СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПОРОВО-КАВЕРНОЗНО-ТРЕЩИНОВАТЫМ КОЛЛЕКТОРОМ
DEVELOPMENT METHOD OF OIL DEPOSIT WITH POROUS-CAVERNOUS-FRACTURED MANIFOLD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором.
Известен способ проводки и крепления наклонно направленной скважины с вскрытием продуктивного пласта горизонтальным участком ствола, включающий проводку основного ствола до продуктивного горизонта, крепление основного ствола обсадными трубами технической колонны выше продуктивного горизонта, осуществление дальнейшей проводки основного ствола с набором зенитного угла и его стабилизации до выхода на горизонтальный участок скважины с входом в продуктивный пласт, после чего проводку горизонтального участка скважины осуществляют долотом диаметром, меньшим диаметра основного ствола, открытым забоем до проектной величины, отличающийся тем, что из-под технической колонны в скважину опускают эксплуатационную колонну с вводом ее в продуктивный пласт на горизонтальном участке скважины до проектной величины, после чего осуществляют крепление колонны (Патент РФ №2089714, МПК E21B 7/04).
Однако данный способ не дает возможности провести геофизические исследования для определения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщения. Его применение целесообразно для пластов с продуктивной мощностью более 10 м и выдержанностью геологического строения месторождения. Способ не позволяет войти в продуктивный пласт с точностью до 1-2 м, что важно при относительно небольшой мощности продуктивного пласта 1-10 м и изменяющейся абсолютной отметки геологической кровли пласта. Вследствие этого данный способ не позволяет осуществить эффективное вскрытие продуктивных пластов, так как допускает возможность пересечения горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков, что обуславливает извлечение из пласта меньшего объема жидкости (газа, газоконденсата) с возможным существенным содержанием воды.
Известен способ вскрытия вторым стволом обводненных продуктивных пластов при восстановлении бездействующих скважин нефтяных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Способ вскрытия обводненных продуктивных пластов, заключающийся в бурении через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины второго ствола, который заканчивают горизонтальным участком в продуктивном пласте, имеет отличительные особенности в том, что через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины производят бурение наклонного пилотного ствола (пилот-ствола), которым пересекают продуктивный пласт от кровли до подошвы (с зенитным углом до 50°), проводят в пилотном стволе геофизические исследования последнего, выявляют нефтенасыщенный пропласток продуктивного пласта, устанавливают изолирующий этот пласт цементный мост от забоя пилотного ствола до места забуривания горизонтального участка второго ствола и бурят этот участок по нефтенасыщенному пропластку в секторе, направление которого определяется азимутом пилотного ствола. Изобретение позволяет осуществлять вскрытие обводненных продуктивных пластов по нефтенасыщенным пропласткам и извлекать из них безводную нефть с месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки (Патент РФ №2220271, МПК E21B 7/04).
Недостатком данного способа является бурение наклонного пилотного ствола под зенитным углом γ не более 50° и цементный мост, используемый для срезки. После установки цементного моста в пилотном стволе необходимо время его затвердевания. Пилотный ствол бурится под зенитным углом γ не более 50° из-за того, что при большем зенитном угле с помощью цементного моста практически невозможно выйти из пилотного ствола. В связи с зенитным углом менее 50° бурится протяженный участок от места забуривания горизонтального ствола до набора зенитного угла в 90° и входа в продуктивный пласт (протяженный участок в дальнейшем именуется транспортный ствол). Так как цементный мост по прочности значительно слабее вмещающих пород, редко получается сразу наработка желоба и качественная срезка с выходом из пилотного ствола. Приходится ставить повторный цементный мост и повторять срезку. Чтобы решить проблему выхода из пилотного ствола цементный мост ставят гораздо выше и производят наработку желоба с изменением нагрузки на долото и скорости вращения до тех пор, пока не произведут срезку. За время бурения транспортного ствола происходит значительное смещение горизонтального участка от пилотного ствола по направлению его азимута. Это повышает вероятность изменения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщение, т.е. возможно пересечение горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков. Для решения этой проблемы ставят цементный мост значительно выше кровли продуктивного пласта, производят срезку против направления азимута пилотного моста, проводят дальнейшее бурение так, чтобы вскрыть продуктивный пласт в одной точке с пилотным стволом. Это увеличивает протяженность транспортного ствола до 900 метров. За время бурения транспортного ствола производят замеры кривизны ствола геофизическим прибором (инклинометром или гироскопом). Однако на больших расстояниях из-за погрешности прибора происходит расхождение между значениями абсолютных отметок в пилотном и транспортном стволе до 2 м по вертикали, что не позволяет четко вскрыть продуктивный пласт в намеченном пропластке. Все вышеперечисленное приводит к увеличению цикла строительства скважины, снижению притока из пласта с возможным существенным содержанием воды.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта и проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колоны и бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. Осуществляют бурение горизонтального ствола, включающего горизонтальный участок, срезку под его бурение проводят из пилотного ствола, который снабжен средством для срезки, выполненным с возможностью изменения зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, при этом пилотный ствол бурят с зенитным углом до 89° (Патент РФ №2351734, опубл. 10.04.2009 - прототип).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи, вызванная отсутствием учета направления естественной трещиноватости и наличия в продуктивном пласте зон с трещиноватым коллектором.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором, включающем вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола, размещение средства для срезки в пилотном стволе с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного горизонтального ствола горизонтальных стволов в продуктивном пласте, согласно изобретению перед бурением по данным геофизических исследований определяют в продуктивном пласте доминирующее направление трещин естественной трещиноватости, оценивают ширину зоны повышенной трещиноватости, горизонтальные стволы размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости с удалением забоев друг от друга на расстоянии не менее 40 м, для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта, но не менее 2 м до водонефтяного контакта, точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола, длину пилотного ствола от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго и третьего ствола с входом в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95° и с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, по результатам проводки пилотного ствола в зоне повышенной трещиноватости определяют ширину этой зоны, длину пилотного ствола ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости, на основе геологической привязки к пилотному стволу производят забуривание второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, забуривание третьего ствола производят с противоположной стороны пилотного ствола относительно второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, через пробуренную скважину отбирают пластовую продукцию.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым, как правило, карбонатным коллектором не учитывают наличия в продуктивном пласте естественной трещиноватости. В то же время наличие этих зон существенным образом влияет на расстановку и проводку добывающих скважин и, в конечном счете, на нефтеотдачу залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором. Задача решается следующим образом.
Выполняют разработку нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором. На фиг.1 представлена схема разработки, где 1 - пилотный ствол скважины, 2 и 3 - второй и третий ствол скважины, 4 - зона повышенной трещиноватости, 5 - потолок коридора бурения, 6 - подошва коридора бурения, 7 - направление трещиноватости, 8 - расстояние между забоями стволов, α - зенитный угол входа пилотного ствола в зону повышенной трещиноватости, β - зенитный угол входа второго ствола в зону повышенной трещиноватости, γ - зенитный угол входа третьего ствола в зону повышенной трещиноватости, H - толщина зоны повышенной трещиноватости от кровли до водонефтяного контакта.
Проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом α в интервале 80-95°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола 1 горизонтальных стволов в продуктивном пласте. Перед бурением по данным геофизических исследований определяют доминирующее направление трещин 7 по продуктивному пласту, оценивают ширину зоны повышенной трещиноватости 4. Горизонтальные стволы 2 и 3 размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстоянии 8 не менее 40 м. Такое расположение стволов позволяет в наибольшей степени охватить воздействием продуктивный пласт. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта H, но не менее 2 м до водонефтяного контакта. Такой коридор бурения способствует максимальному продлению безводного режима разработки или разработке с минимальным обводнением добываемой продукции.
Точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с входом в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитными углами соответственно β и γ в интервале 80-95° и с отходом от пилотного ствола 8 не менее 40 м.
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, длину пилотного ствола 1 ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго 2 ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом β в интервале 80-95°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 8 не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 8 не менее 40 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ в интервале 80-95°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 8 не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения и с отходом от пилотного ствола 8 не менее 40 м.
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию.
Анализируют геологическое строение залежи и выявляют аналогичные участки. На таких участках выполняют аналогичное бурение скважин и их эксплуатацию как добывающих.
Назначение коридора бурения не более 1/2 толщины верхней части продуктивного пласта позволяет провести стволы в верхней части на отдалении от водонефтяного контакта и тем самым продлить безводный период эксплуатации скважины. Зенитные углы входа в зону повышенной проницаемости в интервале 80-95° позволяют иметь в этой зоне горизонтальные стволы, что наиболее благоприятно для наиболее полного охвата воздействием. Разнесение стволов в кровельную и подошвенную части также способствует охвату залежи воздействием. Удаление забоев стволов не менее 40 м позволяет создать условия для проявления конусов обводнения индивидуально для каждого ствола без взаимной подпитки конусов обводнения. В результате удается повысить охват залежи воздействием, увеличить безводный период эксплуатации и повысить нефтеотдачу залежи.
Примеры конкретного выполнения
2
2
3
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: по основной части пласта глубина 800 м, пластовое давление 7,2 МПа, пластовая температура 23°C, толщина продуктивного пласта 17,2 м, пористость 14,2%, проницаемость 0,083 мкм, нефтенасыщенность 76%. Зоны повышенной трещиноватости имеют пористость порядка 16,3%, проницаемость 0,145 мкм. Нефтяная залежь содержит нефть с вязкостью 52,8 мПа, плотностью 879 кг/м в пластовых условиях. Коллектор залежи карбонатный, порово-кавернозно-трещиноватый. Залежь разрабатывают на естественном режиме с отбором пластовой продукции через 657 добывающих скважин.
По данным геофизических исследований определяют доминирующее направление трещин 7 по продуктивному пласту, оценивают ширину зоны повышенной трещиноватости 4.
Проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом α 88°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны и проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола 1 горизонтальных стволов 2 и 3 в продуктивном пласте.
Горизонтальные стволы 2 и 3 размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстоянии 8 не менее 46 м. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта. Точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола. В данном случае точка входа расположена на расстоянии 68 м от вертикального ствола скважины. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с азимутальным входом в зону повышенной трещиноватости с углом β и γ 88°.
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, которая оказывается равной 83 м, длину пилотного ствола 1 ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом β 88°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 46 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 49 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 88°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 48 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 49 м.
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию.
Анализируют геологическое строение залежи и выявляют аналогичные участки. На втором таком участке выполняют аналогичное бурение скважин и их эксплуатацию как добывающих. Для этого проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом 80°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола 1 горизонтальных стволов 2 и 3 в продуктивном пласте.
Горизонтальные стволы размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстоянии 8 не менее 45 м. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта. Точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола. В данном случае точка входа расположена на расстоянии 59 м от вертикального ствола скважины. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с азимутальным входом в зону повышенной трещиноватости с углом β и γ 80°.
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, которая оказывается равна 110 м, длину пилотного ствола 1 ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом β 80°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 45 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 48 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 80°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 45 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола на расстояние 46 м.
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию.
На третьем участке выполняют аналогичное бурение скважин и их эксплуатацию как добывающих. Для этого проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом α 95°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола горизонтальных стволов 2 и 3 в продуктивном пласте.
Горизонтальные стволы размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстояние 8 не менее 41 м. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта. Точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола. В данном случае точка входа расположена на расстоянии 76 м от вертикального ствола. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с входом в зону повышенной трещиноватости 4 с азимутальным углом 95°.
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, которая оказывается равна 80 м, длину пилотного ствола 1 ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 95°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 41 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 44 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом 95°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 42 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола на расстоянии 47 м.
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию.
В результате удается повысить охват залежи воздействием, увеличить безводный период эксплуатации и повысить коэффициент нефтеотдачи залежи с 0,15 по прототипу до 0,21.
Пример 2 - контрольный. Выполняют, как пример 1. Проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом α 90°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола 1 горизонтальных стволов 2 и 3 в продуктивном пласте.
Горизонтальные стволы размещают преимущественно под углом 75° к направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстоянии 8 менее 40 м. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли более 1/2 толщины продуктивного пласта. Размещение пилотного ствола 1 осуществляют в середине коридора бурения, а точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола от точки входа в продуктивный пласт до зоны повышенной трещиноватости 4. В данном случае точка входа расположена на расстоянии 50 м от вертикального ствола скважины. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с входом в зону повышенной трещиноватости 4 с азимутальным углом 75°.
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, которая оказывается равна 83 м, длину пилотного ствола ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом β 75°, с отходом от пилотного ствола на расстоянии 37 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом β 75° и отходом от пилотного ствола на расстоянии 30 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 85°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 35 м и прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 85° и отходом от пилотного ствола на расстоянии 39 м.
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию. В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,16.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором.