Предложенная технология активного воздействия на процесс разра­ботки газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками включа­ет отбор газоконденсатной смеси через добывающие скважины, располо­женные в своде структуры, обратную закачку в пласт всего конденсата че­рез нагнетательные скважины, расположенные на границе раздела газовой и нефтяной зон, и обратную закачку сухого газа через другую сетку нагне­тательных скважин, расположенных выше по напластованию. После созда­ния оторочки конденсата требуемого размера (примерно 20 — 25 % от объе­ма нефтенасыщенных пор) переходят на закачку воды через первую сетку нагнетательных скважин. Отбор нефти производят после образования в пласте оторочки конденсата, а в случае большой разности между началь­ным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом — с мо­мента ввода месторождения в разработку.

Применительно к разработке газоконденсатных месторождений с ос­таточной нефтью предложенная технология повышения коэффициента углеводородоотдачи предусматривает первоначальное извлечение газоконден­сатной смеси в режиме истощения до момента снижения пластового давле­ния до значения, соответствующего максимальной насыщенности пористой среды остаточной нефтью и выпавшим конденсатом. Затем в пласт закачи­вают вытесняющий агент (газ, воду), поддерживая давление постоянным. В рассмотренном случае для повышения эффективности извлечения остаточ­ной нефти используется отрицательное последствие разработки газокон­денсатных месторождений на режиме истощения — выпадение в пласте уг­леводородного конденсата.

Р.М. Кондратом [19] достаточно подробно описаны особенности раз­работки Битковского и Гадячского газоконденсатных месторождений (Ук­раина) с применением заводнения.

Газоносные пласты Битковского газоконденсатного месторождения (Украина) приурочены к отложениям ямненской, манявской и выгодско-пасечнянской свит складки "Глубинная", залегающим на глубинах 1900 — 2800 м. Выше по разрезу в менилитовых отложениях этой же складки со­держится нефть. Продуктивные отложения представлены чередованием пе­счаников, известняков, глинистых сланцев, алевролитов, аргиллитов и гравелитов. В каждой из свит насчитывается от 2 до 20 песчаных пропластков толщиной от 1 до 22 м. Газоносные пласты характеризуются низкими коллекторскими свойствами (пористость составляет в среднем 0,12, проницае­мость по промысловым данным (2*15)-10"14 м2) и высокой неоднороднос­тью. Среднее значение коэффициента начальной газонасыщенности равно 0,7. В уплотненных песчано-алевролитовых породах развиты трещины. Трещинная пористость невелика, составляет 0,002 — 0,04 , но играет решаю­щую роль в проницаемости коллекторов.

Месторождение пластово-массивного типа с размерами 2500—6000 м по короткой и 18000 м по длинной осям складки. Поперечными нарушени­ями оно разбито на шесть блоков (с севера на юг): Старунский (I), Бачен-ский (II), Битковский (III), Пасечнянский (IV), Любижнянский (V) и Юго-За­падный (VI). Экранирующим является только нарушение, отделяющее Ста­рунский блок. Начальный газоводяной контакт был единым для всех бло­ков на абсолютной отметке минус 1945 м. Начальное пластовое давление, приведенное к плоскости начального контура газоносности, составляло 30,35 МПа, начальные запасы газа— 45-109 м3, начальное содержание кон­денсата в газе — 62 г/м3.

Месторождение приурочено к замкнутому водоносному бассейну, представленному в пределах отдельных блоков изолированными гидродина­мическими системами. Пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе. Минерализация воды изменяется от 120 до 220 кг/м3, составляя в среднем 168 кг/м3.

Месторождение введено в разработку в 1962 г. Максимальный уровень добычи газа достигнут в 1968 г. и составил 7,88 % от начальных запасов газа, утвержденных в ГКЗ. В 1989 г. добыто 0,82 % газа от начальных запа­сов. На 01.01.90 г. из месторождения извлечено с потерями 79,7 % газа и 44,5 % конденсата. Суммарный отбор пластовой воды равен 165 598 м3. Среднее пластовое давление составляет 5,5 МПа. По площади газоносности оно распределено неравномерно и изменяется от 4,8 МПа в Битковском блоке до 8,9 МПа в Юго-Западном блоке.

Месторождение разрабатывается при водонапорном режиме. В конце 1967 г. начали обводняться приконтурные скважины 400 и 450. На 01.01.90 г. из 61 скважины, пробуренной в пределах начального контура газоноснос­ти, 6 ликвидированы по геологическим и техническим причинам, 17 — вследствие обводнения, 7 обводненных скважин переведены в контрольные. В фонде добывающих числятся 32 скважины. По данным за декабрь 1989 г., пять скважин (24, 28, 45, 385, 478) эксплуатируются • газлифтным способом (периодически или непрерывно) с дебитом газа 5 — 95 тыс. м3/сут, восемь (9, 25, 26, 435, 457, 464, 473, 476) эксплуатируются периодически или ра­ботают барботажным газом с дебитом 1—5 тыс. м3/сут. По остальным скважинам дебиты газа изменяются от 18 до 77 тыс. м3/сут. Среднее рабочее давление по скважинам составляет 0,7 — 5,8 МПа, давление в затрубном пространстве 0,7 — 6,7 МПа, водный фактор 8-10~6 — 49-Ю"6 м3/м3.

Результаты промыслово-геофизических и термогазодинамических ис­следований скважин показывают, что обводнение происходило за счет как общего подъема газоводяного контакта, так и опережающего перемещения фронта воды по отдельным, наиболее дренируемым и проницаемым пропласткам, расположенным в различных частях продуктивного разреза.

Анализ промысловых данных показывает, что по мере отбора газа и снижения пластового давления происходило постепенное увеличение ско­рости внедрения воды в западную часть Битковского блока. На конец 1969 г. она достигла максимального значения, равного 110 м/год. В дальней­шем темп поступления воды уменьшается, а зависимости Н = f(t) и w = = y(t) постепенно выполаживаются. Аналогичные зависимости получены и для других блоков. В целом порядок обводнения добывающих скважин определяется положением их на структуре. Так, для обеих частей Пасеч-нянского блока получена линейная зависимость между абсолютными от­метками кровли выгодско-пасечнянских и манявских отложений (расстоя­ние до начального контура газоносности) и временем появления воды в продукции скважин.

Результаты промыслово-геофизических исследований обводненных скважин свидетельствуют о высоком значении коэффициента текущей га­зонасыщенности, при котором происходит отключение продуктивных пла­стов. Пласты со значением газонасыщенности 0,49—0,52 практически не работают. В продуктивном разрезе большинства скважин на момент их от­ключения имелись пропластки с начальной газонасыщенностью. Так, со­гласно данным промыслово-геофизических исследований скв. 32, проведен­ных в декабре 1975 г. после прекращения ее работы вследствие обводне­ния, газонасыщенные пласты отмечены в верхней части выгодско-пасечнянской свиты и в средней части манявской свиты. При повторных иссле­дованиях скважины, проведенных в мае 1979 г. через три с половиной года после ее остановки, изменений в расположении газонасыщенных пластов не произошло. Обращает на себя внимание сравнительно высокое значе­ние коэффициента остаточной газонасыщенности обводненных пластов: порядка 0,61 для выгодско-пасечнянской свиты и 0,5—0,59 для манявской свиты. За период эксплуатации скважины пластовое давление в зоне ее расположения снизилось с 17 МПа при появлении воды в продукции до 9,3 МПа —на момент прекращения ее работы из-за обводнения и 8,22 МПа — по замерам в мае 1979 г. С использованием этих данных опре­делено значение коэффициента остаточной газонасыщенности продуктив­ных отложений на момент защемления газа водой. Для отложений выгод­ско-пасечнянской свиты коэффициент остаточной газонасыщенности ока­зался равным 0,31, для пластов манявской свиты — 0,254—0,3. Эти значе­ния совпадают с результатами лабораторных экспериментов по вытесне­нию газа водой из естественных образцов Битковского месторождения в условиях, близких к пластовым; согласно им коэффициент остаточной га­зонасыщенности на момент прорыва воды составляет 0,3—0,35, а после прокачки одного порового объема воды уменьшается до 0,23—0,25.