人民网成都11月8日电 11月8日，中国石油西南油气田公司蜀南气矿牟家坪、老翁场储气库群日注气能力达到130万立方米。至此，四川省首座储气库群先导试验工程全面投运，标志着我国复杂缝洞型碳酸盐岩储气库关键核心技术取得重大突破。

        据了解，牟家坪、老翁场储气库群位于四川省宜宾市长宁县境内，是四川省首座储气库群，也是全国首座复杂缝洞型碳酸盐岩储气库群。这座储气库群由二叠系茅口组枯竭型气藏改建，设计库容59.65亿立方米，工作气量31.45亿立方米，全面建成后最大日采气量超过5000万立方米，规模位居全国第四，将有效保障川渝地区及全国季节调峰、应急供气。

与其它类型的储气库相比，复杂缝洞型碳酸盐岩储气库具有气井产能高、储集空间大、水侵影响小等优势，但建库技术难点大，面临着地层非均质性强，多重介质、储层压力极低、断裂系统多等多项挑战，在气藏精细刻画及井位部署、渗流机理及库容设计、封闭性评价等方面难度极大，成为国内外难以突破的技术“瓶颈”。

“储气库建设要保证天然气‘注得进、装得住、采得出’。经过科技攻关和技术实践，我们用缝洞型（储集体）精细刻画技术识别地下甜点区，在此基础上再用钻井技术建立与地面的沟通渠道，确保了天然气‘注得进’；为了确保地下地质体的完整性，我们通过四维地质力学建模，随时监测、提前预判，确保了天然气‘装得住’；气井的采出能力是受地质、井筒、地面多因素的影响，我们就建立了这三者一体化耦合模型，对气井的渗流特征和注采能力进行评价，这样也就确保了‘采得出’。”中国石油西南油气田蜀南气矿专家夏吉文如是介绍。

据了解，近年来，西南油气田创新形成了多重介质高速注采渗流滞后定量表征技术，为单井注采能力评价、库容参数设计提供依据；形成了多尺度岩溶缝洞储集体精细刻画技术，首次明确缝洞型气藏枯竭条件下气井产能及渗流特征，为建库有利区划分以及井位部署提供依据；形成了地质工程一体化的大尺寸井定向钻井技术，实现低压缝洞型储气库高效钻井；形成了地质力学模型与数值模拟模型双向耦合的地质体力学稳定性评价技术，评价储气库注采地质体形变风险。这四项关键核心技术填补了国内外复杂缝洞型碳酸盐岩储气库技术空白，达到国内领先水平，为推动我国复杂气藏型储气库技术的不断向前发展具有重要现实意义。

目前，我国天然气消费呈现出季节用气波动大的特点，储气库如一块巨大的“天然气能量电池”，可平衡供需矛盾。通过科学回注，天然气可以在地下形成储气仓库，在用气低峰时（例如夏季）向地下回注“富余”天然气，对“电池”进行“充电”；在用气高峰时（例如冬季）通过天然气管网将仓库里的天然气输送出去，及时“放电”。

此外，储气库群建设对调整我国能源结构、促进节能减排、应对气候变化、保障供气安全及国家战略储备具有重大的社会意义和战略意义。“十四五”以来，中国石油西南油气田公司按照国家天然气清洁能源储备和能源战略要求，规划建设西南储气中心，到2030年将形成“一寺两峡，一坪两场”的分布格局，工作气量将达112亿立方米，用于季节调峰和事故应急供气，解决天然气产供矛盾，保障长江经济带范围内企业、厂矿、居民用气，助推区域经济社会绿色发展。（房金）