Das südliche kondensierte Gasspeicherbecken von Naluer A hat vor der offiziellen Erschließung eine schwere Rückkondensation erfahren, die zu erheblichen Verlusten an Kondensatöl führte. Die Erforschung von Methoden zur Steigerung der Kondensatölproduktion ist für die nächste Entwicklungsphase des Ölfelds besonders wichtig. Zu diesem Zweck wurde an einem typischen Bohrloch im südlichen Bereich von A die Phasengleichgewichtstheorie und numerische Reservoirsimulation angewendet, um die Rückkondensationsregeln der Formationflüssigkeiten und die Verteilung des Kondensatöls zu analysieren und den Mechanismus und Effekt der CO₂-Injektion zur Steigerung der Kondensatölproduktion aus Gasbohrungen zu untersuchen. Die Ergebnisse zeigen, dass die Rückkondensation im Gaslager zwei Phasen umfasst: isothermische Expansion und isochore Erschöpfung; das Kondensatöl sammelt sich hauptsächlich innerhalb von 30 m um den Bohrloch herum an, mit einer Kondensatöl-Sättigung zwischen 22,44 % und 29,51 %. Der Mechanismus zur Steigerung der Kondensatölproduktion durch CO₂ besteht hauptsächlich darin, die Rückkondensationsregeln der Formationflüssigkeiten zu verändern, die Rückkondensationsgrenze zu senken und Kondensatöl zu verdampfen. Bei geringer CO₂-Injektionsmenge ist die Fähigkeit zur Verdampfung von Kondensatöl durch CO₂ jedoch begrenzt. Um den Wirkungseffekt der CO₂-Zykleninjektion sicherzustellen, sollte das zyklische Injektionsvolumen 500×10⁴ m³ überschreiten. Diese Studie hat wegweisende Bedeutung für die Steigerung der Kondensatölproduktionskapazität und die Entblockung in der mittleren und späten Entwicklungsphase ähnlicher Kondensatgaslagerstätten.

Südliches Kondensatgaslager A; CO2-Injektion; Kondensatöl; Steigerung der Rückgewinnungsrate; Rückkondensationsbewertung; Naluer Ölfeld