张刚雄，陈建军，郑得文，刘峰，赵凯，胥洪成，魏欢( .中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2.中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室；.中国石油天然气集团公司规划计划部 )

中国储气库建设与发展策略思考＊

张刚雄1，2，陈建军1，郑得文1，2，刘峰3，赵凯1，2，胥洪成1，2，魏欢1，2
( 1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2.中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室；3.中国石油天然气集团公司规划计划部 )

当前，中国储气库面临着调峰储备能力有限、发展动力不足、投资效益下滑等方面问题。通过借鉴国外储气库公司降本增效的主要措施，分析中国储气库业务面临的形势与挑战，对中国储气库建设与发展提出建议：1）通过老库挖潜评价，有望新增7亿立方米工作气量，比新建气库降低投资30%；2）在国内西南、长庆气区建立储库与气田联动机制，调节气田生产，预计年可减少压产10亿立方米；3）转变建库理念，优选已开发气藏择机建库，降低投资成本，提高综合经济效益；4）明确储气库发展定位，积极争取储气库调峰气价、建设资金政策支持，推进储气库健康可持续发展；5）充分挖掘储气库潜在价值，扩展衍生功能，最大限度发挥储气库效率和作用。

储气库；降本增效；联动机制；调峰气价；储能转换

在经济新常态和低油价背景下，中国天然气行业面临供应宽松、效益下滑、市场化改革等多方面的挑战。储气库业务作为天然气产业链中的重要组成部分，面临着调峰储备能力有限、发展动力不足、投资效益下滑等方面的问题。

1 国外储气库公司降本增效的主要举措

1.1 储气库高效运营整体解决方案

储气库的建设与运营具有投资大、周期长、时效性强等特点。欧盟的储气库运营公司面对当前天然气行业新的形势，提出了储气库高效运营整体解决方案，即储气库“一体化”、“数字化”和“智能化”的三化方案，利用现有信息技术手段，在完成储气库地下、地面数字化模拟的基础上，建立各类管理和决策分析模型，辅助储气库生产的智能分析和决策，提高储气库整体运营效率。

根据2015－2016年国际天然气联盟（IGU）下属储气库工作组会议资料，2015年欧盟的Bulgartransgaz EAD公司为进一步提高向中东地区供气系统安全性，对其设计工作气量为5.5亿立方米的Chiren气藏型储气库[1]，开展了以提高工作气量为目的的精细地质评价，有针对性地建立储库三维地质力学模型和开展动态密封性评价，分析提高运行上限压力增加工作气量的可行性，确定将原有方案设计的储气库运行上限压力由10兆帕提高到18兆帕；通过储层－井筒－地面一体化数值模拟预测，工作气量将由5.5亿立方米提高到10亿立方米；完善井网新钻定向井12口，预计日采气能力将由430万立方米提高到1000万立方米，老库挖潜降本增效成效显著。

1.2 跨区域储气库资源合理配置

欧盟成员国共有149座储气库，总工作气量1104亿立方米[2]，欧盟国家在天然气一体化进程中，通过一系列的指令、条例和办法[3]，逐步在内部建立了统一的天然气市场。包括创建网络运营商合作与监管新模式，制定适用于欧盟所有成员国的网络准入细则；规定主要的输气网络运营商有义务相互合作，优化输气与储气库网络的职责和义务，优化整个输气与储气网络的系统运行；大力加强天然气市场信息的透明化，使市场参与者们能公开、公平地获得可供气量及其流向的信息。监管委员会要求每日公布欧盟所有储气库中的可供气量[4]，使供气商能够了解天然气动向，确保天然气能在欧盟范围内自由流动，每个成员国可以就近享有储气库调峰红利，实现储气库跨区域高效联动，提升储气库利用效率。

1.3 气库联动优化气田生产运行

将大气田及周边的小气田与储气库纳入统一的生产运行系统中。用气低谷时，合理开发小气田，将富余气注入储气库中，保护大气田生产；用气高峰时，统一优化匹配储气库与气田生产供给，满足用气需求，实现气田与储气库高效利用。

最典型的实例是荷兰的格罗宁根储气库－气田联动调峰调产系统[5]，将格罗宁根大气田、周边5个小气田（群）和两座储气库（Norg、Grijpskerk）纳入统一的生产运行系统。通过保护大气田开发、稳定小气田生产、充分发挥储库作用，达到了满足调峰需求、保障大气田长期高效开发的目的。

格罗宁根大气田已开发40年，2013年气田日生产能力达到3.3亿立方米。即使在冬季用气高峰期，控制气田日产气量2.5亿立方米，只发挥生产能力的76%，有效延长了巨型气田的生命周期。小气田（群）全年满负荷生产，日采气能力6000万立方米。供气高峰期，储气库发挥最大生产能力，日采气5000万立方米；用气低谷期，优先安排小气田群生产为储气库注气提供主力气源（见图1）

图1 2013年格罗宁根气库联动调峰调产系统产量构成

1.4 利用储气库实现储能利用、余热发电、废料埋存等利用储气库的存储功能实现电能、压缩空气能、热能的有效转化及废料埋存。其中，压缩空气储能的工作原理是：在用电低谷期，电动机与压缩机相连，通过消耗电网中的电或者可再生能源发出的电对空气进行压缩，将压缩空气储存到地下储气室中，涡轮机不工作；在用电高峰期，压缩机不工作，地下储气室中的压缩空气被释放，输送到燃烧室对天然气进行燃烧，燃烧后生成的气体被输送到不同的气压涡轮机进行发电。发出的电进入到电网中，用来缓解用电高峰的需求[6]（见图2）。

德国的Adele项目将可再生多余电能转化成压缩空气能，实现电能与压缩能有效转化，利用率70%以上[7]。在利用水层改建储气库过程中，会采出大量地热水并且回注，这部分采出地热水的温度较高、水量较大，如果利用地热水进行发电，可以实现清洁能源的循环利用和节能减排。例如，华北油田公司在留北潜山建成的第一座油田产出伴生热水地热电站，其地热水利用率达到30%[8-9]。此外，储气库可用于存放核废料、危险化学品和CO2等有害物。

2 中国储气库业务面临的形势与挑战

2.1 现有储气库规模难以满足天然气业务快速发展需要，未来调峰储备需求进一步扩大，加快储气库建设迫在眉睫

截至2016年，国内已建成储气库群10座，调峰能力达50亿立方米以上，约占2016年天然气销售量的3%左右，但与发达国家10%的平均水平相比，仍存在很大差距，与中国天然气业务快速发展不匹配。这主要受到我国储气库建设起步晚、建库地质条件难度大、达容达产周期长等因素制约。

尽管当前新形势下天然气需求增速放缓，但天然气调峰需求仍然迫切，预计2025年中国的天然气调峰需求将达到400亿立方米。规划以现有储气库为主、气田和LNG为辅的综合调峰体系难以满足今后的调峰需求，预计存在100亿立方米的缺口。未来我国储气库调峰能力不足将进一步凸显，加快储气库建设与扩容达产迫在眉睫。

2.2 大气田超负荷提产调峰已明显影响开发效果，强化气田与储气库联动，保障气田高效开发刻不容缓

国内已初步建立以气田、储气库、LNG为一体的综合调峰体系，调峰作用明显。但储气库因达产周期长，气田提产一直是高峰期调峰的重要手段，大型石油公司的气田每年调峰量约占总调峰量的40%～60%，近两年随着储气库工作气量的快速增长，气田调峰占比降至40%以下。例如国内大型气田克拉2、迪那2、涩北等，2012年提产量最高达2500万立方米/日以上，负荷因子最高达到1.35，2015年最高提产1000万立方米/日以上，负荷因子为1.12。气田长期超负荷生产，已经产生气井水淹、产能降低、地层压力快速下降等后果，严重影响气田开发效果和寿命。

图2 压缩空气储能工作原理

当前应利用天然气供应环境相对宽松、储气库工作气量快速增长的新形势，强化气田与储气库联动，通过生产组织优化，不断减少气田超负荷生产，对优质大气田进行保护性开发。

2.3 调整优质大气田开发中后期的调峰生产方式，之后择机低成本、快速建设储气库的作用和意义重大

优质大气田既是宝贵的开发对象，又是宝贵的建库资源。优质大气田开发既要考虑正常的生产，又要考虑气田调峰及后期改建储库。合理的做法是：在气田开发的早中期，按照开发方案设计的年产规模生产；开发中后期，控制日常生产规模，高峰供气及应急供气时发挥较大生产水平，年产规模控制在方案设计能力之下；开发后期，在论证的储气库运行下限压力之上改建大型优质储气库，这样既可以利用原有的气井、地面设施及管线，又可以少注或不注气垫气，大大降低建库投资成本，大幅缩短建库周期。

例如，陕京长输管道配套工程大张坨储气库，2000年底由开发中期的气田改建气库，当年建成并投产，建库的单位工作气投资仅1.5元/立方米，与气田开发枯竭后改建储气库相比，建库周期缩短3～5年，同时利用原有的设施，节约井工程及垫气费1.3亿元。国内临近大型天然气输气管线或目标市场的优质大气田较多，例如榆林南气田、升深2-1气田等。利用开发中期的气田择机改建储气库不失为一种控投资、降成本的重要举措。

2.4 储气库缺乏效益保障机制，未来油气管网改革对储气库业务提出了更高要求

长期以来，由于国内没有实现冬夏气价峰谷差和调峰气价，与管道捆绑建设的配套储气库的经济效益主要通过管道运行整体效益体现，储气库真正的经济价值无法体现[10]。由国家财政资金建设的储气库由于不能与管道项目挂钩，国家和公司层面也缺乏相关的效益保障机制支持，其投资的运行成本面临无法回收的问题。在当前天然气价格走低、企业整体效益下滑的形势下，储气库运营面临着巨大压力，直接影响建设方的积极性和效益。

未来中国油气产业市场化改革将加快推进，干线管道建设和运营将发生重大改变，管道与销售面临分离[11]，储气库独立运营将成为必然，对储气库业务运营管理、技术创新、效益深度挖掘提出了更高的要求。

3 中国储气库建设与发展策略建议

3.1 通过老库挖潜评价，有望新增7亿立方米工作气量，比新建气库降低投资30%

对国内7座已投运的气藏型储气库开展以提高工作气量为目的的精细地质评价与数值模拟分析，通过采取完善注采井网、优化注采方式等措施，可以以相对较少的工作量（新钻井24口）和投资（6.5亿元）实现老库挖潜，预计可新增工作气量7亿立方米，较新建同等规模储气库成本降低30%（见表1）。

表1 国内气藏型储气库提高工作气量措施建议

3.2 在国内西南、长庆气区建立储库与气田联动机制，调节气田生产，预计年可减少压产10亿立方米

借鉴格罗宁根气田开发与调峰经验，在国内重点气区建立大气田和储气库联动机制，对气田生产进行保护性开发。例如，西南气区通过升级改造地面管线，可以将富余天然气就近注入相国寺储气库中，预计可减少气田被压减产量2亿～3亿立方米；长庆气区利用自产气和闲置压缩机向附近的陕224、榆林南和陕43区块注气，预计可注入3亿～7亿立方米，盘活现有闲置资产。通过以上措施，预计可调节产量5亿～10亿立方米，提高经济效益的同时保护气田有效开发。

3.3 转变建库理念，优选已开发气藏择机建库，降低投资成本，提高综合经济效益

考虑未来管网建设，调峰需求将进一步扩大，我们应改变传统的建库理念和方式。利用开发中的气藏改建储气库具有缩短建库周期、节约垫底气注气费用等优势，可采取石油公司自建或者石油公司、地方燃气公司共同参与合建方式改建储气库。建议将国内新疆克拉2、长庆榆林南等5座气藏作为中俄天然气管线西线、西气东输四线、西气东输五线等重点管道的配套储气库库址目标（见表2）。建议尽快启动前期评价，加快前期评价节奏，择机建库。初步预测工作气量420亿立方米，相比开发枯竭后改建储气库，仅垫气注气费投资折算到单位工作气量可节约0.02～0.87元/立方米（见表3）。

3.4 高度重视储气库建设工作，明确储气库发展定位，积极争取储气库调峰气价、建设资金政策支持，推进储气库健康可持续发展

储气库作为天然气产业链中的重要环节，具有重要的作用和地位，必须高度重视。但是目前中国的储气库在整个天然气行业发展中的总体目标规划尚不明确，建议重点规划和研究中国未来天然气储存业务的总体发展方向和规模，制订相应的建设规划。同时，现行储气库缺少政策及盈利机制[12-13]，建议首先在公司层面按照补偿成本、合理收益原则确定储气成本，择机向国家申请在天然气基础设施完备的地区，在试点终端价格中加入调峰气价；对于后续建设储气库继续向中央财政申请给予100%资金支持政策。

表2 可建为储气库的气田情况

表3 气田改建储气库节约注气费用估算

3.5 充分挖掘储气库潜在价值，扩展衍生功能，最大限度发挥储气库的效率和作用

建议开展储气库新功能先导试验和超前技术储备。例如，苏桥储气库开展压缩能发电；内蒙古等地区探索利用可再生能源与储能的转换；边远地区建库储存核废料、化工污染物及CO2等。

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编 辑：王立敏

编 审：张一驰

China’s gas storage construction and development

ZHANG Gangxiong1, CHEN Jianjun1, ZHENG Dewen1,2, LlU Feng3, ZHAO Kai1,2, XU hongcheng1,2, WEl Huan1,2
(1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Langfang; 2. CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Storage Engineering; 3. CNPC Planning Department)

Currently, China’s gas storage is facing with the problems such as the limited peak-shaving reserve capacity, underpowered development, declining investment performance and etc. The paper, taking cost decreasing and benefit increasing from foreign gas storage companies as reference, analyzes the situation and challenge of China’s gas storage and puts forward five suggestions as follows 1) 700 million cubic meters of the volume of working gas will be increased by the evaluation of tapping potential in old storage, which will save the investment by 30% compared with the new gas storage; 2) establish the linkage mechanism of gas storage-gas field in the southwest gas field and Changqing gas field to adjust the production and result in reducing about 1 billion cubic meters cut production for gas field; 3) change the concept of gas storage construction and choose the developed gas reserve to build the storage timely, reduce the cost of investment and raise comprehensive economic benefits; 4) define the development orientation of gas storage, actively seek out construction funds and policy support, to promote the gas storage healthy and sustainable development; 5) fully tap the potential value of gas storage and enhance the derivative function to develop gas storage efficiency and effects at the most.

gas storage; cost decreasing and benefit increasing; linkage mechanism; price of peak-shaving; energy transformation

2016-10-21

*本文来自基金项目：中国石油天然气集团公司重大科技专项课题“储气库运营模式及经济技术研究”（编号：2015E-4001）。