田巍，朱維耀，朱華銀，張雪齡，安來志，杜珊

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致密砂巖凝析氣藏啟動壓力梯度

田巍1，朱維耀1，朱華銀2，張雪齡3，安來志2，杜珊4

(1. 北京科技大學土木與環(huán)境工程學院，北京，100083；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊，065007；3.鄭州輕工業(yè)學院能源與動力工程學院，河南鄭州，450002；4. 華北油田勘探開發(fā)研究院，河北任丘，062552)

為研究致密砂巖凝析氣藏啟動壓力梯度，在原有氣泡法流程基礎上增設高線性壓差傳感器，并通過給出一定的平衡時間解決壓力傳遞緩慢的問題，利用回壓控制衰竭速度，設計測定凝析氣藏啟動壓力梯度的實驗流程，并在精確模擬地層條件下進行室內研究。研究結果表明：所模擬凝析氣藏3個區(qū)域的啟動壓力梯度都隨著滲透率的增加先急劇降低而后降低的速度放緩，隨著滲透率倒數的增加而線性增加，模擬Ⅰ區(qū)啟動壓力梯度最高，約為模擬Ⅲ區(qū)啟動壓力梯度的9.2倍，模擬Ⅱ區(qū)啟動壓力梯度約為模擬Ⅲ區(qū)的3.5倍；在影響啟動壓力梯度的各因素中，含液飽和度和主流喉道半徑的影響最大，其次是微裂縫；潤濕性主要影響Ⅱ區(qū)和Ⅲ區(qū)，對Ⅰ區(qū)影響極小，對于圍壓和溫度的影響可以通過精確模擬地層條件來消除。

凝析氣藏；啟動壓力梯度；臨界流動壓力；露點壓力；有效圍壓；液鎖效應；含液飽和度

凝析氣藏是在原始溫度和壓力下以氣體形式存在的特殊油氣藏，當地層壓力降到低于露點壓力時將會發(fā)生反凝析現象，其開發(fā)開采有很大難度，而致密砂巖凝析氣藏的開采難度更大；開采一般的中高滲透率的儲層時，常不考慮啟動壓力梯度，但致密砂巖儲層由于具有巖性致密、毛細管壓力高、易發(fā)生嚴重液鎖，并常伴有微裂縫發(fā)育等特點，其開發(fā)和開采就要考慮啟動壓力梯度的存在。20世紀30年代，美國首先發(fā)現凝析氣藏，之后很多國家相繼發(fā)現該類氣藏，相關的研究也逐步展開。對于常規(guī)氣藏啟動壓力梯度研 究[1?5]較多，其方法主要歸結為線性回歸法和氣泡法2類。線性回歸法是通過實驗點回歸擬合求取啟動壓力梯度，操作較復雜，不適于有反凝析液析出的氣藏的測定；氣泡法是測定流體動用瞬間的壓力，操作簡便、適用范圍廣，在改進后可以用于凝析氣藏啟動壓力梯度的測定。目前，對于致密砂巖凝析氣藏啟動壓力梯度的研究較少，本文基于氣泡法，設計適于測定凝析氣藏啟動壓力梯度的流程和方法，并針對致密砂巖凝析氣藏進行實驗研究。

1 實驗部分

1.1 原理

保持實驗溫度恒定，當孔隙中充滿流體時，驅替壓差從低逐漸升高，在某一壓差下流體克服巖心中各種阻力后進入孔道，并占據孔道空間體積，由于壓力傳遞作用，流體開始移動，若忽略孔隙中流體的壓縮，則在巖心出口端面就會有流體被驅出，使出口管段細管中的氣體被擠壓在出口產生氣泡，考慮到可能會由于壓力傳遞緩慢的問題，為此，關閉夾持器進口閥，直到巖心進出口壓力48 h恒定不變，此時進出口壓差值即為巖心啟動壓力。

1.2 設備及流程

實驗流程主要包括氣體供氣與調壓系統(tǒng)、巖心驅替與收集裝置、圍壓和回壓控制設備、數據采集系統(tǒng)、溫度控制系統(tǒng)等5部分，由實驗室根據需要進行組裝，如圖1所示。

在供氣系統(tǒng)中，泵的主要作用是通過中間容器為氣體加壓，注入泵根據實驗需要可以設置為恒定流量或恒定壓力模式，泵流量為0.01~50.00 mL/min(壓力不大于70 MPa)，精度為±0.3%；為了模擬地層應力特征，實驗采用三軸巖心夾持器；圍壓系統(tǒng)使用高精度多級柱塞驅替泵(Teledyne isco100?DX)控制；回壓采用美國巖心公司生產的BP?100空氣彈簧回壓閥，并采用高精度多級柱塞驅替泵控制回壓閥。壓力測定采用DXD高精度數字壓力傳感器，同時采用高線性壓差傳感器(型號為validyne) 來精確采集巖心兩端壓力差；使用Auto-floodTM(AFS300TM)驅替評價系統(tǒng)進行數據采集并進行數據分析；整套裝置置于恒溫箱中，恒溫箱可調溫度范圍為0~180 ℃。

1—三軸巖心夾持器；2—注入泵；3—高壓氮氣瓶；4—模擬氣體瓶；5—調壓閥；6—流量收集裝置；7—回壓閥；8—上游壓力傳感器；9—下游壓力傳感器；10—壓差傳感器；11—中間容器

1.3 步驟

按照凝析氣藏衰竭開采過程中的壓力和流體狀態(tài)變化，依據距離采出井的遠近，將1口采出井的整個波及范圍分為3個區(qū)域：Ⅲ區(qū)為遠井區(qū)，孔隙壓力高于露點壓力，存在氣、水2相，為束縛水下的氣體單相滲流；Ⅱ區(qū)為過渡區(qū)，壓力介于露點壓力和臨界流動壓力之間，存在油氣水3相，但油、水不參與流動；Ⅰ區(qū)為近井區(qū)，壓力低于臨界流動壓力，流動為束縛水狀態(tài)下的油、氣兩相滲流。

實驗步驟如下：1) 將巖心烘干48 h，測定巖心的長度、直徑、質量及氣測滲透率，將巖心抽真空飽和標準鹽水，稱質量并計算有效孔隙度；2) 將巖心裝入巖心夾持器，以1 MPa為步長以20 min為間隔緩慢施加圍壓，當加到實際地層上覆壓力后停止施加，而后保持恒定，將實驗溫度升至60 ℃，接通流程，對儀 器初始值調零，使用氮氣驅替巖心至含水不再變化；3) 在中間容器中充滿模擬氣體并加壓至原始地層壓力，并設置回壓為地層壓力，打開巖心夾持器進口閥，對巖心通模擬氣體30 min，置換出巖心中的氮氣，關閉進氣閥，分別將回壓緩慢下調并降至露點壓力、臨界流動壓力和井底流壓，并保持穩(wěn)定，觀察出口端產氣情況，直至出口12 h不產氣為止；4) 將夾持器出口管段細管出口置于收集裝置液面下，打開充滿高壓氮氣的中間容器出口，而后打開夾持器進氣閥，調節(jié)調壓閥緩慢升壓；5) 觀察在液面下的出口，直到有第1個氣泡冒出，關閉巖心夾持器進口閥，靜置上下游壓力數據變化，直到壓力48 h穩(wěn)定不變，此時，若步驟3)中回壓降至露點壓力，則高線性壓差傳感器數據為Ⅲ區(qū)啟動壓力；如步驟3)中回壓降至臨界流動壓力，則高線性壓差傳感器數據為Ⅱ區(qū)啟動壓力；如步驟3)中回壓降至井底流壓，則高線性壓差傳感器數據為Ⅰ區(qū)啟動壓力。

在測定完模擬Ⅲ區(qū)啟動壓力，轉測模擬Ⅱ區(qū)、模擬Ⅰ區(qū)的啟動壓力時，每次都要重新對巖心進行充注模擬氣體。在模擬Ⅱ區(qū)、Ⅰ區(qū)時，當回壓調至臨界流動壓力(井底流壓)時，要待上游壓力衰竭至露點壓力(臨界流動壓力)后，再按照上述方法測定啟動壓力。

2 實驗結果與分析

實驗選用吐哈油田同一層位巖性特征相同的致密巖心，巖心基礎數據如表1所示，飽和鹽水礦化度為80 g/L。實驗按照研究區(qū)塊某采出井初始井流物PVT測試數據配制模擬氣體，地層壓力為40.34 MPa，露點壓力為35.80 MPa，臨界流動壓力為31.70 MPa，井底壓力為22.50 MPa。實驗精確模擬地層條件，通過回壓閥控制衰竭速度，并以回壓來模擬不同的區(qū)域。

圖2所示為各區(qū)啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線。從圖2可知：隨著滲透率的增加啟動壓力梯度減小，在滲透率較小時，隨著滲透率的增加，啟動壓力梯度急劇降低，當滲透率超過一定值后，隨著滲透率的增加，啟動壓力梯度減小幅度越來越小，如Ⅱ區(qū)當滲透率從0.007 7×10?3μm2增加到0.064 9×10?3μm2再增加到0.693 1×10?3μm2時，啟動壓力梯度下降幅度分別為0.798 8 MPa/m和0.083 6 MPa/m；存在液相區(qū)的模擬區(qū)域啟動壓力梯度變化幅度相應較大，如在滲透率從0.007 7×10?3μm2增加到0.064 9×10?3μm2時，模擬Ⅰ區(qū)啟動壓力梯度從2.237 4 MPa/m降低到0.235 2 MPa/m，下降了2.002 2 MPa/m，約為原來的1/10；而在相同的滲透率變化情況下，模擬Ⅲ區(qū)啟動壓力梯度從0.245 7 MPa/m下降到0.041 6 MPa/m，降低了0.204 1 MPa/m，約為原來的1/6，下降幅度比模擬Ⅰ區(qū)小。Ⅲ，Ⅱ和Ⅰ區(qū)的啟動壓力梯度和滲透率之間都符合冪函數相關關系，擬合曲線方程如表2所示；將啟動壓力梯度和滲透率倒數擬合發(fā)現兩者符合線性遞增關系，而且相關性較好，如圖3和表2所示，據此可以繪制啟動壓力梯度和滲透率倒數關系圖版，方便查知不同滲透率巖心的啟動壓力梯度。

表1 實驗巖心基礎數據

1—遠井區(qū)(Ⅲ區(qū))；2—過渡區(qū)(Ⅱ區(qū))；3—近井區(qū)(Ⅰ區(qū))

表2 巖心啟動壓力梯度與滲透率擬合關系

注：?為進出口壓差，MPa；為滲透率，10?3μm2；為巖心長度，m。

1—遠井區(qū)(Ⅲ區(qū))；2—過渡區(qū)(Ⅱ區(qū))；3—近井區(qū)(Ⅰ區(qū))

模擬Ⅲ區(qū)的孔隙壓力高于35.80 MPa，孔隙中流動流體為純氣相，壓力從40.34 MPa逐漸降到 35.80 MPa，壓力跨度為4.54 MPa，隨著衰竭開采的進行，動用的范圍會逐漸擴大。對于一定滲透率的儲層其壓力梯度在各處都一樣，液體飽和度均勻分布，因此，可以認為所測值是Ⅲ區(qū)任何地方該滲透率的啟動壓力梯度；巖心啟動壓力梯度隨著滲透率的增大而減小，這是由于滲透率越大，通過孔隙介質最大孔道中的流體越容易流動，所需的啟動壓力越小。

模擬Ⅱ區(qū)的壓力介于35.80 MPa和31.70 MPa之間，有反凝析液析出并滯留在孔隙中，不參與流動；由于反凝析液量逐漸增加，液鎖效應的影響越來越明顯，使得滲流阻力加大，啟動壓力梯度也相應增加；距離采出井越近，液體飽和度越大，直至液體飽和度達到臨界流動飽和度，而后再增加的反凝析液為可動流體部分，由于設置的回壓為臨界流動壓力，因此實驗所測值為Ⅱ區(qū)靠近臨界流動壓力點處的啟動壓力梯度，是Ⅱ區(qū)該滲透率下最大的啟動壓力梯度，同時還可以通過設置回壓為35.80 MPa和31.70 MPa之間的任何值來測定該壓力點下對應滲透率巖石的啟動壓力梯度。

模擬Ⅰ區(qū)的壓力介于臨界流動壓力31.70 MPa和井底壓力22.50 MPa之間，孔隙中反凝析液和凝析氣共同流動，距離采出井越近，反凝析液聚集越多，含反凝析液飽和度越大。對于氣體來說，反凝析液飽和度的增加相應加劇了液鎖效應的影響，使氣體的有效滲透率大幅降低，這就要求開采過程中保持足夠的壓差；由于啟動壓力梯度與滲透率之間存在良好的乘冪關系，啟動壓力梯度隨著滲透率的降低呈遞增趨勢，當滲透率降低到一定數值后，啟動壓力梯度呈劇烈變化趨勢，由此說明當滲透率降低到一定數值后，啟動壓力梯度對凝析氣藏開發(fā)帶來較大影響。

對比3個模擬區(qū)的啟動壓力梯度可以發(fā)現：Ⅲ區(qū)最小，Ⅰ區(qū)最大，氣液兩相啟動壓力梯度要高于氣體單相啟動壓力梯度；為了找出3個區(qū)域啟動壓力梯度之間的關系，如圖4所示，將Ⅱ區(qū)、Ⅰ區(qū)對Ⅲ區(qū)過原點線性回歸擬合方程為：

1—過渡區(qū)(Ⅱ區(qū))；2—近井區(qū)(Ⅰ區(qū))

由式(1)和式(2)可以看出：Ⅰ區(qū)啟動壓力梯度約為Ⅲ區(qū)的9.2倍，Ⅱ區(qū)啟動壓力梯度約為Ⅲ區(qū)的3.5倍。在以后的室內研究中，可以通過本文的方法測得最容易測定區(qū)域的啟動壓力梯度，再通過上述擬合關系很方便地計算出其他區(qū)域的啟動壓力梯度。

由于巖心長度的限制，本實驗只能模擬其中某個區(qū)域微段的流動狀態(tài)，由于實驗選取的都是特殊壓力點，因此本研究對現場具有參考價值。

3 啟動壓力梯度影響因素分析

3.1 圍壓和溫度

文獻[6?10]研究了圍壓和溫度對氣體滲透率的影響，對于實際地層，上覆壓力的變化會引起儲層有效應力的變化[11?12]，進而影響各相的有效滲透率，溫度的增加會引起孔隙中液體和氣體黏度的變化以及黏土的膨脹。

圖5所示為滲透率0.064 3×10?3μm2巖心啟動壓力梯度變化曲線。從圖5可知：在溫度恒定的情況 下，啟動壓力梯度隨著有效圍壓的增加逐漸增加。啟動壓力梯度在有效圍壓為0~10 MPa/m的范圍內隨有效圍壓的增加而大幅度增加，當有效圍壓提高至 10 MPa/m以上，啟動壓力梯度變化幅度越來越小。在實驗溫度為60 ℃下，當有效圍壓從3 MPa提升到 7 MPa和從11 MPa提升到15 MPa變化時，啟動壓力梯度分別提高了0.008 4 MPa/m和0.001 1 MPa/m，有效圍壓從11 MPa提升到15 MPa增加的幅度比有效圍壓從3 MPa提升到7 MPa的增加幅度低。在有效圍壓恒定的情況下，啟動壓力梯度隨著溫度的升高而降低。在有效圍壓為7 MPa時，實驗溫度從30 ℃上升到80 ℃，啟動壓力梯度從0.038 2 MPa/m降到 0.035 2 MPa/m。

溫度/℃：1—30；2—60；3—80；4—100

從圖5分析可知：有效圍壓對啟動壓力梯度的影響與巖石顆粒受壓變形有關，巖石受到有效應力的增加，導致巖石顆粒間受擠壓，發(fā)生擬塑性變形，孔隙體積和喉道半徑隨之減??；隨著有效應力的繼續(xù)增大，巖石顆粒受壓發(fā)生彈性形變，但此時孔喉半徑的減小幅度要比擬塑性變形階段的小。巖石受壓發(fā)生應力敏感，孔喉減小，滲流阻力增大，滲流效果變差。

研究[9]表明：溫度的增加一方面會引起束縛水的蒸發(fā)和巖石結晶水的散失；另一方面，引起氣體黏度增加；而實際宏觀效果是2個方面綜合作用的結果，而且這2個方面的作用互相削弱。束縛水的蒸發(fā)和巖石結晶水的散失引起的滲流效果的變化要比氣體黏度增加產生的變化大，所以，巖石的滲流效果略微變好，滲流阻力有所降低。

實際氣藏衰竭開采過程中，孔隙壓力逐漸降低，儲層有效應力增加，物性變差，因此，應合理控制凝析氣藏開采速度。測定啟動壓力梯度時要嚴格還原地層條件，即保持上覆壓力、回壓、溫度等條件與實際地層一致，這樣測得結果才有實際參考價值。

3.2 潤濕性

潤濕性的不同會引起巖石束縛水的差異，親水巖石所含的束縛水偏高，滲流阻力也大，水鎖效應相對較明顯，啟動壓力梯度也相應較大。對于凝析氣藏，遠井區(qū)孔隙中含束縛水和可動氣體，巖石束縛水飽和度越大，發(fā)生水鎖效應的可能也越大[13]，有效滲透率下降的也越多，因此，親水性巖石不利于氣體的采出。對于過渡區(qū)，孔隙中流動只有氣相，但是，反凝析液量逐漸增加，液鎖效應越來越明顯，滲流阻力變大；因此，在過渡區(qū)和遠井區(qū)，親水巖石的啟動壓力梯度要高于疏水巖石啟動壓力梯度。在近井區(qū)，親水巖石束縛水加殘余油飽和度之和與疏水巖石幾乎相當，因此，潤濕性的影響并不明顯。

3.3 含液飽和度

不同巖石含液飽和度下的啟動壓力梯度如圖6所示。從圖6可知：啟動壓力梯度與含液飽和度之間呈現非線性關系，滲透率為0.064 9×10?3μm2的巖心，在含液飽和度從40%上升到55%再上升到70%時，對應啟動壓力梯度增加幅度分別為0.069 9 MPa/m和0.031 6 MPa/m，含液飽和度從40%上升到55%的啟動壓力梯度變化幅度大于含液飽和度從55%上升到70%的啟動壓力梯度，滲透率越低的巖心變化越明顯；在滲透率從0.028 4×10?3μm2增加到0.064 9×10?3μm2再增加到0.112 2×10?3μm2情況下，當含液飽和度為50%時，啟動壓力梯度變化幅分別為0.013 2 MPa/m和0.013 6 MPa/m，當含液飽和度為55%時對應啟動壓力梯度變化幅度分別為0.021 2 MPa/m和0.015 3 MPa/m?？梢姡瑔訅毫μ荻入S含液飽和度的增加而增加，且增加的趨勢趨于平緩；在相同含水飽和度情況下，滲透率越高的巖石的啟動壓力梯度越小(見圖6)，曲線間距隨著含液飽和度增加而變大。

滲透率/10?3 μm2：1—0.028 4；2—0.064 9；3—0.112 2

熊昕東等[13]分析認為：孔隙所含液體從束縛水開始增加，起初增加的反凝析液不參與流動，但卻加劇了液鎖效應的危害；孔隙中的含液飽和度與束縛水飽和度加殘余油飽和度之和的差值越大，不利的相對滲透率效應就越明顯。因此，在較低含液飽和度下，啟動壓力梯度變化的幅度較大，當含液飽和度超過了束縛水加殘余油飽和度之和之后，啟動壓力梯度的變化就變得相對平緩。在相同的含液情況下，滲透率小的巖石比滲透率高的巖石的可動用流體要少，隨著含液飽和度的增加，較低滲透率巖石啟動壓力梯度增加的幅度也比稍高滲透率的增加幅度大。

3.4 主流喉道半徑

巖石主流喉道半徑不同，啟動壓力梯度也不同；啟動壓力梯度隨主流喉道半徑的增加先是急劇減小而后降低的速度放緩，如圖7所示。從圖7可見：對于Ⅰ區(qū)，當主流喉道半徑從0.211 μm增加到0.642 μm再增加到1.698 μm時，啟動壓力梯度從2.237 4 MPa/m降到0.235 2 MPa/m再降低到0.036 2 MPa/m，下降幅度分別為2.002 2 MPa/m和0.199 0 MPa/m；對于Ⅱ區(qū)，在相同主流喉道半徑變化情況下，啟動壓力梯度下降幅度分別為0.798 8 MPa/m和0.083 7 MPa/m；結果表明：存在可動液相的區(qū)域啟動壓力梯度下降幅度較大。主流喉道半徑是儲層物性特征的最重要的一個物理參數，因此，主流喉道半徑是決定啟動壓力梯度的重要因素[14]。

1—遠井區(qū)(Ⅲ區(qū))；2—過渡區(qū)(Ⅱ區(qū))；3—近井區(qū)(Ⅰ區(qū))

3.5 微裂縫

致密砂巖巖石中常伴有微裂縫發(fā)育[15]，裂縫的存在對啟動壓力梯度存在影響，當存在與流動方向垂直微裂縫情況下，末端效應導致裂縫邊界液體飽和度較高，氣體在裂縫中由于圈閉作用被封死，后續(xù)流體繞流通過，滲流阻力增加，啟動壓力梯度變大，當存在與流動方向一致的微裂縫時的情況則剛好相反。通過測定滲透率為0.064 9×10?3μm2的巖心在造非貫穿縫前后(0.223 1×10?3μm2)模擬遠井區(qū)啟動壓力梯度的數值變化可知：巖心造縫后，啟動壓力梯度由 0.041 6 MPa/m降低到0.009 1 MPa/m，降低了 0.032 5 MPa/m；在模擬過渡區(qū)域時，啟動壓力梯度由0.084 7 MPa/m降低到0.028 1 MPa/m，降低了 0.059 9 MPa/m，可見，造縫后氣體滲流的流通通道變大，滲流阻力降低，啟動壓力梯度也相應減小。

4 結論

1) 通過增設高線性壓差傳感器，并給出一定平衡時間來彌補原氣泡法的不足，設計了測定致密砂巖凝析氣藏啟動壓力梯度實驗流程和方法。

2) 所測3個區(qū)域的啟動壓力梯度都隨著滲透率的增加先急劇降低而后降低速度放緩，隨著滲透率倒數的增加而線性增加；Ⅰ區(qū)啟動壓力梯度最高，約為Ⅲ區(qū)啟動壓力梯度的9.2倍；Ⅱ區(qū)次之，約為Ⅲ區(qū)啟動壓力梯度的3.5倍。

3) 主流喉道半徑和含液流體飽和度對啟動壓力梯度影響較大；其次是微裂縫，潤濕性主要影響Ⅱ區(qū)和Ⅲ區(qū)，對Ⅰ區(qū)影響極?。淮送?，可以通過精確模擬地層條件來消除圍壓和溫度的影響。

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(編輯 羅金花)

Condensate gas reservoir threshold pressure gradient for tight sandstone

TIAN Wei1, ZHU Weiyao1, ZHU Huayin2, ZHANG Xueling3, AN Laizhi2, DU Shan4

(1. School of Civil and Environmental Engineering, University of Science & Technology Beijing, Beijing 100083, China;2. Langfang Branch, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang 065007, China;3.School of Energy and Power Engineering, Zhengzhou University of Light Industry, Zhengzhou 450002, China;4. Institute of Exploration and Development, North China Oilfield, Renqiu 062552, China)

In order to study threshold pressure gradient for tight sandstone condensate gas reservoir，based on the original process of Bubble method, high linear differential pressure sensor was added. The pressure was tested accurately by keeping the balance time to solve the slow pressure transmission. Moreover, the rate of collapse was controlled by using back pressure. The experimental process of testing condense gas reservoirs threshold pressure gradient was designed, and the research was carried out under the condition of accurate simulation formation in laboratory. The results show that the condensate gas reservoirs threshold pressure gradients of three areas firstly reduce quickly along with the increase of permeability, and then reduce slowly, and increase linearly with the increase of the reciprocal of permeability. The threshold pressure gradient of area Ⅰ is the highest of the three areas, and that is about 9.2 times of that of area Ⅲ.By contrast, the threshold pressure gradient of area Ⅱ is 3.5 times that of area Ⅲ. Besides, among all the various factors influencing the threshold pressure gradient, the influence of fluid saturation and mainstream throat radius is the largest, followed by the micro-fracture. Wettability mainly affects areaⅡ and Ⅲ, and hardly affects area Ⅰ. The influence of confining pressure and temperature can be eliminated by simulating accurately formation conditions.

condensate gas reservoir; threshold pressure gradient; critical flow pressure; dew-point pressure; effective confining pressure; liquid blocking effect; liquid saturation

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.09.034

TE37

A

1672?7207(2015)09?3415?07

2014?11?27；

2015?02?15

國家科技重大專項(2011ZX05051)；國家重點基礎研究發(fā)展計劃(973計劃)項目(2013CB228002) (Project(2011ZX05051) Supported by National Science and Technology Major Project; Project(2013CB228002) supported by the National Basic Research Development Program (973 Program) of China)

朱維耀，教授，博士生導師，從事滲流流體力學和油氣田開發(fā)方面的研究；E-mail: Weiyaook@sina.com