目前，我国成为全球石油净进口量最大的国家和第二大石油消费国，对外依存度超过了65%^[1]；2016年国内天然气消费量2 058×10⁸ m³，天然气进口量721×10⁸ m³，对外依存度超过了35%^[2]，而且我国的油气储备仅能维持1个月左右，远低于3个月的国际安全标准，因此，我国需进一步加强油气的地下储存，以保证油气供应安全。目前，我国地下储库建设总体处于起步发展阶段，虽然建成了多座储气库并在国内天然气调峰安全保供中发挥了重要作用，但与欧美等国家相比，我国地下储库建设数量与技术水平仍有较大的差距，且面临着地质构造环境复杂、优质建库资源距离能源消费区较远、优快建库工程技术与装备不配套、地下储库运营模式尚不完善和相关配套政策缺乏等一系列挑战。因此，研发地下储库优快建库配套技术与装备以保障国家能源供给安全，充分利用地下储存空间并提高能源利用效率和节能减排，成为国内近年来一个持续攻关的热点。笔者在介绍国内外各类地下储库发展现状的基础上，详细阐述了地下储库工程技术的现状和存在的问题，并对地下储库工程技术的发展趋势进行了展望和分析，以期对国内地下储库工程技术的发展提供一定的借鉴和参考。

1 国内外地下储库现状 1.1 国外地下储库现状

根据储存介质和功能的不同，地下储库主要分为地下储气库、盐穴储油库、压缩空气/氢气储能库、地下CO₂储库和废渣/废料储库等。

地下储气库是天然气“产、运、储、销、用”业务链五大环节之一，是天然气产业的重要组成部分，主要有枯竭油气藏型、含水层型、盐穴型和废弃矿坑型4种类型^[3-6]，在天然气调峰、战略储备等方面发挥着重要作用。截至2014年底，世界上运行和在建的储气库约715座，总工作气量3 930×10⁸ m³，占全球天然气消费量的11%，预测2030年工作气量将达4 500×10⁸ m³。美国、俄罗斯、乌克兰、德国、意大利、加拿大和法国是传统的储气库大国，占全球地下储气库工作气量的85%^[3-4]。据美国能源信息署(EIA)公布的数据，2014年美国拥有地下储气库418座，总库容量为2 613×10⁸ m³, 工作气量为1 354×10⁸ m³，相当于美国当年天然气消费总量(7 555×10⁸ m³)的17.9%。其中，枯竭油气藏型储气库总库容量约为2 005×10⁸ m³，工作气量为1 088×10⁸ m³；含水层型储气库总库容量约为409×10⁸ m³，工作气量为128×10⁸ m³；盐穴型储气库总库容量约为199×10⁸ m³，工作气量为138×10⁸ m^3[7]。

盐穴储油库已经成为很多国家实施战略石油储备的重要方式，主要是为了弥补地面储油库在建造成本、安全性及库容量等方面的不足。目前，采用盐穴储油的国家主要集中在北美和欧洲，美国利用得克萨斯州和路易斯安那州墨西哥湾沿岸的地下盐穴，建设了5个战略石油储备基地，总储存能力为1.03×10⁸ t；德国、法国、俄罗斯、加拿大、墨西哥和摩洛哥等国家都建有盐穴储油库^[8]。近年来，美国在得克萨斯州建了250个盐穴储库，用来储存NGL/LPG。

地下CO₂储库可以将相关燃烧源(如大型发电厂)产生的CO₂长期封存在深部盐水层、枯竭油气藏或不可采煤层等地点，从而阻止或显著减少温室气体排放量，以减轻对地球气候的影响^[9]。CO₂地质封存主要是将处于超临界状态(温度大于临界温度304.1 K，压力大于临界压力7.38 MPa^[10-11])的CO₂采用压缩机压缩后以近似流体的状态注入地下构造中，可用于封存CO₂的地质构造包括枯竭油气藏、盐水层、不可开采的煤层和水合物地层等^{[9, 12]}，通常距离地面至少1 km。目前，国外至少有74个大型地下CO₂储库正在运营或在建中，每年大约能减少3 300×10⁴ t CO₂的排放。

地下压缩空气/氢气储库的储存点一般选择密封性好的地下洞穴、盐丘和枯竭油气藏，主要用于解决可再生能源发电平衡和能源储存的问题。该项技术的基本原理(如图 1所示)是利用压缩机，将大自然中的空气或电解水产生的氢气压缩成高密度和高压的有效气压资源，并储存稳压，需要使用时再通过放气阀门和输气管道向气轮机排放，从而带动气轮机叶轮运转并拖动发电机转子运转而发电，其能源转换效率理论最高可达到75%，但实际一般只能达到40%~50%^[13-14]。该项技术通常用于调节电网的峰谷差，即晚上用电低谷时，可以把压缩空气或氢气注入地下，白天再利用地下高压气体来推动发电机发电，也可充分利用风力和太阳能发电的间歇性，从而达到节约能源的目的。德国于1978年在Huntorf建立了首个盐穴空气压缩蓄能电站，至今已稳定运行近40年，其由2个单腔有效体积15×10⁴ m³的盐穴组成，运行压力5~7 MPa，发电能力29×10⁴kW，能源转换效率在42%左右^[13]。20世纪80年代以来，康菲石油公司在得克萨斯州的一个溶采的盐穴中储存氢气，这个盐穴顶部距离地面约850 m，是一个圆柱体，直径为49 m，高度为300 m，可储存氢气0.3×10⁸ m^{3[8, 14]}。

废渣/废料储库是利用地下的溶洞来储存无害油田废物(NOW)或处置天然放射性物质(NORM) ^[15-16]。相对于填埋、蒸发及热处理等油田无害废物处理方法，盐穴封存具有成本最低、不污染地表地下水和有利于环境保护等优点^[17]。目前，美国、加拿大、德国和荷兰等国家已授权在盐穴中储存无害油田废物。1998年，美国能源部委托Argonne National Laboratory研究油田废料盐穴存储技术，认为该处理方式在法律、技术和经济层面均是一种有效的废物处理方式，具有较好的应用前景。目前，美国已在6个废弃溶洞进行了废渣/废料储库建设，其中4个已经开始运转^[18]。这4个废渣/废料储库采用3种方式将废渣/废料输送到盐穴中：2个储库是通过油管注入废渣/废料，通过环空排出卤水；1个储库则是通过环空注入废渣/废料，通过油管排出卤水；1个储库是采用一口井注入废渣/废料，另一口井排出卤水。

1.2 国内地下储库现状

国内地下储库设施建设总体处于起步发展阶段，目前主要有枯竭气藏型储气库、盐穴储气库和地下CO₂储库，其他类型地下储库尚在研究和论证阶段，尚未进行建设。

我国地下储气库建设经过多年研究与实践，目前已进入快速发展阶段，已投产的地下储气库群设计工作气量达到186.4×10⁸ m³(如表 1所示)，形成调峰能力45.25×10⁸ m³，在国内天然气调峰安全保供中发挥了重要作用^[19]。据中国石油规划总院预测，到2020年中国天然气调峰需求约占年消费量的11%左右^[20]，而储气库作为最主要的调峰方式，储气调峰规模至少应达到10%以上，才能基本满足调峰及保供需求，为此目前国内正在待建和开展前期评价的储气库达到了26座。

我国地下CO₂储库研究目前处于起步阶段，一些研究机构和大型企业正在开展二氧化碳捕集与储存(CCS)研究和示范项目(见表 2)^[9-10]。

截至2015年中期，我国共建成8个国家石油储备基地，其中地面库7个，分别为舟山、镇海、大连、黄岛、独山子、兰州和天津国家石油储备基地，库容量分别为500×10⁴，520×10⁴，300×10⁴，320×10⁴，300×10⁴，300×10⁴和320×10⁴ m³；地下库1个，为黄岛国家石油储备洞库，库容量为300×10⁴ m³。8个国家石油储备库及部分社会库可储备原油2 610×10⁴ t^[21]。2009年，国内开始论证建设盐穴储油库，但是目前尚无开建的盐穴储油库，国家能源储备中心正在推进金坛和淮安盐穴储油库的建设，前期工作已经启动，预计金坛盐矿可将已有的33个盐穴改造成库容量500×10⁴ m³的原油储备库，淮安盐矿可将已有的40个盐穴改造成库容量1 500×10⁴ m³的原油储备库。

在废渣/废料地下储库方面，国内一些学者在积极探讨和研究利用盐穴储存核废料的相关技术，少数企业已经在一些领域应用地下灌注技术储存污水和废渣，但至今还没有相应的法律法规来规范废渣/废料等有害物质的地下储存。出于安全和环保的考虑，利用盐穴进行有害物质封存时，需要对盐穴的密封性、稳定性和整体完整性等进行充分详细的论证，以避免有害物质的泄露。

2 地下储库工程技术现状

1915年，国外就开始进行地下储库工程技术的研究和实践，经过百年的发展，在地下储气库、盐穴储油库和盐穴储能库等方面形成了系列特色工程技术和装备。国内在地下储库工程技术方面的研究起步较晚，经过近20年的研究与实践，初步形成了枯竭气藏型和盐穴储气库建库工程技术，并在盐穴储油库、CO₂地下储库和储能库等方面进行了初步的探索。枯竭气藏型储气库建库的主要工作对象是老井的枯竭气层，为满足大排量注采、长期运行、高井筒气密性等需求，枯竭气藏型储气库建库工程技术主要包括井型及井身结构设计、储层保护、井筒密封性保障、监测评价、地面注采设备研制与优选和钻完井设计与施工等。盐穴储库的工作对象为地下岩盐地层，主要工程技术包括岩盐层钻井与固井技术、岩盐造腔及腔体形态控制、注气排卤及注采气完井、地面造腔和注采设备研制与优选等。

2.1 枯竭气藏型储气库建库工程技术

国外枯竭气藏型储气库埋深一般小于2 000.00 m，储气库物性条件普遍较好，孔隙度大于15%，渗透率大于100 mD。储气库井多为直井和定向井，近年来，美国、土耳其、法国等在储气库建库时开始推广应用丛式井、水平井和多分支井；储气库井多选用ϕ177.8和ϕ244.5 mm油管，实现了储气库大吞大吐的功能，部分井注采能力达(800~1 000)×10⁴ m³/d，油管及生产套管均采用气密封螺纹连接，生产套管采用弹性水泥浆固井；储气库井在钻井施工时采用储层专打、欠平衡钻井、不压井作业、先注气后钻井等储层保护技术，灵活应用预充填防砂筛管、悬挂尾管等砂岩储气库先期防砂完井技术，并采用大直径管柱，环空通常加注氮气和环空保护液；在储气库监测方面，形成了针对储层、盖层、地层水、边界、断层等不同对象的监测井井身结构设计技术及运行期间井筒压力和气体泄漏监测和评价技术等。国外充分考虑了储气库的大吞大吐、注采循环、气量波动大、运行压力高、使用寿命长等特点，地面注采流程采用了井场-集注站-双向输送管道的模式。该模式具有注采合一、双向计量、自控水平高、管理人员少的特点，且井场无放空立管，集注站分区延时泄放，可有效减少放空量。储气库可通过多个注采循环，实现逐步达容、地面分期建设的目的，且注采装置设计弹性大，可对采出气进行控油脱水。

国内枯竭气藏型储气库具有埋藏深、注采压力高、采出物组分复杂、储层物性差、压力系数低、老井多且井况复杂等特点。在借鉴国外先进建库经验的基础上，国内初步形成了适合砂岩和碳酸岩的储气库建库井型优选与井身结构设计、防塌与储层保护钻井液、低压易漏长封固段固井、弹性水泥浆、筛管和射孔完井设计、复杂老井封堵处理、地面注采设备选型与配套等工程技术，并在深岩层建库方面积累了一定的经验^[22-25]。目前，国内枯竭气藏型储气库建库面临的主要技术难题包括：储气库井以直井、丛式定向井为主，大井眼水平井尚面临钻井风险高、成本高的挑战；要求注采井寿命长，井身结构复杂，钻井过程中频繁发生井壁坍塌、卡钻及严重漏失等井下故障；监测井井身结构设计针对性不强，且成本较高；高性能韧性水泥浆体系、低压易漏长封固段固井技术仍需完善和优化；部分已封堵老井出现井口带压现象，在已有老井评价、改造利用和封堵方面仍缺乏技术及标准规范；储气库井筒完整性检测、评价和处理技术与装备不成熟，仍主要依赖进口；地面工程面临着注气压缩机配件国产化和稳定运行、靶式流量计计量不准、离心压缩机选型配置和数字化储气库建设等一系列技术难题。

2.2 盐穴储气库建库工程技术

国外盐穴型储气库的目的层一般为盐丘，盐丘厚度达500.00~1 000.00 m，岩盐埋深一般不超过1 500.00 m，岩盐品位好，不溶物含量低、夹层少。盐穴型储气库井井眼直径普遍较大，多选用ϕ339.7 mm生产套管，并采用ϕ244.5 mm油管生产，单井吞吐能力强。盐穴储气库建库时间较短，一般为2~3年，腔体体积大，多为(40~80)×10⁴ m³。为了加快盐穴储气库建库速度，国外应用了双井盐穴建库技术和薄盐层巷道式建库技术。受资源限制，欧洲一些国家在深层岩盐(埋深2 000.00 m以深)建库、定向井和丛式井盐穴建库方面取得了明显进展。另外，德国在浅层盐穴建库中推广应用了套管焊接技术，有效提高了注采井筒的完整性。同时，国外也在加强相关储气库标准的修订和完善，加拿大更新完善了CSA Z341储气库标准，API协会修订完善了API RP 1114和API RP 1115两个盐穴储气库标准。

国内盐穴储气库地质条件苛刻，全部为层状盐层，且夹层多、品位低，平顶山和淮安的盐层埋深超过2 000.00 m。经过10余年的发展，目前，国内盐穴储气库直井普遍采用ϕ339.7 mm技术套管×ϕ244.5 mm生产套管×ϕ177.8 mm注采气油管的井身结构，并形成了JSS低温抗盐水泥浆、已有溶腔改造利用技术、盐穴井筒及腔体密封性检测技术、盐穴造腔及腔体形态控制技术和注气排卤及注采气完井等建库工程配套技术^[26-27]。但是，国内盐穴储气库建库工程技术仍存在一些难题：井型单一，以直井为主，定向井和双井尚未实施，岩盐资源利用率低；盐矿老腔在改建中存在井眼直径大、井况复杂和井筒密封性要求高等技术挑战；盐穴造腔中井下复杂情况多，腔体形态难以控制，且造腔周期长；生产管柱每年调整2~3次，修井工作量大，且采用油垫，导致生产成本高；溶腔实际的形态和体积与设计形态和体积的符合率低，单井溶腔时间达5~7年，单腔耗电约1 000×10⁴kW·h；注气排卤过程中排卤管易堵塞，排卤时间长，腔底不溶物残留多；储气库井井筒完整性检测、评价和处理缺少相应的工具和标准。

2.3 其他地下储库建库工程技术

国外在地下CO₂储库、盐穴储油库、地下压缩空气/氢气储库和地下废渣/废料储库方面均进行了不同程度的研究和实践，并初步形成了相应的建库工程技术。在CO₂储库建库方面，国外相关建库工程技术均具有一定的试验性，仅有CO₂提高原油采收率和在盐水层中储存的技术相对成熟，在注气管柱选材和防腐以及井筒长期密封完整性方面尚需进行进一步研究。在盐穴储油库方面，国外建库工程技术相对比较成熟，形成了盐穴储油库腔体设计技术、单井或双井建腔技术和注采运行技术等技术。在地下压缩空气/氢气储库和废渣/废料储库方面，目前国外主要处于试验应用阶段，初步具备了工程试验条件，但相关建库工程技术的报道较少。

国内在地下CO₂储库、盐穴储油库和地下储能库方面正在开展可行性研究和部分试验，而在废渣/废料储库方面，相关的研究报道很少。目前国内需要解决已有溶腔改建储油库的溶腔筛选方法和标准、盐穴储油库注采运行与腔体稳定性、盐穴储油库双井建腔和注采技术、储能库高频次交变应力和腐蚀环境下井筒管柱选材及强度优化设计、大井眼低温井固井工艺及韧性水泥浆开发、储能库腔体稳定性分析等一系列技术难题。

3 地下储库工程技术发展趋势 3.1 影响地下储库工程技术发展的因素

地下储库的功能涉及战略储备、安全供气、城市季节调峰、天然气供应优化配置、环境治理、可再生能源储存和废物处理等方面，推动地下储库和工程技术发展的因素主要有：1) 天然气需求的快速增长和天然气管网的致密化；2) 大型发电厂、能源公司和LNG供应链的发展，使天然气的用途得到扩展；3) 国际天然气贸易量迅速增加，天然气市场自由化和分拆活动加剧(传输、存储和配送)；4) 石油地缘政治问题突出，国家石油战略储备越来越重要；5) 可再生能源(风能，太阳能)正在快速发展，并需求一些新的存储形式；6) 随着气候变暖和环境污染问题越来越严重，减少工业CO₂排放量和储存大量工业废料越来越受到重视。

3.2 地下储库工程技术发展趋势

随着全球地下储库建设的需求越来越大，地下储库的功能不断丰富，面临的挑战也不断变化，地下储库工程在以下几个方面发生重要变化^[20]：1) 地下储库设施的使用和操作由以技术功能驱动为主改变为以经济驱动为主，将使储库经营者的资产价值和销售利润最大化；2) 需要准确实时地进行地下储库设施性能的预测和优化；3) 地下储库设施和经营需要有更高的灵活性和可靠性；4) 在复杂的地质条件下经济高效地完成储库建设；5) 储库设施要严格符合环保要求和安全标准。

为了更好地满足地下储库在性能、灵活性、安全性、环境影响、社会影响和经济效益方面的需求，地下储库工程技术的发展趋势主要有：

1) 现有地下储气库设施性能属性的改进，包括优化储气库运营模式，突破瓶颈技术，加快储气库达产速度，拓展储气库供应能力和容量，延长其使用寿命等。例如，发展精确的应力测试评价技术，最大限度地提高储气库的性能(工作压力、容量、注入/退出)、灵活性、吞吐量、每年循环的次数及安全性，开发储气库建库注采运行优化系统等，进一步优化成本(建库成本和运营成本)和开发时间表，使运营效率最大化。

2) 破解库址资源少、建库条件难度大和资源利用率低等难题，寻找和开发适应市场需求的存储构造。例如，在更深、更复杂的地质构造中选址，考虑建造海上地下储气库，在薄盐层中采用水平井或丛式定向井建盐穴储气库, 储气库区已有复杂老井的改造利用和封堵等，以及降低3 000.00 m以深枯竭气藏建库工程成本等。

3) 制定地下储气库建库、运行和监控标准体系，研究不满足要求的地下储气库退役措施和方法，并研究新的技术、材料和工具来解决储气库的特定需求。例如，焊接套管技术、提高盐溶速度的化学添加剂、防止注采过程中腔内卤水蒸发的新材料、井筒泄漏检测和定位工具等。

4) 针对国内尚未开展盐穴储油库建设的基本情况，需要积极发展盐穴储油库建库和运行的工程和经济风险分析与评价技术、盐穴储油库选址和评价技术、已有溶腔改建储油库井筒及溶腔筛选方法和标准、已有溶腔改建储油库和双井建储油库工程技术、盐穴储油库注采运行技术等。

5) 发展压缩空气/氢气储能库建库配套技术，研究高频交变应力和腐蚀对井筒完整性的影响，提高长期低压工况下盐腔的稳定性和延长其使用寿命；优化地面设施和运营模式，提高压缩空气/氢气储能库的能量转换效率和运营效益。

6) 积极发展CO₂储库和废渣/废料储库库址评价与储层响应监测技术、储库泄露和安全性风险分析和控制技术、超大井眼钻井技术和固井技术、井筒完整性监测和评价技术等，同时需要环境和安全部门制定相应的法律和法规。

4 结论与建议

1) 为满足经济快速发展的需求，地下空间资源的综合利用成为一项热门技术，以美国、法国和德国为代表的发达国家在地下储库建设与综合利用方面起步较早，拥有较为成熟的建库和运营经验，值得学习和借鉴。

2) 国内各类地下储库建设尚处于起步阶段，但是面对天然气和清洁能源需求急剧增大、国际油价持续低迷的现状，地下储气库、盐穴储油库和地下储能库面临前所未有的发展机遇，国内相关部门应联合行动，尽早启动相关工程建设。

3) 国际油价将在低位持续徘徊，国内应抓住低油价的机遇，尽早启动盐穴战略石油储备库的建设，尤其是对江苏金坛、淮安地区已有盐穴进行改造利用，以加快地下储油库建设，提高建库综合效益。

4) 国内地下储库建设面临复杂建库技术、高效经济运行、安全和环保等多方面的挑战，需要积极研发低成本高效建库工程技术、储库完整性检测评价等新技术，探索运营模式，建立配套技术和运行规范，使地下储库设施经济高效地运行。