Коэффициент газо-нефтяной продукции является ключевым показателем при проектировании разработки нефтяных залежей с газовым воздействием. На основе определения 5 источников газа, выделяемых в течение полного жизненного цикла газового воздействия, предложена формула прогнозирования коэффициента газо-нефтяной продукции для низкопроницаемых залежей, соответствующая 3 стадиям разработки. На этапе от закачки газа до появления газа коэффициент преимущественно контролируется первоначальным растворённым газом в жидкости залежи, представлен метод определения эквивалентного растворённого газа в воде; на этапе от появления до проникновения газа коэффициент определяется растворяющей способностью газового «нефтяного барьера», что может быть определено с помощью метода описания физических свойств «нефтяного барьера» в низкопроницаемых залежах; на стадии после проникновения газа изменения коэффициента определяются соотношением образующегося свободного газа, прогноз основан на простом понимании «пространство, оставшееся после извлечения жидкости, заполняется закачиваемым газом и водой», вычисления ведутся с применением уравнений потоков нефти и газа, модели Кори, уравнения Стоуна, коэффициента увеличения продукции газового воздействия в низкопроницаемых залежах и соотношения ступенчатого чередования воды и газа при закачке. Метод «трехфазового» прогнозирования коэффициента газо-нефтяной продукции был подтверждён опытами на полигоне смешанного воздействия CO₂ в низкопроницаемых залежах и может использоваться при проектировании схем закачки газа, оптимизации добычи и оценке потенциала захоронения.

низкопроницаемые залежи; смешанное воздействие; коэффициент газо-нефтяной продукции; растворённый газ; свободный газ; нефтяной барьер; уравнения потоков; коэффициент увеличения добычи газом