异常高压气藏开采初期压降较缓，其压降曲线出现上凸趋势，这是由于在气藏投入开发的初期，地层压实、储集层基质和地层水膨胀释放出的弹性能量使地层压力下降缓慢，当气藏具有边水、底水时，储水层释放出的弹性能量使曲线上凸更加明显，因此岩石和地层水的压缩性不可忽略。当地层压力降到正常压力时，岩石的弹性能量释放基本结束，与随着地层压力下降而显著增加的天然气压缩系数相比，岩石压缩系数可以忽略不计，此时气藏的开采主要依靠天然气的膨胀作用，表现为常压开采特征，压力呈较快的线性下降特征。但异常高压气藏的膨胀不能忽略，它会使视地层压力与累计产气量之间偏离直线关系。
KL2异常高压气藏的储集层温度为100℃，原始地层压力为74.0MPa，废弃地层压力为20MPa，原始含气饱和度为70%，束缚水饱和度为30%。以其为例，通过简单计算高压开采阶段(40～74MPa)和常压开采阶段(20～40MPa)降压lMPa所采出的气量中，可计算出岩石、地层水和天然气对采出总气量相对贡献的差异。初期的高压开采阶段，岩石和地层水压缩性对气井产能的共同贡献接近60%(其中岩石压缩性的贡献为57.3%，产能主要受其影响)，该阶段视地层压力与累计产气量曲线呈上凸趋势就是受此影响。在常压开采阶段，岩石和地层水对气井产能的共同贡献仅占3.8%，地面产气量主要是天然气自身膨胀的贡献，因此视地层压力与累计产气量曲线的后段近似直线，此时岩石压缩系数可以忽略不计。以上简单计算表明，气藏高压开采阶段的开采动态主要取决于岩石弹性能量的释放特征。岩石压缩系数受储集层中黏土含量的影响很大，预测产能动态时通常使用实测岩石压缩系数。实测了黏土含量分别为20%、30%、40%的人造岩心压缩系数和KL2气藏203井2块砂岩岩样(井深3900m，常压下平均孔隙度为14.4%、渗透率为700平方微米)的压缩系数。对二维真实地应力条件下气藏开采过程的模拟从孔隙压力76MPa开始，以10MPa为间隔，逐渐降低压力，每块岩样测6个点，用得到的岩石压缩系数随压力变化的数据回归出一个可用于天然气产能预测的经验公式：
Cf=103.66(pi-p)-0.4402
实测结果表明：①岩石弹性能量主要在气藏开采初期的高压阶段释放；②曲线呈指数递减规律，后段变化平缓；③岩石中黏土含量增加则弹性能量增大；④KL2天然气储集层的黏土含量约为10%～15%，在30—80MPa的净上覆压力下，岩石压缩系数为0.0016～0.0025/MPa。在整个气藏开采过程中，地层水压缩系数的变化受净上覆压力影响相对小。在气藏不同开采范围内，可知：①气藏无水体时，岩石弹性膨胀对产能的贡献在高压开采阶段超过57%；而常压开采阶段以天然气膨胀的贡献为主，岩石的仅占3.43%，岩石压缩系数可认为是常数；②气藏有水体时，无论在哪个开采阶段，随着水体的增大，岩石和地层水弹性膨胀的贡献增大，天然气弹性膨胀对产能的贡献减小。在高压开采阶段，当气藏具有约4倍水体(水体倍数为水体体积/储集层体积)时，天然气膨胀对产能的贡献仅占11.06%，岩石膨胀对产能的贡献达78.98%。常压开采阶段采出的天然气以气相膨胀贡献为主。
在异常高压气藏3种弹性能量对采气量的相对贡献中，高压阶段以岩石的为主，常压阶段以天然气的为主，地层水弹性膨胀的能量在总开采能量中占的比例无论哪个阶段都不大，可以视为常数或忽略。在进行异常高压气藏开采初期的气藏工程计算时，不能忽略岩石压缩性对产能的贡献。储集层中黏土含量越大岩石压缩性越大，对产能影响也越大。在预测异常高压气藏产能时，最好采用实测的岩石压缩数据，以提高预测精度。异常高压气藏边、底水规模越大，对产能的贡献越大，降压越缓慢，该特征在高压开采阶段尤为突出。
