SY_T 7686-2023 储气库库存评价技术规范.docx

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1、ICS75.020CCSE16SY中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T76862023储气库库存评价技术规范Technicalspecificationofinventoryevaluationforundergroundgasstorage2023-05-26发布2023-11-26实施国家能源局发布目次前言III1范围12规范性引用文件13术语和定义14符号15基础资料36库存计算37库存分析7附录A（资料性）弱中等水侵砂岩气藏型储气库物质平衡法8附录B（资料性）带油环气藏型储气库物质平衡法10附录C（资料性）库存特征曲线12本文件按照GB/T1.12020标准化工作导则第1部分：标准

2、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新疆油田分公司、中国石油天然气股份有限公司储气库分公司、国家石油天然气管网集团有限公司、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、中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司、中国石油化工股份有限公司天然气分公司、国家管网集团北京管道

3、有限公司、中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司、国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司。本文件主要起草人：李春、王皆明、何刚、完颜祺琪、钟荣、廖伟、阳小平、胥洪成、张林、孙军昌、郭凯、李康、王霞、陈显学、翟羽佳、杨琼警、付太森、徐俊杰、王权国、杨树合、陈加松、张刚雄、张士杰、李翔、吕建、邱小松。储气库库存评价技术规范1范围本文件规定了地下储气库库存评价所需基础资料的整理、库存计算与分析的方法。本文件适用于气藏型、盐穴型等类型储气库。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

4、，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T17747（所有部分）天然气压缩因子的计算SY/T6098天然气可采储量计算方法SY/T6744油气藏数值模拟应用技术规范SY/T7642储气库术语SY/T7649储气库气藏管理规范3术语和定义SY/T7642界定的术语和定义适用于本文件。4符号下列符号适用于本文件。Bgm采气期末天然气体积系数；Bmin下限压力时天然气体积系数；B注气期初天然气体积系数；Bzm注气期末天然气体积系数：Bom采气期末地层油体积系数；Bomin下限压力时地层油体积系数；Box注气期初地层油体积系数；Bom注气期末地层油体积系数；Bcm采气期末地层水体积系数：C

5、岩石压缩系数，单位为每兆帕（MPa）；C地层水压缩系数，单位为每兆帕（MPa-I）;G天然气动态储量，单位为亿立方米（Iom3）G0天然气剩余动态储量，单位为亿立方米（10m2）;G9气藏开发阶段累积采气量，单位为亿立方米(IOm2)；G库存量，单位为亿立方米(10m3);Gm一有效库存量，单位为亿立方米(10m2);Gmin垫气量，单位为亿立方米(IOm3);Gmmin可动垫气量，单位为亿立方米(Iom3);Gm未动用库存量，单位为亿立方米(10m3);G8视库存量，单位为亿立方米每兆帕(IOm3MPa)Gw视库存量增量，单位为亿立方米每兆帕(10m3MPa);Nm动用剩余油储量，单位为万立

6、方米(10*m3);N0原油原始地质储量，单位为万立方米(10m3);P地层压力，单位为兆帕(MPa);Pm采气期末地层压力，单位为兆帕(MPa);Pma上限压力，单位为兆帕(MPa);Pmn下限压力，单位为兆帕(MPa);Pe标准参比条件下的压力，单位为兆帕(MPa);Pm注气期末地层压力，单位为兆帕(MPa);Qm一周期注气量，单位为亿立方米(10m三);Q周期采气量，单位为亿立方米(IOm3)；Cm调峰气量，单位为亿立方米(10n?);Qn注气期末动用剩余油新增溶解气量，单位为亿立方米(IOm2)；Omp采气期末动用剩余油脱气而形成的自由气量，单位为亿立方米(Iom2);R采气期末地层油

7、溶解气油比，R4地层油原始溶解气油比；Rmin下限压力地层油溶解气油比；Ru注气期初地层油溶解气油比：Rom_注气期末地层油溶解气油比Yan一注入气的相对密度；Ym一采出气的相对密度；Ymu一并流物的相对混合密度；S原始束缚水饱和度；Tm采气期末地层温度，单位为开尔文(K);T标准参比条件下的温度，单位为开尔文(K);Tm注气期末地层温度，单位为开尔文(K);V单腔有效体积，单位为万立方米(I(Tm3);Wam采气期水侵量，单位为万立方米(l(Tm2);W2采气期采出水量，单位为万立方米(10宜2);Z天然气偏差系数；Zm采气期末地层压力时天然气偏差系数Zma-上限压力时天然气偏差系数；Zmn

8、下限压力时天然气偏差系数；Zm注气期末地层压力时天然气偏差系数。5基础资料5. 1通用要求计算前应按SY/T7649的要求，准备储气库地质、钻完井及地面工程、测井、气藏开发和注采动态等基础资料。5.2 气藏型储气库数值模拟斐料需要准备的数值模拟资料应包括但不限于：a）地质评价及三维地质模型资料；b）气藏开发、储气库生产及动态资料c）室内岩石物理及渗流实验资料；d）油、气、水高压物性及相态资料。5.3 盐穴型储气库资料盐穴型储气库需要补充准备的资料应包括但不限于a）钻井及完井、测井及录井资料；b）地应力、岩石力学及稳定性数值模拟资料；c）井筒及腔体密封性检测资料；d）造腔设计及腔体形态检测评价资

9、料e）注气排卤资料；D单腔生产及腔体温度、压力监测资料；g）生产过程中历次腔体检测评价资料。6库存计算6. 1库存量构成模式库存量一般由有效库存量和未动用库存量组成，库存量构成模式见图1。6.2计算方法1 .2.1库存量6 .2.1.1气藏型储气库库存量为建库前天然气剩余动态储量加上储气库累积注入气量，再减去累积采气量，计算方法见公式（1）：-3%.1.（1）若为常规气藏型储气库，建库前天然气剩余动态储量应为天然气动态储量减去开发阶段累积采气量，计算方法见公式（2）:G0=G-G0（2）若为带油环的气藏型储气库，建库前天然气剩余动态储量应为气顶天然气动态储量和油环溶解代储量之和，再减去开发阶段

10、累积采气量，计算方法见公式(3):GeGNR4-Gq图1储气库库存构成模式图6.2.1.2盐穴型储气库6.2.1.2.1 统计法标准参比条件下腔体累积注入气量减去累积采气量。采用公式(1)计算，通常在地面具有精确的计量设备的情况下使用，其中GO=0。6.2.1.2.2 容积法通过单腔声呐、温度、压力检测，并利用声呐测腔数据、气水界面检测数据、排卤数据和注气数据对腔体有效体积进行综合校正后，结合气体状态方程进行计算，计算方法见公式(4)。通常在有压力、温度和腔体体积检测数据较为完善的情况下使用。(4)G=Biu-1.K0匚Z-6.2.2有效库存量6.2.2.1MjS根据储气库动态特征及资料，选择

11、物质平衡法、现代产量递减分析（RTA）法、数值模拟法等进行计算。6.2.2.2物质平衡法针对注采动态资料齐全的储气库，可采用物质平衡法确定有效库存量，相关计算方法应按SY/T6098的规定执行。若为弱中等水侵气藏型储气库，有效库存量应按公式（5）计算。物质平衡法计算参见附录A。对于带油环气藏型储气库，有效库存量应按公式（6）和公式（7）计算。物质平衡法计算参见附录B。GJ（I“bJa6其中：B.2-B.u5JB.盐穴型储气库有效库存量等于库存量，计算方法见公式（4）。6.2.2.3 RTA法若注采动态资料不满足物质平衡法计算需要时，应采用RTA法。利用RTA法拟合得到气井单井动态储量，各井动态

12、储量之和即为储气库有效库存量。若井区存在明显井间干扰现象时，不宜选用该方法。6.2.2.4 数值模拟法若存在明显井间干扰现象或地质条件较复杂时，应采用数值模拟法。气藏型储气库数值模拟总体原则应按照SY/T6744的规定执行，计算步骤如下：a）根据储气库新钻井获取的录井、测井、试油等资料，以及构造特征、沉积相、储层物性等再认识评价，重新建立储气库三维地质模型；b）根据气田开发及储气库注采动态资料，进行动态历史拟合，确定现有注采井网条件下的有效库存量。6. 2.3调峰气量6.1 .3.1概述根据储气库动态特征及资料，选择物质平衡法、RTA法、数值模拟法等进行计算。6.2 3.2物质平衡法储气库调峰

13、气量应按SY/T6098规定的方法进行计算。若为弱中等水侵砂岩气藏型储气库时,调峰气量应按公式(8)计算：对于带油环气藏型储气库，调峰气量应按公式(9)和公式(10)计算：其中：BUQ-)，.-1.(8)(9)(10)6.2.3.3 RTA法利用RTA法建立的拟合模型预测各井运行至下限压力时的采气量，各井采气量之和即为储气库调峰气量。对于盐穴型储气库，调峰气量应按公式(11)计算：6.2.3.4 数值模拟法利用数值模拟法预测储气库运行至下限压力时的采气量，即为储气库调峰气量。6.2.4可动垫气量可动垫气量为有效库存量与调峰气量之差，应按公式(12)进行计算：Gmm=Gm-Qm(12)6.2.5

14、未动用库存量(13)未动用库存量为库存量与有效库存量之差，应按公式(13)进行计算:Gm=Gi-Gm6.2.6视库存量视库存量为库存量与视地层压力的比值，应按公式(14)进行计算:(14)6.2.7视库存量增量视库存量增量为单位视地层压力下的库存量变化量，应按公式(15)进行计算:(15)7库存分析7.1 库存特征曲线储气库库存特征曲线主要包括以下曲线，曲线示意图参见附录C:a）储气库单周期库存量曲线；b）储气库多周期库存量曲线；c）储气库多周期视库存量和视库存量增量曲线；d）储气库多周期有效库存量和调峰气量变化曲线。7.2 指标分析评价指标分析评价主要包括以下内容：a）根据7.1所述的库存特

15、征曲线，分析库存指标变化规律；b）与设计指标对比，分析产生差距的主要原因；c）预测储气库库存指标变化趋势；d）盐穴型储气库采用统计法与容积法计算结果对比，结合声呐检测资料，分析腔体稳定性及密封性。7.3 措施与建议措施与建议主要包括以下内容：a）根据分析结果，提出提高储气库有效库存量和调峰气量的措施和建议;b）若储气库库存特征曲线出现异常，应做出安全风险预警；c）提出储气库需加强的动态监测内容及要求；d）根据历年库存计算与分析结果，提出库容参数友核建议。附录A(资料性)弱中等水侵砂岩气藏型储气库物质平衡法A.1假定条件此方法假设条件如下：a)研究对象为弱中等水侵气藏型储气库；b)忽略岩石和束缚

16、水弹性膨胀作用：c)每一个注采周期内视为定容封闭气藏型储气库，但不同注采周期的含气孔隙空间会发生变化；d)忽略注采过程中天然气向油环的相扩散。A.2有效库存量计算A.2.1计算模型对于具有天然水侵，且岩石和流体均为可压缩的非定容气藏，随着储气库采气过程地层压力的降低，采出气量与地层压力之间的物质平衡关系表达式见公式(A.1):qa.(G0)J-(GFJ)-GeiBiS.-(Al)根据以上假定条件，弱中等水侵砂岩气藏型储气库物质平衡关系可表示为公式(A.2):GmBm=(Gm-Q)B(a.2)其中注气期末和采气期末天然气体积系数表达式分别为公式(A3)和公式(A.4):B770(A3)lZ,(A

17、A)*九匚将公式(A.3)和公式(A.4)代入公式(A.2)得有效库存量数学表达式，见公式(A.5):),/I(A.5)公式(A.5)中Zm按照GB/T17747(所有部分)的规定计算，其中采气期混合气的密度由公式(A.6)确定：(A.6)-GQ.A.2.2计算流程公式(A.5)推荐采用迭代方法求解，具体求解步骤如下。a)假定储气库有效库存量为Gmo。b)计算采气期末库内混合流体的相对密度，由公式(A.6)确定。c)计算采气期末库内混合流体的偏差系数，计算方法见GB/T17747(所有部分)。d)由公式(A.5)计算储气库有效库存量Gm1.如果具有多个测压点及对应采气量，可采用最优化方法回归得

18、到相关系数最大的有效库存量Gmloe)比较GmO和Gmt,若不满足精度要求，则将Gmt赋值给Gmo;重复步骤b)d);若满足精度要求，则Gmt为有效库存量。附录B(资料性)带油环气藏型储气库物质平衡法B.1假定条件此方法假设条件如下：a)地下储气库注采气井均在构造顶部位连续生产、忽略产液量；b)在一个完整注采气周期内次生气顶和油环动用地下孔隙空间保持不变；O油环动用孔隙空间为油气界面以下受注气溶气膨胀作用已饱和区域；d)忽略岩石和束缚水弹性膨胀作用；e)油环为有限封闭边界。B. 2有效库存量计算2.2.1 计算模型根据以上假定条件，带油环气藏型储气库注气阶段物质平衡关系可表示为公式(B.1):

19、N2B+GmB=NB+(Gm+Qm-Q,m)B(B.1)其中，注气期末动用剩余油新增溶解气量计算见公式(B.2)：O=Nm(Rem-R)(B.2)采气阶段物质平衡关系可表示为公式(B.3):N4B+GB=N4B+(Gm+Q-Q)-(o,-2)(b.3)其中，采气期末动用剩余油脱气而形成的自由气量计算见公式(B.4):O=Nm(Rm-R)(B.4)联立求解公式(B.l)公式(B.4),有效库存量可表示为公式(B.5):GY此父&业也正(B.5)其中：J(B6)2.2.2 计算流程公式(B.5)推荐采用迭代方法求解，具体求解步骤如下。a)假定储气库有效库存量为Gm0。b)计算采气期末库内混合流体的

20、相对密度，由公式(A.6)确定。c)计算采气期末库内混合流体的偏差系数，计算方法见GB/T17747(所有部分)。d）由公式（B.5）计算储气库有效库存量Gmt。如果具有多个测压点及对应采气量,化方法回归得到相关系数最大的有效库存量Gm1.e）比较Gmo和Gml,若不满足精度要求，则将Gm赋值给Gmo;重复步骤b）d）;可采用最优若满足精度要求，则Gmt为有效库存量，结束计算。附录C（资料性）库存特征曲线C. 1绘制方法以气藏动态储量与开发阶段累积采气量之差为起始点（盐穴型储气库为0）,计算不同视地层压力对应的库存量，绘制视地层压力与库存量的关系曲线；计算不同周期对应的视库存量、视库存量增量，

21、绘制视库存量与运行周期、视库存量增量与运行周期两组曲线。C.2库存特征曲线C.2.1曲线类型储气库库存特征曲线包括单周期库存量曲线、多周期库存量曲线、多周期视库存量和视库存量增量曲线和多周期有效库存量和调峰气量变化曲线，具体见图C.l图C.9。由于储气库实际注采运行的多样性，库存量特征变化曲线供参考。C.2.2储气库单周期库存量曲线C.2.2.1气SK型储气库储气库单周期具有连续测压资料或多个测压点时，可绘制完整、连续的单周期库存量曲线见图CJa）;若储气库仅在注采末期具有测压数据时，注气期或采气期只能绘制两个测压点相连、直线式的单周期库存量曲线（见图C.lb）。JII15IO1520库存量，

22、10t113IIll5IO1520库存量，KTItfb）直线型a）连续型标引序号说明：1 注气始点；2一注气终点/采气始点；3采气终点。图Cl气题型储气库单周期库存曲线示意图C.2.2.2盐穴型储气库若储气库仅在注采末期具有测压数据时，注气期或采气期只能绘制两个测压点相连、直线式的单周期库存量曲线，理想曲线注采完全相同的循环，曲线见图C.2。库存量，10,m3标引序号说明：1-注气始点/采气终点；2注气终点/采气始点。图C.2盐穴型储气库单周期库存曲线示意图C.2.3储气库多周期库存曲线C.2.3.1气融型储气库储气库多周期具有连续测压资料或多个测压点时，表现为连续、完整的过渡循环过程，理想情

23、况下围绕设计库存量曲线变化，达到设计工作气量后，运行曲线基本保持稳定（见图C.3a）;若储气库多周期仅在注采期末具有测压数据时，只能绘制两个测压点相连、直线式的多周期库存量曲线，可表现为向左移动、向右移动或稳定三种状态，以向右移动为例绘制曲线见图C.3b）。Q2.3.2盐穴型储气库若储气库多周期仅在注采期末具有测压数据时.，只能绘制两个测压点相连、直线式多周期库存量曲线，表现为基本重合或向左移动状态，曲线见图C.4。第二周期1第三周期-第四MlvlOJ03WS,10而图C4盐穴型储气库单周期库存曲线示意图C.2.4储气库多周期视库存和视库存”曲线视库存量、视库存量增量曲线变化较小且曲线基本稳定

24、，表明储气库已处于稳定状态（见图C.5）;视库存量、视库存量增量曲线均呈现上升趋势，表明储气库处于不断扩容状态（见图C6）;视库存量曲线呈上升状态，视库存量增量曲线相对稳定，预警可能存在气体逸散现象（见图C.7）。C.2.5储气库多周期有效库存和调峰气变化曲线一般情况下，气藏型储气库多周期曲线呈上升趋势，表明现有注采井网条件下有效库存量和调峰气量不断增加，运行效果趋好（见图C.8）;盐穴型储气库随着注采周期增加，由于盐岩蠕变和腔体收缩，有效库存量和调峰气量会同比降低（见图C.9）。运行周期，年a）视库存量曲线图运行周期，年b）视库存量增量曲线图MV、。.理於必M图C.6扩容阶段储气库运行曲线示意图图C7存在气体逸散的储气库运行曲线示意图-O一有效寄存量-调峰气345678运行周期，年图C8气翘储气库多周期有效库存和调峰气侬化雌示意图图C9盐六型储气库多胤贿效库存和调峰气咽化嗨示意图