Ранее рассмотрели несколько видов режимов работы пласта. Теперь рассмотрим подробнее режим газовой шапки (ГШ).
Этот режим характерен для залежей с газовой шапкой при слабой гидродинамической связи залежи с законтурной областью (слабая активность краевых вод). По сравнению с водонапорным режимом над нефтяной залежью имеется газовая шапка, а связи с законтурной водой практически нет, поэтому ВНК не изменяется, и этот режим характеризуется небольшим процентом воды при добыче нефти, но увеличением газового фактора по мере выработки нефтяной залежи.
Газовый фактор - объем газа, содержащийся в 1т или в 1 м3 нефти на поверхности в отличии от газосодержания.
При газонапорном режиме, по мере разработки нефтяной залежи, газовая шапка расширяется (газ заполняет коллектор, из которого ушла нефти, ГНК перемещается вниз), при этом давление газовой шапки падает. При расширении газовой шапки в определенный момент времени давление в ГШ станет меньше, чем давление в нефтяной части залежи, и начнется процесс перемещения нефти в газовую часть залежи. Эти перемещенные запасы нефти будут считаться потерянными для добычи. Поэтому для недопущения этого необходимо организовать поддержание давления в газовой шапке путем закачки газа или воды.
Необходимо отметить, что из-за повышенной вязкости нефти по сравнению с газом возможны прорывы газа к скважине, что приводит к её загазованности, т.е. добыче чистого газа. Таким образом, мы теряем нефтяную добывающую скважину. Чтобы этого не произошло, необходимо организовать поддержание пластового давления в нефтяной части залежи путем закачки воды. В этом случае давление в нефтяной части залежи повысится, и газ не будет прорываться к забою скважин. Но это уже будет комбинированный режим, а не режим газовой шапки.
Газонапорный режим бывает тоже жесткий (при больших объемах газовой шапки), когда отборы нефти удается полностью компенсировать расширением ГШ и упругий, когда возможны все варианты, описанные выше.