枯竭气藏地下储氢性能综述

工程（英文） ›› 2024, Vol. 40 ›› Issue (9) : 226 -242. DOI: 10.1016/j.eng.2024.03.011

研究论文

枯竭气藏地下储氢性能综述

Lingping Zeng ^a^,^b^,^* ,
Regina Sander ^a ,
Yongqiang Chen ^c^,^d ,
Quan Xie ^e^,^*

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Hydrogen Storage Performance During Underground Hydrogen Storage in Depleted Gas Reservoirs: A Review

Lingping Zeng ^a^,^b^,^* ,
Regina Sander ^a ,
Yongqiang Chen ^c^,^d ,
Quan Xie ^e^,^*

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Received	Accepted	Published
2023-07-24	2024-03-19
Issue Date
2024-06-14

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摘要

为满足可持续可再生能源方面日益增长的需求，氢气被开发为一种替代能源，其前景非常广阔。枯竭气藏既可通过地下储氢（UHS）方式进行大规模储能，也可用作间歇性可再生能源的无缝整合并应对相关挑战，确保能源的稳定可靠供应，因此枯竭气藏在能源利用方面拥有巨大潜力。利用现有的基础设施和表征良好的地质构造，枯竭气藏为大规模储氢的实施提供了理想选择。然而，与储氢性能有关的巨大知识缺口阻碍了地下储氢的商业化运作。而人们在氢气输送能力、氢气捕集和状态方程等关键领域的了解也十分有限。本文对枯竭气藏地下储氢过程中氢气储存性能的现有研究进行了综合与批判性分析，并对其进行了一个高层次的风险评估，同时也对地下储氢的技术经济学进行了概述。本文对现有知识进行了整合，突出了未解决的问题，并提出了未来的研究领域。缩小这些差距可以推进氢基能源系统的发展，推动其向可持续能源格局的过渡。加快地下储氢在枯竭气藏中的高效安全部署，可以加速释放氢能作为清洁可再生能源载体的全部潜力。此外，本文还为决策者和科研人士就储氢技术决策方面提供科学依据。

Abstract

Hydrogen has emerged as a promising alternative to meet the growing demand for sustainable and renewable energy sources. Underground hydrogen storage (UHS) in depleted gas reservoirs holds significant potential for large-scale energy storage and the seamless integration of intermittent renewable energy sources, due to its capacity to address challenges associated with the intermittent nature of renewable energy sources, ensuring a steady and reliable energy supply. Leveraging the existing infrastructure and well-characterized geological formations, depleted gas reservoirs offer an attractive option for large-scale hydrogen storage implementation. However, significant knowledge gaps regarding storage performance hinder the commercialization of UHS operation. Hydrogen deliverability, hydrogen trapping, and the equation of state are key areas with limited understanding. This literature review critically analyzes and synthesizes existing research on hydrogen storage performance during underground storage in depleted gas reservoirs; it then provides a high-level risk assessment and an overview of the techno-economics of UHS. The significance of this review lies in its consolidation of current knowledge, highlighting unresolved issues and proposing areas for future research. Addressing these gaps will advance hydrogen-based energy systems and support the transition to a sustainable energy landscape. Facilitating efficient and safe deployment of UHS in depleted gas reservoirs will assist in unlocking hydrogen’s full potential as a clean and renewable energy carrier. In addition, this review aids policymakers and the scientific community in making informed decisions regarding hydrogen storage technologies.

关键词

地下储氢 / 储氢性能 / 氢输送能力 / 氢捕集 / 风险评估 / 技术经济分析

Key words

Underground hydrogen storage / Storage performance / Hydrogen deliverability / Hydrogen trapping / Risk assessment / Techno-economic analysis

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Lingping Zeng,Regina Sander,Yongqiang Chen,Quan Xie. 枯竭气藏地下储氢性能综述[J]. 工程（英文）, 2024, 40(9): 226-242 DOI:10.1016/j.eng.2024.03.011

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1 引言

据国际能源署（IEA）[1]报道，从化石燃料过渡到可再生能源是实现全球碳中和的重要途径[1‒2]。可再生能源（如太阳能、风能和水能）可在零排放的基础上利用可持续的自然资源实现电力生产。据国际能源署估计，从2020年到2026年，可再生能源在能源结构中的比例将增加60%，达到4800 GW [3]，约占全球新增发电装机容量的95%。

随着可再生能源时代的到来，对当前能源分配网来讲，可再生能源的间歇性供应成为一项挑战[4]。例如，太阳能发电每天会经历周期性变化，而水力发电则受季节性周期的影响[5‒6]。风能发电变化较多且不稳定性强。可再生资源的波动会导致能源供应的不均衡，鲜少能满足能源消耗需求。储能便成为平衡可再生能源供应和消耗的一种手段。然而，大规模能源储存本身便是一个巨大挑战。将多余的可再生能源转化为氢气是促进可再生能源大规模存储的一种方式。氢气具有零排放性，且拥有高能量密度，可作为一种有效的能量载体[7]。多余的可再生能源可通过水电解转化为氢气[8]，然后在可再生能源发电量低的时期加以利用[9]。而产生的氢气需要进行储存，尤其要进行大规模储存。

地下储氢（UHS）是一种氢气储存方式。地下储氢可利用大量地下空间进行氢气储存，是一种安全、可扩展、经济且可持续的能源储存方法[10‒14]。目前有两种类型的地下储层可用于进行氢气储存：第一类为人工地下洞穴，如矿井隧道[15]和盐洞[8,16‒21]；第二类为地下多孔介质，包括枯竭气藏[22‒30]以及含盐含水层[10,31‒32]。研究证明，在这些选项中枯竭气藏更具优势，其优势在于完整的储藏性、巨大的储藏容量[与盐洞中的储量（GW）和地面储气罐中的储量（kW）相比，其储藏能力为TW；图1 [33] ]、已有的地面基础设施，以及良好的地质条件[34]。

考虑到地下储氢的潜力，本文对枯竭气藏地下储氢的应用进行了全面综述，并对其性能控制因素及其技术经济性进行重点关注。我们对影响地下储氢技术性能的三个主要因素：①氢气的输送能力；②氢气的捕集；③氢气状态方程（EOS；图2）[13,35‒36]进行了更具体的讨论。本文中氢气的输送能力是指在原位储层条件下，氢气循环（注入和抽出）过程中注入多孔枯竭气层、流经多孔枯竭气层以及从多孔枯竭气层中抽出的能力。我们对相关的岩石物理特性和流体特征，如孔隙率、渗透性、孔隙连通性、采矿学、微粒迁移、黏性和注采率进行了回顾，这些因素对氢气注入率以及可采性起着至关重要的作用。氢气捕集是指多孔介质中由于复杂的物理化学相互作用而产生的固定化氢气团块。我们对影响枯竭气藏中氢气捕集的关键参数进行了评估，包括润湿性、毛细压力、吸附/解吸和溶解度。通过氢气的断裂、固定和捕集，这些理化参数会对地下储氢的性能产生影响。氢气状态方程是一个与地下储氢期间的状态变量相关的热力学方程，它描述了在一组给定的物理条件下（如压力、体积、温度或内能下）的物质（在本文中为氢气）状态[37]。注入的氢气与注入的任何缓冲气体（如甲烷和氮气）以及仍存在于储层中的碳氢液体（即石油或天然气）进行混合。这会使存储和提取的氢气的纯度降低；反过来，其行为可能与氢气的相图不同。甲烷化、乙酰化，以及硫和铁的还原等作用，会通过微生物将氢气转化为其他类型的气体，因此微生物活动也可能会影响地下储氢的效率。微生物对地下储氢的影响在之前的文献中已有广泛论述[13,38‒44]，因此本文不做进一步讨论。与地下储氢作业期间的存储性能相比，岩石力学对存储完整性的影响可能更大，我们在之前的文章[34]中对此进行过深入讨论。

2 氢气输送能力

2.1 渗透性

绝对渗透率（k _a）是指多孔介质传输流体的能力[45]。它是一种固有属性，不受流体属性或流体-岩石相互作用的影响[46]。在地下层流中，k _a遵循达西定律：

Q = k a A Δ P μ Δ L

（1）

式中，Q为体积流率；A为可供流体流动的横截面积；ΔP为压差；ΔL为注入井和采集井之间的物理距离；μ为流体黏度。

在地下条件下，k _a受到有效地层压力σ _effective的影响，有效地层压力σ _effective为表土压力和孔隙压力之差[47‒48]。通常，在加载循环过程中，k _a会随着σ _effective的增大而减小；而在卸载循环过程中，k _a会随着σ _effective的降低而增大[49]。考虑到高k _a有利于氢的注入和采集，高k _a砂岩储层的储藏比致密储层（如页岩或煤）更有效[50‒51]。

迄今为止，对氢渗透性的研究依旧非常有限。Yekta等[52]对浅层（5.5 MPa, 20 ℃）和深层（10.0 MPa, 45 °C）储层条件下氢-水-砂岩系统的相对渗透率和毛细压力进行了测量。他们报道称，在两种地下储氢条件下测得的两条相对渗透率曲线非常接近，因为在测试温度和压力下，氢气的黏度接近恒定。在两种条件下，下三叠统砂岩（81 vol%石英和17 vol%钾长石）的相对水渗透率（将氢气作为非润湿流体）为45~48 mD（1 mD = 9.869 × 10^-16 m²）——与仅使用水时的相对渗透率（44 mD）非常相似。

Flesch等[53]将德国和奥地利第三纪、三叠纪和二叠纪砂岩使用纯氢老化，并对老化六周前后渗透率（氮）进行了测量。他们观察到，由于胶结物或孔隙填充材料的溶解，碳酸盐（Ca/Mg/MnCO₃）和无水石膏（CaSO₄）含量较高的二叠纪样本经过氢气老化后的平均氮渗透率从48.78 mD增加到61.53 mD。而三叠纪样品，磨拉岩和粉砂岩的氮渗透率分别从842.72 mD和78.63 mD降至748.80 mD和74.58 mD。研究人员称，实验前后的测量值均在方法误差范围内。因此，氢气实验不会在塞尺尺度（plug scale）上对样品产生影响。

Sakhaee-Pour和Alessa [54]对氢气的单相流动特点进行了描述，并将其与氮气和甲烷进行比较。气体流动行为由克努森数（K _n）决定，其表达如下：

K n = μ ρ d π 2 R T

（2）

式中，ρ为流体密度；d为特征尺寸（即通道或孔隙直径）；R为气体常数；T为绝对温度。在储层条件下，氢气和甲烷之间的克努森数差在对数上接近一个数量级，但绝对差小于0.00100（如在15 MPa的压力下，氢气为0.00016，氮气为0.00005，甲烷为0.00002）。因此，使用氮气进行实验室测量得到的渗透率同样适用于地下储层中的氢气（图3）[54]。

2.2 孔隙率

孔隙率是影响氢气注入率的岩石物理参数。虽然不连通孔隙和死端孔隙与氢气流动无关，但孔隙总体积与岩石总体积之比仍决定了绝对孔隙率[45]。这表明储层规模下最大储氢量（C）取决于有效孔隙率（ϕ _effective），即连通孔隙体积与总体积之比：

C = L 1 × W 1 × T 1 × ϕ e f f e c t i v e × S H 2

（3）

式中，L ₁、W ₁和T ₁分别是地层长度、宽度和厚度；

S H 2

为氢气的饱和度（即充满氢气的孔隙体积除以总孔隙体积）。需注意，饱和度（S）通常指孔隙空间内特定流体占有的体积与孔隙空间总体积之比[45,49]。

Flesch等[53]还对氢气处理前后砂岩的孔隙率进行了对比。在二叠纪砂岩中，9个测量样品中只有3个在实验后显示测量的氦气孔隙率有所下降，从13.13%略微降至11.90%。在三叠纪样品中测得的氦气孔隙率中值从20.23%增加到23.50%。在磨拉岩和粉砂岩中，由于碳酸盐胶结物的溶解，氢气实验后的氦气平均孔隙率从24.38%略微增至26.19%。

Bensing等[55]将德国下侏罗统Amaltheenton地层的黏土岩样品置于氢气中，通过宽离子束（BIB）-扫描电子显微镜（SEM）检测，并对样本表面进行了比较。他们发现，由于方解石的溶解，用氢-盐溶液处理过的样品孔隙率明显增加（图4和图5 [55]）。

2.3 矿物学

在地下储氢过程中，氢气会引发氧化还原反应，进而将已溶解的矿物质还原，这个问题令人担忧。这些矿物、储存的氢气和地层盐水之间的相互作用会大大降低储存效率，而原位矿物的溶解/沉淀会影响孔隙率和渗透率，从而影响注入/抽集。本文对四种主要敏感矿物（碳酸盐、硫酸盐、硫化物和铁氧化物）及其对地下储氢的潜在影响进行了讨论。

（1）碳酸盐。方解石（CaCO₃）、片钠铝石[NaAlCO₃(OH)₂]、白云石[CaMg(CO₃)₂]、菱镁矿（MgCO₃）和菱铁矿（FeCO₃）都是可与氢气发生氧化还原反应的碳酸盐矿物。在这些反应中，碳酸根离子或碳酸氢根离子会在被还原的同时成甲烷[56‒57]。因此，在枯竭碳酸盐岩储层中，由于氢气的大量损失，地下储氢模式可能并不适用[56]。在枯竭砂岩储层中，碳酸盐可充当胶结或填充物质，其还原性溶解可能会对孔隙率和渗透率产生影响[58.59]。

Bensing等[55]利用SEM对岩相进行了分析，以研究氢气对黏土岩样本的影响。他们发现，当样本暴露于氢气和10 wt%氯化钠盐水中时，方解石样品会发生明显的蚀刻和溶解，而单独暴露在干燥氢气或10 wt%的氯化钠盐水中时则不会发生该情况。同样，Dieter等[60]将含胶结碳酸盐的砂岩试样置于不同压力（4~200 MPa）、温度（40~120 ℃）和盐度[16 000~350 000百万分率（ppm）]条件下，对其在氢气处理前后的特性进行了研究。他们的结果表明，在压力、温度和盐度较高的情况下，方解石会部分或完全溶解。Zeng等[56]利用地球化学模型对中国马家沟碳酸盐岩储层中碳酸盐矿物溶解和氢气损失的动力学进行了模拟分析。结果表明，在500年的时间内虽然仅有少量方解石发生溶解（占方解石的0.06%，考虑到方解石在岩石中的质量分数为94.00%），但由于氢气会与方解石发生氧化还原反应，仍会出现氢气的大量损失。因此，他们不建议将枯竭碳酸盐岩储层用于地下储氢。Bo等[61]对澳大利亚西南部目前用于储存甲烷的两个砂岩储层（即Tubridgi和Mondarra）的地下储氢潜力进行了评估。他们的分析表明，由于这些储层中的方解石的比例较低，因此预计30年内氢气的损失量极少，Tubridgi的氢气损失量仅为0.72%，Mondarra为2.76%。这些结果表明，与碳酸盐岩储层相比，枯竭砂岩储层更有利于进行地下储氢，因为它们的氢气转化度以及矿物溶解度较低。Pichler [62]、Amid等[43]、Hemme和van Berk [63]以及Hassannayebin等[57]也报道了类似结果。

（2）硫酸盐。硫酸盐矿物，包括硬石膏（CaSO₄）、石膏（CaSO₄:2H₂O）、铅矾（PbSO₄）、重晶石（BaSO₄）和天青石（SrSO₄），也会与储存的氢气发生氧化还原反应。这种反应会将硫酸根还原成硫化氢。虽然在天然气或石油储层中通常不会有大量的硫酸盐矿物，但它们可能作为胶结和填充物存在，而它们在还原溶解过程中也会对地层的完整性产生影响。

Flesch等[53]对二叠纪（Altmark）和三叠纪（Emsland）地层砂岩在使用氢气和地层盐水老化前后的岩相和岩石物理特征进行了考察。他们观察到，当暴露在储层温度和压力条件下，特别是温度超过100 ℃，压力超过15 MPa时，大量的硫酸钙胶结物溶解。各种测量结果也进一步证实了上述发现，包括微型计算机断层扫描（μ-CT）、氦气孔隙率、氮气渗透率以及比表面积测量。Henkel等[64]在德国的H2STORE项目中对地下储氢期间目标储层和盖岩的矿物学和地球化学变化进行了评估。他们还观察到，在储层温度和压力条件下对硫酸钙进行氢处理后，矿物表面结构会发生变化，比表面积增大，这表明硫酸钙发生了溶解。Cozzarelli等[65]、Lassin等[66]、Hemme和van Berk [63]以及Dieter等[60]也证实了类似发现。

（3）硫化物。黄铁矿是一种典型的硫化物矿物，它可以与储存的氢气发生氧化还原反应，从硫化亚铁的形式还原成为磁黄铁矿或陨硫铁，并产生硫化氢[57,67‒68]。Truche等[69]在90~250 ℃、压力为0.3~3.0 MPa的条件下对富含黏土的岩石中的黄铁矿还原为磁黄铁矿的情况进行了研究，该岩石含有1 wt% ~ 2 wt%的框状黄铁矿。他们的观察表明，当温度T大于90 ℃、P(H₂)大于1 MPa时，黄铁矿在三个月内会被磁黄铁矿完全取线。在较低温度下（30~90 ℃），以及8~10的pH值范围内，黄铁矿仍会被还原为磁黄铁矿（图6 [69]）。

当黄铁矿与氢气发生氧化还原反应时，其还原程度受pH值的影响，在低温高压的条件下，高pH值环境会加速磁黄铁矿的沉淀。一些研究也证实这一点，包括Wiltowski等[70]、Lambert等[71]、Truche等[67]、Moslemi 等[72]和Didier等[73]的研究。

（4）氧化铁。针铁矿[FeO(OH)]和赤铁矿（Fe₂O₃）都是富含Fe³⁺的矿物，它们可与氢气发生反应，将Fe³⁺还原为Fe²⁺。而这种还原过程通常发生在高温条件下（300~700 ℃）[74‒78]，超出了典型的地质储存条件。

值得注意的是，在典型的储层温度和压力条件下[79‒81]，如果没有微生物活动，并不会发生上述由氢气引起的氧化还原反应而导致的矿物溶解。但黄铁矿除外，它会在储层温度和压力条件下与氢气反应生成磁黄铁矿[69]。但当有细菌时，它们会成为加速氧化还原反应的催化剂[39,82]。由于油气田中普遍存在微生物群落[83]，因此强烈建议使用从目标地下储氢现场收集的岩石样品、微生物和地层盐水进行实验，以确定地球化学反应和微生物活动导致的矿物溶解的特征，进而评估它们对氢气输送能力的潜在影响。

2.4 黏性指进

黏性指进是指黏性较小的流体以不稳定的方式置换黏性较高的流体的现象。当注入流体被引入原位流体中时可能发生该现象，这会对储层流动动力学产生负面影响，最终降低采集效率[84]。对于在枯竭气藏中进行的地下储氢作业，尤其是那些残余水饱和度较高的枯竭气藏，由于氢与地层流体之间的黏度和密度反差较大，很可能会发生黏性指进[85]。在氢气和缓冲气体（如甲烷和氮气）以及储层中原有的碳氢化合物的混合过程中也可能出现黏性指进。由于残余气饱和度、在原生水中溶解以及扩散等因素，这种现象也可导致氢气的损失。因此，实验研究和数值建模对于充分了解地下储氢操作中的指进现象至关重要，尤其是在使用不同缓冲气体的情况下。此外，在实地项目的数值模拟中对浮力和指进影响进行准确评估也至关重要。

Paterson [85]对氢指进现象进行了研究，发现指进会导致氢损失，且损失在很大程度上受气体注入速度的影响。黏度、密度和表面张力的差异也会导致黏性指进。据观察，指进会朝着垂直于流动的方向扩展。指状体进入黏性介质后会在屏蔽现象的影响下，在高黏度流体（文中为水）中传播的数量趋于减少[86]。在气指进过程中，注入的氢气与储层岩石和流体之间的接触面积增加，氢气通过气体扩散溶解到水中的风险也随之增加，进而导致氢气与岩石相互作用的可能性增大。

Hagemann等[87]建立了一个数学模型，用于模拟不同注气速率下流体的流动行为。他们报道称，当注入速率低时，重力是导致水均匀位移的主要因素。而当注入速率较高时，黏性力为主要因素，会导致不稳定位移。在盖岩下方，气体会向储层两侧横向移动。

适当的低速率注入、低非均质储层以及分层含水层有助于控制氢气的黏性指进现象。此外，研究还发现厚岩层和陡峭的倾斜结构也会对指进现象产生抑制[88]。

2.5 微粒迁移

微粒迁移是指细小黏土或类似物质在储层中的移动。众所周知，微粒迁移会造成地层破坏，这在一些砂岩生产井中时有发生[89]。钻井、完井液的使用、酸化处理以及二次或三次采油作业中的注水等活动都可能导致地表吸引力和排斥力的变化，进而引发微粒迁移[90]。微粒会从矿物表面脱落，悬浮在注入的流体中，最终在通过储层时引起堵塞。它会导致地层损伤、地层渗透率降低和天然气注入率下降[90]。

据我们所知，迄今为止尚未有任何实地观察或实验室实验对地下储氢过程中，注氢和储氢对微粒迁移产生的影响进行验证。与微粒迁移相关的经验大多来自油气生产和碳地质封存项目，在这些项目中，二氧化碳会被注入砂岩储层进行永久封锁[91‒96]。微粒的大小、润湿性、流速、不同相的相对流量以及盐水原位化学成分（如离子浓度、成分和pH值）都会对微粒迁移产生影响[97‒100]。由于氢气可与矿物质发生氧化还原反应，导致pH值升高[56‒57,61,63,101‒102]，因此储存的氢气也可能会对微粒迁移产生影响。此外，注入氢气的物理化学反应可能会导致矿物的表面电位发生变化，这会导致表面吸引力和排斥力发生变化，而表面吸引力和排斥力决定了分离压的大小[103‒104]，进而对微粒迁移产生影响。我们仍需进行更多实验，确定氢气对微粒迁移的潜在影响，从而降低枯竭气藏地下储氢过程中的风险。

2.6 氢气循环

地下储氢是一种周期性作业，每年会进行若干次注入和抽采循环。储存设施的利用率取决于市场需求（如氢气是用于每日、每周或季节负荷平衡，还是用于出口）以及存储规模。而枯竭气藏仅可进行季节性储存，每年可循环作业一到两次[105]。氢气的注入期和抽采期的时长则是该结论另一典型反映，多孔地质介质的注入期和抽采期分别为200~250天和100~150天[105]。由奥地利RAG公司运营的世界首个氢气地质储存设施（地下太阳能储存库[106‒107]）的经验表明，氢气的注入和抽出可能需要数周时间，而其储存时间可达数月。多孔储层的循环次数有限，因为它们的储量大、可开采性相对较低，且每次循环都会对储层造成影响。

要优化给定储层的储氢性能，必须综合考量储井模式、注入和抽出速率以及循环频率。可利用井网对注入氢气的横向扩散以及氢气与原位地层流体之间的接触进行控制。多个位于盖岩下方的注入井可防止因横向扩散、溶解和黏性指进导致的氢气大量流失[87,108‒109]。

注入速率会对储层中（尤其在井筒附近区域）的氢流动产生影响。过高的注入速率会导致指进和横向扩散，从而导致氢气损失。为尽量减少氢气损失，建议保持低且稳的注入速率，确保前沿稳定。在倾斜地质结构中要尤其注意限制注入速率和压力，避免超过破裂压力以及毛细进入压力，同时也应考虑到安全边际[13]。

要优化氢气储存和循环效率，抽取井的位置（在大多数情况下，抽取井与注入井相同）至关重要[108]。可在表岩下打几口浅层抽采井以提高氢气回收率。此外，还可在高渗透层打井，以提高注入率和采出效率。然而，高抽集速率会导致流体锥进、高压下降，降低最终采收率。例如，在含水层中可能会同时产生水和氢，导致压力急剧下降，气体性质发生变化。因此，建议通过恒定井内压力来控制开采过程[13,110]。

循环持续时间和循环次数会影响所采出氢气的纯度。随着循环次数的增加，氢气的纯度也会增加[109,111]。每次循环之间较长的时间间隔可使流体（包括氢气和原位地层流体）在重力作用下分离。根据所生产氢气的规格要求，提取的气流可能需要进一步处理，以减少或去除气体中的杂质[109‒110,112‒113]。

3 氢捕集

3.1 润湿性

润湿性是指液相对固体表面的吸引力，通常可通过这两相的接触角来量化[114]。在地下多孔介质中进行氢循环时，氢-盐-岩系统的润湿性会对残余和结构存储能力，以及注入率和采集率产生影响[103,115‒117]。目前人们已对砂岩[52,115,118‒119]、碳酸盐[102,118]、云母[120‒121]和页岩[122‒123]中黏土矿物的氢润湿性进行了大量研究。在所有测试矿物中，接触角通常会随着压力而增加。此外，在典型地质储存条件下，氢的润湿性呈现弱水湿到中等湿趋势。虽然接触角的测量在很大程度上取决于样品制备以及老化程序，尤其是矿物表面的抛光和处理（因此与相对渗透率测量相比，接触角测量对润湿性的代表性较弱），但在典型储层条件下，所报道的盖岩中几乎每种矿物的润湿性都为水润湿。这对氢气的储存十分有利，因为它可以为盖岩提供更坚固的结构和残余捕集能力，防止氢向上迁移，降低氢气泄漏的风险，最大限度地减少安全问题[124]。

3.2 毛细压力

在实施地下储氢作业之前，必须在储层中注入氢气，与该储层中的地层盐水进行置换。该过程所需的压力由毛细压力决定。毛细压力是指两种不混溶流体之间界面的压差[125]。因此，想要描述地下储氢期间地质多孔介质中多相流体的流动特征，了解毛细压力非常重要，因为它决定了孔隙尺度的流体构型以及流体运动，进而决定储层尺度的流动。

毛细压力会对流体通过毛岩内部孔隙迁移的能力产生影响，因此在很大程度上它也会影响盖层的完整性。当毛细压力较高时，它可以阻止碳氢化合物或注入物质等流体在岩石基质中移动，增强盖岩的密封能力。但如果压力超过毛细压力，毛岩的完整性就可能被破坏，导致流体发生意外迁移，进而造成环境污染、储层枯竭或井筒稳定性受损。对于各种地下应用（包括地下储氢作业），了解并控制毛细压力对于保持盖岩隔层的有效性和使用寿命至关重要。

在地下二氧化碳的永久储存中，低残余盐水饱和度有利于最大限度地提高二氧化碳封存能力，不同的是，地下储氢的特征为注入-抽采循环，低残余氢饱和度有利于提高封存性能和循环效率。据我们所知，氢-水-岩石系统的毛细压力唯一实验数据来自Yekta等[52]，他们对三叠纪砂岩在“较浅”（5.5 MPa, 20 ℃）和“较深”（10.0 MPa, 45 ℃）条件下排水（即水饱和度降低）过程中的毛细压力进行了测量。研究发现，当水饱和度从15%降低到11%时，毛细压力会从约65 kPa增加到110 kPa（图7 [49]）。然而，温度和压力的改变对氢-水-岩石系统的毛细压力影响很小（图7 [49]）。这一发现与二氧化碳-水-岩石系统的观测结果相反[126‒127]。对温度和压力的不敏感性表明，在所测压力和温度条件范围内，毛细压力基本恒定，而这正是地下储氢的代表性条件。但要想对Yekta等[52]的观察结果进行扩展，在未来的测试中需对更广泛的压力/温度条件、更复杂的成分、不同浓度的地层盐水以及不同类型的矿物（尤其是碳酸盐和黏土）进行考虑。

3.3 界面张力

界面张力（即表面张力）是指表面自由能相对于气相和液相之间的分界面积的偏导数[128]。氢与盐水之间的界面张力会影响储层和盖岩中流体的位移和流动，进而影响氢气的储存性能。Hosseini等[129]在不同压力、温度和盐度下进行实验，以确定氢气与氯化钾和氯化钠溶液的界面张力。结果发现，它们的界面张力在45～80 mN∙m^-1之间，且随着压力和温度的升高而降低，随着盐度的降低而升高。Chow等[130]、Ali等[120]、Higgs等[118]和Yekeen等[131]也报道了类似结果。

就氢-岩界面张力而言，Pan等[132]对石英和玄武岩表面的固-流界面张力γ _gas-rock进行了计算。他们报道称，γ _gas-rock随着压力、温度、有机酸浓度和碳数的增加而减小。同时发现随纳米流体浓度的增加，γ _gas-rock先增加后减小。与甲烷和二氧化碳相比，氢气具有更高的γ _gas-rock值。

为表示黏性力和界面张力之间的比率，研究定义了一个名为毛细数的无量纲参数。毛细数可用于在多孔介质中储氢性能的评价，并可用于与其他气体（如甲烷）进行比较。在多孔介质中，毛细数可用公式（4）表示[133]：

N c = ν μ γ

（4）

式中，N _c是毛细数；ν是达西速度；

γ

为界面张力。值得注意的是，由于氢与水之间的界面张力

γ H 2 - w a t e r

较大，

γ H 2 - w a t e r

可能并不会对毛细数产生较大影响。由于气体注入速率较高，可能仅在气井附近的毛细数会超过临界毛细数。

实验室实验和（或）数值模拟对氢气和甲烷的黏性和毛细作用进行了分析，进而对它们的储存过程进行比较。当以相同速率（达西速度相同）注入时，由于氢气的黏度比甲烷低，进而导致波及系数较低。而在含水层活跃的枯竭气藏中，由于氢气波及的水较少，可能会导致产水量较低。此外，波及系数低会导致储氢空间的压缩。与甲烷相比，氢气具有较高的界面张力[134]和较低的黏度[34]，因而毛细作用也较弱，氢的毛细捕集也较少。这最终会导致可回收氢气的体积增加[13]。

3.4 扩散

扩散是一种浓度驱动的传输机制，在该机制中，分子会从浓度较高的区域迁移到浓度相对较低的区域，直至建立平衡。氢气的分子量比其他气体低，因此扩散性更强。在标准压力和温度（298 K）下，氢在纯水中的扩散系数约为5.13 × 10^-9 m²∙s^-1 [135]，高于二氧化碳（1.60 × 10^-9 m²∙s^-1 [136]）以及甲烷（1.85 × 10^-9 m²∙s^-1 [137]）。温度的升高和压力的降低会导致氢扩散率进一步提高。影响氢扩散率的因素可分为两类：通过盖岩向上扩散，以及相间扩散到其他原位流体中。相间扩散会使储存的氢气与预注入的缓冲气体或残余天然气混合，造成氢气污染，从而降低循环效率以及氢气回收率[138]。Carden和Paterson [50]对休眠储层中的氢储存进行了研究，并对向上扩散造成的氢损失进行了估算。他们发现，由于氢气会扩散进入上覆含水层，在15年内的氢气损失或可达到1%，这表明氢扩散所造成的损失几乎微不足道。然而，我们尚无足量实验数据对在储层条件下存在水性和非水性液体的低渗透多孔介质中的氢扩散进行论证，因此需要进一步研究，以最大限度地降低氢扩散导致的低效率风险。

3.5 吸附和解吸

气体吸附-解吸是一种发生在煤或页岩等高表面积系统中的现象[49]。虽然人们对二氧化碳、甲烷和氮气的吸附-解吸过程了解颇多，但与氢气有关的数据却很有限。Didier等[73]在373 K和0.045 MPa下，通过气相色谱法对干钠-蒙脱石对氢气的吸附能力（

A H 2

）进行了研究。经过30~45天的暴露后，

A H 2

达到0.1 wt%，这与在类似条件下甲烷[139]和二氧化碳[140]的吸附量相似。研究人员还发现，

A H 2

会随温度升高而降低（如在403 K和0.045 MPa条件下为0.07 wt% [73]）。最近，López-Chávez等[141]进行的方解石吸附氢气的分子动力学模拟预测表明，在0.1 MPa和400~600 K时，

A H 2

可高达0.42 wt%。Ziemiański和Derkowski [142]也对类似结果进行了报道，他们使用Langmuir等温线对氢气吸附实验数据进行拟合，将过量吸附归一化。有关岩石

A H 2

的更多研究，请参阅文献[142‒144]。

气体吸附会对岩石产生不利影响，如变形、渗透性和表面积变化以及机械弱化。因此，有必要进一步对黏土等岩石对氢气的吸附和解吸进行研究，因为黏土的比表面积大，在地下储氢条件下拥有更强大的气体吸附潜力，可提高长期储藏性能。

3.6 溶解度

当氢储存在地下时，会与地层盐水接触，一部分氢会溶解到盐水中。想要监测水溶液中氢的流动性和反应性，了解氢在盐水中的溶解度至关重要，因为水溶液中的氢在地下多孔介质中储存时并非处于自由状态。氢气是一种非极性气体，在水中的溶解度有限。在标准大气压和298 K的温度下，氢在纯水中的溶解度约为7.900 × 10^-4 mol∙kg^-1，略低于甲烷的溶解度（1.400 × 10^-3 mol∙kg^-1 [145]），比二氧化碳的溶解度（0.033 mol∙kg^-1 [146]）要低一个数量级以上。氢溶解度会随压力增加而增加，但随温度和盐度的升高而降低[61,147‒149]。氢气在地层盐水中的溶解度非常低，这表明氢溶解造成的氢损失可忽略不计。但要提高贮存性能预测的准确性，还需要更多数据支撑。

4 氢气状态方程

状态方程是一个有关状态变量的热力学方程，它可以描述在特定物理条件下（如压力、体积、温度或内能）的物质状态[37]。在地下储氢作业期间，状态方程对于预测气体混合物的流动特性至关重要。地下储氢作业期间的气体流动非常复杂：注入的氢气并非气相中的唯一成分，其他如缓冲气体（如甲烷或氮）、残余甲烷，以及可能新产生的气体[如二氧化碳或硫化氢（来自非生物地球化学反应或生物微生物活动）]，也可能会对流体的热力学性质产生影响，进而影响传输过程[150]。

在很大范围下的压力、温度和盐度条件下，建立合适的状态方程可以对气体混合物和盐水的热力学平衡特性进行准确而有效的建模。而能够对地下氢气项目中气体混合物热流、多相流和多成分流进行模拟的特定模型仍然很少[151]。一系列商用/开放式模拟器可用于对地下储氢，或考虑到其他气相条件下二氧化碳的地质封存的模拟[108,152‒157]。尽管有数值模拟器可以进行地下流动过程模拟，但目前仍缺少一个专门对地下储氢进行模拟或验证的模拟器。由于这些模拟器最初是为其他应用开发，因此它们可能无法对地下储氢过程中的关键因素进行准确考量，如氢气和气体混合物在水/盐溶液中的溶解度；同时它们也缺乏用于估计密度和黏度等流动参数的热力学模型[151]。因此，对目前商业储层模拟器中常用的状态方程（如Peng-Robinson状态方程）进行矫正十分必要，而非使用默认值[109]。以往有研究使用过模拟器对地下储氢进行模拟尝试[29,151,158]，但结果并不理想，这也明确表明需要新的数值模拟器来对异质储层内的多相/多组分流动进行模拟，包括对各种温度和压力下的热方程、多相（气体和水体）方程以及多组分流动方程的求解。

5 储氢性能风险评估

为了对在枯竭气藏的地下储氢性能进行基于上述参数的评级，我们建立了一个用于评估事件的可能性与后果的框架，将其结合起来我们得到一个风险评估矩阵，风险等级从低到高排列（表1）[159]。

在该风险评估矩阵中，“可能性”表示事件发生的概率，通常采用五级评分法：非常可能（80%）、可能（10%）、有可能（1%）、不太可能（0.1%）、非常不可能（0.01%）。“后果”是指潜在事件的最有可能造成的结果，也分为五级：可忽略、轻微、中度、严重和危急。通过综合不同的可能性和后果等级，我们确定了五个风险等级：

高风险。该级别适用于需要立即注意并进行严格监控的因素或情况。此类情况发生故障的可能性很高，可能导致严重后果，或对地下储氢项目构成重大威胁。

中高（中-高）风险。该级别风险因素需要仔细考量。虽然与高风险因素相比，这些因素的风险较低，但仍需要进行彻底审查，确定潜在改进战略，并确保进行适当管控。

中等风险。这些因素具有中等程度的风险，可能会对存储性能造成影响。应对这些问题进行进一步分析，并采取适当措施减轻其影响。

低中（低-中）风险。与高风险类别中的元素相比，该类别因素风险水平较低。但对该类因素也要予以关注，防止出现任何可能影响存储性能的潜在风险。

低风险。根据当前的知识和理解，归类为低风险的元素不会对存储性能产生重大影响。我们只需对它们保持最低限度的即时关注即可，但需要定期审查，确保其风险级别始终保持在较低风险之列。

表2从氢气输送能力（第2节）、氢气捕集（第3节）和状态方程（第4节）三个方面总结了上文中确定的影响枯竭气藏地下储氢性能的变量。根据表1中的风险矩阵，我们对变量进行排序。其中氢注入率，储层的渗透率、孔隙率和黏性指进被确定为主要变量，因为它们对氢气可输送性的影响最大。显然，具有高渗透率、高孔隙率和高连通性的砂岩储层有利于氢气的注入。对于相对渗透率、孔隙率和连通性较低的储层，氢的注入可能需要更大能量和更高的井底压力，这就需要更多的压缩工作，并可能导致储层（通常在井筒附近）完整性出现问题。由于氢气与原有地层流体之间的黏度、密度和表面张力方面存在较大差异，可能会导致黏性指进。氢黏性指进的后果主要体现为不稳定的流动模式和横向迁移，并最终对抽采效率产生影响。通过选择适当的注入速率以及识别低非均质性或具有分层含水层的储层，可以控制氢气的黏性指进。根据报道，陡坡结构和厚地层也有助于减少指进[13]。

矿物学、微粒迁移和氢气循环策略是影响氢气注入率的次要参数。敏感矿物，如前面讨论过的碳酸盐和硫酸盐矿物，会与注入的氢发生氧化还原反应，产生还原溶解。溶解的矿物和生成的颗粒会对地层的渗透性和孔隙率产生影响，进而影响注入率。因此，敏感矿物含量较低的砂岩储层是地下储氢的优选。另一个可能影响注入率的因素是微粒迁移，微粒会随注入气体移动，或可导致孔隙阻塞，造成地层破坏。由于该过程主要受颗粒和矿物表面的吸引力和排斥力（或所谓的“分离压”）控制，因此理论上它由储层盐水化学成分（如离子浓度、成分和pH值）决定。但目前尚缺乏实验证据来阐明在氢存在下微粒迁移对注入率的影响。因此，我们暂时将其列为中低风险。

适当的氢气循环策略可以提高氢气注入率和循环效率。在盖岩下建造井网可以减轻氢气横向扩散、溶解和黏性凝结的影响。从技术角度来看，低注入速率为首选，这不仅可以减少注入过程中黏性指进以及氢损失，也可以减少氢气抽取过程中的流体锥进和压力波动，而压力波动会增加地层不稳定的风险。同时注入/抽采率也必须满足商业需求。因此，在考虑商业需求和技术限制的同时，针对枯竭气藏的特定地质环境对氢气注入/抽采循环进行全面模拟，也是规划地下储氢最佳操作策略的重要一环。

对于氢气捕集，润湿性、毛细数和氢扩散为地下储氢过程中的主要变量。与之相关的风险则被列为中低风险。在润湿性方面，尽管实验表明温度、压力或有机酸浓度的变化可能会改变氢气、盐水和矿物之间的接触角，但目前各研究小组的实验观察表明，在典型的储层条件下，几乎每种矿物均为水润湿（从强水润湿到弱水润湿或接近中等润湿）。Yekta等[52]的毛细压力测量结果表明，在代表地下储氢压力和温度条件下，毛细压力几乎趋于恒定。在扩散方面，虽然氢气的低分子量使其与甲烷和二氧化碳等其他气体相比具有更强的扩散性，但目前的数值模拟表明，由于氢扩散导致的氢捕集比例小于1% [50,82]，这表明在地下储氢作业期间出现氢损失的风险较低。

想要提高混合气体流动行为数值模拟的能力和准确性，就必须进一步发展状态方程。这对地下储氢尤为重要，地下气体的主要组成为注入的氢气、缓冲气体以及其他原位气体（捕集的甲烷、二氧化碳等）。因为现有模型没有考虑氢气和气体混合物在水/盐水溶液中的溶解度，也未对氢气和气体混合物密度和黏度等关键流动参数的热力学进行估算，因而现有的模型不能对地下储氢进行模拟。因此，需要开发一种新的状态方程，对大范围温度和压力下的热方程、多相（气体和水）以及多组分流动方程（以考虑非均质储层中的多相/多组分流动）进行求解。

6 枯竭气藏地下储氢技术经济分析

氢气储存的技术性能将直接影响其经济效益。然而，由于缺乏实地经验，技术性能仍存在较大的不确定性，因此也无法对成本进行确认。目前对枯竭气藏地下储氢成本估算有限。约40年前，Carpentis [160‒161]首次提出了地下储氢的成本估算，随后是Taylor等[162]和Amos [163]。近期，Steward等[164]、Lord等[165]、Papadias和Ahlu-walia [40]以及Chen等[33]提出了不同类型地下储层的成本估算。对于枯竭气藏中地下储氢，许多已发表的估算和分析仍然依赖于Lord等[165]和Taylor等[162]提出的数字（如参考文献[33,166‒169]）。最近Yousefi等[170]对荷兰一个枯竭气田的地下储氢进行了详细的技术经济评估。

表3 [162]比较了枯竭气藏与其他地质储氢方案的主要资本成本构成，突出它们各自经济方面的优势和劣势。

Amos [163]将地下储氢描述为一种容器成本非常低的压缩气体储存特例。对于枯竭储气库中的氢气储存，现有的孔隙空间即为可用储存容积，与需要建造岩洞的硬岩岩洞或盐洞相比，预计资本投资较小（表3 [162]）。因此，在储存量现成的多孔地质构造中进行气体储存是最经济的选择[160‒161,165,171]。

然而，当可用孔隙体积较大而储存体积相对较小时，为实现输送性可能会需要较多缓冲气体，这会导致成本过高[163]。根据天然气储存经验[162]，在枯竭气藏中缓冲气占总储存气的比例预计可达50%（表3 [162]）。而实际比例取决于对氢气的具体输送要求，可通过对特定井场进行数值建模来进行估算。缓冲气体是最大的投资项，其次为压缩机。Taylor等[162]在评估中发现，总投资的80%归属于储存的氢气，包括缓冲气体以及工作气体。Chen等[33]和Yousefi等[170]也报道了非常类似的结果。如果（部分）缓冲气体已经以天然气的形式存在，则可以降低成本[162]。Chen等[33]和Yousefi等[170]对氢气以外的缓冲气体，即氮气和甲烷，进行了研究。这些气体的价格较低，作为替代选择很有优势，但可能需要对其进行提取净化，提纯成本由污染程度、污染物本身以及所需的氢气纯度决定。Chen等[33]报道称，如净化成本低于3.40美元∙kg^-1（本文中的所有成本均按2022年美元计算），使用甲烷或氮气作为缓冲气体比使用氢气更具成本效益。Yousefi等[170]还发现，若使用100%的氮气作为缓冲气体，尽管需要将其纯度处理至99.999%，其平准化存储成本依旧最低。

枯竭气藏的生产历史可对氢气的储存性能（包括氢气储存能力、密封性以及可实现的注入和抽采速率）进行证明。但我们仍需进行更多额外的表征工作，部分原因是由于天然气和氢气的特性存在差异[165]，但更为重要的是为了了解储层中存在的微生物和矿物之间的潜在相互作用。如上所述，这种相互作用可能会使储存的氢气降解，导致气体提取过程中氢气的损失，同时也需要对产生的杂质进行净化处理。

在枯竭气藏中，即使可能需要进行部分修井工程，我们仍可以对现有矿井进行循环利用，此外，根据可输送性，作业期间可能需要进行额外的钻井工作。过程中还必须确保胶结物屏障能长期保持完整，防止氢扩散至其中[172]。奥氏体不锈钢可以延长井筒的使用时间[172]，但完井成本也会增加。

地表成本项目包括压缩机（包括用于压缩缓冲气的压缩机）、出气管以及一切必要的气体处理、监测设备和其他基础设施。在枯竭气藏储存的资本成本中，压缩机是仅次于缓冲气体第二大成本项[33,165,170]。

地下储氢的运行成本包括与气体压缩储存相关的能源成本和维护成本，以及抽气后的增压成本[163]，工作气体损失预计为每年1%~3%。根据储氢设施的类型和使用情况，作业成本可能会成为储氢成本的主要组成。Taylor等[162]指出，对于枯竭气藏，储存作业对电力成本非常敏感。当储气的大部分成本为气体压缩所需的电力成本时，长期地下储存（即注入-抽采周期较少）的优势愈加明显[163]。长期储存的作业成本可能仅占储存总成本的一小部分[160‒161,165,171]。

储存设施的利用率对储氢的平准化成本有相当大的影响。如第2.6节所述，枯竭气藏可能仅限于季节性储存，每年循环一到两个周期[105]。气藏的利用率可以用静态和动态存储成本来表示，静态成本只需考虑一个周期，而动态成本则对气藏的充分利用（即多个周期）进行考量。因此，静态存储成本要高于动态存储成本。Yousefi等[170]的分析也证实了这一点，他们对每年循环次数对氢气储存平准化成本的影响进行了研究并报道称，储藏成本可从一个周期的0.87美元∙kg^-1下降至两个周期的0.53美元∙kg^-1，再降至6个周期的0.28美元∙kg^-1。

表4总结了四个案例研究中枯竭气藏（两个美国、一个加拿大以及一个荷兰）的平准化储存成本。Lord等[165]估算的美国枯竭油气藏的平准化氢气储存成本为1.90 美元∙kg^-1，而Taylor等[162]的估算的加拿大的枯竭油气藏成本为4.79美元∙kg^-1，是前者的两倍多（表4）。这种差异可能由20年间项目的基本假设、分析所包含的组成部分以及评估之间差异（Lord等的研究于2014年发布，使用的是2007年的美元标准）造成。Lord等的分析项目包括缓冲气体、压缩机和甚至16 km管道的成本，考虑到了除抽气后天然气生产以外的所有主要成本项目；而Taylor等的估算还包括工作气体的成本，Taylor等的估算非常具体，假设氢气储存发生在0.19~0.75 MPa的极低压力范围内（相比之下，Lord等评估中的地层压力假定接近14 MPa），因此，它所需的压缩工作较少，但涉及的储存体积较大，导致矿井数量较多，这也反映在较高的资本运营成本比上。

利用Lord等[162]的成本数据，Chen等[33]估算出美国Wattenberg气田储存氢气的平准化成本为1.56美元∙kg^-1。Yousefi等[170]预测，荷兰Roden枯竭气田储氢的最低成本范围为0.55~0.90美元∙kg^-1。

需要注意的是，地下地质决定了可用地下储氢的地理分布和类型。在氢价值链的背景下必须对储藏地的适宜性进行考量，因为地质储藏地的商业可行性很大程度上受氢生产点和使用点位置的影响。同时需要对储存经济性和运输经济性进行评估，以确定最具成本效益的氢气供应链。例如，当发电点和抽取点相距数百千米时，成本相对较低的气藏可能会因运输成本过高而失去优势。同样，当氢气源头和最终用户距离很近时，昂贵的储存方案在完整的氢气供应链中可能仍具有商业吸引力。

虽然上述文献综述表明，在枯竭气藏中进行地下储氢的成本不尽相同，但这些地点通常也是最具成本效益的地下储氢选择。一般来说，地下储氢作业在整个氢价值链中所占比例较小。Schoenung [173]提出的分析强调，在由电解器、大容量存储子系统和用于发电的燃料电池组成的氢能存储系统中，地下储氢的成本仅占氢能系统总成本的很小一部分。HyUnder项目[42]还发现，在综合储氢设施的氢工厂总成本中，电解占据主导地位，占比超过80%。Le Duigou等[174]也提出了同样的观点，他们发现，对盐洞的地下储氢作业而言，地下储氢开发前期的投资巨大，但对氢气平准化成本的影响相对较小。Samsatli等[175]和Reuß等[176]也得出同样结论。

重要的是，地下储氢在供应链中的价值相当可观。Samsatli等[175]发现，由于风力涡轮机、转换、存储以及传输成本愈加高昂（分别为29%、23%、32%和20%），没有地下储氢作业优化集成的可再生电力网络成本，要比有地下储氢作业的高出25%。Le Duigou等[174]报道称，在可再生能源占比已经很高的情况下，在满足需求的前提下，投资储能要比投资更多产能更具经济性。

7 结论

氢气的储存性能取决于氢气注入、提取以及储存的经济可行性。本文主要分三个部分（氢气可输送性、氢气捕获和状态方程）对地下储氢期间的关键过程、最新认识、差距以及对存储性能的影响进行了回顾和讨论。此外，本文还对在枯竭气藏中地下储氢的技术经济考虑因素进行了概述。

影响氢气可输送性的主要变量包括地层渗透率、孔隙率、黏性指进、矿物学、微粒迁移、注采速率、井网模式、储层结构以及支持氢气注入的初始压力。具有高渗透率/孔隙率、连通性、不活跃含水层（以尽量减少黏性指进）和低比例活性矿物的砂岩储层是地下储氢作业的理想候选。

可能会对枯竭气藏中氢捕集产生影响的几种已知因素包括原位润湿性、界面张力、毛细压力和氢溶解度。从实验测试（特别是接触角测量）和数值模拟（如表面复合建模和分子动力学建模）中获得的有关润湿性的最新知识表明，在具有代表性的地层温度和压力条件下，几乎所有矿物的润湿性范围均介于氢的强水润湿到弱水润湿。这表明在高水饱和度区域可能会出现强烈的残留捕集，导致氢气的大量损失。因此，具有非活跃含水层或封闭边界的枯竭气藏有利于氢气储存。

活性矿物的存在会导致氢转化和污染，尽管短期内（如几年）不会导致明显的氢损失。但随着时间的推移会产生反应，导致可测量的氢气发生转化的同时，产生甲烷、二氧化碳以及硫化氢等杂质。杂质积累是一个受动力学与时间影响的过程，因此状态方程的改进非常重要。此外，对枯竭气藏（包括缓冲气体）中甲烷中氢分散的测量，对准确预测储层性能同样具有重要意义。因此需要开发一种新的数值特征或模型，对氢气转化和污染的动力学、状态方程和多孔储层中的氢气扩散进行考量，以便对储层动态进行建模和预测。

推进技术经济评估同样重要，这样可以进一步提升对预期成本可靠性的信心，确定地下储氢的筛选标准，并确定地下储氢的最佳运行策略。在供应链中，地下储氢的价值相当可观，在大幅度降低电力供应成本方面拥有巨大潜力。

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