ICS 75.180.10 CCS E 11
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 76522021
气藏型诸气库库容参数设计方法
Design method for capacity parameters of gas field storage
2022—02－16实施
2021一11一16发布
国家能源局 发布 SY/T 7652-2021
目 次
前言 1范围 2规范性引用文件 3术语和定义
建库有效储气体积计算 4.1计算基础依据 4.2计算模型上限压力设计 5.1基本原则 5.2设计方法 6下限压力设计： 6.1 基本原则 6.2 设计方法 7 库容技术指标设计 7.1 库容量 7.2 垫气量 7.3工作气量 7.4补充垫气量 7.5 基础垫气量 7.6 附加垫气量附录A（资料性） 建库有效储气体积预测数学模型
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丁
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中 SY/T 76522021
前言
本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》给出的规则起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由石油工业标准化技术委员会储气库专业标准化技术委员会提出并归口。 本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司
大港油田分公司、中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司、中国石油化工有限公司中原油田勘探开发研究院，中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司，中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司。
本文件主要起草人：王皆明、胥洪成、马小明、廖伟、毛川勤、丁国生、唐立根、裴根、宋丽娜、 赵凯、张士杰、钟荣、李春、王军、李滨、石磊、杨树合、刘君兰、孙军昌、李道清、王霞。
II SY/T 7652-2021
气藏型储气库库容参数设计方法
1 范围
本文件规定了气藏型储气库库容参数设计内容及设计方法，主要包括上限压力、下限压力、库容量、工作气量和垫气量等参数。
本文件适用于定容和中等以下水驱的气藏，以及带油环的气藏改建储气库库容参数设计。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 26979 天然气藏分类 SY/T5440天然气井试井技术规范 SY/T5579.1　油藏描述方法　第1部分：总则 SY/T6098天然气可采储量计算方法 SY/T 6108 气藏开发动态分析技术规范 SY/T 6285 油气储层评价方法 SY/T7642储气库术语
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3术语和定义
SY/T7642界定的术语和定义适用于本
4建库有效储气体积计算 4.1计算基础依据 4.1.1以物质平衡法或容积法计算的天然气储量作为地下储气空间体积计算的基础。 4.1.2建库注采机理实验研究油气水相态特征、渗流特征、地层混合流体性质变化。 4.13综合考虑储层物性，非均质性、水侵、储层应力敏感，注气后地层流体性质改变，地层剩余原油二次饱和溶解分离，凝析油蒸发等多因素对气藏建库有效储气体积的影响。 4.2计算模型 4.2.1气藏原始含气体积
用物质平衡法或容积法计算气藏原始天然气储量，按SY/T6098的要求执行。在此基础上计算气藏原始含气体积，按公式（1）计算：
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V G B
(1)
式中： V气藏原始含气体积： G气藏原始地质储量： B一原始气藏条件下天然气体积系数。
4.2.2油环原始体积
用物质平衡法或容积法计算油环原油储量N，在此基础上计算油环原始体积V：按公式（2）计算：
V=M
(2)
B.
式中： V——油环原始体积： N——油环原油储量： Bei一原始气藏条件下油环原油体积系数。
4.2.3水淹带不可动体积
开展地质特征研究和生产动态分析（或数值模拟预测），按SY/T5579.1、SY/T6285、SY/T 6108和GB/T26979的要求执行。在此基础上，勾画建库前气藏的流体分布区带，考虑水侵量、储层非均质性等因素的影响，结合多轮气水相渗实验及岩心残余气，残余水测定结果，计算水淹带不可动体积，参见公式（A.1）。 4.2.4过渡带不可动体积
在考虑水侵量、储层非均质性等因素影响的前提下， 再考虑该区带可驱替孔隙体积，计算过渡带不可动体积，参见公式（A.2）。 4.2.5气驱纯气带不可动体积
考虑储层物性及非均质性和水侵量等因素，结合多周期注采仿真模拟实验结果，计算气驱纯气带不可动体积，参见公式（A3）。 4.2.6储层应力敏感减小的体积
考虑气藏衰竭式开发和储气库多周期往复注采运行过程中储层应力敏感对建库有效储气体积的影响，结合覆压孔渗实验结果，计算储层孔隙的应力不可恢复形变量，参照公式（A.4）。 4.2.7凝析油反凝析减小体积
考虑凝析油反凝析对建库的影响，利用气藏工程或数值模拟等方法计算凝析油反凝析减小体积，参照公式（A.5）。 4.2.8凝析油蒸发增加体积
凝析油在注气过程中的发作用对建库有正向影响，利用相态实验或多组分模型计算凝析油蒸发
效率，以此计算凝析油蒸发体积，参照公式（A.6）。 2 SY/T 76522021
4.2.9地层剩余原油二次饱和净溶解气量
注采气过程中地层剩余原油存在二次饱和与脱气交互作用，对库容存在影响，利用原油高压PVI 实验结果，计算剩余原油二次饱和净溶解气量，参照公式（A.7）。 4.2.10岩石骨架和残余水弹性膨胀量
因压力变化引起的岩石骨架和残余水弹性膨胀对建库的影响，根据岩石特性，采用查表计算或室内实验确定综合弹性系数，以此计算岩石骨架和残余水弹性膨胀量，参照公式（A.8）。 4.2.11建库有效储气体积
以原始含气，（油）体积为基数，扣除水带，过渡带，气驱纯气带，储层应力敏感和凝析油反橱
析影响等形成的不可动体积，再加上凝析油蒸发、地层剩余原油二次饱和溶解、岩石骨架和残余水弹性膨胀量等增加的储气体积得到建库有效储气体积，按公式（3）计算：
Vm =V-(Avw Av) av av av)av av ay.
(3)
式中： Vm 建库有效储气体积： AV 水淹带不可动体积： AVw 过渡带不可动体积： AV 气驱纯气带不可动体积： AV 储层应力敏感减小的体积 AV 凝析油反凝析减小体积： AV 凝析油蒸发增加体积： AV AV 岩石骨架和残余水弹性膨胀量
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5 上限压力设计 5.1基本原则
上限压力设计应遵循确保气藏完整性的原则，一般上限压力不超过气藏原始地层压力。在经过充分论证确保安全的情况下可适当提高。 5.2设计方法 5.2.1盖层 5.2.1.1利用地质综合分析和室内实验方法，对盖层的宏观封闭能力和微观有效性进行评价。 5.2.1.2根据盖层突破压力实验结果，盖层纵向密封临界压力计算可参考公式（4）。
PcRI = PH min(PAc)
(4)
式中： PcRi 盖层纵向密封临界压力： PH 气藏静水柱压力； PAc 突破压力。
3 SY/T 76522021
5.2.1.3根据盖层接触的侧向地层的物理参数、埋藏深度及岩石的内摩擦系数，侧向地层密封临界压力计算可参考公式（5）。
PcR2 = gp,Hgad
(5)
式中： PcR2 盖层侧向密封临界压力： g 重力加速度； Pr -上覆地层岩石密度： H. 埋深；
岩石内摩擦系数； 5 储气库安全系数。
a.
5.2.1.4 利用矿场水力压裂试验或测井资料计算确定盖层的破裂压力。 5.2.2断层 5.2.2.1对于砂岩气藏，利用泥岩涂抹系数、断移地层砂泥比值、断面正压力、断层横向封闭系数等，采用公式分析方法定量评价断层封闭性。 5.2.2.2开启压力计算可参考公式（6）。
Pez = Z. (P. - Pw )cos0o, sinosin β
(6)
式中： Pez 断面承受的正压力： Z 断面埋深； Pu 地层水密度： 0 断面倾角：
区域主压应力；
6
β 区域主压应力与断层线交角。 5.2.3溢出点
溢出点气体逸散临界压力计算可参考公式（7）。
Psp = P gPuAH
(7)
式中： Psp 溢出点气体逸散临界压力： P——气藏原始地层压力； △H圈闭闭合幅度。
5.2.4上限压力确定方法
考虑盖层，断层、边界条件及气藏特征和经济性，综合确定上限压力，原则上由公式（8）确定。
P≤Pmax≤min(PcR1.PcR2.Pez.Psp)
(8)
式中： Pmax 上限压力。
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