Гравитационный режим.
При этом режиме нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими видами залежь не обладает. Режим может быть природным - в залежах, расположенных на малых глубинах, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи, дебит присводных скважин понижается, сокращается объем залежи. При гравитационном режиме нефть отбирается очень низкими темпами - 1-2% в год. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течении длительного промежутка времени может быть достигнут высокий конечный КНО (0,5-0,6). Данный режим используется при разработке залежей в Азербайджане, Западной Украине и на Сахалине.
Особенности режимов газовых и газоконденсатных залежей.
При газовом режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи. В процессе разработки при данном режиме ГВК занимает стационарное положение, т.е. объем залежи практически не меняется. Пластовое давление залежи в процессе разработки постоянно снижается. Удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки.
Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа - до 8-10%. При газовом режиме значительного поступления попутной воды в скважины не происходит. Значения КИН высокие - 0,9-0,97. Режим характерен для многих крупных газовых и газоконденсатных месторождений.
Упруговодонапорный режим применительно к газовым залежам отмечается тогда, когда в процессе разработки залежи наблюдается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. Действие режима сопровождается постепенным обводнением скважин, в связи с чем они рано выходят из эксплуатации. Значения КИН ниже, чем при газовом режиме работы (0,5-0,95 в зависимости от степени сложности продуктивных коллекторов).
Смешанные природные режимы залежей.
Чаще всего режимы работы залежей встречаются в различных сочетаниях. В газонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки. Упруговодонапорный режим газовых залежей - это по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и энергии газов на разных этапах разработки. На залежах с пониженной проницаемостью пластов в начальный период может действовать газовый режим, а действие напора вод проявится лишь после существенного снижения пластового давления в залежи, причем по мере снижения давления оно может возрастать.
В процессе разработки залежей может происходить изменение их режима. Так в нефтяных залежах упруговодонапорный режим действует лишь при отборе 5-10% НИЗ, после чего начинает действовать режим растворенного газа (девонские залежи нефти Поволжья).
В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием природных видов энергии в тех случаях, когда они обладают водонапорным или достаточно упруговодонапорным режимом. На большинстве м/р применяют искусственные методы воздействия на пласт. Поэтому природный режим должен быть определен уже ко времени составления проектных документов на разработку для обоснования ее системы. Но как правило, к этому времени еще нет достаточных данных для определения природного режима залежи. Поэтому используют косвенные методы на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водонапорной системы, а также необходим ввод нефтяной залежи в пробную непродолжительную эксплуатацию с организацией постоянного контроля за изменением пластового давления, положения ВНК, величины газового фактора, обводненности скважин, их продуктивности.