Ульфатович Маганов; Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Венера Гильмеахметовна Базаревская
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2016-05-06
Filing date: 2016-05-06
Publication date: 2017-07-26
Also published as: RU2612060C1

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry. The method of development of carbonate shaly oil deposits comprises drilling of the wells with horizontal tailing-in, annulus cementing in the bore between casing string and reservoir, secondary opening of the reservoir with oriented direction of the perforated holes to single row, multistage hydraulic fracturing (MHF), packers use to separate horizontal bores to sections, product recovery from the horizontal wells. Wherein carbonate deposits with average thickness H > 50 m and average absolute permeability of the reservoir below 2 mD. Deposits are drilled by multi-hole horizontal wells (MHHW). Each MHHW comprises two horizontal bores parallel in vertical plane at distance h = (0.5-0.9)·H from each other, length of each horizontal bore is l ≥ 4·h, in top horizontal bore the perforating holes row is oriented downwards, and in bottom - upwards, in vertical bore section between top and bottom horizontal bores the perforating holes are oriented in two rows along direction of the horizontal bores and in diametrically opposite direction. In horizontal bores acid NHF is performed with distance between stages 50 m maximum, wherein position of each appropriate MHF stage in top and bottom borers does not coincide in the structural plan view. In vertical bores the acid hydraulic fracturing is performed, speed and volume of the injected acid is determined depending first of all on creation of the structure for carbonates dissolution in form of branched cavity, and secondly by cracks height a in horizontal bores, wherein a^p _n+aⁱⁿ _n= (1.0-1.1)·h, where index p refers to bottom production well, in refers to top injection bore, n is No. of MHF stage, and thirdly on cracks height a^v in vertical bores, wherein a^v = (0.5-1.0)·h. After hydraulic fracturing the vertical and horizontal bores are developed and put into production. Upon each oil yield decreasing of MHHW below the economically profitable value in top horizontal bore large-scope acid treatment is performed. Prior to acid injection water is injected in the injection well with total mineralization not exceeding 1 g/l and suspended particles stable to action of the applied acids, with diameters exceeding average diameter of porous channels in the rock. Water with particles is injected till the moment when injection pressure will rise by 5 times minimum. For acid injection to the top bore and product recovery from the vertical and bottom bores equipment for simultaneous-separate production and injection is used with packer installation below kickoff of the top horizontal bore, so the shaly pay is developed under mode of acid-gravity drainage (AGD).

EFFECT: method of development of carbonate shale deposits pays increasing the oil recovery.

1 dwg, 2 ex

Description

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).The invention relates to the oil industry and may find application in the development of powerful carbonate shale oil deposits using multi-stage hydraulic fracturing (MHF) in the mode of acid-gravity drainage (QGD).

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). A known method of hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including drilling a well, cementing a horizontal wellbore, perforating and forming cracks using hydraulic fracturing in a horizontal wellbore sequentially, starting from the end farthest from the axis of the vertical wellbore, communicating the horizontal wellbore with the producing formation at the same time, during the next hydraulic fracturing, each perforated section through which hydraulic fracturing is performed is isolated from the rest of the column by packers. According to the invention, the drilling of a horizontal wellbore is carried out in the oil-saturated part of the reservoir with cementing the annular space between the casing and rock of the horizontal wellbore, and the perforation, azimuthally oriented by the intervals, is performed using a hydromechanical slotted perforator in one round-trip operation, after which the packers are lowered, cutting each interval equal to the length of the formed gap from the rest of the column, and hydraulic fracturing in the horizon the entire part of the wellbore is produced sequentially, starting from the perforated section of the horizontal wellbore farthest from the axis of the vertical wellbore, and the hydromechanical slotted perforation is double-sided to form slots that are 180 ° relative to each other in a vertical plane opposite each other, relative to the axis of the horizontal wellbore wells in one interval, or perform one-sided hydromechanical slotted perforation with a rotation of 180 ° in a vertical plane whith respect to the horizontal axis of the wellbore, alternately through each successive interval - staggered equal to the length of the slit-formed, or when a small thickness of the productive formation and the presence of active bottom water produce hydromechanical sided perforation slit seam in the direction of the roof. Additionally, waterproofing works are carried out at each of the intervals separately through the fracture gap (RF patent No. 2401942, class E21B 43/26, publ. 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. The disadvantage of this method is the uncontrolled development of a fracture in height, which during subsequent operation of the well leads to its rapid flooding. The development of reservoirs in this way is characterized by low oil recovery.

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).The closest in technical essence to the proposed method is a method of interval hydraulic fracturing of a carbonate formation in a horizontal wellbore with bottom water, comprising drilling a horizontal wellbore in a producing formation with cementing the annular space between the casing and rock, descent into the horizontal wellbore on a pipe string perforator and the implementation of perforations in the horizontal wellbore directed azimuthally upward, descent us tubing with a packer into the wellbore, the packer landing, injecting through the pipe string fracturing fluid and formation of cracks in hydraulic fracturing horizontal wellbore. In the known method, a horizontal wellbore in a producing formation is drilled parallel to the direction of maximum rock stress, then a perforator is lowered into a horizontal wellbore on a flexible pipe string — GT and perforations are made in the horizontal wellbore in a row, a GT string with a perforator is removed from the well, dismantle the punch, then equip the bottom of the GT column with an inflatable packer, lower the GT column to the bottom by axial movement of the GT column from the mouth to the bottom to a distance of 50 m from soon at a rate of 0.5 m / min and simultaneous injection of a viscous gel with a density greater than the density of water, in a volume that ensures filling with the viscoelastic composition of the lower part of the horizontal wellbore section by 2/3 of the horizontal wellbore diameter, an inflatable packer is planted, hydraulic fracturing is performed by injection of a thickened acidic of the composition, followed by filling the gelled liquid with a destructor of perforations and the upper part of the horizontal wellbore section by 1/3 of the diameter of the horizontal wellbore, unpack of an inflatable packer, then the hydraulic fracturing is carried out in the remaining part of the horizontal well; for this, the operations described above are repeated, starting from the axial displacement of the GT string from the mouth to the bottom to fill the treated interval with gelled liquid with a destructor; the gel liquefies upon contact with the formation fluids, releases the drained sections of the horizontal wellbore and is removed from the well (RF patent No. 2558058, cl. ЕВВ 43/27, publ. 07/27/2015 - prototype).

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. The known method allows you to control the direction of growth of the fracture, but does not take into account the location of neighboring wells, which can lead to a negative effect from hydraulic fracturing. Also, the energy state is not taken into account when developing the collector in this way. Hydraulic fracturing leads to a sharp increase in flow rates, but reduces the ultimate oil recovery.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of powerful carbonate shale oil deposits.

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.The problem is solved in that in a method for the development of carbonate shale oil deposits, including drilling wells with a horizontal ending, cementing in the trunks of the annular space between the casing and the reservoir, re-opening the reservoir with the oriented direction of the perforations in one row, conducting multi-stage hydraulic fracturing - , the use of packers for dividing horizontal trunks into sections, the selection of products from horizontal wells, according to the invention there are carbonate deposits with an average thickness of H> 50 m and an average absolute permeability of the collector of less than 2 mD, deposits are drilled with multilateral horizontal wells - MZGS, each MZGS consists of two parallel located in a vertical plane at a distance h = (0.5-0.9) · N horizontal trunks from each other, the length of each horizontal trunk is equal to l ≥ 4 · h, in the upper horizontal trunk a number of perforation holes are oriented downward, in the lower - upward, in the vertical trunk section, between the upper and lower with horizontal shafts, the perforations are oriented in two rows — in the direction of the horizontal shafts and in the diametrically opposite direction, acid horizontal fracturing is performed in horizontal trunks with a distance between steps of no more than 50 m, and the location of each corresponding hydraulic fracturing step in the upper and lower trunks does not coincide in the structural plan, acid fracturing is carried out in vertical shafts, the speed and volume of injected acid is determined from the conditions, firstly, the formation of the structure is dissolved carbonate, which is a branched cavity, secondly, the height a of cracks in horizontal trunks, and a^d _n+ aⁿ _n= (1,0-1,1) · h, where the index d refers to the lower producing trunk, n - to the upper injection trunk, n - the number of hydraulic fracturing steps, thirdly, the crack height a^at in vertical trunks, with a^at = (0.5-1.0) · h, after hydraulic fracturing, the vertical and lower horizontal shafts are mastered and put into production, each time the oil production rate of the MZGS is lower than the economically viable value, large acid treatments are carried out in the upper horizontal well, and before acid supply water is pumped into the upper trunk with a total salinity of not more than 1 g / l and particles resistant to the acids used, with dimeters exceeding the average diameter of the pore channels of the rock, water with particles is pumped until the filling pressure ki will not grow at least five times, for the injection of acid into the upper trunk and the selection of products from the vertical and lower trunks, equipment for simultaneous and separate production and injection with the installation of a packer below the cutoff of the upper horizontal trunk is used, thus, shale deposits are developed in acid mode gravity drainage - QGD.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

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.Shale here refers to heterogeneous low-permeable oil-saturated deposits with reservoir permeability varying from a few units to several hundred mcD (10 ^-6 μm ² ). Small interbeds of the reservoir may also be several units of MD (10 ⁻³ μm ² ). An example of such collectors is domanic deposits on the territory of the Republic of Tatarstan.

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.The oil recovery of powerful shale carbonate oil deposits is significantly affected by the efficiency of the development system being created. The main object of influence to increase oil recovery is the skeleton of the rock - increasing its permeability. For this, hydraulic fracturing (Fracturing) technologies have found widespread use; for carbonate reservoirs - acid hydraulic fracturing. However, hydraulic fracturing in such reservoirs leads to a short-term effect due to a rather rapid drop in reservoir pressure. In this case, due to the predominant hydrophobicity of the reservoir and its low permeability, it is rather difficult to pump in reservoir or waste water into it to maintain reservoir pressure. An increase in discharge pressure leads only to hydraulic fracturing. Thus, existing technical solutions do not fully allow the efficient development of these collectors. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of powerful carbonate shale oil deposits. The problem is solved as follows.

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.In FIG. 1 is a schematic representation of a vertical section of a section of shale deposits with a MZGS profile. Designations: 1 - section of oil-saturated shale deposits, 2, 3 - MZGS, 4 - horizontal injection shaft, 5 - horizontal production barrel, 6 - perforation holes of the injection barrel 4, 7 - perforation holes of the production barrel 5, 8 - vertical barrel between horizontal shafts 4 and 5, 9 - perforations of the vertical wellbore 9, 10 - pipe strings, 11 - filters, 12 - packers in horizontal trunks 5 between the hydraulic fracturing steps, 13 - packer below the cutoff of the upper horizontal wellbore 4, H - average reservoir thickness, h - the distance between the horizontal boreholes 4 and 5 in the vertical plane, l - the length of the horizontal boreholes 4 and 5, b - the distance between the hydraulic fracturing steps, wⁿ - crack of the n-th stage of multistage hydraulic fracturing of the horizontal injection shaft 4, w^d - crack of the n-th stage of multistage hydraulic fracturing of a horizontal producing trunk 5, w^at - hydraulic fracture of the vertical wellbore 9, aⁿ - crack height wⁿ n-th stage of multi-stage hydraulic fracturing of horizontal injection barrel 4, a^d - crack height w^d n-th stage of multistage hydraulic fracturing of a horizontal producing trunk 5, a^at - crack height w^at Hydraulic fracturing of a vertical trunk 8.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

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. In section 1 of shale carbonate oil deposits, the average absolute permeability of the reservoir of which is less than 2 mD, and the average thickness of the deposits H exceeds 50 meters, MZGS 2 and 3 are drilled (Fig. 1). Each MZGS consists of two horizontal shafts 4 and 5 parallel to each other located in a vertical plane at a distance h = (0.5-0.9) · N from each other. The direction of the horizontal shafts 4 and 5 relative to the vectors of the maximum stress of the rock is chosen for maximum coverage subsequent multi-stage fracturing. The length of each horizontal wellbore 2 and 3 is equal to 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.Next, wells 2 and 3 are cased, the annulus between the casing and the reservoir is cemented. Horizontal trunks 4 and 5 are opened a second time with the oriented direction of the perforations in one row. In the upper horizontal barrel 4, the row of perforation holes 6 is oriented downward, in the lower horizontal barrel 5, the row of perforation holes 7 is oriented upward, in the section of the vertical barrel 8, between the upper 4 and lower 5 horizontal trunks, the perforation holes 9 are oriented in two rows - in the direction of horizontal trunks 6 and 7 of the corresponding well and in a diametrically opposite direction. This makes it possible to exclude the development of cracks above and below the productive thickness of the formation 1, as well as to additionally use the vertical barrel 8. To carry out these operations, perforators are used that are lowered into horizontal trunks on the columns of flexible pipes.

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).In both wells 2 and 3, acid fracturing is carried out according to any of the known technologies from the “toe” of the horizontal trunk to its “heel”. The distance b between the steps is set to not more than 50 m. The location of each stage of the multistage fracturing is determined so that each corresponding multistage step in the upper 4 and lower 5 trunks does not coincide structurally. In vertical trunks 8 conduct acid fracturing (hydraulic fracturing).

Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий:The speed and volume of injected acid is determined from the conditions:

- образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости;- the formation of a dissolution structure of carbonates, which is a branched cavity;

- высотой a трещин в горизонтальных стволах 4 и 5, причем - height a of cracks in the horizontal trunks 4 and 5, and

a^д _n+a^н _n= (1,0-1,1)·h, (1),a ^d _n + a ⁿ _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;where the index d refers to the lower producing trunk 5, n - to the upper injection trunk 4, n - the number of the hydraulic fracturing stage;

- высотой трещин a^в в вертикальных стволах 8, причем a^в = (0,5-1,0)·h.- crack height a^at in vertical trunks 8, and a^at = (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.As a result of acid multistage hydraulic fracturing, a system of branched cracks is obtained in the producing trunks - w ^d _n , in injection - w ⁿ _n , and in vertical - w ⁱⁿ _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.According to the Decree of the Government of the Russian Federation No. 700-R, with permeability values of 2 mD or less, reservoirs are classified as hard to recover reserves and they are subject to reduced mineral extraction tax (MET), which allows for horizontal drilling with multi-stage fracturing , in terms of economics. According to calculations, with a collector thickness H less than 50 m, the proposed QGD method significantly reduces oil recovery due to a decrease in reservoir coverage. The vertical distance h between horizontal shafts is determined from the conditions of maximum fracture coverage with multi-fracturing taking into account the subsequent effective development: at a value of h <0.5 · N, sections of the reservoir above the injection shaft 4 and below the producer 5 are not affected, and when h> 0, 9 · N, there is a big risk of opening areas of the non-collector. All this leads to a decrease in oil recovery. Similarly, in order to achieve greater coverage, the lengths l of horizontal trunks are determined. Shale deposits are characterized by high zonal heterogeneity. According to calculations, for l <4 · h, due to the opening of a significant number of non-reservoir zones, the effective length of the well is greatly reduced, which leads to low coverage and low oil recovery.

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 _nсоответствующих 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.According to studies, for reservoirs with a permeability of less than 2 mD, with a distance b between hydraulic fracturing steps of more than 50 m, formation coverage is significantly reduced, which also reduces oil recovery. The fracture structure of acid multi-fracturing, which is a branched cavity, is most suitable for low-permeability carbonate deposits and is characterized by maximum coverage. The crack height a ^d _n and a ⁿ _{n of the} respective fracturing stages, according to the calculations, should cover the distance h between the wells. However, when a ^d _n + a ⁿ _n > 1.1 · h, oil recovery begins to decrease due to the formation of extended highly permeable channels between the producing and injection shafts. For a vertical shaft with ^a> 1,0 · h there is a risk of cracks output beyond the formation, which may lead to flooding of the well. Moreover, if a ^is <0.5 · h, then the thickness coverage decreases, which leads to low oil recovery.

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.After hydraulic fracturing and hydraulic fracturing, in the horizontal wells 5 and vertical, also producing 8 wells, pipe string 10 with filters 11 with packers 12 mounted on filters 11 is lowered to seal the space between the production string and filter 11. Moreover, packers 12 are installed in points of horizontal trunks 5 between the stages of multi-stage fracturing. Thus, the mining horizontal tables 5 are divided into sections, with the ability to disable certain sections of the barrel packers 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.For the injection of acid into the upper barrel 4 and selection of products from the vertical 8 and lower 5 shafts, equipment is used for simultaneous and separate production and injection with the installation of a packer 13 below the cutoff of the upper horizontal barrel 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.Next, wells 2 and 3 are washed, mastered and put into production vertical 8 and lower horizontal 5 trunks. With each decrease in the oil production rate of MZGS 2 and / or 3 below an economically viable value, large acid treatments are carried out in the upper horizontal barrel 4. Before feeding the acid into the upper barrel 4, water is pumped with a total mineralization of not more than 1 g / l and suspended particles that are resistant to the effects of the acids used. The diameter of the particles added to the water is selected in excess of the average diameter of the pore channels of the collector. Water with particles is pumped until the injection pressure increases at least five times, because at a lower value, according to studies, blocking of cracks by particles is insufficient.

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. The addition of solid suspended particles to the injected water with a particle diameter larger than the average diameter of the pore channels of the collector leads to the fact that the surface of both natural and multi-fracturing fractures is covered by particles. As a result, the cracks are clogged, respectively, the acid subsequently injected does not allow it to go into the same crack, developing it, but forms a new one. Injected particles, in order to avoid dissolution by acid, must be resistant to its effects (for example, pelitic fraction of silica sand). Moreover, the injection of particles in low-saline water (with a total salinity of not more than 1 g / l), according to studies, allows you to gradually hydrophilize a predominantly hydrophobic carbonate reservoir. As a result, the impregnation of the collector increases and the injected water through the cracks goes into the collector matrix or smaller cracks, leaving particles on the surface of the fractures. When injection of produced water (highly mineralized) this process does not occur, respectively, the injected water leads to the growth of existing cracks, which significantly reduces oil recovery.

Таким образом, сланцевые отложения разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД.Thus, shale deposits are developed in the mode of acid-gravity drainage - QGD.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 сланцевых карбонатных нефтяных отложений.Development is carried out until the full economically viable development of section 1 of shale carbonate oil deposits.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery of powerful carbonate shale oil deposits.

Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.

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.Example 1. On site 1 of shale carbonate oil deposits, the average absolute permeability of the reservoir of which is 2 mD, and the average thickness of the deposits is H = 50 m, two MZGS 2 and 3 are drilled (Fig. 1). Each MZGS consists of two horizontal shafts 4 and 5 parallel to each other located in a vertical plane at a distance of h = 0.5 · N = 0.5 · 50 = 25 m from each other. The direction of the horizontal shafts 4 and 5 is set perpendicular to the maximum stress vectors in order to so that the subsequent fracturing fractures are perpendicular to the trunks and provide maximum coverage. The length of each horizontal wellbore 2 and 3 is equal to l = 4 · h = 4 · 25 = 100 m

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).Next, wells 2 and 3 are cased, the annulus between the casing and the reservoir is cemented. Horizontal trunks 4 and 5 are opened a second time with the oriented direction of the perforations in one row. In the upper horizontal barrel 4, the row of perforation holes 6 is oriented downward, in the lower horizontal barrel 5, the row of perforation holes 7 is oriented upward, in the section of the vertical barrel 8, between the upper 4 and lower 5 horizontal trunks, the perforation holes 9 are oriented in two rows - in the direction of horizontal trunks 6 and 7 of the corresponding well and in a diametrically opposite direction. To carry out these operations, perforators are used that are lowered into horizontal trunks on columns of flexible pipes. The perforating system PK114KL ORION is used as a perforator (CJSC Vzryvgeoservis, Republic of Bashkortostan, Neftekamsk, 19 Magistralnaya St.).

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.In both wells 2 and 3, acid multi-stage hydraulic fracturing is designed according to the technology with twin packers launched on flexible pipes, with breaks from the “toe” of the horizontal trunk to its “heel”. The distance b between the hydraulic fracturing stages is determined by calculating the optimal coverage on the hydrodynamic model, b = 25 m. The location of each hydraulic fracturing stage is determined so that each corresponding hydraulic fracturing stage in the upper 4 and lower 5 trunks does not coincide structurally. Thus, four stages of multi-stage fracturing are obtained.

В вертикальных стволах 8 проектируют кислотный стандартный ГРП.In vertical trunks 8, acid standard hydraulic fracturing is designed.

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.Laboratory studies determine the optimal pressure (speed) of acid injection for the formation of branched cavities in multi-stage fracturing and hydraulic fracturing. As the acid using 22% hydrochloric acid. Modeling determine a^d _n= 10 m, aⁿ _n= 15 m, i.e. a^d _n+ aⁿ _n= 1,0 · h = 25 m, and also a^at = 0.5 · h = 0.5 · 25 = 12.5 m.

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.Next, acid multi-fracturing and hydraulic fracturing are carried out, as a result of which a system of branched cracks in the producing trunks is obtained, w ^d _n , in the injection ones, w ⁿ _n , and in vertical ones, w ⁱⁿ _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.After multi-stage hydraulic fracturing and hydraulic fracturing, in the wells 5 and 5 vertical and 5 horizontal wells, pipe pipes 10 are lowered with filters 11 with packers 12 installed on the filters 11 to seal the space between the production string and filter 11. Moreover, packers 12 are installed at the points of horizontal wells 5 between the stages of multi-stage fracturing. Thus, the mining horizontal tables 5 are divided into sections, with the ability to disable certain sections of the barrel packers 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.For the injection of acid into the upper barrel 4 and selection of products from the vertical 8 and lower 5 shafts, equipment for simultaneous and separate production and injection with the installation of a mechanical packer 13 below the cutoff of the upper horizontal barrel 4 is used.

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.Next, wells 2 and 3 are washed, mastered and put into production vertical 8 and lower horizontal 5 trunks. With a decrease after a year, the oil production rate of MZGS 2 to 0.5 t / day, i.e. below economically viable values, in the upper horizontal barrel 4 of this MZGS 2 carry out large-volume acid treatment. Before feeding the acid into the upper barrel 4, water is pumped with a total mineralization of 1 g / l and suspended particles resistant to the effects of the acids used - the pelitic fraction of silica sand. The diameter of the particles added to the water is selected in excess of the average diameter of the pore channels of the collector. Water with particles is pumped until the injection pressure increases five times.

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.The operations for repeated large-volume acid treatment are repeated an additional 8 times both in well 2 and in well 3 during the entire period of development of section 1 with each corresponding decrease in oil production to 0.5 t / day.

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.Example 2. Perform as example 1. The average thickness of the reservoir H = 250 m, the horizontal wells 2 and 3 are placed at a distance h = 0,9 · N = 0,9 · 250 = 225 m. The length of each horizontal wellbore 2 and 3 perform equal to l = 5.1 · h = 5.1 · 225 ≈ 1150 m. The distance between the stages of multi-stage fracturing is b = 50 m. Thus, 23 stages of multi-stage fracturing are obtained. Modeling determine a^d _n= 97.5 m, aⁿ _n= 150 m, i.e. a^d _n+ aⁿ _n= 1.1 · h = 1.1 · 225 = 247.5 m, and also a^at = 1,0 · h = 1,0 · 225 = 225 m.

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.As a result of the development of section 1, which was limited by a decrease in the oil flow rate of MZGS 2 and 3 of less than 0.5 t / day, while it was impossible to increase the rate of acid injection into injection trunks 4, 112.6 thousand tons of oil were produced, oil recovery factor (CIN) was 0.245 grandfather. According to the prototype, ceteris paribus, 68.0 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.148 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0,097 units

Предлагаемый способ позволяет повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений за счет применения кислотного МГРП и последующего КГД.The proposed method allows to increase the coverage and oil recovery coefficient of high-power carbonate shale oil deposits due to the use of acid multistage fracturing and subsequent QGD.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery of powerful carbonate shale oil deposits.

Claims

A method of developing carbonate shale oil deposits, including drilling of wells with horizontal completion, cementing in the trunks of the annular space between the casing and the manifold, re-opening the reservoir with the oriented direction of the perforations in one row, conducting multi-stage hydraulic fracturing of the multistage fracturing, the use of packers for separating horizontal trunks on sites, the selection of products from horizontal wells, characterized in that they choose carbonate deposits with with an average thickness of H> 50 m and an average absolute permeability of the collector of less than 2 mD, deposits are drilled with multilateral horizontal wells MZGS, each MZGS consists of two parallel located in a vertical plane at a distance h = (0.5-0.9) · N from each other horizontal trunks, the length of each horizontal trunk is equal to l ≥ 4 · h, in the upper horizontal barrel a number of perforations are oriented downward, in the lower - upward, in a section of the vertical barrel, between the upper and lower horizontal trunks, oration holes are oriented in two rows — in the direction of horizontal trunks and in the diametrically opposite direction, in horizontal trunks conduct acid multi-stage fracturing with a distance between steps of no more than 50 m, and the location of each corresponding multi-stage hydraulic fracturing in the upper and lower trunks does not coincide structurally, vertical trunks carry out acid fracturing, the speed and volume of injected acid is determined from the conditions, firstly, the formation of the structure of dissolution of carbonates, representing branched cavities, secondly, the height a of cracks in horizontal trunks, and a^d _n+ aⁿ _n= (1,0-1,1) · h, where the index d refers to the lower producing trunk, n - to the upper injection trunk, n - the number of hydraulic fracturing steps, thirdly, the crack height a^at in vertical trunks, with a^at = (0.5-1.0) · h, after hydraulic fracturing, the vertical and lower horizontal shafts are mastered and put into production, with each decrease in the oil production rate of the MZGS below an economically viable value, large-volume acid treatments are carried out in the upper horizontal well, and before the acid is fed into the upper trunk is pumped with water with a total salinity of not more than 1 g / l and particles resistant to the effects of the acids used, with diameters exceeding the average diameter of the pore channels of the rock, water with particles is pumped until the filling pressure It doesn’t grow at least five times, for the injection of acid into the upper trunk and the selection of products from the vertical and lower trunks, equipment for simultaneous and separate production and injection with the installation of a packer below the cutoff of the upper horizontal trunk is used, so shale deposits are developed in acid mode gravity drainage QGD.