自1915年加拿大在韦兰（Welland）气田建成世界上第一座地下储气库以来，世界上运营中的枯竭油气藏型储气库分布在美国、加拿大、德国、俄罗斯等国家。

枯竭油气藏分为枯竭气藏（枯竭干气藏、枯竭凝析气藏）和枯竭油藏（高含水油藏）。对于气藏而言，当天然气采出程度为70%时，改建地下储气库最为合适，而对于油藏，其含水率达到90%最为理想。由于气藏开发与气库开采具有较多的相似性，因此改建储气库选取油气藏的类型时以枯竭气藏最为有利，枯竭油藏次之。改建储气库时二者相比，油藏需要把部分油井改造成天然气注采井，原油集输系统也需要改造为天然气集输系统；采气时会携带出部分轻质油，需新建配套的轻质油脱除及回收系统；需进行试注、试采；建设周期较长，费用偏高。

在已经掌握油气藏地质与评价、枯竭油气藏地质条件满足改为地下储气库要求的基础上，对已有油气注采井及设备进行适当的改造，利用注气驱离油气水的基本原理，将高压天然气注入枯竭油气藏中。开始注采气阶段为试注试采阶段，通过试注试采，为储气库注采气动态分析及后续周期性注采气提供科学的依据。在试注试采成功的基础上，即可进行工业性循环注采运行。

由储层、注采气井、注采气站、集输、输气干线和配套的自动控制、电力、通信、消防等系统以及公用工程组成。除储层、注采井外，其他与气田集输站和集输管线的功能基本一致。

至少需满足6个方面：①具有很好的储气规模，以利于降低单位投资。②埋深适当，介于1000～2500米之间，一般不超过3500米。③有完整的闭合地质构造，圈闭幅度大，内部断层少且密封性好。④地质构造具有良好的储、盖组合，储层物性好、有一定厚度、大孔隙、高渗透、易注易采，其孔隙度不小于15%，渗透率不小于300毫达西，注采能力强；盖层有一定厚度、分布稳定、封闭性好，所储存的天然气不会发生垂向及侧向泄漏。⑤盖层、隔层岩性要纯（泥岩、膏岩等），能够承担90%～115%原始地层压力的注气压力。⑥气井储层不能出砂，不能大量出水、出油，岩石与天然气不起化学作用，严格控制硫含量。

需要重点考虑：①构造、盖隔层、储层、库容量等地下储气库地质特征。②运行方式、库容量指标、单井注采气能力等生产指标。③地质工程设计方案。④地质监测方案。

工程建设需要重点考虑：①建库地质条件综合评价。②注采渗流机理研究。③气井注采气能力评价和钻井、完井技术。④库容参数。⑤已有油气采出井及集输系统的改造。⑥注采运行方案。⑦监测方案。⑧包油、水脱除设施等地面工程的建设。

具有储量大、原有装置可以重复利用、建设周期短、投资和运行费用低等优点。由于在开采期间对油气藏已经进行了全面勘探，掌握了油气储层的相关数据，并已建有完善的配套措施，例如采气井和地面设施，故可在一定程度上降低工程投资。从经济对比上看，油气藏型储气库是最有利的，尤其是枯竭干气藏，建设地下储气库的投资是最经济的。