SYT 7652-2021 气藏型储气库库容参数设计方法

中华人民共和国石油天然气行业标准2021—11-16发布2022-02—16实施国家能源局发布I Ⅱ 12规范性引用文件 13术语和定义 14建库有效储气体积计算 14.1计算基础依据 14.2计算模型 15上限压力设计 35.1基本原则 35.2设计方法 3 56.1基本原则 56.2设计方法 57库容技术指标设计 57.1库容量 57.2垫气量 57.3工作气量 57.4补充垫气量 67.5基础垫气量 67.6附加垫气量 6附录A(资料性)建库有效储气体积预测数学模型 7Ⅱ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1气藏型储气库库容参数设计方法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/T26979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/T6108气藏开发动态分析技术规范SY/T6285油气储层评价方法SY/T7642储气库术语3术语和定义SY/T7642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。4.1.3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、凝析油蒸发等多因素对气藏建库有效储气体积的影响。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：2式中：V——气藏原始含气体积；G——气藏原始地质储量；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Va,按公式(2)计算：式中：V——油环原始体积；N——油环原油储量；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/T6108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不可动体积，参见公式(A.3)。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，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3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PVT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凝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： (3)式中：△V——过渡带不可动体积；式中：Pcn——盖层纵向密封临界压力4力计算可参考公式(5)。 (5)式中：Rae——盖层侧向密封临界压力；P——上覆地层岩石密度；a——岩石内摩擦系数； 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5.2.2.2开启压力计算可参考公式(6)。Pz=Z(D₂-P)cosθ+o,sinθsinβ…………(6)式中：Pz——断面承受的正压力；Z——断面埋深；p——地层水密度；溢出点气体逸散临界压力计算可参考公式(7)。Psp=P+gp,△H式中：Bp——溢出点气体逸散临界压力，R——气藏原始地层压力；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。式中：56.1基本原则6.1.2有效控制边底水、结盐等对储气库的影响。6.2.4结合储气库地层水影响、结盐情况，合理确定下限压力库容量以上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(9)。式中：Gmx——库容量；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：工作气量等于库容量与垫气量之差。计算方法参见公式(11)。6式中：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)。Gau=G-Go式中：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)。 (13) (14)式中：G——基础垫气量；G——气藏可采储量；G——气藏废弃时累产气量。附加垫气量等于垫气量与基础垫气量之差，计算方法参见公式(15)。式中：Ga——附加垫气量。7(资料性)建库有效储气体积预测数学模型A.1储气库简化模型根据气藏开发及储气库运行过程中流体分布特征，将储气库剖面简化成4带4界面(见表A.1),据此建立了气藏型储气库流体分带示意图(见图A.1)。区带流体运移及分布特点气藏建库时无边底水或原油侵入的区带，位于气气库在上下限压力区间运行时边底水或原油不再侵入的区带，位于下限压力时流体界面GLC2和GLC1之间上下限地层压力区间运行时，气液往复运移的区带，位于上限压力时流体界面GLC3和GLC2之间气藏开发和气库运行过程中一直被地层水占据的区带，位于原始气(油)水界面GLC4和GLC3之间过渡带水淹带S8s-5-6符号说明：GLC1——建库前流体界面；GLC2——气库下限压