阮基富 李新玲 張 蘇

(中國石油西南油氣田公司川中油氣礦)

0 引言

川中充西氣田位于四川省南充市境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造位于川中古隆中斜平緩構(gòu)造帶的南充構(gòu)造群。1980年首鉆西51井發(fā)現(xiàn)須四氣藏，目前鉆揭須四段的井共有29口，共測試26口井，其中獲氣井9口，氣水同產(chǎn)井11口，水井3口，干井3口。該氣藏于1987年投入試采，初期日產(chǎn)氣0.6×104m3/d，日產(chǎn)水0.3m3左右，2003年8月西20、西56井相繼投產(chǎn)，正式拉開了充西氣田須四氣藏生產(chǎn)序幕，歷史共投入生產(chǎn)井14口，最高日產(chǎn)氣24.1×104m3/d，日產(chǎn)水646.6 m3，目前開井6口，日產(chǎn)氣3.5×104m3/d，日產(chǎn)水104.5m3。隨著勘探開發(fā)的不斷深入，充西須四氣藏表現(xiàn)出氣水關(guān)系復(fù)雜的特征，氣井產(chǎn)水特征不明，嚴(yán)重影響氣井正常生產(chǎn)，因此有必要開展氣水分布規(guī)律研究，為提出合理治水對策、提高氣藏開發(fā)效果奠定基礎(chǔ)。

1 氣藏基本特征及開發(fā)中存在的主要問題

四川盆地南充背斜為一狹長的由北西向南東傾沒的長軸鼻狀背斜，充西氣田位于南充構(gòu)造西傾末端，由北西向南東傾沒的向北弧形突出的轉(zhuǎn)折帶上，為弱受力背景下的相對強受力區(qū)，整體構(gòu)造表現(xiàn)為褶皺平緩，呈東高西低、向西逐漸傾沒的潛伏背斜(圖1)，區(qū)內(nèi)圈閉較多，由西向東主要有多扶場南、共興

圖1 充西氣田須四氣藏頂面構(gòu)造圖

場和嶸溪場三個潛伏圈閉，但閉合度低、閉合面積小，區(qū)內(nèi)共發(fā)育有8條逆斷層，斷層規(guī)模不等，落差范圍10m～240m，斷層在剖面上延伸長度為2.75km～9.75km，多數(shù)斷層向上斷至大安寨段，向下消失于嘉陵江組內(nèi)部，從斷層展布來看，大部分?jǐn)鄬佣喾植荚诒承北币恚瑪鄬幼呦蚺c構(gòu)造的軸向基本平行，呈東西向延伸。

須四段巖性以淺灰色中粒、細(xì)-中粒砂巖為主間夾薄層(<1m)的灰黑色泥頁巖，儲集類型以粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，喉道類型以片狀喉道、管狀喉道為主。發(fā)育少量的裂縫，以低角度小縫為主，主要分布在須四段的中上部。儲層具低孔低滲特征?？v向上須四段儲層較發(fā)育，呈疊瓦狀相互疊置，由3～10套儲層組成，儲層單層厚度一般1m～4m，薄者有0.5m，厚者可達8m；平面上，須四上亞段儲層厚度在西北部蓮69井附近是一個相對高值區(qū)，儲層厚度達16m，該處向東自向南儲層厚度逐漸變薄，中部以及東部儲層厚度變化不大，在2m～6m之間，須四下亞段儲層厚度存在4個高值點和1個低值點：高值點在西051-X1井處為28m，西32井處為24m，西13-1井處為24m，西021-2井處為22m,低值點在西65井處為2m，從整體上看，須四下亞段儲層較上亞段儲層發(fā)育。

充西須四段儲層由于受沉積和成巖作用的影響，儲層非均質(zhì)性較強，局部儲集體呈透鏡狀或長透鏡狀，產(chǎn)層不受最低圈閉線控制，如共興場最低構(gòu)造圈閉線為-2040m，而氣層中部海拔西64井為-2080m、西56井為-2120m，皆在構(gòu)造圈閉之外。同一局部構(gòu)造圈閉，氣井分布在構(gòu)造高點，產(chǎn)水井分布在構(gòu)造海拔較低的位置。氣藏分布以背斜構(gòu)造為背景，同時受儲層分布制約，因此整個氣藏屬構(gòu)造-巖性復(fù)合氣藏；從凝析油含量看，西20井、西56井凝析油含量分別為93.3g/m3、68.8g/m3，為低含凝析油的氣藏；氣井折算至氣藏中部(-2070m)的壓力系數(shù)在1.67～1.79之間，為高壓氣藏，充西須四氣藏為低含凝析油的構(gòu)造-巖性高壓凝析氣藏。另外，充西氣田須四段砂體疊合程度較高，儲層段在橫向上分布具有一定的連續(xù)性，各井產(chǎn)出油、氣、水性質(zhì)一致，折算地層壓力比較接近，因此，氣藏具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)。目前尚未監(jiān)測到井間連通，氣藏的氣水關(guān)系相當(dāng)復(fù)雜，無法找到一個統(tǒng)一的氣水界面。

氣藏開發(fā)過程中，各氣井產(chǎn)水特征差異大：①產(chǎn)水少日產(chǎn)氣量較低但穩(wěn)產(chǎn)時間較長的西51井位于共興場高點附近，鉆井過程中無井漏、電測井無聲波跳躍等裂縫顯示特征，于1987年4月投產(chǎn)時，日產(chǎn)水0.3m3左右，并在一年半的時間內(nèi)下降為零，無水采氣期從1989年1月持續(xù)到1998年12月，長達10年，從1999年1月開始，比較連續(xù)的產(chǎn)少量水，日產(chǎn)水不超過0.3m3，水氣比低且穩(wěn)定，從2008年開始，又基本不產(chǎn)水，目前累產(chǎn)氣5534×104m3，累產(chǎn)水僅381m3；②西56井測試時氣產(chǎn)量很高，且不產(chǎn)水，但投產(chǎn)后產(chǎn)水量居高不下，該井是在沒有酸化、沒有射孔的情況下測試的，測試井段厚23.3m，測試產(chǎn)氣14.0979×104m3/d，不產(chǎn)水，2003年8月23日～2003年9月7日第一次開井，日產(chǎn)氣2.0×104m3～3.0×104m3，日產(chǎn)水不足5m3，關(guān)井5天后，2003年9月12日～2003年9月17日第二次開井，水產(chǎn)量開井即為37m3，不產(chǎn)油，接下來兩三天上升至49m3、55m3，見水突然，水產(chǎn)量大，2003年10月30日～2003年11月20日第三次開井，水產(chǎn)量由不足10m3驟然變?yōu)?0m3，此后十多天水產(chǎn)量一直在30m3～40m3，對氣、油產(chǎn)量造成不利影響；③西20井測試時產(chǎn)水量高，但經(jīng)過排水采氣后，產(chǎn)水量逐步下降，產(chǎn)氣量和產(chǎn)油量逐步上升達到穩(wěn)定，該井于2003年8月10日試生產(chǎn)，初期用5.9mm日開12小時，到8月24日，日產(chǎn)氣0.7×104m3↑1.5×104m3，日產(chǎn)水200m3左右，之后用5.0mm、針閥1/4圈、1/6圈連開生產(chǎn)，Pwf33.45 MPa～37.19MPa,日產(chǎn)氣2.0×104m3↑6.0×104m3，日產(chǎn)凝析油1.5 t↑5.0t，日產(chǎn)水降至96m3左右，2004年8月，日產(chǎn)水進一步降至24m3，之后產(chǎn)水量逐漸上升至2006年8月的100m3左右，2006年8月用針閥4.5/10圈連開，開井套壓13.6MPa，開井油壓13.6MPa，流壓26.82MPa，日產(chǎn)氣4.2×104m3左右，日產(chǎn)水98m3～100m3，之后產(chǎn)量一直較穩(wěn)定，目前累產(chǎn)氣1.1×108m3，累產(chǎn)水23.2×104m3；④此外西56井、西62井、西68井等井，目前地層壓力均大于20MPa，但由于產(chǎn)水量大，在不確定氣水分布關(guān)系及水體大小的情況下，無法組織生產(chǎn),目前處于關(guān)井狀態(tài)，抑制了氣藏的規(guī)模效益開發(fā)，氣藏采出程度僅2.8%，剩余地質(zhì)儲量為86.21×108m3，存在較大的潛力，因此有必要開展氣水分布規(guī)律研究。

2 流體性質(zhì)特征描述

據(jù)充西18口井須四段的65個氣樣分析統(tǒng)計表明，各井產(chǎn)出的天然氣性質(zhì)一致，相對密度0.6219～0.7136，平均0.6469；甲烷含量82.33%～90.30%，平均88.12%；重?zé)N含量8.357%～15.15%，平均10.324%，天然氣氣質(zhì)較好，主要表現(xiàn)為輕烴含量較高，且不含硫化氫。據(jù)15口井28個水樣分析統(tǒng)計表明，各井產(chǎn)出地層水性質(zhì)一致，水型為CaCl2型，PH值一般為2.77～6.57，Cl-含量為58263 mg/L～126881mg/L，相對密度在1.060～1.177之間，總礦化度區(qū)間值96.63mg/L～206.29mg/L，平均144.04mg/L。

原蘇聯(lián)地球化學(xué)家蘇林據(jù)氯鈉比等特征系數(shù)提出地下水的水型分類，并提出烴類聚集與水型關(guān)系的密切程度序列為：氯化鈣型 〉重碳酸鈉型 〉氯化鎂型 〉硫酸鈉型。按蘇林分類，充西地區(qū)須四段地下水水型為高礦化度氯化鈣型，表明地層水分布于區(qū)域水動力相對阻滯區(qū)，在縱向水文地質(zhì)剖面上具深層交替停滯狀態(tài)特征，處于還原環(huán)境，反映儲層封閉條件良好，對油氣聚集成藏有利[1]。充西須四段地層水礦化度較高，為96.63mg/L ～206.69 mg/L，地層水中Na+、K+、Ca2+、Mg2+等陽離子含量差異懸殊，陽離子中以堿金屬離子Na+、Ca2+占絕對優(yōu)勢，主要是由于須四段富集天然氣，改變了地層的水文地球化學(xué)環(huán)境，有利于Na+離子或鈉鹽富集，并為溶解度較低的Ca2+、Mg2+鹽沉淀創(chuàng)造了有利條件。地層水中Cl-含量在58263 mg/L ～126881mg/L，占陰離子總量的99%以上，地層水礦化度與Cl-含量的相關(guān)性很好，表明地層水中的Cl-嚴(yán)格控制總離子量，Cl-和礦化度幾乎同步等速變化。綜合分析認(rèn)為充西須四段地層水具有如下特征：①地下水中Na+、Cl-在水中占絕對優(yōu)勢，具有向組分端元集中的分異特點，水型為CaCl2型；②地層水礦化度大，具有沉積水經(jīng)漫長水巖作用、深循環(huán)、深度濃縮的特征；③須四段為封閉、還原的水文地球化學(xué)環(huán)境，有利于天然氣聚集成藏與保存。

表1 充西氣田須四段地層水化學(xué)組分表

3 氣水層識別

本次研究主要以測井資料、測試資料以及開發(fā)動態(tài)資料為基礎(chǔ)，歸納總結(jié)出氣水層常規(guī)測井響應(yīng)特征，使用聲波時差與電阻率圖版法進行氣水層識別研究[3]，并利用多元統(tǒng)計判別法建立氣水層定量識別模型，取得了良好的效果。

3.1 氣水層常規(guī)測井相應(yīng)特征

在9口試油井已知流體類型層段中，共提取出135個樣本點，利用RT分別與其他測井曲線作交會圖，其中RT與AC、RT與DEN、RT與CNL、RT與孔隙度和RT與含水飽和度效果較好，基本可以區(qū)分氣層、氣水同層和水層。氣層一般是指在試油時不見水或在生產(chǎn)初期產(chǎn)少量水之后產(chǎn)純氣的儲層，其測井響應(yīng)特征為：自然伽馬GR一般小于70API，聲波時差A(yù)C一般大于62μs/ft，補償中子CNL一般在5p.u～7p.u，電阻率值RT相對較高，一般大于10Ω·m之間，雙側(cè)向之間為“正差異”或差異不明顯；氣水同層一般是指試油時既產(chǎn)氣又產(chǎn)水，生產(chǎn)時始終保持氣水同出的儲層，其測井響應(yīng)特征為：自然伽馬一般在60API左右，聲波時差A(yù)C較大，一般大于65μs/ft，電阻率RT較小，一般在8Ω·m～10Ω·m之間，雙側(cè)向多出現(xiàn)“負(fù)異?！被虿町惒幻黠@；水層一般是指試油產(chǎn)純水或在生產(chǎn)后產(chǎn)純水的儲層，其測井響應(yīng)特征為：自然伽馬一般大于65API；聲波時差較大，一般大于60μs/ft，補償中子CNL較大，一般大于10p.u，電阻率RT較低，一般小于9Ω·m，雙側(cè)向呈正、負(fù)異常或差異不明顯(圖2)。

圖2 西64井須四段氣層常規(guī)測井響應(yīng)特征

3.2 氣水層定量識別

本次研究采用逐步判別分析方法對氣水層進行識別，該方法根據(jù)有進有出的原理,即每一步都通過檢驗把判別能力較強的參數(shù)引入判別式中,及時將判別能力最差的參數(shù)剔除，在一個給定的置信度內(nèi),使得判別的組與組之間的均值較大,組內(nèi)的離差平方和最小,即滿足所要劃分的組與組之間的差異最明顯,組內(nèi)的差異最小[5]。本次研究共選出了須四段試油井段中的氣層(52個樣本點)、氣水同層(4個樣本點)、水層(10個樣本點)作為氣水識別模型的標(biāo)準(zhǔn)樣本，將其中44個樣本點作為模型樣本，其余的22個樣本點作為檢驗?zāi)Ｐ托Ч麡颖?。以聲波時差A(yù)C、深側(cè)向電阻率對數(shù)值LGRT、孔隙度POR、含氣飽和度Sg和雙孔隙度差ΔΦ值5個參數(shù)作為變量，通過歸一化處理將各種測井參數(shù)值都校正到[0,1]區(qū)間上來。通過運用SPSS統(tǒng)計計算軟件對選擇的44個樣本點建立了氣水層判別分析模型，得到了氣層、氣水同層、水層的定量判別方程如下：

氣層=-142.276+1.147AC-6.434LGRT+15.799POR+3.266Sg-24.313ΔΦ

氣水同層=-119.509+1.271AC+9.245LGRT+15.817POR+2.134Sg-22.06ΔΦ

水層=-140.479+1.294AC+24.927LGRT+19.365POR+1.698Sg-24.346ΔΦ

用所建立的判別模型對44個樣本進行回判，44個樣本中有41個判斷正確，正確率93.18%，判別模型具有較高可靠性。利用已建模型分別對未參加建模的22個試油段儲層進行判識以檢驗?zāi)Ｐ偷膶嶋H應(yīng)用效果，在22個校驗樣本中，僅有3個樣本點預(yù)測有誤，主要是氣水同層被判識成水層和水層被判識成氣水同層。通過模型的檢驗證明SPSS統(tǒng)計判別模型實際應(yīng)用效果較好，具有一定的可信度，可應(yīng)用于充西須四段氣藏各儲層段的流體類型識別。利用所建立的多元判別模型分別對本區(qū)28口井112個井段(不包含樣本點)進行了預(yù)測，共預(yù)測出氣層18個、氣水同層59個、水層35個，并建立了氣水層識別綜合圖(圖3)及氣水關(guān)系聯(lián)井剖面圖(圖6)，為后續(xù)氣水界面及氣水分布規(guī)律研究奠定了基礎(chǔ)。

圖3 西20井氣水層識別綜合成果圖

4 氣水分布規(guī)律

在充西地區(qū)上三疊統(tǒng)須四段地層水化學(xué)特征研究基礎(chǔ)上，通過測井解釋技術(shù)對研究區(qū)內(nèi)單井氣水層做了判識，并建立了氣水層識別綜合圖及氣水關(guān)系聯(lián)井剖面圖，結(jié)合研究層段的沉積相、砂體延伸、氣水層判識結(jié)果及須四測試段與所產(chǎn)流體關(guān)系的分析，氣水總體分布特點主要有以下幾個方面：

(1)氣藏氣水分界面基本位于-2190m附近，但無統(tǒng)一的氣水界面。通過對充西構(gòu)造須四氣藏須四段測試段與所產(chǎn)流體關(guān)系的分析：①位于構(gòu)造較高部位(-2150m以上)西56井、西12井、西51井、西13井測試時不產(chǎn)水，生產(chǎn)過程中僅產(chǎn)少量束縛水或凝析水；②位于構(gòu)造低部位的西49井，雖然測試時整段產(chǎn)水，但在鉆井過程中，-2172.93m～2174.93m有氣侵現(xiàn)象，而在-2194.93m～-2196.93m才發(fā)現(xiàn)有鹽水侵現(xiàn)象，說明氣水界面可能界于-2174.93m～-2194.93m之間；③西57井為裸眼完井，儲層分布在-2154m～-2256m這一井段，測試結(jié)果油、氣、水均有產(chǎn)出，說明該井鉆過了氣水界面。④西20井的生產(chǎn)測井資料表明，-2184.29m～-2188.09m為該井的主產(chǎn)層段，產(chǎn)氣57133×104m3/d，產(chǎn)水34.3m3/d，主要因為該井位于斷層末梢，裂縫較發(fā)育。因此，氣藏氣水界面基本位于-2190m附近。

川中古隆中斜平緩構(gòu)造區(qū)構(gòu)造總體平緩，地層傾角為1°～5°，氣、水分異不徹底，充西須四段儲層為低孔、低滲非常規(guī)儲層，儲層非均質(zhì)性較強，孔喉分布頻帶較寬，存在多級別的孔隙喉道，在氣柱不足以克服所有級別喉道的毛管阻力時(圖4)，孔隙水被擠出的程度不同，因此最終形成的氣水界面不是一個嚴(yán)格的理想分界面，只存在含水飽和度向上逐漸降低的趨勢，即在純氣和純水之間存在氣水混相過渡帶。儲層物性、孔喉結(jié)構(gòu)和氣水密度差決定過渡帶的厚度，而過渡帶是氣水分異的必經(jīng)過程，如果圈閉的有效高度小于過渡帶的厚度，則該圈閉不可能形成純氣部分。充西區(qū)塊具有構(gòu)造圈閉面積小，隆起幅度低的特征，稍具規(guī)模的構(gòu)造有共興潛伏構(gòu)造、多扶南潛伏構(gòu)造，相應(yīng)的閉合度為51m、83m，共興場潛伏構(gòu)造Ⅰ+Ⅱ類和Ⅰ類儲層有純氣藏分布，多扶南構(gòu)造Ⅰ+Ⅱ類、Ⅰ類、Ⅲ+Ⅱ類儲層有純氣藏分布，其它圈閉即使Ⅰ類儲層位于構(gòu)造頂部仍然氣水同產(chǎn)，完全位于氣水過渡帶。

圖4 儲層物性與氣水分布的關(guān)系圖

(2)縱向上氣水分異較明顯，表現(xiàn)為上氣下水特征；平面上存在以邊水為主、局部水體為輔的多個水區(qū)(圖5)。充西須四段氣水關(guān)系受構(gòu)造和巖性雙重控制，同一局部構(gòu)造圈閉內(nèi)，在一定連通儲滲空間內(nèi)，氣、水分異遵從重力分異定律，氣、水分布受構(gòu)造海拔高低的控制，地層水下沉聚于構(gòu)造低部位，而天然氣則在構(gòu)造高部位聚集成藏，高部位產(chǎn)氣、低部位產(chǎn)水，縱向上在局部范圍內(nèi)形成氣水分布關(guān)系相對簡單的上氣下水的常規(guī)氣藏。如西51井位于相對高部位，測試時不產(chǎn)水，生產(chǎn)中產(chǎn)少許水，自1987年投產(chǎn)至2011年7月，已累產(chǎn)天然氣5502×104m3,累產(chǎn)水僅381m3,水氣比為0.08m3/104m3；西49-1井位于相對低部位，產(chǎn)純水。平面上，根據(jù)測試、生產(chǎn)情況和氣水聯(lián)井剖面圖綜合分析認(rèn)為，氣區(qū)主要分布在構(gòu)造高點附近(多扶場南潛高Ⅱ西12井區(qū)、共興場潛高西51井區(qū)、瀠溪場潛高西58井區(qū))，水區(qū)主要分布在斷層及裂縫發(fā)育區(qū)。

(3)水區(qū)受斷層、裂縫和儲層展布等多因素影響，單井產(chǎn)水量大小受斷層影響大。鉆井中油氣顯示普遍，縱向跨度較大(表2)，油、氣侵顯示段分布于海拔-2200m以上，鹽水侵顯示的3口井(西49-1井、西65井、西35-1井)除西49-1井位于-2200m以下，其它兩口井由于裂縫的縱向?qū)ㄗ饔?鹽水侵顯示海拔位于-2100m以上，測試結(jié)果證實裂縫的縱向溝通作用可導(dǎo)致須四上段產(chǎn)水，如西65井位于西③號斷層末梢，測井證實有裂縫存在，2條裂縫段的海拔分別為-2056.14m、-2060.79m,裂縫段位置較西51井測試段海拔還高，該井測試段氣、水同產(chǎn)，產(chǎn)水量大，日產(chǎn)水量348.0m3。另一方面，西62井、西021-2井距離不到200米處，均有斷層，但是氣水分布卻不相同，西62井試采日產(chǎn)氣3.0×104m3，日產(chǎn)水2.0m3，而西021-2井測試結(jié)果為日產(chǎn)水167.4m3，

圖5 充西須四氣藏氣水分布示意圖

井號顯示段級別顯示段海拔(m)西12井西13-1井西20井西35-1井西49-1井西51井西56井西57井西58井西62井西64井西65井西67井 西68井西59井蓮69井氣侵-2067.54～-2069.54井涌-2088.54～-2092.19氣侵-2111.11～-2113.81氣侵-2184.09～-2186.09井涌-2250.09～-2254.09鹽水侵-2063.42～-2065.42氣侵-2172.93～-2174.93鹽水侵-2204.93～-2206.93氣侵-2060.18～-2067.38井涌-2122.76～-2124.46井涌-2169～-2169.6井漏-2195～-2197.4氣侵-2005.46～-2009.66無后效氣侵-2067.42～-2069.42氣侵-2059.34井漏-2062.39鹽水侵-2077.74～-2082.74井漏-2004.02裂縫段-2060.02～-2062.02氣測異常氣侵-2271.91～-2279.91后效氣侵-2232.96～-2234.96

差異明顯。圖6為西051-X2井-西65井-西74井-西021-2井-西58井氣水關(guān)系聯(lián)井剖面，此氣水分布剖面位于工區(qū)東部，走向為北西—南東，其中西051-X2井為氣層，西65井為氣水同層，西74井為氣水同層，西021-2井為水層，西58井為氣層。在該剖面上可見2條斷層，分別靠近西65井、西021-2井，距離不到200m，西④斷層對西021-2井影響較大，西021-2井儲層發(fā)育，主要在須四下亞段，由于斷層使得處于構(gòu)造低點，從而形成水層；西③斷層對西65井影響較大，該井位于斷層末梢，測試日產(chǎn)水348.0m3。另外還有西20井、西72井、西57井、西65井等，均處在受控斷層末端，因為斷層末端的馬尾效應(yīng)造成裂縫發(fā)育，增加了儲層的滲濾性，是造成產(chǎn)水量高的主要因素。更進一步說明斷層、裂縫使氣水關(guān)系變得異常復(fù)雜。

5 結(jié)論

(1) 充西須四氣藏地層水型為CaCl2型，礦化度大，具有沉積水經(jīng)漫長的水巖作用，深循環(huán)、深度濃縮的特征，為封閉、還原的水文地球化學(xué)環(huán)境，有利于天然氣聚集成藏與保存。

(2) 通過對比多組判別結(jié)果與試采資料，運用多組判別模型總的符合率為93.18%，判別模型具有較高可靠性，可以利用該方法對須四段進行氣水層識別。

(3) 氣藏邊水呈過渡帶性質(zhì)，無統(tǒng)一的氣水界面，氣水分布關(guān)系受構(gòu)造以及巖性雙重作用的影響，氣水分異作用明顯，局部范圍呈上氣下水特征。

(4) 區(qū)域不同或構(gòu)造位置不同，氣水分布規(guī)律有明顯差異，由于斷層、裂縫的導(dǎo)通作用致使氣水關(guān)系變得復(fù)雜化，斷層末端及背斜曲率比較大的部位，裂縫相對發(fā)育，氣井產(chǎn)水量較高，構(gòu)造高點附近為主要氣區(qū)。

圖6 西051-X2井-西65井-西74井-西021-2井-西58井氣水關(guān)系聯(lián)井剖面圖

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