不同類型復雜地下儲氣庫建庫難點與攻關方向

丁國生 王 云 完顏祺琪 王皆明 胥洪成 李 康 夏 焱 李麗鋒 曾德軍 劉主宸

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油集團油氣地下儲庫工程重點實驗室 3.中國石油集團工程技術研究院4.中國石油集團工程材料研究院有限公司 5.中國石油儲氣庫公司 6.中國石油規劃總院

0 引言

地下儲氣庫是保障國家天然氣安全供應的重大基礎設施。經過20 余年發展，中國儲氣庫業務取得長足進步，為保障天然氣安全供應發揮了重要作用。但隨著國民經濟快速發展，我國天然氣消費量快速增長，安全保供仍面臨巨大壓力。自2018年起中國相繼出臺多項政策法規，大力推進儲氣庫建設；從中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中石油）、中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中石化）到國家石油天然氣管網集團有限公司（以下簡稱國家管網）再到各級地方政府，都在全力推進儲氣庫建設。儲氣庫迎來一個快速發展黃金期，為中石油等供氣企業提供了千載難逢的機遇。

國外氣藏型儲氣庫主要建在構造穩定背景下的海相沉積盆地，具有構造簡單（以簡單背斜為主）、儲氣地質體密封性好，埋藏較淺（小于1 500 m）、建庫成本低，儲層中高滲透、非均質性較弱等特點。中國氣藏型儲氣庫構造破碎、斷裂系統發育，儲氣層埋藏深，溫度和壓力高，儲層非均質強，氣水分布規律復雜[1-3]。為了推進中國儲氣庫業務高質量發展，有效應對天然氣安全保供壓力，筆者以美國為代表總結了國外儲氣庫運行與關鍵技術現狀，梳理了國內儲氣庫建設歷程，凝練了我國在常規氣藏庫容設計、井筒質量控制、大排量注采設計、地面處理工藝與裝備、風險識別監測以及鹽穴造腔等方面形成的特色理論技術[4-9]。針對未來中國庫址資源逐漸向劣質化、復雜化、多樣化轉變這一難題，根據庫址地質特征總結提煉了中國儲氣庫面臨的理論技術難點；結合儲氣庫發展規劃，明確未來儲氣庫亟需解決的重大科學問題和關鍵技術，提出未來的發展方向[5]。

1 國內外儲氣庫建設現狀

1.1 國外儲氣庫建設現狀

全球地下儲氣庫建設始于1915年，目前已建成地下儲氣庫超過700 座，總儲氣能力超過4 100×108m3，主要包括氣藏型、油藏型、鹽穴型和水層型4 大類型，其中氣藏型儲氣庫占比最高，占75%，鹽穴型儲氣庫和水層儲氣庫次之，油藏型儲氣庫占比最低，占5%。經過百余年的發展，國外儲氣庫建庫與運行技術得到不斷發展、豐富和完善。

美國是世界上建設運行儲氣庫最多的國家，擁有近400 座儲氣庫，占全球儲氣庫數量的60%左右。美國從1916—1960年，逐步建成第一座氣藏型儲氣庫（Zoar）、油藏型儲氣庫（Fink-Kennedy）、水層型儲氣庫（Doe Run Upper）和鹽穴型儲氣庫（Marysvill），其儲氣庫建庫技術發展經歷了以下4 個階段：①20世紀30年代之前為啟動期，重點自主探索氣藏型儲氣庫建庫技術。②20世紀40年代進入技術起步期，氣藏型儲氣庫建庫技術不斷發展，逐步形成油藏型和水層型儲氣庫建庫技術。③20世紀60～90年代為成熟期，各類淺層儲氣庫建庫技術基本成熟并向深層擴展；儲氣庫建設全面加速，形成儲氣能力近800×108m3。④20世紀90年代開始進入拓展期，在引入三維模擬等技術的基礎上，實現多學科交叉創新，大幅提升建庫效益，2010年儲氣能力突破1 000×108m3；同時，儲氣庫的信息化、數字化水平不斷提升，運營效益不斷提高，新功能也不斷拓展。

總體來講，經過上百年發展，國外儲氣庫建庫主體技術成熟、裝備配套、標準完善，并逐步擴展了儲氣庫的功能。具體來講，國外中淺層、中高滲透率氣藏建庫技術成熟，建設投運了大量氣藏型儲氣庫；油藏建庫技術基本成熟，主要集中在利用天然能量和氣驅開發的油藏；以大口徑（133/8in 生產套管，1 in = 25.4 mm，下同）為主的大井眼鹽穴建庫技術成熟，直井單腔聲吶探測技術及設備成熟先進；淺層（埋深小于1 500 m）、高滲透率（大于500 mD）、構造完整的圈閉水層建庫技術成熟。在完整性評價方面，建立完備的全生命周期儲氣庫完整性監檢測及評價體系，尤其在地質體與井筒完整性監檢測裝備領域處于領先地位。在地面處理工藝方面，大型離心式壓縮機和往復式壓縮機靈活應用；雙向計量、大口徑閥門、大規模分離器、高效吸附大規模脫水處理工藝應用成熟，單套裝置規模大于2 500×104m3/d。同時，國外儲氣庫建立了成熟的“市場＋管道＋儲氣庫協同”運行模式，數字化、信息化與智能調峰基礎上的儲氣“期貨＋現貨”產品豐富，并逐步拓展CO2埋存、儲氫、儲能等新功能，極大滿足了各類儲氣調峰用戶的需要。

1.2 中國儲氣庫建設現狀

1.2.1 建設進展

中國儲氣庫建設發展經歷了模仿借鑒、探索實踐、創新突破3 個階段：①20世紀90年代開始在環渤海地區開展選址探索，在借鑒美國等國外經驗的基礎上，設計建成第一座真正意義上的儲氣庫——大張坨儲氣庫，此階段為模仿借鑒階段；②進入21世紀，中國天然氣產量迅速增長，多條重大管道工程不斷開工建設并投入運行，儲氣能力建設需求隨之快速增長；經過儲氣庫建設者不斷攻關，中國儲氣庫選址、設計與建設等配套技術基本成熟，設計、建成板中北、京58 氣藏型儲氣庫和金壇鹽穴型儲氣庫，進入探索實踐階段；③從2010年開始，中國儲氣庫突破國外建庫模式，通過大膽創新、科學論證，在選址、設計與建設技術方面取得重大突破，設計建成蘇橋、陜224、相國寺等世界范圍內難度極大的儲氣庫，正式進入創新發展階段。

截至2022年底，中國已建成儲氣庫（群）24 座，設計總庫容量603.0×108m3，總工作氣量274.6×108m3，總注氣能力1.7×108m3/d，總采氣能力2.9×108m3/d，2022年底形成儲氣能力192.0×108m3，占全國天然氣消費量的5.2%，其中中石油實現儲氣能力159.0×108m3，占全國儲氣能力的82.8%，占天然氣消費量的4.3%，最大日調峰氣量達2.2×108m3，大幅提升了天然氣供需平衡、調配和保障能力，在調峰保供和安全供應方面發揮了不可替代的應急保障作用，成為防范與化解天然氣供應風險的“壓艙石”。

1.2.2 建設需求

國內天然氣消費量快速增長，2022年中國天然氣消費量3 646×108m3、國內產氣量2 178×108m3，對外依存度達到40.3%，國內儲氣庫儲氣能力嚴重不足，與國外差距巨大。國家明確要求供氣企業要擁有不低于其合同年銷售量10%的儲氣能力，城鎮燃氣企業要形成不低于其年用氣量5%的儲氣能力，縣級以上地方政府至少形成不低于保障本行政區域3 天日均需求量的儲氣能力。2021年9月，國家能源局發布《全國儲氣能力建設實施方案》（國能發油氣[2021]44 號），要求2025年全國集約儲氣能力達(550～600)×108m3，占全國天然氣表觀消費量的12.7%～13.9%，達到國際平均水平，基本補齊儲氣短板；2030年達到(600～700)×108m3，2035年達到(700～800)×108m3。根據國家發展和改革委員會、能源局對儲氣能力建設的要求，中石油部署東北、華北、西北、西南、中西部、中東部等6 大儲氣中心，遠期規劃儲氣能力超過600×108m3，制定“十四五”和“十五五”儲氣庫發展規劃，規劃新建35 座、評價20 座儲氣庫。根據規劃，到2025年、2030年需在2020年儲氣能力56×108m3的基礎上分別新增權益儲氣能力112×108m3、204×108m3，“十四五”儲氣能力新增量相當于過去20年的總和，建庫任務十分艱巨，亟待加強儲氣能力建設。

2 中國儲氣庫建設運行重大理論技術進展

儲氣庫建設與運行涉及氣藏地質、鉆井、注采、地面以及完整性管理等多個專業領域，部分常規氣田開發的共性技術可借鑒利用。儲氣庫注采速度是常規氣田的20～30 倍，需滿足“強注強采”等特殊工況。經過20 余年持續攻關，中國在氣藏型儲氣庫和厚鹽層鹽穴型儲氣庫等領域取得突破，在庫容設計、井筒質量控制、大排量注采設計、地面處理工藝與裝備、風險識別監測以及鹽穴造腔等方面形成了特色技術，支撐了“十三五”期間儲氣庫大規模建設，助推了中國儲氣能力跨越式發展。

2.1 地質氣藏工程

創建了儲氣地質體蓋層動態密封理論和氣藏型儲氣庫設計方法[1,10-16]。儲氣庫交替注采運行，儲氣地質體密封評價是建庫基礎，庫容參數設計是建庫核心。揭示了蓋層密封弱化機理，建立了蓋層動態密封弱化量化指標；通過控制注采壓力及差異應變，實現儲氣庫密封性的動態控制。揭示了高速注采“多輪相滲滯后、分區差異動用”滲流特征（圖1）；如圖1所示，隨著多周期注采運行，水相、氣相滲透率逐漸由紅色向藍色移動，出現滯后現象，導致儲層中不可動水和殘余氣增加；建立了適用于注采滲流能力、流體性質周期變化的注采井產能模型，創建了有限時率高速不穩定流注采井網設計新模式，形成了氣藏型儲氣庫設計技術體系。建立了儲氣庫庫址評價篩選指標體系及評價標準，研發了儲氣庫庫址篩選軟件平臺，實現建庫目標的定量化評價與智能化篩選。

圖1 呼圖壁儲氣庫多輪注采儲層相對滲透率滯后曲線圖

2.2 鉆井工程

形成復雜地質條件鉆完井技術[17-19]。優化井身結構，創建了超低壓地層防漏堵漏和防裂隙固井技術，形成適應復雜地質條件的鉆井防漏及儲層保護技術。在役儲氣庫多為枯竭氣藏儲氣庫，建庫期儲層壓力系數低，最低達0.08，鉆井過程漏失嚴重。交替注采過程中，固井水泥環承受交變載荷，易產生微裂隙，影響井筒完整性。研發了超低壓地層鉆井膨脹—交聯堵漏材料和韌性水泥漿體系，形成了配套防漏堵漏和高效固井技術，解決了鉆井漏失和固井質量不達標的問題。

2.3 注采工程

創建了“強注強采”條件下注采優化設計技術。注采井需實現“大吞大吐”以滿足應急調峰需求，注采管柱承受交變載荷，對管柱密封性和耐沖蝕性能提出更高要求。建立了“接頭壓縮效率”等氣密封螺紋接頭分級選用指標體系，創新形成了“強度＋密封”注采管柱優化設計方法和選用標準，創建了多因素臨界沖蝕流量計算新方法（圖2）[20]，解決了交變注采工況下管柱設計的難題。如圖2所示，建立不同材質、不同工況下臨界沖蝕系數（C）取值圖版，參照現場注采條件，優選臨界沖蝕系數，科學計算臨界沖蝕流量。

圖2 SM80S 油管臨界沖蝕系數取值圖版

2.4 地面工程

建立了成熟配套的地面處理工藝。注氣壓縮機是儲氣庫地面核心裝備，是儲氣庫的心臟?！笆濉眱鈳炜焖俳ㄔO期間，往復式壓縮機依賴進口，成本高、供貨周期長[21]。通過專項攻關，實現了氣閥、活塞環等核心部件國產化，研制了國內最大功率高壓高轉速往復式壓縮機組，形成了大流量烴水露點控制技術，大幅降低地面工程建設投資，有效支撐了儲氣庫高效建設。

2.5 完整性管理

建立了地質體和井筒完整性監測與評價技術。完整性監測與管理是儲氣庫安全運行最直接、最可靠的手段。引進微地震監測系統，構建了微地震與監測井網協同的四維監測系統（圖3），實現地質體動態監測[22]；研發油套管氣密封檢測和井筒泄漏檢測裝備，形成基于故障樹理論的注采井泄漏定量風險評估技術，實現井筒完整性定量評估。

圖3 微地震與監測井網協同的四維監測系統示意圖

2.6 鹽穴儲氣庫造腔工程

建立了直井單腔（7 in 生產套管）造腔配套工藝。鹽穴儲氣庫與氣藏儲氣庫建設存在本質區別，主要難點在于高效造腔。形成基于神經網絡的多場耦合水溶速率預測方法（圖4），建立了直井單腔造腔模擬技術，配套反循環造腔和氮氣阻溶的鹽腔形態控制技術，建立多夾層垮塌控制與腔體形態控制方法，形成了直井單腔造腔技術體系，支撐金壇鹽穴型儲氣庫高效建設。

圖4 基于神經網絡的多場耦合水溶速率預測模型圖

3 中國儲氣庫面臨的難點與攻關方向

3.1 面臨的難點

進入“十四五”，中國儲氣庫庫址資源逐漸向復雜化、劣質化轉變。中石油規劃新建的儲氣庫地質條件更加復雜（油藏占30.47%、含硫氣藏占12.96%、大型低滲透氣藏占18.31%、復雜鹽層占18.47%，常規氣藏僅占19.79%），以常規氣藏為主的建庫技術無法滿足新增儲氣能力建設的需要（圖5）。中石化規劃新建儲氣庫的庫址資源地質條件亦更加復雜、建庫難度加大，其中油氣藏建庫多為復雜斷塊強非均質性枯竭氣藏、裂縫—孔隙型碳酸鹽巖潛山油藏及凝析氣藏協同建庫資源，鹽穴儲氣庫多為深層—多夾層鹽穴溶腔和復雜條件下鹽穴老腔改建儲氣庫資源。

圖5 2021—2030年中石油各類新建、擬建儲氣庫儲氣能力占比統計圖

3.1.1 在役氣藏型儲氣庫擴容緩慢、難度大，庫容利用率低

由于地質條件復雜、設計方法及運行經驗等原因，中國儲氣庫投產運行多年，部分在役庫仍未達到設計工作氣量，且目前已到擴容后期，擴容難度大；部分在役庫庫容利用率低（圖6）。以中石油板876 儲氣庫為代表的邊底水砂巖氣藏儲氣庫，受水侵影響，水鎖氣多、砂體控制差，庫容動用程度低。以中石油蘇4 儲氣庫為代表的邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏儲氣庫，流體分布復雜，強注強采導致氣水界面劇烈震蕩，庫容形成難度大、利用率低。中石化文96儲氣庫自2012年投產以來，工作氣量仍不足設計的70%，存在較大提升潛力。同時，中國現有調峰運行立足于單庫優化，缺乏庫群聯動協同。

圖6 中石油在役儲氣庫（群）庫存氣量及動用程度分析圖

3.1.2 油藏、低滲透氣藏、復雜連通老腔等新類型建庫技術處于探索階段

未來，建庫目標逐漸轉向油藏、低滲透氣藏、復雜連通老腔甚至水層、礦坑等新領域，新類型儲氣庫建庫技術基本處于探索階段。中國油藏多采用注水開發，多為高含水油藏，油氣水分布復雜，氣驅空間動用和次生氣頂形成控制難度大、達容周期長[23-26]。大型低滲透氣藏建庫在世界上尚無先例，采用傳統氣藏整體建庫模式，墊底氣成本高，氣體逸散風險高。復雜連通老腔改建儲氣庫世界罕見，老腔“一腔多眼”密封性差、穩定性評價難、空間利用率低，高效利用腔體空間是世界難題。水層及礦坑型儲氣庫選址評價缺乏標準、難度大，建庫理論技術國內暫無可借鑒經驗。例如，中石化永21 儲氣庫是中國第一座水淹氣藏改建儲氣庫，目前國內外尚無經驗可借鑒，強邊底水導致排水擴容難度大、達容周期長、上限壓力確定難度大。

3.1.3 提高單井產能和老井處置關鍵技術與工具仍不配套

受現有鉆采工程技術的局限，中國部分儲氣庫地層產能未能充分發揮。中國石油遼河油田公司等儲氣庫產能超過200×104m3/d，但現有井眼尺寸條件僅能下入41/2in 注采管柱，其配產能力限制了儲氣庫產能充分發揮；中國石油長慶油田公司低滲透氣藏的單井產能不足30×104m3/d，自然產能低，無法實現效益建庫。此外，油藏建庫庫區內有大量復雜老井，部分老井處理難度大。若無法對老井進行有效處理，將直接影響油藏建庫的可行性。

3.1.4 地面處理工藝無法滿足快速靈活、節能高效的要求

隨著天然氣業務快速發展，儲氣庫由單庫向庫群集約化發展?，F有地面處理工藝與裝備無法適應大流量寬工況、多頻次快啟停以及節能降耗的需要。在大規模注氣條件下，離心式壓縮機排量大，在庫群應用優勢明顯，但離心式壓縮機組、大口徑強制密封球閥、大型高效分離裝置等關鍵地面核心裝備仍依賴進口。地面工藝系統中涵蓋壓縮、膨脹、加熱、冷卻、換熱等多種能量變化環節，系統耗能高。

3.1.5 風險預警與安全管控能力未滿足要求

隨著多周期運行，儲氣庫安全風險愈發突顯，現有技術手段相對單一，管控體系尚未建立。目前儲氣庫監測以井點為主，無法實現以地質體為核心的立體空間監測，且微地震監測系統、套管—固井水泥環質量一體化檢測系統/設備、地面注采設施泄漏監測系統/設備等關鍵設備均依賴進口；尤其是微地震監測系統數據處理解釋依賴國外公司，解釋周期長達3 個月，無法實現實時監測。

3.1.6 數字化轉型基礎薄弱，升級難度大

根據國外經驗，數字化儲氣庫可降低事故發生率、降低運維成本、提升儲氣能力利用率。中國數字化儲氣庫建設尚處于起步階段，僅實現了注采氣量、溫度、壓力等常規生產動態數據采集與傳輸。儲氣庫作為系統工程，涉及數據類型多，信息采集難，現有數據分散在不同專業系統中，無法有效整合共享。儲氣庫數字孿生技術尚未建立，全系統數字化模擬、庫群優化智能注采等軟件平臺仍處于空白。儲氣庫數字化轉型任重而道遠。

3.2 亟需破解的5 大科學問題

“十四五”期間，面對新建的建庫目標與類型，理論創新是破解儲氣庫建設與運行難題的核心，中國儲氣庫高質量建庫與運行亟需加大攻關力度，破解5大科學問題，揭示建庫核心理論認識。

3.2.1 超壓背景下儲氣地質體密封性弱化動力學機制

提高上限壓力、增大運行區間是儲氣庫擴容達產的有效的手段；但在斷層交變載荷滑移變形與臨界失穩機理認識不清的情況下，提壓缺乏科學依據，超壓背景下儲氣地質體密封性弱化動力學機制是關鍵卡點。建議開展專項攻關研究，明確高速注采交變載荷下地應力場變化與斷層密封能力周期變化規律，揭示儲氣地質體斷層局部滑移變形與氣體臨界泄漏耦合機理，確定斷層密封失效臨界條件；揭示超壓背景下儲氣地質體斷層密封性弱化的動力學機制，建立斷層極限承壓能力預測理論模型，創建地質體密封能力評價數學模型和指標體系，為儲氣庫提壓運行提供理論基礎。

3.2.2 高含水油藏建庫儲氣空間擴展與注排控制理論

高含水油藏油氣水分布復雜，氣驅空間動用和次生氣頂形成控制難度大、缺乏理論基礎，油藏儲氣空間的擴展與注排控制理論是關鍵卡點。建議開展實驗裝置研發與實驗研究，建立氣液（油、水）交互驅滲流特征實驗方法，模擬注采全過程油氣體系相態行為特征，揭示油藏建庫注采多組分相間傳質和高速注采、油氣復雜相態影響下庫容形成機理，形成高含水油藏建庫儲氣空間擴展與注排控制理論，為油藏儲氣庫庫容優化設計奠定理論基礎。

3.2.3 強制對流溶蝕—擴散流固耦合機理

中國規劃建設鹽穴儲氣庫（國家管網的淮安、平頂、云應等以及中石油的葉縣等）普遍具有多夾層、薄鹽層等特點，水平井、對接井造腔是主要技術方向，但強制對流溶蝕—擴散流固耦合機理是限制高效造腔的關鍵卡點。建議開展攻關，揭示重力分異、強制對流雙重作用下水平井等不同造腔工藝鹵水濃度場、速度場分布規律，建立鹽巖壁面—動邊界流場—腔內鹵水運動三維定量耦合數學模型；揭示不溶物殘渣軟化崩解—膨脹掉落—堆積壓實全過程的空隙空間變化機理，為水平井、定向井造腔設計以及鹽穴老腔殘渣空間利用提供理論依據。

3.2.4 大尺寸井井壁失穩力學—化學耦合機理

擴大井眼直徑、增加泄流面積是充分發揮儲層產能的重要途徑，大尺寸井井壁失穩力學—化學耦合機理是限制現場高效鉆井的關鍵卡點。建議開展研究，明確近井巖石水化、力學性質變化規律與鉆井液物理化學性能的相互影響規律，揭示大尺寸井井壁失穩力學—化學耦合機理，建立大尺寸井眼多場耦合條件下井壁穩定性預測模型，形成大尺寸井周“地應力場—化學勢場—溫度、壓力場”的多場耦合模擬技術，為高效鉆井提供理論支撐。

3.2.5 長周期注采儲氣庫完整性失效機理與災害演化機理

安全運行是儲氣庫管理的首要問題，長周期注采運行將導致地質體、井筒和地面設施存在失效風險，造成安全隱患。長周期注采儲氣庫完整性失效機理與災害演化機理是安全運行的理論基礎。建議開展重點攻關，明確儲氣地質體密封性失效微地震誘發、長周期注采交變工況井屏障累積損傷失效和注采轉換過程地面設施完整性失效規律，揭示長周期注采儲氣庫完整性失效機理與災害演化機理，為儲氣庫長期安全高效運行提供理論基礎。

3.3 亟需解決的6 大關鍵技術

理念與技術創新是破解儲氣庫建設與運行難題的關鍵，中國儲氣庫效益建設與高質量發展亟需解決6 大關鍵技術，形成技術體系，研發系列工具，提升自主創新能力，實現科技自立自強。

3.3.1 提高庫容動用率技術系列

在役庫地面工程成熟配套，提高庫容動用率是在役庫擴容挖潛最經濟有效的手段。①動靜態評價。開展多輪氣液互驅儲氣空間變化及其分布定量表征和高速非穩態流下氣井注采雙向井控診斷與評價攻關，形成儲氣空間動靜態評價與立體挖潛動用技術。②排液擴容協同優化。攻關油環/水體立體井網、排液速度、臨界排液量等關鍵指標設計方法，開展基于全系統物質平衡方程油環—水體擴容潛力評價預測研究，形成氣頂與油環/水體排液擴容協同優化技術。③提壓運行?？茖W合理提壓運行是提高庫容動用效率的有效手段。國外多數儲氣庫實現提壓運行，上限運行壓力多介于1.1～1.4 倍靜水柱壓力（圖7）[27]；國內儲氣庫上限運行壓力均不高于原始地層壓力。應建立儲氣庫上限壓力優化設計方法，優化儲氣庫運行壓力區間，充分發揮儲氣庫調峰能力。④多庫群協同優化。多庫群協同優化是提高庫群整體動用率的有效手段。建立全生命周期井—井組—庫—庫群協同優化配產配注數學模型，實現庫群間多庫聯動協同配產配注，提高庫群整體動用效率，充分發揮庫群調峰能力。

圖7 國外儲氣庫上限運行壓力與靜水柱壓力比例統計圖

3.3.2 油藏、低滲透氣藏、復雜連通老腔與薄鹽層、水層等新類型儲氣庫建庫技術體系

油藏、低滲透氣藏、復雜連通老腔、水層是未來新增儲氣能力的重點目標：①油藏建庫，開展高含水油藏次生氣頂形成和儲氣空間動用效率量化評價研究，形成考慮氣液交互滾動排驅儲氣空間動用效率預測和油氣相態變化條件下有效庫容參數設計方法，創建油藏建庫參數設計與次生氣頂形成控制技術（圖8），形成油藏提高采收率協調建庫模式；②復雜連通老腔改造與薄鹽層建庫，開展復雜連通老腔三維形態模擬預測與反演評價、不同形態下老腔注氣排鹵工藝優化設計研究，形成小間距不規則老腔群運行方式與注采速率優化設計方法，建立復雜連通老腔改造技術。開展強制對流效應定向對接井、水平井鹵水濃度場、速度場分布預測研究，建立多井型造腔模擬預測與腔體形態控制方法，形成薄鹽層、多夾層鹽穴儲氣庫建庫技術；③低滲透氣藏建庫，建立多井型三維滲流多壓力場疊加產能預測模型，形成以局部高滲透區空間利用為核心的庫容參數設計方法，控制建庫區氣體外溢，實現大型低滲透氣藏“三區帶”有效建庫；④水層建庫，建立建庫選址評價方法和標準，形成復雜非均質水層建庫增壓能力評價、注氣驅替效率評價與儲氣空間預測、不同增壓能力庫容參數預測技術，探索水層建庫技術。

圖8 油藏建庫庫容形成過程示意圖

通過對“十三五”技術進行完善，攻關新類型建庫技術，建立油藏、低滲透氣藏、復雜連通老腔與薄鹽層、水層等儲氣庫建庫技術體系，開拓建庫新領域。

3.3.3 提高單井產能和老井處置關鍵技術

增大泄流面積和改善儲層滲流條件是提高單井注采能力的有效手段，在產油田老井安全有效處置關乎油藏建庫可行性：①大尺寸水平井鉆井，建立大尺寸井井壁失穩預測與控制、井眼清潔監測與巖屑床預防、窄間隙管柱安全下入方法，配套形成大尺寸水平井高效鉆完井技術，充分發揮儲層自然產能；②保持地質體完整性的儲層改造，建立考慮了氣水兩相的壓裂水力裂縫擴展預測與控制方法，形成基于循環注采裂縫形態演變的壓后評價技術，實現保持地質體完整性的儲層改造，支撐低滲透氣藏高效建庫；③復雜老井處理，研發雙層管柱壁厚檢測、管外開窗以及高精度老井隨鉆控向重入等疑難老井處置系列工具與產品，實現在產油田老井高效處置，為油藏建庫奠定可行性基礎。

3.3.4 地面處理關鍵裝備

地面處理能力是影響儲氣庫調峰能力的關鍵因素。注氣周期內，長輸管道來氣需通過壓縮機增壓才能注入儲氣庫；采氣周期內，采出氣需通過脫水、脫烴才能進入輸氣管道。亟需解決的關鍵技術如下：①離心式壓縮機組，優化離心式壓縮機組轉子和定子結構，形成全新智能化運行切換和控制技術，解決壓縮機變工況高壓氣體激振狀態下運行可靠性及穩定性難題；②地面關鍵控制裝置，攻關高壓雙向調節閥、高壓大型高效分離器、高壓大口徑強制密封球閥及雙向流量計制造技術，實現關鍵裝備國產化；③余熱利用裝置，創建從壓縮、膨脹、加熱、冷卻、換熱地面工藝環節全系統能量環節的節能降耗調節控制方法，研制注氣余熱回收利用裝置，形成地面節能降耗工藝。通過關鍵裝備國產化，提升裝備制造水平，打破國外壟斷，提升關鍵裝備自給率。

3.3.5 風險管控技術體系

風險管控為儲氣庫安全運行保駕護航，亟需在現有風險管控體系的基礎上提高風險識別、預警與安全管控能力：①一體化風險量化評價，攻關多因素耦合條件下儲氣地質體完整性失效、井筒泄漏與井屏障組件性能退化評價技術，建立 “地質體—井筒”一體化系統風險量化指標體系，創建儲氣庫“地質體—井筒—地面”一體化完整性管理體系；②微地震監測，突破微地震監測系統的高溫高壓高靈敏度三分量檢波器芯體制造技術，攻關大陣列帶道采集及實時預警技術，實現微地震監測系統及處理軟件國產化；③井筒完整性檢測/監測，攻關大井眼、寬壁厚套管超聲測距波場表征技術，研制套管—固井水泥環質量一體化檢測系統，實現井筒完整性精確檢測與監測。

3.3.6 儲氣庫數字化與智能生產決策平臺

數字化、智能化是儲氣庫發展趨勢，以數字孿生為基礎的儲氣庫智能生產決策平臺是核心載體。①數字孿生模擬，構建“地質氣藏—井筒—地面”一體化數字孿生模型，建立基于地質體—井筒—地面數據耦合、自動分析、配產配注流程化及自動優化技術；②智能決策平臺，圍繞儲氣庫“地質體完整性、井筒完整性、地面完整性”三大領域，推進“井筒動態智能診斷、生產管網智能分析、智能配產配注、安全管控”工作流建設，構建以全面感知、自動操控、趨勢預測、智能優化、協同運營為特征的智能化決策平臺，大幅提高儲氣庫數字化水平，大幅提升實時運行及優化效率，大幅降低運行成本。

總體來講，“十四五”期間，中國的地下儲氣庫應重點做好以下技術攻關：①攻關氣藏儲氣庫運行優化和復雜低滲透氣藏建庫技術，提升儲氣庫運行效益，完善復雜地質條件氣藏型儲氣庫理論技術體系；②攻關高雜質鹽層造腔和連通老腔利用技術，創建復雜鹽層空間高效利用技術體系；③攻關油藏建庫評價、設計與建設技術系列，自主創新形成高含水油藏建庫理論技術體系；④攻關關鍵核心裝備國產化，打破國外壟斷，提升自給率；⑤攻關數字孿生技術，研發中國儲氣庫智慧化綜合管理平臺，積極推動儲氣庫數字化轉，提升儲氣庫管理水平與運行效益。

4 結論與建議

1）國外儲氣庫建庫主體技術成熟、裝備配套，并逐步擴展儲氣庫功能；經過持續攻關，中國儲氣庫建庫技術取得長足發展，在氣藏選址評價、建庫技術方面已達到國際領先水平。

2）未來中國儲氣庫建庫條件日益復雜，類型更趨多樣，建設與運行仍面臨在役庫提高庫容利用率難度大、油藏等新類型儲氣庫建庫手段缺乏、關鍵裝備依賴進口等6 大挑戰，亟待攻關提壓運行、庫群協同優化、油藏等新類型儲氣庫建庫、大尺寸鉆井、保持地質體完整性儲層改造、地面處理與風險管控關鍵裝備國產化及數字化智能決策等關鍵核心技術。

3）建議重點升級氣藏儲氣庫運行優化技術，創新油藏、鹽穴復雜連通老腔建庫技術，探索水層、礦坑建庫選址與評價技術，形成不同類型儲氣庫建庫評價方法和指標體系，推動公司儲氣庫數字化轉型，支撐儲氣庫高效建設與運行。