ph11完井地質(zhì)報(bào)告十一

一、前F1的斷背斜（附圖1厚度大，埋藏較深，花港組和平湖組層位完整，儲(chǔ)層發(fā)育，區(qū)域位置有利，生烴中心烴源供給充足具有較好的油氣潛力公司自2003年開始對(duì)放南構(gòu)造開展了一系列的勘探項(xiàng)目研究，認(rèn)為放南構(gòu)造為有利構(gòu)造之一，具有較好的油氣規(guī)模。希望通過平湖十一井的鉆探進(jìn)一步探明放南構(gòu)造平湖組P1-P8H2-H8湖油氣田資源的新。Line1637CDP2595，本井鉆探目的層為花港組H2-H8和平湖組P1-P8（附圖2、3、4、5、6、本井設(shè)計(jì)井口坐標(biāo)：X=686170.56Y=.93，東經(jīng)1245441.922290124.228″；實(shí)際井口坐標(biāo)：X=686184.78Y=.7412454'42.4497",北緯2901'24.3442"（WGS84系統(tǒng)，UTM離設(shè)計(jì)井位14.72m，方位度1田的后備儲(chǔ)量有效緩解公司產(chǎn)量遞度2進(jìn)一步探明放南構(gòu)造平湖組P1-P8H2-H8源的新；3、獲取放南構(gòu)造的地質(zhì)資料。工區(qū)水深80.6m，鉆盤面至海底121.6m設(shè)計(jì)完鉆斜深4343m（垂4143.74m，深度均從鉆盤面起算，下同，由于本井鉆至P7壓力系數(shù)開（地層壓力系數(shù)1.166P8（地層壓力系數(shù)1.5281復(fù)雜，為確保作業(yè)安全、同時(shí)確保取全、取準(zhǔn)已揭開地層的地質(zhì)資料，3982（垂深3877.98mP9(見表1)。本井在施工過程中嚴(yán)格按照地質(zhì)設(shè)計(jì)和公司地質(zhì)規(guī)程的要求進(jìn)行地40層（其中漸新統(tǒng)花港組13層，平湖組27層，全井綜合解釋油層3層,累計(jì)斜厚10.8m(垂厚10.1m1層,斜厚2.3m(垂厚2.2m)；氣層20層，累計(jì)斜厚107.0m(垂厚97.3m)；差氣層12層,累計(jì)斜厚33.8m(垂厚29.6m)156.5（垂厚139.2m，達(dá)到預(yù)期鉆探目的。完鉆后選擇了3層（P8、P7、H6）進(jìn)行鉆桿測(cè)試，試獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流，最高日產(chǎn)天然氣132.65萬方、凝析油290.58方（第Ⅰ測(cè)試7.94mm油嘴日產(chǎn)天然氣8.67萬方、凝析油8.58方/日；第Ⅱ測(cè)試14.29mm嘴日產(chǎn)天然氣51.34、凝136.1；第Ⅲ測(cè)試17.46mm油嘴日產(chǎn)天然氣72.64145.9方是個(gè)具備較高產(chǎn)能的氣田，對(duì)平湖南部地區(qū)油氣勘探乃至公司可持續(xù)發(fā)展具有重要的指導(dǎo)意義本井由中海油田服務(wù)鉆井事業(yè)部負(fù)責(zé)鉆井施工鉆井平臺(tái)是海洋石油942服油田技術(shù)事業(yè)部測(cè)井中心承擔(dān)測(cè)井工作，中海油服油田技術(shù)事業(yè)部定向井中心負(fù)責(zé)定向作業(yè)，勝利油田取芯公司負(fù)責(zé)取芯工作。白玉洪、曹松任該井地質(zhì)監(jiān)督，陸次平任測(cè)井監(jiān)督。二、鉆井工程簡(jiǎn)2010年6月11日，海洋石油942鉆井平臺(tái)拖至平湖十一井井位，開始?jí)狠d作業(yè)。61711:3036″井眼鉆至196.5m，30″隔水管下深195.61m。6月18日14:30二開，26″井眼鉆至573m,20″套管569.92m。62121:00開，17-1/2″井眼鉆至1506m，13-3/8″套管下深1502.39m。62700:00開鉆12-1/4″井眼2941m715:15至斜3298m。7702:00始電測(cè)作業(yè)，02:00-15:00第一趟測(cè)井（MSFL/DLL/XMACⅡ/DGR/CAL/SP，7月7日15:00-/GR/CAL/MSFL7第三趟（MRIL-P/GR三趟測(cè)井結(jié)束后下鉆通井，7971015:45測(cè)壓取樣作業(yè)，四開井段共測(cè)壓39其中31個(gè)效點(diǎn)，8個(gè)致密點(diǎn)；取樣3瓶，抽樣觀察點(diǎn)1個(gè)。7月10日17:00開始9-5/8"套管下深3292.76m7月14日02:45五開鉆8-3/8″井7月22日15:45鉆至3854m3856.6m開始地質(zhì)循環(huán)，氣測(cè)最高值18.7373810m下降13854-3856.6m循環(huán)所撈巖屑未發(fā)現(xiàn)砂巖，且本井段又提前進(jìn)入高壓異常帶，經(jīng)公司同意后決定進(jìn)行取心，取心前把泥漿密度從1.22g/cm3提至1.30g/cm3。7月23日19:45下鉆進(jìn)行第二回次取心，取心井段3856.6-3873.68m。7月01:45繼續(xù)鉆8-3/8″井眼，當(dāng)鉆至3913.3m測(cè)值最高達(dá)57%，溢流現(xiàn)象現(xiàn)場(chǎng)把鉆密度由1.30g/cm3逐步提高至1.48g/cm37月27日02:00繼續(xù)鉆8-3/8″井眼，因進(jìn)尺緩慢，鉆至3955m停止鉆進(jìn)。根據(jù)井下異常情況決定先進(jìn)行電測(cè)作業(yè)，起鉆前循環(huán)處理泥漿，泥漿密度提至1.54g/cm3。7月29日19:00-7月30日08:00第一趟電測(cè)（GR/DLL/MLL，73008:00-21:45第二趟電測(cè)作業(yè)（MAC/GR，第二趟電測(cè)作業(yè)結(jié)束后通井。8111:45-24:00第三趟電測(cè)作（ZDL8200:00-23:00壓?。≧CI開井段共測(cè)壓21個(gè)點(diǎn)，其中13個(gè)有效點(diǎn)，4個(gè)致密點(diǎn),4個(gè)超壓點(diǎn)，取樣三瓶。8223:00開始井壁取心作業(yè)（GR/RCOR，8305:00處進(jìn)行第一顆井壁取心作業(yè)，取心完成后鉆頭無法退出，上提過拉磅時(shí)壁取心工具8315:00開始打撈86撈落魚成功。8705:30試口袋，880:45鉆至12918開始棄井作業(yè)，927棄井作業(yè)結(jié)束。跡設(shè)計(jì)為南東方向的定向井，該設(shè)計(jì)軌跡基本兼顧了花港組和平湖組的構(gòu)造高點(diǎn)，縱向上能夠鉆遇多層油氣層。本井直井段鉆進(jìn)至1820m（12-1/4″井段）開始造斜，1914m造斜結(jié)束，進(jìn)入穩(wěn)斜井段，井斜基本控制在12°-14°，初始方位133°，鉆進(jìn)過程中方位有右漂趨勢(shì)，鉆至2345m，方位已接近160°，定向指°。取芯結(jié)束后改變鉆具組合，甩掉撓性短節(jié)，以減少使用高鉆模式，井斜方位穩(wěn)定。3104m進(jìn)入平湖組，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向使用穩(wěn)斜鉆井模式，井斜穩(wěn)定，但方位明顯左漂，平均-1°/30m。3230m以后旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向使用54°/75%微增井斜及方位模式鉆井，為五開二次造斜奠定基礎(chǔ)，鉆進(jìn)至3298m四開中完。8-3/8″井眼鉆至3335m開始第二次造斜，但對(duì)PD工具下指令后增斜效果不明顯，用PowerDrive工具進(jìn)行本井第二次造斜失敗，現(xiàn)場(chǎng)判斷PD近轉(zhuǎn)頭扶正器偏大(同鉆頭外徑)，定向鉆井至3392m起鉆。更換BHA改為馬達(dá)定向鉆進(jìn)BHA，下鉆到底后滑動(dòng)鉆進(jìn)，二次造斜十分順利，泥漿粘度控制在45S/qt滑動(dòng)造斜時(shí)磨阻較小平均造斜率2.5°/30m。鉆至斜深3546.44m/垂深3501m時(shí)第一靶點(diǎn)中靶，井斜29.23°/方位 .37。中靶后繼續(xù)造斜鉆進(jìn)至3630m（井斜31.82°/方位148.68°）起鉆。更換BHA改為旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向BHA鉆進(jìn),但造斜效果極差，降換BHA使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具加撓性短節(jié)，提高造斜率繼續(xù)二次造斜鉆進(jìn)，但井斜仍然下降嚴(yán)重從3787m鉆至3838m井斜由29.71°下降至24.9，繼續(xù)鉆至3856.6m第二次取心鉆進(jìn)。由于旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合降斜嚴(yán)重，取芯后下入馬達(dá)導(dǎo)向鉆具組合繼續(xù)增斜，下鉆到底后使用TF:90/75%模式增方位鉆進(jìn)，增斜十分順利，泥漿粘度控制在55S/qt，滑動(dòng)造斜時(shí)磨阻較小，無脫壓現(xiàn)象。平均造斜率，4.5°/30m，造斜鉆進(jìn)至3955m起鉆電測(cè)。電測(cè)完畢后繼續(xù)打測(cè)試口袋至3982m完鉆（未帶定向工具垂深3877.98m，水平位移593.16m，方位：140.07°。本井定向軌跡基本符合設(shè)計(jì)要求，井身質(zhì)量良好（見表3圖13鉆概26″井眼(196.5-573m)泥漿體系為海水/搬土漿，密度1.06g/cm3120sec16″井眼(573-1506m)泥漿體系為海水搬土漿/海水聚合物，使用海水搬土漿鉆進(jìn)至1430m，密度1.04-1.12g/cm332sec1430m1.16g/cm334s12-1/4″（1506-3298m使用PEM泥漿體系，1506-2941m井段密度控制在1.17g/cm350sec2941m以下井段密度提高至1.22g/cm3，粘度55sec左右。8-3/8″井眼（3298-3982.0m）使用PEM泥漿體系，3298-3630m井段鉆密度控制在1.19g/cm3左右，粘度45sec左右；3630-3856.6m井段，鉆密度控制1.22g/cm3左右，粘度48sec3856.6m一周后氣體全量不降反升最高達(dá)37%，判斷已進(jìn)入異常高壓帶鉆密度提至1.30g/cm3，鉆井取心后繼續(xù)用1.30g/cm3泥漿鉆至3913.3m后氣體全烴值居高不下最高達(dá)57%鉆密度逐步提高至1.54g/cm3，粘度64sec，由于管鞋處泥漿當(dāng)量泥漿密度已達(dá)1.60g/cm3，為確保不發(fā)生嚴(yán)重漏失，直接往循環(huán)池加入PF-SEAL的方法來提高地層的承壓能本井鉆進(jìn)過程中調(diào)整泥漿性能，確保了鉆井、測(cè)井等作業(yè)利進(jìn)行固井概況（見表9-5/8″套管采用單級(jí)固井水泥漿眼附加40%確保尾漿封固段的封固質(zhì)量，首漿返高在13-3/8″套管鞋上150m，1.75g/cm3尾漿封固到2280m，1.90g/cm3封固到2500m，固井質(zhì)量良好。7″尾管段148.75m固井采用單級(jí)單封的固井方法水泥漿眼附加50%1.90g/cm3后，懸掛器頂部不保留水泥塞，重點(diǎn)保證套管鞋、油氣層井段和尾管重疊段的水泥封固質(zhì)量，固井質(zhì)量?jī)?yōu)。三、資料錄地質(zhì)資本井使用ALS3.0型錄井儀進(jìn)行綜合錄井，在施工過程中嚴(yán)格按照地質(zhì)設(shè)計(jì)和中海油企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)有關(guān)要求進(jìn)行地質(zhì)錄井，鉆井過程中綜合錄井儀運(yùn)行平穩(wěn)滿足取資料要求但在深度上限于平臺(tái)條件局限性，沒有安裝自己的深度傳感器，與平臺(tái)合用一個(gè)傳感器，對(duì)深度的精度有一定影響，此外氣測(cè)色譜分析也存在某些不合理的現(xiàn)象，組分分析值與全烴值之間偏差較大，給判斷地層流體性質(zhì)帶來不便。本井從泥面開始監(jiān)測(cè)工程參數(shù)，從16"井眼連續(xù)測(cè)量氣體含量及組份分析，從斜深1300m開始巖屑、油氣熒光錄井，全井共撈取巖屑1477包(包括正、副樣)。從花港組H2（2452m）開始進(jìn)行地化錄井，全井共采集地化樣品486個(gè)，樣品分析項(xiàng)目：熱解分析486個(gè)、殘余碳286個(gè)熱解氣相色譜371個(gè)。全井共進(jìn)行兩回次油氣層取心，累計(jì)取心進(jìn)尺31.08m，心長(zhǎng)30.4m，平均收獲率97.8%。此外在鉆井過程中對(duì)明顯氣測(cè)異常層進(jìn)行了氣體點(diǎn)火試驗(yàn)。詳細(xì)錄井情況5、表6。儀器型號(hào)及測(cè)井系本井使用ECLIPS-5700（8-3/8″井眼因聲波儀器故障無備件改用MAC聲波特殊測(cè)井項(xiàng)目:核磁、測(cè)壓取樣（RCI，原設(shè)計(jì)8-3/8″井眼壁取心項(xiàng)目因取心儀器落井而取消，測(cè)井項(xiàng)目詳見表7。測(cè)井資料評(píng)（a）本井12-1/4″井眼除常規(guī)測(cè)井對(duì)油氣顯示層段增加了核磁段1502-3280m，由于在3280m附近儀器多次遇卡，導(dǎo)致3280m附近缺失10m左右測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，此外上測(cè)過程中在3273m，3221m，3093m，3083m等（b）8-3/8″井眼由于鉆遇高壓層，井下情況復(fù)雜，3880m附近遇卡嚴(yán)重，此深度以下缺失密度和中子數(shù)據(jù)，在測(cè)井過程中遇卡點(diǎn)較多，造成測(cè)井曲線形態(tài)失真。原計(jì)劃的核磁測(cè)井項(xiàng)目也因?yàn)榫聫?fù)雜情″井眼測(cè)井質(zhì)量較差。固井質(zhì)量評(píng)9-5/8"套管固井質(zhì)量測(cè)井項(xiàng)目為SBT，固井質(zhì)量良好，H5、H6、H87"尾管固井質(zhì)量測(cè)井項(xiàng)目為SBT封固良好，滿足測(cè)試要求，固井質(zhì)量良好。測(cè)井深度校（a）本井12-1/4″井眼測(cè)井電纜深度校正后實(shí)測(cè)13-3/8″套管鞋深度比工程所提供的深度淺1.3m，測(cè)井深度較錄井深度深2m左右，誤差在標(biāo)準(zhǔn)范圍同樣的校深8-3/8″井眼測(cè)實(shí)測(cè)9-5/8″套管鞋比工程所提供的深度深0.5m，測(cè)井深度較錄井深度深2-3m，(b)按照同樣的校深方法，在9-5/8″套管質(zhì)量測(cè)量過程中實(shí)測(cè)同位素深度比工程提供的深度深0.6-0.7m7″尾管固井測(cè)量時(shí)實(shí)測(cè)同位素深度比工程提供的深度深2.8-3.3m度誤差逐漸加大，造成誤差的原因可能與尾管實(shí)際座掛深度有關(guān)，因?yàn)橛勉@桿送尾管時(shí)，由于鉆具總重量增加，其拉伸長(zhǎng)度也會(huì)增加，這樣就會(huì)導(dǎo)致按照鉆桿長(zhǎng)度計(jì)算的尾管座掛深度比實(shí)際座掛深度淺，另外也不排除尾管丈量存在一定誤差以及上扣時(shí)沒有完全上到位等原因。綜上所測(cè)井深度比較準(zhǔn)確需要做進(jìn)一步的校深工作測(cè)壓取樣根據(jù)地質(zhì)設(shè)計(jì)要求，本井12-1/4″井眼和8-3/8″井眼完鉆后對(duì)油氣層進(jìn)壓取樣，儀器型號(hào)為RCI。全井共測(cè)壓點(diǎn)60個(gè)，其中有效點(diǎn)44密點(diǎn)12超壓點(diǎn)46（見表8、9。測(cè)壓、取樣結(jié)果表明H5、H8油層，H6P3-P7氣層特征。四、地 （Qd（NS）（N3L（N2Y（N1L下第三系漸新統(tǒng)花港組（E3h、始新統(tǒng)平湖組（E2p 本井從斜深1300m（相當(dāng)于柳浪組頂部）自井底測(cè)至1502（相當(dāng)于柳浪組中部?jī)H對(duì)柳浪組及其以下地層巖電特征進(jìn)行簡(jiǎn)要敘述。1上第三系中新統(tǒng)柳浪組（N1井深1300.0-1711.5m，視厚411.5m（注：本井段為直井段巖性綜互層；中部灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖夾淺灰色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、細(xì)砂泥巖。電性自然伽瑪曲線砂、泥巖幅度差異明顯，其值110—120API，砂巖60—75API。深淺電阻率曲線在砂巖段分開明顯，泥巖段視電阻率值大于砂巖段，泥巖1—2Ω.M，砂巖0.6-0.8Ω.M。聲波時(shí)差曲線受井徑影響變化幅度較大，其值一般在110μs/ft左右。自然電位曲線反映本組與下伏地層呈整合接觸上第三系中新統(tǒng)玉泉組斜深1711.5—1945.0m（垂深1711.5-1943.2m，斜厚233.5m（垂厚231.7m。巖性綜本組由二個(gè)正旋回組（1843.0-1945.0m泥質(zhì)粉砂巖、細(xì)砂巖及煤層。1843.0m電性形高值，其值：泥巖10API左右，砂巖50-70AP。深淺電阻率曲線在砂巖段分開明顯，泥巖段視電阻率值大于砂巖段，泥巖1-2Ω.M0.6-0.8Ω.M105μs/ft左右，泥巖100μs/ft。自然電位曲線反映砂巖呈正異常，井徑曲線反映砂巖段規(guī)則，泥巖段有擴(kuò)徑現(xiàn)象。本組與下伏地層呈整合接觸1上第三系中新統(tǒng)龍井組（N1斜深1945—2270.5m（垂深1943.2-2260.4m，視厚325.5m（垂厚317.2m巖性綜淺灰色含礫中砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖、含礫細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂灰色泥質(zhì)粉砂巖。電性100-115API55—70API。視電阻率曲線反映泥巖值一般大于砂巖值，泥巖一般1.5-2Ω.M一般1Ω.M左右。聲波時(shí)差曲線較為平緩，幅度變化小，從下往上有逐90μs/ft100μs/ft本組與下伏地層呈假整合接3花港組上段（E3斜深2270.5-2619.0m（垂深2260.4-2601.7m斜厚348.5m（垂厚341.3m巖性粉砂巖夾灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖。本段中部夾棕紅色泥巖。電性主，曲線呈帶微齒箱形，與泥巖呈突變接觸；上部呈齒形高值與鐘形低值和齒形低值間互，個(gè)別砂層呈正韻律，其底界曲線形態(tài)與泥巖呈突變型接觸，向上泥質(zhì)含量逐漸增加，頂界呈過渡型接觸，本段泥巖伽瑪值105-120API50-70API2—3.5Ω.M左右，砂巖1—1.4Ω.M差值有自下往上增大趨勢(shì)，由80μs/ft升至90μs/ft，泥巖略高于砂巖。自然電位曲線上砂巖呈正異常，幅度差明顯。井徑曲線上反映砂巖段井徑規(guī)則，局部泥巖段有擴(kuò)徑現(xiàn)象。3花港組下段（E33076.4m厚474.7m。巖性灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖；中、下部灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖夾淺灰色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、灰質(zhì)粉砂巖及煤層。底部淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖夾灰色粉砂質(zhì)泥巖。電性?shī)A尖齒形高值，中、下部為齒形高值夾尖齒型和帶微齒鐘形低值，底部為帶微齒箱狀，與泥巖呈突變性接觸，本段泥巖伽瑪值120—135API，砂巖50—75API于水層砂巖，泥巖4－6Ω.m，砂巖（水層）3Ω.m左右，氣層視電阻率最高達(dá)24Ω.m，油層4.5-7Ω.m。聲波時(shí)差曲線受井徑影響在上部變化較大，下部較平緩，泥巖值75μs/ft左右，砂巖（水層）值80μs/ft左右。自然電位曲線在砂巖段呈正異常。井徑曲線下部平直，上部泥巖段有擴(kuò)徑現(xiàn)象。本組與下伏地層呈不整合接平湖組斜深3104.0—3383.6m（垂深3076.4-3350.7m，斜厚279.6m（垂274.3m。巖性綜青質(zhì)煤層及碳質(zhì)泥巖，底部淺灰色細(xì)砂巖。電性110—140API55—75API5-7Ω.m，泥巖6－8Ω.m，電阻率最高達(dá)15Ω.m值90-75μs/ft段平直，但煤層段擴(kuò)徑明顯。平湖組中斜深3383.6-3950.0m（垂深3350.7-3851.2m斜厚566.4m（垂厚500.5m巖性綜巖。電性110-125API40-70API10Ω.m阻率一般15-25Ω.m30Ω.m80-70μs/ft。自然電位曲線在砂巖段呈正異常，但幅度異常小，說明砂巖滲透性差。井徑曲線反映煤層段擴(kuò)徑嚴(yán)重。平湖組下段（未穿斜深3950.0-3982.0m（垂深3851.2-3878.0m，斜厚32.0m（垂厚26.8m巖性綜灰色泥巖夾淺灰色細(xì)砂巖及瀝青質(zhì)煤層電性特征（略備注：本井3950m以下無測(cè)井資料五、油氣顯示特概11，油在H6心中熒光干照有顯示，其余顯示層巖屑熒光干照無顯示，滴照具淡乳白色熒光，QFT常為氣層顯示特測(cè)井共解釋氣層20，累計(jì)斜厚107.0m(垂厚97.3m)；差氣層12，累計(jì)斜厚36.4m(累計(jì)垂10.1m；2.2m36.4m；127.6m（13井、熒光錄井及測(cè)井解釋等資料，全井綜合解釋油層3層,累計(jì)斜厚10.8m(10.1m)；差油層12.3m(垂厚2.2m)；20，累計(jì)斜厚107.0m(垂厚97.3m)；差氣層12,累計(jì)斜厚33.8m(累計(jì)垂29.6m)23.9（20.5m139.2m表14、圖14、圖15、圖16、圖17、圖18、圖19。油氣顯示特本井油氣顯示頻繁，油氣顯示集中在平湖組中段和花港組下段，油層僅分布在花港組下段（H5、H8，平湖組為氣層顯示特征顯示層全烴含量高分全組分偏高，但熒光顯示低，全井僅在H6巖心中熒光干照有顯示，其余顯示層熒光干照無顯示，但滴照顯示呈淡乳白色，QFT異常明顯。全烴含量大于10%的顯示層取縱向上比較均一，平湖組儲(chǔ)集層物性縱向性變化較大。油氣顯示層除H8具底水外，其余顯示層均無底平湖組P7以上為常壓地層，P8進(jìn)入異常高壓帶，壓力系1.5281平湖組P7以上油氣顯示層深、淺側(cè)向差異較明顯，中子—密度差異幅度較大，孔滲性相對(duì)較好;P8深、淺側(cè)向差異小，物性明測(cè)井資料3400m下儲(chǔ)層物性明顯變差，孔隙度＜11%，滲透率小于6md。油層（表14中第1、3、9層（1H5a2766.2（2745.5m斜厚3.7m（垂厚3.3m。17.122（QFTQFT值達(dá)357.3（詳見表813.9%9.8md（2第3H5b2785.6-2787.5（垂深2764.5-2766.3m斜厚1.9m（垂厚1.8m巖性為淺灰色粉砂巖，物性一般；氣測(cè)全烴10.1311%，組分齊全，值達(dá)275.6；本層鉆開時(shí)從脫氣機(jī)取氣樣層未能取到有效測(cè)壓點(diǎn)，測(cè)井孔隙度17.7%，滲透率136.2md，含水飽和度48%。（33078.9（3051.6m斜厚5.2m（垂厚5.0m巖性為淺灰色粉砂巖，物性一般；氣測(cè)全烴13.2899%，組分齊全，（QFT）值異常明顯，QFT值231；本層鉆開時(shí)從脫氣機(jī)取氣樣點(diǎn)火呈天藍(lán)色火焰，測(cè)壓和取樣都證實(shí)為油層（見表8，測(cè)井孔隙度17.7%，滲透率166.7md，含水飽和度52%%。本層具底水差油層（表14中第2層本層與第3同一層砂體同屬H5b斜深2783.3-2764.5m，2.2m10.1311QFT值275.611.1%5.8md，含水飽和度70%，綜合解釋為差油層。氣層（表14中第4、5、6、7、8、13、15、16、17、18、20、、、、、、、 層（1）4、5、6位為H6，深度分別為：斜深2911.6-2889.9m2929.7（2905.2m斜深2932.0-2938.9m（垂深2907.7-2914.5m，累計(jì)斜厚16.7m（垂厚16.3m巖性為淺灰色粉砂巖，物性一般；氣測(cè)全烴最高20.261%，最低7.4848（（QFTQFT最高327.6，H6取心層位（注：取心井段斜深2927.0-2941.0m，垂深2902.7-2916.5m25H6（詳見表817.2-20.4%75.2-792.7md，含水飽和度30-60%。（2）第7、8層，層位為H7，深度分別為：斜深3012-3014.8m（垂2985.9-2988.6m斜深3026.3-3030.3m（垂深3000.5-3003.9m6.1m18.3801-24.932（QFT）值異常明顯，QFT最高426.9，鉆開時(shí)從脫氣機(jī)取氣樣點(diǎn)火呈天藍(lán)色火焰，測(cè)壓結(jié)果證實(shí)為氣層（詳見表8，測(cè)井孔隙度16.8-18.5%，滲透率97.2-521.2md，含水飽和度42-43%。（3131516層位為P3別為斜深3369.1-（垂深3336.5-3337.3m3371.2-3373.4（3338.6-3340.7m斜深3375.3-3383.6m（垂深3342.5-3350.6m，累計(jì)斜厚11.3m（垂厚11.0m巖性為淺灰色細(xì)砂巖性一全烴20.672-33.9193%，組分齊全，重組份偏高，巖屑熒光干照無顯示，滴照淡乳白色，反應(yīng)慢，定量熒光分析（QFT）值異常明顯，QFT值最高達(dá)416.1，本層鉆開時(shí)從脫氣機(jī)取氣樣點(diǎn)火呈天藍(lán)色火焰，測(cè)壓和取樣結(jié)果證實(shí)為氣層（詳見表9測(cè)井孔隙度11.7-14.6%，滲透率6.5-9.0md，含水飽和度50.2-60%。第、、、層，層位為P4，深度分別為：斜深3425.83427.1m（垂深3391.1-3392.4m、斜深3433.3-3452.5m（垂深3398.3-3416.1m3429.9m3468.8m（垂深3430.4-3431.2m，累計(jì)斜厚22.1m（垂厚20.5m巖性為淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖，物性較上覆地層明顯變差；氣測(cè)全（鉆時(shí)變大有一定影響4.5242-9.3546為主，巖屑熒光干照無顯示，滴照淡乳白色，反應(yīng)慢，定量熒光分析（QFT）值異常明顯，QFT值最高達(dá)791.7，測(cè)壓結(jié)果證實(shí)為氣層（詳見表9，測(cè)井孔隙度10.5-12.4%，滲透率4.9-6.5md，含水飽和度45.8-26，層位為P5，3530.9-3532.7m（3487.3-3488.9m巖性為淺灰色細(xì)砂巖，物性較差；氣測(cè)全烴值3.224%，組分齊全，C1為主，巖屑熒光干照無顯示，滴照淡乳白色，反應(yīng)慢，定量熒光分9測(cè)井孔隙度10.4%，滲透率5.7md，含水飽和度57.4第28、30層，為同一層砂體，二層中間夾一層粉砂巖（差氣層，物性相對(duì)差，層位為P6，深度分別為：斜深3595.6-3603.5m（垂3549.8m3558.3m8.6m巖性為淺灰色粉細(xì)砂巖，物性較差；氣測(cè)全烴值較高，9.6195-17.7126C1（QFT）值異常明顯，QFT值最高達(dá)611.5，本層鉆開時(shí)從脫氣機(jī)取氣樣點(diǎn)火呈天藍(lán)色火焰，測(cè)壓結(jié)果證實(shí)為氣層（詳見表9，測(cè)井孔隙度10.4-11.0%，滲透率5.3-5.7md，含水飽和度45.8-51.8%。第、、、層，層位為P7，深度分別為：斜深3664.93667.5m（垂深3602.2-3604.5m、斜深3669.7-3672.2m（垂深3606.4-3608.5m斜深3683.2-3698.6m（垂深3618.0-3631.2m斜深3714.3m（垂深3643.1-3644.5m，累計(jì)斜厚22.2m（垂厚19.1m21.9561C1屑熒光干照無顯示滴照淡乳白色，反應(yīng)慢，定量熒光分析（QFT）值異常明顯，QFT值最高達(dá)819.8，本層鉆開時(shí)從脫氣機(jī)取氣樣點(diǎn)火呈天藍(lán)色火焰，測(cè)壓和取樣結(jié)果證實(shí)為氣（詳見表9，測(cè)井孔隙度10.0-12.2%，滲透率4.9-7.4md，含水飽和度38，層位為P8，3905.5-3921.5m（3827.0m14.1m巖性為淺灰色中砂巖、含礫中砂巖，物性較差；氣測(cè)全烴值高達(dá)69.5955（QFTQFT值2023.91.3g/cm357%1.54g/cm3，從脫氣機(jī)取氣樣點(diǎn)火呈天藍(lán)色火焰（尾部略帶黃色火焰10.9%5.3md49.9%情況復(fù)雜，本層未能獲取中子、密度資料，綜合錄井和部分測(cè)井資料解釋為氣層。差氣層（14第、、、、、、、、31、35、37層（1）11，層位為P1，3250.5-3252.2m（3220.5-3222.1m，1.6m11.8177C1為主，巖屑熒光干照無顯示，滴照淡乳白色，反應(yīng)慢，定量熒光分析（QFT）值異常明顯，QFT值592.5，本層鉆開時(shí)從脫氣機(jī)取氣樣點(diǎn)火不燃。本層從電阻率曲線來看雙側(cè)向有幅度差（顯示有一定的滲透性，但是從物性曲線上顯示為干層兩者有一些故綜合判斷為差氣層。（2）12，層位為P2，3285.8-3288.4m（3255.0-3257.6m，2.6m巖性為淺灰色粉砂巖性較差；氣測(cè)全烴值3.0293%，組分齊全，以C1為主，巖屑熒光無顯示，定量熒光分析（QFT）值異常明顯，QFT487.6（顯示有一定的滲透性但是從物性曲線上顯示為干層兩者有一些故綜合判斷為差氣層。（3）19、21層位為P4，深度分別為：斜深3466.0-（垂深3428.6-3429.3m3467.4-3467.9（3429.9-3430.4m，累計(jì)斜厚1.2m（垂厚1.1m9.3564%C1為主，巖屑熒光干照無顯示，滴照淡乳白色，反應(yīng)慢，定量熒光分析（QFT）值異常明顯，QFT值534.7，本層鉆開時(shí)從脫氣機(jī)取氣樣點(diǎn)火9.3-9.43.4-4md55.8-56.7%。第、、、層，層位為P5，深度分別為：斜深3520.53522.6m（垂深3478.1-3479.9m、斜深3526.5-3527.3m（垂深3483.4-3484.1、斜深3528.9-3530.4m（垂深3485.5-3486.8m、斜深3537.0m（垂深3489.4-3492.7，累計(jì)斜厚8.1m（垂厚7.1m巖性為淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖，物性較差；氣測(cè)全烴值2.9403-3.2241%，組分齊全，以C1為主，巖屑熒光干照無顯示，滴照淡乳白色，反應(yīng)慢，定量熒光分析（QFT）值異常明顯，QFT值最高達(dá)883.3；測(cè)井孔隙度8.1-9.6%，滲透率2.9-4.4md，含水飽和度61.6-72.3%。29，層位為P6，3603.5-3611.3m（3549.8-3556.4m，6.6m巖性為淺灰色粉砂巖性較差；氣測(cè)全烴值9.6195%，組分齊全，以C1為主，巖屑熒光干照無顯示，滴照淡乳白色，反應(yīng)慢，定量熒析（QFT）值異常明顯，QFT最高達(dá)430.8；測(cè)井孔隙度8.6%，滲透率3.5md，含水飽和度49.9%。31、35層位為P7，深度分別為：斜深3664.0-3602.2m3712.6（3643.1m累計(jì)斜厚5.0m（垂厚4.3m18.4467-21.2523%，組分齊全，以C1為主，巖屑熒光干照無顯示，滴照淡乳白色，反應(yīng)慢，定量熒光分析（QFT）值異常明顯，QFT值最高達(dá)699.2，鉆開時(shí)從脫氣8.1-9.42.9-4.3md，含水飽和度64.0-65.5%。37，層位為P8，3888.0-3898.0m（3797.4-3806.3m，8.9m52.4272%，組分（1.3g/cm3，1.54g/cm3（QFTQFT值高達(dá)..滲透率2.8md，含水飽和度71.6%。干層（表14中第14、39層分別位于P3、P8層，巖性為淺灰色粉細(xì)砂巖、灰質(zhì)細(xì)砂巖，物性較差，熒光干照無顯示，滴照淡乳白色，氣測(cè)全烴20.6702-2.3478%，測(cè)井孔隙度5.9-8.4%，滲透率0-3.1md，含水飽和度84.4-96.3%。六、地層及含油氣性對(duì)本井為放南構(gòu)造第一口探井，B7、1位于放二斷塊南部，本井和B7、平湖1屬不同的構(gòu)造，從已揭示的巖性組合特征、電性特征來看，花港組以上地層可對(duì)比性較好，但所揭示的平湖組地層存在一定差異，三口井地層含油氣性也存在較大差異（見表15、表16及圖20僅對(duì)花港組以下地層及含油氣性作對(duì)比本井與B7井、平湖1井底界深度分別為2601.7m、2489.0.0m、2460.0m（41.0mB7井為46.62m1井為28.7m沉積厚度分別為341.3m339.0m、317.5mB71井厚24mB7井、平湖1井深110m左右。巖性組合特征基本相似，上部以泥質(zhì)（棕色本井H1B7井增厚13m左右，B7平湖1井厚度基本一致。三H1砂巖較B7井、平湖1井相對(duì)發(fā)育，三口井砂巖占本層百分比分別為本層無油層顯本井與B7平湖1沉積厚度分103.2m、103.0m、89m，巖性組合特征相似，但本井H2砂巖變薄，三口井砂巖占本層百分比分別為58.7%、68.7%、73%。油氣顯示情況：本井和B7在該層位均未見油氣顯示1井在該層位有一層底水油層度為2313.8-2316.8m。本井與B71井沉積厚度分別為82.9m94.0m84m組合特征一致，均為下粗上細(xì)正旋回沉積，但本井砂巖厚度相對(duì)變薄，三口井砂巖占本層百分比分別為68.5%、85.3%、74.8%。本層無油氣顯本井與B7平湖1井底界深度分別為3076.2m2922.5m2929m，沉積厚度分別為374.5m433.5m469m本井埋深較B7井深150m厚度也變薄60m右，三口井巖性組合特征差異較大。本井及B7平湖1沉積厚度分98.2m、119.0m、110m，本井厚度質(zhì)巖相對(duì)發(fā)口井砂巖占本層百分比分別為72.2%、巖，B7平湖1砂泥巖互層。本層無油氣顯本井及B7平湖1積厚度分別104.1m、66.0m、96.0m，本井厚度明顯增厚三口井砂巖占本層百分比分別為26.642.933.5本井巖性組合特征與平湖1井相似，為泥巖夾砂質(zhì)巖，而B7井巖性組合為下粗上細(xì)正旋回沉積。油氣顯示情況：本井該層有2層油層，深度為2742.2-2745.5m、2762.3-2766.3m，B7井和平湖1井該層無油氣顯示本井及B7平湖1積厚136.0m126.0m119.0m，本井厚度略厚于B71砂巖占本層百分比分別為42.6%、68.2%、36.1%。本井巖性組合特征與B7平湖1有一定差異，本井為泥質(zhì)巖夾砂巖B7和平湖1下粗上細(xì)正旋回沉積。油氣顯示情況井該層有3深度為2887.6-2889.9m2898.0-2905.2m，2907.7-2914.5m，B7和平湖1無油氣顯示。本井H6氣層鉆開時(shí)綜合錄井沒有檢測(cè)到H2SH2S（2927.0-2941.0m22916.5m。但巖心切割封存一段時(shí)間后，打開巖心筒密封蓋時(shí)在物性較（相當(dāng)于2907.7-2914.5m氣層發(fā)現(xiàn)有H2SH2S檢測(cè)儀測(cè)得H2S含量最高達(dá)31ppm，巖心送到化驗(yàn)室后洗去外表泥漿，再重新封存一段時(shí)間后打開仍能檢測(cè)到H2S段H2S含量高達(dá)27ppm。結(jié)合到本井鉆井期間鉆開新地層時(shí)綜合錄井均未發(fā)現(xiàn)H2SH2S止?fàn)顟B(tài)時(shí)H2S監(jiān)測(cè)儀頻繁，現(xiàn)場(chǎng)基本判斷是泥漿材料發(fā)酵產(chǎn)生了H2S氣體，但并不能排除某個(gè)層段不存在H2S，對(duì)H6下部2907.7-2914.5m氣層是否存在H2S氣體有待進(jìn)一步研究。本井及B71井沉積厚度分別為64.1m61.5m65.0m33.579.260.0%。B7井為砂質(zhì)巖夾泥巖，平湖1井為下粗上細(xì)正旋回沉積。油氣顯示情況：本井該層有22985.9-2988.6m3000.5-3003.9mB7井和平湖1井該層無油氣顯示。本井及B71井沉積厚度分別為72.1m61.0m79.0m口井砂巖占本層百分比分別為51.673.1%74.1%征均為下粗上細(xì)正旋回沉積。但本井砂質(zhì)巖變薄、粒度變細(xì)。油氣顯示3046.6-3051.6mB7平湖1井該層無油氣顯示。平湖本井和B7井僅揭示到P9（未穿，平湖1井已揭示到P12，從已揭開的地層巖性特征來看，本B7P8上地層厚度基本相當(dāng)，沉積厚度分別為775.1m、766.2m。平湖1井因斷層影響P5僅留頂部，P6缺失，P8以上地層厚度僅587m。本井P8埋深較B7井深163m左右。三口地層含油氣性存在較大差異本井P8鉆遇高壓湖地本井及B7平湖1積厚度分別129.0m、97.5m、71.0m，三口井砂巖占本層百分比分別為36.437.5%53.5厚度明顯增主要是上部泥巖增厚所致，三口井巖性組合特征均為下粗上細(xì)正旋回沉1井在該層位有22957.3-2964.7m，2977.7-2982.3m（具底水，本井和B7井該層無油氣顯示。本井及B7井、平湖1井沉積厚度分別為38.3m、38.5m、36.0m，沉積厚度一致，三口井砂巖占本層百分比分別為21.4%、48.1%、45.8%。本井該層巖性變細(xì)，砂巖不發(fā)育，巖性組合為泥質(zhì)巖夾粉砂巖，而B7井和平湖1井則為下粗上細(xì)正旋回沉積。油氣顯示情況：本井該層有一層差氣層，深度為3220.5-3222.1m；B7井該層底塊砂巖頂部有1層氣層（具底水，深度為3040.0-3043.0m；平湖1井該層底塊砂巖頂部有1層氣層（具底水，深度為3024.2-3027.6m。本井及B7平湖1沉積厚度分48.0m、48.5m、61.0m，三口井砂巖占本層百分23.530.1%54.1該層巖性偏細(xì)，煤層極為發(fā)育,煤層占本層10.2%，巖性組合為泥質(zhì)巖夾粉砂巖及煤層；B7井巖性組合為泥質(zhì)巖夾粉砂巖；平湖1井該層砂巖發(fā)育，粒度較粗，顯示情況：本井該層有1差氣層，深度為3255.0-3257.6m；B7和平湖1該層無油氣顯示。本井及B7井、平湖1井沉積厚度分別為59.2m、71.0m、82.0m，三口井砂巖占本層百分比分別為28.746.9%40.2%底塊砂變薄，沉積厚度減薄，三口井巖性組合特征一致，均為下粗上細(xì)正旋回1（含夾層3336.5-3350.6mB7應(yīng)層2氣水同層平湖1井有1氣層，深度為3133.0-3140.5m（有夾層，1氣水同層。本井及B7井、平湖1井沉積厚度分別為111.3m、118.0m、96.0m，三口井砂巖占本層百分比分別為41.472.3%30.9%。本井該層沉積厚度與B7基本相當(dāng)，略厚于平湖1但本井和平湖1層巖性偏細(xì)，巖性組合為泥質(zhì)巖夾砂巖及煤層，B7巖性組合為塊狀砂巖夾泥巖B7有一層深度為3192.5-3197.8m（具底水平湖1井相應(yīng)層位僅見本井及B7井沉積厚度分別為63.3m、71.0m，二口井砂巖占本層百分比分別為33.8%、19.9%，煤層占本層百分比分別為10.7%、6.8%。本征相似為泥質(zhì)巖夾砂質(zhì)巖及煤層顯示情該層中部有5（差3478.1-3479.9m3483.1-3484.1m3485.5-3487.3-3488.9m，3489.4-3492.7m；B7井該層無油氣顯示本井及B7井沉積厚度分別為33.1m、32.5m，二口井砂巖占本層分比分別為53.5%66.2%，上細(xì)正旋回沉積。油氣顯示情況：二口井油氣顯示特征相似，底部砂巖均為厚層氣層，不同的是B7井含底水，本井無底水。本井及B7井沉積厚度分別為197.3m185.5m128.0m占本層百分比分別為29.914.7%25.5%1井頂部泥巖缺失，巖性組合特征相似，均為泥質(zhì)巖夾砂質(zhì)巖及煤層。油氣顯示情況：本井中部有4層（差）氣層，深度為3601.4-3604.5m、3606.4-3608.5m3618.0-3631.2m、3639.6-3644.5mB7井相應(yīng)層位有2層氣層和1層氣水同層，深度為3432.0-3436.5m、3458.8-3469.8m3474.0-3479.8m；平湖1井該層位油氣顯示較差，僅見一層氣水同本井及B7井沉積厚度分別為95.6m103.7m91.0m51.9%27.5%37.6%B7井和平湖組巖性組合為泥質(zhì)巖夾煤層，底部為砂巖。油氣顯示情況：本井該層進(jìn)入異常高壓帶，下部有1層差氣層、1層氣層，深度分別為3797.4-3806.3m、3813.0-3827.0m；B7井該層為常壓系統(tǒng)，有2層氣層，深度為3628.0-3630.4m、3667.0-3688.7m；平湖1井該層位相應(yīng)層位七、結(jié)鉆探結(jié)果初步驗(yàn)證了資料的地質(zhì)屬性，完成了地質(zhì)設(shè)計(jì)地層對(duì)比表明：本井與鄰近的放二斷塊南部的B7井、平湖井花港組可對(duì)比性好，但平湖組地層組合特征存在一定差異，可對(duì)比性差。通過鉆探本井在花港組下段H5H6H7H8平湖組P3P4、P5P6P7P8發(fā)現(xiàn)良好油遇油氣層156.5（垂厚141.8m，完鉆后選擇了3層（H6、P7、P8）進(jìn)行鉆桿測(cè)試，試獲高產(chǎn)業(yè)性油氣流，最高日產(chǎn)天然氣132.65萬方、凝析油290.58方，證實(shí)放平湖組P7以上為常壓層，地溫梯度3.47℃/100m；P8進(jìn)入異常高壓帶，P8力系數(shù)達(dá)1.5281，地溫梯度3.41℃/100m。建前地層壓力預(yù)測(cè)研究工作，以確保安全高效完成鉆探工作。放南構(gòu)造從P8始進(jìn)入異常高壓帶，在平湖地區(qū)尚屬首次，H6氣層下部取心井段巖心在發(fā)現(xiàn)有H2S存在，是地層本身存在H2S氣體還是泥漿材料發(fā)酵產(chǎn)生有待進(jìn)一步研究，但在生產(chǎn)過程中有必要引起足夠重視，加強(qiáng)監(jiān)測(cè)和采取必要的防范措施，以確保安全生產(chǎn)。1平湖十一井基本PH11北緯 東經(jīng) 位于市東南方向的東海大陸架上，距市南匯365kmLine16371/ 2/ 12010-6-2010-8-2010-9-＋12-1/4″×3298m＋8- 30″×195.61m＋20″×569.92m＋13-＋9-2PH-11序與井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)寸12010-06-201082022010-06-32010-06-42010-06-52010-07-2010-8-2010-9-3平湖十一井井定向?qū)崪y(cè)數(shù)據(jù)+N/-000000000000平湖十一井平湖十一井井定向?qū)崪y(cè)數(shù)據(jù)表（續(xù)+N/20+N/+N/04平湖十一井套管通標(biāo)直徑13-9-外徑壁厚套管總長(zhǎng)下入深度 水泥用量1.90-低壓時(shí)間5555高壓時(shí)間55平湖十一井錄井工作量統(tǒng)計(jì)井段1300-5220巖屑樣合計(jì)14772400-23253050-2466*2573-泥面-1300-10111300-1011從2452m以下進(jìn)行巖屑熱解分析，累計(jì)樣品486個(gè)，分6平湖十一井鉆井組12927.0-砂巖、泥質(zhì)粉砂組23856.60-7平湖十一井測(cè)井項(xiàng)目統(tǒng)計(jì)測(cè)量井段773280m-77－783278m-78自然伽瑪/核磁2748-2772-2900-3003-3017-3065-7132200-8-7297303955-73081瑪8283表 平湖11井12-1/4″井眼測(cè)壓取樣數(shù)據(jù)FinalHydroHydroTest2761Tight2762Tight276394792Good2764Tight27651Good2765102Good2783Tight282210010Good28251004894Good2912101101Good2913587Good2922102Tight29231021Good29251021129Good2927151Good292810310198191Good2936104Tight7Good107178181Good296310710Good3013Good3014107101Good302810710Good302910810Good3046109Tight307610910Good307811Good307511010Good308111110169Good3084157Good309611110Good32101125NoteGood3213112Good3223Good3227113Good3250Tight2935105Good30291091Good3076111102927276510810308210Good308011215561555表 平湖11井8-3/8″測(cè)壓取樣數(shù)據(jù)10PH11簡(jiǎn)系統(tǒng)組段下穿灰色泥巖夾淺灰色細(xì)砂巖及瀝青質(zhì)煤表 平湖11井現(xiàn)場(chǎng)錄井油氣顯示4表 平湖11井四開測(cè)井成果數(shù)據(jù)3表 平湖11井五開測(cè)井成果數(shù)據(jù)序?qū)? 密中飽和滲透解釋結(jié) 段厚 段厚頂?shù)醉數(shù)?氣2干3氣47氣5氣6氣7干8差氣9氣差氣氣干干差氣差氣差氣氣差氣干干氣差氣氣干差氣氣氣氣差氣氣差氣氣干統(tǒng)計(jì)：1、氣層83.5米/15層，垂厚73.9米；差氣層32.1米/10層，垂厚28米。氣層的解釋標(biāo)準(zhǔn)：孔隙度>10%,含水飽和度<60%,滲透率>5md;差氣層解釋標(biāo)準(zhǔn)：孔隙度>5%,含水飽和<75%,滲透率>1md;干層解釋標(biāo)準(zhǔn)：孔隙度<5%,含水飽和度>75%,滲透率<5md;2、滲透率計(jì)算采用低孔滲砂巖巖電實(shí)驗(yàn)用密度測(cè)井和自然伽馬曲線擬合解釋人：許風(fēng)表 平湖11井油氣顯示綜合數(shù)據(jù)15平湖11砂層組及含油氣性PH11B7PH-1深度視厚深度視厚深度視厚龍★2313.8-★2742.2-★2762.3-☆2887.6-☆2898.0-☆2907.7-☆2985.9-☆3000.5-★3046.6-☆2957.3-☆2977.7-☆3040.0-☆3024.2-☆3336.5-☆3338.6-☆3342.5-□3137.0-☆3133.0-☆3137.5-☆3391.1-☆3398.3-☆3429.3-☆3430.4-☆3192.5-☆3487.3-☆3543.1-☆3556.4-☆3379.0-F☆3602.2-☆3606.4-☆3618.0-☆3643.1-☆3432.0-☆3458.8-☆3813.0-☆3628.0-☆3667.0-穿穿資料來源：PH11井地質(zhì)錄井及測(cè)井資料、B7井和PH-1井完井地質(zhì)報(bào)告表 平湖11井與鄰井目的層砂泥巖統(tǒng)計(jì)地平湖11B7平湖1組井深視砂質(zhì)泥質(zhì)煤井深視砂質(zhì)泥質(zhì)煤井深視砂質(zhì)泥質(zhì)煤頂?shù)滓曇曇曧數(shù)滓曇曇曧數(shù)滓曇曇?11312122F(未穿(未穿注：平湖1井