近年来，我国天然气大发展给储气库建设提出了更高要求。加快储气库建设，确保我国能源安全是“十四五”及更长远的未来重中之重的任务，“两会”召开倒计时之际，中国石油勘探开发研究院首席专家郑得文撰写专题文章，和您说说储气库建设的今天和明天。

天然气地下储气库是保障国家能源安全的重大战略设施

地下储气库是天然气上、中、下游产业产供储销体系中的关键一环，其保障国家能源安全和国计民生的“饭碗”作用至关重要。全球地下储气库始建于1915年，据IGU年报目前已建成689座，总储气能力4165亿立方米，占天然气年消费量的11.7%，而我国只有5%左右。美国（17%）、俄罗斯（18%）、欧盟（27%）等世界主要天然气成熟消费区均建有高于全球平均水平（12%）的调峰能力，对外依存度越高的国家，工作气量占比越高，才能保障用气安全。

储气库包括气藏型、油藏型、盐穴型和水层型四大类，经过长期不断地发展，在储气库规模建设的同时，建库技术也得到了不断丰富、发展和完善。以美国为代表，技术发展经历了4个阶段，上世纪30年代之前为启动期，40年代技术起步，60～90年代全面加速，储气能力近800亿立方米，各类浅层(＜1500米)储气库建库技术基本成熟，并向深层(1500～3000米)拓展；90年代进入拓展期，三维模拟、多学科交叉创新提升建库效益，2010年储气能力突破1000亿立方米，信息化、数字化水平不断提升，运营效益不断提高，新功能也不断拓展。国外储气库经过百余年发展，类型多样、体系完备，为国内提供了宝贵的借鉴经验。但国外以浅层简单构造、中高渗储层为主的储气库建设与运行技术，难以解决中国复杂深层储气库建库的关键难题。

天然气大发展势头强劲，储气能力不足仍是制约我国天然气业务可持续高质量发展的瓶颈，“十四五”期间，根据国家发改委、能源局对集团公司储气能力建设任务要求，中国石油储气库调峰能力需要新增加100亿立方米以上，建设任务十分艰巨。戴厚良董事长主持召开集团公司提质增效专项会议时指出：“储气库建设势在必行，是贯彻落实习近平总书记指示批示精神的具体举措，是完成国家规定的储气能力建设任务的需要，也是集团公司开拓市场、增强调峰和应急保供能力的现实需要，对新形势下促进集团公司天然气业务高质量发展、更好地保障市场供给具有重要意义”。国内外由于极寒天气或局部政治危机引起的供气短缺，最经济有效的解决手段就是储气库关键时刻发挥调峰保供应急作用。

我国天然气地下储气库建设面临严峻挑战

中国区域构造独特，气藏型储气库地质条件复杂。与欧美海相沉积稳定地质环境不同，中国以陆相沉积为主的含油气盆地，经历多期次构造运动，东部由于拉张作用形成一系列张性断块气藏，西部由于挤压作用形成一系列压性断块气藏。含油气盆地均为断裂发育的强非均质性复杂油气藏，尤其在中东部天然气主要消费区和管道沿线几乎没有简单建库气藏。复杂地质条件建设储气库面临一系列严峻挑战。

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复杂断块气藏型储气库在反复强注强采工况下，存在盖层突破、断层激活泄漏的可能性。国外以静态评价方法为主的选址理论适用于简单背斜构造，无法满足复杂断块储气库天然气安全储存的需要。必须攻克交变载荷下断层和盖层动态密封理论，解决复杂断块能否建库的根本性问题，指导储气库科学选址与安全运行。

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复杂气藏建库既要求注气驱替油水形成最大储气能力（库容），又要求短期内采出最多的气量形成调峰能力。国外简单背斜、高渗储层的储气库，遵循常规气藏单向“低速”开发设计理论和方法，无法满足复杂断块低渗储层“大吞大吐”的需要。必须攻克复杂地质条件短期高速注采渗流机理，解决设计精度差的难题。

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我国气藏储气库地层压力系数低（最低仅0.1），埋藏深（储层平均埋深3120米，最深达5399米），钻井中易发生井漏导致储层污染，运行中高强度交变载荷易造成井筒密封失效。另外，建库区内存在大量的老井制约了储气库的工程可行性与高效建设。必须解决井的高质量建设与长周期安全运行的难题。

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我国储气库普遍埋藏深、地层压力高，调峰采气强度大、注采运行压力高。我国建库早期压缩机制造能力无法满足高压大功率建库需要；我国采气集输管道压力世界最高，高压大流量采气管道需要进口；地面处理装置处理能力小，无法适应储气库“大吞大吐”工况。必须解决关键装备国产化和制造能力提升的难题。

技术创新是推动全球储气库大规模发展的源动力

根据国家重大需求，针对四大挑战，依托国家课题、集团公司重大专项，组织多家“产学研用”单位，开展多学科一体化协同攻关与实践。围绕选址评价、优化设计、工程技术与核心装备，开展关键技术攻关，攻克了世界级难题，在世界上首创了复杂地质条件气藏型储气库理论技术体系，取得了4项重大理论技术创新成果。

首次提出了复杂地质条件储气库选址的”动态密封理论”，揭示了断层、盖层密封能力变化规律，建立了动态密封能力评价方法和监测体系。形成了盖层动态密封能力评价技术、断层滑移激活评价技术、地质体密封失效监测技术。

创建了复杂地质条件储气库高速注采渗流理论和设计方法，解决了复杂非均质低渗储层科学布井与高效注采难题。形成了短期高速多轮注采渗流理论、库容多因素分区预测方法、高速不稳定流井网设计优化方法、交变注采工况井产能设计方法。

创新了复杂地质条件储气库钻采与井筒监控关键技术，解决了储气库井筒高质量建设与长寿命运行的难题。形成了大压差钻井防漏堵漏及储层保护技术、 韧性水泥浆固井技术、老井利用及疑难复杂井处置技术、大流量注采完井技术、 井筒监控及评价技术。

研发了复杂地质条件储气库地面工程关键技术和装备，核心装备实现了国产化，摆脱了进口依赖。形成了高压高转速往复式注气压缩机组制造技术、大规模高效国产化烃水露点控制装置、水下精确爆燃双金属复合管制造技术、双金属机械复合管聚合物增强工艺技术、站场设施安全监测及评估技术。

四大理论技术创新成果支撑中国石油“十三五”高效建成22座气藏型储气库126亿立方米年调峰能力、最高日采气量超1.39亿立方米，占全国城镇燃气调峰气量的50%。形成了我国储气库新型产业，填补了天然气产业链中“储气库”的空白，结束了“有气无库”的历史。

面向“十四五”乃至未来一段时间，中国石油储气能力建设任务依然艰巨，持续加强技术攻关，探索大型油气藏开发与储气库协同建设新技术、突破大型低渗岩性气藏甜点区与复杂联通采盐老腔建库技术、聚焦重大关键装备研发、推动储气库业务数字化转型，打造储气库综合评价技术2.0升级版，支撑集团公司“十四五” 及未来储气库高质量建设，保障国家天然气供应安全。

加快储气库经营管理配套机制落地，推动储气库规模化效益运营

储气库业务经营管理政策面临四大复杂情况：建库条件复杂，建库成本高；管理主体较多，协调难度大；气价政策缺乏，效益体现难；发展定位不明，改革任务重。一定情况下也制约了储气库高效发展。

中国石油是我国储气库建设的开拓者，早期由于对储气库作用与价值认识不到位，也走过了一段由管道板块到销售板块再到勘探板块负责建设的曲折过程，由于建库目标、建库技术、建库人才队伍基本都在上游板块，2010年勘探板块作为主体负责储气库建设以来，陆续成立了储气库专业公司与油田公司储气库项目部，逐步实现专业化建设、市场化管理，按照“谁受益，谁承担，谁用库，谁出钱”的原则，采用“仓储式”经营方式向用户收取储气费。在中国石油内部实现了储气库建设运营单位盈利，油田公司建库积极性较高，储气库建设任务也纳入了油田公司考核指标，推进了储气库建设跨越式发展，目前年度调峰能力突破了140亿立方米，最大日调峰能力达到了1.6亿立方米以上，储气库在调峰应急保供中发挥了巨大作用。

中国石油牵头创建了储气库项目经济评价技术方法，为储气库业务经济有效运营提供了技术支持。商务模式本着“谁建库，谁受益，谁用库，谁出钱”原则，与用户签订储气服务协议，通过收取储气服务费，收回投资和成本，并获得一定的盈利；经济评价按照仓储型项目进行经济评价。参考国外储气费定价机制，分为一部制和两部制两种，两部制储气价格将是未来的发展趋势。另外还可以根据夏季低价购买天然气，冬季高价销售天然气获得收益，按照销售型项目进行经济评价，营业收入通过调峰气价差和调峰气量进行计算。

鉴于目前我国调峰气价政策实施方案一直没有落地，中国石油作为天然气产储销一体化公司，获取直接经济效益外，建设储气库一方面产生社会效益，也会对集团公司天然气业务链带来协同效益，体现在三个方面。

优化能源结构，促进绿色发展：如果实现100亿立方米/年工作气量时，每年可替代1700万吨标煤，分别减排二氧化碳4454万吨、二氧化硫15万吨、氮氢化物13万吨；

扩大消费市场，惠及上亿人口：100亿立方米工作气量，将保证4000万～5000万户家庭一年用气量；

保障能源安全，提高综合效率：地下储气库可以优化天然气基础设施开发，提升天然气产业链综合效益。

展望未来，天然气大发展与能源转型给储气库带来了黄金发展期。国家能源局2021年9月发布《全国储气能力建设实施方案》要求，2025年全国集约储气能力达550亿～600亿立方米，占全国天然气表观消费量的12.7%～13.9%，2030年达到600亿～700亿立方米，2035年达到700亿～800亿立方米。天然气地下储气库建设任务十分艰巨，储气库人要肩负起新时代赋予我们的历史责任，把天然气供应安全的饭碗牢牢端在我们自己的手中。

来源：石油商报