煤層氣水平井筒傾斜-水平耦合流動規律影響分析

張亞飛 王濱 賈云林 胡皓 梁蕭磊 張芬娜

精確掌握煤層氣水平井井筒內氣液流動規律，對煤層氣水平井的合理開發工藝和設備的選擇具有重要意義。基于氣液兩相流理論采用Fluent軟件模擬分析的方法，研究了煤層氣水平井段傾斜-水平耦合條件下變狀態流動規律。分析結果表明：水平段井筒中，上傾斜段井筒內的流動會加劇井筒內氣液兩相界面的波動。高氣、液量下水平段井筒內持液率在流體流動方向上不斷增大，低氣、液量下水平段井筒內持液率在流體流動方向上不斷減小。上傾段傾斜角小于20°時，傾斜角對水平段平均持液率影響較大；下水平段井筒中，傾斜段井筒的長度和傾斜角會影響水平井筒中假想斷面的位置，同一流動條件下，出口上傾井筒的傾斜角越大、長度越大，假想斷面位置越遠離出口端上傾井筒。研究結果可為煤層氣水平井下泵深度等排采工藝設計和優選提供理論依據。

煤層氣水平井；上水平段；下水平段；變狀態流動；影響因素;持液率

Analysis on the Flow in Horizontal Coalbed Methane Well Under

Coupling of Tilted and Horizontal Sections

It is of great significance to the selection of rational development technologies and equipment of horizontal coalbed methane well to precisely master the gas-liquid flow pattern inside the wellbore of horizontal coalbed methane wells.Based on the gas-liquid flow theory，the computational fluid dynamics Fluent software simulation analysis method was used to analyze the variable state flow law in horizontal coalbed methane wells under the coupling of tilted and horizontal sections，The results show that the fluid flow in the updip section intensifies the fluctuation of the gas-liquid two-phase interface in the horizontal section. The liquid holdup in the horizontal section increases in the direction of fluid flow under high gas and liquid volumes， but decreases under low gas and liquid volumes. When the dip angle of the updip section is less than 20°， it has a great impact on the average liquid holdup in the horizontal section. In the lower horizontal section， the length and dip angle of the updip/downdip section affect the position of imaginary cross section in the horizontal section. Under the same flow conditions， the larger the dip angle and length of the updip section at the outflow end， the farther the imaginary cross section to the updip section at the outflow end.The research results provide a theoretical basis for the design and optimization of withdrawl and recovery technology such as pump setting depth of horizontal coalbed methane wells.

horizontal coalbed methane well；upper horizontal section；lower horizontal section；variable state flow；influencing factor；liquid holdup

0 引 言

2019年以來，隨著我國煤層氣開發技術的發展，煤層氣L形水平井開發技術以其單井產量大、萬方氣投資成本低、產能到位率高等優勢，被廣泛應用于低滲透、中深煤層和薄煤層地區的煤層氣開發［1-3］。煤層氣水平井排采工藝設備優選主要借鑒常規油氣田水平井開發經驗，依據常規油氣水平井井筒高氣、液量下流動規律進行排采工藝設備優選設計，采用三抽和地面驅動螺桿泵等有桿泵排采。由于煤層氣水平井井斜大、狗腿度大且存在局部下傾，導致有桿泵排采存在偏磨嚴重（占故障的80%）、適應性差（加深泵掛、更換泵徑占煤層氣作業的30%～40%）、檢泵周期短（平均檢泵周期短于半年）及故障率高等問題，這嚴重影響了煤層氣井連續穩定排采［4-6］。而且目前的煤層氣水平井排水采氣工藝中，下泵深度位于套管懸掛器以上，泵吸入口與著陸點存在一定的垂直距離，無法充分降低井底流壓，限制了產能釋放，因而無法滿足煤層氣水平井排水降壓要求。而煤層氣水平井筒內氣液流動規律是排采工藝設備優選、下泵深度等排采工藝設計和排采制度設計的重要依據［7-9］。因此，針對煤層氣水平井低氣、液量的條件，研究煤層氣水平井筒內氣液流動規律對提升排采設備的適應性，延長煤層氣水平井無故障運行周期具有重要意義。

目前研究者對水平井水平段井筒流動規律的研究從水平模型［10-11］、上傾模型［12-13］、下傾模型［14-15］等單一模型出發，對壁面徑向入流［16-18］、水平段氣液流型［19-22］、井筒積液［23-24］、攜液攜砂運移［25-26］等方面開展了大量研究，取得了豐富而有益的成果。然而在實際鉆井的過程中，由于糾偏和保證起伏煤層中鉆遇率的需要，易于導致水平段形成起伏井眼軌跡。水平模型忽略了水平井筒的起伏，上傾模型、下傾模型單獨分析傾斜井筒流動規律，缺少對井筒中傾斜至水平、水平至傾斜等流動過程中傾斜-水平相互影響的分析。鑒于此，本文建立梯形波狀起伏井筒模型，依據煤層氣水平井低氣、液量的特點，運用Fluent軟件進行仿真分析，研究煤層氣水平井段傾斜-水平耦合條件下變狀態流動規律，揭示上傾段影響下水平段截面的持液率和壓力在高氣液量、低氣液量下變化規律，分析流入端和流出端傾斜角度、長度對水平段井筒流動規律的影響，以期為煤層氣水平井排采工藝設備優選、合理下泵深度設計和排采制度設計提供依據。

1 水平段井筒等效模型

煤層氣儲層地質復雜，煤層存在彎曲起伏，而煤層氣水平井水平段鉆井需要在煤儲層中追求煤層鉆遇率，通過不斷地調整軌跡去追蹤煤層，因此會造成水平段井眼軌跡的起伏，也會使煤層氣水平井筒的水平延伸段小角度偏離原計劃進尺角度，形成起伏狀的水平井筒［27］。

以鄂爾多斯東緣沁南盆地2口水平井和連通水平井的水平段井筒實鉆后軌跡圖（見圖1）為例。如圖1a所示，A井垂深1 466～1 475 m，水平延伸961 m，水平段最大傾斜角度大于3°；圖1b所示為B井的實際井眼軌跡和建議井筒軌跡圖，該井垂深1 986 m，水平延伸863.13 m，水平段傾斜角度最大40°后出現水平段；圖1c所示為C井的實鉆水平段，其最大傾斜角30°。

現有煤層氣水平井筒物理模型主要將水平段井筒簡化為3種模型，如圖2所示。由圖2可見，簡化模型包括水平模型、上傾模型、下傾模型。在井筒流動規律分析中，水平模型忽略了水平井筒的起伏形勢;上傾模型、下傾模型則為單獨分析傾斜井筒流動規律，缺少對井筒中傾斜段和水平段內流體流動過程中相互影響情況的分析。

以煤層氣水平井水平段井筒為研究對象，考慮到水平段井筒的起伏，將煤層氣水平段井筒簡化為由水平段、上傾段、下傾段組成的梯形波狀起伏井筒模型，如圖3所示。

考慮到水平段相對于傾斜段位置的不同，將梯形波狀水平井筒劃分為上水平段和下水平段。上水平段從左至右包括上傾段、水平段和下傾段，呈凸字形；下水平段從左至右包括下傾段、水平段和上傾段，呈凹字形。

通過建立水平井筒流動數值仿真等效模型，研究其傾斜段內氣液流動對上、下水平段井筒內氣液流動規律的影響。

2 上水平段井筒氣液兩相流動規律

2.1 上水平段模型建立

2.1.1 模型建立與參數設置

依據煤層氣井水平段統計結果，水平井筒中傾斜角20°占比較大。因此，建立傾斜段與水平夾角20°的上水平段井筒幾何模型，如圖4所示。在圖4中，井筒水平段長3.5 m，傾斜段長0.6 m，上下傾段傾斜角度均為20°。

對建立的上水平段模型進行網格劃分。由于建立的上水平段井筒幾何模型為帶有彎曲的簡單圓管道，所以無需切分即可通過Multizone劃分整個模型，配合Mesh的面網格剖分和邊界層網格功能，可得到更加貼合實際模型的O型網格，如圖5所示。

由RANS在原流體力學N-S方程的基礎上對其湍流脈動項做時間平均處理，得到雷諾平均N-S方程，從而降低計算消耗。標準k-ε模型計算量適中，且有較多數據積累和相當精度，廣泛應用于工業管道流體計算。標準壁面函數壁面處理方式適合于k-ε模型。VOF模型只求解一個動量方程，相間流速相同，主要用于跟蹤2種或多種不相溶流體的界面位置，適用于分層流、自由表面流模擬。故選用標準k-ε模型、標準壁面函數法、VOF多相流模型進行氣液兩相流湍流模擬。選用甲烷為氣相材料，氣相黏度為0.017 mPa·s;液相水的密度為1 016 kg/m3，其黏度為0.79 mPa·s。仿真模型的邊界條件設置為速度進口和壓力出口。

2.1.2 網格無關性驗證

為確定合理的網格數量，對網格進行體加密，不同網格尺寸下的網格數量如表1所示。

以上水平段左端入口平均流速0.2 m/s、入口持液率0.5為例進行仿真試驗，記錄仿真進行到穩定狀態時的上水平段中間位置流體速度。仿真結果如圖6所示。由圖6可見，當網格數量達到241 128后，再增加網格數量，模擬結果無太大差別，故采用Mesh3對應的網格模型進行流體數值模擬。

2.1.3 模型驗證

在現有的試驗系統上，通過試驗數據對模擬結果進行驗證，試驗系統可測得該模型不同位置處的壓力，通過入口和出口的壓降對模型進行驗證。入口氣液平均流速vm為0.5 m/s、持液率C1為0.5時，試驗測得該模型下壓降梯度為10.4 Pa/m，相同條件下模擬得到的壓降梯度為10 Pa/m，誤差為4%，滿足要求。

2.2 上水平段氣液兩相流動規律分析

2.2.1 持液率變化分析

根據煤層氣水平井產氣量、產水量范圍，選取5組氣液流動進行數值模擬，模擬工況參數如表2所示。工況1、2屬于高氣、液量流動，工況3、4、5屬于低氣、液量流動。將管道物理模型置于坐標系中，如圖7所示。在圖7中，原點為物理模型水平段中點，水平段模型總長度4.7 m。提取仿真數據并使用2階多項式，擬合后得到持液率擬合曲線，如圖8和圖9所示，上述圖中水平段井筒內流體流動方向和x軸正方向一致。

從圖8和圖9的對比分析可以得出以下結論。①工況1、2高氣、液量下，水平段井筒內持液率大于其入口持液率，持液率在流動方向上不斷增大。②工況3、4、5低氣、液量下，水平段井筒內持液率小于井筒入口持液率，持液率在流體流動方向上不斷減小。可見高氣、液量和低氣、液量下的水平管道氣液兩相分層流動時，水平段的持液率變化有明顯差別。③水平段內的氣液相分界面有明顯波動，且距離上傾井筒越近，管道入口速度越大，波動幅度越大。

如圖8所示，通過對井筒內液相體積含量變化特點的分析可得：①入口上傾段流體的平均流速、持液率影響了水平段井筒中氣液流動持液率的變化趨勢，由圖9a可以看出，在相同入口流速下，改變入口持液率，上傾段流型不同，水平段井筒內流體相界面的波動程度不同；②由圖9b可以看出相同持液率下，改變入口氣液平均流速，傾斜段流型也發生變化，進而影響水平管內液體液相的波動程度，通過上述分析，由于入口上傾段流體的平均流速影響了傾斜段流型，故水平段井筒內流體相界面的波動程度受上傾段氣液平均流速（即入口處的產氣量和產水量）的影響。

2.2.2 壓力變化分析

以上水平段仿真模型（工況1～工況5），-1.75～1.75 m區間水平段，其右側為出口壓力以右側1.75 m處載面O為參照觀察-1.75～1.75 m區間水平段壓力的變化。圖10為5種工況下水平段井筒壓力變化情況。

從圖10可以看出：工況1、2中壓力變化曲線先上升后下降，在-2～0 m范圍內的壓降變化趨勢與其持液率的變化趨勢相似。工況3、4和5中井筒壓力變化和其持液率變化的趨勢基本相同。這說明其持液率的變化可以間接反映井筒內壓降的變化。為探明兩者的變化關系，將井筒中的持液率和壓力變化在同一坐標軸上擬合后的曲線如圖11所示。由圖11可見，3種工況下流動的持液率和井筒壓力變化關系均接近線性，變化趨勢相同。

2.2.3 上傾段傾斜角對氣液流動規律的影響

由上述分析可知，入口上傾段流體的平均流速可以影響上傾段的流型，故水平段井筒內流體相界面的波動程度會受上傾段氣液平均流速影響。但煤層氣水平井實際的鉆井軌跡中，水平段井筒波浪起伏程度不同也會影響水平段井筒內液相的波動程度不同。因此，需對水平段不同傾斜角度氣液兩相流動規律的影響進行進一步模擬分析。

建立上傾段傾斜角度分別為10°、20°和40°的上水平段幾何模型，并進行網格劃分，入口處氣液平均流速為0.5 m/s，入口處持液率為0.5，模擬結果如圖12所示。不同傾斜角度下上傾段對水平段氣液相界面的影響如圖13所示。

從圖13可以看出，上傾井筒的傾斜角對水平段-1.75～0 m位置井筒內氣液相界面的波動有明顯影響，傾斜角越大，氣液相界面波動越大。對比3個傾斜角度，傾角為40°時水平段持液率在0.3～0.5范圍內變化，波動幅度較大；當傾斜角為10°時，水平段持液率在0.55～0.60范圍內變化，波動幅度較小。在距離上傾段相對較遠處的0～2 m位置，從上傾段傾斜角的變化對水平段持液率的影響看，水平段持液率稍微有波動，波動幅度較-2～0 m段減小。從整個水平段-2.0～2.0 m位置情況分析可知，持液率值總體呈逐漸降低趨勢，波動程度逐漸減弱，且越靠近上傾斜段處的水平段截面持液率波動較大，遠離上傾段的水平段截面持液率波動變化較小。

從圖13還可以看出，對比分析上傾段傾斜角10°和20°時，在其他條件相同的情況下，上傾段傾斜角度為10°時水平段的截面的持液率平均值（0.56）大于上傾段傾斜角度為20°時水平段截面的持液率平均值（0.4）。但上傾段傾斜角度由20°變化至40°時，不考慮波動下水平段截面持液率的平均值較接近。也就是說上傾段傾斜角度小于20°時，傾斜角對水平段持液率平均值影響更大。

3 下水平段井筒氣液兩相流動規律

圖14為下水平段井筒氣液相體積和速度分布圖。從圖14a可以看出，當氣體流速較高時井筒中的部分積液會在氣體的推動作用下流入上傾段井筒，而上傾斜段持液率遠大于流體入口端下傾井筒的持液率。從圖14b可以看出，下水平段的液體受自身重力作用易在水平段井筒中形成積液。當氣體的流速較低時，氣體從液體上方流過，可稱之為積液分層流。也就是說，當氣體流速較高時下水平段中會發生持液率由小到大的過渡，存在一個逐漸過渡的界面。將持液率發生變化的位置稱為假想斷面，將存在該假想斷面的下水平段井筒流動稱為兩段分層流。

3.1 持液率和壓力變化特點

由于井筒入口平均流速和入口持液率的不同，圖14a和圖14b中水平段井筒內的氣液相占比差別明顯：其中圖14a稱為兩段分層流，流體在經過假想斷面位置之前，井筒內的持液率較小，經過假想斷面位置之后，井筒內持液率明顯上升；圖14b稱為積液分層流，整個水平段內持液率均較高。圖14中的4張局部圖為井筒持液率發生明顯變化位置的液相體積分布云圖和流線圖。從圖14局部圖可以發現，在下水平段井筒的流動中，當持液率明顯增大時液相極易發生漩渦或回流。由于井筒壓降模型理論預測都基于流型轉變判斷而建立，未考慮漩渦或者渦流壓降損失，所以當液相發生漩渦或者渦流，其井筒壓降規律較為復雜，難以建立井筒壓降預測模型，可以通過試驗和模擬測出。

表3給出了仿真得到的幾種不同流動條件下下水平段的壓降值。由表3可以看出，兩段分層流的壓降大于積液分層流，兩段分層流在入口持液率相同的情況下，下水平段的壓差隨著入口處氣液平均流速的減少而增加。

表4為對相同條件下的上水平段、下水平段壓降進行了對比。由分析可以發現，相同流動條件下，下水平段壓降明顯大于上水平段的壓降。

3.2 假想斷面形成機理及影響因素分析

3.2.1 假想斷面形成機理

若下水平段的兩段分層流出現在水平井筒的跟端，即圖15右側為煤層氣水平井的直井段，則假想斷面的位置將對煤層氣水平井井下排采設備的下入到水平段的位置產生重要影響。

如圖15所示，將下水平段井筒劃分為4段，從左至右分別為L3、L1、L2和L4。其中L1和L2段為假想斷面為分界處。在煤層氣排采中氣體對排采設備泵效等影響較大，為保證井下排采設備的正常工作效率良好，排采設備的下入位置應沉沒于液體中，即在直井段、L4段、L2段內。從井下排采設備自身特性來說，如果井下排采設備能下入L2處，除井下排采設備自身特性外，則假想斷面與直井段的與和L2段液相的截面高度決定了排采設備能否下入水平段。故需進一步分析假想斷面形成的機理和位置的變化。

建立下水平段模型，設置下傾斜段L3的入口條件為氣液平均流速0.5 m/s，持液率0.5，對假想斷面的形成過程及形成機理進行分析。

圖16為數值仿真過程中不同時刻井筒內液相體積分布云圖。由圖16可以看出，液相首先由L3段井筒入口流入，隨著井筒內液相體積量的增加，積液最先發生在L2段靠近上傾井筒的位置。此時，水平段井筒內已初見假想斷面；隨著井筒內液相的持續流入，液相在L2段內不斷積累的同時L4段中的液位也開始上升，假想斷面位置不斷左移，L2段長度不斷增加；最終液相由L4段井筒出口流出，在L4段內形成穩定的段塞流，水平段內假想斷面位置不再移動，形成穩定的兩段分層流。可見，假想斷面是由于L4段傾斜，液體在流動過程中由水平變為傾斜導致重力影響的變化和流型的變化造成回流而形成。

由于假想斷面存在，水平井中靠近直井段井筒的氣液兩相分層流中液相在截面的高度增加，這有利于排采設備或吸入口下至該水平段處，可減弱氣體對排采設備的影響。根據井筒流場規律分析可知，排采設備的吸入口下入到L2水平段處，當L2段處的液相高度達到一定高度時，由于水平段氣液分離，氣體大部分集中在液相上部，所以排采設備的吸入口會沉沒在水平井筒的液相中，氣體則很少被吸入。這也充分解釋了在現場排采設備使用過程中，同一類型排采設備在水平井中比直井中適應的氣液比高。

3.3.2 假想斷面位置影響因素分析

由上述分析可知，下水平段井筒中L2段的長度取決于L4段液相回流體積量。流體仿真過程中井筒流出口的壓力不變，因此L2段的長度實則取決于井筒B位置（水平段與上傾段交界處）的流體壓力pB2：

式中：pB2為井筒假想斷面處B的井筒壓力，Pa；pout為管道流出口壓力，Pa；ρl、ρg分別為液相和氣相的密度，kg/m3；El為管道內持液率；Cl為入口處持液率；V為右側上傾段體積，m3;L為井筒長度，m；g為重力加速度，m/s2；θ為管道與水平面間的角度，（°）；Δpa為管道ΔL內的加速度壓降，Pa；Δpf為管道ΔL內的摩擦壓降，Pa；A為管道圓截面的面積，m2。

由式（1）可知，當井筒內流動條件和系統壓力不變時，pB2的大小與L4段的長度和傾斜角度有關。

通過改變L4段的長度（600、800 mm）和傾斜角（20°、40°）建立3種下水平段井筒仿真模型，對同一流動條件下的氣液兩段分層流進行仿真。仿真結果如圖17～圖19所示。由上述3圖可知，當L4=600 mm、θ=40°時，井筒的L2段最長，B位置（水平段與上傾段交界處）的井筒壓力最大;其次為L4=800 mm，θ=20°和L4=600 mm，θ=20°的井筒。在相同的傾斜段長度下，隨著傾斜角度越大，B位置的壓力越大，L2段越長。在相同傾斜角度下，傾斜段L4長度越長，B位置的壓力越大，L2段越長。

從圖17～圖19可以得出，隨著出口端上傾段長度增加、傾斜角度增大，L2段越長，也就是說假想斷面位置越遠離出口端上傾段。

4 結 論

（1）通過建立煤層氣井的水平段和上傾段、下傾段的井筒模型，得出了井筒中傾斜段和水平段內流體流動過程中相互影響的規律，為進一步研究煤層氣水平段的起伏流動規律奠定基礎。

（2）在上水平段井筒中，上傾斜段井筒內的流動加劇了水平段井筒內兩相界面的波動。高氣、液量下，水平段井筒內持液率在流體流動方向上不斷增大。低氣、液量下，水平段井筒內持液率在流體流動方向上不斷減小。上傾段傾斜角小于20°時，傾斜角度對水平段平均持液率影響較大。

（3）在下水平段井筒中，傾斜段井筒的長度和傾斜角度影響了水平井筒中的假想斷面位置，且同一流動條件下，出口上傾井筒的傾斜角度越大、長度越大，水平段中假想斷面位置越遠離出口端上傾段井筒。這是由于液體在流動過程中，從水平段進入上傾斜段時重力影響的變化和流型的變化造成的回流而形成。下水平段井筒中氣液兩相流假想斷面的研究，對水平井井下排采設備的下入位置的選擇具有一定指導意義。

［1］ 曹光強，姜曉華，李楠，等．產水氣田排水采氣技術的國內外研究現狀及發展方向［J］．石油鉆采工藝，2019，41（5）：614-623．

CAO G Q，JIANG X H，LI N，et al.Domestic and foreign research status and development direction of drainage gas recovery technologies in water-producing gasfields［J］.Oil Drilling & Production Technology，2019，41（5）： 614-623.

［2］ 張群，降文萍，姜在炳，等．我國煤礦區煤層氣地面開發現狀及技術研究進展［J］．煤田地質與勘探，2023，51（1）：139-158．

ZHANG Q，JIANG W P，JIANG Z B，et al.Present situation and technical research progress of coalbed methane surface development in coal mining areas of China［J］.Coal Geology & Exploration，2023，51（1）： 139-158.

［3］ 張雙斌，劉國偉，季長江．煤層氣水平井技術應用分析及優化［J］．煤炭工程，2021，53（3）：93-97．

ZHANG S B，LIU G W，JI C J.Application and optimization of CBM horizontal wells［J］.Coal Engineering，2021，53（3）： 93-97.

［4］ 劉春春．沁南煤層氣田水平井適應性研究［D］．青島：中國石油大學（華東），2018．

LIU C C.Adaptability of horizontal wells in qinnan coalbed methane field［D］.Qingdao： China University of Petroleum（East China），2018.

［5］ 徐靜．煤層氣藏水平井優化設計研究：以沁水盆地柿莊南區塊為例［D］．成都：成都理工大學，2013．

XU J.The study of horizontal wells optimization design in cbm reservoirs：take shizhuang south block in qinshui basin for example［D］.Chengdu： Chengdu University of Technology，2013.

［6］ 胡秋萍，韓帥，張芬娜，等．低效井產能主控因素下的排采設備適應性分析［J］．石油機械，2020，48（7）：104-110，116．

HU Q P，HAN S，ZHANG F N，et al.Adaptability of the production equipment for low-efficiency CBM wells considering the main factors of the productivity control［J］.China Petroleum Machinery，2020，48（7）： 104-110，116.

［7］ 鞏澤文，劉愷德，白優，等．彬長礦區煤層氣排采設備優化研究［J］．煤炭科學技術，2019，47（12）：156-160．

GONG Z W，LIU K D，BAI Y，et al.Study on optimization of coalbed methane drainage equipment in Binchang mining area［J］.Coal Science and Technology，2019，47（12）： 156-160.

［8］ 房大志，程澤虎，李佳欣．渝東南地區超深層煤層氣高效壓裂技術及精細排采制度研究與實踐：以NY1井為例［J］．煤田地質與勘探，2022，50（5）：50-56．

FANG D Z，CHENG Z H，LI J X.Eefficient fracturing technology and fine drainage system of ultra-deep coalbed methane in Southeast Chongqing： a case study of NY1 well［J］.Coal Geology & Exploration，2022，50（5）： 50-56.

［9］ 趙興龍，湯達禎，張巖．延川南煤層氣田深部煤層氣藏排采制度的建立與優化［J］．煤炭科學技術，2021，49（6）：251-257．

ZHAO X L，TANG D Z，ZHANG Y.Establishment and optimization of drainage system for deep coalbed methane in South Yanchuan CBM field［J］.Coal Science and Technology，2021，49（6）： 251-257.

［10］ 袁玉．煤層氣井生產系統流動模型研究與應用［D］．北京：中國石油大學（北京），2020．

YUAN Y.Research on flow model of CBM production system ［D］.Beijing： China University of Petroleum（Beijing），2020.

［11］ 陸希希．水平井筒氣水兩相攜煤粉流動規律研究［D］．大慶：東北石油大學，2018．

LU X X.Study on the flow law of coal powder carried by gas and water in horizontal wellbore［D］.Daqing： Northeast Petroleum University，2018.

［12］ 任宗孝，吳曉東，屈展，等．傾斜裂縫水平井非穩態壓力模型［J］．石油學報，2017，38（9）：1059-1065．

REN Z X，WU X D，QU Z，et al.Transient pressure model for horizontal wells with inclined fractures［J］.Acta Petrolei Sinica，2017，38（9）： 1059-1065.

［13］ 韓丹岫，李相方，尹克濤，等．傾斜井筒氣液段塞流識別與壓降模型研究［J］．西南石油大學學報（自然科學版），2009，31（4）：117-121．

HAN D X，LI X F，YIN K T，et al.Study on gas/liquid slug flow identification and pressure drop model for deviated wellbore［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Science & Technology Edition），2009，31（4）： 117-121.

［14］ 劉曉娟，胥元剛，彭緩緩，等．傾斜井簡氣液兩相流的模型化方法［J］．石油鉆采工藝，2009，31（3）：52-57．

LIU X J，XU Y G，PENG H H，et al.Mechanistic modeling of two-phase flow in deviated wells［J］.Oil Drilling & Production Technology，2009，31（3）： 52-57.

［15］ 張好林，李根生，黃中偉，等．傾斜井筒巖屑運移實驗研究評述［J］．鉆采工藝，2013，36（5）：13-17．

ZHANG H L，LI G S，HUANG Z W，et al.Review on experimental research on rock debris migration in inclined wellbore［J］.Drilling & Production Technology，2013，36（5）： 13-17.

［16］ 李麗，汪雄雄，劉雙全，等．水平井筒氣水流動規律及影響因素［J］．石油學報，2019，40（10）：1244-1254．

LI L，WANG X X，LIU S Q，et al.Gas water flow in horizontal well bore and its fluencing factors［J］.Acta Petrolei Sinica，2019，40（10）： 1244-1254.

［17］ SHI J T，HOU C H，WANG S，et al.The semi-analytical productivity equations for vertically fractured coalbed methane wells considering pressure propagation process，variable mass flow，and fracture conductivity decrease［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2019，178： 528-543.

［18］ 李雙，程時清，李露．壓裂水平井考慮裂縫變質量線性流模型［J］．科學技術與工程，2014，14（31）：51-54．

LI S，CHENG S Q，LI L.A method to calculate the production of fractured wells when considering variable mass flow［J］.Science Technology and Engineering，2014，14（31）： 51-54.

［19］ 劉永輝，羅程程，劉通，等．水平氣井井筒氣液兩相流型預測［J］．西南石油大學學報（自然科學版），2019，41（3）：107-112．

LIU Y H，LUO C C，LIU T，et al.Prediction of gas-liquid two-phase flow patterns in horizontal gas wells［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Science & Technology Edition），2019，41（3）： 107-112.

［20］ BANAFI A，TALAIE M R.A new mechanistic model to predict gas-liquid interface shape of gas-liquid flow through pipes with low liquid loading［J］.AIChE Journal，2015，61（3）： 1043-1053.

［21］ WANG Y B，CHANG Y J，LIU Z G，et al.Experimental and theoretical study of interface characteristics of gas-liquid stratified flow in horizontal pipe at high pressure［J］.Flow，Turbulence and Combustion，2020，105（4）： 1249-1275.

［22］ 牛朋，馬煥英．基于實驗研究的水平井氣液兩相流流型判別修正［J］．中國海上油氣，2019，31（5）：139-146．

NIU P，MA H Y.Identification and correction of gas-liquid two-phase flow patterns in horizontal wells based on experimental research［J］.China Offshore Oil and Gas，2019，31（5）： 139-146.

［23］ 李勝富，李皋，吳建忠，等．川西致密砂巖氣藏井筒積液儲層損害機理研究［J］．西南石油大學學報（自然科學版），2022，44（3）：157-166．

LI S F，LI G，WU J Z，et al.Study on the damage mechanism of wellbore fluid accumulation in tight sandstone gas reservoirs in western Sichuan［J］.Journal of Southwest Petroleum University （Science & Technology Edition），2022，44（3）： 157-166.

［24］ 何彥慶，陳青，吳婷婷，等．頁巖氣水平井井筒積液流動規律研究：以C01井區為例［J］．石油與天然氣化工，2022，51（2）：77-82．

HE Y Q，CHEN Q，WU T T，et al.Study on the flow law of fluid accumulation in horizontal wells of Shale gas： taking C01 well block as an example［J］.Chemical Engineering of Oil and Gas，2022，51（2）： 77-82.

［25］ 田彬，王健偉，李久娣，等．基于井筒攜液實驗的臨界攜液流量預測方法［J］．復雜油氣藏，2022，15（1）：91-95．

TIAN B，WANG J W，LI J D，et al.A critical liquid-carrying flow prediction method based on wellbore liquid-carrying experiment［J］.Complex Hydrocarbon Reservoirs，2022，15（1）： 91-95.

［26］ 曾思睿，董長銀，衛然，等．水平井不同傾角井筒臨界攜砂流速對比實驗及其擬合應用［J］．大慶石油地質與開發，2018，37（6）：54-59．

ZENG S R，DONG C Y，WEI R，et al.Comparing experiments and their matching application of the borehole critical sand-carrying velocity in the horizontal well with different pitching angles［J］.Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing，2018，37（6）： 54-59.

［27］ 張智勇，陶占盛，李明星．煤層氣水平井鉆井工藝分析與技術改進研究［J］．能源與節能，2023（1）：132-134．

ZHANG Z Y，TAO Z S，LI M X.Drilling process and technology improvement of coalbed methane horizontal wells［J］.Energy and Conservation，2023（1）： 132-134.