中石化地下儲氣庫建設成就與發展展望

曾大乾 張廣權 張俊法 糜利棟 楊小松 賈躍瑋 王丹丹 范照偉

中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院

0 引言

作為油氣進口大國，在世界天然氣爭端頻發的情況下，面對未來可能發生的能源之戰，中國必須要做好儲氣戰略準備。近年來，我國在推進儲氣設施建設方面也提出了具體意見，要求供氣企業的調峰氣量占消費量的10%、城燃企業占5%，地方政府要有3天的調峰能力。國外地下儲氣庫（以下簡稱儲氣庫）建設已經歷上百年，其地質構造簡單、埋深小于2 000 m、儲層多為高孔高滲[1-2]。我國儲氣庫建設起步較晚，較之于國外儲氣庫庫址條件，我國的儲氣庫庫址呈現出構造破碎、埋深大、儲層非均質性強的特點。而較之于中石油，中石化面對的局面則更為復雜，不管是在儲氣庫庫址篩選方面，還是在儲氣庫建庫方案設計方面難度都更大。為了完善中石化儲氣調峰體系，系統分析了國內外儲氣庫發展的現狀，對中石化已建的儲氣庫進行了詳細解剖，并結合國家對儲氣庫建設的要求，對中石化儲氣庫建設的發展前景進行了展望，以期實現天然氣全產業鏈效益的最大化。

1 國內外儲氣庫發展狀況

1.1 國外儲氣庫已進入平穩發展期

國外儲氣庫建設起步較早，加拿大于1915年開始建設儲氣庫，是儲氣庫建設最早的國家。國外儲氣庫建設伴隨著天然氣工業發展經歷了3個階段：①起步發展期（1915—1950年）；②快速發展期（1950—2000年）；③平穩發展期（2000年后）。世界主要天然氣生產與消費大國，如美國、俄羅斯及英國，以及主要依靠進口來滿足消費的國家如法國和意大利，均已經建設了相對完善的儲氣庫。截至2020年底，全球36個國家共建成儲氣庫716座，總工作氣量4 211×108m3，占當年天然氣消費量的12%，主要集中于美國、歐盟、俄羅斯。其中美國、歐盟、俄羅斯已建儲氣庫分別為414座、179座、34座。美國儲氣庫呈明顯的儲氣庫群特征，主要在東北部、中部等消費中心，工作氣量占比為18%。歐盟天然氣主要依賴進口，多座地下儲氣庫聯網運行，具有明顯的互聯互通特征，工作氣量占比為29%。俄羅斯為出口導向型的發展模式，主要在向歐洲出口天然氣管道附近和西部消費區，工作氣量占比為17%。從儲氣庫類型來看，枯竭氣藏型478座，含水層型82座，鹽穴型107座，枯竭油藏型45座，巖洞型4座[3-6]。從國外儲氣庫建設和發展趨勢來看，未來各國仍將繼續加強儲氣庫建設。例如，美國有80余座儲氣庫已運營超過60年，將逐步廢棄；同時美國的天然氣產量和需求急劇增長，但儲氣庫庫容增長緩慢，需要建設新的儲氣庫。國外儲氣庫技術主要有以下4個發展方向：①提高儲氣庫的協調能力，包括地面地下一體化模擬技術、氣庫與管網的一體化管理和智能化監控、運行技術；②提高儲氣庫的利用效率，包括加大氣庫運行壓力范圍、優化井網與注采量減少水侵對氣庫運行影響、提高最大注采速度、加快氣庫周轉和新型壓縮機、脫水方式等；③大力發展鹽穴儲氣庫，包括向百萬立方米以上大型化溶腔方向發展、從厚鹽層（500 m以上）建庫向200 m以下的薄鹽層方向發展；④探索新的建庫領域，包括儲氣庫建設與提高原油采收率協同技術、減少墊氣量的墊氣混相技術及低幅度水平層建庫技術等[7-10]。

1.2 我國儲氣庫處于快速發展階段

與西方發達國家相比，中國儲氣庫起步較晚。20世紀70年代曾在中石油大慶油田進行過利用氣藏建設儲氣庫，但真正意義上開始儲氣庫建設是在20世紀90年代初，隨著陜甘寧大氣田的發現和陜京天然氣輸氣管線的建設，為了保證北京、天津兩大城市的安全供氣，在天津附近的大港油田利用枯竭凝析氣藏建成了大張坨儲氣庫群，即大張坨、板876和板中北儲氣庫。截至2020年底，國內已建成各類儲氣庫27座（表1），形成工作氣量142×108m3，主要集中在華北地區，除中原文96、文23、金壇（中石化、港華）外，均由中石油建設和運營管理。從已建27座儲氣庫分析，主要以氣藏型為主，鹽穴型3座[11]。雖然我國儲氣庫起步晚、地質條件差，但經過20多年的理論創新，建設了一批難度較大的儲氣庫，短期內實現了從零到百億立方米級調峰能力的歷史性跨越，邁入快速發展階段[12-17]。按照中長期發展規劃，未來將建成西北、中西部、東北、華北、西南、中東部6大儲氣中心，2030年儲氣能力將達405×108m3。形成地下儲氣庫—管網—氣田—消費區相互聯動的態勢，起到調峰保供作用。

表1 我國已建儲氣庫設計參數表

2 中石化儲氣庫建設成就

2.1 已建成復雜斷塊氣藏型和鹽穴型3座儲氣庫

中石化“十一五”期間開始儲氣庫建設布局，“十二五”期間實現突破。目前已建成儲氣庫3座，分別為文96、文23一期、金壇一期儲氣庫。3座儲氣庫投產運行以來，為華北地區和長江經濟帶天然氣調峰保供做出了重要貢獻。

2.1.1 中石化第一座儲氣庫——文96儲氣庫

2.1.1.1 地質特點

文96儲氣庫位于渤海灣盆地東濮凹陷中央隆起帶文留構造東翼，受走向NE、傾向NW向的徐樓斷層和東傾的砂巖地層控制，斷層傾角10°～13°（圖1）。蓋層為始新統街組Es1～Es2上的鹽巖和膏泥巖地層。氣藏埋深介于2 330～2 660 m，層位Es2下1-8+Es3上1-3。其中，Es2下5-7為帶油環的氣頂。東側92-47斷層將Es2下1-4氣層分為兩部分，斷層以西為主塊含氣面積1.4 km2，斷層以東為邊塊，含氣面積不足0.1 km2。儲層孔隙度介于16.2%～22.3%，滲透率介于15.97～59.34 mD。層間壓力系數差異大，最高1.25，最低0.1，導致鉆井防漏難度大、固井易漏失，影響儲層固井質量。

2.1.1.2 建庫方案設計

設計庫容為5.88×108m3，工作氣量為2.95×108m3，地層壓力工作區間介于27.0～12.9 MPa，基礎墊氣量為0.7×108m3，附加墊氣量為2.23×108m3。其中主塊設計庫容為5.19×108m3，邊塊設計庫容為0.69×108m3。設計應急采氣能力為350×104m3/d，冬季調峰儲氣能力為2.0×108m3，注采井14口。

2.1.1.3 建設及運行狀況

文96儲氣庫于2007年11月項目批復，2010年8月開工建設，2012年8月24日氣庫投產試運行。文96儲氣庫已完成7個周期注采運行（圖2），目前為第八周期注氣期，氣庫累計注氣量為12.8×108m3，累計采氣量為9.5×108m3。儲氣庫運行以來，注采氣能力達到了設計要求，可實現350×104m3/d應急采氣。通過八周期注采生產，庫存與地層壓力逐年增加，工作氣量由0.7×108m3提高至1.9×108m3，平均年增長率為19.0%，儲氣庫調峰能力不斷增強。目前，文96儲氣庫正在開展達容達產建設，已部署兩口調整井。投運以來，實現季節調峰8次、干線突發事件應急供氣60余次，為華北地區和長江經濟帶天然氣調峰保供做出了重要貢獻。

2.1.2 我國東部最大的儲氣庫——文23儲氣庫

2.1.2.1 地質特點

文23地下儲氣庫是目前中國東部最大的儲氣庫，構造位于東濮凹陷中央隆起帶北部文留構造高部位（圖3），構造復雜，斷塊破碎、發育不同級次斷層，導致斷層密封性評價難度大。蓋層為厚膏鹽層（200～600 m），導致固井質量難度大、結鹽防控要求高。含氣層位為沙河街組沙四段1-8砂組。埋藏深度介于2 750～3 120 m。孔隙度介于8.86%～13.86%；滲透率介于0.27～17.12 mD。原始地層壓力為38.6 MPa，壓力系數為1.38。

2.1.2.2 建庫方案設計

設計總庫容為104×108m3，有效工作氣量為44.68×108m3。根據研究區儲層物性、厚度展布及產能變化，分兩期建設。一期主要在北部和東部高產能區，二期主要在南部中低產能區。其中一期庫容為84.3×108m3，有效工作氣量為32.67×108m3，運行壓力介于20.92～38.6 MPa，最大日注氣量為1 800×104m3，最大日采氣量為3 000×104m3，注采井66口。

2.1.2.3 建設及運行狀況

儲氣庫一期工程建設于2017年5月正式開工建設，已于2019年8月底全面完成。文23儲氣庫自運行以來，快速完成了墊底氣注入并形成了一定調峰能力（圖4）。第一周期，秉承“邊建邊投，快速注氣形成局部高壓”運行思路，當年實現注氣30.38×108m3，形成2.4×108m3工作氣量。第二周期，完成氣庫墊底氣的注入，采氣量為11.3×108m3，單日采氣量峰值達到1 844×104m3，2020—2021年保供供暖期采氣量達11.3×108m3，日最高采氣量達1 843×104m3，緩解了華北地區冬季供氣緊張的形勢，圓滿完成了冬季應急保供任務。

2.1.3 中石化第一座鹽穴儲氣庫——金壇儲氣庫

2.1.3.1 地質特點

金壇鹽穴儲氣庫位于江蘇省常州市境內，是中石化第一座鹽穴儲氣庫。金壇鹽穴儲氣庫鹽層分布穩定、構造簡單、封閉性好，厚度大（67～243 m），埋藏適中（800～1 200 m），含鹽率高（84.8%～93.8%）且以NaCl為主（占74.9%～90.8%），具有很好的水溶性、易溶鹽建腔，夾層少且厚度薄（小于5 m）。

2.1.3.2 建庫方案設計

設計儲氣井36口，有效單腔儲氣體積為20×104m3。運行壓力6～16 MPa，總庫容量為11.79×108m3，工作氣量為7.23×108m3。整個工程分3個階段完成，總建設期12年。

2.1.3.3 建設及運行狀況

目前正在開展一期溶腔工程和二期鉆井工程。截至2020年底，已完成3口井的溶腔工作，已形成有效工作氣量1.8×108m3。金壇儲氣庫2016年以來累計進行76次注采，累計注氣量5.7×108m3，累計采氣量 4.2×108m3（圖 5）。

2.2 中石化儲氣庫建設已邁上快車道，2021年將新建成9座儲氣庫

中石化目前在建儲氣庫9座，建庫類型復雜，包括復雜斷塊砂巖氣藏、裂縫—孔隙型碳酸鹽巖氣藏、凝析氣藏及深層、多夾層鹽穴儲氣庫，預計形成21×108m3儲氣能力，2021年底前建成并投產運行。

2.2.1 枯竭砂巖氣藏儲氣庫

包括衛11、文13西、永21、孤西等儲氣庫。其中衛11和文13西屬于復雜斷塊氣藏改建儲氣庫，斷層發育，儲氣庫圈閉動態密封性評價難度大，單層有效厚度較薄，儲層應力敏感性強，注采能力評價難度大。方案設計衛11庫容量為10.1×108m3，文13西庫容容量為5.69×108m3。永21儲氣庫是我國第一座水淹氣藏改建儲氣庫，目前壓力已經恢復到原始地層壓力。該類型氣藏改建儲氣庫目前國內外尚無經營可借鑒，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。方案設計庫容量為5×108m3。孤西儲氣庫是中石化東北地區建設的第一座儲氣庫，為弱邊水層狀構造、中低孔隙度中低滲透率氣藏，原始地層壓力為15.5 MPa，目前地層壓力介于3.8～6.3 MPa。方案設計庫容量為4.28×108m3。

2.2.2 裂縫—孔隙碳酸鹽巖儲氣庫

清溪儲氣庫為超高壓裂縫—孔隙型氣藏改建的儲氣庫，儲層厚度介于6～20 m，非均質性強、裂縫發育。原始地層壓力為77 MPa，壓力系數高達1.82，目前地層壓力為13 MPa。深層超高壓氣藏雙重介質應力敏感機理復雜，儲氣庫多周期注采能力、運行參數評價難度大。方案設計庫容量為4.3×108m3，建成后最大日調峰能力為200×104m3，既能發揮川氣東送沿線市場調峰作用，又能保障普光氣田平穩生產。

2.2.3 凝析氣藏儲氣庫

大澇壩儲氣庫是中石化凝析氣藏改建儲氣庫，兼顧儲氣調峰與提高凝析油采收率雙功能。大澇壩儲氣庫為邊水中孔隙度中滲透率砂巖凝析氣藏，儲層物性較好，分布穩定，原始地層壓力為56.17 MPa，目前地層壓力為42 MPa。反凝析和邊底水侵入造成儲層流體分布復雜，導致建庫技術政策及擴容達容技術難度大。統籌考慮提高采收率和儲氣庫協同建設，設計庫容量為36×108m3，最大日調峰能力為165×104m3；同時可提高凝析油采收率達到43%。

2.2.4 深層、多夾層鹽穴儲氣庫

黃場鹽穴儲氣庫埋藏較深，超過2 000 m，鹽層厚度介于8.0～37.4 m，累計厚度為183.4 m，鹽層Na2SO4等易結晶物質含量高，造成鹽結晶堵管柱風險高。夾層厚度介于4.2～7.0 m，平均為4.8 m，夾層數量較多，介于3～7個，導致夾層垮塌控制和造腔形態控制難。目前，已完鉆4口井，2021年計劃形成0.5×108m3的儲氣能力。

2.3 已初步形成了具有中石化特色的地下儲氣庫建庫技術

“十二五”以來，中石化通過技術創新與集成，建立了不同類型儲氣庫篩選指標評價體系，形成了配套的氣藏型儲氣庫建庫技術系列，初步形成了深層厚夾層鹽穴儲氣庫建庫關鍵技術，探索了含水層儲氣庫建庫關鍵技術及商業運營模式，為中石化儲氣庫建設和安全運行提供了全面技術支撐[18-21]。

2.3.1 建立了儲氣庫篩選評價體系和軟件平臺，優選的第一批庫址已投入建設

針對中石化儲氣庫地質特點，優選密封性、地質、市場、地面、現有設施等評價參數，首次建立了中石化氣藏型儲氣庫、鹽穴型儲氣庫及含水層儲氣庫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，全面支撐了“十四五”儲氣庫發展規劃編制及21×108m3儲氣能力建設。

2.3.2 形成了枯竭氣藏儲氣庫建庫配套技術，支撐了中原儲氣庫群高效安全運行

2.3.2.1 枯竭氣藏儲氣庫地質與氣藏方案優化技術

1）大排量多周期儲氣庫圈閉密封性評價技術，建立了儲氣庫地質模型、物理模擬模型、地應力模型及數值模型的“四模融合”密封性評價方法。

2）儲氣庫地質重構技術，以圈閉為研究對象，井—震、動—靜資料相結合，運用沉積微相、儲層預測、儲層評價、三維建模等技術，實現復雜地質條件下儲氣庫地質體重構。

3）儲氣庫方案優化設計技術，針對儲氣庫多期高速注采的特殊性，基于多周期水氣互驅實驗，形成儲氣庫注采能力預測方法、分區分帶時變有效庫容評價方法及建庫優化設計方法。

2.3.2.2 復雜地質條件鉆完井及老井封堵技術

針對中石化文23儲氣庫發育厚層膏鹽層、儲層厚度跨度長、壓力系數差異大等問題和挑戰，形成了以下有針對性的鉆完井和老井封堵技術。

1）復雜地質條件鉆完井技術，研發了飽和鹽水、欠飽和鹽水鉆井液體系，巨厚鹽層為蓋層的儲層專打井身結構，優化水泥漿體系及固井工藝，形成適應復雜地質條件的鉆完井防漏及儲層保護技術。

2）枯竭氣藏老井多級封堵技術，建立了枯竭氣藏老井“強化地層封堵，兼顧井筒封竄，實時壓力監控”廢棄井封堵技術。

2.3.2.3 地面系統優化技術

在儲氣庫地面系統設計方面，采用“叢式井場—注采站”一級布站、注采管網合一設置、超聲波雙向計量，優化運行流程。在地面關鍵裝備及工藝方面，采用中石化自主研制的4 500 kW大功率往復式注氣壓縮機，配套地面注采高低壓管網優化及采出氣處理技術，實現了大規模氣體注采控制。在“五化”建設模式方面，逐步落實標準化設計、工廠化預制、模塊化施工、機械化作業、信息化管理，實現儲氣庫建設和運行整體降本增效。

2.4 初步形成了深層、多夾層鹽穴儲氣庫建庫關鍵技術，保障了溶腔、排鹵及安全運行

針對中石化江漢黃場鹽穴儲氣庫建庫過程中，夾層垮塌控制和腔體形態控制難等挑戰，通過開展技術攻關，初步形成了一套針對深層、多夾層的鹽穴儲氣庫建庫關鍵技術系列。

2.4.1 腔體設計與穩定性評價技術

針對深層、厚多夾層的特點，開展了鹽腔形態論證、腔體形態參數優化設計、運行壓力優化以及腔體變形程度、蠕變率、穩定性等研究攻關，形成了深層、厚多夾層鹽穴儲氣庫腔體設計與穩定性評價技術。綜合考慮黃場鹽穴儲氣庫運行的經濟性、壓縮機組的安全性及壓力預測結果，確定最高運行壓力32 MPa，并根據腔體的變形量、塑性區、體積收縮率、等效應變分析，優化了鹽穴腔體。

2.4.2 高強度注采膏鹽地層鉆完井技術

結合黃場鹽穴儲氣庫高溫高壓、埋深大的地層特點，優化井身結構、鉆完井液體系，形成適應高強度注采膏鹽地層鉆完井工藝技術。井身結構采用直井井型，表層套管+生產套管、先期裸眼完井方式。針對不同開次的地層特征，分別采用不同類型鉆井液體系，采用塑性飽和鹽水水泥漿體系，提高水泥環的韌性和承受交變載荷能力。應用該技術，江漢鹽穴儲氣庫成功完鉆4口儲氣井。

2.4.3 多夾層垮塌控制與腔體形態控制技術

通過夾層垮塌模式實驗，確定了在溶漓夾層初期，垮塌模式為分層剝離后的局部冒落垮塌；在溶漓夾層后期，垮塌模式為整體失穩。基于垮塌模式和夾層垮塌力學分析以及夾層垮塌試驗數據校正，建立多夾層垮塌控制流程方法。同時，研發了一套耐高溫高壓的井下油水界面監測儀器，滿足了深層鹽穴要求。通過開展現場聲吶測試作業，實時監測腔體形態，為腔體控制提供技術依據。

2.5 初步建立了中石化地下儲氣庫建設運營模式

考慮到中石化油氣田企業和中石化天然氣分公司各自專業技術優勢，以及油氣藏型和鹽穴型地下儲氣庫在礦權、建設、運行等環節的差異，從形成合力、加快建設角度出發，制訂形成了差異化運營模式。

1）油氣藏型儲氣庫建設經營模式：油氣藏型儲氣庫的前期工作、投資、建設、運行維護等工作和安全環保責任由項目所在油氣田企業承擔，建成后的庫容全部由天然氣分公司使用經營，并由天然氣分公司按照集團公司核定的儲轉費定期支付費用。

2）鹽穴型儲氣庫建設經營模式：天然氣分公司作為投資建設、經營管理主體，負責整個項目的前期、建設、運行和經營，承擔安全環保和經營責任。

3 中石化儲氣庫建設展望

3.1 中石化具有豐富的儲氣庫建庫資源

自“十一五”以來，中石化油田企業共同開展了多輪庫址篩選工作，篩選和評價了中石化礦權范圍內可建庫址的庫址條件和建庫潛力。中石化具有豐富的建庫資源，具備建庫基礎和潛力，分布在中東部天然氣消費中心附近，其中勝利、中原等油田儲氣庫庫址資源與LNG接收站毗鄰，可發揮最佳的調峰效果，預測總庫容量為1 231×108m3（表2）。其中，大華北地區和長江經濟帶資源最豐富，包括枯竭油氣藏、潛山油藏、鹽穴及含水層圈閉，預測庫容量分別為705×108m3和196×108m3；西北地區以凝析氣藏為主，庫容量較大，預測庫容量為295×108m3；東北和華南地區庫址資源較少。

表2 中石化建庫目標潛力區庫容預測表

通過不同類型儲氣庫庫址資源的篩選與評價，各種庫址資源地質條件復雜、建庫難度較大。其中油氣藏建庫資源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，含水層儲氣庫庫址多為低構造幅度、埋藏深度大、儲層物性差的圈閉類型。

3.2 中石化儲氣庫建設發展戰略布局

根據保障國家能源供給安全和中石化天然氣經營發展，統籌油田企業利益與中石化整體利益、統籌資源與市場及近中遠期發展需要。依托中石化中東部油田企業，整體部署、分批實施，重點打造大華北和長江經濟帶兩大調峰中心；同時，加快西北、東北地區應急調峰與提高采收率協同建設，建成西北、東北地區調峰站，逐步完善中石化儲氣調峰體系，實現天然氣全產業鏈效益最大化（圖6）。

3.2.1 大華北調峰中心

加快華北地區地下儲氣庫建設，與國家網管公司協同發展，推進華北地區煤改氣工程實施。根據區域位置和中石化目標市場調峰能力分析（調峰能力缺口14×108m3），做強調峰市場經營，打造“地下儲氣庫—LNG接收站”協同運作的經營型調峰體系。在大華北東部沿海地區以LNG接收站調峰為主，儲氣庫調峰協同，新建永21儲氣庫。在大華北中西部，以儲氣庫調峰為主，新建文衛11、文13西等儲氣庫。預計建成26×108m3儲氣能力。

3.2.2 長江經濟帶調峰中心

推進長江沿線地區地下儲氣庫建設，確保川氣東送管線平穩運行，拓展中石化華中、長三角地區天然氣業務發展。根據區域位置和中石化目標市場調峰能力分析（調峰能力缺口7×108m3），立足自身需求，打造“地下儲氣庫+LNG接收站互補”調峰體系。在長江下游地區以LNG接收站和儲氣庫互補調峰，新建朱家墩儲氣庫；在長江中游地區以儲氣庫調峰為主，新建黃場鹽穴儲氣庫；在長江上游地區以儲氣庫調峰為主，新建清溪場儲氣庫。預計建成16×108m3儲氣能力。

3.2.3 東北、西北等調峰站

3.2.3.1 東北地區打造自用型調峰體系

東北地區調峰需求旺盛，中石油儲氣庫資源豐富，整體來看，未來東北調峰能力過剩。但中石化尚未建設儲氣庫和LNG接收站，存在1×108m3調峰能力缺口。基于中石化區位優勢和目標調峰市場，打造“自建地下儲氣庫”類型的自用型調峰體系。規劃建成孤家子、龍鳳山等儲氣庫，滿足自身調峰需求，保持競爭能力。

3.2.3.2 西北地區打造銷售調配型調峰體系

西北地區依托中石油豐富的儲氣庫資源，“十四五”后期整體調峰能力較充足。但中石化目標調峰市場存在2×108m3調峰能力缺口，西北地區的雅克拉、大澇壩等凝析氣藏可用于儲氣庫建設，預計庫容量約為295×108m3。基于建庫資源和目標調峰市場分析，打造“自建地下儲氣庫”類型的銷售調配型調峰體系。由于中石化西北天然氣銷售受外輸通道制約，產能釋放受限，可依托儲氣庫建設，在滿足自身調峰需求的同時，打造銷售調配型調峰體系，加強市場供應靈活性。

3.2.3.3 華南地區打造復合型調峰體系

華南沿海地區建設并規劃了一批LNG接收站，整體來說調峰能力有富余。但中石化調峰能力欠缺，缺口2×108m3，而華南地區地下儲氣庫建庫資源較為有限，僅有廣東三水有鹽穴及老腔建庫資源。根據區域位置和中國石化目標市場調峰能力，打造“租賃LNG儲罐為主+自建儲氣庫為輔”的復合型調峰體系，與LNG接收站簽署租賃協議，鎖定調峰能力，同時，規劃建成廣東三水儲氣庫，滿足自身要求，加強市場競爭能力。

3.3 加強復雜類型儲氣庫建庫技術攻關

基于中石化天然氣經營發展戰略，依托油氣藏型、鹽穴、含水層儲氣庫建庫資源，加強復雜類型地下儲氣庫建庫關鍵技術攻關力度：①針對復雜斷塊邊底水氣頂油藏儲氣庫，開展復雜斷塊儲氣庫精細地質重構技術研究、多級次斷層動態密封性評價、邊底水氣藏型儲氣庫非線性滲流機理研究及邊底水氣藏建庫技術政策研究；②針對凝析氣藏注氣提高采收率協同建庫，開展凝析氣藏注氣協同建庫目標評價與標準制定、凝析氣藏注氣提采協同建庫滲流機理研究及凝析氣藏協同建庫參數優化設計研究；③針對深層—多夾層鹽穴儲氣庫，開展深鹽層注氣排鹵實施關鍵技術研究、深層鹽穴儲氣庫注采工程關鍵技術研究及水平井造腔關鍵工程技術研究；④針對含水層儲氣庫，開展含水層儲氣庫氣頂形成機理研究、含水層儲氣庫庫容參數優化設計、含水層儲氣庫注采能力研究及含水層儲氣庫建庫技術政策。

3.4 轉變建庫理念、拓展建庫資源

我國優質建庫資源稀缺，建庫難度逐漸增大。當前形勢下，積極探索適合我國國情的儲氣方式，轉變建庫理念、創新建庫模式，實現儲氣能力快速提升。

3.4.1 新發現氣田開發與儲氣庫建設協同

對于新發現的氣田，按照儲氣庫作開發方案。在氣田開發初期按照儲氣庫的標準進行建設，包括井筒、地面設施、管網等。通過出臺相關政策確保其基本盈利，保證儲氣庫周期更長。

3.4.2 在產氣田與儲氣庫協同建庫模式

由穩產末期氣田的原油開發井組與新部署注采井組組成，將氣田開發中后期提高采收率的投資與儲氣庫建設投資相結合，延長氣田設施使用壽命、減少儲氣庫墊底氣量、縮短建庫周期，實現一次投入兩次受益，以此增加冬季調峰能力和提升氣田資源價值。

3.4.3 油藏注氣提高采收率協同儲氣庫建設

優選適合建庫的油藏，向油藏頂部注入天然氣提高原油采收率，隨著油藏次生氣頂逐步擴容達產，采氣調峰建成儲氣庫。既可以利用老井、節約投資，又快速形成一定規模的儲氣能力同時提高原油采收率。初步評價中石化油田適合氣驅地質儲量7.63×108t，預計可提高采收率11.6%。

3.4.4 儲氣庫與LNG聯動模式

在沿海LNG接收站附近，優選適合的建庫目標改建儲氣庫，充分發揮LNG接收站和儲氣庫自身優勢，實現夏季儲氣、冬季調峰，充分利用冬夏氣價差實現效益最大化。

3.4.5 鹽穴老腔改建地下儲氣庫篩選及評價

我國是鹽礦采鹽大國，鹽化企業采鹽形成了大量的老腔資源，如有效利用這些老腔資源，是加快我國鹽穴儲氣庫建設的有效途徑。老腔的改造利用相對于新腔建造可有效縮短工程建設周期、降低工程投資。中石化有多個鹽化工企業，鹽穴老腔資源較為豐富，下一步將開展鹽穴老腔篩選、監測、評價與改造等工藝過程，有效利用鹽穴老腔資源，提高儲氣調峰能力。

3.5 打造中石化完備的儲氣調峰體系

基于中石化豐富的建庫資源，通過復雜類型儲氣庫技術攻關和建庫理念轉變，建成中石化復雜斷塊油氣藏型、深層—多夾層鹽穴及含水層儲氣庫，打造中石化完備的儲氣調峰體系，2035年預計建成300×108m3儲氣能力。其中在大華北地區，以氣藏型儲氣庫為基礎，突破油藏建庫技術，打造中原百億立方米儲氣庫群；同時，突破潛山油藏、含水層建庫技術，勝利建成50×108m3儲氣庫群。在長江經濟帶地區，依托鹽穴、油氣藏等多類型儲氣庫，打造50×108m3儲氣庫群。在華南、西北、東北地區建產50×108m3儲氣能力。

4 結論

1）我國天然氣消費持續快速增長，儲備設施建設的缺口巨大。中石化具有豐富的建庫資源，包括枯竭油氣藏、鹽穴和含水層地下儲氣庫建庫資源，且主要分布在中東部天然氣消費中心附近，具備加大儲氣庫建設的迫切需求和重大潛力。

2）依托中石化中東部豐富的建庫資源，根據保障國家能源供給安全和中石化天然氣經營發展，整體部署、分批實施，打造大華北和長江經濟帶兩大調峰中心；同時，加快西北、東北地區應急調峰與提高采收率協同建設，建成西北、東北地區調峰站，逐步完善中石化儲氣調峰體系，實現天然氣全產業鏈效益最大化。

3）基于中石化調峰設施中遠期發展戰略，依托不同類型油氣藏型、鹽穴、含水層儲氣庫，2035年建成300×108m3儲氣能力，打造中石化完備的儲氣調峰體系。同時，轉變建庫理念、擴展建庫資源。利用新發現、正在生產的油氣田及鹽穴老腔來增加儲氣調峰能力。