马新华 郑得文 魏国齐 丁国生 郑少婧

1. 中国石油勘探开发研究院 2. 中国石油天然气集团有限公司油气地下储库工程重点实验室

0 引言

储气库是保障天然气安全平稳供应的重大民生工程，加快储气能力建设是中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）贯彻落实习近平主席指示精神和党中央部署，履行社会责任、保障供气安全的重大举措。“十三五”期间，中国储气库加强技术攻关，有效解决了储气库建设面临的诸多重大难题，实现了储气能力从50×108m3到150×108m3的跨越，为国内天然气安全供应发挥了重要作用。进入“十四五”，随着天然气消费量快速增长，储气能力不足与天然气安全平稳供应之间的矛盾进一步加剧。中国储气库建库地质条件复杂，高效建设与安全运行仍面临诸多挑战，继续开展科技攻关，解决重大生产需求，对中国天然气业务高质量发展和保障国家能源安全意义重大。中国储气库高效建设与安全运行面临6个方面的难题：①复杂气藏储气库扩容难度大、库容利用率低；②油藏及低渗透率砂岩等新类型储气库，亟需形成相应配套技术；③储气库注采能力要求高，亟需大幅提高单井产能的钻完井配套技术；④储气库大型化集约化，亟需快速灵活节能高效的地面处理工艺与装备；⑤风险管控手段单一，亟需提高风险识别、预警与安全管控能力的技术和装备；⑥数字化转型势在必行，但技术基础薄弱，升级难度大。这些难题制约了新形势下中国石油储气能力建设快速发展。国外储气库百年建设形成的技术虽为中国提供了宝贵的借鉴经验，但国外以中、高渗透率、浅层、简单构造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多方面技术挑战。“十四五”期间新建库以复杂断块油气藏、已开发油气藏、低渗透性砂岩岩性气藏、多夹层层状盐岩盐穴等类型为主，需求与资源品质矛盾突出，仍需持续强化地质气藏、钻采工程、地面工程以及智能化管控等技术攻关，开拓建库新类型新领域，以技术创新支撑中国储气能力快速提升。

1 国内外储气库理论技术发展历程概述

20世纪初叶，随着油气工业的发展，尤其是天然气工业快速发展，油气储存已经引起欧美国家的普遍关注[1]，这个阶段储气库的建库目标主要是选择已开发油气藏，以传统的油气开发理论为指导，借助配套的油气开发技术与装备，开展了储气库注气试验与早期建设，规模较小，发展速度较慢。当时已开发气藏建库目标构造简单、埋藏较浅、物性较好、产能较高，已形成的油气开发理论技术完全可以满足储气库建设的需要。截至20世纪中叶，全球储气库业务发展处于初期阶段，建成储气库100余座，基本为气藏型储气库，形成工作气量仅200×108m3。

20世纪50年代开始，欧美国家天然气勘探开发工作取得了快速进展，天然气消费量快速增长，储气库建设工作进入了快速发展期[2-3]。气藏型储气库本身已经无法满足天然气工业快速发展的需求，不同国家结合自身地质条件，形成了以气藏型储气库为主，油藏型、盐穴型及含水层型储气库多元化发展的新格局。这个阶段针对不同类型储气库选址评价方法以及高速注采渗流机理已经逐渐形成，但主要是建立在中高渗透率储层、埋藏较浅、构造比较完整的建库目标基础上，仍然遵循油气渗流基础理论与生储盖圈运保等基本规律，是中高渗透率油气藏开发理论的进一步应用与升华。到了20世纪70～80年代，欧美国家多类型储气库建设已经发展了高峰，进入了平稳发展阶段。

20世纪90年代以来，欧美主要发达国家储气库建设基本饱和，只有局部市场的发展，以及对已有储气库布局的补充完善，储气库建设的数量比较少，盐穴储气库由于其较高的采气能力和注采转换的灵活性得到了用户的青睐，成为稳定发展阶段的首选目标。国外盐穴储气库建库条件以盐丘厚盐层为主，水溶造腔机理比较简单，造腔模拟软件、稳定性评价方法也比较成熟[4-5]（图1）。

图1 世界储气库建设历程与规模图

从国外建库发展历程中可以看出，国外以构造相对简单、储层中高渗透性、盖层封闭性好以及以盐丘为主的厚盐层等建立的油气藏型和盐穴型储气库评价设计方法，有效指导了欧美发达国家百年储气库建设与高效运营[6]。但中国建库条件十分复杂，油气藏型储气库断块发育、储层中低渗且非均质性强[7]，盐穴型储气库为陆湖相、多夹层、低品位薄盐层。国外成熟建库理论与技术方法无法有效指导中国复杂地质条件储气库选址评价与方案设计，早期板桥储气库群建设缺少成熟方法与设计理念，运行20多年以来，无法达到设计方案水平[8]。建立适合中国复杂地质条件储气库选址、设计、工程建设、高效运行等理论方法与技术，是天然气大发展新形势下中国储气库高质量建设与高效运营的必然要求[9]。

2 中国储气库面临的重大科技问题

中国真正意义上的调峰储气库建设始于陕京管道建成通气后。随着西气东输、中缅管道、中俄东线以及海上通道陆续建成，中国天然气消费量快速增长，储气库建设与运行数量增加，天然气保供体系逐步完善（表1），但天然气储存能力与调峰能力仍难以满足市场需求[10]。同时中国地质条件复杂多变，储气库选址、设计、建设与运行面临一系列重大科技难题。

表1 中国已建及部分在建天然气地下储气库基础信息表

探索储气库的重大科技问题，首先从气田开发的技术问题入手。气田开发是把发现的天然形成的气藏通过实施气藏工程、钻井工程、地面工程、市场营销工程等一系列综合技术组合，把天然气经济有效、平稳安全地投放到市场。气田开发从上产、稳产、减产到停产等是一个长期缓慢的降压生产过程，一般根据储量大小与市场情况要经历十几年到几十年历程，遵循油气藏已经形成的渗流机理、产能计算公式等已有理论与方法。而储气库是利用地下储存空间短期高效建成的人工气田，主要功能是周期性地进行生产调节、应急保供、安全保障等。储气库这种高速注采、高低压交变的运行工况（图2），对建库目标的选址、设计、工程建设与安全运行提出了更高要求[11]，也决定了其地质评价、气藏工程设计、地面集输系统、风险管控技术等的特殊性，已有的理论、技术与方法无法有效指导储气库高质量快速发展。中国构造运动剧烈背景下形成的储气构造断裂发育，加之储气库高低压交变的运行工况，储气库构造的动态密封性是储气库选址评价的首要科技问题，其次是中低渗透率储层高速注采渗流机理问题，预测油气藏开发建立的达西渗流规律已经无法准确描述储气库产能，需建立高速非稳态渗流机理表征储气库产能方程[12]，这是储气库科学设计、高效注采的重大基础问题；大井眼、定向水平井工程设计是储气库高效注采的瓶颈技术，配套的井型、井筒等设计以及钻井、固井、完井配套技术尚需加强攻关，为储气库高效注采提供最优井通道[13]；储气地质体完整性监测技术，是一个地下、井筒、地面等全系统安全工程问题，地质力学形变、井筒材料腐蚀、地面装置泄漏等系统自动识别监测技术的建立，是储气库安全高效运营的根本保证。这些重大理论及科技问题是地下储气库特有问题，急需攻关研究，逐步形成储气库学科理论技术体系与主体技术系列，指导天然气大发展背景下储气库高质量快速建设，满足国家能源战略发展的需要。

图2 中国气田开发与储气库运行状态分析图

3 中国天然气地下储气库理论技术发展方向

大力发展与建设储气库是中国天然气大发展形势下的必然要求，也是天然气“产、供、储、销”产业链协同高效发展的重要保障。建立完善的储气库学科及配套的标准技术体系，是新时期储气库科研工作者面临的重大使命与责任。

3.1 储气库地质评价理论体系的建立与发展

储气库地质学与传统地质学研究的重点不同。储气库高低压循环注采工况决定了储气构造的动态密封性是储气库地质学研究的前提，储气空间的储气能力评估是重点，循环注采单井产能设计是关键。故储气库地质学研究的对象是储气地质体而非传统地质学研究的储气构造。“储气地质体是由储气构造和监测构造组成的地下三维空间内地层、构造、流体等的集合体”[14-15]（图3）。以储气地质体为研究对象的储气库地质学的技术内涵是储气库工况引起储气空间、密封性、渗流能力变化。储气空间减小可通过物理模拟获取孔隙度变化率，精确估算库容量大小；密封性能弱化可通过定量评价密封性弱化程度，优化储气库运行压力；渗流能力降低可通过物模确定渗透率降低程度，确定单井注采气能力。

图3 气藏储气库储气地质体结构组成示意图

动态密封理论是研究评价储气库高低压循环注采工况下，储气库封盖层与断层的毛细管力、抗张抗剪力与储气层的流体压力，地应力之间相互作用、互为约束的一种新型动力学，该理论揭示了储气库交变载荷状态引起密封能力变化规律，融合了岩石物理学、地质力学、流体力学等相关原理，解决了储气库选址、设计、运行、监测全生命周期的动力学问题。动态密封性评价技术包括：①储气地质体精细表征技术，落实地质体空间展布；②储气构造动态密封性评价技术，评估盖层、断层等密封要素的极限承压能力，合理优化上限压力；③储气构造动态密封性失效风险评价技术，评估盖层、断层等密封要素的密封失效风险，保障储气库安全运行。

3.2 储气库中低渗储层高效建库渗流机理与关键工程技术

与中高渗透率构造气藏建库目标相比，大型低渗透率岩性气藏建库受复杂岩性展布、储层非均质性、高速注采渗流—扩散速度、储气动边界扩展范围等多因素影响，采用传统整体建库方式成本高、单井产能低[16-17]。以中国长庆榆林气田大型低渗气藏（天然气地质储量达3 000×108m3）为例，针对低渗透率、超低渗透率岩性气藏建库面临的库容参数设计难、工作气量比例低、单井产能低、经济性差等难题，通过储气甜点区建库设计、井型与井网优化、释放储层产能的钻完井新工艺、保持盖层与井筒完整性的储层改造等关键技术[18]的攻关研究，创建了以局部甜点区为核心的泛连通动边界库容控制理论，揭示了保持盖层与井筒完整性的储层微压裂改造裂缝扩展机理，科学指导建库模式和动边界条件下库容参数优化设计，大幅提高单井产能，降低建库成本，基本形成了低渗透率、超低岩性气藏建库地质—工程专业技术系列，开辟了低渗透率在产大气田建库新领域。

3.3 储气库高压大流量注采地面工程关键技术与装置

与气田开发相比，储气库的地面工程面临诸多挑战：①储气库一周期“采空”一个气田，这种高低压频繁注采、大吞大吐运行工况，使得地面大规模处理装置核心装备面临挑战；②储气库多周期循环注采，油气水流体组成多样、气质组分多变、部分储气库酸性气体分压高腐蚀性强等，使得地面处理工艺复杂，对管道防腐技术要求提高[19]；③储气库埋藏较深、地层压力偏高，地面高压离心压缩机需要适应储气库运行工况，高压大功率压缩机需升级，压缩机制造技术尚需攻关。

上述地面工程关键技术与装备的不断攻关与改造升级，逐步实现地面工程关键技术与装备国产化，形成适合中国复杂地质条件地面工程技术系列，是中国储气库复杂地质特点下储气库高效运行的重要保障（图4）。

图4 大型储气库地面配套装置工作流程示意图

3.4 储气库地层—井筒—地面“三位一体”实时监测预警关键技术

中国储气库建库目标多构造破碎、埋藏深、非均质性强，加上储气库高低压频繁注采转换运行工况，储存的天然气存在着通过断层向相邻断块或通过高渗透性储层向储气范围之外的水域气窜的地质风险，存在着储气库井因螺纹接头密封失效、固井质量差等导致的环空带压的风险，存在着地面管道节流阀前后管道因土壤冻胀抬升导致法兰断裂失效及其振动导致复合管内衬塌陷的风险[20]。以上地质—井工程—地面的安全风险给储气库安全运行与实时监测带来巨大挑战[21]。为此，急需建立储气库地层—井筒—地面“三位一体”实时监测预警系统。

地下地质体动态密封性实时监测可利用微地震岩石形变信号识别与定位技术，结合监测井动态资料实现盖层变形、断层滑移、流体渗漏等风险实时监测预警[22]。井筒监测可通过井筒泄漏检测系列工具，利用井筒安全评价技术，确保井筒完整性受控。地面可通过对压缩机、管道、处理系统等检测与评估技术，实现地面设施的安全可控，据此形成的储气库地层—井筒—地面“三位一体”风险管控技术体系与实时预警技术，可保障储气库高质量建设与安全有效运行（图5）。

图5 储气库地层—井筒—地面“三位一体”监测预警示意图

3.5 储气库数字化建设与智能化运行关键技术

中石油搭建了储气库信息管理平台，可实现对已建储气库动静态数据的存储、管理及应用，但数据录入尚不完整，总体来看，中国储气库业务的数字化、信息化、智能化尚处于起步阶段，库址资源、监测数据、市场需求、管网能力基础数据库尚未搭建，全系统数字化模拟、多方联动优化运行、安全预警等系统平台仍处于空白[23]。为此，构建以一体化模拟为核心的数字化、智能化应用平台，实现实时模拟计算、在线风险预警与决策支持同步衔接，可为未来实现储气库智能化调峰、数字化运营、一体化管控奠定基础（图6）。

图6 储气库数字化建设与智能化运行平台顶层设计示意图

4 结论与建议

中国储气库规模建设历经20余年，取得了令人瞩目的成绩，建成了28座储气库，调峰能力超过150×108m3，在调峰保供与应急保障中发挥了关键作用。随着国家“双碳”战略的实施和风、光等新能源技术的发展，非化石能源在国家一次能源中的占比将持续增长，天然气需求在2040年将达到顶峰6 500×108m3左右，天然气清洁、响应快、能量密度高、可以转化为优质热能与清洁电力，具有灵活的调峰性能，天然气与新能源具有良好的互补性，均对天然气储存与调峰提出了更高要求，储气库在中国天然气“产、供、储、销”产业链中“稳定器”和“调节器”作用更加突出。

“十四五”期间随着中国储气库新类型不断拓展、储气地质体复杂多样、储气库功能灵活多变，开展储气库基础理论与关键技术持续攻关，是解决中国复杂地质条件储气库高质量快速发展，保障中国天然气供应安全的有效措施。结论与建议如下：

1）储气库动态密封理论体系是复杂地质条件选址与评价的基础，是高速注采运行工况下安全监测的重要依据，建议继续加强地质力学、岩石力学、渗流力学相结合的储气库动力学机制研究。

2）中国气藏型储气库大多数为中低渗气藏，储气库高速注采工况给多相流体渗流规律认识带来了难题，建议持续开展中低渗储层高速注采条件下多轮相渗滞后机理攻关，提高储气空间动用效率。

3）中国储气能力不断扩大，储气库功能多样化，对地面的处理能力、注采转换频率提出了更高要求，建议加快研制高压大功率离心式压缩机和大流量、宽工况、多频次快启停、节能降耗的大型化地面处理装备。

4）复杂地质条件储气库风险点多面广，针对储气地质体的动态密封性、高速注采井筒的完整性、高压大流量地面处理装置的安全性，建议不断加强以微地震监测为主的“三位一体”实时预警关键技术攻关。

5）储气库数字化转型、智能化发展是新形势下的必然要求，建议加快建立储气库地质体、井筒和地面系统一体化数字孪生体，通过数字化进行动态仿真模拟，实现对储气库全生命周期智能管控。