新建文件夹涩R16-3井01完井报告涩R3-3井录井完井报告

青海省柴达木盆地涩北二号气田 涩R16-3井录井完井 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 中国石油集团测井有限公司青海事业部 2009年05月01日 青海省柴达木盆地涩北二号气田 涩R16-3井录井完井报告 施工单位：L21109录井队 监督所在单位：青海油田监督监理公司 地质监督：李占林 编 写 人：王培山 审 核 人：李劲松 中国石油集团测井有限公司青海事业部 2009年05月01日 验 收 意 见 书 本井位于青海省柴达木盆地东部，距格尔木市北180--200Km，距涩北基地12Km。构造位置：青海省柴达木盆地涩北二号构造涩2-7-3井99°方位537m。井别：开发井； 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 井深：1328m；完钻井深：1328.00m。钻探目的：实施《青海省柴达木盆地涩北气田100亿立方米产能总体开发框架 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 》，第三开发层系井网，新建一定产能。完钻层位：Q1+2。 本井严格按照地质设计要求，取全取准了各项地质资料，完成了地质任务，达到了钻井目的。 该井资料全准率100%，油气显示发现率100%，差错率1.24‰。 经综合评定:该井资料为“一类”资料。 验 收 人：李劲松 李庆林 验收日期：2009年05月01日 目 录 第一章 概 况 4 第二章 录井综述 5 1、钻井简史 5 2、录井概况 5 第三章 地质成果 6 1、地层 6 2、油、气、水显示 6 3、构造 6 第四章 结论与建议 6 附 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf : 1.基本数据表........................................................8 2.录井资料统计表....................................................9 3.油气显示统计表....................................................10 4.钻井液性能分段统计表..............................................26 5.测井项目统计表....................................................27 6.电测解释成果表....................................................28 7.固井数据表.. .....................................................30 8井斜数据表...... ..................................................31 附件 1. 套管数据表 2. 综合录井班报 3. 录井综合记录 第一章 概 况 1、基本数据 （1）井号：涩R16-3井 （2）井别：开发井 （3）井位： ①井位坐标：纵(X)：4131920.0 横(Y)：16612385.0(北京坐标系，初测) ②地面海拔：2718.00m(黄海高程系，初测)；补心海拔：2724.00m。 ③地理位置：青海省柴达木盆地东部，距格尔木市北180--200Km，距涩北基地12Km。 ④构造位置：青海省柴达木盆地涩北二号构造涩2-7-3井99°方位537m。 （4）设计井深：1328m；完钻井深：1328.00m。 （5）钻探目的：实施《青海省柴达木盆地涩北气田100亿立方米产能总体开发框架方案》，第三开发层系井网，新建一定产能。 （6） 一开时间：2009年04月13日21:00 二开时间：2009年04月17日08:00 完钻时间：2009年04月19日06:00 完井时间：2009年04月24日13:17 （7）完钻层位及依据: ①完钻层位：Q1+2. ②完钻依据：钻达设计井深，完成所要求录取及测试的资料，经电测综合分析讨论，确认已钻达预计气层段底界且留足口袋，报青海油田公司天然气开发公司有关负责人同意后完钻。 （8）完井方法:下入φ177.8mm油层套管完井。 （9）井身质量： 最大井斜：3.87°，方位：196.88°，井深：1275.00m。闭合距：45.29m，闭合方位：186.53°，深度：1300.00m。全井下表层套管、油层套管各一次，表层套管、油层套管固井质量见固井质量图。 2、设计情况 涩R16-3井由青海油田公司勘探开发研究院严焕德于2009年01月23日设计，由青海油田公司马力宁副总地质师于2009年02月19日批准执行。 3、作业施工单位 （1）钻井作业单位：由中国石油西部钻探工程有限公司青海钻井公司30612钻井队承钻，钻机型号：ZJ30，钻井队长：刘海斌，工程技术员：徐永刚。 （2）录井作业单位：由中国石油集团测井有限公司青海事业部录井项目部L21109录井队承担，录井仪型号：SK-2000C，录井分队长：王培山。 （3）测井施工单位：表层套管固井质量测井由中国石油集团测井有限公司青海事业部测井项目部60254队承担，测井系列：EILog-05系列，测井分队长：李良成;完井全套测井由中国石油集团测井有限公司青海事业部测井项目部60253队承担，测井系列：EILog-05系列，测井分队长：赵亮;油层套管固井质量测井由中国石油集团测井有限公司青海事业部测井项目部60253队承担，测井系列：EILog-05系列，测井分队长：井嵬。 （4）监督：钻井监督为青海油田监督监理公司疆森，地质监督为青海油田监督监理公司李占林。 第二章 录井综述 1、钻井简史 （1）2009-04-13～2009-04-17一开、钻进、下套管、固井、候凝。 04月13日21:00用Φ374.65mm SKG124三牙轮钻头(新度90%)一开,补心高:6.00m,圆井深:18.00m,Φ529.00mm导管下深16.20m,14日2:00钻至井深147.00m，下入φ273.1mm表层套管,固井、候凝,并进行表套固井质量测井。 （2）2009-04-17～2009-04-19二开、钻进、完钻。 04月17日08:00用φ241.3mmPDC钻头(新度90%)二开,硬探水泥塞面:110.00m,04月19日06:00钻进至设计井深1328.00m,完成所要求录取及测试的资料,并留足口袋,报请青海油田公司天然气开发公司有关负责人同意完钻。 （3）2009-04-19～2009-04-24 完井作业 经EILog-05系列完井全套测井后,下入Φ177.8mm油层套管,固井、候凝,并进行了油套固井质量检查测井,于04月24日13:17完井。 2、录井概况 本井严格按设计要求，自井深50.00-1328.00m采用SK-2000C录井仪进行了气测、钻时录井，自开钻至完井进行了钻井液录井工作。自井深144.97-1324.00m进行了EILog-05系列完井全套测井。表层套管、油层套管固井后均进行了固井质量测井。以上各项资料录取齐全、准确，完成了地质任务，达到了钻井目的。 第三章 地质成果 1、地层 七个泉组(Q1+2)，井段：6.00—1328.00m，厚度：1322.00m，未钻穿。 本井未要求进行岩屑录井。 2、油、气、水显示 本井全井段地层为七个泉组(Q1+2)。 气测录井：共见气测异常：567.00m/107次，全烃最大值为：89.63%，全井段槽面见5-10%针孔状气泡显示共65次，其中5%针孔状气泡显示22次，10%针孔状气泡显示43次。 　　测井解释情况：共解释出渗透层：456.40m/174层，其中气层：107.40m/44层，差气层：200.20m/80层，气水同层：19.60m/8层，含气水层：30.80m/9层，水层：62.00m/17层，干层：36.40m/16层。 3、构造 涩北二号构造位于柴达木盆地东部三湖坳陷区，紧邻生气中央凹陷，是台南~涩北二级构造带上的一个三级背斜构造，该构造与涩北一号构造具有共同的形态特征和沉积构造演化史，其间与一个低缓的鞍部相连接。但涩北二号构造和涩北一号构造，对气藏的形成又各自具有独特的圈闭作用，而形成各自的构造圈闭。 涩北二号构造形态为一个近东西向的短轴背斜，地层平缓，构造完整，无断层发育。地层倾角南翼平均2.8°左右，北翼平均2.2°左右，东西两端地层倾角基本一致。构造长轴平均14.5Km，短轴平均4.3Km。上下各层的构造高点没有明显的变化，基本位于涩中1井和涩21井附近。钻井K7标准层圈闭面积50.76Km2，闭合高度75.00m，高点埋深1172.00m。 经构造发育史研究，涩北二号构造为典型的同沉积背斜构造，其圈闭类型也属于典型的背斜构造圈闭。 第四章 结论与建议 1、通过本井的钻探，进一步加深了对涩北二号气田的认识，达到了钻井目的，完成了地质任务。 2、通过本井的钻探，完善了涩北二号气田第三开发层系井网，新建一定产能。 附表1: 涩R16-3井 基 本 数 据 表 构 造 涩北二号气田 井 别 开发井 钻井方式 陆上钻井 井 队 青海30612钻井队 地 质 分 层 井位设计 地 理 位 置 青海省柴达木盆地东部,距格尔木市180-200km，距涩北基地12km。 队 长 刘海斌 层 位 厚 度 (m) 构 造 位 置 涩北二号构造涩2-7-3井99°方位537米处。 钻井监督 疆森 界 系 统 组 段 底深(m) 厚度(m) 测 线 位 置 地质监督 李占林 新生界 第四系 更新统 Q1+2 1328.00 V 1322.00 井间相对位置 距涩2-7-3井0.537km,方位99° 井位坐标 经 度 纬 度 X (m) Y (m) 设 计 坐 标 94°16′3″ 37°18′41″ 4131920.00 16612385.00 实 际 坐 标 94°16′3″ 37°18′41″ 4131920.00 （初测） 16612385.00 （初测） 偏离设计坐标 补 心 高(m) 6.00 补心海拔(m) 2724.00（初测） 水深(m) 设计井深(m) 1328 设 计 层 位 Q1+2 目 的 层 Q1+2 完井井深(m) 1328.00 完 钻 层 位 Q1+2 完井方法 下入φ177.8mm油层套管完井 开 钻 日 期 2009-4-13 21:00 完 钻 日 期 2009-4-19 6:00 完井日期 2009-4-24 13:17 钻 头 程 序（mm×m） 374.6 × 147.00 备 注 补心高:6.00m,圆井深18.00m, ф529.00mm导管下深：16.20m 套 管 程 序（mm×m） 273.1 × 144.97 钻 头 程 序（mm×m） 241.3 ×1328.00 套 管 程 序（mm×m） 177.8 ×1326.02 钻 头 程 序（mm×m） 套 管 程 序（mm×m） 钻 头 程 序（mm×m） 套 管 程 序（mm×m） 套 管 程 序（mm×m） 填表：李强 审核：王培山 第 8 页 附表2 录 井 资 料 统 计 表 井 段 (m) 间 隔 数 量 需 要 说 明 的 问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 岩 屑 岩 心 气 测 工 程 钻 井 液 地 化 其 他 钻时 50.00 ～ 1328.00 1.00 1279 从井深50m-井底，连续测量和记录天然气全烃，有气显示应做组份分析，每次起下钻要进行后效测量。 井深100m-井底，每钻进50m测定钻井液密度、粘度一次，每班测全套性能一次，若遇气水显示或钻时加快，应连续测定密度、粘度，并加密测定钻井液全套性能。防止钻井液气浸、水浸带来的危害。 岩屑 气测 50.00 ～ 1328.00 连续 岩心 井壁取心 荧光 钻井液 18.00 ～ 1328.00 不定点 地化 定量荧光 其他 填表：王培山 审核：李劲松 第 9 页 附表3-1 油 气 显 示 统 计 表 序号 层 位 井 段 m 厚度m 岩 性 钻 时 min/m 气 测 （%） 钻 井 液 全量 全烃 甲烷 乙烷 丙烷 异丁 正丁 异戊 正戊 CO2 H2 密度g/cm3 粘度 s 氯根mg/L 油花% 气泡% 1 Q1+2 241.00 ～ 246.00 5.00 0.1 0.5 0.140 1.740 100.0 1.25 38 2 254.00 ～ 256.00 2.00 0.1 0.8 0.140 4.370 100.0 1.25 38 3 263.00 ～ 269.00 6.00 0.1 0.3 1.390 35.670 100.0 1.25 38 4 272.00 ～ 276.00 4.00 0.2 0.3 0.630 2.740 100.0 1.25 38 5 286.00 ～ 293.00 7.00 0.1 0.3 1.460 2.890 100.0 1.25 38 6 302.00 ～ 307.00 5.00 0.1 0.3 0.840 1.540 100.0 1.25 38 7 316.00 ～ 320.00 4.00 0.1 0.3 0.010 1.770 100.0 1.25 38 8 334.00 ～ 336.00 2.00 0.2 0.6 0.320 6.460 100.0 1.25 38 9 339.00 ～ 346.00 7.00 0.1 2.0 0.350 10.410 100.0 1.25 38 10 351.00 ～ 353.00 2.00 0.1 0.2 1.560 9.530 100.0 1.25 38 11 357.00 ～ 362.00 5.00 0.1 0.3 1.280 26.970 100.0 1.25 38 12 368.00 ～ 371.00 3.00 0.1 0.4 1.480 4.170 100.0 1.25 38 13 389.00 ～ 393.00 4.00 0.1 0.4 1.170 16.510 100.0 1.25 38 14 396.00 ～ 400.00 4.00 0.2 0.3 1.930 11.350 100.0 1.25 38 第 10 页 附表3-2 油 气 显 示 统 计 表(续) 序号 岩屑荧光 含 油 岩 心 长 度 （m） 井 壁 取 心 定 量 荧 光 热 解 分 析 浸 泡 时 间 d 综 合 解 释 备 注 湿照颜色 浸泡级别 饱含油 富含油 油 浸 油 斑 油 迹 荧 光 含 气 含油(颗) 荧光(颗) 当量 浓度 级 别 S0 S1 S2 Tmax 1 干层 2 6 气水同层 3 6 气水同层 4 6 气水同层 5 6 含气水层 6 6 含气水层 7 干层 8 干层 9 6 气水同层 10 6 气层 11 干层 12 6 气水同层 13 6 气层 14 干层 填表：王培山 审核：李劲松 第 11 页 附表3-1 油 气 显 示 统 计 表 序号 层 位 井 段 m 厚度m 岩 性 钻 时 min/m 气 测 （%） 钻 井 液 全量 全烃 甲烷 乙烷 丙烷 异丁 正丁 异戊 正戊 CO2 H2 密度g/cm3 粘度 s 氯根mg/L 油花% 气泡% 15 Q1+2 405.00 ～ 410.00 5.00 0.1 0.4 1.960 12.370 100.0 1.25 38 16 421.00 ～ 431.00 10.00 0.1 4.0 0.510 18.510 100.0 1.25 38 17 444.00 ～ 448.00 4.00 0.1 0.7 0.760 2.280 100.0 1.25 38 18 451.00 ～ 457.00 6.00 0.2 0.6 0.020 11.180 100.0 1.25 38 19 465.00 ～ 470.00 5.00 0.1 0.2 3.460 16.000 100.0 1.25 38 20 473.00 ～ 479.00 6.00 0.3 0.7 9.160 22.820 100.0 1.25 38 21 482.00 ～ 485.00 3.00 0.8 1.7 1.490 11.490 100.0 1.25 38 22 489.00 ～ 495.00 6.00 0.2 0.5 2.590 42.370 100.0 1.25 38 23 500.00 ～ 502.00 2.00 0.2 0.6 2.010 12.010 100.0 1.25 38 24 505.00 ～ 510.00 5.00 0.2 0.5 1.760 71.780 100.0 1.23 1.20 37 39 10 25 512.00 ～ 519.00 7.00 0.3 1.2 1.630 58.640 100.0 1.23 1.20 37 39 10 26 526.00 ～ 536.00 10.00 0.4 0.7 0.020 63.500 100.0 1.23 1.20 37 39 10 27 537.00 ～ 545.00 8.00 0.4 2.0 40.910 86.180 100.0 1.23 1.20 37 39 28 546.00 ～ 549.00 3.00 0.4 2.0 4.100 33.430 100.0 1.23 1.20 37 39 5 第 12 页 附表3-2 油 气 显 示 统 计 表(续) 序号 岩屑荧光 含 油 岩 心 长 度 （m） 井 壁 取 心 定 量 荧 光 热 解 分 析 浸 泡 时 间 d 综 合 解 释 备 注 湿照颜色 浸泡级别 饱含油 富含油 油 浸 油 斑 油 迹 荧 光 含 气 含油(颗) 荧光(颗) 当量 浓度 级 别 S0 S1 S2 Tmax 15 干层 16 6 气层 17 干层 18 6 气层 19 干层 20 6 气层 21 干层 22 6 气层 23 6 气层 24 6 气层 25 5 气层 26 5 气层 27 5 气层 28 5 气层 填表：王培山 审核：李劲松 第 13 页 附表3-1 油 气 显 示 统 计 表 序号 层 位 井 段 m 厚度m 岩 性 钻 时 min/m 气 测 （%） 钻 井 液 全量 全烃 甲烷 乙烷 丙烷 异丁 正丁 异戊 正戊 CO2 H2 密度g/cm3 粘度 s 氯根mg/L 油花% 气泡% 29 Q1+2 550.00 ～ 553.00 3.00 0.4 1.4 8.770 23.730 100.0 1.23 1.20 37 39 5 30 557.00 ～ 563.00 6.00 0.3 1.8 2.500 44.230 100.0 1.23 1.20 37 39 5 31 565.00 ～ 568.00 3.00 0.4 0.9 20.080 48.440 100.0 1.23 1.20 37 39 5 32 574.00 ～ 580.00 6.00 0.8 2.6 3.070 14.330 100.0 1.23 1.20 37 39 5 33 583.00 ～ 585.00 2.00 0.3 0.6 0.740 35.020 100.0 1.23 1.20 37 39 5 34 593.00 ～ 600.00 7.00 0.2 1.9 12.360 61.190 100.0 1.23 1.20 37 39 10 35 604.00 ～ 607.00 3.00 0.4 1.0 0.780 29.540 100.0 1.23 1.20 37 39 5 36 610.00 ～ 616.00 6.00 0.3 1.6 3.920 56.770 100.0 1.23 1.20 37 39 10 37 623.00 ～ 627.00 4.00 0.3 0.5 9.010 61.270 100.0 1.23 1.20 37 39 10 38 630.00 ～ 635.00 5.00 0.3 0.6 0.050 43.990 100.0 1.23 1.20 37 39 10 39 637.00 ～ 643.00 6.00 0.3 0.7 0.050 74.020 100.0 1.23 1.20 37 39 10 40 647.00 ～ 653.00 6.00 0.2 0.6 11.220 40.500 100.0 1.23 1.20 37 39 10 41 657.00 ～ 660.00 3.00 0.4 0.6 0.850 28.990 100.0 1.23 1.20 37 39 5 42 666.00 ～ 670.00 4.00 0.8 1.6 0.520 24.960 100.0 1.23 1.20 37 39 5 第 14 页 附表3-2 油 气 显 示 统 计 表(续) 序号 岩屑荧光 含 油 岩 心 长 度 （m） 井 壁 取 心 定 量 荧 光 热 解 分 析 浸 泡 时 间 d 综 合 解 释 备 注 湿照颜色 浸泡级别 饱含油 富含油 油 浸 油 斑 油 迹 荧 光 含 气 含油(颗) 荧光(颗) 当量 浓度 级 别 S0 S1 S2 Tmax 29 干层 30 5 气层 31 5 气层 32 5 气层 33 干层 34 5 气层 35 干层 36 5 气层 37 5 气水同层 38 干层 39 5 气层 40 5 气层 41 5 气层 42 5 气层 填表：王培山 审核：李劲松 第 15 页 附表3-1 油 气 显 示 统 计 表 序号 层 位 井 段 m 厚度m 岩 性 钻 时 min/m 气 测 （%） 钻 井 液 全量 全烃 甲烷 乙烷 丙烷 异丁 正丁 异戊 正戊 CO2 H2 密度g/cm3 粘度 s 氯根mg/L 油花% 气泡% 43 Q1+2 671.00 ～ 676.00 5.00 0.4 1.7 2.880 56.840 100.0 1.23 1.20 37 39 5 44 677.00 ～ 685.00 8.00 0.4 2.7 0.320 18.130 100.0 1.23 1.25 37 39 5 45 702.00 ～ 709.00 7.00 0.3 0.5 0.660 8.390 100.0 1.23 38 46 712.00 ～ 719.00 7.00 0.2 1.9 2.560 12.590 100.0 1.23 38 47 725.00 ～ 734.00 9.00 0.6 1.0 2.100 37.360 100.0 1.25 1.23 37 39 5 48 737.00 ～ 739.00 2.00 0.4 1.5 3.030 13.020 100.0 1.25 1.23 37 39 5 49 741.00 ～ 747.00 6.00 0.4 1.1 3.000 50.550 100.0 1.25 1.23 37 39 10 50 749.00 ～ 753.00 4.00 0.5 1.6 32.270 36.280 100.0 1.25 1.24 37 39 5 51 757.00 ～ 760.00 3.00 0.5 2.2 1.500 8.780 100.0 1.23 38 52 765.00 ～ 769.00 4.00 0.4 2.6 1.350 28.360 100.0 1.23 38 53 775.00 ～ 782.00 7.00 0.3 2.0 39.140 87.740 100.0 1.24 1.23 37 39 10 54 785.00 ～ 790.00 5.00 0.3 0.6 4.060 44.040 100.0 1.25 1.23 37 39 10 55 792.00 ～ 797.00 5.00 0.3 3.6 3.640 58.780 100.0 1.25 1.23 37 39 10 56 804.00 ～ 808.00 4.00 0.3 1.2 1.450 61.700 100.0 1.24 1.23 37 39 10 第 16 页 附表3-2 油 气 显 示 统 计 表(续) 序号 岩屑荧光 含 油 岩 心 长 度 （m） 井 壁 取 心 定 量 荧 光 热 解 分 析 浸 泡 时 间 d 综 合 解 释 备 注 湿照颜色 浸泡级别 饱含油 富含油 油 浸 油 斑 油 迹 荧 光 含 气 含油(颗) 荧光(颗) 当量 浓度 级 别 S0 S1 S2 Tmax 43 5 气层 44 5 气层 45 5 气层 46 5 气层 47 5 气层 48 5 气层 49 5 气层 50 5 气层 51 5 气层 52 5 气层 53 5 气层 54 5 气层 55 5 气层 56 5 气层 填表：王培山 审核：李劲松 第 17 页 附表3-1 油 气 显 示 统 计 表 序号 层 位 井 段 m 厚度m 岩 性 钻 时 min/m 气 测 （%） 钻 井 液 全量 全烃 甲烷 乙烷 丙烷 异丁 正丁 异戊 正戊 CO2 H2 密度g/cm3 粘度 s 氯根mg/L 油花% 气泡% 57 Q1+2 811.00 ～ 817.00 6.00 0.2 0.7 2.290 22.100 100.0 1.24 38 58 821.00 ～ 826.00 5.00 0.7 1.3 10.290 32.900 100.0 1.25 1.24 37 39 10 59 829.00 ～ 834.00 5.00 0.6 2.5 5.650 35.550 100.0 1.24 1.23 37 39 10 60 839.00 ～ 845.00 6.00 0.2 2.2 3.000 17.130 100.0 1.23 38 61 847.00 ～ 856.00 9.00 0.6 2.4 2.280 27.030 100.0 1.24 38 62 858.00 ～ 861.00 3.00 0.8 6.3 2.670 22.340 100.0 1.24 38 63 862.00 ～ 865.00 3.00 0.6 3.0 3.890 24.530 100.0 1.23 38 64 867.00 ～ 875.00 8.00 1.0 4.7 2.050 11.650 100.0 1.23 38 65 876.00 ～ 883.00 7.00 0.7 4.3 2.200 22.610 100.0 1.25 1.23 37 39 10 66 887.00 ～ 890.00 3.00 0.6 3.8 1.860 21.130 100.0 1.24 1.23 37 39 10 67 894.00 ～ 903.00 9.00 0.4 3.4 25.290 59.640 100.0 1.25 1.24 37 39 10 68 911.00 ～ 916.00 5.00 0.5 3.5 1.740 26.270 100.0 1.25 1.23 37 39 10 69 924.00 ～ 929.00 5.00 0.3 1.9 2.320 4.590 100.0 1.23 38 70 933.00 ～ 937.00 4.00 0.3 4.3 1.290 12.530 100.0 1.23 38 第 18 页 附表3-2 油 气 显 示 统 计 表(续) 序号 岩屑荧光 含 油 岩 心 长 度 （m） 井 壁 取 心 定 量 荧 光 热 解 分 析 浸 泡 时 间 d 综 合 解 释 备 注 湿照颜色 浸泡级别 饱含油 富含油 油 浸 油 斑 油 迹 荧 光 含 气 含油(颗) 荧光(颗) 当量 浓度 级 别 S0 S1 S2 Tmax 57 5 气层 58 干层 59 5 气层 60 5 气层 61 5 气层 62 5 气层 63 5 气层 64 5 气层 65 5 气水同层 66 5 气层 67 5 气层 68 5 气层 69 5 气层 70 5 含气水层 填表：王培山 审核：李劲松 第 19 页 附表3-1 油 气 显 示 统 计 表 序号 层 位 井 段 m 厚度m 岩 性 钻 时 min/m 气 测 （%） 钻 井 液 全量 全烃 甲烷 乙烷 丙烷 异丁 正丁 异戊 正戊 CO2 H2 密度g/cm3 粘度 s 氯根mg/L 油花% 气泡% 71 Q1+2 939.00 ～ 942.00 3.00 0.5 3.6 3.190 10.190 100.0 1.23 38 72 947.00 ～ 955.00 8.00 0.4 9.4 0.110 11.310 100.0 1.24 38 73 959.00 ～ 965.00 6.00 0.4 6.6 1.560 47.660 100.0 1.24 38 74 978.00 ～ 982.00 4.00 0.5 5.5 11.370 48.300 100.0 1.24 1.20 38 40 10 75 985.00 ～ 990.00 5.00 0.5 3.2 18.240 35.500 100.0 1.24 1.20 37 40 10 76 998.00 ～ 1000.00 2.00 1.0 2.2 8.210 25.780 100.0 1.25 1.24 39 40 5 77 1002.00 ～ 1011.00 9.00 0.9 2.2 21.130 49.870 100.0 1.25 1.20 38 40 10 78 1014.00 ～ 1023.00 9.00 0.9 1.7 34.880 70.610 100.0 1.25 1.20 37 40 10 79 1031.00 ～ 1037.00 6.00 0.4 5.1 29.260 85.780 100.0 1.24 1.23 27 40 10 80 1041.00 ～ 1046.00 5.00 0.8 6.2 18.860 86.230 100.0 1.25 1.23 38 40 10 81 1048.00 ～ 1052.00 4.00 0.5 2.7 8.570 67.540 100.0 1.25 1.24 38 40 10 82 1056.00 ～ 1070.00 14.00 0.5 2.4 7.680 84.020 100.0 1.24 1.23 37 40 10 83 1071.00 ～ 1075.00 4.00 0.1 2.0 21.880 43.770 100.0 1.25 1.24 38 39 5 84 1078.00 ～ 1081.00 3.00 1.3 1.8 5.900 12.550 100.0 1.24 1.23 38 39 5 第 20 页 附表3-2 油 气 显 示 统 计 表(续) 序号 岩屑荧光 含 油 岩 心 长 度 （m） 井 壁 取 心 定 量 荧 光 热 解 分 析 浸 泡 时 间 d 综 合 解 释 备 注 湿照颜色 浸泡级别 饱含油 富含油 油 浸 油 斑 油 迹 荧 光 含 气 含油(颗) 荧光(颗) 当量 浓度 级 别 S0 S1 S2 Tmax 71 5 气层 72 5 气层 73 5 气层 74 5 气层 75 5 气层 76 干层 77 5 气层 78 5 气层 79 5 气层 80 5 气层 81 5 气层 82 5 气层 83 5 气层 84 5 气层 填表：王培山 审核：李劲松 第 21 页 附表3-1 油 气 显 示 统 计 表 序号 层 位 井 段 m 厚度m 岩 性 钻 时 min/m 气 测 （%） 钻 井 液 全量 全烃 甲烷 乙烷 丙烷 异丁 正丁 异戊 正戊 CO2 H2 密度g/cm3 粘度 s 氯根mg/L 油花% 气泡% 85 Q1+2 1084.00 ～ 1086.00 2.00 0.7 2.2 7.920 53.540 100.0 1.24 1.23 37 40 10 86 1088.00 ～ 1095.00 7.00 0.5 1.7 27.000 56.290 100.0 1.25 1.23 37 40 10 87 1097.00 ～ 1107.00 10.00 0.7 1.1 53.820 58.220 100.0 1.25 1.24 38 39 10 88 1115.00 ～ 1118.00 3.00 0.8 2.1 17.660 57.730 100.0 1.25 1.23 38 40 10 89 1120.00 ～ 1125.00 5.00 0.7 1.7 25.890 44.440 100.0 1.25 1.23 38 39 10 90 1133.00 ～ 1136.00 3.00 1.3 3.4 7.820 20.600 100.0 1.24 1.23 38 39 5 91 1143.00 ～ 1152.00 9.00 1.2 2.0 3.490 27.130 100.0 1.24 1.23 38 39 5 92 1157.00 ～ 1165.00 8.00 0.7 2.5 6.400 35.590 100.0 1.25 1.23 38 40 5 93 1168.00 ～ 1173.00 5.00 1.7 2.7 14.710 26.380 100.0 1.25 1.24 38 40 5 94 1176.00 ～ 1180.00 4.00 1.2 8.5 5.320 26.610 100.0 1.24 1.23 37 40 5 95 1183.00 ～ 1189.00 6.00 0.9 8.7 2.500 14.660 100.0 1.24 38 96 1198.00 ～ 1201.00 3.00 1.7 6.0 4.690 19.270 100.0 1.25 39 97 1202.00 ～ 1207.00 5.00 0.7 7.7 17.160 67.390 100.0 1.25 1.23 37 40 10 98 1215.00 ～ 1221.00 6.00 2.1 10.2 3.660 27.300 100.0 1.25 1.23 37 40 10 第 22 页 附表3-2 油 气 显 示 统 计 表(续) 序号 岩屑荧光 含 油 岩 心 长 度 （m） 井 壁 取 心 定 量 荧 光 热 解 分 析 浸 泡 时 间 d 综 合 解 释 备 注 湿照颜色 浸泡级别 饱含油 富含油 油 浸 油 斑 油 迹 荧 光 含 气 含油(颗) 荧光(颗) 当量 浓度 级 别 S0 S1 S2 Tmax 85 干层 86 5 气层 87 5 气层 88 5 气层 89 5 气层 90 干层 91 5 气层 92 5 气层 93 干层 94 5 气层 95 4 气层 96 干层 97 4 气层 98 4 气层 填表：王培山 审核：李劲松 第 23 页 附表3-1 油 气 显 示 统 计 表 序号 层 位 井 段 m 厚度m 岩 性 钻 时 min/m 气 测 （%） 钻 井 液 全量 全烃 甲烷 乙烷 丙烷 异丁 正丁 异戊 正戊 CO2 H2 密度g/cm3 粘度 s 氯根mg/L 油花% 气泡% 99 Q1+2 1229.00 ～ 1235.00 6.00 0.3 9.7 2.400 89.630 100.0 1.25 1.23 37 40 10 100 1238.00 ～ 1243.00 5.00 0.3 17.2 2.140 25.230 100.0 1.25 1.23 37 40 10 101 1245.00 ～ 1252.00 7.00 1.0 12.0 2.980 27.140 100.0 1.25 1.23 37 40 10 102 1257.00 ～ 1263.00 6.00 0.4 11.7 3.980 64.860 100.0 1.25 1.23 37 40 10 103 1268.00 ～ 1274.00 6.00 0.7 11.7 1.740 61.210 100.0 1.25 1.23 37 40 10 104 1282.00 ～ 1288.00 6.00 1.0 10.4 0.040 10.420 100.0 1.25 1.23 37 40 10 105 1291.00 ～ 1297.00 6.00 0.9 9.6 1.670 36.110 100.0 1.23 1.20 37 40 10 106 1306.00 ～ 1309.00 3.00 3.2 12.6 4.190 11.390 100.0 1.25 38 107 1318.00 ～ 1324.00 6.00 1.2 2.2 5.620 21.210 100.0 1.25 38 第 24 页 附表3-2 油 气 显 示 统 计 表(续) 序号 岩屑荧光 含 油 岩 心 长 度 （m） 井 壁 取 心 定 量 荧 光 热 解 分 析 浸 泡 时 间 d 综 合 解 释 备 注 湿照颜色 浸泡级别 饱含油 富含油 油 浸 油 斑 油 迹 荧 光 含 气 含油(颗) 荧光(颗) 当量 浓度 级 别 S0 S1 S2 Tmax 99 4 气层 100 干层 101 4 气层 102 4 气层 103 4 含气水层 104 干层 105 4 含气水层 106 4 气层 107 干层 填表：王培山 审核：李劲松 第 25页 附表4 钻 井 液 性 能 分 段 统 计 表 地 层 井 段 （m） 钻 井 液 体 系 钻 井 液 性 能 钻 井 液 处 理 情 况 密度 (g/cm3) 粘 度 (s) 失 水 (ml) PH值 Q1+2 18.00 ～ 147.00 聚合物钻井液 1.22 ～ 1.25 38 ～ 42 8 9 147.00 ～ 1328.00 1.20 ～ 1.28 37 ～ 40 5 ～ 6 9 填表：王培山 审核：李劲松 第 26 页 附表5 测 井 项 目 统 计 表 日 期 时间 井 段 (m) 测 井 项 目 比 例 钻 井 液 处 理 情 况 测井情况 密度(g/cm3) 粘度(s) 失水(ml) 含砂(%) PH值 2009-04-16 8.00 ～ 139.50 固井质量 1:200 EILog-05系列 2009-04-21 144.97 ～ 1320.00 标准 1:500 1.22 40 6.0 9 2009-04-21 144.97 ～ 1324.00 组合 1:200 1.22 40 6.0 9 EILog-05系列 2009-04-21 144.97 ～ 1317.00 井斜 1:500 1.22 40 6.0 9 最大井斜：3.87°/196.88°/1275.00m 2009-04-24 14.00 ～ 1311.00 固井质量 1:200 EILog-05系列 填表：王培山 审核：李劲松 第27页 附表6 电 测 解 释 成 果 表 层位 层号 井段（米） 解释结果 层位 层号 井段（米） 解释结果 层位 层号 井段（米） 解释结果 Q1+2 6 255.20 ～ 258.20 差气层 Q1+2 41 534.30 ～ 537.40 气层 Q1+2 69 715.60 ～ 716.80 差气层 Q1+2 7 263.50 ～ 265.50 差气层 Q1+2 42 539.20 ～ 543.00 差气层 Q1+2 70 718.30 ～ 719.90 差气层 Q1+2 8 270.50 ～ 273.10 差气层 Q1+2 43 543.80 ～ 545.40 气层 Q1+2 71 723.80 ～ 729.10 气层 Q1+2 9 282.30 ～ 289.30 含气水层 Q1+2 44 546.20 ～ 549.20 气层 Q1+2 72 733.60 ～ 734.60 差气层 Q1+2 10 291.40 ～ 293.20 含气水层 Q1+2 45 555.40 ～ 563.80 气层 Q1+2 73 737.10 ～ 739.20 差气层 Q1+2 11 298.90 ～ 306.20 含气水层 Q1+2 46 566.60 ～ 567.90 气层 Q1+2 74 741.00 ～ 742.10 气层 Q1+2 14 339.20 ～ 343.90 气水同层 Q1+2 47 572.00 ～ 578.60 差气层 Q1+2 75 743.90 ～ 745.30 气层 Q1+2 15 344.70 ～ 345.90 气水同层 Q1+2 48 579.50 ～ 581.30 差气层 Q1+2 76 746.00 ～ 746.90 气层 Q1+2 17 351.40 ～ 353.20 差气层 Q1+2 50 595.10 ～ 599.00 差气层 Q1+2 77 748.50 ～ 753.30 气层 Q1+2 19 366.20 ～ 368.30 气水同层 Q1+2 51 610.40 ～ 612.10 气层 Q1+2 78 759.10 ～ 761.30 差气层 Q1+2 22 392.00 ～ 394.20 差气层 Q1+2 52 614.70 ～ 616.30 气层 Q1+2 79 764.80 ～ 766.00 差气层 Q1+2 25 421.80 ～ 424.90 差气层 Q1+2 54 621.70 ～ 625.20 差气层 Q1+2 80 768.00 ～ 769.10 差气层 Q1+2 26 426.40 ～ 427.70 差气层 Q1+2 55 626.60 ～ 629.30 气水同层 Q1+2 81 774.10 ～ 776.70 气层 Q1+2 27 429.80 ～ 431.40 差气层 Q1+2 56 637.80 ～ 640.80 差气层 Q1+2 82 778.80 ～ 782.70 气层 Q1+2 30 451.50 ～ 453.10 气层 Q1+2 57 647.00 ～ 654.30 差气层 Q1+2 83 784.70 ～ 786.70 气层 Q1+2 31 454.50 ～ 456.40 差气层 Q1+2 58 658.50 ～ 662.50 气层 Q1+2 85 791.00 ～ 792.50 气层 Q1+2 32 473.10 ～ 474.60 气层 Q1+2 59 667.30 ～ 671.10 差气层 Q1+2 86 793.40 ～ 794.40 气层 Q1+2 33 476.90 ～ 479.10 气水同层 Q1+2 60 672.90 ～ 674.40 差气层 Q1+2 87 795.20 ～ 797.00 气层 Q1+2 34 491.60 ～ 495.60 气层 Q1+2 61 675.70 ～ 678.70 差气层 Q1+2 88 804.50 ～ 807.10 气层 Q1+2 36 500.70 ～ 501.90 气层 Q1+2 62 679.90 ～ 681.20 差气层 Q1+2 89 809.50 ～ 811.60 气层 Q1+2 37 506.90 ～ 509.00 差气层 Q1+2 63 683.10 ～ 685.30 气水同层 Q1+2 90 815.30 ～ 817.10 差气层 Q1+2 38 516.00 ～ 520.90 差气层 Q1+2 66 704.80 ～ 706.00 差气层 Q1+2 92 826.20 ～ 835.30 差气层 Q1+2 39 525.70 ～ 527.00 气层 Q1+2 67 708.20 ～ 710.00 差气层 Q1+2 93 838.90 ～ 841.00 差气层 Q1+2 40 528.40 ～ 529.90 差气层 Q1+2 68 713.10 ～ 714.20 含气水层 Q1+2 94 842.70 ～ 844.60 差气层 填表人：王培山 审核：李劲松 第 28 页 附表6 电 测 解 释 成 果 表 层位 层号 井段（米） 解释结果 层位 层号 井段（米） 解释结果 层位 层号 井段（米） 解释结果 Q1+2 95 846.50 ～ 848.70 差气层 Q1+2 120 983.60 ～ 986.90 差气层 Q1+2 147 1148.60 ～ 1150.20 差气层 Q1+2 96 853.00 ～ 854.80 差气层 Q1+2 123 1001.80 ～ 1008.00 差气层 Q1+2 148 1159.60 ～ 1163.30 差气层 Q1+2 97 858.90 ～ 860.10 差气层 Q1+2 124 1009.40 ～ 1011.90 差气层 Q1+2 149 1164.40 ～ 1165.60 差气层 Q1+2 98 861.10 ～ 862.00 差气层 Q1+2 126 1015.60 ～ 1017.20 差气层 Q1+2 150 1177.50 ～ 1178.90 差气层 Q1+2 99 862.80 ～ 867.20 差气层 Q1+2 127 1019.90 ～ 1021.70 气层 Q1+2 151 1183.80 ～ 1186.30 差气层 Q1+2 100 869.50 ～ 871.10 差气层 Q1+2 128 1029.90 ～ 1032.40 气层 Q1+2 152 1188.50 ～ 1192.10 差气层 Q1+2 101 873.00 ～ 874.70 差气层 Q1+2 129 1033.30 ～ 1037.90 气层 Q1+2 154 1202.00 ～ 1207.00 差气层 Q1+2 102 876.70 ～ 878.50 气水同层 Q1+2 130 1041.80 ～ 1045.20 气层 Q1+2 155 1217.30 ～ 1218.90 气层 Q1+2 103 881.30 ～ 884.20 含气水层 Q1+2 131 1048.80 ～ 1050.90 气层 Q1+2 156 1219.50 ～ 1220.50 气层 Q1+2 104 886.90 ～ 889.90 气层 Q1+2 132 1055.60 ～ 1057.80 气层 Q1+2 157 1229.80 ～ 1230.80 差气层 Q1+2 105 892.70 ～ 896.30 差气层 Q1+2 133 1059.00 ～ 1063.00 气层 Q1+2 158 1231.90 ～ 1233.20 气层 Q1+2 106 900.40 ～ 901.70 差气层 Q1+2 134 1064.10 ～ 1066.00 差气层 Q1+2 159 1234.10 ～ 1235.70 气层 Q1+2 107 902.80 ～ 904.60 差气层 Q1+2 135 1066.60 ～ 1068.50 差气层 Q1+2 161 1244.70 ～ 1247.20 差气层 Q1+2 108 912.20 ～ 914.10 差气层 Q1+2 136 1069.20 ～ 1070.30 差气层 Q1+2 162 1248.00 ～ 1249.80 差气层 Q1+2 109 915.80 ～ 917.00 差气层 Q1+2 137 1071.80 ～ 1075.60 差气层 Q1+2 163 1251.30 ～ 1252.80 差气层 Q1+2 110 921.30 ～ 925.00 差气层 Q1+2 138 1077.50 ～ 1080.40 差气层 Q1+2 164 1256.30 ～ 1258.40 差气层 Q1+2 111 926.40 ～ 929.10 气水同层 Q1+2 139 1087.80 ～ 1091.90 气层 Q1+2 165 1259.80 ～ 1261.10 气层 Q1+2 112 933.70 ～ 937.50 含气水层 Q1+2 140 1097.70 ～ 1098.60 差气层 Q1+2 166 1268.90 ～ 1272.10 含气水层 Q1+2 113 938.60 ～ 943.80 差气层 Q1+2 141 1101.30 ～ 1103.00 差气层 Q1+2 167 1273.30 ～ 1275.80 含气水层 Q1+2 114 947.10 ～ 948.80 差气层 Q1+2 142 1104.80 ～ 1106.00 气层 Q1+2 173 1295.90 ～ 1297.10 含气水层 Q1+2 115 952.50 ～ 955.10 差气层 Q1+2 143 1116.70 ～ 1118.00 气层 Q1+2 174 1304.50 ～ 1307.10 气层 Q1+2 116 958.10 ～ 959.20 差气层 Q1+2 144 1121.20 ～ 1124.00 差气层 　 　 　 　 　 　 Q1+2 117 961.30 ～ 963.80 气层 Q1+2 145 1143.50 ～ 1145.00 差气层 　 　 　 　 　 　 Q1+2 119 973.20 ～ 978.50 差气层 Q1+2 146 1146.30 ～ 1147.50 差气层 　 　 　 　 　 　 填表人：王培山 审核：李劲松 第 29页 附表7 固 井 数 据 表 固井情况 井斜情况 套管外径(mm) 273.1×J55B 177.8 ×N80L/N80TP-CQ 最大井斜 深度(m) 1275 壁厚(mm) 8.89 9.19 斜度(°) 3.87 内径(mm) 255.32 159.42 方位(°) 196.88 套管总长(m) 138.49 1320.28 总水平位移(m) 45.29 下入深度(m) 144.97 1326.02 总方位(°) 186.53 套管头至补心距(m) 6.48 5.74 气层顶位移(m) 0.79 套管法兰至补心距(m) / / 气层底位移(m) 45.29 阻流环深(m) / 1314.31 联入(m) 浮鞋(m) 水泥用量(t) 22.5 37.5/45 表层 6.48 / 水泥浆平均相对密度 1.84 1.58/1.84 油层 5.74 0.47 替钻井液量(m3) 6.5 27 碰压(Mpa) / 16 油层套管不同壁厚下深 水泥塞深(m) 110.00(硬探) 1311.00(软探) 下深(m) 钢级 壁厚 水泥返深(m) 地面 地面 1312.43 N80TP-CQ 9.19 试压结果 加压(Mpa) 10 16 1325.55 N80L 9.19 经时(min) 10 3 降压(Mpa) 0 0 备注 短套位置:短套1#:996.76m-993.38m， 短套2#:699.38m-696.01m 固井质量 见固井图 见固井图 填表：王培山 审核:李劲松 第 30 页 附表8 井 斜 数 据 表 序号 井 深 (m) 井 斜 (°) 方 位 (°) 垂 深 (m) N (m) E (m) 狗腿度 (°/25) 闭合方位 (°) 闭 合 距 (m) 测 量 时 间 备 注 1 150.00 0.49 71.09 149.99 0.20 0.60 0.00 71.09 0.64 2009-04-21 最大井斜：3.87°/196.88°/1275.00m 2 175.00 0.61 215.73 174.98 0.05 0.70 0.08 85.59 0.71 3 200.00 0.51 235.96 199.97 -0.11 0.52 0.00 102.79 0.53 4 225.00 0.67 125.60 224.96 -0.32 0.51 0.05 122.50 0.61 5 250.00 0.20 133.26 249.95 -0.44 0.65 0.01 123.85 0.79 6 275.00 0.72 169.49 274.94 -0.61 0.74 0.02 129.47 0.96 7 300.00 0.85 136.53 299.93 -0.91 0.89 0.01 135.56 1.27 8 325.00 0.84 147.55 324.92 -1.20 1.11 0.00 137.07 1.63 9 350.00 1.29 171.63 349.91 -1.63 1.27 0.02 142.09 2.06 10 375.00 1.05 179.91 374.90 -2.13 1.30 0.01 148.55 2.50 11 400.00 1.53 158.15 399.89 -2.67 1.40 0.02 152.30 3.02 12 425.00 1.44 170.16 424.88 -3.29 1.57 0.00 154.41 3.65 13 450.00 1.42 181.93 449.87 -3.91 1.61 0.00 157.58 4.23 14 475.00 1.42 172.40 474.86 -4.52 1.64 0.00 160.08 4.81 15 500.00 1.45 172.48 499.85 -5.14 1.72 0.00 161.47 5.42 16 525.00 2.10 188.42 524.83 -5.91 1.71 0.03 163.83 6.15 17 550.00 2.23 174.80 549.81 -6.85 1.68 0.01 166.19 7.05 18 575.00 2.60 179.56 574.78 -7.90 1.73 0.01 167.63 8.08 19 600.00 2.82 183.55 599.75 -9.08 1.69 0.01 169.40 9.23 20 625.00 2.56 196.72 624.72 -10.23 1.48 0.02 171.74 10.33 21 650.00 2.58 189.12 649.69 -11.32 1.22 0.00 173.80 11.38 22 675.00 2.38 178.18 674.66 -12.39 1.15 0.01 174.69 12.45 填表：王培山 审核：李劲松 第 31 页 附表8 井 斜 数 据 表 序号 井 深 (m) 井 斜 (°) 方 位 (°) 垂 深 (m) N (m) E (m) 狗腿度 (°/25) 闭合方位 (°) 闭 合 距 (m) 测 量 时 间 备 注 23 700.00 2.57 189.42 699.63 -13.46 1.07 0.01 175.42 13.50 2009-04-21 24 725.00 2.64 188.47 724.60 -14.58 0.89 0.00 176.49 14.60 25 750.00 2.46 184.56 749.57 -15.68 0.76 0.00 177.21 15.70 26 775.00 2.53 184.06 774.54 -16.76 0.67 0.00 177.68 16.77 27 800.00 3.47 192.26 799.50 -18.05 0.48 0.04 178.46 18.06 28 825.00 3.10 187.17 824.45 -19.46 0.23 0.01 179.29 19.46 29 850.00 3.08 178.86 849.41 -20.80 0.15 0.00 179.56 20.80 30 875.00 3.12 188.89 874.37 -22.14 0.05 0.01 179.84 22.14 31 900.00 2.84 190.26 899.33 -23.42 -0.16 0.01 180.40 23.42 32 925.00 3.22 185.19 924.29 -24.72 -0.33 0.01 180.78 24.73 33 950.00 2.68 187.56 949.25 -25.99 -0.47 0.02 181.04 26.00 34 975.00 2.65 191.55 974.22 -27.13 -0.66 0.00 181.39 27.14 35 1000.00 3.64 185.47 999.18 -28.48 -0.86 0.04 181.73 28.49 36 1025.00 3.33 184.29 1024.13 -29.99 -0.98 0.01 181.88 30.01 37 1050.00 3.38 185.33 1049.08 -31.44 -1.10 0.00 182.00 31.46 38 1075.00 2.89 196.94 1074.04 -32.77 -1.36 0.03 182.38 32.80 39 1100.00 3.43 187.31 1099.00 -34.11 -1.64 0.03 182.76 34.15 40 1125.00 3.19 188.24 1123.95 -35.54 -1.83 0.00 182.95 35.58 41 1150.00 3.25 205.86 1148.91 -36.87 -2.24 0.04 183.47 36.94 42 1175.00 2.94 192.44 1173.87 -38.14 -2.68 0.03 184.02 38.23 43 1200.00 3.41 207.34 1198.83 -39.43 -3.14 0.04 184.56 39.56 44 1225.00 2.88 199.32 1223.79 -40.68 -3.68 0.02 185.17 40.85 填表：王培山 审核：李劲松 第 32 页 附表8 井 斜 数 据 表 序号 井 深 (m) 井 斜 (°) 方 位 (°) 垂 深 (m) N (m) E (m) 狗腿度 (°/25) 闭合方位 (°) 闭 合 距 (m) 测 量 时 间 备 注 45 1250.00 3.56 196.27 1248.75 -42.01 -4.10 0.02 185.58 42.21 2009-04-21 46 1275.00 3.87 196.88 1273.69 -43.56 -4.56 0.01 185.97 43.80 47 1300.00 3.30 208.11 1298.64 -45.00 -5.15 0.04 186.53 45.29 填表：王培山 审核：李劲松 第 33 页 涩R16-3井三维投影图 第34页 涩R16-3井垂直投影图 涩R16-3井水平投影图 第35页