季节性氢储存的运营策略评估：在均匀和非均匀的深层咸水背斜含水层中的应用——缓冲气体选择、井配置及循环注入方式的影响 （注：此翻译尽量保持专业性和技术性，同时遵从中文阅读习惯。部分术语如“Seasonal Hydrogen Storage”、“Homogeneous and Heterogeneous Deep Saline Anticline Aquifers”、“Cushion Gas Selection”、“Well Configuration”及“Cyclic Injection”采用行业通用译法。）

《Renewable Energy》：Operational Strategy Assessment for Seasonal Hydrogen Storage in Homogeneous and Heterogeneous Deep Saline Anticline Aquifers: Effects of Cushion Gas Selection, Well Configuration, and Cyclic Injection

　　摘要
随着可再生能源供需之间差距的不断扩大，需要在深层咸水含水层中进行大规模的季节性地下氢储存。本研究利用CMG模拟器，在一个优化的91 x 44 x 10角点网格模型上，对均匀和 heterogeneous 折叠构造深层咸水含水层中的地下氢储存操作策略进行了现场规模的组分流式数值模拟评估。系统地评估了缓冲气体类型和比例、井配置、储层岩石物理性质以及循环注入-生产计划对累积储存氢质量和服务效率的影响。结果表明，在所有缓冲气体比例中，氮气的表现始终优于二氧化碳（CO2）和甲烷（CH4），在20%的比例下，氮气可储存268,706.5公斤的氢，这归因于其化学惰性、低水溶性以及相对于氢气的良好的重力分离效果。储层的非均质性通过改善羽流分布和体积扫掠效率，使储存的氢质量比均匀储层提高了约12%至15%。在0至60米的范围内，回收效率对注入器与生产井之间的距离不敏感，在15米间距时达到91.48%的峰值。摩尔分数分析表明，氮气提供了最佳的生产井位置选择，为现场操作人员提供了灵活性，同时不会降低氢的纯度。本研究为大规模地下氢储存提供了实用的筛选和操作设计标准。

引言
全球向净零碳排放的目标从根本上改变了能源行业对储能的思考方式。风能和太阳能等可再生能源是这一转型的基石，但它们的间歇性带来了持续的挑战：能源是在风力充足和阳光明媚时产生的，而并非总是在人们需要时产生。这种供需不匹配的问题，地面储层技术无法在所需规模和时间内解决，因此使得地下氢储存（UHS）成为大规模能源管理中最活跃的研究领域之一[1]、[2]。其原理很简单：在可再生能源过剩期间，通过水电解将多余的电能转化为氢气，并在需求高峰期从地下储存起来并提取。氢气作为这种过程的工作流体特别有吸引力，是因为它具有极高的比能量密度、化学多样性，并且能够作为长期的季节性储存介质，真正实现了能源生产和消费的分离，这是电池无法在当前能源转型需求下实现的[3]、[4]。
在用于此目的的地质构造中，深层咸水含水层尤为突出。盐穴虽然具有优良的短周期储存性能，但地理位置受到限制。而枯竭的碳氢化合物储层虽然物理特性更明确，但存在遗留污染风险。相比之下，深层咸水含水层在全球范围内分布广泛，具有巨大的体积容量，并且通常靠近可再生能源生产地点[5]、[6]。在合适的咸水含水层中，氢气在高压下被注入，置换其中的咸水并积聚在结构陷阱（通常是折叠构造）下方的浮力气体相中，有能力的盖层提供封存，从而可以根据需求循环提取[1]、[7]。折叠构造的几何形状特别有利，因为倾斜的结构通过浮力将氢羽流集中在盖层顶端下方，减少了横向扩散损失，提高了回收效率。[1]通过三维多相建模证明，在优化提取配置下，储层结构良好的咸水含水层中可以实现高达78%的氢回收率，这一结果继续激发了现场规模的进一步研究。
然而，在咸水含水层中实现可靠且高效的UHS远比概念图景要复杂得多。这些系统的操作性能受到物理、地球化学和工程因素的层叠相互作用的影响，包括多相置换和残余捕获、氢在咸水中的溶解、浮力驱动的羽流迁移和重力效应、毛细压力滞后，以及氢与共注入缓冲气体之间的组分相互作用[3]、[8]。这些机制并不是孤立运作的；它们在注入和提取周期中相互作用，而没有综合的现场规模模拟很难预测。在早期UHS评估中，人们经常忽视的一个区别是均匀储层系统和非均匀储层系统之间的差异。均匀储层具有均匀的渗透性和孔隙度，会产生可预测、分析上易于处理的流动行为。而非均匀储层则由于空间变化的渗透性、层状各向异性和优先流动路径，导致通道效应、不均匀的羽流扩散以及循环依赖的扫掠效率变化，这些是均匀模型无法捕捉到的[9]、[10]。[]研究表明，储层层间渗透率对比低至5:1也会导致氢生产效率指数和回收率的可测量差异，这证实了在现场规模模型中必须明确表示非均质性，而不可简单地平均掉。

缓冲气体是另一个对储存性能有直接影响的操作变量，但其设计远非简单。缓冲气体是一种非工作气体，注入储层以维持最小压力、支持井的产液能力并限制氢的横向损失，其类型和注入比例直接影响氢的纯度、往返储存效率及项目经济效益[11]、[12]。目前最受关注的三种缓冲气体是氮气（N2）、二氧化碳（CO2）和甲烷（CH4）。氮气化学惰性高，水溶性低，并且通过重力与氢有效分离，因此操作上较为灵活。二氧化碳提供更强的压力支持，但会导致水中的溶解损失和消耗氢的甲烷化反应风险。甲烷可以从现有的天然气基础设施中容易获取，但与氢的混合更强烈，会降低产出气体的纯度[3]、[7]。[]量化了缓冲气体选择对循环的依赖性，显示氮气在第一次循环中的往返效率约为51%，到第五次循环时提高到超过78%，这一结果在单次循环分析中是无法发现的。[13]研究表明，在均匀含水层中，相对渗透率滞后是限制氢回收效率的主要因素，导致回收率降低了13.62%，而溶解和扩散各自贡献不到1%；重要的是，他们的结果还表明，多周期操作可以在循环间通过建立储层压力逐渐额外回收高达29.13%的氢[3]。[]利用怀俄明州Rock Springs Uplift深层咸水含水层的地质模型，确定了特定顶部穿孔位置可以获得最高的氢回收率（九个循环后可达86.4%），并且工程参数对羽流迁移和提取效率有明显的影响[14]。[]通过开发一个结合多物理场的均匀含水层储存模型，系统地隔离了滞后、溶解度、水相密度和粘度以及扩散效应，发现储层压力占累积气体产量的敏感性的64.7%，水平渗透性占23.4%。这些发现直接为本文研究的系统提供了操作压力管理策略的依据。

井配置增加了另一层复杂性。井的数量、位置、穿孔深度以及注入器与生产井之间的空间距离共同决定了井间流动路径、氢气与缓冲气体之间的混合范围，以及可以不产生污染物气体或含水层的条件下能回收的注入氢的比例[10]、[15]。[]在非均匀储层模型中证明，最佳生产井位置与井间流动路径上的氢浓度峰值区重合，而过短的或过长的井间距会通过前缘破坏和扩散驱动的稀释机制降低回收效率。此外，操作本身的循环性质也很重要：每个注入-提取循环都会通过滞后捕获留下残余气体饱和度，从而在连续循环中逐渐减少可用工作气体孔隙体积，质量基础计算框架必须明确跟踪这些因素以生成可靠的回收效率估计[5]、[8]。[]在混合H2–CO2气体条件下对七种矿物基底进行了高压、高温润湿性测量，证明CO2摩尔分数的增加会系统性地增加所有测试矿物的接触角。这种效应归因于CO2的较高密度和气体-盐水-矿物界面上的更强分子间相互作用，其中压力比温度有更明显的影响[17]。[]通过对含有杂质的深层咸水含水层中的CO2储存进行组分流式模拟，进一步表明，作为杂质气体存在的氢由于其高扩散系数和低溶解度而促进CO2的远距离横向迁移，而CO2浓度比、储层渗透率和注入速率共同影响羽流分布和长期溶解捕获。

尽管已有大量研究评估单个操作参数，包括[1]关于季节性单井配置的研究、[7]关于多周期折叠构造储存的研究、[3]关于滞后和缓冲气体组成的研究以及[11]关于缓冲气体与工作气体质量比例的研究，但尚未有采用综合组分流式框架同时评估缓冲气体类型和比例、均匀与非均匀储层结构、井间距以及循环计划对四个关键储存效率指标的影响的现场规模研究。类似地下注入项目的经验教训，包括[18]记录的枯竭气体储层中的CO2注入性挑战和[19]回顾的大规模多相和地球化学可行性框架，强调了这种综合性、决策准备的操作评估的必要性。
最近的缓冲气体研究提供了重要见解，但范围仍然有限。[20]确定了氮气是部分枯竭的气-Condensate储层中回收和纯化氢气的最佳缓冲气体，而[21]表明CO2溶解会改变N2和CO2在天然裂缝储层中的相对性能。[21]进一步展示了多目标优化在平衡氢回收和CO2封存方面的潜力。然而，这些研究大多将缓冲气体选择与储层非均质性、井间距和循环操作分开考虑。
本研究通过在3D角点网格折叠构造深层咸水含水层模型上使用CMG模拟器，评估了N2、CO2和CH4缓冲气体在20%至80%的不同比例、均匀和非均匀储层配置、注入器与生产井距离以及多周期注入-生产计划对累积储存氢质量和服务效率的综合影响。具体目标包括：(i) 确定两种储层结构下缓冲气体性能的组分流式排名；(ii) 识别最大化每种缓冲气体回收效率的井间距；(iii) 量化对储层孔隙度、渗透率、温度、压力和分散性的敏感性；(iv) 为折叠构造深层咸水含水层中的UHS提供综合的操作策略建议。

方法论
CMG提供了一个均匀深层咸水含水层的三维地质模型，用于评估氢储存的现场规模策略。动态模拟使用CMG 2024和GEM组分流式多相模拟器进行。选择GEM模拟器是基于其对控制质量守恒方程的有限体积离散化，这保证了所有组分的严格局部和全局质量平衡。选择该模拟器还基于其在...德克萨斯理工大学石油工程系，美国德克萨斯州拉伯克市，邮编79409