CN105756651A - 一种调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，包括以下步骤：1)采用钻井液进行正压钻井，钻井液在压差作用下侵入地层，在安全钻井的同时起到堵水的作用；2)根据目标地层的性质和钻井液侵入地层的深度，分段进行压裂，并通过控制压裂的裂缝方向和裂缝长度，在解除地层伤害的同时，改造地层，以降低调整井含水、提高调整井产能。本发明采用常规钻井液进行正压钻井，在安全钻井的同时利用钻井液侵入的“伤害”封堵高含水或者水淹层；采用有限规模的分段压裂方法来改造低渗透层或未动用地层，因此，本发明综合利用钻井液侵入伤害的堵水作用及分段压裂改造的增产作用，大幅度降低了调整井的产水率，提高了调整井的原油产量。

Description

一种调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法

技术领域

本发明属于钻井采油的领域，具体涉及一种使用调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法。

背景技术

油藏是一个典型的在平面上和纵向上厚度和渗透率变化比较大的非均质系统，为了补充因原油采出而造成的地层压力降低而常采用注水方式进行开发，通常采用行列井网、面积井网等方式部署注水井和采油井，注水开发后由于油藏的非均质性及油水流动性差异，造成油藏各地层之间和每个地层平面上油水分布和压力分布差异也非常明显。经过多年开采后，地层含水不断上升，剩余油比较分散，油水分布和压力分布变得非常复杂。随着开发过程的进行，注入油层的水常常有80％～90％的水量为厚度不大的高渗层吸收，注水井吸水剖面很不均匀，这种不均匀随着时间的推移而加剧，因为水的冲刷作用提高了高渗层的渗透性，使注水井的吸水剖面更不均匀^[1-2]。同时，油层局部长期注采不平衡，从而形成欠压层，甚至常欠压层；而对于注采平衡或接近平衡的油层，地层压力变化不大，则为正常压力层。高压层、欠压层和正常压力层交替出现，从而在纵向上构成复杂的多压力层系剖面。欠压层的压力系数可低至0.5以下，而高压层的压力系数则可高达1.3～1.5，高压层和欠压层的地层压力差异非常明显。

为了开采井间未动用或动用差地层的剩余油，一般需要在注入井和采油井之间或者采油井间钻加密调整井。但是，在调整井钻井过程中，常遇到上述同一裸眼井段的多套压力层系，且各层之间含水差异大，井涌井漏事故时有发生，加大了井控的难度。例如，在钻遇高压地层时储层流体中的油、气、水容易侵入泥浆，发生井涌和井喷，影响钻井效率及钻井质量；在钻遇低压地层时，钻完井液容易发生大量漏失，甚至造成卡钻和卡套管等事故，同时，伤害地层、影响油井产能。另外，还存在调整井固井质量较差、储层保护困难以及前期设计时钻完井液难以选择等诸多难题^[3-8]。

目前主要是采用预测调整井地层压力，钻关周边注水井来控制调整井地层压力剖面，并优化钻井液密度和配方，进行平衡压力钻井，以减少或者避免井涌、漏失等井下复杂情况和事故的发生，保证现场钻井和完井的安全顺利作业。但是，准确预测调整井地层压力非常困难，尤其是油田开发方式、井网布置及各种工艺措施的不断调整使地层条件呈动态变化，使压力预测和控制变得更加困难，造成调整井钻井时，钻关周边注水井控制压力效果不理想、钻井液密度和配方不合理，尤其是在海上钻井条件下，优化钻井液密度进行平衡压力钻井的安全风险非常大。

调整井钻遇的未动用或动用差储层一般是渗透性较差的中低渗地层，为了提高调整井产能，一般需要对这部分中低渗地层进行压裂改造。同时，某些含水较高的已动用地层的含油饱和度仍然较高，射孔后仍然具有较高产能，但是，产水率较高、出水严重，影响油井的开采效果。因此，如何利用这些含水较高但仍具有较高产能的地层也是调整井完井投产需要考虑的一个重要问题。尤其是对中高含水区块调整井进行压裂改造时,如果选井选层不当而将含水较高的地层压裂，会使油井压裂后产液高、产油低、有效期短，经济效益变差。

分段压裂是调整井地层改造的一种有效方式，目前，国内外已提出了多级分段压裂的工具和方法^[9-10]，但是，为了有效动用含水较高的地层，还要辅以堵水措施，以防油井投产后产水率过高。目前，调整井钻完井一般是采用地层压力预测、优化钻井液密度和配方、中低渗透层压裂改造、高含水地层堵水等一系列复杂、高成本的措施。同时，地层压力预测不准确及“优化”钻井液密度进行平衡压力钻井还存在很大的安全风险。

文献1：刘圣战,孙国奇,张国英,等.低渗透油气藏中高含水期调整井压裂技术.特种油气藏，2003，10(3):55-57.

文献2：刘天科.胜利油田老区调整井钻井井控技术.石油钻采工艺,2011,33(3):9-11,16.

文献3：刘国宏,朱伟厚,杜君夏,等.调整井钻井过程中的出水问题与处理.断块油气田,1998,5(3):50-53.

文献4：林辉.三次加密调整井钻完井油气层保护技术.大庆石油学院,2007.

文献5：赵国.加密调整井钻井地层压力预测方法研究与应用.大庆石油学院,2009.

文献6：克拉玛依油田八区调整井钻井液技术.钻井液与完井液,2007,24(1):88-91.

文献7：孙清华,彭明旺,夏宏南,等.调整井防窜水泥浆体系研究.断块油气田,2008,15(6):109-111.

文献8：张洪生,宋振清,石晓兵.准噶尔盆地八区调整井高效安全钻井技术.天然气工业,2005,25(7):56-58.

文献9：多级分段压裂滑套及压裂管柱.中国专利201410728232.

文献10：Methodofenhancingtheremovalofmethanegasandassociatedfluidsfrommineboreholes，美国专利4474409.

发明内容

本发明为解决公知技术中存在的技术问题而提供一种调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，该工艺方法能够保证钻井安全，减小投产成本，使调整井投产后达到较高的产油速度和较低的产水率。

本发明为解决公知技术中存在的技术问题所采取的技术方案是：一种调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，包括以下步骤：1)采用钻井液进行正压钻井，钻井液在压差作用下侵入地层，在安全钻井的同时起到堵水的作用；2)根据目标地层的性质和钻井液侵入地层的深度，分段进行压裂，并通过控制压裂的裂缝方向和裂缝长度，在解除地层伤害的同时，改造地层，以降低调整井含水，提高调整井产能。

所述钻井液的密度为0.8g/cm³～2.0g/cm³。

所述钻井液为水基钻井液、油基钻井液或聚合物钻井液。

所述钻井液的粘度5～30mPa·s。

所述步骤1)，钻井时，钻井液在压差作用下侵入某一地层的深度通过如下公式进行估算：

$L_i=\sqrt{\frac{qt}{{\mathrm{\π\φS}}_m}}-r_w$

$q=\frac{2\mathrm{\π}\mathrm{\Δ}p}{\frac{{\mathrm{\μ}}_s}{K_c}ln\left(\frac{r_c}{r_w}\right)+\frac{{\mathrm{\μ}}_s}{{\mathrm{KK}}_{rs}}ln\left(\frac{r_e}{r_c}\right)}$

式中：L_i为钻井液侵入深度，m；

q为单位厚度地层的钻井液侵入速度，m³/(m·s)；

t为钻井液与钻遇地层的侵入时间，s；

φ为钻遇地层的孔隙度，无量纲；

S_m为钻井液侵入地层的平均饱和度，无量纲；

Δp为压差，Pa；

μ_s为钻井液的粘度，mPa·s；

r_w、r_c和r_e分别为油井半径、泥饼半径和油藏半径，m；

K_c和K分别为泥饼和油藏的绝对渗透率，m²。

K_rs为钻井液在地层中的相对渗透率，无量纲。

所述步骤2)根据地层动用状况将钻遇储层分段进行压裂。

高渗层段或动用好层段压裂的裂缝半长为3～10m，层段渗透率越高、含水饱和度越高，裂缝半长越小，完全水淹层段不压裂；低渗层段或动用差层段压裂的裂缝半长为5～50m，层段渗透率越低、含水饱和度越低，裂缝半长越大。

所述钻遇储层分段进行压裂，当同一段内存在高渗层(或水淹层)和低渗层(或动用差层)时，裂缝半长为5～20m。

所述低渗层段或动用差层段压裂，在最大主应力或裂缝方向认识不清时，裂缝半长控制在5～20m。

所述调整井为注采井间调整井和采出井间调整井。

本发明具有的优点和积极效果是：采用常规钻井液进行正压钻井，在安全钻井的同时利用钻井液侵入的“伤害”封堵高含水层或者水淹层；采用有限规模的分段压裂方法来改造动用差或未动用地层，并适当改造已动用地层。因此，本发明综合利用钻井液侵入地层的堵水作用及分段压裂改造的增产作用，大幅度降低调整井的产水率，提高调整井的原油产量。

附图说明

图1为本发明应用的垂向剖面示意图；

图2为应用本发明的调整井压裂模拟方案模拟压裂示意图(裂缝半长100m，垂直主流线方向)；

图3为应用本发明的注采井间调整井压裂模拟方案(地层渗透率级差1000mD/200mD，钻井液侵入深度5m/0.5m)模拟不同投产方式的产能变化对比曲线图；

图4为应用本发明的注采井间调整井压裂模拟方案(地层渗透率级差1000mD/200mD，钻井液侵入深度5m/0.5m)模拟不同投产方式的含水率变化对比曲线图；

图5为应用本发明的注采井间调整井压裂模拟方案(地层渗透率级差1000mD/200mD，钻井液侵入深度5m/0.5m)模拟不同投产方式的累积产油量变化对比曲线图；

图6为地层渗透率级差为1000mD/200mD油藏水驱开采15年注入井和采油井间含水饱和度分布图；

图7为地层渗透率级差为1000mD/200mD油藏水驱开采15年采油井间含水饱和度分布图；

图8为地层渗透率级差为1000mD/200mD油藏水驱开采15年油藏平面含水饱和度分布图；

图9为应用本发明的注采井间调整井压裂模拟方案(地层渗透率级差1000mD/200mD，钻井液侵入深度5m/0.5m，裂缝方向与主流线垂直)不同裂缝半长压裂的累积产油量变化对比曲线图；

图10为应用本发明的注采井间调整井压裂模拟方案(地层渗透率级差1000mD/200mD，钻井液侵入深度5m/0.5m)不同方向和长度裂缝开采的累积产油量变化对比曲线图；

图11为应用本发明的注采井间调整井压裂模拟方案(地层渗透率级差1000mD/200mD，侵入深度5m/1m，裂缝方向与主流线垂直)不同长度裂缝开采的累积产油量变化对比曲线图；

图12为应用本发明的注采井间调整井压裂模拟方案(地层渗透率级差1000mD/200mD，侵入深度5m/1m，裂缝方向与主流线垂直)不同长度裂缝开采的产水率变化对比曲线图；

图13为应用本发明的采油井间调整井压裂模拟方案(地层渗透率级差1000mD/200mD，侵入深度5m/1m，裂缝方向与主流线垂直)不同长度裂缝开采的累积产油量变化对比曲线图；

图14为应用本发明的采油井间调整井压裂模拟方案(地层渗透率级差1000mD/200mD，侵入深度5m/1m，裂缝方向与主流线垂直)不同长度裂缝开采的产水率变化对比曲线图；

图15为应用本发明的实例1投产开采动态图；

图16为应用本发明的实例2投产开采动态图。

具体实施方式

为能进一步了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并配合附图详细说明如下：

请参阅图1，一种调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，包括以下步骤：

1)采用钻井液进行正压钻井，钻井液在压差作用下侵入地层，尤其是侵入渗透率高、水洗程度强的高渗层，在安全钻井的同时起到堵水和降低调整井含水的作用。

钻井液密度设计要综合考虑平衡地层压力及堵水的需要。正向压力钻井时，钻井液密度一般0.8g/cm³～2.0g/cm³之间，钻井液密度大于地层压力系数，钻井过程中钻井液侵入地层，由于注水开发导致开发层系压力不均匀，低渗层即高压层系侵入有限，而高渗层系即低压层侵入量大，渗透率伤害率大，在一定层度上起到了封堵高渗层的作用。钻井液可以采用水基钻井液、油基钻井液或聚合物钻井液。为了防止正向钻井时钻井液失水漏失过于严重，可向水基钻井液中添加高分子聚合物类、纤维类、矿物粉屑或者复合型的堵漏剂。所述钻井液的粘度5～30mPa·s为宜。

钻井时，钻井液在压差作用下侵入某一地层的深度通过如下公式进行估算：

$L_i=\sqrt{\frac{qt}{{\mathrm{\π\φS}}_m}}-r_w$

$q=\frac{2\mathrm{\π}\mathrm{\Δ}p}{\frac{{\mathrm{\μ}}_s}{K_c}ln\left(\frac{r_c}{r_w}\right)+\frac{{\mathrm{\μ}}_s}{{\mathrm{KK}}_{rs}}ln\left(\frac{r_e}{r_c}\right)}$

式中：L_i为钻井液侵入深度，m；

q为单位厚度地层的钻井液侵入速度，m³/(m·s)；

t为钻井液与钻遇地层的侵入时间，s；

φ为钻遇地层的孔隙度，无量纲；

S_m为钻井液侵入地层的平均饱和度，无量纲；

Δp为压差，Pa；

μ_s为钻井液的粘度，mPa·s；

r_w、r_c和r_e分别为油井半径、泥饼半径半径和油藏半径，m；

K_c和K分别为泥饼和油藏的绝对渗透率，m²。

K_rs为钻井液在地层中的相对渗透率，无量纲。

相对渗透率采用下式计算：

$k_{rs}\left(S_w\right)=k_{rwo}{\left(\frac{S_w-S_{wi}}{1-S_{wi}-S_{or}}\right)}^{n_w}$

式中，k_rwo为残余油饱和度S_or下的水相渗透率；S_wi为束缚水饱和度；n_w为指数。

2)根据目标地层的性质和钻井液侵入地层的深度，分段进行压裂，并通过控制压裂的裂缝方向和不同层段的裂缝长度，来进行堵水和改造地层，以降低调整井含水，提高调整井产能。

本发明的关键是根据目标地层的性质和钻井液的侵入深度，优化设计分段压裂井段及压裂裂缝半长等关键参数。通过有限规模压裂，将钻井液侵入的“堵水”作用与压裂增产相结合，达到调整井降低产水量和提高产油量的效果。

有限规模压裂是指通过小规模压裂改造油层，有针对性地改善地层物性，改善近井地带由于钻井液侵入等原因导致的地层伤害。根据地层伤害程度和规模，根据地层动用状况将钻遇储层分段进行压裂，设计裂缝压裂长度和导流能力。

推荐调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法：

(1)高渗层段或动用好层段压裂的裂缝半长一般为3～10m，裂缝宽度为0.01～0.05m，兼顾堵水和增产作用。层段渗透率越高、含水饱和度越高，裂缝半长越小，完全水淹层段可不压裂。

(2)低渗层段或动用差层段压裂的裂缝半长一般为5～50m，裂缝宽度为0.01～0.05m，层段渗透率越低、含水饱和度越低，裂缝半长越大。

(3)所述钻遇储层分段进行压裂，当同一段内存在高渗层(或水淹层)和低渗层(或动用差层)时，裂缝半长为5～20m。

(4)所述低渗层段或动用差层段压裂，在最大主应力或裂缝方向认识不清时，裂缝半长控制在5～20m。

所述调整井为注采井间调整井和采油井间调整井。

所述分段压裂在层段划分时，由相邻地层组成的层段的厚度、渗透率和含水等地层物性存在差异，在确定压裂半长时需要综合考虑堵水和产能。

下面介绍推荐方案的依据：

根据渤海油田地质参数、钻井参数及不同渗透率级差和正压钻井时钻井液的侵入深度，通过油藏数值模拟，评价调整井正压钻井堵水与分段压裂增产的可行性，优化不同渗透率级差下压裂的合理裂缝半长。

调整井压裂模拟方案设计如表1所示，采用两层纵向非均质油藏模型，厚度均为5m，层间距10m，开采10年后进行调整井钻井和压裂。裂缝方向有垂直主流线和平行主流线两种方式，如图2所示。

表1调整井压裂模拟设计

项目	水平
		渗透率级差	1000mD/200mD，2000mD/200mD
侵入半径，m	0.5、3m/1m、5m/1m
		裂缝半长，m	0、3、5、10、25、50、100
裂缝方向	垂直主流线、平行主流线
		调整井位置	注采井间，采油井间
裂缝宽度，m	0.01
		裂缝渗透率，mD	30000

对于地层渗透率级差为1000mD/200mD的油藏，上下层渗透率分别为1000mD和200mD，根据钻井液侵入深度计算公式估算钻井液侵入深度分别为5m和0.5m，注采井间调整井不同投产方式的产能变化如图3所示，产水率变化如图4所示，累积产油量变化如图5所示。可见，下部低渗层压裂投产后产能是全部地层射孔的3倍左右，而全部压裂投产后产能是射孔的5倍左右，是下部高渗层压裂投产的2倍左右。

由图6中渗透率级差为1000mD/200mD的油藏开采15年注采井间含水饱和度分布及图7中油藏平面含水饱和度分布可知，调整井位置高渗层底部水淹，而中部和上部含水饱和度较低，未水淹或水未波及。如果高渗层不射孔或不压裂，产能损失较大。因此，考虑到高渗层动用厚度，建议在调整井投产时可以将高渗层射开并进行有限规模的压裂。

由图8中渗透率级差为1000mD/200mD的油藏开采15年采油井间含水饱和度分布可知，调整井位置仅底部地层水含水饱和度比较高，中部和上部均未得到有效动用。考虑到高渗层动用厚度，建议在调整井投产时可以将高渗层射开并进行有限规模的压裂。

对于渗透率级差为1000mD/200mD的油藏，裂缝方向与主流线垂直，高渗层和低渗层的钻井液侵入深度均为0.5m，注采井间调整井不同裂缝半长压裂开采的累积产油量变化如图9所示，注采井间调整井不同裂缝方向和半长压裂开采的累积产油量如图10所示。

对于渗透率级差为1000mD/200mD的油藏，高渗层和低渗层的钻井液侵入深度分别为5m和0.5m，注采井间调整井不同长度裂缝开采的累积产油量如图11所示。

对于渗透率级差为1000mD/200mD的油藏，高渗层和低渗层的钻井液侵入深度分别为5m和1m，注采井间调整井不同长度裂缝开采的累积产油量如图12所示。

对于渗透率级差为1000mD/200mD的油藏，高渗层和低渗层的钻井液侵入深度分别为5m和0.5m，采油井间调整井不同长度裂缝开采的累积产油量如图13所示。

对于渗透率级差为1000mD/200mD的油藏，高渗层和低渗层的钻井液侵入深度分别为5m和1m，采油井间调整井不同长度裂缝开采的产水率如图14所示。

通过上述油藏数值模拟可知：注采井间调整井和采油井间调整井压裂的最佳裂缝方向为垂直主流线，高渗层段或动用好层段压裂的裂缝半长一般为3～10m，裂缝宽度为0.01～0.05m，兼顾堵水和增产作用。层段渗透率越高、含水饱和度越高，裂缝半长越小，完全水淹层段可不压裂。低渗层段或动用差层段压裂的裂缝半长一般为5～50m，裂缝宽度为0.01～0.05m，层段渗透率越低、含水饱和度越低，裂缝半长越大。低渗层段或动用差层段压裂，在最大主应力或裂缝方向认识不清时，裂缝半长控制在5～20m。

本发明的特点：

(1)利用正压钻井时，高密度钻井液对地层的适当“侵害”进行堵水，消除了调整井钻井投产前的常规堵水工艺过程，减小了投产成本、提高了井的生产时率。

(2)针对地层压力关系复杂调整井，采用高密度钻井液进行正压钻井，抑制高压层地层流体侵入钻井液，避免井涌和井喷，保证钻井过程中安全。

(3)由于钻井液采用常规市售产品，成本低、配套工艺成熟。

(4)根据不同井段的地层物性、含水及钻井液侵入深度，采用分段压裂，优化每个井段的压裂裂缝半长，高渗层段或高含水层段采用较小的压裂半长或者不压裂，未动用层段或低渗层段采用较大的压裂规模，可使调整井投产后达到较高的产油速度和较低的产水率。

下面给出本发明的应用实例：

实例1

应用本发明钻设的渤海油田A1井，A1井压裂参数见表2。从表2可以看出，井段1和井段2渗透率高、含水饱和度高，井段3渗透率低、含水饱和度较低，井段4渗透率较高、含水饱和度较低、动用程度较低。

表2A1井小层数据

采用的钻井液密度为1.05×10³kg/m³，粘度为15mPa·s，正向压差约2.25MPa。根据径向流公式，可以估算钻井时的钻井液侵入深度。原油粘度为60mPa·s时，估算结果如表3所示。可见，钻井液侵入半径随着原油粘度的增大而减小，随着渗透率和压差的增大而增大。钻井液侵入深度为0.8～5.5m。

表3A1井钻井液侵入深度估算结果，m

请参见表4，A1井含水较高井段1和2设计压裂裂缝半长小于10m，含水较低、动用程度较低的井段3和4设计压裂裂缝半长13m左右。

表4A1井压裂数据表

A1井正压钻井“堵水”和分段压裂投产开采动态如图15所示。由图15可见，A1井实施正压钻井“堵水”和分段压裂投产开采15天后，平均含水率逐步降为30％左右，日产油量达到23m³以上。而同区块未堵水和压裂投产井含水高于80％，日产油量低于10m³。可见，本发明的正压钻井堵水与压裂工艺与射孔完井相比，明显具有投产后产水率低、产能高的特点。

实例2：

应用本发明钻设的渤海油田A2井，A2井压裂参数见表5。从表5可以看出，井段1和井段2渗透率高、含水饱和度高，井段3渗透率低、含水饱和度较低，井段4渗透率较高、含水饱和度较低、动用程度较低。

表5A2井小层数据

采用的钻井液密度为1.05×10³kg/m³，粘度为15mPa·s，正向压差约2.25MPa。根据径向流公式，可以估算钻井时的钻井液侵入深度。请参见表6，A2井裂缝半长1m～25m，对含水饱和度较低、动用程度低的井段2设计的压裂裂缝半长20m。

表6A2井压裂数据表

A2井正压钻井“堵水”和分段压裂投产开采动态如图16所示。由图16可见，A2井实施正压钻井“堵水”和分段压裂投产后，产液量逐步上升，采油量逐步上升，产油量达28m³/d。产水率总体变化缓慢并逐步趋于平稳，产水率30％左右。可见，本发明的正压钻井堵水与压裂工艺与射孔完井相比，明显具有投产后产水率低、产能高的特点。

尽管上面结合附图对本发明的优选实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可以作出很多形式，这些均属于本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)采用钻井液进行正压钻井，钻井液在压差作用下侵入地层，在安全钻井的同时起到堵水的作用；

2)根据目标地层的性质和钻井液侵入地层的深度，分段进行压裂，并通过控制压裂的裂缝方向和裂缝长度，在解除地层伤害的同时，改造地层，以降低调整井含水，提高调整井产能。

2.根据权利要求1所述的调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，所述钻井液的密度为0.8g/cm³～2.0g/cm³。

3.根据权利要求2所述的调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，所述钻井液为水基钻井液、油基钻井液或聚合物钻井液。

4.根据权利要求3所述的调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，所述钻井液的粘度5～30mPa·s。

5.根据权利要求1所述的调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，所述步骤1)，钻井时，钻井液在压差作用下侵入某一地层的深度通过如下公式进行估算：

$L_i=\sqrt{\frac{qt}{{\mathrm{\π\φS}}_m}}-r_w$

$q=\frac{2\mathrm{\π}\mathrm{\Δ}p}{\frac{{\mathrm{\μ}}_s}{K_c}ln\left(\frac{r_c}{r_w}\right)+\frac{{\mathrm{\μ}}_s}{{\mathrm{KK}}_{rs}}ln\left(\frac{r_e}{r_c}\right)}$

式中：L_i为钻井液侵入深度，m；

q为单位厚度地层的钻井液侵入速度，m³/(m·s)；

t为钻井液与钻遇地层的侵入时间，s；

φ为钻遇地层的孔隙度，无量纲；

S_m为钻井液侵入地层的平均饱和度，无量纲；

Δp为压差，Pa；

μ_s为钻井液的粘度，mPa·s；

r_w、r_c和r_e分别为油井半径、泥饼半径和油藏半径，m；

K_c和K分别为泥饼和油藏的绝对渗透率，m²。

K_rs为钻井液在地层中的相对渗透率，无量纲。

6.根据权利要求1所述的调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，所述步骤2)根据地层动用状况将钻遇储层分段进行压裂。

7.根据权利要求6所述的调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，高渗层段或动用好层段压裂的裂缝半长为3～10m，层段渗透率越高、含水饱和度越高，裂缝半长越小，完全水淹层段不压裂；低渗层段或动用差层段压裂的裂缝半长为5～50m，层段渗透率越低、含水饱和度越低，裂缝半长越大。

8.根据权利要求6所述的调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，所述钻遇储层分段进行压裂，当同一段内存在高渗层或水淹层和低渗层或动用差层时，裂缝半长为5～20m。

9.根据权利要求7所述的调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，所述低渗层段或动用差层段压裂，在最大主应力或裂缝方向认识不清时，裂缝半长控制在5～20m。

10.根据权利要求1所述的调整井正压钻井堵水与分段压裂增产工艺方法，其特征在于，所述调整井为注采井间调整井和采出井间调整井。