CN117627543A - 一种考虑地质必封点的井身结构设计方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种考虑地质必封点的井身结构设计方法及装置。通过确定地质必封地层和工程必封地层；而后根据地质必封地层和工程必封地层确定井身套管的开次；根据井身套管的开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，进而确定最后一层油层套管的尺寸；根据最后一层油层套管的尺寸结合地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度，从而完成井身结构设计。通过上述方式，能够使井身结构具有处理井下复杂情况的能力，从而尽可能避免井喷、井漏、坍塌、卡钻等复杂情况的发生，为全井的顺利钻井、测试、开采创造条件；同时，该方法有望显著降低钻井风险，提高机械钻速，缩短建井周期的同时还能够显著降低油气勘探成本。

Description

一种考虑地质必封点的井身结构设计方法及装置

技术领域

本发明涉及油气井钻井工程技术领域，特别涉及一种考虑地质必封点的井身结构设计方法及装置。

背景技术

井身结构设计是油气井钻井工程领域的基础，井身结构设计的优劣程度影响到油气井能否安全快速、经济可靠地钻至目标地层，同时，做好井身结构设计也是储层保护的措施之一。随着科学技术的不断进步，我国的油气井钻井技术也在稳步发展，在钻探深井、超深井时容易出现地层复杂、需必封的井段多等问题，如果不能及时解决这些问题，将严重影响到岩石的高效破碎，更有甚者将导致整口井的报废，造成巨大的经济损失。

综上所述，目前亟需提出一种考虑地质必封点的井身结构设计方法，从而尽可能避免喷、漏、塌、卡等复杂情况，并具有处理复杂情况的能力，为全井顺利钻井、测试、开采创造条件。同时，尽可能降低钻井风险，提高机械钻速，缩短建井周期，降低成本。

发明内容

本发明的目的在于提供一种考虑地质必封点的井身结构设计方法，从而解决像海相碳酸盐岩这类深井/超深井地层复杂、必封井段多的问题。该方法以钻井“安全高效、有利于保护和发现储层、经济合理”为原则，具有处理井下复杂情况的能力，能够尽可能避免井喷、井漏、坍塌、卡钻等复杂情况的发生，为全井的顺利钻井、测试、开采创造了条件；同时有望降低钻井风险，提高机械钻速，缩短建井周期的同时也显著降低成本。

为实现上述发明目的，本发明提供如下技术方案：

一种考虑地质必封点的井身结构设计方法，所述方法包括：

确定地质必封地层和工程必封地层；

根据所述地质必封地层和工程必封地层确定井身套管的开次；

根据所述井身套管的开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，进而确定最后一层油层套管的尺寸；

根据所述最后一层油层套管的尺寸结合所述地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度，从而完成井身结构设计。

作为本发明的进一步改进，确定的地质必封地层包括：

松软、未胶结的砂岩层或砾石层与其它地层的分界面；

存在坍塌导致卡钻事故风险的地层与其它地层的分界面；

存在蠕变变形和/或垮塌风险的盐膏层地层与其它地层的分界面；

存在井漏风险且不能通过调整钻井液密度减少井漏的地层与其它地层的分界面；

异常高压地层与其它地层的分界面；

目的层、非目的含油气地层及含硫化氢地层与其它地层的分界面。

作为本发明的进一步改进，所述根据所述最后一层油层套管的尺寸结合所述地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度包括：

根据地质必封地层所处的位置对应的压力大小，确定各开次套管和井眼之间的间隙并确定所需套管的壁厚，选取适用的套管类型；

根据确定的最后一层油层套管的尺寸及地质必封地层所处的位置，结合所述套管的壁厚和推荐套管序列，从下到上逐级放大设计套管的直径并确定各开次套管的下入深度。

作为本发明的进一步改进，各开次套管和对应井眼之间的间隙≥19mm。

作为本发明的进一步改进，所述方法包括：

对设计的井身结构进行校核，校核的内容包括地质必封地层的位置、必封地层的压力、套管的抗拉能力、钻机的提升能力、固井工艺水平、井控装备以及承压能力；

若不满足校核要求，则增加套管开次，重新设计套管的尺寸及下入深度，直至满足校核要求，完成井身结构设计。

本发明还提供了一种考虑地质必封点的井身结构设计装置，所述装置包括：

第一确定单元，用于确定地质必封地层和工程必封地层；

第二确定单元，用于根据所述地质必封地层和工程必封地层确定井身套管的开次；

第三确定单元，用于根据所述井身套管的开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，进而确定最后一层油层套管的尺寸；

第四确定单元，用于根据所述最后一层油层套管的尺寸结合所述地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度。

作为本发明的进一步改进，第一确定单元确定的地质必封地层包括：

松软、未胶结的砂岩层或砾石层与其它地层的分界面；

存在坍塌导致卡钻事故风险的地层与其它地层的分界面；

存在蠕变变形和/或垮塌风险的盐膏层地层与其它地层的分界面；

存在井漏风险且不能通过调整钻井液密度减少井漏的地层与其它地层的分界面；

异常高压地层与其它地层的分界面；

目的层、非目的含油气地层及含硫化氢地层与其它地层的分界面。

作为本发明的进一步改进，第四确定单元包括：

第一确定模块：用于根据地质必封地层所处的位置对应的压力大小，确定各开次套管和井眼之间的间隙并确定所需套管的壁厚，选取适用的套管类型；

第二确定模块：用于根据确定的最后一层油层套管的尺寸及地质必封地层所处的位置，结合所述套管的壁厚和推荐套管序列，从下到上逐级放大设计套管的直径并确定各开次套管的下入深度。

作为本发明的进一步改进，第一确定模块确定各开次套管和井眼之间的间隙包括：

各开次套管和对应井眼之间的间隙≥19mm。

作为本发明的进一步改进，所述装置包括：

校核单元，用于对设计的井身结构进行校核；其中，校核的内容包括地质必封地层的位置、必封地层的压力、套管的抗拉能力、钻机的提升能力、固井工艺水平、井控装备以及承压能力。

本发明的有益效果是：

本发明提供的考虑地质必封点的井身结构设计方法及装置，通过确定地质必封地层和工程必封地层；而后根据地质必封地层和工程必封地层确定井身套管的开次；根据井身套管的开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，进而确定最后一层油层套管的尺寸；根据最后一层油层套管的尺寸结合地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度，从而完成井身结构设计。通过上述方式，能够使井身结构具有处理井下复杂情况的能力，从而尽可能避免井喷、井漏、坍塌、卡钻等复杂情况的发生，为全井的顺利钻井、测试、开采创造条件；同时，该方法有望显著降低钻井风险，提高机械钻速，缩短建井周期的同时还能够显著降低油气勘探成本。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所指出的结构来实现和获得。

附图说明

图1为本发明的考虑地质必封点的井身结构设计方法的流程图；

图2为本发明实施例中套管与井眼(钻头尺寸)之间的间隙选择示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供了一种考虑地质必封点的井身结构设计方法，如图1中所示，通过首先确定地质必封地层和工程必封地层；而后根据地质必封地层和工程必封地层确定井身套管的开次；再根据井身套管的开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，进而成功确定最后一层油层套管的尺寸；最后根据确定出的最后一层油层套管的尺寸结合前述地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度，从而完成对井身结构的设计。

下面对其实施步骤具体介绍如下：

(一)本发明中根据如下所述必封点的确定方法明确目标井在全井段岩性及地质条件下的必封地层；其中，确定的必封地层包括地质必封地层和工程必封地层。

其中，工程必封地层的确定方法主要包括以下几类：

1-1)建立地层三压力剖面的方法，包括：地层孔隙压力剖面、地层坍塌压力剖面、地层破裂压力剖面；其中，

地层孔隙压力剖面主要依据钻井地质设计中地层孔隙压力预测数据，或依据SY/T5623-2009《地层压力预(监)测方法》提供的方法计算得到。

地层坍塌压力剖面则依据钻井地质设计中的地层坍塌压力预测数据，如若地质工程设计中未给出，可按照岩石摩尔-库伦准则及岩石力学参数确定地层坍塌压力剖面见式(1)：

式中：ρ_m为坍塌压力当量密度，g/cm3；H为井深，m；C为岩石的内聚力，MPa；η为应力非线性修正系数，一般取1；α为有效应力系数，疏松的砂泥岩地层取1，致密的砂岩在孔隙度φ与1之间取中间值；σ_h1为最大水平地应力，MPa；σ_h2为最小水平地应力，MPa；P_P为地层孔隙压力，MPa；其中，/>为岩石的内摩擦角，°。

上述模型中的参数可以由岩石力学试验获得，也可以根据测井数据获得。也可以根据其他更先进的方法建立坍塌压力剖面。

地层破裂压力剖面可以依据邻井地层破裂试验确定地层破裂压力剖面，同时可依据岩石拉伸破坏准则及岩石力学参数确定地层坍塌压力剖面见公式(2)：

P_f＝3σ_h2-σ_h1-αP_p+S_t (2)

式中：Pf为地层破裂压力，MPa；S_t为岩石的抗拉强度，MPa。

根据其他更先进的方法建立的岩石破裂压力剖面也是适用的。

1-2)依据井身结构设计五个基础参数的取值范围从而确定工程必封点：

(a)抽汲压力允许值(Sb)一般取Sb＝0.015～0.04g/cm³，或根据设计钻井液性能和钻具组合及操作参数计算；

(b)激动压力允许值(Sg)一般取Sb＝0.015～0.04g/cm³，或根据设计钻井液性能和钻具组合及操作参数计算；

(c)地层压裂安全增值(Sf)一般取Sf＝0.03g/cm³，从而防止预测的地层破裂压力偏低而定的安全余量；

(d)井涌条件压力允许值(Sk)一般取Sk＝0.05～0.10g/cm³用来衡量井涌的大小，当使用软件计算时，也可通过设定的井涌溢流量和井涌深度计算井涌条件允许值；

(e)正常压差允许值(Δpn)正常压力地层正常压差允许值Δpn一般取12～15MPa，异常压力地层压差卡钻临界值Δpm一般取15～20MPa，钻井液液柱压力与地层孔隙压力的最大压差允许值，压差过大则容易造成压差卡钻，特别是卡套管，会使施工无法正常进行。

1-3)对设计约束条件进行计算从而确定工程必封点，设计约束条件包括：防止井涌和井壁坍塌的约束条件、防止压裂地层的约束条件、防止溢流关井压裂地层的约束条件以及防止压差卡钻或卡套管的约束条件；其中，

(a)防止井涌和井壁坍塌的约束条件；

为防止发生井涌，钻井液密度应大于或等于裸眼井段的最大地层孔隙压力当量密度加上钻井液密度附加值，见公式(3)：

ρ_m1≥ρ_pmax+Δρ (3)

式中：ρ_m1为防止发生井涌的钻井液密度，g/cm³；ρ_pmax为裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度，g/cm³；Δρ为钻井液密度附加值，g/cm³。

为防止发生井壁坍塌，钻井液密度应大于或等于裸眼井段的最大地层坍塌压力当量密度，见公式(4)：

ρ_m2≥ρ_cmax (4)

式中：ρ_m2为防止发生井壁坍塌的钻井液密度，g/cm³；ρ_{c max}为坍塌压力当量密度，g/cm³。

钻井液密度需同时满足防止井涌和井壁坍塌的需要，见式(5)：

ρ_m＝max(ρ_m1，ρ_m2) (5)

式中：ρ_m为钻井液密度，g/cm³；ρ_mi为防止发生井涌的钻井液密度，g/cm³；ρ_m2为防止发生井壁坍塌的钻井液密度，g/cm³。

(b)防止压裂地层的约束条件；

防止正常作业压裂地层的约束条件；正常作业时最大井内压力当量密度应小于或等于裸眼井段最小安全地层破裂压力当量密度，见公式(6)至公式(8)：

ρ_{b max}≤ρ_{ff min} (6)

ρ_{b max}＝ρ_{m max}+S_b+S_g (7)

ρ_ff＝ρ_f-S_f (8)

式中：ρ_{b max}为正常作业时最大井内压力当量密度，g/cm³；ρ_{ff min}为裸眼井段最小安全地层破裂压力当量密度，g/cm³；ρ_{m max}为裸眼井段最大钻井液密度，g/cm³；S_b为抽汲压力当量密度，g/cm³；S_g为激动压力当量密度，g/cm³；ρ_ff为安全地层破裂压力当量密度，g/cm³；ρ_f为地层破裂压力当量密度，g/cm³；S_f为地层破裂压力当量密度安全允许值，g/cm³。

(c)防止溢流关井压裂地层的约束条件；

发生溢流关井时，裸眼井段内每一井深处的压力当量密度应小于或等于该井深处的安全地层破裂压力当量密度，见公式(9)、(10)：

ρ_bbr≤ρ_ffr (9)

式中：ρ_bbr为发生溢流关井时井深对应的压力当量密度，g/cm³；ρ_ffr为井深对应的安全地层破裂压力当量密度，g/cm³；ρ_{m max}为裸眼井段最大钻井液密度，g/cm³；D_m为裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度对应的顶部井深，m；D_x为裸眼井段内计算点井深，m；S_k为溢流允许值，g/cm³。

(d)防止压差卡钻或卡套管的约束条件；

钻井或下套管作业过程中，裸眼井段内钻井液液柱压力与地层孔隙压力最大压差小于或等于Δpn或Δpm，见公式(11)：

Δp＝0.00981×(ρ_{m max}-ρ_pn)×D_m≤Δ_pn(或Δ_pm) (11)

式中：Δp为钻井液液柱压力与地层孔隙压力最大压差，MPa；ρ_{m max}为裸眼井段最大钻井液密度，g/cm³；ρ_pn为裸眼井段最大压差处所对应的地层孔隙压力当量密度，g/cm³；D_m为裸眼井段最大压差处所对应的井深(一般，在正常孔隙压力地层，取正常压力地层的最大井深，在异常孔隙压力地层，取地层孔隙压力当量密度最小值对应的最大井深)，m；Δp_m为正常压力地层压差卡钻临界值，MPa；Δp_n为异常压力地层压差卡钻临界值，MPa。

根据岩性及地层复杂情况来确定地质必封点(地质必封地层)：

(a)浅部的松软、未胶结的砂岩层或砾石层与其它地层的分界面宜为必封点；

(b)极易坍塌导致卡钻等事故的地层与其它地层的分界面宜为必封点；

(c)大段极易蠕变变形、垮塌的盐膏层地层与其它地层的分界面宜为必封点；

(d)恶性井漏、极易发生井漏且不能通过调整钻井液密度减少井漏的复杂地层与其它地层的分界面宜为必封点；

(e)异常高压地层与其它地层的分界面宜为必封点；

(f)目的层、非目的含油气地层及含硫化氢地层与其它地层的分界面宜为必封点。

将上述地质必封点确定的必封地层与工程必封点结合，一同确定井身结构下入的套管层次，即明确井身结构套管的开次。

(二)根据井身套管开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，从而进一步确定最后一层油层套管(即尾管)的尺寸；

开发井生产套管尺寸应以满足油气田开发的需要为主，根据产能、增产措施、完井管串尺寸以及后期作业要求等确定；探井以顺利钻达设计目的层为原则，生产套管尺寸尽可能考虑后期开发要求；探井、超深井、复杂井的套管选择应充分考虑不可预测因素，至少留有一层备用套管。

(三)根据最后一层油层套管的尺寸结合地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的直径、壁厚以及下入深度；

首先，可依据地质必封点的深度位置和压力大小与必封地层抗内压和抗外挤的要求，计算所需套管的壁厚，从而选取适用的套管类型，进而可以选择相应的钢级，(当然，也可以选用其它合适的材料，并不妨碍达到上述使用效果)；其次，根据地质必封点所处的位置和最后一层油层套管的尺寸，按照计算的壁厚和推荐套管序列，从确定好的最后一层油层套管的尺寸开始，从下到上逐级放大设计套管的直径并确定好各开次套管的下入深度，具体介绍如下：

套管柱设计应符合SY/T 5724-2008《套管柱结构与强度设计》的规定；

具体的，对于高温高压天然气井技术套管与生产套管应使用气密封特殊扣套管；普通天然气井亦可根据实际情况使用气密封特殊扣套管；含硫化氢井在可能暴露于硫化氢环境的各层套管且温度低于93℃井段,应使用抗硫化氢套管；含二氧化碳井应使用抗二氧化碳的套管；既含硫化氢又含二氧化碳的井在主力产层段应使用双防套管，其他井段使用抗硫化氢套管。高压盐岩层和地应力较大的井应使用厚壁套管、外加厚套管等高强度套管；此外，高温高压天然气井的生产套管抗内压设计除满足井口最大压力外，应同时考虑满足进一步采取增产措施时压力增加值(如压裂等增产措施)及测试要求；抗挤设计时套管内按全掏空计算，对于蠕变的岩膏层、岩盐层、塑性泥岩层的井段管外按上覆岩层压力梯度的平均值0.0231MPa/m计算(当量密度2.31g/cm³)。而中间技术套管抗内压强度设计应考虑再次开钻后的最高地层压力；最后，套管附件、工具选配也应符合SY/T 5724-2008《套管柱结构与强度设计》的规定，并具有与套管相同的性能指标。

其次，套管可按照导管、表层套管、中间套管(或技术套管)、油层套管的层次下入，其中，导管用来保障贴近井口处地表层的稳定性，表层套管与技术套管需要根据必封地层的深度位置与压力大小确定放置位置与套管壁厚，油层套管需要封隔全部油气层段并留出余量。针对类似海相碳酸盐岩这种深井、超深井面临的复杂地质条件，可以采用非常规与非API标准套管，并根据工程实际的地质必封点情况适当调整，务必保证封隔必封地层的所在深度，保障套管能够承受必封地层的压力，摆脱传统井身结构设计带来的问题，通过增加套管层次、增加尾管尺寸等来解决。

具体的，开发井按照套管层次由下而上、由里而外的顺序，结合地质必封点确定的必封地层的深度位置和压力大小明确各层套管和井眼间隙；探井按照套管层次由上而下、由外而里的顺序，结合地质必封点确定的必封地层的深度位置和压力大小明确各层套管和井眼间隙；钻头与套管间隙设计应满足套管安全下入和固井要求；为了提高固井质量，一般要求井眼的尺寸与本开次的套管外径最小间隙宜大于或等于19mm；无法达到间隙要求时，应采取扩孔措施；下一开次的钻头尺寸应小于上层套管的通径；例如，套管与井眼尺寸间隙优选可按图2进行选择，单位mm。具体的，以开发井由下而上、由里而外的顺序为例，首先确定五开套管尺寸，根据开发管柱的尺寸确定最后一层油层套管的尺寸，此处以127mm为例(即最后一行左起第三个)；然后确定五开钻头尺寸，根据套管安全下入和安全固井的原则确定该层套管对应的钻头尺寸，即149.2mm(即倒数第二行左起第二个)；之后确定四开套管尺寸，根据钻头尺寸小于上层套管通径和井眼尺寸与套管外径最小间隙的要求，确定技术套管尺寸为193.7mm；依据上述原则，依此类推确定四开钻头、三开套管、三开钻头、二开套管、二开钻头、一开套管、一开钻头的尺寸，最终完成套管与井眼尺寸间隙的优选。

(四)对设计的井身套管结构进行逐级校核，若不满足校核要求，则增加套管开次，重新设计套管结构，直至满足要求。

为进一步确保设计出的井身套管结构能够满足后续的生产要求，本发明从上到下从地质必封点的位置、必封地层的压力、套管的抗拉、钻机的提升能力、固井工艺水平、井控装备、承压能力等方面逐级校核套管的下深，具体应包括：

根据地层渗透性选择技术套管是否进行压差卡钻校核，一般表层套管不进行压差卡钻校核；根据井涌发生的可能性，选择是否进行溢流关井压漏地层校核；井身结构设计中的井深为垂深，定向井计算结果可根据其井眼轨迹转化为斜深。

本发明还提供了一种考虑地质必封点的井身结构设计装置，该装置包括用于确定地质必封地层和工程必封地层的第一确定单元；用于根据地质必封地层和工程必封地层确定井身套管开次的第二确定单元；用于根据井身套管的开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，进而确定最后一层油层套管尺寸的第三确定单元；以及用于根据最后一层油层套管的尺寸结合地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度的第四确定单元。有时该装置还可包括用于对设计的井身套管结构进行逐级校核的校核单元，其中，校核的内容包括地质必封地层的位置、必封地层的压力、套管的抗拉能力、钻机的提升能力、固井工艺水平、井控装备以及承压能力；一旦校核结果不满足设计要求，则需增加套管开次，重新设计套管的尺寸及下入深度，直至满足校核要求，才能完成井身套管结构的设计。

关于上述实施例中的装置，其中各个单元执行操作的具体方式已经在有关该方法的实施例中进行了详细描述，此处将不做详细阐述说明。

下面结合具体实施例对本发明提供的考虑地质必封点的井身结构设计方法及其使用效果进行举例说明：

以双鱼石区块井身结构设计作为案例，通过上述提供的考虑地质必封点的井身结构设计方法进行井身结构设计，该案例中工程地质复杂情况及钻井风险为横向上自流井和须家河组地层压力差异大，自流井组、须家河组以气显示为主，须家河组在川西地区均为区域产气层，以高压为主，雷口坡、嘉陵江组钻遇长段石膏层，并可能有高压盐水层，飞仙关-茅口组安全密度窗口窄，易引发又喷又漏和卡钻，雷口坡组及以下地层含硫化氢。因此应用本发明方法对考虑地质必封点的井身结构进行设计，步骤如下：

步骤1：根据地质必封点的确定方法明确该井在全井段岩性及地质条件下的必封地层：

地质必封地层1：剑门关组，封隔地表窜漏及垮塌层；

地质必封地层2：蓬莱镇组，封隔蓬莱镇组的易垮塌层及水层，确保下部钻遇异常高压段的安全钻进；

地质必封地层3：须家河组顶，封隔须家河组以上常压地层，确保下部相对高压层钻进顺利；

地质必封地层4：吴家坪组顶，吴家坪组、茅口组异常高压地层与上部地层分隔；

地质必封地层5：栖霞组顶，封隔茅口组及以上地层属于异常高压地层，栖霞组压力系数相对低。

步骤2：将地质必封地层与工程必封地层结合，确定井身结构下入的套管层次，即明确井身结构的开次：

具体的，根据步骤1中确定的5个必封地层结合地层的三压力剖面初步确定井身结构应设计为五开层次。

步骤3：根据井身结构开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，从而进一步确定最后一层油层套管(或尾管)的尺寸：

确定的开发管柱尺寸为88.9mm，API油管接箍外径范围为106～114.5mm，充分考虑井身结构、井下设备工具规格、井下测试和环空注入、事故处理和后期利用等因素，最后一层尾管尺寸确定为127mm，对应的内径可选115.8mm、114.1mm、112.0mm以及106.4mm，油套管之间可以很好匹配。

步骤4：考虑地质必封点的位置与必封地层抗内压和抗外挤的要求，确定各开次套管和井眼之间的间隙并计算套管的壁厚，选择相应的钢级；同时，根据确定的最后一层油层套管的尺寸及地质必封地层所处的位置，按照计算的壁厚和推荐套管序列，从下到上逐级放大设计套管的层次与深度：

已知该地层的抗内压强度和抗外挤要求，参考SY/T 5724-2008中关于抗挤强度和抗内压强度的计算公式，并结合现场实际情况进行计算后得出，尾管段实际抗外挤安全系数为1.41，抗外挤额定强度为156MPa，实际抗内压安全系数为5.57，抗内压额定强度为137.8MPa，尾管壁厚选择10.3mm，钢级选用TP-140V满足要求。

进一步的，根据图2中对套管与井眼(钻头尺寸)间隙的选择，从下而上逐级放大，参考SY/T 5724-2008中的公式计算各级套管的尺寸、壁厚和钢级，具体如下：五开，套管外径127mm，套管壁厚10.3mm，对应的井眼尺寸149.2mm，钢级选用TP140V可以满足要求；四开，套管外径193.7mm，套管壁厚15.9mm，对应的井眼尺寸241.3mm，钢级选用TP110SS可以满足要求；三开，套管外径273.1mm，套管壁厚13.8mm，对应的井眼尺寸333.4mm，钢级选用TP-110可以满足要求；二开，套管外径365.1mm，套管壁厚13.9mm，对应的井眼尺寸444.5mm，钢级选用TP110V/B可以满足要求；一开，套管外径508mm，套管壁厚11.1mm，对应的井眼尺寸660.4mm，钢级选用J-55可以满足要求。

最终的套管与井眼间隙的配合结果为：127.0mm(套管)→149.2mm(钻头)→193.7mm(套管)→241.3mm(钻头)→273.1mm(套管)→333.4mm(钻头)→365.1mm(套管)→444.5mm(钻头)→508.0mm(套管)→660.4mm(钻头)。

套管的下深地质必封点确定：一开，安装导管封易窜漏井段，下至30m左右；二开，封蓬莱镇组可能存在的垮塌层及水层，下至500m左右；三开，封隔上部龙潭长裸眼垮塌层及二叠系低压层。深层页岩气可下至韩家店顶，下至4040m左右；四开，钻至栖霞组顶下套管，下至7550m左右；五开，下油层套管封固产层，下至7658m。

步骤5：从上到下从地质必封点的位置、必封地层的压力、套管的抗拉、钻机的提升能力、固井工艺水平、井控装备、承压能力等方面逐级校核套管的下深，如不满足要求，则增加一层套管等进行调整：

校核地质必封点的位置、必封地层的压力、套管的抗拉、钻机的提升能力、固井工艺水平、井控装备、承压能力，校核得到开次、层位、井眼尺寸、套管外径、套管内径、壁厚、套管下深和钢级的要求如表1所示，满足要求，不需要通过增加套管进行调整。

表1 井身结构设计校核要求

因此，通过本发明方法得到双鱼石区块井身结构设计的结果如表2所示，预期该设计结构的单井钻井成本有望降低20％以上，各开次机械钻速有望提升30％左右，进而使得钻井周期将缩短30％左右，井下复杂情况更是能够降低达到50％左右。

表2 双鱼石区块井身结构设计

综上所述，本发明提供的考虑地质必封点的井身结构设计方法及装置，不仅考虑了常规的自下而上和自上而下的井身结构设计方法，同时细化考虑地质必封点和工程必封点的各种情况；具体而言，本发明首先确定地质必封地层和工程必封地层；而后根据地质必封地层和工程必封地层确定井身套管的开次；根据井身套管的开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，进而确定最后一层油层套管的尺寸；根据最后一层油层套管的尺寸结合地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度，从而完成井身结构设计。通过上述方式，能够使井身结构具有处理井下复杂情况的能力，从而尽可能避免井喷、井漏、坍塌、卡钻等复杂情况的发生，为全井的顺利钻井、测试、开采创造条件；同时，该方法有望显著降低钻井风险，提高机械钻速，缩短建井周期的同时还能够显著降低油气勘探成本。

最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换,凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种考虑地质必封点的井身结构设计方法，所述方法包括：

确定地质必封地层和工程必封地层；

根据所述地质必封地层和工程必封地层确定井身套管的开次；

根据所述井身套管的开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，进而确定最后一层油层套管的尺寸；

根据所述最后一层油层套管的尺寸结合所述地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度，从而完成井身结构设计。

2.根据权利要求1所述的考虑地质必封点的井身结构设计方法，其中，确定的地质必封地层包括：

松软、未胶结的砂岩层或砾石层与其它地层的分界面；

存在坍塌导致卡钻事故风险的地层与其它地层的分界面；

存在蠕变变形和/或垮塌风险的盐膏层地层与其它地层的分界面；

存在井漏风险且不能通过调整钻井液密度减少井漏的地层与其它地层的分界面；

异常高压地层与其它地层的分界面；

目的层、非目的含油气地层及含硫化氢地层与其它地层的分界面。

3.根据权利要求1或2所述的考虑地质必封点的井身结构设计方法，其中，所述根据所述最后一层油层套管的尺寸结合所述地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度包括：

根据地质必封地层所处的位置对应的压力大小，确定各开次套管和井眼之间的间隙并确定所需套管的壁厚，选取适用的套管类型；

根据确定的最后一层油层套管的尺寸及地质必封地层所处的位置，结合所述套管的壁厚和推荐套管序列，从下到上逐级放大设计套管的直径并确定各开次套管的下入深度。

4.根据权利要求1所述的考虑地质必封点的井身结构设计方法，其中，所述方法包括：

对设计的井身结构进行校核，校核的内容包括地质必封地层的位置、必封地层的压力、套管的抗拉能力、钻机的提升能力、固井工艺水平、井控装备以及承压能力；

若不满足校核要求，则增加套管开次，重新设计套管的尺寸及下入深度，直至满足校核要求，完成井身结构设计。

5.一种考虑地质必封点的井身结构设计装置，所述装置包括：

第一确定单元，用于确定地质必封地层和工程必封地层；

第二确定单元，用于根据所述地质必封地层和工程必封地层确定井身套管的开次；

第三确定单元，用于根据所述井身套管的开次与油气田测试开发要求确定开发管柱的尺寸，进而确定最后一层油层套管的尺寸；

第四确定单元，用于根据所述最后一层油层套管的尺寸结合所述地质必封地层所处的位置，确定各开次套管的尺寸、壁厚及下入深度。

6.根据权利要求5所述的考虑地质必封点的井身结构设计装置，其中，第一确定单元确定的地质必封地层包括：

松软、未胶结的砂岩层或砾石层与其它地层的分界面；

存在坍塌导致卡钻事故风险的地层与其它地层的分界面；

存在蠕变变形和/或垮塌风险的盐膏层地层与其它地层的分界面；

存在井漏风险且不能通过调整钻井液密度减少井漏的地层与其它地层的分界面；

异常高压地层与其它地层的分界面；

目的层、非目的含油气地层及含硫化氢地层与其它地层的分界面。

7.根据权利要求5或6所述的考虑地质必封点的井身结构设计装置，其中，第四确定单元包括：

第一确定模块：用于根据地质必封地层所处的位置对应的压力大小，确定各开次套管和井眼之间的间隙并确定所需套管的壁厚，选取适用的套管类型；

第二确定模块：用于根据确定的最后一层油层套管的尺寸及地质必封地层所处的位置，结合所述套管的壁厚和推荐套管序列，从下到上逐级放大设计套管的直径并确定各开次套管的下入深度。

8.根据权利要求7所述的考虑地质必封点的井身结构设计装置，其中，所述装置包括：

校核单元，用于对设计的井身结构进行校核；其中，校核的内容包括地质必封地层的位置、必封地层的压力、套管的抗拉能力、钻机的提升能力、固井工艺水平、井控装备以及承压能力。