天然氣頂部重力驅(qū)油儲氣一體化建庫技術(shù)

江同文，王正茂，王錦芳

（1.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司，北京 100007；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 前言

歐美國家地下儲氣庫建設可以追溯到20世紀初，距今已有近百年歷史[1-3]。據(jù) 2018年國際天然氣聯(lián)盟（IGU）資料統(tǒng)計，目前世界上共有689座地下儲氣庫，總工作氣量達4 165.3×108m3，約占全球天然氣總消費量（35 429×108m3）的12%，其中主要發(fā)達國家工作氣量占消費量的19.5%[4]。全球地下儲氣庫總工作氣量中，油氣藏型儲氣庫工作氣量最大，占總工作氣量的80%，鹽穴型占9%，含水層型占11%[1]。

中國儲氣庫建設始于20世紀60年代大慶油田。21世紀以后，中國開始大規(guī)模商業(yè)化儲氣庫建設，先后建成大張坨、京58和呼圖壁等儲氣庫[3]。截至2020年底，中國27座儲氣庫設計總庫容500×108m3，設計總工作氣量219×108m3（氣藏型占比86%），目前已建成調(diào)峰能力147×108m3，占全國天然氣消費量的4.4%。與國外相比，中國儲氣庫調(diào)峰能力嚴重不足，調(diào)峰能力占天然氣消費量比例不足發(fā)達國家平均水平的四分之一。《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調(diào)峰輔助服務市場機制的意見》（發(fā)改能源規(guī)[2018]637號）要求“供氣企業(yè)2020年必須擁有不低于年合同銷售量10%的儲氣能力”。因此，大力推動油藏型儲氣庫建設，對于豐富建庫類型、提升建庫技術(shù)水平、快速大幅提高中國儲氣庫庫容和工作氣量、保障國計民生和維護國家能源安全具有十分重要的意義[5]。

京58儲氣庫由一個衰竭的氣頂油藏改建而成，位于華北油田河西務構(gòu)造帶。京58斷塊自1989年3月投入試采，2006年油田開發(fā)終止后開始建儲氣庫，設計庫容 8.1×108m3，工作氣量 3.9×108m3，上限壓力20.6 MPa，下限壓力 11.0 MPa，平均日注氣量 210×104m3，平均日產(chǎn)氣量13×104m3。京58作為油藏型儲氣庫，僅考慮了儲氣庫建設，未與天然氣驅(qū)油提高采收率進行協(xié)同開發(fā)[6]。

天然氣頂部驅(qū)油技術(shù)憑借重力、滲吸、膨脹降黏和混相等驅(qū)油機理優(yōu)勢，比水驅(qū)更能大幅度提高油藏采收率。國內(nèi)外天然氣驅(qū)油項目取得成功的案例較多[7-9]，比如，位于美國阿拉斯加北部的Prudhoe Bay油田是世界上最大的天然氣混相驅(qū)項目，該油田為一帶氣頂?shù)臉?gòu)造油藏，1982年開始注氣，采出氣全部回注氣頂，衰竭后注氣采收率提高至 45%。中國已開展的天然氣混相驅(qū)項目注氣增油效果明顯。葡北油田是短軸背斜構(gòu)造，閉合高度105 m，含油面積4.43 km2。該油田開發(fā)經(jīng)歷了注天然氣受效、注入氣突破以及轉(zhuǎn)注水 3個階段[10]，雖然全油藏未能實施水轉(zhuǎn)氣切換，但是延長了無水及低含水采油期，實現(xiàn)了連續(xù) 5年高速穩(wěn)產(chǎn)，采油速度達6.9%。

然而，天然氣驅(qū)介質(zhì)費用比水驅(qū)更高，限制了天然氣驅(qū)油項目的應用規(guī)模。如果將驅(qū)油與儲氣二者有效結(jié)合起來進行一體化建庫，實現(xiàn)一次投入，原油開采和儲氣庫建設雙方受益，便可極大地節(jié)約投資，提升項目效益。

目前，國內(nèi)外天然氣驅(qū)油與儲氣庫建設，或是單純提高原油采收率，或是油藏廢棄后建設地下儲氣庫，并沒有驅(qū)油、儲氣一體化建設的先例，本文重點對驅(qū)油儲氣一體化建庫的技術(shù)內(nèi)涵和關鍵技術(shù)進行論證，并對一體化建庫的優(yōu)勢及潛力進行分析。

1 驅(qū)油儲氣一體化建庫的技術(shù)內(nèi)涵

1.1 一體化建庫的技術(shù)內(nèi)涵及原理

驅(qū)油儲氣一體化建庫是指將天然氣重力驅(qū)開發(fā)油藏與注氣形成儲氣庫兩項工程協(xié)同起來，進行一體化建設（見圖 1）。向油藏頂部注入天然氣，形成次生氣頂并不斷擴大，利用原油重力作用將地層中的油驅(qū)替出來實現(xiàn)大幅度提高原油采收率的目的[11-13]。與此同時，注氣驅(qū)油使得油藏向儲氣庫轉(zhuǎn)變，并逐步擴容達產(chǎn)，最終建成油藏型儲氣庫。

圖1 驅(qū)油儲氣一體化建庫原理示意圖

1.2 一體化建庫的階段劃分與任務

根據(jù)一體化建庫的特點，可以劃分為驅(qū)油、協(xié)同和儲氣庫3個階段（見圖2）：①驅(qū)油階段，主要任務是注氣和采油。在油藏頂部注入天然氣驅(qū)油開采，油藏壓力盡量保持在最小混相壓力以上，大幅度提高驅(qū)油效率和原油采收率。因此，此階段需要維持較高的地層壓力。比如，塔里木油田 DH油藏驅(qū)油階段地層壓力一直保持在最小混相壓力43.5 MPa以上，確保注入的天然氣與地層原油處于混相狀態(tài)，進而大幅度提高原油采收率。②協(xié)同階段，主要任務是注氣、采油和采氣。當初步形成一定規(guī)模次生氣頂后，兼顧驅(qū)油和儲氣庫擴容、調(diào)峰任務，油藏下限工作壓力可以降低到最小混相壓力以下，原油在天然氣驅(qū)油作用下進一步采出，原油剩余可采儲量越來越少，油藏儲氣量越來越大，已經(jīng)具備一定規(guī)模的天然氣調(diào)峰能力，可以進行采氣。③儲氣庫階段，主要任務是實現(xiàn)儲氣庫擴容、達產(chǎn)、注氣采氣穩(wěn)定運行。通過優(yōu)化設計合理的上限壓力，進一步降低油藏型儲氣庫下限工作壓力，有效提升油藏型儲氣庫的工作氣量。

圖2 驅(qū)油、協(xié)同、儲氣壓力運行蝸牛圖

1.3 一體化建庫與常規(guī)儲氣庫的差異

一體化建庫與氣藏型儲氣庫在建庫時機、工作模式和運行方式等方面有著本質(zhì)區(qū)別（見表1）：①建庫時機不同。一體化建庫初期即驅(qū)油階段儲集層中存在高壓油氣水三相流體，油藏壓力一直保持高位運行，上下限壓力區(qū)間較窄，在協(xié)同和儲氣庫運行階段，下限工作壓力逐漸降低，上下限壓力區(qū)間逐漸變寬，運行模式逐漸向氣藏型儲氣庫靠近。而氣藏型儲氣庫在建庫初期氣藏孔隙中僅存在低壓飽和氣體，氣藏壓力接近廢棄壓力，為了實現(xiàn)儲氣庫的調(diào)峰作用，就需要較大規(guī)模的墊底氣，如果將在產(chǎn)氣田擇機轉(zhuǎn)為儲氣庫，可減少墊底氣規(guī)模。②工作模式不同。一體化建庫初期能大幅提高單井原油產(chǎn)量，中期能實現(xiàn)單井油氣產(chǎn)量兼顧，后期能實現(xiàn)天然氣生產(chǎn)調(diào)峰，通過增加原油產(chǎn)量和收取天然氣儲轉(zhuǎn)費兩種模式盈利。氣藏型儲氣庫只是追求提高單井產(chǎn)氣量和工作氣量，則只能按照工作氣量收取儲轉(zhuǎn)費的模式盈利[14]。③運行方式不同。油藏型儲氣庫在建庫初期保持高壓注氣，投產(chǎn)初期為小吞小吐，逐步過渡到大吞大吐，注氣驅(qū)油階段周期應力變化不強。氣藏型儲氣庫從低壓注氣逐步過渡到高壓注氣，整體上保持大吞大吐運行，注采周期內(nèi)存在高強度應力變化。因此，與氣藏型儲氣庫建設和營運相比，氣驅(qū)采油與儲氣庫一體化建設、營運更加復雜，更需要加強基礎理論、關鍵技術(shù)和管理模式研究。

表1 驅(qū)油儲氣一體化建庫與氣藏型儲氣庫差異表

2 驅(qū)油儲氣一體化建庫關鍵技術(shù)

2.1 一體化建庫油藏選址及評價技術(shù)

根據(jù)天然氣驅(qū)油機理[15-16]，結(jié)合儲氣庫建設經(jīng)驗[17]，對一體化建庫的油藏選址應該重點遵循協(xié)同型儲氣庫選址七原則：①滿足一定規(guī)模的地質(zhì)儲量，對剩余油的認識基本清楚；②具有良好封閉性，比如帶天然氣頂、異常高壓或帶封閉邊界的油藏，或經(jīng)開發(fā)證實具有較好封閉性的油藏；③滿足一定的油柱高度，能夠發(fā)揮原油的重力作用，比如地層傾角較大的構(gòu)造油藏，油層厚度較厚的巖性油藏等；④盡量滿足天然氣混相需要，比如混相壓力較小，或者通過人工干預能實現(xiàn)混相的油藏；⑤距離天然氣管網(wǎng)和氣田較近，滿足氣源需求；⑥屬于天然氣戰(zhàn)略儲備地區(qū)或者天然氣主要消費地區(qū)；⑦井況良好，套變套損井較少。

根據(jù)上述七原則，中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱“中國石油”）在9個油田篩選出可進行驅(qū)油儲氣一體化建庫的20個區(qū)塊，覆蓋儲量超過2×108t。中國石油化工集團有限公司和中國海洋石油總公司也具有類似條件的油藏。這些庫址重點圍繞在環(huán)京天然氣主要消費區(qū)，具有很好的推廣前景。

2.2 天然氣頂部重力驅(qū)油技術(shù)

天然氣與地層原油、地層水具有較大密度差，存在重力超覆作用。因此，選擇具有一定構(gòu)造幅度且封閉性良好的油藏，采取頂部注氣方式，利用注入氣的氣壓驅(qū)動和重力分異作用可實現(xiàn)重力驅(qū)替，延緩氣竄，從而大幅度提高注氣波及體積。

以塔里木油田 DH油藏為例，在地層條件下天然氣密度0.15 g/cm3，地層原油密度0.64 g/cm3，地層水密度1.20 g/cm3，數(shù)值模擬研究表明天然氣重力驅(qū)比水驅(qū)采出程度提高了20%（見圖3）。

圖3 重力和混相作用對采出程度影響

2.3 驅(qū)油壓力優(yōu)化技術(shù)

天然氣驅(qū)油壓力超過混相壓力以后，天然氣與地層原油開始混相，氣油傳質(zhì)混相后相界面消失，界面張力無限接近于0，毛細管準數(shù)呈數(shù)量級增大，可有效萃取、剝離、驅(qū)替剩余油，顯著降低殘余油飽和度，提高油藏采收率。由于混相作用，混相驅(qū)采收率可在重力驅(qū)的基礎上再提高10%左右（見圖3）。塔里木油田DH油藏細管實驗表明注干氣最小混相壓力43.5 MPa，混相驅(qū)驅(qū)油效率可超過90%（見圖4）。

圖4 天然氣驅(qū)實驗壓力與驅(qū)油效率關系曲線

天然氣驅(qū)油過程中，不同驅(qū)油壓力下驅(qū)油效率不同，驅(qū)油效率一般隨著驅(qū)油壓力的增加而增大，并且與注入孔隙體積倍數(shù)呈正相關關系（見圖5）。根據(jù)驅(qū)油壓力-驅(qū)油效率關系曲線，可優(yōu)化獲得合理的驅(qū)油壓力。當DH油藏驅(qū)油壓力為50 MPa（混相驅(qū)油）、注入孔隙體積倍數(shù)達到1.0時，驅(qū)油效率超過90%，比驅(qū)油壓力31 MPa（非混相驅(qū)油）時的驅(qū)油效率提高30%以上。驅(qū)油壓力為50 MPa時，地層壓力保持水平達到了80%（原始地層壓力62.4 MPa），符合礦場生產(chǎn)合理壓力水平經(jīng)驗值的要求。

圖5 天然氣驅(qū)注入孔隙體積倍數(shù)與驅(qū)油效率關系曲線

對于難以混相的油藏，通過提高注氣壓力或改變注入天然氣組分使注入氣與地層原油混相，可大幅提高驅(qū)油效率[18-21]。如長慶油田 G52區(qū)塊，伴生氣中間烴（C2—C6）含量為31.1%，干氣中間烴含量為9.7%。原油與伴生氣的最小混相壓力為14.8 MPa，與干氣的最小混相壓力為38.9 MPa（見圖6），可見中間烴含量較高的伴生氣可大幅降低最小混相壓力。

圖6 長慶油田G52區(qū)塊注伴生氣降低最小混相壓力曲線

通常情況下，對于一個開發(fā)中后期的油藏，地層壓力相對較低，此時注氣一般不能形成混相驅(qū)，但是室內(nèi)實驗表明，天然氣溶解到原油中，能大幅提高原油的膨脹能力。在注入量達到0.65倍孔隙體積時，原油體積系數(shù)增大57%（見圖7），原油黏度可降低83%（見圖8），因此，注天然氣可大幅度提高地層原油的流動能力[22-24]。

圖7 天然氣驅(qū)油原油體積系數(shù)變化曲線

圖8 天然氣驅(qū)油黏度變化曲線

2.4 驅(qū)油儲氣協(xié)同注采技術(shù)

天然氣驅(qū)油儲氣協(xié)同開發(fā)過程中，夏天注入、冬天采出天然氣。夏注冬采時在油層中形成壓力脈沖，通過滲吸作用可以提高驅(qū)油效率。長巖心驅(qū)替實驗表明，注入 0.8倍孔隙體積氣體，突破后驅(qū)油效率為63.7%，恒壓燜井過程中，驅(qū)油效率提高 5%，變化不大，繼續(xù)提壓燜井，累注6.5倍孔隙體積氣體驅(qū)油效率達88.4%，提高24.7%。提壓燜井可發(fā)揮氣體對基質(zhì)深部原油的滲吸驅(qū)替作用（見圖9）。

圖9 注氣燜井驅(qū)油效率曲線

遼河油田 XG油藏數(shù)值模擬預測顯示，衰竭開采采收率 12%，連續(xù)天然氣驅(qū)替開發(fā)最終采收率為30.6%，夏注冬采驅(qū)油儲氣協(xié)同開發(fā)最終采收率可達40.4%，提高采收率9.8%（見圖10）。

圖10 不同方案預測采出程度曲線

2.5 一體化建庫參數(shù)優(yōu)化技術(shù)

一體化建庫過程中需要重點優(yōu)化運行上限壓力和下限壓力，做好油藏封閉性評價和風險評價與控制，并計算墊氣量和工作氣量，優(yōu)化流程見圖11。以塔里木油田DH油藏為例，原始地層壓力62.4 MPa，儲氣庫注氣上限壓力應保持在原始地層壓力附近，綜合考慮密封性、側(cè)向壓力、靜水柱壓力、壓縮機工況、斷裂開啟壓力和地層破裂壓力等因素，優(yōu)化上限壓力取值56.0 MPa；儲氣庫運行能夠達到的最低地層壓力設置為下限壓力，為31.0 MPa；油藏壓力維持在下限壓力水平時，所需墊氣量34.2×108m3；上下限壓力區(qū)間運行時采出的氣量作為工作氣量，為28.0×108m3；運行到上限壓力時的氣量作為庫容量，為62.2×108m3（見圖12）?？紤]驅(qū)油和儲氣協(xié)同開發(fā)，還需要優(yōu)化驅(qū)油與儲氣庫之間的協(xié)同壓力，以獲得更高的原油采收率。

圖11 一體化建庫參數(shù)優(yōu)化流程圖

圖12 塔里木油田DH油藏一體化建庫參數(shù)優(yōu)化結(jié)果

3 驅(qū)油儲氣一體化建庫實例

3.1 背斜構(gòu)造油藏一體化建庫

塔里木油田DH油藏為由北東向西南傾伏的大型鼻狀隆起構(gòu)造，油藏中深5 760 m，原始地層溫度140 ℃，原始地層壓力62.4 MPa，地層水礦化度23.4×104mg/L，為深層高溫高鹽油藏；油藏構(gòu)造傾角 4.5°～12.0°，油柱高度120 m，稠油墊平均厚度16 m。地面原油密度0.85～0.87 g/cm3，地面原油黏度5.23～12.47 mPa·s。經(jīng)前期注水開發(fā)證實該油藏具有很強的封堵能力，且鄰近主要輸氣干線，氣源條件充足，滿足一體化建庫油藏選址條件。

DH油藏1990年開始試采，隨后經(jīng)歷了上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、井網(wǎng)調(diào)整和層系調(diào)整等開發(fā)階段，至 2013年 12月，共有生產(chǎn)井25口，開井數(shù)21口，累計產(chǎn)油838.4×104t，平均單井日產(chǎn)油16.5 t，綜合含水率67.5%，綜合遞減率14.3%；至2014年初，開始實施天然氣重力混相驅(qū)開發(fā)試驗，產(chǎn)量企穩(wěn)回升（見圖13）。

圖13 塔里木油田DH油藏生產(chǎn)動態(tài)曲線

注天然氣后地層壓力上升，受效井17口，13口井產(chǎn)量翻倍，10口井轉(zhuǎn)自噴，其中日產(chǎn)量達100 t的井2口、達50 t的井8口。該油藏產(chǎn)量多年以來首次止跌回升，綜合遞減率降到2.7%，含水上升率由 8.13%降到-2.76%，平均單井日產(chǎn)油量由14 t增加到27 t。截至2020年12月，油藏累計注氣6.2×108m3，注氣階段累計產(chǎn)油104.0×104t，累計增油43.6×104t，累計存氣3.9×108m3，初步具備了天然氣調(diào)峰能力。

3.2 潛山油藏一體化建庫

遼河油田XG潛山構(gòu)造面積85 km2，平均有效厚度189.7 m，地層原油密度0.64 g/cm3，地層原油黏度0.38 mPa·s，飽和壓力21.3 MPa。XG潛山油柱高度752 m，有利于發(fā)揮天然氣重力驅(qū)油作用，且上部蓋層密封性較好，封蓋能力強，適合驅(qū)油儲氣一體化建庫。

XG潛山2007年開始進行先導試驗，2010年開始規(guī)模建產(chǎn)，形成百萬噸生產(chǎn)能力。2012年6月產(chǎn)量開始遞減。2015年底油藏日產(chǎn)油 808.0 t，累計產(chǎn)油612.68×104t，采油速度0.59%，采出程度10.1%。2016年建立 XG潛山注氣開發(fā)先導試驗區(qū)，采用頂部注氣為主、中下部注氣為輔的開發(fā)方式進行規(guī)模注氣，徹底扭轉(zhuǎn)潛山產(chǎn)量持續(xù)遞減局面（見圖 14）。截至 2020年底累計注天然氣1.3×108m3，累計增油27.7×104t，累計存天然氣1.1×108m3，基本具備天然氣調(diào)峰能力。

圖14 遼河油田XG潛山開發(fā)綜合曲線

4 一體化建庫的優(yōu)勢及潛力

4.1 大幅度提高原油采收率

天然氣頂部重力驅(qū)油利用天然氣原油密度差、混相、脈沖滲吸和膨脹降黏等機理優(yōu)勢，能夠獲得更高的原油采收率[25]。2020年，中國石油篩選了4個油藏（塔里木油田DH、塔里木油田TZ、遼河油田XG和吐哈油田 PB油藏）開展天然氣驅(qū)與儲氣庫協(xié)同建設試驗，覆蓋地質(zhì)儲量7 797×104t，目前采出程度25.5%，年產(chǎn)油35×104t，采油速度僅0.4%。開展驅(qū)油儲氣一體化建庫注氣后，4個協(xié)同項目峰值年產(chǎn)油可達104×104t，產(chǎn)量為注氣前的2.97倍，采收率平均提高26.7%，新增可采儲量2 084×104t（見表2）。

表2 驅(qū)油儲氣一體化建庫油藏參數(shù)及主要開發(fā)指標

4.2 提升儲氣庫生產(chǎn)調(diào)峰和戰(zhàn)略保供能力

近年來，中國冬季天然氣需求量逐年增加，對天然氣冬季保供提出了更高要求，2020年全國日均供氣量同比增長10%以上（見圖15）。

圖15 中國近年來冬季保供天然氣量

中國石油 4個驅(qū)油儲氣一體化儲氣庫建成后，總庫容 189.7×108m3，工作氣量83.0×108m3；最大日調(diào)峰能力0.77×108m3，冬季保供氣量近10.0×108m3，可大幅度增加儲氣庫庫容和工作氣量，有效提升儲氣庫戰(zhàn)略保供能力（見表3）。

表3 驅(qū)油儲氣一體化建庫指標統(tǒng)計表

儲氣庫的生產(chǎn)調(diào)峰能力可有效平抑氣田生產(chǎn)的峰谷差，保持氣田的平穩(wěn)生產(chǎn)，延緩水侵，確保氣藏具有較高采收率和井筒安全。同時，還可以保證天然氣長輸管道的平穩(wěn)運行。

中國某氣田天然氣生產(chǎn)冬夏峰谷差達2 500×104m3/d（見圖16），如果利用氣田產(chǎn)出的天然氣協(xié)同實施驅(qū)油儲氣一體化建庫，夏季油藏多注氣對氣田生產(chǎn)進行“抑峰”，冬季油藏停止注氣轉(zhuǎn)采氣對氣田生產(chǎn)進行“平谷”，可使氣田始終保持合理的開發(fā)速度，維持氣田長期平穩(wěn)生產(chǎn)。

圖16 中國某氣田日產(chǎn)氣曲線

4.3 實現(xiàn)油氣全產(chǎn)業(yè)鏈效益最大化

一體化建庫可以獲得更高的經(jīng)濟效益，體現(xiàn)在 3個方面：①可實現(xiàn)天然氣的高效利用。天然氣注入油藏，可作為提高采收率的驅(qū)替介質(zhì)，同時建成儲氣庫后可進行調(diào)峰。②可實現(xiàn)鉆井和地面建設一次性投入，驅(qū)油和儲氣雙方利用。驅(qū)油儲氣一體化建庫的井型和井網(wǎng)設計，可以同時滿足前期驅(qū)油提高采收率和后期儲氣庫大吞大吐生產(chǎn)的需要。鉆完井管柱的固井質(zhì)量、管材抗壓等級和抗腐蝕等級均滿足儲氣庫需要。地面處理系統(tǒng)、集輸系統(tǒng)和壓縮機注入系統(tǒng)等均滿足儲氣庫建設相關標準，后期儲氣庫運行可以直接利用，無需進行改建或更換，從而節(jié)約投資。③天然氣驅(qū)油與儲氣庫協(xié)同一體化建設，各自均可達到行業(yè)基準內(nèi)部收益率要求，協(xié)同項目總體也具有較好的經(jīng)濟效益。

中國石油4個驅(qū)油儲氣一體化項目評價期40年，按283美元/m3（45美元/bbl）固定油價計算，內(nèi)部收益率均超過6%，其中塔里木油田DH和TZ油藏驅(qū)油儲氣一體化試驗項目內(nèi)部收益率超過8%。試驗項目的順利實施，為中國石油建成“百萬噸油田和百億立方米氣庫”驅(qū)油儲氣示范工程奠定了良好的基礎。

5 結(jié)論

一體化建庫可充分利用天然氣驅(qū)油的重力、混相、降黏和滲吸等機理，既能大幅度提高原油采收率，又可逐步協(xié)同建成戰(zhàn)略儲氣庫，實現(xiàn)采油與天然氣調(diào)峰雙贏。

與氣藏型儲氣庫相比，一體化建庫具有增加原油產(chǎn)量和收取天然氣儲轉(zhuǎn)費兩種盈利模式，效益更好；同時，一體化建庫在建庫初期保持高壓注氣，投產(chǎn)初期為小吞小吐，中后期過渡到大吞大吐，周期應力變化不強，克服了氣藏型儲氣庫始終保持大吞大吐運行、注采周期內(nèi)存在高強度應力變化的缺點。

一體化建庫的關鍵技術(shù)為油藏選址及評價、重力驅(qū)油、驅(qū)油壓力優(yōu)化和儲氣庫運行參數(shù)優(yōu)化等技術(shù)。經(jīng)前期先導試驗證實，該技術(shù)已初步取得成功，是中國快速發(fā)展儲氣庫建設的新思路。