刘冰冰,冯进千,武志德,丁国生,张冰童,姬振兴

(1.中国石油勘探开发研究院,北京 100083;2.中国石油天然气集团公司 油气地下储库工程重点实验室,河北 廊坊 065007;3. 华北科技学院,河北 廊坊 065201)

1 前言

氢气是一种清洁、零碳的二次能源,具有能量密度大、获取方式多样、利用率高等优点[1-2]。作为未来理想的清洁能源载体,氢能是最有希望取代传统化石燃料的能源,将成为第三次能源变革的重要媒介[3-5]。然而,光伏、风电等可再生能源制取氢能的方法存在间歇性与波动性,需要发展大规模的存储技术充当氢能制取与利用环节间的桥梁[6-7]。目前常规的储氢方式有高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢及有机物液体储氢[8]。在当前碳达峰,碳中和的大背景下,为充分挖掘氢能对净零排放的重要贡献潜力,满足未来新能源战略储备需求,急需开展大规模氢能储存研究[9]。

地下储氢技术由于储存规模大,综合运行成本低,安全性高等优点在国际上已得到广泛关注[10]。盐岩作为能源储存的一种理想介质,具有低渗透性、良好的密封特性及损伤自修复功能,能够保证储库的密封性和长期稳定性,是石油、天然气地下存储以及核废料地下封存的主要介质[11,13],同时也将成为未来氢能地下存储的重要方式。目前,美国、英国、德国、荷兰和丹麦等国家均开展了利用地下盐穴储氢作为大规模储氢库的相关研究。

氢气作为自然界最小的分子,具有扩散速度快、低密度、低粘度等特性[14],在地下注采过程中对地质体密封性及注采期间围岩稳定性提出重要考验。我国已开展大量盐穴储气库相关研究,但由于氢气同天然气分子相比差异较大,盐穴地下储氢库注采运行的稳定性和密封性需经过专门论证。文章以国内已建某盐穴储气库地质资料为背景,基于流—固耦合理论分析盐穴地下储氢库实际注采运行条件下的稳定性及密封性表现,为氢气地下存储技术可行性及安全性提供有益借鉴。

2 模型与参数

2.1 地质模型

参考国内已建某天然气盐穴地下储气库相关背景资料,根据该地区储气库真实地质资料建立数值模型,图1为模型纵剖面示意图,图2为模型网格剖分示意图。腔体形状采用上大下小的梨型溶腔,该形态溶腔最符合稳定性要求,同时也适合容纳不溶物杂质堆积在腔底形成的残渣。建库层段盐岩层整体厚度155 m,其中预留顶板44.5 m,底板25 m建腔。腔体整体高95 m,宽70 m,由顶部长半轴60 m,短半轴35 m的半椭球体和底部半径35 m的半球体组成,体积24.36×104m3,中心埋深位于地下1 085 m。腔体上、下两部分均有夹层穿过,分别位于地下1 035 m和1 102 m处,厚度分别为3.5 m和3 m。根据模型顶部地层实际埋深776 m施加模型顶部上覆地层压力为19.6 MPa,对模型底面施加垂直方向简支约束,四个侧面施加各面法线方向的简支约束,不允许其产生法向移动。

图1 某储气库地质剖面及拟建储氢库示意图Fig.1 Geological section of a gas storage and schematic diagram of the proposed hydrogen storage

图2 模型网格剖分纵剖面示意图Fig.2 Schematic diagram of longitudinal section of model grid division

2.2 计算理论与力学参数

数值模拟力学计算理论采用Mohr-Coulomb强度理论。该理论是一种剪应力强度理论,较全面地表征了岩石的破坏特征,同时适用于塑性岩石和脆性盐岩的剪切破坏,也反映了岩石抗拉强度远小于抗压强度这一特性。假设压应力为负,拉应力为正,则Mohr-Coulomb强度条件的屈服函数为：

(1)

蠕变模型采用CPOWER模型,该模型结合了粘弹性双组分Norton-Power模型和Mohr-Coulomb弹塑性模型的行为,更好地描述了岩石稳态蠕变阶段蠕变率随时间指数增长的现象,表达式如下：

(2)

通过室内岩石力学实验获得建库地区盐岩和泥岩的数值模拟参数(表1)。

表1 数值模拟力学参数Tab.1 Numerical simulation mechanical parameters

氢气地下存储的稳定性研究在借鉴已有天然气地下储气库建设经验的基础上,需要充分考虑氢气与天然气分子的特性对比,二者标况下常规物理性质见表2。可以看出,氢气相比于天然气,分子量很小,导致其密度,粘度、压缩性等物理参数均小于天然气,具有较高的流动性,地下存储更易发生泄露风险。尤其在向顶板上方扩散的趋势及盐岩层与泥岩夹层间流动需要重点关注。

表2 氢气标况下常规物理性质Tab.2 Conventional physical properties under hydrogen standard conditions

氢气在盐岩层及夹层中的流动数值模拟采用经典的达西渗流定律计算,见式(3)、式(4)。

(3)

(4)

式中：t——时间,s;εp——介质孔隙度,%;ρ——氢气密度,kg/m3;u——氢气流速,m/s;k——孔隙度,m3;μ——氢气动力粘度,Pa·s;p——应力,Pa。

2.3 泥岩夹层渗流理论与参数

盐穴通常埋藏较深,地层压力大。在未扰动时的盐岩结构极为致密,孔隙度和渗透率极低,对大规模氢气地下存储十分有利。但氢气分子量很小,密度低,向上沿顶板及四周扩散速度极快,泥岩夹层孔隙度和渗透率明显大于盐岩,长期注采运行期间对泥岩夹层易造成损伤,内部易产生微小裂隙。这些裂隙可能成为氢气分子渗流泄露的通道,影响盐穴储氢库的密封性。

通过开展该地区覆压条件下孔隙度、渗透率测试实验,获得岩石孔隙度、渗透率随围压变化关系。实验测得该地区建库层段盐岩平均孔隙度为0.35%,渗透率为0.000 658 mD,结构极为致密,故视盐岩渗透率与孔隙度为常数,不考虑盐岩渗透率随应力变化关系。泥岩夹层的渗透率和孔隙度随应力见图3。

图3 泥岩夹层孔隙度和渗透率随应力变化Fig.3 Variation of porosity and permeability of mudstone interlayer with stress

地层压力低于20 MPa时,随着应力的增加,泥岩夹层的渗透率与孔隙度均有明显降低,表明在低围压下,应力的增加对泥岩夹层内部裂隙的产生和扩张具有明显抑制作用。泥岩夹层渗透率和孔隙度随压力变化可拟合呈幂指数函数关系,见式(5)。由于该地下储气库埋深大于1 000 m,上覆地层应力高于20 MPa,该压力下渗透率对应力变化敏感性较弱,有利于氢气地下存储。

φ=0.184 1p-0.421,k=0.027 3p-1.025

(5)

采用式(6)、(7)将应力与渗流关系耦合。

(6)

(7)

式中：αB——Biot-Willis系数;pref——参考应力,MPa;FV——体积应力,MPa;S——介质常数,1/Pa;Qm——气体质量源,kg/m3·s;εvol——介质孔隙度,%;χf——氢气压缩系数。

3 稳定性评价

结合莫尔—库伦破坏理论与气体渗流力学理论对盐穴储氢库开展流—固耦合稳定性计算。参考该地区已建天然气地下储气库设计经验,确定该盐穴储氢库运行压力区间为7 MPa～17 MPa。

3.1 围岩变形与应力分布

模拟盐穴储氢库在不同运行压力下恒压运行30 a的围岩变形情况。内压恒定7 MPa和17 MPa下位移分布云图见图4。

图4 不同运行压力下位移分布云图Fig.4 Displacement distribution nephogram under different operating pressures

围岩整体呈向内收缩趋势,腔体整体形状与初始形状变化不大,顶板与底板以发生竖向变形为主。顶板下沉量略高于底板上鼓量,越靠近腔体的围岩变形量越大。由于泥岩夹层处弹性模量与蠕变参数不同于盐岩段,随着运行时间增加,在夹层处发生变形不协调,导致该处腔体形状不规则。

建库的盐岩地层呈韵律分布,通常与泥岩、钙芒硝岩、石膏岩等互层。由于泥质岩石的渗透率与孔隙度明显高于盐岩,变形能力较弱且不具备损伤自愈合特征,不宜作为储氢库的直接顶板。在水溶造腔时,需要预留一定厚度的盐岩作为盐腔的直接顶板,防止氢气从顶板处向上逸散。不同运行压力顶板下沉量随时间变化规律见图5。腔体运行压力越低,顶板变形量越高。因此,应尽量减少储氢库低压运行时间。内压恒定7 MPa、12 MPa、17 MPa运行30 a最终顶板下沉量为3.9 m和2.35 m和0.96 m,相对于初始腔高95 m整体变形量不超过5%,整体变形量较小。

图5 不同运行压力顶板下沉量随时间变化规律Fig.5 Variation of roof subsidence with time under different operating pressures

3.2 注采周期的影响

图6为盐穴储氢库不同注采运行工况下运行30 a间体积收缩率变化。对比内压7 MPa～17 MPa间注采周期1 a和3 a与恒定内压12 MPa运行三种不同工况体积收缩率变化,可见注采运行工况下,腔体体积收缩率关于注采气规律呈波浪式上升。注气期间腔体体积几乎无收缩或收缩缓慢,采气期间腔体体积收缩很快,该阶段围岩变形收缩剧烈,甚至产生损伤破坏。注采周期越短,腔体体积收缩率变化频率越高。恒压12 MPa储存30 a体积收缩率很小,近似呈线性增长,仅为5.27%。表明盐穴储氢库设计应减少注采气循环频度并避免高速率采气,以防对盐岩层及夹层造成损伤。不同注采周期下盐穴储氢库最终体积收缩率相同,均为16.38%,平均0.55%/a,满足盐穴储气库对体积收缩率的设计要求。

图6 不同注采周期体积收缩率随时间变化规律Fig.6 Variation of volume shrinkage rate with time in different injection production cycles

3.3 密封性评价

基于泥岩夹层与盐岩层的应力—渗流耦合机理分析盐岩储氢库运行过程中由于长期蠕变与注采气影响引起的渗透性能变化规律,分析盐穴储氢库长期运行条件下的密封性能力。

以注采周期1 a为例,盐穴储氢库运行30 a渗透率分布云图见图7。

图7 渗透率分布云图Fig.7 Permeability distribution nephogram

盐穴储氢库腔体四周围岩渗透率均有明显降低趋势,渗透率明显增大范围集中在腔体中上部及腔体顶部,这是氢气密度明显小于围岩密度向顶板附近及四周逸散导致的。运行30 a腔体附近渗透率最大0.000 72 mD。图8为不同运行工况下腔体顶板处最大渗透率变化。由图8可知,注采周期1 a腔体顶部最大渗透率随着注采运行工况呈波浪式增长,由最初0.000 38 mD增长至0.000 72 mD。3 a注采周期的条件下,渗透率增长明显低于1 a注采周期,最终为0.000 66 mD。高频率注采会对盐岩造成损伤,导致渗透率增高,氢气具有沿腔体中上部裂隙流动趋势。

图8 腔体顶部渗透率随时间变化规律Fig.8 Variation of permeability at the top of the cavity with time

4 结论

文章以国内已建某盐穴储气库为背景,基于流—固耦合理论分析盐穴地下储氢库实际注采运行条件下的稳定性及密封性表现。主要结论如下：

1)盐岩结构致密,孔隙度和渗透率极低,对大规模氢气地下存储十分有利;泥岩夹层孔隙度和渗透率明显大于盐岩,长期注采运行期间对泥岩夹层易造成损伤,影响盐穴储氢库的密封性。

2)盐穴储氢库运行期间围岩整体呈向内收缩趋势,顶板发生下沉,底板上鼓,越靠近腔体的围岩变形量越大,腔体整体形状与初始形状变化不大,夹层处变形形状不规则。腔体运行压力越低,顶板变形量越大,应尽量减少储氢库低压运行时间。内压恒定7 MPa、12 MPa、17 MPa顶板下沉量为3.9 m和2.35 m和0.96 m,相对于初始腔高95 m整体变形量不超过5%,整体变形量较小。

3)盐穴储氢库体积收缩率关于注采气规律呈波浪式上升,运行30 a体积收缩率为16.38%,采气期间腔体体积收缩较快。盐穴储氢库运行设计应减少注采气循环频度并避免高速率采气,以防对盐岩层及夹层造成损伤。

4)盐穴储氢库运行期间腔体中上部及顶部渗透率明显增大,运行30 a围岩最大渗透率增长约2倍。不同注采周期对比显示高频率注采会对盐岩造成损伤,导致渗透率明显增高,氢气具有沿腔体中上部裂隙流动趋势。