挑战储气库禁区：二十载技术攻关，终结“有气无库”

相国寺储气库。（资料图/图）

复杂地质条件下气藏型储气库建设技术创造了世界储气库建设的多项第一，创新成果整体达到国际先进水平，成为防范与化解我国天然气供应安全风险的“压舱石”。

要将地面的一条“气龙”降伏，注入地下2500米深处的天然气“粮仓”，有多难？中国西南最大的储气库——相国寺储气库已经做了这样一件事。

新冠肺炎疫情期间，为保障国内天然气产供储销平衡，这座藏身重庆华蓥山麓的储气库开启了应急注气调峰模式。这也是自2013年6月29日第一次试注成功以来，相国寺储气库首次在采气期开启应急注气模式。

储气库相当于天然气地下“粮仓”，具有存量大、调峰范围广、使用年限长、安全系数高等特点，在极端天气、突发事件以及战略储备中发挥着不可替代的作用。

目前，国内类似的天然气“粮仓”共有27座：中国石油23座(22座气藏型、1座盐穴型)，中国石化3座，港华燃气1座，设计总工作气量231亿立方米。自2000年中国第一座商业储气库——天津大张坨储气库建成投产以来，中国石油不断攻关复杂地质条件下气藏型储气库建设技术难题，用20年走过了国外50年的发展历程，结束了我国“有气无库”历史，建成了22座气藏型储气库，年采气能力超过110亿立方米，最高日采气量超1亿立方米。

2019年底，复杂地质条件气藏型储气库关键技术及产业化成果鉴定会上，12名中国科学院和中国工程院院士领衔的专家组认为，中国石油复杂地质条件下气藏型储气库建设技术创造了“断裂系统最复杂、储层埋藏最深、地层温度最高、注气压力最高、地层压力系数最低”等气藏型储气库建设的世界第一，创新成果整体达到国际先进水平。

“我们国家这套复杂地质条件下气藏型储气库技术和理论走到了世界前列，另外这种低孔低渗储层强采强注的储库技术，我们也走到了世界前列。”中国科学院院士邹才能说。

“只要有天然气规模利用就要有储气库”

中国储气库建设与国内天然气消费快速增长有直接关系。

从数据上看，2000年我国天然气消费245亿立方米，2010年达到1000亿立方米，2019年达到3067亿立方米。《天然气发展“十三五”规划》更提出天然气发展目标：力争2020年、2030年天然气占一次能源消费比重分别达到10%左右和15%左右。

值得注意的是，我国天然气市场季节用气波动比较大，比如北京冬季用气量是夏季的4到10倍，国际通行方法是通过建设储气库进行季节调峰，最近几年大张坨、相国寺等储气库冬天向北京提供了30%-40%的高峰用气。

为满足国内天然气需求，我国天然气进口量一直在增加，对外依存度不断攀升。2018年，我国成为世界最大的天然气进口国，进口天然气1254亿立方米，对外依存度升至45.3%。2019年对外依存度虽有下降，但也达到了43.4%。

进口气量加大，增加了突发事件导致的供应安全风险。2017年中亚进口气因突发事件每天减供4000万立方米令人记忆犹新，沿线储气库日增供气3000万立方米。“那时要是没有储气库发挥作用，很多家庭冬天取暖都会遇到困难。”中国石油勘探开发研究院院长马新华说。

“只要有天然气规模利用就要有储气库。”马新华目睹了中国储气库从无到有并形成规模储气能力、建设技术走向成熟的历史，他明确指出天然气产业链具有生产、输送、储存、销售四个环节，缺一个都不能称之为天然气产业链。

相比世界上大部分储气库，我国储气库起步比较晚，国外储气库建设大概有100年的历史，我国储气调峰是目前天然气产业链的短板，补齐短板尤为迫切。

2017年以来，我国要求建立天然气储备制度，提升储气调峰能力。2018年，国家提出要建设年消费量16%的储气调峰能力目标，特别是2018年2月，习近平总书记做出“要把天然气产供储销体系建设作为一个重点工作抓好，以防再现‘气荒’”的指示。2019年10月11日，李克强总理在主持召开的国家能源委员会会议上提出，增强油气安全储备和应急保障能力是长期战略任务。

储气库调峰保供应急作用日益凸显。中国石油储气库调峰数据显示，截至2020年3月，国内27座储气库累计调峰供气量突破500亿立方米，相当于2019年全年天然气消费量的六分之一，创历史新高。

储气库：“从0到1”

不过“，从0到1”绝非一帆风顺。

在中国石油勘探开发研究院地下储气库研究所党支部书记丁国生的记忆中，上世纪九十年代，随着陕甘宁靖边气田发现，陕京一线供北京用气安全成为一个课题。当时极少数去国外考察的人说，国外通过储气库保障天然气管线供应安全，大概有气藏型、含水层、盐穴、矿坑4类储气库，了解上述信息后，选址团队即开始选址。

选址团队先后考察门头沟煤矿、牛头镇构造、风和营含水层、华北油田油气藏等地，遗憾的是，不是因密封性不好，就因油气藏还有一定开采价值作罢。最终选择的是一处未开发的凝析气藏——天津大张坨作为我国的第一座商业储气库。

如果往前追溯，1980年5月，中国第一座地下天然气贮气库（储气库）就在大庆正式投入使用。这座名为喇嘛甸的贮气库1975年建成，试用了五年，效果较好。

大张坨储气库设计方案邀请美国一家公司和中方团队背靠背设计，主要是为“找差距”。据丁国生回忆，美国人是按市场需求来设计方案，中方是按照气田开发来设计方案，“两者是完全不一样的思路”。

正如马新华所说，早期技术不是很成熟，那个阶段建设的储气库大多没有达到设计预期，达容率大概70%左右。最明显的是，大港板中北投运16年实际工作气量仅为方案设计指标的56%。

早期面临的问题是，让业界接受不同类型的储气库。以配套西气东输一线的金坛盐穴储气库为例，2001年4月7日，河北廊坊中国石油国际饭店举行西气东输可行性研究论证会，丁国生作金坛盐穴储气库汇报。

“因为盐穴储气库在中国是一个全新而十分陌生的概念，加上与国外优良的建库条件差距较大，与会专家普遍担心中国建造盐穴储气的安全性，地下一千多米深，你弄那么大的洞，还要存气，漏了怎么办？”他回忆道。

盐穴储气库成本比较高，每1亿立方米工作气量，需投资5亿至6亿元人民币。而利用枯竭油气藏建储气库，地质简单的库1亿立方米工作气量投资需2亿多元，地质复杂的库投资超过3亿元。不过，正是这种坚持探索，为复杂盐层盐穴储气库突破创新奠定了基础。

事实上，2004年的北京气荒、2008—2009年的冰雪灾害导致的气荒、2016-2017年煤改气政策快速推进导致的气荒，让各界意识到储气库的应急作用，促进了储气库建设。特别是冰雪灾害之后，呼图壁、相国寺、苏桥库群、双6、板南库群、陕224等储气库陆续上马。

突破世界禁区

对于中国储气库建设者而言，找到一块好库址，无异于捡到宝。

用马新华的话来说，我国东部地层主要处于拉张环境下，形成断陷盆地，“就像一个摔碎的盘子，还被踢了一脚”。西部则主要处于挤压环境下，形成叠合盆地。上面是陆相，下面是海相，且很多地层被破坏掉了。

这种构造破碎、储层非均质强的建库地质条件，造成在我国中东部选择库址更难，而国外储气库选址余地较大，可选择构造较完整、无断层或极少断层，储层高孔、高渗的气藏或含水层建设储气库，很多储层渗透率均是达西级。这种情况下，国内储气库选址必须解决动态密封性和库容高效利用难题。

“储气库最重要的是要把气高压注进去，要把它保存好，然后每年要注，每年要采，对地下密封条件要求很高。跟国外一对比，我们国家地质条件是目前在世界上建设储气库最具挑战性的。”马新华说。

不仅地质条件差，而且储层埋藏深、温度高。华北苏4深层潜山储气库，是世界上埋藏最深、压力最高、温度最高的储气库，平均埋深达到3200米，最深埋深达到了5399米，温度139℃，压力48MPa。与之对应的是，根据丁国生团队的研究，国外七百多座储气库平均埋深在1000米左右，80％的储气库埋深1500米以内。

形象而言，如果储气库埋藏深了，相当于高血压，地面注气压力就要高，注气的心脏——压缩机的负荷就更重；此外，大量快速注气，要求注气井的口径大，口径大、井深、地层温度高，就要求钻机的负荷大，钻进、固井以及处理井漏、井壁垮塌等施工作业的难度增大，整体带来的就是建造成本高、运行成本高、风险管控难。

此外，国内储气库储层压力系数超低，最具代表性的就是相国寺储气库压力系数只有0.1，钻井过程中极易造成储层污染、泥浆漏失，严重影响储层建库效率和单井注采能力。

“一般我们搞油气开发没有这么低的压力。”西南油气田公司气田开发管理部高级工程师毛川勤说。

同时，我国储气库注气压力和骨干管网压力均为世界最高，在这种复杂地质条件下，需要满足“大吞大吐，反复注采”，地下-井筒-地面风险点多，一旦“封不住”出现泄漏，不仅储气库报废且威胁公共安全。

2015年10月，美国AlisoCanyon储气库发生的泄漏事故就是例证。该事故直接原因是天然气注入井套管破裂导致天然气泄漏,泄漏持续了111天，事故导致1.1万名居民疏散，经济损失10亿美元，这也是美国历史上最大的天然气泄漏事故。

理论、设备、材料国产化

正是在这种复杂油气地质条件下，中国石油创立了一套适合中国地质条件的储气库选址理论及关键技术，改变了储气库“选址无理论、设计无方法、建设无技术、管控无手段”的困局。

从选址角度，这套被称为复杂断块储气库断层和盖层动态密封理论，突破了储气库选址的“禁区”。通俗来说，储气库好比一个埋在地下两千多米深的“粮仓”，天然气就储存在“粮仓”里，评价即要把“粮仓”能否安全储气说清楚，储气库需要周围包裹得很好，不会泄漏。以储气库动态密封理论为指导，可以解决密封评价难题，是实现“存得住”的一个先决条件。动态密封理论实现了从静态到动态，从定性到定量的转变，突破了复杂地质条件选库的技术瓶颈。

从设计角度，创新了复杂地质条件气藏型储气库高速注采渗流理论和优化设计方法，建立了复杂储气库库容参数设计指标体系，使得复杂储气库能够充分发挥效率。中国石油勘探开发研究院首席专家魏国齐表示，这套指标体系让库容预测精度较国外提升了20%，库容利用率由70%提高至90%以上，实现复杂储层储气库能够高效“采得出”。

在工程建设技术方面，创新了交变载荷防裂隙固井技术、超低压地层堵漏技术和高压大流量注采核心装备，攻克了复杂深层储气库工程建设关键技术瓶颈。根据研究，晶须纳米韧性水泥浆体系抗压强度、耐温差、稳定性等指标均优于国外同类产品，在相国寺储气库固井质量100%合格。复合凝胶堵漏材料用于储气库超低压地层随钻和承压堵漏，一次成功率由30%提升至80%以上。

要想“注得进”，往复式压缩机是储气库注采的关键设备,之前国内主要进口Ariel等欧美公司产品。2017年9月，成都压缩机厂自主研发的最大功率高速往复式压缩机运用于苏桥储气库，我国成为世界上第二个具备制造同等级压缩机的国家，该压缩机获“改革开放40周年——机械工业杰出产品”。

“国外那些库都是几十年前建的，我们的对象比它复杂，就得用最新的工程技术。”丁国生说。

从管控手段而言，创新复杂地质体和井筒泄漏风险识别定位与评价技术，解决了储气库长期运行风险预警的难题，构建了储气库“地下-井筒-地面”三位一体的全生命周期风险管控体系。

通俗而言，选址阶段已对储气库的断层、盖层、溢出点等进行了精细刻画，在此基础上部署的一些随时间变化，随注采活动变化的监控，如岩石形变微地震信号与定位、井筒泄漏超声波检测定位等。如果出现不同事件，可以提前检测预警，分析数据，调整储气库工作方案，从而提高储气库运行效率。

“用最先进的技术手段去分析监控这个储气体，保证储气体在目前运行20年没有出现事故，这就是我们的水平。”毛川勤说。

底气很足

新冠肺炎疫情以来，全球经济受到巨大冲击，国际油价大幅下跌，国际形势错综复杂，我国能源严重依赖进口，天然气供应面临严峻挑战，只有加快储气能力建设，才能确保天然气平稳供应，才能确保国家能源安全。国家已经启动新一轮储气能力建设，储气库迎来了发展的黄金机遇期。

中国石油提出要因地制宜，分层次分区域建立六大储气中心，具备建成700亿立方米工作气量建库资源，其中华北、东北、西南、中西部等主要消费区储气中心分别具备70、135、180、200亿立方米工作气量建库资源。规划到2020、2030年分别建成130亿、405亿立方米工作气量，满足国家要求的储气任务。

魏国齐认为，该目标面临三大挑战：一是建库目标更加复杂、优质建库资源日益匮乏的挑战；二是特殊岩性气藏、复杂断块油藏、含水层等不同类型储气库建库技术的挑战；三是深度挖掘现役储气库调峰潜力、提高运行效率的挑战。

马新华透露，包括土耳其、乌兹别克斯坦等国家，纷纷主动找到中国石油，邀请去设计储气库，这和上世纪九十年代有了天壤之别。“我们准备将这套东西进行技术输出，去为一带一路沿线国家建储气库。”

2018年3月，重庆召开中国储气库科技创新与产业发展国际高峰论坛期间，法国Storengy公司高级业务经理马克·福万认为，欧洲虽然有早于中国的建设经验，但如果能够向中国同行学习，对于世界的储气库发展都是有益的。

我国储气库具有后发优势，在学习国外经验的基础上，利用最先进的技术，走跟随创新、集成创新的路子。历经二十年持续攻关，取得了一批创新成果，积累了储气库建设和管理的经验，将为2030年我国建成405亿立方米工作气量的蓝图提供强有力的技术支撑。2020年4月10日，国家发展改革委等五部门联合下发文件，要求加快推进天然气储备能力建设，作为储气库建设和管理的主力军，中国石油底气很足。