中国地下储气库建设的发展现状及展望

刘建勋，刘岩

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.大庆油田第一采油厂，黑龙江 大庆 163318)

21世纪以来，我国的天然气工业发展突飞猛进，加之近年来推行的“煤改气”政策，导致国家天然气供暖季的调峰供气形势严峻[1]。我国天然气行业的生产、集输、消费环节在正常情况下运营尚可，但在突发情况下的应急能力不足，鉴于2017年爆发的冬季气荒可以看出，国家天然气的基础投资建设存在明显不足[2]。有效缓解国内天然气使用高峰的压力，实现供暖季的安全平稳供气迫在眉睫。

储气库由于其建设周期短、投资小等特性，一直被当作重要的调峰方式之一[3]。迄今为止，全球共建有地下储气库715座，主要分布于美国等发达国家，供气量可占年消费总量的13%～27%[4]。中国的天然气的对外依存度高，储气库工作气量相对发达国家低得多，且储气调峰系统的建立较晚，在储气库基础建设、市场运营机制及配套细则等环节远低于国际平均水平[5]。由于受开发难度、注采能力的限制，加之中国的调峰基础设施建设跟不上市场的发展，保供系统有待完善，导致国内储气库建设步伐相当缓慢。

1 地下储气库概况

1.1 系统构成及作用

天然气地下储气库由地下气藏储气层、注采井和观察井及中央脱水装置等部分组成[6]，其各部分具体作用及特点见表1。

地下储气库是最常用的气态存储形式，是当前储存天然气技术的前沿，其主要储存主体是枯竭油气田、废弃矿井、地下盐穴及盐矿层等，具有储量高、单位储气成本低等优势[7]，常被应用于季节性调峰。建立储气库的作用十分显著，主要表现为[8]：①协调供求关系与调峰；②保障冬季供气的平稳性；③提供商业性供气服务；④影响气价，实现价格套利；⑤提供应急服务。

表1 天然气地下储气库系统的组成及特点Table 1 Composition and characteristics of underground natural gas storage system

1.2 类型及特性

储气库的分类标准有很多，按构造地形进行分类，主要分为：枯竭油气藏、含水层及盐穴型等[9]，以上类型储气库的特点对比见表2。

表2 不同类型地下储气库的优缺点对比Table 2 Comparison of advantages and disadvantages of different types of underground gas storage

1.3 国内外储气库发展现状

1915年，在Wellland气田世界首个储气库落成[10]，迄今为止，世界已建立和运行的天然气储气库超过700余座，库容量可达3 930×108m3，占全球用气量的10%以上，预测到2030年年底，工作气量将达4 500×108m3[11]。世界范围内半数以上的天然气储气库分布于欧美等发达地区，不同国家的储气库工作气量占天然气消费总量的比例与对外依存度密切相关[12]。见图1，德国、法国等国由于国内天然气管网规划制度较为健全，对外依存度相对较低，储气库工作气量占比约为12%。对外依存度超过50%的匈牙利、奥地利等国，此占比达到15%以上[13]。

图1 各国天然气对外依存度与 储气库工作气量占比关系Fig.1 The relationship between the degree of dependence on foreign natural gas in various countries and the proportion of gas storage capacity

美国是目前全球天然气储气库发展和应用最成功的国家，美国于1916年便首次在已开采枯竭的气田上建立了一座天然气储气库[14]。截止2018年，美国拥有天然气储气库418座，约为世界总量的3/4， 库容量为2 613×108m3，工作气量为1 354×108m3，约占美国该年度用气总额的18%[15]。美国储气库库存量与国内天然气的用气总量的变化趋势基本保持一致，见图2。

美国储气库集中分布于东北部主用气区和东南沿海主产气区，由于国内地质构造环境的差异，80%以上的含水层型储气库集中在中西部区域，几乎所有的盐穴储气库都分布在中南部地区[16]。由于其国内衰竭油气藏众多，因此该类型储气库是美国储气库的主体，其工作库容占美国总工作库容的80%[17]。随着天然气消费比例的不断增加，注采能力高可满足快速注采的盐穴型储气库逐渐占据主导地位，虽然工作库容占比不高，但日采出能力所占比例不断攀升。此外，美国还建有47座含水层储气库，由于投资价格不菲，单位工作气量投资较高，多数应用于不具备气藏和盐穴地质构造的地区[18]。

中国的储气库建设起步较晚，1969年，我国建立了首座地下储气库-萨中东2-1地下储气库[19]，自此对于储气库的建设、运行及研究就此拉开序幕。在此之后，我国相继建成了多座天然气储气库，总储气量达4 354×108m3[20]。经过多年发展，中国已经逐步形成了以储气库、接收站储罐为主的储气调峰系统。我国储气调峰能力的增加主要依赖于已建成地下储气库的扩容达产，近年来，国内新建储气库进程明显减慢，同时我国境内盐穴地下储气库地形条件复杂，人工造腔难度很大，建库存在诸多不稳定因素，导致建设耗时较长[21]。迄今为止，我国主要运行的天然气储气库库容及工作气量见表3。

图2 美国天然气地下储存量与天然气消费走势Fig.2 U.S.underground natural gas storage and natural gas consumption trend chart

表3 中国主要运行储气库的库容及工作气量Table 3 Storage capacity and working gas volume of China’s main operating gas storages

2 建设地下储气库关键技术

2.1 库址优选

调峰需求与库址资源是决定储气库选址的重要指标。我国的主要油气产区分布在东北、西北、西南及环渤海等地区，但主要消费区域却集中在东南、长三角及京津冀等地区[22]，由于国内适宜的衰竭油气藏库址资源相对短缺，含水层储气库受限因素较多，具备盐穴地质构造的地区较多，因此我国首选的天然气储气库为盐穴储气库[23]。

借鉴欧美等国储气库建设的经验，综合地质与地表等多方面考虑，确定了中国储气库库址的优选方针[24]：(1)从地质方面，选址地区的构造、埋藏深度、含盐地层厚度、氯化钠含量、顶板及储量都是所需考虑的因素；(2)从地表及其他方面，则需兼顾有效规避特殊区域、与管网保持合适的距离、充足的水源保障等因素。

2.2 钻井完井

钻完井工艺往往经济投入大、耗费时间长，储气库的稳定性和有效性很大程度上取决于井筒的完整性[25]。在我国天然气储气库建设进程中，已初步形成了较为完善的储气库钻井完井工艺系统，包括枯竭气藏储气库的井型优化设计、超低压地层防漏堵漏及储层保护等特色工艺。但与欧美等国相比，在注采井筒完整性、井身结构优化及井筒长效密封固井等多项技术方向还具有一定的差距[26]。当前，储气库快速发展期已经到来，建库质量的高标准和高要求给储气库钻井完井技术带来了新的挑战，综合多学科技术的优势，形成一套健全完备的钻完井工艺体系是下一阶段我国天然气储气库建设的工作目标。

2.3 注采工程

国外在注采工艺及完井管柱的设计主要依托形成的注采管柱优化设计软件，可以全方位考虑在设计过程中对管柱安全性影响较大的载荷变化、温度压力交变影响及腐蚀等因素[27]。在井下工具方面，国外在工具设计、材料及加工方面有着明显的优势。目前井下工具的稳定性与可靠性方面与国外工具还存在着一定的差距，大多数高性能井下工具仍然被国外几大石油技术服务公司所垄断[28]。为保证储气库的安全运行，国内储气库应用的井下工具主要还是依赖国外进口，未来国产化、智能化、及注采营运一体化是我国储气库工程的阶段性目标。

2.4 地面工艺

储气库地面工艺体系是一种相对复杂的综合性工程，其融合了多项专业技术和子技术，具有集成化高、综合性强等优点，需要相应完备的操作与管理经验，才能高效完成施工。经过10余年的探索与研究，我国的储气库地面工艺体系已十分成熟[29]，但由于受到相关工艺条件的限制，我国储气库地面装置特别是压缩机基本依靠进口，加之地面釆出气处理流程复杂，规模较大，灵活性差，今后我国地下储气库地面工程需要加强对核心装置国产化、采气设备大型化及灵活化的研究，针对储气库地面工程的相关设备的质量与进度进行严格的把关和控制。

2.5 完整性评价

储气库完整性是指天然气储气库在运行生命周期内，系统各个部分可以安全高效地完成相应的调峰任务过程中各项性能参数的完整程度，其实质是在储气库投运进行中，保持储气库的安全性与有效性。我国储气库地质完整性评价方面的研究起步较晚，评价对象与概念相对模糊，研究层面仅仅停留在起始状态断层与盖层的封闭性，尚未对交变压力下断层的长期密封性和储层的变形程度进行深入的研究[30]。

储气库的完整性评价是保障其安全长期有效运行的关键，其评价技术体系主要包括：圈闭有效性、盖层完整性及断层稳定性等多项评价技术，该技术的根本目的是利用技术的不断更新和有效的组织管理，实现物理和功能上的完整，保证储气库地面设施、注采井(含井筒)、地质体等各组成单元(图 3)始终处于受控状态。当前我国的储气库完整性评价技术主要以面设施和注采井为主，缺乏系统全面的地质完整性评价技术[31]，急需一套完整的评价和检测技术，对断层与盖层的完整性破坏进行有效的预防、诊断和分析，提升完整性评价的严谨性和可靠性。

图3 储气库完整性生命周期示意Fig.3 Schematic diagram of the integrity life cycle of gas storage

3 评价

3.1 优势

地下储气库调峰方式从诸多方面考虑，都具有一定的优越性，其具有储量大、投资成本低、调峰能力强等及安全系数高等优势，被选作我国调峰的首要方式[32]。同时加快储气库建设被列入保障国内天然气平稳供应的长远战略计划，储气库调峰与其他调峰技术的对比见表4。

表4 储气库调峰与其他类型调峰技术对比Table 4 Comparison of gas storage peak shaving and other types of peak shaving technology

3.2 面临的挑战

虽然我国储气库调峰技术应用前景好，开发潜力大，但其中也包含了一些仍需突破的关键技术和不足，主要包含以下几个方面：

(1)建库起步晚，建设明显滞后。我国的天然气储气库建设起步较晚，发展历程较短，受统筹规划欠缺、行业标准模糊及储备能力不足问题的限制[33]，储气库建设的前进步伐十分缓慢，仍有需要关键的技术需要突破。

(2)产气区与消费区分布不均，投资成本较高。中国的主产气区与主消费区分离，产气区集中分布于中西部区域，但用气区却集中于东部和南部区域[34]，西气东输的管线铺设较长，相应增大了运输成本。

(3)安全、科学运行经验不足，管理模式不尽完善。我国储气库建设及运营模式主要借鉴于国外，由于发展历程较短，积累的现场经验明细不足，对储气库投资、调度运行及组织管理等方面不能做到统筹兼顾，不能发挥储气库的最大功效[35]。

4 结论与建议

当前我国天然气对外贸易系数已达40%，但主要储气方式的供气量仅占全国用气总量的5.2%，国内储气库库容占比与世界平均水平还有一定差距，严重影响了供气平衡。国家已出台了一系列相关政策和实施意见，旨在加快天然气储气库建设，进一步提升储备能力，但受统筹规划欠缺、行业标准模糊及储备能力不足问题的限制，储气库建设的前进步伐十分缓慢。要进一步推动我国地下储气库的高效平稳发展并非易事，建议加强对天然气储气库各项关键技术的攻坚力度，加大资金和政策支持的同时，采取储气库、LNG及CNG等多种方式相互调剂从根本上实现我国储气调峰体系的降本增效，解决国内冬季供气紧张的现状。