龚才喜 梁海波 古 冉

（1.中国石化华北分公司，河南郑州 450006；2.西南石油大学，四川成都 610500）

煤层与油、气储集层不同，煤层极易垮塌、破碎，且煤储集层很易被污染。近年来，在煤层气的开采中多采用欠平衡技术，而在欠平衡钻井过程中，如果井底压力控制不当，会造成过压钻井，甚至引起井漏或井喷等井下复杂事故，严重影响整体勘探开发效果和钻井效果［1］。针对煤层的特殊性，现多采用充气欠平衡技术，主要的充气方式有：常规钻杆注气法、寄生管注气法、同心管注气法、连续油管注气法4种［2］。国内高陡构造煤层的煤层气资源丰富、分布广泛，且这类煤储层大都倾角较大、渗透率较高，适合采用U 型井进行开采，U 型井充分结合了直井和定向井的技术优势，利用流体势能原理对煤储层进行排水降压采气［3］。其采用的注气方式为连续油管注气法：空气由直井油管注入，与水平段环空返出的液相在直井造穴处进行混合，由于注气油管直径较小，压缩空气能在短时间内进入环空，保证气体注入的连续性，并改善了气液两相流的均匀性，使得欠平衡钻井过程中的井底压力更容易控制［4］。

当注气量超过某一数值时，井口环空就会出现不合理的流型，不仅使得携岩效果达不到要求，并且也无法保证井壁稳定，所以进行充气欠平衡钻井时，如何精确控制流体流型十分关键。而影响充气控压钻井气液两相流流型分布的主要因素有：流体的物理性质和气液比、地面回压、流道的几何形状等［2，5］。应用计算流体力学软件FLUENT，针对不同的注气压力、注气量，以及井口排量的情况，对井下造穴处的情况进行数值模拟，分析不同参数对洞穴压降以及环空含气量的影响规律。对煤层气开发过程的优选、安全钻井具有较重要的意义。

1 基本假设

由于煤层气欠平衡钻井多注入清水、空气，为了便于研究和计算，对环空内多相流作如下基本假设［6-7］。

（1）环空内仅有气、液两相流，将煤尘、岩屑、清水视作液相；（2）流体流动是沿井眼轴线的非定常流动；（3）流体处于热平衡，无热交换；（4）气液两相间无水化作用；（5）液相为连续相，气相为离散相；（6）不考虑模型周围的地层压力。

气液两相流在环空管内的流型主要考虑：泡状流、段塞流、搅动流、环状流4 类［8］。

2 井筒多相流的基本控制方程

连续方程

动量方程

式中，下标i 为l（液相）或g（气相）；t 为时间； α 为各相的体积分数；u 为流动速度矢量；u、v、w 分别为流体在x、y、z 方向上的速度分量；gx、gy、gz分别为x、y、z方向的重力加速度；p 为相压力标量； ρ 为流体密度； Fi为总相间力，由曳力和垂直于流动方向的侧向力组成。其中侧向力包括侧升力、壁面黏性力和湍流耗散力。

3 模型的建立

实验模拟按照图1 中的参数建立模型，为简化模型、减少计算量，不考虑注气井洞穴以上井段，对注气井间的环空井段、直井段的长度进行了5 ∶1 的缩放，并假定注气油管插入洞穴为1 m 长。

选择非结构Tgrid（三角形）网格对模型进行划分，为提高计算精度，对洞穴区域进行了网格加密，生成网格数为619 263。图1 为模型拓扑和洞穴处网格的局部放大图。

图1 模型拓扑及洞穴网格局部放大

4 环空注气工艺参数优化

U 型井段计算参数如下：水平井垂深750 m（pf=6.205 MPa），水平井与直井水平间距100 m，井径152.4 mm，钻柱外径89 mm，注气油管外径76.2 mm，注入气体为空气，标准状态下空气密度ρg为1.205 kg/m3，井底高压下取空气密度ρg′为74.4 kg/m3，动力黏度μ=18.25 μPa·s，比热容比1.4，清水密度ρl为1 g/cm3，重力加速度9.8 m/s2；壁面粗糙度0.046 78 mm，钻柱旋转转速为60 r/min，不考虑钻柱偏心，井口回压为0.7 MPa。

湍流模型选用欧拉模型、标准k-ε 湍流模型；压力、动量、体积参量采用二阶迎风式；壁面采用不可渗透、无滑移边界，选取标准壁面函数；压力和速度解耦采用SIMPLEC［9］。

4.1 注气压力

图2为不同注气压力条件下洞穴压降和注气量、排量之间的关系曲线。可见，当注气压力一定，洞穴压降随排量增大递减；注气量越大，洞穴压降越大；当注气压力越接近煤储集层压力（pf=6.205 MPa）时，注气效果好，洞穴压降随排量变化稳定，随注气量变化较小。

根据图2 曲线和煤层气欠平衡钻井工程要求（-0.5 MPa ≤pf≤-0.2MPa）［6］可得出，注气压力在6.2～6.5MPa 皆符合，而能稳定在6.2 MPa 最佳。

图2 不同注气压力条件下洞穴压降与注气量、排量的关系

4.2 注气量

用最佳注气压力（p=6.2 MPa）进行模拟计算，图3 为排量不同时洞穴压降和注气量的关系曲线。充气钻井时，井底压力对注气量大小较敏感［10］。从图3 可见，在一定注气压力下，排量一定时，洞穴压降随注气量的增大总体上是递增的，但在注气量24 m3/min 时略有反常，且24 m3/min 和22 m3/min 的结果差距并不大；不同排量下洞穴压降随注气量的变化规律基本相似，即在同一注气量条件下，随着排量的增大，洞穴压降减小。结合煤层气欠平衡钻井工程要求，在20～26 m3/min 的注气量和所给出范围内的排量皆可满足要求。

图3 不同排量下洞穴压降与注气量的关系

4.3 排量

图4 是在最佳注气压力（p=6.2 MPa）、不同注气量条件下洞穴压降与排量的关系曲线。从图中可以看出：当注气量一定时，洞穴压降随着排量的增大单调递减；在同一排量条件下，随着注气量的增大，洞穴压降增大。

图4 不同注气量下洞穴压降与排量的关系

结合煤层气欠平衡钻井工程要求及环空返速最低排量要求，排量控制在13.5～15 L/min范围内较佳。

5 结论

（1）当注气压力一定时，洞穴压降随排量增大单调递增变化。当注气量一定，注气压力越接近煤储集层压力时，注气效果越好，洞穴压降随排量变化越稳定；

（2）在最佳注气压力条件下，当排量一定时，洞穴压降随注气量的增大单调递减；当注气量一定时，洞穴压降随着排量的增大而增大；

（3）在满足欠平衡钻井工程要求的条件下，注气压力稳定在6.2 MPa 时最稳定；在此注气压力下，注气量处于20～26 m3/min 的范围内皆可，取22 m3/min 及24 m3/min 更佳；在此注气压力下，排量处于13.5～15 L/min 范围内即可，越接近15 L/min，越符合工程要求。

（4）为保证井筒稳定，满足欠平衡钻井工程要求，各注气工艺参数需取在优化区间的范围内。

［1］ 周英操，刘永贵，鹿志文. 欠平衡钻井井底压力控制技术［J］.石油钻采工艺，2007，29（2） ：13-17.

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［5］ 潘军. 直井与水平井欠平衡钻井数值模拟研究［D］.成都：西南石油大学，2000.

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［7］ 朱忠喜，张迎进. 井口回压和注气量对井底压力的影响［J］.钻采工艺，2007，30（5） ：11-12.

［8］ 张军，陈听宽，金友煌. 环空管内气液两相流流型研究进展［J］.油气井测试，1999，8（4）：63-68.

［9］ 张德良. 计算流体力学教程［M］. 北京：高等教育出版社，2010.

［10］ 夏宏南，韩先柱，朱忠喜. 充气钻井井筒流动稳定性研究［J］.石油天然气学报，2009，31（6）：123-126.