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浅析苏里格气田测井曲线与地层特征摘要：苏里格气田是目前中国陆上最大整装天然气田，天然气总资源量3.8万亿立方米，但是苏里格气田地表、地质情况复杂，储气层厚薄不一，大部分气藏储存在砂岩里，气田开发十分困难，本文结合工作实际，论述了苏里格气田主要的地层特征及其测井曲线在该地层的响应规律以及如何准确分层。
关键词：苏里格气田；岩性；测井曲线特征；分层引言：在苏里格气田，掌握好地层规律及其测井曲线在该地区的响应规律以及如何在正确的分层是测井工作人员和录井工作人员必备的知识，如想成为该地区测录井专业人员，还要求对以上知识要有更高、更深入的了解和掌握。
1、地区简介苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区。
该地区地表主要为沙漠覆盖，主要含气层为上古生界二叠系中统下石盒子组的盒8段、下统山西组的山1段和太原组太一段、太二段及其奥陶系马家沟组气层。
气藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂体带，是典型的岩性圈闭气藏，气层由多个单砂体横向复合叠置而成，基本属于低孔、低渗、低产、低丰度的大型气藏。
2、地质分层简介地层分中生界包括白垩系志丹统，侏罗系中统安定组和直罗组，侏罗系下统延安组，三叠系上统延长组，中统纸坊组，下统和尚沟组和刘家沟组；上古生界包括二叠系上统石千峰组，中统石盒子组，下统山西组和太原组，石炭系上统本溪组；下古生界包括奥陶系下统马家沟组。
3、石盒子组地层l、岩性：上部为暗棕色泥岩夹浅灰、灰白色砂岩：中部为暗棕色、浅灰色泥岩与灰绿、灰色砂岩互层，下部属半氧化环境下的内陆河流相沉积。
按岩性组合自上而下分为四个沉积正旋回——盒5-盒8，每个旋回一般都是由总厚度5—35米的一至三个砂层，其上封盖20—60米左右的泥质岩组成。
盒7盒8砂岩发育，厚度大、泥岩薄，砂岩以浅灰、灰绿色长石、岩屑质石英砂岩居多，以中-粗粒-不等粒为主，自上而下由细变粗，由北至南变细，厚度140—160米。
2、测井曲线特征：电阻率为低值，成小锯齿伏，井径不规则，自然伽玛曲线高低值变化明显。
苏里格气田开发技术探讨[摘要]苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，水平井开发、井网优化作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。
本文分析了苏里格气田地质特征，阐述了苏里格气田开发新技术，并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。
[关键词]苏里格水平井开发技术1苏里格气田地质特征1.1典型的致密砂岩气苏里格气田产层孔隙度主要分布在3%—12%，常压空气渗透率主要分布在0.01×103—1.00×103μm2，50%以上样品的常压空气渗透率小于0.1×103μm2；通过覆压渗透率测试评价地层条件下储集层基质的渗透率，发现85%以上样品覆压渗透率小于0.1×103μm2。
不同孔隙结构的致密砂岩，其地层条件下渗透率0.1×103μm2大致对应于常压空气渗透率0.5×103—1.0×103μm2，所以苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。
1.2大面积岩性气藏、储量丰度低苏里格地区上古生界位于有利生烃中心，发育大面积展布的河流一三角洲沉积砂体，区域封盖保存条件良好，有利于大型岩性气藏的形成与富集。
根据目前的勘探开发情况分析，气田上古生界多层系含气，但丰度多为（0.8—1.5）×108m3/km2，储量丰度与同类型气田比较明显偏低属于典型的低丰度一特低丰度气田，开发难度较大。
1.3单井控制储量和产量低受储集层致密和强非均质性的影响，苏里格气田单井控制储量和单井产量低。
根据计算苏里格气田直井单井控制储量主要分布在1000×1041—3500×104m3，直井无阻流量主要分布在3×104—30×104m3/d。
1.4各区带之间存在明显差异苏里格气田范围广，不同区带之间成藏控制因素存在一定的差异，使得不同区带储层特征存在明显的不同。
根据目前勘探、开发认识，苏里格气田中区天然气较为富集，为最有利的开发区带；东区受成岩作用影响储层普遍致密，但多层系含气；西区烃源岩发育差，局部富水。
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言随着能源需求的不断增长，致密气藏的开采逐渐成为国内外油气勘探的重要方向。
苏里格地区拥有丰富的致密气藏资源，而水平井技术的运用在提高该类气藏的开发效率和产量方面发挥了重要作用。
本文以苏里格致密气藏水平井为研究对象，进行产能模型的研究和开发指标评价，旨在为该地区的气藏开发提供理论依据和技术支持。
二、研究背景及意义苏里格地区作为我国重要的致密气藏产区，其气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特点。
传统的直井开采方式在面对此类气藏时，往往难以达到理想的开采效果。
而水平井技术以其长水平段和多点接触的优势，能够更好地适应致密气藏的开采需求。
因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型和开发指标评价，对于提高该地区的气藏开采效率和经济效益具有重要意义。
三、产能模型研究（一）模型建立本文基于苏里格致密气藏的实际情况，结合水平井开采的特点，建立了相应的产能模型。
该模型主要考虑了气藏的物理性质、地质特征、工程参数等因素，以及水平井的渗流规律和开采过程中的动态变化。
（二）模型分析通过对模型的深入分析，我们发现水平井在开采过程中，其产量受多种因素影响，如气藏的渗透率、储层厚度、井筒几何形状等。
同时，我们还发现通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量。
四、开发指标评价（一）评价指标选取针对苏里格致密气藏水平井的开发指标评价，我们选取了以下评价指标：采收率、产能利用率、投资回报率等。
这些指标能够全面反映水平井在致密气藏开发过程中的综合效益。
（二）评价方法及结果分析我们采用了定性和定量相结合的评价方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行了评价。
结果表明，通过合理优化工程参数和开采策略，可以有效提高采收率和产能利用率，从而获得更高的投资回报率。
同时，我们还发现，在开发过程中需注意环境保护和可持续发展的问题。
五、结论及建议通过对苏里格致密气藏水平井的产能模型研究和开发指标评价，我们得出以下结论：水平井技术对于提高致密气藏的开采效率和产量具有显著优势；通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量；在开发过程中需注重环境保护和可持续发展的问题。
第21卷第4期重庆科技学院学报（自然科学版)2019年8月苏东气藏地层压力与单位压降产气量分布特征分析成育红1张一果1杨洋1封莉1邓宝康2(1.中国石油长庆油田公司第五采气厂，西安710021;2.四川奥吉特油田科技开发有限公司，成都610041)摘要:苏东地区大多数井采用快速投产、井下节流等新工艺，利用常规的压力动态监测方法难以准确获取地层中 部的压力。
结合苏东气藏的实际情况，建立了新的地层压力评价方法，将表面套管压力转化为地层压力，应用于苏东气藏地层压力及单位压降产气量分布特征分析。
关键词：苏东气藏；地层压力；套压；压降；产气量中图分类号:TE332 文献标识码:A在油气藏开采过程中，xt地层压力的准确评价，有助于对储量的准确计算及产能的合理预测。
在地 层压力评价方面，学者们作了大量研究，并提出诸多 获取地层压力的方法，早期的经典方法有M B H法、M D H法、D ietz法、Mu s ka t法等[1]。
在经典方法的理 论基础上，通过对短期关井恢复数据的推算，能够较 为准确地计算出地层压力[2-5]。
同样，利用气井系 统的试井原理，通过简易的计算方法也可得出气井 地层压力[6)7]。
在计算和预测气井地层压力时，产 量不稳定法、井口压力折算法、累计产量法和不关井 试井法均有不同的适用性[8_9]。
在计算苏里格气田 地层压力的过程中，往往会用到经典公式法、压降 法、流动物质平衡法及现代产量不稳定分析法[10-11]。
目前所有研究者都专注于计算方法本身，而对 实际气藏的地质、工艺特点考虑较少。
本次研究中，结合苏东气藏的实际情况，建立了新的地层压力评 价方法，并将其应用于地层压力及单位压降产气量 特征分析。
1利用套压计算地层压力静液柱中任意一点的压力服从式（1)规律[12]*P=P» + pgh(1 "文章编号：1673 -1980(2019)04 -0051 -05式中:J R—静液柱中任意点压力，M Pa;P0----液面压力，M Pa;g----气体密度，kg/m3。
摘要：鄂尔多斯盆地东部地区上古生界盒8段显示出较好的含气性特征，通过铸体薄片观察与鉴定、渗透率、压汞分析和非均值分析，结果表明上古生界盒8段储集层砂岩中石英砂岩以粒内溶蚀孔隙、溶蚀粒间孔隙和残余粒间孔隙为主，岩屑石英砂岩以溶蚀孔隙为其特征，只有极少部分储集层为晶间孔隙-粒间孔隙型；岩屑砂岩以粒内孔隙和溶蚀粒内孔隙为发育。
通过铸体技术分析面孔率一般在2.3％以上。
最后通过参数综合评价将储层划分为4类，苏里格气田东区盒8储层主要为Ⅰ、Ⅱ类。
关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田东区；储层特征苏里格气田东区上古生界盒8、山1段储层-测井特征研究兰义飞1，陈志华1，石林辉1，刘莉莉1，曹艳2（1.中国石油长庆气田分公司勘探开发研究院；2.长庆科技工程有限责任公司）0前言苏里格气田是一个特大气田，不仅是我国现阶段规模最大的天然气田，也是我国第一个世界级储量大气田。
2007年股份公司提出了要将鄂尔多斯盆地建设成石油天然气重要能源基地，到2013年建成年生产天然气商品量200亿立方米的目标，而苏里格气田东区毗邻苏里格气田，特别是盒8和山1具有和苏里格相似的成藏地质条件，因此在总的规划方案中明确提出苏里格气田东区是苏里格气田建产能的主力区块之一，并在2011年形成年产50亿立方米产能规模，但从已有试气的成果来看，不同地区、不同层系产气能力差别较大。
2019年实现油气当量5000万吨稳产7年目标的关键一年。
作为长庆油田上产主力区块的苏里格气田东区，正在以建设稳产接替50亿立方米产能为目标，展开大规模的产能会战，因此，有必要对苏里格气田东区盒8、山1的储集砂体和产气能力进行研究。
1概况苏里格气田东区地处内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗和陕西省榆林市榆阳区境内，气田南接乌审旗和靖边气田，东邻榆林气田。
区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部。
苏里格气田东区位于长庆靖边气田北部的乌审旗地区。
勘探范围西起乌审旗的嘎鲁图、北抵乌审旗的通岗浪沟，东达补兔、南抵乌审旗的巴音来登，勘探面积约5988km2。
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言随着全球对清洁能源需求的日益增长，致密气藏的开发已成为国内外能源领域的研究热点。
苏里格地区作为我国重要的致密气藏之一，其开发潜力和经济效益日益凸显。
本文针对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价，以期为该地区的致密气藏开发提供理论依据和技术支持。
二、苏里格致密气藏概述苏里格地区位于我国某盆地，具有丰富的致密气藏资源。
该地区的气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特点，给开发带来了较大的挑战。
水平井技术因其能够增加泄油面积、提高采收率而被广泛应用于该地区的致密气藏开发。
三、水平井产能模型研究1. 模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了水平井产能模型。
该模型综合考虑了气藏地质特征、工程参数及生产动态等因素，通过数值模拟方法对水平井的产能进行预测。
模型包括气藏物理模型、渗流模型、产能预测模型等。
2. 模型应用通过将模型应用于苏里格地区实际水平井的开发，验证了模型的可靠性和有效性。
同时，通过对不同参数的敏感性分析，为优化开发方案提供了依据。
四、开发指标评价1. 评价指标体系构建本文构建了包括经济效益、技术可行性、环境影响等方面的评价指标体系，对苏里格致密气藏水平井的开发进行全面评价。
2. 评价方法及结果采用定性和定量相结合的评价方法，对苏里格地区水平井的开发指标进行评价。
评价结果表明，该地区的致密气藏开发具有较高的经济效益和技术可行性，但需关注环境影响及地质条件变化对开发效果的影响。
五、结论与建议1. 结论通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究及开发指标的评价，本文得出以下结论：（1）建立的产能模型能够较好地预测苏里格地区水平井的产能；（2）该地区的致密气藏开发具有较高的经济效益和技术可行性；（3）需关注环境影响及地质条件变化对开发效果的影响。
2. 建议（1）继续优化产能模型，提高预测精度；（2）加强地质勘探工作，为开发提供更准确的地质资料；（3）关注环境影响，采取环保措施，确保开发过程的可持续发展；（4）根据实际情况调整开发方案，确保经济效益和技术可行性的平衡。
国外测井技术WORLD WELL LOGGING TECHNOLOGY2012年第1期总第187期Feb.2012Total 187·综合应用·苏里格气田地层压力测井计算及分布规律研究贺健1夏宏泉1张海涛21西南石油大学石油工程测井实验室2中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司0引言苏里格气田位于长庆靖边气田西侧的苏里格庙地区，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中段,为宽缓西倾的单斜[1]。
该气田是发育于上古生界碎屑岩系中的大型砂岩岩性圈闭气藏。
上古生界自下而上可划分为石炭系本溪组C 3b，二叠系太原组P 1t、山西组P 1sh、石盒子组P 2sh 和石千峰组P 3sh。
其中,石盒子组自上而下可划分为盒1-盒8八个层段，盒1-盒4为上石盒子组，盒5-盒8为下石盒子组，岩性主要为砂岩、泥岩等；山西组可划分为山1、山2两个层段，岩性主要为粗砂岩、泥岩、煤层等。
该气田主力含气层段为盒8和山1，其储层非均质性强，且具有典型的“低渗、低压、低丰度”特征[2]。
在该气田钻井过程中，常要求保持井内压力平衡，避免井喷、井涌、井塌、卡钻等工程问题，达到提速和保护油气层的目的。
通常计算地层压力方法大体上可分为两类：一是利用地震层速度资料进行地层压力预测，但该法预测精度较低；二是利用测井资料，如自然伽马、声波时差、密度、电阻率等测井曲线计算地层压力，是目前公认比较可靠的方法。
此外，目前对异常高地层孔隙压力的计算方法研究报道较多，但对地层异常低压计算方法研究报道较少。
为此，本文在对比分析地层压力测井计算方法的基础上，利用声波时差和密度等测井资料借助伊顿法重点计算苏里格气田二叠系异常低压地层的孔隙压力，并研究其分布变化规律。
1测井曲线的井眼影响校正测井环境对测井数据有重要影响，其中井眼影响最为严重[3]。
在扩径严重的井段，测井曲线将会失真，导致测井计算地层压力不准确。
现有测井资料统计表明，苏里格气田绝大部分气井井壁垮塌严重，不规则井眼井段较多。
在计算地层压力之前需要对密度曲线和声波时差曲线进行井眼影响校正。
1.1密度测井曲线的校正密度测井记录的是地层散射伽马强度，主要用于测量地层体积密度ρb 。
井眼扩大或井壁不规则使密度测井曲线陡然下降，测出的ρb 值明显偏低。
可采用逐点检验和校正方法来近似的消除这种影响。
首先，计算解释层段地层密度的下限值ρmin ：ρmin =Vshρsh +（1-V sh ρp ）ρb（1）式中：ρsh 和V sh 分别为泥质密度和地层泥质含量(V sh 用GR 曲线计算)；ρp 为解释层段中，孔隙度最大的纯地层密度值。
其次，进行逐点检验和校正：当ρb 小于ρmin 时，说明由于井眼扩大或井壁不规则，仪器极板贴井壁不好，导致ρb 比地层密度下限值ρmin 还低，这时令ρb =ρmin 作为该地层密度的近似值；反之，如ρb ＞摘要：苏里格气田地层低压特征明显。
可利用测井资料借助伊顿法准确计算其地层压力。
首先对声波时差和密度曲线进行井眼影响校正并建立东区、西区地层正常压实趋势线，然后采用伊顿法计算地层孔隙压力，与实测资料的相对误差在10%以内，满足安全钻井工程要求。
对工区多口井的测井资料进行了地层压力精细解释处理，在此基础上研究了该气田东区、西区二叠系地层孔隙压力的纵横向分布规律。
关键词：苏里格气田；测井资料；伊顿法；地层孔隙压力；分布规律作者简介：贺健（1987-），男，在读硕士，从事常规电缆测井和随钻测井的精细解释及其在油气井工程中的应用研究。
682012年第1期ρmin则仍取ρB值。
参数ρsh和ρp是由人工在处理井段附近井径规则的泥岩段和纯地层密度测井曲线上选取的。
经多口井测井曲线的统计对比分析得出：苏里格气田西区ρsh=2.58g/cm3、ρp=2.45g/cm3；东区ρsh=2.55g/cm3、ρp=2.45g/cm3。
1.2声波时差测井曲线的校正目前使用的井眼补偿声波测井仪对井眼影响有较强的补偿作用。
一般来说，在中子、密度与声波孔隙度测井中，声波时差测井曲线(Δt或AC)受井眼影响较小，但当扩径严重或井壁很不规则时，Δt明显增大。
对此，也可采用逐点检验与近似校正方法对声波测井曲线进行编辑。
首先计算出解释层段的声波时差上限值Δt max：Δt max=V shΔt sh+（1-V sh）Δt p（2）式中：Δt sh与Δt p为井壁未垮塌处泥质地层与纯地层的最大声波时差值，是由人工选择的参数,经多口井测井曲线统计对比分析得出：苏里格气田西区Δt sh=90μs/ft、Δt p=67μs/ft；东区Δt sh=80μs/ft、Δt p=63μs/ft。
其次，采取逐点检验与近似校正方法来对声波测井曲线进行编辑：当Δt≤Δt max时，则仍取Δt；反之当Δt＞Δt max，且井径与钻头直径之差(CAL-BITS)大于某一规定值Δd p时(一般取Δd p=2inch)，可认为由于井壁发生坍塌，导致Δt比上限值Δt max还大，这时就令Δt=Δt max作为该地层的声波时差近似值。
校正结果见图2、图3的第五道和第六道，校正后的密度和声波时差值能真实地反映原状地层特性。
2地层孔隙压力测井计算方法目前常用的测井计算地层孔隙压力方法主要有等效深度法、伊顿法和有效应力法[4]，前两种方法都是依据同一地质环境下纯泥岩地层孔隙压力与孔隙度存在的内在联系而建立起来的，都需要构建地层正常压实趋势线，基本原理大致相同，其中伊顿法综合考虑了除压实作用以外其它异常压力形成机制，并总结参考了钻井实测压力与各测井信息之间的关系，是一种比较实用的方法；有效应力法适用于计算异常高地层孔隙压力，在异常低压地层计算精度较低。
鉴于苏里格气田地层低压特征明显，本文选用伊顿法重点计算苏里格气田二叠系地层孔隙压力。
2.1正常压实趋势线的构建建立正常压实趋势线是利用Eaton法计算地层孔隙压力的关键，可采用正常压实井段泥质层的测井值回归计算与经验调整相结合的方法来建立正常压实趋势线(方程)。
图1为利用声波时差测井曲线建立的苏里格气田东区和西区地层正常压实趋势线，其方程分别为:东区：L n（AC）=4.657863-0.000199*DEPTH(R=0.961)（3）西区：L n（AC）=4.676861-0.000161*DEPTH(R=0.874)（4）式中：AC为正常压实趋势线上的声波时差值Δt n；DEPTH为正常压实趋势线上的深度。
由东西两区的地层正常压实趋势线(方程)可以看出：在相同深度，东区正常压实地层的声波时差值小于西区正常压实地层的声波时差值，由此可以定性判断东区地层孔隙压力大于西区地层孔隙压力。
2.2基于伊顿法计算地层孔隙压力伊顿法计算地层孔隙压力(Pp)的模型形式为:P p=P0-（P0-P w）（Δt n/Δt）c（5）式中：P0为上覆地层压力(由密度测井曲线计算获得)，MPa；P w为地层水静液柱压力(该气田东区、西区ρw分别为0.991g/cm3、0.95g/cm3)，MPa；Δt为声波时差测井实测值，μs/ft；Δt n为正常压实趋势线上的声波时差值，μs/ft；c为压实指数，常取0.914。
伊顿法是一种经验关系法，其中压实指数c是一个重要参数，经验值0.914是通过墨西哥湾异常高压地区的孔隙压力反算得到的，对于低压特征明显的苏里格气田并不适用。
对压实指数c的求取可利用工区大量实测地层压力数据，通过反算获得。
本文用实测地层压力资料代入式(5)反算得到苏里格气田压实指数c为0.618。
3应用实例分析基于上述方法模型，用Fortran语言编制了地层图1苏里格气田东区和西区地层正常压实趋势线东区西区贺健：苏里格气田地层压力测井计算及分布规律研究69压力测井计算程序，并对苏里格气田东、西区多口井测井资料进行了处理。
限于篇幅，仅对苏里格东区Z33#、西区S61#进行阐述，图2、图3分别为Z33井、S61井二叠系地层孔隙压力测井处理成果图。
表1为苏里格气田部分井地层压力计算结果统计。
不难看出：用上述模型计算的地层孔隙压力相对误差在10%以内，满足安全钻井工程要求。
4地层孔隙压力分布规律通过对苏里格工区多口井的地层压力计算，得到东区和西区二叠系地层压力梯度分别为0.8~0.91MPa/100m、0.75~0.85MPa/100m，以及地层孔隙压力纵横向分布规律（表2）：西区二叠系地层存在两个压力系统，其中石千峰组为超低压系统，其余地层为异常低压系统；东区二叠系只存在一个压力系统，为异常低压系统。
东区地层压力基本大于西区地层压力，但均低于正常地层压力，自西向东呈现“西低东高”的格局；主要储集层盒8-山1段地层压力均为异常低压，图4、图5分别展现了东区、西区盒8-山1段地层压力梯度平面分布特征，可见该气田二叠系地层压力总体以异常低压为主。
5结论（1）苏里格工区井壁垮塌严重，在大井眼井段的测井曲线值失真，通过对声波时差和密度曲线进行井眼影响校正，为计算地层压力提供了可用的测井参数。
（2）基于伊顿法，利用声波时差、密度等测井曲线计算苏里格工区地层孔隙压力，误差较小，满足安全钻井工程要求。
（3）通过多口井地层压力的测井计算获得苏里格气田东区、西区二叠系地层孔隙压力纵横向分布规律，东区、西区二叠系地层压力梯度分别为0.8~0.91MPa/100m、0.75~0.85MPa/100m，东区地层压力大于西区地层压力。
（参考文献：下转第46页）图2Z33井二叠系地层孔隙压力测井处理成果图图3S61井二叠系地层孔隙压力测井处理成果图图4东区盒8-山1段地层压力梯度平面分布图5西区盒8-山1段地层压力梯度平面分布表2苏里格气田东区、西区地层孔隙压力纵横向分布规律表1部分井的地层压力预测结果统计玄武岩f7=26.507CALI-0.151GR+0.13SP+0.769RT+0.949DT-404.004(10)沉积岩f8=24.093CALI-0.101GR+0.313SP+0.773RT+1.063DT-371.641(11)对未知岩性的井段，将其对应测井值带入上式（4）到（11）分别计算出f 值，然后进行比较，判别函数值最大的那个类就是y 所属类别。
利用上述岩性判别模型，对准噶尔盆地五八区佳木河组测井井段进行判别，并与录井及薄片定名结果进行对比（表2）。
安山岩的符合率为76.3%，辉绿岩为100%，火山碎屑岩流纹岩为64.1%，流纹岩为53.7%，凝灰岩为73.4%，火山角砾岩为98.3%，玄武岩为91.7%，沉积岩为98.0%。
其整体符合率达到了81.9%。
图3为某井佳木河组上亚组和中亚组岩性解释成果图。
3050m～3104m，岩心描述为绿灰色流纹岩，解释井段3051.88m～3101.5为流纹岩；3116m～3144m 岩心描述为灰棕褐色砂砾，3144m～3156m 为细砾岩，测井解释井段：3116.88m～3152.13m 为砂砾岩，解释结论与岩心描述一致。
