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热带海洋学报 >

2025 , Vol. 44 >Issue 2: 1 - 17

DOI: https://doi.org/10.11978/2024115

综述

海下地质储氢技术研究进展及挑战*

  • 关慧心 , 1 ,
  • 赵明辉 , 1, 2 ,
  • 黄瑞芳 1 ,
  • 许鹤华 1
展开
  • 1.中国科学院边缘海与大洋地质重点实验室(中国科学院南海海洋研究所), 广东 广州 511458
  • 2.中国科学院大学, 北京 100049
赵明辉。email:

*本文中部分图件的制作使用了制图软件CorelDRAW (https://www.coreldraw.com/), 感谢相关软件的创作者。

关慧心(1990—), 女, 辽宁省沈阳市人, 副研究员, 博士, 主要研究方向为海洋地质学。email: .

Copy editor: 殷波 , YIN Bo

收稿日期: 2024-05-31

  修回日期: 2024-08-01

  网络出版日期: 2024-08-20

基金资助

广州市基础与应用基础研究项目(2023A04J0182)

收起

Research progress and challenges of offshore geological hydrogen storage technology*

  • GUAN Huixin , 1 ,
  • ZHAO Minghui , 1, 2 ,
  • HUANG Ruifang 1 ,
  • XU Hehua 1
Expand
  • 1. Key Laboratory of Ocean and Marginal Sea Geology (South China Sea Institute of Oceanology, Chinese Academy of Sciences), Guangzhou 511458, China
  • 2. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China
ZHAO Minghui. email:

Copy editor: YIN Bo

Received date: 2024-05-31

  Revised date: 2024-08-01

  Online published: 2024-08-20

Supported by

Guangzhou Basic and Applied Basic Research Project(2023A04J0182)

Fold

摘要

随着全球对清洁能源需求的增长, 氢能作为重要的可再生能源储备, 其储存技术受到广泛关注。陆上储氢系统存在氢气泄漏、污染饮用水和灾变伤人等风险。而海下岩层地质环境相对稳定, 密闭性好, 海下离岸储氢技术受到广泛关注与快速发展。目前主要的地下储气技术包括盐穴、含水层和枯竭油气藏储气库3种, 其中盐穴储气库在欧美多国已经运行多年, 技术基础较为成熟, 然而我国滨海并无适合建设盐穴的地层, 盐穴储氢库只能在内陆建设。我国滨海地下含水层和油气藏较为丰富, 亟须及时开展海下储氢的相关地质研究, 推动不同海域相关技术的发展和应用, 以及氢能产业的全面发展。发展海下储氢技术不仅在选址过程中需要运用最新的地球物理方法, 结合氢气特殊的物理化学特性, 详细评估海下特殊的地质条件, 同时要综合考虑地质、水文、生物化学和矿物学等因素, 以确保合理规划和安全运行。

关键词： 储氢; 海下; 盐穴; 含水层; 油气藏

本文引用格式

关慧心 , 赵明辉 , 黄瑞芳 , 许鹤华 . 海下地质储氢技术研究进展及挑战*[J]. 热带海洋学报, 2025 , 44(2) : 1 -17 . DOI: 10.11978/2024115

Abstract

With the growing global demand for clean energy, hydrogen energy, as an important renewable energy reserve, has garnered widespread attention for its storage technology. Onshore hydrogen storage systems pose risks such as hydrogen leakage, drinking water contamination, and catastrophic injuries. In contrast, offshore geological environments are relatively stable and well-sealed, leading to widespread attention to and rapid development of offshore hydrogen storage technology. Currently, the main underground gas storage technologies include salt caverns, aquifers, and depleted oil and gas reservoirs. Salt cavern gas storage has been operating for many years in Europe and the USA and has a relatively mature technical foundation. However, there are no suitable locations for constructing salt caverns along China’s coast, which limits the build-up of salt cavern hydrogen storage to inland regions. However, China’s coastal areas have abundant underground aquifers and oil and gas reservoirs, necessitating timely related geological research to promote the development and application of relevant technologies in different marine areas and the comprehensive development of the hydrogen energy industry. Developing offshore hydrogen storage technology requires not only integrating the unique geological conditions of the margin with the special physical and chemical properties of hydrogen, but also considering geological, hydrological, biochemical, and mineralogical factors to ensure a rational planning and safe operation, in addition to using the latest geophysical methods in site selection. Looking ahead, offshore hydrogen storage technology will not only provide theoretical support for the development of renewable energy technologies in China but also play a significant role in promoting a low-carbon, green, and sustainable development.

Key words： hydrogen storage; offshore; salt cavern; aquifer; oil and gas reservoir

积极应对全球气候变化的碳减排行动是全人类共同的责任和义务, 已成为21世纪全球最受关注的焦点之一。工业革命以来, 化石燃料的大量使用打破了地质历史时期二氧化碳(CO2)的动态平衡, 引发了全球气候与环境变化问题。近十年来, 天然气、煤炭和石油等传统能源价格飙升。尤其是2022年以后, 俄乌冲突的逐步升级进一步加剧了全球各国对能源安全的担忧。与此同时, 温室气体的过度排放导致气候变化加剧, 极端天气事件频发。这不仅造成了巨大的经济损失, 还导致全球数百万人丧生。为了应对这些挑战和问题, 中国积极响应, 在第75届联合国大会中提出力争实现“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”的宏伟目标。为了实现这些目标, 我国亟须推动可再生能源的高比例发展, 构建以新能源为主体的新型电力系统, 能源转型势在必行(李小春 等, 2018; 周守为 等, 2022)。
低碳能源解决方案在实现净零排放方面起着核心作用, 而氢气在未来清洁能源中扮演着关键角色。据国际能源署发布的《2022年世界能源展望》报告指出, 化石能源在未来能源结构中的占比将逐年减小, 风能、太阳能等可再生能源的占比将有所增长。我国能源结构中化石能源占比预计在2030年降到75%, 2050年降到40%以下, 2060年降至20%以下(周守为 等, 2022)。然而, 受环境因素影响, 可再生能源的生产并不稳定, 也不能直接应用于能源供应。由于天然气和甲醇等燃料的燃烧会加剧二氧化碳的排放, 导致环境污染和气候变化问题日益严重, 因此寻求清洁的替代能源变得尤为重要。而氢能不仅是一种清洁的能源载体, 还可以通过多种方式被利用, 如燃料电池发电、工业生产、交通运输等, 从而减少对传统化石燃料的依赖, 降低二氧化碳排放。与此同时, 氢能储存技术的应用也有助于稳定电网, 平衡电力供需, 进一步推动可再生能源的发展和应用。因此, 将多余的可再生能源转化为氢能进行储存和利用, 是优化能源供给结构、实现可持续能源发展的重要途径。
作为未来的重要清洁能源, 氢能相关产业的发展已经上升到国家战略高度。到2050年, 全世界将拥有20%~25%的氢能汽车, 氢能有望占据全球能源消费的14%以上(International Energy Agency, IEA, 2021)。氢气经管道运输后的大规模储存将起到重要的储能调峰作用, 而目前氢能的储存是影响其大规模应用的最大限制之一(刘继宝, 2023)。管道或储罐等地面储氢方式的储存和排放能力有限, 只有数天时间(MW·h级)。地下储氢技术具有储能规模大(TW·h级)、储存周期长(最长可以满足几个月的储能需求)、储能成本较低和安全性高的优势(IEA, 2019), 是大规模、长期储氢的最佳选择。
地下储氢方式主要分为3种: 盐穴(包括人工盐洞或者废弃矿井)、含水层和枯竭油气藏(表1)。由于氢气功开展应用的储存纯氢的方式, 在英国和美国均有已建成并长期运行的地下盐穴储氢气库(图1)。虽然枯竭油在盐穴结构中的地球化学反应相比枯竭油气藏与含水层结构中的地球化学反应更微弱, 因此, 盐穴结构更适宜储存纯氢。目前, 盐穴储氢是全球唯一已经建成并成气藏和含水层的储层中只能储存混合后的氢气, 但是其储氢容积比盐穴高出几个数量级, 是最有前景的季节性储氢方案(在某个特定的季节生产并储存氢气, 以在需求高峰或其他季节使用)。阿根廷和奥地利的储氢试验项目, 分别成功在枯竭气藏中储存10%的氢和90%的甲烷混合物(Zivar et al, 2021; 周庆凡 等, 2022)。
表 1 3种主要地下储氢技术对比

Tab. 1 Comparison of three main underground hydrogen storage technologies

储氢方式 技术手段 储氢类型 优势 缺陷 储氢价格/(USD·kg-1)
盐穴
储氢库		 通过水溶开采方式, 在地下较厚盐岩层或盐丘层制造洞穴, 形成空间以储存气体。 纯氢 1. 技术较成熟;
2. 盐岩自我封闭性好, 能够有效防止氢气泄漏;
3. 储库压力上下限较宽, 储氢效率高。		 1. 选址受限(必须挑选盐层较厚地层);
2. 前期建造成本较高, 容积相对较小。		 1.61
含水层储氢库 通过向盖层下注气驱替岩层中的水来储存氢气。 与CH4、CO2、CO等其他气体以一定比例混合 1. 潜在库址资源广;
2. 地层条件合适可大规模储氢。		 1. 可能对周围地下水资源和生态系统产生不良影响;
2. 储库内氢气与原位细菌发生反应可能产生甲烷、硫化氢等气体, 损耗和污染氢气, 降低储氢效率。		 1.29
枯竭油气藏储氢库 通过已采尽原有油气资源的地下储层来储存氢气。 与CH4、CO2、CO等其他气体以一定比例混合 1. 容积大、密封性好、分布广;
2. 可大量利用现有地面地下设施, 前期建设成本低, 储氢综合成本最低。		 1. 缺乏相关地质力学现象的研究;
2. 缺乏对单个岩性岩石类型的地质力学相互作用的综合研究。		 1.23

注: 表中数据来源于Plaat (2009)、Lord等(2014)、Bünger等(2016)、Tarkowski等(2021)和刘翠伟等(2023)

图1 海滨光伏、风电系统联合地下储氢系统及氢气交易枢纽示意图(改自Abreu et al, 2023)

Fig. 1 Schematic diagram of a coastal photovoltaic and wind power system combined with an offshore hydrogen storage system and a hydrogen trading hub (adapted from Abreu et al, 2023)

近年来, 中国在地下储氢领域的研究取得了显著进展, 越来越多的关于地下储氢的研究论文被公开发表(付盼 等, 2020; 崔传智 等, 2022; 周庆凡 等, 2022; 韩欢欢 等, 2023; 罗小明 等, 2023; 刘翠伟 等, 2023; 刘冰冰 等, 2023)。他们一致认为, 通过地下岩层储氢是非常有前景、可行且经济有效的方案, 可以降低成本, 提高能源效率, 并在一定程度上减少二氧化碳排放水平。然而, 尽管有这些研究成果, 目前全国尚未有关于 建立地下储氢现场试验项目的发表, 也没有关于建立滨海地下储氢库的相关论文发表。因此, 中国需要加大对氢气地下储存领域的研究力度, 并及时开展对滨海地下储氢库建设的探索性研究工作。

1 国内外储氢研究现状

在全球范围内, 地下储氢项目的研究(包括盐穴、含水层和枯竭油气藏)已经在多国开展并运行多年。英国的Teesside盐穴修建于20世纪70年代, 已经运行了50年。它由3个盐穴组成, 总容量超过2×104m3。它储存的氢气主要用于合成氨和生产甲醇(Stone et al, 2009; Evans et al, 2021; Williams et al, 2022)。美国得克萨斯州有3个独立的盐穴储氢库用于石化工业(Lord, 2009)。奥地利与2014—2021年在莫拉斯盆地进行了枯竭油气藏中储存氢气的试点项目, 储存10%的氢气和90%的甲烷, 并且预计在2030年完成第一个在枯竭油气田中进行纯氢存储的项目(Hemme et al, 2018)。目前, 含水层中尚未成功实现纯氢的储存, 但是在法国、捷克和德国的地下含水层中都成功储存了氢气和甲烷等的混合物(表2)。然而, 在含水层储氢项目中观察到了强烈的细菌活动和气体转化的现象(Panfilov, 2016)。同时, 德国、法国、丹麦、印度、捷克、奥地利、澳大利亚、荷兰和阿根廷都已经启动了多个地下储氢研究项目, 评估大规模地下储氢的潜力、商业模式、工程和经济可行性(表2)。其中, 澳大利亚、印度和英国已经开始开展滨海地层大规模储存氢气的评估工作(Kiran et al, 2023; Peecock et al, 2023; Wang et al, 2023)。
表2 全球部分国家地下储氢项目

Tab. 2 Underground salt cavern hydrogen storage projects in selected countries

项目名称 所属
国家		 牵头组织机构 研究目的 研究周期
Plan-DelyKaD 德国 德国航空航天中心 深入比较相关的电解技术, 确定和选择德国最相关的盐穴地点的标准, 研究将存储的氢应用于不同终端用户的商业案例潜力, 并致力于确定大规模存储的氢在德国能源系统中的未来作用。 2012—2014年
InSpEE 德国 KBB地下技术有限公司 盐穴设计原则与基础地质/岩土数据、盐穴的选址标准的开发和部署, 以及德国北部盆地盐构造的可再生能源储存潜力的评估。 2015年结束
H2 research cavern 德国 HYPOS联盟(hydrogen power
storage & solutions east Germany)		 开发并正式批准一个盐穴储氢研究平台。 2019年5月—
2021年6月
HyCAVmobil 德国 德国氢和燃料电池技术组织 测试氢是否可以储存在盐穴中, 然后用于燃料电池车。 2019年6月—
2022年5月
STOPIL H2 法国 Storengy 在法国真正的盐洞中进行氢储存的工业试验。 2019—2020年
HyPSTER 法国 Storengy 利用盐穴储存电解氢并与工业和出行用途相连接。测试该技术在欧洲其他地区的技术和经济可复制性。 2021—2023年
HyStock 荷兰 Gasunie 研究和测试荷兰北部盐穴大规模储存绿氢。 2020至今
RP1.10-08 澳大
利亚		 Future fuels cooperative
research centre		 研究和测试澳大利亚大规模地下储存氢气的可行性, 评估预期需求。 2021—2024年
HyStorPor 英国 Engineering and Physical Sciences Research Council 评估氢气储存在英国地下储层(包括滨海地下盐穴)岩石中的可行性。 2023年结束
HyUsPRe 英国 Horizon 2020 Framework Programme 评估欧洲的多孔储层中实施大规模储存氢气的可行性和潜力。 2021—2023年
Underground Sun Storage 奥地利 Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft Austria AG Company 将可再生能源以氢气形式安全、季节性、大规模储存在地下枯竭油气田中的技术。 2017—2030年
Hychico 阿根廷 Capex Company 是一个结合了风电场、氢气生产和地下储存的项目。在地下油气藏中储存90%的甲烷和10%的氢气。 2010—2018年
RWE-Lobodice/Haje 捷克 Gas Storage Českárepublika 在地下含水层中储存一种含50%氢气和25%甲烷的混合气体, 供应所在城市的煤气需求。 1962年至今
Beynes 法国 Gaz de France 通过地下盐水层储存含有50%~60%的氢气。经过一年储存后提取的气体中含有微量的镍和铁羰基化合物, 1973年被改为天然气储存场所。 1956—1972年
Ketzin 德国 GFZ German Research Centre for Geosciences and Ketzin partners 通过地下含水层储存氢气、甲烷和二氧化碳。其中氢气含量为62%。 2008—2013年
FRS(170)/2022-2023/PE 印度 印度理工学院 评估印度滨海地层中实施大规模储存氢气的可行性。 2022—2023年

注: 表中数据来源于Stone等(2009)、Evans等(2021)、Williams等(2022)、周庆凡等(2022)、Kiran等(2023)、Peecock等(2023)、Wang等(2023)

目前, 我国的地下储氢研究还仍处于起步阶段, 并没有与地下储氢库的工程建设相关的报道。但是, 经过中国科学院武汉岩土力学研究所杨春和院士及其团队20多年来针对盐岩地下油气储备的研究, 我国已经建成了分别位于江苏省、湖北省、安徽省和河南省的近10座盐穴储气库, 目前主要用于储存石油和天然气。其中, 亚洲首座地下盐穴储气库是江苏金坛储气库, 于2006年12月建成投产, 平均每年可注采天然气4~7轮次, 最高日注气量达925×104m3 (张苏宁, 2023)。杨春和等(2024)提出我国在2060年盐穴储氢库的库容需求将达到260.6×104t, 应该尽早开展地下盐穴储氢项目的理论和试验研究。2023年湖北省大冶市利用地下矿洞改造, 进行深地储氢科研项目, 该项目已于2024年正式开工(王浩 等, 2024)。陕西省榆林佳县也于2023年签订了地下盐穴储氢项目, 计划在地下2500m建造盐穴, 盐穴容积可达5×104m3 (王浩 等, 2024)。然而, 国内尚无任何海下地质储氢项目以及相关工程建设的报道。目前, 海下储氢项目的研究在全球范围内都处于起步阶段, 只有少量国家开展了一些研究和试点项目, 我国应该抓住这一发展机遇, 及时推行相关的研究项目和试点工程, 积极探索和引领这一领域的发展方向。

2 海下盐穴储氢技术

海下盐穴储氢技术是一种利用滨海盐穴作为氢气储存设施的技术。这种技术利用盐岩地层的特性, 通过注入高压氢气来储存氢气。具体来说, 首先在海底地层中选择合适的盐穴或盐层, 这些盐穴通常具有良好的封闭性和稳定性。然后, 通过管道将高压氢气注入到盐穴中, 利用盐层的自然密封性能将氢气安全地储存起来(图2)。相比于地表储氢设施, 海下盐穴储氢技术具有更高的储氢效率, 可以更有效地利用地下储存空间。此外, 相比于陆地的盐穴来讲, 海下盐穴具有储氢容量大、地质稳定性高、安全风险低和储氢稳定性高等特点, 是一种具有广阔发展前景的储氢技术。然而, 在地质构造中储存氢气是一个成本高昂的过程, 需要仔细评估包括盐穴位置的选择、注入和提取氢气的技术难度和环境影响评估等诸多方面。
图2 海下盐穴结构示意图(a)和井筒局部示意图(b)(改自杨春和 等, 2024)

Fig. 2 Schematic diagram of the structure of an offshore salt cavern (a), and partial schematic diagram of a wellbore (b) (adapted from Yang et al, 2024)

2.1 盐穴建设选址

在选址过程中, 主要需要关注8个关键因素(Hematpur et al, 2023):
1) 地质条件: 地层储存氢气的能力取决于盖层和主岩的性质。盐穴储气库的岩层可以分为盐丘型和层状盐岩两种。盐丘型盐层厚度巨大, 盐岩品位高, 夹层少, 主要分布于北美和欧洲。而层状盐岩厚度适中, 盐岩品位中等, 夹层多, 水不溶物含量高, 我国此类岩层较多(完颜祺琪, 2015)。盐岩的渗透率和孔隙度较低, 并且对氢具有化学惰性。同时, 它的蠕变性能和在温度和压力变化时的黏塑性行为(盐岩的自愈能力可以显著降低氢气的渗透率)都非常适合长期储氢。盐穴的高盐度的条件也有助于限制微生物对氢气的消耗(胡超 等, 2023; 杨春和 等, 2024)。含杂质的盐岩中, 夹层会导致氢气的渗透率提高3~5个数量级。水溶造腔后, 杂质也会沉积到盐穴底部, 严重影响盐穴储气空间(杨春和 等, 2024)。需要选取盐岩品位高, 夹层少, 深度适中的位置建设盐穴。
2) 深度: 通常盐穴的建造深度为400~1400m(周庆凡 等, 2022), 最深可达2000m (Zivar et al, 2021; Allsop et al, 2023)。陆上盐穴的工作表明, 深度大于1300m时可以最大限度地发挥盐穴的储氢潜力(Lankof et al, 2022)。
3) 建造区域: 建造盐穴的位置距离海岸的距离需要小于80km (Abreu et al, 2023), 这样可以使海上储氢和陆地加氢站之间的管道和电力传输的成本降低。这也是决定海下盐穴储氢库的储氢容量的主要因素之一。盐丘型的岩层中建设盐穴时, 盐穴边缘与岩层边缘的距离需要大于500m; 层状盐岩中建立盐穴时, 盐穴边缘与岩层边缘的距离需要大于2000m (Allsop et al, 2023)。
4) 厚度: 盐穴储气库的高度通常在300~500m, 直径约为50~100m (Zivar et al, 2021)。盐穴高度通常约为盐穴直径的4倍(Caglayan et al, 2020)。上盘位置约为盐穴直径的75% (Caglayan et al, 2020), 下盘厚度约为盐穴直径的20% (Wang et al, 2015)。
5) 盖层: 盐穴上方的水深需要不大于80m, 盐穴顶部沉积物和盐岩的厚度不要高于1500m (Abreu et al, 2023)。因为盐穴上方的盖层必须具有足够的厚度和低渗透率。这样可以限制温度和应力对盐岩蠕变应变率的影响, 也有利于使用固定平台更加快捷、轻松地安装抽取设备。
6) 储层渗透率和孔隙度: 氢气的分子小, 更易渗透, 因此氢气的盐穴储气库对盐穴密闭性的要求更高。盐穴建设后可以使用低成本气体(如氮气和氦气)测试盐穴的渗透率。通常, 盐岩在洞穴内储存高压气体时, 渗透率较小, 而且由于蠕变现象, 裂缝可以自愈, 渗透率一般在0.007×10-3 ~ 0.05×10-3μm2, 可以忽略不计(王元刚 等, 2019)。
7) 存储容量: 目前英国和美国已建的陆上盐穴储氢库的储氢容量为2×105 ~ 1×106m3 (周庆凡 等, 2022)。但是, 储氢容量会随时间发生变化, Lankof等(2022)指出波兰的一个地下储气库的平均储氢容量约为最大储气容量的67%。需要注意, 盐穴的储气容量是根据工作气体的低热值来确定的。燃料的低热值(也称为净热值)定义为在初始温度为25℃条件下燃烧一定量的燃料, 并将燃烧产物的温度回升到150℃时释放的热量(假定燃烧产物中的水的汽化潜热不会被回收)。在转换盐穴中的氢气体积时, 相应地采用了氢气的燃烧能量密度3.065kWh Sm-3的低热值(Schiro et al, 2019)。然后, 将氢能储存容量估算值转换为能量密度, 通过将储存能力除以其自由体积来计算。这个自由体积与盐穴的深度直接关联(图3), 不同深度的盐穴的温度和压力不同, 因此计算出氢气的能量密度和储存容量也不同, 更深的盐穴可以容纳更多的氢气(Allsop et al, 2023)。
图3 氢气密度与压力的关系(a)和盐穴压力与深度的关系(b)(数据源于Vladuca et al, 2022; Allsop et al, 2023)

Fig. 3 The relationship between the density and pressure of hydrogen (a), and the relationship between salt cavern pressure and depth (b) (Vladuca et al, 2022; Allsop et al, 2023)

8) 储层压力: 储层压力必须足够高, 缓冲的气体也要充足, 这样才能确保可以提取出所有注入的氢气。但是地层越深, 现场作业的压力越高, 这也带来额外的成本。出于岩土工程安全的考虑, 盐穴运行时的压力大约为30%~80%的静岩压力, 压力范围通常在4×106 ~ 4×107Pa (周庆凡 等, 2022)。此外, 储层的有效应力还会对储层和盖层的绝对渗透率以及有效孔隙度产生影响。砂岩和页岩的渗透率和绝对孔隙度都会随着有效应力的增加而下降, 但绝对孔隙度受到的影响较小一些(Zheng et al, 2015; Chen et al, 2019; Zhong et al, 2020)。

2.2 盐穴的浸出和注采过程

首先, 使用钻井设备在海底下方钻孔, 达到盐层。通过注水的方式, 将淡水通过中心管注入盐层中, 与盐形成溶液, 溶解盐层并形成空洞(图4a)。持续监测盐穴的开挖过程, 确保盐层的稳定性和空洞的形成。Abreu等(2023)通过SALGAS软件模拟盐洞随时间的溶解过程。他们假设盐洞的顶端深度为1590m, 盐洞高370m, 注水和盐水回流管在溶解过程中不会改变位置。经过730d的浸出, 净空腔体积达到了1.6×106m3 (图4b)。盐洞中的难溶性夹层和不溶的沉渣颗粒(大于0.1mm)会沉降在盐洞底部(图4a)(何奇 等, 2022; Abreu et al, 2023)。
图4 海下盐穴储氢库结构示意简图(a)和盐洞分别在180、360、540和730d的溶解建腔过程(b)

图b中的数字表示盐穴宽度和深度(Abreu et al, 2023)

Fig. 4 Simplified schematic diagram of the structure of an offshore salt cavern hydrogen storage (a), and the dissolution and cavity formation process of the salt cavern over 730 days (b) (Abreu et al, 2023)

当盐层空洞形成后, 氢气注入前需要按照国际标准进行机械完整性测试(mechanical integrity test, MIT) (Van Sambeek et al, 2005; Ratigan, 2007), 使用氮气/卤水界面评估盐洞的密封性。从盐洞顶部注入氮气并维持压力和减压循环, 验证盐洞的气密性(Ratigan, 2007)。在盐洞溶解前, 对井和套管也需要进行类似的气密性测试。之后, 将氢气以高压压入盐穴, 通过渗透作用被盐层吸收。在此过程中, 盐层的渗透性使氢气能够有效地被吸收和储存。氢气的注采过程十分复杂, 需要注意储层温度、注氢速率、注采周期时长、垫气、储氢压力、相对渗透率和井射孔分布位置等因素对氢气储存效率的影响(刘翠伟 等, 2023)。盐层吸收氢气的速度取决于盐层的渗透性、厚度和空洞的大小, 氢气的注入过程可能需要数月甚至数年的时间(Mahdi et al, 2021)。当盐穴充满所需量的氢气后, 通过封闭盐穴口以及监测和管理设备, 开始正式储存氢气。氢气通常以高压状态储存在盐穴中, 以确保其稳定和安全, 但是盐洞顶板是最脆弱和最易发生泄漏的区域, 储氢压力受盖层密封性的限制。
此外, 由于氢气的能量密度比天然气低, 要获得相同的能量, 我们需要储存更多的氢气。因此, 用于短期(每日或者每周)储存天然气的传统管线装填方法可能不足以满足储氢的需求, 需要将多个盐洞连接在一起形成网络, 以提供快速的氢气储存、生产能力和输送能力。但是储氢库群之间的应力场会相互叠加, 渗流场也会相互影响, 需要设计合理的布腔和运行模式, 避免造成大规模的集群灾变(杨春和 等, 2024)。

3 枯竭油气藏储氢技术

枯竭油气藏储氢技术是一种利用已经开采完毕的油气藏来储存氢气的技术。枯竭的天然气储层由位于不渗透盖层下方的多孔、渗透性沉积岩组成, 通常由底部或边缘的含水层支撑(图5)。经过长期开采, 其内部油气资源已经基本开采殆尽, 而其本身具有良好的密封性和巨大的储存空间, 因此, 可以作为储存氢气的理想场所。这种技术不仅能够有效利用现有的地下储存设施, 降低储氢成本, 还可以确保氢气的长期安全储存, 为大规模氢能应用提供可靠的储存解决方案。
图5 枯竭油气藏和含水层型储氢库的示意图

Fig. 5 Simplified schematic diagram of depleted gas reservoir and aquifer hydrogen storage facilities

3.1 枯竭油气藏的特点与储氢库选址

枯竭油气藏的有3个主要特点。1) 良好的密封性: 油气藏具有天然的密封层, 防止油气向外泄漏, 适合长时间储存氢气, 减少储存损失。2) 大容量储存空间: 油气藏通常具有巨大的孔隙空间, 能够容纳大量的氢气, 可以提供季节性和TWh (太瓦时)尺度的氢气供应(Lord et al, 2014)。3) 现有基础设施: 已有的钻井和管道等基础设施可以在一定程度上继续使用, 可以节省大量的勘探和建设成本。同时, 枯竭油气藏中的残存天然气和氢气的混合物比纯氢更不容易与矿物质发生反应(Ganzer et al, 2013)。
枯竭油气藏储氢库的存储原理可以参考同类型的天然气储气库, 然而, 需要注意氢气与天然气的反应活性(包括化学活性和生物活性)不同, 同时, 氢气具有更高的压缩性、扩散性和更低的黏度。因此, 利用枯竭油气藏存储氢气时需要根据压力、温度、地质学应力、岩石和流体特性, 以及氢气的生物、化学反应重新进行详细综合评估选址(罗小明 等, 2023; Kiran et al, 2023; Hematpur et al, 2023)。枯竭油气藏储氢库的选址标准如下。
1) 地质条件: 储层具有较高的渗透性, 储层厚度大于4m。盖层具有较好的密封性(岩质最好为膏岩、泥岩), 可以承受较大的压力波动。地质构造尽量完整, 存在较少的内部断层。倾斜的储层优于水平的储层, 更有利于气体的存储。
2) 深度: 储层深度一般为300~2700m (Hematpur et al, 2023)。
3) 地理位置: 与城市距离为50~150km, 远离居住人群, 更为安全且便于氢气运输, 节省成本。
4) 储层与盖层: 枯竭油气藏储氢的储层压力通常在1.0~30MPa。阿根廷的Diadema油气藏的储存压力为1.0MPa, 储存温度为50℃, 奥地利的Molasse油气藏的储层压力为7.8MPa, 储层温度为40℃ (罗小明 等, 2023)。
5) 渗透率和孔隙度: 储层的渗透率要高于0.1mD, 孔隙度大于15%。盖层的厚度应该大于5m, 渗透率小于9.8×10-4mD (张益炬, 2014)。
6) 储存容量: 阿根廷的Hychico项目中枯竭油气藏的储存容量为4.9×107m3, 奥地利的Sun Storage项目中枯竭油气藏的储存容量为6×109m3。一般来说, 枯竭油气藏的储存容量比含水层和地下盐洞的储氢容积大得多, 适合季节性氢气供应。将枯竭油气藏开发到可以用做氢气储库通常需要3~10a (Cihlar et al, 2021)。
7) 经济效益: 判断改建油气藏的开采状态, 详细分析原有地面设施的剩余价值, 计算原有的采气井和管网的利用率, 评价改建油气藏后的经济效益是否有利(张益炬, 2014)。

3.2 枯竭油气藏储氢过程

与盐穴储氢类似, 枯竭油气藏储氢前也需要按照国际标准进行机械完整性测试, 确保枯竭油气藏的密封性仍然完好, 防止氢气泄漏。之后, 通过现有或新建的钻井, 首先注入缓冲气体(如氮气、甲烷和二氧化碳), 驱走储层孔隙中的原始流体, 形成一定的气压, 维持地层压力(图6)。
图6 阿根廷Hychico项目中气体注入和提取的各个周期(改自Sambo et al, 2022)

Fig. 6 Gas injection and withdrawal cycles in Hychico project in Argentina (adapted from Sambo et al, 2022)

与含水层储氢相比, 枯竭油气藏所需的缓冲气体较少。之后注入氢气, 比例约为40%~50% (罗小明 等, 2023)。注入过程中, 需要对氢气进行压缩, 使其能够进入油气藏的孔隙中。氢气在储层中的分布主要受到储层结构、孔隙度、渗透率等因素的影响。需要进行详细的地质研究和模拟, 以优化氢气的注入和分布。地层中的活性矿物的存在会导致氢气的转化和污染, 这一过程短期内不会造成显著的氢损失, 但杂质会随着时间累积, 封闭边界的枯竭油气藏更有利于氢气的存储。当需要使用氢气时, 通过反向钻井或抽取, 将氢气从储层中提取出来。提取过程需要控制压力和流量, 以保证氢气的稳定供应。

4 含水层储氢技术

含水层是地下水的天然储存库, 通常位于多孔的岩石或沉积层中, 这些岩层中的孔隙允许水和其他流体的存储和流动(图5和图7)。含水层的储层与盐穴相比可以容纳的氢气体积更大, 通常可以用于季节性的氢气存储。开放的盐水层通常承受静水压力, 注入氢气后原位的盐水被取代, 导致压力增加, 氢气的注入和抽取率受到岩石渗透性的限制, 通常每年为一个储存周期(Scafidi et al, 2021)。与枯竭油气藏相比, 含水层储氢时需要注入80%的缓冲气体, 防止气体滞留(Cihlar et al, 2021)。
图7 含水层储氢库示意图

Fig. 7 Simplified schematic diagram of a deep aquifer for hydrogen storage

4.1 含水层储层的选址

1) 地质条件: 储层需要具有较高的渗透性, 能够储存和传输大量的流体, 可以是碳酸盐和硫酸盐胶结物含量较低的砂岩, 以及富有黏土矿物的含水层储层。而盖层应具有极低的渗透性, 以组织气体流动, 同时具备良好的力学性质, 可以承受储氢后的压力波动。盖层最好是不透水, 不含方解石的页岩或者是碳酸盐岩的背斜或者穹窿结构, 这样可以减少氢气沿着边界产生的扩散和迁移, 最小盖层厚度应为6m (Heinemann et al, 2021)。
2) 深度: 深度通常为500~2000m, 更深的结构通常有利于氢气的注入和生产(图8)。储层温度约为17.5~70.0℃ (Matos et al, 2019)。
图8 不同渗透率(a)、背斜倾角(b)和深度(c)对氢气的注入和生产性能的影响(改自Heinemann et al, 2021)

黑点代表氢气的最佳注入率, 灰点代表氢气的最佳生产率

Fig. 8 The impact of varying permeability (a), anticline dip angle (b) and depth (c) on the injection and production performance of H2, black circles represent the best injection performance and the gray circles represent the best production performance (adapted from Heinemann et al, 2021)

3) 地层压力: 含水层储氢的运行压力为3~30Mpa (Hematpur et al, 2023) 或者5.3~21Mpa (Bai et al, 2014)。
4) 地理位置: 含水层储层的背斜倾角不要太大, 背斜倾角增大会导致需要更高的氢气和垫气的比例, 使氢气的注入性能降低(图8)。储层需要远离可饮用的地下水资源, 避免污染饮用水。
5) 储层渗透率和孔隙度: 高的渗透率可以提高储气产量, 使流体更有效地流向油井, 低的渗透率会导致井内压力无法有效消散, 从而降低储存容积。因此, 适合储存氢气的储层的渗透率必须具备高渗透率和高孔隙度的特征。其中, 岩石的渗透率应该大于10×10-3μm2, 储层的孔隙度应该大于10% (Heinemann et al, 2021)。
6) 储存容量: 含水层储氢库的容积比盐穴大得多, 比枯竭油气藏的容积小一个数量级。法国的Beynes储气库容积达到了3.3×108m3, 捷克的Haje和Lobodice储氢库容积均为1×108m3, 德国的Ketzin储气库容积为1.3×108m3 (Hematpur et al, 2023)。
7) 经济效益: 含水层的开发几乎没什么商业价值, 因此, 目前对含水层的地质特征了解较差, 含水层的开发需要进行地质调查, 保证盖层的完整性。它的开发时间和开发成本与枯竭油气藏相比较高(Zivar et al, 2021)。但是, 由于存储空间本身不需要建造, 因此开发成本比地下盐穴更便宜(Lord et al, 2014)。

4.2 地下含水层储氢过程

地下含水层中氢气的注采过程可以参考枯竭油气藏的氢气注采过程, 但是由于枯竭油气藏已经被证实是可靠的储存环境, 含水层储层则需要更加详细的实验室研究和试验来保证储存气体的可靠性。含水层储层中目前没有储存纯氢的案例, 氢气通常和天然气混合存储。利用含水层储存氢气时, 储层成功通过机械完整性测试后, 首先, 通过钻井技术将缓冲气体(通常是氮气或者二氧化碳)注入, 关井一段时间后, 再注入氢气(Pfeiffer et al, 2015, 2017)。缓冲气体可以增加储层的压力, 从而大大提高氢气的回收效率。注入氢气的过程中, 需要对氢气进行压缩, 使其能够克服地层的压力进入含水层的孔隙中。注入过程中, 需要重复多个氢气的注采循环, 这样可以大大提高采出气体中的氢气含量(图9)。Luboń等(2020)中指出第一个注采循环后, 采出气体中的氢气含量为25.41%, 但是5次循环过后, 采出气体中的氢气含量提高到了59.19%。提取过程中, 可能需要对含水层进行减压, 以促进氢气的流动。
图9 含水层储氢的注采循环中氢气注采量(a)和采出气体中的氢气占比(b)(改自Luboń et al, 2020)

Fig. 9 Hydrogen volumes (a) and the proportion of hydrogen in the withdrawn gas (b) during the injection and withdrawal cycles in a deep aquifer hydrogen storage (adapted from Luboń et al, 2020)

5 不同地下储氢技术的优势与难点

盐穴储氢的优势: 1) 高密封性。盐岩具有很强的塑性和低渗透性, 可以自我愈合裂缝, 几乎不透气, 因此非常适合作为长时间储氢的场所。2) 地质稳定性和安全性。盐岩结构在地震活动中表现出良好的稳定性, 具有较强的抗震能力, 使得氢气能够长时间储存在盐穴中而不会泄漏, 确保了储氢的安全性。3) 环境友好。将氢气储存在地下盐穴中, 对周围环境和生态系统的影响较小。4) 技术经验丰富。英美等国已经具有数十年的盐穴储氢经验, 这些经验可为地下盐穴的成功建设和运行提供充分的信心和技术保障。
盐穴储氢的劣势和技术难点: 1) 储氢容量远小于含水层和枯竭油气藏型储氢库。2) 地下盐穴的可用性在地理上受到限制, 中国的滨海地区并没有发现盐岩地层。3) 盐穴的建造和改造成本较高, 特别是在海下环境中进行建设, 费用更为昂贵。4) 盐水在洞穴底部积聚会增加储存氢气中的水蒸气含量(Luboń et al, 2020), 需要在生产时在表面干燥系统中对气体进行干燥(Hematpur et al, 2023)。
枯竭油气藏的储氢优势: 1) 地质条件优越。油气藏原本能够有效封闭油气, 已被证实具备高密封性和低渗透性, 适合氢气的长期储存。2) 地质稳定性好。经过长期的油气存储, 油气藏结构也得到了验证, 具有较好的地质稳定性。3) 较高的储存容量。枯竭油气藏的储氢容积是地层储氢中最大的, 相比盐穴和含水层储氢容积高几个数量级。4) 节约成本。利用已有的大规模地下储存空间, 减少了新建储存设施的成本和时间。同时, 可以利用现有的油气开采和运输基础设施, 降低额外投资, 减少建设周期。5) 剩余天然气二次利用。剩余天然气与氢气混合后更适合氢气的存储, 且更不易和周围的矿物质和微生物进行反应。6) 技术和地质经验丰富。油气行业积累了丰富的地质资料和地下存储和管理经验, 可以有效应用于氢气的储存。7) 环境友好。通过二次利用枯竭油气藏, 避免了新建储存设施对土地的占用和破坏, 降低了其废弃后的环境风险, 减少对生态环境的影响。
枯竭油气藏储氢的劣势和技术难点: 1) 油气藏的地质结构复杂, 可能存在不均匀的渗透性和孔隙度, 影响氢气储存效率。2) 设备需要重新检修。现有的油气开采设施可能因长期使用而老化和磨损, 而且输送氢气的管道和阀门根据氢气输入的量可能需要更换或升级改造, 避免氢脆现象。3) 氢气与岩石和残留流体相互作用。氢气可能与储层岩石和残留的油气或水发生化学反应, 需要研究这些反应对储存效率和安全性的影响。4) 压力管理有难度。氢气储存和提取过程中的压力变化需要精确管理, 以防止储层破坏和氢气泄漏。在全球, 枯竭油气藏储氢技术仍在研究和开发阶段, 多个国家和地区正在开展相关研究和试点项目, 以验证其技术可行性和经济性。
含水层的储氢优势: 1) 地理优势。含水层在各个地区分布广泛, 具有较高的地理应用潜力。许多地区都可以找到适合的含水层来进行氢气储存, 提供了多样的选择和灵活性。2) 较高的储存容量。含水层通常具有较高的孔隙度和渗透性, 储氢容量大大高于盐穴储氢容量, 适合短期和季节性调峰的储氢需求。3) 成本低。与盐穴储氢方法相比, 含水层储氢的前期投资相对较低, 不需要大规模的地质改造。同时可以利用现有的地下水管理技术和设施, 降低了整体储氢成本。4) 安全性好。地下含水层提供了稳定的温度和压力环境, 有利于氢气的长期储存。而且, 含水层中的水可以起到一定的隔离作用, 减少了氢气泄漏的风险, 提高了储氢的安全性。
含水层储氢的劣势和技术难点: 1) 技术不成熟。含水层储氢技术尚处于研发和试验阶段, 缺乏大规模商业化应用的成功案例, 且缺乏统一的技术标准和规范。2) 地质探测和设备投资大。未开发的含水层没有现有的基础设施, 因此必须进行详细的前期地质勘探, 并购买和安装所有地表和地下组件, 使得含水层开发成本高于枯竭油气藏。3) 具有环境风险。氢气泄漏或与含水层中的其他物质发生反应, 可能导致地下水污染。大规模氢气注入和抽取可能改变地下水的流动模式, 同时, 氢气的注入和抽取可能引发地质变化, 如地层压缩或地表沉降, 带来潜在的环境风险。4) 化学和生物反应不明确。含水层中的矿物质和微生物可能与氢气发生复杂的化学和生物反应, 这些反应的机制尚不完全明确。而且, 这些化学和生物反应可能影响氢气的纯度和储存稳定性, 同时对含水层的结构和功能产生影响, 增加了不确定性。

6 适合我国的海下储氢技术

尽管盐穴储氢是目前研究基础和经验最丰富、最有可能实现的地质储氢方式, 但由于我国从黄海到南海的整个中国海地区不具备形成膏盐岩或者蒸发岩的条件, 盐穴储气库只能在内陆建设, 无法在滨海地区建设。然而我国滨海地区具备丰富的地下含水层(王玉芳, 2023), 同时, 渤海盆地、北部湾盆地、琼东南盆地、珠江口盆地等多个盆地中均发现了结构多样、岩性多样的基岩油气藏(王建强 等, 2021), 亟须加快探索利用含水层或枯竭油气田进行氢气长期存储的技术。
目前, 我国没有任何含水层储气库的建设经验, 同时面临着库容小、封闭性差、大部分储层渗透率较低和埋深大的问题(王玉芳, 2023)。含水层储气库建设的前期探测和建设的投资成本较高, 建库的周期较长, 而且成功率较低, 法国的含水层储气库建设成功率仅为20% (王玉芳, 2023), 海下含水层储气库还面临更多未知的技术难题, 因此, 对于我国含水层储气库的建设需要谨慎规划。相比较而言, 枯竭油气藏较适合我国目前的海下储氢试点研究。我国对滨海的枯竭油气藏开发已经具备几十年的开发经验和技术储备, 油气藏具有天然的密封性和较高的孔隙度与渗透性, 油气藏上方已经具备完备的基础设施可以减少新建成本, 同时减少对新地质结构的开发需求。例如, 在南海北部陆缘新生代盆地中, 珠江口盆地、琼东南盆地及莺歌海盆地莺东斜坡带上分布着大量礁相碳酸盐岩(图10)。礁相碳酸盐岩是一类重要的油气储层, 世界上一些主要礁相碳酸盐岩大油气田的总储量已经达到40×108t以上(卫平生 等, 2006)。以碳酸盐岩为储层、页岩为盖层的储盖组合, 适合建立地下储气库(刘翠伟 等, 2023)。因此, 广东沿海地区具有开发海下油气藏储氢库的地质基础。然而, 未来我国发展海下储氢技术还需要面临一系列复杂的挑战, 可以利用地质学、地球物理勘探、地球化学、微生物学和数值模拟技术多种手段联合开展储氢研究的第一步。
图10 南海北部陆缘礁相碳酸盐岩分布(改自马玉波 等, 2009; Wu et al, 2020)

该图基于自然资源部标准地图服务网站下载的审图号为GS(2016)1570号的标准地图制作, 底图无修改

Fig. 10 Distribution of carbonates in the northern continental margin of the South China Sea (adapted from Ma et al, 2009 and Wu et al, 2020)

7 海下储氢技术面临的挑战

7.1 海下储氢的成本问题

海下储存氢气可以将海上风电和海上的低碳减排技术有机的整合起来, 形成一个集成的高效协同系统(Williams et al, 2022)。一般来讲, 虽然任何海上作业的开发和运营成本都高于陆上的替代方案(McCall et al, 2005), 但是路易斯安那州评估近海开发海上盐穴以接收船载液化天然气的评估报告指出, 尽管海下盐穴的建设成本较高(建设2个总存量为66亿立方英尺天然气并且每天可以输出12亿立方英尺天然气的码头的成本约为7.8亿美元), 但在陆上建设类似终端的建设成本约为5.75亿~6亿美元(McCall et al, 2005)。同时, 海下盐穴储存天然气的单位成本为每10亿立方英尺3.9×107美元, 而陆上罐式码头储存天然气的单位成本为每10亿立方英尺8.7×107美元, 海下盐穴相比陆上罐式替代方案而言, 具有安全性高、储存成本低、扩容成本低和运输成本低等诸多优势(McCall et al, 2005)。此外, da Costa等(2019)和Pestana等(2019)对一个巴西桑托斯滨海盆地的超深水盐穴储二氧化碳项目进行了全面的风险评估, 发现超深水钻探、盐洞开发和运营并不存在不可接受的风险, 除了和所有地下钻探项目一样存在管理风险外, 并不存在会导致海下项目无法运行的技术差距(Goulart et al, 2020)。使用枯竭油气藏和含水层的储氢方案由于不需要开采洞穴, 一般前期成本较低于海下盐穴, 尤其是枯竭油气藏可以利用现存的天然气开采设备, 但所有器材仍然需要针对氢气的开采重新进行谨慎评估和升级改造。

7.2 结合最新物探方法进行储氢库选址

在海下地质储氢技术研究中, 可以采用多种物探手段和方法来评估和监测储氢场地的地质条件: 1) 反射和折射地震法。利用人工震源产生地震波, 地震波在地下传播并遇到不同地质界面时发生反射和折射的现象, 在地表通过检波器接收, 通过记录反射波和折射波震相的走时和振幅, 利用全波形反演方法计算地层的厚度和速度结构, 分析储层的三维地质结构, 通过正演和反演地层的速度结构, 识别储层的断层分布、深度、厚度和详细起伏特征(Meadows, 2008; Lüth et al, 2011)。2) 电阻率法。通过在地表布设电极对, 向地下发送电流并测量电极之间的电位差, 观察地下不同地质结构的电阻率分布, 识别电阻率随深度的变化情况, 分析不同地层的矿物成分、孔隙度、含水量和地下含水层特征(Al Hagrey et al, 2014)。3) 重磁联合方法。通过重力测量和磁测量, 分别测量地表不同位置的重力场强度和地磁场强度的变化, 绘制三维的重力和磁力异常分布图, 推测地下不同密度的地质体(如盐丘、沉积岩、断层等)和磁性矿物(如岩浆侵入体)的分布情况(Pfeiffer et al, 2016)。4) 地热勘探。通过测量地表和地下的温度分布, 推测地下热流和地热异常, 用于识别地热资源和评估地下储层的温度环境。这些物探方法各有优势, 通过交叉使用不同的物探方法, 可以更全面和准确地判断地下储层和盖层的地质条件, 确保储氢位置的安全性和有效性。

7.3 氢气损耗

当氢气注入地下地层时, 岩石矿物、孔隙水、气体、离子和细菌之间的化学平衡将会改变。一般来说, 地下氢气的消耗包括, 化学反应损耗和微生物损耗两种方式(Zhu et al, 2023)。这些反应可能导致大量的氢损失、氢污染或者矿物沉淀, 从而导致氢气的泄漏、氢气的注入性减小, 或者改变围岩的地质力学特性。这些反应中的任何一个都可能损害地下储氢的安全和高效, 但是我们对这些反应的研究和认识依然不足(Lassin et al, 2011)。
化学反应损耗: 由于氢气化学性质活泼, 氢驱动的氧化还原反应可以与赤铁矿、针铁矿或者含Fe3+的粘土或者云母发生反应, 改变围岩的机械强度, 形成裂隙, 导致氢气的泄漏。但有研究表明这种氧化还原反应的程度十分有限(Kampman et al, 2016)。氢气还可能与含硫矿物(如黄铁矿)或者硫化物发生反应, 造成矿物溶解或者形成硫化氢, 降低储氢质量(Hematpur et al, 2023)。
微生物损耗: 目前我们对地下高压环境下氢气对微生物系统的影响还知之甚少。微生物导致氢气消耗的反应主要包括: 1) 氢气与二氧化碳在微生物作用下形成甲烷的发酵反应; 2) 氢气在微生物作用下与硫酸盐作用形成硫化氢的硫酸盐还原反应; 3) 与Fe3+发生铁还原反应和乙酸发酵反应(Ebrahimiyekta, 2017)。这些微生物反应受温度、盐度、pH、酶和微生物活性的影响。研究表明, 微生物可以生存的环境范围为15~120℃, pH 0~11, 盐浓度0~300g·L-1 (Hematpur et al, 2023)。微生物对氢气的影响会导致氢气的永久性损失, 而且这种损失会在氢气的整个注入/存储/抽取的过程中持续进行。同时, 随着微生物种群密度的增加, 形成的生物膜或矿物沉淀可能导致毛细管堵塞, 从而影响氢气的注入和产能(Kryachko, 2018; Dopffel et al, 2021)。因此, 进一步研究微生物反应导致的地层中氢气的损耗是十分必要的。

7.4 氢气的逸散性

氢气分子非常小, 并且比其他气体具有更大的扩散性。储存的氢气可能通过盖层、含水层、断层和裂缝发生泄漏。氢气可能溶解在盖岩和含水层孔隙空间中的水中。而且, 如果氢气和水之间的压力差超过围岩中的毛细管压力的最小阈值时, 则储存的氢气也可以进入围岩中。分析表明, 印度的Tapi枯竭油气田氢气的储存过程中由于扩散导致的氢气损耗最大为3.85% (Kiran et al, 2023)。在选址过程中, 需要利用地震数据详细评估地层中的断层分布, 以识别潜在的泄漏路径和弱点。同时, 进行详细的地质和地球物理分析, 以确保选定的盐层具有良好的盖层完整性和足够的厚度, 防止氢气逸出。储存过程中可以使盖层的入口压力足够高, 高于储存地层中的毛细管压力, 从而使气体无法逸出(Hematpur et al, 2023)。

7.5 氢气抽取过程中的迟滞现象

在地下氢气储存过程中, 需要在地下反复进行氢气的注入和抽取的循环。氢气在注入过程中, 首先会排出盐穴(或含水层)中的其他流体(主要是水), 这称为初级排水。随着氢气的注入, 氢气会逐渐扩散和吸附到储层的孔隙中。当需要从储存介质中抽取氢气时, 孔隙中的氢气会被抽出, 同时, 孔隙会被其他流体(主要是水)替代, 这称为次级浸润和次级排水。地下储氢中的迟滞效应是指在氢气注入和抽取过程中出现的这种非线性响应的现象(图11a, 11b)。迟滞效应的大小主要取决于储层的孔隙结构、相对渗透率以及注入和抽取过程中的流体流动和扩散过程。排水过程中井筒的毛细管压力升高缓慢(图11a), 同时气体的相对渗透率降低缓慢, 这时会有大量的气体被困在地下, 无法完全抽取出来(图11b)。迟滞效应会大大影响氢气的存储效率和回收率, 因此, 这也是地下储氢过程中需要重点考虑的一个因素(Hematpur et al, 2023)。可以通过利用奥斯特瓦尔德成核(Ostwald ripening)效应优化地下储氢系统。奥斯特瓦尔德成核效应是一种在多孔介质中气体重排的过程。其中较小的气体团聚体会消失, 而较大的气体团聚体会增长。地层中这个过程会导致氢气在孔隙中重新分布, 减少气体的困留量, 提高气体的回收率。虽然奥斯瓦尔德成核效应的影响主要发生在厘米尺度, 但它可以显著减少气体的困留量, 从而改善地下储氢系统的效率和性能(Blunt, 2022)。利用数值模拟手段, 可以模拟奥斯特瓦尔德成核效应以及氢气在储存介质中的流动和扩散过程, 帮助预测不同操作条件下氢气的行为, 并评估不同储氢方案的效率和可行性, 从而优化氢气的注入和抽取方案, 进一步提高储氢效率和回收率。
图11 氢气注入/抽取过程中的毛细管压力迟滞曲线(a)(改自Zivar et al, 2021)和氢气注入/抽取过程中氢气和水的相对渗透率迟滞曲线(b)(改自Fatemi et al, 2018)

灰色实线为实际氢气注入和抽取过程中不可回收的水和气体的界限

Fig. 11 Hysteretic capillary-pressure curves during hydrogen injection/withdrawal (a) (adapted from Zivar et al, 2021), and relative permeability curves during hydrogen injection/withdrawal (b) (adapted from Fatemi et al, 2018)

8 总结

海上风电除了离岸距离远和电力输送成本高外, 因为受风速变化影响大, 发电量存在间歇性和不稳定性, 电网完全无法消纳这种不稳定的电能。然而, 通过电解水制氢可以有效利用这部分原本可能浪费的电能, 提高海上风电的整体利用效率。因此, 海下储氢库的建设不仅会大大降低储氢和运输成本, 还是海上风电必备的配套设施, 是实现双碳目标的首选技术。此外, 由于海底地质环境相对稳定, 油气藏密闭性好, 非常适合利用海底空间进行大规模、安全的氢气存储。我国亟须利用海下储氢技术的巨大潜力, 推动氢气相关产业发展, 助力实现碳减排和2060年净零排放的目标。
海下储氢库的选址是至关重要的, 地球物理手段在这一过程中不可或缺。由于油气藏中已经进行过油气的开采, 可以结合前期的探测资料同时借助先进的地球物理探测技术, 重新针对氢气密度小、黏度低的特点进一步地详细分析研究区的精细地质构造, 包括地层厚度、深度、纯度和连续性等关键参数对储氢的影响, 这些信息对于评估油气藏的储氢潜力和安全性至关重要。其次, 通过地球化学试验和微生物试验, 评估油气藏中矿物质和微生物与氢气的化学相容性和微生物反应性, 构建不同尺度的区域地质封存氢气的稳定性评价体系, 全面评估储氢库的长期稳定性和储氢能力。与此同时, 需要利用数值模拟技术, 模拟氢气在地层中的赋存形式、迁移特征和运移规律, 评估氢气在不同地质条件下的行为特征, 以确保储氢过程的安全性和有效性。此外, 还需要及时开发适用于海下油气藏环境的专用材料和新技术, 增强地层的密封性能, 防止氢气泄漏, 确保储氢系统的可靠性。最后, 建立储氢的监测和管理系统, 实时监测储氢过程中的各种参数, 包括压力、温度和氢气浓度等, 通过先进的监测手段, 确保储氢系统在运行过程中的安全性, 及时发现和处理潜在的风险。通过全面应对这些挑战, 可以推动我国海下储氢技术的突破和应用, 为未来的大规模氢气储存提供可靠的解决方案。

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