зової шапки може дещо активізуватися у зв'язку з надходженням до неї газу, що виділяється з нафти: оскільки в нафтогазових покладах тиск насичення часто близько до початкового пластовому, то незабаром після початку розробки пластовий тиск виявляється нижче тиску насичення, в результаті починається виділення з нафти розчиненого газу; при високій вертикальної проникності пласта газ частково поповнює шапку.
Режим у чистому вигляді може діяти в покладах, що не мають гідродинамічної зв'язку з законтурне областю, або при дуже слабкої активності крайових вод. Причинами роз'єднання поклади і законтурне області можуть бути різке зниження проникності в периферійній зоні поклади, наявність запечатує шару поблизу ВНК, наявність тектонічних порушень, що обмежують поклад, та ін Геологічні умови, що сприяють прояву газонапорного режиму: наявність великої газової шапки, що володіє достатнім запасом енергії для витіснення нафти; значна висота нафтової частини покладу; висока проникність пласта по вертикалі; мала в'язкість пластової нафти (не більше 2-3МПа * с).
Об'єм нафтової частини поклади при її розробці скорочується у зв'язку з опусканням ГНК. Розмір площі нафтоносності залишається постійним (рис. 4, а). br/>В
Рис. 4. Приклад розробки нафтового покладу при газонапорном режимі: а - зміна обсягу поклади в процесі розробки; б - динаміка основних показників розробки. 1 - газ; 2 - запечатує шар на кордоні ВНКНАЧ; положення ГНК: ГНКНАЧ - початкова, ГНКТЕК - поточне, ГНКК - кінцеве; тиск: рпл - пластовий, Рнас - насичення; річні відбори: qн - нафти; G - промисловий газовий фактор; kізвл.н - коефіцієнт вилучення нафти
З метою запобігання передчасних проривів газу в нафтові свердловини в них перфорируют нижню частину нефтенасищенной товщини, тобто відступають від ГНК.
При розробці поклади в умовах газонапорного режиму пластовий тиск постійно знижується (рис. 4, б). Темпи його зниження залежать від співвідношення обсягів газової і нафтової частин поклади і від темпів відбору нафти з пласта. Темпи річного видобутку нафти у відсотках від НИЗ в II стадії можуть бути досить високими - приблизно такими ж, як і при водонапорном режимі. Однак слід враховувати, що в цьому випадку темпи розраховують, виходячи з менших видобутих запасів, оскільки коефіцієнт вилучення нафти при газонапорном режимі досягає близько 0,4. Тому при рівних балансових запасах і рівних темпах розробки абсолютна величина річного видобутку при газонапорном режимі менше, ніж при водонапорном. Порівняно невисоке значення коефіцієнта вилучення нафти пояснюється нестійкістю фронту витіснення (випереджаючим переміщенням газу по найбільш проникним частинам пласта), освітою конусів газу, а також зниженою ефективністю витіснення нафти газом порівняно з водою. Середній промисловий газовий фактор по поклади в початкові стадії розробки може залишатися пр...
