原标题：中国天然气地下储气库发展现状与前景展望　　文/郑得文完颜祺琪赵凯，国家能源地下储气库研发中心中石油勘探开发研究院中石油油气地下储库工程重点实验室，国际石油经济2025年第7期　　近年来，随着中国经济的快速增长，天然气消费量呈现爆发式增长。2020—2023年受新冠病毒疫情和复杂外部环境的影响，天然气供需两端都出现“过山车”式尴尬局面，一度出现负气价、淡季不淡、历史最高气价等现象。地下储气库作为平衡市场供需的主要手段，加快建设愈发重要。　　2018年国家密集出台系列政策，要求“加快天然气产供储销体系建设，补足储气调峰短板”，经过7年的高速建设，地下储气库和LNG储罐建设成果显著，截至2024年底，中国储气库与LNG合计已形成9.6%的储气调峰能力，与2018年相比翻了一番，但与国家设定的建设目标仍存在一定差距。　　1中国储气库建设现状　　1969年和1983年，大庆油田利用油田采出的溶解气分别在萨中、喇嘛甸两个气顶油藏建设了油气田调节型储气库，主要目的是保压采油，同时减少天然气排放。1999年中国第一座商业化储气库——大张坨储气库建成投产。经历了20余年的技术攻关与快速建设，中国复杂地质条件储气库建设技术整体上达到国际领先水平，建库目标向着油藏、在产气田等类型拓展，近年来在调峰保供、调节区域平衡供气、提高管道输气效率方面发挥了重要作用。　　截至2024年底，中国已建设天然气地下储气库（群）38座，形成调峰有效工作气量265亿立方米（见图1），根据2024年中国天然气消费量4260亿立方米计算，工作气量占年消费量的6.2%，与上一年相比增加0.4个百分点。　　　　从建设周期看，中国储气库建设主要分为三个阶段。　　第一阶段为1999—2010年，是中国储气库建设的探索起步阶段，当时为配合陕京天然气管道和西气东输管道投产，中国启动了储气库的建设，陆续投产了大张坨气藏型储气库（群）和首座盐穴储气库（金坛储气库）。　　第二阶段为2010—2018年，由国家财政资金支持建设，中国石油建成以呼图壁、相国寺为代表的6座商业储气库（群）；中国石化在中原地区建成投产文96储气库。这一阶段中国储气库建设进入全面发展期，同时建库技术水平得到了快速发展，形成了地质气藏、钻完井工程、地面工程和风险管控等系列特色技术。　　第三阶段为2018年以后，随着国家对储气能力建设高度重视，各石油公司、管道公司、燃气企业和地方政府加大了对储气库的投资与建设的力度，2019年储气库调峰工作气量首次突破100亿立方米，2024年达到265亿立方米。中国石油集中布局东北、西北、中西部、西南、华北等百亿立方米储气基地，中国石化围绕河南濮阳地区持续建设中部储运基地，国家管网集团启动楚州、淮安、平顶山等盐穴储气库建设，中国储气调峰能力建设迎来新的高峰。中国储气库建设情况见表1。　　　　2中国储气库建设技术进展　　受制于特有的陆相沉积环境，中国储气库建库地质条件复杂，构造破碎、埋藏深、非均质性强，库址资源匮乏。近20年来，国家和油田公司持续设立重大专项攻关项目，中国逐渐形成了适合复杂地质条件的储气库成套建库技术和装备，使储气库建设实现了跨越式发展。根据最新一轮的储气库库址筛选结果，全国陆上库址资源工作气量潜力超过700亿立方米，基本可以满足中国2030年天然气年消费量达到5500亿立方米时对调峰储气能力的需求。　　建库目标由单一的枯竭气藏向油藏、复杂泛连通低渗气藏、深层复杂盐岩等多领域开拓。冀东油田率先探索油藏建库与气驱采油协同，建设中国首座海上油藏型储气库——南堡1号储气库；长庆油田探索榆林储气库三区带建库模式，启动首座无固定断层封闭边界的储气库建设；中国石化、国家管网集团启动了湖北黄场、江苏淮安等复杂深层盐穴储气库建设。　　随着技术的进步，储气库建库库址目标进一步多元化，为未来储气库的规模建设奠定了库址资源基础和技术保障。　　2.1复杂地质条件储气库动态密封性评价技术　　2000年以来，中国石油勘探开发研究院牵头“产学研用”单位，经过20多年持续联合攻关，创新提出了储气地质体概念，形成了纵向上以盖层、储气层、下封盖层（见图2），平面上以边界控制断层、溢出点、边底水等因素构成的大储气圈闭概念，逐渐形成了以盖层、断层动态密封性为核心的室内实验装备及技术体系。　　　　创新发展了以多周期孔隙压力-地应力双向耦合的断层和盖层动态密封理论及评价技术，辅助完善的监测井网，形成基于应力-应变-动态监测为一体的动态密封性评价方法，保障气库全生命周期运行的完整性。以中国石油新疆呼图壁储气库为例，分别部署了有盖层监测井、断层监测井、流体运移监测井以及微地震监测井，用以监测储气库全生命周期过程中储气库地质体密封性与完整性。　　2.2油藏型储气库次生气顶形成与控制技术　　中国石油以冀东油田NP储气库、塔里木DH储气库为研究对象，充分利用“国家能源地下储气库研发中心”平台，开展了系列长岩心注采驱替实验，深化多周期气油互驱注采机理，落实不同注采条件下地下空间动用效率，利用气顶重力驱和天然气对原油的蒸发萃取作用，形成了油藏型储气库次生气顶形成与控制技术。NP储气库单井日注气量达到40万立方米以上，最大日注气量突破100万立方米。矿场测试与数值模拟研究结果表明，注气后平面动用程度明显增大，注气井周围地层压力上升6.5兆帕（MPa），含气饱和度提高12%～21%。　　2.3复杂泛连通低渗气藏三区带建库评价技术　　大面积岩性气藏无明显构造，无岩性边界，低丰度低渗，气井产能低，一直是储气库库址筛选回避的对象。2020年以来，中国石油以长庆榆林气田为研究对象，首创大型泛连通低渗气藏“三区带”建库新模式，以“甜点注采区”为核心、“外溢控制区”为屏障、“开采外围区”为协同，气田原井组与局部甜点区新钻注采井（储气库）组成协同调峰系统；创建非封闭泛连通动边界有限高速渗流数学模型，解决了气体外溢控制难题。建立了甜点区注采工况外溢边界不稳定渗流数学模型，量化表征外溢范围和外溢量；形成了三区联动地质工程一体化工程技术系列，甜点区形成了分支水平井等提高注采能力的钻采工艺，保障了储气库的大气量注采。　　2.4复杂深层盐穴老腔利用技术　　中国石油以河南叶县复杂盐穴为对象，攻克复杂连通老腔三维形态建模方法，解决老腔井筒套管变形错断等工程改造难题，建立“三维建模+造腔数值模拟+物质平衡+地震反演”的老腔形态预测新方法，精细描述已有盐穴老腔分布与形态特征，为建库方案设计提供坚实资料基础。评价结果显示，叶县盐穴储气库老腔改造周期为3年，可快速形成8亿立方米工作气量，相比新腔建库周期大幅度缩短。　　2.5储气库与气驱采油协同建设评价技术　　油藏建库与气藏建库在开发方式、压力设置、库容参数设计等方面均存在巨大差异，近年来中国石油在辽河油田、塔里木油田等地区筛选了一批油藏，开展气驱采油与储气库协同建设先导试验，取得了较好的效果，通过室内试验揭示了多周期注采流体相态变化规律，攻关流体界面控制与监测技术，创新提出了油藏建库与气驱采油协同的三阶段建库模式，即次生气顶形成、提采扩容、强化注采，以及建库时机评价方法，具体建库模式见图3。开创了中国油藏建库与气驱采油协同建设新领域，实现油气产量双增，提高了油田开发和储气库建设经济效益。　　　　3未来储气库建设面临的形势与挑战　　尽管中国天然气地下储气库建设取得了丰硕成果和重大成就，但面对复杂的建库地质条件，库址优选与高效建设仍面临一系列挑战。　　3.1储气能力建设需求持续增长　　据国家发展改革委统计结果，2024年中国天然气表观消费量为4260亿立方米，与上年相比增长8%，对外依存度达到41%。中国能源相关研究机构预测，2025年、2030年中国天然气消费量将分别达到4500亿立方米和5500亿立方米，对外依存度分别为45%和55%，能源安全形势严峻。　　到2030年，全国集约布局的储气能力达到600亿～700亿立方米，占天然气消费量的11%～13%。按照当前储气库调峰能力265亿立方米、LNG储罐罐容约130亿立方米计算，随着河北新天LNG接收站、北京燃气集团天津南港LNG接收站、国家管网集团烟台西港LNG接收站、中国海油江苏滨海LNG接收站等一批在建扩建项目集中投产，2030年全国地下储气库储气能力建设需求将达到200亿～300亿立方米，即未来5年储气库年储气能力需求增量将达到40亿～60亿立方米，是过去5年建设速度的1.5～2倍。　　3.2建库地质条件更趋复杂　　中国是全球构造板块和地应力场极其活跃复杂的地区，储气库建库地质条件复杂，优质库址资源接替不足。建库资源正在由中高孔渗储层向低渗储层转变，由气藏向油藏转变，由浅层盐岩向中深层盐岩转变，评价建设周期延长，投资水平逐年提高；油藏型、低渗气藏、复杂盐穴等建库技术尚未完全攻破，规模效益建库面临严峻挑战。盐穴型储气库受矿权与卤水消化能力影响，与盐化企业合资合作推进缓慢。　　3.3冲峰能力不足　　储气库的冲峰能力是指其在短时间内迅速增加供气量的能力，这对于应对突发的用气高需求或紧急情况至关重要。据统计，全球气藏型储气库平均采气时间约为90天，盐穴型储气库平均采气时间约为30天。中国储气库采气天数一般按照采暖季120天设计，受市场需求影响，近年来有效采气天数不足100天。11月和3月市场需求下降，储气库采气能力受到抑制，12月用气尖峰和保供时期，受注采井数和地面处理能力限制，尖峰保供能力仍有不足。　　3.4市场化机制不完善　　国外储气库业务脱离管输和配气业务，成为天然气产业链中的独立环节，独立运营，通过收取储转费向市场提供服务。与国外相比，中国储气库业务市场化机制不完善，特别是投资回收渠道尚未理顺，相关政策机制不完善，尽管近年来国家相关部门已下发通知，明确储气设施服务价格由供需双方协商确定，注采气价格由市场竞争形成，要形成季节性价差体系等，但受制于国内门站价格管制和门站价格标杆效应的影响，调峰气价政策未能真正落地，严重制约和影响了后续储气库的建设。　　4未来储气库建设发展方向　　4.1已投运储气库扩容达产仍是短期快速提高储气调峰能力的首要任务　　扩容达产周期是储气库运行规律的固有属性，根据建库地质条件不同，一般达产需经历5年以上。目前除中国石油早期建设的板桥库群和京58库群外，“十二五”（2011—2015年）期间建设的中国石油呼图壁、相国寺等6座商业储气库和国家管网集团文23储气库均经历了6～10年的注采运行，处于扩容达产工程的收尾阶段。2024年全国储气库形成调峰采气能力265亿立方米，与设计工作气量相比仍存在一定差距。　　多周期注采运行分析表明，其主要原因是部分储气库复杂的地质条件与当前注采井网不匹配、井控程度低、井网有效库存动用率低（86%）。未来将以提压增容、排液扩容、完善井网为三大攻关方向，通过加强专项技术攻关，进一步实现在役储气库快速达容达产、库容高效利用。预计在未来2～3年内中国地下储气库工作气量增加潜力约为25亿立方米。　　4.2借鉴前期管理制度创新经验，新建储气库具备加快投产条件　　经过多年不断摸索和实践，目前中国已经形成一套较完善的储气库建库标准化管理体系和建库流程。在组织管理上，推行“扁平化”管理，压缩管理层级，大大提高建设效率；在方案设计上，基于地质构造认识程度、单井产能和建库参数落实情况，形成一套储气库方案设计标准流程，确保方案设计科学性和合理性，并有针对性地对储气库建设关键问题，提早部署前期评价及先导试验研究，保证了项目的滚动建设和接替性；在工程施工上，基于老井封堵和钻井施工难度、地层流体组分（酸性气体）、地面工程规模，建立了统一的工程标准，统一采购，统一建设，减少供货和建设周期；在投产运行上，基于开发程度、注采试验成果，合理安排垫气补充和扩容达产周期，针对部分建库前地层压力系数低、钻井漏失严重的储气库，优先开展注气系统建设投产，加快垫气补充提高建井质量。这些储气库特有的管理创新做法和经验，可以有效指导后续新库建设，大大缩短建设投产周期。　　4.3建库理念发生根本转变，新理念为储气库建设拓展了大量新库址资源　　随着储气库建设工作的推进，中国优质的库址逐渐减少。为了满足大规模储气库建设的需求，不断创新完善选址理念、建库技术及标准，在原有仅利用枯竭油气藏改建储气库的观念上，建库资源范围已从原有的枯竭油气藏、整装盐岩地层建库，逐步扩展到开发前中期主力大气田建库、油气田与储气库协同开发建库（气驱采油项目）以及废弃矿坑建库等方面，极大地丰富了储气库库址资源。　　4.3.1利用开发中主力气田改建储气库　　将开发中的主力气田改建储气库，具有见效快、规模大、调峰能力强等优势。利用靠近消费市场稳产或递减期的大中型气田改建储气库，不需要1～2年的垫气补充周期，建井之后利用气田原有地面设施可以直接参与采气调峰。夏季将销售低谷区富余天然气注入地下，提高地层压力，延缓边底水锥进速度，提高整个储气库库容利用效率，同时延长气田开采寿命，增加天然气整体开发效益。　　4.3.2创新气顶油藏或油藏改建储气库，实现储气库建设与气驱采油协同　　根据各油藏储层及流体特点，利用重力驱与混相驱规律认识，揭示重力辅助混相驱替机理，创新采用水淹油藏储气液交互排驱均衡排液扩容方法，形成了“气驱排液、周期扩容、达容达产”三阶段协同建库技术，解决了高含水油藏建库储气空间高效构建难题，实现人工气顶稳定形成与老油田原油产量稳定增长，利用原油提高采收率产生的附加效益，弥补油藏建库面临的周期长、效率低、效益差等问题。据预测，塔里木东河油藏可提高原油采收率约12%，辽河油田马19区块可提高原油采收率约5%，冀东油田堡古2油藏可提高原油采收率约15%，累积增油达到259万吨。　　4.3.3利用已有废弃老腔改建储气库　　利用废弃的盐穴等老腔改建储气库，具有成本低、见效快等优势。中国盐矿资源丰富，目前已有近200座大小盐矿，废弃盐穴老腔以每年2000万立方米的速度增加，可利用空间大。据不完全统计，在江苏、湖北、河南等地区已有盐穴老腔1000余口，地下空间约2亿立方米，按照当前老腔利用效率10%估算，修复利用后可快速建成储气能力约20亿立方米。　　4.4二氧化碳捕集封存、储能、储氢等多元化存储是地下空间综合利用发展的必然方向　　4.4.1二氧化碳封存　　随着目前碳达峰、碳中和目标的推进，世界各国都在加快推进二氧化碳封存技术发展与工程实施。咸水层封存作为当前二氧化碳封存的主要方式，年封存量达到4000万～5000万吨。中国的鄂尔多斯盆地和东南沿海地区发育有咸水层储层，2010年神华集团在内蒙古鄂尔多斯盆地开展了中国第一个咸水层封存试验项目，年注入量约为10万吨二氧化碳；2022年，陕西煤业化工集团有限责任公司（陕煤集团）在陕西榆林地区开展了中国首个400万吨二氧化碳封存项目，先期40万吨重点工程已全面启动，为今后中国的二氧化碳捕集封存技术发展起到积极的推动作用。自然资源部中国地质调查局评价中国海域二氧化碳地质封存潜力达到2.58万亿吨，随着咸水层封存规模、封存机理、风险评估及监测等关键技术的突破，二氧化碳捕集封存必将成为地下储气库的主要发展方向。　　4.4.2储氢、储能　　氢能被誉为“终极能源”，产业链条长、技术密集。目前中国制氢技术基本成熟，2022年中国石油玉门油田建成甘肃省第一条中长距离纯氢管道，年输氢能力为7000吨。据统计，2021年中国氢产量3300万吨，预计2025年达到3700万吨。目前储氢方式基本以高压气态或者低温液态等方式储存于碳纤维密封容器内，储存规模小、安全风险大。在20世纪，美国、英国、法国等欧美国家利用地下盐穴开展储氢、储能项目，并积极探索利用地下含水构造或者枯竭油气田储存氢气的可能。中国川藏地区风、光、水等资源丰富，可利用廉价绿电资源开展电解水制氢、压缩空气储能等工程，并积极探索利用盐穴或者油气藏储氢、储能技术，降低输储成本，推动中国氢能、储能产业长足发展。　　5加快储气库建设的对策与建议　　5.1重视技术研发与科研投入，加速推进已建和新建库达容达产　　国际燃气联盟（IGU）最新统计数据显示，世界上气藏型储气库达产周期一般为3～5年。受制于复杂的地质条件，中国的储气库达产一般要经历8～10年甚至更长。近些年，科研人员持续加大对制约气藏型储气库扩容达产的瓶颈技术攻关，相关企业和部门保证科研投入与工程试验实施。　　主要体现在4个方面：1）攻关提高已建库储层有效空间动用技术，提高储气库运行效率与调峰能力；2）中国储气库上限压力设计保守采用原始地层压力，通过实验与理论相结合，研究储气库极限上限压力，储气库提高上限与降低下限压力相结合，最大限度提高工作气量所占比例；3）攻关盐穴老腔利用与卤水快速溶腔技术，推进盐穴储气库建设进度；4）新库建设根据储层、工程等认识程度区别对待，打破常规建设流程，具备条件的直接启动建设。　　5.2拓宽建库目标领域，油气田开发与调峰保供协调发展　　目前中国的储气库以油气藏型和盐穴型为主，鉴于中国气田分布与开发类型多样的特点，因地制宜地采取不同建库方式，达到油气田开发与储气库建设共赢。1）在气田集中地区选取物性条件好、气井产能高的区块作为生产调节储气库，优先开发中小型气田，控制大气田开采速度，保持长期稳产以提高开发效率；2）结合中国目前的气驱采油项目，将具备一定气顶规模的气驱采油项目直接转为储气库，气顶部署采气井应急采气，提高原油采收率的同时实现天然气战略储备库的协同建设，缩短建设周期，避免重复投资。　　5.3加大储气库合资合作力度，实现多方共赢快速发展　　国家发展改革委在《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》中明确规定了供气企业、地方政府和燃气企业所需完成的储气能力建设任务。但根据目前形势看，库址资源大多集中在三大石油公司和盐化企业手中，地方政府和燃气企业建设难度高，需求大。中国应进一步加强多方资本的储气库合资合作建设，按投资股比分配储气能力，减轻三大石油公司高投资压力和风险，缓解政府与燃气企业的调峰能力建设压力。同时加强与俄罗斯、法国、意大利等储气库技术领先国家的技术交流与合资建设，推进含水层等其他类型储气库建设，拓宽建库技术领域。　　5.4推动储气调峰费用市场化定价机制落地，确保投资回收和收益　　美国和欧洲国家等发达国家储气库工作气量占全球储气库总工作气量的90%以上。多数储气库由天然气供应商建设和管理，向第三方收取使用服务费用。美国能源信息署以周为单位，公布储气库剩余采气能力，储气库气价实行市场定价，采取库容费、注采费、调峰费等多种收费方式，极大地推动了储气库建设。中国应积极推动完善储气库调峰气价的市场化运作机制，利用经济杠杆缓解天然气市场供需矛盾，同时吸引多方投资，加快储气库多方建设步伐。　　来源：能源情报

　　2025年中国国际石油化工大会　　将于10月22-25日召开　　敬请期待　　　　

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