第一節 地下儲氣庫

地下儲氣庫，是指在地下較深處找到一個完全封閉的地質構造體，用泵送的方式在地面將天然氣注入地質構造體中儲存起來，形成人工氣田或氣藏。地下儲氣庫通常有以下三種：一是枯竭油氣藏儲氣庫；二是含水巖層儲氣庫；三是鹽穴儲氣庫。相比地面儲氣設施，地下儲氣庫具有以下明顯優勢：一是儲存量大，調峰范圍廣；二是經濟合理，雖然初始投資大，但是持久耐用，整體儲氣成本低；三是安全，地下儲氣庫安全性遠高于地面設施。地下儲氣庫主要用于保障季節調峰，通常建在下游天然氣市場周邊地區。因地下儲氣庫具有儲氣規模大、儲氣成本低的特點，也用于應急和戰略儲備。

一、枯竭油氣藏儲氣庫

枯竭油氣藏儲氣庫，就是利用地下枯竭油藏或者枯竭氣藏建設的儲氣庫，是目前應用最廣泛的儲氣方式。利用枯竭油氣藏建庫簡便易行，尤其是氣藏，因為這些油氣藏具有很好的圈閉結構，有較大的構造閉合度，密封性良好。從這些油氣藏的實際開采中可以得到氣庫的儲氣能力、注采能力、壓力等參數。此外，利用枯竭油氣藏建庫還可以利用現存的井、集氣系統及與管道系統的連接設施。全球已經建成的700多座儲氣庫中，枯竭油氣藏儲氣庫占80%，其中枯竭氣藏占75%，枯竭油藏占5%。（見圖3-1）

一個油氣藏是否可以作為一個好的儲氣庫，取決于地質情況和地理位置兩個方面。地質方面，巖石孔隙度是一個重要因素。因為儲氣庫不僅要采出天然氣，還要注入天然氣。油氣藏巖石的孔隙度越大，注入和采出的速率就越大。在某些情況下，如果油氣藏巖石只具有較低的孔隙度，可能就要采取措施在巖石中造成裂縫，增加天然氣朝著井孔流動的機會。地理位置方面，如果這個枯竭的油氣田遠離現存的輸氣主干線或市場區及配氣干線，那么就要在連接管線的建設和操作上發生更大支出。資料表明，氣庫與用戶距離越近越經濟，以50km～200km為宜，超過200km就不經濟了。出于安全考慮，儲氣庫與用戶的距離也不宜太近。

圖3-1 枯竭油氣藏儲氣庫示意圖

枯竭油氣藏儲氣庫的缺點是周轉率（在一年中總的工作氣量被注入和采出的次數）相對較低。盡管每日采出流量依賴于它的孔隙度、滲透性等物理性能，這種地下儲氣庫通常被設計成每年周轉一次。由于每一個儲氣庫在地面設施（例如壓縮機）、墊底氣水平、流量性質等方面存在差異，不同枯竭油氣田儲氣庫的每日采出流量會有很大變化。然而，在三種主要的地下儲氣庫類型中，枯竭油氣田儲氣庫容氣量是最高的，開發、操作與維護支出相對較低。

由于枯竭油氣藏儲氣庫具有儲氣量大、注采速率低的特點，通常作為季節性供應儲氣庫，在用氣非高峰季節（4月～10月）注入天然氣，用氣高峰季節（11月～3月）采出天然氣，用于季節調峰。同時，枯竭油氣藏儲氣庫儲氣量大的特點，也可以用于建設天然氣戰略儲備。

以下為一個枯竭油氣藏儲氣庫案例。

呼圖壁地下儲氣庫

繼大港油田儲氣庫之后，呼圖壁地下儲氣庫是我國投入使用的第二座大型地下儲氣庫，同時是西氣東輸管網系統配套建設的首座大型地下儲氣庫。呼圖壁儲氣庫是利用開采已近枯竭的呼圖壁氣田改建而成，由新疆油田負責實施，肩負北疆天然氣調峰和國家戰略儲備的雙重重任，是中石油應對北疆天然氣緊缺和國家戰略資源儲備所采取的重要舉措。呼圖壁地下儲氣庫設計庫容107×10⁸m³，工作氣能力45×10⁸m³，計劃建設周期約四年，新鉆注采井30口。儲氣庫2011年7月1日開工建設，2013年7月開始投產，日注氣能力達0.1123×10⁸m³。呼圖壁地下儲氣庫的氣源為西氣東輸二線，預計呼圖壁儲氣庫投入使用后，可有效保障“西氣”穩定向東輸送，并解決天山北坡經濟帶冬季調峰需求。

二、含水巖層儲氣庫

含水巖層儲氣庫，實際上就是建造在地下含水巖層中的人造氣藏。如果一個含水的沉積巖層被非滲透性的頂部巖石所覆蓋，那么這種自然含水層就可能適于被開發為地下儲氣庫。這種儲氣庫是利用含水層中有很多孔隙，同時孔隙中含水，注入氣后，氣將水壓走；抽氣時，水再返回，這樣就形成了人工氣田。這種建造儲氣庫的地層，比較理想的狀況是能夠不困難地吸收所需數量的氣體，并且可以長時間保存，同時在需要的時候釋放這些氣體。因此，這就需要地層是一個良好的、有足夠延伸的同時被不滲透巖石覆蓋的儲集層，而且要有一定的形狀，使含于其中的氣體在上浮時能夠占據穩定的體積。含水巖層儲氣庫可以分為構造型和地層型兩種類型，一般建在背斜構造的含水砂巖層中。儲氣層應是孔隙性、滲透性較好的儲層，蓋層要可靠，保證氣體不會垂直泄漏，儲層周圍密封性要好，氣體不能側向運移。

利用含水巖層作為地下儲氣庫具有構造完整、鉆井完井一次到位的優點，但也存在明顯不足之處，因此只有在枯竭油氣藏儲氣庫不可獲得時才建造這種儲氣庫。第一，在開發自然含水巖層作為地下儲氣庫之前，人們對它的地質情況并不了解。為了獲得這個含水巖層圈閉現存壓力、蓋層類型、巖石的孔隙度及滲透性等物理性能，評估它的潛在儲氣能力，需要進行大量工作，導致含水巖層儲氣庫的開發成本要高于枯竭油氣藏儲氣庫，開發時間通常是枯竭油氣藏儲氣庫的兩倍。第二，所有的設施都必須從頭建設，包括井、管線及脫水設施和壓縮機站，為了注入目的需要更大功率的壓縮機以便將水排出。第三，自然含水巖層中不存在原生氣，為了建立和維持適當的壓力就需要注入大量的墊底氣。油氣藏儲氣庫中通常需要注入相當于總容量50%左右的墊底氣，而地下含水巖層儲氣庫通常要注入相當于總容量80%～90%的墊底氣，而且即使項目報廢，大部分的墊底氣也是不能回收的。因此，自然含水巖層儲氣庫的開發成本十分高昂。第四，開發這種儲氣庫可能給地下水資源造成污染，因此面臨更為嚴格的環境保護限制。（見圖3-2）

圖3-2 含水巖層儲氣庫示意圖

我國油氣藏主要富集在陸相地層中，規模比較小，主要分布在北部和西部，東南主要天然氣消費市場缺乏建設枯竭油氣藏儲氣庫的條件。在含水巖層中建造地下儲氣庫，受地理條件的限制比較小，選擇的空間較大，在我國有比較大的潛力。因此，在大型管線周邊和重要的消費城市附近，優先選擇古生界海相沉積地層開展地質勘探，尋找有利的含水層圈閉，這樣就有望建立起一定規模的含水層地下儲氣庫。

三、鹽穴儲氣庫

鹽穴儲氣庫，主要是利用地下鹽層中經過水溶解鹽而形成空穴，直接儲存天然氣。鹽穴儲氣庫一般選擇在鹽層厚度大、分布穩定的鹽丘上造穴。鹽穴儲氣庫的優點是：第一，占地面積小。與由許多井構成的枯竭油氣藏儲氣庫相比，鹽穴儲氣庫的占地面積通常只有其1/100。第二，鹽穴儲氣庫更像一個高壓氣罐，操作與管理比枯竭油氣藏儲氣庫更容易。第三，開發周期短。如果開采出來的鹵水能夠得到及時處理，開發一個鹽穴儲氣庫通常只需要18～24個月，而開發一個油氣田儲氣庫則需要24～36個月。中石油開發的金壇鹽穴儲氣庫進展緩慢，主要是由于溶解鹽生產的鹵水無法及時得到處理。較短的開發周期可以節省建設期利息支出，更早獲得收益。第四，墊底氣量小，通常僅為總庫容的25%，在緊急情況下能被完全采出。第五，注采速率高，與枯竭油氣田或含水巖層儲氣庫通常每年周轉一次不同，鹽穴儲氣庫的周轉率每年可以達到數次，因此能夠滿足需求上更大的波動。（見圖3-3）

圖3-3 鹽穴儲氣庫示意圖

鹽穴儲氣庫的缺點是與枯竭油氣藏儲氣庫、含水巖層儲氣庫相比儲氣量有限，導致開發和維護成本相對較高。在國外，鹽穴儲氣庫的鹽腔體積一般在幾十萬立方米的規模上。歐洲有經驗表明，從安全和有效性的角度來考慮，最大可能的鹽腔體積在（40～60）×10⁴m³比較合適，此時能注入的總氣量和之前所述枯竭油氣藏儲氣庫、含水巖層儲庫相比是很小的。鹽穴儲氣庫開發成本較高，通常是枯竭油氣藏和含水巖層儲氣庫的2～3倍。鹽穴儲氣庫洞壁也容易受鹽水侵蝕而老化，因此需要安裝特殊設備，維護成本較高。但是由于鹽穴儲氣庫注采速率高，相同的工作氣量在用氣高峰期能夠周轉三四次甚至更多，因此能夠產生更多的收入。

我國鹽巖分布范圍廣，但是以層狀為主。參考法國的經驗，在150m～400m甚至大于400m的厚鹽層中，一種單孔注水溶蝕造腔技術已經很成熟；此種技術在60m～100m厚的鹽層中也可以使用。但是，對于厚度小于60m的鹽層，法國燃氣蘇伊士集團公司正在研究論證其用來進行天然氣地下儲備用途的技術和經濟條件。目前的初步研究成果表明，對于厚度小的層狀鹽層，通過地下溶蝕造成橫截面面積1000m²～3000m²、長度幾百米和腔體體積達到幾十萬立方米的平洞是可以保證持續穩定的。雖然造洞技術在目前還沒有很好地可靠解決，但根據預測來說，在層狀鹽層中建造地下儲氣庫應該還是很有發展潛力的。另外，如果建設地下鹽穴儲氣庫，最好考慮可以與鹽資源的利用結合起來，實際操作中可由石油公司、城市燃氣運營商和鹽業公司共同開發。

以下為一個鹽穴儲氣庫案例。

金壇地下鹽穴儲氣庫

金壇地下儲氣庫位于江蘇省金壇市直溪鎮，毗鄰鎮江，是西氣東輸的重要調峰設施，屬鹽穴地下儲氣庫。金壇礦鹽層分布穩定，封閉性好，結構簡單，易于水溶開采，可在地下形成較大溶腔，鹽穴的溶腔時間約需三年。金壇鹽穴儲氣庫開創了中國鹽穴儲氣庫建設的先河，在選址選區、評價區塊、設計溶腔、造腔控制、穩定性分析、設計注采方案、鉆井工藝等方面獲得了一系列的研究成果和技術手段，為中國建設鹽穴儲氣庫積累了大量技術和經驗。金壇鹽穴儲氣庫建庫鹽層區域面積達11.2km²，庫深約1000m，是中國鹽穴第一庫，也是亞洲規模最大的鹽穴儲氣庫。

金壇鹽穴儲氣庫分西區與東區兩大塊。經過近6年建設，西區儲氣庫于2006年3月29日全面竣工，庫容為1.21×10⁸m³。西區儲氣庫利用采鹵老腔6口西區儲氣庫利用采鹵老腔6口，儲氣庫工程主要包括地下溶腔和輸氣干線兩部分，工程總造價約40×10⁸元。儲氣工藝采用注氣、采氣轉換方式，冬季或應急狀態下采氣外供，其他時間注氣。輸氣干線從西氣東輸鎮江分輸站至儲氣庫工藝站場，管道長34.8km，管道外徑1016mm，運行壓力10.0MPa，與西氣東輸管道參數一致，且該段管道設截斷閥室1座。西區儲氣庫設計壓力14.5MPa，運行壓力7.0～14.5MPa，儲氣規模25×10⁸m³。西區儲氣庫設有4臺進口燃氣加壓機，出口壓力為14.5MPa，設計流量60×10³m³/d，每臺加壓機自身消耗量天然氣8000m³/d。此外，有1套240×10³m³/d注氣裝置，2套150×10³m³/d調峰采氣裝置，2套400×10³m³/d應急采氣裝置，總應急采氣能力達1100×10³m³/d。預測單位儲氣費約為0.60元/m³。

東區儲氣庫未完成，規劃建造新腔17口，庫容7.22×10⁸m³。