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2. 江苏省井矿盐综合利用工程技术研究中心, 江苏 常州 213000;
3. 中盐盐穴综合利用股份有限公司, 江苏 常州 213000;
4. 中国科学院武汉岩土力学研究所 岩土力学与工程国家重点实验室, 湖北 武汉 430071
2. Jiangsu Engineering Research Centre for Comprehensive Utilization of Well and Rock Salt, Changzhou 213000, Jiangsu, China;
3. CNSIG Salt cavern Comprehensive Utilization Co., Ltd., Changzhou 213000, Jiangsu, China;
4. State Key Laboratory of Geomechanics and Geotechnical Engineering, Institute of Rock and Soil Mechanics, Chinese Academy of Science, Wuhan 430071, Hubei, China
[Objective] Geological hydrogen storage has the outstanding advantages of large scale, long period and cross−season energy storage, which is an important development direction of large−scale hydrogen energy storage in the future. [Methods] This review systematically collects and collates the research results in the field of geological hydrogen storage, and discusses the current situation of geological hydrogen storage engineering based on literature investigation. At the same time, the review makes full reference to the experience of salt cavern gas storage engineering construction, analyzes the challenges in the construction of salt cavern hydrogen storage in China, and puts forward solutions. Based on the salt basin resource condition and the comprehensive utilization experience of salt cavern in Jintan District of Jiangsu Province, the possibility of constructing the technical route of salt cavern hydrogen storage is explored. [Results] (1) Geological hydrogen storage facilities are classified according to geological structures into salt caverns, depleted oil and gas reservoirs, aquifers, and abandoned mines. Among these, salt cavern storage facilities have the highest number of operational and research projects. They achieve hydrogen storage with purity exceeding 95%, making them the primary direction for large−scale geological hydrogen storage development. (2) The construction cycle of salt cavern hydrogen storage can be divided into eight stages, including site selection, drilling, solution mining, injection and production completion, gas first fill, snubbing, operation and monitoring, which can refer to the construction experience of salt cavern natural gas storage, but there are still problems in policy, materials and construction technology. (3) In Jintan area of Jiangsu Province, the salt cavern hydrogen storage technology route can be combined with the salt cavern compressed air energy storage and salt cavern natural gas storage technology to form a set of comprehensive technical solutions, including renewable energy power generation technology, high−pressure air compression technology, electrolytic water hydrogen production technology and natural gas pipeline hydrogen mixing technology. [Conclusions] In recent years, the site selection, investigation, and experimental verification of geological hydrogen storage facilities abroad have been accelerating, with several geological hydrogen storage projects in the pilot stage. Considering factors such as safety, economy, and technical difficulty, salt cavern storage is considered the primary direction for large−scale geological hydrogen storage in our country. Establishing a salt cavern hydrogen storage verification platform and advancing demonstration project construction will help to form a salt cavern hydrogen storage technology system with independent intellectual property rights.
作为人类生存和发展的重要基石，能源是推动经济社会快速发展的重要动力。随着世界人口快速增长和科技、工业迅猛发展，对能源的需求不断增加（Dawood et al., 2020）。中国已经成为全球最大的一次能源消费国，根据《2023世界能源统计年鉴》的数据显示（Davenport and Wayth, 2023），2022年全球一次能源消费总量为604.04 EJ，其中中国占比达到26.51% ，为160.18 EJ。2022年，中国煤炭、天然气以及石油消费量分别达到88.56 EJ、13.69 EJ和28.63 EJ，化石能源消费占中国一次能源消费量的81.7%，这表明化石能源在中国的能源消费中仍占据主导地位。然而，传统的化石能源资源并非取之不竭，过度使用不仅会导致资源枯竭（Zhang et al., 2022），还会引发环境污染问题，严重影响人类的可持续发展（Zou et al., 2022）。2020年9月22日，中国正式承诺将在2030年前实现“碳达峰”，2060年前实现“碳中和”，为了实现这一双碳目标，有必要减少化石能源的使用，并将能源结构从以化石能源为主向以可再生能源为主转变（马冰等，2021）。
在过去十年中，全球可再生能源技术变革的步幅显著加快，越来越多的可再生能源项目已经完成建设并投入发电使用（Guney, 2019）。中国幅员辽阔，资源丰富，太阳能、风能、地热能等可再生能源具有大规模开发利用的物质基础（Harlan, 2022）。截至2023年底，全国可再生能源发电总装机容量突破14.5亿kWh，占全国发电总装机容量的51.9%，历史性超过火电装机（郭娟等，2024）。然而，以风电和光伏发电为代表的可再生能源，受天气条件、地理位置等因素影响，其发电过程具有间歇性和波动性特点，难以维持稳定的电力输出，电网频率波动较大、供需不匹配等问题时有发生，进而导致了弃风、弃水、弃光等现象的存在（Hong and Moller, 2012; Fang et al., 2018; Yang et al., 2021）。这些问题的存在，使得新能源利用率相对较低，对新能源的可持续发展产生了一定制约。为了解决可再生能源发电与用电不匹配的问题，打破发电不能存储的困境，需要采用储能技术，利用储能设施装置或物理介质将能量储存起来，以实现电力的稳定输出和平衡供需（Rahman et al., 2020）。
电能可以转换为化学能、势能等形态存储，按照能量的储存方式，储能可分为物理储能、化学储能以及电磁储能三类（Amir et al., 2023），按照能量的应用范围，储能可分为狭义储能和广义储能。狭义储能用于提供大规模电能，包括压缩空气储能、抽水蓄能等，在“电能—其他形式能量—电能”2次能量转化的过程中会增加能量损耗。广义储能指利用电力系统富余的电能，将其转化为其他能源，在“电能—其他形式能量”能量转化后，终端应用环节可以直接使用能量而非必须转换回电能上网的储能方式，包括氢储能、热储能等。氢作为一种热值高、清洁无污染的安全能源，近年来随着上游制氢技术的成熟和成本的降低（Olabi et al., 2021; Ishaq et al., 2022），下游氢能利用呈现日益广泛的趋势，引起了人们的广泛关注。氢能储存作为一种新型储能方式，在能量维度、时间维度和空间维度上相较于其他储能方式具有显著的优势，使得氢能储存在新型电力系统建设中能够发挥重要的作用（Andersson and Gronkvist, 2019; Osman et al., 2021）。此外，中国已成为全球最大氢气生产国，2022年，中国氢气产能约4000万t/年，产量约3300万t/年（陆娅楠，2022），氢气产能和产量的差距反映了储存氢气的能力对氢气生产存在一定的影响。
目前，主要的储氢方式可分为物理储氢、化学储氢与其他方式。物理储氢包括高压气态储氢和低温液态储氢；化学储氢则涵盖固态储氢、有机液态储氢以及液氨储氢。然而，受各种因素的影响，以上方法难以满足氢能在大规模、长周期储能方面的需求，解决这一难题的有效途径是地质储氢（王朋飞等，2021）。将氢气作为能源载体存储在自然界中的地下地质构造中，在需要时可采出直接使用，也可转化为电能。地质储氢由于其储能规模大、储存周期长、储能成本较低、安全性高及寿命长等特点在国际上受到广泛关注（Miocic et al., 2023），美国、英国以及德国都已建成并运行了地下储氢项目，其中盐穴储存95%纯度氢气的技术已经成功应用。近几年来，荷兰、法国、丹麦等其他国家也相继开工了一些地质储氢的中试项目（Caglayan et al., 2020; Dash et al., 2023）。
从国外地质储氢库的建设实践来看，主流的地质储氢库—盐穴储氢库的建设技术源自于盐穴天然气储气库。目前，中国尚未在地质储氢领域进行工程应用，但在储存天然气和压缩空气方面，积累了丰富的工程经验。中国拥有大量的枯竭油气藏、采卤老腔盐穴等地质空间资源，使得地质储氢的发展具有巨大的潜力。本文总结了国内外地质储氢库工程的现状，介绍了已投运和处于中试阶段的国内外地质储氢库，并对比分析了不同类型地质储氢库的优缺点。针对中国盐穴储氢库工程的建设，结合国外盐穴储氢库和国内盐穴天然气储气库的建设经验，讨论了建设中的关键技术问题和应对策略。最后，结合江苏省金坛盐盆特点和盐穴储能项目现状，对在金坛建设盐穴储氢库进行了展望，旨在加快中国盐穴储氢项目的快速发展，进一步提升中国盐穴综合利用水平。
2 地质储氢概述随着能源结构转型和科技快速发展，地下空间储能已由传统的储天然气（丁国生和谢萍，2006）、储油（施锡林等，2023），发展到二氧化碳封存（李光等，2016）、压缩空气储能（郭朝斌等，2021）、储氢（陆佳敏等，2022）。
2.1 氢气的特征氢气是相对分子质量最小的气体，在所有燃料中，氢气的质量能量密度最高，同等质量的氢气所容纳的能量是甲烷的2.5倍。然而，其体积能量密度较低，仅为甲烷的三分之一，这意味着需要更大的储气空间来容纳相同能量的氢气，以降低单位体积库容的储气成本。氢气的密度约为甲烷的八分之一，在质量相同情况下氢气需要更大的储存空间或压力。氢气的比重远小于甲烷，仅为0.0695，一旦泄露至空气中后，它会迅速向上扩散。氢气的分子量比甲烷低，能密封住甲烷的盖层和夹层，对氢气来说存在泄露的风险。较低的黏度也意味着氢气具有较好的流动性，在采气过程中，相比甲烷，氢气的损失更小。此外，氢气在水中的溶解度小于甲烷，意味着在注氢排卤过程中氢气的损失更少。最后，氢气爆炸极限的体积分数在4%~75%，相比甲烷的5%~15%，其爆炸极限体积分数的范围很宽（表1）。
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表 1 氢气和甲烷的物理性质（数据来源Muhammed et al., 2022; Ugarte and Salehi, 2022） Table 1 Physical properties of hydrogen and methane (Data from Muhammed et al., 2022; Ugarte and Salehi, 2022) |
氢的制取来源包括化石燃料制氢、工业副产氢以及电解水制氢等，根据原料来源可划分为灰氢、蓝氢和绿氢。尽管化石燃料制氢技术成熟，成本最低，但其碳排量较高，且随着原料价格波动，其成本优势会逐渐减弱，再加上化石燃料不可再生性与减排压力，其扩展空间有限；工业副产氢受到主产品制备规模的制约，难以实现稳定的大规模供应，仅适用于补充性气源与短期过渡。电解水制氢具有零碳排放优势，但目前成本是制约其大规模应用的主要因素，包括清洁电力端电价与关键设备的投资。随着清洁电力端电价与设备价格的下降，与可再生能源发电耦合的电解水制氢将逐步成为主流的制氢路径，实现环境与经济效益的双赢。
地质储氢是通过利用地下地质构造实现氢能大规模储存的技术。狭义的氢储能基于“电−氢−电”转换过程，在电力需求较低时，利用风电、光电及其他清洁能源电能进行电解水制氢，将制得的氢气通过压缩机升压，注入地下构造中，以实现氢能的储存。储存的氢气可以在电力需求高峰时通过燃料电池或内燃机进行发电，并向电网供应电力；广义的氢储能强调“电−氢”单向转换，储存的氢气直接通过管道输送到下游使用（Tarkowski, 2019）。在电解水制氢过程中，副产品高纯度氧气也可以得到有效利用，从而降低整体成本（图1）。与其他储能方式相比，在新能源消纳方面，地质储氢具有明显的优势，是少有的容量规模能够达到储存百吉瓦时的储能方式，且可以适应季节性的储能（Liebscher et al., 2016）。
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图 1 与电力系统耦合的地下空间储氢 Fig. 1 Hydrogen storage in underground space coupled with power system |
地质储氢技术可以与风电、光伏等可再生能源发电技术相耦合，构建风储或光储一体化系统。将过剩的能量转化为氢气储存起来，转化为稳定可控的能源输出，从而提升可再生能源发电规模化消纳的能力；平滑风电和光伏发电的波动性，使得输出的电能质量更高，更加稳定，从而提高其可控性；优化风电和光伏场群的出线容量，减少对电网出线容量的需求，从而降低电网建设投资，提高输电线路的利用率，降低输电损耗。
2.3.2 电网侧地质储氢系统与氢能发电系统配套，可接入输电网或者配电网，接受电力调度机构的统一调度，确保电网的安全稳定运行。其主要功能包括提供调峰辅助容量和调节容量缺口，以应对电力供需之间的差异。在用电低谷时储存多余电力，而在用电高峰时则释放储存的氢气以产生电力。此外，当电力系统遭受突发事件或故障时，地质储氢系统可以迅速释放储存的氢气，为关键设施提供紧急电力供应，确保电网的稳定运行。
2.3.3 负荷侧地质储氢系统具备多能联供的特性，可实现氢能、压缩产生的热能以及氢能发电联合供应。可广泛应用于城市社区、工业园区等多样化能源需求场景，显著提升能源利用效率。
2.4 地质储氢库类型根据地质结构的不同，可将地质储库分为人工空间型和天然多孔介质储层型两种（Oldenburg and Pan, 2013），盐穴和废弃矿洞属于人工空间型，含水层和枯竭油气藏属于孔隙−裂缝天然多孔介质型。
2.4.1 盐穴盐穴是指利用地下盐层或盐丘，采用人工方式在盐层或盐丘中通过水溶形成洞穴储存空间。盐岩是一种分布广泛的沉积岩，中国的盐层多为湖相沉积，在江苏金坛、山东肥城、湖北应城、河南平顶山、陕西榆林等地均发现大型盐矿。由于与其他岩石相比，盐岩具有极低的孔隙度（<0.5%）和渗透率（<10−6 mD），确保了储库的密闭性。其蠕变性能较好，能够适应注采气导致的周期性内压变化（Liu et al., 2023）。同时，盐岩表现出损伤自恢复性，加上盐穴开采方式简单、空间利用率高、注采能力强，在国际上被广泛认可为最佳能源储存介质。
2.4.2 枯竭油气藏枯竭油气藏指那些已经开采、废弃或达到一定程度退役的油田或气田。这类油气藏包括已枯竭的干气藏、凝析气藏、带气顶的油藏或带油顶的气藏（宋刚祥等，2020）。中国油气藏主要分布在松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地等地，由于在先前开发阶段已经储存了大量油气，证明这些油气藏具有良好的圈闭构造。同时，通过油气勘探和开采的过程，建设了一些油气开采基础设施，积累了大量丰富的地质资料，包括油气藏面积、储层厚度、原始地层压力和温度、储层孔隙度、渗透率等，使得无需额外进行地质勘探和新设施建设，从而节约了投资（朱礼萍，2022）。因此，枯竭油气藏成为目前应用最为广泛的一种地下空间。
2.4.3 含水层含水层是一种多孔且具有一定渗透性的岩层，其孔隙空间被淡水或盐水填充，而其上方由不透水的盖层和断层组成，形成一个防止气体渗漏的构造密封层（贾善坡等，2016）。将气体注入充满水的含水层时，由于压力升高，导致水向下或者侧向渗透，以创造出储存空间。地下含水层具有巨大的容量、相对稳定的温度和较高的安全性，但存在地质条件限制、需要大量的垫气、建设周期较长等问题。
2.4.4 废弃矿洞废弃矿洞储气库通常是指用废弃的符合储气条件的矿洞进行储气，这种储气库的工作效率高，因为可以充分利用已有的地下空间，并且可以完全回收垫气。然而，由于符合储气条件的废弃矿洞数量有限，改造时通常需要加装多层内衬以增强密封性，增加了成本和工程难度。其次，人工开凿也受到地质条件的限制，因此这类储气库目前并不十分常见（黄宽等，2023）。
2.5 不同类型地质储库分析盐穴储存纯氢的可行性已经在实践中得到证明。枯竭油气藏和含水层曾用于储存掺有氢气的混合气体，但纯度较低，废弃矿洞主要用于储存天然气，对这三类地下空间进行纯氢储存的可行性仍需进一步研究与测试。Hematpur et al.（2023）对比了不同类型储库的优缺点（表2），盐穴和废弃矿洞具有较高的注采频率承受能力，且注采效率高，速度快，垫气量要求低，因此适用于日常调峰使用。以金坛盐穴压缩空气储能电站为例，截至2023年7月底，已完成注气储能146次，采气释能156次，实现了电网调度的高度灵活运行（刘笑驰等，2023）。相比之下，枯竭油气藏和含水层的注采效率较低，速度慢，垫气量大，且有部分无法回收，更适合采用“夏注冬采”的运营模式。虽然单个盐穴储气库的物理容积和储气能力较为有限，不及枯竭油气藏和含水层，但由多个盐穴所组成的储气库群的储气能力相当可观，能够满足氢能的大规模储存。
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表 2 四种类型地下储氢库特点 Table 2 Four types of underground hydrogen storage |
Lord et al.（2014）对不同类型地下储氢库的经济性进行了分析｡盐穴､枯竭油气藏、含水层以及废弃矿洞储存氢气的平均成本（单位：美元/kg）分别为1.61､1.23、1.29和2.77。废弃矿洞的储氢成本最高，主要因其确保密封性所用的混凝土衬砌、钢衬材料以及施工安装费用较为昂贵。盐穴不同于枯竭油气藏和含水层，不能利用已有的地质构造，需要进行水溶造腔以新建地下空间。此外，根据国外地质储氢的经验，地质储氢库中可能含有大量微生物，与氢气发生各种反应，生成H2S和CH4等气体，从而降低氢气的储存量并影响氢气的纯度（Loto, 2017; Dutta et al., 2018），而盐穴储层围岩高盐的环境有助于抑制一些微生物的存在，减少对氢的消耗和纯度影响（Dopffel et al., 2021）。
随着新能源在发电侧占比不断提升，储能需求逐渐增长。综合来看，盐穴由于国内盐矿分布广泛、规模大、地质构造和水文条件简单、密封性能出色，以及在国际上已有纯氢储存的成功案例，有望成为未来与电能耦合实现大规模地下氢气储存的首选类型。
3 国内外地质储氢项目概况 3.1 国外地质储氢项目欧洲是全球地质储氢工程项目最为丰富的地区之一。在20世纪60至70年代，多个欧洲国家开始大规模生产城镇燃气（含有CO2、CO、H2、CH4等多种气体的混合气），其含氢量可高达50%。为了有效利用这些含氢量庞大的城镇燃气，以应对季节性需求变化、确保供应稳定性和灵活性，需要进行大规模的储存。1956年，法国天然气公司（Gas de France）在位于巴黎西侧Beynes小镇附近的一个含水层储层中，首次进行了含有50%~60%纯度氢气的城镇燃气的地质储存（Zivar et al., 2021）。随后，德国于1971年首次成功利用盐穴储存了50%~60%纯度的氢气，而英国Sabic Pettoleum公司则在1972年在盐穴中实现了95%纯度氢气的储存。目前，国际上已有10个已投产的地质储氢工程项目（图2）。其中，美国德克萨斯州的Clemens、Moss Bluff以及Spindletop盐穴储氢库和英国Tesside盐穴储氢库，从运行初期就一直储存着95%纯度的氢气，并且至今仍在正常运行。阿根廷Diadema和奥地利Sun Storage枯竭气藏储气库采取了天然气掺氢技术，通过将一定体积比例的氢气掺入天然气中形成掺氢天然气，然后将其注入枯竭气藏进行储存。随着城镇燃气逐渐被天然气所取代，德国Kiel盐穴储气库、Ketzin含水层储气库、法国Beynes含水层储气库以及捷克Lobodice含水层储气库这些混合气储气库也相继经过改造，成为了掺氢天然气储气库（Sambo et al., 2022; Navaid et al., 2023）。
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图 2 国外地质储氢库分布 Fig. 2 Distribution of geological hydrogen storage in the world |
在过去，燃气轮机发电、采暖、工业加热等氢气下游应用对氢气纯度要求不高，地质储存纯氢的工程案例相对较少。然而，随着氢燃料电池产业的迅速发展，对氢气纯度的要求日益提高，高纯氢的制备和储存成为关注的焦点。随着新能源装机规模不断增长，发电成本逐渐降低，以及电解水制氢技术越来越成熟，氢气纯度可达99.999%（Ursua et al., 2012）。利用新能源进行电解水制氢逐步成为降低绿氢制备成本的有效途径。为了满足新能源发电系统的需求和推动绿氢规模化应用，许多国家纷纷开展了新能源和地质纯氢储能耦合的中试项目（Hematpur et al., 2023），其中包括荷兰Hystock项目、德国HyCAVmobil项目、法国Hypster项目以及瑞典Hybrit项目等（表3）。
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表 3 国外地质储氢库项目案例 Table 3 Geological hydrogen storage project in the world |
中国已应用地下空间于天然气、石油、二氧化碳封存以及压缩空气储能等领域。一些代表性的地质构造空间利用工程项目已经建成，包括呼图壁储气库、大庆储气库、金坛盐穴储气库、黄岛国家石油储备基地以及江苏金坛盐穴压缩空气储能电站等（Wang et al., 2021）。与这些领域相比，中国在地质储氢方面的研究相对较晚，尚未有地质储氢工程投入运行。
目前，中国地下储氢的应用主要集中在加氢站所需的储氢井上。2021年，中国石化在重庆建成了国内首座采用储氢井技术的加氢站。储氢井指埋深约为150 m的地下氢气储存井，采用专用材料制作，具有安全系数高和占地面积小的特点（段志祥等，2023）。然而，由于储氢井的初始投资和后期维护费用较高，且与地质构造储氢相比，其储存容量较小，因此并不适合大规模储氢应用。
自2023年起，中国陆续出现一些地质储氢工程项目的新闻报道。中国五矿集团、中国平煤神马集团等煤矿以及盐业公司纷纷启动地质储氢工程项目（表4）。2023年3月，湖北省大冶市启动了绿电绿氢制储用一体化氢能矿场综合建设项目，该项目计划利用大冶市现有的废弃矿洞，选择地质稳定、岩体构造裂隙可控的矿洞进行人工改造，以实现氢气储存。项目中的岩穴储氢洞室内共有7个采场，几何体积不小于5000 m3，储氢压力为5 MPa。同时，湖北大冶深地储氢科研中试基地项目也于2024年1月正式开工，该项目研究领域包括岩洞储氢基础理论、关键临氢材料、建造工艺等内容。2024年9月，湖北大冶深地岩洞储氢项目方案通过评审，同年12月，中试基地项目岩洞氢储能系统正式开工建设。
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表 4 国内地质储氢库项目案例 Table 4 Geological hydrogen storage projects in China |
此外，2023年4月，陕西榆林佳县与清华大学土木水利学院、陕西氢能产业发展有限公司、陕西华盐绿能能源有限公司签订了战略合作框架协议，拟开发盐穴储氢项目。该项目计划制氢产能为160万m3/年，建设9600 Nm3/h的碱性电解水制氢设备，设置8套1200 Nm3/h的电解槽，利用榆林岩盐资源核心区佳县王家砭的两口盐井，在地下2500 m深处建造一个物理容积达50000 m3的盐穴，用于储存上游制取的氢气。2024年9月，由清华大学牵头，联合中盐集团、中国地质大学（北京）、中国科学院理化技术研究所、天津大学、中国矿业大学、国家电投科学技术研究院、首钢集团、中国特种设备检测研究院、中国石油工程技术研究院等单位共同承担的国家重点研发计划“基于地质条件的大规模储氢关键技术及试验验证”项目启动会暨实施方案论证会在北京顺利召开。同年11月，中国平煤神马集团深地盐穴大规模储氢项目在河南平顶山叶县开工，项目预计2025年4月完成储氢盐穴的腔体造腔和地面管线建设，2025年6月完成氢气注气排卤，9月完成盐穴储氢中试。
3.3 代表性地质储氢项目概况 3.3.1 英国Teesside盐穴储氢库英国Teesside盐穴储氢库始于1972年，由英国帝国化学工业公司（ICI）运营。该储氢库在层状盐岩层中建库，盐岩层厚度约40 m。由3个盐穴组成，埋深约350 m，物理容积分别为7200 m3、74900 m3和77800 m3（图3）。该盐穴储氢库的工作气量约为890万Nm3，其中储存着95%纯度氢气，同时还含有3%~4%的CO2，采出的氢气主要用于附近的化工厂生产甲醇和合成氨（Liebscher et al., 2016）。该盐穴储氢库在注采运行时不使用垫气，而是采用“保压法”的工艺，通过“注氢排卤”和“注卤采氢”的方式，维持盐穴内部的压力恒定在4.5 MPa。
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图 3 英国Teesside盐穴储氢库地层剖面图 Fig. 3 Cross−section of the Teesside salt cavern hydrogen storage reservoir in the United Kingdom |
美国Spindletop盐穴储氢库于2017年建成，是目前全球最大的储氢库，由美国液化空气公司（Air Liquide）运营。该盐穴腔顶深度为1204 m，平均直径约70 m，物理容积高达90.6万m3（图4）。该储氢库的最大工作压力达到20.2 MPa，氢气容量为274 GWh，可储存8230 t氢气，足以为当地氢气管网提供30天的气量（Chemical Weekly Group, 2017）。
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图 4 美国Spindletop盐穴储氢库井身结构 Fig. 4 Well structure of Spindletop salt cavern hydrogen storage in the united states |
2021年至2022年间，荷兰天然气网络运营公司（Gasunie）子公司（Hystock）启动了一项地下储氢示范项目，利用位于荷兰Zuidwending储气库的一口裸眼井（A8井）进行了氢气地下储存测试（图5）。该测试评估了氢气对注采管柱、井下工具、固井水泥以及围岩的影响，同时探索了储氢与储天然气在工艺上和设备上的差异。Gasunie宣称这个示范项目成功证明了在盐穴中储存氢气是安全可行的，并为此开发了更大规模的储氢平台。在2023年，完成了一口储氢井（A5井）的造腔工作，并将在2024年规划未来两口储氢井（A9、A10）的位置（图6）。计划在2025年和2026年完成地面制氢和A5井所需的基础设施建设，并开始对其他规划的储氢井进行钻井和造腔工作。预计在2027年对A5井进行注氢排卤，随后在2028年正式投入使用A5井，并接入国家氢气管网，其储存容量预计达到200 GWh（相当于6000 t H2）。
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图 5 A8井储氢测试示意图 Fig. 5 Diagram of hydrogen storage test in well A8 |
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图 6 Zuidwending储气库中储氢井规划 Fig. 6 Planning of hydrogen storage wells in Zuidwending gas storage |
Hybrit项目由瑞典钢铁公司（SSAB）、瑞典国有矿业公司（LKAB）和瑞典国有能源公司（Vattenfall）共同发起，其主要目的是开发一种利用绿氢从矿石中提取铁的技术，以替代取代传统高炉中使用的焦炭，同时构建从矿山到成品钢的非石化能源价值链。氢气被储存在一个地下的衬砌岩洞中，该洞室的物理容积为100 m3（图7）。目前，已使用水作为介质进行了对洞室稳定性、密封性以及承压能力的测试，正在进行循环储释氢气的测试阶段，预计于2025年投产使用（Pei et al., 2020）
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图 7 Hybrit项目储氢衬砌岩洞 Fig. 7 Hydrogen storage lining cavern of Hybrit project |
为了全面考虑盐穴储氢库工程建设中可能面临的各类技术问题，必须综合考虑到整个建设周期。参考盐穴天然气储气库的建设周期，将盐穴储氢库的建设划分为选址、钻井、造腔、注采完井、注气排卤、不压井作业、运行以及监测等8个阶段。针对每个阶段，对盐穴天然气储气库建设的主要操作进行了简要概述，同时结合氢气的独特属性，分析在建设盐穴储氢库时可能遇到的技术问题，并探讨国内外应对这些问题的相应措施。
4.1 选址建设盐穴储氢库是一个复杂而系统性的工程，其中科学的盐穴储氢库库址评价及筛选工作是储氢库建设和运行安全、高效、经济的基础和前提。结合盐穴天然气储气库选址评价方法（Deveci, 2018），探究盐穴储氢库的选址原则和影响因素。
4.1.1 盐穴储氢库选址原则（1）安全性原则。与地面储存氢气相比，利用地下盐穴储存氢气是一种相对安全的能源储存方式，然而并非绝对安全。以盐穴天然气储气库为例，从20世纪50年代起，国外的盐穴天然气储气库在造腔、运营和废弃阶段都曾发生过地表沉陷、腔体垮塌以及气体泄露引起的火灾或爆炸等事故，不仅导致巨大的资金浪费，也给附近居民生命财产和生态环境造成了严重损失。与盐穴天然气储气夏注冬采的运营模式不同，盐穴储氢库根据电网需求频繁注采氢气，这对其腔体的稳定性和密封性构成了更大的考验。因此，保障安全性是盐穴储氢库的首要原则（井文君等，2012）。
（2）经济性原则。与盐穴天然气储气库和压缩空气储能电站一样，盐穴储氢库是一项投资巨大、回收周期较长的项目。不同盐矿区域的地质水文特征和地表条件均会影响钻井、造腔以及井场建设等方面的费用。此外，不同地区的前期投资、用电成本、用氢需求预测及售氢收益等因素也会对长期经济效益产生影响。
（3）就近性原则。根据目前中国输氢管线的分布，盐穴储氢库的库址应选在距离制氢工厂、输氢管道或目标城市较近的盐矿区，以便于氢气的制备、储存、运输和使用，从而避免因二次运输而增加成本。对于掺氢管道而言，盐穴储氢库的选择可以考虑在靠近天然气长输管道的前中端位置，以实现在现有天然气管道中掺入一定比例的氢气，充分利用现有天然气管道进行输送。此外，作为清洁能源储备的配套设施，其库址的选择应靠近风光水电等资源丰富的地区。
（4）社会性原则。盐穴储氢库不仅是国家重要能源储备的关键设施，同时也跟企业和居民的生活密切相关。在选址时，除了需要考虑当地的社会接受度外，还要综合考虑当地的氢能政策，并与当地的氢能产业体系相协调，以促进当地氢能产业发展。
4.1.2 盐穴储氢库选址影响因素基于盐穴储氢库选址的基本原则，结合中国盐矿层状盐岩分布的特点以及国内盐穴天然气储气库选址的经验等（郑雅丽等，2019；施金伶，2020），建议中国盐穴储氢库选址时，应综合考虑地质、地表、经济、环境以及社会等五方面的影响因素：
（1）地质因素
构造：地质构造应简单，避免存在大型断层或断裂带，并确保历史地震活动相对较弱，以减少地质灾害对盐穴储氢库安全性的影响。
地下水：在盖层、顶底板以及储层范围内，应排出存在含水层的可能，以防止流体−岩石相互作用引发地面沉降等问题。
盐层平面分布：建议选择盐层的平面分布大于50 km2的地点，以提供更多的选址可能性，方便后期扩容，提升储氢库群的储气能力。
盐顶埋深：建议埋藏深度介于800~1500 m范围内，既能提供适当的储气压力，又能降低钻井和材料成本。
盐层厚度：建议盐层厚度大于120 m，夹层层数少且厚度薄，单层纯盐岩层厚度大、分布稳定，与盐层厚度占比大于80%。
品位及不溶物含量：建议盐矿平均品位大于80%，盐层不溶物含量小于10%。
盖层：盖层孔隙度应小于10%，渗透率应小于10−3 mD，厚度应大于30 m且分布稳定。
（2）地面因素
水源与卤水：在建设腔体过程中，一口盐穴所需清水和排出的卤水体积大约是盐穴体积的8倍，稳定的水源和适当的距离是确保建造进度和成本控制的关键。此外，还需要考虑有长期稳定的渠道来处理造腔过程中产生的大量卤水，使用电解水制取氢气时也需要充足的水资源。
交通条件：在盐穴储氢库的建设过程中，需考虑大量设备及材料的运输，以及建成后的维护工作。选择交通便利的地点可以有效降低运输成本，提高工作效率。
氢能来源：在选址时应考虑风电场、光伏电站等可再生能源电厂，它们能够提供大量电能。此外，如果靠近炼油厂、化工厂等地方，也可以作为获取氢能的一种途径。
氢能消纳：鉴于氢能的长途运输成本和不确定性，最理想的选择是实现氢能就地消纳，以最大程度地减少长距离运输带来的各种不便和风险。
与居民区距离：综合考虑建设过程中潜在的危险和氢气易燃易爆的特点，盐穴储氢库尽量远离居民区，以降低可能带来的人身伤害风险。
（3）经济因素
基础设施：所在地的电网、燃气管网、加氢站、燃料电池工厂等基础设施的数量是能否有效制氢和消纳氢能的重要因素，直接关系到盐穴纯氢库的运作模式和整体效益。
运维成本：设备维修与养护、易耗品的补充、定期监测及人工成本等费用都会对长远经济效益产生影响。
（4）环境因素
土地占用：盐穴储氢库的建设必然需要占有一定的土地，这将不可避免地影响周围的生态环境，如农田、湖泊、树林等，选址时要重点评估这种影响的程度。
噪音污染：盐穴储氢库的噪声主要源于建设阶段的施工、设备运输，以及后期运营中压缩机工作、管道中气流的声音。这种噪音不仅会影响居民对建设的接受度，同时还可能导致一些额外的成本支出。
（5）社会因素
氢能需求：氢能需求反映了当地对氢能的需求水平，售氢收益在项目总收益中占有较大比例，对项目的盈利能力有着重要的影响。
人口密度：人口密度反映了当地的人口数量，作为主要用电消耗者，高人口密度通常意味着更大的用电需求，确保了项目一定的经济效益。此外，高人口密度也会对未来储氢库扩容产生积极影响，因为它意味着潜在的未来氢能需求可能会增加。
社会接受度：人们对新能源常常存在担忧，其对氢能的认知和接受度直接影响着盐穴储氢库的建设进程和相关不确定性支出。
4.2 钻井钻井工程是在盐穴储氢库选址完成后进入施工阶段的重要环节，其目的是通过钻探达到目标盐层，安装可以进行注水排卤造腔的井身结构。
4.2.1 钻井作业中国盐穴天然气储气库钻井施工与国外的操作有许多相似之处。在国外的钻井施工中，首先下入导管以封隔地表，防止井口坍塌，并形成钻井液循环通道。导管的下深一般在20~50 m，具体的深度根据实际情况而定。接下来进行一开钻井，下放表层套管并通过内插法固井，表层套管的作用是封隔上部不稳定的松软、易塌易漏地层和含水层，以避免钻井液污染饮用水含水层，同时防止井筒内流体流失。随后进行二开钻井，下放技术套管，技术套管的作用是封隔难以控制的复杂地层和严重漏失层。根据地层情况，可能进行三开继续下入技术套管。接着进行四开，下放生产套管并固井，最后下放排卤管，并通过井口的采卤树进行悬挂控制（图8）。每次固井后需要进行测井以评估固井质量，合格后方能继续钻井。下放排卤管前，通常使用氮气对井筒进行气密封检测，确保井筒的密封性合格，避免在后续的造腔过程中出现卤水泄露的情况。
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图 8 钻井管柱下放顺序图 Fig. 8 Sequence diagram of drilling string running |
美国盐穴储氢库不仅井身结构开次较多，井眼直接和套管尺寸也较大。例如，在Spindletop储氢井位置，使用42″导管下固至76 m，36″表层套管下固至188 m，24″的盖层套管下固至493 m（盖层顶部以下），20″的技术套管下固至622 m（盐层顶部），然后在1104 m深度固井16″的生产套管，最后下入悬挂的8 5/8″排卤管至1480 m（盐层底部）。中国盐穴天然气储气库钻井完井井身结构主要有“三管”和“两管”两种组合（图9）。“三管法”的生产套管下至盐层顶部且存在中间管，而“两管法”的生产套管下至盐层底部。
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图 9 国内盐穴天然气储气库钻井完井井身结构 Fig. 9 Drilling completion well structure of salt cavern natural gas storage in China |
固井水泥在钻井工程中扮演着至关重要的角色，其功能在于将套管与周围岩层牢固地胶结在一起，形成密封环境。盐穴天然气储气库主要采用API标准的G级或H级高抗硫水泥。根据不同的井况，适量加入早强剂、增强剂以及阻隔剂等辅助材料，以确保固井水泥的性能达到最佳状态。在已发表的文献中，尚无研究表明盐穴天然气储气库所使用的固井水泥具有密封氢气的能力。在标准温度和压力下，氢气的黏度小于甲烷，但其扩散系数却约为甲烷的4倍，这对管柱—固井水泥环—地层系统的密封完整性提出了更为严格的要求。与固井水泥相关的氢气漏失通道主要包括水泥环与套管胶结失效、水泥环本身性能不足产生微裂缝以及水泥环与地层之间胶结失效（图10）。
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图 10 固井水泥对密封性的影响 Fig. 10 Effect of cementing cement on sealing |
固井水泥对盐穴储氢库的影响主要有两方面：一方面，固井水泥本身的渗透率和孔隙度难以达到储氢的要求；另一方面，固井水泥在储氢库环境中受环境影响，发生化学降解和腐蚀等现象，导致其强度降低，密封性能变差（Navaid et al., 2023）。水泥的水化产物会与CO2发生化学反应，生成碳酸钙（Strazisar et al., 2009）。虽然碳酸钙可以提高水泥的强度，但其沉淀会降低水泥的孔隙度和渗透率。此外，盐穴中微生物反应产生的H2S也会对水泥环产生影响，H2S在一定条件下会与水化产物生成二次钙矾石，导致水泥结构内部发生膨胀，从而产生内应力并引发裂缝（Kutchko et al., 2011）。
国外研究表明，采用黏合剂中SiO2含量较低的细水泥可以有效降低渗透率，减小气体渗漏的风险（Reitenbach et al., 2015）；胶乳，即乳化聚合物，通常是由极小的球状聚合物颗粒的悬浮乳液，其粒度大小在200~500 nm。加入胶乳后的水泥浆在抗折、抗拉强度、防裂性以及界面黏结强度等方面都得到了显著改善。同时，通过堵塞水泥间的孔隙，有效降低水泥的渗透率，限制了气体的侵入（Shahvali et al., 2014）；掺入树脂后形成的树脂水泥浆具有更强的黏结力和抗渗透性能，且能够减缓收缩与膨胀反应（Gajda and Lutynski, 2021）。
4.3 造腔造腔是指通过注入淡水进行循环，将卤水排出并经处理，最终形成符合要求的腔体空间。与以往盐企采卤制盐的目标不同，盐穴储气库建设的采卤目的在于高效利用地下盐层来建造储库空间。因此，需要考虑多个因素，包括建腔周期、腔体有效体积、腔体结构形态以及排卤浓度等。
4.3.1 造腔方式目前，盐穴储气库的造腔工艺主要有4种，分别是单井对流法、小间距双直井自然溶通法、水平定向对接连通法以及水平多步回退法（图11）。
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图 11 盐穴储气库不同造腔工艺 Fig. 11 Different cavity forming processes of salt cavern gas storage |
单井对流法是一种国内外广泛采用的地下盐穴储气库造腔方法（图11a）。单井对流法包含两种对流方式，其中一种被称为正循环造腔，淡水从造腔内管中注入，而卤水从造腔内管和外管所形成的环空中流出。另一种是反循环造腔，与正循环相反，淡水从环空中注入，而卤水从造腔内管中流出（Jiang et al., 2016）。正循环多用于造腔的前期，在底部形成一个槽，以便不溶物的沉积。随着注入淡水和盐岩的溶蚀过程不断进行，溶腔体积逐渐扩大，进入造腔的主要阶段—建腔期。建腔期占据了整个造腔过程的80%以上的时间，这一阶段主要采用反循环造腔。通过逐步提升造腔内管和外管的位置，以提高盐穴的高度，其中对于“双管”井身结构，通常采用生产套管割管的方式提升位置。造腔的后期阶段称为收顶期，其目标是形成一个拱形顶部，以确保储气库的空间和结构符合预期要求。
小间距双直井自然溶通法主要通过相邻较近的两口直井进行造腔（图11b）。前期采用单井对流法独立进行造腔。随着时间的推移，两口盐腔的半径不断扩大，最终在某一深度位置处发生贯通，形成一口盐腔。两个盐腔连通后，可以继续使用单井水溶法对盐腔进行建造，也可以取出造腔内管，采用一口井注淡水，一口井采卤的模式进行操作。这种造腔方法已成功应用于荷兰Zuidwending盐穴储气库（Wan et al., 2019）。
水平定向对接连通井是一种独特的盐穴储气库造腔方法（图11c）。该方法由一组直井和斜井组成，首先钻取一口直井，然后在其附近钻取一口斜井，通过定向钻探与水平井技术，使得斜井能够在目标盐层中定向对接并连通至直井。通过这种方式，可以实现两井之间的连通采卤。斜井内的造腔管深入水平段内部较短的距离，在造腔过程中主要采用交替注水和排卤的方式。水平定向对接连通井适用于盐层厚度较薄、品位较低的盐矿。由于两井间存在较长的水平段，延长了淡水的溶蚀时间，卤水浓度和造腔效率会得到提高（Sun et al., 2017; Zhang et al., 2019）。然而，这种技术也存在一定的风险，如斜井末段和水平段容易出现砂堵等问题。
水平多步回退法与水平定向对接连通法相似，同样由一口直井和斜井组成（图11d）。两者的主要区别在于水平多步回退法中，斜井内的造腔管会深入整个水平井段，并靠近直井的末段。在造腔过程中，主要采用斜井注水和直井采卤的方式进行，通过多次调整斜井中的造腔管的位置，改变水平井段中淡水流出口与直井的距离，从而分阶段溶蚀盐层，使得溶腔向水平方向扩展。采用水平多步回退法建造的腔体形态规则，结构稳定性高，能够充分利用薄盐层进行储库建设（Bely et al., 1997）。然而，这种造腔方法存在一些缺点，如声纳测腔困难、修井成本高以及残留卤水多等。
4.3.2 卤水腔测腔在盐腔的形成过程中，对其发展进行准确的预测和控制至关重要。在日常生产管理中，通过监测每口井的流量和卤水浓度，可以计算出已开采的盐岩体积，进而推算出腔体体积。为了获取盐腔的准确形态和结构参数，通常需要进行声纳测腔（郭朝斌等，2019）。通过将具备发射和接收声波功能的声纳装置放入井中，当声波在卤水中传播并遇到腔壁围岩时，会引发反射。通过记录声波信号从发射到接收所花费的时间，再根据声波在该介质中的传播速度，可以推算出声纳装置与腔壁的距离，从而得到盐穴在某一深度和方向上的半径。通过按一定角度间隔转动声纳测量装置，可以测得该深度处多方向上的半径，从而描绘出该深度处的平面形态及相关参数。通过不断地将装置上提，就能够获取整个盐腔的形态及参数（Wanyan et al., 2018）。
4.4 注采完井一旦腔体形态结构达到设计要求，便可以停止造腔工作，进入下一步的注采完井阶段。这个过程包括取出井筒中的中心管，下放注采管柱和排卤管柱，并配置井下工具，如封隔器和安全阀。同时，井口采卤树会被改造成采气树，以确保该井具备注采气的条件。
4.4.1 气密性测试腔体和井筒的气密封性能不仅直接关系到盐穴是否能够储存气体，而且涉及到周围居民的生命和财产安全。因此，在腔体建成后，进行气密性测试以评估井筒和腔体的气密封性能是必需的。我国在借鉴国外盐穴腔体及井筒气密封检测技术的基础上（Berest et al., 2006; Von et al., 2022），提出了一种新方法，该方法利用气液界面深度变化与气体泄漏率随时间的变化趋势来综合评价盐穴腔体及井筒气密封性。
将能够检测气液界面深度的测井仪放入测试管中，通过向生产套管与测试管之间的环空中注入测试气体，使气液界面稳定在生产套管鞋以下的位置，同时确保生产套管鞋处的气体压力达到一定值（图12）。通过记录测试期间内井口卤水压力、井口环空气体压力以及气液界面深度，计算出气体泄漏率随时间的变化趋势，结合气液界面深度随时间的变化趋势，评价盐穴腔体及井筒的气密封性。
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图 12 气密封测试 Fig. 12 Tightness Testing |
对于后期储存天然气的盐穴，通常采用氮气作为气密封性检测介质。然而，对于盐穴储氢库来说，由于氢气分子的直径远小于氮气和甲烷分子，使用氮气作为测试介质并不适用于验证盐穴储氢库的气密封性。鉴于技术和安全等因素，并且缺乏地下高压储存氢气的经验，直接使用氢气作为测试介质进行气密封测试并不现实。国外盐穴储氢库，通常采用组合完整性测试（COMIT）进行气密性测试，以最大限度地减少氢气大量泄漏的风险。在测试过程中，首先使用氮气作为测试介质进行气密封性测试，评价合格后，再用氢气作为测试介质去验证盐穴的气密封性是否达到储存氢气的要求。Berest et al.（2021）建议对于气密封测试中氢气的最大允许泄漏率为50 kg/d，而在荷兰Hystock盐穴储氢库项目中A8储氢井氢氮组合气密封测试使用的评价标准为50 L/d（Horvath et al., 2022）。
4.4.2 注采管及井下工具气密封测试合格后，下入装有井下工具的注采管。井下工具主要由井下安全阀和封隔器等部分组成（图13）。
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图 13 注采完井井身结构 Fig. 13 Well structure of injection production completion |
（1）注采管材质。在盐穴储氢库中，注采管的质量状况直接关系到整个储氢库的平稳注采运行和密封性能。在盐穴储氢库设计几十年的运营期中，注采管直接与高压氢气接触，承受着频繁注采氢气引起的交变应力，因此容易造成损伤和失效（Szummer et al., 1999）。在高压环境下，氢气分子会在管柱表面吸附并裂解成氢原子，继续向内扩散，局部氢浓度达到饱和后聚合成氢分子，造成应力集中，引起金属塑性下降、诱发裂纹或断裂（Kanezaki et al., 2008; Murakami and Matsuoka, 2010）。此外，在高温高压下，氢会与钢材中的夹杂物或合金添加物发生化学反应，引发氢腐蚀。因此，在为盐穴储氢库选择套管材料时，需要考虑到氢脆和腐蚀等对管柱的影响，选择一种能够耐氢脆和防腐蚀的材料。通常情况下，注采管由含碳的低合金高强度钢制成，但是在高压环境下，氢气会与碳结合，导致管柱强度下降并最终失效（Marchi and Somerday, 2014）。此外，S、Mn、P等元素也会增加管材的氢脆敏感性（Hayden and Stalheim, 2009）。钢材的屈服强度越高，对于氢脆的敏感性越高，因此相对于高强度钢，低中碳钢来说更具耐氢脆性（Moody et al., 1990）。因此，为了降低氢损伤失效的风险，需要在确保力学强度满足的情况下，合理控制合金元素的含量，降低钢的强度级别。
（2）井下工具材质。井下安全阀的主要功能在于发生井喷、井口失效或地面阀门发生故障等特殊情况下迅速关闭，以防止气体泄漏。封隔器的主要功能是封隔生产套管和注采管间的环空，阻止气体进入。在荷兰和法国的盐穴储氢中试项目中，其材质选用了细晶高强度低合金钢与奥氏体铬镍不锈钢。井下工具上还会用到一些合成橡胶材料作为弹性体密封元件，以实现弹性密封。在高压环境下，氢气可能渗透到弹性体密封元件内部，导致橡胶材料过饱和。一旦超过材料的拉伸屈服强度，橡胶材料就会出现内部气泡并开裂，即使在快速减压后，裂缝也难以恢复（Reitenbach et al., 2015）。H2S、CO2以及CH4等气体的存在会通过与橡胶材料发生化学反应或者渗透的方式，降低其强度、伸长率以及硬度等性能，从而减少弹性密封元件的使用寿命（Salehi et al., 2019; Patel et al., 2019）。常用弹性体密封材料包括三元乙丙橡胶、硅橡胶、氢化丁腈橡胶（罗淼，2021），其中，氢化丁腈橡胶的耐H2S和CO2腐蚀性能出色，可在高压条件下工作，加上氢气对其劣化和渗透的程度相对较低，被认为是用于储氢的最佳弹性密封元件材料（Ugarte and Salehi, 2022）。此外，如果不能减少橡胶材料的使用，在确保密封性的情况下，减小弹性体密封元件的厚度也是一种办法。这样可以减少弹性体密封元件内部的氢气滞留，从而降低在快速减压情况下开裂的风险。
（3）注采管连接方式。在中国盐穴天然气储气库中，注采管柱间的连接方式主要包括焊接和螺纹连接两种。与螺纹连接相比，焊接具有更优越的连接强度、致密性以及抗变形能力，但施工工艺相对复杂，容易产生缺陷，且焊缝处是应力集中的关键区域。国外已投产的盐穴储氢库工程中，通常选择焊接以确保气密性。在进行焊接注采管接头时，焊缝周围的碳浓度、硬度以及残余应力的升高会导致焊缝容易发生氢致失效。因此国外在对盐穴储氢库注采管接头进行焊接时，采取了焊前预热和焊后热处理的措施。预热可以减缓焊后冷却速度、降低焊接应力，从而避免裂纹的产生；而焊后热处理则可以消除焊接应力，改善焊缝组织和整体性能。这种焊接过程需要较长的时间，通常一个焊缝需要8~12 h，而中国盐穴天然气储气库注采管焊缝通常只需1~2 h。此外，在荷兰Hystock盐穴储氢项目中，注采管使用了瓦卢瑞克（Vallourec）的钢管和螺纹，通过使用“VAM® 21”型号特殊扣实现了注采管间的连接（Horvath et al., 2022）。
（4）井下工具安装方式。井下安全阀可根据回收方式分为两种类型：钢丝回收式和油管回收式（图14）。钢丝回收式的井下安全阀通常安装在坐落短节中，通过钢丝或电缆工具进行下入和回收，而油管回收式的井下安全阀则直接安装在注采管上（Liu et al., 2018）。在盐穴天然气储气库中，大多数采用通过地面控制的油管回收式井下安全阀。与钢丝回收式相比，油管回收式的井下安全阀的优点是外径更大，能够通过更大的注采气流量，缺点在于维修时需要将整根管柱提出，导致修井成本较高。目前钢丝回收式井下安全阀仍存在一些弹性密封元件，而部分油管回收式设计已不再包含弹性密封元件。此外，由于工作机理（使用橡胶胶筒）的限制，目前盐穴天然气储气库中使用的封隔器不可避免地仍存在一些弹性密封元件。
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图 14 钢丝和油管式井下安全阀（据Buzogany and Bernhardt, 2023） Fig. 14 Wireline and tubing retrievable surface controlled subsurface safety valve (after Buzogany and Bernhardt, 2023) |
尽管注采完井工程已经安装了储气运营时所用到的采气树以及注采管，满足了注采气的结构条件，但盐腔内仍充满卤水。因此，需要下入排卤管，并安装排卤管线和注气管线，以便使高压天然气通过注采套管与排卤管的环空注入盐腔，卤水在气体压力的作用下通过排卤管流出。
为了最大限度地排出卤水，防止残留水与储存的气体发生反应，排卤管的末段应靠近盐腔底部。在注气排卤过程中，需要持续测量和记录工作，包括注气压力和温度、井口卤水压力、累计注气量以及排卤量。结合声纳测腔结果，判断当前气水界面深度。当计算的气液界面接近排卤管末端时，通过下入气液界面测井仪来确定准确的深度。随着气液界面逐渐接近排卤管鞋，需要逐渐降低注气速率以实现缓慢排卤。当观察到排卤管口有连续气泡带出，且检测到排出卤水中天然气含量达到一定范围时，表明气液界面已到达过渡区，此时注气排卤工作结束。
在注气排卤后期，排出的卤水会含有一定量的溶解气体，由于氢气分子体积较小，存在透过排卤管间缝隙随卤水排出和进入环空的可能，因此需要定期检测排出卤水中的氢气含量和环空压力。为了增强操作的安全性，建议在进行盐穴储氢库注氢排卤时，在排卤井口后安装一个鼓泡脱气装置，以去除卤水中的氢气。
4.6 不压井作业在注采完井阶段，为了将盐腔内的卤水排出，通常会下放一根排卤管。在注气排卤的过程中，必须确保安装在生产套管上的井下安全阀保持开启状态，使气体得以通过环空注入到盐腔内。完成注气排卤作业后，需要将排卤管起出，否则将无法实现通过井下安全阀来隔绝储存的气体（Li and Li, 2008）。此时，盐腔内部已充满了高压气体，需利用不压井起管柱技术来起出排卤管（图15）。
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图 15 不压井作业现场 Fig. 15 Snubbing site |
不压井作业装置包含了多个阀板、防喷器、卡瓦、法兰以及四通等部件，尽管不压井作业施工时间相对较短，但这些部件在操作过程中仍会与高压氢气发生接触。因此，为了确保盐穴储氢库在进行不压井作业期间的安全性，一方面这些部件本身必须具备耐氢性，另一方面需要增加额外的密封部件以提高整个装置的密封性，并且避免使用弹性密封。在实施作业之前，建议先利用氢气对不压井作业装置进行气密封性检测，只有检测合格后才能进行不压井作业。同时，考虑在不压井作业之前往井内注入一些氮气，以减少作业时装置与氢气直接接触的可能性。
4.7 运行盐穴储气库的运行压力一般在一个区间内呈周期性变化，在注气阶段，内压逐渐达到上限运行压力Pmax，在采气阶段，内压则逐渐降至下限运行压力Pmin。一个循环周期内有注气、高压保压、采气和低压保压四个阶段，对于盐穴天然气储气库来说，一般一年即为一个循环周期。储气库的上限运行压力越高，储存的气量就越大，但若上限运行压力过大，可能导致盐岩渗透率急剧增加，进而引发围岩气体穿透渗漏（Wang et al., 2015）；下限运行压力越小，所需的垫气量也就越少，工作气量也就越多，然而最小压力过小可能会使围岩发生剪胀破坏，导致腔体体积收缩过快，严重时会导致起腔体坍塌（Berest and Brouard, 2006）。因此，在注采气过程中，要合理地控制运行压力区间。根据金坛盐穴天然气储气库的经验，上限运行压力不应超过生产套管鞋所处地层最小主应力和地层破裂压力中较小值的80%，下限压力宜按0.006 MPa/m考虑（丁国生和张昱文，2010）。
在设计盐穴储氢库的运行压力范围时，可以参考盐穴天然气储气库的经验进行一系列的研究和测试。首先，进行地应力测试以了解建腔目的层位的地应力状况，获取最小主应力和地层破裂压力（赵昱超等，2022）。其次，通过钻取岩心并对其进行力学和渗透实验，获取力学和渗透参数。通过数值模拟的方法，分析不同运行压力、注采周期以及注采速率对于稳定性和密封性的影响，以确定最佳的注采运行参数。此外，可以在注采完井阶段气密封测试判断井筒及腔体密封性能时，通过提升测试压力的方式获得盐腔实际的储气能力。
4.8 监测盐穴天然气储气库运行后的监测内容主要包括地层完整性监测、注采运行监测、井筒气体泄露监测、储气库区域沉降监测（顾春生等，2023）以及腔体变形监测等（表5）。对于盐穴储氢库而言，一方面，考虑到氢气具有小分子逃逸性和易燃易爆性，必须加强对氢气泄露的监测。在地面和地下布设氢气传感器实时监测，以确保盐穴储氢库整体的完整性，并及早发现气体泄露的迹象；另一方面，由于氢气可能导致管柱腐蚀、变形等问题，需要加强对套管的监测。可通过多臂井径成像测井、电磁测井、井下电视成像测井等手段进行监测，从而调整生产操作参数，延长套管的使用寿命，预防事故的发生。
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表 5 盐穴储气库监测技术 Table 5 Monitoring technology of salt cavern gas storage |
对于盐穴储氢库的各个建设阶段，总结了一些可能存在的风险或问题，并提出了相应的对策（表6）。
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表 6 盐穴储氢库建设过程中各阶段潜在风险 Table 6 Potential risks in the construction process of salt cavern hydrogen storage |
长期以来，中国将氢气列为危化品范畴，化工园区制氢在一定程度上限制了盐穴储氢产业的发展。例如，如果盐矿旁边没有化工园区，想利用盐穴储氢，就不得不在就近的化工园区建设制氢站，而盐矿和化工园区之间有可能相隔几十千米，增加额外的投资成本。近年来，全国各地纷纷研究可再生能源制氢的危化品许可政策，吉林、内蒙古等地表示允许在化工园区外建设可再生能源制氢项目，绿氢生产也不需要取得危险化学品安全生产许可，这大大促进了氢能产业的迅速发展。储氢环节作为“制”和“用”之间的桥梁，对于氢能朝着大规模发展的方向具有重要影响。研发满足高压临氢复杂环境下的金属、非金属和新型阻氢渗透防腐材料，开发材料连接和密封技术对提高盐穴储氢库安全性至关重要。对于如何提升盐穴储氢库的注采能力和储气能力，可采用大尺寸管径组合的管柱以提升注采流量，以及考虑采用小间距双直井自然溶通法进行造腔，一个盐腔设置两口井和注采管，不仅能够同时注气或采气，也可以在特殊情况下实现边注边采。此外，还存在一些尚待深入研究的问题。例如，盐穴天然气储气库结构设计技术在储氢应用中的适用性尚不明确，盐穴储氢库对周边地质的影响以及运行调控缺乏系统性的研究。这些问题亟需在未来的研究中得到深入解决，以确保盐穴储氢库能够安全可靠地运行。
5 金坛盐穴储氢库建设适宜性评价 5.1 优越的地质条件2021年，国家管网集团西气东输公司与中国科学院武汉岩土力学研究所展开了合作，旨在研究全国盐穴储气库新库址的选择。通过对全国范围内22个盐矿的地质条件、区域采卤条件等进行全面调查，其中金坛盐矿由于适中的埋深、良好的盐层厚度、高品位、夹层稀薄以及制盐能力强等特点，被认为具有极佳的建库条件（李龙和李建军，2023）。
金坛盐矿是中国东部地区综合指标最佳的大型盐矿，具备建设盐穴储氢库的优越地质条件，这些条件主要体现在以下几个方面：
5.1.1 盐矿资源金坛盐盆覆盖面积达60.55 km2，矿储量高达163亿t，矿体品位高，平均氯化钠含量高达85%，最高层品位甚至可达95%。盐矿区域的沉积特征属于浅湖相沉积，盐岩层总厚度可达200 m以上。盐层厚度大于180 m的区域面积约12 km2，盐层厚度大于160 m的区域面积可达17 km2。这些厚、广且优质的盐岩资源为盐穴储氢库工程示范项目建设及后期推广提供了充足的基础。
5.1.2 埋深和可溶物含量盐层的埋深范围一般在850~1200 m，这种适中的埋深既有助于降低建库的投资，又提高了储库的安全性。可溶物含量约为90%，部分不溶物物质的颗粒小于5 mm，可随卤水带回地面。盐岩层间虽分布有厚度不等的夹层，但单层厚度小，一般在0.28~2 m，有效保障盐穴储氢库的成腔率，降低建设风险。
5.1.3 地下水条件在金坛盐盆区域附近，地表淡水充足，而地下含水层与含盐层系没有水力联系，避免对盐岩层造成不良影响。
5.1.4 安全的地质环境根据现有勘探资料，该地区的地质活动基本处于静止状态，没有活动断层，历史上发生的地震活动少且震级小。这样的地质环境为盐穴储氢库的长久运行提供了安全稳定的保障。
5.2 便利的交通条件金坛盐矿区位于江苏省常州市金坛区的茅麓镇附近。金坛地处宁沪杭三角地带中心，周围50 km内有多条交通要道，包括京沪铁路、沪宁高速公路、常州港、镇江港、常州机场以及沪宁沿江高铁。
5.3 丰富的工程经验中盐金坛盐化有限责任公司配合“西气东输”工程利用地下溶盐穴建立储气库（管国兴和李留荣，2003），于2007年成功在金坛盐盆建立了亚洲首座盐穴储气库—西气东输金坛储气库，实现了地下天然气的储存。之后，于2016年建成中石化盐穴储气库，2018年建成港华燃气金坛储气库。2022年，金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目正式投产，标志着金坛盐盆盐穴综合利用领域再次取得了重大突破。
截至2023年5月，金坛盐盆已完成钻井116口，其中56口井已投入使用，用于储存天然气，另有1口井专用于压缩空气储能。在过去的十几年中，金坛盐盆在盐穴储库的建设过程中积极采用了多项技术，取得了一系列重要的技术成果。在老腔利用方面，采用老井分段锻铣注水泥封堵技术，缩减老井处理成本和工期，充分利用了已有盐穴资源。在造腔方面，多夹层盐岩溶腔建库技术成功解决了复杂地层条件下盐穴储气的问题。同时，氮气和天然气阻溶造腔技术的应用使得盐穴形态更能可控。双管无垫层造腔技术则显著提高了造腔效率。丛式定向井等技术的应用，能够利用不良地形之下的盐矿资源，增大布井总数，提高地下盐矿资源利用率。在数字化应用方面，开发了造腔模拟软件、盐穴储气库数字化协同平台等工具，使得储气库的运营更加智能化和高效化。
5.4 广阔的发展前景2024年1—11月，江苏省发电量6126.74亿kWh，其中风电发电量518.65亿kWh，同比增长7.98%，光伏发电量539.44亿kWh，同比增长61.79%。截至到2024年11月底，江苏省装机容量19956.59万kW，全省风电和光伏装机容量8183万kW，其中风电装机2318.21万kW，光伏装机5864.79万kW。（江苏省电力行业协会，2024）。这一年江苏省还印发了《江苏省海上光伏开发建设实施方案（2025—2030年）》、《关于高质量做好全省分布式光伏接网消纳的通知》以及《江苏省氢能产业发展中长期规划（2024—2035年）》等能源行业重要政策，为江苏省能源行业高质量发展进一步指明了方向。
江苏常州在全国率先提出“新能源之都”的建设目标，并创建了常州“氢湾”，旨在打造氢能产业核心零部件及检验检测设备的研发中心和生产基地，重点吸引制氢、燃料电池、氢储能等相关核心零部件制造企业，目前已有多个项目成功签约入驻，如加拿大西港氢能阀门研发制造、中海电力氢能核心部件、锐格氢能测试装备、创氢氢能设备与检测等。
随着江苏省可再生能源规模持续扩大和氢能产业的优势的凸显，为提高可再生能源利用效率并完善氢能产业链中“储”环节，需配置大规模的储能系统，以对日益增大的可再生能源进行调峰储能。在江苏金坛这一具有丰富可再生能源资源和盐穴储能地质条件的地区，将可再生能源发电与盐穴储氢相结合是推进低碳绿色发展的理想途径之一。
借鉴金坛盐盆多年来在储存天然气和压缩空气储能发电上的经验，可以采用一条包括可再生能源发电技术、高压空气压缩技术、电解水制氢技术、盐穴储氢技术以及天然气管道掺氢技术相结合的综合技术方案。该方案能够通过利用电解槽配合空气压缩机灵活地吸纳电网低谷或可再生能源电力，同时为电力系统提供低成本的平衡服务。过剩的可再生能源发电可以用来将空气压缩至高压状态，同时将水分解成氢气和氧气，实现电能向势能和化学能的转化。高压空气储存在盐穴中，等待用电高峰时再释放发电；生产的氢气也储存在盐穴中，不仅可以用于发电，还可以通过纯氢或者天然气掺氢管道用于下游的应用（图16）。
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图 16 氢能联合发展技术路线图 Fig. 16 Technology road map of hydrogen energy joint development |
（1）氢能是来源清洁且低碳的能源，积极推动氢能产业的发展是实现双碳目标和应对能源转型的重要举措。利用地下地质构造储存氢气是实现氢能大容量长期储存的有效途径，也是未来氢能大规模储备的重要发展方向。目前，地质储氢库主要有四类：盐穴、枯竭油气藏、含水层以及废弃矿洞，在这些类型中，盐穴储氢以其规模大、密封性强、储氢纯度高以及已有投产工程案例等特点，成为地质储氢的优先发展方向。
（2）虽然国外在地质储氢库方面已建立了一些投产工程和验证平台，但近年来中国也在加快验证平台的建设工作，并涌现了一些项目，如陕西榆林盐穴储氢和湖北大冶矿洞储氢项目。
（3）盐穴储氢库的建设周期可以参考盐穴天然气储气库的经验，分为选址、钻井、造腔、注采完井、注气排卤、不压井作业、运行以及监测等8个阶段。尽管在各个阶段的建设中可以借鉴盐穴天然气储气库的经验，但仍存在政策、材料、施工工艺以及安全运行调控等方面的问题。
（4）中国盐矿资源相当丰富，在多个省（区）都有产出，因此开展盐矿地质调查工作、加速盐穴储氢能力的调查以及建设盐穴储氢库十分必要。金坛盐矿地质条件优越、交通便利、工程经验丰富，具备建设优秀的盐穴储氢库的条件。可以在该地结合水电解制氢、压缩空气储能、盐穴储氢以及天然气管道掺氢等技术，构建一个“制、储、运、用”一体化供应链生态，实现我国盐穴储氢技术与应用的零突破，填补我国在盐穴储氢技术领域的空白。
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