基于仿真的地下氢储存中移动性、异质性和滞后效应的分阶段解耦

《Geoenergy Science and Engineering》：Simulation-based staged decoupling of mobility, heterogeneity and hysteresis effects in underground hydrogen storage

本研究提出分阶段解耦方法量化地质异质性、氢气特异性性质和滞回效应对地下储氢性能的影响，通过1500米深咸水储层数值模拟发现，基线恢复率达49%，但加入氢气低粘度、高迁移率及地质架构后，恢复率降至26%，显著增加储氢成本至$7/kg，为优化储氢场选址和运营策略提供依据。

　　

Narjisse Kabbaj

能源研究实验室，工程学院，Effat大学，吉达，22332，沙特阿拉伯

摘要

在含盐含水层中进行地下氢储存（UHS）是实现能源系统脱碳的关键技术，然而回收率的不确定性（25%–95%）限制了其商业应用。本研究介绍了一种分阶段解耦方法，用于量化氢的特定性质、地质异质性和滞后效应如何逐步影响储存性能。通过对一个封闭含水层（深度1500米，渗透率250 mD）的数值模拟进行验证，我们分离出了四个阶段的机制：基线验证阶段实现了中等回收率（49%）；氢的特定相对渗透率使回收率降低了约4%；地质结构导致通道化系统和分层系统之间的性能差异高达17%；滞后效应导致性能最严重的下降，回收率降至26%。关键发现表明，氢的极端迁移率限制了运营效率，地质结构对性能的控制超出了异质性统计数据的范围，而滞后效应成为主要限制因素，导致残余饱和度显著增加。这些机制使平准化储存成本从每千克氢气不到4美元上升到超过7美元，直接影响了地质能源的经济性。我们的框架为优化选址和运营策略提供了定量见解，解决了可再生能源集成中地下氢储存的关键挑战。这种系统方法有助于进行风险评估，对于推动UHS作为更广泛的地质能源转型中的可行解决方案至关重要。

引言

在多孔介质中的地下氢储存（UHS）是全球能源转型的关键技术，能够提供可再生能源集成所需的太瓦时级容量。虽然盐穴储存已证明具有可靠性，但其有限的地理分布需要在枯竭的储层和含盐含水层中寻找替代方案。然而，报道的回收率差异巨大（25%至95%），给商业应用带来了显著不确定性，储存成本可能从每千克氢气1美元到5美元不等，具体取决于实际性能（Heinemann等人，2021年；Mahdi等人，2021年；Frash等人，2024年；国家能源技术实验室，2022年）。

这种极端变异性源于一个根本性的归因问题：当前的方法无法量化氢的迁移率、地质异质性和滞后效应如何共同降低储存性能。仅研究单一现象的研究会产生乐观的预测，而完全耦合的模拟产生的结果过于复杂，难以系统解释（Bo等人，2023年）。这一知识空白阻碍了有针对性的优化，并可能影响基础设施投资决策。

以下小节回顾了对氢特定挑战的当前理解、现场证据以及促使我们采用分阶段解耦方法的方法论空白。

氢的独特流体性质从根本上改变了地下流动动力学。实验研究表明，H₂-盐水界面的张力为72 mN/m（而甲烷-水的界面张力为35–40 mN/m），加上氢的极低粘度（$$ Pa$$），使得粘度比超过60，迁移率通常超过10–40（Hosseini等人，2022年；Omrani等人，2023年；van Rooijen等人，2023年；Hagemann等人，2015年）。接触角测量证实富含石英的砂岩仍然具有很强的亲水性（$$ = 21 $$–43 $$），而孔隙尺度研究表明高配位数会降低吸水过程中的氢饱和度（Hashemi等人，2021年）。

相对渗透率的滞后效应是一个特别严重的限制。岩心注水实验表明，气体在接近0.4的不可还原水饱和度下的渗透率非常低，显示出在吸水过程中大量气体被捕获（Higgs等人，2024年；Yekta等人，2018年；Boon和Hajibeygi，2022年）。氢的滞后效应比CO₂更强（Land系数C $$ 1），研究表明忽略滞后效应会高估工作气体容量34%，回收氢气量85%（Krevor等人，2015年；Lysyy等人，2023年）。

地质结构的影响超出了传统的异质性指标。虽然石油工程在中等迁移率下采用统计方法（$$），但氢的高迁移率使得这些方法不够适用（Fatt和Dykstra，1951年；Lake等人，2014年）。羽流连通性强烈依赖于地质结构，通道化系统促进旁路流动，而分层系统通过毛细屏障增强捕获作用（Smith等人，2024年；Krevor等人，2015年）。

有限的现场数据揭示了严重的性能挑战。Underground Sun Storage项目在285天后实现了84.3%的氢回收率，尽管注入的混合物中只有9.9%的H₂与天然气共同储存（Hellerschmied等人，2024年）。Lobodice现场的氢浓度在七个月后由于微生物甲烷化作用从54%下降到37%（Tremosa等人，2023年）。数值建模在理想化条件下估计均匀含水层的最大回收率为78%（Sainz-Garcia等人，2017年）。

经济评估表明，多孔介质的平准化成本约为每千克氢气1.5美元，而盐穴的平准化成本为每千克氢气0.8美元，含水层需要50%–80%的缓冲气体，而盐穴只需要20%–30%的缓冲气体（Talukdar等人，2023年；国家能源技术实验室，2022年）。这些限制显著影响了商业可行性。

当前的建模方法无法系统地将性能变化归因于具体机制。尽管基准测试可以跨模拟器进行验证，但大多数研究采用的公式没有针对氢进行特定校准（Hogeweg等人，2022年；Okoroafor等人，2022年）。重要的是，忽略气体滞后效应会导致累计回收率出现高达338%的误差（Bo等人，2023年；Pan等人，2023年）。已发表情景中的回收率范围从78%到98.8%，这突显了需要系统方法来分离各机制的贡献（Sainz-Garcia等人，2017年；Okoroafor等人，2022年；Hematpur等人，2023年；Gómez-Méndez等人，2024年）。

为了解决这些空白，我们提出了一种新颖的分阶段解耦方法，该方法按受控顺序逐步激活物理机制，从而能够定量归因于性能下降。与在固定物理条件下改变参数的参数敏感性分析不同，我们的方法系统地增加了复杂性：验证基线行为，实施氢的特定性质，引入地质结构，并激活滞后效应。这一框架独特地捕捉了各个因素及其非线性相互作用。

我们的分析揭示了三个关键发现：（1）极端的迁移率（$$）（Lysyy等人，2023年）从根本上改变了传统的储层工程经验中的位移物理；（2）地质结构对性能的控制超过了统计异质性指标，颠覆了传统的储层质量排名；（3）滞后效应是主要限制因素，生产周期内残余饱和度增加了4.25倍。这些机制共同作用，使回收率从乐观预测的48.9%下降到实际性能的26.2%，相应的成本上升对经济可行性构成了挑战。

本文的其余部分安排如下。第2节介绍了该方法论，包括分阶段解耦框架、数学公式和数值实现。第3节报告了每个阶段的结果，并讨论了它们对UHS应用的影响。第4节总结了关键发现和对未来研究的建议。

方法论片段

方法论

本节介绍了用于系统分离和量化控制氢储存性能的各个机制的分阶段解耦方法。我们首先描述了整体研究设计和假设框架（第2.1节），然后介绍了控制多孔介质中多相流动的数学公式（第3.2节）。数值实现的细节，包括操作计划和网格收敛性分析，在第3.3节中介绍，而第3.4节

阶段0：针对基准的模型验证

该数值框架针对Nazari等人（2024年）的案例3进行了验证，该案例代表没有滞后效应的均匀氢储存。表2显示所有指标都取得了极好的一致性。

48.9%的回收率代表了使用天然气性质的基线性能。图6证实了时间上的一致性，首次注入时的BHP从14.80 MPa上升到16.29 MPa。由于残余气体（$$

结论

本研究通过分阶段方法系统地解耦了控制多孔介质中地下氢储存性能的机制。通过逐步引入氢的特定性质、地质异质性和滞后效应，我们量化了每个机制如何从基线条件（48.9%）到实际操作（26.2%）对性能演变的影响，在一个代表性的含盐含水层系统中。

这项分析的关键发现包括：

•

氢的

利益冲突声明

作者声明他们没有已知的竞争性财务利益或个人关系可能会影响本文报告的工作。

致谢

我衷心感谢Mohamed F. El-Amin教授的支持，他在地下氢储存（UHS）和多孔介质模拟领域的指导和引领对我的帮助非常宝贵。

关于写作过程中生成式AI和AI辅助技术的声明：

在准备这项工作时，作者使用了ChatGPT来改进语言和可读性。使用该工具/服务后，作者根据需要审查和编辑了内容，并对出版物的内容承担全部责任。