海上復(fù)雜軌跡深井坍塌卡鉆處理實踐

宋吉明陸玉亮趙維青汪順文蘭鎧楊映環(huán)

1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)深圳分公司；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司

海上復(fù)雜軌跡深井坍塌卡鉆處理實踐

宋吉明1陸玉亮1趙維青1汪順文2蘭鎧1楊映環(huán)1

1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)深圳分公司；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司

引用格式：宋吉明，陸玉亮，趙維青，汪順文，蘭鎧，楊映環(huán). 海上復(fù)雜軌跡深井坍塌卡鉆處理實踐［J］.石油鉆采工藝，2016，38（4）：461-466.

南海東部地區(qū)調(diào)整井井深大，軌跡復(fù)雜，發(fā)生卡鉆后解卡作用力無法有效傳遞，解卡難度大。通過對海上陸豐13-1油田A井在深層古近系恩平組地層的卡鉆原因進(jìn)行分析，現(xiàn)場采用循環(huán)法解卡技術(shù)和小排量漸進(jìn)式過提等手段，成功解卡，探索出適用于該區(qū)域坍塌卡鉆解卡的一種高效快捷處理方法。該技術(shù)對于其他同類井井壁坍塌卡鉆的處理具有借鑒意義。

卡鉆處理；煤層；坍塌卡鉆；地層穩(wěn)定性；大斜度井；解卡

目前南海東部很多海上油田已進(jìn)入開發(fā)后期，油井產(chǎn)液含水率高，產(chǎn)量遞減快，為最大限度地提高原油采收率，進(jìn)行調(diào)整井施工是保證老油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的有效手段之一［1］。海上平臺受槽口間距小、布井密度大、井網(wǎng)軌跡復(fù)雜、剩余油富集區(qū)及其油藏構(gòu)造變化大等因素影響，鉆井施工具有井眼防碰風(fēng)險高、軌跡復(fù)雜、鉆機(jī)設(shè)備載荷大等特點。根據(jù)K&M公司的定義，南海東部很多調(diào)整井實際上已屬于大位移井范疇［2］，施工難度大，風(fēng)險高，加上海上作業(yè)綜合日費高，施工作業(yè)中稍有不慎將會損失慘重。

陸豐13-1油田位于珠江口盆地珠一坳陷東北部，是發(fā)育在北部坳陷帶內(nèi)基底隆起帶上的背斜構(gòu)造［3］。該油田于1993年投產(chǎn)，在對上部層位（2 370層和2 500層）持續(xù)開發(fā)15年后，油田綜合含水達(dá)97%，油藏采出程度達(dá)56.8%，為了減緩該油田產(chǎn)量遞減速度，在“立體挖潛”思路指導(dǎo)下，2009年成功評價并發(fā)現(xiàn)了恩平組多套油層，揭示了古近系恩平組的巨大潛力［4］，成為老油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)和可持續(xù)生產(chǎn)的關(guān)鍵。該深層油藏埋藏在垂深3 000 m以下的深部層段（A井目的層為2 980層），該目的層上部標(biāo)志層段硬質(zhì)泥巖夾煤線和砂泥巖互層等易垮塌層段，鉆井過程中頻發(fā)井壁垮塌引起的起下鉆遇阻卡等復(fù)雜事故，致使鉆井周期延長、鉆井成本升高、投產(chǎn)滯后，卡鉆嚴(yán)重時導(dǎo)致部分井眼報廢。

A井是陸豐13-1油田的一口深層三維水平井，設(shè)計垂深3027 m、斜深4252 m，完鉆層位深層古近系恩平組2980層。在?215.9 mm井眼的領(lǐng)眼及主井眼著陸井段鉆進(jìn)過程中，在3 633～3 766 m井段多次發(fā)生坍塌卡鉆事故，在處理卡鉆過程中，采用嘗試建立循環(huán)解卡技術(shù)、小排量循環(huán)過提鉆具等措施逐步達(dá)到循環(huán)、解卡等目的。本文結(jié)合A井卡鉆事故分析查找原因，總結(jié)處理經(jīng)驗，探討事故的預(yù)防措施，對于類似復(fù)雜軌跡、大斜度、水平深井的安全施工具有非常重要的意義。

1　地質(zhì)情況Geologic conditions

陸豐13-1油田鉆遇地層屬新生代沉積，該區(qū)域以花崗巖為基底，其上覆蓋了約3 150 m沉積巖。包括古近系的恩平組、珠海組。新近系的珠江組、韓江組、粵海組和萬山組地層。其中新近系地層厚約2 560 m，揭露了中新統(tǒng)珠江組、韓江組、粵海組和上新統(tǒng)萬山組地層，古近系地層厚約481 m，揭露了珠海組和恩平組地層。深層古近系恩平組主要為大段泥巖和粉砂質(zhì)泥巖互層為主，泥巖中煤線發(fā)育，填隙物以高嶺石、白云石為主，根據(jù)陸豐13-1油田已鉆井結(jié)果和地震剖面，預(yù)測鉆遇地層巖性及深度（基準(zhǔn)面為海平面）（見表1）。

表1　陸豐13-1油田地質(zhì)層系Table 1 Geological strata in Lufeng 13-1 Oilfield

2　工程設(shè)計Engineering design

2.1井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

Borehole structure design

A井是將低效生產(chǎn)井老井按設(shè)計進(jìn)行棄置后，在老井?244.5 mm套管內(nèi)開窗側(cè)鉆的一口新井，鉆?215.9 mm井眼著陸（帶一個領(lǐng)眼），鉆?152.4 mm井眼水平段，裸眼完井，井身結(jié)構(gòu)見圖1。

圖1　A井設(shè)計井身結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Designed borehole structure of Well A

2.2定向井設(shè)計

Design of directional wells

A井設(shè)計在2166 m進(jìn)行?244.5 mm套管開窗側(cè)鉆，增斜增方位，以28.46°穩(wěn)斜至2 700 m左右，開始進(jìn)行增斜降方位，以3.25（°）/30 m造斜率連續(xù)造斜至著陸，為典型“反摳”設(shè)計，軌跡設(shè)計見表2。

3　卡鉆事故發(fā)生經(jīng)過Whole course of the sticking incident

A井僅在2980層上部的泥巖夾煤線井段共發(fā)生7次坍塌卡鉆事故，總計損失9.38 d，占全井非生產(chǎn)時間的59.84%，處理井下復(fù)雜和事故的時間占工程時間的9.4%；最終該井由于下套管在此井段遇卡，提前固井，表3為A井卡鉆統(tǒng)計。鉆進(jìn)BHA：?215.9 mmPDC鉆頭+ ?171.5 mm AutoTrak旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具+ ?171.5 mm近鉆頭伽馬+ ?171.5 mm撓性短節(jié)+ ?171.5 mm MWD + ?171.5 mm中子密度+ ?171.5 mm無磁短節(jié)+ ?212.73 mm無磁扶正器+?171.5 mm濾網(wǎng)短節(jié)+ ?171.5 mm浮閥+ ?127 mm無磁抗壓縮鉆桿+ ?127 mm加重鉆桿×6根+ ?165.1 mm機(jī)械震擊器+ ?127 mm加重鉆桿×8根+?127 mm DP。通井BHA：?212.73 mm牛鼻子+430×410變扣接頭+ ?212.73 mm扶正器+411×4A10變扣接頭+ ?165.1 mm鉆鋌×3根+4A11×410變扣接頭+浮閥接頭+?127 mm加重鉆桿×3根+?165.1 mm機(jī)械震擊器+?127 mm加重鉆桿×11根+?127 mmDP。

表2　A井軌跡設(shè)計數(shù)據(jù)Table 2 Datasheet for trajectory design of Well A

表3　A井卡鉆與處理情況統(tǒng)計Table 3 Statistics on sticking and removal procedures in Well A

2014年5月27日21∶00 A井鉆?215.9 mm井眼至3841 m著陸中完，循環(huán)清潔井眼，循環(huán)參數(shù)：排量1 710～2 280 L/min，泵壓12.75～18.75 MPa，轉(zhuǎn)速85 r/min，扭矩 39～44 kN·m。22∶45開始倒劃眼起鉆清除巖屑床，23∶15倒劃眼起鉆至3 766 m處，突然出現(xiàn)扭矩波動變大、憋泵現(xiàn)象，快速下放鉆具，泵壓不降，迅速降低排量，泵壓仍然持續(xù)上升，頂驅(qū)憋停（頂驅(qū)限定保護(hù)扭矩47 kN·m），鉆具遇卡，停泵泄壓，以最大允許力反復(fù)下放鉆具，無效果；施加扭矩下?lián)?，多次操作無效果；多次嘗試開泵憋壓0.75～13.8 MPa范圍內(nèi)，無法打通循環(huán)，停泵泄壓，快速下放逐步釋放鉆具全部懸重下?lián)?，無法啟動隨鉆震擊器，反復(fù)施加扭矩下?lián)簦啻螄L試，無效果，也無法建立循環(huán)，鉆具卡死。鉆井液性能：密度1.18 g/cm3，漏斗黏度57 s，塑性黏度24 mPa·s，屈服值18.5 Pa，濾失2.8 mL， 濾餅厚0.5 mm，初切力5 Pa，終切力6 Pa，含砂量0.2%，pH值9.0。見表4。

表4　A井卡鉆井段軌跡數(shù)據(jù)Table 4 Datasheet of the trajectory of the sticking incident interval in Well A

4　卡鉆原因分析Root causes of sticking incidents

根據(jù)卡鉆發(fā)生時的現(xiàn)象并結(jié)合本區(qū)地質(zhì)地層特征，卡鉆類型為坍塌卡鉆。本區(qū)垂深2 650 m以下井段發(fā)育大段泥巖、砂質(zhì)泥巖互層及夾煤線泥巖，煤層主要分布在2 980層頂?shù)拇股? 024～3 028 m范圍內(nèi)。結(jié)合卡鉆前工況，通過分析該區(qū)塊泥巖的性質(zhì)，發(fā)現(xiàn)井壁坍塌的因素有以下幾方面。

4.1硬脆性泥巖坍塌機(jī)理

Collapsing mechanisms of hard and brittle mudstone

陸豐13-1油田深層古近系恩平組構(gòu)造整體上為一個低幅度的背斜構(gòu)造，背斜長軸走向為北西—南東向，北翼地層傾角較陡，東南翼較平緩，地層傾角不到4°，沉積多套硬質(zhì)泥巖夾煤線和砂泥巖互層。根據(jù)實鉆錄井，該段泥巖質(zhì)中硬、性脆，不易吸水膨脹；但由于泥巖夾煤線和砂泥巖互層的存在，加之著陸井段井斜大（82.5°），井壁穩(wěn)定性差，導(dǎo)致井眼鉆開后地層應(yīng)力釋放和應(yīng)力場重新分布；煤線和砂泥巖中膨脹性黏土礦物水化不均、膨脹壓不同，巖石擠壓變形，巖石各向受力不一，微裂隙發(fā)育，加速了黏土成分水化效應(yīng)［5］，造成該井段易發(fā)生井壁失穩(wěn)導(dǎo)致垮塌。同時由于鉆具在該位置的機(jī)械擾動以及大排量沖刷更加劇了井壁失穩(wěn)坍塌的進(jìn)程。

4.2煤層坍塌機(jī)理

Collapsing mechanisms of coal seam

根據(jù)A井錄井撈砂及隨鉆測井顯示，A井在著陸井段實鉆過程中，鉆遇大段硬質(zhì)泥巖夾煤線地層，隨鉆測井伽馬值異常高，井徑測井顯示該段多處擴(kuò)徑達(dá)到30%，在3 759～3 764 m井段有垂厚約0.6 m的純煤層（垂深：3 026.9～3 027.5 m）。由于煤巖抗拉強(qiáng)度低、脆性大、裂縫發(fā)育，地應(yīng)力釋放；其次由于煤層構(gòu)造存在非均質(zhì)性和各向異性，存在垂直解理，主要表現(xiàn)為在地層中以硬質(zhì)泥巖夾煤線或煤層形式出現(xiàn)，與此同時，煤層中微量泥頁巖或未完全炭化成煤的成分吸水膨脹以及煤層上下存在水化敏感性較弱的炭質(zhì)泥巖、含泥質(zhì)煤屑，對機(jī)械作用力及水力沖刷特別敏感；煤層的先期坍塌使其失去支撐，造成局部垮塌。

4.3近斷層破碎帶地層影響

Effects of fractured formations in vicinity of the fault

根據(jù)2 980層油藏實鉆構(gòu)造圖，A井在著陸段軌跡靠近斷層，最近距離僅80 m，發(fā)生卡鉆的井段可能已經(jīng)處在斷層破碎帶邊緣位置，構(gòu)造應(yīng)力變化大，地層穩(wěn)定性差，加劇了該段地層的井壁失穩(wěn)。

5　解卡思路及處理過程Principles and procedures of stuck releasing operations

5.1嘗試建立循環(huán)法解卡思路及方法

Guidelines and techniques of stuck releasing through circulation

一旦發(fā)生卡鉆事故，不可盲目操作，以免卡鉆事故處理惡化，應(yīng)認(rèn)真分析研究，根據(jù)鉆具遇卡位置及類型，制定科學(xué)合理的解卡措施，卡鉆處理應(yīng)遵循以下思路和原則［6］。

無論何種類型的卡鉆，首先應(yīng)堅持“反向活動”原則進(jìn)行解卡操作［7］，對于坍塌卡鉆亦然，即鉆具下放過程中遇卡，應(yīng)采取上提（可采用最大安全允許力）和上擊措施解卡；鉆具上提過程中遇卡，應(yīng)采取下壓（直至懸重完全釋放）或施加扭矩以最大安全允許力下?lián)艚饪?；在無法建立循環(huán)的情況下，下?lián)艉驼饟羝鲝?fù)位時不宜采用憋泵壓下?lián)舻姆绞?，?yīng)泄壓或減少泵沖（注意：泵壓會增加液力震擊器的上擊力，但將減小其下?lián)袅ψ饔昧Γ?］。一般來說，所有卡鉆都不允許在施加扭矩的情況下上提鉆具，防止鉆具螺紋過載漲扣或鉆具本體抗拉強(qiáng)度降低而斷裂失效，嚴(yán)重時可能損壞頂驅(qū)或游車等關(guān)鍵鉆機(jī)設(shè)備，使卡鉆事故處理陷入被動局面，狀況嚴(yán)重惡化。

在上述操作無法解卡的情況下，應(yīng)堅持“暢通原則”［8］，盡早開泵建立循環(huán)，這樣可大大提高解卡成功率；若無法開泵，則應(yīng)通過憋壓來嘗試建立循環(huán)技術(shù)解卡。

采用開泵憋壓來嘗試建立循環(huán)時，以不憋漏卡鉆層段以下薄弱地層的壓力為上限，循序漸進(jìn)提高憋壓壓力，同時結(jié)合活動鉆具的方式來建立循環(huán)通道，再循序漸進(jìn)提高排量直至建立正常循環(huán)，提高排量過程中，可與低泵速實驗壓力對比，判斷循環(huán)通道是否完全暢通；同時最大排量不宜太高，防止水力沖刷導(dǎo)致井壁再次垮塌造成卡鉆。對于現(xiàn)場操作人員應(yīng)明確嘗試建立循環(huán)的過程，制定操作流程圖（見圖2）可事半功倍［9］，并細(xì)心觀察建立循環(huán)過程中的細(xì)節(jié)，可大大提高建立循環(huán)的成功率。

對于軌跡復(fù)雜的三維大斜度井或水平井而言，受井眼清潔效果差、軌跡復(fù)雜、鉆具組合復(fù)雜等因素影響，起下鉆摩阻大，且卡鉆層段井眼低邊垮塌巖屑掉塊未能有效攜帶出井，導(dǎo)致建立循環(huán)后，進(jìn)行下?lián)艚饪ú僮鲿r，直接下放鉆具或施加扭矩下?lián)綦y以有效傳遞解卡作用力至卡點位置，解卡作用力不足；同時也存在啟動震擊器上擊操作后無法正常復(fù)位的問題，卡鉆處理困難；可考慮替入稀塞加稠塞的段塞進(jìn)行沖洗和攜帶掉塊，清潔卡鉆井段，再結(jié)合反向活動多次操作，仍無效，則考慮在一定安全余量的前提下，選擇正常排量的1/4～1/2，反復(fù)過提操作，或在最大允許安全過提范圍內(nèi)，循序漸進(jìn)（過提10 t，20 t，30 t至最大允許過提）剎住絞車，依靠水力沖刷和過提力來松動卡鉆坍塌物，逐漸解除卡鉆或決定采取別的方法，有時需要連續(xù)操作10 h以上。

圖2　嘗試建立循環(huán)方法流程圖Fig.2 Flow of circulation establishment

5.2A井卡鉆處理過程

Procedures of sticking treatment in Well A

（1） 反向活動?？ㄣ@發(fā)生后，鉆具與井眼環(huán)空無法打通循環(huán)，采取反向活動鉆具操作，以最大允許力下放活動鉆具（向下活動時通過立管泄壓閥泄壓），無法啟動震擊器下?lián)?，反?fù)操作，無法解卡；上提鉆具至中和點，施加最大允許扭矩向下活動鉆具，選擇以不超過鉆具上扣扭矩的80%循序漸進(jìn)，以6 kN·m、7 kN·m 、…、38 kN·m逐漸增大施加扭矩值，多次嘗試，無法解卡。

（2） 嘗試建立循環(huán)。小排量開泵憋壓，從1～1.5…13.8 MPa范圍內(nèi)（泵壓超過13.8 MPa地層出現(xiàn)漏失）逐漸憋壓，配合反復(fù)上提下放活動鉆具，上提最大拉力不超過最大允許值的80%，每次活動3～5次，停止活動鉆具，靜止觀察泵壓有無下降趨勢和井口是否有回流。經(jīng)過5 h的反復(fù)操作，觀察泵壓開始緩慢下降，井口見微弱回流，鉆具無活動跡象。

保持鉆具靜止，防止循環(huán)通道堵塞，繼續(xù)觀察等待泵壓下降約0.75～1 MPa左右，開泵以1～2 沖/ min的泵速補(bǔ)充壓力，停泵，觀察，待泵壓逐漸降低0.75～1 MPa后，再次以1～2 沖/min低泵速循環(huán)，若泵壓急速上升，則停泵依靠泵壓逐漸打通循環(huán)通道，最終以7沖/min/0.75 MPa建立循環(huán)，逐漸提高排量至10沖/min/ 1 MPa、15沖/min/1.24 MPa、20沖/ min/1.65 MPa…50沖/min/5.5 MPa；通過對比該井段的低泵速實驗泵壓，發(fā)現(xiàn)泵壓仍然偏高，說明環(huán)空仍然有堵塞物。繼續(xù)提高排量，泵速超過50沖/min即出現(xiàn)憋泵現(xiàn)象，泵壓急速上升，井口回流減小，迅速降低排量，反復(fù)嘗試，無法將排量提高至正常循環(huán)排量。采取低泵速（30沖/min）循環(huán)，反向活動鉆具，施加最大允許扭矩下?lián)?，反?fù)嘗試無法解卡；降低泵速至10沖/min，繼續(xù)施加扭矩下?lián)?，無效果。

（3） 漸進(jìn)式過提解卡。保持低泵速（30沖/min），逐漸過提懸重5 t、10 t、…、50 t，每過提一次，靜止鉆具觀察，懸重是否有下降趨勢；逐漸過提懸重至50 t，靜止，低泵速循環(huán)，懸重有逐漸下降趨勢，過提懸重下降至40 t不再下降；繼續(xù)過提懸重至50 t，懸重再次下降，反復(fù)操作，鉆具上行約5 m后，開頂驅(qū)，鉆具轉(zhuǎn)動，解卡成功。

6　卡鉆預(yù)防措施Prevention of sticking incidents

6.1改進(jìn)泥煤巖互層段鉆井工藝

Improving drilling techniques for alternating mudstone and coal seams

（1） 制定合理的鉆井參數(shù)，避免高轉(zhuǎn)速、大排量操作，減少對井壁的擾動和沖刷造成的井壁失穩(wěn)。

（2） 控制起下鉆速度，防止抽汲和壓力激動，保持壓力平衡。

（3） 鉆進(jìn)時采取低鉆壓、低轉(zhuǎn)速，并控制機(jī)械鉆速，堅持“進(jìn)一退二”（鉆進(jìn)1 m，起出2 m，充分劃眼）原則，反復(fù)破碎煤屑，將坍塌物化整為零及時帶出地面，嚴(yán)格劃眼制度，每打完一個單根重復(fù)劃眼2～3次，并控制劃眼速度。

（4） 起下鉆過程中，要平穩(wěn)操作，嚴(yán)謹(jǐn)猛提猛放，阻卡井段劃眼采用低轉(zhuǎn)速、小排量等參數(shù)通過。

（5） 優(yōu)選槽口，優(yōu)化軌跡設(shè)計，降低施工難度。

（6） 軌跡設(shè)計盡量避開斷層破碎帶等井壁易失穩(wěn)地層，若無法避開斷層應(yīng)選擇合適軌跡穿過。

（7） 實鉆調(diào)整過程中，加強(qiáng)井身軌跡的控制，提高井眼軌跡與設(shè)計軌跡的符合率，避免在易垮塌井段軌跡大幅度調(diào)整，防止局部狗腿度過大。

6.2調(diào)整鉆井液性能

Adjustment of drilling fluid properties

（1） 重點解決泥巖夾煤線和煤層防塌難題，強(qiáng)化鉆井液性能控制：優(yōu)化鉆井液配方，增大磺化瀝青和有機(jī)硅醇等添加劑的用量；提高鉆井液的封堵性能；降低鉆井液失水量，最低限度減少濾液侵入，使因化學(xué)或物理作用而造成的地層損害降到最小。

（2） 在鉆進(jìn)煤層或者破碎帶地層前，提高鉆井液密度，進(jìn)一步提高地層的坍塌壓力。

（3） 提高鉆井液的抑制性和濾失性，降低泥巖或未完全碳化的煤巖中易水化黏土礦物水化膨脹而帶來的井壁失穩(wěn)風(fēng)險。

7　結(jié)論與建議Conclusions and proposals

（1） 預(yù)防卡鉆技術(shù)比解卡技術(shù)更重要，可大大降低作業(yè)風(fēng)險及難度；卡鉆處理過程中通過準(zhǔn)確判斷卡鉆性質(zhì)及類型、理清處理思路、制定解卡處理流程等措施對于解卡工作事半功倍。

（2） 發(fā)生坍塌卡鉆，盡早建立循環(huán)可以提高解卡成功率，A井基于良好的井下情況判斷，采用嘗試建立循環(huán)法配合解卡操作，卡鉆全部解除。

（3） 坍塌卡鉆解卡后，可開小排量正常起鉆，避免旋轉(zhuǎn)鉆具和大排量循環(huán)，防止在易垮塌層段產(chǎn)生機(jī)械擾動和水力沖刷導(dǎo)致井眼中不穩(wěn)定層段再次發(fā)生垮塌而造成卡鉆。

（4） 由于井眼軌跡復(fù)雜，解卡作用力難以有效傳遞，導(dǎo)致震擊器無法實現(xiàn)下?lián)?，給卡鉆處理帶來了難度；倒劃眼過程中發(fā)生卡鉆，通過小排量循環(huán)和過提方式解卡，雖然與卡鉆處理的“反向活動”原則相違背，但基于準(zhǔn)確判斷卡鉆性質(zhì)，并結(jié)合井下清潔狀況良好等有利條件，謹(jǐn)慎考慮風(fēng)險及安全余量，能夠最大化地提高解卡作用力，使得卡鉆得到解除。

（5） 在嘗試建立循環(huán)過程中，一定要保持足夠的耐心，細(xì)心觀察所有可能建立循環(huán)的細(xì)節(jié)，初步建立循環(huán)后，應(yīng)謹(jǐn)慎操作，循序漸進(jìn)，防止循環(huán)通道被再次堵塞。用更有效快捷的方法提高解卡操作效率。

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（修改稿收到日期 2016-05-16）

〔編輯 景 暖〕

Treatment practice of sloughing and sticking in offshore deep wells with complex trajectories

SONG Jiming1， LU Yuliang1， ZHAO Weiqing1， WANG Shunwen2， LAN Kai2， YANG Yinghuan2
1. Engineering Technology Shenzhen Branch， CNOOC Energy Technology & Services Limited， Shenzhen， Guangdong 518067， China；2. Shenzhen Branch of CNOOC， Shenzhen， Guangdong 518067，China

A majority of adjustment wells drilled in eastern parts of South China Sea are characterized by big depth and complex borehole trajectory. In case of sticking incidents， forces for stuck releasing may not be transferred effectively， consequently， stuck releasing operations in these wells may involve huge difficulties. By analyzing root causes of sticking incidents in Well A in the offshore Lufeng 13-1 Oilfield in the paleogene enping formation， techniques such as stuck releasing through circulation and gradual lifting with minor discharging volumes have been developed to release stuck drilling tools effectively. These newly developed technologies may serve as fast and highly effective ways to remove problems related to sloughing and sticking in the area. In addition， these techniques may provide necessary guidance for dealing with sloughing and sticking problems in wells with similar conditions.

sticking treatment； coal seam； sloughing and sticking； formation stability； highly-deviated well； stuck releasing

TE28

B

1000 - 7393（ 2016 ） 04- 0461- 06

10.13639/j.odpt.2016.04.011

SONG Jiming， LU Yuliang， ZHAO Weiqing， WANG Shunwen， LAN Kai， YANG Yinghuan. Treatment practice of sloughing and sticking in offshore deep wells with complex trajectories［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（4）: 461-466.

宋吉明（1984-），2007年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事海上鉆完井現(xiàn)場作業(yè)和技術(shù)研究工作。通訊地址：（518067）深圳市南山區(qū)蛇口工業(yè)二路1號海洋石油大廈B座。E-mail：songjm2@cnooc.com.cn