🏭 盐穴型储气库建设核心指标

基于石油天然气行业标准（SY/T）的技术规范汇编
📄 SY/T 7689-2023 📄 SY/T 7761-2024 📄 SY/T 7755-2024 📄 SY/T 7691-2023
腔体位置 体积库容 压力控制 密封性 造腔控制 基础资料
📐 一、腔体位置设计指标
指标 要求 依据
腔顶部预留高度 宜 > 35m，不应 < 25m SY/T 7689 §6.1.1
腔底深度 不宜超过 2000m SY/T 7689 §6.1.1
腔底部预留高度 宜 > 2m SY/T 7689 §6.1.1
腔体边界与储气腔边界最小距离 见设计表 A.1 SY/T 7689 附录A
腔边界与老井井筒边界最小距离 见设计表 A.1 SY/T 7689 附录A
📦 二、体积与库容计算公式

1. 单腔体积

V = Vg × η
  • Vg：腔体几何体积（m³），将底坑、腔主体、腔顶分为圆锥、圆台或球缺计算
  • η：单腔体积系数（造腔数值模拟预测体积与几何体积之比）

2. 单腔有效体积

Veff = V × (1 − ω) × (1 − CR)
  • ω：综合不溶物含量
  • CR：残渣堆积系数（宜取造腔数据拟合值或水溶实验测定值）

3. 库容量

Gu = Veff / Z × (Pou × T) / (Ps × Tcav) − …
  • Pou：上限压力（MPa）
  • Ps：标况压力 = 0.101325 MPa
  • Ts：标况温度 = 293.15 K
  • Tcav：腔内平均温度（K），无数据时取腔体周边地层温度平均值
  • Zs, Zcav：标准参比下/腔内天然气压缩因子

4. 垫气量

Gpad = Veff / Zcav × (Pin × Ts) / (Ps × Tcav)
  • Pin：下限压力（MPa）

5. 工作气量

Gwork = Gu − Gpad
⚡ 三、压力控制核心指标 核心
参数 限制条件
上限压力 ≤ 腔体稳定性和密封性评价推荐值
≤ min(上覆岩层压力, 地层破裂压力) × 80%
下限压力 ≥ 腔体稳定性评价推荐值
🔒 四、密封性评价指标 核心

静态评价

  • 盖层/夹层密封性（水平方向取样实验）
  • 断层特征分析（类型、走向、倾角、断距、组合方式、空间分布）

模拟评价指标

指标 限值
腔顶剪切破坏强度 ≤ 套管鞋破坏变形应变值
相邻腔体夹层损伤区 不得连通
腔体年收缩率（前5年） ≤ 5%
腔体年收缩率（30年） ≤ 20%
地面沉降 符合 GB 50007 要求

监测评价

  • 单腔体库存特征曲线分析（判断腔体密封性）
  • 示踪剂监测（邻腔密封性验证）
  • 地面沉降形变量监测（超标需分析原因并采取措施）
🔧 五、造腔控制参数

① 建槽期

小排量、正循环

两口距保证卤水循环不短路

↓

② 建腔期

大排量、反循环

两口距满足设计几何形态

↓

③ 建顶期

小排量

正反循环结合

📊 六、基础资料要求
  • 区域地质资料：地层、断裂系统发育情况、水文地质、地震发生情况、含盐地层分布范围、沉积背景、密封性评价、地应力测试与采盐生产资料
  • 水溶实验报告：不溶物含量、上溶速率、侧溶速率、侧溶角、残渣堆积系数、盐岩密度等
  • 单井资料：索矿老井/腔、储气库已钻井、本井的钻井地质与工程设计及总结报告、井史、水溶实验报告、测腔解释报告与造腔生产数据