1、COCO2 2混相驅提高低滲透油田采收混相驅提高低滲透油田采收率數(shù)值模擬研究率數(shù)值模擬研究 匯報人：史華匯報人：史華低滲透油藏開發(fā)中存在的問題低滲透油藏開發(fā)中存在的問題地層能量補充困難地層能量補充困難低滲透油藏采收率低低滲透油藏采收率低 國內國內中石油中石油中石化中石化采采收收率率 國外國外20-50%20-50%23.3%23.3%24.2%24.2%21.2%21.2%18.6%18.6%勝利勝利前言前言勝利油田低滲透油田物質基礎雄厚，開發(fā)潛力大勝利油田低滲透油田物質基礎雄厚，開發(fā)潛力大 COCO2 2混相驅混相驅是全球范圍內重要提高采收率技術，尤是全球范圍內重要提高采收率技術，尤其其在提

2、高低滲透油藏采收率方面，有著特定的優(yōu)勢在提高低滲透油藏采收率方面，有著特定的優(yōu)勢。在國。在國內該技術基本處在室內試驗和礦場試驗階段，而內該技術基本處在室內試驗和礦場試驗階段，而與之相對與之相對應的數(shù)值模擬技術由于應用較少，在許多方面有待于總結應的數(shù)值模擬技術由于應用較少，在許多方面有待于總結和提高和提高。前言前言改進的黑油模型 傳輸-擴散模型 混相驅數(shù)值模擬技術混相驅數(shù)值模擬技術 COCO2 2混相驅數(shù)值模擬技術發(fā)展概況混相驅數(shù)值模擬技術發(fā)展概況 組分模型 ECL300 （Schlumberger) GEM （CMG） 前言前言COCO2 2混相驅數(shù)值模擬技術特點混相驅數(shù)值模擬技術特點 中石化

3、重大先導試驗項目：中石化重大先導試驗項目：低滲透油藏低滲透油藏CO2驅提高采收率先導試驗驅提高采收率先導試驗 匯報內容匯報內容一、一、COCO2 2混相驅建模技術混相驅建模技術二、二、COCO2 2混相驅方案優(yōu)化技術混相驅方案優(yōu)化技術三、三、COCO2 2混相驅驅替特點混相驅驅替特點流流體體相相態(tài)態(tài)研研究究組分的擬化組分的擬化狀態(tài)方程及其參數(shù)的確定狀態(tài)方程及其參數(shù)的確定 ( (一一) )流體相態(tài)模型的建立流體相態(tài)模型的建立 黑油模型中的流體性質（粘度、密度、氣油比）是壓力與飽和壓力的函黑油模型中的流體性質（粘度、密度、氣油比）是壓力與飽和壓力的函數(shù)；混相驅需要數(shù)；混相驅需要模擬出注模擬出注CO

4、CO2 2的工作機理的工作機理，需要采用組分模型，是用狀態(tài)方程，需要采用組分模型，是用狀態(tài)方程來完成模型中來完成模型中流體組分流體組分PVTPVT性質等計算性質等計算的。的。一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立混相驅機理描述混相驅機理描述細管試驗計算細管試驗計算組分組分mol%mol%COCO2 20.4530.453N N2 2 、 C1C124.709424.7094C2 C3C2 C312.082112.0821C4 C5C4 C517.481917.4819C6C617.746017.7460C7 - C11C7 - C1112.090112.0901C12 C21C12

5、 C218.53598.5359C22 C29C22 C296.90136.9013合合 計計100100例：例：G89-1G89-1塊組分擬化塊組分擬化組分擬化原則：組分擬化原則：相圖一致原則相圖一致原則1 1、組分的擬化組分的擬化 ( (一一) )流體相態(tài)模型的建立流體相態(tài)模型的建立一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立狀態(tài)方程及參數(shù)的確定：狀態(tài)方程及參數(shù)的確定：方程選擇適用于含 H2S和CO2等較強極性組分體系的氣液平衡計算狀態(tài)方程：PR3狀態(tài)方程狀態(tài)方程參數(shù)的確定方法：狀態(tài)方程參數(shù)的確定方法：利用等組分膨脹試驗，差異分離、多次接觸實驗的參數(shù)進行回歸計算 ( (一一) )流體

6、相態(tài)模型的建立流體相態(tài)模型的建立擬合前擬合前擬合后擬合后實驗數(shù)據(jù)實驗數(shù)據(jù)2 2、狀態(tài)方程及參數(shù)的確定狀態(tài)方程及參數(shù)的確定 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立 ( (一一) )流體相態(tài)模型的建立流體相態(tài)模型的建立計算混相壓力：計算混相壓力：28.91MPa28.91MPa混相壓力點：混相壓力點：28.94MPa 95%28.94MPa 95%一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立 把調整后的相態(tài)模型與一維數(shù)值模型相結合，并與實測的相對滲透把調整后的相態(tài)模型與一維數(shù)值模型相結合，并與實測的相對滲透率曲線一起，預測細管試驗：率曲線一起，預測細管試驗：3 3、細管試驗計算細

7、管試驗計算 注注COCO2 2膨膨脹脹實實驗驗模模擬擬 ( (一一) )流體相態(tài)模型的建立流體相態(tài)模型的建立COCO2 2混混相相驅驅機機理理改善原油流動性改善原油流動性膨脹地層原油膨脹地層原油降低界面張力降低界面張力形成溶解氣驅形成溶解氣驅萃取萃取一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立4 4、機理描述機理描述 ( (一一) )流體相態(tài)模型的建立流體相態(tài)模型的建立COCO2 2混混相相驅驅機機理理改善原油流動性改善原油流動性膨脹地層原油膨脹地層原油降低界面張力降低界面張力形成溶解氣驅形成溶解氣驅萃取萃取細管實驗中粘度變化場圖細管實驗中粘度變化場圖驅替方向驅替方向2mPa.s0.4m

8、Pa.s3.7mPa.s細管實驗中油飽和度變化場圖細管實驗中油飽和度變化場圖0%100%一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立4 4、機理描述機理描述 網網格格劃劃分分網格步長網格步長網格方向效應網格方向效應( (二二) ) 網格模型的設計網格模型的設計 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立COCO2 2混相驅網格劃分影響因素分析混相驅網格劃分影響因素分析概念模型參數(shù)概念模型參數(shù)油藏埋深：油藏埋深：3000m3000m平均滲透率平均滲透率:4.7:4.71010-3-3umum2 2平均孔隙度平均孔隙度0.1090.109注采井距注采井距300m300m例：例：G89

9、-1G89-1塊油藏概念模型塊油藏概念模型( (二二) ) 網格模型的設計網格模型的設計 注氣井注氣井生產井生產井一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立網格的方向效應網格的方向效應1、網格方向性影響、網格方向性影響圖1：對角網格模型 圖2：平行網格模型 五點差分算法( (二二) ) 網格模型的設計網格模型的設計 注采方向注采方向注采方向注采方向一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立網格方向網格方向網格方向網格方向1、網格方向性影響、網格方向性影響網格的方向效應網格的方向效應圖1：對角網格模型 圖2：平行網格模型 九點差分算法( (二二) ) 網格模型的設計網格模型的設計

10、 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立結論：結論：CO2混相驅應混相驅應采用九點差分采用九點差分水驅模型網格步長敏感性分析 2、網格步長的影響、網格步長的影響經濟網格步長經濟網格步長經濟網格步長經濟網格步長( (二二) ) 網格模型的設計網格模型的設計 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立結論：結論：混相驅模擬中不存在經濟網格步長混相驅模擬中不存在經濟網格步長 混相驅平面網格步長敏感性分析混相驅平面網格步長敏感性分析2、網格步長的影響、網格步長的影響( (二二) ) 網格模型的設計網格模型的設計 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立飽和度30%驅替體積

11、:34.3% 采收率：34.4%飽和度30%驅替體積: 26.9% 采收率：28.5%2、網格步長的影響、網格步長的影響25米網格步長模型驅替體積5米網格步長模型驅替體積( (二二) ) 網格模型的設計網格模型的設計 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立CO2混相驅模擬中混相驅模擬中網格步長與采出程度關系曲線網格步長與采出程度關系曲線 解決辦法：解決辦法：針對具體油藏作網格步長與采出程度關系曲線針對具體油藏作網格步長與采出程度關系曲線 ，作敏感區(qū)域的，作敏感區(qū)域的趨勢線，外推得到的采收率作為真實的模擬結果，來修正因網格步長原因趨勢線，外推得到的采收率作為真實的模擬結果，來修正因網

12、格步長原因所造成的預測誤差。所造成的預測誤差。 2、網格步長的影響、網格步長的影響( (二二) ) 網格模型的設計網格模型的設計 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立儲儲層層物物性性裂縫裂縫滲透率影響滲透率影響非均質影響非均質影響( (三三) ) 儲層模型的設計儲層模型的設計 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立隨著滲透率的升高，采收率降低，經濟注入隨著滲透率的升高，采收率降低，經濟注入PVPV數(shù)減小。數(shù)減小。(1)(1) 滲透率的影響滲透率的影響( (三三) ) 儲層模型的設計儲層模型的設計 滲滲透透率率增增加加采采收收率率降降低低經經濟濟PV數(shù)數(shù)減減小小一、一、

13、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立滲透率滲透率=50滲透率滲透率=4.7 滲透率的增加，氣體超覆現(xiàn)象明顯滲透率的增加，氣體超覆現(xiàn)象明顯, ,驅替體積減小。驅替體積減小。注采方向剖面注采方向剖面飽和度飽和度29MPa29MPa采油速度優(yōu)化采油速度優(yōu)化年采油速度影響注氣效果，是克服重力異和粘性年采油速度影響注氣效果，是克服重力異和粘性指進的重要參數(shù)。指進的重要參數(shù)。注入注入COCO2 2量優(yōu)化量優(yōu)化優(yōu)選出合理經濟注入量；優(yōu)選出合理經濟注入量；二、二、COCO2 2混相驅方案優(yōu)化混相驅方案優(yōu)化開發(fā)方式優(yōu)化開發(fā)方式優(yōu)化 二、二、COCO2 2混相驅方案優(yōu)化混相驅方案優(yōu)化注注水水開開發(fā)發(fā)連連續(xù)續(xù)

14、注注入入CO2交替交替注入注入水和水和CO2剩余油飽和度網格數(shù)分布統(tǒng)計剩余油飽和度網格數(shù)分布統(tǒng)計不同開發(fā)方式飽和度場圖不同開發(fā)方式飽和度場圖未動用飽和度小于殘余油飽和度動用但飽和度大于殘余油飽和度采出程度=驅油效率波及面積 二、二、CO2CO2混相驅方案優(yōu)化混相驅方案優(yōu)化壓力水平的選取對混相驅是很重要的壓力水平的選取對混相驅是很重要的, , 壓力水平要保持在混相壓力以上才可壓力水平要保持在混相壓力以上才可取得較好取得較好COCO2 2混相驅效果。混相驅效果。采收率隨地層壓力變化圖采收率隨地層壓力變化圖 ( (二二) )壓力水平優(yōu)化壓力水平優(yōu)化 二、二、COCO2 2混相驅方案優(yōu)化混相驅方案優(yōu)化

15、混相壓力：混相壓力：28.94MPa注氣速度優(yōu)化結果注氣速度優(yōu)化結果注氣速度的高低，影響重力分異作用及氣體粘性指進。高注速可克服重力注氣速度的高低，影響重力分異作用及氣體粘性指進。高注速可克服重力分異的作用，過高速度又使氣體粘性指進現(xiàn)象更加嚴重分異的作用，過高速度又使氣體粘性指進現(xiàn)象更加嚴重優(yōu)選年采油速度為優(yōu)選年采油速度為3.0% (三三)注氣速度優(yōu)化注氣速度優(yōu)化 二、二、COCO2 2混相驅方案優(yōu)化混相驅方案優(yōu)化 隨著注入隨著注入PVPV數(shù)的增加，采收率增加，日換油率則成下降趨勢，（根據(jù)成本油價數(shù)的增加，采收率增加，日換油率則成下降趨勢，（根據(jù)成本油價計算，日換油率小于計算，日換油率小于0.

16、40.4生產則無效益），生產則無效益），選取選取0.33PV, 0.33PV, 為經濟注入量。為經濟注入量。日換油率與注入日換油率與注入PVPV數(shù)變化關系曲線數(shù)變化關系曲線 采收率與注入采收率與注入PVPV數(shù)變化關系曲線數(shù)變化關系曲線( (四四) ) CO2注入量優(yōu)化注入量優(yōu)化 0.33PV二、二、COCO2 2混相驅方案優(yōu)化混相驅方案優(yōu)化G89-1塊混相驅方案塊混相驅方案 面積布井方式面積布井方式 260-350米井距米井距 連續(xù)注入方式連續(xù)注入方式 壓力水平保持混相壓力以上壓力水平保持混相壓力以上 年采油速度年采油速度3% 累計注入累計注入0.33PV二、二、COCO2 2混相驅方案優(yōu)化混

17、相驅方案優(yōu)化匯報內容匯報內容一、一、COCO2 2混相驅建模技術混相驅建模技術二、二、COCO2 2混相驅方案優(yōu)化技術混相驅方案優(yōu)化技術三、三、COCO2 2混相驅驅替特點混相驅驅替特點混相驅與彈性開采開發(fā)效果對比曲線混相驅與彈性開采開發(fā)效果對比曲線三、三、COCO2 2混相驅驅替特點混相驅驅替特點8.1630.68混相驅特點混相驅特點1 1：混相驅能大幅提高采收率；：混相驅能大幅提高采收率；分層效果統(tǒng)計分層效果統(tǒng)計層層滲透滲透率率累注累注氣氣累產累產油油采出采出程度程度注入注入PVPV數(shù)數(shù)mDmD104t104t104m3104m3% %11112.432.432.14 2.14 2.03

18、2.03 21.44 21.44 0.19 0.19 12124.634.6322.30 22.30 14.23 14.23 31.95 31.95 0.43 0.43 13134.084.0824.69 24.69 18.34 18.34 41.28 41.28 0.48 0.48 14145.625.620.00 0.00 0.10 0.10 3.79 3.79 0.00 0.00 21218.258.2534.88 34.88 27.65 27.65 49.89 49.89 0.54 0.54 22225.085.084.47 4.47 5.86 5.86 17.01 17.01 0.1

19、1 0.11 23232.972.972.63 2.63 4.26 4.26 12.20 12.20 0.06 0.06 24245.095.0912.24 12.24 13.46 13.46 31.04 31.04 0.24 0.24 混相驅特點混相驅特點2 2：層間混相驅效果差異大；：層間混相驅效果差異大；13層混相驅場圖層混相驅場圖23層混相驅場圖層混相驅場圖三、三、COCO2 2混相驅驅替特點混相驅驅替特點混相驅特點混相驅特點2、層間混相驅效果差異大；、層間混相驅效果差異大；混相驅特點混相驅特點3、層內驅替效果極不均勻；、層內驅替效果極不均勻；原因：原因：不利的流度比、油層連通、非均質

20、的影響等因素共同作用不利的流度比、油層連通、非均質的影響等因素共同作用混相驅動畫模擬混相驅動畫模擬混相驅特點混相驅特點3 3：層內驅替效果極不均勻；：層內驅替效果極不均勻；三、三、COCO2 2混相驅驅替特點混相驅驅替特點G89-7井受效分析井受效分析彈性彈性階段階段能量能量補充補充氣體氣體突破突破開始注氣開始注氣混相帶到混相帶到達井底達井底混相混相階段階段混相驅特點混相驅特點4 4：注氣后油井生產分為三階段：注氣后油井生產分為三階段. .三、三、COCO2 2混相驅驅替特點混相驅驅替特點 本次成功的注本次成功的注COCO2 2的數(shù)值模擬研究，得的數(shù)值模擬研究，得出低滲透油藏注出低滲透油藏注C

21、OCO2 2可以大幅提高采收率的可以大幅提高采收率的結論，正確認識了混相驅模擬中的主要影結論，正確認識了混相驅模擬中的主要影響因素，明確了影響注響因素，明確了影響注COCO2 2效果的敏感性因效果的敏感性因素，得出了素，得出了G89-1G89-1塊注塊注COCO2 2的優(yōu)化方案和驅的優(yōu)化方案和驅替特點，從而為礦場實施提供了前瞻性依替特點，從而為礦場實施提供了前瞻性依據(jù)。據(jù)。結束語結束語 謝謝大家！謝謝大家！ 歡迎各位領導、專家批評指正！歡迎各位領導、專家批評指正！根據(jù)以上分析：根據(jù)以上分析：(1)(1)對對G89-1G89-1塊滲透率、非均質、裂縫等參數(shù)進行了精細刻畫塊滲透率、非均質、裂縫等參

22、數(shù)進行了精細刻畫(2)(2)建議實施建議實施COCO2 2驅措施后要及時采取氣竄關井措施驅措施后要及時采取氣竄關井措施(3)G89-1(3)G89-1塊大部分油井需要壓裂投產，建議新投產注氣井不塊大部分油井需要壓裂投產，建議新投產注氣井不進行壓裂措施?？杀苊饬芽p對混相驅的不利影響進行壓裂措施。可避免裂縫對混相驅的不利影響( (三三) ) 儲層模型的設計儲層模型的設計 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立高89-1塊三維數(shù)模模型 一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立用用PETREL建立三維精細地質模型建立三維精細地質模型網格步長：平面網格步長：平面20m，縱向縱向(平

23、均平均) :1米米網格系統(tǒng)：網格系統(tǒng)：5613057總節(jié)點數(shù)：總節(jié)點數(shù)：41.5萬萬有效節(jié)點：有效節(jié)點：6.5萬萬儲量計算儲量計算沙四沙四段段層位層位模擬模擬層層儲量儲量(10(104 4t)t)實際實際計算計算誤差誤差(%)(%)S4S41 11 11 11 18.48.48.198.19-2.55-2.551 12 22 237.237.238.4838.483.443.441 13 33 336.736.738.3838.384.574.571 14 44 42.32.32.192.19-4.75-4.75S4S42 22 21 15 546.246.247.8747.873.623.6

24、22 22 26 631.031.029.7629.76-4.01-4.012 23 37 731.031.030.1530.15-2.73-2.732 24 48 836.736.737.4637.462.072.07合計合計229.5229.5232.45232.450.010.01一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立綜合指標擬合綜合指標擬合 累產油累產油 104t104t累產水累產水104m3104m3含水含水 % %采出程度采出程度 % %實際實際6.7406.7400.2410.2411.381.382.942.94計算計算6.7736.7730.2030.2033.7

25、03.702.912.91誤差誤差 % %0.490.49-0.80-0.80一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立單井指標擬合單井指標擬合 單井壓力擬合單井壓力擬合單井日產油量擬合單井日產油量擬合一、一、COCO2 2混相驅模型建立混相驅模型建立一、立項理由一、立項理由二、二、COCO2 2混相驅數(shù)值模擬研究混相驅數(shù)值模擬研究 COCO2 2混相驅方案實施及效果混相驅方案實施及效果 采取采取“先單井試注，再整體推廣先單井試注，再整體推廣”實施方式，對每一階段的方案進行了優(yōu)實施方式，對每一階段的方案進行了優(yōu)化設計，實施后對化設計，實施后對CO2混相驅效果進行準確跟蹤，及時分析及時總

26、結。混相驅效果進行準確跟蹤，及時分析及時總結。G89-4井單井試注效果分析井單井試注效果分析截至截至2008年年6月中旬，已累計注氣月中旬，已累計注氣0.73*104t，目前油壓，目前油壓3.7MPa，注氣水平，注氣水平40t/d。COCO2 2混相驅方案實施及效果混相驅方案實施及效果 注氣前彈性開采階段井組產量已呈現(xiàn)遞減趨勢注氣前彈性開采階段井組產量已呈現(xiàn)遞減趨勢,注氣后產量穩(wěn)定，注氣注氣后產量穩(wěn)定，注氣5個個月后井組日油水平逐漸上升，由初期的月后井組日油水平逐漸上升，由初期的45t/d，上升到上升到50t/d，初步見到效果。，初步見到效果。COCO2 2混相驅方案實施及效果混相驅方案實施及

27、效果G89-4井單井試注效果分析井單井試注效果分析彈性開采彈性開采注氣開發(fā)注氣開發(fā) 1 1、建立了、建立了COCO2 2混相驅數(shù)值模擬研究流程，實混相驅數(shù)值模擬研究流程，實現(xiàn)了混相驅數(shù)值模擬技術；現(xiàn)了混相驅數(shù)值模擬技術； 2 2、提出了、提出了COCO2 2網格模型的建立要求，明確了網格模型的建立要求，明確了參數(shù)界限；參數(shù)界限； 3 3、確定了、確定了COCO2 2混相驅效果及建立模型的敏感混相驅效果及建立模型的敏感性因素；性因素； 4 4、實現(xiàn)了、實現(xiàn)了COCO2 2混相驅參數(shù)優(yōu)化?；煜囹寘?shù)優(yōu)化。創(chuàng)新點創(chuàng)新點 三、結束語三、結束語 提高油藏采收率是油田開發(fā)追求的主題。數(shù)提高油藏采收率是油田

28、開發(fā)追求的主題。數(shù)值模擬作為提高油藏采收率的重要技術，實現(xiàn)的值模擬作為提高油藏采收率的重要技術，實現(xiàn)的關鍵是需要正確的認識模擬過程中的主要影響因關鍵是需要正確的認識模擬過程中的主要影響因素，并通過各種技術手段體現(xiàn)其影響，發(fā)揮數(shù)值素，并通過各種技術手段體現(xiàn)其影響，發(fā)揮數(shù)值模擬技術的優(yōu)勢，為油田開發(fā)提供技術支持。模擬技術的優(yōu)勢，為油田開發(fā)提供技術支持。美國美國2323個個典型的典型的COCO2 2混相驅項目情況混相驅項目情況油油田田名名稱稱 巖巖性性 油油藏藏 深深度度 m m 油油藏藏 溫溫度度 孔孔隙隙 度度 % % 滲滲透透 率率 m m2 2 有有效效 厚厚度度 m m 相相對對 密密度度

29、 粘粘度度 m mP Pa a. .s s C CO O2 2 注注入入量量 % %P PV V 采采收收率率 O OO OI IP P/ /% % S SA AC CR RO OC C 石石灰灰?guī)r巖 2 20 01 10 0 5 54 4. .4 4 3 3. .9 9 0 0. .0 00 02 2 0 0. .8 82 20 03 3 3 30 0 7 7. .5 5 D Do ol ll la ar rh hi id de e 硅硅藻藻巖巖 2 23 37 77 7 4 48 8. .9 9 1 17 7. .0 0 0 0. .0 00 09 9 1 14 4. .6 6 0 0.

30、.8 82 25 5 0 0. .4 4 3 30 0 1 14 4. .0 0 E Ea as st t V Va ac cu uu um m 鮞鮞狀狀白白云云巖巖 1 13 34 41 1 3 38 8. .3 3 1 11 1. .7 7 0 0. .0 01 11 1 2 21 1. .6 6 0 0. .8 83 34 48 8 1 1. .0 0 3 30 0 8 8. .0 0 F Fo or rd d G Ge er ra al ld di in ne e 砂砂巖巖 8 81 17 7 2 28 8. .3 3 2 23 3. .0 0 0 0. .0 06 64 4 7 7.

31、 .0 0 0 0. .8 82 25 51 1 1 1. .4 4 3 30 0 1 17 7. .0 0 M Me ea an ns s 白白云云巖巖 1 13 34 41 1 3 37 7. .8 8 9 9. .0 0 0 0. .0 02 20 0 1 16 6. .5 5 0 0. .8 88 82 26 6 6 6. .0 0 5 55 5 7 7. .1 1 N No or rt th he ea as st t P Pu ur rd dy y 砂砂巖巖 2 24 49 99 9 6 64 4. .4 4 1 13 3. .0 0 0 0. .0 04 44 4 1 12 2.

32、 .2 2 0 0. .8 84 49 98 8 1 1. .5 5 3 30 0 7 7. .5 5 N No or rt th h C Cr ro os ss s 硅硅藻藻巖巖 1 16 64 46 6 4 41 1. .1 1 2 22 2. .0 0 0 0. .0 00 05 5 1 18 8. .3 3 0 0. .8 80 06 63 3 0 0. .4 4 4 40 0 2 22 2. .0 0 R Ra an ng ge el ly y 砂砂巖巖 1 19 98 81 1 7 71 1. .1 1 1 15 5 0 0. .0 00 08 8 3 33 3. .5 5 0 0

33、. .8 86 65 54 4 1 1. .6 6 3 30 0 7 7. .5 5 K Ke el ll ly y S Sn ny yd de er r 碳碳酸酸鹽鹽巖巖 1 19 95 50 0 5 54 4. .4 4 9 9. .4 4 0 0. .0 00 03 3 4 42 2. .4 4 0 0. .8 82 20 03 3 0 0. .4 4 3 30 0 9 9. .8 8 S So ou ut th h W We el lc ch h 白白云云巖巖 1 14 47 78 8 3 33 3. .3 3 1 12 2. .8 8 0 0. .0 01 14 4 4 40 0.

34、.2 2 0 0. .8 85 55 50 0 2 2. .3 3 2 25 5 7 7. .6 6 T Tw wo of fr re ed ds s 砂砂巖巖 1 14 46 69 9 4 40 0. .0 0 2 20 0. .3 3 0 0. .0 03 33 3 5 5. .5 5 0 0. .8 84 44 48 8 1 1. .4 4 4 40 0 1 15 5. .6 6 W We er rt tz z 砂砂巖巖 1 18 89 90 0 7 73 3. .9 9 1 10 0. .7 7 0 0. .0 01 16 6 5 56 6. .4 4 0 0. .8 84 49 98

35、 8 1 1. .3 3 6 60 0 1 10 0 G Ga ar rb be er r 砂砂巖巖 5 59 94 4 3 35 5 1 17 7 0 0. .0 05 57 7 6 6. .4 4 0 0. .7 78 83 39 9 2 2. .1 1 3 35 5 1 14 4 L Li it tt tl le e G Gr re ee ek k 砂砂巖巖 3 31 17 70 0 1 12 20 0 2 23 3. .4 4 0 0. .0 07 75 5 9 9. .1 1 0 0. .8 82 27 79 9 0 0. .4 4 6 60 0 2 21 1. .0 0 M Ma al lj ji ia am ma ar r 白白云云巖巖 1 12 23 34 4 3 32 2. .2 2 1 10 0. .0 0 0 0. .0 01 11 1 1 14 4. .9 9 0 0. .8 84 44 48 8 0 0. .8 8 3 30 0 8 8. .2 2 M Ma al lj ji ia am ma ar r 白白云云質質粉粉砂砂巖巖 1 11 12 28 8 3 32 2. .2 2 1 1