残余油饱和碳酸盐岩岩心塞中氢气注入与采出性能的实验评价

《International Journal of Hydrogen Energy》：Experimental evaluation of hydrogen injection and withdrawal performance in residual oil-saturated carbonate core plugs

　　

在枯竭油气藏中进行氢气(H2)储存日益被视为大规模地下储能的可行方案。然而，大多数H2流体动力学研究仍局限于简化的H2–盐水(brine)体系，未能反映枯竭油藏中预期的残余油条件。此外，氢气采出常通过盐水驱替来评估，而现场生产主要由压力降落(drawdown)驱动。研究人员开展了高压岩心驱替实验，对经残余油处理的碳酸盐岩岩心样品评估氢气储存与采出效率。研究了三种气体体系：H2、60%H2–40%CH4和60%H2–40%N2混合气，条件为1200 psi和70?°C。采出阶段通过鼓式气体流量计采用可控压力降落进行，随后进行孔隙度测量和产出液离子分析以评估潜在流体–岩石相互作用。结果表明，60%H2–40%CH4实现了最高初始含气饱和度（30.4%），其次为60%H2–40%N2（29.6%）和纯H2（26.6%），表明注入垫层气提高了驱替(drainage)效率。相反，纯H2的采收率最高（85%），而60%H2–40%N2为75%，60%H2–40%CH4为67%。残余气饱和度依气体体系不同在3%至10%之间。驱替后孔隙度测量显示孔隙体积无 measurable 变化，产出液离子分析表明Ca浓度略有升高，但无整体基质改造证据。这些发现为枯竭碳酸盐岩油藏中选则垫层气和设计采出策略提供了实用指导，其中需在最大化储存容量与氢气可采性之间进行平衡。

研究背景方面，地下储氢（Underground Hydrogen Storage，UHS）在多孔储层中被视为平衡可变能源供给、提供季节性储能的大规模方案。枯竭油气藏因已证实对浮力流体长期封堵能力，且常具备既有井筒、生产历史、压力数据和地质模型，成为极具吸引力的候选场所。

operational挑战不仅在于枯竭储层能否容纳氢气，还包括注入气能否以可接受效率和品质采出。氢气损失可能通过残余捕集（residual trapping）、溶于盐水（brine）、经破损井筒或盖层泄漏发生；氢气特有风险还包括扩散增强、与原有气体混合、微生物或地球化学消耗等，导致工作气（working gas）损失、产气品质改变和产能下降，这些是多孔介质储氢的关键不确定性。需区分构造圈闭（structural trapping）与孔隙尺度气滞留，前者控制大尺度封隔，后者决定注采循环中的工作气可用性，机制含残余气捕集（气因盐水再侵入 immobilized）、溶解入水相、矿物捕集（mineral trapping，长期地球化学反应驱动）。与CO₂储存不同，UHS中残余捕集直接造成可采氢体积减少；因氢气独特流体性质，捕集受孔隙几何、界面张力（interfacial tension，IFT）、润湿性（wettability）强烈影响，故垫层气（cushion gas）组成和注采循环协议对储存效率至关重要。枯竭油藏中残余烃会改变润湿性、毛细管压力（capillary pressure）、相对渗透率（relative permeability）、气相连通性，影响储氢量与可采比例；且现场采出以压力降落（pressure drawdown）和气体膨胀为主，而非实验常用的盐水再注入（brine re-injection）或吸吮（imbibition）。现有实验多限于H₂–brine体系，且采出评估多用盐水驱替，与现场不符。砂岩研究显示注采流态、垫层气身份、注入速率耦合黏性力与毛细管捕集影响饱和度和采收；碳酸盐岩具复杂孔隙结构和可变润湿性，需针对性实验。耦合残余油、垫层气组成和压力降落采出的影响在碳酸盐系统中尚不充分。该研究在《International Journal of Hydrogen Energy》发表，研究人员针对此空白，以Indiana Limestone为碳酸盐储层类比，岩心经离心法建立残余油条件后，在1200 psi、70?°C下用高压岩心驱替装置进行纯H₂、60%H₂–40%CH₄、60%H₂–40%N₂三种体系的气驱注入与可控压力降落采出实验，采出阶段配校准气体流量计记录产气量，其后测驱后孔隙度、分析产出液离子以评流体–岩石相互作用；目标为量化有效储气空间、垫层气类型对饱和度发展和采出性能的影响、评地球化学作用，为核心尺度证据以约束操作相关条件下枯竭碳酸盐岩储层效率。

主要关键技术方法如下：研究人员采用Indiana Limestone作为碳酸盐储层类比岩心（经切割、端面处理、甲苯蒸馏–萃取法清洗、烘干），使用纯度99.9%的H₂、CH₄、N₂气（Air Liquide供应），H₂为工作气，CH₄和N₂为垫层气组分；对岩心先通过离心法建立残余油饱和度以模拟枯竭油藏条件；搭建高压岩心驱替（coreflood）装置于1200 psi、70?°C下开展气驱注入实验，分别对应纯H₂、60%H₂–40%CH₄、60%H₂–40%N₂三种气体体系；采出阶段采用可控压力降落（通过鼓式气体流量计记录产气体积）模拟现场生产；实验后对岩心测孔隙度变化、收集产出液做离子分析（评流体–岩石相互作用）；部分实验重复（纯H₂基案重复以评重复性），混合气体系为单次对照测试；初始岩心表征用X射线衍射（XRD）等确认相似性。

研究结果部分保留小标题并简述如下：

Materials：研究人员使用Indiana Limestone作碳酸盐储层类比，长岩心塞切为4块样品并轻磨端面供驱替测试；岩心按蒸馏–萃取法以甲苯清洗并干燥；气体为99.9%纯H₂、CH₄、N₂（Air Liquide），H₂为工作气，CH₄和N₂作垫层气；此部分说明材料与气体准备。

Initial core assessment：研究人员给出驱替实验所用岩心塞基础岩石物理性质结果，确认所选样品相似性，使各岩心分配特定气体体系（纯H₂、60%H₂–40%CH₄、60%H₂–40%N₂）且差异归因气–岩–流体相互作用而非岩石内在变异性；包括XRD等表征。

Practical implications：研究人员指出，现场操作角度储氢在枯竭油藏应同时用储容度和采出效率度量；垫层气混合提高初始含气饱和度，说明压力支持气可改善注入期孔隙体积进入；但混合气在压力降落下整体气采收较低；因未测产气组成，不能推断采出气体品质变化；强调需平衡储存容量与可采性。

Limitations and Future work：研究人员承认局限：纯H₂基案用SA4重复评重复性，但60%H₂–40%CH₄和60%H₂–40%N₂为单次对照测试，故混合气结果应视为受控核心尺度观测而非完全复现统计数据集；未来需更多重复、更长周期循环、测产气组成、扩展至其他碳酸盐类型、结合成像（如X-ray CT）和地球化学模拟。

Conclusion：研究人员通过1200 psi、70?°C下残余油处理的碳酸盐岩心高压驱替实验，用三种气体体系（H₂、60%H₂–40%CH₄、60%H₂–40%N₂）评储氢与压力降落采出性能，主要发现：初始含气饱和度顺序为60%H₂–40%CH₄（30.4%）＞60%H₂–40%N₂（29.6%）＞H₂（26.6%），说明垫层气存在时驱替更有效；压力降落采收率最高为H₂（85%），低于其为60%H₂–40%N₂（75%）和60%H₂–40%CH₄（67%）；残余气饱和度依气体体系在3%至10%；驱后孔隙度无 measurable 变化；产出液离子分析显示Ca略升但无整体基质改造；这些为核心尺度证据，表明垫层气提高初始储气空间但降低采出效率，需在枯竭碳酸盐岩油藏储氢设计中权衡储存容量与氢气可采性。

讨论部分总结：研究人员讨论指出，实验填补了残余油存在下碳酸盐岩中H₂注采（压力降落采出）与垫层气组成耦合效应的空白，区别于以往简化H₂–brine体系和盐水驱采出评测；结果强调初始含气饱和度提升得益于垫层气降低毛细管末端效应、支持驱替前缘，但混合气采收率降低可能与气–气界面张力差异、相对渗透率滞后、混合气中重质组分（CH₄）吸附/阻流、毛细管捕集增强有关；残余气饱和度变化反映不同气体界面性质与孔隙结构相互作用；流体–岩石相互作用仅轻微溶出Ca，无显著基质改变或次生矿物沉淀，短时实验未显现长期地球化学风险但需后续评更大时间尺度；研究局限含混合气单次测试、未测采出气体组成随时间变化、未用成像定量饱和剖面、未涉及微生物作用；未来应多周期循环、加产气成分监测、扩至其他碳酸盐与更高温度压力、结合数值模拟；结论翻译如前Conclusion节所述。