“凝析气藏与常规气藏相比，气体特性存在差异，采用常规方式开发效果不理想。凝析气藏在开发过程中随着地层压力降低，地层中的部分天然气会由气态反凝析变化为液态，呈现出凝析油的液态形式，由于液体占据流动通道，造成天然气流动困难、采出困难。”中原油田勘探开发研究院储气库室技术人员张新雨解释。

    东濮老区有250亿立方米的凝析气藏天然气储量、647万吨凝析油储量，开发过程中却因压力降低出现反凝析，造成大部分天然气、凝析油仍滞留在地层中，采收率仅有10.4%。

    “我们得出‘注入天然气进行保压开发，是凝析气藏提高采收率的有效方式之一’的结论。”中原油田勘探开发研究院储气库室主任田洪维表示，“那何不顺带着在此基础上建设一个储气库，让效益多点开花。”于是，技术人员大胆提出了提高凝析气藏采收率协同储气库建设新模式，一箭双雕开发凝析气藏与建设储气库。

    技术人员从机理研究着手，明确不同开发阶段反凝析油饱和度及渗透率变化规律，创新提出白9凝析气藏协同建库的分阶段注采模式，首次分阶段优化设计了凝析气藏提采-协同-储气的运行压力及运行参数，形成提高凝析气藏采收率协同储气库建设关键技术。

    “通过循环注气，提高凝析气藏采收率的同时，协同储气库建设，兼顾季节调峰，实现驱油、储气双受益。”王志宝说。

    紧接着，技术人员趁热打铁对白9区块的14口老井进行筛选评估，最终确定对其中产量较高的9口井进行储层解堵改造，以提升井筒与储层的连通性，确保储气库注采能力达到设计要求，并对产量较低的4口井实施封堵作业，形成“9注9采”的生产序列，日均注气、采气能力分别可达74万立方米、128万立方米，不钻一口新井就可在用气高峰同时满足256万户家庭的日用气需求，不仅标志着提高凝析气藏采收率协同储气库建设取得成功，更为东濮老区250亿立方米凝析气藏开发指明了一条新的道路。