Le gisement de gaz condensé du sud de Nager A a subi une condensation inverse sévère avant le développement officiel, entraînant une perte importante de pétrole de condensat. Explorer des méthodes pour augmenter la production de pétrole de condensat est particulièrement important pour la prochaine phase de développement du champ pétrolier. À cette fin, en prenant un puits typique du sud de A comme exemple, la théorie d'équilibre des phases et la simulation numérique du réservoir ont été appliquées pour analyser les lois de condensation inverse des fluides de la formation et les caractéristiques de distribution du pétrole de condensat, ainsi que pour étudier le mécanisme et l'effet de l'injection de CO₂ pour augmenter la production de pétrole de condensat des puits de gaz. Les résultats montrent que la condensation inverse du réservoir gazier se divise en deux phases : expansion isochimique et déclin isochore. Le pétrole de condensat se concentre principalement dans 30 m autour du puits, avec une saturation en pétrole de condensat allant de 22,44 % à 29,51 %. Le mécanisme d'augmentation de la production de pétrole de condensat par le CO₂ est principalement de modifier la loi de condensation inverse des fluides de formation, de réduire la limite de condensation inverse et d'évaporer le pétrole de condensat. Mais lorsque le volume d'injection de CO₂ est réduit, la capacité d'évaporation du pétrole de condensat par le CO₂ est limitée. Pour garantir l'effet d'augmentation de production par injection cyclique de CO₂, le volume d'injection périodique doit dépasser 500×10⁴ m³. Cette étude a une signification directrice pour l'augmentation de la capacité de production de pétrole de condensat et le déblocage dans la phase moyenne et tardive du développement des champs similaires de gaz condensé.

Gisement de gaz condensé du sud de A; Injection cyclique de CO2; Pétrole de condensat; Amélioration du taux de récupération; Évaluation de la condensation inverse; Champ pétrolier Nager