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气藏开发方案提纲一、背景天然气是一种清洁、高效、便捷的能源。
它在我们的经济和生活中扮演着日益重要的角色。
对于一个国家而言，拥有稳定的天然气供应对其能源安全和经济发展至关重要。
气藏是天然气最主要的形成和储存地质体。
对气藏的开发和生产，不仅决定了天然气资源的开发和利用，而且对于地质工程、勘探技术等方面都有着重要的意义。
因此，制定一份科学合理的气藏开发方案是非常必要的。
二、目的本文档的目的是为气藏开发工程的设计和实施提供一个科学合理、系统全面的建议方案，以保证气藏的开发和生产是安全高效的。
三、主要内容3.1 气藏调查针对目标气藏的各项物理、化学性质、地理位置等进行详尽的调查和分析，明确气藏的具体特征。
3.2 气藏评估根据气藏调查的结果，进行气藏评估，确定气藏的储量、含气性、运移性等指标，为后续的开发方案提供依据。
3.3 气藏开发方案设计依据气藏调查和评估的结果，结合现代气藏开发的技术、经验和成果，设计出科学合理、经济实用的气藏开发方案，包括开发方法、开发步骤、技术路线和关键技术等。
3.4 勘探开发方案实施将气藏开发方案的设计落实到实际的开发施工中，并针对开发过程中遇到的问题进行及时调整和优化。
3.5 安全环保管理在气藏开发过程中，对环境保护、劳动安全、社会稳定等方面进行综合管理，确保气藏开发的可持续性。
四、工作流程1.气藏调查2.气藏评估3.气藏开发方案设计4.勘探开发方案实施5.安全环保管理五、总结气藏开发方案的制定对于天然气资源的合理开发和利用、地质工程和勘探技术的发展具有重要的意义。
本方案提纲根据气藏调查和评估结果，设计出科学合理、经济实用的开发方案，注重安全环保管理，为气藏开发工程的设计和实施提供科学性和可操作性。
气田开发面临问题与解决对策摘要：通过对油气田开发新技术优化的研究，不断提高油气田开发的效果，通过对油气田开发新工艺技术出优化设计，采取最有效的技术措施，对于不同的开发区块采取不同的开发方式，使油气田的开发达到最佳的效果。
满足油气田生产节能降耗的技术要求，不断应用油气田生产的新技术措施，提高油气田开发的水平，形成数字化的油气田生产管理模式。
关键词：气田开发；面临问题；解决对策一、开发难度1储层砂体是连续的，但是有效的储层砂体缺失分散布局的，含气性以及砂岩的位置、厚度都不具备关联性，导致了开采工作无法顺利进行。
2地震波速度横向变化比较小，主要是因为横向地层上的地震反射较为迟缓，地震的方法来进行储层的预测难度较高，并且比价不容易确定井位。
3气井压力会迅速下降，单井无法实现稳定性进行，从试井中可以发现，储气层通透性比较差，单井难以有效控制储量。
对于小井距、密集网的气田井，应该根据常规方法确定，其会直接影响开发经济效益。
4应用了大量的新工艺、新技术都很难真正的提升产量，对于整个气田的开采存在一定的影响。
5该气田的开采并没有成功经验可以学习，目前国内外都没有类似气田的开采实际案例，导致了开发难度进一步提升。
二、气田开发新技术措施1页岩气压裂技术措施的应用对于页岩气井的开发，属于致密性的储层结构，开发难度比较大。
实施必要的压裂技术措施，能够提高页岩气的产能。
一般可以优化氮气泡沫压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术以及水平井的分段压裂技术措施，针对不同的页岩气井，采取不同的压裂施工，达到增产的效果，同时，应用最少的投入，产出更多的页岩气，提高页岩气开发的经济效益。
2油藏数值模拟技术措施的优化油藏的数值模拟技术措施是油气藏开发的关键技术措施，促进油气藏开发的智能化和数字化发展。
通过油藏的数值模拟，在实验室内重现油藏的情况，为合理开发油气藏奠定了基础。
通过油藏数值的模拟，采取先进的工艺技术措施，得到最佳的油气产能，使油气田开发达到最佳的状态。
气藏开发方案提纲背景介绍气体资源是我们能源的重要组成部分，现有气藏资源已经逐渐衰竭，需要开发新的气藏资源，以满足日益增长的能源需求。
然而，气藏开发需要经过复杂的工艺和技术，需要统筹考虑各种因素，以确保开发方案的可行性和经济性。
因此，本方案提纲将探讨气藏开发的核心问题，并提出可行性方案，以满足日益增长的能源需求。
方案目标•开发新的气体资源，满足日益增长的能源需求。
•研发新的开发工艺和技术，提高气藏开发的效率和经济性。
•统筹考虑各种因素，制定可行性开发方案。
方案问题及解决方案问题1：气藏位置和开采难度•解决方案：利用现代地质勘探技术，对特定地区的气藏进行准确定位和位置评估，结合勘探数据和实地考察，制定气藏开发计划，确保开采难度最小化。
问题2：气藏开发工艺和技术•解决方案：根据气藏的特性和勘探数据，分析和尝试各种开发工艺和技术，结合实地开发情况，制定最佳气藏开发工艺和技术方案，并不断完善和更新气藏开发技术。
问题3：气藏开发成本和经济效益•解决方案：制定详细的成本评估和经济效益分析，考虑开发成本、气体品质、生产效率和市场需求等因素，并不断优化开发方案和产业链布局，提高气藏开发的经济性和效益。
方案实施•第一阶段：勘察和定位气藏。
•第二阶段：研究开发工艺和技术方案。
•第三阶段：评估成本和经济效益。
•第四阶段：制定可行性气藏开发方案并实施。
•第五阶段：不断完善和优化气藏开发方案，并开展相关技术研究和人才培训，以推动气藏开发工作的持续发展。
总结气藏开发是我国的重大工程，需要全面考虑各种因素，制定最佳的开发方案，并优化产业布局和技术创新，以确保开发的可行性和经济性。
本方案提纲针对气藏开发的核心问题，提出了可行性开发方案，希望能够对气藏开发工作的推进起到一定的指导作用。
气藏开发方案提纲1. 概述本文档旨在提供气藏开发的详细方案。
2. 资源评估在进入气藏开发之前，我们需要对气藏资源进行评估。
这包括储量、渗透率、可采储量等方面的考虑。
3. 设计气藏开发方案气藏开发方案的设计应该基于气藏评估结果，包括钻井位置、钻井深度及采收方案。
3.1 钻井位置根据气藏储量和渗透率，我们可以确定合适的钻井位置。
经过研究和实践，一般采用双侧井设计。
钻井垂直度和平行度应符合相关要求。
3.2 钻井深度根据气藏的分布情况，我们可以确定钻井深度。
一般情况下，钻井深度越深，可采储量越高。
但是，钻井深度也受到许多其他因素的影响，如地表大气压、地质构造等。
3.3 采收方案采收方案是指采出气藏的方法。
常用的采收方案包括自然压力开采、注水开采、注气开采等。
4. 实施气藏开发方案根据气藏开发方案的设计，我们可以进入实施阶段。
这包括钻井，采收和储存气体。
在这个阶段，有一些问题需要注意。
4.1 钻井根据气藏开发方案中的钻井设计，实施钻井工作。
此外，保证钻井设备和工人的安全。
4.2 采收根据采收方案，进行采收。
此外，应评估采收效果并及时对采收方案进行调整。
4.3 储存气藏开发后，需要对气体进行储存。
储存方式包括地下储存和地上储存。
应根据储存需求和市场需求，选择合适的储存方案。
5. 安全管理在气藏开发过程中，需要注意安全管理。
要确保钻井设备、现场作业和人员安全。
此外，也要注意环境保护。
6. 总结气藏开发是一个复杂的过程，需要对气藏进行全面评估，并根据评估结果设计气藏开发方案。
在实施过程中，需要注意安全管理，同时及时对方案进行调整。
攻克复杂气藏开发技术难题一、我国天然气工业现状及发展远景(一)我国能源现状及需求矛盾我国一次能源资源比较丰富，常规资源总量超过8321亿吨标准煤，探明剩余可采总储量1392亿吨标准煤，资源总量仅次于美国和俄罗斯。
能源结构以煤为主，占87.4%，石油、天然气资源相对贫乏，仅占3.1%。
能源生产和消费主要表现出以下特点：一是人均能源拥有量低，能耗高。
我国人均煤炭探明储量仅为世界平均值的45.5%，人均石油可采储量仅为世界平均值的 10.7%，天然气为4.9%。
而值得关注的是，我国万元GDP总能耗是世界水平的3倍，能源的低水平利用造成能源的大量浪费，进一步加剧能源供应的紧张局势。
二是我国能源结构以煤为主，能源自给率达到94%，但石油和天然气自给率低。
我国是世界第二大能源生产国和第二大能源消费国，能源生产和消费以煤炭为主，占总量的68%左右；石油和天然气工业尽管得到了较快发展，但仍满足不了国民经济快速发展的需要。
我国1993年开始成为石油净进口国，目前对进口原油的依存度已超过40％。
三是资源勘探程度低，地域分布不均。
目前，我国煤炭资源探明程度17.5%，石油可采资源量探明程度不到30%，天然气为12.5%，从能源地域分布看，煤炭主要分布在西北部地区，石油和天然气的主产区－东部地区资源开发已进入中后期，勘探逐步转向西北部的三大盆地和海洋，是今后资源接替的主阵地。
西北部地区远离经济发达区，“北煤南运”，“西电（煤、气）东送”建设投资大，能源输送损耗高。
四是石油和天然气供需矛盾突出。
我国是世界上石油消费增长最快的国家之一，2004年石油消费创历史新高，年增长4220万吨，增长率高达15.8%，位居世界第一，远高于同期国内原油产量2％的年增长率；同期国内天然气年产量增长率高达22%，供需矛盾将进一步加剧。
(二) 我国天然气工业现状及需求矛盾经过几十年的发展，我国天然气工业取得了长足的进步，储量大幅度增长，产量稳步上升，输配气系统快速发展，四大产区和八大区域市场格局基本形成（东北地区、渤海湾、长江三角洲、东南沿海、中部、西南部、中西部、西部共八大区域市场），为国内天然气大发展奠定了良好的基础。
不同气藏开发难点及开发方式一、水驱气藏开发难点:与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。
1、采气速度低为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。
2、产能递减快边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的,边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后,井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减,甚至水淹。
3、采收率低在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。
气藏非均质性越强，水侵强度越大,气藏一次采收率越低。
4、建设投资大，采气成本高由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏.由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作,我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作,取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。
本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征,以供同类气藏开发借鉴和参考。
二、水驱气藏开发阶段的划分和特征根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为:无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。
有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。
1、无水采气阶段无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。
致密气开发过程中存在的问题与对策1. 引言1.1 背景介绍致密气是一种非常重要的天然气资源，具有丰富的储量和潜在的开发价值。
在过去的几年中，随着对能源资源需求的不断增长，致密气的开发逐渐成为一个热点领域。
在致密气开发过程中，仍然存在着诸多问题和挑战，需要我们认真思考和解决。
致密气属于非常难以开发的气藏类型之一，其气体储存空间狭小，气体渗透性低，导致开采难度较大。
在开采过程中，可能会出现井壁塌陷、矿井地质变化等问题，增加了开采的难度和风险。
致密气开采过程中对技术和设备的要求也比较高，需要采用先进的技术手段和设备才能更好地开采。
我们需要对致密气开发过程中存在的问题有充分的认识和了解，同时制定相应的对策和技术创新方向，以提高致密气的开采效率和质量。
在接下来的我们将对致密气的开发问题、气藏特点、开采技术挑战、对策建议和技术创新方向进行深入分析和讨论。
希望通过我们的努力，能够为致密气开发领域的发展贡献一份力量。
1.2 问题意识在致密气开发过程中，存在着诸多问题需要我们深入思考和解决。
致密气属于非常难开采的天然气资源，由于其孔隙度小、渗透率低，导致气藏开发难度大，生产成本高。
致密气的开发对于油气公司来说需要投入大量的资金和技术支持，难以盈利，因此投资风险较高。
由于致密气具有特殊的物理化学性质，开采过程中容易导致地质压力的异常变化，可能引发地层裂缝、井筒堵塞等问题，严重影响开采效率和安全生产。
致密气开发还面临着水平井控制技术、压裂技术等方面的挑战，需要不断优化和改进。
我们必须高度重视致密气开发中存在的问题，及时采取有效的对策措施，提高开采效率，降低生产成本。
只有不断创新技术、加强合作，才能更好地利用致密气资源，实现可持续发展。
【问题意识】2. 正文2.1 致密气开发过程中存在的问题一、地质条件复杂：致密气藏地质构造复杂，储层孔隙度低，渗透率小，导致气体难以采出。
二、压裂技术难度大：由于致密气藏渗透率低，传统的压裂技术难以有效开采出气体，需要开发更加高效的压裂技术。
不同气藏开发难点及开发方式一、水驱气藏开发难点：与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。
1、采气速度低为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。
2、产能递减快边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的，边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后，井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减，甚至水淹。
3、采收率低在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。
气藏非均质性越强，水侵强度越大，气藏一次采收率越低。
4、建设投资大，采气成本高由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏。
由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作，我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作，取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。
本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征，以供同类气藏开发借鉴和参考。
二、水驱气藏开发阶段的划分和特征根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为：无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。
有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。
1、无水采气阶段无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。
此阶段气井所产的水全部是凝析水。
一旦气井出水或气藏的主产气井出地层水，即进入气水同产阶段。
无水采气阶段有时包括气藏的试采期、产能建设期甚至部分稳产期。
由于水驱气藏边底水水侵的滞后性，该阶段气藏的动态特征与气驱气藏相近似、气井产气量稳定、自然递减率小、地层压力、井口压力下降缓慢与累积采气量相适应，气藏单位压降采气量基本是一常数，因此，该阶段也是应用动态法复核容积法储量的最好时机。
无水采气阶段也是通过试井、生产测井、生产井动态资料的录取，油、气、水分析，开发试验区及水井、观察井等气藏监测系统资料的录取，对气藏地质和动态特征深化认识的阶段。
从而对静态地质模型进行调整、进而优化开发方案。
尽量延长气藏、气井的无水采气期，是水驱气藏减少水封气的形成、提高采收率的重要措施。
无水采气期越长，气藏稳产期也越长，稳产期末采出程度也越高，因此，加强无水采气期的动态基础工作，对提高气藏的开发效果具有重要意义。
2、气水同产阶段对于水活跃和水次活跃的边底水气藏来说，气水同产是气藏主要的生产阶段。
该阶段可能跨越产量上升期、稳产期及递减期，也可能只包括稳产期及递减期。
当气藏（或裂缝系统）第一口气井或主产气井产出地层水时，气藏便进入气水同产阶段，它标志着气藏水侵已经在气井生产中直接表露出来。
气井出水后，最主要的动态特征是产能递减增快，产水量明显增加，水气比上升，井口流动压力下降，套油压差增大，甚至水淹停产。
气井产量的下降，必然破坏了气藏的稳产条件，气藏的稳产主要靠增加开发补充井及接替井来弥补产量递减，当补充井的接替产能不足以弥补气藏产能的递减时，气藏进入递减期。
非均质水驱气藏，气水同产阶段也是气藏选择性水侵形成水封气的主要阶段，对于整装气藏要合理配产，出水气井要控制合理产量（压差）来控制选择性水侵的波及范围、减缓气井的递减及水封气的形成。
对于多裂缝系统气藏不能控水采气，要优化气井的水气比，实施早期排水，来减轻后期排水采气的难度，并达到提高采收率的目的。
从第一口气井出水开始，就要开展排水采气工艺技术的论证和试验，做好人工助排工艺技术选型及接替的准备工作。
在气水同产阶段，人工助排的排水采气工作，开展得早一点为好，它不仅可以减缓气井的递减，少打补充井，而且增大排水量可减少气藏净水侵量，消耗水体能量，有益于提高最终采收率。
3、排水采气阶段无水采气及气水同产两个阶段是依靠气藏自然能量驱动，统称为“一次采气”，人工助排阶段是由于气井的自然能量已不足以克服井筒内流体的回压，需要用物理和机械的外力来降低井筒内回压使气井恢复生产，故称为“二次采气”。
也有的封闭性边底水气藏同时采用水体排水来降低水体压力，以减小水侵强度，延长生产气井的自喷生产期。
这种“内排”“外截”的排水采气方式都属于二次采气范筹。
该阶段主要的动态特征是气藏产水量明显增加，气藏气产量递减减缓，也可能出现一段时期的上升和稳产，初期产水量增加幅度大于产气量的增加幅度，故水气比明显上升。
气藏或气井排水采气效果的好坏，决定于“排侵比”，即单位时间排水量与水侵量之比，当排侵比＞1时即为“强排水”，气井才能恢复生产，气藏净水侵量下降，水封气才能解封而逐渐产出，相对稳产条件便能得到改善。
水活跃的气藏人工助排阶段还可以分为两个阶段，即气井排水采气阶段和气藏排水采气阶段。
气井排水采气阶段是气藏仅部分气井出水或水淹，以提高气井产量和复活水淹井为目的阶段，对气藏整体来说，排侵比仍小于1。
气藏可能出现短期的产量回升，但仍属递减期。
气藏排水采气阶段，是气藏已全面水侵，根据气藏排水采气方案，以提高气藏采收率为主要目标，实施气藏整体有计划超水侵量排水（排侵比＞1），使净水侵量逐渐减小，从根本上改善气藏内的气水关系，以提高气藏开发后期的采气速度，并保持较长时期稳产或减缓产量的递减幅度。
三、底水气藏水侵特征1、均质底水气藏水侵特征均质底水气藏在气藏相对均衡开发的前题下气水界面边界压力下降均匀，由于储层性质各向同性，从整体上说，水侵呈垂直活塞式推进，气水界面前缘呈连续面向上驱动、水驱效率高且补充了气藏能量，对气藏开发有利。
但对均质底水气藏的气井来说，在生产过程中，气井井底流动压力必然低于气藏地层压力，在气井井底下面的底水必然会形成水锥，当水锥高度大于气井井底距气水界面高度时，气井便出地层水。
渗透性较好的均质气藏，可采取减小生产压差或关井来“压锥”，使水锥高度减小甚至使水锥消失，而有的低孔低渗的均质气藏，“压锥”效果并不理想，吸附于孔壁的水膜不会消失，产能难以恢复。
因此，均质底水气藏的气井控制合理生产制度和水锥高度，是提高气藏开发效果的重要环节。
2、非均质底水气藏水侵特征非均质裂缝—孔隙（洞穴）型底水气藏水侵的基本特征是非连续面沿裂缝纵横侵复合模式（见图5-6）不存在气水界面纵横向整体推进含气面积基本不变，轴部气井最早出水2）裂缝是水侵的主要通道（现场称选择性水侵）3）气井水侵的三种类型根据气井出水特征，气井水侵有三种类型，即大缝型、小缝型及横向型。
四、边水气藏水侵特征1、均质边水气藏水侵特征均质孔隙型边水气藏，在气藏相对均衡开发的前题下，气藏各部位压力均匀下降，边界压力基本相等，整体上水侵呈环状横向推进，气水界面前缘呈连续面向气藏高部位驱动。
同样水驱效率高，且补充了气藏能量，可延长气井稳产期，气藏采收率较高。
2、非均质边水气藏水侵特征非均质边水气藏。
水侵的基本特征是局部性“横侵纵窜”复合式的模式：一种是沿构造裂缝发育带或砂岩高渗带选择性水侵；一种是沿断层裂缝带平行断层走向水窜，而断层裂缝不发育的翼、端部的水体在开发过程中，基本不动。
五、异常高压气藏开发特征我国高压和异常高压气藏所占比例很大，占气藏总数1/3以上，其中碳酸盐岩异常高压和高压气藏又占这1/3的58%，与常压气藏相比，它们有许多特征。
1、特征之一是气藏能量大，相应的储量也大在相同的储层孔隙体积条件下，气藏压力愈高，储量就愈大，驱气的能量也就愈足。
另外，异常高压气藏的驱动力源多，驱动的能量更大。
除常压气藏所具有的气体本身的膨胀能和边、底水膨胀能外，还有一些特别的驱动力和能量，主要有：1）储层岩石和束缚水膨胀所引起的驱动力和能量。
2）储层内岩石的挤压和破碎所引起的驱动力和能量。
3）从邻层泥页岩向气藏的水侵所引起的驱动力和能量。
2、特征之二是储层岩石具有明显的变形它会影响用物质平衡方程计算的储量和气藏开发的动态特征。
它会影响气层渗透率和孔隙度的变化，从而影响气井的产能。
它会在气藏开发后期低压阶段出现气藏压力系统分割的现象。
3、特征之三是异常高压使天然气形成和聚集更加分散。
我国有像塔里木克拉2号这样的大型异常高压气藏，但也有相当部分中、小型异常高压气藏和凝析气藏，地质储量一般小于50×108m3，其中80%的气藏储量小于10×108m3。
如四川盆地的自生自储的碳酸盐岩异常高压气藏，成烃期早于构造圈闭形成期和烃类聚集期，长期存于储层内的异常高压烃类和水，在形成圈闭和具备聚集条件时，就会向聚集场所运移。
圈闭愈小，充气压力愈高，形成了异常高压的小气藏。
但如果储层物性好、厚度大、分布稳定和容积大的圈闭，则往往会形成常压的整装大气藏。
4、特点之四是钻井完井的难度增加这是显而易见的。
由于其特殊的高压（有时还伴随着高温）环境，增加了钻井工程的复杂性和技术难度，高温高压钻井时间长，费用高。
下面列举几点：1）钻井装备、工具、井自身结构和固井等耐压和气密封要求很高。
2）储层形变大，易使井下油、套管被挤毁，在管材选择上要特别注意。
3）孔隙压力和地层破裂压力差值小，钻井的范围或窗口极小，稍有偏差，就会造成钻井液的漏失。
4）在异常高压、高温下，钻井液密度不再是一个常数，会随着地层压力和温度的增加而变化，其稳定性和流变性变差，常常导致钻井液的凝胶作用和重晶石沉淀，还可能出现其他的问题。
5、特点之五是在气藏投入开发之前，要开展储层应力敏感性实验研究塔里木油公司在编制克拉2异常高压大型气田开发方案前，和有关研究院所、石油高校合作，开展了这方面的系列实验和理论研究，它主要包括：六、凝析气藏的开发特征凝析气藏通常指地下聚集的烃类混合物在储集层温度和压力下，汽油馏分至煤油馏分以及少量高分子烃类呈均一蒸汽状态分散在天然气中。
凝析气藏的基本特点是，在地层条件下，天然气和凝析油呈单一的气相状态，并在一定的压力范围内符合反凝析（又称逆行凝析）规律。
所以凝析气藏既不同于油藏，也不同于干气气藏，其开发的特殊性表现在：1）在凝析气藏开发过程中，凝析油气体系会发生反凝析现象。
随着凝析气藏的衰竭式开发，地层压力降到初始凝析压力（上露点压力）以下某个压力（最大凝析压力）区间内，会有一部分凝析油在储层中析出，并滞留在储层岩石孔隙表面而造成损失。
