“凝析气藏可同时产出天然气和凝析油，是重要的清洁能源，经济价值很高但开发很复杂，已成为开展提高采收率研究攻关、实现天然气增产的重要开发阵地。”中原油田勘探开发研究院提高采收率研究所党支部副书记王坤表示。
中原油田现有致密低渗凝析气藏4个，探明天然气储量250.13亿立方米，凝析油储量646.77万吨;现已开发天然气储量126.19亿立方米，凝析油296.65万吨，油气采收率仅为9.7%。其中，东濮凹陷凝析气藏具有深层低渗、高温、异常高压等特征，且富含凝析油和凝析水，属于近饱和的复杂类型凝析气藏。气藏开发过程中，随着地层压力逐渐下降，易产生井底积液和近井地层反凝析现象，导致地层渗流通道的堵塞，气井产能难以有效释放。
“在针对凝析气藏的前期开采过程中，我们应用了储层改造、水平井试验等技术，但仍无法减少反凝析现象和地层压力下降对气井产能的影响，改变开发方式是关键。”该研究所党支部书记许寻介绍。
为提升气藏采收率，科研人员通过查阅国内外凝析气藏注气成功试验案例，结合东濮凹陷凝析气藏的构造特征及分布规律，认为选用注气保压开发技术是确保气藏地层压力不减的“良策”。结合调研结果，他们应用复杂断块构造的相控随机建模技术、凝析气藏数值模拟技术，制订了中原油田致密低渗凝析气藏注气选区标准，并选定桥白凝析气藏为目标试验区。通过开展凝析气藏反凝析油注干气混相能力测试，明确了桥白凝析气藏注干气最小混相压力为40~42兆帕，确定在非混相驱压力下，注干气压力越高，井底积液和反凝析效果越好。
科研人员选择桥口气藏桥69-5井组作为先导试验井组，对该井所在的桥69块的构造、储层、流体等特征建立储层参数测井解释模型，研制预测注气压力图版。他们通过分析不同地层压力下的注气能力，优化生产压差、气嘴直径、合理产能等参数，并最终取得了较好的试验效果。
下一步，该油田将深化对凝析气藏提高采收率、延长气藏开采寿命的研究，结合先导试验井组的实施情况，配套开展调峰储气库先导试验，对凝析气藏储气库建库关键技术进行论证，实现提高采收率与储气调峰协同发展。方案实施后，预计增加凝析气藏天然气产量25亿立方米，凝析油产量97万吨。