深度解析(2026)《SYT 7753-2024 油藏型储气库一体化设计技术规范》

《SY/T7753-2024油藏型储气库一体化设计技术规范》(2026年)深度解析目录双碳目标下标准革新:SY/T7753-2024为何成为油藏型储气库设计的

“新标杆”?专家视角解锁核心逻辑井工程创新升级:交变载荷下井筒完整性设计有何新要求?专家解读套管选型与固井质量控制要点多类型油藏适配指南:未饱和型

气顶型等储库如何差异化设计?标准适用边界与参照执行要点投资与效益双重考量:一体化设计如何实现降本增效?成本控制关键点与效益评价体系解读风险防控与安全保障:标准如何构建全生命周期安全体系?地质

工程

环境风险应对策略地质油藏设计突破:三维动态密封性评价如何破解复杂地层建库难题?深度剖析关键指标与实操路径地面工程协同优化:注采-排液双网协同设计如何提升运行效率?核心技术参数与系统集成方案详解战略储气库专项设计:长周期注采模式如何保障能源安全?深度剖析库容优化与监测系统配置新旧标准衔接与迭代:SY/T7753-2024相比以往有哪些核心突破?技术升级与应用过渡指南未来5年行业趋势预判:标准将如何引领油藏型储气库高质量发展?创新方向与技术落地展碳目标下标准革新：SY/T7753-2024为何成为油藏型储气库设计的“新标杆”？专家视角解锁核心逻辑标准制定的时代背景与政策驱动标准的出台紧扣“双碳”目标与天然气“产供储销”体系建设需求，针对海上油田伴生气浪费传统储气库设计碎片化等行业痛点，填补了油藏型储气库一体化设计的标准空白。其以协同建设节能减排为核心导向，与国家能源安全战略高度契合，为行业规范化发展提供政策支撑。（二）一体化设计的核心内涵与全流程覆盖一体化设计打破地质井工程地面系统的割裂局面，涵盖总体原则地质油藏设计井工程设计地面工程设计及投资效益评价全链条。强调气驱采油与储气调峰功能融合，如海上油田伴生气回收驱油与储气库协同建设模式，实现资源利用最大化。（三）标准的行业定位与适用范围界定作为油藏型储气库设计的首个专项国家标准，适用于未饱和型气顶型和油环型储库，“双高”油藏凝析气藏等类型及老库扩容可参照执行。其定位兼具权威性与指导性，统一了行业设计技术要求，为项目审批工程实施提供依据。12地质油藏设计突破：三维动态密封性评价如何破解复杂地层建库难题？深度剖析关键指标与实操路径四维地质力学建模技术的创新应用标准创新性引入四维地质力学建模，融合地质力学与油藏分析，动态预测应力变化岩石裂缝等风险。通过岩石力学实验获取杨氏模量泊松比等参数，构建渗流场-地应力场双向耦合模型，为密封性评价提供动态数据支撑。（二）三大核心密封指标的界定与应用明确泥岩涂抹系数（SSF≤8）泥岩涂抹能力（CSP＞30）断层泥比率（SGR＞15%）三大关键指标。某油田案例通过SSF=5.2CSP=32及断面正压力8.7MPa的综合评价，确认断层完全封闭，验证了指标的实操性。12（三）储层空间动用效率的优化设计01根据储层物性含水饱和度划分高效低效无效工作区，提出优化注采驱替排水技术，降低含水饱和度以减少气体损失。强调多轮次注采平衡时间控制，避免过度延长平衡期导致的扩容效益衰减。02井工程创新升级：交变载荷下井筒完整性设计有何新要求？专家解读套管选型与固井质量控制要点No.1交变注采工况下的套管设计标准No.2针对强注强采带来的交变载荷，规定套管按全掏空工况设计抗外挤强度，三轴安全系数≥1.25。油管采用气密封螺纹并需100%压力检测，确保在反复压力波动中保持密封性能。（二）老井利用与新井建设的质量控制老井改造需满足固井质量≥70%合格率，重点核查井筒密封性与套管完好性；新井建设强化井身结构优化，结合储层深度与压力条件，科学选择套管钢级与壁厚，提升抗疲劳能力。（三）井筒完整性的全生命周期保障构建“设计-施工-运行”全流程完整性管理体系，要求配套毛细管压力监测系统，实时监测井筒压力变化。明确修井作业技术要求，及时处理套管损坏固井质量缺陷等问题，避免气体泄漏风险。地面工程协同优化：注采-排液双网协同设计如何提升运行效率？核心技术参数与系统集成方案详解注采-排液双网协同的设计逻辑01打破传统单一注采系统局限，构建注采与排液协同网络，实现气液高效分离与循环利用。系统设计需匹配储库注采规模，确保压缩机余量控制在1-2MPa，满足调峰工况下的流量调节需求。02压缩机J-T阀等核心设备需按“大排量抗波动”原则选型，J-T阀压差严格控制以保障节流效果。地面管网采用耐腐蚀抗疲劳管材，布局兼顾输送效率与检修便利性，减少压力损失。02（二）关键设备选型与工艺参数优化01（三）节能与环保技术的集成应用融入输气管道与地面工程节能技术规范要求，优化加热冷却系统运行参数，降低能耗。配套天然气回收处理装置，减少放空燃烧，实现伴生气100%回收利用，契合节能减排目标。多类型油藏适配指南：未饱和型气顶型等储库如何差异化设计？标准适用边界与参照执行要点未饱和型油藏的储气库设计要点以构建人工气顶为核心，控制混相压力偏差±5%，通过循环注气驱替原油，逐步形成有效储气空间。重点监测气驱前缘推进速度，避免气窜导致的采收率与储气效率双降。气顶型油藏利用天然气顶扩容，强化气顶稳定性评价与保护；油环型油藏注重油气界面控制，采用分层注采技术，平衡驱油与储气需求，实现油气资源协同开采。02（二）气顶型与油环型油藏的优化策略01（三）特殊类型储库的参照执行方案“双高”油藏凝析气藏储库需针对性优化防腐设计与凝析油处理系统；老库扩容重点评估原有设施承载能力，结合储量新增情况调整注采系统，避免盲目扩建导致的安全风险。战略储气库专项设计：长周期注采模式如何保障能源安全？深度剖析库容优化与监测系统配置战略储气库的功能定位与设计原则01聚焦能源安全保障，设计需满足应对国际能源封锁市场波动等风险的储备需求，建议采用3-5年长周期注采模式。库容规模需结合区域消费量，确保满足一定天数的应急供应。01（二）有效库容与工作气量的优化计算依据储气库注采能力计算规范，综合地质条件运行压力区间等因素，精准核算有效库容与工作气量。采用动态库容评估方法，根据多轮次注采数据调整设计参数，提升储备可靠性。（三）全方位监测系统的配置要求01按储气库监测系统设计技术要求，配置微地震监测压力温度监测气体泄漏检测等系统。建立数据实时传输与分析平台，实现地质体稳定性井筒完整性地面系统运行状态的全面监控。02投资与效益双重考量：一体化设计如何实现降本增效？成本控制关键点与效益评价体系解读协同建设模式的成本节约路径推广海上油田伴生气回收与储气库协同建设模式，利用现有生产平台及配套设施，降低工程投资至常规储气库的一半。优化井网布局与地面管网设计，减少新建工程量，缩短建设周期。（二）投资估算的核心控制要素明确投资估算需涵盖注采井改造地面设施建设监测系统配置等全流程成本。重点控制设备采购成本与施工安装费用，优先选用国产化成熟设备，降低进口依赖与维护成本。（三）多元效益评价体系的构建建立“经济-能源-环境”三维效益评价模型，经济效益考量调峰收益与原油增产价值，能源效益评估储备保障能力，环境效益核算碳排放减排量，全面衡量项目综合价值。新旧标准衔接与迭代：SY/T7753-2024相比以往有哪些核心突破？技术升级与应用过渡指南相比以往碎片化标准，本次标准首次实现一体化设计全覆盖，新增四维地质力学建模交变载荷井筒设计等创新技术要求。强化战略储气库专项条款，补充特殊类型储库参照执行内容，适用范围更广泛。与历代标准的核心差异对比010201（二）关键技术指标的迭代升级01密封评价指标从静态转向动态，新增SSFCSPSGR等量化标准；井筒完整性要求从单一强度控制升级为全生命周期保障；地面工程引入双网协同设计，技术参数更精准，实操性更强。01（三）存量项目的过渡与改造方案已建储气库需按新标准开展合规性评估，重点核查密封性井筒完整性等关键指标，对不达标项实施改造。改造方案需结合项目实际，分阶段推进技术升级，避免盲目整改导致的停产损失。风险防控与安全保障：标准如何构建全生命周期安全体系？地质工程环境风险应对策略地质风险的识别与防控建立地质体动态风险监测机制，重点防控断层滑动盖层拉张破坏（临界应变＞3%）等风险。通过三维密封性评价与多轮次数值模拟，预判地质条件变化趋势，提前制定应对预案。（二）工程施工与运行风险的管控施工阶段强化井控管理与地面工程质量监理，严格执行动火高压作业安全规范；运行阶段建立注采压力流量预警机制，避免超压注采导致的设施损坏。明确修井作业安全流程，防范作业过程中的气体泄漏。0102No.1（三）环境风险的预防与治理No.2落实储气库排放系统设计规范，配套废气废液处理设施，避免天然气泄漏与污水排放污染环境。针对海上储气库等特殊场景，制定海洋生态保护方案，减少工程建设对海洋环境的影响。未来5年行业趋势预判：标准将如何引领油藏型储气库高质量发展？创新方向与技术落地展望技术创新的重点发展方向未来将聚焦低渗油藏复杂连通油藏等新类型储库设计技术攻关，完善动态密封性评价理论。推进国产化监测装备研发与应用，提升数据采集精度与实时性，支撑智能建库与运行。从单一储气调峰向“储气-驱油-碳封存”多功能融合发展，探索CO2驱油协同地质封存技术路径。推广“一体化+智能化”建设模式，