石油地质综合大作业(2013最终)

1、石 油 地 质 综 合 大 作 业高先志 吴欣松 李潍莲 中国石油大学（北京）地球科学学院2005.2前 言石油地质综合大作业是地质工程专业本科生培养计划中的一个重要的必修环节。它是在学习完专业基础课和专业课的基础上，通过资料的阅读整理、地质图件的编制及综合分析，使学生学会运用地质图件来表达地质认识，以培养学生独立分析和解决石油地质问题、自己动手编制相关图件的能力而开设的一门综合性实践课程。通过该课程的学习，学生能够达到以下基本要求：1. 加深对石油地质与勘探理论与方法的理解，了解石油地质综合研究思路和方法；2.能够有目的、有选择地利用各种资料开展石油地质问题专题研究和综合研究，锻炼分析问题和

2、解决问题的综合能力。3.能够自己动手绘制一些基本石油地质及勘探图件。本课程时间3个星期，包括三个方面：第一部分：烃源岩评价（1周）第二部分：油气成藏分析（1周）第三部分：圈闭评价与探井设计（1周）本练习册，由高先志、吴欣松、李潍莲编写。其中，第一部分由高先志编写；第二部分由李潍莲编写；第三部分由吴欣松编写。目 录第一部分 烃源岩评价3一、目的和内容3二、烃源岩地球化学评价图件编制3三、烃源岩演化历史模拟5四、烃源岩综合分析和评价6第二部分：油气成藏分析15一、目的和内容15二、原油性质分析15三、油气运聚方向分析22四、油气成藏期次分析27第三部分：圈闭评价与探井地质设计30一、圈闭发育史分析

3、30二、圈闭地质综合评价32三、探井地质设计41第一部分 烃源岩评价一、目的和内容烃源岩是油气藏形成必不缺少的地质条件之一。一个盆地中有无烃源岩以及其质量的好坏决定盆地的勘探潜力。一个盆地烃源岩的演化程度和生烃历史影响着盆地油气藏的烃类性质和成藏时期。因此烃源岩的评价是石油地质学中的重要内容之一。本部分训练三个方面的内容：1、烃源岩地球化学评价图件的编制；2、烃源岩成熟史单井模拟；3、烃源岩综合评价，编写研究报告。二、烃源岩地球化学评价图件编制1、地层中有机质丰度具有明显的非均质性，根据表1-1有机质丰度数据，投散点图，确定潜在烃源岩的深度/层位。表1-1 某区泥岩有机质丰度分析结果井号深度（

4、m）层位TOC(%）井号深度（m）层位TOC(%）港深193519.8ES1中0.53港深374140.75ES1下1.86港深193520.6ES1中0.25港深393853.78ES1下0.18港深193522.03ES1中0.91港深393966.53ES1下0.68港深193526.55ES1中0.54港深393973.05ES1下0.31港深193529ES1中0.81港深393973.34ES1下0.38港深193530.76ES1中1.19港深393973.99ES1下0.18港深193797.36ES1下2.09港深393975.75ES1下1.71港深193799.89ES1

5、下1.59港深394168.08ES1下0.28港深193817.07ES1下0.5港深404107.32ES1下0.34港深193818.22ES1下0.43港深404113.46ES1下0.53港深193924ES1下1.23港深404114.76ES1下0.8港深323656ED3下0.49港深404119.09ES1下0.74港深323656.61ED3下1.35港深404197.11ES1下0.46港深323656.75ED3下0.49港深474050.95ES1下1.9港深323963.45ES1中0.98港深474053.1ES1下0.9港深323964.35ES1中0.76港深

6、474053.23ES1下1.32港深323965.93ES1中1.95港深474060.5ES1下2.01港深323966.56ES1中1.56港深474070.6ES1下0.59港深323966.57ES1中1.4港深474135.14ES1下1.36港深324154.07ES1下0.28港深474161.66ES1下2.65港深334119.77ES1下4.01港深483640.6ED3下0.342、根据表1-2镜质体反射率测试数据，编制散点图，据确定生油门限深度。表1-2 某区泥岩镜质体反射率测试数据表井号深度（m）Ro（%）井号深度（m）Ro（%）港80-12108038港80-13

7、3500.60港80-12320042港80-133950.62港80-125110.46港80-134970.67港80-125340.47港80-135990.72港80-126180.53港80-137160.72港80-128800.55港80-138830.74港80-129500.54港80-138930.77港80-130240.57港80-139930.8港80-130980.55港80-140890.81港80-132940.58港80-141610.923、根据表1-3泥岩抽提物组成，绘制散点图，分析该区烃源岩成熟特征。表1-3 某区泥岩氯仿抽提物及其组成特征井号井深(m)

8、A%饱和烃芳烃非烃沥青质港深404197.110.0554.9510.4917.487.38港深474060.50.2756.2516.6722.084.38港深474050.950.5356.5317.3520.274.68港深474050.950.689.9622.2316.5151.30港深474161.660.3055.4718.2323.702.86港深474053.10.407.7631.1924.0537.00港深474053.100.1750.9215.8321.645.54港深374140.750.1646.1916.6732.385.95港深673842.880.0759.

9、2612.8221.942.28港深673924.480.1162.7513.0020.753.00港深693879.530.0563.2713.7217.483.32港深323963.450.1554.4012.9625.002.78港深334119.770.4235.4220.7431.319.00港深394128.140.111.1234.2119.2545.42港深393966.530.0543.4016.2328.3014.72港深393973.340.0556.439.5925.056.75港深474052.560.032264.9113.2818.053.51港深193817.0

10、70.033261.7211.2016.934.43港深693879.530.049463.2713.7217.483.32港深333655.890.1015.9710.8656.8711.50港深334120.180.3231.1221.9931.5410.37港深193519.80.0634.9317.4621.1326.484、根据表1-4饱和烃色谱数据，绘制棒图，计算CPI，确定烃源岩成熟程度。表1-4 某区泥岩氯仿抽提物饱和烃组成数据表48井55井108井饱和烃名称面积饱和烃名称面积饱和烃名称百分含量C13422528C13C14934311C14C151448678C152.15C

11、161664139C1669569C162.66C171687995C17136980C174.31C181821104C18305233C187.24C191995734C19586233C195.72C202185567C201000333C205.82C212287605C211445314C217.29C222282359C221668328C228.15C232281035C231893271C238.78C241933599C241720685C246.74C251929610C251843956C257.84C261415892C261606287C266.20C27129168

12、8C271710078C277.48C28994166C281441450C285.65C29830723C291215462C296.03C30548138C30743110C303.36C31446313C31508315C312.50C32251263C32284901C320.71C33150633C33159800C330.65C3489298C3489878C340.31C3538686C3538777C350.25三、烃源岩演化历史模拟某烃源岩底界为Tr，烃源岩厚度500m，且厚度横向不变。地表平均温度取10,不同时期地温梯度见表1-6, 地温梯度单位/100m。区域上存在2次较

13、大规模的构造运动导致2次抬升剥蚀。抬升剥蚀时间和剥蚀量详见表1-7。工区内没有Q(第四系)沉积。某点的地震分层数据见表1-5。要求：在制作单点埋藏史曲线的基础上，根据TTI计算原理和方法，计算不同时间烃源岩顶底的TTI，依此分析烃源岩的生烃历史。具体完成：1）现今烃源岩处于何演化阶段？2）何时开始大量生油（进入生油门限的时间）？3）何时进入生油高峰时期？表1-5 某点的地震分层数据（单位：m）T2T2T3T5TR28904250515082009990表1-6 某区古地温梯度(oC/100m)时期E1+2E3N1N2Q地温梯度3.53.02.752.52.1表1-7 某点经历的抬升剥蚀时期和剥

14、蚀量抬升剥蚀时期56-52Ma5-0Ma剥蚀量（m）6201100表1-8 地震反射界面与地质年代和地质年龄对应表地层年代E1+2E3N1N21N22Q地质起始年龄（Ma）655240.524.6122.8地震界面TrT5T3T2T2To四、烃源岩综合分析和评价仔细阅读本讲义提供的柴达木盆地北缘的有关资料，并补充查阅相关的文献资料，依据烃源岩评价的内容和标准，对柴北缘烃源岩进行分析，按照科技期刊论文的格式，完成一篇约3000字的科技论文。文中应回答下列问题，并说明你的根据：1、柴北缘主要烃源岩的层位；2、柴北缘烃源岩的演化程度和生油高峰期；3、柴北缘油气勘探的主要对象（油/气？）；4、从烃源岩

15、演化生烃史和构造圈闭主要形成期配置角度，分析柴北缘油气勘探潜力和油气藏保存破坏特点。（一）柴北缘位置和地层发育特征柴达木盆地不仅是中国西北地区一个重要的含油气盆地，同时也是青藏高原的一个重要组成部分。柴达木盆地面积约1.2×105km2，周缘被造山带所围。柴达木盆地分为北部块断带、西部坳陷区和东部坳陷区(图1-0)。柴北缘是侏罗系地层分布的主要地区。（二）柴北缘烃源岩特征柴北缘第三系基本上是一套氧化环境下的沉积物，其泥岩以红棕黄绿等颜色为主色调，暗色泥岩厚度薄而不连续，其中的有机碳含量较低达不到烃源岩的标准，属于非生油层系。中生代柴北缘处于由潮湿逐渐向干燥气候转化的大环境中。早中侏罗

16、世以潮湿气候为主，间有短时期的湿热干燥气候；晚侏罗世和白垩纪主要为干燥气候。在岩相上，中、下侏罗统以暗色泥岩、炭质泥岩与砂砾岩互层，是一套浅湖沼泽、半深湖深湖与河流相间互的沉积；上侏罗统和白垩系为棕红色为主，岩性较粗，为一套以冲积相为主的沉积。因此，从上述特征看，早、中侏罗世有利于形成烃源岩，晚侏罗世不利于形成烃源岩。1、 烃源岩岩性及其有机质丰度和类型侏罗系烃源岩主要指成煤环境形成的下侏罗统上部小煤沟组和中侏罗统下部大煤沟组暗色泥页岩、炭质页岩和煤层。就露头和有限钻井资料统计成果看，小煤沟组烃源岩主要是深灰色-黑色泥岩，而炭质泥页岩和煤层只在少数井见到煤层和劣质煤。有机碳、氯仿沥青A含量和热

17、解氢指数是反映烃源岩有机质丰度的良好参数，表1-10展示了柴北侏罗系烃源岩样品有机质丰度的特征。深灰色泥岩有机碳含量在2%左右，炭质页岩有机碳含量约在12.7%，煤的有机碳含量在54.8%，可能是样品成熟度较高的原因(如生油高峰之下)，氯仿沥青A含量较低，所以转化率等参数较低。 a b图1-0 柴北缘构造位置和构造单元划分表1-9柴北缘中新生界地层及岩性表1-10 柴达木盆地北缘侏罗系部分生油岩样品有机质含量和组成数据采样地点岩 性有机碳(%)氯仿沥青A(%)氯仿沥青A 族组成 (%)转化率 (%)饱和烃芳烃非烃沥青质氯仿沥青/有机碳总烃/有机碳大煤沟1炭质页岩15.310.021632.91

18、11.3922.7929.110.14110.022德令哈北1黑色泥岩1.780.011821.7921.7925.6426.281.000.436德令哈北2炭质泥岩8.500.10609.4346.2319.8124.531.250.696塔托煤矿1炭质页岩9.860.131716.6724.5429.305.131.340.552秋吉煤矿深灰色泥岩1.860.004532.853.6525.5519.710.540.192花石沟1黑色泥岩1.780.051424.6913.5819.7540.740.690.264花石沟2灰色页岩1.200.004718.247.5529.5626.422

19、.350.6.6塔托煤矿2深灰色泥岩1.280.004932.9617.5825.2718.680.380.192塔托煤矿3煤42.411.032618.8633.8616.4315.432.441.286大煤沟2煤28.130.92446.755.4914.4925.743.290.403花石沟3碳质页岩13.010.05133.844.2041.0148.801.700.137全吉剖面灰色泥岩0.540.02275.376.578.0651.344.200.501全吉路线黑色泥岩2.550.04845.185.3412.8748.511.900.200潜深4井2366.02m炭质泥岩29.

20、710.283825.2119.8321.539.350.960.432石深25井127m深灰色泥岩1.450.02297.3511.5517.0646.981.580.299石地28井461m黑色泥岩1.840.05257.8211.8716.2037.712.850.561石地22井23合炭质泥岩9.090.09728.0215.1919.4139.242.380.823马参1井灰色泥岩1.280.004121.9016.7929.9324.821.460.565石深8井3043.45m黑色泥岩2.130.125917.3323.2715.5930.205.912.400侏罗系暗色泥岩有机

21、质类型以II1-II2型为主，炭质泥页岩和煤有机质类型以II2-III型为主(图1-1)，冷科1井小煤沟组有机岩石学资料反映了这种情况(图1-2)；此外，干酪根H/C-O/C原子比值图(图1-3)也证实这个结论。2、侏罗系烃源岩热演化特征根据冷科1井侏罗系烃源岩有机质热演化规律，认为侏罗系烃源岩可能在3000米左右进入生油门限，在3750米附近到达生油高峰，油窗下限约在4700米(图1-4)。目前井下采集的样品均在油窗之内，而且多数在生油高峰之下。由于冷科1井等主要分布在构造高部位，因此估计凹陷深处的样品已处于过成熟状态了。（参考表1-5，地震界面Tr的埋深） 由于柴北缘烃源岩涉及中侏罗统烃源

22、岩（大煤沟组）和下侏罗统（小煤沟组），不同地区烃源岩的层位以及埋藏和受热历史不同，因此不同地区烃源岩热演化程度不同（见表1-11、图1-5）。受取样深度的限制，上述特征只反映了浅部的演化程度。表1-11 柴北缘烃源岩有机质成熟度参数层位剖面名称Ro%范围平均值层位剖面名称Ro%范围平均值J1石地10井0.770.830.80/2J2潜深4井0.521.420.87/7石地20井0.790.79/1潜深6井1.211.21/1石地22井0.510.650.58/6新高泉063090082/4石地23井0.620.62/1结绿素06214101/2石地28井0.310.790.59/4鱼28井05

23、6071065/4石深1井0.630.63/1鱼卡煤矿061-066063/6石深3井0.550.55/2圆顶山053089063/31石深7井0.630.63/2大煤沟030128063/18石深18井0.620.62/1羊肠子沟054115085/2石深25井0.940.990.96/2后海子湖085148117/2深75井0.710.71/1绿草山032088060/10深85井0.831.651.04/7大羊头2.172.182.175/2冷科1井0.481.370.88/57红山参1井061069065/2仙3井0.670.690.68/2红山煤矿135153144/2大煤沟0.19

24、1.060.44/26图1-5 柴北缘下侏罗统烃源岩演化程度单井剖面图1-6为数值模拟中侏罗统顶面镜质体反射率的平面等值线图。从中可见，冷湖构造带及其以北地区，烃源岩已处于成熟演化阶段，局部处于低成熟阶段；而其南部地区则主体已经进入高成熟演化阶段。据此推测，侏罗系底面烃源岩的演化程度会更高。大部分地区处于过成熟阶段。图1-6 柴北缘烃源岩现今演化程度平面变化图3、生烃高峰发生的时期侏罗系烃源岩在中生代末是否发生过大量生烃过程是评价柴北缘油气成藏条件的一个很重要的问题。因为燕山晚期柴北缘发生了比较强烈的构造活动，此时如果侏罗系烃源岩已经大量生烃，则所生油气必将遭到严重的破坏；如果中生代末侏罗系烃

25、源岩没有发生生烃过程或成熟度较低，后来接受新生界地层沉积的过程中才开始大量生烃或再次发生生烃（二次生烃），则意味着柴北缘具有良好的油气勘探潜力。可见中生代末，侏罗系烃源岩的演化程度很重要。图1-7 为柴北缘中、下侏罗统烃源岩在平面上进入生烃高峰时期变化图。图1-7柴北缘侏罗系烃源岩进入生烃高峰时期平面变化图（单位：距今年龄Ma）（三）柴北缘圈闭主要形成期圈闭演化历史受盆地构造演化历史的控制。柴达木盆地中新生代构造演化具有持续性和阶段性特点，存在相对强烈期和相对平静期。表现在沉降幅度、压缩强度和断层形成数量的不同。图1-8表示的是柴北缘西段主干测线不同时期的相对压缩量变化图，从中可见，自新生代以

26、来，柴北缘存在2个压缩突变期，即E32和N23-Q；其中，N23-Q时期的压缩量最大，可占总压缩量的一半。（注：压缩量是根据地质演化平衡剖面为基础，以E1+2沉积前的地震剖面长度作为起始长度，得出每条测线在不同构造演化时期的挤压应变量）。从断层发育时期看，上述两个时期，也是柴北缘地区断层形成的重要时期。从图1-9典型构造样式可以看出，断层的发育明显存在两期，两期形成的断层在剖面上构成双层结构。 因此，柴北缘构造圈闭的形成以及调整改造可以概括为两个主要时期，这两个时期形成的断层以及断层相关褶皱对油气的运移和聚集起到了重要作用。事实上这两个时期就是柴北缘含油气系统的关键时期，决定了柴北缘油气藏的主

27、要形成期次。 图1-8 柴北缘西段构造挤压量对比图图1-9 柴北缘典型构造的构造圈闭样式第二部分：油气成藏分析一、目的和内容目的： 1）掌握油气藏流体特征分析的基本内容和方法； 2）掌握判断油气运聚方向的方法；3）掌握确定油气成藏期次的方法。内容： 1）综合运用原油的物理性质、化学组成、生标物、色谱-质谱资料，分析油气藏中原油类型、成熟度、生物降解等特征；2） 运用流体势分析油气运聚方向；3） 运用流体包裹体的特征、均一化温度并结合圈闭发育史、生排烃史综合确定油气成藏期次。二、原油性质分析请利用所给原油物性、族组成、气相色谱、色谱-质谱等资料判断下列原油样品的类型（低熟油、成熟油、凝析油、降解

28、油），并详细说明判断依据。样品1：原油物性特征见表2-1。其原油族组成以饱和烃为主，饱和烃占原油族组成64%，芳烃馏分和非烃馏分的含量相当，均在18%左右，沥青质含量极低。色谱特征见图2-1，Pr/Ph<0.5, Pr/nC17为0.68 ，Ph/nC18为1.7。甾烷占原油饱和烃组成的3.5%。原油中检测到5（H）-粪甾烷系列（图2-2），C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.18，4-甲基甾烷以4-甲基5（H），14（H）、17（H）甾烷（20 R）异构体为主。五环三萜烷占原油饱和烃组成的1.5%，其分布见图2-3，为C27C35。在原油中还有较高含量的伽马蜡烷，C31

29、升霍烷22S/（22S+22R）为0.4。样品2：原油物性特征见表2-1。原油族组成饱和烃含量为61.31%，芳烃含量10.65%，非烃+沥青质含量21.2%左右。色谱特征见图2-4。OEP值为1.10。原油中C27C29规则甾烷峰形清晰，C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.42。原油中存在二环、三环、四环和五环萜类化合物，Tm/Ts为0.72。样品3：原油物性特征见表2-1。原油族组成中饱和烃含量为38.30%，芳烃含量28.61%，非烃含量24.04%，沥青质含量9.05%，原油色谱特征见图2-5。C27重排/规则甾烷为0.307，C29甾烷异构体比值20S/（20S+20

30、R）为0.392，Ts /( Ts+ Tm)为0.61。样品4：原油物性特征见表2-1。其原油族组成具“两高两低”的特征（芳烃、非烃高，饱和烃、沥青质低），饱和烃含量为37%，芳烃含量19%，非烃含量38%左右，沥青质含量低，不足7%。饱和烃色谱特征见图2-6，碳数分布范围为nC11nC35，nC21-/nC22+为0.98，OEP值为0.85，Pr/Ph为0.35。甾类化合物在原油中含量丰富，占原油饱和烃馏分的16%（图2-7），原油中检测到5（H）-粪甾烷系列，C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.27。原油中萜类化合物在饱和烃馏分中不足3%，三萜系列见图2-8。三萜系列中存

31、在着高含量的伽马蜡烷，伽马蜡烷含量可占饱和烃馏分的0.5%左右，藿烷系列中具有异常高的C35藿烷，Tm/Ts为2.0。原油中含硫化合物主要以苯并噻吩和二苯并噻吩的形式存在，脱羟基维生素E是该原油中普遍存在的一种含氧化合物。样品5原油物性特征见表2-1。原油族组成饱和烃含量为81.49%，芳烃含量14.24%，非烃+沥青质含量1.7%左右。色谱特征见图2-9。nC21-/nC22+为1.70，CPI值为1.02。Pr/Ph为1.13,Pr/nC17为0.19，Ph/nC18为0.18。油中三环萜烷、C24四环萜烷含量相对较高，Ts大于Tm，伽玛蜡烷含量低，不含奥利烷，孕甾烷和升孕甾烷含量相对较高

32、，重排甾烷含量高，C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.52，C29甾烷/（+）为0.44，C31升霍烷22S/（22S+22R）为0.58，Tm/Ts为0.78。样品6原油物性特征见表2-1。原油族组成饱和烃含量为66.12%，芳烃含量16.94%，非烃+沥青质含量18.9%左右。色谱特征见图2-10。OEP值为1.05。C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.46，Tm/Ts为0.6。样品7原油物性特征见表2-1。原油族组成饱和烃含量高（94.9%），芳烃含量低（2.6%），饱芳比数值较大，非烃含量低，不含沥青质。色谱特征见图2-11。OEP值为1.04。Pr/P

33、h为1.25，nC21-/nC22+为1.58。油中几乎不含三环萜烷、五环萜烷及甾烷类化合物，分布面貌及成熟度指标均有不同程度失真，具有相对富集的重排补身甾烷，石蜡指数为2.9，庚烷值大于0.31，Tm/Ts为0.72。样品8：原油物性特征见表2-1。原油族组成中饱和烃含量为36.88%，芳烃含量26.65%，非烃含量30.35%，沥青质含量6.12%，原油色谱特征见图2-12。原油中C27C29规则甾烷难辨认，而以重排甾烷为主。C27重排/规则甾烷为0.676，C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.637，Ts /( Ts+ Tm)为0.646。表2-1 原油的物性参数样品号密

34、度(g/3)粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（）初馏点（）10.87856.460.5712.763318820.859150.21194012330.9758500.424.8-415840.9456501.85250.740.8903-104760.83490781.408105380.98414660.580.55-16190图2-1 样品1原油的饱和烃气相色谱图图2-2 样品1原油的M/Z 217质量色谱图图2-3 样品1原油的M/Z 191质量色谱图图2-4 样品2原油的饱和烃气相色谱图 图2-5 样品3原油的饱和烃气相色谱图图2-

35、6 样品4原油的饱和烃气相色谱图图2-7 样品4原油的 M/Z 217 质量色谱图图2-8 样品4原油的 M/Z 191 质量色谱图图2-9 样品5原油的饱和烃气相色谱图图2-10 样品6原油的饱和烃气相色谱图图2-11 样品7原油的饱和烃气相色谱图图2-12 样品8原油的饱和烃气相色谱图三、油气运聚方向分析1、请根据所给某研究区的现今温度、压力资料（表2-2），编制下列图件：（1）地层压力-深度剖面图，地层压力系数-深度剖面图，分析该区地层压力纵向特征；（2）地层温度-深度剖面图，地温梯度-深度剖面图，分析该区地温特征。（该区地形线海拔高度为0米，已知地层中水的密度w=1.0×10

36、3kg/m3。该区恒温带深度为20米，温度为14）。表2-2 某区的现今温度、压力井号层位深度（m）静温（）静压（Mpa）井号层位深度（m）静温（）静压 （Mpa）井1Ed下203164.419.843井8Ed下178362.217.414井1Ed下205665.819.874井8Ng121340.511.625井1Ed下197066.319.056井9Es3277494.139.24井1Ed下196966.118.991井9Es326879834.32井1Ed下194963.118.831井10Es256393.133.3井1Ed下190761.818.595井11Ed下30239249.3

37、75井1Ed下180415.883井11Ed下296893.447.915井1Ng130312.456井11Ed下281080.139.454井2Ed下206969.720.183井12Es33432110.864.2井2Ed下204571.919.876井13Es203172.419.43井2Ed下197664.119.14井13Es203377.219.09井2Ed下194468.318.941井13E3s1218133.57井2Ed下192667.718.745井13E3s1212734.22井2Ed下183659.218.644井14Mz243991.135.2井3Ng126246.6

38、11.728井14Es2+3222378.234.7井3Mz267691.525.432井15Es2,Anz21668234.76井4Ed下248078.124.26井15Anz225895.135.51井4Ed下223081.120.712井15Anz219588.234.92井4Ed下186067.817.8井15Ed162856.615.74井5Ed下176059.617.256井16Anz271535.74井5Ed下171657.816.404井16Anz304415.56井6Ed下178256.317.119井16Anz290531.24井6Ed下170257.216.254井16A

39、nz272434.24井7Es197371.5618.932井16Es3248433.87井7Es190169.8318.279井16Es1+2+3240929.18井7Es187767.6718.228井17Anz2533100.939.46井7Ed173064.1116.963井17Anz260626.51井7Ed168669.416.429井17Anz2482106.732.74井7Ed166468.616.341井17Es2234189.839.08井7Ed162265.815.76井17Es1232288.739.03井号层位深度（m）静温（）静压（Mpa）井号层位深度（m）静温（）

40、静压 （Mpa）井18Mz+Es2438107.240.11井29E3d3221679.421.99井19Mz28719845.641井29E3d3221922.01井19Es2817102.242.075井29E3d3222381.722.05井20Mz239187.4426.462井30寒武系15557215.29井20Es2231987.9424.875井30Ed下143563.914.51井20Es222268426.163井30Ed上125056.412.23井20Ed15825415.698井31Ed上227585.421.81井21Ed255478.741.057井31Ng214

41、285.421.14井21Ed218466.421.581井32Ed1558152.314.96井21Ed216363.421.305井32Ed142961.913.34井21Ed211065.720.325井32Ed138660.213.27井21Ed202364.819.681井33Ed下-Pz186867.517.86井22Mz308032.88井33Ed下173869.816.94井22Ed下265892.117.829井33Ed下153760.615.065井22Ed下261495.625.238井33Ed下151461.214.62井22Ed下249988.724.09井33Ed下

42、138658.413.79井22Ed上161056.115.629井34Pz260394.215.079井22Ed上156955.515.101井34Es250795.624.398井23Mz206021.32井34Es241223.597井23Ed124713.31井34Ed下195977.819.348井23Ed121411.74井34Ed下164766.416.16井24E3s2164577.916.278井34Ed下159764.915.68井24Pt18868418.332井34Ed下155963.815.349井25E3s216238016.153井34Ed下154454.514.

43、327井25Pt188182.817.119井35寒武系191887.815.27井26E3s216797916.094井35寒武系178879.717.19井27Es+Mz305428.39井35Ed下171575.116.42井28Es2149459.714.69井35Ed下154962.114.7井28Es1140561.813.571井36Ed下149957.314.413井28Ed下128656.812.423井36Ed147465.714.079井29E3d3217777.221.93井36Ed140961.913.588井29E3d3218077.221.93井37Ed下1505

44、61.314.346井29E3d3218877.221.94井38Es248492.923.844井29E3d3219477.221.95井38Ed下164564.115.884井29E3d3219777.221.95井38Ed下159259.615.442井29E3d3220277.821.95井38Ed下159260.815.432井29E3d3221077.821.97井38Ed下154958.114.51井29E3d3221278.321.98井39Ed141648.813.695井号层位深度（m）静温（）静压（Mpa）井号层位深度（m）静温（）静压 （Mpa）井40Es1664691

45、5.185井46E3d2L161063.015.17井40Ed下153069.214.806井46E3d2L156061.014.73井40Ed下143565.913.33井47Ed191661.218.51井40Ed下13809.53813.409井47Ed187463.418.034井41Ed下152474.914.82井47Ed178158.417.091井41Ed下143271.414.062井47Ng122340.911.634井41Ed下138966.413.436井47Ng123238.711.561井42Ed3154367.814.827井47Ng123239.811.492井42Ed2142259.813.54井48Es3240101.232.324井42Ed2139456.413.604井48Ed下262279.826.295井42Ed213555613.047