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根据存储介质和功能的不同，地下储能主要分为压缩空气储能（CAES）、地下天然气存储（UGS）、地下储氢（UHS）、地下储油、地下抽水蓄能（UPHES）、地下重力储能（UGES）、地下热能存储（UTES）和地下储氦等。
压缩空气储能（Compressed Air Energy Storage，CAES）是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统，其工作原理是利用用电低谷时富余电力将空气压缩并储存在储气设备中，在用电高峰时再将压缩空气释放出来推动透平发电。压缩空气储能的思想于20世纪40年代初被提出 [5] ，压缩空气储能对地理条件无特殊要求，建造成本和响应速度与抽水蓄能电站相当，使用寿命长，储能容量大，是最具发展潜力的大规模储能技术之一。对于微小型压缩空气储能电站来说，压缩空气的储气设备一般采用地面钢罐（管）；对于大规模压缩空气储能电站（100MW以上）来说，由于储能所需的空间容积可达十万立方米，甚至百万立方米级别，因此其储气设备一般采用地下储气库。
压缩空气储能发电已有成熟的运行经验，最早投运的机组已经安全运行了40多年。目前，全球范围内已有两座大规模压缩空气储能电站投入商业运营：德国的亨托夫压缩空气储能电站和美国亚拉巴马州的麦金托什压缩空气储能电站，分别于1978年和1991年投入运营。其中，亨托夫压缩空气储能电站是世界上容量最大的压缩空气储能电站，其将压缩空气存储在地下600m的废弃矿洞中，矿洞总容积达3.1×10 5 m 3 ，压缩空气的压力最高可达10MPa；麦金托什压缩空气储能电站作为世界上第二座投入运营的商业压缩空气储能电站，位于地下450m，总容积为5.6×10 5 m 3 。另外，日本于2001年在北海道空知郡投运了上砂川町2MW压缩空气储能示范项目，利用废弃煤矿坑作为储气洞穴（位于地下约450m处）。其余国家，如中国、德国、英国、瑞士、加拿大、澳大利亚和韩国等也在积极开发压缩空气储能电站技术。我国对压缩空气储能系统的研究开发较晚，中国科学院工程热物理研究所自2004年开始压缩空气储能技术的研发，提出了先进压缩空气储能新原理，已经突破了1～100MW级压缩空气储能系统关键技术，整体研发进程及系统性能都达到了国际领先水平。2022年5月26日，历时两年建成的世界首座非补燃式压缩空气储能电站——江苏金坛压缩空气储能电站并入国家电网投产，这是我国首个盐穴压缩空气储能电站，位于地下约1000m，一期储能装机60MW，远期规划建设规模1000MW [6] 。
地下压缩空气储能面临的主要挑战是适当地理存储位置的可用性。理论上，在盐穴、硬岩和多孔岩层中建造压缩空气储库被证明是可行的。然而，在实践中，大型地下压缩空气储库建设的成熟经验仅限于盐穴中的采空区。在适合压缩空气储能的地质构造中，盐岩层中的盐腔更易开发，多孔岩层成本最低 [7] ，硬岩洞穴成本较高（见表1-1）。近年来，开始有研究涉及多孔岩层中的压缩空气储能。例如，美国太平洋天然气和电力公司（Pacific Gas and Electric Company，PG&E）先进压缩空气储能示范项目，致力于测试多孔岩层作为加利福尼亚州压缩空气储库的适用性，并演示此类项目设计中的技术优化。该项目分为三个阶段：第一个阶段包括选址、储层测试、项目初步设计、环境评估和竞标（时长：4.5年）；第二个阶段包括获批建设和测试完整的压缩空气储能项目（时长：6年）；第三个阶段包括项目运营和监测（时长：至少2年）。
表1-1 压缩空气储能存储介质和设备配置 [8]
目前，地下天然气存储（Underground Gas Storage，UGS）作为一项成熟技术在全世界得到广泛应用。国际天然气联盟预测，到2030年地下储气库调峰需求量将达到5030亿m 3 ，预计需要新增工作气量1406亿m 3 才能满足今后的调峰需求，在现有地下储气库的基础上，需要新建183座地下储气库。自1915年加拿大在Welland气田建立第一座地下储气库起，全球地下储气设施建设已有100多年的历史，地下储气库的建设经历了发展初期、快速发展期和平稳发展期 [9] 。过去100多年中，地下储气库的数量和容积不断增长。国际天然气联盟统计数据显示，全球已建储气库达到700余座 [10] ，储气库分为油气藏型、盐穴型、含水层型和矿坑型，其中以油气藏型为主。储气库主要分布在北美、欧盟和俄罗斯等较为成熟的天然气市场。其中，美国一直高度重视地下储气库的建设和运营管理，储气库产业发展最为成熟，建设运营以油气藏型为主（见图1-1）；欧盟各国积极建设地下储气设施，主要将天然气存储于枯竭油气藏和盐穴中。未来10～20年，全球地下储气库调峰需求量将越来越大，地下储气库数量和规模将会随需求量不断扩大。
图1-1 不同储层中的天然气占美国天然气存储总量之比
图1-1 不同储层中的天然气占美国天然气存储总量之比（续）
数据来源：美国能源信息署。
中国地下储气库的发展起步较晚，最早于20世纪60年代末在大庆油田开始尝试将废弃油气藏改建为地下储气库，1999年我国首次在大港油田利用枯竭凝析气藏建成了第一座真正商业化的调峰储气库——大港大张坨地下储气库，并于2000 年投产运行。2007年年底，我国第一个盐岩地下储气库——金坛储气库开始运营，这是国内第一个盐岩地下储气库，也是世界上第一个利用已有溶腔改建而成的储气库。截至2015年，我国已建成11座地下储气库（库群），包括10座油气藏型储气库和1座盐穴储气库（见表1-2） [11] 。尽管当前新形势下天然气需求量增速放缓，供应宽松，但随着大气治理的迫切需要和碳减排与碳交易市场的建立，中长期天然气需求量将不断增长。据预测，2030年全国天然气消费量将达到4000亿m 3 ，对外依存度将超过40%，按照国际平均水平12%测算，调峰需求量将达到480亿m 3 ，而我国现有地下储气库调峰设施仅180亿m 3 ，地下储气库建设正处于黄金发展期 [12] 。依据国家总体战略部署，我国将形成四大区域性联网协调的储气库群：东北储气库群、华北储气库群、长江中下游储气库群和珠江三角洲储气库群 [13] 。目前，我国地下储气库的发展虽取得一些进展，但是依旧处于初级发展阶段 [14] 。
表1-2 我国在役地下储气库明细 ①
注：①部分数据来源于中国石油勘探开发研究院廊坊分院和中国能源网等权威网站；②刘庄储气库目前依旧归属于中国石油，用于西气东输冀宁线用户季节调峰；③文96储气库建库时属于中国石油，1998年石油系统重组后划归中国石化，用于中原地区调峰供气。
目前，用于地下天然气存储稳定安全存储的储层主要有枯竭油气藏、含水层和盐穴。在瑞典和美国，也有在工程洞穴、废弃煤坑和衬砌岩洞（Lined Rock Cavern，LRC）中开发的更为昂贵的储层。通常，地下天然气存储可以根据不同的规模和需求情况进行开发，如峰值存储（小型储层，常为盐穴或小型枯竭气藏）和季节性存储（大型含水层和枯竭油气藏用以平衡几周至数月的高需求期）。
1.枯竭油气藏储气库
枯竭油气藏储气库利用枯竭的气藏/油藏建成，主要包括枯竭的干气藏、凝析气藏和油藏等，是天然气地下存储的主要储层。枯竭油气藏用作地下储气库可以利用已有设施，降低成本，同时枯竭油气藏的地质特征认知程度高，具有天然的密封性，储气量及调峰量大，可用于季节性调峰和战略储备，是三种不同地下储库中，最经济，最易开发、运营和维护的储层。
1950年以前，几乎所有的天然气存储设施都建于枯竭油气藏中。其中，1915年，加拿大安大略省韦兰首次成功地将天然气存储于地下枯竭气藏中。在美国，第一个存储设施位于纽约布法罗以南，到1930年，美国6个不同的州建立了9个地下储气库。
2.含水层储气库
含水层是地下多孔、可渗透的岩层，起着天然蓄水层的作用。在密封可靠的盖层下注入高压天然气、驱替岩层中的水能形成含水层储气库。含水层储气库储量大，仅次于枯竭油气藏。目前，全球共有80多座含水层储气库，占地下储气库总数的12%左右 [15] 。法国、德国、俄罗斯等欧洲国家的含水层储气库技术发展比较成熟。
与其他储层相比，含水层不是理想储层。首先，含水层的地质特征认知程度低。为了研究含水层的地质特征并确定其作为天然气储存设施的适用性，必须进行勘探测试。地层的面积、自身的组成、孔隙度及地层压力都必须在地层开发之前确定。此外，储层的容量不确定，建库成本相对较高。含水层储气库建设必须开发相关的基础设施，建设周期长。由于含水层充满水，某些情况下必须使用强大的注入设备，以提供充足的注入压力。对存储于含水层中的天然气进行提取时，通常需要进行脱水处理。与枯竭油气藏相比，含水层用作储层需要更多的垫底气。由于含水层储层用作天然气存储的成本高于枯竭油气藏，这种类型的存储设施通常只在附近无枯竭油气藏的地区使用。
3.盐穴储气库
地下盐岩地层为天然气存储提供了另一种选择，非常适合天然气存储。盐穴储气库密封性好、日提取量大、垫底气少（只需约33%的天然气总量作为垫底气）、注采转换灵活，可用于日、周调峰，但是这种储气库容积相对较小，扩容速度较慢，单位有效容积的建设成本相对较高。通常情况下，用于天然气存储的盐穴位于地表以下1500～6000英尺 [16] 。
成功的地下储气项目，涉及三个关键问题：地下空间存储容量的最大化、存储成本的最小化和井筒的完整性（包括注入井、生产井、现有的旧井和废弃井）。为了达到储能大、节约成本的目的，应尽可能利用现有井。现场经验和理论分析表明，采用裸眼砾石充填技术可以避免射孔充填困难问题，并可以扩大产能，保证生产能力。Florian等人 [17] 的研究表明，用裸眼砾石充填代替套管内砾石充填可以将现有井转换为高产能井。此外，井的完整性是确保天然气长期安全封存的先决条件。在断层相关的地质环境中，影响井的完整性的两个主要因素是断层活化和盖层内裂缝的渗透率。断层稳定性和盖层完整性是整个地下储气库安全评价的重要组成部分，应限制断层和盖层承受的最大流体压力，避免岩石破坏。已有研究成果表明，流体的注采可能破坏断层的原始封闭能力，引起断层活化，断层封闭性分析是断层稳定性评价的必要前提。目前，我国已经形成了油管选择、井漏控制、井下安全阀、井下可回收封隔器、地层损伤预防等关键的前沿成熟技术，但是焊接套管技术的应用还不够成熟 [18] 。
氢气作为一种清洁能源，能够减少温室气体和细颗粒物的排放，并且氢气可以转化为电或热，成为一种储存能量的载体。氢储能概念诞生于20世纪70年代中期，当时高昂的制氢价格限制了氢气的开发。在碳中和背景下，氢能被认为是“21世纪终极能源”，属于全产业链清洁能源。根据世界氢能委员会预测，到2050年全球终端能源需求的18%将来自氢能。氢能产业发展到2060年对我国碳中和目标的贡献率将达到13%左右 [19] 。地下储氢（Underground Hydrogen Storage，UHS）既可以为风能等间歇性能源提供电网储能，也可以为发电和运输提供燃料。因此，氢既可以用于短期和小规模应用，也可以用于长期和大规模应用。未来几年内，地下储氢可能会成为可再生能源产生的剩余电能存储的经济可行解决方案。
氢气最早以50%～60%的比例混合于甲烷中用于形成人造煤气，并注入地下含水层和盐穴进行存储。法国、德国和前捷克斯洛伐克均使用该方法进行了人造煤气存储。其中，法国天然气工业股份有限公司将含有50%氢气的煤气存储于地下含水层中；德国的城市煤气存储在体积为3.2×10 4 m 3 的盐穴中，氢气含量达60%；捷克的罗伯蒂斯将氢气含量约为54%的城市煤气储存于400～500m深的咸水层中。后来，英国的提赛德和美国的得克萨斯州成功建成了纯氢气地下盐穴储库（95%的氢气及3%～4%的二氧化碳），这些地下储氢经验证明氢气可以实现地下长期安全存储。近年来，纯氢气地下存储的案例并不多，其中，德国、法国和英国等7个国家的12家机构发起的利用氢气地下能源大型存储项目HyUnder（2012—2014年），首次在全欧洲范围内评估了在地下盐穴中长期存储氢气用于可再生电力的潜力。近年来，以美国为代表的世界发达国家地下储氢技术迅速发展。尽管我国地下储氢研究较少，尚无地下储氢实践 [20] ，但是随着我国能源产业结构的调整，地下储氢技术作为能源结构调整的重要手段也将被逐步纳入战略日程。
理论上讲，氢气的地下存储方法与天然气存储方法类似（可以存储于枯竭油气藏、含水层和盐穴），地下储氢与数百年来石油公司广泛使用的天然气地下存储或二氧化碳地下存储并无明显区别。考虑到气态氢的具体特征，地下储氢可以参考借鉴在全球各种地质构造中建造地下储气库的多年经验 [21] [22] 。然而，由于氢分子体积小、易扩散，对储库的密封性有很高的要求，要求地质储层和上覆岩层具有良好的密封性。由于氢气可能会与枯竭油气藏中的残留油发生氢反应，因此其不适用于氢气存储。含水层可以用于氢存储，但是其地质结构鲜为人知，并且含水层所需的垫底气量很大，限制了其用作氢存储。盐穴是氢气存储的最佳选择，相对于氢气，盐是惰性的，盐穴具有很好的气密性。目前，地下储氢技术发展还不够成熟，其中以盐穴储氢最为先进 [23] 。
德国波茨坦地球科学研究中心指出，地下储氢在盖层岩石、氢气羽流、注采、垫底气、地质结构等方面存在不确定性，面临如下挑战：①考虑到储层和盖层的地质完整性、氢气地下化学反应等问题，需要满足地层多孔高渗、高地层压力、盖层低渗透或不渗透、合理的氢气注采速率等条件。②氢气地下化学反应、井筒完整性、氢气采出纯度及材料耐久性等问题。地下储氢受完井条件、地层化学反应、采出纯度等问题制约，应避免选择易与氢气发生化学反应的储层进行储氢开发 [24] 。在地下多孔介质中进行储氢的经验有限，虽然可以借鉴地下天然气存储、压缩空气存储和二氧化碳地质存储的经验，但是，地下氢存储还需考虑以下问题：①与甲烷相比，氢气的分子直径和动力黏度小很多，导致氢气具有很强的流动性和较高的泄漏风险；②氢可能会与地下矿物或流体发生反应，从而影响氢存储，特别是硫酸盐、碳酸盐和硫化矿物的富集地层，一般不宜进行地下储氢；③氢气在地层细菌的催化作用下易与其他气体发生化学反应，可能是导致地下耗氢微生物生长的原因；④氢的纯度可能会受到重复的注采循环的影响，从而影响氢气的利用效率。
研究人员对含水层、枯竭油气藏和盐穴中地下储氢的相关地质、技术和环境要求进行了汇总，如表1-3所示。
表1-3 地下储氢相关的地质、技术、环境和成本汇总 [25]
（续表）
此外，鉴于地下储氢过程中氢气的性质、储层地质标准和运营成本，研究人员提出地下储氢需要优先考虑以下问题 [26] 。
1.选址
选址对于地下储氢意义重大，储层性质会影响氢的存储，储层类型会导致氢气的流失，存储地点会影响储氢的经济性和可信性，盖层的密封性和完整性会影响氢气的泄漏。
针对以上问题，储氢过程中要求尽量选择高孔隙率和渗透率的多孔岩层，并且盖层要具有一定的防渗性，以避免泄漏。例如，可以采用选择性储氢技术，在分层含水层中储氢，以防止气体的泄漏和损失。储存地点的可用性，以及其与管道和氢源的距离及设施的供应等都会影响储氢的经济性和可行性，因此优先选择靠近氢源和管道的场所进行储氢。盐层和黏土层具有良好的密封性和水力完整性，是常见的盖层类型。
2.注入策略
注入井的布置控制着储氢的效率，避免了横向扩散和氢气与已存在流体的接触；注入的速率会导致气体的横向扩散和指进，从而导致氢气的损失；存在垫底气时，会导致加压过程加快和剩余氢的饱和度降低。
针对以上问题，如果盖层下方有多个注入井，则可以从侧向扩散、溶解和气体指进中节约大量氢气。较低和稳定的注入速率有利于减少氢气的损失，储氢过程中应控制注入速率和注入压力，考虑适当的安全裕度。因为二氧化碳的密度很高，可以考虑将二氧化碳用作垫底气，从而有效减缓温室效应，取得很好的环保效益。
3.水动力学影响
氢气的横向扩散和气体指进问题会导致不稳定的驱替和气体的泄漏。
针对以上问题，建议选择最佳注入速率和合适的储层结构，其中，陡倾构造和厚砂有利于抑制氢气指进。
4.生物、地球化学和细菌效应的研究
二氧化碳的存在会导致产甲烷和产乙酰反应，形成或将氢转化为CH
4
和CH
3
OO
-
；与
的还原反应，将氢气转化为H
2
S，将Fe
3+
还原为Fe
2+
；与黏土矿物（高岭石、伊利石和长石等）发生沉淀/溶解反应，导致渗透率和孔隙率发生变化。
针对以上问题，对上述反应的监测有利于避免储层孔隙度、渗透率的降低和盖层孔隙度、渗透率的提高。
5.生物、化学反应机制与监测
气体的混合可能会引起垫底气与氢气发生反应，从而降低回收气体的质量；磁滞现象会捕集气体，降低存储效率；可回收氢气量会因损失而减少；氢气可以穿透盖层导致泄漏；混合气体注入中氢的纯度会影响其流动特性和传输机制，还可能影响水力完整性、地球化学机制、微生物反应以及设施和材料的可靠性。需要关注这些问题的机制研究和监测。
针对以上问题，建议使用与氢气密度差较高的气体作为垫底气，采用适当的注入速率，加强对预先存在流体和岩石矿物学的研究。
6.抽取策略
抽取井的位置分布控制着氢气的存储效率；提取率会导致流体凝结、压力下降，从而导致效率降低；循环持续时间、循环次数及杂质等会影响提取氢的纯度。
针对以上问题，建议抽采过程中在盖层下面设多个浅抽采井，在高渗透区域提高注入能力和采出效率；高抽采率会导致流体凝结，建议在井中保持恒定压力；随着循环次数的增加，存储性能将得到提高；延长每个循环之间的持续时间有助于氢气与预先存在气体的分离，提高氢气纯度，同时应该从抽出的气体中进行杂质去除。
现有关于地下储氢的研究主要基于天然气和二氧化碳存储相关的研究和实践经验开展。近年来，地下储氢选址中的地质条件分析越来越受重视。Duigou等人 [27] 分析了法国大规模地下储氢的经济可行性和商业案例，论证了地下盐穴储氢是地质构造良好、国家大规模储电技术的可行选择。Lewandowska等人 [28] 通过对波兰未发育盐丘地质识别知识状况的详细分析，评估了盐丘在储氢方面的适用性，所提出的评价方法也适用于其他天然气的储气库选址及其他有地下盐层地区的类似工程。Tarkowski [29] 提出将层次分析法（AHP）用于储氢地质构造（含水层、油气藏和盐构造）的选择，对计划的地下储氢地点（地质构造）进行排序，以选择最佳结构进行地下储氢，具有良好的应用前景。针对我国盐穴储氢库，有研究人员指出应加强防氢渗透氢脆材料系列、储氢库地面配套设备、氢气除杂技术和地下微生物化学反应评估等方面的研究 [30] 。
为了将石油安全储存于地下岩洞，瑞典“岩石力学和石油储备之父”Hageman提出了“瑞典法”——将石油储备在地下水位线以下的非衬砌岩洞中，并于1938年申请了专利 [31] 。20世纪60—70年代，形成了比较成熟的施工技术，储存介质也扩展到液化石油气。国际上主要的30多个国家共建有地下水封石油洞库200多处 [32] ，主要分布在瑞典、芬兰、挪威、法国、德国和沙特阿拉伯等国家 [33] 。
近年来，我国能源对外依存度不断攀升，2008年起我国石油对外依存度突破50%，2020年超过70%。我国的战略石油储备比较落后，战略石油储备量远低于美国、德国、法国等欧美发达国家。这与我国世界第二大经济体的国际地位极不相称，加之我国又是石油资源相对贫乏的国家，我国的石油安全面临着严峻考验，亟须建立大规模战略石油储备体系。
深部地下石油储备被誉为“高度战略安全的储备库”，表现出良好的经济性，占地面积少，易存储，是安全、经济、高效的存储方式。其中，盐岩因其低渗透率、低孔隙度、良好的流变性和自愈性，被国际社会公认为能源（石油、天然气、液化石油气等）储存的最佳介质。利用地下盐穴储备库进行石油及其产品的存储已经被众多发达国家采用，自20世纪70年代开始，西方发达国家开始在盐腔中存储石油，对盐岩储库围岩力学渗透特性进行了广泛、深入的研究。据统计，至今已有近36个国家实施了地下石油储备工作，其中美国90%、德国50%、法国30%的石油储存于盐岩库群中 [34] ，具体情况如下 [35] 。
1.美国盐穴地下石油储备
美国的石油储备主要采用地下盐穴存储，均储藏在地下610～1200m深的巨型盐洞中。单个储油库所包含的洞穴数从6个到22个不等。美国石油储备比较集中，主要储存在5个地方：得克萨斯州Bryan Mound（存储能力为2.26亿桶）、Big Hill（1.6亿桶），路易斯安那州West Hackberry（2.19亿桶）、Bayou Choctaw（7500万桶）、Weeks Island（7200万桶），总存储能力为7.5亿桶。每个储备基地都由数量不等的盐穴组成，这些盐穴储气库的腔体高约250m、直径约70m、两腔间距约为腔体直径的1.5～2倍。
2.德国盐穴地下石油储备
德国的原油主要储存在下萨克森州1000～1500m深的废弃盐矿中。德国地下储备库从北到南都有分布，西北部地区较多，绝大部分盐穴储备库用来储存原油，主要的4个储油基地共有58个溶腔，其中Rüstringen 35个（含战略储备9个）、Sottorf 9个（战略储备）、Heide 9个（战略储备）、Lesum 5个（战略储备），总储存能力1000万m 3 。
3.法国盐穴地下石油储备
法国在不同的地区利用盐穴储备各类石油产品，在利森地区储存成品油120万m 3 ，在马洛斯地区存储1400万m 3 轻质油，在钮因汉拓夫存储30万m 3 轻质油，在不勒克森存储300万m 3 成品油，在伊特斯尔利用33个盐穴存储12万m 3 成品油，另外还在法德边境存储了4.5万m 3 成品油。
法国的Manosque盐穴储备库，位于法国东南马赛附近的Manosque小镇，距地中海约100km。盐穴储备库位于低山丘陵区，占地面积2km 2 ，盐层厚度在500～1000m之间，盖层厚度在200～1000m之间。该储备库自1968年开始建设，目前建有28个盐腔，其中14个储备原油，另外14个储备不同的成品油，储存能力达817万m 3 ，溶腔体积在20万～50万m 3 之间，占法国国家战略储备的40%。
我国石油战略储备主要以地面储罐存储为主，地下盐穴储油库的建设还一直处于论证等待阶段，盐穴石油地下储备远落后于发达国家 [36] 。未来，利用深部地下空间进行石油战略储备是我国石油战略储备的重要发展方向 [37] 。
抽水蓄能（Pumped Hydroelectric Energy Storage，PHES）是目前最具规模的储能方式，也是全球最成熟的大规模储能方法 [38] ，早在1890年就开始使用 [39] ，其具有储能潜力大、时间长、效率高等特点，预期效率为90%。抽水蓄能选址标准包括充足的水源、有利的地形、广泛的社会可接受性和经济可行性。在地形不适合传统抽水蓄能的地区，地下抽水蓄能提供了一种更具吸引力的替代方案 [40] 。地下抽水蓄能（Underground Pumped Hydro Energy Storage，UPHES）系统的思想最早由Fessenden于1910年提出 [41] ，通过两个不同高度的水库来储存和利用水的势能。地下抽水蓄能的下部储水层是一个或多个地下洞室，不受地形的限制。抽水蓄能电站将水从低海拔抽到高海拔时，以水势能的形式储存电能，在需求高峰时可以将势能转换回电能。储能能力与出水量、高度差有关。由于地球重力相对较弱，系统的能量密度较低，因此需要较大的高度变化或较大的水量进行大量的能量存储。
地下水库可以在不同深度的岩层中挖掘，对于小型设施（10kW～0.5MW）也可以从现有的含水层或其他自然存在的地下水围堵层中挖掘，对于大型水电站（1000～3000MW）而言，最适宜的地下储层类型为工程洞穴或废弃矿井。地下抽水蓄能因在减少环境影响、提高选址灵活性和经济竞争力方面具有潜在优势，目前正得到北美和国外公用事业行业的认可 [42] 。美国的联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）为具有地下水库的地下抽水蓄能设施颁发了设施许可证 [43] 。欧洲（荷兰、德国和比利时）和新加坡等地也有一些相关项目在进行可行性论证 [44] 。德国提出把北莱茵-威斯特法伦州的Prosper-Haniel煤矿改建成200MW的地下抽水蓄能电厂，该项目将允许100m 3 的水骤降1200m，储存容量达3GWh。针对地下抽水蓄能的经济可行性，需要开展广泛的研究 [45] 。Pujades [46] 和Winde [47] 等人探讨了使用深矿或露天矿进行地下抽水蓄能的可行性；Madlener等人 [48] 对废弃煤矿中的地下抽水蓄能电站进行了经济性分析，其研究发现与传统的抽水蓄能电厂相比，地下抽水蓄能的预期投资成本略高。
地下抽水蓄能电站需要建造大型的地下水库。值得注意的是，深层基础设施的运维成本，包括通风系统和地下结构（如竖井、通道隧道和水库等）的成本，使地下抽水蓄能的利润降低。若将封闭式矿井用于地下抽水蓄能电站建设，应该研究项目区域的地震活动性及运营阶段（涡轮机和水泵模式）水体日均转移对岩土工程的影响；加强项目用水对水质（水轮机的运行和腐蚀问题）及干旱可能造成影响的研究。
地下重力储能（Underground Gravitational/Gravity Energy Storage，UGES）是一种物理储能方式，其通过垂直提升/降低地下竖井中的重物将电能转换为重力势能进行能量存储。
近年来，随着全球储能技术的发展，基于废弃矿井的重力储能 [49] 、基于预制重物块的储能塔储能、基于重物 [50] 和液压系统 [51] 的重力储能等一系列储能技术受到广泛关注与研究。其中，最受关注的是基于废弃矿井的重力储能和基于预制重物的储能塔储能 [52] 。例如，Botha等人 [53] 对废弃矿山的GES系统进行了建模分析，介绍了传统提升方法和电动提升方法，发现GES的能量密度在0.2～3.1Wh/L，功率密度为0.3～30W/L，能量等级为10 7 Wh，并简要分析了GES的成本，结果表明GES是一种经济可行且具有发展潜力的存储技术，适用于大功率和分布式发电服务。Morstyn等人 [54] 设计了一种利用悬浮物的重力储能系统，将废弃矿山的340口井转化为容量大于1MWh的重力储能单元，提供0.804GWh的能量。英国绿色工程初创公司Gravitricity公司利用废弃钻井平台与矿井，在150～1500m深的钻井中进行重力储能，相应的系统可以在1s内反应，使用寿命长达50年，效率可达80%。目前，Gravitricity公司研究在英国、东欧、南非、智利等国家和地区的废弃矿井中应用重力储能项目，这些矿井的深度可容纳一个全尺寸的重力装置，重力装置可以向下延伸至少300m [55] 。Energy Vault公司则提出利用起重机将混凝土块堆叠成塔的结构（储能塔），利用混凝土块的吊起和降落进行储能与发电，该技术获得了日本软银集团1.1亿美元的资金支持，并于2019年开始在印度部署35MWh的储能系统，工作效率可达90%，但是储能塔的建筑稳定性及对塔吊的精度控制难度较大，每天一升一降，容易引起倒塌风险，且易受天气影响。为此，我国学者提出将储能塔建造在地下竖井/斜井中，不仅克服了Gravitricity矿井存储能量有限的缺点，而且克服了储能塔建设难度大、存在倒塌风险和易受天气影响的特点，是具有广阔发展前景的地下重力储能方案 [56] 。
地下热能存储是将热能存储在介质中并将介质置于地下空间的工程。早在20世纪80年代，瑞典与国际能源署合作，率先开展了大规模地下跨季节储热系统研究。如今，美国、瑞典、德国和丹麦等国均建成了基于跨季节储热技术的区域供热系统 [57] 。目前，有3种常见的地下热能存储（Underground Thermal Energy Storage，UTES）方式：含水层热能存储（Aquifer Thermal Energy Storage，ATES）、钻孔热能存储（Borehole Thermal Energy Storage，BTES）和岩穴热能存储（Rock Cavern Thermal Energy Storage，CTES）。ATES和BTES已经商业化，由于受投资成本的影响，目前CTES的商业应用还比较少 [58] 。
在ATES系统中，通过水井将热量存储在地下水及其周围的固体中，利用地下水将热能输送到含水层或从含水层中取出，荷兰和瑞典在这方面的应用处于领先地位 [59] 。BTES系统由几个间隔很近的钻孔组成，钻孔深度在50～200m之间，它们作为地下热交换器，通常为U型管形式 [60] 。
氦气（He）有黄金气体之称，是无色、无味的稀有气体，不易液化、密度低、化学性质稳定、扩散性强、溶解度低，是国防军工行业和高科技产业发展不可或缺的稀有战略性物资之一。基于其独特的性质，氦气将继续在未来的关键技术开发中发挥重要作用。氦气作为一种不可再生资源，几乎不与任何其他物质发生反应，自然界中基本不存在氦气的化合物，故无法通过还原方式制取。目前，氦气资源绝大部分来自油气田，但并不是所有油气田中都有氦气资源。全球氦气资源分布不均，美国地质调查局2021年的调查报告显示 [61] ，全球氦气总资源量约为51.9×10 9 m 3 ，主要分布在美国、卡塔尔、阿尔及利亚、俄罗斯、加拿大和中国等国家（见图1-2），资源量分别为20.6×10 9 m 3 、10.1×10 9 m 3 、8.2×10 9 m 3 、6.8×10 9 m 3 、2.0×10 9 m 3 和1.1×10 9 m 3 ，此外，波兰和澳大利亚也有一定的氦气资源储量。截至2020年，全球已探明的剩余氦气储量总量为7.4×10 9 m 3 。其中，美国氦气储量为3.9×10 9 m 3 、阿尔及利亚氦气储量为1.8×10 9 m 3 、俄罗斯氦气储量为1.7×10 9 m 3 、波兰氦气储量为0.023×10 9 m 3 。
图1-2 全球氦气储量分布情况
近20年来，随着氦气应用的快速增加，特别是在医疗、工业和电子行业的广泛应用，全球氦气需求以每年4%～6%的速度增长，导致目前氦气供不应求，长期短缺。据估算，2016年全球氦气需求量约为2.3×10 8 m 3 ，但年产量仅为1.54×10 8 m 3 ，若氦气产能每年增加5%，到2040年全球氦气储量将完全耗尽。美国物理学会和材料研究学会建议美国应该保持氦气的非国防储备。2007年下半年，美国将氦气核定为战略储备资源并限制粗氦产量 [62] 。欧盟曾将氦气列入关键矿物清单 [63] ，虽然2020年将氦气从关键矿物清单中去除，但因其供应集中度过高，欧盟仍将持续关注氦气的市场动态 [64] 。
将氦气从天然气生产流中分离出来并存储在地下，可以为潜在的重要应用提供保证。美国与俄罗斯具有氦气地下存储的经验。1945年，美国开始将消费剩余的氦气注入得克萨斯州克里夫赛德的枯竭气田中，并建成世界上第一座氦气地下储库。1979—1991年，俄罗斯在奥伦堡凝析气田的卡尔加雷含盐构造中先后建造了6个腔体用于氦气存储，这是世界上第一座盐穴氦气储库 [65] 。
我国氦气资源匮乏。1964年，四川盆地威远气田发现氦气。20世纪70年代，在自贡建成国内唯一的一套天然气提氦装置，后因资源枯竭及制备成本高于国外销售价格，于2004年关闭 [66] 。1990年以前，受氦气产能、价格及应用领域的限制，我国氦气需求量非常小。目前，我国氦气基本依赖进口 [67] ，主要来源于美国、卡塔尔和澳大利亚3个国家，氦气资源安全形势十分严峻 [68] 。为了防止未来氦气资源受牵制，需要建设大量的氦气存储设施进行氦气储备，同时加大氦气资源勘探力度，寻找可能的资源。
地下空间储能常利用枯竭油气藏、含水层、盐穴、工程岩洞或废弃矿山进行。
1.枯竭油气藏储层
枯竭油气藏储层利用枯竭的气层或油层建设，具有造价低、运行可靠的特点，包括枯竭的气藏、油藏和凝析气藏改建的地下储库。枯竭油气藏储气库是世界上应用最广泛的储气库。目前全球共有此类储气库400余座，占地下储气库总量的75%以上。枯竭油气藏用作地下储气层的优点主要体现在：①储气库中残留有少量的油气，减少了垫底气量；②储层厚度、孔隙度、渗透率、储层面积及原始地层压力、温度等资料已经掌握，一般不需要再进行勘探，油气田的部分设施可重复使用，因此建库周期短、投资和运行费用低、经济性好。我国常规地质油气藏多见于准噶尔盆地、塔里木盆地、柴达木盆地、四川盆地、松辽盆地、华北盆地、长江三角洲、东海盆地、北部湾盆地、南海盆地、鄂尔多斯盆地，这些都是适宜建造地下储层的盆地类型 [69] 。
2.含水层储层
含水层能够保障足够的库容量，通过向含水层中注入高压气体，注入地层的气体将水从岩石孔隙中驱出，并在构造顶部非渗透盖层下积蓄起来，形成人造气藏（储气库）。含水层储气库要求含水层具有封闭性良好的盖层和倾向封闭构造，以防止气体泄漏。目前世界上约有87座含水层储气库，主要分布在美国（47座）、俄罗斯和西欧，约占地下储气库总数的15%。中国含水层储气库工程建设较为落后，2013年中国石油天然气集团有限公司华北油田分公司启动了“华北油田含水层建库目标评价”项目，标志着国内首个含水层储气库工程建设正式启动 [70] 。
3.盐穴储层
盐岩具有非常有利的地质条件（分布广、规模大、类型多、构造和水文条件简单、地层完整、产状平缓、埋藏深度大和盖层隔水性能好等）和优良的物理力学特性（孔隙率低、渗透率小、含水少或不含水、结构致密等），以及开采投资少、施工易、使用年限长和利于盐岩综合利用的优点。盐穴储存技术最初由德国人提出，并于1916年获得相关专利。在距离油气藏地区较远且盐岩矿床分布广泛的地区建造盐穴地下储库，实现油气储能、压缩空气储能和储氢，是目前世界上许多国家普遍采用的方法 [71] [72] 。北美和欧洲地区是世界上盐岩矿床储气库发展较快的区域，1959年，苏联建成世界上第一座盐穴储气库 [73] 。美国的第一座盐穴储气库密歇根州Marysville于1961年开建，建成后工作压力为7.2MPa。20世纪90年代，美国陆续建成了20余座盐穴储气库，至2009年已拥有31座盐穴储气库 [74] 。据统计，美国在得克萨斯、路易斯安那、密歇根、堪萨斯和亚拉巴马等州都建有盐穴储气库。此外，加拿大、法国、德国、英国、丹麦、波兰等国均于20世纪建造了多座盐穴储气库。截至2020年年初，全世界共有14个国家108座盐穴储气库投入运行，占已建成672座储气库数量的17%，主要分布在北美和欧洲（欧洲60座、北美47座），以美国（38座）和德国（38座）居多 [75] 。
德国亨托夫压缩空气储能电站于1978年投入运行，成功运行20年后，研究人员检测了2个储气盐穴的形状 [76] ，发现其与1984年的形状并无明显差异，未发现气体泄漏，这一事实充分表明在盐穴中进行压缩空气储能的可行性。
从盐岩的厚度和横向范围来看，垂直的盐丘更利于腔室的开发。这些腔室一般是竖向的，高几百米，直径几十米，体积可能有几十万立方米。盐穴地下存储的可接受范围为200～2000m，可以确保更高的稳定性和较低的风险。较高的深度可以存储更多的气体，但是会增加开发成本，并面临着高温高压风险。Bauer [77] 建议盐穴储气库埋深应在500～1500m。对于地下储气库，英国地质调查局建议最佳深度为1000～1500m [78] 。
此外，在盐穴储气库中，垫底气代表维持最小压力所需的气体，以防止因盐岩蠕变导致洞壁向内封闭。正常情况下，盐穴中工作气体占70%～80%，垫底气的比例为20%～30%。
枯竭油气藏提供了巨大的存储能力，在能源开发阶段确定了其适用性和相关地质参数，但是枯竭油气藏用作地下储层受到地理位置的限制。咸水层分布广泛，存储容量大，在地下储能中得到了广泛应用，特别是在德国和法国。然而，储气盖层的密封性需要进一步研究。盐穴储能是以人工空穴为基础的，要求提供空穴控制技术和先进的空穴检测方法，以达到理想的盐穴形状和尺寸。此外，这一过程需要大量的淡水资源。
目前，不同类型储层中各储能技术的适用性、技术的经济可行性和成熟度处于不同发展阶段 [79] 。其中，地下天然气存储是最成熟的地下储能技术，在欧洲、美国、加拿大等国家和地区的盐穴、含水层及枯竭油气藏中得到广泛应用；盐穴储层中的天然气存储和压缩空气存储技术已经成熟，但是其他储层中的压缩空气储能技术属于前瞻性技术，处于商业化前期和概念设计阶段；储氢技术和地下抽水蓄能技术发展不成熟。对于不同的储层介质，盐穴储层不适用于地下抽水蓄能和地下热能存储；工程洞穴中的天然气存储技术比较成熟，氢存储、压缩空气和地下抽水蓄能属于前瞻性技术，工程洞穴不适宜用作地下热能储层；含水层和枯竭油气藏中的储氢和压缩空气储能技术属于前瞻性技术，处于商业化前期和概念设计阶段。
我国学者综合前人研究成果 [80] ，指出盐层储能库的基本地质条件包括：①盐层平面分布范围大且稳定，总厚度大于100m；②盐层埋深在400～1500m，以保证盐层的储气能力和建库效率，节约成本；③盐岩品位高，不溶物含量低于25%（易于水溶造腔）；④盐岩沉积区内构造稳定，大断层不发育、层间小断层较少，闭合幅度大；⑤盖层厚度一般要求不小于91.4～152.4m，以保证其稳定性；⑥水源充足，通常用地下水、湖水、河水、渠水等淡水或低浓度盐水进行造腔，所需水量一般为盐穴体积的7～10倍。
盐岩力学特性研究对于盐穴地下储气库的建设及运营具有重要意义。工业革命后，人们开始利用水溶法和矿山法开采盐矿，盐岩力学性能的研究也始于盐矿开采业。近几十年来，国内外学者针对盐岩的蠕变、流变、松弛、损伤、扩容、渗透特性、热效应及硬化等各方面性能开展了广泛研究。国内学者杨春和、姜德义、周时光、邱贤德、韩建增、王贵君、梁卫国、严仁俊、刘新荣、刘绘新等人针对盐岩的力学特性开展了相关研究，在盐岩蠕变的微观机理、温度效应、夹层影响、本构方程和损伤自愈合特性等方面取得了重要成就。近年来，我国含夹层盐岩的试验和理论研究取得长足发展。
盐岩的动态力学性能和动态本构关系对于储库在地震或爆炸作用下的稳定性具有重要意义。国内外研究人员对循环荷载作用下盐岩的力学特性进行了研究，主要集中于循环荷载作用下盐岩的疲劳损伤和变形性能 [81] [82] 、高围压和低频循环荷载共同作用下的盐岩力学特性 [83] [84] 。
盐岩自身具有极低的孔渗特性，这是盐岩储库能够长期保持良好密闭性的关键原因。李银平 [85] [86] 、陈卫忠 [87] [88] 、刘继芹 [89] 、张楠 [90] 等人对我国层状盐岩的渗透特性开展了大量研究。这些研究主要针对储气库开展，对层状盐岩储油库的研究较少，而储油库运行环境下油水对围岩物理力学渗透等性质的影响对于盐穴储油库的稳定性及密闭性评价至关重要。
盐穴腔体的稳定性控制一直是国际水溶采矿界的技术难题，腔体的稳定性受到地应力场、岩体物理力学性质、地下水、地质构造和开采厚度等的影响 [91] 。目前，对于盐岩变形的一些力学机制仍认识不足，工程实践中的盐穴储库所在位置地质环境复杂。现有盐穴储库长期稳定性的研究主要基于数值模拟研究开展，分析对象多以垂直型盐穴储库为主，但是我国盐岩矿床具有总厚度较大、单层厚度较小的特点，更适于水平盐穴储库的建设。我国层状盐穴储库的建设不能套用国外关于盐穴储库稳定性的研究成果，且我国水平盐穴储库长期稳定性的研究较为零散，仍有必要对建立水平盐穴储库的可行性及长期稳定性开展深入研究，特别是复杂溶腔盐穴储库、多因素影响下的盐穴储库稳定性、储库顶板稳定性等的研究。
此外，目前对于夹层破坏的研究主要集中在实验室内，在储库的运营阶段，夹层破坏的研究仍然很少。
盐岩储库在运营期间，腔室周围的盐岩由于不断蠕变而导致储库体积不断缩小，其沿上覆岩层传递可能会引起地面沉降。地面沉降主要受溶腔形状、溶腔高跨比、体积大小、埋深、运行压力、运行状态和上覆岩层特性等的影响。现有的研究多基于传统经典理论，如改进的概率积分法和拟合函数法。对于地表沉降影响因素的影响效果，一般采用地表监测数据及假设与沉降剖面线形状相近的参数与函数，然后结合统计学方法进行。总体来看，目前关于盐岩储库的稳定性研究主要集中于腔体的安全性，与地表沉降相关的研究稍显不足。
地下能源储库群是修建在地下，用来存储原油、液化石油气、天然气等能源物资的硬岩洞库。中国盐矿在开采时普遍采用密集腔群的方式进行布置 [92] ，如何在高效、合理地利用盐矿资源的同时保证储库的安全运行具有重要意义。对于盐岩地下储库群而言，不同的设计、建设及运行方案对地下储库的安全性影响也不同。储库形状、储库埋深、腔群布置形式、矿柱宽度、运行压力等是影响盐岩储气库稳定运营的主要因素 [93] 。
国内学者围绕盐穴储库稳定性、腔群布置形式、矿柱宽度等开展了相关研究。杨强等人 [94] 基于不平衡力和最小塑性余能原理，提出了地下储库群稳定性的判别方法；发展了考虑有限元强度折减的变形稳定理论，建立了基于强度折减系数和塑性余能范数的库群稳定性和破坏关键判据 [95] 。程丽娟等人 [96] 将基于不平衡力和最小塑性余能范数的地下洞群稳定性判别方法引入有限差分软件FLAC3D，探讨了储库的布置方式和连锁破坏模式。杨强等人 [97] 研究了双储库临界间距、破坏模式和埋深对储库稳定性的影响。刘健等人 [98] 采用响应面法和蒙特卡罗方法对储气库矿柱间距进行了研究和优化。刘耀儒等人 [99] 通过地质力学模型试验研究了采气方式、内压大小和泥岩夹层对储库群整体稳定性的影响。贾超等人 [100] 基于正交试验方法研究了腔群的几何分布形式、矿柱宽度和夹层位置对地下储库群稳定性的影响。张建配等人 [101] 将屈服接近度函数（Yield Approach Index，YAI）的概念引入盐岩储存库的研究，通过数值模拟研究，建议腔群采用邻角120°的方式进行布置，在满足储气库密闭性准则的条件下，可以适当提高储库的运行压力；矿柱宽度的设计则要根据运行压力和储库建设经济性等综合考虑。
目前，越来越多的薄层盐岩被用于地下能源存储，盐穴储库的建设和运维技术的深入研究与实践将具有重要意义。以下为地下储库建设和运维关键技术。
1.适用于建库地质体的四维地震勘探技术
现代精细地震勘探技术能够显示较小构造，甚至气-液界面和地层岩相的倾向差异。目前，我国已经研制出高精度的3D地震解释技术 [102] ，可以有效识别厚度大于5m和断距大于10m的断层，精细、准确刻画盐层的三维空间展布特征。正处于研究阶段的四维地震技术是勘探适宜储库构造的比较有前景的技术 [103] ，该技术基于多项技术，如以均匀间距置于地面或永久置于井内的地震传感器，多层覆盖地震技术，以更好地研究油藏岩石的物理性质。以低成本四维地震监测技术为代表的储库监测技术亟待攻关。
2.选址地质评价技术
盐穴储库对库址要求很高，不同位置的盐层在构造完整性、埋藏深度、沉积厚度、盐岩品位、密封性等方面差异较大。因此，有必要对盐穴储库的优化设计进行现场评价。场地评价是对盐层沉积特征、空间分布控制因素和分布规律、夹层、顶板、底板性质及分布规律进行盐层的封闭性和与盐层有关的断裂特征的精细地质评价。目前，我国尚未形成系统的盐穴储气库库址评价优选方法，严重制约了我国盐穴储气库的发展建设 [104] 。
马小明等人 [105] 通过建立地下储气库库址评价要素与界限标准实现评价优选，基于模糊集合理论对评价对象按综合分值的大小进行排序，根据模糊评价集上的值按最大隶属度原则评定对象的等级，从而创建库址评价数学模型，实现库址选优的科学定量化。贾善坡等人 [106] 根据选址技术、地质安全、经济性及社会环境特征，获取含水层储气库候选场地的技术指标对应的适宜度，采用层次分析法确定各项技术指标的权重值，根据所述各项技术指标对应的适宜度及所述各项技术指标的权重值，得到含水层储气库候选场地的综合建库适宜度，依据预设的含水层储气库选址指标适宜度等级表，得到评估结果。完颜祺琪等人 [107] 以金坛储气库为例，从构造特征、盐层发育情况、盐层埋深、盐层厚度、盐层品位、盐层性质及厚度、密封性等方面，分析总结了盐穴地下储气库库址的优选评价方法及建库优选原则，为我国盐穴储气库库址的优选和评价提供了可行方法。
地下储气库投资成本中，垫底气的费用占比最大，通常占总投资的30%～40%。若应用某种气体替代天然气作垫底气，将会使投资成本显著降低。国外试验结果表明，应用垫底气后，投资成本降低20% [108] 。目前采用最多的是混合气和惰性气体。混合气作垫底气需要专门的技术、模型和测量工具以准确处理气体混相现象。美国和俄罗斯等对惰性气体、氮气或压缩机组废气用作垫底气进行了研究与工程实践，结果表明不但可以减少垫底气用气量、提高气井抽气量，还可以节约储气库的建设费用。此外，二氧化碳也是垫底气的理想气体，采气期间，随着地层压力的下降，二氧化碳会膨胀充当垫层，随着储气压力的升高，其压缩密度会超过天然气。但是，目前国内外天然气储库内用二氧化碳充当垫底气的研究几乎没有。减少垫气量混相技术，用惰性气体作垫气层是降低地下储气库投资和运行费用的最主要发展方向 [109] 。值得一提的是，杨海军等人提出盐穴储气库无垫底气技术 [110] ，其研究结果表明，该技术可以大幅提高盐穴储气库腔体利用效率，降低成本，为我国盐穴储气库建设带来更多效益。
1.边溶盐、边储气技术 [111]
边溶盐、边储气作为一项盐穴建库的新技术，已经在美国得克萨斯州Moss盐矿和路易斯安那州Egan盐矿得到成功应用，并取得了良好的经济效益。这种盐腔的初始部分利用传统的水溶盐方式形成，先将上部盐层溶至设计尺寸，此时下部还未溶解。该技术需要井口和溶盐管柱等专门的设备，在保证上部腔体储气的同时，使下部溶盐建腔能够继续进行；在上部盐腔排卤储气的同时，下部盐层开始溶解建腔。上部存储的气体可以作为下部盐层溶解时的顶板保护层。在溶盐过程中，气体和盐水界面被严格控制，基本保持在盐腔中部。当下部盐层溶解到与上部腔体基本相同的直径时，继续利用上述完井方式和井口设备优化储气库的运行，扩大储气能力。此时，需要严格控制气体-盐水界面，以保护顶板，避免天然气泄漏。
2.大井眼造腔技术
在盐穴储气库建设过程中，国外普遍采用大井眼造腔。地下储气库中大井眼造腔技术能够增加卤水循环流量，缩短盐腔建造时间，明显提高天然气调峰量。若无液体（油、气、凝析液）产出，在国外选择大井眼造腔已经成为一条设计准则，国外该技术已发展非常成熟，如美国的Salado储库、德国的Etzel储库、法国的Manosque储库等均采用大井眼造腔技术 [112] 。大井眼造腔技术也适用于渗透率极低的含水层建库和低渗透枯竭油藏改建地下储气库。
3.双井造腔技术
双井造腔技术通过钻两口单井，连通后，一口井注水，另一口井采出卤水的方式进行造腔 [113] ，这种技术可以提高单腔盐腔有效体积，加快造腔速度，节约工期，降低能耗。例如，荷兰Zuidwending储气库、土耳其TuzGölü储气库都采用双井造腔技术。目前，我国已经掌握了双井水平对流造腔、双井单腔加油垫造腔技术 [114] ，我国在云应储气库开展的双井单腔造腔先导性试验取得成功。
4.水平井造腔技术
水平井造腔技术由一口直井、一口水平井对接组成，直井、水平井套管均下入目的盐层顶部，沿水平井轨迹抽提管柱进行对流循环造腔。水平井造腔技术可以减少井的数量，提高燃气输送能力的采收率，提高单井调峰气量。为了降低生产管柱沿程压力损失，大部分井都设计为单一管径，以减少缩径，避免发生气体紊流。若油藏渗透率较低，水平井比直井更适用。在同一油藏中，水平井调峰气量比直井高1.5～6倍，主要取决于油藏性质和水平段长度。在运行过程中，水平井还能抑制水的锥进。若水平段在气水界面上，在采气过程中，由于水平段的压力损失小于直井，能有效减少水体锥进速度。目前，俄罗斯伏尔加地区储气库已建成长440m、宽44m、高40m的腔室。该技术适用于盐层较薄的建库区域，适合我国东部地区储库的建设 [115] 。
5.定向井和丛式井建造技术 [116]
欧洲一些国家在深层盐岩（埋深2000m以上）建库、定向井和丛式井盐穴建库方面取得明显进展。目前，国内盐穴储库仍以直井为主，井型单一。在薄盐层中开展丛式定向井研究，是破解库址资源少、建库条件难度大和资源利用率低等难题的有效途径。
6.套管焊接建造技术
德国在浅层盐穴造腔中推广应用了套管焊接建造技术，使得注采井筒的完整性得到有效提高 [117] 。我国虽然已经形成了油管选择、井漏控制、井下安全阀、井下可回收封隔器、地层损伤预防等关键的前沿技术，但是焊接套管技术的应用还不够成熟 [118] 。
7.老腔改造技术
盐矿老腔改造过程中面临井眼直径大、井况复杂、井筒密封性要求高、腔体形态修复等挑战。老腔改造技术包括井筒改造技术和腔体修复技术。我国金坛储气库建设中采用盐化企业采卤过程中形成的老腔改建储气库，以声呐检测、稳定性评价为基础，结合井筒改造技术，形成了盐穴储气库老腔套铣改造技术 [119] 。金坛盐穴储气库已成功改造5口老腔。
8.天然气阻溶及腔体修复技术 [120]
盐穴储气库造腔过程中国际上普遍使用柴油作为阻溶剂，存在成本高、易污染且无法在注气排卤阶段作为阻溶剂修补因地质、工艺因素造成的偏溶等缺点。我国建立了天然气阻溶及腔体修复技术，完成了一口盐腔的现场试验，使腔体体积增加了1.4万m 3 。
由于地质原因限制，我国大部分储气库建库区域含盐地层均存在厚夹层。为了充分利用盐层造腔，我国学者提出厚夹层垮塌技术，并于东部地区选取两口储气库井，开展了二次建槽的先导性试验，先在厚夹层下部盐层一次建槽，然后在上部盐层二次建槽，使厚夹层在重力作用下自然垮塌，提高了单腔工作气量和有效空间。
10.盐穴腔体密封监测技术 [123]
目前，盐穴腔体密封监测技术在国外尚无统一的方法和检测标准，在腔体试压方面主要通过向生产套管中注入柴油，通过检测油水界面是否移动判断盐腔的密封性。基于此，我国考虑盐层及井腔实际情况，在西气东输金坛储气库对盐腔气密封监测方法进行了改进，向生产套管中注入氮气至指定深度，定时测量气液界面深度并记录井口压力，计算井筒内的气体漏失率，判断盐腔的密封性。使用氮气测试腔体密封性技术现场可操作性强、经济性好、评价结果准确。
11.造腔油水界面光纤实时监测技术 [124]
国外对于造腔过程中的油水界面监测主要采用中子法，该方法测量精度高，但是费用较高。我国主要在层状盐岩中造腔，需要精细控制油水界面，监测频率高于国外。金坛储气库采用了造腔油水界面光纤实时监测技术，目前该技术已经成功应用于数口造腔井，界面深度误差小于0.5m，表现出良好的可靠性和经济性。
盐穴储气库运行监测技术主要包括：温度、压力和流量的监测，地面沉降监测，微震监测，腔体形态监测，腔体带压与流量监测，井筒、腔体泄漏监测和腔体垮塌及裂缝监测等技术。其中，腔体运行期间的温度、压力、流量监测，对于及时发现运行过程中的问题具有重要作用。注采运行过程中的地面沉降监测，对于防止腔体可能发生的沉降对地面建筑物造成的损害意义重大。我国在总结国外储气库安全运营与监测经验的基础上，形成了包括腔体完整性测试、腔体形态测试、温度压力与流量监测、腔体带压监测、井筒泄漏监测、腔体泄漏监测、地面沉降监测、微震监测、腔体垮塌与裂缝监测等技术在内的监测体系，形成了覆盖地下、井筒和地面的监测与完整性管理体系 [125] [126] 。例如，新型光纤测井技术实现了对井筒泄漏的监测；气体示踪技术被用于判断盐穴储气是否泄漏及储气库盐穴地区地层的完整性；在腔体垮塌及裂缝监测方面，利用微地震技术实现了实时监测。
新技术的应用对地下储气库的管理运行至关重要。目前，非胶结孔油藏砾石充填防砂技术，聚合物调剖控水技术，非胶结孔隙油藏固结技术，用于改进设计的数学模型和软件（包括能够提供油藏几何形状和岩石性质的三维模拟软件），地下储库设备维修和操作技术，新测井工具（如核磁共振、改进的三维地震传感器、多种流体及砂粒探测器等）和安全风险监测评价等技术被用于地下储库的有效管理。
目前，集散控制系统在储气设施中的广泛应用，提高了国外地下储气库的自动化控制和管理水平。远程遥控和自动化技术的进步，使得一个控制中心可以同时控制几个远程储库设施。例如，亚得里亚海上油气田采用了SIRIONE-2系统对各储气库生产进行集中管理。意大利研究建立集散式操作中心，对Po Valley地区的储库设施实行集中管理。随着物联网、区块链技术的发展，储库自动化管理技术将成为重要的发展方向。
近30年来，国外盐岩地下储库灾难性事故时有发生（见表1-4），事故类型主要有油气渗漏、溶腔失效和地表沉陷等，事故的突发性强、破坏力大，往往造成重大经济损失和环境次生灾害。其中，盐岩地下储库的风险事故类型主要是地表塌陷、气体泄漏和爆炸、溶腔过度收敛和地表过度沉降、库群破坏等，顶板、溶腔、套管、管道和地面设备等是易发生破坏的部位，运营期为事故主要发生阶段。
表1-4 国外部分盐岩地下储库灾难性事故 [128]
（续表）
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