CN112031760B - 一种直推法压井工艺风险评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种直推法压井工艺风险评估方法，首先，选取影响直推法压井工艺安全性的可变因素中的重要因素作为关键参数，将参数可能出现数值放入一个集合中，随机选取一组参数，模拟溢流过程，确定该组参数合理后，通过建立的数学‑物理模型模拟压井得到压井过程中出现的最大井口、井底压力以及套管承受的最大内压强，并与安全限制条件下计算得出的风险评估量进行对比。重复该过程，并统计超过风险评估量的次数，最终定量评估压井风险。该方法通过实际案例计算，能够较好的定量评估直推法压井风险，可用于现场施工前计算压井成功率。

Description

一种直推法压井工艺风险评估方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，特别涉及一种直推法压井工艺风险评估方法。

背景技术

直推法压井技术是在关井条件下利用井口高压，从环空或钻具中泵入压井液，利用井口高压将溢流物重新推回地层的一种井控方法。因其工艺简单，操作简便且能够快速将溢流物重新推回地层，是处理深井、超深井裂缝性地层气侵溢流的一种较好的井控方式。并且溢流物被推回地层能够避免受污染的钻井液及溢流物污染地表环境，满足新时代对环保的要求。由于直推法压井的特点，在压井过程中井筒及地层将承受较高的压力，盲目使用直推法压井存在一定的风险。若压井前地层参数准确，通过物理数学模型模拟压井便可判断压井过程中是否会发生事故。但由于地层参数的不确定性，导致模拟的过程可能严重偏离实际情况，导致实际施工过程中发生事故。如迪那2-9井在使用直推法压井的过程中压裂地层，致使井下发生严重的地下井喷；大61-21井在使用直推法处理溢流时排量过大，压裂地层，压井失败。

定量评估直推法压井风险是保证直推法压井安全，推广直推法压井方法的重要前提。目前对直推法压井风险的评估仍为定性分析，尚未有考虑到不确定因素后定量评估直推压井风险的方法。

发明内容

本发明的目的是针对现有的直推法压井风险的评估方法仍为定性分析，无法定量评估风险的问题，提供一种在考虑到因素不确定性的基础上提出的定量评估直推法压井风险的方法。

本发明提供的推法压井工艺风险评估方法，方法思路是：首先选取关键参数，将某个参数可能出现数值放入一个集合中，随机选取一组参数，模拟溢流过程，确定该组参数合理后，通过建立的数学-物理模型模拟压井得到压井过程中出现的最大井口、井底压力以及套管承受的最大内压强，并与安全限制条件下计算得出的风险评估量进行对比。重复该过程，并统计超过风险评估量的次数，最终定量评估压井风险。

本发明方法的具体操作步骤如下：

步骤S1、参数选取及处理，具体步骤如下：

S11、参数选取

在施工前能够准确的掌握的数据只有关井后的地面数据，这些数据在施工过程中不会发生改变。而地层相关数据很难确定，存在可变性，主要的可变因素包括地层压力、岩石孔隙度、渗透率、裂缝宽度、裂缝数量、产层厚度、地层压力边界等。影响直推法压井工艺安全性的可变因素较多，若对所有参数均进行全尺寸抽样模拟，虽然在一定程度上能够提高精度，但计算量无疑是巨大的，计算耗时过长，对于精度的提升程度也不够大。故本文选取了一些重要的参数，进行全尺寸抽样模拟，提升计算效率。

地层压力及地层渗透率不仅直接影响了溢流过程中井筒内流体流动过程，并且是直推法压井参数设计的重要基础。因此，选取地层压力和地层渗透率作为关键参数。

S12、确定地层压力和地层渗透率的取值区间：通过数据的上下限确定参数的取值区间。在使用直推法压井时，可通过录井数据、邻井数据等方法确定参数的大致范围。

x∈(x_min,x_max)

式中：x—某参数，无因次；x_min—参数取值下限，无因次；x_max—参数取值上限，无因次。

S13、确定关键参数地层压力和地层渗透率的取值步长：通过模拟溢流过程与压井过程，确定取值步长对计算结果的影响，确定关键参数取值步长。

S14、按照正态分布取值概率生成关键参数取值集合

在实际中，各类参数的值更可能集中出现在中间段，出现上下限两个极限点的概率极小，此规律满足正态分布，即虽然参数的值在上下限之间，但他们出现的概率不同，这里使用正态分布来拟合他们真实可能出现的概率。具体步骤如下:

S141、将关键参数按取值步长放置在集合中，x∈(x₀,x₁,x₂...,x_n)，其中：

x₀＝x_min,

x₁＝x₀+Step,

...

x_n-1＝x_n-2+Step,

x_n＝x_max

式中，x—某参数，无因次；x_min—参数取值下限，无因次；x_max—参数取值上限，无因次。

S142、计算关键参数两点之间的取值概率：取x_i，x_i+1两点之间的数均等于x_i，则取到x_i的概率为：

式中，R_xi—取到x_i的概率，无因次；σ—标准差，无因次；μ—期望，无因次；x—随机变量，无因次。

将目标正态分布转化为标准正态分布后，通过标准正态分布表便可查得x_i，x_i+1的概率密度，转化公式为：

式中，z为自定义变量，无因次；σ—标准差，无因次；μ—期望，无因次。

则取得x_i的概率为：

R_xi＝Φ(z_i+1)-Φ(z_i)

式中：R_xi—取到x_i的概率，无因次；Φ—参数的概率密度，无因次。

S143、在x_i，x_i+1之间生成随机数，假设总的随机数个数为N_R，则x_i，x_i+1之间随机数的个数Nxi为：

N_xi＝N_RR_xi

最终随机抽取参数的概率即可满足正态分布。

步骤S2、参数降噪

通过随机选取的数据较多，且某些组数据存在严重的偏差，若偏差的数据过多，则会影响模型的准确度。因为在溢流关井后，溢流量与关井井口压力已知，因此在抽取一组数据后，首先以该组数据为基础，模拟溢流过程，以实际溢流量作为结束条件，得到关井井口压力，若与实际数据偏差过大，则舍弃该组数据，提高模型的计算精度。因为模拟过程均为纯理论计算，因此本文认为溢流过程的模拟结果与实际结果的误差在30％以内，则认为该组数据有效，再使用有效数据进行压井模拟。

参数降噪流程：从关键参数取值集合中抽取一组数据，以该组数据为基础，模拟溢流过程，以实际溢流量作为结束条件，得到关井井口压力；若井口压力与实际数据的误差不超过30％，则认为该组数据有效，使用有效数据进行后续的压井模拟；若误差超过30％，则舍弃该组数据。

在溢流过程中，井口压力可由下式计算：

P_a＝P_p-P_h-P_c

式中，P_h—环空静夜柱压力，MPa；Pc—环空流动摩阻，MPa；P_p—地层压力，MPa；

单位时间内溢流量：

V_ki＝Q_gB_gt

式中，V_ki—溢流体积，m³；Q_g—气体流量，m³/min；t—单位时间，s；B_g—气体体积膨胀系数，无因次。

根据渗流力学和气藏工程，在钻遇含气储层时井底负压差还没有传到地层边界，可以看作无限大均质等厚各向同性气藏的平面径向流，根据实时地层压力与井底压力的差值，计算单位时间内侵入井筒内气体的量：

式中，Q_g—侵入井筒的气体流量，m³/d；k—地层渗透率，10^-3μm²；h—储层厚度，m；P_Pt—实时地层压力，MPa；P_Wt—实时井底压力，MPa；T—地层温度，K；μ—流体粘度，mPa·s；Z—气体压缩因子，无因次；r_e—储层外缘半径，m；r_w—井眼尺寸，m。

因此环空静夜柱压力为：

P_h＝ρ_lg(H-∑V_ki/A_a)

式中，p_h—静液柱压力，MPa；ρ_l—钻井液密度，g/cm³；g—重力加速度，取9.8m/s²；H—井深，m；V_ki—溢流量，m³；A_a—环空横截面积，m²。

在此过程中，由于气液密度差气泡会向上滑脱，在单位时间内形成的气液两相流高度可由气泡滑脱速度与循环速度求的：

H_m＝(u_∞+u_c)t

式中，H_m—气液两相流高度，m；u_∞—气泡滑脱速度，m/s；u_c—钻井液循环流速，m/s；t—单位时间，s。

本文使用范宁达西公式计算环空流动摩阻：

式中，P_fi—某类流体的流动摩阻，MPa；f_i—某类型流体范宁摩阻系数，无因次；ρ_i—某类流体密度，Kg/m³；v—流速，m/s；D_w—套管内径，mm；D_z—钻柱外径，mm；L_i—某类型流体在井筒内长度，m。

则溢流过程中，环空流动摩阻为：

式中，P_f—流动摩阻，MPa；f_l—液想范宁摩阻系数，无因次；f_m—气液两相流范宁摩阻系数，无因次；ρ_l—压井液密度，Kg/m³；ρ_m—气液两相流密度，Kg/m³；u_c—循环流速，m/s；D_w—套管内径，mm；D_z—钻柱外径，mm；H—井深，m；H_m—气液两相流高度，m。

S3、压井模拟，包括两个步骤：

S31、建立物理模型，本模型假设：①在压井初期，井底附近的地层压力尚未完全恢复，存在一个恢复的过程；②在气侵溢流关井后，井筒内存在一段纯气柱聚集在井底；并且由于气液密度差，部分气体以气泡的形式在钻井液中向上滑脱，形成一段气液两相流，在气液两相流的上端存在一段未受污染的钻井液；③井筒及液体不可压缩。

S32、压井过程井筒压力传递模型：

在开始压井后，压井液不断被泵入井筒内，井底压力随静夜柱压力的增大而增大。若存在一段井底附近地层压力恢复的过程，且在压井初始阶段中，静液柱压力的建立速度小于井底附近地层压力的恢复速度，井筒内的流体不能向地层渗流，直至井底压力大于地层压力，将此过程称为的动态密封阶段。

在动态密封过程中，压井液推动井筒内流体向下流动，压井液在向下流动的过程中必然需要克服流动摩阻。井口压力由下式求得：

P_a＝P_pt+P_fa-P_ha

当井底压力大于地层压力后，井筒内流体在压井液的推动下依次向地层流动，将此过程称为压回阶段。在流动过程中需要克服渗流阻力，井口压力变化由下式求得：

P_a＝P_p+P_fa+P_s-P_ha

在整个压井过程中井底压力为：

P_w＝P_a+P_ha-P_fa

套管内压强由下式计算：

P_T＝P_a+P_hc-P_fc

式中：P_a—井口压力，MPa；P_pt—实时地层压力，MPa；P_fa—环空流动摩阻，MPa；P_p—地层压力，MPa；P_s—渗流阻力，MPa；P_ha—环空静液柱压力，MPa；P_w—井底压力，MPa；P_T—套管鞋承受内压强，MPa；P_hc—套管鞋处静液柱压力，MPa；P_fc—套管鞋处摩阻，MPa。

S4、风险评估，步骤如下；

S41、风险评估量计算，设置安全限制条件：

根据井控要求，最大井口压力不应超过井口防喷器等级的0.8，即：

P_AS＝0.8P_F

在压井过程中，井筒承受的最大压力不应超过套管抗内压强的0.8，即：

P_TS＝0.8P_T

压井时井底压力应小于地层破裂压力，为保证安全同样设置一个安全系数，即：

P_WS＝0.8P_frc

式中：P_AS、P_TS、P_WS分别为井口设备、井筒完整性、井底地层安全风险评估量，MPa；P_F、P_T、P_frc分别为防喷器等级、套管抗内压强与地层破裂压力，MPa。

S42、计算压井风险概率：压井模拟后，分别统计模拟压井结果中最大井口压力、井底压力、套管内压强超过安全限制条件的次数，计算概率R：

式中：R—发生风险事故的概率；N₁—超过安全限制条件的次数；N_v—有效模拟次数；

S43、根据计算出的风险概率划分风险等级

按照发生各类风险的概率进行评分，得到分数后相加求平均数，得到最终总的风险评分后划分风险等级。具体的评分标准见表1。

表1风险等级评分

风险概率	评分
		0	0
<5％	1
		5％-10％	2
10％-20％	3
		20％-30％	4
>30％	5

对直推法压井工艺风险做出了等级划分，具体划分等级如表2所示：

表2风险等级划分

评审等级	得分
		无	0
低	1
		较低	1-2
中	2-4
		高	4-5
极高	5

与现有技术相比，本发明的有益之处在于：

本发明的方法是在考虑到因素不确定性的基础上提出的定量评估直推法压井风险的方法。该方法弥补了现有的定性分析中，由于地层参数的不确定性导致模拟的过程可能严重偏离实际情况，导致实际施工过程中发生事故的缺陷。通过实际案例计算，本发明的方法能够较好的定量评估直推法压井风险，可用于现场施工前计算压井成功率。

本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。

附图说明

图1、本发明的风险评估方法流程图。

图2、本发明建立的直推法压井物理模型图。

图3、正态分布与线性分布取值对比图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

在使用直推法压井的过程中，井筒及地层将承受较大的压力。因此使用直推法压井最主要的几点风险为：损坏井筒完整性、损坏井口设备及压裂地层。

若能够准确掌握地层参数，设计出合理的压井参数，只需要模拟直推法压井便可判断是否会发生风险事故。然而在实际的施工中，很难准确掌握准确的地层参数，压井参数的偏差可能导致在压井的过程中发生风险事故。因此就参数的不确定性导致的压井风险，本文提出了定量评估风险的方法。该方法主要分为四个步骤，具体评估流程如图1所示。首先选取关键参数，将某个参数可能出现数值放入一个集合中，随机选取一组参数，模拟溢流过程，确定该组参数合理后，通过建立的数学-物理模型模拟压井得到压井过程中出现的最大井口、井底压力以及套管承受的最大内压强，并与安全限制条件下计算得出的风险评估量进行对比。重复该过程，并统计超过风险评估量的次数，最终定量评估压井风险。

实施例1

本发明的步骤S13，通过模拟溢流过程与压井过程，确定取值步长对计算结果的影响，确定关键参数地层压力和地层渗透率的取值步长。确定地层压力和地层渗透率的取值步长的方法案例如下：

假设某井井深4000m，井底温度350K，套管直径为244.5mm，下深4000m，钻具外径为123mm，钻具在井底，钻井排量为20L/s，钻井液密度为1.0g/cm³。假设地层渗透率为500mD，溢流5min后关井，分别以不同的地层压力模拟溢流过程，并且以排量为20L/s，压井液密度为1.4g/cm³模拟压井过程，并以50MPa作为参照标准计算误差。不同地层压力模拟结果如表3所示：

表3、不同地层压力模拟结果

由表1可知，对比1、5、7三组数据，即当取值步长为1时，溢流关井井口压力误差在0.25％左右，溢流量误差在10％左右，在压井过程中最大井口、井底压力误差分别为0.13％与0.04％左右。对比2、5、8三组数据，即当取值步长为0.5时，溢流关井井口压力误差在0.025％左右，溢流量误差在1％左右，在压井过程中最大井口、井底压力误差分别为0.001％与0.02％左右。对比3、5、7三组数据，即当取值步长为0.1时，溢流关井井口压力误差在0.127％左右，溢流量误差在5.2％左右，在压井过程中最大井口、井底压力误差分别为0.06％与0.0005％左右，此时的误差已经很小。在对比4、5、6三组数据，即取值步长为0.01时，各项的误差已经小于0.01％。由上表可知，无论取值步长为多少在各项误差中溢流量的误差最大，而其余各项误差在取值步长小于0.5时均以小于0.01％，在取值步长为0.1时，溢流量的误差也仅在0.127％左右，因此本文认为地层压力取值步长为0.1便可满足精度要求。

假设地层压力为50MPa，分别以不同的地层渗透模拟溢流与压井过程，模拟结果如表4所示：

表4、不同地层渗透率模拟结果

由表2可以看出，当地层渗透率取值步长为1时，各项数据的误差均不大于0.01％，因此本将地层渗透率的取值步长设置为1。

实施例2

本发明方法中，步骤S31中，为使物理模型具有一般性，并使得数学建模简单本文假设：

①在压井初期，井底附近的地层压力尚未完全恢复，存在一个恢复的过程；

②在气侵溢流关井后，井筒内可能存在一段纯气柱聚集在井底。并且由于气液密度差，部分气体以气泡的形式在钻井液中向上滑脱，形成一段气液两相流，在气液两相流的上端存在一段未受污染的钻井液。

③井筒及液体不可压缩；

最后建立的直推法压井物理模型如图2所示。

实施例3

本发明方法的应用实施案例如下：

LG34井是塔里木油田塔里木盆地塔北***轮南低凸起东部斜坡构造上的一口重点预探井井型直井设计井深目的层位奥陶系鹰山组鹰一段，兼探一间房组、良里塔格组完钻层位奥陶系鹰山组完钻原则钻穿奥陶系鹰山组鹰一段无油气显示完钻。LG34井于2007年6月4日12:00钻至井深6694.00m时发生溢流，出口成线状外溢，外溢量0.2m³。立即吊罐起钻，13:00关井观察立压4MPa，套压0MPa。13:50井队组织进行节流循环压井，控制套压为1.5MPa，钻井液入口密度为1.17g/cm³，钻井液出口密度为1.09g/cm³，回收钻井液6m³。14:30再次关井观察求压，此时立压为3MPa，套压为8MPa。15:05第二次采用节流循环压井，控制套压为12MPa，回收钻井液36m³。16:15第三次关井观察。15:40第三次采用节流循环压井，控制套压12MPa，入口钻井液密度为1.17g/cm³，出口钻井液密度为1.09g/cm³。16:15油水分离器排液管口喷出钻井液与气体混合物。关井观察，套压由20MPa上升至41MPa。

(1)LG34井基础数据见下表：

表5、LG34井井身结构

表6、LG34井钻杆基本参数

序号	类型	外径	壁厚	钢级	井段
						1	钻杆	Φ88.9	9.35	S-135	3918.09-6609.13
2	钻杆	Φ127	9.19	S-135	0-3918.09
						3	钻铤	Φ120.7	34.9	-	6609.13-6694

表7、LG34井套管参数

	9 <sup>5</sup>/<sub>8</sub>″套管	7”套管	6”井眼
				外径(mm)	244.5	177.8	152.4
内径(mm)	224.44	152.5	-
				壁厚(mm)	10.03	12.65	-

表8、LG34井第一次关井信息

关井套压(MPa)	8	钻井排量(L/s)	20
				关井立压(MPa)	3	钻井液粘度(mPa·s)	30
钻井液密度(g/cm<sup>3</sup>)	1.17	溢流量(m<sup>3</sup>)	6
				出口钻井液密度(g/cm<sup>3</sup>)	1.09	防喷器等级(MPa)	70

(2)风险评估

①参数分布

根据基础参数，计算得出关键参数的分布范围，结果如下表所示：

表9、参数分布

②风险评估量

表10、风险评估量

	井口完整性(MPa)	井筒完整性	地层完整性(MPa)
				评估量	56	62	85.3

由表10可知，为保证套管及井口相关设备安全，压井过程中出现的最大井口压力不应超过50MPa，为保证地层在压井过程中不被压裂，最大井底压力不应超过85.3MPa。

③风险等级划分

在井口压力为41MPa时，使用1.18-1.22g/cm³的压井液以8-10L/s的排量进行压井。

表11、风险评估结果

由表11可知，使用8L/s的排量进行压井时，无论使用何种密度的压井液进行压井，均无损坏井口及压裂地层的风险；排量增加到10L/s，使用低密度压井液相对于高密度压井液而言，井口损坏的风险较高，而压破地层的风险较大；当压井排量达到15L/s时，两种密度下的压井液进行压井井口损坏及地层破裂的风险均到达了30％以上。由以上变化规律可知，在压井液密度一定的情况下，井口损坏与地层破裂的风险随着排量的增加而增加。在排量一定的情况下，井口损坏风险随着压井液密度的增加而降低，地层破裂风险随密度的增加而增加。

由于初始井口压力较高，故在使用直推法压井时即使使用小排量压井亦存在的较高的风险。若在溢流发生后即刻使用直推法压井，即井口压力为8MPa时，使用同样的参数模拟结果如下：

表12、风险概率统计结果

由表12可知，由于井口放喷器等级较高，故在压井过程中井口损坏的风险为零，并且可以看出地层破裂的风险也明显减小。因此在关井初期即使用直推法压井，能够有效降低直推法压井的风险。

(3)影响因素分析

①模拟次数的影响

在三次节流循环压井失败后使用直推法压井，使用15L/s的排量，压井液密度为1.12g/cm³以不同的模拟压井次数进行风险评估，计算结果如下表所示：

表13、不同模拟次数风险概率统计

序号	模拟次数	井口损坏风险％	井筒完整性损坏风险％	地层破裂风险％
					1	2000	22.5	15.6	14.9
2	5000	32.7	14.4	16.7
					3	10000	33.8	12.3	13.9
4	20000	33.7	12.3	13.9
					5	30000	33.8	12.1	13.8
6	40000	33.8	12.3	13.7

由表13，模拟的次数越多，得到的数据精度越高，但是过多的模拟次数将会影响计算效率。对比七组数据可知，当模拟次超过10000次后，最终的计算结果相差较小，即模拟次数达到10000次即可满足所需的精度要求。

②参数的取值方法

随机模拟一万次压井，参数分别按照正态分布与线性分布的方式进行取值，正态分布与线性分布取值对比见图3。图3a是正态分布图。图3b是线性分布图。由图3可知，正态分布取值多取在中间范围，使用线性分布取值取到的数值概率相近，线性分布取到两端数值的概率更大。

表14、不同取值方式风险概率统计

由表14可知，在小排量时，因为排量较小，相对更加安全，通过正态分布取值取到的中间数值计算发生事故的概率相对较小，而使用线性分布取到的两端数据过多，导致计算的得出的风险概率更大。在排量较大时，压井风险较高，按照线性分布取值取到较为安全的数据的概率更大，如取到较小地层压力，较大的渗透率则会使得计算得出的风险概率更小。因此使用线性分布进行取值计算时，结果的随机性更大，偏离实际的程度更高。

基于上述风险评估结果，可以采用以下两种方式降低压井的风险：第一、降低压井前井口压力。通过降低压井前井口压力，使压井过程中，井口、井筒及井底承受的压力降低，减小发生风险的概率；第二、降低压井排量。降低压井排量，减小压井过程中流体流动摩阻及渗流阻力，进而减小井口、井筒及井筒承受的压力。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (4)

1.一种直推法压井工艺风险评估方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1、参数选取及处理，具体步骤如下：

S11、参数选取：选取地层压力和地层渗透率作为关键参数；

S12、确定关键参数取值区间：通过录井数据或邻井数据的数据上下限确定每个关键参数的取值区间；

S13、确定关键参数取值步长：通过模拟溢流过程与压井过程，确定每个关键参数取值步长对计算结果的影响，进而确定关键参数取值步长；

S14、按照正态分布取值概率生成每个关键参数取值集合；包括如下子步骤：

S141、将关键参数按取值步长放置在集合中，x∈(x₀,x₁,x₂...,x_n)，其中：

x₀＝x_min,

x₁＝x₀+Step,

...

x_n-1＝x_n-2+Step,

x_n＝x_max

式中，x—某参数，无因次；x_min—参数取值下限，无因次；x_max—参数取值上限，无因次；

S142、计算关键参数两点之间的取值概率：取x_i，x_i+1两点之间的数均等于x_i，则取到x_i的概率为：

式中，R_xi—取到x_i的概率，无因次；σ为标准差；μ为期望，x为随机变量；

将目标正态分布转化为标准正态分布后，通过标准正态分布表便可查得x_i，x_i+1的概率密度，转化公式为：

式中，z为自定义变量，无因次；σ—标准差，无因次；μ—期望，无因次；

则取得x_i的概率为：

R_xi＝Φ(z_i+1)-Φ(z_i)

式中：R_xi—取到x_i的概率，无因次；Φ—参数的概率密度，无因次；

S143、在x_i，x_i+1之间生成随机数，假设总的随机数个数为N_R，则x_i，x_i+1之间随机数的个数Nxi为：

N_xi＝N_RR_xi

最终随机抽取参数的概率即可满足正态分布；

S2、参数降噪：从关键参数取值集合中抽取一组数据，以该组数据为基础，模拟溢流过程，以实际溢流量作为结束条件，得到关井井口压力；若井口压力与实际数据的误差不超过30％，则认为该组数据有效，使用有效数据进行后续的压井模拟；若误差超过30％，则舍弃该组数据；

S3、压井模拟：通过建立的数学-物理模型模拟压井得到压井过程中出现的最大井口压力、井底压力以及套管承受的最大内压强；

S4、风险评估：将步骤S3计算出的最大井口压力、井底压力以及套管承受的最大内压强分别与安全限制条件下计算得出的风险评估量进行对比；重复该过程，并统计超过风险评估量的次数，最终定量评估压井风险；具体包括以下子步骤；

S41、设置安全限制条件：最大井口压力应不超过井口防喷器等级的0.8倍；在压井过程中，井筒承受的最大压力应不超过套管抗内压强的0.8倍；压井时井底压力应不超过地层破裂压力的0.8倍；

S42、计算压井风险概率：压井模拟后，分别统计模拟压井结果中最大井口压力、井底压力、套管内压强超过安全限制条件的次数，计算概率R：

式中：R—发生风险事故的概率；N₁—超过安全限制条件的次数；N_v—有效模拟次数；

S43、根据计算出的风险概率划分风险等级。

2.如权利要求1所述的直推法压井工艺风险评估方法，其特征在于，所述步骤S3包括两个子步骤：

S31、建立物理模型，本模型假设：①在压井初期，井底附近的地层压力尚未完全恢复，存在一个恢复的过程；②在气侵溢流关井后，井筒内存在一段纯气柱聚集在井底；并且由于气液密度差，部分气体以气泡的形式在钻井液中向上滑脱，形成一段气液两相流，在气液两相流的上端存在一段未受污染的钻井液；③井筒及液体不可压缩；

S32、压井过程井筒压力传递模型：

在动态密封过程中，井口压力由下式求得：

P_a＝P_pt+P_fa-P_ha

压回阶段，井口压力变化由下式求得：

P_a＝P_p+P_fa+P_s-P_ha

在整个压井过程中井底压力为：

P_w＝P_a+P_ha-P_fa

套管内压强由下式计算：

P_T＝P_a+P_hc-P_fc

式中：P_a—井口压力，MPa；P_pt—实时地层压力，MPa；P_fa—环空流动摩阻，MPa；P_p—地层压力，MPa；P_s—渗流阻力，MPa；P_ha—环空静液柱压力，MPa；P_w—井底压力，MPa；P_T—套管鞋承受内压强，MPa；P_hc—套管鞋处静液柱压力，MPa；P_fc—套管鞋处摩阻，MPa。

3.如权利要求1所述的直推法压井工艺风险评估方法，其特征在于，所述步骤S2中，

在溢流过程中，井口压力由下式计算：

P_a＝P_p-P_h-P_c

式中，P_h—环空静夜柱压力，MPa；Pc—环空流动摩阻，MPa；P_p—地层压力，MPa；

P_h＝ρ_lg(H-∑V_ki/A_a)

4.如权利要求1所述的直推法压井工艺风险评估方法，其特征在于，步骤S43中，按照发生各类风险的概率进行评分，得到分数后相加求平均数，得到最终总的风险评分后划分风险等级；评分标准是：风险概率R等于0、<5％、5％-10％、10％-20％、20％-30％、>30％，分别对应评分为0、1、2、3、4、5；然后根据评分对直推法压井工艺风险做出等级划分，具体划分等级是，评分：0、1、1-2、2-4、4-5、5分别对应评审等级：无、低、较低、中、高、极高。

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