中國儲氣庫建設(shè)與發(fā)展策略思考＊

張剛雄，陳建軍，鄭得文，劉峰，趙凱，胥洪成，魏歡( .中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；2.中國石油天然氣集團(tuán)公司油氣地下儲庫工程重點實驗室；.中國石油天然氣集團(tuán)公司規(guī)劃計劃部 )

中國儲氣庫建設(shè)與發(fā)展策略思考＊

張剛雄1，2，陳建軍1，鄭得文1，2，劉峰3，趙凱1，2，胥洪成1，2，魏歡1，2
( 1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；2.中國石油天然氣集團(tuán)公司油氣地下儲庫工程重點實驗室；3.中國石油天然氣集團(tuán)公司規(guī)劃計劃部 )

當(dāng)前，中國儲氣庫面臨著調(diào)峰儲備能力有限、發(fā)展動力不足、投資效益下滑等方面問題。通過借鑒國外儲氣庫公司降本增效的主要措施，分析中國儲氣庫業(yè)務(wù)面臨的形勢與挑戰(zhàn)，對中國儲氣庫建設(shè)與發(fā)展提出建議：1）通過老庫挖潛評價，有望新增7億立方米工作氣量，比新建氣庫降低投資30%；2）在國內(nèi)西南、長慶氣區(qū)建立儲庫與氣田聯(lián)動機制，調(diào)節(jié)氣田生產(chǎn)，預(yù)計年可減少壓產(chǎn)10億立方米；3）轉(zhuǎn)變建庫理念，優(yōu)選已開發(fā)氣藏?fù)駲C建庫，降低投資成本，提高綜合經(jīng)濟效益；4）明確儲氣庫發(fā)展定位，積極爭取儲氣庫調(diào)峰氣價、建設(shè)資金政策支持，推進(jìn)儲氣庫健康可持續(xù)發(fā)展；5）充分挖掘儲氣庫潛在價值，擴展衍生功能，最大限度發(fā)揮儲氣庫效率和作用。

儲氣庫；降本增效；聯(lián)動機制；調(diào)峰氣價；儲能轉(zhuǎn)換

在經(jīng)濟新常態(tài)和低油價背景下，中國天然氣行業(yè)面臨供應(yīng)寬松、效益下滑、市場化改革等多方面的挑戰(zhàn)。儲氣庫業(yè)務(wù)作為天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中的重要組成部分，面臨著調(diào)峰儲備能力有限、發(fā)展動力不足、投資效益下滑等方面的問題。

1 國外儲氣庫公司降本增效的主要舉措

1.1 儲氣庫高效運營整體解決方案

儲氣庫的建設(shè)與運營具有投資大、周期長、時效性強等特點。歐盟的儲氣庫運營公司面對當(dāng)前天然氣行業(yè)新的形勢，提出了儲氣庫高效運營整體解決方案，即儲氣庫“一體化”、“數(shù)字化”和“智能化”的三化方案，利用現(xiàn)有信息技術(shù)手段，在完成儲氣庫地下、地面數(shù)字化模擬的基礎(chǔ)上，建立各類管理和決策分析模型，輔助儲氣庫生產(chǎn)的智能分析和決策，提高儲氣庫整體運營效率。

根據(jù)2015－2016年國際天然氣聯(lián)盟（IGU）下屬儲氣庫工作組會議資料，2015年歐盟的Bulgartransgaz EAD公司為進(jìn)一步提高向中東地區(qū)供氣系統(tǒng)安全性，對其設(shè)計工作氣量為5.5億立方米的Chiren氣藏型儲氣庫[1]，開展了以提高工作氣量為目的的精細(xì)地質(zhì)評價，有針對性地建立儲庫三維地質(zhì)力學(xué)模型和開展動態(tài)密封性評價，分析提高運行上限壓力增加工作氣量的可行性，確定將原有方案設(shè)計的儲氣庫運行上限壓力由10兆帕提高到18兆帕；通過儲層－井筒－地面一體化數(shù)值模擬預(yù)測，工作氣量將由5.5億立方米提高到10億立方米；完善井網(wǎng)新鉆定向井12口，預(yù)計日采氣能力將由430萬立方米提高到1000萬立方米，老庫挖潛降本增效成效顯著。

1.2 跨區(qū)域儲氣庫資源合理配置

歐盟成員國共有149座儲氣庫，總工作氣量1104億立方米[2]，歐盟國家在天然氣一體化進(jìn)程中，通過一系列的指令、條例和辦法[3]，逐步在內(nèi)部建立了統(tǒng)一的天然氣市場。包括創(chuàng)建網(wǎng)絡(luò)運營商合作與監(jiān)管新模式，制定適用于歐盟所有成員國的網(wǎng)絡(luò)準(zhǔn)入細(xì)則；規(guī)定主要的輸氣網(wǎng)絡(luò)運營商有義務(wù)相互合作，優(yōu)化輸氣與儲氣庫網(wǎng)絡(luò)的職責(zé)和義務(wù)，優(yōu)化整個輸氣與儲氣網(wǎng)絡(luò)的系統(tǒng)運行；大力加強天然氣市場信息的透明化，使市場參與者們能公開、公平地獲得可供氣量及其流向的信息。監(jiān)管委員會要求每日公布?xì)W盟所有儲氣庫中的可供氣量[4]，使供氣商能夠了解天然氣動向，確保天然氣能在歐盟范圍內(nèi)自由流動，每個成員國可以就近享有儲氣庫調(diào)峰紅利，實現(xiàn)儲氣庫跨區(qū)域高效聯(lián)動，提升儲氣庫利用效率。

1.3 氣庫聯(lián)動優(yōu)化氣田生產(chǎn)運行

將大氣田及周邊的小氣田與儲氣庫納入統(tǒng)一的生產(chǎn)運行系統(tǒng)中。用氣低谷時，合理開發(fā)小氣田，將富余氣注入儲氣庫中，保護(hù)大氣田生產(chǎn)；用氣高峰時，統(tǒng)一優(yōu)化匹配儲氣庫與氣田生產(chǎn)供給，滿足用氣需求，實現(xiàn)氣田與儲氣庫高效利用。

最典型的實例是荷蘭的格羅寧根儲氣庫－氣田聯(lián)動調(diào)峰調(diào)產(chǎn)系統(tǒng)[5]，將格羅寧根大氣田、周邊5個小氣田（群）和兩座儲氣庫（Norg、Grijpskerk）納入統(tǒng)一的生產(chǎn)運行系統(tǒng)。通過保護(hù)大氣田開發(fā)、穩(wěn)定小氣田生產(chǎn)、充分發(fā)揮儲庫作用，達(dá)到了滿足調(diào)峰需求、保障大氣田長期高效開發(fā)的目的。

格羅寧根大氣田已開發(fā)40年，2013年氣田日生產(chǎn)能力達(dá)到3.3億立方米。即使在冬季用氣高峰期，控制氣田日產(chǎn)氣量2.5億立方米，只發(fā)揮生產(chǎn)能力的76%，有效延長了巨型氣田的生命周期。小氣田（群）全年滿負(fù)荷生產(chǎn)，日采氣能力6000萬立方米。供氣高峰期，儲氣庫發(fā)揮最大生產(chǎn)能力，日采氣5000萬立方米；用氣低谷期，優(yōu)先安排小氣田群生產(chǎn)為儲氣庫注氣提供主力氣源（見圖1）

圖1 2013年格羅寧根氣庫聯(lián)動調(diào)峰調(diào)產(chǎn)系統(tǒng)產(chǎn)量構(gòu)成

1.4 利用儲氣庫實現(xiàn)儲能利用、余熱發(fā)電、廢料埋存等利用儲氣庫的存儲功能實現(xiàn)電能、壓縮空氣能、熱能的有效轉(zhuǎn)化及廢料埋存。其中，壓縮空氣儲能的工作原理是：在用電低谷期，電動機與壓縮機相連，通過消耗電網(wǎng)中的電或者可再生能源發(fā)出的電對空氣進(jìn)行壓縮，將壓縮空氣儲存到地下儲氣室中，渦輪機不工作；在用電高峰期，壓縮機不工作，地下儲氣室中的壓縮空氣被釋放，輸送到燃燒室對天然氣進(jìn)行燃燒，燃燒后生成的氣體被輸送到不同的氣壓渦輪機進(jìn)行發(fā)電。發(fā)出的電進(jìn)入到電網(wǎng)中，用來緩解用電高峰的需求[6]（見圖2）。

德國的Adele項目將可再生多余電能轉(zhuǎn)化成壓縮空氣能，實現(xiàn)電能與壓縮能有效轉(zhuǎn)化，利用率70%以上[7]。在利用水層改建儲氣庫過程中，會采出大量地?zé)崴⑶一刈ⅲ@部分采出地?zé)崴臏囟容^高、水量較大，如果利用地?zé)崴M(jìn)行發(fā)電，可以實現(xiàn)清潔能源的循環(huán)利用和節(jié)能減排。例如，華北油田公司在留北潛山建成的第一座油田產(chǎn)出伴生熱水地?zé)犭娬?，其地?zé)崴寐蔬_(dá)到30%[8-9]。此外，儲氣庫可用于存放核廢料、危險化學(xué)品和CO2等有害物。

2 中國儲氣庫業(yè)務(wù)面臨的形勢與挑戰(zhàn)

2.1 現(xiàn)有儲氣庫規(guī)模難以滿足天然氣業(yè)務(wù)快速發(fā)展需要，未來調(diào)峰儲備需求進(jìn)一步擴大，加快儲氣庫建設(shè)迫在眉睫

截至2016年，國內(nèi)已建成儲氣庫群10座，調(diào)峰能力達(dá)50億立方米以上，約占2016年天然氣銷售量的3%左右，但與發(fā)達(dá)國家10%的平均水平相比，仍存在很大差距，與中國天然氣業(yè)務(wù)快速發(fā)展不匹配。這主要受到我國儲氣庫建設(shè)起步晚、建庫地質(zhì)條件難度大、達(dá)容達(dá)產(chǎn)周期長等因素制約。

盡管當(dāng)前新形勢下天然氣需求增速放緩，但天然氣調(diào)峰需求仍然迫切，預(yù)計2025年中國的天然氣調(diào)峰需求將達(dá)到400億立方米。規(guī)劃以現(xiàn)有儲氣庫為主、氣田和LNG為輔的綜合調(diào)峰體系難以滿足今后的調(diào)峰需求，預(yù)計存在100億立方米的缺口。未來我國儲氣庫調(diào)峰能力不足將進(jìn)一步凸顯，加快儲氣庫建設(shè)與擴容達(dá)產(chǎn)迫在眉睫。

2.2 大氣田超負(fù)荷提產(chǎn)調(diào)峰已明顯影響開發(fā)效果，強化氣田與儲氣庫聯(lián)動，保障氣田高效開發(fā)刻不容緩

國內(nèi)已初步建立以氣田、儲氣庫、LNG為一體的綜合調(diào)峰體系，調(diào)峰作用明顯。但儲氣庫因達(dá)產(chǎn)周期長，氣田提產(chǎn)一直是高峰期調(diào)峰的重要手段，大型石油公司的氣田每年調(diào)峰量約占總調(diào)峰量的40%～60%，近兩年隨著儲氣庫工作氣量的快速增長，氣田調(diào)峰占比降至40%以下。例如國內(nèi)大型氣田克拉2、迪那2、澀北等，2012年提產(chǎn)量最高達(dá)2500萬立方米/日以上，負(fù)荷因子最高達(dá)到1.35，2015年最高提產(chǎn)1000萬立方米/日以上，負(fù)荷因子為1.12。氣田長期超負(fù)荷生產(chǎn)，已經(jīng)產(chǎn)生氣井水淹、產(chǎn)能降低、地層壓力快速下降等后果，嚴(yán)重影響氣田開發(fā)效果和壽命。

圖2 壓縮空氣儲能工作原理

當(dāng)前應(yīng)利用天然氣供應(yīng)環(huán)境相對寬松、儲氣庫工作氣量快速增長的新形勢，強化氣田與儲氣庫聯(lián)動，通過生產(chǎn)組織優(yōu)化，不斷減少氣田超負(fù)荷生產(chǎn)，對優(yōu)質(zhì)大氣田進(jìn)行保護(hù)性開發(fā)。

2.3 調(diào)整優(yōu)質(zhì)大氣田開發(fā)中后期的調(diào)峰生產(chǎn)方式，之后擇機低成本、快速建設(shè)儲氣庫的作用和意義重大

優(yōu)質(zhì)大氣田既是寶貴的開發(fā)對象，又是寶貴的建庫資源。優(yōu)質(zhì)大氣田開發(fā)既要考慮正常的生產(chǎn)，又要考慮氣田調(diào)峰及后期改建儲庫。合理的做法是：在氣田開發(fā)的早中期，按照開發(fā)方案設(shè)計的年產(chǎn)規(guī)模生產(chǎn)；開發(fā)中后期，控制日常生產(chǎn)規(guī)模，高峰供氣及應(yīng)急供氣時發(fā)揮較大生產(chǎn)水平，年產(chǎn)規(guī)?？刂圃诜桨冈O(shè)計能力之下；開發(fā)后期，在論證的儲氣庫運行下限壓力之上改建大型優(yōu)質(zhì)儲氣庫，這樣既可以利用原有的氣井、地面設(shè)施及管線，又可以少注或不注氣墊氣，大大降低建庫投資成本，大幅縮短建庫周期。

例如，陜京長輸管道配套工程大張坨儲氣庫，2000年底由開發(fā)中期的氣田改建氣庫，當(dāng)年建成并投產(chǎn)，建庫的單位工作氣投資僅1.5元/立方米，與氣田開發(fā)枯竭后改建儲氣庫相比，建庫周期縮短3～5年，同時利用原有的設(shè)施，節(jié)約井工程及墊氣費1.3億元。國內(nèi)臨近大型天然氣輸氣管線或目標(biāo)市場的優(yōu)質(zhì)大氣田較多，例如榆林南氣田、升深2-1氣田等。利用開發(fā)中期的氣田擇機改建儲氣庫不失為一種控投資、降成本的重要舉措。

2.4 儲氣庫缺乏效益保障機制，未來油氣管網(wǎng)改革對儲氣庫業(yè)務(wù)提出了更高要求

長期以來，由于國內(nèi)沒有實現(xiàn)冬夏氣價峰谷差和調(diào)峰氣價，與管道捆綁建設(shè)的配套儲氣庫的經(jīng)濟效益主要通過管道運行整體效益體現(xiàn)，儲氣庫真正的經(jīng)濟價值無法體現(xiàn)[10]。由國家財政資金建設(shè)的儲氣庫由于不能與管道項目掛鉤，國家和公司層面也缺乏相關(guān)的效益保障機制支持，其投資的運行成本面臨無法回收的問題。在當(dāng)前天然氣價格走低、企業(yè)整體效益下滑的形勢下，儲氣庫運營面臨著巨大壓力，直接影響建設(shè)方的積極性和效益。

未來中國油氣產(chǎn)業(yè)市場化改革將加快推進(jìn)，干線管道建設(shè)和運營將發(fā)生重大改變，管道與銷售面臨分離[11]，儲氣庫獨立運營將成為必然，對儲氣庫業(yè)務(wù)運營管理、技術(shù)創(chuàng)新、效益深度挖掘提出了更高的要求。

3 中國儲氣庫建設(shè)與發(fā)展策略建議

3.1 通過老庫挖潛評價，有望新增7億立方米工作氣量，比新建氣庫降低投資30%

對國內(nèi)7座已投運的氣藏型儲氣庫開展以提高工作氣量為目的的精細(xì)地質(zhì)評價與數(shù)值模擬分析，通過采取完善注采井網(wǎng)、優(yōu)化注采方式等措施，可以以相對較少的工作量（新鉆井24口）和投資（6.5億元）實現(xiàn)老庫挖潛，預(yù)計可新增工作氣量7億立方米，較新建同等規(guī)模儲氣庫成本降低30%（見表1）。

表1 國內(nèi)氣藏型儲氣庫提高工作氣量措施建議

3.2 在國內(nèi)西南、長慶氣區(qū)建立儲庫與氣田聯(lián)動機制，調(diào)節(jié)氣田生產(chǎn)，預(yù)計年可減少壓產(chǎn)10億立方米

借鑒格羅寧根氣田開發(fā)與調(diào)峰經(jīng)驗，在國內(nèi)重點氣區(qū)建立大氣田和儲氣庫聯(lián)動機制，對氣田生產(chǎn)進(jìn)行保護(hù)性開發(fā)。例如，西南氣區(qū)通過升級改造地面管線，可以將富余天然氣就近注入相國寺儲氣庫中，預(yù)計可減少氣田被壓減產(chǎn)量2億～3億立方米；長慶氣區(qū)利用自產(chǎn)氣和閑置壓縮機向附近的陜224、榆林南和陜43區(qū)塊注氣，預(yù)計可注入3億～7億立方米，盤活現(xiàn)有閑置資產(chǎn)。通過以上措施，預(yù)計可調(diào)節(jié)產(chǎn)量5億～10億立方米，提高經(jīng)濟效益的同時保護(hù)氣田有效開發(fā)。

3.3 轉(zhuǎn)變建庫理念，優(yōu)選已開發(fā)氣藏?fù)駲C建庫，降低投資成本，提高綜合經(jīng)濟效益

考慮未來管網(wǎng)建設(shè)，調(diào)峰需求將進(jìn)一步擴大，我們應(yīng)改變傳統(tǒng)的建庫理念和方式。利用開發(fā)中的氣藏改建儲氣庫具有縮短建庫周期、節(jié)約墊底氣注氣費用等優(yōu)勢，可采取石油公司自建或者石油公司、地方燃?xì)夤竟餐瑓⑴c合建方式改建儲氣庫。建議將國內(nèi)新疆克拉2、長慶榆林南等5座氣藏作為中俄天然氣管線西線、西氣東輸四線、西氣東輸五線等重點管道的配套儲氣庫庫址目標(biāo)（見表2）。建議盡快啟動前期評價，加快前期評價節(jié)奏，擇機建庫。初步預(yù)測工作氣量420億立方米，相比開發(fā)枯竭后改建儲氣庫，僅墊氣注氣費投資折算到單位工作氣量可節(jié)約0.02～0.87元/立方米（見表3）。

3.4 高度重視儲氣庫建設(shè)工作，明確儲氣庫發(fā)展定位，積極爭取儲氣庫調(diào)峰氣價、建設(shè)資金政策支持，推進(jìn)儲氣庫健康可持續(xù)發(fā)展

儲氣庫作為天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中的重要環(huán)節(jié)，具有重要的作用和地位，必須高度重視。但是目前中國的儲氣庫在整個天然氣行業(yè)發(fā)展中的總體目標(biāo)規(guī)劃尚不明確，建議重點規(guī)劃和研究中國未來天然氣儲存業(yè)務(wù)的總體發(fā)展方向和規(guī)模，制訂相應(yīng)的建設(shè)規(guī)劃。同時，現(xiàn)行儲氣庫缺少政策及盈利機制[12-13]，建議首先在公司層面按照補償成本、合理收益原則確定儲氣成本，擇機向國家申請在天然氣基礎(chǔ)設(shè)施完備的地區(qū)，在試點終端價格中加入調(diào)峰氣價；對于后續(xù)建設(shè)儲氣庫繼續(xù)向中央財政申請給予100%資金支持政策。

表2 可建為儲氣庫的氣田情況

表3 氣田改建儲氣庫節(jié)約注氣費用估算

3.5 充分挖掘儲氣庫潛在價值，擴展衍生功能，最大限度發(fā)揮儲氣庫的效率和作用

建議開展儲氣庫新功能先導(dǎo)試驗和超前技術(shù)儲備。例如，蘇橋儲氣庫開展壓縮能發(fā)電；內(nèi)蒙古等地區(qū)探索利用可再生能源與儲能的轉(zhuǎn)換；邊遠(yuǎn)地區(qū)建庫儲存核廢料、化工污染物及CO2等。

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編 輯：王立敏

編 審：張一馳

China’s gas storage construction and development

ZHANG Gangxiong1, CHEN Jianjun1, ZHENG Dewen1,2, LlU Feng3, ZHAO Kai1,2, XU hongcheng1,2, WEl Huan1,2
(1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Langfang; 2. CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Storage Engineering; 3. CNPC Planning Department)

Currently, China’s gas storage is facing with the problems such as the limited peak-shaving reserve capacity, underpowered development, declining investment performance and etc. The paper, taking cost decreasing and benefit increasing from foreign gas storage companies as reference, analyzes the situation and challenge of China’s gas storage and puts forward five suggestions as follows 1) 700 million cubic meters of the volume of working gas will be increased by the evaluation of tapping potential in old storage, which will save the investment by 30% compared with the new gas storage; 2) establish the linkage mechanism of gas storage-gas field in the southwest gas field and Changqing gas field to adjust the production and result in reducing about 1 billion cubic meters cut production for gas field; 3) change the concept of gas storage construction and choose the developed gas reserve to build the storage timely, reduce the cost of investment and raise comprehensive economic benefits; 4) define the development orientation of gas storage, actively seek out construction funds and policy support, to promote the gas storage healthy and sustainable development; 5) fully tap the potential value of gas storage and enhance the derivative function to develop gas storage efficiency and effects at the most.

gas storage; cost decreasing and benefit increasing; linkage mechanism; price of peak-shaving; energy transformation

2016-10-21

*本文來自基金項目：中國石油天然氣集團(tuán)公司重大科技專項課題“儲氣庫運營模式及經(jīng)濟技術(shù)研究”（編號：2015E-4001）。