Актуальность работы обусловлена необходимостью описания и прогнозирования роста газового фактора на высокообводненных нефтяных месторождениях на поздних стадиях разработки. Цель исследования: обоснование явления увеличения промыслового газового фактора в процессе разработки месторождений на поздней стадии на основе изучения эффекта растворения нефтяного газа в попутно-добываемой воде и анализа условий сепарации нефти на объектах ее подготовки. Методы. Для моделирования растворения легких углеводородных компонентов нефти в воде используется модифицированное уравнение состояния Соаве-Редлиха-Квонга с учетом минерализации воды. Для оценки уноса легких компонентов нефти в газовую фазу при сепарации на дожимных насосных станциях и центральном пункте сбора нефти в зависимости от термобарических условий сепарации использован программный комплекс Aspen HYSYS. Результаты. На основе моделирования показано, что при увеличении обводненности скважин на месторождениях, разрабатываемых с поддержанием пластового давления закачкой воды при давлениях выше давления насыщения нефти, происходит рост промыслового газового фактора. Этот рост вызывается с одной стороны выделением легких углеводородных компонентов из попутно/добываемой воды, с другой стороны - увеличением температуры сепарации нефти на объектах поверхностной структуры (ДНС, УПСВ, ЦПС). При этом вклад растворенного в воде газа преобладает: при обводненности свыше 90-95 % промысловый газовый фактор может вырасти кратно по сравнению с газосодержанием пластовой нефти. Увеличение температуры сепарации нефти на 5-10 °С дает дополнительное увеличение газового фактора на 5-10 % из-за перехода части жидких углеводородов в газообразное состояние.