高溫高壓氣井酸性氣體溢流運移規律

中圖分類號：TE28 文獻標志碼：A 文章編號：1000-7393（2025）-02-0168-11

Abstract： Mostof teultradepgas wels inChinaarehightemperature，highpressureandhighsulfur.Theproblemssuchasunclear blowoutmechanismofacidgaswellsanddificult wellore presure inversionlead to geatchallngesinwellcontrol.Inoderto revealthecauses of acid gas wellblowout and clarifytheinfluenceof diferentacidgascontent on annulus fluidflow，this paper considers the influenceof solubilityand phase state changeonthe physical properties ofacid gas，uses the methodofquasicritical parameters insteadofcrticalparameterstoanalyzethevariationlawsofgasdnsityandsolubilityalong welldepthandetablishes an acid gas anulus flow model with dissolution phasechange effct.Four point diference was usedtoconstruct agrid solution modeltoexploreteflowcharacteristicsofanulargasafteroverflow，andthedistributionlawsofphysicalpropertiesofacidgas， wellbore pressre，tmperatureandotherparameterswithwelldepthwerediscussedTheresultsshowthathephysical propertiesof acidgaschangesignificantlywith welldepth： themoreacidgas inthe welbore，thesmalerthedeviation factor，the greaterthe density and viscosity， and the parameter changes near the pseudo critical point are more than 40% ; Compared with pure methane， the volume expansion of mixed fluid containing acid gas near the wellhead exceeds 20% ，and the flow rate increasesbymore than 10% resultinginincreasedwellcontrolrisk.Thestudyclarifiedthemigrationlawofacidgasoverflowinightemperatureandhigh presure gas wels，whichhas guiding significanceforoptimizingwellcontrol design，improving wellcontrolemergencyplan，nd formulating well killing measures.

Keywords：exploationdevelopnt;eeuitgegtecoloydrilln;setyepleoid

0 引言

酸性氣體含量較高的天然氣資源在我國分布廣泛、資源量巨大，主要集中在四川盆地和塔里木盆地，如四川的普光氣田和龍崗氣田［1]，塔里木油田的塔中、輪古作業區等［2]。目前天然氣資源累計探明儲量已超過1萬億 m³ 。川東北氣田群（如普光氣田）的 H₂S 體積含量一般為 1%～13% ，局部層位可達 30% 以上[3]；新疆塔里木盆地塔中地區部分CO₂ 氣藏體積分數較高，典型值為 10%～30% ，極端情況下（如火山伴生氣）可能超過 50% [4]。隨井深增加，高含酸性氣體的工況給井控安全帶來更為嚴峻的挑戰［5]。含酸性氣體的天然氣一旦發生氣侵，有極大概率引發嚴重事故，尤其以 CO₂ 和 H₂S 類高壓酸性氣體侵入的危害最為嚴重［6]。高壓酸性氣體侵入井筒后，使環空流動變得極為復雜，不僅存在著流態的變化，還伴隨有傳熱傳質的發生和相態的變化［7]，給后續的井控作業帶來巨大挑戰[8]。因此亟待開展超深井高溫高壓環境的酸性氣體溢流運移規律研究，一方面可以通過對氣體性質、相行為、運移規律等的研究揭示酸性氣體易引發井噴的原因［9]，另一方面可以通過分析不同含量酸性氣體侵入環空后對環空流體流動規律的影響確定合適的環空流動參數，為實際鉆井提供科學依據，進而保障酸性氣藏安全高效開發［10]。油氣井的開采過程復雜且充滿挑戰，其中油氣井溢流和酸性氣體污染問題尤為突出，這些問題不僅對油氣開采效率產生影響，還可能對環境和人員安全造成嚴重威脅。

國內外研究人員已經針對油氣井溢流和酸性氣體污染開展了諸多研究。2012年，Dou等[11］考慮了高硫氣體的特殊物理性質及其在井筒中可能發生的相變，建立了高硫氣體溢流過程中井筒流動和傳熱的數學模型。進行了溫度、壓力與高硫氣體物理性質參數的耦合，并提出求解方法；分析了沿井筒上升過程中，不同 H₂S 含量井筒壓力和氣體性質，提出高含硫氣體容易導致井控問題。2017年，魏納等［12]建立了考慮井筒和裂縫中 CO₂ 的溫度場模型來計算壓裂過程中流體相態的變化和流體熱物理參數的變化，分析了 CO₂ 的相態從液態到超臨界狀態變化出現的位置，發現相態轉變的位置會從并筒內部向裂縫移動。2018年，Sun等[13］針對酸性天然氣混合物溢流，通過實驗分析研究了井筒中酸性氣體混合物的相變，但由于 H₂S 劇毒，只開展了CO₂ 和 CH₄ 混合的實驗。得出了超臨界相中的酸性天然氣混合物其物理性質在臨界點附近會突然發生變化，在井筒中會導致大的體積膨脹，增加井噴風險的結論。吳新明等［14]使用實驗的方法對超臨界 CO₂ 在井筒內流動時壓降和摩擦系數的變化進行了研究，指出摩擦系數和壓降會隨著流量和壓力的增加而增加。2019年，Zaidin等［15]利用馬來西亞沙撈越盆地氣體和含水層鹽水成分的詳細信息，估算了馬來西亞沙撈越盆地在 423.15K 和36.0MPa下含水層儲層中的初始 CO₂ 溶解度。

可以發現，目前國內外針對超臨界酸性氣體所開展的實驗對 CH₄ 、 CO₂ 以及其混合物的實驗研究較多，但由于 H₂S 劇毒，針對超臨界 H₂S 以及 CO₂ H₂S 混合物的實驗研究較少。針對 H₂S 劇毒難以開展實驗的特點，普遍使用的是仿真、數值模型研究等方法。從國內外研究現狀來看，目前對酸性氣體溶解度的研究主要集中在計算氣體、混合氣體在水溶液中溶解度的范疇，而針對酸性氣體特別是H₂S 在有機溶劑中的溶解度研究較少。

在環空多相流方面，眾多學者也開展了相應的研究工作［16]。2016年，李新等［17]針對復雜工況下井筒多相流的計算，基于漂移流理論和質量守恒方程組建立了環空多相流計算模型，使用AUSMV格式進行處理求解，并對不同影響因素進行了計算分析。2016年，李江飛等［18]以PR狀態方程為基礎，建立了一維可壓縮流體管道模型，并采用Matlab編程求解，通過流動數值模擬結果與天然氣管道實際數據對比，揭示了管道中含 CO₂ 在多種穩態流動條件下的管道沿線參數變化規律。2017年，魏納等［12]耦合井筒溫度、壓力與水合物分解的作用，針對海洋天然氣水合物鉆井，建立了井筒溫度、壓力、多相流以及水合物動態傳質分解模型。2017年，Faluomi等［19]采用了一種新的方法測量壓降和測量液體滯留量，來改善MAST的封閉關系。MAST是一種多相流模擬器，已經通過TEASystem研發活動收集的一系列實驗室和現場數據進行了驗證。Zhou等［20]考慮了鉆井液中的氣體溶解度，提出一種可用于實時計算的多相流模型。Al-Safran［21]認為現有的環空兩相流模型很少考慮液體黏度的影響，從而導致預測不佳。研究了液體黏度對垂直管流中兩相流模式的影響，針對不同的氣泡提出了2種氣泡流動（BL）/分散氣泡流動（DB）的流型轉變。孫士慧等[22]在計算流體力學和多相流的相關理論與研究方法的基礎上，建立了泡沫鉆井環空流動模型，并使用模型分析了地層產水、產氣條件下，泡沫穩定性、攜巖能力、井底壓力的變化情況。

學者們針對環空多相流的研究主要有仿真模擬和數值模擬，多以單組分為研究對象，但大多數研究未考慮 H₂S 侵入及鉆井液中酸性氣體溶解度對環空瞬態多相流的影響。小部分研究通過分析酸性氣體的相態來考慮酸性氣體的影響，但未討論其根本原因。研究建立了基于酸性氣體溶解度與臨界參數的流動模型，采用四點差分格式求解，揭示了酸性氣體井口膨脹與流速變化規律，量化了 H₂S 對井控的顯著影響，為超深井井控安全提供理論支撐。

1基礎物性分析

1.1超臨界流體性質

在物質的相態劃分中，除了常規的液相區和氣相區外，還存在超臨界流體區。當物質的溫度和壓力同時超過其臨界參數時，就會進入超臨界狀態，此時形成的特殊流體稱為超臨界流體。這類流體具有獨特的物理性質：其密度接近于液態（約為氣體密度的 100～1000 倍），黏度卻接近氣態（比液體低1～2個數量級），同時具有比液體更大的擴散系數（約為液體的10～100倍）和介于氣液之間的導熱系數，如表1所示。這種介于氣體和液體之間的特殊性質，使得超臨界流體在井筒上升過程中可能發生相變，引發壓力波動，導致井控風險加劇。

表1超臨界流體特性 Table1 Supercritical fluid characteristics

1.2 擬臨界點

計算不同組分氣體的擬臨界參數見表2。在雙組分混合氣體中，隨著 CH₄ 體積分數的升高，擬臨界溫度逐漸降低； CH₄?H₂S 體系的擬臨界壓力隨著CH₄ 含量的升高而升高， CH₄-CO₂ 體系的擬臨界壓力隨著 CH₄ 含量的升高而略有降低。三組分混合氣體中，隨著 CO₂ 含量的增加，擬臨界溫度進一步降低，擬臨界壓力只有輕微下降。

表2不同組分混合氣體的擬臨界參數Table 2Quasi-critical parameters of gas mixtures ofdifferent components

1.3酸性氣體溶解度

研究采用陳祥瑞等［23]提出的狀態方程法計算得出溶解度隨井深的變化如圖1所示。該圖揭示了H₂S，CO₂ 和 CH₄ 這3種氣體在井深 0～11km 范圍內隨溫壓條件變化的溶解度特征。從曲線變化趨勢可以看出， H₂S 溶解度隨深度增加呈現持續上升趨勢，尤其在 5km 以上井深顯著增強，這主要歸因于高溫高壓條件下 H₂S 在流體中的溶解能力提升以及可能的硫化物礦物溶解作用； CO₂ 溶解度則表現出沿井深持續升高，但數值遠小于 H₂S 的特征，反映了中深部溫壓條件對 CO₂ 溶解度的協同優化效應，而更深部的高溫環境則導致 CO₂ 溶解度下降；CH₄ 溶解度整體呈單調遞增趨勢，但在 8km 以上井深增速明顯放緩，這與超深層條件下甲烷在流體中的溶解達到近飽和狀態有關。

圖1氣體在井筒溫度和壓力條件下的溶解度 Fig.1Solubility of the gases under wellbore temperature and pressureconditions

2酸性氣體環空流動模型

考慮氣體溶解度建立酸性氣體環空流動模型，模型的基本假設為：（1）環空中的流體流動是一維且連續的；（2）環空內壁為剛體，不考慮異常高壓、井漏、井塌等復雜情況；（3）從地層侵入井筒的流體為氣體，忽略地層水和油的侵入；（4）環空中的流體彼此不發生反應，只存在物理變化，不存在化學變化；（5）忽略流體相變引起的熱量變化，忽略其他熱源項的影響；（6忽略鉆井液釋放的酸性天然氣混合物與儲層產生的酸性天然氣混合物之間的差異。

2.1 質量和動量守恒方程

建立氣相在多孔介質中的質量與能量輸運模型，采用柱坐標系 （r，z） 進行建模，取環空向上流動方向為正方向，橫截面積為 A ，取微元段 dz 進行分析。根據質量守恒定律：流入氣體 + 地層產生氣體 + 鉆井液釋放氣體-流出氣體 總變化量。各項表達式見表3。

混合酸性氣體的連續性方程為

液相連續性方程為

式中： ρ_g 為自由氣密度， kg/m³ ： E_g 為自由氣體積分數； A 為環空截面積， m² u_g 為自由氣上返速度，m/s B 為液體體積分數； u₁ 為液相上返速度， m/s E₁ 為液相體積分數； R_ls 為氣體在鉆井液中的溶解度， m³/m³ ρ_gs 為標準條件下氣體密度， kg/m³ ： q_g 為單位時間內單位深度的儲層產出氣體質量， kg/（m?s） ρ_l 為液相密度， kg/m³ 。

表3 dz 微元體的質量分量 Table3Masscomponents of dz cell

根據動量守恒定律，流體的質量、加速度、流體與井筒壁之間的黏性摩擦以及微元體中酸性氣體混合物與鉆井液之間的動量交換是守恒的，從而得到總的動量方程表達式為

式中： P 為絕對壓力， MPa F_r 為環空摩阻， MPa 。

2.2 輔助方程

（1）漂移流模型物理方程為

u_g=C₀[ν_gE_g+ν_l（1-E_g）]+ν_rg

（2）氣相狀態方程為

（3）Ferroudji等［24]的研究理論綜合考慮了多種影響因素，能夠反映實際工況下的流體流動特性，流動模式判別式和摩擦力計算公式見表4。

（4）酸性天然氣壓縮系數。當壓力小于 35MPa 時酸性天然氣壓縮系數表達式為

當壓力大于等于 35MPa 時，擬臨界密度 ?ρ_pr 、擬臨界溫度 T_pr 和擬臨界壓力 P_pr 表達式為

表4流型判別式及摩擦力計算公式 Table4Flow pattern discriminant and friction calculation formula

壓縮系數 Z 的表達式為

（90.7t-242.2t²+42.4t³）ρ_pr（1.18+2.82t）

其中

式中： C₀ 為氣體分布系數； u_rg 為氣相漂移速度，m/s;Z 為壓縮系數； T 為絕對溫度，K； u_sg 為氣相表觀速度， m/s u_sl 為液相表觀速度， m/s u_0∞ 為氣泡上升極限速度， m/s;σ 為氣液表面張力， N/m ： T_c 為氣體臨界溫度，K； P_c 為氣體臨界壓力， MPa t 為溢流時間，s; T_pr 為氣體擬臨界溫度，K; P_pr 為氣體擬臨界壓力， MPa ρ_pr 為擬臨界密度， kg/m³ 。

2.3 定解條件

初始條件為環空在初始時刻的流體流動狀態和壓力分布情況，當 t=0 ，環空無酸性氣體侵入，環空中流體為單向流；通過邊界條件確定任意時刻的環空內流體流動狀態和壓力分布情況。初始條件和邊界條件如表5所示。

表5初始條件和邊界條件 Table5：Initial and boundary conditions

注： P（t，N） 為井口節點壓力， MPa 。

3 模型求解

3.1 網格劃分

下面描述了空間和時間域的網格劃分方法：在空間域中，采用固定步長的劃分方法，將整個求解域劃分為多個網格。具體而言，空間步長由相鄰節點的坐標差值確定，而總的空間網格數則通過累加所有空間步長的倒數并取整得到。在時間域中，可以使用非均勻步長劃分方法。時間步長的計算基于空間步長與當前網格內流體流速的比值，從而保證數值計算的穩定性與精度。最終，整個時間域的總網格數可通過累加所有時間步長的倒數并取整來確定。

3.2 差分方程

（1）氣相和液相連續性方程。在氣相連續性方程中，主要考慮了氣體壓縮系數的變化、孔隙體積、氣體密度及滲流速度的影響。通過離散化處理，方程右側包含了相鄰網格單元 （j 和 j+1_， 處的氣相質量通量項，以及原有項的時間步長平均值，從而確保數值計算的穩定性。

液相連續性方程的差分形式具有類似的結構，其中液體密度、孔隙度及壓縮系數的變化決定了流體質量守恒特性。該方程通過有限差分方法對質量通量進行離散化，以保證計算精度，并為流體流動的數值求解提供可靠的理論基礎。

（2）動量方程。動量方程的差分格式為

p_j+1ⁿ⁺¹-p_jⁿ⁺¹=T_A+T_B+T_C+T_D

其中

（3）定解條件。初始條件和邊界條件的離散如表6所示。

表6初始條件和邊界條件的離散 Table6 Dispersion of initial conditions and boundary conditions

3.3 求解流程

對方程進行離散化后，得到酸性氣體環流模型氣液連續性方程和動量方程的差分方程。本研究采用四點差分格式的差分網格逐步求解差分方程，如圖2所示。圖中，“O”是已知參數。

圖2四點差分格式網格劃分 Fig.2 Grid division diagram of the four-point difference scheme

以圖中節點4各流量參數的計算為例，具體計算過程為：（1）估計第4節點的壓力值 P₄ ；（2）根據估計壓力，使用PVT狀態方程（6計算第4節點的氣體密度 ρ_g4 ;（3）估計第4節點的氣體含量 E_g4 ; （4）根據氣體含量的估計值，使用氣體和液體連續性方程（1）和（2）計算氣體和液體流速 u_g 和 u_l ;（5）基于氣體和液體流速，采用漂移流方程（4）計算節點4的氣體含量 E_g4^′′ ；（6）對計算出的氣體含量進行誤差分析，如果 |E_g4-E_g4^′|lt;ε ，則步驟（3）中的估計值是合理的，繼續執行步驟；（7）否則重新估計氣體含量，重復步驟（3）～（6）中的計算，直到達到所需的精度;（8）基于氣液流速和氣體含量，采用混合動量方程（10）計算節點4的壓力 P₄^′ ，將節點4處的計算壓力與步驟（1）中的估計壓力進行比較；如果 |P₄-P₄^′|lt;ε 則估計壓力合理，節點的計算完成，節點上計算的滲流參數用作下一個節點的已知條件；如果 |P₄-P₄^′|gt;ε 則必須重新估計壓力，重復計算步驟，直到壓力計算誤差滿足精度要求；（9）對整個時域和空間域重復此迭代過程，直到求解得到所有節點處的流動參數。

3.4 模型驗證

當酸性氣體發生溢流時，由于其本身具有毒性，數據收集危險系數大，故研究通過與以往的計算結果對比驗證模型準確性。孫寶江［8]對某高含H₂S 的氣井進行了氣侵溢流的計算模擬，其計算精度較高，因此選取該模型與本文模型進行對比驗證。通過對比不同溢流時長 （20，100，160min） 下環空壓力隨井深的變化趨勢（圖3a）可知，本文模型與孫寶江模型所計算的環空壓力均隨井深增加呈近似線性增長，并且溢流時間對環空壓力的影響顯著，表現為溢流時間越長，環空壓力整體越低。在相同井深條件下，隨著溢流時間從 20min 增加至 160min 環空壓力持續降低，表明氣體侵入井筒后，井筒內壓力累積效應明顯。通過對比不同 H₂S 體積分數（0%10%30%50%） 條件下，溢流過程中鉆井液排量隨時間的變化趨勢（圖3b）可知，隨著溢流時間的增加，鉆井液排量呈非線性增長，且 H₂S 含量越高，鉆井液排量增加越快。這表明酸性氣體的存在加劇了氣侵對井筒流體動力學的影響，導致更劇烈的鉆井液排替效應。

2種計算結果均表明，本研究模型計算精度較高，與孫寶江模型相比，最大誤差為 1±5% ，驗證了本研究所構建的酸性氣體環空流動模型的準確性。

4計算實例

4.1 基本參數

采用塔里木油田的某油井作為研究計算的基礎，該井的設計深度為 11 100m ，一開井深1500m、二開井深 5900m， 三開井深 8000m. 、四開井深10 000m 、五開井深 11 100m 。采用鉆頭外徑θ168.3mm 作為環空外徑，以鉆柱外徑0101.6mm 作為環空內徑；五開時井內鉆具組合為：0168.3mm 鉆頭 + 螺桿鉆具 ×9m+ 浮閥 ×0.5m+0127mm 螺旋鉆 ×189m+O101.6mm 加重鉆桿 ×144m+ 0101.6mm 斜坡鉆桿 （S135I）×3000m+?101.6mm 斜坡鉆桿 （V150）×2000m+O149.2mm 斜坡鉆桿（V150I）×3057m+?149.2mm 斜坡鉆桿 （V150）× 2700m 。基本輸入參數如表7所示。

表7基本輸入參數Table 7Basic input parameters

4.2酸性氣體性質隨井深變化研究

氣體壓縮系數能有效反映氣體的非理想行為，例如氣體體積、熱力學性質和壓強非線性等。特別是在不同氣體組成下，可以幫助分析氣體在深度變化中的性質變化，因此將氣體壓縮系數作為首要對比指標進行分析。圖4為不同組分混合酸性氣體壓縮系數隨井深的變化趨勢圖，可以發現氣體成分的變化，尤其是 H₂S 和 CO₂ 的不同組合，會對壓縮系數的變化產生顯著影響， H₂S 和 CO₂ 含量越多，其壓縮系數在擬臨界點附近變化越劇烈，且最小值點有向井口移動的趨勢。

圖4不同組分混合酸性氣體壓縮系數Fig.4Deviationfactorsofacidicgasmixedwithdifferent components

從圖4（a）可知，體積分數 20% ， 30% ！ 40% 的H₂S 曲線差別較為明顯，壓縮系數呈現先下降后上升的趨勢。相比之下，隨著 CO₂ 體積分數的增加，壓縮系數同樣呈現先下降后上升的趨勢，但不同組分曲線之間的間隔明顯減小，這表明 H₂S 對壓縮系數的影響比 CO₂ 更為顯著。從圖4（b）可知，無論是單一 CH₄ 氣體還是混合組分氣體，其壓縮系數隨井深的增加呈現先減小后增加的趨勢，且混合組分氣體的壓縮系數在不同井深均小于純 CH₄ 氣體，不同H₂S 和 CO₂ 比例的3條曲線基本重合，說明不同H₂S 和 CO₂ 的比例對壓縮系數的影響并不明顯，CH₄ 體積分數變化對壓縮系數產生的影響，遠遠大于 H₂S 和 CO₂ 。

如圖5所示為不同體積分數的混合酸性氣體物性（密度、黏度）隨井深變化趨勢曲線。由圖5（a）可知，隨著深度的增加，不同組分氣體的密度逐漸上升，并在達到一定深度后趨于平穩，這表明深度對密度的影響是循序漸進的。單一氣體 CH₄ 的密度曲線增長最為平緩，密度的增速相對較慢，遠遠小于其他混合組分氣體。含有 H₂S 和 CO₂ 的混合氣體的密度曲線均表現出相對較快的上升趨勢，不同體積分數的 H₂S 和 CO₂ 增速有所不同，當氣體中CO₂ 的比例較高時，密度隨井深的增速更為顯著。H₂S 和 CO₂ 的加入加速了氣體的密度增加，與氣體的物理特性及其在高深度條件下的相互作用有關。由圖5（b）可知，隨著深度的增加，不同組分氣體的黏度均逐漸上升，并在較大深度時趨于平穩。單一氣體 CH₄ 的黏度曲線增長最為平緩，密度的增速相對較慢，遠遠小于其他混合組分氣體。在對比不同氣體組成的影響時可以發現，含有 H₂S 和 CO₂ 的混合氣體的黏度曲線呈現出比單一氣體 CH₄ 更為明顯的上升趨勢，尤其是氣體中 CO₂ 的比例較高時，黏度的增速更加顯著。研究結果表明， H₂S 和CO₂ 的加入顯著提高了氣體的黏度。

總體而言，氣體的組分特別是 H₂S 和 CO₂ 的比例對密度和黏度的影響較大。隨著 CO₂ 含量的增加，氣體的密度和黏度上升的速度更快，顯示出這些氣體在較深層環境下對物理性質的顯著影響。因此，在環空氣體運移研究中，氣體的組成，尤其是酸性氣體的含量，應被視為影響氣體密度和黏度變化的關鍵因素。

4.3酸性氣體環空運移規律研究

混合酸性氣體體積與井筒環空體積的比值隨井深變化規律如圖6所示。由圖6（a）可知，體積比由井底至井口呈現出明顯的升高趨勢，并且在井口處上升速度較快。在不同氣體組合的對比中， 100% CH₄ 的體積比曲線上升最緩，表明純 CH₄ 氣體在由井底至井口運移時的體積膨脹相對較小。在含有H₂S 的混合氣體中，體積比上升速度比單一 CH₄ 更快，含量越高上升越快。這是因為 H₂S 的存在對氣體的擴散性和穩定性產生了較大影響，導致混合氣體體積較快膨脹。從圖6（b）可以看出， H₂S 體積含量較高的混合氣體在體積膨脹時井深更小，膨脹速度更快，在到達井口時 H₂S 含量較高的混合氣體體積比大于 CO₂ 含量較高的混合氣體。這是由于H₂S 溶解度比 CO₂ 大，析出的時間更晚，其壓縮系數比 CO₂ 更小，所以體積膨脹更大。

圖5不同組分混合酸性氣體特性Fig.5Characteristics of acidic gas mixed withdifferent components

因此，混合氣體的組分，特別是 H₂S 的比例，對氣體體積膨脹有顯著影響。隨著 H₂S 體積含量的增加，氣體體積與井筒環空體積的比值在由井底至井口運移過程中上升得更快。

不同體積分數混合酸性氣體流速隨井深變化趨勢如圖7所示，混合酸性氣體流速一直大于單一CH₄ 的氣體流速，尤其在井口附近增加更快。 H₂S 體積含量較高的混合氣體流速在井深 200～800m 增長稍慢，但在井深 140m 左右增長開始變快，超過了 CO₂ 體積含量較高的混合氣體流速。這是因為酸性氣體含量越高，超臨界狀態下的壓縮系數越小，氣體性質在臨界點附近變化更加劇烈。

圖6不同組分混合酸性氣體體積與環空體積比 Fig.6Volume ratio of mixed acid gas with different componentsto annulusvolume

圖7不同組分混合酸性氣體流速Fig.7Flow rate of acidic gas mixed withdifferent components

如圖8所示為雙組分混合酸性氣體侵入后井筒壓力變化曲線。由圖8（a）可知，不同組分混合酸性流體的井底壓力隨著溢流時間增加均急劇下降，但CH₄，H₂S 混合組比 CH₄，CO₂ 混合組井底壓力急劇下降的時間點出現得更晚，且井底壓力下降幅度更大。這是由于 H₂S 比 CO₂ 溶解度更大，在井筒中析出的時間更晚。且由于 CH₄，H₂S 混合氣體的壓縮系數在臨界點比 CH₄ ， CO₂ 混合氣體的更小，在井口處氣體膨脹更為劇烈，導致井筒液柱壓力進一步降低。因此， H₂S 溢流引起的井底壓降較大。由圖8（b）可知，單一 CH₄ 組分流體溢流情況下井筒環空壓力隨井深的增加而呈現線性增加的趨勢，而含H₂S 和 CO₂ 組分的混合酸性氣體在近井口處環空壓降梯度會呈現增大的變化，這是因為含酸性氣體的組分使超臨界點壓縮系數變小，因此隨著井口附近溫度和壓力的降低，含酸性氣體的組分膨脹得更加劇烈，導致溢流加劇，井筒壓力下降程度更大。

圖8 雙組分混合酸性氣體侵入后井筒壓力變化 Fig. 8Change of wellbore pressure after intrusion of two-component mixed acid gas

油氣井開采過程中，氣體組分的變化對井底壓力和井筒壓力的變化規律具有顯著影響。特別是酸性氣體 H₂S 和 CO₂ 的存在，對壓力變化的影響更為顯著。在時間上， H₂S 的存在導致壓力下降更快；在深度上，氣體中 H₂S 和 CO₂ 的含量增加會加劇井底壓力的上升。因此，氣體成分的變化不僅影響氣體的短期壓力變化，也影響其在深度上的長期壓強分布，表明氣體成分對井底壓力和井筒壓力的變化規律有顯著影響。

5 結論

（1）通過研究特高壓井酸性氣體溢流的運移規律，建立考慮溶解度和相變效應的酸性氣體環空流動模型，分析不同酸性氣體成分及其比例變化對井筒氣體流動特性、物理性質和壓力變化的影響。酸性氣體的壓縮系數隨井深增加而減小，密度和黏度逐漸增大，在擬臨界點附近的變化較為劇烈，表明酸性氣體在深層環境下的物理性質變化顯著。

（2）與純 CH₄ 相比，含有 H₂S 和 CO₂ 的混合酸性氣體在井口附近膨脹更劇烈，流速增加更快，特別是 H₂S 氣體對井控的影響最大， CO₂ 次之， CH₄ 影響最小。高比例的酸性氣體（尤其是 H₂S 的存在會顯著增加井底壓力下降的速度，且體積膨脹效應更加顯著，導致井控難度增大，井噴風險加劇。（③）建議今后研究應進一步探索酸性氣體在超臨界狀態下的溶解度變化和物理性質變化，重點關注高溫高壓環境中的溶解度對氣體流動行為的影響，并優化現有的并控設計和應急措施。

參考文獻

[1]姜華，李文正，黃士鵬，等.四川盆地震旦系燈影組跨重大構造期 油氣成藏過程與成藏模式[J].天然氣工業，2022，42（5）：11-23. JIANG Hua，LI Wenzheng，HUANG Shipeng，et al. Process and model of hydrocarbon accumulation spanning major tectonic phases of Sinian Dengying formation in the Sichuan Basin [J].Natural Gas Industry，2022， 42（5）： 11-23.

[2]馬新華.四川盆地天然氣發展進入黃金時代[J].天然氣工業， 2017，37（2）： 1-10. MA Xinhua.A golden era for natural gas development inthe Sichuan Basin [J] .Natural Gas Industry，2017，37（2）： 1-10.

[3]李倩，曾大乾，李童，等.高含硫氣藏固硫沉積特征[J].斷塊油氣 田，2023，30（6）：999-1006. LI Qian，ZENG Daqian，LI Tong， et al.The characteristics of solid sulfur deposition in high sulfur gas reservoir[J].Fault-Block Oil and Gas Field，2023，30（6）： 999-1006.

[4］葛楓，賈長青，李宏.四川盆地羅家寨高含硫氣田安全高效開發與 長期穩產關鍵技術[J].天然氣工業，2023，43（9）：85-92. GEFeng， JIA Changqing，LI Hong.Li Hong key technologies for safe and efficient development and long-term stable production of the Luojiazhai high-sulfur gas field in the Sichuan basin[J].Natural Gas Industry，2023， 43（9）： 85-92.

[5]GUO XY，TANG M，HE SM， et al.Prediction and application of porepressure for carbonate reservoirs in Zhongjiang-Penglai of China [C] //SPE Caspian Technical Conference and Exhibition. Atyrau，Kazakhstan. SPE-223459-MS，2024.

[6]韋澤華，周瑾，王廷虎.含硫化氫天然氣井的安全規劃分析[J]. 中國石油和化工標準與質量，2018，38（7）：83-84. WEI Zehua， ZHOU Jin，WANG Tinghu.Wang Tinghu safety planning analysis of natural gas wels containing hydrogen sulfide [J]. China Petroleum and Chemical Standard and Quality，2018， 38（7）： 83-84.

[7]文紹牧，肖杰，計維安，等.四川盆地特高含硫氣田安全高效開發 關鍵技術創新與成功實踐[J].天然氣工業，2024，44（11）：37- 49. WEN Shaomu，XIAO Jie，JIWeian， etal.Keytechnological innovation and successful practice in safe and highly-efficient development of ultra-high sulfur monoblock gas fields in the Sichuan Basin [J] Natural Gas Industry， 2024，44（11）： 37-49.

[8]孫寶江，王雪瑞，孫小輝，等.井筒四相流動理論在深水鉆完井工 程與測試領域的應用與展望[J].天然氣工業，2020，40（12）：95- 105. SUNBaojiang，WANG Xuerui， SUN Xiaohui， etal. Application and prospect of the wellbore four-phase flow theory in the field of deepwater drillng and completion engineering and testing[J].Natural Gas Industry，2020，40（12）： 95-105.

[9］李中，謝仁軍，袁俊亮.深水高溫高壓氣田窄壓力窗口地層鉆井安 全概率區間[J].天然氣工業，2020，40（12）：88-94. LI Zhong，XIE Renjun，YUAN Junliang.Yuan junliang study on the drilingsafety probabilityinterval innarrowpressurewindow formation in deepwater HPHT gas fields [J].Natural Gas Industry， 2020， 40（12）： 88-94.

[10]KIRAN R， SALEHI S， MOKHTARI M， et al. Efectof irregular shapeand wellbore breakout on fluid dynamics and wellbore stability [C] /53rd U. S. Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. NewYork.ARMA-2019-2058，2019.

[11]DOU L B，LI G S，SHEN Z H， et al. Study on the well control safety during formation high-sulfur gas invasion [C]//IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition. Tianjin，China. SPE-156322-MS，2012.

[12]魏納，孫萬通，孟英峰，等.海洋天然氣水合物藏鉆探環空相態特 性[J].石油學報，2017，38（6）：710-720. WEI Na， SUN Wantong，MENG Yingfeng，et al. Anular phase behavioranalysis during marine natural gas hydrate reservoir drillng [J].Acta Petrolei Sinica，2017，38（6）： 710-720.

[13]SUN B J， GUO Y L， SUN W C，et al. Multiphase flow behavior for acid-gas mixture and drilling fluid flow in vertical welbore [J]. Journal of Petroleum Science and Engineering， 2018，165： 388-396.

[14]吳新明，朱兵國，張良，等.圓管內超臨界 CO₂ 的阻力特性[J]. 化工學報，2018，69（12）： 5024-5033. WU Xinming， ZHU Bingguo， ZHANG Liang，et al. Resistance characteristics of supercritical CO₂ in circular tube[J].CIESC Journal，2018，69（12）： 5024-5033.

[15]ZAIDIN M F， KANTAATMADJA B P， CHAPOY A， et al. Experimental study to estimate CO₂ solubility ina high pressure high temperature HPHT reservoir carbonate aquifer[C]//SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. Manama， Bahrain. SPE-195003- MS，2019.

[16]湯明，郭欣鈺，謝玉森，等.冪律流體在橢圓井眼同心環空中螺旋 層流流動壓降[J].石油學報，2024，45（3）：586-594. TANG Ming， GUO Xinyu， XIE Yusen， et al. Flow pressure drop of laminar helical flow of power-law fluid inconcentric annulus of elliptical welbore[J].Acta Petrolei Sinica，2024，45（3）：586-594.

[17]李新，何世明，黎學年，等.基于AUSMV算法的井筒氣液兩相流 瞬態流動規律模擬研究「J].世界科技研究與發展.2016. 38（6）： 1170-1176. LI Xin，HE Shiming，LI Xuenian， etal. Simulation of wellbore gasliquidtwo-phase transient flow based on AUSMV scheme[J]. World Sci-TechRamp;D，2016，38（6）：1170-1176.

[18] 李江飛，段興華，李巖芳，等.含雜質 CO₂ 的管道輸送[J].科技 導報，2016，34（2）：173-177. LIJiangfei，DUANXinghua，LIYanfang，etal.Pipeline transportation of CO₂ -rich mixture[J].Scienceamp; TechnologyReview， 2016，34（2）：173-177.

[19] FALUOMI V，BONIZZI M，GHETTI L.Developmentand validation of a multiphase flow simulator[C]//Offshore Mediterranean Conference and Exhibition.Ravenna， Italy.OMC-2017-737，2017.

[20] ZHOUH，FANH，WANGH，etal.A novel multiphase hydrodynamicmodel forkick control inreal timewhilemanaged pressure drilling [C]/SPE/IADC Middle East Drilling Technology ConferenceandExhibition.Abu Dhabi，UAE.SPE-189358-MS， 2018.

[21]AL-SAFRANE，GHASEMI M，AL-RUHAIMANI F.High-viscosityliquid/gas flow pattern transitions in upward vertical pipe

flow[J] .SPE Journal，2020，25（3）： 1155-1173.

[22]孫士慧，徐文，馮金禹，等.地層流體侵入條件下泡沫鉆井流動特 性分析[J].中國錳業，2019，37（6）：42-47. SUNShihui，XU Wen，FENG Jinyu，etal.Ananalysis on flow characteristicsof foam drillingunder formation fluid intrusionconditions[J].China’sManganese Industry，2019，37（6）：42-47.

[23]陳祥瑞，王云鵬，何志華，等. CH₄ CO₂ 與稀有氣體溶解度的估算 模型及其地質應用[J].天然氣地球科學，2023，34（4）：707- 718. CHENXiangrui，WANG Yunpeng，HE Zhihua，etal.Solubility models of CH₄ CO₂ and noble gases and their geological applications[J] .Natural Gas Geoscience，2023，34（4）：707-718.

[24]FERROUDJIH，HADJADJA，RAHMANMA， etal.Study of Ostwald-deWaele fluidflowin anelliptical annulususingtheslot modeland theCFDapproach[J].Journal ofDispersionScience and Technology，2021， 42（9）：1395-1407.

（收稿日期：2024-11-16；修回日期：2025-01-04）

[編輯李春燕]