SY/T 7753-2024 油藏型储气库一体化设计技术规范

　　ICS 75.200CCSE16

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T7753—2024

　　油藏型储气库一体化设计技术规范

　　Technical specifications ofintegrated design for gas storageinoilfields

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/ T7753—2024

　　目次

　　前言 Ⅱ

　　1范围 1

　　2规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4总体原则和要求 2

　　5 基础资料 2

　　6 地质与油气藏工程设计 3

　　6.1 地质油藏特征 3

　　6.2 开发动态分析 4

　　6.3油气藏工程设计 5

　　7井工程设计 7

　　7.1 老井处理工程 7

　　7.2钻完井工程 8

　　7.3注采工程 8

　　8 地面工程设计 9

　　8.1通用要求 9

　　8.2 工艺、设备及辅助设施 10

　　8.3仪表自控 10

　　8.4 供配电 11

　　8.5 公用工程及配套设施 11

　　9投资估算与效益评价 11

　　10证实方法 12

　　附录A (资料性)基础资料图件 13

　　附录B (规范性)一体化建库设计数据表 15

　　附录C (规范性)一体化建库设计技术规范模板 19

　　参考文献 21

　　SY/T7753—2024

　　前言

　　本文件按照GB/T 1.1—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》的规定起草。

　　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(CPSC/TC25)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冀东油田分公司、中国石油天然气股份有限公司油气和新能源分公司、中国石油天然气股份有限公司储气库分公司、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、中国石油集团工程技术研究院有限公司、中国石油工程项目管理公司天津设计院、国家管网集团中原储气库有限责任公司、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司、中海石油(中国)有限公司海南分公司。

　　本文件主要起草人：王锦芳、郑得文、何东博、王连刚、王正茂、李彬、郭凯、李保柱、王洪亮、李辉、魏欢、张辉、周代余、刘天恩、齐德珍、丁国生、伍藏原、完颜祺琪、张刚雄、刘伟、袁光杰、高广亮、王海应、吴张帆、许锋、范照伟、梁飞、王利娟、胥洪成、王高峰。

　　油藏型储气库一体化设计技术规范

　　1范围

　　本文件规定了油藏型储气库一体化设计的总体原则和要求、地质与油气藏工程设计、井工程设计、地面工程设计及投资估算与效益评价等。

　　本文件适用于未饱和型、气顶型和油环型等油藏型储气库的一体化设计，“双高”油藏型、凝析气藏型储气库、老库扩容和注气提高采收率参照执行。

　　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 18603 天然气计量系统技术要求 GB/T 18604 用气体超声流量计测量天然气流量 GB/T 50823 油气田及管道工程计算机控制系统设计规范 GB/T 50892 油气田及管道工程仪表控制系统设计规范 SY/T 0033 油气田变配电设计规范 SY/T 5724 套管柱结构与强度设计 SY/T 6570 油井举升工艺设计编写规范 SY/T 6645 油气藏型地下储气库注采井完井工程设计编写规范 SY/T 6848 地下储气库设计规范 SY/T 7370 地下储气库注采管柱选用与设计推荐做法 SY/T 7451 枯竭型气藏储气库钻井技术规范 SY/T 7642 储气库术语 SY/T 7647 气藏型储气库地面工程设计规范 SY/T 7648 储气库井固井技术要求 SY/T 7652 气藏型储气库库容参数设计方法 SY/T 7688 气藏型储气库老井封堵技术规范

　　3术语和定义

　　SY/T 7642界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

　　3.1

　　泥岩涂抹系数shalesmearfactor(SSF)

　　断距与泥岩层厚度的比率。

　　SY/T 7753—2024

　　3.2

　　泥岩涂抹能力clay smearpotential(CSP)

　　沿断面某点某泥页岩层被涂抹的相对量值。

　　3.3

　　断层泥比率shale gougeratio(SGR)

　　断层在断移过程中滑过某点泥岩层累加厚度与垂直断距的比值。

　　3.4

　　井筒完整性well integrity

　　井处于功能完整、风险受控、安全可靠的状态，又称井完整性。

　　3.5

　　四维地质力学建模和模拟fourdimensionalgeomechanicalmodelingandsimulation

　　将地质力学和地质模型随时间的影响融合到地质力学和油藏分析中，并预测随时间变化可能出现的应力变化、变形或者岩石裂缝的过程。

　　3.6

　　战略储气库strategicgasstorage

　　为了应对国际能源封锁、全球市场动荡、进口气源减供、油气供需与价格周期波动等风险，有计划地建设满足一定消费量天数的国家或商业能源安全需要的储气库。

　　4总体原则和要求

　　4.1一体化设计应包括储气库建设与注气提高采收率两个方面，注气驱油与地下储气库建设两者应协同设计，应包括三个层次：

　　a)“地下储气空间、井网井筒和地面注采”三个要素协同运行;

　　b)“注气提采、吞吐扩容和达容达产”三个阶段协同实施;

　　c)“孔隙尺度、岩心尺度和油层尺度”三个尺度协同驱替。

　　4.2一体化设计应分析科学性、系统性、安全性和经济性。系统性应包括油气藏工程、井工程、地面工程设计和效益评价四个内容，应体现地质工程一体化、地下地面一体化、技术经济一体化。

　　4.3应评价地下储气空间、井网井筒和地面注采三个要素的密封性，应通过四维地质力学建模和模拟分析，评价交变工况条件下盖层、断层和井筒的静动态密封性，确保安全性。

　　4.4科学性应分析库址的储量和储气空间动用程度、采收率幅度和注储采能力，宜选择倾角大于10°或闭合度大于30m、驱油效率高、经济效益好的油藏建库，整体部署、分阶段协同实施。

　　4.5应利用已有设备设施，应根据不同阶段开展安全检测与评估。

　　5基础资料

　　油藏型储气库一体化设计应包括但不限于以下资料：

　　a)地质与油气藏工程资料：包括地震、录井、测井，分析化验、高压物性及流体性质，试油试采、开发生产及动态监测等资料;

　　b) 井工程资料：包括钻井、固井、完井、修井、增产工艺及工程测井等资料;

　　c)地面工程资料：区域规划、地面工程、天然气管网及市场等资料;

　　d) 成果资料：相关研究、方案设计及现场先导性试验成果，相关成果图表名称示例见附录A。

　　6地质与油气藏工程设计

　　6.1地质油藏特征

　　6.1.1通则

　　应包括地层、构造、沉积环境及沉积相、储集层，盖层、断层、井筒静态和动态密封性，储层流体性质与分布、温度压力系统、渗流及流体高压物性、天然能量与驱动类型、地质模型和储量计算等部分，碎屑岩油藏描述内容和方法见SY/T 5579.2,特殊岩性油藏描述内容和方法见SY/T 5579.4。

　　6.1.2盖层密封性

　　应利用力学计算公式，计算断裂开启临界压力、盖层/隔夹层突破压力，结合封闭气柱高度、圈闭幅度等评价盖层密封性，其内容和方法见SY/T6942。

　　6.1.3断层密封性

　　应按下述方法评价断层密封性：

　　a)对比断层两盘的岩性对接关系，判断断层是否封闭;

　　b) 计算断层泥岩涂抹系数、泥岩涂抹能力、断层泥比率三个参数，根据计算结果判断断层的封闭能力，评价参数及指标应符合表1的规定;

　　c)分析对比断层两盘对接地层的流体性质、流体界面深度及压力系统;

　　d) 根据试井分析、生产动态及监测等资料，分析断层密封性。

　　表1断层密封性评价参数与指标

　　序号 评价参数 评价指标 1 泥岩涂抹系数 <5～8,完全封闭

　　2

　　泥岩涂抹能力 <15,封闭性弱

　　15～30,封闭性中等

　　>30,封闭性强

　　3

　　断层泥比率

　　>15%～20%,完全封闭

　　4

　　断层剪正比 <0.3,稳定

　　0.3～0.6,部分开启

　　>0.6,开启

　　5

　　断面正压力

　　MPa <1.5,差

　　1.5～3.5,较差

　　3.5～5.5,中等

　　5.5～7.5,较好

　　>7.5,好 6.1.4井筒完整性

　　通过一个注采周期的模拟及水泥环完整性敏感度分析，评价交变工况下井筒的密封性，判断拟利用老井的井壁是否具备储气库密封条件，按照7.1进行相应处理。

　　6.1.5四维地质力学建模和模拟

　　应按下述方法开展四维地质力学建模和模拟分析评价：

　　a) 开展岩石力学实验和地应力测试，取得岩石力学参数和地应力参数;

　　b) 依据渗流场—地应力场双向耦合建立四维地应力场模型;

　　c)实时追踪获得随时间变化的全区应力场和变形场，开展地质力学综合模拟，评价盖层拉张破坏和剪切变形特征，预测断裂摩擦滑动特征，实时量化评价气驱前后盖层封闭性、断裂活动性和井筒完整性，为库容、上下限压力和提压扩容等参数优化设计提供指导。

　　6.1.6动态密封性

　　应按下述方法评价动态密封性：

　　a)根据断面流体密度的变化，按公式(1)计算断面正压力，应符合表1的规定;

　　b) 在地质力学模型的基础上，通过剪应力与正应力的比值评价不同压力下的剪正比属性值的大小，评价断层是否开启，并按表1进行评价;

　　c) 采用实验分析、生产动态分析、试井分析、四维地质力学建模和模拟等方法，分析由于油气藏压力波动、岩石—流体相互作用等力学性质改变造成的活动性变化，包括区域地应力变化、局部应力场变化、盖层拉张破坏、盖层剪切变形、断裂摩擦滑动和井筒水泥环破坏等，评价盖层、断层和井筒等“三位一体”动态密封性。

　　P=Z(p:-p)cosθ+o sinθsin β …………………………(1)

　　式中：

　　Pr₂—断面所受的正压力，单位为兆帕(MPa);

　　Z——断面埋深，单位为米(m);

　　Pr——上覆地层的平均密度，单位为克每立方厘米(g/cm³);

　　Pi——流体的密度，单位为克每立方厘米(g/cm³);

　　0₁——区域主压应力，单位为兆帕(MPa);

　　θ—与断层线交角，单位为度(°);

　　β——断面倾角，单位为度(°)。

　　6.1.7渗流及流体高压物性

　　应按下述方法评价渗流及流体高压物性：

　　a)基于储气库工况条件，开展油、气、水相渗及互驱仿真实验，分析确定储层相渗特征和驱替效率等参数;

　　b)基于储气库气源性质，开展相态和混相实验，确定混相条件及不同条件下的驱替效率。

　　6.2开发动态分析

　　依据油藏型储气库一体化设计需要，开展油田开发动态分析，其分析方法见SY/T6225。

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　　6.3油气藏工程设计

　　6.3.1注采层系

　　注采层系的划分应满足下列要求：

　　a) 层系间隔层分布连续稳定、密封性完好;

　　b) 层系内各储层物性相近;

　　c)层系具有一定规模的储气空间。

　　6.3.2建库方式

　　6.3.2.1应按照地下储气空间、井网井筒和地面注采三个要素协同运行进行建库;新钻井按照储气库标准设计，老井利用为排液井，随着地下储气空间的扩大，依据见气特征、注采能力、流体组分与老井评价监测情况，通过周期注采控制流体界面延缓气窜，老井逐步转辅助采气井、监测井;应优化评价采出气余压能、采出液地热能的利用方式和潜力;分批分期协同建设地面注采设施。

　　6.3.2.2应按照注气提采、吞吐扩容和达容达产三个阶段协同实施;注气提采阶段宜建设战略储气库; 通过排液或提压等方式进行老库扩容之前，应按6.1开展地质油藏特征的封闭性评价，并进行监测;根据不同阶段的井网井筒和地面注采需求，逐步更换井口装置和集输系统，分批新建和利用站场分离流体，分期进行地面配套。

　　6.3.2.3应采用孔隙尺度、岩心尺度和油层尺度三个尺度协同驱替的方式注采，宜采用人工降低混相压力或超前注气集中补能方法，并优化注采井网井距、注入介质、温度、压力、时机和流量等参数，合理利用油气纳米分散和双向传质混相作用、重力分异作用、周期注采扰动作用，逐渐形成流体界面稳定的人工气顶，边部或底部进行排液提采扩容，高效构建储气空间。

　　6.3.3 注采能力

　　6.3.3.1应利用产能试井资料，建立注采井产能方程，确定注采气、注采油和注采水能力;应评价采出气余压能、采出液地热能潜力。

　　6.3.3.2对于缺少气井试井资料的，应根据生产资料或实验资料采用类比或公式等方法，计算生产井的注采气能力。

　　6.3.3.3应采用采油指数、产能公式和油藏数值模拟等方法，论证排液井不同阶段的生产能力。

　　6.3.4 运行压力

　　应根据混相压力、反凝析现象和动态密封性等影响因素，按SY/T7652描述的方法设计运行压力。

　　6.3.5库容量

　　6.3.5.1应利用物质平衡法、递减法、水驱规律法和数值模拟等方法，计算动态储量和可采储量。

　　6.3.5.2应根据气驱实验资料，结合可采储量，确定建库的可动孔隙体积。

　　6.3.5.3应根据油气藏类型、油水的二次溶解等因素，采用公式(2)至公式(6)和物质平衡方法计算库容量。

　　6.3.5.4应结合数值模拟方法的预测结果，对库容量进行综合取值。

　　6.3.5.5应根据包含气顶区、含油区和边底水区的分区模型，基于其孔隙空间及二次溶解量计算总库容量。

　　V=VIB ………………………………………(2)

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　　Vm=V+V。+V+△V,+△V₅+△Va-△V (3)

　　(4)

　　。 (5)

　　(6)

　　式中：

　　V——库容量，单位为亿立方米(10°m³);

　　Vm——上限压力条件下建库有效孔隙体积，单位为亿立方米(10°m³);

　　B₂——上限压力条件下天然气体积系数;

　　Vg——当存在气顶时气顶区建库有效孔隙体积，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　V。——当存在油环、底油或油墙时含油区建库有效孔隙体积，单位为亿立方米(10°m³);

　　Vw——当存在边底水时边底水区建库有效孔隙体积，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　△V,——转气驱后储层动用下限的降低所增加含气孔隙体积，单位为亿立方米(10°m³);

　　△V₃——油水中二次饱和净溶解气量，单位为亿立方米(108m³)。

　　△V.——岩石骨架和流体压缩所增加的孔隙体积，单位为亿立方米(10⁸m³)。

　　△V——储层应力敏感减小的孔隙体积，单位为亿立方米(108m³);V—— 气顶区建库前原始含气孔隙体积，单位为亿立方米(10°m³);

　　△V——当气顶区为凝析气时凝析油反凝析减小孔隙体积，单位为亿立方米(108m³);

　　△V——气顶区残余油所占据孔隙体积，单位为亿立方米(10⁸m³);V₃——含油区建库前原始含油孔隙体积，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　△Va——含油区注气未波及区孔隙体积，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　△Vom——含油区注气扩腔后残余油所占据孔隙体积，单位为亿立方米(10°m³);V——排开边底水区域的原始孔隙体积，单位为亿立方米(108m³);

　　△V——气顶区或油环区可动水运移聚集到边底水区所占孔隙体积，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　△V—— 排开边底水区域的束缚水孔隙体积，单位为亿立方米(108m³)。

　　对于不存在气顶的未饱和油藏，Vg取值为0;对于不存在含油区的气藏或者凝析气藏，V。取值为0;对于不存在边底水的油藏时，V取值为0。

　　6.3.6工作气量

　　6.3.6.1应计算可动自由气库容量，由总库容量减掉二次溶解气量。

　　6.3.6.2 应根据上限压力和下限压力计算工作气量。

　　6.3.6.3 垫气量等于总库容量减工作气量，应计算工作气量和垫气量。

　　6.3.7井网部署

　　6.3.7.1应利用油气藏工程方法、极限经济井距方法、油藏数值模拟方法和类比法，论证合理井型、井网密度和井距，论证重力驱替建造人工气顶的效果。

　　6.3.7.2 保证安全前提下，应尽量利用老井，新井优先采用水平井。

　　6.3.7.3应通过井别转换或同井注采等自驱开发方式实现注入井、采出井等共用，提高井利用率。

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　　6.3.8运行方式

　　6.3.8.1未饱和油藏、“双高”油藏和小气顶油藏采用伴生气调峰和气顶气调峰，宜采用战略储气库模式，将3～5年等长周期或天然气波动价格周期作为注采气周期，天然气高价格时采出;气顶增大、调峰能力增加时，依据天然气生产规划需要，可采用1年为注采周期。

　　6.3.8.2大气顶油藏、油环气藏、凝析气藏宜采用1年为注采周期进行储气库运行。根据总体规划，夏注冬采，满足月用气不均匀的调峰需求量。

　　6.3.8.3储气库建成之后，应根据供应地区气温变化和对储气库的需求，设计注气周期、最大调峰气量、平均调峰气量和不均匀系数。

　　6.3.8.4应根据生产安排、战略需求和价格周期，优化确定调峰储气库、应急储气库、战略储气库或地下原油储库等独立运行或统筹运行方式，增加天然气或原油供应弹性。天然气供应需求大时，应多采气，少采油;原油供应需求大时，应多采油，少采气。低价格周期多注多储，剩余油二次聚集或注入原油形成地下原油储库，高价格周期时采出，获得效益。

　　6.3.9方案比选

　　6.3.9.1基础方案作为对比方案，应设计三种以上有明显区别的建库方案。

　　6.3.9.2应通过注采井数、井网井距、注采量、注采周期和运行压力等参数，设计多参数多变量多方案，并分别开展单因素和多因素的敏感性分析。

　　6.3.9.3 评价指标应包括工作气量与库容量的比值、注采周期、产油量、排液量、气油比、采油速度、采液速度、采收率、内部收益率和投资回收期等技术经济指标。

　　6.3.9.4应针对不同类型油藏特征，采用相应的油气藏工程方法和油藏数值模拟方法，对方案进行指标预测，经过经济技术指标确定比选方案，确定技术界限。

　　6.3.9.5应利用最优指标方法、分项打分方法和效益评价方法，推荐出最优方案;同时，应提供备选方案。

　　6.3.9.6应给出最优方案及备选方案的技术政策相关的内容，包括建库运行方式、注采层系、井网部署、射孔方式、排液强度和注采压差等技术政策，相关参数表示例见附录B。

　　6.3.10动态监测方案

　　应针对断层、溢出点、界面和流体性质进行监测，保证注气区域的安全。

　　7井工程设计

　　7.1老井处理工程

　　7.1.1老井井况调查

　　7.1.1.1应调研建设储气库所涉及的老井进行，摸清老井数量、井下状况、井场、道路和井口装置等。

　　7.1.1.2应综合井筒状况和地质方案，初步确定封堵老井和拟再利用老井。

　　7.1.2封堵老井

　　不可再利用老井应进行封堵作业，按SY/T 7688描述的方法进行封堵。

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　　7.1.3拟再利用老井

　　7.1.3.1注气提采阶段拟再利用老井应开展井筒检测，检测项目应包括固井质量、生产套管壁厚、套管试压和井眼轨迹等内容，再利用老井作为采油井和排液井时应满足下列要求：

　　a) 固井水泥应返至储层顶界200m 以上，储层以上井段固井一、二界面胶结质量合格及以上井段占封固段比例不应小于70%;

　　b)按实测套管壁厚进行套管柱剩余强度校核，校核结果应满足实际运行工况要求;

　　c) 生产套管应采用清水介质进行试压，试压压力取储气库井口运行上限压力的1.1倍和生产套管剩余抗内压强度的80%中的最小值，30min压降不大于0.5MPa为合格。

　　7.1.3.2吞吐扩容及达容达产阶段应根据上一阶段的井筒运行状态，结合预测油气产量等条件，按SY/T 6848描述的方法对再利用老井重新进行评价，确定封堵老井和再利用老井。

　　7.1.3.3再利用老井应按照不同用途分别进行工艺设计，井口装置应满足储气库运行工况要求，并对井口及各级环空压力进行监测。

　　7.2钻完井工程

　　7.2.1 应开展井场布局、井眼轨道、井身结构及钻井液设计，按SY/T 7451描述的方法设计。

　　7.2.2完井方式应根据储层类型和交变载荷下出砂模拟预测结果、边底水及层间水发育等情况确定。7.2.3套管柱设计应满足下列要求：

　　a)套管柱强度设计根据储气库长期交变应力的影响，采用等安全系数法进行设计和三轴应力校核，套管抗内压强度校核时，最大内压力为井口运行上限压力;套管抗外挤强度校核时，最大外挤力为储气库运行最高压力与储层原始地层压力两者的最大值，按照全掏空进行抗外挤设计;

　　b) 生产套管抗内压安全系数不低于1.25,抗外挤安全系数不低于1.125,抗拉安全系数不低于

　　1.8,三轴应力安全系数不低于1.25;盐岩地层套管抗外挤载荷采用上覆岩层压力，安全系数取值1.125;表层套管和技术套管安全系数按SY/T 5724描述的方法设计;

　　c) 技术套管作为生产套管时，施工过程中应采取防磨措施，完井后宜做套管磨损检测，评价套管柱可靠性;

　　d) 其他要求内容及方法按SY/T 7451描述的方法设计。

　　7.2.4 应按SY/T7648描述的方法开展固井设计。

　　7.3注采工程

　　7.3.1储层保护工艺

　　完井保护液、酸液、压井液应与储层配伍，宜选用无固相体系。

　　7.3.2射孔工艺

　　应按SY/T 6645描述的方法开展射孔工艺设计。

　　7.3.3储层改造工艺

　　应根据储层特点、前期增产经验和井筒失效风险，进行增产增注方案设计，宜采用酸化措施。酸化工艺按SY/T6645描述的方法设计。

　　7.3.4 注采工艺

　　7.3.4.1 应按SY/T 7370描述的方法开展注采管柱强度设计。

　　7.3.4.2油管螺纹应选择气密封螺纹，并逐根进行螺纹气密封现场检测。检测压力不应低于储气库最高运行压力的1.1倍，但不应超过油管抗内压强度的80%。

　　7.3.4.3 工艺设计及工序按SY/T 6645描述的方法设计。

　　7.3.4.4其他注采工艺按SY/T 6848描述的方法设计。

　　7.3.5防腐工艺

　　7.3.5.1针对油管与套管环空的腐蚀，应进行腐蚀行为分析和管柱力学分析，优选环空介质。

　　7.3.5.2水基环空保护液腐蚀速度应小于0.076mm/ 年。

　　7.3.5.3油基环空保护液宜选择柴油或白油。

　　7.3.5.4宜在油套环空上部注入氮气。

　　7.3.6防水合物工艺

　　应根据井筒温度压力场计算结果，预测井筒范围内是否生成天然气水合物，并提出防治措施。

　　7.3.7排液工艺

　　应根据注气提采、吞吐扩容和达容达产等储气库建设不同阶段进行针对性设计，排液工艺按SY/T6570描述的方法设计。

　　7.3.8监测工艺

　　7.3.8.1应根据监测井的构造位置和监测目的，在注气提采、吞吐扩容和达容达产等储气库建设不同阶段进行针对性工艺设计。

　　7.3.8.2永久性连续压力监测宜选用毛细管压力监测、分布式光纤监测和电子压力计监测等系统。

　　7.3.8.3定期监测宜在完井管柱中配备测试仪表座。

　　8地面工程设计

　　8.1通用要求

　　8.1.1地面工程设计应结合地质与油气藏工程和井工程，根据油藏型储气库一体化设计的原则，统一论证、综合优化、整体规划、分期实施。

　　8.1.2储气库的功能定位应根据国家战略需要、商业战略需要、油气价格与供需波动周期、天然气资源、市场调峰需求、地理位置、库容量及工作气量等因素，结合输气管网建设、应急调峰需求及总体规划等进行综合分析确定。

　　8.1.3注采规模应根据储气库地质条件、功能定位和目标市场不均衡性等因素确定。

　　8.1.4地面工程建设应充分依托周边已建油气田集输系统及供电、通信、道路和油水处理等设施。

　　8.1.5集注站宜毗邻注采负荷中心建设，并结合井场分布、气源位置、工程地质条件、地方规划和周边依托条件等，经综合分析对比确定。

　　8.1.6地面工程设计除符合本文件外，其他内容按SY/T 7647描述的方法设计。 8.2工艺、设备及辅助设施

　　8.2.1集输工艺

　　8.2.1.1注采集输应满足下列要求：

　　a)单井注气和采气宜设置流量计量及调节设施;

　　b) 单井采出井流物中油、水计量应结合地质与油气藏工程的要求设置;

　　c) 应结合油品凝点、析蜡点和水合物形成条件等采取井口防冻抗凝措施;

　　d)注、采管道应综合注采集输气量、采出气组成和原油性质等因素，进行技术经济指标比较，选择合一或独立设置;

　　e)应开展不同采气工况下采气管道段塞量和清管液量分析，确定混输或湿气输送工艺及集注站、集配站进站分离设施的型式与尺寸。

　　8.2.1.2排液工艺应满足下列要求：

　　a)排液设施应根据注气提采、吞吐扩容和达容达产等不同阶段的生产需求逐步更换，分批新建和利用站场分离设施，分期进行地面配套;

　　b) 排液地面配套应按照井工程确定的举升及排液工艺设计，满足各阶段开发指标和建库指标要求，油、水集输与处理宜依托已建设施;

　　c) 排液管网与天然气注采集输管网宜单独设置;

　　d)当采用气举排液工艺时，气举气质应满足气举设备的要求，气举增压设备选型应结合气举排液的气量及压力波动范围确定;

　　e)排液设施的废弃处理应满足安全环保要求。

　　8.2.2 注气工艺

　　8.2.2.1应充分利用气源压力能注气。

　　8.2.2.2 压缩机最高排气压力应满足储气库运行最高注入压力要求，并预留1MPa～2MPa余量。当需要混相注气驱油时，注气压缩机应满足混相需求。

　　8.2.2.3注气压缩机不宜设置备用机组。

　　8.2.2.4 注气压缩机选型应满足正常生产工况的注气要求，当注气压缩机与采气外输增压共用压缩机时，还应满足采气增压工况需求。

　　8.2.2.5注气压缩机宜采用离心式或往复式，具体形式应结合注气规模、压缩机生产制造能力和注气安排等因素确定。

　　8.2.3采出气处理工艺

　　8.2.3.1应根据注气提采、吞吐扩容和达容达产等不同阶段安排，结合处理规模、采气量变化范围、装置弹性和设备生产能力，综合确定采气处理装置套数。

　　8.2.3.2天然气露点控制装置前应设置除油分离设施，分离组件形式应根据原油物性确定。

　　8.2.3.3水合物抑制剂再生前应设置过滤设施。

　　8.3仪表自控

　　8.3.1通则

　　8.3.1.1控制系统宜采用数据采集与监控系统，集注站站场控制系统宜设置基本过程控制系统(BPCS)、 安全仪表系统(SIS)、可燃气探测报警系统(GDS) 和火灾自动报警系统，井场和集配站

　　等小型站场的数据采集与控制宜采用远程终端单元(RTU), 控制系统符合GB/T 50823的规定。

　　8.3.1.2仪表自控系统的供电、供风、防雷及接地设计符合GB/T 50892的规定。

　　8.3.1.3 交接计量可设置在集注站或分输站侧，计量系统的设置符合GB/T 18603的规定。

　　8.3.1.4应与井工程结合，确定注采井和排液井井口安全系统的设计界面与设计内容。

　　8.3.2主要仪表选型

　　8.3.2.1注采单井流量调节宜选用带现场手动操作功能的远程控制阀。

　　8.3.2.2单井计量流量计类型应根据气质组分的含油、含水率及双向计量特性进行综合选取。

　　8.3.2.3集注站内过程流量检测宜采用差压式流量计或速度式流量计。

　　8.3.2.4天然气商品计量宜采用双向气体超声流量计。

　　8.3.2.5商品计量设计符合GB/T18604的规定。

　　8.3.2.6 焦耳一汤姆逊节流膨胀阀(J-T 阀)应具有耐冲蚀、耐大压差和低噪声等性能，宜采用笼套式和轴流式。

　　8.4供配电

　　8.4.1负荷计算及负荷等级

　　8.4.1.1站场用电负荷应按注气期和采气期分别统计与计算。

　　8.4.1.2注采井场用电负荷等级宜为三级，宜根据举升及排液相关设施的负荷计算井场注、采气期的负荷。

　　8.4.1.3集注站用电负荷等级宜为二级，其中电驱注气压缩机用电负荷等级宜为三级。

　　8.4.1.4自控仪表及通信设备用电负荷宜为重要负荷。

　　8.4.2供电电源

　　8.4.2.1供电电源应根据站场负荷等级按SY/T0033描述的方法设计。

　　8.4.2.2集注站供电电源应满足下列要求：

　　a)集注站宜由两回线路供电，在负荷较小或地区供电条件困难时，可由一回6kV及以上专用的架空线路供电，并宜增设自备电源;

　　b)当采集气用电设备为一级负荷时，集注站应采用双重电源供电，若第二电源不能满足一级负荷用电要求或取得第二电源经济上不合理时，站内应设自备电源;

　　c) 集注站的自控系统、通信系统、注气压缩机控制系统和丙烷压缩机控制系统应采用不间断电源 (UPS)供电，蓄电池后备时间不宜小于1h。

　　8.5公用工程及配套设施

　　总图、通信、给排水消防、热工、暖通、防腐和建筑结构等工程按SY/T 6848描述的方法设计。

　　9投资估算与效益评价

　　9.1一体化设计应分析经济性，油田和储气库运营公司两个实体宜通过合作协商的方式分担垫底气费用和工程建设投资，应评价天然气驱油与地下储气库协同建设一体化建库项目的经济效益。

　　9.2建库总投资应包括建设投资、建设期利息、流动资金和增值税。

　　9.3建设投资应包括前期评价费、工程投资、垫底气费和利用已有设施价值投资，垫底气费应包含 剩余油气可采储量及垫底气等。

　　9.4剩余油气可采储量、利用已有设施价值、采出气余压能、采出液地热能应进行资产和潜力评估。

　　9.5应计入排液系统成本、气驱采油、余压余热等效益。

　　9.6应利用油气产量、销售价格、经营成本和建设投资等不确定因素进行敏感性分析，评估项目可能承受的风险，找出影响经济效益的敏感因素。

　　9.7 应给出投资估算与效益评价结论，相关规范模板示例见附录C。

　　10 证实方法

　　本文件中设计规范的证实方法为：对油藏型储气库一体化设计技术文件进行评审、鉴定等验证。

　　SY/T 7753—2024

　　附录A (资料性)基础资料图件

　　基础资料图件包括：

　　a)构造井位图;

　　b)井位部署图;

　　c) 顶面构造井位图;

　　d) 单井井层序划分图;

　　e)地层对比剖面图;

　　f)导眼井综合柱状图;

　　g) 井眼轨迹与地层关系测井解释成果图;

　　h) 沉积微相剖面图;

　　i)小层厚度分布图;

　　j)夹层识别综合柱状图;

　　k) 钻井基础信息统计表;

　　1)钻井取心统计表;

　　m)测试成果统计表;

　　n) 化验分析资料统计表;

　　o)小层分层数据表;

　　p) 原油分析数据表;

　　q)天然气分析数据表;

　　r)地层水分析数据表;

　　s)注入气分析数据表;

　　t) 油藏日产油拟合曲线;

　　u)油藏日产水拟合曲线;

　　v) 油藏日产气拟合曲线;

　　w) 油藏地层压力拟合曲线;

　　x) 油藏累积产油拟合曲线;

　　y)油藏累积产水拟合曲线;

　　z)油藏累积产气拟合曲线;aa)单井日产油拟合曲线;ab)单井日产水拟合曲线;ac)单井日产气拟合曲线;

　　ad)方案基础井网(基础方案);

　　ae)井网图(方案1,推荐方案);

　　af)井网图(方案2);

　　ag)井网图(方案3);

　　ah)方案指标预测(基础方案);

　　ai)方案指标预测(方案1,推荐方案);

　　aj) 方案指标预测(方案2);

　　SY/T7753—2024

　　ak) 方案指标预测(方案3);

　　al)推荐方案注采运行曲线;

　　am)推荐方案分层指标;

　　an)方案新井坐标(推荐方案);ao) 方案配注表(推荐方案);

　　ap) 方案老井工作量(推荐方案);aq)方案单井配产表(推荐方案)。

　　SY/T7753—2024

　　附录B

　　(规范性)

　　一体化建库设计数据表

　　表B.1至表B.13给出了一体化建库选址评价中基础资料的数据表格式，应用时根据实际测试数

　　据的情况，可增加或删减填写表格的空白单元格。

　　表B.1油藏原始初始参数表

　　年度

　　区块

　　层位

　　储量类别

　　含油

　　面积km²

　　油藏总

　　孔隙体积

　　10°m³

　　原油

　　溶解气

　　累计采出量

　　备注 地质

　　储量10't 可采储量10⁴t 地质

　　储量10°m³ 可采储量10°m³ 石油10⁴t 天然气10⁸m³ 合计 注：还包括平均厚度、孔隙度、饱和度、原油密度、原油体积系数和单储系数等参数。带底水/气顶或者注入

　　其他介质的油藏，还包括水体、气顶体积，介质注入量及其累计采出量等参数。

　　表B.2油藏圈闭要素 层位 圈闭类型 闭合面积

　　km² 闭合线海拔

　　m 闭合幅度

　　m 高点海拔

　　m

　　表B.3油藏开发现状统计表

　　区块 开发动

　　用储量10⁴t 油井开井数口 井口

　　日产液

　　水平

　　t/d 井口

　　日产油

　　水平

　　t/d 平均

　　单井

　　日产油

　　t/d 综合

　　含水

　　% 核实累

　　计产油10⁴t 地质储量采出程度

　　%

　　日注气10⁴m³ 累计注气量10°m³ 综合气油比m³/t 注：注水/气时要分别写明注入量和月注采比、累计注采比等参数，还包括油井总井数、注入总井数、注入井开井数、地质储量采油速度、可采储量采油速度。

　　SY/T 7753—2024

　　表B.4油藏封闭性分析表

　　断层 断距

　　m 泥岩

　　厚度

　　m 断裂开

　　启压力

　　MPa 盖层突

　　破压力

　　MPa 封闭气

　　柱高度

　　m 涂抹因子

　　SSF 泥质涂抹能力

　　CSP 断层泥比率

　　SGR

　　%

　　评价标准

　　SSS<7,断层完全

　　封闭 CSP>30,断层封闭性强

　　SGR>15%~

　　20%,断层完全封闭 30>CSP>15,断层封闭性中等 CSP<15,断层封闭性弱 评价结果 完全封闭 封闭性中等~强 完全封闭

　　表B.5油藏储量复算及建库前参数表

　　单元 原始石油

　　地质储量

　　10t 建库时石油

　　地质储量

　　10+t 油藏总孔隙

　　体积108m³ 束缚流体

　　孔隙体积

　　108m³ 油藏流体

　　采出程度

　　% 油藏流体标定采收率

　　% 库容

　　孔隙体积

　　108m³ 库容量108m³ 合计

　　表B.6注气驱油机理关键参数

　　单元 黏度mPa-s 原始地层

　　压力

　　MPa 目前地层

　　压力

　　MPa 饱和压力

　　MPa 最小混相

　　压力

　　MPa 人工混相

　　最小压力

　　MPa

　　重力因数 脉冲驱

　　油效率 平均

　　表B.7一体化储气库关键生产指标

　　一体化

　　储气库名称

　　地质储量10⁴t

　　采出程度

　　%

　　提高采收率百分点 最终采收率

　　% 峰值年

　　产油量10⁴t

　　流体采

　　出速度

　　%

　　日注气量10°m³ 日采气量10⁴m³ 垫气量10°m³ 基础垫气量 附加垫气量 小计 合计

　　SY/T 7753—2024

　　表B.8建库方案设计主要指标

　　储气库名称

　　上限压力

　　MPa

　　下限压力

　　MPa

　　库容量10°m³

　　工作气量10⁸m³ 垫气量108m³ 基础垫气量 附加垫气量 小计

　　表B.9储气库多周期注采运行动态数据

　　序号

　　运行周期 注气阶段 采气阶段 注气量10°m³ 期末地层压力

　　MPa 期末地层

　　温度

　　℃ 采气量10°m³ 产油量10't 产水量10′m³ 期末地层压力

　　MPa 期末地层

　　温度

　　℃ 注：运行周期示例2019—2020。

　　表B.10储气库单井注气日报

　　年月日

　　井号 生产时间h 油压

　　MPa 套压

　　MPa 日注气量

　　10°m³ 井口温度℃

　　备注 合计

　　表B.11储气库注气日报表

　　年月日

　　储气库名称 日注气10′m³ 月注气10°m³ 累注气10°m³ 毛细管测压1

　　MPa 毛细管测压2

　　MPa 合计 表B.12储气库单井采气日报

　　年月日

　　井号 生产时间

　　h 气嘴

　　mm 油压

　　MPa 套压

　　MPa 日采气量10°m³ 日采油量t 日采水量

　　m³ 井口温度

　　℃

　　备注 合计 表B.13 储气库采气日报表

　　年月日

　　储气库名称 日采气10⁴m³ 月采气10⁸m³ 累采气10m³ 日采液m³ 月采液

　　m³ 累采液

　　m³ 含水率

　　% 毛细管

　　测压1

　　MPa 毛细管

　　测压2

　　MPa

　　备注

　　SY/T7753—2024

　　附录C

　　(规范性)

　　一体化建库设计技术规范模板

　　C.1总论

　　总论中介绍设计技术的整体概况，包括油藏的构造地理位置、勘探开发简况、主要进展和认识、方案必要性、方案可行性等。

　　C.2地质油藏与储气库工程设计规范

　　(一)介绍油田概况

　　包括油藏的地理位置与自然条件概况、区域地质、勘探开发简况、主要进展和认识、资料基础、方案必要性、方案可行性。

　　(二)描述油藏地质特征

　　主要包括构造及断裂特征、地层划分与对比、储层“四性”关系、沉积相、储层特征、封闭性评价、油藏特征、渗流物性特征、油气藏类型、储量计算与评估、储层地质建模和地质再认识。

　　(三)分析注气机理及效果

　　主要包括利用油藏流体PVT实验、烃类气与地层流体物性实验、注气多次接触实验、固相沉积实验、混相条件实验、长岩心驱替实验等6大类实验资料，分析天然气驱油和储气库吞吐开采过程中的混相作用、重力分异作用、脉冲注采压力扰动作用。根据测试及分析资料，分析注气驱油重力作用、混相作用及脉冲渗吸驱油作用对提高采收率的贡献。

　　(四)石油采收率评价

　　根据油藏开发现状，利用递减法评价原方案动态采收率，评价注气驱油提高采收率幅度。

　　(五)库容参数概算

　　根据容积法、动态法计算剩余石油储量、油藏总孔隙体积、束缚流体孔隙体积、库容量、工作气量、日注气量、日采气量、垫底气量等指标。

　　(六)论述一体化建库开发方案

　　包括设计原则、开发层系、阶段划分、开发方式、井网部署、射孔方案、注采能力、储气库运行参数论证、采收率及可采储量、方案指标预测，设计三种以上有明显区别的开发方案，利用递减法和 数值模拟方法预测生产指标;利用最优指标方法、分项打分方法、经济评价方法，推荐出最优方案。

　　C.3钻井工程设计规范

　　主要包括老井利用;新井设计，包括新井设计方案原则，井身结构，钻井液与储层保护，固井方案，钻头、钻具、钻机及井控装备选择等。

　　C.4 注采油气工程设计规范

　　包括利用储层敏感性评价，提出储层保护措施;对已有老井进行安全评估;完井工程设计;注采井工艺方案;增产增注方案;配套工艺。

　　C.5 地面工程设计规范

　　分析现有的油处理系统、气处理系统、单井集输、天然气站、变电站等建设现状，充分利用已建

　　SY/T7753—2024

　　基础设施。进行建设规模论证，提出总体布局方案，分期设计，合理选择站址;制订工艺方案和辅助工程。

　　C.6 质量健康安全环境设计规范

　　包括总体要求，各部分设计规范内提出相应的质量健康安全环境要求。设计制度方案、应急预案、质量管控方案、设备管理方案、绿色替代方案和灾害预案等方案。

　　C.7 投资估算与效益评价

　　总体思路按油田和储气库两个运营主体合作开展储气驱油一体化建库项目进行经济效益评价。投资估算、财务分析、推荐方案效益分析，给出财务分析结论。评价每桶45美元固定油价和阶梯油价两种条件下的内部收益率，评价期40年。一体化建库经济效益要满足内部收益率要求。以百亿方工作气量为单位，评价改为注气驱油开发带来的碳排放减少量、提升气田生产和管输运行的天然气量带来的社会效益。

　　C.8 设计实施要求

　　分别提出地质油藏与储气库工程实施要求、钻井工程实施要求、注采油气工程实施要求、地面工程实施要求和油藏动态监测实施要求。

　　SY/T 7753—2024

　　参考文献

　　[1]SY/T 5579.2 油藏描述方法第2部分：碎屑岩油藏

　　[2]SY/T 5579.4 油藏描述方法第4部分：特殊岩性油藏

　　[3]SY/T6225 油田动态分析技术规范

　　[4]SY/T6942石油天然气盖层评价方法