不同类型复杂地下储气库建库难点与攻关方向

丁国生 王 云 完颜祺琪 王皆明 胥洪成 李 康 夏 焱 李丽锋 曾德军 刘主宸

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油集团油气地下储库工程重点实验室 3.中国石油集团工程技术研究院4.中国石油集团工程材料研究院有限公司 5.中国石油储气库公司 6.中国石油规划总院

0 引言

地下储气库是保障国家天然气安全供应的重大基础设施。经过20 余年发展，中国储气库业务取得长足进步，为保障天然气安全供应发挥了重要作用。但随着国民经济快速发展，我国天然气消费量快速增长，安全保供仍面临巨大压力。自2018年起中国相继出台多项政策法规，大力推进储气库建设；从中国石油天然气集团有限公司（以下简称中石油）、中国石油化工集团有限公司（以下简称中石化）到国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网）再到各级地方政府，都在全力推进储气库建设。储气库迎来一个快速发展黄金期，为中石油等供气企业提供了千载难逢的机遇。

国外气藏型储气库主要建在构造稳定背景下的海相沉积盆地，具有构造简单（以简单背斜为主）、储气地质体密封性好，埋藏较浅（小于1 500 m）、建库成本低，储层中高渗透、非均质性较弱等特点。中国气藏型储气库构造破碎、断裂系统发育，储气层埋藏深，温度和压力高，储层非均质强，气水分布规律复杂[1-3]。为了推进中国储气库业务高质量发展，有效应对天然气安全保供压力，笔者以美国为代表总结了国外储气库运行与关键技术现状，梳理了国内储气库建设历程，凝练了我国在常规气藏库容设计、井筒质量控制、大排量注采设计、地面处理工艺与装备、风险识别监测以及盐穴造腔等方面形成的特色理论技术[4-9]。针对未来中国库址资源逐渐向劣质化、复杂化、多样化转变这一难题，根据库址地质特征总结提炼了中国储气库面临的理论技术难点；结合储气库发展规划，明确未来储气库亟需解决的重大科学问题和关键技术，提出未来的发展方向[5]。

1 国内外储气库建设现状

1.1 国外储气库建设现状

全球地下储气库建设始于1915年，目前已建成地下储气库超过700 座，总储气能力超过4 100×108m3，主要包括气藏型、油藏型、盐穴型和水层型4 大类型，其中气藏型储气库占比最高，占75%，盐穴型储气库和水层储气库次之，油藏型储气库占比最低，占5%。经过百余年的发展，国外储气库建库与运行技术得到不断发展、丰富和完善。

美国是世界上建设运行储气库最多的国家，拥有近400 座储气库，占全球储气库数量的60%左右。美国从1916—1960年，逐步建成第一座气藏型储气库（Zoar）、油藏型储气库（Fink-Kennedy）、水层型储气库（Doe Run Upper）和盐穴型储气库（Marysvill），其储气库建库技术发展经历了以下4 个阶段：①20世纪30年代之前为启动期，重点自主探索气藏型储气库建库技术。②20世纪40年代进入技术起步期，气藏型储气库建库技术不断发展，逐步形成油藏型和水层型储气库建库技术。③20世纪60～90年代为成熟期，各类浅层储气库建库技术基本成熟并向深层扩展；储气库建设全面加速，形成储气能力近800×108m3。④20世纪90年代开始进入拓展期，在引入三维模拟等技术的基础上，实现多学科交叉创新，大幅提升建库效益，2010年储气能力突破1 000×108m3；同时，储气库的信息化、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。

总体来讲，经过上百年发展，国外储气库建库主体技术成熟、装备配套、标准完善，并逐步扩展了储气库的功能。具体来讲，国外中浅层、中高渗透率气藏建库技术成熟，建设投运了大量气藏型储气库；油藏建库技术基本成熟，主要集中在利用天然能量和气驱开发的油藏；以大口径（133/8in 生产套管，1 in = 25.4 mm，下同）为主的大井眼盐穴建库技术成熟，直井单腔声呐探测技术及设备成熟先进；浅层（埋深小于1 500 m）、高渗透率（大于500 mD）、构造完整的圈闭水层建库技术成熟。在完整性评价方面，建立完备的全生命周期储气库完整性监检测及评价体系，尤其在地质体与井筒完整性监检测装备领域处于领先地位。在地面处理工艺方面，大型离心式压缩机和往复式压缩机灵活应用；双向计量、大口径阀门、大规模分离器、高效吸附大规模脱水处理工艺应用成熟，单套装置规模大于2 500×104m3/d。同时，国外储气库建立了成熟的“市场＋管道＋储气库协同”运行模式，数字化、信息化与智能调峰基础上的储气“期货＋现货”产品丰富，并逐步拓展CO2埋存、储氢、储能等新功能，极大满足了各类储气调峰用户的需要。

1.2 中国储气库建设现状

1.2.1 建设进展

中国储气库建设发展经历了模仿借鉴、探索实践、创新突破3 个阶段：①20世纪90年代开始在环渤海地区开展选址探索，在借鉴美国等国外经验的基础上，设计建成第一座真正意义上的储气库——大张坨储气库，此阶段为模仿借鉴阶段；②进入21世纪，中国天然气产量迅速增长，多条重大管道工程不断开工建设并投入运行，储气能力建设需求随之快速增长；经过储气库建设者不断攻关，中国储气库选址、设计与建设等配套技术基本成熟，设计、建成板中北、京58 气藏型储气库和金坛盐穴型储气库，进入探索实践阶段；③从2010年开始，中国储气库突破国外建库模式，通过大胆创新、科学论证，在选址、设计与建设技术方面取得重大突破，设计建成苏桥、陕224、相国寺等世界范围内难度极大的储气库，正式进入创新发展阶段。

截至2022年底，中国已建成储气库（群）24 座，设计总库容量603.0×108m3，总工作气量274.6×108m3，总注气能力1.7×108m3/d，总采气能力2.9×108m3/d，2022年底形成储气能力192.0×108m3，占全国天然气消费量的5.2%，其中中石油实现储气能力159.0×108m3，占全国储气能力的82.8%，占天然气消费量的4.3%，最大日调峰气量达2.2×108m3，大幅提升了天然气供需平衡、调配和保障能力，在调峰保供和安全供应方面发挥了不可替代的应急保障作用，成为防范与化解天然气供应风险的“压舱石”。

1.2.2 建设需求

国内天然气消费量快速增长，2022年中国天然气消费量3 646×108m3、国内产气量2 178×108m3，对外依存度达到40.3%，国内储气库储气能力严重不足，与国外差距巨大。国家明确要求供气企业要拥有不低于其合同年销售量10%的储气能力，城镇燃气企业要形成不低于其年用气量5%的储气能力，县级以上地方政府至少形成不低于保障本行政区域3 天日均需求量的储气能力。2021年9月，国家能源局发布《全国储气能力建设实施方案》（国能发油气[2021]44 号），要求2025年全国集约储气能力达(550～600)×108m3，占全国天然气表观消费量的12.7%～13.9%，达到国际平均水平，基本补齐储气短板；2030年达到(600～700)×108m3，2035年达到(700～800)×108m3。根据国家发展和改革委员会、能源局对储气能力建设的要求，中石油部署东北、华北、西北、西南、中西部、中东部等6 大储气中心，远期规划储气能力超过600×108m3，制定“十四五”和“十五五”储气库发展规划，规划新建35 座、评价20 座储气库。根据规划，到2025年、2030年需在2020年储气能力56×108m3的基础上分别新增权益储气能力112×108m3、204×108m3，“十四五”储气能力新增量相当于过去20年的总和，建库任务十分艰巨，亟待加强储气能力建设。

2 中国储气库建设运行重大理论技术进展

储气库建设与运行涉及气藏地质、钻井、注采、地面以及完整性管理等多个专业领域，部分常规气田开发的共性技术可借鉴利用。储气库注采速度是常规气田的20～30 倍，需满足“强注强采”等特殊工况。经过20 余年持续攻关，中国在气藏型储气库和厚盐层盐穴型储气库等领域取得突破，在库容设计、井筒质量控制、大排量注采设计、地面处理工艺与装备、风险识别监测以及盐穴造腔等方面形成了特色技术，支撑了“十三五”期间储气库大规模建设，助推了中国储气能力跨越式发展。

2.1 地质气藏工程

创建了储气地质体盖层动态密封理论和气藏型储气库设计方法[1,10-16]。储气库交替注采运行，储气地质体密封评价是建库基础，库容参数设计是建库核心。揭示了盖层密封弱化机理，建立了盖层动态密封弱化量化指标；通过控制注采压力及差异应变，实现储气库密封性的动态控制。揭示了高速注采“多轮相渗滞后、分区差异动用”渗流特征（图1）；如图1所示，随着多周期注采运行，水相、气相渗透率逐渐由红色向蓝色移动，出现滞后现象，导致储层中不可动水和残余气增加；建立了适用于注采渗流能力、流体性质周期变化的注采井产能模型，创建了有限时率高速不稳定流注采井网设计新模式，形成了气藏型储气库设计技术体系。建立了储气库库址评价筛选指标体系及评价标准，研发了储气库库址筛选软件平台，实现建库目标的定量化评价与智能化筛选。

图1 呼图壁储气库多轮注采储层相对渗透率滞后曲线图

2.2 钻井工程

形成复杂地质条件钻完井技术[17-19]。优化井身结构，创建了超低压地层防漏堵漏和防裂隙固井技术，形成适应复杂地质条件的钻井防漏及储层保护技术。在役储气库多为枯竭气藏储气库，建库期储层压力系数低，最低达0.08，钻井过程漏失严重。交替注采过程中，固井水泥环承受交变载荷，易产生微裂隙，影响井筒完整性。研发了超低压地层钻井膨胀—交联堵漏材料和韧性水泥浆体系，形成了配套防漏堵漏和高效固井技术，解决了钻井漏失和固井质量不达标的问题。

2.3 注采工程

创建了“强注强采”条件下注采优化设计技术。注采井需实现“大吞大吐”以满足应急调峰需求，注采管柱承受交变载荷，对管柱密封性和耐冲蚀性能提出更高要求。建立了“接头压缩效率”等气密封螺纹接头分级选用指标体系，创新形成了“强度＋密封”注采管柱优化设计方法和选用标准，创建了多因素临界冲蚀流量计算新方法（图2）[20]，解决了交变注采工况下管柱设计的难题。如图2所示，建立不同材质、不同工况下临界冲蚀系数（C）取值图版，参照现场注采条件，优选临界冲蚀系数，科学计算临界冲蚀流量。

图2 SM80S 油管临界冲蚀系数取值图版

2.4 地面工程

建立了成熟配套的地面处理工艺。注气压缩机是储气库地面核心装备，是储气库的心脏。“十三五”储气库快速建设期间，往复式压缩机依赖进口，成本高、供货周期长[21]。通过专项攻关，实现了气阀、活塞环等核心部件国产化，研制了国内最大功率高压高转速往复式压缩机组，形成了大流量烃水露点控制技术，大幅降低地面工程建设投资，有效支撑了储气库高效建设。

2.5 完整性管理

建立了地质体和井筒完整性监测与评价技术。完整性监测与管理是储气库安全运行最直接、最可靠的手段。引进微地震监测系统，构建了微地震与监测井网协同的四维监测系统（图3），实现地质体动态监测[22]；研发油套管气密封检测和井筒泄漏检测装备，形成基于故障树理论的注采井泄漏定量风险评估技术，实现井筒完整性定量评估。

图3 微地震与监测井网协同的四维监测系统示意图

2.6 盐穴储气库造腔工程

建立了直井单腔（7 in 生产套管）造腔配套工艺。盐穴储气库与气藏储气库建设存在本质区别，主要难点在于高效造腔。形成基于神经网络的多场耦合水溶速率预测方法（图4），建立了直井单腔造腔模拟技术，配套反循环造腔和氮气阻溶的盐腔形态控制技术，建立多夹层垮塌控制与腔体形态控制方法，形成了直井单腔造腔技术体系，支撑金坛盐穴型储气库高效建设。

图4 基于神经网络的多场耦合水溶速率预测模型图

3 中国储气库面临的难点与攻关方向

3.1 面临的难点

进入“十四五”，中国储气库库址资源逐渐向复杂化、劣质化转变。中石油规划新建的储气库地质条件更加复杂（油藏占30.47%、含硫气藏占12.96%、大型低渗透气藏占18.31%、复杂盐层占18.47%，常规气藏仅占19.79%），以常规气藏为主的建库技术无法满足新增储气能力建设的需要（图5）。中石化规划新建储气库的库址资源地质条件亦更加复杂、建库难度加大，其中油气藏建库多为复杂断块强非均质性枯竭气藏、裂缝—孔隙型碳酸盐岩潜山油藏及凝析气藏协同建库资源，盐穴储气库多为深层—多夹层盐穴溶腔和复杂条件下盐穴老腔改建储气库资源。

图5 2021—2030年中石油各类新建、拟建储气库储气能力占比统计图

3.1.1 在役气藏型储气库扩容缓慢、难度大，库容利用率低

由于地质条件复杂、设计方法及运行经验等原因，中国储气库投产运行多年，部分在役库仍未达到设计工作气量，且目前已到扩容后期，扩容难度大；部分在役库库容利用率低（图6）。以中石油板876 储气库为代表的边底水砂岩气藏储气库，受水侵影响，水锁气多、砂体控制差，库容动用程度低。以中石油苏4 储气库为代表的边底水裂缝型碳酸盐岩气藏储气库，流体分布复杂，强注强采导致气水界面剧烈震荡，库容形成难度大、利用率低。中石化文96储气库自2012年投产以来，工作气量仍不足设计的70%，存在较大提升潜力。同时，中国现有调峰运行立足于单库优化，缺乏库群联动协同。

图6 中石油在役储气库（群）库存气量及动用程度分析图

3.1.2 油藏、低渗透气藏、复杂连通老腔等新类型建库技术处于探索阶段

未来，建库目标逐渐转向油藏、低渗透气藏、复杂连通老腔甚至水层、矿坑等新领域，新类型储气库建库技术基本处于探索阶段。中国油藏多采用注水开发，多为高含水油藏，油气水分布复杂，气驱空间动用和次生气顶形成控制难度大、达容周期长[23-26]。大型低渗透气藏建库在世界上尚无先例，采用传统气藏整体建库模式，垫底气成本高，气体逸散风险高。复杂连通老腔改建储气库世界罕见，老腔“一腔多眼”密封性差、稳定性评价难、空间利用率低，高效利用腔体空间是世界难题。水层及矿坑型储气库选址评价缺乏标准、难度大，建库理论技术国内暂无可借鉴经验。例如，中石化永21 储气库是中国第一座水淹气藏改建储气库，目前国内外尚无经验可借鉴，强边底水导致排水扩容难度大、达容周期长、上限压力确定难度大。

3.1.3 提高单井产能和老井处置关键技术与工具仍不配套

受现有钻采工程技术的局限，中国部分储气库地层产能未能充分发挥。中国石油辽河油田公司等储气库产能超过200×104m3/d，但现有井眼尺寸条件仅能下入41/2in 注采管柱，其配产能力限制了储气库产能充分发挥；中国石油长庆油田公司低渗透气藏的单井产能不足30×104m3/d，自然产能低，无法实现效益建库。此外，油藏建库库区内有大量复杂老井，部分老井处理难度大。若无法对老井进行有效处理，将直接影响油藏建库的可行性。

3.1.4 地面处理工艺无法满足快速灵活、节能高效的要求

随着天然气业务快速发展，储气库由单库向库群集约化发展。现有地面处理工艺与装备无法适应大流量宽工况、多频次快启停以及节能降耗的需要。在大规模注气条件下，离心式压缩机排量大，在库群应用优势明显，但离心式压缩机组、大口径强制密封球阀、大型高效分离装置等关键地面核心装备仍依赖进口。地面工艺系统中涵盖压缩、膨胀、加热、冷却、换热等多种能量变化环节，系统耗能高。

3.1.5 风险预警与安全管控能力未满足要求

随着多周期运行，储气库安全风险愈发突显，现有技术手段相对单一，管控体系尚未建立。目前储气库监测以井点为主，无法实现以地质体为核心的立体空间监测，且微地震监测系统、套管—固井水泥环质量一体化检测系统/设备、地面注采设施泄漏监测系统/设备等关键设备均依赖进口；尤其是微地震监测系统数据处理解释依赖国外公司，解释周期长达3 个月，无法实现实时监测。

3.1.6 数字化转型基础薄弱，升级难度大

根据国外经验，数字化储气库可降低事故发生率、降低运维成本、提升储气能力利用率。中国数字化储气库建设尚处于起步阶段，仅实现了注采气量、温度、压力等常规生产动态数据采集与传输。储气库作为系统工程，涉及数据类型多，信息采集难，现有数据分散在不同专业系统中，无法有效整合共享。储气库数字孪生技术尚未建立，全系统数字化模拟、库群优化智能注采等软件平台仍处于空白。储气库数字化转型任重而道远。

3.2 亟需破解的5 大科学问题

“十四五”期间，面对新建的建库目标与类型，理论创新是破解储气库建设与运行难题的核心，中国储气库高质量建库与运行亟需加大攻关力度，破解5大科学问题，揭示建库核心理论认识。

3.2.1 超压背景下储气地质体密封性弱化动力学机制

提高上限压力、增大运行区间是储气库扩容达产的有效的手段；但在断层交变载荷滑移变形与临界失稳机理认识不清的情况下，提压缺乏科学依据，超压背景下储气地质体密封性弱化动力学机制是关键卡点。建议开展专项攻关研究，明确高速注采交变载荷下地应力场变化与断层密封能力周期变化规律，揭示储气地质体断层局部滑移变形与气体临界泄漏耦合机理，确定断层密封失效临界条件；揭示超压背景下储气地质体断层密封性弱化的动力学机制，建立断层极限承压能力预测理论模型，创建地质体密封能力评价数学模型和指标体系，为储气库提压运行提供理论基础。

3.2.2 高含水油藏建库储气空间扩展与注排控制理论

高含水油藏油气水分布复杂，气驱空间动用和次生气顶形成控制难度大、缺乏理论基础，油藏储气空间的扩展与注排控制理论是关键卡点。建议开展实验装置研发与实验研究，建立气液（油、水）交互驱渗流特征实验方法，模拟注采全过程油气体系相态行为特征，揭示油藏建库注采多组分相间传质和高速注采、油气复杂相态影响下库容形成机理，形成高含水油藏建库储气空间扩展与注排控制理论，为油藏储气库库容优化设计奠定理论基础。

3.2.3 强制对流溶蚀—扩散流固耦合机理

中国规划建设盐穴储气库（国家管网的淮安、平顶、云应等以及中石油的叶县等）普遍具有多夹层、薄盐层等特点，水平井、对接井造腔是主要技术方向，但强制对流溶蚀—扩散流固耦合机理是限制高效造腔的关键卡点。建议开展攻关，揭示重力分异、强制对流双重作用下水平井等不同造腔工艺卤水浓度场、速度场分布规律，建立盐岩壁面—动边界流场—腔内卤水运动三维定量耦合数学模型；揭示不溶物残渣软化崩解—膨胀掉落—堆积压实全过程的空隙空间变化机理，为水平井、定向井造腔设计以及盐穴老腔残渣空间利用提供理论依据。

3.2.4 大尺寸井井壁失稳力学—化学耦合机理

扩大井眼直径、增加泄流面积是充分发挥储层产能的重要途径，大尺寸井井壁失稳力学—化学耦合机理是限制现场高效钻井的关键卡点。建议开展研究，明确近井岩石水化、力学性质变化规律与钻井液物理化学性能的相互影响规律，揭示大尺寸井井壁失稳力学—化学耦合机理，建立大尺寸井眼多场耦合条件下井壁稳定性预测模型，形成大尺寸井周“地应力场—化学势场—温度、压力场”的多场耦合模拟技术，为高效钻井提供理论支撑。

3.2.5 长周期注采储气库完整性失效机理与灾害演化机理

安全运行是储气库管理的首要问题，长周期注采运行将导致地质体、井筒和地面设施存在失效风险，造成安全隐患。长周期注采储气库完整性失效机理与灾害演化机理是安全运行的理论基础。建议开展重点攻关，明确储气地质体密封性失效微地震诱发、长周期注采交变工况井屏障累积损伤失效和注采转换过程地面设施完整性失效规律，揭示长周期注采储气库完整性失效机理与灾害演化机理，为储气库长期安全高效运行提供理论基础。

3.3 亟需解决的6 大关键技术

理念与技术创新是破解储气库建设与运行难题的关键，中国储气库效益建设与高质量发展亟需解决6 大关键技术，形成技术体系，研发系列工具，提升自主创新能力，实现科技自立自强。

3.3.1 提高库容动用率技术系列

在役库地面工程成熟配套，提高库容动用率是在役库扩容挖潜最经济有效的手段。①动静态评价。开展多轮气液互驱储气空间变化及其分布定量表征和高速非稳态流下气井注采双向井控诊断与评价攻关，形成储气空间动静态评价与立体挖潜动用技术。②排液扩容协同优化。攻关油环/水体立体井网、排液速度、临界排液量等关键指标设计方法，开展基于全系统物质平衡方程油环—水体扩容潜力评价预测研究，形成气顶与油环/水体排液扩容协同优化技术。③提压运行。科学合理提压运行是提高库容动用效率的有效手段。国外多数储气库实现提压运行，上限运行压力多介于1.1～1.4 倍静水柱压力（图7）[27]；国内储气库上限运行压力均不高于原始地层压力。应建立储气库上限压力优化设计方法，优化储气库运行压力区间，充分发挥储气库调峰能力。④多库群协同优化。多库群协同优化是提高库群整体动用率的有效手段。建立全生命周期井—井组—库—库群协同优化配产配注数学模型，实现库群间多库联动协同配产配注，提高库群整体动用效率，充分发挥库群调峰能力。

图7 国外储气库上限运行压力与静水柱压力比例统计图

3.3.2 油藏、低渗透气藏、复杂连通老腔与薄盐层、水层等新类型储气库建库技术体系

油藏、低渗透气藏、复杂连通老腔、水层是未来新增储气能力的重点目标：①油藏建库，开展高含水油藏次生气顶形成和储气空间动用效率量化评价研究，形成考虑气液交互滚动排驱储气空间动用效率预测和油气相态变化条件下有效库容参数设计方法，创建油藏建库参数设计与次生气顶形成控制技术（图8），形成油藏提高采收率协调建库模式；②复杂连通老腔改造与薄盐层建库，开展复杂连通老腔三维形态模拟预测与反演评价、不同形态下老腔注气排卤工艺优化设计研究，形成小间距不规则老腔群运行方式与注采速率优化设计方法，建立复杂连通老腔改造技术。开展强制对流效应定向对接井、水平井卤水浓度场、速度场分布预测研究，建立多井型造腔模拟预测与腔体形态控制方法，形成薄盐层、多夹层盐穴储气库建库技术；③低渗透气藏建库，建立多井型三维渗流多压力场叠加产能预测模型，形成以局部高渗透区空间利用为核心的库容参数设计方法，控制建库区气体外溢，实现大型低渗透气藏“三区带”有效建库；④水层建库，建立建库选址评价方法和标准，形成复杂非均质水层建库增压能力评价、注气驱替效率评价与储气空间预测、不同增压能力库容参数预测技术，探索水层建库技术。

图8 油藏建库库容形成过程示意图

通过对“十三五”技术进行完善，攻关新类型建库技术，建立油藏、低渗透气藏、复杂连通老腔与薄盐层、水层等储气库建库技术体系，开拓建库新领域。

3.3.3 提高单井产能和老井处置关键技术

增大泄流面积和改善储层渗流条件是提高单井注采能力的有效手段，在产油田老井安全有效处置关乎油藏建库可行性：①大尺寸水平井钻井，建立大尺寸井井壁失稳预测与控制、井眼清洁监测与岩屑床预防、窄间隙管柱安全下入方法，配套形成大尺寸水平井高效钻完井技术，充分发挥储层自然产能；②保持地质体完整性的储层改造，建立考虑了气水两相的压裂水力裂缝扩展预测与控制方法，形成基于循环注采裂缝形态演变的压后评价技术，实现保持地质体完整性的储层改造，支撑低渗透气藏高效建库；③复杂老井处理，研发双层管柱壁厚检测、管外开窗以及高精度老井随钻控向重入等疑难老井处置系列工具与产品，实现在产油田老井高效处置，为油藏建库奠定可行性基础。

3.3.4 地面处理关键装备

地面处理能力是影响储气库调峰能力的关键因素。注气周期内，长输管道来气需通过压缩机增压才能注入储气库；采气周期内，采出气需通过脱水、脱烃才能进入输气管道。亟需解决的关键技术如下：①离心式压缩机组，优化离心式压缩机组转子和定子结构，形成全新智能化运行切换和控制技术，解决压缩机变工况高压气体激振状态下运行可靠性及稳定性难题；②地面关键控制装置，攻关高压双向调节阀、高压大型高效分离器、高压大口径强制密封球阀及双向流量计制造技术，实现关键装备国产化；③余热利用装置，创建从压缩、膨胀、加热、冷却、换热地面工艺环节全系统能量环节的节能降耗调节控制方法，研制注气余热回收利用装置，形成地面节能降耗工艺。通过关键装备国产化，提升装备制造水平，打破国外垄断，提升关键装备自给率。

3.3.5 风险管控技术体系

风险管控为储气库安全运行保驾护航，亟需在现有风险管控体系的基础上提高风险识别、预警与安全管控能力：①一体化风险量化评价，攻关多因素耦合条件下储气地质体完整性失效、井筒泄漏与井屏障组件性能退化评价技术，建立 “地质体—井筒”一体化系统风险量化指标体系，创建储气库“地质体—井筒—地面”一体化完整性管理体系；②微地震监测，突破微地震监测系统的高温高压高灵敏度三分量检波器芯体制造技术，攻关大阵列带道采集及实时预警技术，实现微地震监测系统及处理软件国产化；③井筒完整性检测/监测，攻关大井眼、宽壁厚套管超声测距波场表征技术，研制套管—固井水泥环质量一体化检测系统，实现井筒完整性精确检测与监测。

3.3.6 储气库数字化与智能生产决策平台

数字化、智能化是储气库发展趋势，以数字孪生为基础的储气库智能生产决策平台是核心载体。①数字孪生模拟，构建“地质气藏—井筒—地面”一体化数字孪生模型，建立基于地质体—井筒—地面数据耦合、自动分析、配产配注流程化及自动优化技术；②智能决策平台，围绕储气库“地质体完整性、井筒完整性、地面完整性”三大领域，推进“井筒动态智能诊断、生产管网智能分析、智能配产配注、安全管控”工作流建设，构建以全面感知、自动操控、趋势预测、智能优化、协同运营为特征的智能化决策平台，大幅提高储气库数字化水平，大幅提升实时运行及优化效率，大幅降低运行成本。

总体来讲，“十四五”期间，中国的地下储气库应重点做好以下技术攻关：①攻关气藏储气库运行优化和复杂低渗透气藏建库技术，提升储气库运行效益，完善复杂地质条件气藏型储气库理论技术体系；②攻关高杂质盐层造腔和连通老腔利用技术，创建复杂盐层空间高效利用技术体系；③攻关油藏建库评价、设计与建设技术系列，自主创新形成高含水油藏建库理论技术体系；④攻关关键核心装备国产化，打破国外垄断，提升自给率；⑤攻关数字孪生技术，研发中国储气库智慧化综合管理平台，积极推动储气库数字化转，提升储气库管理水平与运行效益。

4 结论与建议

1）国外储气库建库主体技术成熟、装备配套，并逐步扩展储气库功能；经过持续攻关，中国储气库建库技术取得长足发展，在气藏选址评价、建库技术方面已达到国际领先水平。

2）未来中国储气库建库条件日益复杂，类型更趋多样，建设与运行仍面临在役库提高库容利用率难度大、油藏等新类型储气库建库手段缺乏、关键装备依赖进口等6 大挑战，亟待攻关提压运行、库群协同优化、油藏等新类型储气库建库、大尺寸钻井、保持地质体完整性储层改造、地面处理与风险管控关键装备国产化及数字化智能决策等关键核心技术。

3）建议重点升级气藏储气库运行优化技术，创新油藏、盐穴复杂连通老腔建库技术，探索水层、矿坑建库选址与评价技术，形成不同类型储气库建库评价方法和指标体系，推动公司储气库数字化转型，支撑储气库高效建设与运行。