地下储氢：技术、地质构造和未来前景的综合综述

《Energies》：Underground Hydrogen Storage: A Comprehensive Review of Technologies, Geological Formations, and Future Prospects

　　

氢（H₂）正成为长期储能和支持可再生能源系统深度脱碳的重要途径。地下储氢（UHS）相比地上系统具有战略优势，因其可容纳大体积、受地质封闭、且循环运行成本低。本综述比较了四种关键的储氢地质构造：盐穴、衬砌岩石洞穴、枯竭油气藏和咸水层。研究人员基于储存机制、效率、安全性、技术成熟度和经济可行性对每种系统进行了评估。本综述还引入了一个统一的跨介质评估框架、一个技术就绪度（TRL）-风险矩阵、一个技术发展路线图，以及基于人工智能（AI）监测的新见解，为大规模UHS实施提供了指导性建议。盐穴具有高注入能力、保持氢纯度，并在60至180巴压力下每年进行6至12次循环；然而它们仅存在于特定区域。衬砌岩石洞穴可在任何地点建造，但密封和经济问题使其应用困难。枯竭油气藏具有太瓦时（TWh）级容量和已建基础设施。而咸水层则具有全球最大潜力，但需加强微生物响应管理和垫层气优化。现有研究的综合揭示了在循环地质力学、氢-岩石-微生物相互作用以及高压储存衬垫性能方面的关键研究空白。本综述以技术经济和安全考虑作为结论，并确定了将地质UHS部署为净零氢经济关键组成部分的未来方向。

1. 引言
化石燃料排放是气候变化的重要因素，对地球构成重大威胁。对可持续和清洁能源解决方案的探索使人们对氢（H₂）作为一种多功能环保能源载体兴趣日增。作为现有化石燃料的重要替代品，H₂可帮助解决紧迫的环境问题，减少温室气体排放，并使能源格局更加可持续。氢是全球能源转型的核心，因其在电力、交通和工业等领域的脱碳潜力。氢具有清洁、多用途和高能量密度的特性，可用于发电、交通、化工和供暖等多个领域的脱碳。氢在使用时不释放二氧化碳，且可由可再生资源制取，从而支持净零碳经济。氢必须以低成本生产、供应、储存，并整合至大规模能源系统，以满足供需需求。地下储氢（UHS）是新氢经济的关键技术，旨在弥补可再生能源生产与需求之间的时间差。随着世界向清洁能源过渡，安全、高效、可持续地储存大量H₂成为深度脱碳的关键环节。
与高压罐、低温储存、金属氢化物和吸附材料等地表解决方案相比，地下储氢（UHS）是大规模长期储存的最佳选择。UHS利用天然和人工地下地质构造，在高压下储存大量H₂，这基于数十年地下天然气储存经验。其战略优势包括更大的储存容量（吉瓦时至太瓦时）、地质封闭确保安全，以及更低的单位长期能量成本。本文通过分析用于储存的主要地质构造——包括盐穴、衬砌岩石洞穴、废弃矿井、枯竭油气藏和咸水层，审视了UHS的现状与未来。每种构造都有其独特挑战和待解决问题。在美国和欧洲，通过溶液开采形成的盐穴已因高度致密性、稳定性和快速循环能力而闻名用于H₂储存，但受限于地理位置，储存空间适中。当缺乏盐岩构造时，衬砌岩石洞穴（LRC）和废弃矿井是其他选择，它们在选址上更灵活，但建设成本更高，并引发材料完整性相关问题。枯竭油气藏极具前景，因为已证实其地质封闭性且已有基础设施，适合季节性及战略性H₂储存。咸水层是最常见且分布最广的选择，潜力巨大，但地质不确定性和采收问题使其目前理解最浅、探索最少。
UHS的未来应用与H₂制取技术进步、可再生能源扩展、能源市场变化和新的法规紧密相关。随着各国实施氢路线图、建设氢基础设施（包括电解枢纽、管网和储运走廊），UHS将有助于平衡能源系统、减少可再生能源弃电、实现部门耦合并增强能源安全。然而，这需要地质学、油藏工程、材料科学、微生物学、政策和经济学等多领域协作。
尽管已有大量关于UHS的综述，但大多集中于特定地质系统或孤立方面（如微生物学、地质力学或流体动力学）。现有综述未提供跨所有储层类型的综合比较，未采用容量、循环性能、地质力学完整性、微生物风险和技术经济学的统一标准。许多综述文章从特定学科或地质视角探讨了地下储氢，例如盐穴地质力学、枯竭油藏微生物行为或含水层流体动力学。部分研究仅关注单一储层类型，其他则提供了广泛概述却未应用统一比较框架。相比之下，本综述提出更全面和结构化的方法：应用统一评估框架（如表6所示）系统比较四种主要UHS类型的功能、技术、经济和环境标准；引入整合技术就绪度（TRL）与岩土及运行风险的综合技术就绪与风险矩阵；概述与全球能源转型目标一致的UHS分阶段发展路线图；此外，还前瞻性地分析了人工智能如何整合至UHS规划与运营中——这是现有文献中大多被忽视的领域。本研究还强调了仍需解决的问题，包括循环应力、氢反应性和垫层气优化，从而为新型氢经济中大规模UHS的应用设定研究目标。表1展示了用于比较各UHS方法的标准化评估框架。

2. 地下储氢：分类与原理
地下储氢（UHS）可缓解由可再生能源波动性引起的供需差异。UHS方法比标准地上解决方案更安全，因为它减少了储存H₂与氧气接触的可能性，例如在含水层中。近期大量关于UHS的研究集中在枯竭油气藏、含水层以及人工地下空间（如盐穴和岩石洞穴）。这些地质构造具有某些良好特性：(i) 足够的气密性，(ii) 壁厚远大于普通储罐，(iii) 深度大，增加安全性。在多孔介质（如含水层或枯竭油藏）中储存H₂需要合适的地质结构，这与储存天然气的要求不同。这些结构包括由不可渗透盖层或密封层包围的良好封闭的多孔渗透性岩层，以安全储存H₂并最小化损失。尽管气体开采频率不同（H₂储存更频繁），我们对地下系统储存H₂的多数认知源于天然气储存（NGS）经验。表2从功能、特点和问题方面比较了四种地下储氢类型。盐穴提供纯净、快速循环的储存，但成本高且受限于位置。枯竭油田可复用基础设施，但存在污染风险。含水层容量大、分布广，但面临密封和微生物问题。废弃矿井成本低，但易泄漏和不稳定。在评估各UHS类型之前，表3总结了它们当前的技术就绪度、进行中的项目及实施水平。

2.1. 盐穴
盐穴对于大规模长期储存在平衡供需波动方面是最优选择，尤其是在脱碳和可再生能源加速实施的情况下。盐穴利用了岩盐的近零渗透性、自愈特性和化学惰性，不同于地表H₂储罐或多孔构造（如含水层或枯竭油气藏）。盐穴是当前最成熟且已商业化部署的UHS方法，特别适合频繁循环和高纯度H₂储存。盐穴具有良好的储存和可扩展性。洞穴可储存在500至2000米深度，容积从10万到超过100万立方米。这些深度和容积可实现极高压力（通常20–30兆帕（MPa））的H₂储存。美国Clemens Dome项目已展示长期可靠性，实现了99.8%的H₂使用率且超过60,000次压力循环无故障。盐穴像一个大型“能量电池”，在峰值时储存多余可再生能源，在需求增加或产出减少时释放H₂。表4列出了盐穴用于地下储氢（UHS）的关键特征、优势和局限性，涵盖地质完整性、储存容量、性能、氢纯度、经济因素和环境影响。该表突出了盐穴为何是可行且高效的大规模H₂储存选项，同时概述了其地理和操作限制。盐穴储存也被证明具有成本效益，尤其是在资本支出（CAPEX）和H₂储存平准化成本（LCOHS）方面。由于溶液开采是成熟且经济的建造技术（每立方米1–2美元），盐穴在经济上更具优势。盐穴H₂储存成本比地上储罐便宜80–90%，盐穴UHS成本为每公斤H₂ 0.39–2.41美元，而地表储罐为5.00–15.00美元。盐的地质完整性减少了泄漏和监测成本，降低了运营费用。美国Clemens项目通过将H₂储存与天然气盐穴基础设施合并，将开发成本降低了40%。这种成本效益使得盐穴系统可大规模应用，尤其是在具有盐丘或层状盐岩的地区。盐穴在变化条件下比其它储层类型更有效。例如，美国犹他州先进清洁能源储存（ACES）项目成功完成了15次注入/抽取循环，泄漏率低于每循环0.08%，达到行业标准。德国Teesside项目采用压力维持方法替代垫层气。光纤传感器技术正集成至井筒中，用于实时监测结构并早期检测泄漏，增加了冗余和诊断知识。盐穴具有卓越的操作灵活性，快速注入和抽取能力使其非常适合平衡短期能源波动。相比之下，含水层和枯竭油气田的注入和产出速率受限于岩石渗透率和流体压力的差异。盐穴同时服务于长期季节性储存和短期电网稳定性。此外，盐穴在储存期间保持H₂纯度，无需复杂昂贵的纯化过程，降低了下游处理成本。盐穴储存是最成熟的技术选项，受益于数十年天然气和城市煤气储存的操作经验。已验证的应用包括美国Clemens Dome设施（超过60,000次压力循环，99.8%氢回收率）、犹他州大规模ACES项目（目标1.5 TWh绿色H₂储存）以及欧洲试点（如德国HyCAVmobil和英国Teesside项目），这些项目将储存整合至区域氢枢纽。经济上，盐穴的LCOHS极具竞争力，资本支出主要用于洞穴浸采和完井，运营成本用于压缩和监测，通过改造现有天然气盐穴基础设施可节省高达40%的开发成本。然而，关键挑战依然存在：地理限制于具有合适盐矿床的区域、与洞穴蠕变和体积损失相关的长期稳定性问题、干旱地区水资源管理和盐水处置的可持续性，以及需调整现有天然气储存法规以应对H₂的高扩散性和脆化风险。溶液开采需大量水，在干旱地区带来可持续性问题。改进的水管理和安全盐水处置可能激发创新性的盐穴设计和运营。从更广泛的环境角度看，盐穴是比地表储罐或化石基储存更清洁的选择。在美国某些项目中，年泄漏率低于0.05%，盐穴适用于对气候变化敏感的能源基础设施。美国能源部2024年氢战略和欧盟REPowerEU计划都强调了地下储存对H₂生态系统发展的重要性。然而，本文讨论了若干技术和监管问题。在含有泥岩或石膏层的盐穴中，渗透率会上升数个数量级，加剧泄漏。若不加干预，渗透率超过1×10^?17 m²的岩石在30年内可损失45%的H₂。随着时间的推移，盐岩缓慢变形，导致洞穴收缩和结构稳定性下降。某些盐穴在30年内体积损失1–3.5%。天然气储存有相关法规，但H₂因其更轻、更具扩散性和化学活性，需要自身的风险评估和材料兼容性标准。突出成功项目（如美国ACES和德国HyCAVmobil）有助于改变公众认知并推动政策倡导。表5概述了盐穴用于H₂储存的独特技术和操作方面，突出其形成、不渗透性、储存容量和循环灵活性等关键特征，以及当前全球项目和工业应用，同时指出H₂低密度和压缩需求的挑战，强调盐穴总体上适用于大规模地下储氢。

2.2. 衬砌岩石洞穴与废弃矿井
在全球努力开发可扩展、安全且经济高效的储存系统以平衡可再生能源间歇性并确保工业和交通稳定H₂供应的背景下，岩石洞穴和废弃矿井正成为可行的地下储氢（UHS）选项。两种方法均基于地下储能这一更广泛的概念，该概念在天然气、石油和压缩空气储存中已成功应用，但需针对H₂这种小型、扩散性和反应性分子进行仔细重新评估。表6对衬砌岩石洞穴（LRC）和废弃矿井用于地下储氢（UHS）进行了比较分析，审视了定义、优势、挑战、安全性、循环能力、环境风险和技术就绪度等关键方面。另一方面，废弃矿井是先前采矿活动留下的人造空隙，通常不规则、受损并与地下水系统相连。对这两种储存选项的容量、安全性、易用性和环境影响进行深入分析表明，工程岩石洞穴在某种程度上对H₂储存具有技术可行性，但仍受限于密封和成本问题。而废弃矿井尽管具有表面上的经济优势和现有空隙体积，但持续的结构、环境和运营风险使其不适合安全的大规模H₂封存。在系统容量方面，岩石洞穴可储存中等到高量的H₂，取决于地质、开挖设计和增压方法。例如斯堪的纳维亚的压缩空气或石油储存系统可容纳50,000至1,000,000立方米，意味着在5–15 MPa压力下可储存数十至数百吉瓦时能量。岩石洞穴的主要优势在于设计灵活性大。然而，岩石洞穴在储存H₂方面效果不佳，因为需要人工密封系统（如混凝土或聚合物衬里）以防止气体通过大多数结晶岩中常见的微裂隙泄漏。因此，即使理论容积容量很大，实际H₂容量（可安全长期储存而不大量损失的量）更低。在循环储存系统中，压力和温度波动导致密封材料老化和微裂隙扩展，加剧了这种限制。因此，岩石洞穴的实际储存效率不取决于空腔大小，而取决于密封方法的有效性和长期维护。相比之下，废弃矿井的容量潜力不总是明确且可变。储存H₂的能量密度（基于体积和压力）在矿井中仍远低于设计的岩石洞穴或盐岩层。此外，矿井的不规则形状使得注入和抽取循环中压力分布不均匀，产生应力集中区，进一步降低可用容量。大型废弃矿井可用混凝土或聚合物衬里以提高稳定性和防水性，但这些改造因复杂的通道和破碎的基础设施而过于昂贵且难以实施。因此，废弃矿井的实际储存容量远小于其空间体积，且加压H₂储存的技术要求使其不适合长期或高密度储存。安全性在岩石洞穴和废弃矿井之间产生了更显著的区别。在设计的岩石洞穴中，安全性主要源于结构完整性、地应力封闭和工程屏障，而非天然不渗透性。氢脆是钢、水泥和一些聚合物衬里的已知问题，因为H₂分子可进入金属或水泥质材料的微观结构，随时间削弱力学连接。实验室研究（尤其德国H₂储存研究项目）表明，保持材料渗透率低于10^?19 m²对技术密封性至关重要。然而在实际中，岩石-水泥系统在热-力学循环后常超过此水平。此外，结晶岩不像盐穴中的岩盐那样具有自愈合能力。一旦裂缝开始，它会在反复张力变化下扩展，密封效率逐渐下降，H₂泄漏可能性随时间增加。废弃矿井本质上是不安全的H₂储存场所。主要安全威胁来自地质退化、通往地表的不受控通道以及先前采矿活动残留的污染物或反应性元素。大多数废弃矿井中有地下水系统流通。H₂易燃（空气中4–75%），点火能量极低，即使是小泄漏也可能造成严重安全风险。在含有残余空气或含氧地下水的矿井空腔中，H₂-氧气爆炸的可能性不应被忽视，尤其是在浅层或通风不良的矿井中。专用岩石洞穴在易用性和操作方面优于改造的废弃矿井。但开挖和衬砌的高昂成本（每立方米储存空间10–20美元）使其不如盐穴实用。此外，岩石洞穴相对稳定，但不具备盐的自密封特性，因此衬里和井口需要定期检查和维护。然而，如果为季节性战略储备而非日常循环建造，岩石洞穴可适合中长期H₂储存。另一方面，安全或高效地运营废弃矿井非常困难。尽管复用现有空隙可降低初始开挖成本，但密封、监测和风险降低的总成本往往超过新建专用储存设施。因此，从实用和经济角度，废弃矿井不适合使用，除非在严格受控的试点条件下。表7展示了岩石洞穴和废弃矿井用于H₂储存的显著特征，聚焦于其形成、建设和操作特性，描述了衬里、排水系统和压力管理等工程要求，以及当前应用（包括瑞典HyBRIT试点项目）。表7还强调了衬砌岩石洞穴（LRC）技术在灵活性、压力处理能力和动态H₂储存适用性方面的优势。

2.3. 枯竭油藏
将报废油气田改造为氢储存，利用现有井眼、数据和基础设施，实现低资本支出和约1.23美元/kg H₂的平准化储存成本，展示出高技术就绪度，得到英国、奥地利和美国等地试点项目的支持，类比于天然气储存。然而，这种方法面临特定挑战，包括H₂与盐水和残余烃的相互作用、微生物消耗、重力超覆和混合问题，以及因H₂较小分子尺寸引起的盖层完整性担忧，这些都是其特性概况中与储存容量和基础设施优势并列的关键考虑因素。含油或含气的烃类储层是经过多阶段成岩作用（包括源岩发育、运移和时间推移）的地质构造，起到储存烃类的作用。通常这些储层被不可渗透层覆盖，底部或边缘常受含水层支持。当气田接近生产末期时，常被改造成储气设施。已枯竭或接近枯竭的气藏特征为低压和高含水饱和度，这是由于含水层水驱替了原气区。因此，水驱前缘后的气体饱和度从最小（初始气/水接触面附近的残余气饱和度）到最大（气/水接触面附近的气体饱和度）变化。枯竭气藏可概念化为孔隙中主要被残余气占据且含水最少的含水层（地质圈闭）段。表8列出了枯竭油藏用于地下储氢（UHS）的关键特征、优势和挑战，突出其大储存容量、已证实的地质完整性以及因现有基础设施带来的成本优势。在枯竭油藏中，孔隙体积、渗透率、残余流体饱和度和垫层气-工作气相互作用决定了地下H₂储存容量。研究表明，枯竭气田和油田是最好的一级大规模H₂储存方案，容量为吉瓦时至太瓦时。研究发现垫层气占储层容量的25–80%，CO₂既可作为压力支撑介质，又可作为长期封存相。在枯竭油藏中，多相H₂、盐水和残余油相互作用显著影响容量。残余油和水饱和度减少了H₂孔隙空间，排水和吸入循环之间的滞后效应可导致气体在孔喉中捕集。然而，许多油田的巨大且已充分表征的储存容量和现有基础设施缓解了容积效率低下的问题。经过盖层和井完整性测试，许多成熟油田可安全支撑多TWh容量。H₂的小分子尺寸带来封闭挑战，但有助于注入和抽取过程中更快的压力均衡。地下储氢安全性包括井筒完整性、盖层密封性、地质力学稳定性以及防止地球化学或微生物反应。研究者一致认为，若处理了H₂的特殊特性，枯竭油藏（在地质时间尺度上安全容纳烃类）可提供安全封闭。气藏中的主要安全问题为气体混合和重力超覆——浮力H₂向上迁移越过密度更大的垫层气，扩大界面面积并导致纯度损失。Williams等人观察到水平广泛发育且垂向厚度薄的层系会增加混合。研究还发现自然非均质性（如低垂向渗透率层）可减少重力超覆。均质岩层需操作速率控制以避免锥进和越流。安全性不如盖层完整性重要。两项研究均强调需监测毛细管入口压力和破裂阈值，以防止H₂通过微裂隙或粘土夹层泄漏，因其分子半径仅为0.12 nm。Dilshan等人利用毛细管密封的Young-Laplace方程，基于润湿性和界面张力量化了盖层下方H₂柱的稳定高度。孔喉残余捕集使采收更困难，但提供了安全缓冲。评估认为，枯竭油藏安全保障需要流体动力学建模、地球化学分析和微生物风险评估。易用性指H₂储存系统的安装、操作和循环。两项研究强调衰竭烃类资源包含井、管道和生产期的地质数据，使其在操作上高度便利。新建盐穴或含水层的成本远高于使用该基础设施。随着垫层气比例增加，抽取效率提高，压力-体积关系可预测且稳定。注入井设计和速率计划可平衡分散和重力分异，提高H₂抽取率。理解流体-流体和流体-岩石相互作用简化了油藏操作。H₂储存的循环性质对盖层施加应力，因此需要实时地震和压力研究以验证充注-采出期间的力学稳定性。制氢厂靠近油田，使部署更容易。将H₂储存整合至能源基础设施可简化物流并降低运输成本，尤其许多炼油厂和石化厂靠近成熟油田。文献分析还显示，大多数研究和试点项目位于枯竭油藏资料丰富的地区（美国、中国、英国、沙特阿拉伯、德国和澳大利亚），表明全球将烃类资产改造为清洁能源储存的准备度日益提高。地下H₂储存的环境影响包括全生命周期排放、土地使用、地下生态系统扰动和碳封存。两项研究推荐排液后的油藏，因为复用地质构造而非建设新地表基础设施，可减少生态足迹。Williams等人创新性地使用CO₂作为垫层气，将H₂储能与碳捕集与封存（CCS）结合。一个地质场所可用作双用途脱碳系统：临时储存H₂以应对可再生能源间歇性，并在油藏底部层系（枯竭气）永久封存CO₂。模拟显示，这种配置提高了H₂储存效率，并通过固定大量CO₂减少了温室气体排放。若构造和盖层密封完好，CO₂泄漏风险很小，因为它在H₂区下方保持不动。含油层系中的化学和微生物过程使环境安全性复杂化。H₂注入引起的氧化还原变化可导致矿物溶解或沉淀，释放痕量金属或改变地下水化学。大多数反应缓慢，场地选择（优先选择惰性岩性如石英砂岩的储层）可降低长期风险。微生物将H₂转化为甲烷或H₂S可能造成局部污染。通过灭菌、控制注入温度或在不需要时排除CO₂可减少这些过程。从系统角度看，两项研究认为UHS对大规模可再生能源整合至关重要。多余风能或太阳能可储存为H₂，在需求高峰期释放，减少能源系统的碳足迹。Ali等人补充说，改造已废弃油田可减少地表扰动、避免钻井足迹，并利用现有监测井进行环境监测。需要标准化的地下H₂法规以确保环境合规性并最小化与邻近含水层的意外相互作用。

2.4. 含水层
氢是脱碳能源网络不可或缺的一部分，因其多功能性和高质量能量密度。大规模H₂储能需要安全、廉价且环保的储存方式。盐穴、衰竭烃类矿床和咸水层在环境和经济上可行，尤其在缺乏其他构造时。咸水层巨大，具有大量孔隙体积，且已在天然气储存和碳捕集与封存（CCS）项目中研究数十年，可为H₂储存提供地质、流体动力学和操作信息。含水层由多孔渗透性沉积岩组成，被盐水饱和并被不可渗透层覆盖。H₂注入驱替盐水并填充孔隙空间作为游离气。储存行为取决于H₂-盐水驱替、毛细管捕集、溶解和浮力迁移。H₂的密度、粘度和盐水溶解度均低于天然气，影响其地下流动和采收效率。在含水层模型中，H₂采收因子可达78%，全球能源效率约为40%（电-氢-电）。大型含水层可满足国家需求。例如加拿大Keg River含水层可储存3.24 Mt H₂（约2.3 EJ），满足国家电网的季节性能源需求。含水层分布广泛且通常靠近可再生能源站点，是大规模H₂储存最易获得和环保的选择。盐穴远小于咸水层，后者可储存数倍。对于电网级和季节性应用，其孔隙体积、地质稳定性和区域面积可实现多太瓦时储能。储存受岩层深度、孔隙度、渗透率和盖层完整性影响。全球沉积盆地（包括北美、欧洲和亚洲）包含适合此用途的厚含水层。可回收H₂约占注入气的20–50%，其余作为垫层气维持油藏压力。含水层可能需要比枯竭油藏多80%的垫层气，需要可观但合理的资本支出。注入压力、盖层阈值和运移路径需要通过数值模拟和场地表征确定。表9列出了咸水层用于地下储氢（UHS）的关键特征、优势和局限性，强调其巨大的全球潜力和最小地表影响，但突出了低氢采收率、高垫层气需求和不确定的地质密封性等主要挑战。咸水层具有巨大全球潜力且靠近可再生枢纽，尽管采收率和场地不确定性存在挑战，但仍提供可扩展的长期H₂储存。安全性是含水层储存的关键。最佳含水层构造稳定、远离断层带和褶皱地层，并具有足够密封压力以在注入和抽取期间保持气体。来自天然气和CO₂储存操作的经验证据表明，设计良好的含水层系统是安全的。综合系统设计、地质筛选、材料工程、操作管理和强大监测，并得到透明法规和利益相关者参与的支持，决定了安全性能。场地表征后，咸水层比其他大规模储存方案更易部署。与盐穴需昂贵开挖不同，含水层利用孔隙空间。它们可利用现有天然气基础设施与可再生能源和H₂枢纽一起建设。压缩H₂通过井注入含水层，形成储存羽流（类似天然气）。一部分永久捕集作为垫层气，其余为季节性工作气。油藏管理、优化压力梯度、最小化粘性指进和气体沟流、控制污染决定了系统性能。然而，含水层操作需要复杂建模、控制和特定场地调整。流体-岩石相互作用、多相流动态和非均质性需要复杂建模和试点测试。根据实验室研究和现场类比（如德国和法国的城镇煤气储存），这些程序在受控条件下是可行的。整合潜力使含水层储存易于与电解厂、可再生能源站点和H₂运输网络连接，实现无缝转换和调度。小地表足迹减少了环境影响。咸水层是最绿色的地下H₂储存方法。它不会像某些盐穴那样转移淡水或处置盐水。含水层位于饮用含水层以下深处，保持密封完整性可降低地下水污染风险。由于H₂无毒，适度泄漏带来很小生态风险，但其易燃性需要封存。注入压力的间接影响可能包括地下微生物变化、矿物变化或轻微地震反应，这些已从CO₂储存类比中了解，如图1所示。全面的风险评估和环境监测对于公众接受度是必要的。图1展示了多孔介质中H₂损失路径。大规模H₂储存有助于电力系统脱碳，促进环境可持续性。含水层储存缓冲间歇性可再生能源，减少化石燃料调峰电厂，确保清洁电力。生命周期分析表明，H₂在含水层中的储存比电池或压缩空气的环境影响低得多。公众认知是重要的社会和环境方面。关于安全、环境保护和社区利益的透明度建立信任。参与式治理——让当地利益相关者参与选址和监督——可减少阻力并加速项目推广。经济上，含水层储存具有竞争力。H₂的平均平准化成本为1.29美元/kg，仅次于枯竭油气藏（1.23美元/kg），远低于盐穴或硬岩洞穴（1.61–2.77美元/kg）。含水层的资本密集型场地搜索和建设之后，压缩能量、维护和监测的运营支出适中。随着H₂价格下降，垫层气费用（主要资金锁定）减少。政府、工业界和学术界应合作改进研究、试点项目、法规标准和社会接受度。将含水层储存规模化并整合至H₂供应链需要持续监测、适应性管理和法律明确性。地质丰富性、环境责任和技术可扩展性在咸水层H₂储存中相结合。其系统容量优于现有储存技术，可实现国家和大陆级别的季节性能量平衡。由于高孔隙体积、广泛分布和靠近可再生能源，含水层对净零转型至关重要。成熟的工程和监管程序使安全性具有挑战性但可控。通过基于数十年经验的特定场地地质表征、基于密封完整性的盖层选择、耐腐蚀材料和广泛监测网络，可将CO₂和天然气储存的风险降低。设计、操作优化和监控可监测化学反应、H₂脆化和泄漏，以及微生物消耗。H₂的安全性取决于地表和地质系统。利用现有技能和基础设施简化了利用。成熟的钻井、压缩和管道技术只需对H₂进行微小调整。灵活的操作周期允许季节性和短期储存以及快速电网稳定响应。模块化含水层储存可能实现区域H₂枢纽，连接可再生电力和工业用户。可持续性和低环境影响得到含水层储存的支持。深层地质框架使H₂与生物圈过程分离，并通过阻止盐水排放和地表扰动降低环境压力。可再生能源的更多使用间接减少了温室气体排放、空气污染和资源使用。环境监测确保长期安全和生态安全。咸水层因其结合了容量、安全性、实用性和环境关怀，成为全球H₂经济的支柱。尽管存在法规、高垫层气成本和地下微生物学空白，研究和试点项目正在填补。随着各国脱碳，含水层H₂储存提供了一种技术上和生态上合理的方式来安全、大规模和可持续地储存能源。研究得出结论，咸水层是长期H₂储存最出色的地质介质，因其可储存大量H₂、环境安全、操作简便且成本低廉。如果得到研究、法规和社区支持，其应用可加速世界向碳中和能源系统过渡。储存概念基于使用深层多孔含盐饱和岩层作为H₂的地下介质，气体通过井注入和采出，类似于其他地下储存技术。这些岩层具有巨大的全球储存潜力；然而需要大量垫层气以维持压力和产能，并且因岩石性质非均质性而伴随显著地质不确定性。在技术成熟度方面，该选项的技术就绪水平最低，开发主要局限于数值模拟和实验室规模实验（如H2020“HyUsPRe”项目），而CO₂和天然气储存的知识提供了有用类比。经济上，咸水层储存受益于相对较低的基础设施资本支出，但垫层气的高成本导致大量资金锁定，H₂储存平准化成本约为每公斤H₂ 1.29美元，且高度依赖场地。关键挑战包括最大化H₂采收因子、管理高流动性气体的复杂流体动力学、可靠预测油藏内的地球化学和微生物相互作用，以及确保稳健的场地表征和选择。准确评估注入潜力并确保H₂储存的安全性和效率依赖于评估与咸水层大规模H₂储存相关的技术挑战。含水层储存中的关键因素包括注入H₂的地下足迹及其在循环注入/采收过程中的回收。有效的储存操作由多个要素决定：地质层系特征、容量、流体和水文地质性质、地质干扰、操作条件、监管框架和社会支持。表10展示了关于UHS的多种公开综述，涵盖从地质分析、微生物行为到水动力学、地质力学、地球化学相互作用和井完整性的不同视角。尽管这些综述提供了全面覆盖，但对枯竭气藏和衬砌岩石洞穴的重点分析仍然缺失。

3. 挑战与机遇
H₂正成为在可预见未来取代传统化石燃料作为主导能源载体的有力竞争者。在当今多种储能方式中，地下地质构造最为实用。本文反复推荐四种基本地下地质储存介质类型：衰竭油藏、咸水层和盐穴，并进行了详细讨论。许多人一致认为UHS为不断增长的世界人口保证了可持续能源未来。关于UHS的科学论文数量增加支持了科学家之间的良好共识。然而，从地下储气（UGS）向UHS的转变带来了许多必须解决的困难。地质、技术、财务和政治因素影响着UHS在全球范围内的采用。强调运营场地和技术挑战（包括流体动力学、地质力学、地球化学和微生物学），本分析为引导UHS研究活动提供了平台。通过界定本综述的总体范围，旨在简化该研究领域的后续项目。表11比较了各种地下储氢（UHS）技术的操作范围与关键性能指标，包括盐穴、衬砌岩石洞穴、枯竭油藏和咸水层，涵盖深度、操作压力、气体采收率、垫层气需求、损失机制、材料挑战和技术就绪度（TRL）等因素。由于已确定的油藏性质和特征，枯竭油藏和咸水层展现出比盐穴更大的储存容量。因此，在需要显著更高能源产出的高人口密度区域，盐穴被认为不适合UHS。在所考虑的四种地质构造中，枯竭油藏因其成功容纳天然气进行季节性和长期储存的记录而成为最可靠的UHS选项。然而，当优先考虑循环储存时，尤其在低人口地区，盐穴展现出更高的可行性，这得益于其降低的垫层气需求和改进的重复注入-抽取循环能力。对特定UHS操作进行彻底风险评估需要仔细评估每个可能风险因素的频率和程度。整体审查应涵盖温度与压力波动、泄漏风险、污染以及操作阶段的易燃性。此外，文献中提出的各种风险评估方法中，可靠性准则维护方法被认为对盐穴中储存H₂最有效。在考虑UHS潜在位置时，使用与天然气储存类似的数据进行评估至关重要。场地选择的总体标准应涵盖地质、经济和技术因素。UHS场地选择中的安全考虑主要围绕储层岩性、盐穴的勘探阶段以及枯竭油藏和含水层的勘探阶段与容积。在枯竭油藏和含水层中储存H₂时，应优先选择砂岩层，因其更好的渗透性可提高H₂储存效率。此外，在注入时间较长的情况下，强水湿性岩层更好。还应避免在深度大于或等于3700米处储存H₂，因为低于此阈值，H₂可能通过盖层自然向上运移。具有分层屏障的陡倾斜结构可缓解粘性指进等问题。H₂的有效储存高度依赖注入和采出井的战略布局与管理。建议在盖层下方设置多个浅井用于采出和注入，同时优化速率以避免粘性指进和侧向气体运移。这种方法不仅提高了H₂采收率，还最小化了地下微生物和地球化学过程的污染和消耗。实施连续的注入-抽取循环进一步提高了H₂采收率。图2展示了所有UHS类型在经济竞争力、H₂纯度保持、循环能力、技术成熟度和地理可用性方面的比较性能分析。在建造H₂储存盐穴时，优先选择盐丘而非层状盐岩层。后者往往含有夹层，在操作循环中促进H₂运移。在建造过程中维持盐水温度至关重要，以避免热应力引起的洞穴结构变化。此外，提前设定项目目标至关重要，因为洞穴形状直接影响产能。操作期间，必须持续监测压力和温度，以防止热应力或张应力导致衬砌岩石洞穴变形或随时间产生裂缝。将内部洞穴压力保持在岩石上覆压力的24–80%范围内提供了安全余量。避免在较高温度或较低压力下操作以降低风险。注入H₂可能引发油藏中的地球化学反应，在连续循环中改变其矿物学和岩石物理性质。为减轻容量降低，从地球化学角度推荐在富石英砂岩油藏中储存H₂。此外，UHS操作中由于地下H₂浓度增加引起的微生物活动可能带来经济问题。建议识别低CO₂浓度的枯竭油藏。此外，周围岩石应含有高浓度的活性含铁矿物和低浓度的SO₄^2?和CO₃^2?矿物，以最小化不必要的微生物活动。另一方面，一种旨在降低储存成本和提高H₂体积效率的创新解决方案是在经济型储罐内使用固体载体。利用金属氢化物或专门的纳米结构，H₂气体分子可在较低压力下储存于储罐中。然而，此类储存装置需要低温用于H₂吸收和热量用于气体分子释放。因此，成本效益取决于对这些载体系统热力学交换的彻底研究和优化。地下特征包括矿井、盐穴、油气藏和含水层，常与UHS进行比较，反映了天然气产出的季节性增加实践。建立全面的H₂储存系统需要解决许多问题，包括开发成本、污染风险、自然泄漏和地理限制。五个地点提供重要的UHS能力，包括德克萨斯州的四个盐穴和英格兰蒂赛德的一个盐穴。然而，地质特征中残留的垫层气代表了一项重大费用，类似于其他大型储存容器。天然气储存经验表明，这种垫层气通常占储存容量的15%。此外，压力循环对岩层的影响尚不完全清楚，因为作为储存容器的岩体可能不均匀，导致意外形态和不良化学反应。

4. 未来研究方向与实施路径
基于第2节和第3节的详尽审视，研究人员发现若干重要的研究空白和实施问题。本部分给出清晰可行的未来工作步骤，超越纯文献调查，为改进地下储氢（UHS）技术提供有组织的计划。
4.1. 优先研究主题
氢-岩石-微生物相互作用的基础科学构成了主要研究前沿。尽管先前研究已分别分析了地球化学、微生物学和地质力学过程，但它们在地下氢系统中的综合动态仍未被完全理解。未来研究应关注联合实验室测试，在周期性氢加载时同时监测矿物反应、微生物代谢和力学响应。此类测试应集中于实时测量不同岩性的氢消耗率，并评估典型油藏条件下的材料劣化。同时，需要更先进的数值建模来构建下一代模拟器，能够将多相反应输运与微生物动力学和地质力学响应相结合。这些工具将非常有助于预测氢泄露并优化不同岩石类型中的储存效果。另一个重大问题是如何开发与氢兼容的材料。常规油和气材料（如碳钢套管、波特兰水泥和弹性密封件）在氢暴露下可能变脆和渗透。需要专门的研发项目来制造和测试耐氢材料，包括用于建造井的高熵合金、具有更低渗透性的聚合物改性水泥，以及用于岩石洞穴的自修复复合衬里系统。同时，必须创建专门用于UHS应用的标准化测试方法和材料资格数据库。这些将是可靠基础设施设计的基础。垫层气优化需要战略关注，因为它对经济性影响很大，特别是在含水层和枯竭油藏系统中。研究应仔细评估替代垫层气（如CO₂和N₂），并制定有效的管理系统以实现垫层气资源的部分回收或利用。先进的油藏模拟用于操作优化可进一步减少垫层气需求，同时保持系统的输送能力。还必须进行技术经济评估，权衡垫层气成本与储存效率和氢纯度需求。
4.2. 技术发展路线图
为提供一个结构化的地下储氢（UHS）实施路径，表12概述了基于当前TRL和预计研究重点的分阶段技术路线图，覆盖2025至2040年。以下讨论扩展了这些路线图阶段并确定了每个阶段所需的关键行动。建议采取与技术就绪度一致的分阶段策略来逐步推进UHS部署。第一阶段（2025–2030）应侧重于所有储存类型的小规模测试。对盐穴来说，这包括改进循环方法并确保与可再生能源系统的无缝集成。为了在实际条件下证明密封性和采收率，枯竭油藏需要3到5个带有全面监测的大型试点项目。咸水层需要在充分表征的构造中启动首批专用储氢试点。而衬砌岩石洞穴则需要完成长期材料测试并展示数百次循环的可靠性。下一阶段商业示范（2030–2040）应制定每种储存类型的标准设计和操作规则，利用数字孪生技术进行实时优化，并构建集成监测网络（利用光纤、化学示踪剂和地球物理方法）。最后阶段电网级集成（2040+）将涉及建设结合不同储存类型的区域储氢枢纽，将这些枢纽连接至氢运输网络和跨部门应用，并利用人工智能实现能源系统的最优管理。
4.3. 政策与监管框架发展
在技术进步的同时，必须建立有利的政策和监管框架。需要国际统一标准：一致的氢纯度要求、针对每种储存类型可变的允许最大泄漏率，以及专门针对氢服务的井完整性程序。监管措施应基于风险概念，考虑洞穴型和多孔介质储存的不同风险特征、场地地质、活动规模以及靠近人口的程度。为应对先发劣势，还需要经济激励措施，包括试点项目的风险分担安排、认可氢储存电网平衡价值的碳信用体系，以及加速改造现有烃类基础设施的许可程序。
4.4. 需要立即关注的认知空白
若干认知空白急需研究。需要超过10,000次压力循环的长期完整性研究以理解累积效应对储存形式和基础设施的影响。从实验室理解氢行为到现实世界需要严谨的放大研究。需要制定详尽的协议用于注入前场地评估的环境基线表征。此外，应研究UHS项目的最佳公众参与和透明度策略，以建立社会许可和公众支持。将UHS从潜在概念转变为氢经济的关键组成部分需要协调的跨学科努力。通过国际联盟（汇集产业、学术和政府的专家）进行战略合作可加速进展。遵循开放科学原则（如在项目间共享数据和模型）可避免重复劳动并促进集体学习。根据现场经验调整技术方法的适应性管理风格将确保持续改进。最后，采用整体系统思维将UHS纳入更广泛的能源系统规划，将最大化其在整合可再生能源和深度脱碳方面的作用。通过密切关注这些研究目标和实施路径，地下储氢可在推动可持续能源未来中发挥重要作用。
4.5. 人工智能与数字技术的整合
地下储氢的操作复杂性和多方面特性对传统建模和控制系统构成巨大挑战。人工智能（AI）和机器学习（ML）有潜力改变UHS的操作方式、提高安全性并实现所有储存类型的预测管理。AI算法可通过分析洞穴压力、温度和地表变形的实时数据优化盐穴的注入和抽取循环，有助于减少蠕变引起的体积损失并延长洞穴寿命。在枯竭油藏和咸水层中，流体动力学涉及与地球化学和微生物组分的复杂多相相互作用，ML驱动的耦合过程数字孪生可更准确地预测氢迁移、纯度损失和微生物活动，优于传统油藏模拟器。这些模型可利用分布式光纤传感器、井下流体样品和地表监测阵列的数据，提供封存危险或性能损失的早期预警，如图3所示。在衬砌岩石洞穴中，AI驱动的异常检测系统可持续分析来自应变计、气体成分传感器和地下水监测仪的数据，以发现衬里疲劳或密封失效的早期征象。图3展示了AI集成的智能监测系统。

5. 结论
本研究审视了在盐穴、衬砌岩石洞穴、枯竭烃类油藏和咸水层中储存氢的技术、经济和环境可行性。基于储存容量、注入能力、地质完整性、循环输送能力和长期可持续性，每种地质构造各有优劣。盐穴是短期、频繁储存的最佳选择，提供最高的循环效率、最快的排放速率和最低的污染风险。其主要问题是地理稀缺性和溶液开采耗水量大。衬砌岩石洞穴在缺乏盐岩构造时是好的选项，但密封性能、氢脆和高建设成本仍使其难以大规模应用。枯竭油藏和咸水层是长期大规模储存的最佳选择。枯竭油气田提供已证实的封闭性、成熟的数据可用性和现有基础设施，易于低成本实施。咸水层具有全球最大潜力，拥有丰富的孔隙空间并遍布全球。然而，我们需要更好地管理H₂-岩石-微生物相互作用、优化垫层气并开发新的监测方法。应对地质力学风险、微生物活动、材料兼容性和垫层气策略对于将UHS推进到商业规模至关重要。优先任务包括：循环应力下的地质力学表征、微生物消耗和地球化学反应的量化与缓解、衬里和井筒材料开发以避免脆化，以及垫层气管理、监测策略和环境保护的综合技术经济评估。这些改进使UHS成为大规模可再生能源储存的关键组成部分，从而稳定电网并帮助全球向净零碳排放的氢经济过渡。