印尼西部天然气藏CO2驱替增效与地热联采的沉积盆地优选研究

针对印尼油气行业占全国70%碳排放的严峻形势，研究人员创新性地提出CO2-EGR（增强天然气采收）、GCS（地质封存）与CPG（CO2羽流地热）联采技术，通过AHP层次分析法对9个沉积盆地开展综合评价，发现库泰盆地因深层储层（4500米）和巨大封存潜力（8677万吨CO2）成为最优靶区，为东南亚CCUS技术实施提供科学决策依据。

　　

随着全球能源转型加速，印尼作为东南亚最大碳排放国面临严峻挑战——其油气产业贡献全国42%的CO₂排放，其中70%集中分布于西部岛屿。更棘手的是，该国天然气产量25年间以年均2.1%的速度持续下滑，传统开发模式难以为继。与此同时，这些枯竭气藏却蕴藏着意外机遇：它们不仅具备CO₂封存的地质条件，还因处于高热流异常区（如北苏门答腊盆地热流值达150mW/m²）而兼具地热开发潜力。如何通过技术创新实现"减碳-增储-提热"三重目标，成为破解能源环境困局的关键。

研究人员开创性地提出CO₂-EGR-GCS-CPG（CO₂增强气藏采收-地质封存-羽流地热）三联产技术体系。与传统CCUS（碳捕集利用与封存）相比，该技术通过将CO₂注入枯竭气藏实现三重效益：维持储层压力提升3-8%的残余气采收率、封存工业排放的CO₂、并利用CO₂作为载热流体提取储层地热。以历史产量达3.5亿立方英尺/日的阿伦气田为例，模拟显示该技术可使凝析油采收率提升至87%，同时持续50年提供178℃的地热资源。

为实现精准靶区筛选，研究团队采用层次分析法（AHP），建立包含4大维度的12项评价指标：地热背景（地表热流、储层温度）、地质条件（断层发育、构造稳定性）、技术规模（气藏深度、储量规模）和项目成熟度（基础设施、CO₂源距离）。通过对西部9大产气盆地的系统评估，库泰盆地以显著优势脱颖而出——其气藏深度达4500米，拥有41.5万亿立方英尺的原始储量，CO₂封存潜力高达8677万吨，且邻近规划中的CCUS枢纽。敏感性分析表明，即使调整80%的权重分配，该盆地仍保持排名稳定性。

研究结果揭示：

1. 地热背景决定联采潜力：高热流盆地如北苏门答腊（89°C/km地温梯度）虽适合CPG，但受断层活动限制；而库泰盆地85mW/m²的热流与稳定构造实现最佳平衡。
2. 储层深度双刃剑效应：超过3000米的深部气藏虽能提升CO₂超临界封存效率，但会增加CPG的循环泵耗。
3. 基础设施的杠杆作用：已有管道网络可将CO₂运输成本降低30%，这也是Sakakemang CCS项目能率先进入实施阶段的关键。

这项发表于《Geoenergy Science and Engineering》的研究，首次建立了适用于天然气藏的CCUS-地热联采评价体系。其创新价值在于突破传统"封存即终点"的思维，将CO₂转化为地热开发的载体。对于正规划6大CCUS枢纽的印尼而言，该成果不仅为2028年Sakakemang等示范项目提供理论支撑，更开创了化石能源清洁化利用的新范式——通过碳循环经济实现"封存创造价值"的良性循环。未来研究可进一步耦合储层数值模拟，优化CO₂注入策略与热提取效率的协同机制。