SY/T 7869-2025 气藏型储气库数值模拟应用技术规范

ICS 75.060 CCS E 16

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 7869—2025

气藏型储气库数值模拟应用技术规范

The technical regulation of numerical simulation for storage in gas fields

2025-12-18发布 2026—06-18实施

国家能源局发布

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 总体要求 1

5 资料准备 1

6 数值模拟模型建立 2

6.1 模型选择 2

6.2 网格设计 2

6.3 模型参数赋值 3

6.4 模型初始化 4

6.5 注采动态模型建立 4

7 数值模拟历史拟合 4

7.1 历史拟合指标 4

7.2 分阶段历史拟合方法 4

7.3 历史拟合精度要求 5

7.4 不确定性分析 5

8 数值模拟指标预测及分析 5

8.1 指标设计 5

8.2 注采运行指标预测及分析 5

9 模拟研究结果 6

附录A(规范性)多轮互驱相渗滞后曲线的处理方法 7

附录B(规范性)多轮互驱毛细管压力滞后曲线的处理方法 9

附录C(规范性)多轮互驱应力敏感滞后数据的处理方法 11

附录D(规范性)气体高速非达西紊流因子的处理方法 12

附录E(资料性) 储气库数值模拟研究报告模板 14

I

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/TC 25) 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储气库分公司、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西南油气田分公司、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新疆油田分公司、重庆科技大学、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、西南石油大学、中国科学院武汉岩土力学研究所、中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司、东北石油大学、国家石油天然气管网集团有限公司。

本文件主要起草人：苏云河、完颜祺琪、郭凯、徐淑娟、王皆明、王权国、周源、张建国、刘满仓、周春明、邱小松、罗海涛、黄小亮、朱思南、王德龙、闵忠顺、秦楠、罗建新、陈智、刘贺娟、 赖欣、廖伟、陈显学、张广权、张扬、王玉、胡彩云、叶萍、孙军昌、阳小平。

Ⅱ

1 范围

本文件确定了气藏型储气库数值模拟应用的总体要求、资料准备，并规定了模型建立、历史拟合、指标预测及分析的技术要求和方法。

本文件适用于气藏型储气库。

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，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

NB/T 11047 页岩气开发数值模拟应用技术规范

SY/T 6744

油气藏数值模拟应用技术规范

SY/T 7378

油气藏三维定量地质模型建立技术规范

SY/T 7642

储气库术语

3 术语和定义

SY/T 6744、SY/T 7378、SY/T 7642 界定的术语和定义适用于本文件。

4 总体要求

4.1 根据新建储气库气藏特征或已投运储气库注采运行特征，确定模拟范围及目标。

4.2 根据不同类型储气库空间类型、流体组成、相态特征、渗流特征及注采动态特征，选择数学模型和模拟方法。

4.3 根据高速非达西渗流和多轮交互驱替下的相渗滞后、毛细管压力滞后、应力敏感滞后赋设渗流及岩石物理参数。

4.4 模拟结果应加强分析，减少不确定性。

5 资料准备

宜包括但不限于如下资料：

a) 地质、井与生产动态等资料按照SY/T 6744执行;

b) 岩石物理资料：多轮交互驱替下的相对渗透率曲线、毛细管力曲线、岩石压缩系数;

c) 应力敏感资料：储气库运行压力区间范围内，多轮降压一升压孔隙体积/孔隙度、渗透率随有效应力变化的相关数据;

d) 流体相态资料：注采阶段井流物组成、PVT¹1) 相态实验分析数据;

e) 气体高速非达西渗流资料：高速交变注采工况下，井筒、近井地带和井控范围等不同区域注采气渗流速度与惯性阻力的关系曲线、非达西紊流因子、渗透率;

f) 动态监测资料：温度、压力、流体性质与运移、注采气能力、密封性;

g) 库存评估与动态分析评价成果资料;

h) 地应力资料：区域地应力、盖层岩石破裂压力、突破压力、储层突破压力等实验/测试资料。

6 数值模拟模型建立

6.1 模型选择

6.1.1 数学模型类型

干气藏改建的储气库宜采用黑油模型，凝析气藏、酸性气藏等复杂流体气藏改建的储气库宜采用组分模型。

6.1.2 模型尺度

根据储气库模拟研究需求和目标，选择不同尺度模型：

a) 宜采用单井模型分析评价交变注采工况下单井控制范围内物性参数、单井注采能力、单井控制库容、单井工作气量，单井压降及压恢特征参数，预测单井注采运行指标;

b) 宜采用井组模型分析评价井间干扰条件下的井间物性参数、库容参数、水体能量等，分析井间储气空间动用状况和预测多井注采运行指标;

c) 宜采用全区模型分析评价储气库运行压力区间、达容达产率、储气空间动用状况、流体分布特征、压力分布特征、注采井网适应性，预测与优化储气库注采运行指标。

6.2 网格设计

6.2.1 网格边界

根据研究目的及研究对象的边界特征，确定网格边界：

a) 气藏原始含油气范围，按照SY/T6744 执行;

b) 宜将圈闭溢出点、周边断层、岩性边界纳入数值模拟模型;

c) 符合水体研究和地质力学建模的要求。

6.2.2 网格方向

网格方向的确定按照SY/T 6744 执行。

6.2.3 网格尺寸

网格尺寸划分宜遵循以下原则：

a) 应根据高速有限供流井控半径、井距、微构造形态、储层平面非均质性、阻流边界等因素， 划分平面网格尺寸;

b) 应根据纵向非均质性、隔夹层展布及重力与毛细管压力作用、储层动用和层间压力差异等渗流特征，划分纵向网格尺寸;

1) PVT: 地层条件下(压力、体积及温度)的流体。

2

c) 近井区、裂缝发育区和气液驱替前缘等压力或饱和度变化大的区域，可使用局部网格加密或动态网格加密。

6.3 模型参数赋值

6.3.1 地质参数

地质参数来源于三维地质模型。

6.3.2 岩石物理参数

6.3.2.1 相对渗透率曲线

相对渗透率曲线处理方法：

a) 根据沉积/岩石类型、储层非均质性、过渡带类型，宜建立分区的相对渗透率曲线，同一分区内多条相对渗透率曲线处理方法按照SY/T 6744执行;

b) 对于水侵气藏、带油环气藏等气藏型储气库，宜设置气液交互驱替相对渗透率滞后效应参数， 处理方法见附录A。

6.3.2.2 毛细管压力曲线

毛细管压力曲线处理方法：

a) 根据沉积/岩石类型、储层非均质性、过渡带类型，宜建立分区的毛细管压力曲线，同一分区内多条毛细管压力曲线处理方法按照SY/T 6744执行;

b) 对于水侵气藏、带油环气藏等气藏型储气库，宜设置气液交互驱替毛细管力滞后效应参数， 处理方法见附录B。

6.3.2.3 岩石压缩系数

岩石压缩系数处理方法按照SY/T 6744执行。塑性形变地层可按照形变方向设置岩石压缩系数。

6.3.2.4 应力敏感参数

应力敏感参数处理方法：

a) 由沉积相、应力机制、岩石类型等因素引起的应力敏感区域，宜建立储层应力敏感分区;

b) 同一分区内的多条应力敏感曲线处理方法按照NB/T 11047执行;

c) 对于渗透率、孔隙度随有效应力/地层压力变化的储层，宜设置应力敏感参数，处理方法见附录C。

6.3.3 高速非达西紊流因子

高速非达西紊流因子处理方法：

a) 根据沉积/岩石类型、储层非均质性、注采井距、高速有限供流井控半径等因素，宜赋设井筒、近井地带和井控范围等高速非达西紊流因子;

b) 根据室内高速流动实验确定高速非达西紊流因子，处理方法见D.1;

c) 根据试井解释成果确定高速非达西紊流因子;

d) 在缺少资料的情况下，可应用经验公式(见D.2), 或者通过类比方法借鉴使用。

3

6.4 模型初始化

模型初始化方法、平衡检查、地质储量核实按照SY/T 6744执行。

6.5 注采动态模型建立

6.5.1 井筒模型

井筒模型按照以下方法建立：

a) 建立井轨迹及生产管柱结构、完井模型;

b) 建立管流模型，按照SY/T 6744执行;

c) 根据流体相态变化及实测井筒压力剖面数据修正管流模型。

6.5.2 时间步长

根据模型网格规模、模拟计算收敛性、硬件计算能力、气藏开发与储气库注采动态时长、调峰时间，综合确定拟合、预测阶段的时间步长。

6.5.3 动态模型

利用模拟软件前处理工具，输入相应数据文件及控制参数，按照时间顺序，建立注采井动态模型。

7 数值模拟历史拟合

7.1 历史拟合指标

7.1.1 气藏开发阶段的历史拟合指标选择按照SY/T 6744执行。

7.1.2 储气库注采阶段的历史拟合包括但不限于以下指标：

a) 压力：注采井及监测井的井口油压、井底流压、地层压力等;

b) 注采量：日产气量、日注气量、日产液量、累产气量、累注气量、累产液量、周期产气量、 周期注气量、周期产液量等;

c) 其他：库存量、组分含量等。

7.2 分阶段历史拟合方法

7.2.1 参数调整原则

7.2.1.1 气藏开发阶段历史拟合参数调整原则按照SY/T 6744执行。

7.2.1.2 储气库注采阶段历史拟合，根据模型参数不确定性对拟合结果的影响程度，宜进行如下调整：

a) 交互驱替相渗滞后数据、毛细管压力滞后数据、注采井井筒管流 (VFP) 数据、周期油气 PVT数据、高速非达西紊流因子、多轮交互驱替应力敏感参数、传导率、渗透率等可调整;

b) 岩石压缩系数、孔隙度、有效厚度、孔隙体积等可适当调整;

c) 断层传导系数、非相邻网格连接(NNC)、表皮系数等可小范围调整。

7.2.2 历史拟合指标影响因素

7.2.2.1 气藏开发阶段按照SY/T 6744执行。

4

7.2.2.2 储气库注采阶段如下：

a) 储气库地层压力主要影响因素包括库存量、储层连通性、非均质性、流体分布及应力敏感等;

b) 单井压力主要影响因素包括局部渗透率、层间连通性、井间干扰、高速非达西紊流因子、应力敏感、VFP、表皮系数及相对渗透率等;

c) 储气库注采气量主要影响因素包括储层渗透率、相对渗透率、高速非达西紊流因子、库存量等;

d) 单井注采气量主要影响因素包括局部渗透率、注采对应关系、表皮系数、相对渗透率、周期 PVT数据、油气或油水界面等;

e) 产出油量、产出水量主要影响因素包括油气水分布、相对渗透率、高速非达西紊流因子等;

f) 产出气组分含量主要影响因素包括原始流体组分、注入天然气组分含量、注采对应关系、注采周期等。

7.3 历史拟合精度要求

气藏开发及储气库注采阶段的历史拟合精度要求如下：

a) 动态储量拟合相对误差不大于5%;

b) 储气库压力拟合精度大于85%;

c) 单井指标拟合率大于85%;

d) 储气库全区拟合精度高于注采井拟合精度;

e) 注采周期多、注采气量高的单井拟合精度高于其他井拟合精度。

7.4 不确定性分析

分析历史拟合和预测的影响因素，选取给定数目的主要参数设置方案，绘制多方案历史拟合指标分布直方图和累计概率分布图，评估不确定性的影响。

8 数值模拟指标预测及分析

8.1 指标设计

8.1.1 新建库指标设计

针对影响储气库的注采层系、运行压力、井型及井网、运行方式及注采气规模等因素，设置不同的组合方案，进行指标设计。

8.1.2 已投运库指标设计

根据储气库运行中暴露的主要矛盾，在注采历史拟合的基础上，设置运行压力、注采气量、井型及井网等组合调整方案，进行指标设计。

8.2 注采运行指标预测及分析

8.2.1 注采限制条件

8.2.1.1 运行下限宜选择单井最小产气量、最大水气比、最小井口压力等;储气库井组/全区可选择最小产气量、最大产液量、地面设备处理能力等限制条件。

8.2.1.2 安全上限宜选择单井最大产气量、最大注气量、最大注气压力、临界生产压差等;储气库井组/ 全区可选择最大产气量、最大注气量、最大注气压力、最大产液量、地面设备处理能力等限制条件。

5

8.2.2 预测指标

宜包括但不限于以下指标：

a) 储气库/井区产量、压力、库容量/库存量、工作气量/调峰能力、日调峰气量;

b) 储气库/井区压力场、饱和度场、流线场、组分等;

c) 单井注采气量、产液量、压力;

d) 达容周期、产水量、油/凝析油产量等指标。

8.2.3 推荐方案

根据多方案预测指标分析对比，提出推荐方案。

9 模拟研究结果

9.1 储气库数值模拟模型及各方案预测结果数据体。

9.2 数值模拟报告，编写格式参见附录E。

6

附录 A

(规范性)

多轮互驱相渗滞后曲线的处理方法

A.1 室内实验法

通过室内气油、油水和气水多轮互驱实验获得相对渗透率曲线(图A.1), 分析不同互驱轮次相对渗透率曲线变化特征，确定多相流体互驱稳定的轮次n, 将第1次至第n 次相对渗透率实验数据 (表A.1) 输入数值模拟器，生成相对渗透率曲线。

含水饱和度

图A.1 气水多轮互驱相对渗透率曲线示意图

表A.1多轮互驱相对渗透率曲线表

第n周期

含水水相相对气相相对含水水相相对气相相对含水水相相对气相相对含水水相相对气相相对饱和度渗透率渗透率饱和度渗透率渗透率饱和度渗透率渗透率饱和度渗透率渗透率

第1周期

第2周期

……

A.2 公式法

通过Killough [公式( A.1) 至公式 (A.4)] 或Carlson、Jargon等经验公式，获得数值模拟所需多轮互驱相对渗透率曲线。

…………………………(A.1)

7

(A.2)

(A.3)

(A.4)

式中：

C——Land常数，无量纲;

K驱替包络线对应的相对渗透率，小数;

Kg—渗吸包络线对应的相对渗透率，小数;

Sg—含气饱和度，用百分数表示;

S—— 驱替过程中非润湿相临界流动饱和度，用百分数表示;

Sgny驱替过程非润湿相所达到的某中间饱和度，用百分数表示;

Sm——驱替过程中最大非润湿相饱和度，用百分数表示;

S—— 归一化含气饱和度，用百分数表示;

S—— 开始渗吸时达到的非润湿相残余饱和度，用百分数表示;

Sgm——渗吸时最大残余非润湿相饱和度，用百分数表示。

8

附录 B

多轮互驱毛细管压力滞后曲线的处理方法

通过室内气油、油水和气水多轮互驱实验获得毛细管力曲线(图B.1), 分析不同互驱轮次毛细管力曲线及端点值的变化特征，确定多相流体互驱稳定的轮次n, 将第1次至第n 次毛细管压力实验数据(格式见表B.1) 输入数值模拟器，生成毛管压力曲线。

P.

(a)P(Dr)

(b)P(Im)

(e)P(Dr-1m)

(d)P(Im→Dr)

S

(e)P(Im→Dr)'

Swir 1-S

标引序号说明：

P.(Dr)——驱替毛细管力主曲线;

P. (Im)——渗吸毛细管力主曲线;

P.(Dr→Im)——渗吸过程中的毛细管力曲线;

P.(Im→Dr)——驱替过程中的毛细管力曲线;

P.(Im→Dr)'——多周期毛细管力滞后曲线; Swim——初始含水饱和度，小数;

Sw——束缚水饱和度(驱替过程中可以达到的最低含水饱和度),小数;

S—— 从驱替曲线(含水饱和度减小的过程)转变为渗吸曲线(含水饱和度增加的过程)时的含气饱和度， 小数 ;

Sgm —最大可能残余气饱和度，从初始含水饱和度Sm 开始的渗吸曲线 ( boundary imbibition) 末端对应的含气饱和度，小数;

Sg——除了boundary imbibition的任意渗吸曲线末端对应的含气饱和度，通过Land方程计算得到，小数; Sgrw——残余气饱和度，即气液两相系统的最小含气饱和度，小数;

Sgcm——临界含气饱和度，气相开始获得流动性时的含气饱和度，小数。

图B.1 气水多轮互驱毛细管力曲线对应示意图

表B.1多轮互驱毛细管压力曲线表

毛细管压力

10

附录 C

多轮互驱应力敏感滞后数据的处理方法

采用室内实验、现场测试或动态分析方法，获得储气库运行压力区间范围内多轮升降压的孔隙度、渗透率随有效应力变化数据(图C.1), 建立周期应力敏感模型。实验数据按照表C.1的格式输入数值模拟器。

0 有效应力

图C.1 多轮交互驱替储层孔隙度、渗透率应力敏感变化曲线示意图

表C.1多轮交互驱替应力敏感性曲线表

压力

孔隙体

积乘子

传导率乘子

11

附录 D

气体高速非达西紊流因子的处理方法

D.1 室内实验法

通过采用室内实验测试获得渗透率与压力关系曲线(图D.1), 拟合得到非达西紊流因子[(公

式 (D.1)]。

1/平均压力

图D.1 渗透率与压力关系曲线示意图

Forchheimer公式数学表达式为：

………………………………(D.1)

p ——压力，单位为帕 (Pa);

μ—流体黏度，单位为帕秒(Pa·s);

p——流体密度，单位为千克每立方米( kg/m³);

1——线性渗流距离，单位为米 (m);

v——渗流速度，单位为米每秒(m/s);

K——渗透率，单位为达西( D);

β——非达西紊流因子，单位为每米 (m-¹)。

D.2 公式法

根据经验公式(D.2) 或公式( D.3) 及公式(D.4), 计算β值。

β=1.88×10¹⁰K-147φ-0.53 (D.2)

β——非达西紊流因子，单位为每米 (m-¹);

K——渗透率，单位为毫达西(mD);

φ——孔隙度，用百分数表示。

12

13

 

………………………………

(D.3)

β——非达西紊流因子，单位为每米(m-¹); Kg——气相渗透率，单位为毫达西(mD); Sw——束缚水饱和度，用小数表示;

φ— 孔隙度，用小数表示。

……………………………

(D.4)

β——非达西紊流因子，单位为每米(m-¹); K₈— 气相渗透率，单位为毫达西(mD); Sw——束缚水饱和度，用小数表示;

附录 E

(资料性)

储气库数值模拟研究报告模板

E.1 储气库概况

新建储气库：介绍气藏地质特征、生产特征、开发现状、工艺措施、存在问题、建库难点及研究目的。

已投运储气库：介绍气藏地质特征、生产特征、开发现状、工艺措施、建库设计方案、投产运行概况、多周期注采运行特征、存在问题及研究目的。

E.2 基础资料情况

地质静态、生产动态、实验和化验分析、地质模型等资料收集、质量评价和处理情况。 E.3 模拟模型建立

模拟模型建立包括：

a) 模型选择，网格设计情况;

b) 高速非达西渗流、相渗滞后、毛细管压力滞后、应力敏感滞后参数赋值;

c) 模型平衡与非平衡初始化;

d) 注采动态模型、相态模型、垂直管流模型。

E.4 数值模拟历史拟合

E.4.1 气藏开发阶段的历史拟合包括历史拟合方法、历史拟合结果、基于历史拟合的气藏地质认识、 剩余油气水分布规律及剩余油气潜力认识。

E.4.2 储气库注采阶段的历史拟合包含以下几个方面：

a) 多周期注采历史拟合方法、参数调整、历史拟合结果;

b) 基于历史拟合的储气库地质认识;

c) 多周期库容动用状况、流体分布规律、流体界面运移情况、储层孔隙空间动用规律、库容形成规模、库存动用效率及调峰能力影响因素等;

d) 基于历史拟合结果，从建库评价、达容达产、稳定运行等阶段，分析压力平面和纵向分布规律，明确不同周期压力分布的主控因素;分析流体、组分平面和纵向的分布情况，明确不同周期流体、组分分布的主控因素，为达容达产和优化调整提供依据;

e) 气藏建库油气水分布、交互注采气驱扩容等规律，明确不同周期孔隙空间动用影响因素;

f) 不确定性分析。

E.5 周期注采运行预测结果与分析

储气库周期注采运行预测方案设计和结果。

E.6 推荐方案

推荐方案包括：

14

a) 根据多方案预测指标分析对比，提出推荐方案，包括库容参数、注采井网、达容周期等指标;

b) 风险分析及对策。

E.7 附图附表

报告文档中涉及的图件或表格。