Энергетическая характеристика залежей

Министерство Образования Российской Федерации

Самарский Государственный Технический  Университет

Кафедра геологии геофизики

Курсовая работа на тему:

 

 

 

 

 

 

 

Энергетическая характеристика залежей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: студент

Проверил: учитель 

Самара 2012 год

 

Оглавление:

 

1.1Начальное пластовое давление.

1.2Статическое и динамическое  состояние залежей У.В

1.3Природная водонапорная система.

1.3.1 Залежи с нормальным пластовым  давлением.

1.3.2Залежи с аномальным пластовым  давлением.

2.1Температура пласта.

3.Режимы залежей нефти  и газа.

3.1Водонапорный режим.

3.2Упруговодонапорный режим.

3.3Газонапорный режим  (или режим газовой шапки)

3.4 Режим растворённого  газа.

3.5Гравитационный режим.

4Вывод.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ  НЕФТИ И ГАЗА.

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом  различных видов энергии для  перемещения нефти и газа к  забоям скважин. Потенциальные возможности  залежей в этом плане зависят  от разновидностей природных режимов  залежей. В проявлении режимов большое  место занимают значение начального пластового давления и поведения  давления в процессе разработки.

1.1Начальное пластовое давление.

Пластовое давление-один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Если вскрыть водоносный пласт-коллектор и снизить в стволе скважины уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину начнёт поступать вода. Её приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных  в различных точках на водоносный пласт, обладающих давлением могут  быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. Различают три основных типа скважин:

• Скважина с устьями выше пьезометрической поверхности.
• Скважина с устьями совпадающими с пьезометрической поверхностью.
• Скважина с устьями ниже пьезометрической поверхности. (Они будут фонтанировать)

Рис 1.1 - водонасыщенный пласт-коллектор; 2 - залежь нефти; 3 - пьезометрическая поверхность; 4 - земная поверхность; 5 - скважина со столбом пластовой воды, уравновешивающим начальное пластовое давление; 6 - направление движения жидкости; 7- водоупорные породы.

Схема инфильтрационной  водонапорной системы

 

1.2Статическое и динамическое  состояние залежей У.В

Каждая залежь У.В. имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Залежи углеводородов рассматриваются в статическом состоянии, как природные геологические объекты для проектирования и разработки на основе подсчёта запасов, учитывая экономический фактор. Так же залежи углеводородов рассматриваются в динамическом состоянии. Т.е сразу после ввода эксплуатационной колонны. При этом наблюдается движение нефти, газа и воды к забоям скважины. Залежь введённая в разработку представляет собой геолого-технический комплекс, состоящий из самой залежи и системы разработки(т.е её технической части).

Начальное(статическое) пластовое давление – это давление в пласте коллекторе в природных условиях, т.е до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за её пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

1.3Природная водонапорная система.

Это система гидродинамически сообщающихся между собой пластов – коллекторов и трещинных зон с закючёнными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом движения подземных вод, т.е единым генезисом напора.

 Выделяют три основных элемента  в пределах водонапорной системы:

• Область питания – зоны в которых в систему поступают воды, за счёт чего создаётся давление, обуславливающее движение воды;
• Область стока – основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;
• Область разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах, в которых происходит разгрузка подземных вод.

Природные водонапорные системы подразделяются на инфильтрационные и элизионные, различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора

 

Схема элизионной водонапорной системы.                                                                                                  Рис 2.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине  залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей У.В.:

• Залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидрастатическому давлению. Их принято называть залежами с нормальным пластовым давлением.
• Залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидрастатического. Их принято называть залежами с аномальным пластовым давлением.

1.3.1 Залежи с нормальным пластовым  давлением.

Гидростатическим пластовым давлением (Г.П.Д.) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

В водоносном пласте начальное пластовое  давление принимают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания  пласта. Пластовое давление близкое  к гидростатическому характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей. (см рис 1.)

Особенности инфильтрационной системы.

Сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так  и питания. Область питания системы  расположена гипсометрически выше области разгрузки. Природный резервуар  пополняется атмосферными и поверхностными водами. Движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в  сторону регионального погружения пластов. Пьезометрическая поверхность системы представляется в виде наклонной плоскости, соединяющей области питания так и разгрузки.

За пределами залежей нефти  и газа, т.е в основной по площади  водоносной части инфильтрационных систем, значение вертикального градиента  пластового давления обычно в пределах 0,008-0,013 МПа/м и в среднем составляет 0,01 МПа/м.

В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает пропорционально увеличению глубины  залегания водоносных пластов-коллекторов. Его значение всегда ниже значений геостатического давления, т.е давления на пласт массы вышележащей толщи  пород. См рис 4

 

 График изменения давления с глубиной в инфильтрационной водонапорной системе терригенных отложений девона Волго-уральской нефтегазоносной провинции.

Давлений: 1-гидростатическое в различных  точках системы; 2-геостатическое

         

                                                       Рис 4.

Инфильтрационные водонапорные системы  характерны для древних платформ. В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают значения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК.

О соответствии и несоответствии пластового давления гидростатическому(т.е. глубине  залегания пласта) следует смотреть по значению давления в водной части  пласта, непосредственно у границ залежи, или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного  в пределах залежи и приведённого к горизональной плоскости, соответствующей  средней отметке ВНК или ГВК.

1.3.2Залежи с аномальным пластовым  давлением.

Это такое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей при котором вертикальный градиент выходит за пределы значений показателя, характерного для пластового давления.

При gradp > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при gradp < 0,008 — меньшим гидростатического (МГПД).

Наличие в пластах-коллекторах  СГПД можно объяснить тем, что  на определенном этапе геологической  истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока.

Сверхгидростатическое пластовое  давление характерно для элизионных водонапорных систем.

 

 

Особенности элизионных систем

 В таких системах напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пластов-коллекторов уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геостатического давления, возрастающего в процессе осадконакопления (геостатические элизионные системы), или в результате геодинамического давления при тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы).

В элизионной системе областью питания является наиболее погруженная часть пласта-коллектора. Отсюда вода, поступившая в нее, перемещается в направлении восстания пласта к областям разгрузки, когда имеется связь пласта-коллектора с земной поверхностью, или к границам распространения пласта-коллектора, если такой связи нет. В первом случае принято называть элизионные системы полузакрытыми, во втором - закрытыми. Вместе с водами, выжимаемыми из породы-коллектора, последним передается часть геостатического давления. При этом пластовое давление повышается по сравнению с нормальным гидростатическим р_пл._г на величину р_доп:

 

 

- превышение количества поступающей в пласт-коллектор воды над количеством её удаляющимся в область разгрузки;-коэффициент сжимаемости воды; -общий объём воды в пласте-коллекторе.

С увеличением закрытости водонапорной системы и объемов выжимаемой в нее воды р_доп возрастает и СГПД приближается по величине к геостатическому давлению. СГПД наиболее характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в межсолевых и подсолевых отложениях.

Образование СГПД связывают  также с уплотнением пород-коллекторов в результате цементации, с освобождением дополнительного объема воды при переходе монтмориллонита в иллит, с тепловым расширением воды и другими процессами, протекающими в недрах земли. СГПД, являющееся следствием тектонических напряжений, может быть свойственно пластам-коллекторам в пределах локальных тектонических СГПД или даже отдельных тектонических блоков.

СГПД характерно для районов  с повышенной неотектонической активностью и соответственно с высокой скоростью осадкообразования — для Северного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии, Предкарпатья. В этих районах СГПД встречается и на малых глубинах. Градиент СГПД может достигать 0,017 — 0,025 МПа/м и более.

В пределах элизионных водонапорных систем давление в гипсометрически  высоких частях залежей нефти  и газа, так же как и в пределах инфильтрационных систем, несколько  повышено за счет избыточного давления.

2.1Температура пласта.

Знание пластовой температуры  необходимо для изучения свойств  пластовой нефти, газа и воды (при  проектировании, осуществлении и  анализе разработки пласта), определения  режима пласта и динамики движения подземных вод, установления условий формирования залежей нефти и газа, а также для изучения теплового поля земной коры (при геофизических исследованиях). Оно оказывает большую помощь и при решении различных технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, перфорацией и т. д.

Замеры температур в скважинах  производят либо максимальным термометром, либо электротермометром. Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента. Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1° С, определяют по формуле

G = 4Et' 

где G — геотермическая ступень, С; Н — глубина места замера температуры, ж; h — глубина слоя с постоянной температурой, м; Т — температура на глубине Я, °С; t — средняя годовая температура воздуха на поверхности, °С.

Для более точной характеристики геотермической ступени необходимо иметь замеры температуры по всему стволу скважины. Такие данные позволяют вычислить величину геотермической ступени в различных интервалах разреза, а также определить геотермический градиент, т. е. прирост температуры в °С при углублении на каждые 100 м.

Величина геотермического  градиента (Г) равна:

 

Следовательно, зависимость  между геотермической ступенью и  геотермическим градиентом выражается соотношением

 

 

Как уже указывалось, данные термических исследований могут "быть широко использованы для изучения разрезов скважин и выявления в них нефтеносных, газоносных и водоносных пластов, а также для изучения геологического строения нефтяного месторождения в целом.

 

С помощью геотермических данных возможно отслеживать динамику подземных вод.

 

    Г. М. Сухарев составил карту геоизотерм по III группе песчаников чокракского горизонта для Терско-Дагестанской нефтегазоносной области с целью использования ее для прогнозов нефтегазоносности недр. Он установил, что в зонах затрудненного водообмена величина геотермической ступени в водоносном комплексе зависит от его гипсометрического положения. Если водоносный комплекс имеет низкую отметку, то величина геотермической ступени будет наименьшей, и наоборот. В зонах слабого движения вод, т. е. практически при отсутствии водообмена, геотермическая ступень является нормальной. В зонах ослабленного движения вод, связанного с литологическими или структурными условиями, величина геотермической ступени является промежуточной между зоной затрудненного водообмена и зоной отсутствия водообмена. По карте геоизотерм можно судить о затухании подземного стока вследствие ухудшения проницаемости песчаников, а также наблюдать за динамикой и направлением движения подземных вод и т. д.

Ван Орстранд провел интересные региональные исследования геотермии нефтяных месторождений США. Он указал, что величина геотермического градиента (в °С/100 м) возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклиналях. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали — зонами пониженной температуры.

Как известно, для верхних  слоев земной коры (10—20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 л и значительно колеблется для различных участков земного шара. Так, например, для Грозненской нефтеносной области она составляет 8—12 м, Апше- ронского полуострова (по данным Ш. Ф. Мехтиева) 21—37 м, ряда месторождений Урало-Волжской нефтеносной провинции около 80—100 м, для золотоносных месторождений Южной Африки около 110 м, для нефтяного района штата Вайоминг 11л. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхност ное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин. Поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.

Знание температуры в  залежи иефти оказывает большую  помощь при изучении свойств пластовых  жидкостей и газов, при проектировании и анализе разработки и мероприятий по воздействию на пласт в целях обеспечения максимального использования запасов иефти и газа.

 

3.Режимы залежей нефти  и газа.

Режимом газонефтеносного пласта называют характер проявления его движущих сил, зависящих от физико-геологических природных условий и мероприятий, проводимых при его разработке и эксплуатации. О режиме пласта судят по характеру изменения его дебита во времени, пластового давления во времени, характеру изменения давления в зависимости от отбора жидкости и т. д. Режим пласта — сложный комплекс проявления его движущих сил, который еще более усложняется в процессе разработки и эксплуатации.

Для всестороннего познания режима пласта необходимо изучить не только его литолого-физические свойства, но и промысловые данные, характеризующие дебит нефти, газа, воды, динамику продвижения контура нефтеносности и т. д.

Знание режима нефтеносного пласта необходимо для проектирования рациональной системы разработки и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

К настоящему времени установлено, что нефтяной или газовый пласт  по всей площади представляет собой  единую гидравлически связанную  систему (если он не разбит тектоническими нарушениями на отдельные блоки  и не имеет линзовидное строение).

В связи с этим влияние  эксплуатации скважин распространяется не только на нефтегазоносную область, но и на окружающую водонапорную область вплоть до границ пласта. Поэтому запасы энергии и силы, действующие в залежи и обеспечивающие приток нефти и газа к забоям скважин, необходимо рассматривать в связи со строением всей залежи и окружающих ее областей, а также в связи со свойствами жидкостей и пород всего нефтяного пласта.

Источниками пластовой энергии, под действием которой нефть  и газ притекают к забоям скважин, являются: энергия напора пластовых вод, энергия свободного и выделяющегося при понижении давления из нефти растворенного газа, энергия упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора, возникающего за счет силы тяжести самой нефти.

Нефть и газ могут двигаться  в результате проявления как в основном одного, так и различных видов пластовой энергии одновременно; эффективность действия напора краевых вод определяется величиной превышения выходов пласта над устьем скважины и зависит от пропускной способности пород (их проницаемости) и вязкости жидкости.

При хорошей проницаемости  пород и достаточной подвижности  жидкости в пласте, а также при  соответствии отборов жидкости и  пропускной способности пластовой  системы при данном напоре энергия  напора краевой воды может проявляться  систематично и длительное время.

Весьма важную роль в процессах  движения нефти и газа в пласте играет энергия упругости пластовой  водонапорной системы. Упругие изменения  породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к  единице их объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и  питающей ее водонапорной системы могут  быть огромны, то оказывается, что упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, движущим нефть к забоям нефтяных скважин.

Энергия газа проявляется  в виде упругой энергии сжатого свободного газа при наличии газовой шапки или в виде энергии выделяющегося из нефти растворенного в ней газа при понижении давления. Запасы энергии сжатого газа в залежи обычно ограничены и зависят от объема газовой шапки, запасов нефти, соотношений объемов газоносной и нефтеносной зон пласта величины пластового давления, растворимости газа в нефти.

Энергия напора, возникающего за счет силы тяжести пластовых жидкостей, проявляется в тех случаях, когда  пласты залегают под некоторым углом  к горизонту. Величина напора при  этом зависит от угла падения продуктивных пластов. Уровень жидкости в пласте понижается нередко ниже кровли пласта и движение жидкостей происходит со свободной поверхностью.

В процессе движения нефти  и газа в пласте чаще всего действуют  различные виды энергии одновременно. Однако в зависимости от геологических  условий и условий эксплуатации залежи та или иная энергия может  оказаться основной, превалирующей, в обеспечении притока нефти  и газа к забоям скважин.

В зависимости от природы преимущественно действующих сил в настоящее время выделяют следующие основные режимы работы нефтяных залежей:

1) водонапорный режим,

2) упруго-водонапорный режим,

3) газонапорный режим (или режим газовой шапки),

4) режим растворенного газа,

5) гравитационный режим.

 

Первые три режима представляют собой режимы вытеснения и последние  два — режимы истощения пластовой  анергии.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.1Водонапорный режим.

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием  давления краевых или законтурных  вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или  дождевых вод или за счет непрерывной  закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Условие существования водонапорного  режима

 

Где P_пл - среднее пластовое давление, P_нас - давление насыщения.

 

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется  только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис.5)обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить естественный водоем - русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому  давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2 - 8 % от извлекаемых запасов  в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой  водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин, естественного водонапорного режима, пластовое давление и газовый фактор.

 

 

 

 

 

Рис. 5

 

Стабильность газового фактора  обусловлено еще и тем, что  при Pпл > Pнас выделения газа в  пласте не происходит, поэтому с  каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в  ней растворено при пластовых  условиях (рис. 2.4). Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может  растягиваться во времени, так как  по хорошо проницаемым прослоям пластовая  вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым - медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

 

 

Рис. 2.4. Изменение во времени  основных

характеристик водонапорного  режима

 

 

В отличие от естественного  водонапорного режима при искусственном  непрерывный напор воды, вытесняющей  нефть, создают ее нагнетанием с  поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор  не обязательно должен иметь выход  на дневную поверхность для получения  непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых  термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при  изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить  быстро (теоретически мгновенно), поэтому  этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых  в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

3.2Упруговодонапорный режим.

Упругие силы могут проявляться  при любом режиме. Поэтому упругий  режим правильнее рассматривать  не как самостоятельный режим, а  как фазу водонапорного режима. В  период проявления этой фазы основным источником энергии является упругость  жидкости (нефти и воды) и породы.

Упруго-водонапорный режим  наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости (или отсутствии сообщения) нефтяной залежи с областью питания  или весьма значительной отдаленности (50— 100 км) области питания от залежи нефти.

Упруго-водонапорному режиму свойственны те же характерные черты, что и водонапорному, однако при  эффективном водонапорном режиме в  случае неизменяющегося отбора жидкости установившееся динамическое давление в пласте остается также стабильным (до момента изменения режима отбора жидкости из пласта), а при упруго- водонапорном режиме, даже в случае стабильного темпа отбора жидкости из пласта, оно непрерывно снижается. Таким образом, пластовое давление при этом режиме в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего и от суммарного отбора жидкости из пласта.

По сравнению с водонапорным упруго-водонапорный режим менее  эффективен: коэффициент нефтеотдачи  колеблется в пределах 0,5— 0,7. Для  обеспечения соответствующих отборов  нефти при этом режиме необходимо проводить мероприятия по воздействию  на пласт. Этот режим наблюдается  в ряде месторождений восточных  районов (Туймазы, Ромашкино) и др.

3.3Газонапорный режим  (или режим газовой шапки)

Основной энергией, продвигающей нефть по пласту при газонапорном режиме, является напор газа газовой шапки. При наличии огромной газовой шапки по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации залежи дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором нефти и скоростью продвижения контакта    газ-нефть.

В этих условиях пластовое  давление зависит от суммарного отбора жидкости из пласта и непрерывно снижается. Газовые факторы остаются постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и скоростью продвижения контакта газ — нефть (т. е. давление в отдельных участках пласта не снижается виже давления растворимости газа в нефти). В процессе эксплуатации залежи наблюдается непрерывное перемещение контура газоносности (и контакта газ — нефть).

Эффективность газонапорного  режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, а также от коллекторских свойств  пласта и характера структуры. Благоприятными условиями для проявления этого  режима являются высокая проницаемость  коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластования), большие углы наклона пластов (хорошая выраженность структуры) и малая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти  из пласта и снижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется и газ продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. Даже при наличии в пониженной части пласта краевых вод газ как источник энергии на первом этапе эксплуатации преобладает. Однако при некотором напоре краевых вод по мере снижения давления в газовой шапке может начаться перемещение нефти из нефтяной зоны пласта в газовую шапку. Такое перемещение нежелательно, так как нефть, смачива-ющая сухие пески газовой шапки, может быть безвозвратно потеряна. В связи со сказанным выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким газовым фактором при газонапорном режиме недопустимы; газ газовой шапки нужно всемерно беречь, а в случае необходимости надо закачивать газ в газовую шапку для того, чтобы предотвратить продвижение в нее нефти из нефтяной зоны пласта

Коэффициент нефтеотдачи  при газонапорном режиме   колеблется в пределах 0,5—0,7.

Месторождения Бугурусланское (Новостепановский и Калиновский  участки).

3.4 Режим растворённого  газа.

При режиме растворенного  газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. В процессе эксплуатации залежи дебит и давление непрерывно снижаются. Давление зависит от суммарного отбора нефти из пласта. Газовые факторы в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте (в результате снижения пластового давления) свободного газа даже и количество 7% (от объема пор) сильно снижает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме составляет 0,2-0,4.