《International Journal of Hydrogen Energy》：Reservoir simulation studies and techno-economic analysis of underground hydrogen storage in a depleted gas reservoir – A case study from northwestern Germany
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为实现中期碳中和经济，氢气（H2）已被提出作为一种可行的解决方案。这需要大规模的地下储氢方案，特别是当考虑由风电和太阳能等波动性可再生能源生产的绿氢时。尽管H2已在盐穴中成功储存数十年，但在孔隙介质如枯竭油气藏和咸水
为实现中期碳中和经济，氢气（H2）已被提出作为一种可行的解决方案。这需要大规模的地下储氢方案，特别是当考虑由风电和太阳能等波动性可再生能源生产的绿氢时。尽管H2已在盐穴中成功储存数十年，但在孔隙介质如枯竭油气藏和咸水层中的H2储存仍需进一步研究。研究人员利用德国西北部一个几乎枯竭的天然气藏，针对不同的缓冲气体（CG），测试了给定注采循环下的多种H2储存情景。该实例研究区块代表一个位于上二叠统（Zechstein）地质时代的高度裂缝性岩石中的断块型油气藏，主要由白云石作为储层岩石和硬石膏作为盖层组成。一个涵盖1959年至2023年时间跨度的动态储层模型，基于生产阶段可用的综合校准数据进行历史拟合，为假设性季节性H2储存提供了基础，旨在使用具有七个组分的等温组分油藏模拟器（E300）储存约300 MMsm3的H2。共模拟了九个预测情景。遵循相同的注采循环，各情景在注入的CG组成方面存在差异：N2+CH4、H2+N2、H2+CH4、H2+CO2、纯CH4、纯CO2、纯N2和纯H2，第九个情景在与其中一个情景相同条件下进一步预测了16年。各情景的详细参数输入修改将在第3章中描述。前八个情景遵循10年预测模型（2个注入循环和8个采出循环），基于所有八次模拟的结果，至少在前4个循环中，H2采出量较低，除非从一开始就将纯H2作为建压阶段注入。尽管如此，所有模拟在最后循环（第8次采出）均显示出更高的H2采收率，从纯N2作为CG时的96%到纯H2作为CG时的99%。技术经济结果，目前忽略分离成本，显示平准化储氢成本（LCHS）根据所采用的CG不同而在1.78 $/kg至2.39 $/kg之间变化。CG在总资本化成本（TCC）中起着重要作用。基于此，研究人员旨在寻找最优且经济可行的CG。
研究背景与问题
向氢基能源供应转型需要大规模的储集体积以补偿供需波动。除进口外，氢气还可在太阳能和风能等可再生能源过剩阶段通过电转气技术就地生产。然而，这也需要储存空间直至需要重新转化为电力。H
2的体积能量密度（ε
H2 = 10.1 MJ/m
3）约为甲烷（ε
CH4 = 37.2 MJ/m
3）的四分之一，密度（ρ
H2 = 8.27 × 10
?5 g/cm
3）约为甲烷（ρ
CH4 = 6.6 × 10
?4 g/cm
3）的八分之一。因此，储存相同质量的H
2需要更大的空间或更高的压力，地下地质储层成为满足这些大规模储集体积需求的最适场所（International Journal of Hydrogen Energy）。
地下储气（UGS）主要位于枯竭油气藏和含水层中，约占全球工作气（WG）体积的81%，而盐穴约占8%。利用枯竭油气田进行地下储氢（UHS）的明显优势在于储层特性已从前期勘探、开发和生产阶段得知，且利用现有地面设施可能降低运营费用。然而，在孔隙或裂缝性储层中储存大量H
2存在严峻复杂性，源于H
2与枯竭储层中常见其他气体之间的热物理性质差异，导致非均匀驱替和混合效应。缓冲气体（CG）作为维持储层所需压力水平以确保有效采出WG的永久驻留气体，其存在有助于稳定储层条件并防止早期水侵，但需要大量前期资本支出（CAPEX）。因此，评估CG需求量并研究通过降低所需体积来优化产率的可能性具有重要 relevance。尽管已有初步建模和情景分析，但现有关于H
2注入孔隙储层的研究仍受简化假设、缺乏实验验证或地质适用性受限等局限。
研究内容与结论
研究人员利用德国西北部下萨克森盆地（LSB）一个几乎枯竭的上二叠统Zechstein 2碳酸盐岩（Ca2）气藏，测试以H
2为WG、采用不同CG的季节性储存情景。该储层为高度裂缝化的背斜构造，平均厚度45 m，埋深约1850 m，以白云石为储层岩石、硬石膏为盖层，具有双孔双渗特征。基于行业合作伙伴提供的综合信息进行历史拟合的动态模型，通过E300等温组分模拟器（包含H
2监测）进行UHS模拟，旨在储存约300 MMsm3 H2。
关键技术方法
研究人员采用以下主要技术方法：基于Petrel平台随机建模（序贯高斯模拟-SGS）构建的地质模型，空间离散化为176×176×18网格单元，侧向分辨率100 m×100 m，垂直方向18层；采用双孔双渗模型描述裂缝-基质系统的流体流动行为，基质孔隙度7-11%、渗透率30-100 mD；使用Eclipse 300（E300）等温多相多组分模拟器进行组分模拟，状态方程（EOS）包含七个组分；设计九种CG方案（N2+CH4、H2+N2、H2+CH4、H2+CO2、纯CH4、纯CO2、纯N2、纯H2及N2+H2延长16年预测），统一采用三阶段11年注采循环（24个月CG填充、9个月H2注入+2个月采出、7个完整季节性循环）；基于TCC和LCHS公式进行技术经济分析，涵盖CG成本、井资本成本、压缩机资本成本及运维成本，H2价格取4.5 $/kg，未计入地面分离单元成本。
研究结果
基础情景（纯H2）：在第1个循环H2采出率约89%，至第8个循环提升至99%，累计注入约3120 MMsm3，累计采出约2624 MMsm3，产出气体热值从2.67 kWh/sm3增至2.94 kWh/sm3。初始化阶段用H2作为CG可显著提高早期采收率和热值。
CG类型影响（Case A-G及B-D混合气）：Case A（50% N2+50% CH4）首循环H2采出率约32%，末循环达96%，累计产水约12800 m3且逐循环递减；B-D案例（各含20% H2混合气）因初始含H2，首循环采收率提升至约44%；纯气案例中，Case C（80% CH4+20% H2）和Case E（100% N2）分别呈现最高和最低H2采收率；压力响应方面，N2因压缩性优越而压力增幅最小，CO2因密度较高也有助于缓和压力，CH4居中，纯H2因低密度和低压缩性产生最高压力增幅；Case E40（延长 cycling至2040年）显示系统最终稳定在90-91 bar，证明长期运行下压力演化可控。
技术经济分析：TCC从Case G（纯CO2）的336 Mio $到Case H（纯H2）的476 Mio $不等；LCHS从1.78 $/kg（Case G）到2.39 $/kg（Case H），CG成本是主导因素；不考虑分离成本时，CO2和N2作为CG具有成本优势。
讨论与结论翻译
研究人员指出，所有不含H2的CG案例首循环初始H2摩尔浓度约31-32%，而含20% H2的CG案例首循环即达44%，这与前人研究结果一致。分子扩散在模拟条件下对H2摩尔分数发展的影响可忽略，归因于裂缝系统中较高流速和压力差削弱了扩散的相对作用。N2作为CG在初始阶段具有最显著的压力 buildup，这是其作为低成本、化学惰性气体的显著优势；CH2除Case G外可获得略高的H2量；CO2因高密度可能影响储层动态，且存在微生物反应性和腐蚀风险。技术经济分析确认CG成本是LCHS的最主要影响因素，这与前人研究一致。N2 emerges作为有前景的替代方案，但需考虑分离成本；目前框架未计入生产循环中CH4回收的潜在收益。
研究结论指出，数值模拟利用德国西北部天然裂缝性上二叠统（Zechstein）碳酸盐岩的多尺度地球物理、地质数据及历史生产数据，对多种H2注采方案下的储层性能进行了模拟。该研究为Zechstein碳酸盐岩枯竭气藏中UHS的实际可行性提供了见解，这类储层在欧洲西北部具重要代表性。通过结合历史拟合动态模型、多种CG策略和技术经济评估，结果展示了储层行为、运营约束和成本考量在该类储层中的相互作用。研究发现强调了裂缝控制的气体运移、压力管理和CG选择对于实现稳定长期储氢性能的重要性，为评估类似储层作为潜在UHS场地提供了基础。虽然所有情景均显示H2可采出，但非纯H2作为CG时早期循环生产效率受限，首循环产气H2摩尔分数通常仅30-50%，可能对下游利用和经济可行性构成挑战。含初始H2组成的CG案例获得更高H2采收率，CH4总体表现略优于N2和CO2，但各有利弊：CH4可提高LCH2；N2可实现更高压力 buildup和更低LCH2，但分离复杂性和成本较高；CO2可降低LCH2但伴随较低压力 build-up和显著微生物反应性风险。总体而言，N2 appear为最优候选，但需进一步考虑溶解、分离成本等因素。所有情景的一致结果是增加储循环次数可提高H2采收率、热值、可采质量和储存密度，同时减少水产和非H2气体采出。然而，观察到的溢流效应限制了可用UHS容量。未来工作将基于选择性技术探索缓解策略，包括优化CG类型和用量、战略性布置注采井位。纯H2初始化虽前景良好，但可能促进微生物活动增加、导致孔隙堵塞、腐蚀和H2S等气态污染物生成；CO2作CG时的腐蚀风险亦需关注，这些因素将增加CAPEX和LCOS，代表未来研究的重要方向。
