凝析气藏是一类最为特殊、复杂的气藏，在开采过程中凝析油气体系在地层中的渗流伴随着复杂的相态变化，与一般气藏相比，凝析气藏在开采过程中随着压力的逐渐下降会发生反凝析现象，从而发生相态的变化。因此开采难度极大。 鉴于此，中国石油化工集团股份公司针对中原深层凝析气藏开发中存在的问题，专题立项研究“东濮凹陷东部含气区深层凝析气藏评价及储层改造技术”攻关，包括储层评价、水力压裂改造和测试技术三大专题。本文是该项目专题二“东濮凹陷东部含气区凝析气藏储层改造”的重要组成部分，取得的重要成果如下： (1) 分析了多孔介质吸附、多孔介质毛细凝聚、孔隙结构以及流体因素对相态与平衡的影响；采用凝析气井获得的油、气、水样和地层岩心，通过测试岩心的气测渗透率；原生水饱和度建立与原生水饱和度下的气测渗透率测试；原生水饱和度+残余油饱和度建立(等效于束缚水饱和度)及该饱和度下的气相渗透率测试。分析凝析油吸附作用对地层渗透率的影响程度 (2) 当含水饱和度从0增大到最小原生水饱和度时岩心气测渗透率下降倍数较低，而含水饱和度从最小原生水饱和度增大到最大原生水饱和度时的岩心气测渗透率下降倍数占绝大部分，显示出后半段地层中凝析油对地层渗透率伤害较严重。在液相饱和度从最小原生水饱和度增大到最大原生水饱和度过程中，凝析油的析出与吸附作用替代部分束缚水饱和度，可以在一定程度上减轻井底凝析水聚集对储层的伤害。 (3) 在残余油饱和度条件下，尽管液相饱和度超过了束缚水饱和度，但气相渗透率普遍比束缚水饱和度条件下渗透率大。这说明在液相饱和度从最小原生水饱增大到最大原生水饱度过程中，凝析油的析出与吸附作用替代部分束缚水饱和度的作用，可在一定程度上减轻井底凝析水的聚集对地层渗透率的伤害。 (4) 研究工区内沙三下和沙四的水敏程度属于中等偏强范围，说明岩石的水敏性对地层渗透率的伤害程度比较严重，应力敏感性较强。 (5) 水锁和油锁实验表明，即使扣除端点效应压力，使真实启动压力梯度等于实验测试的启动压力梯度30％，液锁深度超过3.2m后，现有的地层压力条件也难以到达解除液锁需要的压差条件的。 (6) 首先结合交连反应与反应动力学分析了硼交联机理、延迟胶联机理和延迟胶联技术，说明了OCB-Ⅱ压裂液体系具有抗高温性能。 (7) 通过实验评价筛选了以羟丙基胍胶为稠化剂，OCB-Ⅰ或OCB-Ⅱ为高温胶联剂，APS为破胶剂的抗高温水基冻胶压裂液配方，实验分析了HPG用量，粘土稳定剂用量，对压裂液的综合性能的影响。 (7) 首次通过描述平衡气液相组成、物质量(摩尔数)及平衡常数与压力、温度关系的物质平衡条件方程组；平衡气液相组成、物质量、平衡常数与逸度关系的热力学平衡条件方程组及用于相平衡计算的状态方程，建立相平衡模型。结合组分模型建立了凝析气藏压裂后生产动态模拟的数学模型。应用牛顿—拉弗生方法进行相态数值计算、采用IMPES方法模拟凝析气藏压裂后生产动态。 (8)随着水力裂缝长度增加，天然气和凝析油的产量均增加，裂缝越长，增产效果越明显。这与常规气藏、黑油油藏水力压裂增产相似;随着储层中轻组分增加，天然气产量增加幅度更大，而凝析油增产幅度相对减小。因此，凝析气藏增产效果不仅取决于裂缝几何尺寸，而且受储层流体组成和压力、温度环境显著影响。 (9)通过分析凝析气藏流体组成、环境条件(温度和压力)、裂缝几何尺寸对凝析气、凝析液对储层中压力分布、含油气饱和度分布以及生产动态的影响，说明了凝析气藏压裂与常规气藏、黑油油藏压裂有显著区别，必须区别对待。由于凝析气藏压裂后在井筒和裂缝周围有大量的凝析油析出并饱和地层而产生凝析油环，对储层产生很大的伤害，将极大地减小天然气产量，这些凝析油环受前述多种因素控制。 关键词:凝析气藏凝析液实验研究伤害机理相态生产动态