Computational Modeling of Multiphase Multicomponent Fluid Systems in Porous Media: Application to Underground Hydrogen Storage (UHS)

Underground hydrogen storage (UHS) in porous formations, such as deep saline aquifers and depleted hydrocarbon reservoirs, is a promising solution for long-duration, large-scale energy storage to support the transition to renewable power systems. The idea behind UHS is based on the well-established technology of underground natural gas storage and on previous studies of CO2 geological storage. However, the unique properties of hydrogen and the inherent complexity of geological media introduce challenges that require a renewed understanding of multiphase flow processes in highly heterogeneous media. This thesis addresses two important knowledge gaps in our understanding of underground hydrogen storage. Firstly, it is still unclear how hysteresis in hydrogen-brine relative permeability will impact the viability and long-term performance of UHS over many injection/extraction cycles. Secondly, storage formations are not isolated but hydraulically connected to surrounding aquifers that respond to the pressure changes inside the storage volume. To date, modeling studies have neglected the complexity of aquifer support considering simplified boundary conditions such as closed or constant-pressure boundaries. To address these challenges, this thesis integrates the findings of two studies that investigate critical controls of multiphase flow mechanisms in UHS. Firstly, the thesis examines the interplay between spatial heterogeneity in rock properties and relative permeability hysteresis on hydrogen trapping during cycles of hydrogen injection and extraction. Through 2D numerical simulations of the cyclic hydrogen-water displacement in heterogeneous anticlinal aquifers, this study demonstrates that heterogeneity intensity and spatial correlation significantly enhance capillary trapping, retaining up to twice as much hydrogen as equivalent homogeneous formations. Increased heterogeneity also delays the onset of reversible operations, though shorter injection-production cycles can mitigate these effects. Secondly, the thesis evaluates the impact of aquifer support on the performance of UHS, by integrating an analytical aquifer model as a dynamic boundary condition into reservoir simulations. The results show that aquifer size, deliverability, and connectivity patterns govern maximum pressures changes between injection and extraction cycles, as well as the evolution of working gas. Together, the findings of this thesis establish that UHS performance cannot be accurately predicted using simplified homogeneous models, nor can pressure constraints be quantified using closed-system or constant-pressure boundary conditions. Accurate forecasting requires coupled consideration of the hydraulic heterogeneity of the rock, the hysteresis in relative permeability, and the dynamic boundary conditions. These insights provide practical guidance for site screening, operational design, and uncertainty reduction, supporting the large-scale implementation of UHS as part of the global energy transition. RESUMEN El almacenamiento subterráneo de hidrógeno (UHS, por sus siglas en inglés) en formaciones porosas, como acuíferos salinos profundos y yacimientos agotados de hidrocarburos, es una solución prometedora para el almacenamiento de energía a gran escala y de larga duración que apoye la transición hacia un sistema energético basado en energías renovables. La idea del UHS se apoya en la tecnología bien establecida del almacenamiento subterráneo de gas natural y en estudios previos sobre el almacenamiento geológico de CO2. Sin embargo, las propiedades singulares del hidrógeno y la complejidad inherente de los medios geológicos introducen desafíos que requieren un análisis específico de los procesos de flujo multifásico hidrógeno-agua en medios altamente heterogéneos. Esta tesis doctoral aborda dos lagunas de conocimiento importantes en nuestra comprensión del almacenamiento subterráneo de hidrógeno. En primer lugar, todavía no está claro cómo la histéresis en la permeabilidad relativa hidrógenosalmuera afectará la viabilidad y el rendimiento a largo plazo del UHS a lo largo de numerosos ciclos de inyección/extracción. En segundo lugar, las formaciones de almacenamiento no están aisladas, sino hidráulicamente conectadas con acuíferos circundantes que responden a los cambios de presión dentro del volumen de almacenamiento. Los estudios de modelización realizados hasta la fecha han pasado por alto la complejidad del soporte del acuífero, considerando condiciones de contorno simplificadas, como límites cerrados o de presión constante. Para abordar estos desafíos, esta tesis integra los hallazgos de dos estudios que investigan controles críticos de los mecanismos de flujo multifásico sobre el UHS. En primer lugar, la tesis examina la interacción entre la heterogeneidad espacial de las propiedades de la roca y la histéresis de la permeabilidad relativa en el atrapamiento de hidrógeno durante ciclos de inyección y extracción. Mediante simulaciones numéricas en 2D del desplazamiento cíclico hidrógenoagua en acuíferos anticlinales heterogéneos, este estudio demuestra que la intensidad de la heterogeneidad y la correlación espacial incrementan de forma significativa el atrapamiento capilar, reteniendo hasta el doble de hidrógeno que en formaciones homogéneas equivalentes. Un aumento de la heterogeneidad también retrasa el inicio de operaciones reversibles, aunque ciclos más cortos de inyecciónproducción pueden mitigar estos efectos. En segundo lugar, la tesis evalúa el impacto del soporte del acuífero en el rendimiento del UHS, integrando un modelo analítico de acuífero como condición de contorno dinámica en simulaciones de reservorio. Los resultados muestran que el tamaño del acuífero, su capacidad de entrega y los patrones de conectividad gobiernan los cambios máximos de presión entre ciclos de inyección y extracción, así como la evolución del gas de trabajo. En conjunto, los hallazgos de esta tesis establecen que el rendimiento del UHS no puede predecirse con precisión usando modelos homogéneos simplificados, ni pueden cuantificarse las restricciones de presión mediante condiciones de contorno de sistema cerrado o de presión constante. Una previsión fiable requiere considerar de manera acoplada la heterogeneidad hidráulica de la roca, la histéresis en la permeabilidad relativa y las condiciones de contorno dinámicas. Estas conclusiones aportan orientación práctica para la selección de emplazamientos, el diseño operativo y la reducción de incertidumbre, respaldando la implementación a gran escala del UHS como parte de la transición energética global.