En este trabajo, se llevó a cabo un modelado geoquímico utilizando PhreeqC para evaluar los efectos de las reacciones geoquímicas en el rendimiento del almacenamiento subterráneo de hidrógeno (UHS). Se consideraron reacciones de equilibrio, intercambio y mineral en el modelo. Además, se tuvieron en cuenta la cinética de las reacciones para evaluar el efecto geoquímico en el almacenamiento subterráneo de hidrógeno durante un período prolongado de 30 años. El modelo desarrollado se validó primero con datos experimentales adoptados de la literatura publicada, comparando los valores de solubilidad de H2 y CO2 en agua bajo diversas condiciones. Además, se evaluaron los efectos de la presión, temperatura, salinidad y porcentaje de CO2 en el inventario de H2 y CO2 y las propiedades de la roca en un reservorio típico de arenisca durante 30 años. Los resultados muestran que la pérdida de H2 durante 30 años es negligible (máximo 2%) a través del rango de condiciones estudiadas. La pérdida relativa de CO2 es mucho más pronunciada en comparación con el gas H2, con pérdidas de hasta el 72%. Por lo tanto, el papel del CO2 como gas de amortiguación se verá afectado por las pérdidas de gas CO2 a medida que pasa el tiempo. Por lo tanto, se deben considerar inyecciones de gas CO2 remediales para mantener la presión del reservorio durante los procesos de inyección y extracción. Además, el volumen relativo de CO2 aumenta con el aumento de la temperatura y la disminución de la presión. Además, las propiedades de la roca del reservorio, la porosidad y la permeabilidad, se ven afectadas por el proceso de almacenamiento subterráneo de hidrógeno y, más específicamente, por la presencia de gas CO2. El CO2 disuelve minerales de carbonato dentro de la roca del reservorio, causando un aumento en la porosidad y permeabilidad de la roca. En consecuencia, se mejora la capacidad de almacenamiento de gas y las propiedades de flujo de la roca.