第一节 地下储气库
地下储气库，是指在地下较深处找到一个完全封闭的地质构造体，用泵送的方式在地面将天然气注入地质构造体中储存起来，形成人工气田或气藏。地下储气库通常有以下三种：一是枯竭油气藏储气库；二是含水岩层储气库；三是盐穴储气库。相比地面储气设施，地下储气库具有以下明显优势：一是储存量大，调峰范围广；二是经济合理，虽然初始投资大，但是持久耐用，整体储气成本低；三是安全，地下储气库安全性远高于地面设施。地下储气库主要用于保障季节调峰，通常建在下游天然气市场周边地区。因地下储气库具有储气规模大、储气成本低的特点，也用于应急和战略储备。
一、枯竭油气藏储气库
枯竭油气藏储气库，就是利用地下枯竭油藏或者枯竭气藏建设的储气库，是目前应用最广泛的储气方式。利用枯竭油气藏建库简便易行，尤其是气藏，因为这些油气藏具有很好的圈闭结构，有较大的构造闭合度，密封性良好。从这些油气藏的实际开采中可以得到气库的储气能力、注采能力、压力等参数。此外，利用枯竭油气藏建库还可以利用现存的井、集气系统及与管道系统的连接设施。全球已经建成的700多座储气库中，枯竭油气藏储气库占80%，其中枯竭气藏占75%，枯竭油藏占5%。（见图3-1）
一个油气藏是否可以作为一个好的储气库，取决于地质情况和地理位置两个方面。地质方面，岩石孔隙度是一个重要因素。因为储气库不仅要采出天然气，还要注入天然气。油气藏岩石的孔隙度越大，注入和采出的速率就越大。在某些情况下，如果油气藏岩石只具有较低的孔隙度，可能就要采取措施在岩石中造成裂缝，增加天然气朝着井孔流动的机会。地理位置方面，如果这个枯竭的油气田远离现存的输气主干线或市场区及配气干线，那么就要在连接管线的建设和操作上发生更大支出。资料表明，气库与用户距离越近越经济，以50km～200km为宜，超过200km就不经济了。出于安全考虑，储气库与用户的距离也不宜太近。
图3-1 枯竭油气藏储气库示意图
枯竭油气藏储气库的缺点是周转率（在一年中总的工作气量被注入和采出的次数）相对较低。尽管每日采出流量依赖于它的孔隙度、渗透性等物理性能，这种地下储气库通常被设计成每年周转一次。由于每一个储气库在地面设施（例如压缩机）、垫底气水平、流量性质等方面存在差异，不同枯竭油气田储气库的每日采出流量会有很大变化。然而，在三种主要的地下储气库类型中，枯竭油气田储气库容气量是最高的，开发、操作与维护支出相对较低。
由于枯竭油气藏储气库具有储气量大、注采速率低的特点，通常作为季节性供应储气库，在用气非高峰季节（4月～10月）注入天然气，用气高峰季节（11月～3月）采出天然气，用于季节调峰。同时，枯竭油气藏储气库储气量大的特点，也可以用于建设天然气战略储备。
以下为一个枯竭油气藏储气库案例。
呼图壁地下储气库
继大港油田储气库之后，呼图壁地下储气库是我国投入使用的第二座大型地下储气库，同时是西气东输管网系统配套建设的首座大型地下储气库。呼图壁储气库是利用开采已近枯竭的呼图壁气田改建而成，由新疆油田负责实施，肩负北疆天然气调峰和国家战略储备的双重重任，是中石油应对北疆天然气紧缺和国家战略资源储备所采取的重要举措。呼图壁地下储气库设计库容107×108m3，工作气能力45×108m3，计划建设周期约四年，新钻注采井30口。储气库2011年7月1日开工建设，2013年7月开始投产，日注气能力达0.1123×108m3。呼图壁地下储气库的气源为西气东输二线，预计呼图壁储气库投入使用后，可有效保障“西气”稳定向东输送，并解决天山北坡经济带冬季调峰需求。
二、含水岩层储气库
含水岩层储气库，实际上就是建造在地下含水岩层中的人造气藏。如果一个含水的沉积岩层被非渗透性的顶部岩石所覆盖，那么这种自然含水层就可能适于被开发为地下储气库。这种储气库是利用含水层中有很多孔隙，同时孔隙中含水，注入气后，气将水压走；抽气时，水再返回，这样就形成了人工气田。这种建造储气库的地层，比较理想的状况是能够不困难地吸收所需数量的气体，并且可以长时间保存，同时在需要的时候释放这些气体。因此，这就需要地层是一个良好的、有足够延伸的同时被不渗透岩石覆盖的储集层，而且要有一定的形状，使含于其中的气体在上浮时能够占据稳定的体积。含水岩层储气库可以分为构造型和地层型两种类型，一般建在背斜构造的含水砂岩层中。储气层应是孔隙性、渗透性较好的储层，盖层要可靠，保证气体不会垂直泄漏，储层周围密封性要好，气体不能侧向运移。
利用含水岩层作为地下储气库具有构造完整、钻井完井一次到位的优点，但也存在明显不足之处，因此只有在枯竭油气藏储气库不可获得时才建造这种储气库。第一，在开发自然含水岩层作为地下储气库之前，人们对它的地质情况并不了解。为了获得这个含水岩层圈闭现存压力、盖层类型、岩石的孔隙度及渗透性等物理性能，评估它的潜在储气能力，需要进行大量工作，导致含水岩层储气库的开发成本要高于枯竭油气藏储气库，开发时间通常是枯竭油气藏储气库的两倍。第二，所有的设施都必须从头建设，包括井、管线及脱水设施和压缩机站，为了注入目的需要更大功率的压缩机以便将水排出。第三，自然含水岩层中不存在原生气，为了建立和维持适当的压力就需要注入大量的垫底气。油气藏储气库中通常需要注入相当于总容量50%左右的垫底气，而地下含水岩层储气库通常要注入相当于总容量80%～90%的垫底气，而且即使项目报废，大部分的垫底气也是不能回收的。因此，自然含水岩层储气库的开发成本十分高昂。第四，开发这种储气库可能给地下水资源造成污染，因此面临更为严格的环境保护限制。（见图3-2）
图3-2 含水岩层储气库示意图
我国油气藏主要富集在陆相地层中，规模比较小，主要分布在北部和西部，东南主要天然气消费市场缺乏建设枯竭油气藏储气库的条件。在含水岩层中建造地下储气库，受地理条件的限制比较小，选择的空间较大，在我国有比较大的潜力。因此，在大型管线周边和重要的消费城市附近，优先选择古生界海相沉积地层开展地质勘探，寻找有利的含水层圈闭，这样就有望建立起一定规模的含水层地下储气库。
三、盐穴储气库
盐穴储气库，主要是利用地下盐层中经过水溶解盐而形成空穴，直接储存天然气。盐穴储气库一般选择在盐层厚度大、分布稳定的盐丘上造穴。盐穴储气库的优点是：第一，占地面积小。与由许多井构成的枯竭油气藏储气库相比，盐穴储气库的占地面积通常只有其1/100。第二，盐穴储气库更像一个高压气罐，操作与管理比枯竭油气藏储气库更容易。第三，开发周期短。如果开采出来的卤水能够得到及时处理，开发一个盐穴储气库通常只需要18～24个月，而开发一个油气田储气库则需要24～36个月。中石油开发的金坛盐穴储气库进展缓慢，主要是由于溶解盐生产的卤水无法及时得到处理。较短的开发周期可以节省建设期利息支出，更早获得收益。第四，垫底气量小，通常仅为总库容的25%，在紧急情况下能被完全采出。第五，注采速率高，与枯竭油气田或含水岩层储气库通常每年周转一次不同，盐穴储气库的周转率每年可以达到数次，因此能够满足需求上更大的波动。（见图3-3）
图3-3 盐穴储气库示意图
盐穴储气库的缺点是与枯竭油气藏储气库、含水岩层储气库相比储气量有限，导致开发和维护成本相对较高。在国外，盐穴储气库的盐腔体积一般在几十万立方米的规模上。欧洲有经验表明，从安全和有效性的角度来考虑，最大可能的盐腔体积在（40～60）×104m3比较合适，此时能注入的总气量和之前所述枯竭油气藏储气库、含水岩层储库相比是很小的。盐穴储气库开发成本较高，通常是枯竭油气藏和含水岩层储气库的2～3倍。盐穴储气库洞壁也容易受盐水侵蚀而老化，因此需要安装特殊设备，维护成本较高。但是由于盐穴储气库注采速率高，相同的工作气量在用气高峰期能够周转三四次甚至更多，因此能够产生更多的收入。
我国盐岩分布范围广，但是以层状为主。参考法国的经验，在150m～400m甚至大于400m的厚盐层中，一种单孔注水溶蚀造腔技术已经很成熟；此种技术在60m～100m厚的盐层中也可以使用。但是，对于厚度小于60m的盐层，法国燃气苏伊士集团公司正在研究论证其用来进行天然气地下储备用途的技术和经济条件。目前的初步研究成果表明，对于厚度小的层状盐层，通过地下溶蚀造成横截面面积1000m2～3000m2、长度几百米和腔体体积达到几十万立方米的平洞是可以保证持续稳定的。虽然造洞技术在目前还没有很好地可靠解决，但根据预测来说，在层状盐层中建造地下储气库应该还是很有发展潜力的。另外，如果建设地下盐穴储气库，最好考虑可以与盐资源的利用结合起来，实际操作中可由石油公司、城市燃气运营商和盐业公司共同开发。
以下为一个盐穴储气库案例。
金坛地下盐穴储气库
金坛地下储气库位于江苏省金坛市直溪镇，毗邻镇江，是西气东输的重要调峰设施，属盐穴地下储气库。金坛矿盐层分布稳定，封闭性好，结构简单，易于水溶开采，可在地下形成较大溶腔，盐穴的溶腔时间约需三年。金坛盐穴储气库开创了中国盐穴储气库建设的先河，在选址选区、评价区块、设计溶腔、造腔控制、稳定性分析、设计注采方案、钻井工艺等方面获得了一系列的研究成果和技术手段，为中国建设盐穴储气库积累了大量技术和经验。金坛盐穴储气库建库盐层区域面积达11.2km2，库深约1000m，是中国盐穴第一库，也是亚洲规模最大的盐穴储气库。
金坛盐穴储气库分西区与东区两大块。经过近6年建设，西区储气库于2006年3月29日全面竣工，库容为1.21×108m3。西区储气库利用采卤老腔6口西区储气库利用采卤老腔6口，储气库工程主要包括地下溶腔和输气干线两部分，工程总造价约40×108元。储气工艺采用注气、采气转换方式，冬季或应急状态下采气外供，其他时间注气。输气干线从西气东输镇江分输站至储气库工艺站场，管道长34.8km，管道外径1016mm，运行压力10.0MPa，与西气东输管道参数一致，且该段管道设截断阀室1座。西区储气库设计压力14.5MPa，运行压力7.0～14.5MPa，储气规模25×108m3。西区储气库设有4台进口燃气加压机，出口压力为14.5MPa，设计流量60×103m3/d，每台加压机自身消耗量天然气8000m3/d。此外，有1套240×103m3/d注气装置，2套150×103m3/d调峰采气装置，2套400×103m3/d应急采气装置，总应急采气能力达1100×103m3/d。预测单位储气费约为0.60元/m3。
东区储气库未完成，规划建造新腔17口，库容7.22×108m3。