根据公开资料，南黄海盆地是由中-古生代海相残留盆地和中-新生代陆相断陷盆地组成的叠合盆地，地层属于海相地层，地质层序齐全，地层比较老，上部地层以砂泥岩为主，下部地层以碳酸盐岩为主，层系间发育有不整合面，部分地层存在异常压力。截至目前，南黄海已作业井数约30口，钻井深度多集中在2 000~3 000 m，钻遇最老的地质层位为志留系，最大钻井深度为3 840 m^[1]。为了进一步了解南黄海的地质资料及含油气情况，后期需要做更多的钻探工作，从安全作业角度出发，还需对该区域已钻井及大区域地质环境类似钻井进行分析，以评估地质风险对钻井的影响。

1 南黄海海域钻井地质风险分析

南黄海海域整体地质沉积分为新生代、中生代、古生代及元古代（表 1）^[2]，因盆地构造运动强烈，经过多期构造运动的叠加改造，特别是扬子–华北两大板块自印支早期开始陆陆碰撞，逆冲断裂体系发育，出现了较多的地层剥蚀及不整合面^[3]。从已钻井实钻作业分析来看，多数井存在泥岩垮塌、不整合面及海相碳酸盐岩漏失等复杂情况，少数井还存在H₂S、异常压力、地层倾角大等不利因素。

综合南黄海地区已钻井及大区域范围内类似井的钻井作业经验进行分析，大致找出复杂情况高发的地质层段及类型，主要有：

（1）地层漏失

南黄海盆地地层漏失的主要风险有层间风化壳漏失及地层岩性本身的漏失，主要集中在海相构造层。

（2）层间风化壳

南黄海地区从上到下发育有多套风化壳，其存在较大漏失可能性的位置有下二叠统顶面海西风化壳及上震旦统顶面风化壳，岩性主要由碎屑岩向碳酸盐岩过渡。已钻井B1井实钻证实了海西风化壳的存在，A2井实钻证实了上震旦统顶面风化壳的存在。

（3）碳酸盐岩漏失

盆地内发育有多套碳酸盐岩，主要埋藏在中生代三叠系，古生代的二叠系、石炭系、奥陶系、寒武系，元古代的震旦系。碳酸盐岩易形成裂缝、溶蚀孔洞，在钻井过程中易发生井漏。

（4）井壁垮塌

泥页岩水敏是导致该地区井壁垮塌的主要因素，主要存在于志留系高家边组与奥陶系的五峰组，段长较长，钻井期间极易水化分散，造成井壁垮塌，诱发各种井下复杂情况。大区域地质环境相似井A1井及A2井在该层位均发现地层垮塌现象，A1井钻井液由于未能较好控制泥页岩水化分解，井壁垮塌严重，使得8-1/2"井眼提前中完，采用6"小尺寸钻头钻进，影响了作业进度。

（5）钻遇H₂S

通过对南黄海盆地地质分析，其海相构造层中大套碳酸盐岩具有生成H₂S气体的条件。通过实钻发现，在B2井中，钻遇二叠系栖霞组臭灰岩时有H₂S显示，最高气测值近100 ppm，已经影响到现场作业及人员的安全。

（6）异常压力

南黄海盆地各构造整体处于正常压力的背景下，但受构造运动挤压的影响，某些地层存在异常压力。根据对目前物探数据分析，在志留系高家边组及下寒武统幕府山组速度异常，存在异常压力的可能性，这两个层位为泥页岩，预测可能为高压低渗地层。

针对上述的地质风险及大致对应的层位，在后续勘探井的作业过程中，需要对这些易导致复杂情况的不利因素进行充分分析，了解其形成机理，采取必要措施，以保证钻井作业的顺利开展。

2 钻井技术应对措施

针对南黄海盆地主要钻井地质风险，通过对邻井及大区域相似地层已钻井钻后分析，从井控、堵漏方案、钻井液体系等方面入手，提出了应对措施。

2.1 地层漏失应对措施

根据前述钻井地质风险分析，南黄海探井在钻探施工中容易出现多介质、多类型、不同程度漏失形态，这些都给漏失治理带来很大困难。通过对邻井资料分析，对该盆地地层中易发生漏失层位进行了预测并推荐了井漏处理方法，该堵漏方法在四川盆地类似海相地层中得到了成功的应用，有效控制了井下漏失（表 2）。

（1）随钻堵漏：该种堵漏适合于微小裂缝和孔隙性地层引起的部分漏失或钻遇长孔段易漏破裂带，且漏速较小。南黄海区域预测二叠系地层可能发生砂泥岩的微小漏失，在钻井时应在泥浆中预先加入随钻堵漏材料防止漏失。该方法可以节省较多的处理井漏时间，降低钻井成本。堵漏材料颗粒大小、级配、形状、性质等尺寸范围的选择一定要合理，形成良好的封堵层，一般选择架桥颗粒尺寸为2/3 D裂缝＜D堵漏剂＜D裂缝，合适的架桥颗粒浓度为1%~2%。

（2）桥接堵漏：利用不同形状、尺寸的惰性材料，以不同的配方混合于泥浆中直接注入漏失层的一种堵漏方法。目前这种堵漏措施已占整个处理方法的50%以上，主要针对小到中等漏失，适合该区域海相构造层碳酸盐岩微裂缝漏失，实际堵漏时应根据不同的漏层性质，选择堵漏材料的级配和浓度。对于一般性漏失，桥接堵漏剂颗粒状材料以中、细规格为主，纤维状材料以中、短纤维为主，片状材料以中、细片为主；对于微小漏失，桥接堵漏剂颗粒状材料以细规格为主，纤维状材料以短纤维为主，片状材料以细片为主。

（3）凝胶堵漏：适用于地层松散固结程度差，裂隙发育，大孔洞的地层，采用普通桥接堵漏材料难以堵住的情况。该方法主要针对本海域碳酸盐岩较大的裂缝及溶洞漏失，遇大漏失时，将化学凝胶、桥接堵漏材料、悬浮剂、增粘剂等互配成“方便面”式堵漏材料，在现场与膨润土基浆混合，即可泵入井内堵漏。

（4）水泥浆及复合堵漏

钻进奥陶、寒武及震旦系构造破碎带、裂隙发育带、溶洞等复杂层位，采用调整冲洗液性能、随钻堵漏、桥接堵漏等方法解决孔壁垮塌与浆液漏失问题效果不理想时，可采用水泥浆液护壁堵漏。当采用单一水泥浆效果不明显时，可以考虑在水泥浆中加入堵漏纤维，增强水泥的堵漏能力；也可以采用复合凝胶+水泥浆、胶质泥浆+水泥浆复合堵漏，提高堵漏成功率。

2.2 井壁垮塌应对措施

志留系高家边组至奥陶系五峰组为大套泥岩、页岩段。根据A1井岩性组分分析，泥页岩中的黏土矿物以伊蒙混层为主，含量高于65%，混层比超过60%，表现出强水敏性，又因地层裂隙发育，水分子可以沿毛细缝进入该地层，导致泥页岩的水化膨胀，井壁周围应力分布发生改变，造成剥落掉块^[4-5]。

该层段泥页岩垮塌预防，可以从物理、化学和机械三个方面来进行。

（1）首先确保钻井液在井壁周围有足够的支撑力，这就需要有一个适当的钻井液密度，保持钻井液密度大于地层坍塌压力，以维持井壁的力学平衡。

（2）其次加足防塌抑制剂、封堵类材料，采用纳微米封堵剂，形成较好的滤饼，尽量减少钻井液侵入量，同时提高钻井液的抑制性能，能够对泥岩进行有效抑制和封堵，减缓泥页岩水化膨胀速度，尽量延长泥页岩的垮塌周期。

（3）尽力减轻钻具对井壁的碰撞和减轻压力激动及抽吸，减轻流体对井壁的冲刷。

根据该层段泥页岩的垮塌机理，采用整体抑制、分级封堵、协同增效的体系配置思路，选择强抑制性的钻井液体系。根据大区域环境下已钻井的实际使用效果，可采用成熟的聚胺防塌钻井液体系及有机盐钻井液体系，但由于海上环保要求更加严格，聚胺体系中含有沥青成分，因此本文重点推荐有机盐钻井液体系。

有机盐钻井液体系中带有杂原子取代基的一价金属离子（Na⁺、K⁺、NH₄⁺等）与有机酸根阴离子，具有很强的抑制性，其大量的阳离子K⁺、NH₄⁺可通过静电引力吸附进入黏土晶格，抑制黏土表面水化及渗透水化膨胀。经过对配备的有机盐钻井液体系性能室内评价，其抗岩屑污染性能较好，抗岩屑量达10%以上，岩屑回收率达94%以上，储层渗透率恢复值大于90%，生物毒性满足海洋环保要求，基本满足南黄海盆地该层段垮塌地层的使用。该钻井液体系在临近的大港油田海上区块近10口井得到了成功应用，保证了井壁稳定，井下安全，有较好的油气层保护效果，满足了现场复杂井况的作业的要求。

2.3 H₂S应对措施

南黄海盆地海相地层中的碳酸盐岩为H₂S的生成提供了有利条件。特别是B2井已实钻有H₂S，浓度近100 ppm，已经影响到现场作业及人员的安全，需采取措施进行应对。防H₂S方面所做的主要措施如下：

（1）采用压稳地层的原则，以合适的钻井液密度平衡地层压力，防止溢流，阻止地层中的H₂S大量涌出造成危害。

（2）进入预测有H₂S层位前提前将钻井液pH值维持在10以上，尽量减少H₂S对钻井液的污染。

（3）现场储备足量的除硫剂，比如碱式碳酸锌或者Fe₃O₄，通过化学反应消除或减少钻井液中的H₂S含量。

（4）现场配备了足够的防H₂S设备，包括H₂S自动报警仪、固定式H₂S探头、便携式H₂S报警仪及正压式呼吸器等设备。

（5）在H₂S容易聚集的区域放置了大功率风机，防止因H₂S聚集而发生的中毒现象。

（6）在预测可能钻遇H₂S的层段，应配套选用防硫钻具、井口装置及套管。

2.4 异常压力应对措施

通过物探资料预测及已钻井分析，南黄海区域主要的异常压力层位在志留系高家边组及寒武系幕府山组，这两个层位的岩性以泥页岩为主，预测异常压力为高压低渗。高压低渗地层的主要特点是：地层压力较高，作业时钻井液液柱压力很难与其平衡，但地层流体向井内涌入速度较慢。

高压低渗地层与常规高压高渗地层在施工方面的明显区别为：高压低渗地层在施工过程中，通过观察和精确计算，可进行精细化作业，采用较低的钻井液密度，而不必足量加重以平衡地层压力，在安全规范和作业窗口允许的基础上，允许一定量的地层流体进入井眼，这样可以有效避免因加重过高引起井眼质量恶劣、压差卡钻、井漏等复杂情况^[6]。

明确该海域异常压力地层的主要特征后，针对高压低渗地层钻井施工应对措施主要有^[7]：

（1）首先是对该地层井涌性质判别。关井后求立压和套压，若立压和套压增长缓慢，或者没有立压，基本可以说明这是高压低渗地层，同时记录套压和立压，在后续压井及钻井作业中，钻井液比重应满足以下条件，见式（1）：

$ \rho=\rho _ { 1 } + \frac { P _ { 1 } \times 100 } { H } + k + 0.2 $

(1)

式中：ρ为加重后钻井液密度，g/cm³；ρ₁为井涌前钻井液密度，g/cm³；P₁为立压，MPa；H为井涌点深度，m；k为对应井涌流体附加压力系数。

（2）套压较高时应先循环排气，连续测量进出口钻井液密度，以此判断地层流体侵入井眼的速度，并观察溢流量增速和大小。同时还要测量脱气后的钻井液密度，经过前后比较来判断井内钻井液污染程度和地层压力大小。

（3）地面钻井液处理完毕后，分多个循环周循环压井，并逐渐提高钻井液密度至设计值。加重时要均匀，避免局部钻井液密度过高压漏地层，若井下有易漏失地层可加入随钻堵漏材料，也可一定程度地提高易漏失地层的承压能力。

（4）每一个循环周加重完毕后，需循环观察井口溢流量大小、增速、进出口钻井液密度变化、套压和立压，与加重前的数值对比。如果变化较小或不变，则可以采用当前的钻井液密度进行下部钻井作业，如果数值相差较大，则需要进一步对钻井液加重。

（5）高压低渗地层钻井液加重很容易发生误判。即使在钻井液密度接近或超过地层压力时，井下地层流体仍有可能析出，因此不必过于追求钻井液密度与地层压力的充分平衡，只要井下情况能够满足下步作业安全时间窗口即可。在压井作业过程中有以下两点需引起注意：

① 钻井液密度较高时（超过1.5 g/cm³）要引起注意，防止压差卡钻；

② 钻井液密度提高值与加重材料加入量相差较大时，要引起重视，可能有以下几个原因：地层流体侵入量在加大；加重材料混合不均；钻井液性能较差，不能有效悬浮加重材料，使加重材料沉淀在泥浆池内及井下或黏附在井壁上或在井口被三除排出；

（6）压井作业结束后，应进行短起下钻作业，并计算地层流体上返速度，若满足下列条件（式（2））则可以进行后续作业：

$ v \leq \frac { H } { t _ { 1 } + t _ { 2 } + t _ { 3 } } $

(2)

式中：v为地层流体上返速度，m/h；H为井深，m；t₁为起下钻时间，h；t₂为下步作业时间，h；t₃为安全附加时间，h。

（7）进行下部作业时，要严格落实井控制度，实时观察井口溢流情况，设置报警值，根据溢流实际情况，可随时中断钻井作业。

（8）如果有技术套管，在起出钻具前，可考虑将技术套管内钻井液密度相对提高一些；如果没有技术套管，可把井内钻井液黏度适当提高一些，以此降低地层流体上返速度；长下钻时，要分段循环排出井下流体。

（9）钻井结束下套管封固该高压低渗层，建议加入管外封隔器，固井后采用蹩压等候凝的方式，给地层一个压持作用，避免地层流体涌入井眼污染水泥浆，影响固井质量。

3 结论与认识

通过对南黄海地区的钻井地质风险分析，提出了主要的应对措施，需把握以下四个方面：

（1）地层漏失以碳酸盐岩及风化壳漏失为主，作业时应提前加入随钻堵漏剂，同时做好大型漏失的准备，备好水泥及凝胶堵漏相关材料。

（2）泥页岩层段应选用强抑制性及封堵性较好的钻井液体系，推荐使用有机盐钻井液体系，能够有效保护储层、提高井壁稳定性，减少钻井复杂情况。

（3）H₂S风险贯穿在整个碳酸盐岩地层中，钻井期间以预防为主，尽量减少流入井筒的量，同时整个循环系统需具有对应的抗硫能力。

（4）南黄海地区异常压力主要以高压低渗为主，钻井期间井控作业要区别对待，地层流体在可控情况下可允许部分进入井筒，压而不死，避免泥浆密度过高造成井下复杂情况。