深部低渗致密气藏凝析气藏开发的难点及其对策1.ppt
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总57页第1页,李士伦（教授，博导）2003年4月2325日,深部低渗致密气藏凝析气藏开发的难点及其对策,总57页第2页,摘要,我国低渗致密气藏和凝析气藏的储量占相当大的比例。
随着深部油气勘探的发展，发现这类气藏的可能性也更大。
认识和掌握这类气藏的特殊规律（地质、开发特征）是开发好低渗致密气藏的前提;确定合理的开发方式、层系井网和气井生产制度是开发好这类气藏的基础;采用先进实用配套的工艺技术，是开发好这类气藏的保证。
总57页第3页,重点介绍五项建议技术措施，即：
深度压裂改造技术，凝析气井井筒和近井地带积液的处理技术，开发后期低于最大凝析压力条件下的注气技术，低渗致密凝析气藏多孔介质油气体系相态分析技术和某些气藏工程分析技术。
总57页第4页,一、低渗致密气藏的地质特征和开发特征,根据我国标准，有效渗透率0.1103m2（绝对渗透率120103m2）、孔隙度15%为低渗气藏，有效渗透率3500m）天然气资源量为21.661012m3，占全国天然气总资源量的57%，陆上主要集中在西部。
对已开发的这类气藏，如何改善开发效果，发展先进实用配套的技术，对我国天然气工业持续稳定发展，有着十分重要的意义。
总57页第5页,1）构造特征
（1）断层断裂活动引起一系列构造、地层的变化，改变储层埋藏条件，引起流体性质和压力系统的变异。
（2）透镜体准确确定透镜状砂层的大小、形态、方位和分布，是能否成功开发这类气藏的关键。
1、低渗致密气藏的地质特征,总57页第6页,（3）裂缝低渗致密储层只要能与裂缝搭配，就能形成相对高产的储层，对裂缝的系统研究是开发这类气藏的重要课题。
裂缝主要对油气渗流作贡献，裂缝孔隙度一般不会超过2%。
根据国内外大量资料表明，在一定埋藏深度下，天然裂缝在地下一般呈闭合状态，缝宽多为1050m，基本上表现为孔隙渗透特征，这些层不压裂往往无自然产能。
总57页第7页,2）储层特征,低渗致密砂岩主要特征是：
非均质性强，低孔低渗和高含水饱和度。
（1）非均质性强低渗致密砂岩储层一般具有严重的非均质性，储层物性在纵横向的各向异性非常明显，产层厚度和岩性都不稳定，在很短距离内就会出现岩性、岩相变化甚至岩性尖灭，以至在井间无法进行小层对比。
（2）低孔低渗孔隙结构研究能揭示储层内部的结构，它是微观物理研究的核心，这类储层的孔隙结构主要特征是孔隙类型的多样、孔喉半径小和泥质成分多。
总57页第8页,-孔隙结构主要特征,一般这类储层孔隙有粒间孔隙、次生孔隙、微孔隙和裂缝四种基本类型。
粒间孔隙愈少，微孔隙所占比例愈大，渗透率就愈低。
低渗致密砂岩受后生成岩作用影响明显，它以次生孔隙（包括成因岩作用新生的孔隙和经改造后的原生孔隙两部分），并且往往伴随着大量的微孔隙。
不论何种成因，不论其性质有何差异，这类砂岩都具有孔隙连通但喉道细小的特征，一般喉道小于2m。
泥质含量高，并伴生大量自生粘土，这是低渗致密砂岩的又一明显特征。
总57页第9页,-渗透率特征,渗透率是储层渗流能力的决定因素，由于孔喉小，微孔隙比重大，故渗透率很低。
常规实验室测定的气体渗透率与实际储层条件下的渗透率差别很大，这对低渗致密气藏尤为突出，因此要尽量模拟地层条件测定储层渗透率，地层条件下的渗透率不仅与上覆岩层压力有关，还与地层水饱和度及其含盐量有关。
埋藏愈深，压实、胶结和成因作用愈强烈，所以，渗透率随埋深的加大、压力的增高而急剧地减小。
这类储层岩石具有强烈的应力敏感特性，并且压力卸载后，渗透率恢复不到原值。
总57页第10页,2、低渗致密气藏的开发特征,1）单井控制储量和可采储量小，产量低，递减快，气井稳产条件差。
2）大多数气井需经加砂压裂和酸化才能获得较高的产量或接近工业气井的标准。
但随之而来的是投产后的递减率高。
3）主力气层储量动用充分，而非主力气层，储量基本未动用，多为长井段多层合采，因此层间矛盾更加突出。
总57页第11页,4）一般不出现分离的气水接触面，大多产水不大，但储层的含水饱和度很高，一般为3070%，通常以40%作为估算储量的下限。
因此井筒积液严重，常给生产带来影响。
5）气井生产压差大，气藏单位地层压降产气量小。
由于生产压降大，井口压力就较低，所以，可供利用的压力资源就有限。
6）孔隙结构特征差异大，毛管压力曲线都为细歪度型，细喉峰非常突出，喉道半径均值很小，排驱压力很高，这些特征对于气体渗流规律产生很大的影响。
而在低渗致密储层中气体渗流特征与油藏油的渗流特征有相似之处，存在着“启动压力”现象。
总57页第12页,3、低渗致密气藏开发的十项配套工艺技术,1）钻井、完井和气层保护技术如采用“特低固相”钻井液，达到低固相、低密度、低粘度和防塌、携砂能力强的要求。
要防止在压裂改造过程中对气层的污染。
2）优化射孔技术如采用负压射孔、深穿透射孔。
总57页第13页,3）气藏描述技术,其核心是寻找有经济价值的高产富集区，优先投入开发。
其它的措施可列举以下方面：
（1）用岩矿分析、扫描电镜和X衍射等方法和手段确定岩土矿物成分、含量和产状。
（2）开展沉积相研究，寻找有利相带。
（3）开展成岩作用与成岩史研究，确定次生孔隙在平面上和纵向上发育带。
（4）开展气藏类型的研究，对储层不稳定的岩性气藏进行井间砂体的预测。
（5）开展地应力测定及裂缝系统的早期识别研究。
总57页第14页,（6）气藏构造、物性、含油气性和油气水分布的三维显示。
（7）开展测井系统的适应性试验，提高测井解释水平及解释模型的建立。
（8）通过露头观察、定向岩心、应力大小及方向分析，来预测水力压裂裂缝方位。
（9）用三维地震、垂直地震剖面和井间地震等方法进行砂体的预测。
（10）综合评价这类气藏开发的可行性。
总57页第15页,4）气藏工程分析技术,渗流机理这个重大理论问题（非达西流，气体滑脱，“启动压力”和临界流动压力梯度等），仍需开展深入的研究和系统的实验。
试井方法也仍待完善和发展。
总57页第16页,5）低渗致密气层的压裂改造技术,以美国为例，自1981年以来所钻的井有3540%都必须实行大型的水力压裂，使气井增产气量达到4057%。
1978年休斯顿米切尔能源公司在德克萨斯州贝克奥恩一号井进行巨型压裂，泵入1150t砂子和4600m3压裂液。
美国前安然公司在四川八角场香四气藏的加砂压裂和长庆气田压裂改造的经验都值得引起我们的重视。
总57页第17页,6）低压低产气藏气井井筒举升技术四川、中原、大港等都有很好的经验。
7）气井动态监测技术8）降低建设成本，采用科学、合理的地面流程9）富含凝析油型凝析气藏全部或部分回注干气保持压力技术,总57页第18页,10）水平井技术,水平井适用于这类气藏的一些特定地区。
如由于构造应力而产生各种裂缝，若水平井能很好地与垂向裂缝相交，则渗流状况会有很大的改善。
美国莫比尔公司在1982年开发（Sochlingen）索奇林乾气藏，钻了3口直井，并采用了常规压裂技术，效果均不理想。
后来，钻成了世界上现今最深的水平井（垂直井深达4784.5m），水平段长628m，还对水平井进行多次压裂，井下形成了四条水力压裂缝，获得了比直井高35倍的产量，气井达到了36.8104m3/d的稳定产量。
总57页第19页,二、几项具体建议技术,总57页第20页,1深度压裂改造技术,没有压裂改造，绝大部分低渗气井就没有工业产量，它是开发低渗气藏凝析气藏的关键性技术。
美国前安然公司虽已爆发丑闻而倒闭，但在四川八角场气田低渗致密香四气藏的深度压裂改造仍给我们很多的启示，它帮助我们开阔思路，增强我们对低渗致密气藏开发的信心。
（参见中国石油对外合作经理部四川潘正富文章，2000.7）。
总57页第21页,概况：
位于四川省中部，1974年2月开始勘探，1981年4月投入开发，香四气藏为其主力气藏。
低渗致密气藏，1993年在中部30km2范围计算的天然气控制储量为234108m3，气藏自然产能低，生产压差在2434.3MPa之间，平均单井产量仅1104m3/d，为典型的难采储量。
构造平缓、完整、形态简单，闭合高度155m，闭合面积181.5km2。
储层孔渗物性差，孔隙度1.015.7%，平均8.3%，渗透率0.052.5103m2，平均0.507103m2，储层含水饱和度高，平均59.2%。
储层内分布少量微细裂缝，为油气运移主要通道。
该储层属强水敏性储层。
-四川八角场气田香四气藏压裂情况,总57页第22页,该气藏属异常高压气藏，原始地层压力高达53.457.8MPa，但产能低，生产压差大，在2434.3MPa间，平均单井自然产能仅1104m3/d，采气指数300400m3/dMPa。
试采结论是香四气藏储量大，而自然产能低，要提高单井产量，必须对气藏进行深度改造。
总57页第23页,1）增产作业改造简史,第一阶段酸化解堵（1986年以前）每井注入酸量318.7m3，浓度1115.1%，平均泵压40MPa，排量150L/min，效果不明显。
第二阶段加砂压裂（19861990）1987年相继在角46井、角13井进行大型加砂压裂，当时受井身条件和施工装备限制，最大注液排量仅达到2.53m3/min。
总57页第24页,第三阶段引进NOWSC和哈里伯顿公司技术（19911995）三口井均施工成功，但未能大幅度提高单井产量。
与此同时，四川石油管理局也开展了系列研究和评价。
1998年四川石油管理局引进了14台压裂装备，并进行国内配套工作，储、运、配、供、注及施工控制能力有了大幅度提高。
1997年美国安然公司总承包了川中合作区块的储层改造工作。
总57页第25页,2）安然公司的储层改造方案其主要技术要点,
（1）气层保护及井的工程条件准备该公司在这方面做得很出色，从钻井液、完井液的优选、作业用水水质的控制到钻井、完井全过程的监控，无不贯穿着气层保护这一宗旨。
对压裂用水最后确定高价购买生活用水作为施工用水。
在三口施工井都选了大通径管汇注液，采用井口保护器对井口装置实施保护，这样为大型加砂压裂创造了良好的井筒和井口工程条件。
总57页第26页,
（2）压裂液及支撑剂的优选由于储层敏感，所以对液体配方、药品采购、配液用水及配液过程严格把关。
经反复筛选评价，选定万庄分院的瓜尔胶压裂液配方，压裂液添加剂均在国内选购，严把采购质量关。
适当降低粉剂浓度，进一步降低液体对储层的伤害。
最后选定美国Carbo公司的高强度陶粒作支撑剂。
总57页第27页,（3）施工参数优选进行单井模拟和用压裂模拟器确定有效裂缝长度与施工规模的关系，进而与压后产量变化关系，此外，还优化注液排量、注液程序，用最少注入量和最小投入获得有效裂缝长度。
（4）测试压裂及其对施工方案的校正破裂压力、闭合压力、液体在地层中的滤失系数是施工优化的关键参数。
为降低施工风险，尽可能减少前置液用量，在每口井加砂压裂前都进行测试压裂，根据这些资料处理结果来修正加砂压裂施工方案。
总57页第28页,（5）建立施工保证体系施工保证体系包括：
优质施工装备配置，施工用水水质控制，压裂液罐及其清洁处理，压裂液添加剂质量控制及压裂液配置全过程质量控制，供液、供砂、泵注和施工监控。
采用新引进的压裂设备HQ2000型压裂泵车10台，总功率2104HHP，FBRC100ARC混砂车1台，FRACVAN仪表车1台，装备额定压力107MPa，注液排量10m3/min，装备可对注液排量、支撑剂浓度及各种添加剂加入浓度实行自动控制。
改善压裂液供液管汇，采用12”总管和6”支管，保证供液能力达到10m3/min，并保持供液压力恒定。
200m3立式砂罐供支撑剂，保证连续供砂能力大于10t/min。
使用TSI公司井口保护器，泵注时采用3根3高压管汇进井口。
施工监控主要依赖于FRACVAN仪表车。
总57页第29页,（6）压后排液技术由于香四储层的特殊性，容易受到伤害，所以尽量减少液体在地层中停留时间，有利于降低储层伤害，因此采取强制裂缝闭合、快速排液的技术措施，改善施工效率，为此安装了EXPRO公司的放喷测试装置，并辅助安装了快速排液管线，可做到停泵后立即排液。
总57页第30页,表1三口作业井的增产效果,总57页第31页,2、凝析气井注干气吞吐技术（利用甲烷为主的干气处理近井地带以提高凝析气井产量及其他,目前，我国相当部分的凝析气藏凝析油含量中偏低，处于保持压力开发的经济极限边缘。
此外，地层压力与初始凝析压力差值小，多属饱和凝析气藏，最大反凝析液量又小于临界流动凝析油饱和度很多，这样，若不保持压力开发，不但凝析油的采收率低，而且凝析油积聚在近井地带和井筒内，影响气相对渗透率和气井的产能，成为衰竭式开发凝析气藏时气井开采中特别需要重视解决的问题，下面介绍一些解决的办法。
总57页第32页,1）注干气单吐,这里介绍俄罗斯在科勃列斯克和阿斯特拉罕两个凝析气田15号井和56井注干气单井吞吐试验设计以改变井周围凝析油积聚影响气井产能的情况。
据介绍，在俄罗斯其他凝析气田已有现场试验的实例，我国塔西南柯克亚凝析气田已有数口井实施，取得了好的效果，成功地恢复了已停产的凝析气井生产。
15号井：
目前地层压力为10MPa，初始凝析压力2225MPa，最大凝析压力1516MPa，渗透率平均值15103m2，孔隙度0.108（小数），有效厚度25m，该井是在低于最大凝析压力条件下实施干气单井吞吐的。
总57页第33页,56号井：
也是低于最大凝析压力条件下进行处理的。
采用注甲烷气处理气井，其注入量在1080104m3范围，注入压力低于最大凝析压力。
计算结果表明，由于近井地带液相的再分布，干气处理后可在相当长时间内提高气井的日产量，预计是处理前的45倍，随后在几个月内逐渐递减。
设计者认为，压力高于最大凝析压力（Pmax）的气井处理就不如压力低于Pmax的效果好。
总57页第34页,几点认识：
（1）用这种处理方法未发现有析出的凝析油大量蒸发的现象，它的作用机理主要靠把凝析油挤往地层较远处而增产。
（2）看来，只有从半径为10m近井地带处完全清除液相之后，才能减缓中间烃组分和重组分变为液相。
因此，需要大量的干气处理量，否则，只能改变过程的定量指标，而不能改变其定性特征。
（3）处理后放大压差可提高单井日产量，但同时也会强化液体的聚集过程，所以建议控制适中的产量放喷生产。
关键的施工参数（如注入量、注入速度、焖井时间、井的生产制度等）可仿效油井注气吞吐根据实验数据进行数值模拟设计。
总57页第35页,（4）在压力高于最大凝析压力时，即处于反凝析区而不是正常蒸发区时，其渗流特征和相态特征与低于最大凝析压力条件下的这个过程不尽相同，而且不论是一般凝析气藏或是处于相平衡状态的油环凝析气藏，由于反凝析油在近井地带再次快速聚集，用干气处理气井近井地带的效果都不好，这点请大家在实践中注意观察。
（5）在地质条件复杂不宜注干气驱替的凝析气藏可否也可把整体的单井吞吐作为凝析气藏开发的一项战略措施来考虑，进行技术和经济的可行性的论证。
总57页第36页,采用富气处理近井地带,这类气体包括脱了凝析油后富含C3C4及宽馏分轻烃的C1混合物，这样可大大降低气体与凝析油间的界面张力，同时由于溶解了中间烃组分，增加了凝析油的流动性，俄罗斯的实验证明，用富气处理井底，可采出35%析出在近井地带的凝析油，俄罗斯乌克蒂尔凝析气田26、89和98号井都作了试验，均获得好的结果，其中最有效的是富气，注干气大概只能采1215%析出的凝析油。
当然还应该作出经济论证。
总57页第37页,3）预热,若注入的干气或富气再与加温预热相结合，那么效果会更好，可采用井口或井底加热器及注入能产生放热反应的物质等办法。
现已有用地层气作燃料的井底气体加热器、微波加热器和电磁加热器等，在国内，西安石油学院正在研制没有明火的电磁加热器。
总57页第38页,4）脉冲排液法,在凝析气藏开发晚期，大部分井都会降低以至丧失原有的生产能力，这是因为地层压力下降和井底聚集了液体（凝析油、凝析水和地层水等），因此排液问题变得非常重要。
有一种脉冲排液法，其作业过程是：
关井使压力上升到地层压力的30%左右，然后，在环空闸门关闭的情况下，多次（815次）打开油管闸门放喷，随后，井又重新投入了生产。
总57页第39页,5）改变管柱直径，使气井产量大于最小携液量,1969年图尔奈尔（Turner）在建立液滴模型基础上导出了气井排液最小携液速度和产量公式，（见李士伦等编的天然气工程），但与实际相差较远，西南石油学院李闽认为气液在井筒中向上运动过程液滴呈扁平形可能性大，采用此观点导出了新的公式，与实际接近，也受到国外的重视，可（见天然气工业杂志2002No2）。
总57页第40页,当F8.0时，气井可稳定带液生产（雾状流或环膜流）；若F8。
中原油田天然气产销厂在生产实践中研究总结了利用动能因子判别带液状态和调整气井生产制度的方法。
动能因子表达式为：
总57页第41页,6）凝析气井的泡沫排液处理,
（1）大港根据大港油田衰竭式开发凝析气藏的经验，在相同的埋藏深度下，定容气驱凝析气藏的气井（近3000m井深）因井筒积凝析液，停喷的流压一般比纯气井高5MPa。
水驱气藏，当边水窜入井底后，井筒不仅积油，还积水，这使停喷流压要比定容气驱凝析气藏的井高818MPa（马世煜1996）。
他们开发了发泡剂。
（2）中原油田研制开发了ZYP起泡剂和QJ系列泡排剂。
（3）俄罗斯曾用乙烯、丙酮氧化物的共聚物起泡剂。
总57页第42页,7）注表面活性剂水，调节岩石的润湿性，使多孔介质亲水化以采出吸附在岩石表面的凝析油。
8）增压喉,以高压气带低压气，从而降低低压气井的井底回压。
将增压喉原理运用于井下可形成加速泵（在油田上称喷射泵），集气举和喷射于一身，现场试验表明，与气举工艺相比，加速泵排水采气工艺不但能提高排水量，而且还能降低注气量（西南石油学院刘建仪2002）。
总57页第43页,中原油田也研制开发了增压喉，并利用它将文104井高压气带文24井低压气，实践表明，对地层渗透性好、正常生产压差小的井有效。
在低渗气藏开发后期，生产压差大，增压喉对井底回压的降低量显得很微小时，相对来说，增产的效果就较差。
此外，在井的自然产量降到最小携液量的初期时采用此装置比较有效。
俄罗斯用此法也获得一定成效。
核心问题是增压喉的效率低。
总57页第44页,9）各油田在排液采气方面都有许多创造,尤其在四川，形成了系列配套的排水采气工艺技术。
中原油田在排液（水或凝析油，水和凝析油）采气方面也有不少创造，如：
小油管（2”）排液；“激动式”排液（大油嘴放喷）；多级（45个）气举凡气举管柱排液；泡排；复合排液采气（液N2+连续气举复合诱喷排液工艺、液N2+化排复合排液工艺、高压气举+化排复合排液工艺等）；抽油机排液工艺；电潜泵排液工艺，等等。
最近又采用柱塞间隙气举排液工艺，引起了加拿大智能柱塞气举设备和工艺，已在因产能低、井筒积液、长期不能正常生产的井展开，初获结果，两个月增气50104m3，形成了0.7104m3的稳定日产能力。
试验还在进行中。
总57页第45页,3、凝析气藏开发后期低于最大凝析压力下的低压注干气技术,从1993年起历时10年俄罗斯在乌克蒂尔大型凝析气田实施了大规模工业性回注干气试验，但是在开发后期回注干气，此时气藏的地层压力已经降到最大凝析压力以下（地层压力为710MPa），分析通过再蒸发地层中已析出的凝析油的效果。
这个注气方式由全俄天然气研究院以P.M.捷尔萨尔基索夫教授为首的集体提出的，并由俄北方天然气公司实施的。
总57页第46页,1）试验目的,
（1）用干气置换（驱替）地层凝析气。
（2）再蒸发已经在反凝析阶段析出于地层中的凝析油。
（3）减缓地层压力下降速度。
（4）阻挡边水进入凝析气区。
（5）让生产井不断处于工作状态。
（6）提高凝析油的最终采收率。
总57页第47页,2）试验结果,试验先后在-5、-8和-1三个集气站范围内进行，效果有：
（1）到2000年初，根据对129号井观察，该井从1993年起累计采出了稳定凝析油（C5+）1.91104t，据计算其中1.07104t为反凝析烃类液体，采出C2C4组分为5.79104t，其中1.19104t为再蒸发的。
5号集气站共辖10口井，到2000年初，采出了13.7104t稳定凝析油，其中属反凝析油蒸发的共4.1104t；采出C2C4组分为59.5104t，其中属再蒸发的6.0104t。
8号集气站注气后共采出气体4.41108m3，稳定凝析油1.77104t，C2C4组分7.64104t，其中属再蒸发的为4.05104t。
1号站注气时间较晚，但也采出了4.12108m3气，3.06104t稳定凝析油，6.76104tC2C4组分，其中C3C4为2.67104t。
总57页第48页,
（2）在PPmax时，储层多孔介质不影响C2+的再蒸发，用不平衡气置换地层平衡气，并让其朝着蒸发的方向转换。
从19931999年，采出的气体中C2+馏分在头11.5年已减少了好几倍，相反，尽管注入的秋明气已窜到生产井中、含量已达98%，但C5+下降仍比较缓慢，说明地层中的反凝析液还比较剧烈地进入平衡气中。
（3）改善了产层中凝析油气混合物的渗流条件，生产井的产量可以增加1012%，注入井的吸收能力增加则更为显著。
总57页第49页,4、多孔介质油气体系的相态分析技术,西南石油学院油气藏地质与开发工程国家重点实验室在李士伦、孙良田教授领导下长期从事多孔介质凝析油气相态和渗流特征研究，目前已认为，在许多问题上不同于常规PVT容器中所研究的油气体系相态规律。
相态变化和渗流规律的研究应更接近于凝析气藏实际的储层条件，不仅要考虑储层物性参数（孔隙度、渗透率和含水饱和度等）影响，还要考虑流体和岩石界面性质（吸附、毛管力、润湿性和毛细管凝聚等的影响。
总57页第50页,如果能同时引入多孔介质表面吸附和毛管凝聚等现象对地层流体相态及产状的影响，把凝析油气体系和储层孔隙空间视为一个相互作用的物理化学流固耦合系统，使所建立的凝析气藏地层流体渗流理论、试井分析、产能评价和开发动态分析等气藏工程分析技术更接近和符合多孔介质中凝析油气渗流特征和实际产状，那么，我们就能更为准确地认识和判断凝析气藏开发动态和气井的开采动态，更科学、有效地开发这类气藏，这对深层富含凝析油型的低渗致密凝析气藏更具现实意义。
我们在这方面发表的文章很多，特别请参见近几年的“天然气工业”杂志，这里不再一一列举。
总57页第51页,5、某些气藏工程分析技术,1）修正等时试井为低渗致密气藏气井产能测试提供了有效手段。
2）低渗致密气藏气井关井压力恢复所需的时间特别长，有必要研究根据生产史确定气藏参数的方法。
参照费特科维奇（Fetkovich，M.J.）和弗拉姆（Fraim，M.J.）的文章，建议采用回归分析确定低渗气藏参数的方法，参见西南石油学院提交四川能源研究会天然气委员会的学术论文集。
总57页第52页,3）物质平衡方程广泛用于气藏的储量计算和动态分析中，如果在方程中若能用关井复压时刻的某一瞬态压力（如关井中期段的压力）代替静态平衡压力的话，那么对低渗致密气藏尤为有益，可大大缩短停产关井时间，若允许用关井不到100150小时范围测得的压力代替常需用15003000小时范围测得的静态压力，用它来评价的原始天然储量（OGIP）能保证在允许的工程误差范围内，详见“天然气工业”杂志2002No3李欣等的文章。
总57页第53页,4）对于异常高压气藏、低渗致密气藏、裂缝性碳酸盐岩气藏和疏松砂岩气藏，要特别注意压力对储层岩石性质（压缩系数、孔隙度和渗透率等）的影响。
这里列出两个典型的低渗致密异常高压气藏：
美国德克萨斯盆地英比尔大卫气田安德森“L”凝析气藏和卡尔卡尔纳凝析气田。
总57页第54页,安德森“L”气藏开发过程中有两点特别值得我们注意“,
（1）该气藏有A、B、C三口井生产，考虑岩石变形的影响，气井一般维持在井底压力降为15%的范围内正常生产，凡是生产压降超过25%的，开采安德森砂岩气层的气井，不管它们在各断块内的构造位置如何，现在都停止采气了。
（2）异常高压气藏一旦气井有液态水和凝析油采出，就会降低井周围气体的相对渗透率，并使气井自喷能力下降。
据分析，当气藏孔隙空间中的液体含量增加10
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