作者：《油气藏储气库工艺设计指南》编委会
出版社：石油工业出版社
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油气藏储气库工艺设计指南试读：
前言
地下储气库是用于储存天然气的地质构造和配套设施，主要功能是用气调峰、安全供气、战略储备，通过提高管线利用系数节省投资、降低输气成本等。城市燃气市场需求随季节和昼夜波动较大，仅依靠输气管网系统均衡输气对流量小范围调节，难以解决用气大幅度波动的矛盾。采用地下储气库将用气低峰时输气系统中富余的气量储存起来，在用气高峰时采出以补充管道供气量不足，解决用气调峰问题。当出现气源中断、输气系统停输时，可用地下储气库作为气源保证连续供气，起到调峰和安全供气双重作用。
目前，我国是世界第三大天然气消费国，2017年对外依存度达39.5%以上，遇到国外天然气断供、天然气管网出现问题时，地下储气库就能及时保障我国的能源安全。历经近二十年的发展，中国地下储气库的建设刷新了地层压力低、地层温度高、注采井深、工作压力高等4项世界纪录，解决了“注得进、存得住、采得出”等重大难题，建库成套技术达到了世界先进水平。虽然取得巨大进步，但是根据国际经验，地下储气库工作气量一般不能低于天然气总消费量10%的红线，而目前我国只有4%左右，储气能力存在巨大缺口，远不足以应对调峰保供的严峻挑战。未来，我国将加大、加快地下储气库建设，以应对日渐扩大的天然气消费整体需求，保障天然气长期稳定的供应。
中国石油天然气集团有限公司陆续建设了金坛储气库、刘庄储气库（群）、苏桥储气库（群）、大港储气库、大张坨储气库、板南储气库、相国寺储气库、呼图壁储气库、双6储气库、陕224储气库等，在地下储气库设计中取得大量技术突破，提高了我国地下储气库建造水平，并在优化管网运行、促进能源供应稳定等方面具有重要战略意义，也为中国石油跻身于地下储气库先进行列奠定了基础，为保障国家能源安全和拓展海外资源市场做好了技术储备。
本教材适用于油气藏储气库地面工程工艺设计。本教材的编写结合工艺设计过程以总体到局部、主体到辅助、设计到投产的思路编写，主要内容包括：概述、设计基础、总体布局、站址选择、地面集输工艺、采出气处理工艺、注气工艺、采出液处理工艺、辅助配套系统、试运投产、实践经验和建议等。
本教材第一章、第三章主要由逯国英、王旭锋编写；第二章、第九章、第十章主要由刘欣、王新华编写；第四章、第六章主要由田鑫编写；第五章、第七章主要由杜廷召编写；第八章主要由王旭峰、张亚庆、杨天宇编写；最后由王新华、杜廷召负责全书的统稿和修改工作。
本教材可作为中国石油天然气集团有限公司所属从事油气藏储气库地面工艺设计、施工、生产运营及管理相关人员的专用教材。本教材的培训对象可以是技术、质量、安全等管理和操作人员。
此教材编写过程中，得到了中国石油工程建设有限公司华北分公司技术质量部的指导和大力支持，在此致以衷心的感谢！同时我们还要特别感谢以刘科慧为组长的专家评审组对教材审阅所提出的宝贵意见和建议。
由于编者知识水平有限，难免有错误和不足之处，恳请读者批评指正。说明
本教材可作为中国石油天然气集团有限公司所属各建设、设计、预制、施工、监理、检测、生产等相关单位油气藏储气库地面工程培训的专用教材。本教材主要是针对从事油气藏储气库地面工程、设及管理的中高级技术人员和管理人员编写的，也适用于操作人员的技术培训。教材的内容来源于实际工程设计，实践性和专业性很强，涉及内容广。为便于正确使用本教材，在此对培训对象进行了划分，并规定了各类人员应该掌握或了解的主要内容。
培训对象主要划分为以下几类：（1）生产管理人员，包括项目经理、生产单位管理人员等。（2）专业技术人员，包括建设单位监督员、监理工程师、设计人员、施工单位技术人员等。（3）现场作业人员，包括目部工人、生产单位维修及操作工人等。
各类人员应该掌握或了解的主要内容：（1）生产管理人员，要求了解第一章、第二章、第三章、第四章、第五章、第六章、第七章的内容。（2）工艺设计人员，要求掌握第一章、第二章、第三章、第四章、第五章、第六章、第七章、第八章的内容。（3）其他专业技术人员，要求了解第一章、第四章、第五章、第六章、第七章、第八章的内容。（4）集输系统现场作业人员，要求了解第一章、第三章、第四章内容。（5）站场现场作业人员，要求了解第一章、第五章、第六章、第七章、第八章的内容。
各单位在教学中要密切联系生产实际，在课堂教学为主的基础上，还应增加现场的实习、实践环节。建议根据教材内容，进一步收集和整理相关照片或视频，以进行辅助教学，从而提高教学效果。第一章 概述第一节 地下储气库的分类
天然气地下储气库是利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造。目前世界上天然气地下储气库按照地质条件分为枯竭油气藏型、含水层型、盐穴型及废弃矿坑型4种；按照用途分为基地型、调峰型、储气型3种。（1）枯竭油气藏型储气库就是利用枯竭油藏、气藏或者油气藏改建成的储气库。（2）含水层型储气库就是利用含水层中的含水孔隙构造，通过高压将气体注到充满水的含水构造中来储存天然气。（3）盐穴型储气库就是利用地下盐层或盐丘，采用人工方式在盐层或盐丘中制造洞穴来储存天然气。（4）废气矿坑型储气库是利用废弃的煤矿或其他矿藏的封闭性构造建设的储气库。
不同类型储气库的性能对比见表1-1。表1-1 不同类型储气库性能对比续表第二节 国内外油气藏储气库的发展现状及趋势一、国外油气藏储气库的发展现状
地下储气库的历史，可以追溯到20世纪初。1915年加拿大首次在安大略省的Welland气田进行储气实验；1916年美国在纽约布法罗附近的枯竭气田Zoar利用气层建设储气库，1954年在Calg的纽约城气田首次利用油田建成储气库，1958年在肯塔基首次建成含水层储气库，1963年在克罗拉多Denver附近首次建成废弃矿坑储气库；法国在1956年开始地下战略储气库的建设；1959年苏联建成第一个盐层地下储气库。
据国际天然气联盟（IGU）最新资料统计，目前世界上共有68983座地下储气库，总工作气量达4165.3×10m，约占全球天然气总消费8383量（35429×10m）的11.8%，与2015年3933×10m相比，增加了83232×10m工作气量。
全球地下储气库总工作气量中，北美地区占39%（1627×83838310m），独联体占28%（1168×10m），欧盟占26%（1088×10m）（表1-2），在这三个地区，地下储气库年工作气量占年消费量比例平均为14%，其中美国地下储气库数量及工作气量居全球首位，共拥有83393座，工作气量达到1360.8×10m，占年消费量的比例为17.48%，俄罗斯为18.38%，其次是乌克兰和加拿大（表1-3）。表1-2 全球七大地区地下储气库类型及工作气量一览表表1-3 世界地下储气库工作气量一览表续表
除目前正在运营的地下储气库外，未来几年全球还有近50座地下储气库的扩建和100座地下储气库的新建计划，主要位于欧洲、北美、亚洲和独联体国家。国际天然气联盟（IGU）预计，到2030年，83全球地下储气库的工作气量将增至5430×10m。
欧洲、北美和独联体国家仍是未来地下储气库需求和建设最集中的地区。一方面是因为这些地区的天然气市场成熟，地质条件较好，且以传统管道气为主，管网系统发达；另一方面它们也是传统管道气贸易最活跃的地区，需要大量的天然气集输与储存设施。
相比之下，虽然亚洲、中东等地区未来也有地下储气库的新建和扩建计划，但这些地区的地质条件、天然气市场的成熟度和消费结构决定了其地下储气库需求有限。以亚洲地区为例，尽管已宣布的新建地下储气库数量仅次于上述3个主要地区，但受天然气管网系统和建库地质条件限制，以及主要天然气消费市场以液化天然气（LNG）为主，导致该地区地下储气库增幅不会太大。国际天然气联盟预计，未来亚洲地区地下储气库的工作气量占全球总量的比例不会超过1%。1．美国——类型多样调峰为主
美国是目前全球地下储气库发展和应用最成功的国家，无论数量还是工作气量都居全球首位，其地下储气库类型较全，且地理分布与天然气生产和消费区相呼应，地下储气库对天然气消费的调峰作用也很明显。目前，美国在运营的地下储气库共393座，工作气量约831360.8×10m，分别占全球的57%和33%。
美国地下储气库类型较多，以枯竭油气田型储气库为主，共339座，其中306座是枯竭气田型，9座为枯竭油田型，24座为枯竭油气83田型。这些地下储气库的工作气量为904×10m，占美国地下储气库工作气总量的76%；含水层型地下储气库48座，工作气量为120×8310m，占其总量的10%；盐穴型储气库28座，工作气量为119×8310m，占比接近10%；另外还有4座岩洞型地下储气库，工作气量约83为1×10m。
在地理分布上，美国地下储气库与国内的天然气资源、管网设施和生产消费特点高度吻合，形成了三大地下储气库密集区，即东北部五大湖沿岸、中北部和墨西哥湾地区。东北部地区的天然气资源相对较少，但人口较多，属于传统工业区，天然气消费量较大，同时又属于温带季风气候，调峰需求量较大；中北部地区则是美国燃气电厂较集中的地区，同时聚集了大量工业设施，但自身天然气资源有限，为保障地区供气稳定需要地下储气库；墨西哥湾地区地下储气库较多的原因除工业和人口外，还由于有大量盐岩层，适合建盐穴型地下储气库。
除承担部分战略储备功能外，目前美国地下储气库的主要用途包括：用气调峰、紧急状态应急供气、存贷气和作为液化天然气（LNG）储存设施。近年来，地下储气库在美国用气调峰中的作用日益突出，每年用于季节性调峰的气量约占年用气量的20%。2．欧盟——消费导向型为主
欧盟28个成员国中有21个拥有地下储气库，总数为146座，工作83气总量为1088×10m，仅次于美国，是地下储气库工作气量第二大地区。
欧盟的地下储气库有明显的需求消费导向特征，作为欧盟地区传统天然气消费大户的西欧国家，其地下储气库数量和工作气量明显多于东欧国家，纬度较高、用气调峰需求较大的北部地区储气库数量和工作气量高于南部地区。
在欧盟有地下储气库的21个国家中，排名前7位的国家分别是德国、意大利、荷兰、法国、奥地利、匈牙利和英国，工作气总量为83857×10m，约占欧盟地下储气库工作气量的79%。导致南北部差异的主要因素是需求结构，欧洲北部的天然气消费以管道气为主，俄罗斯是主要气源，而南部地区毗邻黑海、地中海和大西洋，海岸线长且有大量深水良港，是欧洲液化天然气（LNG）贸易最集中的地区，天然气消费以西亚和北非地区的LNG为主，储气库主要是低温地上和半地上液态储气库，而非地下气态储气库。3．俄罗斯与乌克兰——出口导向型为主
独联体国家中的地下储气库主要分布在俄罗斯和乌克兰，表现出明显的出口导向。目前俄罗斯有地下储气库23座，工作气总量为83718.5×10m。83
乌克兰境内共13座地下储气库，工作气总量为321.8×10m。从分布上看，除克里米亚地区的1座地下储气库外，乌克兰的地下储气库呈明显的两极分化特征，即分别集中在该国东部和西部。东部的地下储气库位于俄罗斯通往乌克兰的输气管道附近，西部的地下储气库位于乌克兰通往欧洲的输气管道周边，通过乌克兰国内的输气管道系统连通。4．国外典型的储气库地面工程
1）美国Washington10气藏储气库
Washington10气藏储气库属于美国东部储气库群，储层为侏罗纪生物礁灰岩，储层埋藏深度为975m。该储气库设计最高运行压力838310MPa，库容量为14.33×10m，工作气量为11.89×10m，储气库共钻水平井14口，注采设计井深1066m左右，水平井段390m，日采气4343能力1274×10m，平均单井能力91×10m/d，单井最大采气能力为4343283×10m/d，最大注气能力为351×10m/d。
2）加拿大艾特肯溪谷储气库
艾特肯溪谷（Aitken Creek）储气库是加拿大不列颠哥伦比亚省最大的储气库，位于洪恩河与蒙特内页岩气藏之间，不列颠哥伦比亚省的东北部，距离圣约翰堡的西北部120km，距离温哥华约83831100km，目前库容量为24.36×10m，工作气量为21.8×10m，其设计最高运行压力为16.8MPa。
3）荷兰Norg储气库8383
该储气库总库容为280×10m，工作气量为30×10m，注气规模4343为（1200～2400）×10m/d，采气规模为5000×10m/d，平均注气量4343为1500×10m/d，平均采气量为2500×10m/d。注气压缩机采用2台38MW离心式压缩机，不设备用。采出气处理采用2套规模为2500×4310m/d的改性硅胶装置脱水、不脱烃。井口注采合一（注气管道和采气管道合一设置），采用质量流量计双向不分离计量，井口无放空。
4）德国Rehden储气库8383
该储气库总库容为80×10m，工作气量为42×10m，注采压力43区间11～28MPa，注气规模为3360×10m/d，采气规模为5760×43434310m/d，平均注气量为2100×10m/d，平均采气量为3500×10m/d。注气压缩机采用7台88MW燃驱离心式压缩机，两段增压。采出气处理采用三甘醇脱水，设有4套脱水装置，并掺氮气进行热值调整。注气区、采气区各设一套火炬系统放空。
5）法国TIGF储气库8383
该储气库总库容为56×10m，工作气量为35×10m，注采压力区间4.5～7.5MPa。采出气处理采用三甘醇脱水工艺。井口注采合一，采用文丘里流量计双向不分离计量。
6）比利时Loenhout储气库8383
该储气库总库容为14×10m，工作气量为7×10m，注采压力区4343间6～12MPa，注气规模为840×10m/d，采气规模为1500×10m/d，4343平均注气量为350×10m/d，平均采气量为580×10m/d。注气压缩机采用2台2MW往复式压缩机和1台4MW离心式压缩机。采出气处理工艺采用活性炭脱硫化氢、三甘醇脱水，设4套脱水装置。该库集注站不设集中放空，分区就地放空。井口无放空。
7）比利时Wuustwezel储气库
比利时Wuustwezel储气库是含水层型储气库。该库包括6个井场和1座集注站，建设期为1975—1986年，建库期为1985—2000年，8383设计总库容为10×10m，设计工作气库容为7×10m，注气规模为4343720×10m/d，采气规模为1200×10m/d。
8）西班牙Yela储气库
西班牙Yela储气库是枯竭油气田型地下储气库，这类储气库是实现季节性调峰最有效和最经济的方式，世界上已有的大部分地下储气库都属于这种类型。通过油气田原有的生产井和建库时增加的气井向枯竭油气层中注入天然气或从中采出天然气。由于枯竭油气层以前就是油和（或）气的聚集区，故其孔隙度和渗透率一般能满足储气库的要求。83
该储气库共有10口生产水平井，设计总库容为19.5×10m，设计8363工作气库容为10.5×10m，注气规模为7×10m/h，采气规模为15×6310m/h。2012年开始注气，通过5台电驱往复式压缩机实现注气。
9）土耳其Kuzey Marmara Degirmenkoy储气库
该储气库是枯竭油气田型地下储气库，共有20口生产井，注气6363规模为11.8×10m/d，采气规模为15×10m/d。
10）西班牙Castor储气库
该储气库是枯竭油气田型地下储气库，建设期为1972—198883年，于2012年3月完成12口井的钻井开发。设计总库容为19×10m，8343设计工作库容为13×10m，注气规模为800×10m/d，采气规模为432500×10m/d。二、国内油气藏储气库的发展现状
我国的地下储气库起步较晚，20世纪70年代我国在大庆曾利用枯竭气藏建造过两座地下储气库：萨尔图1号地下储气库和喇嘛甸地下储气库。萨尔图1号地下储气库于1969年由萨零组北块气藏转建而63成，最大容量为38×10m，年注气量不到库容的1/2，主要用于萨尔图市区民用气的季节性调峰。在运行10多年后，因储气库与市区扩大后的安全距离问题而被拆除；喇嘛甸地下储气库于1975年建成，该地下储气库是大庆合成氨的原料工程之一，建在喇嘛甸油田气顶43部，地面设施的设计注采能力为40×10m。1995年的注气量为20.6×4310m，不足库容的0.5%，通过两次扩建，大庆喇嘛甸地下储气库的4383日注气能力达到100×10m，年注气能力达到1.5×10m，总库容已经83达到25.0×10m。到目前为止已经安全运行30年，累计采气10×8310m。
我国真正开始研究地下储气库是在20世纪90年代初，随着陕甘宁大气田的发现和陕京天然气输气管线的建设，才开始研究建设地下储气库以确保北京、天津两大城市的安全供气。1．大港储气库群
大港储气库位于天津大港地区，距北京约200km，是我国第一座枯竭油气藏地下储气库群，是陕京管线输储配气系统的重要组成部分，主要有三大作用：季节性调峰、应急供气和气量平衡。大港储气库群是中国石油天然气管网系统的季节性调峰储气库群，成为应对用气峰谷差的“调节阀”，是确保首都及整个华北地区天然气稳定供应不可或缺的重要气源。
大港地下储气库全部为凝析油枯竭气藏储气库，位于地下2200～2300m处，四周边缘为水，较好的地层密封性避免了天然气流失。
大港储气库自2000年开始建设，到2010年已建成大张坨、板876、板中北、板中南、板808、板828共6座储气库，是目前国内最大的地83下储气库。2010年大港储气库设计库容达69.57×10m。目前还处于缓慢扩容阶段，截至2011年大港储气库群的实际库容能力为18×8310m左右。预计到2025年才能实现设计库容目标。
大张坨储气库包括3个库区，库区与北京市天然气管网间连接，管道外径为711mm、为单管连接，冬季为采气期，从储气库采气供给用气城市。采气时，有部分凝析油被带出，需进行分离处理；其余时间为注气期，将来自陕京二线管道富余的天然气加压后注入地下储气库。设计压力为30.0MPa，配置有4台燃气压缩机，压缩机出口压43力为30.0MPa，设计流量为80×10m/d，压缩机自身天然气消耗量为43每台2.0×10m/d。2001年夏季达到规模注气能力，日注气量320×434310m；2001年冬季达到规模供气能力，最大供气量达到550×10m/d。83截至2003年3月，大张坨地下储气库累计注气8.25×10m，累计采气838.03×10m。
板876地下储气库于2002年建成投产，年有效工作采气量1×834310m，最大日调峰能力300×10m。
板中北高点地下储气库是继大张坨地下储气库和板876储气库后，分别于2003年及2004年分两期建成了第三个调峰储气库，该储气库由集注站，A、B两个井场共15口采注井组成。
大港储气库的建立填补了国内在这一技术领域的空白，达到了国内领先水平。2．刘庄储气库
刘庄储气库位于江苏淮安金湖县陈桥镇北，是与西气东输冀宁线配套建设的地下储气库，主要为冀宁线用户季节调峰服务。83
刘庄储气库设计库容为4.55×10m，设计压力5～12MPa，设计注采井9口，观察井1口。其工程建设主要包括北井场及集注站、南1井场、南2井场、值班宿舍、1#阀室、2#阀室及淮安分输站扩建工程。管道起自淮安分输站途径淮安市清浦区、洪泽县、金湖县至陈桥镇刘庄储气库，全长48km。其中线路工程于2010年10月31日正式开工，刘庄储气库地面工程于2010年12月初正式开工。2011年11月，西气东输冀宁线苏北段淮安分输站通过输气线路，开始置换投产并成功投产。投产后，刘庄储气库将和已部分投产的苏南金坛储备库，使西气83东输一线储备气体规模在当年达到3×10m左右。3．京58储气库群
京58储气库群地处河北省永清县境内，主要功能是用来保障陕京二线输气管道的正常运行和京津地区工业及民用天然气的季节调峰。自2009年2月11日破土动工至2010年9月正式投产运行，共历时19个月。该储气库群由京58、永22和京51共3个储气库组成，其设计8383库容16.77×10m，工作气7.53×10m。43
京58储气库群建成后平均调峰供气能力可达每日6000×10m。8383其中，永22断块库容达6×10m，工作气量3×10m；京51断块库容8383达1.2×10m，工作气量0.6×10m；最大的京58断块库容达11.5×838310m，工作气量3.9×10m。4．苏桥储气库群
苏桥储气库群是华北油区投入建设的第二个储气库群，与之前投入运用的京58储气库群都是陕京输气管线系统的配套地下储气库，其功能主要用来保障陕京二线、三线输气管道的正常运行和京、津、冀地区工业及民用天然气的季节调峰和事故应急供气。
苏桥储气库群位于河北省廊坊市、霸州市、永清县，由已进入开发后期的苏4、苏49、顾新庄和苏1/20等4座凝析油气藏改建而成。包括苏1、苏20、苏4、顾辛庄、苏49等5个储气库，设计总库容量为83838367.38×10m，工作气量为23.32×10m，垫底气量44.06×10m。建4343成后，日均注气量为1166×10m，日均采气量为1943×10m。
新钻18口注采井，9口预留注采井，利用11口老井作为采气井，1口新建井作为注水井，1口新建井作为预留注水井，同时设置11口观察井井口数据传输系统。
集注站在华北油田原苏桥气处理站的基础上进行改扩建，负责库群采出气的处理和各储气库的注气，采用12台电驱往复压缩机，总43注气规模为1300×10m/d。通过一条天然气双向输送管线与陕京二线、三线系统38#阀室连通，从陕京二线、三线系统取气作为注气气源。43四库采出气统一处理，设3套700×10m/d烃水露点控制装置，装置采用注乙二醇防冻+J－T阀节流制冷。
苏桥储气库群注气系统于2014年投产，采气系统于2015年投产。5．相国寺储气库
相国寺地下储气库项目位于重庆北碚，是国家天然气环形管网宁夏中卫—贵阳联络线的重点配套工程，是国家规划的4座地下储气库之一，是西南地区首座天然气地下储气库，承担云、贵、川、渝、桂5省市的天然气调峰任务，具有天然气季节调峰、事故应急等功能。8383储气库设计库容为42.6×10m，年调峰规模超过22.8×10m；最大注6363气量为13.8×10m/d，季节调峰最大采气量为28.55×10m/d。2010年2月，西南油气田全面启动了储气库建设，2013年6月第一阶段成功试注投运，2014年全部建成投用。6．呼图壁储气库
呼图壁地下储气库位于新疆维吾尔自治区昌吉市高新技术产业开发区，该储气库作为国家重点建设项目，是西气东输管网首个大型配83套系统，也是西气东输二线首座大型储气库，总库容为107×10m，83生产库容为45.1×10m，是中国石油目前规模最大、建设难度最大的储气库建设项目。呼图壁储气库具备季节调峰和应急储备双重功能，8343季节调峰工作气量为20.0×10m/a，规模达1900×10m/d，应急储备8343工作气量为25.1×10m/a，规模达2789×10m/d。呼图壁储气库将有效缓解北疆冬季用气趋紧的局面，对保障西气东输稳定供气、北疆天然气平稳供应发挥重要作用，对带动天山北坡经济带的发展和促进新疆繁荣稳定具有重要意义。
呼图壁储气库建注采井30口，监测井5口、污水回注井2口、集43配站3座，集注站1座；注气能力1550×10m/d，天然气处理能力43432800×10m/d，凝析油处理能力150t/d，外输增压能力2800×10m/d，43双向输气管道输气能力4600×10m/d。2011年7月，新疆油田全面启动储气库建设，2013年建成投产。三、我国天然气地下储气库发展趋势（1）有序推进储气库建设，工作气量逐步达到年消费量的10%以上。
地下储气库调峰应急储备是天然气供应链中的重要组成部分，也是世界天然气利用发达国家的普遍选择。美国和俄罗斯两个天然气消费生产大国的地下储气库总工作气量分别占其年消费量的17.4%和17.0%（不包括战略储备气量）。部分发达国家和地区的调峰应急储备达到年消费量的17%～27%，而我国储气库建设规模与国外相比，存在较大差距。
截至2014年年底，全国建成的地下储气库调峰能力仅占天然气年消费量的1.7%，调峰工作气量的增长与消费量增长不匹配，远远不能满足冬季用气高峰的调峰需求。据中国石油规划总院预测，到2020年我国的天然气调峰需求约占年消费量的11%左右，而储气库作为最主要的调峰方式，储气调峰规模至少应达到10%以上，才能基本满足调峰及保供需求。
能源发展“十三五”规划提出加大储气库建设力度等储气调峰措施，已建项目扩容的有：大港库群、华北库群、金坛盐穴、中原文96、相国寺等。同时新建华北兴9、华北文23、中原文23、江汉黄常、河南平顶山、江苏金坛、江苏淮安等储气库。（2）全国整体规划，合理安排储气库建设布局。
根据建库资源的分布情况，从国家层面协调企业、地方统筹布局全国地下储气库规划，按照保重点及需求程度，分步实施储气库建设。
从建库类型看，我国从南到北已在24个省、市、自治区和海域发现了可利用的石油和天然气，这些含油气构造为改建地下储气库提供了一定的地质基础。因此，我国地下储气库建设应以最为经济的油气藏类型为主，而在缺少油气藏构造的地区，选择适合建库的含水层构造及盐层，建设含水层及盐穴储气库。
从地域上看，我国气层气储量主要分布在西北、中西部和西南地区，气顶气和油田伴生气主要分布在东北松辽、环渤海盆地以及中南地区。因此，我国西北、中西部和西南地区储气库应以气藏型储气库为主，东北地区、环渤海地区、中南地区则应以油气藏类型为主。而长江三角洲及东南沿海地区缺少适合建库的油气藏构造，因此，在这两个地区应把寻找盐穴或含水层构造作为储气库的重点研究方向。
从作用上看，上游主要气区，如西北、西南、中西部和东北地区以大中型气藏型或油气藏型储气库为主，从而可以解决淡季天然气存储、冬季调峰和应急储备等需求问题；东南部消费市场地区则以建设中小型油气藏型、盐穴型储气库群为主，解决本地区调峰问题。
此外，还应在渤海湾盆地、松辽盆地以及南方盆地积极开展含水层建库目标的研究与勘探，寻找含水层建库有利目标，建设多元化类型地下储气库，满足不同调峰需求。
针对我国建库地质资源的不均衡性，地下储气库建设要逐渐摆脱单纯为某个干线配备储气库的模式，而应通过各干线之间的联络线将调峰能力较强的地区剩余工作气调配到调峰能力较弱的地区。特别是联络线附近的储气库，可根据不同地区的调峰需求，在各干线之间进行调配，进而确保重点地区、重点城市的调峰需求。
在没有建设大型储气库的地质条件下，应考虑将多个距离较近的小型气库组成储气库群，统一规划，统一建设，统一调配，这样既可以扩大调峰规模，降低投资成本，又能更加灵活有效地发挥储气库的应急调节作用。（3）建立数字化储气库，实现储层—井筒—地面全生命周期一体化运行管理。
地下储气库是强注强采、交变载荷、多周期的注采过程，全生命周期使用达50年以上，与气藏开发相比，其注采气速度是气藏开发的20～30倍。储气库构造断层圈闭的密封性，在多周期交变载荷工况条件下，受储层非均质性、气体高速流等影响极大。同时活跃的边底水使储气库运行特征更加复杂，这些特点决定了地下储气库在地质风险评估、注采气井钻采工艺及地面集输工艺等方面有着与气田开发显著的差异。
我国储气库建设受地质条件复杂性等因素影响，在储气库设计、建设、运行管理等方面与发达国家存在差距。因此，在学习和借鉴国外储气库先进技术和经验的同时，加强符合我国地质特点储气库核心技术攻关，建立以储层渗流为核心、井筒—地面为约束条件等，集地下地面于一体的三维仿真数值模拟技术，建立数字化储气库，实现储气库地下—井筒—地面一体化设计、运行管理，提高储气库运行效率，科学指导储气库扩容达产，防范并预警地下储气库建设运行过程中面临的安全风险。（4）建立国家产供销逐级责任制，实现分级储备调峰管理运行机制。
2014年国家发展改革委员会印发了《关于加快推进储气设施建设的指导意见》，要求加快在建项目施工进度，鼓励各种所有制经济参与储气设施投资建设和运营，同时将在融资、用地、核准和价格等方面给予支持。天然气销售企业和城镇天然气经营企业，可单独或共同建设储气设施，储备天然气。国家承担天然气战略储备；天然气销售企业承担季节调峰和干线管道事故应急储备；城镇天然气经营企业和大用户承担日和小时高峰期调峰储备。实现分级储备调峰管理运行机制，将是未来破解高峰期“气荒”难题的发展趋势。
2018年国家能源局印发了《关于印发2018年能源工作指导意见的通知》（国能发规划〔2018〕22号），提出要加大储气调峰设施建设力度，建立多层次天然气储备体系。（5）储气库建设水平逐步提高，种类日趋丰富。
国内储气库建造和运行已有将近20年的历程，经历了跨越式快速发展阶段，取得了可喜的成绩，但储气库在生产运行过程中也暴露出了一些涉及效率、可操作性等方面的问题，以及由于技术更新、标准升级、法规替代所导致的安全、环保等方面的问题，对比国外储气库技术发展的现状，我国储气库的建设水平和工艺技术还不够成熟、可靠，与国外储气库存在较大差距。
随着建设经验的积累与总结，对国外先进技术、理念的学习，我国储气库工艺技术发展方向主要有以下6点：（1）储气库类型日趋丰富。从油气藏、盐穴向水层、废弃矿坑等类型发展；华北油田在水层储气库方面进行了前期评价工作，中国石油大学与管道公司在岩洞储气库方面进行前期研究工作。（2）储气库规模两极化。随着天然气行业的快速发展，储气库的功能多样化需求凸显，例如长输管道的季节调峰功能、应急调峰功能以及战略储备功能等需要特大规模的储气库，而小型储气库可灵活地满足城市调峰、商业租赁等需求。（3）采气装置大型化。荷兰Norg、奥地利Haidch等储气库采气43装置采用三塔硅胶脱水工艺，处理能力达到2500×10m/d。（4）注气压缩机离心化、大型化。国外新建储气库多采用离心压缩机，必要时离心与往复配合使用；已有大排量离心式压缩机的成43功案例，单机排量达1250×10m/d，不设置备用。（5）自控水平升级。国外可实现无人值守，自动化高的站定员在10人以下，而国内则40人以上。（6）往复压缩机国产化。在苏桥储气库，由中国石油工程技术研究院牵头，华北油田与成都压缩机厂配合，开展了6000kW压缩机开发研制与现场试验工作。第三节 油气藏储气库的组成
一个油气藏储气库通常包括以下几个组成部分：地下气藏、注气井、采气井、注采井、监测井、集注站及联络线。一、地下油气藏
利用枯竭油气藏建库需要根据油气藏的不同类型和不同开采方式，采取不同的建库方式。枯竭油气藏又包括三种类型，即气藏、油藏和凝析气藏。
地下气藏分为两大类：定容气藏和水驱气藏。定容气藏的四周均被非渗透层封隔，就像一个具有一定压力的容器，气藏的容积和形状一直保持不变。水驱气藏的顶部和四周是非渗透层，而在底部被水体所封闭。这类气藏可以想象成一个倒扣在水中的桶，向桶中注入气体，随气体增加，水被排出，桶中气泡的体积增加。对气藏来说，定容气藏最适于作地下储气库。注气和采气可根据气库的容量、注气及采气的原始压力和最终压力进行，而且可以在气藏开发的不同阶段建库，最适合的阶段是气藏中还存一些剩余气储量；对于具有活动边水、底水的气藏，气藏在开采过程中可能部分或全部水淹，致使剩余储量被侵入地层的水封存在气藏中，建库时，如果滞留气的剩余储量较大，则应计算出残余气饱和度，并考虑可利用的部分储量。
对油藏来说，用衰竭方式开采的油气藏，低地层压力下仍有较高的剩余油气储量，可运用前缘驱动理论建立气库的近似数学模型，并指导建库；采用注水方式开采的油气藏，在含水率高达90%时作为气库最为合适。对溶解气驱动方式开采的油藏，建库后可回收较多的残余油；对弹性水驱开采的油藏，活跃的边水、底水对气库的建设和设计不太有利，为达到既储气又进行二次采油的目的，建库时应在地层高部位注气，当地层压力上升时，地层流体（油和水）在气顶的驱动下向边翼部油井移动。
对于凝析气藏来讲，用衰竭方式开采的凝析气藏，气库运行前，凝析油由于反凝析而产生部分的损耗，在气库运行中可以反蒸发进入气相，提高采收率。一般根据凝析油反蒸发和渗流机理以及凝析油的总开采量建立地下储气库的数学模型；可以较准确地描述建库的注采动态过程；注气压力和最终压力较高，气库采气时将附带采出部分凝析油；对带油环的凝析气藏建设气库，还可附带采出部分原油剩余储量。二、注气井
注气井是用于地下储气库注气的井。由于气藏本身的特征，有时不需要或不能在某一部位注气或采气，比如需要控制水侵或是控制气泡形状等原因。在这种情况下，有一部分井只用于注气。三、采气井
采气井是用于地下储气库采气的井。由于气藏本身的特征，有时不需要或不能在某一部位注气或采气，比如需要控制水侵或是控制气泡形状等原因。在这种情况下，有一部分井只用于采气。四、注采井
注采井是用于注气又用于采气的同一口井。最常用也最经济的井就是注采合一、既能注气又能采气的井。储气库的注采井通常都是大井眼，井筒直径比一般的生产井大许多，大井径增加了注采井的注入和采出能力。五、监测井
监测井是用于监测地下储气库运行状况的井。在地质构造中有时存在鞍部也就是最低点，当天然气到达该处时就会泄漏出去。在构造低点设一口观察井，可以用来监测该点的气水活动情况。干井或是报废的注气井可以用作观察井。有时需要钻1口或多口观察井，这取决于地下储气库的构造形状。观察井的井眼比较小，主要是用于监测气水界面的高度，这些井应该部署在关键部位，以便检测天然气是否会从储气库中泄漏。六、集注站
集注站是指既可对地下储气库采出的天然气进行收集、调压、分离、计量、净化处理，又可对外部管道来气进行压缩回注地下储气库的站场，是注气站与集气站合建站场的简称。七、双向输送管道
连接长输管道输气干线及地下储气库集注站的管线。
采气期，集注站内处理后的干气经双向输送管道进入输气干线；注气期，输气干线内的干气经双向输送管道进入集注站，注入地下。双向输送管道作为集注站与输气干线之间的联络管道，其长度一般从几公里到几十公里不等。双向输送管道的设计压力一般与输气干线相同，其管径大小取决于储气库的注采气量、节点压力及管道长度。八、联络分输站
实现储气库集注站与长输管道输气干线交接计量功能的站场，一般情况下具备条件时，均与长输管道站场合建。第四节 油气藏储气库设计与常规油气田开发设计的区别
利用枯竭油气藏建设储气库不同于常规油气田的开发，油气田开发是油气藏趋于降压开采的一次性过程，而储气库既是储气场所，又是方便的供气气源，到注气期结束时，注入的气量将充满气藏，完成一次升压过程。在用气量增加的时候，就得从储气库中采出气体，到采气期结束时，气藏压力又下降到储气库运行下限压力附近，完成一次降压过程。这样的一次升降压注采气过程，称为储气库运行周期，储气库每年要进行一个周期或多个周期的运行。一、功能定位区别
储气库的功能定位主要为季节调峰、应急调峰、战略储备，属于长输管道的配套工程，用于生产、生活用气的安全保障设施。油气田一般以逐渐衰减的产能持续不断地提供油气产品，是能源供应的源头。二、建库与开采条件的差异
气藏开发需要把各种复杂条件下的天然气通过各种方式开采出来，地下储气库则需要利用条件最好的气藏建设而成。三、开采方式的差异
气藏开发需要最大限度地提高采收率，开采周期长达（或超过）10年；地下储气库则需要在很短的时间（一般是1个注采周期，即3～4月）内把气库中的有效工作气全部开采出来，并且还需要在1个注采周期内将地下储气库注满达到满库容。四、运行过程的差异
气藏开发一般产量递减；地下储气库的产量随着建设进程的进行逐年递增。五、工程要求的差异
气藏开发采气井寿命为10～20年，且开车过程单向从高压到低压；地下储气库井寿命要求为30～50年，且井筒内压力频繁变化。六、对储层改造的差异
气藏开发可通过大规模压力酸化来提高单井产能；而地下储气库生产寿命长，如果储层改造不具备相当长的有效期（8～10年或更长），则一般不进行储层改造，气库储层改造的目的主要是改善井底污染。七、监测差异
气藏开发时一般不单独钻监测井；地下储气库建设运行过程中有时会大量部署监测井，以控制监测库区及周边的各种异常情况。八、地面工艺的差异（1）储气库气量变化范围大。为满足用户调峰气量需求，对于采气装置，既要能够适应只开一口采气井时进气装置流量的处理要求，又要满足采气装置满负荷流量处理的要求，适应范围要求宽。这种运行模式，需要解决的技术难点较多。而储气库运行模式下，由于调峰气量的变化，采气期开关井频繁，温度场无法正常建立，这就为低温环境井口开启造成了难度，需要解决开井冻堵问题。例如装置设备选型问题，需要能够满足不同流量的生产、分离、脱水、脱烃等工艺需求和调节、控制要求，设备选型难度大。（2）压力变化范围大。在注气期，管道来气源源不断地通过注气压缩机注入地下，井口压力不断升高，从几兆帕升高到十几兆帕，对注气压缩机的适应性提出了要求。在采气期，井口压力从采气初期的几十兆帕一直降低到采气末期的几兆帕，对采气装置的节流、防冻、制冷等工艺设计提出了苛刻的要求。（3）注气压缩机选型要求高。应用于地下储气库的注气压缩机，需要满足如下要求：
①满足压缩机入口压力和流量的波动，适应输气管道的参数变化要求；
②满足压缩机出口压力的不断升高要求；
③保证注入地下的气质，不能受压缩机润滑油的污染，以免伤害地层；
④多台压缩机独立运行，需保证各自独立而又相互协调；
⑤降低多台、高压、大功率天然气压缩机组的脉冲、震动问题。（4）计量难度大。由于操作压力和流量的不断变化，对流量计的选型提出了较高的要求。（5）安全可靠性要求高、使用寿命长。地下储气库除了调峰功能，还要满足输气管道事故状态下的安全供气功能。也就是说，地下储气库要保证随时能够投入生产运行，这就对地面设施的运行安全性提出了较高的要求。储气库使用寿命长，这对储气库的设计及设备选型产生了深刻影响。另外，天然气本身属于易燃易爆介质，安全生产要求高。第五节 油气藏储气库设计程序
油气藏储气库可行性研究阶段的设计程序如图1-1所示。图1-1 油气藏储气库可行性研究阶段设计程序图
油气藏储气库初步设计阶段的设计程序如图1-2所示。图1-2 油气藏储气库初步设计阶段设计程序图第二章 油气藏储气库设计基础第一节 油气藏储气库设计所需基础数据及用途一、地质资料
地质及油气藏工程通过重点研究储气库储层密封性、整个储层的大小，向地面设计单位提供目标储气库的库容、工作气量、垫底气量、储气库运行周期、采出井流物的物性等参数，各项参数具体用途如下。1．库容
库容是指储气库总的储气能力，主要由两部分组成：注采工作气和垫底气。
其中注采工作气是储气库在采气期能采出天然气的总量（或注气期需要）。需要根据居民用气负荷、采暖制冷发电负荷及其他商业、工业用气负荷等进行预测。垫底气是为了确保储气库最低压力而留在储气库中不能采出的那部分气体，它主要的作用是采气时能够提供足够的输送速度。垫气可能是气藏中没有被采出的原生气，也可能是从管道注入储气库的。2．运行周期
常规油气藏储气库通常用于季节调峰，采用均采均注模式。储气库运行周期指的是在储气库的一个注采循环周期，它一般分为三个阶段，以某储气库为例具体划分如下：（1）采气期：11月15日—3月14日，共120天；（2）注气期：3月26日—10月31日，共220天；（3）平衡期：3月15日—3月25日，11月1日—11月14日，共25天。
各阶段时间区间根据地区的不同会有所变化，但其划分的根本依据是建库区域用气高峰期和用气低谷期。
根据地下储气库功能定位（如季节调峰、应急调峰、战略储备）及天然气供需平衡分析结论，结合地质部门提供的地下储气库总注气能力和总采气能力以及储气库的运行周期，即可确定注气装置设计规模和采气装置设计规模。3．井流物物性
井流物物性包括采出气的组分、采出凝析油物性和采出水的特性，这是做工艺模拟的基础资料。各项参数具体示例见表2-1至表2-3。表2-1 ×××储气库采出气组分表注：采出气中水饱和。表2-2 ×××储气库采出凝析油物性参数表表2-3 ×××储气库采出水物性参数表4．采出油、水产量预测
对于油气藏型储气库，在采气过程中还会携带出地层中残留的凝析油和地层水。随着注采周期的运行，采出气中携带的凝析油会逐渐减少。为防止水侵，采气过程要控制出水量，采出水量随着会逐渐趋于稳定。采出油、水产量预测值主要用于确定储气库配套油水处理系统的规模。二、钻采资料1．单井参数
单井参数主要包括：井数、井位坐标、单井类型（水平井、直井）及功能（注采井、监测井、注水井等），其中井数配合工作气量可以确定单井集输规模，井位坐标是储气库集输管网设计的基础。2．储气库运行参数
储气库运行参数主要指的是注采井口的参数，主要包括：井口温度、井口压力、井口产气流量和井口产水量。根据储气库的运行特点，随着采气或注气过程的不断持续，注采井口的压力、温度、流量等参数均会发生变化。
井口压力取决于地下储气库的原始地层压力，地下储气库类型不同，地质条件不同、储层深度不同，地层原始压力也不一致。根据地质评价，地下储气库存在一个压力运行区间，此运行压力区间与储气库容量相关联，需进行综合评价以确定储气库最优运行方案。地下储气库运行压力区间的确定以保证实现储气库的工作气量为最终目的。对于油气藏型储气库应结合油气藏的原始地层压力、开发末期地层压力、油气藏类型、储量规模、埋藏深度整体分析。
对于储气库上限压力以不破坏储气库的地层岩石结构，保证封闭性，同时兼顾工作气量与气井产量为原则。要保证各气层地质条件能满足烃类流体的储存，不会从断层或溢出点漏至气库外。
储气库下限压力主要保证气井在低压时有较高产能，满足调峰需求；同时对有边水侵入的油气藏，应避免边水对储气库运行的影响，还要满足采出气进站处理和外输的压力要求，并维持单井最低生产能力。
采气初期，井口温度最低、压力最高、采气量小；随着采气过程的持续，采气中期井口温度逐渐升高、井口压力逐步降低，对应井口采气量流量会到达一个峰值。采气末期井口温度最高、压力降至最低，对应采气量减少。整个采气过程，单井产油和产水均在中后期出现且液量逐渐增多。注气期相对来说井口参数变化比较单一，随着注气过程的持续，井口温度基本保持不变、井口流量逐步减少，井口压力逐渐增大。三、地面资料
储气库设计所需地面资料主要以调研为主，各项数据必须尽量取得有关部门的证明文件，此时所有数据才能作为设计的依据。1．储气库配套管道相关参数——节点压力
1）采气系统
通常地下储气库与长输天然气管道配套建设，用气淡季将天然气管道中的富余的天然气注入地下储存，用气高峰期将存储的天然气采出，用于旺季用气的补充。根据地下储气库库容、输气管网输气能力以及用户用气量的不同，一条管道可以配套多个地下储气库，一座地下储气库也可以配套多个长输管道。储气库的主要作用是满足燃气用户调峰用气需求，由于天然气的消费具有不均衡性，而输气管网的供气量随时间的变化而变化，因此地下储气库的调峰气量也存在不均衡性。
用户用气量的不稳定导致整个输气管道压力不稳定，当用户气量大时，储气库采出气量也随之增大，对应管道运行压力也随之提高，对应的储气库外输压力增高。当用户用气量达到峰值时，管道输量达到最大，此时对应的储气库干气外输压力也达到最大值。
采气井压力以及输气干线接点压力直接影响储气库采气系统的处理工艺，当采气井压力较高，可以满足输气干线接点压力时，处理后的干气可以直接外输；当采气井压力较低，不足以满足输气干线节点压力时，处理后的干气需经压缩机增压后才能外输。采气系统压力的确定因采气处理工艺的不同而不同，采气系统压力的确定主要分以下两种工况：（1）地下储气库采气井压力高于干气外输压力。对于地层压力较高的储气库，采气井口压力也较高，通常此类储气库一般采用“J－T阀节流制冷+丙烷辅助制冷”，对外出天然气的烃露点和水露点进行控制。采气初期有充足的压力能可以利用，采用J－T阀节流制冷；采气末期，地层压力降低，无足够压力能利用时，采用丙烷辅助制冷以确保外输压力，满足外输要求。对于此种采气工艺，采气系统压力一般较高，但不宜过高（过高的运行压力将增加设备投资）以满足干气外输为宜。（2）地下储气库采气井压力低于干气外输压力。有时为了提高
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