国外地下储气库的技术与发展
最早的天然气地下储气库是1916年在美国利用枯竭气田建造的，开创了地下储气的先例。

迄今在世界各地天然气地下储气设备总有效容积约250Gm3，共建立了551座地下储气库，其中425座主要是利用枯竭油气田，83座是利用含水构造层，39座是利用含盐岩层，4座是利用废弃矿井。

到目前为止，美国、加拿大、丹麦、德国、法国、前苏联和英国等，对利用枯竭油气田建造地下储气库，都已有了多年的实践，并进行了系统的研究，积累了丰富的经验。

一、建设地下储气库的规划要点
天然气地下储气库主要由地下储集层、气井及地面设施等基本部分构成。

地面设施包括压缩机站、集输系统、气体处理和计量站。

地下储气库的建设需具有一定条件，要符合储气要求的技术特性，主要包括：
1、地质条件的选择
地下储集层应具有较高渗透性(一般在250～1000 mD)的非固结砂层，以中细砂为特征，比较结果表明：非固结砂层构造的储气容量、运行气量和气田峰值都好于固结砂层。

顶部盖层密闭性能要好，以保证竖向和侧向不漏气，选取的顶部盖层一般是由压实的层状粘土和其它细粒矿物质所组成的页岩，为致密的不渗透岩层。

弱的水驱，以避免抽气时随储气压力的降低，边水和底水进入气藏，使气藏孔隙空间的体积缩小，有效容积减少，降低采收率。

要求能承受较大波动的日回采量和注入流量。

2、完整的技术数据
首先必须有确定的储气库开发参数，主要包括原枯竭油气田的孔隙度、渗透率、储集层厚度分布等值线、原始地层压力、含水饱和度以及最大储气能力、全部井数和井口压力等，这些参数能说明地质构造特点和对输配系统的要求。

在掌握原始地层参数的基础上，还需要进行技术经济分析和各种方案的比较，包括确定储气库的总容积、有效容积、气帽容积；注入和排出燃气的功率消耗；储气库充气和排气所需的时间；钻井、地面设施及与输配系统的连接等所需的投资规模。

二、数值模拟分析的研究
模拟分析是80年代开始兴起的，目前已成为油气母开发、设计和监控的最重要手段。

在美国、德国、丹麦、意大利等都采用模拟研究，即利用原枯竭油气田的地质构造特点和有关技术资料，选择好数学模型，用计算机理论求解出地下储气库的储气容量和储存能力(气体在空间的分布情况)；运行气量；注采气能力；不同类型气体混合所造成的气体质量的变化等。

揭示出储气工艺特征，对地下储气库运行工艺提出指导。

地质地层和气体种类的差异性，需要发展相应的科学计算方法，以便能经济地控制地下储库内天然气的流动过程。

目前高效能计算机的发展和在数值模拟方面的进步已使其成为可能。

从国外资料看，储气库的实际流动过程基本上分为以下几种：
(1)从一个周界清楚的连续式储气的气田中回采天然气； (2)在一个含水地层中注采天然气；(3)在半枯竭气田或以惰性气体做垫层气的气田内储存天然气，储气库在运行期间发生气体混合；(4)在一个枯竭油田中注采天然气。

针对上述4种基本过程，相应提出4种基本数理模型如下：
(1)三维气流模型，可应用于确定干气储库边界，使储气库储气压力达到最大，回采率最高，在连续储气运行中用作气垫的剩余气体在数量上达到最佳值，有效容积、生产率、井网布置和流动压降等参数达到最佳值。

(2)三维气--水置换模型，可应用于带水驱动作用下的气田、含水层储气、井附近集水等的研究。

(3)一维气体混合模型，可应用于研究以残存气和储入气之差作储库库容或改变储气类型的情况。

研究储气库剩余天然气与新注入气体相混合问题，对压力及动力学特性的改变，储气层有发生局部阻塞的危险，借助此模型，可找到适当的运行模式，保证满负荷正常运行。

(4)一维气--油溶混模型，可应用于开发油田，在油田内储气等。

计算机程序可以高效率地分析大量储气系统方案，并从中选出最佳方案，使气体储存量、有效气体容积、储库的生产率达到最大值；投资和经营费用达到最小值。

计算机的数值模拟还可以获得井网的自动最佳化，即按最少的井数预先确定随时问而变的井网，根据给定的气体生产方案模拟出最佳井流型式，包括井位、
钻孔顺序和使各生产井合并的时间的最佳化；整个储库运行的性能参数最佳化。

目前天然气地下储气库的数值模拟研究的发展趋势是：一方面为输配系统和日常控制方案，研制出低成本运行的气田模型；另一方面按照基本理论和实验室研究的结果，改进模型的基本物理特征。

三、利用惰性气体作为垫层气的研究
所谓垫层气是地下储气库储气量的一部分，它是储气库调峰运行注采操作过程中，滞留在库中的天然气，起着维持储气库的体积和压力的作用，确保均匀地输气能力。

采用惰性气体作垫层气，避免与天然气发生混合是关键技术问题。

法国和美国的解决办法是在储气层外侧注入惰性气，而不是在整个储气库均匀注入，这样惰性气体滞留在外侧，可实现惰性气体作为垫层气维持储库容积和压力的功能。

丹奏的研究结果表明：含水层中20％以内的垫层气可以由氮气组成，并且每年只要循环少于60％的天然气，天然气便可储存于氮气储层而不会产生严重的混合问题。

四、提高天然气储量和生产能力的方法
近几年来，世界各国在研究提高天然气的有效储存量和生产能力方面，取得了重大进展，有三种主要趋势
(1)采用水平钻井技术。

这既可减少井的数量，又可提高燃气的输送能力，同时可极大限度的提高燃气的采收率。

(2)储气井的激励。

在加拿大、意大利和德国的一些废油气田，采用激励储气并的办法(酸化处理，使岩石碳化和破碎)大大提高了产气能力，某些井的敞流能力提高了50％-400％。

(3)提高最大储气压力。

按规程规定，最大储气压力不得高于原始油气田压力，如果超过原储气层压力，就可能使覆盖在气库上面的低渗漏区以及微小的构造发生裂缝，致使天然气漏人覆盖层或地表。

但在德国的一些储气场地，最大允许压力却明显高于原始压力，最大提高率达24％。

事实上对某些废油气田，提高最大储气压力可使有效燃气储存率和采气率增加10％～40％，但对于达到这种压力下的储气库，必须首先预测顶部的密封性，并增加监测手段，以防天然气泄漏。

五、操作运行问题
地下储气库的操作运行经验主要有如下几点。

1、防砂化
非固结的砂层是储气库的一种特征，其优点为具有较高渗透性，储层可用性较高，缺点是产生砂化。

这是利用枯竭油气田建造地下储气库的老问题之一。

砂化会导致构造破坏，使天然气量损失、井口切断，或可能因井喷而造成地面设备和套管的破坏。

防砂化的办法，一是减少气流阻力来控制砂化，即交替使用砂砾压紧或固结技术。

二是采用机械法控砂，包括用筛分机使构造砂固定，或将多余的砂砾筛分，使构造砂就地保持，此技术目前已得到广泛使用。

2、控制露点
从地下储气库采出天然气，特别是高流量时，运行的压力和温度条件就进入生成水化物作用的危险范围。

如果存在游离水以及天然气温度降低到特定值时，就会形成水化物，它将减少流动断面，导致供气中断，所以必须控制露点，防止水化物形成。

目前采用的解决方法有脱水干燥处理注入的天然气，其次是抽气率要控制在最大临界流量以内，此参数受压力和温降的限制。

3、防泄漏
储气库最好建在砂岩地层，但应解决隔层问题，如何封闭砂岩层至今未完全得到解决，致使无法获得高的燃气采收率。

目前匈牙利采用在砂岩中加特殊制剂作隔层的办法，此技术已受到专利保护。

注：摘自《油气储运》1997第16卷第12期。