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，研究和发展相关的增产技术有重要的实际意义和应用前景。
凝析气藏的典型的“露点”或反凝析特性在世界上的许多地区都存在着。这些气藏的独特之处在于，当气藏压力下降时，一定量的天然气重质终馏分便会由溶解气转变为凝析液。这些凝析液被暂时或永久性地圈闭在气藏中，导致天然气产量急剧下降和大量宝贵挥发性凝析液的永久浪费。
在凝析气藏中，导致产气量下降的主要伤害机理通常与毛细管压力激发相的圈闭效应有关。这些效应导致受影响区域的气体有效渗透率永久性降低。这种现象举例进行了说明。
当凝析液还在孔隙介质中时，一旦由溶解气转变为凝析液，便会产生毛细管压力效应(因为产生了另一种不溶混相，该相与气相之间存在着有限界面张力)。该毛细管压力将离散的凝析液捕获到孔隙体系的中心部分，且不许它们流动，直至饱和度增加到可使单个凝析液滴聚集起来，在孔隙介质中形成连续的凝析“膜”。一旦出现这种情况后，凝析相便获得了有限相对渗透率，从而可作为分离相和异相在岩石中流动。该凝析液饱和度值通常被称为“临界”或“流动”凝析液饱和度。其值低可低于1%(在低界面张力条件下和毛细管压力很低的高渗透岩石中)，高可高于40%(在劣质孔隙介质中)。
气体凝析是一个难以对付的问题，因为它是储层气所具有的一种天然热力学特性。只要储层温度和气体组分保持不变，在露点压力以下开采气体，就会产生反凝析现象。解决问题的方法之一是保持压力，并降低压降和产量，使生产井周围的井底流压始终高于露点压力。但是，在多数操作条件下这是不切实际的，因为许多新发现的凝析气藏的气体压力都非常接近气体的露点压力。即使采取了适当的压降措施(为了达到经济产量)，生产井周围的生产压力仍然低于露点压力。在多数情况下，凝析圈闭造成的一定程度的损害是不可避免的，在气体回注操作中更是如此，因为尽管储层总体积保持在露点压力以上的某个压力，但是由于临近井筒的区域常常易形成大的压降，因此仍会导致局部凝析。在优质储层中，由于临界可动饱和度较低，这种凝析现象不会对流量产生明显的影响(至少当储层压力较高时是这样的)，因此选择常规的一次开采将是非常经济的。此外，还可采取对井筒周围的被圈闭凝析液定期进行“清除”的办法来提高气井产量。多年来，国外研究人员采取了多种可能性工艺，以达到增产的目的，其中包括：
(一)静态重新加压与渗吸该工艺是在假设热力学可逆性的基础上进行的。理论上讲，如果气井停止生产，并且储层总体积压力仍足够高的话，那么，随着井筒周围衰竭带的压力增加到原始露点压力以上，被圈闭在孔隙体系内的凝析液便会“重新气化”为气相。遗憾的是，该工艺应用在孔隙介质中的实际成功率不是很高，因为界面面积是有限的，再气化过程大大地受到质量传递的限制，因此速度相当缓慢。并且，与孔隙空间中体积一定的凝析液接触的气体体积是很有限的(被圈闭的凝析液是由流过孔隙空间的大量气体转变而来的，而静态下与凝析液接触的气体却比较少)，因此再气化又一次受到限制。同样，静态渗吸(通过毛细作用将被圈闭的凝析液从井筒带到地层深处)仅在储层表现为强油湿天然润湿倾向时才有效。如果储层表现为中性或水湿，就不会产生自发渗吸亲和力来将被圈闭的饱和液从近井地带带走。由于许多气藏最初不含液态烃饱和液，表现为水湿天然润湿特性，因此渗吸作用无法将凝析液从井筒带到地层深处。在一些储层条件下，如果压力降到足够低，凝析液便又开始气化。在一些情况下，凝析液可能会在很低的压力和高温下完全从两相区中“窜”出来。但实际操作中该方法使用受限。多数情况下，重新气化的压力都恰恰在储层的经济枯竭压力以下。即使情况并非如此，重新气化过程也是相当缓慢的，并且取决于孔隙介质的质量传递。
(二)注贫气该工艺的成功率较高，但为了确保成功，通常还是要求有比较高的井底压力。贫气通常采用干甲烷或氮气，并采取高压汽化互溶措施，以将被圈闭的凝析液从井筒周围的注入带萃取。在这种情况下，由于注入的气体是贫气，不含重质终馏分，因此它可从体系中萃取大量的重质终馏分。注气操作开始后，新的流体便会持续不断地通过孔隙体系，持续的对流性质量传递也是可能发生的，因此，便产生了更快速的质量传递和气化效应。气化互溶所需的压力大大取决于被圈闭凝析液的组分及绝对温度和气体特性。纯氮气与凝析液的气化互溶压力较高，一般为40~50MPa；甲烷与凝析液的气化互溶压力较低，通常为30~40MPa。在许多气体回注操作中，该工艺常被用作周期性的增产方法，因为在现场可轻易找到贫气源与压缩设备。对生产井采取注干气周期性增产措施，可清除累积的凝析液，提高产量，降低压降。
(三)注富气在多数储层条件下，仅注贫气或氮气，是达不到足够的气化互溶压力的。此时，注入分子量较高的气体，如乙烷、丙烷或二氧化碳，也可以达到类似的互溶萃取效果，因为这些气体与被圈闭凝析液的互溶压力要低得多。尽管这样做是有效的，但花费却是昂贵的。在进行此类操作之前，应开展注入气体与储层凝析液的配伍性试验。
(四)注溶剂该工艺指的是向地层中注入液相烃溶剂(一般为甲苯、二甲苯或蒸馏液)。尽管该方法清除凝析气井中的积蜡的效果不错，但用来清除被圈闭的凝析液，效果却不佳。在许多情况下，储层气体与有机溶剂之间的有限界面张力比被圈闭凝析液与储层气体之间的有限界面张力要高，从而导致被圈闭烃相的饱和度变大。
(五)注互溶剂该工艺是指向地层中注入高分子量的醇(也就是丁醇)、互溶剂和表面活性剂。其目的是为了降低凝析气的有限界面张力，更加容易地采出被圈闭的凝析液。许多醇类与凝析液接触时，会产生泥状沉积和乳化问题，因此，选择醇类时应仔细地进行配伍性试验。通常采用这类试剂后，气、油的有限界面张力的实际降低水平比较小，总体增产效果不佳。在具体操作之前，应进行有限界面张力和室内筛选试验，以确定这类试剂清除凝析液的有效性。
(六)注空气就地燃烧这是一项比较新的工艺，利用注空气将近井地带被圈闭的凝析饱和液点燃并使之燃烧。大多数凝析液易挥发，在储层温度高于120℃时，就会自燃。在该方法的应用过程中，人们关注的问题包括井底高温、火驱的有效波及以及注入氧气燃烧不充分，与地下原油发生低温/高温氧化反应导致的腐蚀和井筒爆炸等。如今研究人员正在着手进行大量的研究，以对该方法的使用情况进行评估。
(七)注水/水驱长期以来，该工艺被建议用来开采枯竭凝析气藏中被圈闭的凝析液。因为在多数储层中，水驱残余凝析液饱和度比气驱残余凝析液饱和度要低。人们认为，注入水可使储层基质中一部分被圈闭的凝析液流动起来，从而将这部资源开采出来。实际操作经验表明，被圈闭的凝析液的饱和度值必须达到很高。若将该方法作为提高采收率方法来加以应用的话，其成效是微乎其微的，成功的可能性小。在一些高渗透凝析气藏中，注水被用作一种增产方法，以驱替近井地带的高流动凝析饱和液(在压力降低到一定程度，即井内充满凝析液并自动压井时)。随后注气，以将水驱替出来，并使“未受伤害”的部分储层重新建立起高气体饱和度和渗透率。在低渗透岩石中，不建议采用该方法，因为圈闭和毛细管压力效应及近井地带水相的介入会产生额外伤害效应。值得注意的是，以上提到的增产工艺不能解决伤害的根本原因，因为这是气体固有的反凝析特性。在许多情况下，必须周期性地重复这些操作，因为即使将凝析液从近井地带清除，但只要在露点压力以下持续性生产，类似问题便会重现。
(八)压裂改造措施鉴于大多数凝析气藏属低孔、低渗、难动用的致密气藏，在这类气藏中，由于天然气的凝析，井筒极易积液，大大降低了气藏的渗透率，造成气井生产周期短，有气采不出的局面，因此，只有通过压裂改造，才能提高气藏采收率，满足气井采气的需要。国外研究人员Carlson、Myer和Settarietal.指出，凝析气井产能的降低可通过水力压裂来加以弥补，水力压裂还可以降低压降，减少液体的凝析。但是，凝析液在裂缝(对低渗透气藏来说，其长度可达到数百英尺；对高渗透气藏来说，仅数十英尺)周围的分布将大大削弱水力压裂对气体产量的影响。这种现象等同于水力压裂中的裂缝面的伤害。因此，需要调整裂缝几何形状，牺牲缝宽，增大缝长，减轻凝析液对凝析气井生产的影响。