1. Водонапорный режим залежей.

При данном режиме основной дви­жущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме дебиты и давления в процессе эксплуатации скважины остаются посто­янными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой из пласта жидкостью и поступлением краевых вод в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяются во вре­мени, т.е. остаются постоянными, если давление не снижается менее давления насыщения нефти газом в залежи. В процессе эксплуа­тации и отбора жидкости (нефти и вод) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод непре­рывно увеличивается добыча вод, поступающих совместно с нефтью. Водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эф­фективным в случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные раз­меры, а в ее строении принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превы­шение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи.

2. Упруговодонапорный режим залежей.

При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы, поэтому упругий режим надо рассмат­ривать не как самостоятельный, а как сопутствующую фазу водона­порного режима. При данной фазе основными источниками энергии являются расширение вод, заключенных в коллекторе, и уменьшение объема пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются коэффициентами сжи­маемости соответственно жидкости и пласта.

В связи с этим при изучении гидродинамических систем, к ко­торым приурочены нефтяные залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать их упругоемкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залежей за счет сил упругости при снижении давления от Р₀ до Р.

Наиболее эффективно упруговодонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания и в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруговодонапорном режиме в отличие от чисто водонапорного при одном и том же установившемся темпе отбора жидкости из залежи наблюдается непрерывное падение ди­намического давления. При этом режиме пластовое давления тесно связано с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.

3. Газонапорный режим залежей.

По мере отбора нефти из нефтяной за­лежи пластовое давление постепенно снижается, а расширяющийся газ из «газовой шапки» вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. До подхода газа из «газовой шапки» к забоям эксплуатаци­онных скважин газовые факторы резко возрастают и в конечном итоге скважины переходят на фонтанирование газом. Если при на­личии «газовой шапки» нефтяную залежь окаймляют напорные кон­турные воды, то в период эксплуатации преобладает газ как источник энергии. Но при непрерывном снижении пластового давления в «га­зовой шапке» наступает момент, когда начинается процесс переме­щения нефти под влиянием напора контурных вод в «газовую шапку». Этого нельзя допускать, так как много нефти будет потеряно на смачивание сухих песков «газовой шапки».