洋1井钻井地质设计第二稿.docx
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洋1井钻井地质设计第二稿.docx
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洋1井钻井地质设计第二稿
构造:
迈陈凹陷洋浦探区邻昌构造带
井别:
区域探井井型:
定向井
洋1井钻井地质设计
中国石油天然气股份有限公司
南方石油勘探开发公司
井位提供:
马庆林雷栋
设计单位:
渤海钻探第一录井公司研究所
设计人:
王莉殷文荣
设计单位主管领导审核:
(签字)
设计单位技术负责人审核:
(签字)
南方石油勘探开发公司勘探开发研究中心审核:
(签字)
南方石油勘探开发公司勘探开发处审核:
(签字)
南方石油勘探开发公司主管领导审批:
(签字)
目录
1井区自然状况
1.1地理简况
1.2气象、水文
1.3灾害性地理地质现象
2基本数据
2.1基本数据表
2.2定向井数据
3区域地质简介
3.1构造概况
3.2地层概况
3.3生、储油层分析及封(堵)盖条件
3.4油气藏分析及储量估算
3.5邻井钻探成果
3.6地质风险分析
3.7工程风险分析
4设计依据及钻探目的
4.1设计依据
4.2钻探目的
4.3完钻层位及原则、完井方法
4.4钻探要求
5设计地层剖面及预测油气水层位置
5.1地层分层
5.2分组、段岩性简述
5.3油气水层简述
6工程设计要求
6.1地层压力
6.2钻井液类型及性能使用原则
6.3井身质量及井身结构要求
6.4弃井
6.5其它技术要求
7资料录取要求
7.1岩屑录井
7.2综合(钻时或气测)录井
7.3循环观察(地质观察)
7.4钻井取心
7.5井壁取心
7.6钻井液录井
7.7荧光录井
7.8地化录井
7.9酸解烃
7.10罐装气
7.11碳酸盐岩分析
7.12泥页岩分析
7.13地层漏失量
7.14压力检测(DC指数)
7.15特殊录井要求
7.16化验分析选送样品要求
8地球物理测井
8.1测井内容
8.2原则及要求
9试油
9.1试油原则
9.2试油要求
10设计及施工变更
10.1施工计划变更程序
10.2设计变更程序
10.3井位移动情况
10.4特殊要求
11钻井地质设计附件、附图
11.1附件
11.2附图
1.井区自然状况
1.1地理简况
1.1.1地理环境
海南迈陈凹陷位于海南岛北部琼北丘陵和琼州海峡之中,福山凹陷的西北侧,它是北部湾盆地的一部份,位于北部湾盆地的中南部。
洋浦探区位于迈陈凹陷的南部,面积约2350km2,包括陆地和海域两部分,海域面积约1000km2。
本次钻探工区位于临高县后水湾,后水湾水深0-40m,海产品比较丰富,有鱼、虾、蟹、沙虫、螺及牡蛎等,湾内分布有海洋养殖网箱。
后水湾里有个邻昌礁,涨潮时,整个礁被淹没,退潮时,整个礁盘露出水面面积约有3-4平方公里。
洋1井井口位于海南省临高县调楼镇北西约4000m的海域。
水深约15m。
1.1.2矿业
本井区位于海南省临高县,矿产主要为石油、天然气、石英石、石灰石。
本井场周围无其它矿业开采。
1.1.3交通、通讯
地面公路发达,通讯和交通都非常方便。
1.2气象、水文
1.2.1风
该工区沿海风力较内地偏大,属热带季风气候,受季风影响大,台风多。
常年主导风向为东风和东北风,6级以上大风率仅为0.06%。
秋夏季常受8级以上的强台风袭击,年平均8级大风有12天,年平均12级台风有2-4次。
预计本井施工时间为2011年10-12月,10月份仍为台风季节,预防8级以上的强台风袭击。
11-12月以东北风为主导方向,正常风力4级以下,随时了解天气变化,预防狂风。
1.2.2气温、降雨
年平均温度在23℃~24.9℃之间,最热月(7月)平均最高气温为28.4℃,年极端最高气温达41.1℃,最冷月(1月)平均最低气温为17.5℃,年极端最低气温1.1℃。
地下常温带底界深度为350m,常温带的温度为25℃,地下水位在自然地平面以下0.5~3.0m,年平均降雨1691.7mm。
预计本井施工时间为2011年10-12月,气温为16-32℃,10月份雨量还比较多,11-12月份雨量较少。
1.2.3海况:
见本井海况调查报告
1.3灾害性地理地质现象
1.3.1地震、地理地质
本区地处于我国东南沿海地震带的西南端,位于北东向滨海断裂带和北西向红河断裂带的交汇部位,受到地震、火山、海啸三重自然灾害的威胁,台风登陆带来大暴雨,因降雨诱发山体滑坡、泥石流、洪涝灾害。
1.3.2气象、水文
本地区气候类型属热带季风气候,受季风影响大,一般出现在11月至次年4月。
区内潜水一般埋藏在0.5~860m深度,区内揭露多个含水层,与地表水一样受降水量大小的控制,1-4层承压水为常温地下水(0.5-350m),4-5层承压水为中温热矿水(350m以下)温度为40℃-50℃,水量丰富,水质优良,是开采潜力大的地下水资源。
2.基本数据
(注:
本设计中涉及到的洋1井设计深度指垂深,起算点为海平面。
实际钻井中应再考虑补心海拔。
)
2.1基本数据表
表1
井别
区域探井
井型
定向井
井号
洋1井
地理位置
井口位于海南省临高县调楼镇北西约4000m海域
海域
/
构造位置
迈陈凹陷洋浦地区邻昌构造带邻昌1号背斜洋1井断块
测线位置
二维
Y10-171y10-377
井口
坐标
X
2209203.30(初测)
三维
Y
19344491.24(初测)
潮汐
m
不规则半日潮
磁偏角
(º)
经纬度
(º)
东经
水深
m
/
地面海拔
北纬
设计井深m
3400m(垂深)
目的层
下第三系涠洲组、流沙港组
2.2定向井数据
表2
靶心设计
地震
分层
靶点设计
层位
设计垂
直井深
m
靶点
测线位置
靶心坐标
m
靶心半径误差值
m
纵坐标X
横坐标Y
涠洲组
1740
1
Y10-171
2209455.00
19344660.00
30
y10-377
流沙港组
2440
2
Y10-171
2209895.00
19344955.00
50
y10-377
长流组(井底)
3400
3
Y10-171
2210470.00
19345337.00
可据实钻情况调整
y10-377
3.区域地质简介
3.1构造概况
3.1.1构造的具体位置、形态
迈陈凹陷位于北部湾盆地的中南部,是北部湾盆地东南部的一个凹陷,北东走向,面积2933㎞2。
其东南边界为北东~南西向的灯楼角大断裂,中间为北西~南东向的峨蔓大断裂所分隔;是NE~SW向分布的单箕状断陷,凹陷总体呈东南断北西超的单箕状结构形态,东南面与临高凸起相邻,西北面与峨蔓凸起相接。
古—始新期受灯楼角断层控制,南断北超,渐新期受断层活动影响凹陷整体下降形成地堑。
洋浦探区属于迈陈凹陷向西南延伸的部分。
邻昌构造带位于洋浦探区的北部,主要受光村断层下降盘地层牵引作用形成,主要形成时间为涠洲组沉积时期。
其北侧为迈陈凹陷西南深凹区、东侧以美良断层为界与美良—新盈构造带相连,南侧以光村断层为界与洋浦构造带相接。
构造带整体表现为一个近东西—北东东方向展布的大型长轴背斜构造带,发育多条近东西走向、北倾断层将构造分隔成多个断块、断鼻圈闭。
3.1.2构造的闭合度、构造展布等情况
迈陈凹陷洋浦探区涠洲组底界(T4)构造图上看,发育东西两个局部高点,进而将构造带划分为东侧的邻昌1号背斜和西侧邻昌2号背斜。
洋1井位于邻昌构造带邻昌1号背斜的高部位。
邻昌构造带圈闭总面积120.2km2。
圈闭幅度100~1100m,高点埋深2100~3000m。
邻昌1号背斜,整体构造呈南西—北东方向展布,受邻昌断层分隔,在断层两盘分别形成北侧的不规则背斜和南侧的半背斜构造,整体构造相对简单、平缓。
构造最高点埋深2400m,最大闭合幅度700m,圈闭面积71.1km2。
洋1井钻探的断块圈闭面积13.3km2,闭合幅度500m,高点埋深2400m。
迈陈凹陷洋浦地区流一段底界(T5)构造图上看,整个构造带面积(T5层)104.2km2,圈闭幅度100~900m,高点埋深2900~4300m。
邻昌1号背斜构造整体呈南西—北东方向展布,构造最高点埋深3000m、最大闭合幅度500m,圈闭面积57.6km2。
受断层分隔形成8个小的断块、断鼻圈闭,圈闭面积1.7—21km2不等。
洋1井钻探的断块圈闭面积21km2,闭合幅度500m,高点埋深3000m。
3.1.3断层的分布、性质、断距和切割深度
邻昌构造带主要受光村断层下降盘地层牵引作用形成,主要形成时间为涠洲组沉积时期。
期间发育多条近东西走向、北倾断层将构造分隔成多个断块、断鼻圈闭。
3.1.4构造圈闭要素
构造圈闭要素表表3
层位
圈闭类型
迈陈凹陷洋浦地区邻昌构造带
洋1井所钻断块
可靠程度
面积
km2
高点埋藏
深度
m
闭合
高度
m
面积
km2
高点埋藏
深度
m
闭合
高度
m
T4(E3Lw底)
构造圈闭
120.2
2100-3000
100-1100
13.3
2400
500
可靠
T5(E1LS底)
构造圈闭
104.2
2900-4300
100-900
21
3000
500
可靠
3.2地层概况
3.2.1区域地层序列及岩性简述
第四系:
灰黑色泥沙,灰黄色砂砾层、火山岩。
上第三系望楼港组:
浅灰色泥岩夹绿灰色生物碎屑灰岩、灰黄色粗砂岩。
上第三系灯楼角组:
上部灰、浅灰色砂砾岩、含砾粗砂岩、含砾细砂岩与紫红色含砾细砂岩夹灰色泥岩;中部绿灰色细砂岩夹绿灰色泥岩;底部灰黑色玄武岩。
上第三系角尾组:
上部灰绿、绿灰色砂砾岩、含砾细砂岩夹灰色泥岩;中部灰绿含砾粗砂岩、粗砂岩夹绿灰色泥岩;底部绿灰、灰色砂砾岩、含砾粗砂岩夹浅灰色泥岩。
上第三系下洋组:
灰色砂砾岩夹浅灰色泥岩。
下第三系涠洲组涠一段:
岩性为杂色、棕红色泥岩与浅灰色、灰白色粉砂岩、细砂岩呈不等厚互层,为海陆过渡相。
涠洲组末期隆起并遭受剥蚀,
下第三系涠洲组涠二段:
岩性为灰色、杂色、棕红色泥岩夹灰色粉砂岩、细砂岩、砂质泥岩,属陆相。
在各凹陷的涠洲组沉积中心具有大套泥岩。
下第三系涠洲组涠三段:
岩性上部为杂色、棕红色、灰色泥岩间互夹灰色泥质粉砂岩、细砂岩,中、下部为杂色、棕红色、灰色泥岩与浅灰色、灰白色细砂岩、粗砂岩呈不等厚互层。
下第三系流沙港组流一段:
岩性为深灰色、褐灰色泥页岩夹浅灰色、灰白色砂岩,或者是互层。
出现深灰色的泥岩,并且砂泥互层,表示进入流一段。
下第三系流沙港组流二、三段:
泥岩为主。
涠西南凹陷的岩性主要为大套的深灰色、褐灰色泥岩、页岩,一般顶底为油页岩,中部有富含菱铁矿的泥页岩层。
乌石凹陷的流二段又分为上中下三亚段:
上、下亚段为深灰色、褐灰色泥岩、页岩;中亚段为深灰色、褐灰色泥页岩与灰色砂岩互层。
海中凹陷、迈陈凹陷目前已钻遇的流二段是以深灰色、褐灰色泥页岩为主,夹灰色砂岩层。
下第三系长流组:
岩性为棕红色、紫红色砂质泥岩与紫红色含砾砂岩、砂砾岩呈不等厚互层。
特征是“双红”,即泥岩是红色,砂砾岩也是红色;质不纯,泥岩含砂重,砂砾岩也含泥质。
迈参2井钻遇了长流组一段和长流组二段,二段的岩性为大套暗紫红色泥岩。
3.2.2标准层
/
3.2.3本地区的其它特殊情况
/
3.3生、储层分析及封(堵)盖条件
3.3.1生油层
北部湾盆地的主要生油层系为下第三系半深水—深水湖相泥岩,这一以新生界沉积为主的陆缘深断陷,具有相当好的生油条件,其最主要的油气地质特征:
生油凹陷控制油气的分布,油气就近聚集,已发现的油气藏均分布在以流沙港组主力烃源岩沉积凹陷为中心,半径10~20km的范围内。
迈陈凹陷位于北部湾盆地的中南部,北东走向,面积2933㎞2,新生界地层厚度约达7000m,迈陈凹陷的钻井资料显示该地区上第三系沉积了一套以浅灰色砂泥岩为主的浅海~滨海相地层,与福山凹陷不同的是角尾组中下部有较多的泥岩,形成较好的局部盖层。
下第三系地层与福山凹陷相似,但涠洲组分为四段。
流二段沉积了中深湖相的大套深灰~灰黑色泥页岩。
从迈陈凹陷已钻井钻遇烃源岩说明其具有生油潜力。
特别是徐闻X1井获得低产油气流,更是进一步证实了迈陈凹陷是一个具有勘探潜力的生油凹陷。
3.3.2储油层
据研究表明北部湾盆地的第三系中砂岩广布,孔隙度一般为20%—30%,储集条件较好。
下第三系地层与福山凹陷相似,所以涠洲组、流一段、流二段、流三段、长流组均可作为储油层。
根据已钻的新1井录井完井地质报告对涠洲组和长流组储集层评价分析:
涠洲组岩性以粗砂岩、含砾粗砂岩、砂砾岩为主。
粒度粗,分选差,次棱角~次圆状,泥质胶结,呈散砂状。
储集层非常发育,厚度816.0m,占剖面53.5%,单层厚度最大54.5m,最小1.0m,一般1.0~6.6m;电测有效孔隙度14.8-30.5%,一般均在15%以上;渗透率4.83-23.28×10-3μm2,一般均在10×10-3μm2以上,最高166.28×10-3μm2;有效孔隙度大,渗透性较好,且分布广,是良好的储集层。
长流组上部岩性以灰色粗砂岩为主,下部以杂色砂砾岩为主,粒度中等,分选好,次棱角~次圆状,泥质胶结,上部较疏松,下部致密。
储集层较发育,厚度331.41m,占剖面38.7%,单层厚度最大30.5m,最小1.0m,一般2.5~5.0m。
电测有效孔隙度3.2-7.8%,一般在8%以下,渗透率0.60-0.90×10-3μm2,渗透性多数在1.0%以下。
评价为一般的储集层。
福山凹陷钻探证实主要有涠洲组和流一段、流二段、流三段四套储集层,经过多种方法进行层位确定认为,迈陈凹陷洋浦地区的地层分布与福山凹陷基本相同,邻区花场和永安地区的钻探已经证明储集层发育,储集物性好,流三段、流一段中亚段和涠洲组应是本区形成油气藏的主力储集层系,预计邻昌1号背斜也应具备同样良好的储集层。
3.3.3生储油层综合分析
北部湾盆地内纵向由上至下划分为四套成藏组合即:
上成藏组合、中成藏组合、下成藏组合和前第三系成藏组合。
主要生油层系为下第三系半深水—深水湖相泥岩,且第三系中砂岩广布,孔隙度一般为20%—30%,储集条件较好。
分析认为迈陈凹陷洋浦地区应该具有与福山凹陷类似的生、储、盖组合特征。
福山凹陷从已发现的油气层段分析,具备自生-自储和下生-上储两种生储盖组合类型,三套生储盖组合形式,即
(1)流三段生、流三段储、流二段盖;
(2)流二和流一段生、流一段中储、流一段上盖;(3)流一段生、涠二和三段砂岩储、涠二段底部泥岩盖。
生储盖组合类型多,生储盖配置关系好。
3.4油气藏分析及储量估算
洋1井所钻洋1断块涠洲组底界构造预测含油气面积为5.3km2,预测资源量399×104t。
流一段底界构造预测含油气面积为8.4km2,预测资源量420×104t。
3.5邻井钻探成果
3.5.1邻井录井、测井成果
新1井:
完钻井深3282.41m,本井录井过程中未发现良好的油气显示,系列对比7级以下,只在涠一段井段1015.4~1135.2m电测解释可疑气层4层,总厚度23.0m,综合解释可疑气层4层,总厚度23.0m。
徐闻X1井:
完钻井深4376m。
电测解释28号层3692.8~3698.10m,厚5.3m,油层,28号层酸化后抽汲日产液1.4m3(油1.0m3),天然气200~300m3,压裂后抽汲日产液9~10m3,其中:
油4~5m3;电测解释31号层3992.20~995.40m,厚3.2m,油层;电测解释32号层4008.90~4012.20m,厚3.3m,油层;涠洲组录井发现25m/9层荧光砂岩,73m/31层气测异常显示;涠洲组二段的中下部2372~2432m井段见23m/7层荧光;涠洲组三段的底部3477~3481m井段见荧光2m/2层;涠二段-涠三段上部2051~2944m井段见气测异常73m/31层。
3.5.2邻井试油成果
试油成果表表4
井号
层号
试油井段(m)
厚度
/
层数
求产方法
日产量
累计产量
油分析
试油
结果
油(t)
气(m3)
水(m3)
油(t)
气(m3)
水(m3)
密度
粘度(s)
凝固点
工作制度
新1井
E2W
1131.0-1135.2
4.2/01
自喷
8mm
0
31535
18.43
CO2气层
1015.4-1042.2
18.8/3
自喷
6mm
0
33327
0
CO2气层
永2井
E1ls
3148.4-3182.2
16.4/2
自喷
4mm
7.82
少量
0.73
74.56
7428
34.08
0.804
油层
福参1井
E1ls
2605-2698.2
22.9/10
抽汲
抽深1500
动液面1300
3.24
0
0
30.65
0
0
油层
3.6地质风险分析
①本次构造解释使用的地震资料是二维测线的阶段处理结果,因此目前构造图的可靠性存在风险。
②该区钻探资料较少,对地震层位的认识和标定是参考相邻探区探井资料及地震相来确定的,因此对洋1井预测的所钻遇层位及目的层深度存在一定的误差。
3.7工程风险分析
钻井过程中应注意油气层保护及环境保护。
由于地层岩性、压力等资料较少以及海上施工,加大了钻井工程方面的风险。
4.设计依据及钻探目的
4.1设计依据
4.1.1洋1井井位通知单
4.1.2地震反射层构造图
4.1.2.1迈陈凹陷洋浦探区海域涠洲组底界(T4)反射层构造图
4.1.2.2迈陈凹陷洋浦探区海域流一段底界(T5)反射层构造图
4.1.3地震测线剖面图
4.1.3.1洋浦探区过洋1井y10-171测线地震剖面
4.1.3.2洋浦探区过洋1井y10-377测线地震剖面
4.1.4油藏剖面图
4.1.4.1洋浦探区过洋1井y10-171测线构造油藏剖面图
4.1.4.2洋浦探区过洋1井y10-377测线构造油藏剖面图
4.2钻探目的
4.2.1地质目的
本井主要目的是为了预探洋浦探区邻昌构造带涠洲组、流一段、流二、三段地层分布及其含油气情况。
4.2.2落实储层、含油气面积、储量
洋1井所钻洋1断块涠洲组底界构造预测含油气面积为5.3km2,预测资源量399×104t。
流一段底界构造预测含油气面积为8.4km2,预测资源量420×104t。
4.2.3其它:
无。
4.3完钻层位及原则、完井方法
4.3.1完钻层位:
长流组
4.3.2完钻原则:
正常完钻井深3400m(垂深);确认钻至长流组红层且无较好的显示经讨论认可后即可完钻。
4.3.3完井方法:
射孔完成。
4.4钻探要求
4.4.1对进行欠平衡钻井地层提出具体要求
本井不进行欠平衡钻井
4.4.2先期完成的井要提出具体要求
本井不进行先期完井。
4.4.3其它特殊要求:
4.4.3.1钻井过程中注意油气层保护及环境保护,预防污染。
4.4.3.2钻井过程中防有毒有害气体。
邻井新1井发现二氧化碳气体,要注意防护。
5.设计地层剖面及预计油气水层位置
5.1地层分层(见表5)
5.2分组、段岩性简述
5.2.1按地层分层自上而下叙述各地质时代的岩性、厚度、产状、分层特性
(见表5)
洋1井设计地层分层及油气层预测位置表表5
层位
设计分层
岩性描述
预测油气层位置(米)
故障提示
系
组
段
亚段
油层组
底深(米)
厚度(米)
Q
28
18
灰黑色泥沙,灰黄色砂砾层、火山岩。
防漏防塌
上
第
三
系
望楼港组
240
212
浅灰色泥岩夹绿灰色生物碎屑灰岩、灰黄色粗砂岩
防漏防塌
灯楼角组
383
143
上部灰、浅灰色砂砾岩、含砾粗砂岩、含砾细砂岩与紫红色含砾细砂岩夹灰色泥岩;中部绿灰色细砂岩夹绿灰色泥岩;底部灰黑色玄武岩。
防漏防塌防卡
角
尾
组
515
132
上部灰绿、绿灰色砂砾岩、含砾细砂岩夹灰色泥岩;中部灰绿含砾粗砂岩、粗砂岩夹绿灰色泥岩;底部绿灰、灰色砂砾岩、含砾粗砂岩夹浅灰色泥岩
防塌
防卡
下洋
组
900
385
灰色砂砾岩夹浅灰色泥岩。
防塌
防卡
下
第
三
系
涠
洲
组
涠
一
段
1260
360
岩性为杂色、棕红色泥岩与浅灰色、灰白色粉砂岩、细砂岩呈不等厚互层。
防卡
涠
二
段
1740
480
岩性为灰色、杂色、棕红色泥岩夹灰色粉砂岩、细砂岩、砂质泥岩。
防卡
涠
三
段
2070
330
岩性上部为杂色、棕红色、灰色泥岩间互夹灰色泥质粉砂岩、细砂岩,中、下部为杂色、棕红色、灰色泥岩与浅灰色、灰白色细砂岩、粗砂岩呈不等厚互层。
1740-2070
防斜防卡
流沙港组
?
流一段
2440
370
岩性为深灰色、褐灰色泥页岩夹浅灰色、灰白色砂岩,或者是互层。
2070-2440
防斜防卡
流二段、
流三段
2980
540
深灰色、褐灰色泥页岩为主,夹灰色砂岩层。
2440-2900
防塌
长
流组
?
3400完钻
420
岩性为棕红色、紫红色砂质泥岩与紫红色含砾砂岩、砂砾岩呈不等厚互层。
防斜防卡
注:
表中深度指垂深,起算点为海平面。
实际钻井中应再考虑补心海拔。
5.2.2按钻井工程施工需要,分段叙述可能钻遇的断层、漏层、超压层、位置和井段等
在涠洲组可能钻遇断层,断点深度为1250m左右。
5.2.3膏岩、盐岩层、火成岩、煤层、砾岩等特殊岩性层段的厚度、位置及各种矿物组成胶结特点等
邻井新1井井深10-35m见灰黑色玄武岩。
井深140-150m见灰色生物碎屑质灰岩。
5.3油气水层简述
5.3.1预计油气水层位置、厚度
预计油气层位置:
涠洲组三段1740-2070m(垂深),流沙港组一段2070-2440m(垂深),流沙港组二、三段2440-2900m(垂深)。
5.3.2浅层气分布情况
邻区无浅层气异常。
5.3.3与钻井施工相关的其他矿产情况
无
6.工程设计要求
6.1地层压力
6.1.1邻井实测压力成果
邻井试油油层中部实测压力表6
井号
层位
油层中部深度
m
地层压力
MPa
地层压力系数
备注
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- 钻井 地质 设计 第二