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。
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。
建设储气库，西南油气田公司有着先进的经验。“十三五”期间，西南油气田公司依托相国寺储气库，攻克了裂缝孔隙型碳酸盐岩储气库系列关键技术，但不能满足复杂缝洞型储气库建设需求。而西南油气田公司四轮储气库选址结果筛选出的13个库址目标，复杂缝洞型碳酸盐岩储气库占60%以上。建设复杂缝洞型碳酸盐岩储气库，对西南油气田公司来说，尚属首次，且国内外均为空白。
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”。
为此，西南油气田公司经过科技攻关和技术实践，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。
建设过程中，西南油气田公司应用三维探测技术和地质气藏研究等进行库址优选，确保储气库的封闭性能；应用四维地质力学动态封闭性模拟评价先进技术，为储气库安全运行及上限压力设计奠定基础；应用微地震气向前缘监测技术，采取高精度检波器追踪气体优势运移通道，辅助认识复杂缝洞型储气库气藏边界及甜点分布，深化气藏特征认识；应用地质-井筒-地面一体化耦合模拟技术，为气井配产提供决策支持。同时，优化钻井安全设计，优选钻井液配方，优化钻井液循环系统，配置井下安全阀，严控固井质量，保障钻井工程本质安全。
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”。
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。
中国石油西南油气田公司是我国西南地区最大的天然气生产和供应企业。经过60余年发展，建立了我国第一个完整的天然气工业体系，是中国石油唯一的天然气全产业链地区公司，也是中国第五个3000万吨级大油气田，今年天然气产量将超过400亿立方米，按1户家庭日均用气量1方计算，可满足1亿个家庭、超3亿人的用气需求。
