油田生产不确定性下烟气驱油系统的鲁棒部署优化

《Journal of Cleaner Production》：Robust deployment optimization of flue gas enhanced oil recovery systems under oilfield production uncertainty

　　

• 为烟气提高石油采收率（EOR）系统开发稳健的部署优化框架。
• 通过使用列约束生成（CCG）方法，在保证最优性的前提下，相比约束方法（BD）提高计算效率。
• 与CO2-EOR相比，将总成本降低48.3%，压缩费用降低59%。
• 展示烟气EOR在不确定性条件下的成本效益和稳健性。

引言
在全球气候变化影响日益加剧和净零排放战略持续推进的背景下，促进能源系统的低碳转型已成为全球共识。尽管可再生能源正在快速发展，但在可预见的未来，化石燃料仍将在全球能源结构中占据主导地位，尤其是在城镇化加速和新兴经济体能源需求上升的情况下（Davis等人，2018；Gabrielli等人，2023；Ma等人，2025）。然而，石油等化石燃料的大规模开发和利用仍然释放大量二氧化碳，这已成为全球温室气体排放和气候系统失衡的主要驱动因素之一（Slamer?ak等人，2022；Wang等人，2024）。

在此背景下，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术兼具减排和资源利用双重功能，被广泛认为是实现净零排放目标、缓解能源转型压力、增强系统韧性的关键技术路径（Y. Zhang等人，2024；Bachorz等人，2025）。在CCUS框架内的利用路径中，CO2提高石油采收率（CO2-EOR）是唯一已建立大规模商业化应用基础的方法，因此近年来受到政策和产业界的广泛关注。CO2-EOR通过向枯竭油藏中注入CO2来提高采油率，该过程可以将油田的经济寿命延长15至20年，并实现大规模地质封存CO2，从而在传统油气生产与低碳发展目标之间架起一座实践桥梁（Yuan等人，2022；Edouard等人，2023）。

尽管CO2-EOR的技术路径已逐步成熟，但其大规模部署仍面临若干现实瓶颈。特别是，高纯度CO2的捕集、纯化和运输涉及巨大成本。因此，CO2-EOR部署的可行性很大程度上取决于地理和产业的协同性（Rakhiemah和Xu，2022）。为应对这些限制，烟气注入（FGI）作为向实用化CO2-EOR部署过渡的关键替代方案应运而生。这一新型变体技术直接利用工业废气，如燃煤电厂、钢铁生产和化学工艺产生的烟气，进行油藏驱替。FGI的特点是捕集和处理成本较低，且可获得的气源范围更广（Dong和Huang，2002；Nassabeh等人，2023；Nassabeh等人，2025）。

与传统CO2-EOR相比，FGI是一种混合气体驱替方法，在成本控制、气源可获得性和操作灵活性方面具有优势。这些优势使其成为提高采油率同时支持碳减排目标的有前景的路径。工艺流程如图1所示。来自电厂和其他工业来源的烟气首先被压缩，然后通过车辆等方式运输到油田，随后注入目标地层以驱替原油并封存部分CO2含量。与此同时，油藏中产出甲烷和原油，实现化石燃料高效回收和碳减排的协同效应。该技术链包括源头捕集、气体处理、地质注入和资源回收。通过连接这些环节，它为低碳发展与油气生产的融合提供了一种潜在路径。

作为工业燃烧的副产物，烟气主要由CO2和N2组成，具有提高石油采收率和部分CO2封存的潜力。与纯CO2注入相比，N2等惰性组分可以改变注入流体的性质，从而提高驱替效率和波及体积。这些特征支持了FGI在常规、重油、致密和裂缝油藏中的应用（Shokoya等人，2004；Huo等人，2019；Wang等人，2022）。工业烟气的直接使用还可以降低CO2纯化和压缩相关的能耗和成本。研究表明，FGI可以在保持可比采收效率的同时替代约50%的纯CO2用量，并降低捕集和运输成本（Dong和Huang，2002）。然而，工业烟气中较低的CO2比例限制了单位注入气体可用于地质封存的CO2量。因此，FGI应被视为具有部分CO2封存潜力的低成本EOR选择，而非纯CO2注入的完全替代品。

近年来，FGI已成为常规油田开发绿色转型的潜在路径。它可以在支持采油的同时利用工业烟气中包含的部分CO2。与纯CO2注入不同，FGI直接使用燃煤电厂或炼油设施产生的废气。这种直接利用方式可以降低高纯度CO2纯化和压缩相关成本。FGI在气源获取和现场部署方面也具有更大的灵活性。这种灵活性使其特别适合将碳捕集与油气开发相结合的项目（Wang等人，2021；Nassabeh等人，2025）。大量的实验室和现场研究表明，该技术适用于多种油藏类型，包括常规、重油、致密和裂缝油藏。这些研究还表明其具有提高采油率的潜力，这是通过多种机制实现的，如降低黏度、维持油藏压力和延长生产周期（Sandoval M等人，2023）。值得注意的是，在海上重油油藏中，多热流体注入可以将蒸汽、热水和烟气结合以应对高油黏度问题。这种综合方法提高了热效率并促进重力驱油，从而为海上油田提供了一种潜在的成本和能源高效开发选项（Dong等人，2015）。此外，FGI可以利用工业烟气，并可能将其部分CO2含量保留在地下油藏中。因此，其环境效益和潜在碳价值取决于烟气组成和实际封存于地下的CO2量（De La Ossa等人，2010；Bender和Akin，2017）。同时，FGI的碳效益本质上是成分依赖性的。例如，本研究考虑的典型烟气案例中含有约14%至49%的CO2（附录表B.5）。因此，单位注入气体理论封存的CO2量低于高纯度CO2流。FGI可以降低部署成本门槛并利用工业烟气中包含的部分CO2以支持EOR，但其单位气体封存效率不及传统CO2-EOR。

烟气组成通过其与油藏流体和多孔介质的相互作用强烈影响EOR性能（Huo等人，2019）。CO2可以与原油形成近混相或混相，降低油黏度、促进油膨胀，是提高采收率的主要贡献者（Mun等人，2017）。N2有助于维持驱替前缘并提高波及效率。SO2可能通过界面反应促进乳化，从而提高原油流动性（Nassabeh等人，2023）。相比之下，水蒸气可能稀释有效气体组分并降低采收效率。这些组分之间的相互作用是非线性的，并取决于油藏条件。适当的组分比例和注入速率可以提高驱替性能并稳定驱替前缘（Mun等人，2017；Chen等人，2020）。这些发现为烟气组成评估和注入策略设计提供了依据。

与FGI和CCUS部署相关的现有研究可以沿着两条相关联但不同的研究线来理解。第一条研究线关注FGI机制和采收性能，考察CO2、N2、SOx及其他烟气组分的作用，报告的效果包括油膨胀、黏度降低、压力维持和波及效率提高。这些证据为评估不同烟气组成对EOR的适用性提供了物理基础。第二条研究线研究部署策略和系统优化。该领域的大部分研究是在CCUS和CO2-EOR的更广泛背景下进行的，并非专门围绕FGI机制展开。早期优化研究涉及静态空间配置，包括源汇匹配、选址和管道路线最小化（Tapia等人，2018）。后续研究逐渐纳入现实约束和动态变量（Zhang等人，2022；Tang等人，2021）。例如，经济分析考虑了技术替代方案、成本学习效应和原材料价格波动对CCUS投资回报的影响（Kang等人，2020；Wei等人，2021；Fan等人，2023b），并将碳税、排放交易体系（ETS）和封存补贴等政策机制纳入系统优化框架以量化其对部署行为的影响（Chen等人，2021；Sun和Chen，2022）。在空间布局方面，研究人员开发了考虑地形、土地利用和生态约束的源汇匹配和最小成本路由模型（Li等人，2022）。其他研究将封存能力、选址适宜性和流体迁移纳入综合源汇和封存模型（Fan等人，2023a；Q. Zhang等人，2024）。

尽管上述CCUS和CO2-EOR优化研究提供了有用的方法学参考，但它们不能直接迁移至FGI部署。与使用纯化CO2的系统相比，FGI系统表现出更大的气体组成异质性和更低且更具变性的CO2浓度，其油藏响应也更不确定。以下三个局限性尤为重要：不确定性表征、组成依赖的采收性能和多阶段决策。第一，现有的大多数部署模型依赖于确定性假设，使用固定参数或单一场景来表示地质不确定性和油气价格波动，这限制了部署决策的稳健性。在实践中，不准确的油田生产预测可能导致设备冗余、气体资源浪费或利润损失。第二，现有模型通常使用线性关系或静态参数来简化烟气组成与采收性能之间的非线性关系。最后，大多数模型侧重于单阶段优化。例如，早期投资模型没有考虑后续油气价格变化对运营成本的影响，因此无法充分平衡长期投资稳健性与短期运营适应性。

为弥补上述研究空白，本研究聚焦于FGI系统，提出了一种两阶段稳健优化建模框架。其主要贡献有三：（1）通过整合烟气组成特征、油田生产不确定性和政策经济变量，系统地表征了前期投资部署与后续运营调度之间的动态相互关系。（2）设计的CCG算法框架有效解决了不确定空间变量与部署约束之间的耦合难题，显著提高了计算效率。（3）通过构建油气产量输出的不确定性集并联合建模碳和油价波动，该框架在最坏情景下实现了部署稳健性与运营适应性的动态权衡，从而为复杂条件下FGI部署决策提供了稳健的理论工具。

本文其余部分组织如下。第2节介绍总体框架和技术经济建模。第3节构建两阶段稳健优化模型及其求解算法。第4节报告案例研究及敏感性分析。第5节总结全文并展望未来研究方向。

章节摘要
模型框架
本研究开发了一个综合动态优化框架，以应对油田生产不确定性对FGI系统部署和运营的影响。该框架包含三个核心功能模块，系统解决了FGI系统在技术、经济和不确定性条件下的部署优化挑战（见图2）。

烟气变异性模块以及技术和经济评估模块为两阶段稳健提供了关键输入数据。

问题提出
在雄心勃勃的脱碳目标下，CCUS为化石燃料的清洁利用提供了一条路径，在发电等高排放领域尤为具有前景。烟气提高石油采收率作为代表性的CCU技术，直接将含二氧化碳和氮气的工业废气注入油藏。然而，该技术的广泛采用面临若干挑战。工业排放源通常集中分布，而适合储油的地层却分散在远距离地区，这对运输基础设施的规划和管理提出了挑战。

案例研究
本节通过案例研究验证了所提模型和算法的有效性，并提供了各种敏感性分析。

所有计算实验均使用 Gurobi 12.0.2 优化器在配备 AMD Ryzen 53500U 处理器的 Windows 11 系统上进行。
结论
本研究开发了一个集成决策框架，包括烟气成分表征、技术经济变量的动态建模以及两阶段鲁棒优化。该框架通过动态参数建模表示变化的技术和经济条件，并通过鲁棒优化解决采油性能的不确定性，从而支持烟气驱油系统的协同部署和运营决策。首先，所提出的
CRediT 作者贡献声明
李元明：撰写 - 初稿，方法论，概念化。李贝：可视化，方法论，形式分析。刘双兴：可视化，资源，资金获取。薛明：可视化，调查。李星春：调查。吴鹏：撰写 - 评审与编辑，概念化。
利益冲突声明
作者声明不存在任何可能影响本文所述工作的已知竞争性经济利益或个人关系。
致谢
本研究由中国石油研发基金 [项目编号：2023ZZ1301] 及高校人文社会科学重点研究基地 [项目编号：22JJD630011] 资助。
李元明 | 李贝 | 刘双兴 | 薛明 | 李星春 | 吴鹏