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137随着地层压力的降低，凝析气井在开采过程中井底附近将出现反凝析的过程，即凝析气部分转变为凝析油，从而造成对近井地带的储层污染，降低了气相的相对渗透率[1]。
反凝析对储层污染的影响，目前的研究成果较少，因此，利用数值模拟分析反凝析对储层的影响，以期为凝析气藏的开发提供理论借鉴。
1 模型建立由于模拟过程中相渗曲线等重要实验，采用的数据均是人工造缝岩心实验得来，难以代表地层真实的渗流行为[2]。
不确定性参数多，难以定量分析地质及开发因素带来的影响。
因此，以数值模拟来进行分析，判断随着地层压力的降低反凝析的情况。
1.1 反凝析饱和度分析从测试的情况看，由于平面流体的非均质性，实例分析井反凝析液饱和度差异较大，其分布范围为1.84%~24.51%，但普遍较高，在衰竭开采的模式下，地层中的反凝析油量将非常可观。
若单井储量按1亿m 3天然气概算，地层体积约为30万m 3，按15%最大反凝析液量计算，则反凝析油量可达到4.5万m 3。
1.2 机理模型建立根据实力分析区块地质特征参数，构建了双孔单渗模型机理分析，其中裂缝孔洞模型以裂缝和孔洞为主要储集空间和渗流通道，洞穴型储层以洞穴为主要储集空间、以裂缝和洞穴为主要渗流通道，模拟模型及生产控制参数取值如表1所示。
表1 模型基础参数取值参数\类型裂缝-孔洞洞穴基质孔隙度，%0.0010.001基质渗透率，%0.0010.001裂缝孔隙度，%40.001裂缝渗透率/md 0.51洞穴孔隙度，%/60洞穴渗透率，%/100储层厚度/m 90m 90m 影响半径/m 300m 300m 单井气储量/108m 32.0 1.2地层压力/MPa 7070初期日产气/104m 3/d 1010后期定井底流压/MPa17172 反凝析污染的影响从数值模拟拟合结果可以看出，反凝析饱和度主要发生在近井地带，如图1所示，污染主要集中在30m以内。
随时间沿井筒径向扩展的距离，可以看出污染区扩展的速度前期快，后期变缓，最终趋于稳定。
凝析气井反凝析污染的评价及消除3严 谨1 ,2 张烈辉1 王益维2(1 .“油气田地质及开发工程”国家重点实验室 ·西南石油学院 2 . 西南石油学院研究生院)严谨等 . 凝析气井反凝析污染的评价及消除 . 天然气工业 ,2005 ;25 (2) :133～135摘 要 凝析气井开采过程中 ,当地层压力小于露点压力时 ,将在地层中发生反凝析现象 ,凝析液在井筒附近 产生附加表皮系数 ,导致产气量下降 。
对反凝析污染进行评价 ,可以为不同开发时期产能的合理调整提供依据 ,有效提高气田的开发效益 。
文章应用气藏工程和数值模拟方法对丘东凝析气藏不同开采时期及整个开采过程的反 凝析污染进行了评价 ,并优选出消除丘东气田近井带反凝析污染的注气气源 、注气量和注气时效 。
计算结果表明 , 丘东气田气井投产第二年出现近井带反凝析污染 ,污染主要发生在距井筒 10 m 以内 ;考虑到丘东气田的地面建设 以及吐哈油田天然气开发的实际特点 ,采用间歇注气来解除反凝析污染 ;丘陵 L P G 干气作为间歇注气消除近井带 凝析污染的首选气源 ,合理的注入气量为 4 . 5 ×104 m 3 ,气田从第三年末开始注气 ,每半年注一次 ,连续注 9 a ,可以 获得较高的累积采气量 。
主题词 凝析油气藏 反凝析 污染 气藏工程 数值模拟 注气一 、引 言三 、评价方法1 . 气藏工程方法通过对凝析气藏生产过程中近井地带反凝析油 分布动态和临界流动饱和度扩散速度的分析 ,预测 生产井的动态污染程度 ,为气井的合理配产提供依据 。
在时间 t 时 , 地层中达到凝析油临界流动饱和 度的径向半径〔1〕为 :凝析气藏特别是中低渗透性高含凝析油型凝析气藏 ,气井开发过程中当井筒附近压力低于凝析油 气体系的露点压力时 ,随着凝析气从储层深部向井 底的连续流动 ,会在井底附近地层不断产生反凝析 现象而使凝析油饱和度上升 ,开始因反凝析饱和度 低 ,凝析油不流动 ,但会对渗流通道造成局部堵塞 , 使气体相对渗透率降低 ,从而使产量下降 。
1881 气藏概况雅克拉凝析气藏为超深层、具边底水、背斜层状砂岩、低孔中渗、常温常压、中等凝析油含量不带油环凝析气藏（图1）。
气藏分为上、中、下三套气层，本次研究范围为上气层，气藏孔隙度12.9%，渗透率62.27mD，原始地层压力58.3MPa，凝析油含量238g/m 3，最大反凝析液量7%，平均气层厚度29.28m，天然气地质储量161亿方，凝析油地质储量296万吨。
图1 雅克拉气藏近东西向剖面图截至2021年12月，雅克拉主体区中、下气层已停产，仅上气层开发，上气层天然气采出程度53.1%，凝析油采出程度56.6%；地层压力31.5MPa，保持程度仅54%；进入高采出程度、高含水的开发中后期。
2020年10月以来，产量递减加快，日产气由175万方降至88万方，日产油由207吨降至110吨，下降幅度分别为49.7%、46.9%。
截止2021年12月，上气层共有生产井19口，开井12口，日产油111吨，日产气88万方，综合含水44.7%。
上气层见水井逐年增加，严重影响气井正常生产。
在开发中后期高含水阶段，针对水侵逐年加剧，递减增大的严峻形势，亟需通过深化水侵认识，提出相应控制对策，指导气藏的精细开发。
2 水侵特征分析雅克拉上气层2010年开始表现出水侵特征，2012年后水侵速度缓慢上升，2019年水侵速度上升到171万方/年。
2020年通过优化调整，加上部分高含水井停喷，天然气采速下降明显，水侵速度下降到64万方/年；随着高部位YK12、YK5H、YK7CH相继见水，水侵速度又回升到159万方/年，累计水侵量1268万方（图2）。
图2 雅克拉气藏上气层水侵速度、水侵量—采气速度曲线根据单井见水时间和不同阶段剩余油气分布特征，分析主体区白垩系上气层水线推进情况（图3）。
图3 雅克拉气藏上气层不同阶段剩余气分布图由于雅克拉白垩系束缚水饱和度为0.35，因此在数模过程中，把含气饱和度0.65区域的边界设为水线，通过把不同时期的水线叠合在构造图上，进而描绘水线推进过程（图4）。
采油气工程中凝析气藏的开发技术分析摘要：凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。
凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。
在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。
凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。
虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。
对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。
关键词：凝析气藏；开发特征；技术措施1、凝析气藏开发井的参数设计1.1井网井距凝析气藏的井网井距包括油环区域与凝析气藏两部分。
对于油环区域，技术人员应用Eclipse软件明确不同井距对应的井数，通过油气藏数值模拟技术预测不同井距的采出程度。
模拟结果表明，在井距小于425m时，井距减少，井数增多，采出程度基本保持不变。
就此，考虑到开采成本，技术人员结合工程经验与现场数据，应用综合经济分析法，明确最优井距，为500m。
凝析气藏的计算方式与油环区域类似，技术人员选择600m、800m和1000m作为井距参数，分别计算其对应井数，预测其采出程度。
模拟结果表明，在井距为600m时，10年采出程度为43%，15年采出程度为56%，30年采出程度为78%；在井距为800m时，10年采出程度为33%，15年采出程度为47%，30年采出程度为70%；在井距为1000m时，10年采出程度为22%，15年采出程度为33%，30年采出程度为58%。
虽然井距小，采出程度高，但其所需的井数较多，投入的成本更高。
因此，在计算凝析气藏井距时，还需计算不同井距的经济效益。
技术人员根据采出程度，计算不同井距的内部收益率、净现值与投资回收期，计算结果表明，在井距为600m 时，内部收益率为6.91%，净现值约-3380万元，静态投资回收期为7.24年，动态投资回收期小于10年；在井距为800m时，内部收益率为10.7%，净现值约-636万元，静态投资回收期为5.88年，动态投资回收期小于10年；在井距为1000m时，内部收益率为14.8%，净现值约951万元，静态投资回收期为5.13年，动态投资回收期为8.33年。
一、背景介绍凝析气藏是一种特殊的天然气储层类型，是指在一定的温度和压力条件下，天然气中的一部分水汽随着天然气分离出来，形成水相和气相共存的储层。
凝析气藏由于其特殊的地质构造和气体特性，开发过程中容易产生凝析现象。
二、凝析气藏反凝析伤害评价1. 形成原因由于凝析气藏中的天然气在采出过程中由于压力的减小和温度的降低，使得原来溶解在天然气中的液态成分开始逸出，逸出的液态成分在管道中会逐渐凝析形成水相。
2. 伤害评价凝析现象的发生会导致管道内液态水的积聚，增加了管道内的流体阻力，降低了输送效率，并且在特殊情况下会导致管道的堵塞，严重影响产气系统的正常运行。
凝析现象还会损坏管道和设备，增加了维护成本，降低了设备的使用寿命。
3. 解除方法a. 增加输送温度和压力，减少凝析发生的可能性；b. 通过化学方法改变液态成分的性质，减小凝析点，避免液态成分的凝析；c. 采用隔离和分离设备，及时将液态水与气态分离，避免凝析现象的产生。
三、凝析气藏反凝析伤害解除方法案例1. 某油田凝析气藏开发中出现了严重的凝析现象，导致气体输送量锐减，管道出现堵塞现象。
经过调查发现，主要是因为管道温度过低和气体压力不足导致了凝析现象的发生。
2. 针对该情况，油田采取了以下措施：a. 对管道进行加热处理，增加管道的温度，减少凝析现象的发生；b. 调整生产工艺，增加天然气的压力，防止凝析现象的发生；c. 对已经凝析的水相进行隔离和分离处理，恢复管道的正常运行。
3. 经过以上措施的实施，油田成功解除了凝析现象的伤害，恢复了正常的气体输送量，有效提高了气田的产能和效益。
四、结论凝析气藏反凝析伤害评价和解除方法是凝析气藏开发过程中十分重要的环节，对于避免或解除凝析现象的伤害，保障气田的正常运行和产量稳定具有重要意义。
在实际操作中，针对不同的情况，需要采取相应的措施，及时有效地解除凝析伤害，确保气田的稳定运行和高效开发。
五、凝析气藏反凝析伤害预防措施1. 持续监测和控制气体温度和压力，以确保在允许范围内；2. 定期对管道进行检修和保养，防止管道温度过低和气体压力不足；3. 建立完善的生产工艺管理制度，对凝析现象进行及时预警和处理；4. 采用先进的化学处理技术，调整液态成分的性质，提高凝析点，减小凝析现象的发生。
凝析气藏开发技术发展现状及问题郭平、李士伦、杜志敏、孙雷、孙良田（CNPC西南石油学院特殊气藏开发重点研究室）凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1万亿方的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1千亿方的大型气田中则占56%，世上富含凝析气田的国家为前苏联、美国和加拿大，他们有丰富的开发凝析气田的经验，早在30年代，美国已经开始回注干气保持压力开发凝析气田，80年代又发展注N2技术，前苏联主要采用衰竭式开发方式，采用各种屏降注水方式开发凝析气顶油藏。
70年代已开始注气，目前在北海地区，也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田的。
在我国这类气田已遍布全国，在新疆各油区更展示了美好的前景。
根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中、西部地区，以及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，全国勘明储量2.06×1012m3，可采储量1.3×1012m3，其中凝析油地质储量11226.3×104t，采收率按36%计算，凝析油可采储量4082×104t，而且主要分布在中国石油股份公司。
随着勘探程度向深部发展，越来越多的凝析气田相继发现，研究和发展相关的开发技术有重要的实际意义和应用前景。
一、凝析气田开发方面已成熟的技术和问题主要有：1、油气藏流体相态理论和实验评价技术（1）通过“七五”到“九五”的研究，已基本形成配样分析和模拟技术，如凝析气藏取样配样及PVT 分析评价技术及标准、油气藏类型判别标准；但对饱和凝析气藏取样仍不能很好地取得有代表性的流体样品。
（2）近临界态流本相态的研究已得到发展，临界点的测试已取得成功，对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新的认识；在采用计算方法确定临界点上还有难度。
（3）高含蜡富含凝析油型凝析气藏在开发过程中的固相沉积得到研究，并建立了相应的测试方法和模拟评价技术；但由于凝析油组份的复杂性，目前模拟的理论模型只能达到拟合而预测的可靠性差。
凝析油气井小型解堵措施浅析高运宗 袁学芳 钟家维 冯觉勇 商 勇(塔里木油田分公司 新疆库尔勒 841000)摘要 凝析油气藏在钻完井 、修井过程中 ,很容易受到伤害 ,受伤害的储层用常规的酸化压裂 改造效果常常不理想 。
介绍了凝析油气井可能受到储层伤害 ,以及伤害后小型解堵措施的实施 、 效果 ,并从效果分析中求证两口井的真正伤害原因 ,为类似的储层伤害解堵措施提供一些参考 。
关键词 凝析油气井 储层伤害 解堵措施 (2) 伤害原因浅析完井后气举不出液 ,分析施工过程认为存在如 下伤害 :①聚合物吸附对储层造成伤害 。
为了携带钻磨 封隔器产生的钻屑 ,在修井液中加入了 1 . 5 % HDC 聚合物 。
聚合物随修井液漏入储层 ,产生吸附效应 , 对近井筒地带造成一定的堵塞伤害 。
②垢物对储层的堵塞伤害 。
原井油管起出管柱 表明 ,在该井的上部及下部井段 ,皆有腐蚀和结垢现 象 ,并且在井底深部结垢更为严重 ,根据垢的形状及 溶蚀分析 ,认为结垢可能是 2000 年完井时井筒泥浆 未替干净与环空保护液混合所致 。
这些垢物在管柱 的起出过程中 ,由于修井液粘度低 ,部分垢物可能脱 落至井底 ,堵塞射孔孔眼 。
③乳化堵塞伤害 。
该储层地饱压差小 ,目前地 层压力已达露点压力 , 井筒附近容易出现反凝析 。
反凝析液与漏失的修井液容易产生乳化 ,也可能造 成近井储层堵塞伤害 。
④水锁伤害 。
修井液中加有一定量的盐水缓蚀 剂 ,由于该缓蚀剂是一种表面活剂 ,表面活性剂随修 井液漏入储层 ,有可能使地层由亲水变为亲油 ,增加 毛细管阻力 ,造成储层的润湿反转伤害 。
同时漏失 的压井液 ,也会在近井筒储层造成水锁伤害 。
通过以上分析 ,认为该井储层可能受到了修井 压井液残液及固相堵塞伤害 。
2 . L N 58 井储层伤害分析LN58 井生产层位三叠系 T II 油组 ,埋深大于 4000 m 。
储层速敏无 、碱敏弱 、水敏酸敏强 。
低渗致密凝析气藏压裂难点及对策刘斌;尹琅【摘要】Shaximiao gas reservoirs in Gaomiao block are low porosity and permeability tight reservoirs with a depth of 2,300 m to 3,100 m,an average porosity of 8.24%,and an average permeability of 0.22 ×10 -3μm2 .Due to the reservoir damages caused by strong stress -sensitive,sand production and gas condensate,there are rapid drop of wellhead pressure, low flowback rate,and the fast production decline during flowback after fracturing.Aiming at the problems,it was proposed out that optimizing the fracturing fluid and proppant combination,and pressure control during flowback.The optimized frac-turing fluid consists of a 0.1% of the demulsifier,the anti -swelling agent composition,0.5%WD -5 +0.5%BM-B10+1%KCl,and the proppant combination with 80% of 30 /50 mesh +20% of 40 /70 mesh ceramisites.And the pressure is controlled to be more than 15MPa.Finally,it was formed that the fracturing technology suitable for the Shaximiao reservoir. The field applications in 18 wells have achieved good results,with the average single well test production increased by 129%.%GM区块沙溪庙组气藏埋深2300～3100 m，平均孔隙度8.24％，渗透率0.22×10－3μm2，为低孔低渗致密储层。
凝析气藏的开发方式1.引言1.1 概述凝析气藏是一种特殊的油气藏，具有高含凝析油和气的特点。
它是在地下形成的一种含有大量气体和液体的油气储层，在地面条件下，由于温度和压力的改变，其中的液体组分会发生相态变化，从而产生凝析油。
凝析气藏的开发方式是指通过各种技术手段和工程方法，将地下的凝析气藏资源充分开发和利用。
凝析气藏的开发方式通常包括几个关键步骤。
首先是对凝析气藏进行详细的地质勘探工作，了解储层的性质和特点，确定气藏的分布范围和储量。
接下来是进行开发方案的设计，包括井网布置、钻井和完井工艺等。
在钻井过程中，需要考虑气藏中高含硫和高含CO2的特点，选择适当的钻井液和完井液，以确保井筒的完整性和生产效果。
凝析气藏的开发方式还涉及到生产工艺的选择和优化。
由于凝析气藏产出的气体中含有大量的液态组分，对于气液两相流体的处理和分离是必要的。
常用的处理方法包括采用低温低压工艺、采用循环蒸馏和使用多级分离器等。
此外，还需要考虑液态组分的回注和再压缩，以提高凝析气藏的产能和经济效益。
综上所述，凝析气藏的开发方式是一个复杂的过程，需要综合考虑地质、工程和生产等多个因素。
正确选择和优化开发方式，能够有效地提高凝析气藏的开采效率和经济效益，对于能源的开发和利用具有重要意义。
随着技术的不断发展和创新，相信未来凝析气藏开发方式将会得到进一步的完善和提升。
1.2文章结构文章结构部分的内容可以如下编写：1.2 文章结构本文主要分为引言、正文和结论三个部分。
具体内容如下：1. 引言部分包括概述、文章结构和目的三个小节。
在概述中，将简要介绍凝析气藏的背景和意义，引起读者对凝析气藏开发方式的关注。
同时，可以提出凝析气藏开发方式的重要性，为接下来的内容做出铺垫。
在文章结构中，我们将详细说明本文的整体结构和各部分的内容。
本文分为引言、正文和结论三个部分。
引言部分将对凝析气藏的概述、文章结构和目的进行介绍。
正文部分将重点讨论凝析气藏的定义和特点，以及凝析气藏的开发方式。
凝析气藏物化
气藏是当今研究的热门话题，它也是一种广泛存在的自然现象。
气藏的形成是由于物质扩散而形成的悬浮物、溶解物和气体的热力学过程。
它存在于地下深处，是由地球心及其围墙组成的复杂的流体系统。
在这里，气体的运动十分缓慢，以致产生凝析。
凝析气藏的形成，是指深层地下的有机烃和无机物，通过气体运动、温度变化等，将烃逐渐溶解、分解，聚集成团，最终形成块状或结晶状的储层。
凝析气藏具有蓄能空间、储层稳定性等优点，是当今有效的温室气体控制方法，也是当今能源经济发展的重要领域之一。
物化凝析气藏作为节能减排的有效手段，将有助于改善能源行业的环境状况以及改善能源利用效率。
凝析气藏物化利用的技术种类很多，其中以封闭式容器技术最为典型。
封闭式容器技术是将气藏中的气体用封闭容器装载，以利于气体的储存。
这种技术主要有液化气压力容器、蒸气容器等。
通过使用这些技术，可将气藏中的气体用封闭容器容积更小的形式储存起来，形成凝析气藏物化。
凝析气藏物化的主要技术由液化和固定化组成，液化技术主要包括蒸馏、液化、熔化、萃取等，是气体液化的基础技术，可以将气体液化成各种液体物质，并可储存在密闭容器中；固定化是一种产生凝析结构的技术，通常用于储层中的气体，可将气体转变为固体状，使之安全、可靠地储存。
凝析气藏物化也可以用于其它目的，如用于制冷剂储存和利用，
用于新能源燃料、分子材料等，可以有效改善气藏管理、释放有效空间，从而实现节能减排的目标。
总之，凝析气藏物化是一项重要的能源技术，目前已被广泛应用在石油、天然气、煤炭、重油等行业中，为改善资源枯竭所带来的负面影响，减轻能源的环境压力，提高能源利用效率做出了重要贡献。
凝析气藏储层污染及解除方法现状报告摘要：对低渗低产凝析气井，水锁和反凝析伤害尤为严重。
对于致密低渗透凝析气藏，一般需要通过水力压裂措施才能进行有效开发，但是大量室内实验和现场实践表明，在油气藏压裂作业过程中一般都会出现水基流体的滤失，特别在低渗透非均质储层或衰竭式低渗透油气藏中，压降常常与毛管力在数量级上大小相当。
此时，气藏产量下降。
这是由于液体持续地滞留导致产生水锁伤害及液体没有完全返排。
压裂液的滤失造成在沿裂缝区域形成高含水饱和度带，减少了侵入地带的气相相对渗透率，形成压裂过程中的水锁伤害，同时在低渗透凝析气藏进行压裂后，压力急剧下降，在达到露点压力以下时会在裂缝面处出现反凝析液。
进而引起裂缝面处的污染，低渗透凝析气藏产能急剧下降。
因此解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。
低渗透凝析气藏的反凝析污染、水锁伤害对气井生产、气藏采收率等产生严重影响。
调研了国内外文献，详细阐述了反凝析和水锁效应机理，提出了各种解决此两种伤害的方法，并提出在注气吞吐前先注入一个有限尺寸的甲醇溶液前置段塞来解除反凝析和水锁产生的地层堵塞，以改善注气吞吐，提高凝析气井产能的效果，该方法在现场得到了成功应用。
低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。
解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。
将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来。
关键词：凝析气井；反凝析堵塞；水锁；一、近井地带反凝析、反渗吸伤害1.反凝析伤害机理在凝析气井的开发过程中，随着压力的不断下降，当压力下降到低于露点压力时，就会引发反凝析现象，发生反凝析伤害，从而进一步加剧近井地层的堵塞和伤害，导致凝析气井产能的进一步下降。
而低渗透凝析气井生产时近井地带的压降大，井底压力和容易低于露点，因此在井筒附近更易产生严重的反凝析伤害，从而导致气体有效渗透率急剧下降，气井产能相应减少。
反凝析液堵塞降低气井产能。
由于反凝析液的聚集，气产量将大幅下降。
随着凝析气藏衰竭式开发地层压力降低到露点压力以下某个压力（最大凝析压力）区间内时，部分凝析油在地层中析出并滞留在储层岩石孔隙微粒表面造成反凝析伤害。
从机理方面考虑，解除反凝析污染可归纳为两大类：一类是从凝析油反蒸发角度考虑解除反凝析污染，如注二氧化碳法；另一类是从解除反凝析堵塞角度考虑解除反凝析污染，如水力压裂法。
2.水锁伤害机理钻井过程中一打开储层，就有一系列的施工工作液接触储层，若外来的水相流体侵入到水润湿储层空到后，就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞，其水-气弯曲界面上存在一个毛细管压力。
要想让油气流向井筒，就必须克服这一附加的毛管压力。
若储层能量不足以克服这一附加压力，就不能把水的堵塞彻底驱开，最终会影响储层的采收率，把这种伤害称作水锁损害。
当地层水或凝析水无法被气流携带出井筒时，将形成井底积液。
当关开井的时候，井底积液可能在井筒回压、储层岩石润湿性和微孔隙毛细管压力作用下，向中低渗透储层的微毛细管孔道产生反向渗吸，形成“反渗吸水锁”。
水锁的存在进一步堵塞了气体渗流通道，降低气相有效渗透率，加剧近井地层的伤害。
这也是许多没有边底水的气藏凝析气藏关井后没有产量或产量难以恢复的主要原因之一。
对低渗低产凝析气井，这一现象尤为重要。
近井带凝析液堆积和地层水的存在也降低了气相相对渗透率，造成总采收率减低。
凝析气井生产过程中蒸发解除水锁伤害的机理是在凝析气井生产过程中，由于凝析气从地层水中抽提的气态的含水量和气体量随着地层压力的下降而增加，因此在低渗凝析气井生产过程中，含水的岩石孔隙中完全饱和有压缩性流动的气体将引发蒸发现象，通过凝析气体的萃取抽提作用蒸发掉近井地层的水，降低了含水饱和度，恢复了近井地层的气体渗透率，达到了解除水锁伤害的目的，从而可提高了低渗凝析气井的产能。
凝析气井在生产过程中水锁伤害解除的机理是一方面是由于产出的凝析气驱替近井地层的水到井筒中，降低了近井地层的含水饱和度，恢复了近井地层的气体渗透率，达到了解除水锁伤害的目的，从而可提高了低渗凝析气井的产能。
二国内外技术发展现状及发展趋势自20世纪90年代以来，国内外的一些学者对凝析气井的水锁和反凝析污染进行了一定程度的研究。
D.B.Bennion等于1994年首次建立了油—水两相和气—水两相驱替过程中流体在孔隙中的分布模式，通过气—水两相驱替模式说明了水锁伤害中的气水分布关系。
D.B.Bennion 于1994年进一步研究了低渗透储层多孔介质中水锁效应机理及实验室测定水锁效应、伤害程度的方法和解除水锁伤害的一些方法。
并于1996年首次提出了测试水锁严重程度的方程。
Hodlitch于1994年阐述了致密气井的受伤害地层的毛管力和相对渗透率的影响。
并发现当储层发生严重的水锁现象时，受伤害地层的渗透率会减少几个数量级。
即使油气井岩石渗透率没有减少，如果压降没有超过地层毛管压力，气体产量也将会严重减少。
石油大学的张振华等建立了灰色理论预测水锁伤害的模型，指出水锁伤害影响程度的顺序是：油水界面张力、气层渗透率和原始含水饱和度；储集层中油水界面越高，外来流体侵入储层后的含水饱和度越高，水锁伤害越严重，气层渗透率越大，水锁伤害程度越小。
成都理工大学的贺成祖、华明琪根据达西公式及相对渗透率曲线和毛管压力曲线的表达式，提出了一个描述水锁机理及影响因素的简化数学模型；该模型表明，外来水粘度高，侵入深度或储层致密时可出现明显的暂时性水锁；固相堵塞储层孔隙或储层原生饱和度异常低时，可出现永久性水锁。
西南石油大学石油工程学院的赵春鹏、李文华等对低渗气井水锁伤害进行了机理分析及提出了各种防治措施。
提出了结论：低渗气井毛管半径小，在侵入液性质相同的情况下，毛管压力比中、高渗储层大得多，而气井多属水湿气井，气水润湿性差异很大，使毛管力成为气驱水的阻力，进入储层的水更加不易排出，所以低渗气井的水锁效应更为严重。
胜利油田地质科学研究院的孟小海等研究了气层水锁效应和含水饱和度的关系，并进行了实验研究，得出结论：在相同驱替压力梯度时，升高含水饱和度后的气体渗透率下降幅度越大，说明水锁效应越严重。
中石化江苏油田地质科学研究院的朱国华、徐建军等对砂岩气井水锁效应进行了实验研究，并指明，驱替气源中水饱和蒸汽压条件及初始气驱压力等对水锁实验结果有影响，并表现形式多样，使通常水锁实验得到的渗透率恢复率具有部分随机性。
通过水锁伤害机理分析，借用气相渗透率与含水饱和度关系，提出了判断气井是否会产生水锁损害的指标。
自20世纪60年代以来，国内外的一些学者对反凝析污染在实验、机理、模型等理论方面进行了较为详细的研究。
3•M•阿赫梅多夫、T•A•萨梅多夫等人于1964—1968年间研究了油气混合物渗流和凝析油的聚集过程。
研究中考虑了流体性质和压力的关系，研究了流动状态服从双份流动规律的地层内凝析油的聚集过程，在数学计算的基础上评价了非线性渗流规律对凝析油饱和度分布的影响。
O’Dell和Miu于1967年首次提出了应用稳态流动的方法预测研究凝析气藏的生产动态，研究了凝析气藏在地下的流动特性，根据流动的概念提出了一个简单而迅速的推算凝析气井产能的方法，但此方法只适用于无凝析油污染的情况，因而其具有明显的局限性而不能得到广泛的运用。
Fussell于1973年描述了由Roebuck等提出的一维径向模型修正版来研究单井的长期特征，生产区域的凝析油聚集比实验室在定容衰竭过程中测得的凝析油聚集量多得多。
Saeidi和Handy于1974年研究了凝析气藏多孔介质中的凝析气（甲烷—丙烷）的流动和相态特征，表明间隙水能将原油相对渗透率变化到一个较低饱和度值。
Hinchman和Barree于1985年研究了流体特征对预测凝析气井衰竭式开采的影响。
并且表明近井筒的反凝析聚集量取决于凝析油的含量，相对渗透率以及流体粘度。
在国内很多文献一般是有关低渗透储层的水锁效应的机理和实验的研究报告，对压裂气井的水锁研究很少。
而国外针对低渗透压裂气层中水锁这一现象进行了一定的研究，D•B•Bennion在Spe35577中阐述了水力压裂或酸化压裂过程中造成水锁伤害，提出对于致密气层在进行水力压裂或压裂酸化后，在地层裂缝将会产生严重的伤害，造成严重的流体滞留，引起水锁效应。
Penny等人在实验室及现场中发现有效地改变润湿性将有助于控制毛管压力和相对渗透率，这样有助于尽快、彻底地解除外来液体引起的水锁伤害，增加裂缝传导率能有效地改善解除气井水锁伤害的效果。
同时，他们也阐明增加亲油岩石表面的毛管压力能有效地减轻水锁伤害。
而对于低渗透压裂凝析气井的反凝析现象，国内的朱炬辉，赵金洲等进行了压裂凝析气井产能影响因素模拟分析的研究，研究表明压裂凝析气井随着裂缝长度的增加，天然气和凝析液的产量均增加，裂缝越长，增产越明显，凝析气井压裂增产效果不仅取决于压裂裂缝几何尺寸，而且受储层流体组成和压力温度环境的显著影响。
并且凝析气井经过压裂后，在近井和裂缝周围可能有大量的凝析液析出并饱和地层而产生堵塞，对储层产生很大的伤害，极大地减小天然气产量。
这些凝析液环受储层流体组成、储层的温度压力条件和裂缝后工作制度多种因素控制，严重时可能完全液堵，不能产气而只有少量凝析油。
国外的R.R.Ravari，R.A.Wattenbarger，在SPE93248中研究了压裂凝析气井在井口压力低于露点压力下生产时产生的反凝析现象。
他们的研究表明压裂液凝析气井中的反凝析现象不是很严重的问题，井口压力越低，产量越高；对于具有无限导流能力的压裂凝析气井，井底流压下降将引起气体产量增加，以及累积产量增加。
Romero等发现裂缝面处的表皮效应对凝析气井的无因此产能指数具有较大程度影响，特别是对高渗透凝析气井的影响更大。
Al－Hashim和Hashim表明随着无因此裂缝传导能力的增加，凝析气井的长期特征就会改善，裂缝越长改善效果越好。
三低渗透凝析气藏近井地层反凝析、反渗吸伤害解除方法对比研究控制凝析气井近井地层反凝析液的析出和解除反凝析。
反渗吸堵塞是改善凝析气井开采效果的关键。
目前采用较多的是循环注气的方法来保持地层压力，但是对于储量较小的凝析气藏，用循环注气的方法不经济。
对低渗凝析气藏，即使采用循环注气，采气井近井地层仍会由于渗流阻力所形成的陡峭的压降漏斗而出现反凝析和反渗吸地层堵塞。
近年来国外许多油田采用单井注干气吞吐的处理方法，它的作用机理主要靠部分蒸发和把凝析油挤往地层较远处来降低近井地层的反凝析油饱和度。
但干气难以有效地将反渗吸水推向地层远处，因此只用于干气处理气井近井地带的效果并不理想。
