CN111444637B - 一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法及系统 - Google Patents

一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法及系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法及系统，其中，该方法包括：利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，确定预测井套管下入深度范围；计算得到实钻轨迹狗腿度随井深的累计值，并与邻井累计轨迹狗腿度、套管下入实际摩阻数据进行对比，确定预测井套管下入临界累计狗腿度值；利用每隔一定距离井段井径观察值计算井径变异系数，分析邻井井径变异系数与套管下入实测摩阻数据关系，确定预测井套管下入临界井径变异系数；通过下套管实测数据确定邻井套管下入摩阻系数范围；根据上述结果确定预测井摩阻系数；根据预测井摩阻系数，确定出不同套管下入方式的最大井深以及风险级别，生成安全性评估结果。

Description

一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法及系统
技术领域
本发明属于石油工业钻井工程技术领域，具体提出了一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法及系统。
背景技术
近年来，随着页岩气勘探开发的快速发展，大偏移距长水平段三维水平井日益增多，目前国内页岩气水平段长度已达到3000m以上，由于页岩气储层井壁稳定性差，井漏、缩径垮塌严重，优质储层横向分布不均匀，水平段轨迹调整频繁，导致井眼轨迹复杂，井径极不规则，大幅增加了水平段套管下入风险和难度，目前约80％～90％页岩气水平井套管下入困难，甚至部分井无法下至预定井深，导致了巨大的经济损失。
在现有技术中，一般采用传统管柱摩阻模拟计算方法来评估套管下入风险，与现场施工情况有较大误差，无法准确指导现场施工。
因此，亟需一种可以准确预测、评估套管下入风险的技术方案。
发明内容
为解决上述问题，本发明提出了一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法及系统，可以在传统管柱摩阻分析法的基础上，增加了井眼清洁、井眼不规则以及累积狗腿度等因素影响，并利用邻井实测数据统计分析区域套管下入摩阻系数分布范围，为预测井确定合理摩阻系数范围提供参考，从而达到提高预测精度目的，大大降低页岩气长段水平井固井作业过程中的套管下入风险。
第一方面，在本发明一实施例中，提出了一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法，该方法包括：
获取测井资料；
根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，确定预测井套管下入深度范围；
根据所述测井资料，计算得到实钻轨迹狗腿度随井深的累计值，并与邻井累计轨迹狗腿度、套管下入实际摩阻数据进行对比，确定预测井套管下入临界累计狗腿度值；
根据所述测井资料，利用每隔一定距离的井段井径观察值计算井径变异系数，分析邻井井径变异系数与套管下入实测摩阻数据关系，确定预测井套管下入临界井径变异系数；
根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，通过下套管实测数据确定邻井套管下入摩阻系数范围；
根据所述预测井套管下入深度范围、预测井套管下入临界累计狗腿度值、预测井套管下入临界井径变异系数以及邻井套管下入摩阻系数范围，确定预测井摩阻系数；
根据预测井摩阻系数，确定出不同套管下入方式的最大井深以及风险级别，生成安全性评估结果。
第二方面，在本发明另一实施例中，提出了一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统，该系统包括：
资料获取模块，用于获取测井资料；
深度范围计算模块，用于根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，确定预测井套管下入深度范围；
狗腿度计算模块，用于根据所述测井资料，计算得到实钻轨迹狗腿度随井深的累计值，并与邻井累计轨迹狗腿度、套管下入实际摩阻数据进行对比，确定预测井套管下入临界累计狗腿度值；
临界井径变异系数计算模块，用于根据所述测井资料，利用每隔一定距离的井段井径观察值计算井径变异系数，分析邻井井径变异系数与套管下入实测摩阻数据关系，确定预测井套管下入临界井径变异系数；
摩阻系数范围计算模块，根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，通过下套管实测数据确定邻井套管下入摩阻系数范围；
预测井摩阻系数计算模块，根据所述预测井套管下入深度范围、预测井套管下入临界累计狗腿度值、预测井套管下入临界井径变异系数以及邻井套管下入摩阻系数范围，确定预测井摩阻系数；
评估模块，用于根据预测井摩阻系数，确定出不同套管下入方式的最大井深以及风险级别，生成安全性评估结果。
第三方面，在本发明另一实施例中，还提出了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法。
第四方面，在本发明另一实施例中，还提出了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法。
本发明提出的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法及系统，在传统管柱摩阻分析法的基础上，增加了井眼清洁、井眼不规则以及累积狗腿度等因素影响，并利用邻井实测数据统计分析区域套管下入摩阻系数分布范围，为预测井确定合理摩阻系数范围提供参考，从而达到提高预测精度目的。基于该方法进行评估得到的结果与现场施工实测数据吻合度达到95％，有效指导现场套管下入施工作业，确保了套管顺利下至预定井深，大幅降低了套管下入施工作业风险。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
图1是本发明一实施例的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法流程示意图。
图2是本发明另一实施例的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法流程示意图。
图3是本发明一实施例的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统架构示意图。
图4是本发明另一实施例的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统架构示意图。
图5是本发明一实施例的计算机设备结构示意图。
图6是本发明一具体实施例的微元单位管柱受力分析示意图。
图7是本发明一具体实施例的模拟计算大钩悬重与摩阻系数敏感性分析示意图。
图8是本发明一具体实施例的预测井与邻井累计狗腿度对比示意图。
图9是本发明一具体实施例的邻井XXH22-3井模拟计算大钩悬重与摩阻系数敏感性分析示意图。
图10是本发明一具体实施例的井径变异系数对比示意图。
图11是本发明一具体实施例的邻井XXH22-3井实测大钩悬重与摩阻系数敏感性分析图。
图12是本发明一具体实施例的XXH14-5井实测大钩悬重与摩阻系数敏感性分析图。
具体实施方式
下面将参考若干示例性实施方式来描述本发明的原理和精神。应当理解，给出这些实施方式仅仅是为了使本领域技术人员能够更好地理解进而实现本发明，而并非以任何方式限制本发明的范围。相反，提供这些实施方式是为了使本公开更加透彻和完整，并且能够将本公开的范围完整地传达给本领域的技术人员。
本领域技术人员知道，本发明的实施方式可以实现为一种系统、装置、设备、方法或计算机程序产品。因此，本公开可以具体实现为以下形式，即：完全的硬件、完全的软件(包括固件、驻留软件、微代码等)，或者硬件和软件结合的形式。
根据本发明的实施方式，提出了一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法及系统。
下面参考本发明的若干代表性实施方式，详细阐释本发明的原理和精神。
图1是本发明一实施例的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法流程示意图。如图1所示，该方法包括：
步骤S101，获取测井资料。
步骤S102，根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，确定预测井套管下入深度范围。
步骤S103，根据所述测井资料，计算得到实钻轨迹狗腿度随井深的累计值，并与邻井累计轨迹狗腿度、套管下入实际摩阻数据进行对比，确定预测井套管下入临界累计狗腿度值。
步骤S104，根据所述测井资料，利用每隔一定距离的井段井径观察值计算井径变异系数，以此表征井径扩大或缩小的程度；分析邻井井径变异系数与套管下入实测摩阻数据关系，确定预测井套管下入临界井径变异系数；其中，
基于每隔10米井段井径观察值的数据集统计分析得到标准方差及平均值，利用下式计算所述井径变异系数：
Figure BDA0002513186240000051
其中，CV为井径变异系数；σ为标准方差；μ为平均值。
步骤S105，根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，通过下套管实测数据确定邻井套管下入摩阻系数范围。
步骤S106，根据所述预测井套管下入深度范围、预测井套管下入临界累计狗腿度值、预测井套管下入临界井径变异系数以及邻井套管下入摩阻系数范围，确定预测井摩阻系数。
步骤S107，根据预测井摩阻系数，确定出不同套管下入方式的最大井深以及风险级别，生成安全性评估结果；基于该结果，工作人员可以给出现场施工建议。
在一实施例中，利用上述方法进行预测的过程中，还可以增加井眼清洁因素的影响，参考图2所示，具体方法为：
步骤S200，根据预设的满足井眼清洁的最低循环时间，与现场实际循环时间对比，结合起下钻作业摩阻情况，定性判断井眼清洁程度；
其中，所述井眼清洁程度为良好、中等或不清洁。
进一步的，在执行步骤S106确定预测井摩阻系数之后，根据所述井眼清洁程度，调整所述预测井摩阻系数；其中，
如果预测井的井眼清洁情况为良好，预测井摩阻系数保持不变；
如果预测井的井眼清洁情况为中等，预测井摩阻系数附加20％；
如果预测井的井眼清洁情况为不清洁，预测井摩阻系数附加50％。
本发明提出的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法，在传统管柱摩阻分析法的基础上，增加了井眼清洁、井眼不规则以及累积狗腿度等因素影响，并利用邻井实测数据统计分析区域套管下入摩阻系数分布范围，为预测井确定合理摩阻系数范围提供参考，从而达到提高预测精度目的。基于该方法进行评估得到的结果与现场施工实测数据吻合度达到95％，有效指导现场套管下入施工作业，确保了套管顺利下至预定井深，大幅降低了套管下入施工作业风险。
需要说明的是，尽管在上述实施例及附图中以特定顺序描述了本发明方法的操作，但是，这并非要求或者暗示必须按照该特定顺序来执行这些操作，或是必须执行全部所示的操作才能实现期望的结果。附加地或备选地，可以省略某些步骤，将多个步骤合并为一个步骤执行，和/或将一个步骤分解为多个步骤执行。
在介绍了本发明示例性实施方式的方法之后，接下来，参考图3至图4对本发明示例性实施方式的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统进行介绍。
页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统的实施可以参见上述方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的术语“模块”或者“单元”，可以是实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
基于同一发明构思，本发明还提出了一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统，如图3所示，该系统包括：
资料获取模块310，用于获取测井资料。
深度范围计算模块320，用于根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，确定预测井套管下入深度范围。
狗腿度计算模块330，用于根据所述测井资料，计算得到实钻轨迹狗腿度随井深的累计值，并与邻井累计轨迹狗腿度、套管下入实际摩阻数据进行对比，确定预测井套管下入临界累计狗腿度值。
临界井径变异系数计算模块340，用于根据所述测井资料，利用每隔一定距离的井段井径观察值计算井径变异系数，分析邻井井径变异系数与套管下入实测摩阻数据关系，确定预测井套管下入临界井径变异系数。
摩阻系数范围计算模块350，根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，通过下套管实测数据确定邻井套管下入摩阻系数范围。
预测井摩阻系数计算模块360，根据所述预测井套管下入深度范围、预测井套管下入临界累计狗腿度值、预测井套管下入临界井径变异系数以及邻井套管下入摩阻系数范围，确定预测井摩阻系数。
评估模块370，用于根据预测井摩阻系数，确定出不同套管下入方式的最大井深以及风险级别，生成安全性评估结果。
在一实施例中，如图4所示，该系统还包括：
清洁程度判断模块380，用于根据预设的满足井眼清洁的最低循环时间，与现场实际循环时间对比，结合起下钻作业摩阻情况，定性判断井眼清洁程度；
其中，所述井眼清洁程度为良好、中等或不清洁。
进一步的，所述预测井摩阻系数计算模块360还用于：
根据所述井眼清洁程度，调整所述预测井摩阻系数；其中，
如果预测井的井眼清洁情况为良好，预测井摩阻系数保持不变；
如果预测井的井眼清洁情况为中等，预测井摩阻系数附加20％；
如果预测井的井眼清洁情况为不清洁，预测井摩阻系数附加50％。
在一实施例中，所述临界井径变异系数计算模块340具体用于：
基于每隔10米井段井径观察值的数据集统计分析得到标准方差及平均值，利用下式计算所述井径变异系数：
Figure BDA0002513186240000071
其中，CV为井径变异系数；σ为标准方差；μ为平均值。
应当注意，尽管在上文详细描述中提及了页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统的若干模块，但是这种划分仅仅是示例性的并非强制性的。实际上，根据本发明的实施方式，上文描述的两个或更多模块的特征和功能可以在一个模块中具体化。反之，上文描述的一个模块的特征和功能可以进一步划分为由多个模块来具体化。
基于前述发明构思，如图5所示，本发明还提出了一种计算机设备500，包括存储器510、处理器520及存储在存储器510上并可在处理器520上运行的计算机程序530，所述处理器520执行所述计算机程序530时实现前述页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法。
基于前述发明构思，本发明还提出了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现前述页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法。
为了对上述页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法、系统、计算机设备及计算机可读存储介质进行更为清楚的解释，下面结合一个具体的实施例来进行说明，然而值得注意的是该实施例仅是为了更好地说明本发明，并不构成对本发明不当的限定。
以XXH14-5井为例，该井为三开井身结构，技术套管尺寸为244.5mm，三开井眼尺寸为215.9mm，水平段长1500m，下入139.7mm套管。参考图1所示的步骤，对其进行页岩气长段水平井套管下入的安全性评估。
步骤S1：
通过测井获取该井实钻井眼轨迹数据，并收集下入套管串组合及相关附件尺寸。利用三维软杆计算模型进行大钩悬重与摩阻系数敏感性分析。
假设井下管柱轴线形状与井眼轨迹相同，且为细长弹性体，将管柱离散为微单元段，在井眼轨迹曲线上取弧长为dl的微单元段，套管柱受力情况如图6所示，根据受力平衡方程，可以得到：
Ti+1＝Ti+[WidlcosΔα±μNi]；(1)
Mi+1＝Mi+μNir；(2)
Figure BDA0002513186240000081
F＝±μNi；(4)
其中，Ti+1、Ti分别为第i管柱单元上下端的轴向力，N；
Mi+1、Mi分别为第i管柱单元上下端的扭矩，N·m；
Ni为第i管柱单元与井壁的接触法向力，N；
Wi为第i管柱单元浮重，N；
μ为摩擦系数，无量纲；
r为套管单位半径，m；
Δα、
Figure BDA0002513186240000082
分别井斜角增量和方位角增量，°；
Δα由第i管柱单元上下端的井斜角αi+1与αi求差计算得到；
Figure BDA0002513186240000083
由第i管柱单元上下端的方位角
Figure BDA0002513186240000084
与
Figure BDA0002513186240000085
求差计算得到；
F为摩阻力，N；在式(4)中，管柱向上运动时取“+”，向下运动时取“-”
基于计算得到的受理情况，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，可以得到如图7所示的模拟计算大钩悬重与摩阻系数敏感性分析示意图。
步骤S2：计算实钻轨迹狗腿度累计值，并与邻井实钻狗腿度累计对比，找出套管下入邻界值。
实钻狗腿度累计值计算公式为：
Figure BDA0002513186240000091
其中，Kc为狗腿度累计值，°/m；
Ki为第i井的单位井深狗腿度，°/m；
n为测井总数。
经过计算，可以得到预测井(XXH14-5井)与邻井(XXH22-3井)的累计狗腿度，如图8所示，为预测井与邻井累计狗腿度对比示意图。
从邻井XXH22-3井的井深2800m，累计狗腿度达到170°/m时，大钩悬重开始快速降低，而累计狗腿持续增加，由此可以得到图9所示的邻井XXH22-3井模拟计算大钩悬重与摩阻系数敏感性分析示意图。
与XXH22-3井对比，XXH14-5井在井深3600m，累计狗腿达到270°/m，之后累计狗腿增加幅度与XXH22-3井累计狗腿增加幅度基本一致，因此，判断XXH14-5井临界累计狗腿度为270°/m，井深为3600m。
步骤S3：
通过测井获得井径数据，并计算井径变异系数。
基于每隔10米井段井径观察值的数据集统计分析得到标准方差及平均值，进一步计算得到所述井径变异系数：
Figure BDA0002513186240000092
其中，CV为井径变异系数；σ为标准方差；μ为平均值。
如图10所示，为邻井XXH22-3井与预测井XXH14-5井的井径变异系数对比示意图。由此可知，邻井XXH22-3井在井深2800m以浅变异系数＜2％，2800～4500m变异系数＞2％，而XXH14-5井在全井段井径变异系数基本＜2％，说明XXH14-5井眼光滑程度较XXH22-3井好，套管下入风险更小。
步骤S4：
评估邻井现场实施摩阻系数。利用三维软杆模型进行大钩悬重和摩阻系数敏感性分析，可以得到如图11所示的邻井XXH22-3井实测大钩悬重-摩阻系数敏感性分析图，由此可以确定出邻井XXH22-3井摩阻系数为0.45。
步骤S5：
基于步骤S1至步骤S4得到的分析结果，可以综合判定XXH14-5井套管下入摩阻系数为0.4～0.5，采用不旋转下套管方式可以将套管下至预定井深。
最终，根据预测井摩阻系数，确定出不同套管下入方式的最大井深以及风险级别，生成安全性评估结果，工作人员可以基于该结果给出现场施工建议。
具体的，在现场施工实测数据表明，如图12所示，可以得到XXH14-5实测大钩悬重-摩阻系数敏感性分析示意图，采用不旋转下套管方式顺利将套管下至预定井深，摩阻系数为0.45，与评估结果基本吻合。
本发明提出的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法及系统，在传统管柱摩阻分析法的基础上，增加了井眼清洁、井眼不规则以及累积狗腿度等因素影响，并利用邻井实测数据统计分析区域套管下入摩阻系数分布范围，为预测井确定合理摩阻系数范围提供参考，从而达到提高预测精度目的。基于该方法进行评估得到的结果与现场施工实测数据吻合度达到95％，有效指导现场套管下入施工作业，确保了套管顺利下至预定井深，大幅降低了套管下入施工作业风险。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、装置、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(装置)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法，其特征在于，该方法包括：
获取测井资料；
根据所述测井资料，分析套管柱受力情况，根据计算得到的受理情况，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，确定预测井套管下入深度范围；
其中，假设井下管柱轴线形状与井眼轨迹相同，且为细长弹性体，将管柱离散为微单元段，在井眼轨迹曲线上取弧长为dl的微单元段，根据受力平衡方程得到：
Ti+1＝Ti+[WidlcosΔα±μNi]；(1)
Mi+1＝Mi+μNir；(2)
Figure FDA0004109691460000011
F＝±μNi；(4)
其中，Ti+1、Ti分别为第i管柱单元上下端的轴向力，N；
Mi+1、Mi分别为第i管柱单元上下端的扭矩，N·m；
Ni为第i管柱单元与井壁的接触法向力，N；
Wi为第i管柱单元浮重，N；
μ为摩擦系数，无量纲；
r为套管单位半径，m；
Δα、
Figure FDA0004109691460000012
分别井斜角增量和方位角增量，°；
Δα由第i管柱单元上下端的井斜角αi+1与αi求差计算得到；
Figure FDA0004109691460000013
由第i管柱单元上下端的方位角
Figure FDA0004109691460000014
与
Figure FDA0004109691460000015
求差计算得到；
F为摩阻力，N；在式(4)中，管柱向上运动时取+，向下运动时取-；
根据所述测井资料，计算得到实钻轨迹狗腿度随井深的累计值，并与邻井累计轨迹狗腿度、套管下入实际摩阻数据进行对比，确定预测井套管下入临界累计狗腿度值；
其中，实钻狗腿度累计值的计算公式为：
Figure FDA0004109691460000021
其中，Kc为狗腿度累计值，°/m；
Ki为第i井的单位井深狗腿度，°/m；
n为测井总数；
根据所述测井资料，利用每隔一定距离的井段井径观察值计算井径变异系数，分析邻井井径变异系数与套管下入实测摩阻数据关系，确定预测井套管下入临界井径变异系数；
其中，基于每隔10米的井段井径观察值的数据集统计分析得到标准方差及平均值，利用下式计算所述井径变异系数：
Figure FDA0004109691460000022
其中，CV为井径变异系数；σ为标准方差；μ为平均值；
根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，通过下套管实测数据确定邻井套管下入摩阻系数范围；
根据所述预测井套管下入深度范围、预测井套管下入临界累计狗腿度值、预测井套管下入临界井径变异系数以及邻井套管下入摩阻系数范围，确定预测井摩阻系数；
根据所述预测井摩阻系数，确定出不同套管下入方式的最大井深以及风险级别，生成安全性评估结果。
2.根据权利要求1所述的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法，其特征在于，该方法还包括：
根据预设的满足井眼清洁的最低循环时间，与现场实际循环时间对比，结合起下钻作业摩阻情况，定性判断井眼清洁程度。
3.根据权利要求2所述的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法，其特征在于，所述井眼清洁程度为良好、中等或不清洁。
4.根据权利要求3所述的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估方法，其特征在于，根据所述预测井套管下入深度范围、预测井套管下入临界累计狗腿度值、预测井套管下入临界井径变异系数以及邻井套管下入摩阻系数范围，确定预测井摩阻系数，还包括：
根据所述井眼清洁程度，调整所述预测井摩阻系数；其中，
如果预测井的井眼清洁情况为良好，所述预测井摩阻系数保持不变；
如果预测井的井眼清洁情况为中等，所述预测井摩阻系数附加20％；
如果预测井的井眼清洁情况为不清洁，所述预测井摩阻系数附加50％。
5.一种页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统，其特征在于，该系统包括：
资料获取模块，用于获取测井资料；
深度范围计算模块，用于根据所述测井资料，分析套管柱受力情况，根据计算得到的受理情况，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，确定预测井套管下入深度范围；
其中，假设井下管柱轴线形状与井眼轨迹相同，且为细长弹性体，将管柱离散为微单元段，在井眼轨迹曲线上取弧长为dl的微单元段，根据受力平衡方程得到：
Ti+1＝Ti+[WidlcosΔα±μNi]；(1)
Mi+1＝Mi+μNir；(2)
Figure FDA0004109691460000031
F＝±μNi；(4)
其中，Ti+1、Ti分别为第i管柱单元上下端的轴向力，N；
Mi+1、Mi分别为第i管柱单元上下端的扭矩，N·m；
Ni为第i管柱单元与井壁的接触法向力，N；
Wi为第i管柱单元浮重，N；
μ为摩擦系数，无量纲；
r为套管单位半径，m；
Δα、
Figure FDA0004109691460000032
分别井斜角增量和方位角增量，°；
Δα由第i管柱单元上下端的井斜角αi+1与αi求差计算得到；
Figure FDA0004109691460000033
由第i管柱单元上下端的方位角
Figure FDA0004109691460000034
与
Figure FDA0004109691460000035
求差计算得到；
F为摩阻力，N；在式(4)中，管柱向上运动时取+，向下运动时取-；
狗腿度计算模块，用于根据所述测井资料，计算得到实钻轨迹狗腿度随井深的累计值，并与邻井累计轨迹狗腿度、套管下入实际摩阻数据进行对比，确定预测井套管下入临界累计狗腿度值；
其中，实钻狗腿度累计值的计算公式为：
Figure FDA0004109691460000041
其中，Kc为狗腿度累计值，°/m；
Ki为第i井的单位井深狗腿度，°/m；
n为测井总数；
临界井径变异系数计算模块，用于根据所述测井资料，利用每隔一定距离的井段井径观察值计算井径变异系数，分析邻井井径变异系数与套管下入实测摩阻数据关系，确定预测井套管下入临界井径变异系数；
其中，基于每隔10米的井段井径观察值的数据集统计分析得到标准方差及平均值，利用下式计算所述井径变异系数：
Figure FDA0004109691460000042
其中，CV为井径变异系数；σ为标准方差；μ为平均值；
摩阻系数范围计算模块，根据所述测井资料，利用三维软杆管柱模型进行大钩悬重与套管柱摩阻系数敏感性分析，通过下套管实测数据确定邻井套管下入摩阻系数范围；
预测井摩阻系数计算模块，根据所述预测井套管下入深度范围、预测井套管下入临界累计狗腿度值、预测井套管下入临界井径变异系数以及邻井套管下入摩阻系数范围，确定预测井摩阻系数；
评估模块，用于根据所述预测井摩阻系数，确定出不同套管下入方式的最大井深以及风险级别，生成安全性评估结果。
6.根据权利要求5所述的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统，其特征在于，该系统还包括：
清洁程度判断模块，用于根据预设的满足井眼清洁的最低循环时间，与现场实际循环时间对比，结合起下钻作业摩阻情况，定性判断井眼清洁程度。
7.根据权利要求6所述的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统，其特征在于，所述井眼清洁程度为良好、中等或不清洁。
8.根据权利要求7所述的页岩气长段水平井套管下入的安全性评估系统，其特征在于，所述预测井摩阻系数计算模块还用于：
根据所述井眼清洁程度，调整所述预测井摩阻系数；其中，
如果预测井的井眼清洁情况为良好，所述预测井摩阻系数保持不变；
如果预测井的井眼清洁情况为中等，所述预测井摩阻系数附加20％；
如果预测井的井眼清洁情况为不清洁，所述预测井摩阻系数附加50％。
9.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至4任一所述方法。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至4任一所述方法。
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