随着气温逐渐转暖，2024~2025年供暖季即将结束。储气库通过释放储存的天然气，确保了供暖和居民用气稳定，发挥了重要的调峰保供作用。

储气库通常指天然气地下储气库，是将天然气注入地下储集空间而形成的人造气藏，集季节调峰、应急供气、战略储备等功能于一身，而我国面临建库地质构造复杂、储层物性差、压力低等难题。“十四五”期间，中国石化攻关形成了储气库高效建库关键技术，有力支撑了12座储气库安全建设和高效运行，有力保障了我国天然气能源稳定供给。

储气库通常指天然气地下储气库，是将天然气注入地下储集空间而形成的人造气藏，集季节调峰、应急供气、战略储备等功能于一身。

气藏型储气库是主流建库类型，具有规模大、成本低的优点。国外储气库选址以浅层简单构造、中高渗储层、整装枯竭气藏为主，并相应形成了一套完整的库址筛选评价与建库技术体系，在密封性评价、注采能力评价、库容参数设计、技术对策及方案设计技术等方面较成熟。全球近70%的储气能力分布在北美和欧洲。

我国建库地质条件呈构造复杂、储层物性差、压力低等特点。中国石化可建库目标地质条件普遍面临埋藏深、构造破碎、非均质性强、水淹严重、流体分布复杂等问题。面对建库目标类型复杂多样的难题，中国石化石油勘探开发研究院与中原油田、胜利油田、东北油气、西北油田、天然气分公司等企业组成联合攻关团队，攻关研究形成复杂油气藏储气库建库与运行关键技术，支撑集团公司在“十四五”期间先后完成卫11、文13西、文24、清溪、孤西、永21、白庙、龙凤山北201、大涝坝、朱家墩等10座气藏型储气库的建设工作，实现储气能力质的飞跃。

水淹禁区突围成功

边底水气藏在开发过程中通常伴随着水体的逐渐侵入，此类气藏天然气资源的开发枯竭往往意味着水体对储层空间的占据。位于胜利油田的永21气藏就是典型的完全水淹枯竭边底水气藏。“如何将占据储集空间的水体清理出去，给未来注入的天然气‘腾地方’，是此类气藏改建储气库的关键。”集团公司首席科学家曾大乾表示，“我们先后明确了两大建库关键问题，一是地质体密封能力究竟如何，二是建库参数与技术对策该如何设计。”

石油勘探开发研究院与胜利油田勘探开发研究院组成联合攻关团队，围绕永21气藏地质与开发特征开展细致入微的分析研究。

在密封性评价方面，研究人员从气藏复杂断背斜构造特征出发，建立了涵盖储层、盖层及断层的高精度流体-固体耦合地应力模型，综合运用盖层、断层多尺度力学、渗流完整性及流体封闭边界分析方法，研究形成复杂断块型储气库承压能力评价技术，系统评价了永21气藏密封能力，明确了储气库运行上限压力高于原始地层压力40%，有力支撑了永21储气库高效建库技术对策的制定。

在建库技术对策设计方面，攻关团队基于多周期气水互驱库容参数时变机理研究成果，建立分区带时变库容预测模型，创新形成水淹气藏储气库建库优化技术，建立了低部位排水、高部位注气协同作业建库模式，实现了快速建库与有效控水，顺利建成我国第一座完全水淹气藏型储气库。

排液扩容提升效益

边底水砂岩气藏经历长期衰竭式开发，导致不同区域水侵特征差异极大。此类极复杂水侵气藏改建储气库是常规技术理论难以解决的技术难题。中原油田文13西气藏就是一个复杂水侵建库对象。“在建库之初，我们建立时变数值新模型，通过预测气水分布和水侵量，将气藏划分出3种水侵模式，即注入水水侵、混合水侵和边水水侵。”中原油田专家王志宝说，“如此复杂的水侵枯竭气藏，只有因地制宜、分区而治才能实现建库目标，分区注采排液优化技术就是我们的法宝。”

攻关团队首先开展了长岩芯排水扩容模拟实验，模拟了注气驱水、吞吐携液、泵抽等不同方式，以及物性、注气速度等对排水扩容的影响规律，明确了注气驱液比吞吐携液可以更好地实现库容恢复。在此基础上制定了文13西储气库分区、分类排液扩容对策，即注入水水侵区采用驱替井网气驱排液，混合水侵和边水水侵区采用气驱排液，同时在区带单元内提出细分连通单元、分区注采的井网部署模式，形成文13西排液建库优化方案。

方案实施的第二周期，文13西储气库注采气能力提升明显，采气量自0.27亿立方米提升到0.53亿立方米；排液量由0.43万立方米提升至1.12万立方米，提升160%。动态库容稳步提升，第二周期建成3.1亿立方米，达容情况优于国内同类型储气库。

凝析气藏开启新篇

早期凝析气藏建库过程中，未将提高凝析油采收率与储气调峰能力协同考虑，笼统注采凝析油采出程度低，造成资源浪费。石油勘探开发研究院与西北油田研究人员没有因循守旧，通过持续攻关，创新形成强边底水高含油凝析气藏提采协同建库技术，开启了凝析气藏注气提采、协同建库的新篇章。

研究之初，研究人员面临凝析气藏多周期注采多相-多阶段渗流机理认识不清、高含油凝析气藏多轮次注采相态变化无法表征、强边底水高含油凝析气藏协同建库技术对策无先例可循三大难题。攻关团队从实际问题出发，集思广益、精准施策，通过开展提采-协同-储气全周期渗流模拟实验，揭示了兼顾高速调峰-控水-增油三功能的参数影响机理；建立了多周期热力学参数场时变的相平衡新模型，改进组分数值模型，创新形成了基于凝析油气动态相平衡的时变数值模拟技术；建立了基于水侵、反凝析、岩石变形的时变库容预测新模型，开展分阶段注采井网部署、分阶段合理运行压力研究，逐步形成了强边底水高含油凝析气藏协同建库参数预测技术。这些新技术有效赋能西北油田大涝坝储气库（一期）的建设，新增工作气量2亿立方米，提高凝析油采收率19.9个百分点。

老牌储库扩容增产

文96储气库已运行9年，是中国石化资深“老牌”储气库，已累计采气11.6亿立方米，实现了季节调峰、应急供气等保供目标。研究人员没有坐享文96储气库运行成果，而是将目光转移到扩容增产问题上，希望通过技术创新让老库焕发新活力。

文96是典型的水侵型储气库，存在着气水不同相态流体在储层中相互驱替，水体能量、地层压力、饱和气体三者之间“纠葛不断”，研究人员经常“闻水色变”。为充分挖掘文96储气库扩容增产潜力，天然气分公司与石油勘探开发研究院组成联合攻关团队，聚焦储气库驱水-排水扩容技术对策，逐步开展分区注采能力预测、水封气变化规律分析、基于滞后效应时变数模等关键技术研究。

扎实的基础研究逐渐结出科技成果，文96储气库驱水、排水扩容增产对策崭露头角。研究团队利用建立的基于滞后效应的时变数值新模型，开展了注采次序对策优化，提高排水量20.3%，促使气藏构造低部位加速携液，实现了边部扩容。优化注采运行制度方案，使气水关系相对均匀，气水过渡带变窄，降低水层损耗量12%，有效库存量相对提高。结合在中低部位部署两口加密井，增强储层动用和边水排采，预计提升工作气量14%，排水量及扩容速度提升3倍，减少水层损耗2.9%。