SY∕T 7652-2021标准规范下载简介

SY∕T 7652-2021 气藏型储气库库容参数设计方法.pdf简介：

SY/T 7652-2021标准是中国石油天然气工业标准，全称为《气藏型储气库库容参数设计方法》，该标准主要针对气藏型储气库的设计过程提供了详细的指导和要求。气藏型储气库是将天然气储存在地下气藏中的一种方式，这类储气库通常利用天然的岩石孔隙、裂缝或构造来储存天然气。

该标准的设计方法主要包括以下几个步骤：

1. 地质条件分析：对储气库所在的地质构造、储层特性、储气能力、储气库的安全性等进行详细研究和评估。

2. 技术经济分析：考虑储气库建设的成本、运营成本、经济效益等因素，以及环境影响和可持续性。

3. 库容设计：根据地质条件、储气需求和国家能源政策，确定储气库的总体库容、地下储气层的选定和开发方案。

4. 安全设计：包括压力控制、防泄漏、防爆、防火等多方面的安全措施和应急预案。

5. 运营管理：设计储气库的运营管理流程，包括监控系统、维护保养、应急响应等。

6. 环保设计：考虑储气库对环境的影响，如气体泄漏处理、气体回收利用、废水和废弃物处理等。

总之，SY/T 7652-2021标准提供了系统、科学和实用的设计方法，以保证气藏型储气库的安全、高效和经济运行。

SY∕T 7652-2021 气藏型储气库库容参数设计方法.pdf部分内容预览：

SY/T 7642界定的术语和定义适用于本文件。

4建库有效储气体积计算

皖2003J711 不锈钢窗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。 4.1.3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、凝析油发等多因素对气藏建库有效储气体积的影响。

4.2.1气藏原始含气体积

式中： V气藏原始含气体积； G—气藏原始地质储量； B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Var，按公式（2）计算：

4.2.3水带不可动体积

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/T62 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 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 体积，参见公式 (A.1)。

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 8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 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 只， 参见公式 (A.1)。 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 T动体积，参见公式（A.2)。 一气生气进不可动体和

4.2.4过渡带不可动体积

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， 不可动体积，参见公式(A.3)

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 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 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蒸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 ，以此计算凝析油蒸发体积，参照公式（A.6)。

4.2.9地层剩余原油二次饱和净溶解气量

注来气过程中地层剩余原油 对库容存在影响，利用原高压！ 验结果，计算剩余原油二次饱和净 (A.7)

4.2.10 岩石骨架和残余水弹性膨胀量

4.2.11 建库有效储气体积

以原始含气（油）体积为基数，扣除水淹带、过渡带、气驱纯气带、储层应力敏感和凝析油反 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 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

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。

1.1利用地质综合分析和室P 微观有效性进行评价。 2.1.2根据盖层突破压力实验结果， 算可参考公式（4）

式中: PcRi 盖层纵向密封临界压力 PH 气藏静水柱压力； 突破压力。

式中： PcRi 盖层纵向密封临界压力 PH 气藏静水柱压力； 突破压力。

PcRI = Ph +min(PAc)

PcRI = Ph +min(PAc)

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 十算可参考公式(5)。

力计算可参考公式（5)

PcR2 = gp H,ao

式中: PcR2²盖层侧向密封临界压力 ; 8重力加速度; P—上覆地层岩石密度； H埋深; α—岩石内摩擦系数； 储气库安全系数。 5.2.1.4 利用矿场水力压裂试验或测并资料计算确定盖层的破裂压力

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 等，采用公式分析方法定量评价断层封闭性

5.2.2.2 开肩压力计算可参考公式 (6)。

溢出点气体逸散临界压力计算可参考公式（)

Psp溢出点气体逸散临界压力； P——气藏原始地层压力； AH圈闭闭合幅度。

5.2.4上限压力确定方法

Psp = P + gP.AH

Psp = P + gP,AH

P≤Pmx

6.1.1储气库采气末期应有一定的生产能力。 6.1.2有效控制边底水、结盐等对储气库的影响。 6.1.3并口压力满足天然气处理及外输的要求。 6.1.4 储气库有一定的经济性。

6.1.1储气库采气末期应有一定的生产能力。

6.2.1利用试气试并和生产动态资料，建立不同并型气并的产能方程，按SY/T5440的要求执行。在 比基础上，结合多轮次气液互驱气相相对渗透率、流体性质改变和应力敏感，修正气并产能方程。 6.2.2利用节点压力综合分析方法，以储层不出砂、并底不积液、管柱不冲蚀等条件，评价不同地层 压力下不同管径单井合理产量。 6.2.3根据外输压力、进站压力、采气末期最低生产能力要求，采用反算的方式计算井底压力及气藏 平均地层压力，作为确定下限压力的基础。 6.2.4结合储气库地层水影响、结盐情况，合理确定下限压力 6.2.5对于边底水较活跃的气藏，可采用数值模拟的方式考虑多指标、多方案进行综合比选。

式中： Gmx—库容量; B.天然气体积系数。

垫气量以下限压力下建库有效储气体积为基础来计算。计算方法参见公式(10)

式中： Gm垫气量; 下限压力。

作气量等于库容量与垫气量之差。计算方法参见

DB15／T 2021.2-2020 草原大数据 第2部分：数据分类与编码.pdf(Vm) Pmin 10000Bg(2 min)

式中： G工作气量。

补充垫气量等于垫气量与建库前天然气剩余储量之差，计算方法参见公式（12）。

Gadd 补充垫气量： —建库前天然气剩余储量

基础垫气量等于气藏原始储量减去气藏可采储量之差，计算方法参见公式（13）。对于 藏铁路工程地质手册(修订版).pdf，等于原始储量减去废弃时气藏累产气量，计算方法参见公式（14)。

基础垫气量等于气藏原始储量减去气藏可采储量之差，计算方法参见公式（13）。对于已废弃气 藏，等于原始储量减去废弃时气藏累产气量，计算方法参见公式（14)。

式中： Gab 基础垫气量； G 气藏可采储量； G 气藏废弃时累产气量。