3. Газонапорный режим.

Газонапорный режим связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой. Нефть вытесняется из пласта напором расширяющегося газа. По мере разработки месторождения в связи с расширением газовой шапки нефти насыщенная толщина пласта уменьшается, газонефтяной контакт опускается. В чистом виде газонапорный режим действует в залежах, не имеющих гидродинамической связи с областью питания, нередко он сочетается и с водонапорным режимом, если пластовые воды не обладают достаточной активностью.

При разработке залежей в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей пласта, активности пластовых вод, темпов отбора нефти. Несмотря на большие запасы пластовой энергии, сосредоточенной в газовой шапке, эффективность работы залежи при газонапорном режиме ниже, чем при водонапорном из-за относительно плохой вытесняющей способности газа. Кроме того, дебиты скважин приходится ограничивать вследствие быстрого прорыва в них газа из газовой шапки.

4. Режим растворенного газа.

Режим растворенного газа проявляется в нефтяных залежах после снижения пластового давления в них ниже давления насыщения нефти газом. Находящийся в нефти растворенный газ по мере снижения давления выделяется в свободное состояние в виде отдельных пузырьков, равномерно распределенных по всему поровому объему пласта. Расширяясь, пузырьки продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.

При режиме растворенного газа пластовое давление постоянно падает, в результате разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением растет. Это ведет к увеличению объема выделившегося свободного газа, росту газонасыщенности пласта и, как следствие, к снижению фазовой проницаемости для нефти и увеличению ее для газа. В результате газовый фактор возрастает до значений, в несколько раз превышающих газосодержание нефти. Энергия газа расходуется нерационально, двигаясь по пласту, он практически не совершает работы по вытеснению нефти. На завершающей стадии разработки месторождения газовый фактор, достигнув своего максимального значения, начинает снижаться вследствие дегазации нефти. Так как пластовая энергия заключена в растворенном газе, количество которого в залежи ограничено, то падение пластового давления и полная дегазация нефти являются признаками истощения залежи. Дебиты скважин падают, дальнейшая эксплуатация их становится нерациональной.

5. Гравитационный режим.

При гравитационном режиме нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Интенсивность проявления гравитационной энергии относительно невелика, поэтому гравитационный режим возможен, когда отсутствуют или уже исчерпаны другие виды пластовой энергии. Темпы отбора нефти, дебиты скважин при гравитационном режиме очень невелики, поэтому он используется лишь в исключительных случаях: при доразработке истощенных месторождений, в шахтной добыче нефти. Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились.

Выделяют такие его разновидности:

1. гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части.

2. гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности, при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

3.4. Приток жидкости в пласт

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах.

В некоторых случаях добывающая скважина дренирует одновременно несколько пропластков с различными проницаемостями, толщинами, вязкостями нефти, а также пластовыми давлениями. Однако приток в такой сложной системе будет происходить при одинаковом забойном давлении (приведенном). При этом некоторые пропластки с меньшим пластовым давлением, чем на забое скважины, способны поглощать жидкость.