Ю.В. Желтое, В.М. Рыжик, В.Н. Мартос предложили также способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения путем частичного под­держания пластового давления в газовой шапке за счет барьерного завод­нения и регулируемых отборов нефти и газа. Согласно этому способу "су­хого поля" в течение определенного периода времени в зону ГНК нагнета­ется вода [10]. Одновременно осуществляется разработка нефтяной ото­рочки и газовой шапки. При этом темпы отбора нефти из оторочки и газа с конденсатом из газовой шапки устанавливаются такими, чтобы к концу выработки основных запасов нефти часть газоконденсатной зоны осталась необводненной. После прекращения закачки воды нефтяную оторочку продолжают разрабатывать на истощение до заданного предела обводнен-ности продукции. В это же время идет интенсивный отбор газа из зоны "сухого поля". Поскольку даже частичного поддержания давления после прекращения нагнетания воды не ведется, в результате отбора нефти и га­за пластовое давление достаточно быстро снижается, а газонасыщенный объем обводненной зоны увеличивается и соответственно происходит вне­дрение воды из этой зоны в "сухое поле". После достижения порога гидро­динамической подвижности защемленный газ обводненной зоны начинает фильтроваться не только в составе внедряющейся воды, но и как сплошная свободная фаза, обеспечивая увеличение дебитов газа эксплуатационных скважин. Авторы способа признают, что рассчитанные темпы добычи газа с конденсатом могут оказаться слишком низкими. В этом случае рекомен­дуется устанавливать отборы нефти и газа в соответствии с существующи­ми потребностями, но после обводнения заранее установленной части газо­конденсатной шапки "сухое поле" следует законсервировать. Размеры "су­хого поля" можно выбрать с таким расчетом, чтобы к моменту предельно­го снижения давления полного обводнения этого поля не произошло и имелась бы возможность в период доразработки залежи отбирать газ без воды. Экспериментальные исследования авторов способа показали, что в этом случае размеры "сухого поля" должны быть значительными.

Период доразработки будет сопровождаться снижением давления, в частности, в зоне "сухого поля". Соответственно будет уменьшаться конденсатосодержание добываемого газа. Отсюда следует, что для оптимизации не только доразработки, но и разработки в целом объекта необхо­димо сравнить ожидаемые показатели для нескольких вариантов, разли­чающихся объемами нагнетания воды и размерами "сухого поля" к мо­менту прекращения поддержания давления. Очевидно, эти расчеты долж­ны носить конкретный характер с учетом характеристики объекта разра­ботки.

Эксперименты показали, что доля воды в продукции оказывается до­пустимой после снижения насыщенности пласта на 10—15 %.Таким обра­зом, если после обводнения "сухого поля" средняя водонасыщенность плас­та снизится на подобную величину, обводнившиеся ранее скважины могут быть пущены в работу и будут фонтанировать газом с водой. По мере от­бора из пласта воды и снижения его водонасыщенности обводненность продукции будет непрерывно снижаться.

В некоторых случаях на нефтегазоконденсатных месторождениях мо­жет оказаться целесообразным применение законтурного заводнения. При рассмотрении этого способа обычно возникают опасения потерь нефти из-за вторжения ее в газонасыщенную зону, и для предотвращения этого принимают специальные меры. Законтурное заводнение служит прежде всего целям повышения нефтеотдачи и в случае мощных нефтяных оторо­чек может дать значительный технико-экономический эффект.

Как известно, в газоконденсатных шапках нефтегазоконденсатных за­лежей может присутствовать так называемая остаточная (погребенная) нефть, причем насыщенность ею перового пространства и ее запасы могут быть значительными [15, 28, 58]. Это обстоятельство заставляет изменить устоявшуюся точку зрения на недопустимость вторжения нефтяной ото­рочки в газоконденсатную зону. Результаты проведенного Ю.В. Желтовым и В.Н. Мартосом экспериментального исследования закономерностей дви­жения оторочек позволили предложить способ разработки нефтегазокон­денсатных залежей с преднамеренным принудительным смещением нефтя­ных оторочек в купол залежи. Смысл предложенного способа состоит в том, что при достаточно высокой насыщенности пласта погребенной неф­тью (примерно 25 % и больше от объема пор) будет происходить накопле­ние нефти в оторочке. За счет добычи погребенной нефти общая нефтеот-дача может превысить начальные запасы оторочки. При менее высоких насыщенностях размеры оторочки по мере ее движения сокращаются, од­нако и в этом случае может быть получена сравнительно высокая нефтеот-дача. Единственным непременным условием применения этого способа яв­ляется поддержание в залежи начального давления.

Размещение эксплуатационных скважин при применении способа принудительного смещения нефтяной оторочки должно производиться с учетом физико-геологических особенностей залежи. Во-первых, нужно иметь в виду то обстоятельство, что при высокой насыщенности пласта погребенной нефтью нефтеотдача будет возрастать с увеличением пути пе­ремещения оторочки, а при низкой — снижаться. Во-вторых, нужно учи­тывать, что газ вытесняется углеводородными жидкостями значительно бо­лее полно, чем водой. Этот факт установлен рядом исследователей и под­тверждается нашими экспериментами. Это означает, что при принудитель­ном смещении оторочек в период поддержания давления может быть полу­чена более высокая газоотдача и конденсатоотдача, чем при барьерном за­воднении. Естественно, что полнота извлечения конденсата должна возрас­тать с увеличением пути перемещения оторочки. На основании таких характеристик залежи, как насыщенность пласта погребенной нефтью, потенциальное содержание конденсата в газе, запасы газа, конденсата и нефти, размеры газоконденсатной и нефтяной зон, ве­личина ретроградных потерь конденсата при снижении давления и т. д., в каждом отдельном случае можно определить оптимальный масштаб смеще­ния оторочки с целью максимального использования общих запасов зале­жи. В соответствии с этим и должно производиться размещение эксплуата­ционных скважин по залежи, устанавливаться темпы закачки воды и отбо­ров нефти.

Частичное смещение оторочки в газоконденсатную шапку может ока­заться целесообразным и в случаях узких оторочек. Такие оторочки могут иметь большой этаж нефтеносности и сосредоточивать значительные запа­сы нефти. Обычно их разбуривание представляет значительные трудности. Следствием этого является неравномерность дренирования нефтяной зоны, что приводит к дополнительным потерям нефти в пласте. Регулируемое смещение оторочек устраняет необходимость точной проводки скважин: они могут быть пробурены вблизи газонефтяного контакта и вводятся в эксплуатацию по мере прорыва в них нефти.

Сравнивая преимущества и недостатки способов барьерного заводне­ния и принудительного смещения оторочек, Ю.В. Желтов, В.М. Рыжик, В.Н. Мартос отмечают следующее. Первый из них характеризуется воз­можностью маневрирования очередностью и интенсивностью извлечения запасов нефти и газа с конденсатом, обеспечивает высокие конечные ре­зультаты разработки залежей и может быть рекомендован к широкому применению. Область применения способа принудительного смещения ото­рочек ограничена, но в определенных условиях он может обеспечить наи­более полное использование запасов в сравнении с прочими способами разработки, в том числе и в сравнении с барьерным заводнением. Наибо­лее важными условиями, определяющими целесообразность его примене­ния, являются величина насыщенности пласта погребенной нефтью, потен­циальное содержание конденсата в газе и соотношение запасов нефтяной и газоконденсатной зон залежи.