正文
苏里格气田
苏里格气田
苏里格上古生界气田位于盆地中部苏里庙地区(图 5-8),气田构造位置处于西南倾的伊陕斜坡中西部,区域单斜构造及其平缓,局部构造不发育,仅见有小型鼻状挠曲。受盆地北部物源区控制发育了上古生界二叠系石盒子组三角洲平原沉积体系。含气层位以下石盒子下部(盒 8)和山西组上部(山 1)为主,石盒子组中上部也有部分气层(图 5-9),是我国最大的天然气田,探明储量 5378×108m3。
鄂尔多斯盆地广泛分布着一套本溪—山西组的煤系烃源岩,具有广覆性生气特点。苏里格地区位于盆地中西部次生气中心,生气强度为(24~28)×108m3/km2,天然气源丰富。
下盒子组期沉积期,盆地北部物源区进一步抬升,沉积区与物源的相对高差增大,河流-三角洲沉积更为发育,砂体厚度增大,分布更广。砂体厚度一般 40~70m。在鄂 2井-伊 9井、伊 21井区,砂体厚度较大,一般大于 80m,分布范围较宽,向两翼递减变薄,延伸较短。盆地自西向东分布有 4条砂体发育带,苏里格气田位于中部杭锦旗冲积扇、靖边三角洲砂体上砂岩发育,砂岩厚度40~80m,砂体分布东西宽 10~25km,延伸距离大于 150km,由于分流河道交叉迁移,形成多个储集复合体。
在苏里格地区,砂岩最为发育,盒 8段砂岩发育带,即伊 9井-桃 4井,砂岩累计厚度 15~20m。由水下分流河道及河口砂坝砂体组成,在横向上厚度变化比较大,垂向上物性变化较大,非均质性较强,呈现好储层与差储层交互成层出现的特点。
苏 6井盒 9段纯石英砂岩可分为两个旋回,下部旋回砂岩,粒度较细,为含泥中-细粒纯石英砂岩,杂基含量较高,胶结物主要为硅质、水云母等;孔隙类型主要为晶间孔、溶蚀孔,储集物性差,平均孔隙度为 5.86%,平均渗透率为 0.08×10-3μm2。上部旋回岩性以粗粒纯石英砂岩及细砾岩为主,向上变为中粒纯石英砂岩,碎屑中石英含量比下部高,平均为 97.34%,岩屑含量2.66%,杂基含量小于 10%,胶结物主要为硅质及水云母,储集性好,孔隙类型主要为溶蚀孔及粒间孔,平均孔隙度为 11.3%,渗透率为21.8×10-3μm2。盒 8单砂体有效储层多呈孤立状,局部叠置连片,一般单砂体宽300~500m,连片 1km以上,砂岩中有效储层间常为致密砂岩及泥岩隔开,连通性差。
5.2.3.1苏里格发育一个天然气成藏系统和一个成藏组合
太原组和山1段为气源岩,与山1盒9、盒8砂岩组成为一个天然气成藏系统。由山1盒9、盒8砂岩组成成藏组合。山 1气分布于气田东南部,盒8气层分布偏北。这种成藏组合为下生上储源型组合,主要形成于生、排烃高峰期的晚期(包裹体温度 100~140℃)。储集空间主要以次生溶蚀孔隙为特征。盆8上部盒 6-7泥岩段为其直接盖层,广泛发育于中部-东部地区。苏里格气田是这种成藏模式的代表,该成藏组合探明上古生界天然气储量 5378.0×108m3。
苏里格庙山 1-盒8气藏属多期充注,J2-K1成藏模式。
通过前面的生烃史的研究认为,苏里格庙及邻区的石炭-二叠系烃源岩在 T3y快速埋藏期温度达到80~90℃,在J1-J2缓慢埋藏期温度达到 130℃,而在 K1快速埋藏期达到 170℃,烃源岩主要在J1时期达到成熟,进入生排烃期,但在整个侏罗纪时期由于沉降缓慢,烃源岩未达到生气高峰,生成的天然气较少,在K1快速埋藏期达到 170℃,烃源岩迅速升温,达到生气高峰。从烃源岩生气的整个过程看,J2-K1均有天然气的生成与排出,天然气均运聚成藏,但由于生气期主要在 K1时期,因此,天然气主要成藏期也应在K1。
苏里格气田储层中烃类流体包裹体激光拉曼组分分析结果显示有3种类型的含烃流体活动,一类是液态含烃的CO2包裹体(含量占 40%以上);一类是液态烃包裹体,C2+以上的重烃在该类中占80%以上,第三类是气态烃包裹体,CH4含烃类气体占 65%以上,对应的均一温度大致为 90~100℃、120~130℃和大于 140℃。结合煤在不同演化阶段产物的组成特征,认为苏里格地区包体的形成特征大致为早期形成含CO2液态包裹体,赋存于早期石英加大边及早期裂隙中,中期也形成液态烃包裹体,主要形成于石英加大边中,晚期形成气态烃包裹体,在方解石胶结物、石英加大边,晚期裂隙中均有分布。它们对应的时期分别为J1、J2和K1。
5.2.4.1砂岩储层横向变化大,气井间天然气产量变化大
盒8砂体发育好坏与天然气产能关系密切,主砂体中心滩亚相砂岩厚度大,为 I、Ⅱ类高效储层时,其中的井天然气产量高;主砂体侧翼属于辫状河边滩微相沉积,为砂泥岩互层结构,使有效厚度明显变薄,气层产量明显变小。
主砂体中部的气层不产水,已发现的产水的井几乎全分布在主砂体侧翼小砂体,以西侧苏 32井至苏2井为最明显。研究认为产水井的砂组与主砂体产气砂组几乎全不一致。地层水水型为 CaCl2,矿化度各井变化大[<(2~5.2)×104g/L],西侧井总矿化度高(3×104g/L),中部井略低(<2×104g/L)。
鄂尔多斯盆地上古生界不同气藏之间,天然气组成、C1-C4单体烃碳氢同位素组成及分布模式存在较大差异。苏里格气田CH4含量相对较低,C2+含量相对较高,C1指数(C1/C1-5)小于 0.95,以湿气为主。
苏里格气田轻烃分布特点是环烷烃含量高,占绝对优势,轻烃化合物碳同位素组成相似,且较重,均表现为煤系来源的特征,并且这些气体在甲烷、乙烷碳同位素组成非常相似,很难区别其差异性,说明该区天然气在成熟度和来源上均相似。
苏里格气田盒8气藏压力系数为0.83~0.87,仅在南部为0.91,属于低—异常低压力系数。
NE—SW向盒8主砂体控制天然气聚集,从总体看盒 8主砂体是由水下分流河道及河口砂坝砂体组成,由盆地东北部向SSW方向延伸,顺主河道走向,由多期砂体叠合形成长条状连片分布,其砂体主要部分是连通的。其下为烃源岩,又处于生烃中心,主河道砂体处为天然气运移的低势区,有利于形成气层叠加连片的大型气田。但是,据加密井的资料分析,主河道单砂体中厚度较大,砂体多为垛状分布的心滩砂,砂岩物性较好,控制天然气的富集和高产。而主砂体东、西两侧翼砂体常变薄尖灭或相变为河漫亚相沉积,含气性差,单井天然气量最低。在侧翼小砂体中连通性差,这些井气水同出,是因在聚气过程中,排出沉积水不畅,水矿化度较高,说明了它们是自成系统。
富集高产因素:①天然气富集度首先受控于沉积微相,不受局部构造控制;②气层沉积微相均为沉积水体能量较大的分流河道,砂岩粒径粗,填隙物少,成分成熟度高,构筑了次生孔隙形成的基础,但相同沉积微相的砂体可具有不同的孔隙演化历史;③气层原生孔很少,储集空间主要为次生孔隙;④高产气层以强溶孔为主,部分残余粒间孔;中产气层以溶孔和残余粒间孔为主;⑤低产气、气水层以残余粒间孔与晶间孔为主(朱筱敏,2006)。
苏里格油田在什么位置
1、该油田在内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区。
2、中国石油苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区,蒙语中“苏里格”是“半生不熟”的意思。传说成吉思汗大军西征到此,在肉煮到半生不熟的时候打了一场胜仗,苏里格由此得名。听说过苏里格的人大多是因为知晓它是中国陆上最大的整装气田,是“西气东输”的主力气源区,与清洁能源千丝万缕的“情结”,让它散发着独到的魅力。
苏里格气田Z区块储层地质建模
杨仁超1,2金之钧1王言龙2樊爱萍2
(1.中国石化股份有限公司石油勘探开发研究院,北京 100083;
2.山东科技大学地质学院,山东青岛 266510)
摘要通过构建储层三维地质模型,地质建模可以定量直观展示储层三维物性参数及几何形态,提高井间物性的内插精度,从而提高储层精细描述的可靠性和准确度。鄂尔多斯盆地苏里格气田东区Z30区块储层发育于河流相,砂体横向变化快,储层预测难度较大。本文利用Petrel软件,以钻井数据为基准,按照点-面-体的建模步骤建立Z30区块构造模型;在此基础上以测井解释单井相数据为基准,采用序贯指示模拟方法建立了沉积微相模型;并以相控建模技术为指导,采用序贯高斯模拟方法建立了储层属性模型。储层建模研究为准确评价储层性质及潜能提供了可靠依据,也为气藏开发方案的制定和调整提供了地质借鉴。
关键词鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系储层建模模型
Reservoir Geological Simulation of Z30 Block in Sulige Gas Field
YANG Renchao1,2,JIN Zhijun1,WANG Yanlong2,FAN Aiping2
(1.Exploration and Production Research Institute,SINOPEC,Beijing 100083,
China;2.College of Geological Sciences& Engineering.Shandong University
of Science and Technology,Qingdao 266510,China)
Abstract Geological modeling technology can improve the interpolate precision of properties between wells and the reliability and accuracy of reservoirs description thrugh establishing a 3D geological model which can show the style of reservoirs directly and 3D quantative reservoir distribution parameter and geometry.It increase the difficulty to forecast reservoirs between wells that sand bodies vary laterally fast formed in fluvial sedimentary facies in block Z30 in the eastern part of Sulige gas field.According to the basic modeling steps from point to surface to body.the tectonics model of the research block was constructed on basis of the drilling data by using the software of Petrel.Then,based on facies data interpreting from logging of single well,the detailed sedimentary facies model could be established by using the Sequential indicator simulation method.Finally,based on the facies model,the properties parameter model was built by using facies controlled modeling technology and sequential Gauss simulation method.Through the simulation study of block Z30,it can icrease the precision of reservoirs description.and it also can provide geologic reference for working out and regulating reservoir development program.
Key words Ordos Basin;Sulige Gas Field;Permian;reservoir simulation;model
基金项目:山东省沉积成矿作用与沉积矿产重点实验室开放基金“陆相盆地沉积充填序列与储层发育控因研究”(DMSM200803)资助。
苏里格气田东区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部,呈现北东高、南西低的西倾单斜构造。上古生界自下而上发育石炭系本溪组、太原组,二叠系山西组、下石盒子组和石千峰组地层,属海陆过渡相—陆相碎屑岩沉积。苏里格气田上古气藏的砂体分布、储层物性变化很大,非均质性严重[1],在开发过程中如何准确预测高渗储层的分布,是气田开发亟待解决的问题。对于水平井整体开发的Z30重点区块而言,储层精细描述对于水平井井位、方向、轨迹、层位的优选尤为重要。气藏描述的核心是建立储层地质模型[2~4],因此,储层地质建模对于气藏开发方案的制定、油气藏管理等具有重要的意义。
Z30区块目的层段H8段和S1段细分为H8s1、H8s2、H8x1、H8x2及共7个小层(图1)。通过对比发现,各小层厚度较稳定,地层可对比性较强,为储层地质建模奠定了较好的基础。
结合研究区地质背景资料、岩心观察、测井资料、岩性特征及组合、沉积构造、剖面结构和生物标志等资料,并结合前人的研究成果,对Z30区块进行单井相分析,认为研究区H8段属于辫状河沉积,可进一步划分为河道亚相、河漫亚相,以及心滩、辫状河道、泛滥平原、洪漫湖沼等微相类型;S1段属于曲流河沉积,可进一步划分为河道亚相、河漫亚相,以及边滩、决口扇、漫滩、牛轭湖等微相类型。
以Z9井为例,首先根据GR、AC、SAND、PERM、POR等测井曲线对单井岩性进行解释,然后结合取心井段岩心数据对解释成果进行校正(图2)。
辫状河河道亚相由辫状河道微相和心滩微相组成,具有不明显的二元结构。
1)辫状河道微相:是河道亚相的主要组成部分,也是研究区内有利储集砂体发育的重要微相类型之一。岩性以浅灰色含砾粗砂岩,灰白色、灰绿色粗砂岩、中-粗砂岩等粗碎屑沉积为主(图3H)。岩性剖面具有典型的河道正旋回沉积特点,具有很强的河流侵蚀冲刷作用,底部具冲刷面,与下伏泥岩呈突变接触。自然伽马曲线以明显的齿化钟型、钟型-箱型组合为主。沉积构造以楔状交错层理为主,反映较强的水动力条件(图3E)。
2)心滩微相:岩性以灰-灰白色含砾粗砂岩、粗砂岩等粗碎屑岩为主(图3G),是研究区内有利储集砂体发育的微相类型。岩性剖面具不明显的正旋回特征。自然伽马曲线多为高幅微齿化箱型。沉积构造以平行层理、板状交错层理为主(图3F),水动力较强。
辫状河河漫亚相由泛滥平原微相和洪漫湖沼微相组成。
1)泛滥平原微相:泛滥平原微相位于辫状河道间的地势低洼而平坦地区,是洪水泛滥期间,当越岸水流在近岸处沉积了较粗物质之后,在地形平坦处所沉积的细粒悬浮物质。岩性主要由粉砂质泥岩、泥岩组成的泥质均匀层或交互层构成,层面可见植物碎屑和云母片。泥岩中可见植物茎干、叶片化石。自然伽马曲线幅度低,接近泥岩基线,呈低幅波状起伏或近平直状。
2)洪漫湖沼微相:洪漫湖沼微相位于辫状河道间的低洼地区,因泛滥平原中低洼积水地带植物生长繁茂并逐渐淤积而成,岩性以黑色泥岩为主,常形成单层厚度较大的泥岩,一般>7m。自然伽马曲线幅度低,呈低幅波状起伏或近平直状。
曲流河河道亚相主要由边滩微相组成。边滩是曲流河中最主要的沉积单元,是河床侧向迁移和沉积物侧向加积的结果。由于曲流河河床中水流对沉积物的搬运以底负载搬运(滚动和跳跃)方式为主,故边滩沉积的岩性以粗砂岩为主,主要有浅灰绿(白)色、灰绿色粗砂岩(图3A—D),向上粒度通常变细。自然伽马曲线呈箱型。沉积构造主要为交错层理,平行层理等(图3A—C)。
曲流河河漫亚相位于河道沉积的上部,主要是洪水泛滥期间河流悬移载荷垂向加积的产物,属顶层沉积。与河道沉积亚相相比,其岩石类型简单,粒度较细。自然伽马曲线为低幅齿化曲线,偶有指状曲线。可进一步分为决口扇、漫滩、牛轭湖等沉积微相。
1)决口扇微相:主要由细砂岩、粉砂岩组成。自然伽马曲线呈中-低幅指型。具有小型交错层理、水平层理,冲蚀与充填构造常见。
2)漫滩微相:沉积以粉砂岩为主,发育水平层理、平行层理等构造,自然伽马曲线幅度低,呈低幅波状起伏或近平直状。
3)牛轭湖微相:由于曲流河的截弯取直作用而形成,其中既有侧向加积的砂质物,又有垂向加积的粉砂和泥质。岩性以浅灰绿色、灰黑色泥岩为主,富含有机质,层理一般不显。自然伽马呈现出低幅齿化曲线形态。
储层地质模型实际上就是用模型来表征储层结构及储层物性参数的空间分布和变化特征。储层地质建模的核心问题是井间储层预测[5,6]。在井点数据的基础上,为更好地预测井间插值,本次建模运用随机建模方法,通过建立多个模型实现,结合地质实际及认识优选出可信度最高的模拟结果。为提高描述精度,本次建模平面网格步长设为70m×70m;垂向上采取重点层位细化分层的方法,网格数达207个;总网格数达11625120个。
目前建模方法主要有确定性建模和随机建模两种。由于储层的空间展布具有复杂性、局部随机性和变异性的特点,因此应用确定性建模方法在储层预测中难以得到可信度较高的结果。随机建模方法是20世纪80年代中期发展起来的一项新技术,其核心是对井间储层进行多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测,适合描述储层的非均质性与不确定性[4]。
由于Z30区块井网密度较大,且井位数据、分层数据、测井及测井解释数据较完备,因此可以建立较完善的单井数据(井位、分层、单井相、孔隙度、渗透率、含气饱和度等)。在构建沉积微相模型过程中,为确保井点数据的准确性且体现随机建模的思想,选用了序贯指示模拟方法;在模拟储层物性参数时,选用了能够较好处理连续型数据的序贯高斯模拟方法。其中,序贯指示模拟是以象元为基础的模拟方法,不存在收敛性问题,不仅能模拟连续型变量,而且还能模拟离散型变量[5,7~9],其最大的优点是忠于井点数据,可模拟复杂地质现象,适合研究区沉积微相变化快、非均质性强的储层;序贯高斯模拟是一种应用高斯概率理论和序贯模拟算法相结合、产生连续变量空间分布的随机模拟方法,适用于连续型变量[3,5,8]。
其简单的流程是:以单井数据为基准,保证井点数据的准确度和精确度,同时运用序贯指示模拟方法保证井间插值的合理性,构建沉积微相模型[10,11];然后运用相控建模技术建立储层物性参数模型。
构造模型是构建其他模型的基础[5,6],符合实际的构造模型能为后续的沉积微相模型及物性参数模型提供准确的地层框架。由于Z30区块断层不发育,在钻井数据的基础上就可以建立比较符合地质实际的构造模型。以钻井资料为基础数据,遵循点-面-体的建模步骤,首先对储层进行等时划分与对比,并将数据导入建立井模型,然后以分层数据为基准在手工勾绘顶面构造的约束下建立等时层面模型,最后通过层面间插值建立三维构造模型(图4)。
从模型中可以更加直观地表征出研究区目的层段S1段和H8段的构造格局:整体起伏不大,为北东高、南西低的西倾单斜构造。每小层的构造格局基本保持一致,坡降幅度在4~5m/km,其内部发育一系列北东走向鼻隆构造。
储层沉积微相的空间展布对储层和气藏的分布有重要的控制作用[5,12,13]。所以在构建储层物性参数模型之前需要建立能够表征储层非均质性的沉积微相模型。以H8s1小层为例,在模拟沉积微相展布时,以测井解释单井相数据为基准,首先对微相进行合并和代码化(表1),将洪漫湖沼和泛滥平原微相合并为泛滥平原微相;然后逐层对沉积相数据进行分析,并进行变差函数调整,确定主变程、次变程和垂变程;最后采用序贯指示模拟方法,利用趋势面和变差函数的双重控制手段进行模拟,并在随机产生的一系列沉积微相中挑选出最合理的模拟结果,逐层做出沉积微相模型(图5)。其沉积微相数据分析结果见表1,变差函数参数统计见表2,模拟结果见图6。
表1 Z30区块H8s1小层沉积微相数据分析统计
由H8s1小层的沉积微相模型可以看出,辫状河道沉积在该层段较发育,呈南北向条带状展布,南北向连通性较东西向好;心滩沉积呈不规则片状展布,整体呈南北向展布趋势;泛滥平原沉积在该层段内最发育,呈大范围的连片状展布。辫状河道沉积和心滩沉积沉积物粒度较粗,以中-粗砂岩、粗砂岩为主,是该层段的主要储集单元。
图6 Z30区块H8s1小层沉积微相模型
表2 Z30区块H8s1小层沉积微相变差函数参数统计
储层三维建模的最终目的是建立能够反映地下储层物性空间展布的属性模型,是储层地质建模的核心内容[1~3]。在建立并筛选最优沉积微相模拟结果的基础上,运用相控建模技术[12~15],以测井解释数据(孔隙度数据、渗透率数据和含气饱和度数据等)为基准数据,采用序贯高斯模拟方法对孔隙度进行插值:首先,通过数据分析,统计物性的参数概率分布特征;其次,分析确定变差函数类型及各项参数;最后,在沉积微相和趋势面的双重控制下逐层进行物性参数模拟,并将模拟结果与手工勾绘物性图件进行对比,筛选出最优模拟结果(图7A)。
建立孔隙度模型后,为更好地预测渗透率与含气饱和度井间插值,充分利用渗透率、含气饱和度与孔隙度的相关性关系,用已优选的沉积微相模型和孔隙度模型做双重约束,重复以上建模步骤构建出的渗透率模型和含气饱和度模型(图7B,C),从而确保了渗透率、含气饱和度与孔隙度的协调性,使模拟结果更符合地质实际,提高了模型的可信度。
以H8s1小层为例,其物性参数的统计结果见表3,变差函数参数统计见表4,模拟结果见图8。
表3 Z30区块H8s1小层物性参数分析统计
表4 Z30区块H8s1小层变差函数参数统计
图8 Z30区块H8s1小层储层物性模型
由储层物性模型可以看出H8s1小层孔隙度大于8%的区域在该层段发育范围较小,呈零星点状分布;介于4%~8%之间的区域范围较大,且南北向连通性较好,主要对应于辫状河道沉积;渗透率大于0.7×10-3μm2的区域范围较小,呈零星状分布,主要对应于心滩沉积;含气饱和度总体较低,呈现不连续的特点,>60%的区域面积不大,零散分布。由此可见,Z30区块储层具有典型的低孔、低渗特点。
未经沉积相控制的储层物性模拟,在平面分布规律及变化趋势上有较强的随机性,在不同区域储层属性的分布往往没有明显的规律和变化趋势。平面上属性值相近,但属于不同沉积单元的储集层,在没有井点控制的情况下,可能被误划分为同一成因单元[15]。因此,相控建模技术可以实现储集层属性分布和沉积微相的对应性,使模拟结果更符合地下实际情况。所以,沉积相模拟结果与实际情况的符合程度是建模成功与否的关键。为了检验本次模拟结果,将沉积相平面展布以及剖面切片与手工勾绘图件、地震解释剖面等进行了对比。
以H8s1小层为例进行沉积相的平面对比。为了更好地展示心滩和辫状河道等沉积砂岩的展布,将Petrel沉积相模型中以泥岩沉积为主的泛滥平原沉积滤掉,与手工勾绘沉积相平面图进行对比(图9)。通过对比发现,沉积相模型与手工勾绘图件相似程度较高,整体展布趋势及分布范围均符合得较好,说明本次模拟可信度较高。为进一步检验模型的符合程度,将模型切片与手工勾绘的剖面以及地震解释剖面进行了对比(图10)。选取东西向连井剖面SD21-28—SD21-33—SD20-34—SD21-41—SD21-46为基准剖面,切取模型切片和地震剖面,与手工勾绘的剖面进行对比。发现模型剖面与勾绘剖面及地震解释剖面吻合均较好。
图9 Z30区块H8s1小层沉积相平面展布对比
通过以上的对比分析发现,本次建模与Z30区块地质实际吻合较好,说明本次模拟较好地展现了地下气藏形态,实现了对气藏的精细描述,对储层的正确评价和气藏的开发方案的制订和调整提供了可靠的依据和地质借鉴;同时也说明了相控建模理论的先进性和合理性。
1)利用单井资料垂向精度高的特点,以单井资料为基准数据,选择能忠于井点数据的序贯指示模拟方法,以人工勾绘图件做趋势约束,能较好地描述Z30区块储层沉积微相展布;采用相控建模技术建立的储层物性模型与地质实际符合较好,可信度较高。
2)通过以上方法最终建立了Z30区块储层地质模型,呈现了Z30区块目的层段的地质实际:Z30区块构造格局为整体起伏较小,呈现北东高、南西低的西倾单斜构造,内部发育一系列北东走向鼻隆构造;Z30区块S1段主要发育曲流河沉积,H8段主要发育辫状河沉积,有利储层主要分布于心滩、边滩以及辫状河道等沉积微相类型;Z30区块储层具有典型的低孔、低渗特点。
3)以构造模型为骨架,在沉积微相的约束下建立的储层属性模型,有较好的合理性。不仅可以很好地解决沉积微相变化快、非均质性严重储层物性参数的模拟问题,而且还可以获得不同沉积微相的储层物性参数分布特征,有利于对储层更进一步的精细描述,同时也为数值模拟研究奠定了基础。
图10 Z30区块SD21-28—SD21-33—SD20-34—SD21-41—SD21-46连井剖面对比
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