描述模式及特殊情况处理

1、特殊事故处理模式地层破裂压力试验：4:04,开泵进行地层破裂压力试验,排量1800.0 L/min,泵压15.00MPa,4：14达到最高泵压为18.00 MPa,持续时间4.0min,压力下降至15.00 MPa,排量1700.0L/min。中途测试：采用MFE测试仪，测试方式：悬挂式，测试井段:3831.404003.00m,测试层位：奥陶系，本次测试进行了二开一关现场操作，录取到完整的压力资料，测试工艺成功。测试过程中回收水0.26m3，测试层定为干层。打捞钻具：1月18日6:30钻至井深4005.18m时，立压17.0MPa8.0MPa,扭矩1508.0N.m733.0N.m,泵压15

2、MPa10MPa,悬重110t90t,判断为钻具脱落，起钻后于20:00起出钻具3143.47m，其余钻具落井，落鱼结构为：3A152.4mm钻头×0.20m(330×310)×0.39m120.7mm钻铤×2根×17.54m151mm扶正接头×0.51m120.7mm钻铤×13根×115.45m88.9mm钻杆×39根×373.87m146mm防磨接头×0.81m88.9mm钻杆×6根×57.63m146mm防磨接头×0.82m88.9mm钻杆×

3、;6根×57.04m146mm防磨接头×0.81m88.9mm钻杆×6根×57.59m146mm防磨接头×0.80m88.9mm钻杆×6根×57.57m146mm防磨接头×0.82m88.9mm钻杆×6根×57.61m146mm防磨接头×0.81m88.9mm钻杆×6根×57.23m146mm防磨接头×0.80m。落鱼总长858.30m，鱼顶位置3146.88m。1月19日用直径73mm公锥，实探鱼顶位置3146.88m。鱼顶方入2.81m, 造扣不成功后

4、20日、21日分别2次用直径73mm母锥均打捞不成功后，又于22日用直径73mm反扣母锥打捞钻具，实探鱼顶位置3146.88m，鱼顶方入4.80m，造扣方入5.00m，捞出钻具106.76m，井内落鱼总长751.54m，鱼顶位置3253.64m。24日30日分别用正扣钻杆对扣5次，至31日起钻完，落鱼全部捞出，打捞成功。螺杆泵测试：用中途专用螺杆泵进行测试排液,层位:前震旦系、奥陶系,井段:3831.44116.0m, 累计排液时间4935min,累计排出原油62.58m3,折算日产原油17.7t/d。取得了合格的资料，测试工艺成功，测试层定为油层。井漏： 13日8时55分发生井漏，钻井液进多

5、出少，泵压17.0 MPa16.7 MPa,入口排量1800L/min,出口排量680L/min，总池体积75.0m373.0m3，悬重142kN未发生变化，井漏时钻井液相对密度1.59，漏斗粘度70s，9时工程停泵。自然漏失时间8时55分9时，自然漏失量2 m3，自然漏速24m3/h。9时10分9时25分工程单凡尔开泵，泵入钻井液11 m3未返出。漏失时间8时55分至9时25分,共漏失钻井液13.0m3。平均漏速26m3/h。漏失层位：沙三段，漏失井段：4369.004370.00m，岩性：灰色油迹砾岩，漏失原因：渗透性漏失。工程9时25分决定起钻静止堵漏。27日17时至28日0时11分钻进

6、及循环过程中发生渗漏，渗漏井段1732.001770.00m，共漏失钻井液16.0 m3，平均漏速2.3 m3/h，井漏时钻井液相对密度1.39，漏斗粘度39s，岩性：灰白色荧光玢岩，层位：二迭-石炭系，漏失原因：裂缝性渗漏。0时11分至0时49分加入单项封闭剂1.0t后起钻静止堵漏，至6时05分堵漏成功，其间漏失钻井液约6.0 m3，此次井漏共漏失钻井液约22.0 m3。槽面显示：2003年5月24日15时56分钻至井深1295.00m，钻时3.2min/m0.7min/m，16时45分槽面见显示，气测录井全烃0.68%9.94%，甲烷0.55%0.81%，槽面见棕褐色油花占槽面1%，呈条带

7、状分布，无色透明气泡占槽面2%，呈米粒状，直径12mm，具原油芳香味和天然气味，槽面未上涨，钻井液性能无变化，16时50分显示达到高峰，气测录井全烃9.94%15.55%，甲烷0.81%7.91%，槽面见棕褐色油花占槽面3%，呈条带状分布，无色透明气泡占槽面3%，呈米粒状，直径13mm，具原油芳香味和天然气味，槽面未上涨，钻井液相对密度1.12，漏斗粘度53s，至16时58分显示消失，显示持续13min，显示井段1286.001294.00m，岩性：浅灰色稠油斑含砾砂岩，层位：馆陶组。溢流、井漏：14日8时15日8时钻进及循环过程中于井深1382.001407.30m发生停泵溢、开泵漏的溢流、

8、井漏现象。停泵时，井口溢流，层位：寒武系，岩性：灰色鲕状灰岩，溢出物为钻井液和原油及地层水的混合物，溢出物表面见黑色油花呈星点状分布，占槽面5%8%，原油味淡，地层水味臭。共溢出12.0m3，溢出速度3.0m3/h，钻井液性能相对密度1.01，粘度30s；开泵后，溢流现象消失，开始井漏，钻井液进多出少，井漏时钻井液性能相对密度1.01，粘度30s，14日8:0015日8:00漏失钻井液90m3，漏速3.75m3/h。漏失井段：1363.001366.00m，岩性：灰色稠油斑鲕状灰岩、灰色荧光鲕状灰岩，层位：寒武系，漏失原因：裂缝性漏失。工程未采取措施。石膏浸：21日 9时20分钻进至井深325

9、2.00m发生石膏浸，录井岩性：灰色含膏泥岩，层位:沙四段，井段：3250.00m-3252.00m,钻井液相对密度1.591.60粘度73 s184 s失水:3.2ml4.5 ml，氯离子3700mg/l，9时30分加入SIF1.5t,纯碱0.64t,GD-18 0.14t,SAK-1 1.0t,钻井液相对密度1.60,粘度184 s81 s，失水:4.5ml3.8 ml,经循环钻井液性能基本稳定后恢复钻进。井喷：10日8时01分钻进至井深4370.00m，钻时18.5min/m13.7min/m，发生井喷，喷出高度2.0m ，喷出物为钻井液、油气混合物，喷出总量2.0m3，罐面上涨5cm。

10、气测录井全烃11.32%39.34%，甲烷0.28%15.30%。槽面见棕褐色油花占槽面10%，呈星点状分布，无色透明气泡占10%，呈米粒状，直径13mm，具原油味和天然气味，槽面上涨5cm，钻井液性能未变化。井喷时井底地层：沙三段，岩性为灰色油迹砾岩，8时04分工程关闭封井器，井喷时间维持3min。关井后立压4.5MPa，套压8.0MPa。8时07分接现场地质监督转车西勘探项目组通知：钻井液相对密度提至1.35，循环观察槽面显示情况，8时04分至8时40分放喷，未见喷出物。井涌：至12日0时03分短起下后循环钻井液测后效。0时59分发生连续式井涌，井涌高度0.3m，涌出物为钻井液、油气混合物

11、，涌出量0.5m3，气测录井全烃9.81%100.00%，甲烷1.41%49.21%，槽面见棕褐色油花占槽面30%，呈条带状分布，无色透明气泡占30%，呈蜂窝状，直径13mm，原油味和天然气味浓，槽面上涨5cm，钻井液性能1.421.35，漏斗粘度65s70s,工程1时01分停泵,井涌维持2min。工程1时08分开泵，气测录井全烃12.166%100.00%，甲烷1.84%49.21%，槽面持续见显示，钻井液相对密度1.351.28，漏斗粘度70s75s,1时44分全烃基值稳定在27.54%,钻井液性能相对密度1.281.42,漏斗粘度75s65s。测算油气上窜速度93.4m/h。1时10分至

12、4时30分加入重晶石粉30t，钻井液密度1.421.45，漏斗粘度65s。井涌时井底层位：沙三段。自12日15时至13日8时55分循环加重钻井液，加入重晶石粉95t，钻井液相对密度1.451.59，漏斗粘度65s70s。卡钻：15日16时20分起钻至井深2685.70m遇卡,井深4403.00m,钻头位置2685.70m, 接方钻杆活动钻具，钻具活动范围2.30m，上提钻具悬重至2000kN，下放钻具悬重至0kN无效，钻具伸长2.00m，计算卡点深度2430.00m，钻井液相对密度1.59，漏斗粘度70s。层位：沙一段，卡点岩性：褐灰色泥岩。卡钻原因：泥饼粘附卡钻。16日20时至22时50分注

13、入解卡剂27.0m3，相对密度1.50，注入井段2150.00 2686.00m。22时50分至23时15分工程替钻井液19.0 m3，钻井液相对密度1.52，漏斗沾度55s。至19日4时25分泡解卡剂53个小时35分钟后上提钻具1800kN解卡成功。4时30分至5时替钻井液30.0m3排放解卡剂。 油气水显示：测后效，井深2991.00m，钻头位置2988.00m，17:50开泵循环，18:30见显示，综合录井全烃1.63%5.50%，甲烷0.34%1.24%，乙烷0.021%0.254%，丙烷0.043%0.502%，异丁烷0.015%0.071%，正丁烷0.018%0.089%，戊烷0.

14、003%0.015 %，槽面见棕褐色油花占槽面8%，呈条带状分布，无色透明气泡占槽面10%，呈米粒状，直径12mm，具原油芳香味和天然气味，槽面未上涨，钻井液相对密度1.27，漏斗粘度58s。18:30显示达到最高值，综合录井全烃5.50%100%，甲烷1.24%76.63%，乙烷0.254%5.39%，丙烷0.502%5.394%，异丁烷0.071%1.307%，正丁烷0.089%3.733%，戊烷0.015 %0.805%，槽面见棕褐色原油占槽面5，呈斑块状分布，棕褐色油花占槽面20%，呈条带状分布，无色透明气泡占槽面25%，呈鱼子状，直径13mm，具原油芳香味和天然气味，槽面上涨3cm，

15、钻井液相对密度1.271.21，漏斗粘度58s80s。19:00显示逐渐减弱，综合录井全烃38.02%，甲烷9.90%，乙烷1.171%，丙烷1.407%，异丁烷0.311%，正丁烷0.810%，戊烷0.275%，槽面见棕褐色油花占槽面7%，呈条带状分布，无色透明气泡占槽面8%，呈米粒状，直径12mm，具原油芳香味和天然气味，槽面未上涨，钻井液相对密度1.27，漏斗粘度58s。19:10显示逐渐消失。计算油气上窜速度33.2m/h。 岩心、岩屑、描述内容模式泥岩类：紫红色砂质泥岩：砂质分布较均匀，较硬，加HCl。紫红色泥岩：质纯，较硬，加HCl。黑色炭质泥岩：炭质分布较均匀，较硬，加HCl-。

16、点火不燃，具煤烟味。灰褐色油页岩：页理发育，可剥成薄片，页片厚0.51mm，具挠性，页理间夹灰质薄膜，加HCl+。点火可燃，具沥青味。灰质油泥岩：褐灰色，灰质分布均匀，较硬，加HCl+。点火不燃，具沥青味。灰色含砾泥岩：砾石成分以石英为主，长石次之，砾径最大8mm，一般25mm，次棱角状，较软，加HCl。黑色炭质页岩：页理较发育，页片厚约0.1mm0.2mm，可剥成薄片，炭质分布较均匀，较硬，加HCl-。点火不燃，具煤烟味。浅灰色（紫红、灰黄色）铝土质泥岩：质纯，断口较光滑，舌舔有涩感，较硬，加HCl-。无色盐岩：质纯，透明，脆，味咸，易溶于水，加HCl-。无色含膏盐岩：石膏质分布不均匀，呈团

17、块状分布，味咸，易溶于水，较硬，加HCl-。深灰色含膏泥岩：石膏质分布不均匀，呈条带状分布，吸水较强，手捻易碎，较软，加HCl¯。砂岩类：(砾石井壁取心、岩心描述加砾石球度，岩屑描述中不描。岩屑描述中只有特殊岩性及含油岩性描述滴水试验。)灰白色含砾砂岩：砂、砾成分以石英为主，长石次之，砾径最大34mm，一般12mm，次圆状，砂以细砂为主，含少量中砂，次棱角状，泥质胶结，松散，加HCl。荧光试验无显示。灰色含砾泥质砂岩：砾石为片麻岩岩块和石英，砾径最大3mm，一般12mm，次棱角状，椭球体，砂粒成分以石英为主，长石次之，砂以细砂为主，少量粉砂，棱角状，泥质分布不均匀，呈条带状分布，较疏

18、松，加HCl-，滴水渗入，荧光试验无显示，含气试验无显示。灰色粉砂岩：泥质胶结，含灰质，较疏松，加HC l+。荧光试验无显示。灰色泥质粉砂岩：泥质分布较均匀，较疏松，加HCl。荧光试验无显示。浅灰色石英砂岩：成分为石英，砂为细砂，次棱角状，分选中等，硅质胶结，松散，加HCl-。荧光滴照乳白色，呈模糊晕状，边缘无亮环，定为一级。灰色硬砂岩：成分以火成岩屑为主，石英、长石次之，含少量暗色岩块，砂为细砂，次棱角状，分选中等，硅质胶结，致密，加HCl-。荧光试验无显示。灰色细砂岩：成分以石英为主，长石次之，次棱角状，分选中等，泥质胶结，较疏松，加HCl-。荧光试验无显示。灰色灰质砂岩：砂粒成分以石英为

19、主，长石次之，砂以细砂为主，少量粉砂，次棱角状，灰质分布均匀，致密，加HCl+。荧光试验无显示。灰色泥质砂岩：砂粒成分以石英为主，长石次之，砂以细砂为主，少量粉砂，次棱角状，泥质分布均匀，致密，加HCl+。荧光试验无显示。灰色灰质粉砂岩：灰质分布较均匀，较致密，加HCl+。荧光试验无显示。浅灰色白云质砂岩：砂粒成分以石英为主，长石次之，砂以细砂为主，少量粉砂，次棱角状，白云质分布较均匀，较致密，加冷HCl，加热HCl+。荧光试验无显示。灰色砾岩：砾石以白云质砂岩、灰岩、泥岩岩块为主，石英次之，砾石被破碎，呈块状、棱角状，见砾石面，泥质胶结，松散，白云岩质砂岩加冷HCl，加热HCl+。灰岩岩块加

20、HCl+。其它加HCl。荧光试验无显示。（岩屑定砾岩，岩心及井壁取心须分为细砾岩、中砾岩、粗砾岩。）棕褐色油浸含砾砂岩：含油部分呈棕褐色，不含油部分呈灰色。砂、砾成分以石英为主，长石次之，砾径最大3mm，一般12mm，次棱角状，椭球体，砂为粗砂，棱角状，泥质胶结，疏松，加HCl。棕褐色原油分布较均匀，含油不饱满，含油面积占70%，油质较稠，油脂感较弱，油味浓，染手，含油部分滴水呈馒头状，荧光滴照亮黄色。灰色油斑石英砂岩：含油部分呈棕褐色,不含油部分呈灰色，成分为石英，砂为细砂，次棱角状，分选中等，硅质胶结，松散，加HCl-。棕褐色原油分布不均匀，呈斑块状分布，含油面积占10% 30%，油脂感弱

21、，油味淡，不染手，荧光滴照亮黄色，含油部分滴水缓渗。灰色油斑含砾砂岩：井壁取心为灰色油斑粉砂岩，含油部分呈棕褐色,不含油部分呈灰色, 泥质胶结，含灰质，较疏松，加HCl+。棕褐色原油分布不均匀，呈斑块状分布，含油面积占25%，油脂感弱，油味淡，不染手，荧光滴照亮黄色，含油部分滴水缓渗。岩屑录井为灰白色荧光含砾砂岩，砂、砾成分以石英为主，长石次之，砾径最大3mm，一般12mm，次圆状，砂以细砂为主，含少量中砂，次棱角状，泥质胶结，松散，加HCl-。荧光滴照淡黄色，呈清晰晕状，边缘有亮环，定为二级，滴水渗入。综合定名为灰色油斑含砾砂岩。（岩屑录井为灰白色荧光含砾砂岩，井壁取心为灰色油斑粉砂岩时，在

22、岩屑综合图中可综合定名为灰色油斑含砾砂岩。）灰白色油迹石英砂岩：含油部分呈棕褐色,不含油部分呈灰白色，成分为石英，砂为细砂，次棱角状，分选中等，硅质胶结，松散，加HCl-。棕褐色原油分布不均匀，呈星点状分布，含油面积占1%，无油脂感，无油味，不染手，荧光滴照亮黄色，含油部分滴水渗入。灰白色荧光石英砂岩：成分为石英，砂为细砂，次棱角状，分选中等，硅质胶结，松散，加HC l-。滴水渗入，荧光滴照淡黄色，呈清晰晕状，边缘有亮环，定为二级。灰色荧光粉砂岩：泥质胶结，较疏松，加HCl-。荧光滴照淡黄色，呈清晰晕状，边缘有亮环，定为二级。滴水渗入。灰色荧光细砾岩：砾石以灰岩岩块为主，含少量片麻岩岩块及石英

23、，砾径最大6mm，一般1-3mm，次圆状，分选差，泥质胶结，致密，灰岩岩块加HCl+，其它成分加HCl。滴水渗入，荧光滴照淡黄色，清晰晕状，定为二级。黑褐色富含稠油含砾砂岩：含油部分为黑褐色，不含油部分为灰色。砾石为片麻岩块和石英，砾径最大4mm，一般12mm，次棱角状，椭球体，砂粒成分以石英为主，长石次之，砂以细砂为主，少量粉砂，次棱角状，泥质胶结，疏松，加HCl-，黑褐色原油分布均匀，含油面积占80%，含油较饱满，油脂感较强，染手，原油芳香味较浓，含油部分滴水呈珠状，荧光滴照棕褐色。黑褐色富含稠油粉砂岩：含油部分为黑褐色，不含油部分为灰色。泥质胶结，疏松，加HCl-，黑褐色原油分布均匀，含

24、油面积占80%85%，含油较饱满，油脂感较强，染手，原油芳香味较浓，含油部分滴水呈珠状，荧光滴照棕褐色。灰褐色稠油浸含砾砂岩：含油部分为黑褐色，不含油部分为灰色。砾石为片麻岩岩块和石英，砾径最大4mm，一般13mm，次棱角状，椭球体，砂粒成分以石英为主，长石次之，砂以细砂为主，少量粉砂，次棱角状，泥质胶结，疏松，加HCl-，黑褐色原油分布较均匀，含油面积占60%，含油不饱满，油脂感弱，染手，原油芳香味淡，含油部分滴水呈馒头状，荧光滴照棕褐色。灰褐色稠油浸粉砂岩：含油部分为黑褐色，不含油部分为灰色。泥质胶结，疏松，加HCl-，黑褐色原油分布均匀，含油面积占60%，含油不饱满，油脂感较弱，染手，原

25、油芳香味较淡，含油部分滴水呈馒头状，荧光滴照棕褐色。灰色稠油斑含砾砂岩：含油部分为黑褐色，不含油部分为灰色。砂、砾成分以石英为主，长石次之，砾径最大3mm，一般12mm，次棱角状，椭球体，砂为细砂，次棱角状，泥质胶结，含少量灰质，较致密，加HCl+，黑褐色原油呈斑块状分布，含油面积占10%，油脂感弱，不染手，原油芳香味淡，含油部分滴水呈馒头状，荧光滴照棕黄色。特殊岩性：（只有岩心才能描述富含稠油及富含油。油迹级及以上显示不做含气试验。）黑褐色富含稠油生物灰岩：含油部分为黑褐色,不含油部分为灰色。成分为方解石，富集塔螺化石，化石个体保存完整，塔高315mm，致密，加HCl+，孔洞发育，孔径最大1

26、5mm，一般310mm，未被充填，少数孔洞相互连通，孔洞密度50个/m 70个/m。黑褐色原油充填于孔洞中，含油孔洞占岩石总孔洞90%，油脂感强，染手，原油味浓，含油部分滴水呈珠状，荧光滴照棕褐色。（岩心）灰色稠油斑生物灰岩：含油部分为黑褐色,不含油部分为灰色。成分以方解石为主，含较多塔螺化石，化石个体保存完整，塔高310mm，致密，加HCl+，裂缝较发育，见斜裂缝22条，缝长310cm，缝宽23mm，与轴向夹角300500，未被充填，裂缝密度3条/m 10条/m。黑褐色原油沿裂缝面分布，含油面积占10%，含油裂缝占岩石总裂缝80%100%，油脂感较弱，染手，原油味淡，含油部分滴水呈馒头状，荧

27、光滴照棕黄色。（岩心）灰色稠油斑含螺灰岩：含油部分为黑褐色,不含油部分为灰色。成分以方解石为主，含少量塔螺化石，化石个体保存完整，塔高310mm，致密，加HCl+，裂缝较发育，见斜裂缝26条，缝长320cm，缝宽23mm，与轴向夹角300500，未被充填，裂缝密度313条/m。黑褐色原油沿裂缝面分布，不均匀，含油面积占1015%，含油裂缝占岩石总裂缝80%100%，油脂感较弱，染手，原油味淡，含油部分滴水呈馒头状，荧光滴照棕黄色。（岩心）灰色稠油斑砂质灰岩：含油部分为黑褐色,不含油部分为灰色。成分以方解石为主，砂质分布较均匀，致密，加HCl+，含少量塔螺化石，化石个体保存完整，塔高37mm，裂

28、缝较发育，见斜裂缝9条，缝长310cm，缝宽3mm，与轴向夹角300500，未被充填，裂缝密度6条/m。黑褐色原油沿裂缝面分布，不均匀，含油面积占10%，含油裂缝占岩石总裂缝70%，油脂感弱，染手，原油味淡，含油部分滴水呈馒头状，荧光滴照棕黄色。（岩心）灰色稠油斑片麻岩：含油部分为黑褐色，不含油部分为灰色。成分以长石为主，含少量暗色矿物，岩石被风化较重，较致密，加HCl-，裂缝较发育，见斜裂缝4条，缝长510cm，缝宽1mm，未被充填，裂缝密度13条/m。黑褐色原油沿裂缝面分布，含油面积占10%，含油裂缝占岩石总裂缝90%，油脂感弱，染手，原油味淡，含油部分滴水呈馒头状，荧光滴照棕黄色。（岩心

29、）深灰色稠油斑角砾状灰岩：含油部分呈黑褐色，不含油部分呈深灰色。成分主要为方解石，含少量白云质、泥质，呈角砾状，裂缝较发育，多为微细裂缝，被方解石半充填或全充填，局部见孔洞，孔洞直径23mm，见中缝，被泥质完全充填，缝长15cm，缝宽1.8mm，与岩心轴呈45o夹角，裂缝密度10条/米，开启程度15%，较致密， 加冷HCl+，加热HCl+。黑褐色原油分布不均匀，沿裂缝面呈斑块状，分布，含油裂缝占总裂缝20%，油质稠，油味淡，油脂感弱，微染手，含油部分滴水呈馒头状，荧光滴照亮黄色。（岩心）深灰色稠油斑豹皮灰岩：含油部分呈黑褐色，不含油部分呈深灰色。成分主要为方解石，含少量泥质，分布不均匀，局部呈

30、团块状，裂缝较发育，多为微细裂缝，被方解石半充填或全充填，裂缝密度10条/米，开启程度20%，较致密，加冷HCl+，加热HCl+。黑褐色原油分布不均匀，沿裂缝面呈斑块状分布，含油裂缝占总裂缝30%，油质稠，油味淡，油脂感弱，微染手。含油部分滴水呈馒头状，荧光滴照亮黄色。（岩心）灰黄色油斑白云岩：含油岩屑呈灰褐色，不含油岩屑呈灰黄色。成分为白云石，微细裂缝发育，未被充填，裂缝岩屑占定名岩屑的10%15%，致密，加冷HCl，加热HCl+，灰褐色原油分布不均匀，沿裂缝面呈斑块状分布， 含油裂缝占岩石总裂缝的6%10%，油味淡，油脂感弱，不染手，荧光滴照亮黄色，含油部分滴水呈馒头状。灰色荧光生物灰岩：

31、成分以方解石为主，含较多介形虫化石，致密，加HCl+，裂缝较发育，缝长310cm，缝宽2mm，未被充填，裂缝密度2条/m 10条/m，滴水沿裂缝渗入，荧光滴照淡黄色，清晰晕状，含气试验无显示。（岩心）灰色荧光介形虫灰岩：成分以方解石为主，含较多介形虫化石，致密，加HCl+，裂缝较发育，见斜裂缝6条，缝长310cm，缝宽2mm，与轴向夹角300500未被充填，裂缝密度5条/m，滴水沿裂缝渗入，荧光滴照淡黄色，清晰晕状，定为二级。含气试验无显示。（岩心）深灰色荧光灰质白云岩：成分主要为白云石，方解石次之，灰质分布较均匀，致密，见裂缝面，部分裂缝被方解石全充填，裂缝岩屑占定名岩屑5%，次生方解石占定

32、名岩屑2%，加冷HCl+，加热HCl+。荧光滴照淡黄色，呈清晰晕状，边缘有亮环，定为二级。滴水沿裂缝面缓渗。深灰色荧光白云质灰岩：成分主要为方解石，白云石次之，白云质分布较均匀，致密，见裂缝面，部分裂缝被方解石全充填，裂缝岩屑占定名岩屑6%，次生方解石占定名岩屑3%，加冷HCl+，加热HCl+。荧光滴照淡黄色，呈清晰晕状，边缘有亮环，定为二级。滴水沿裂缝面缓渗。深灰色荧光灰岩：成分为方解石，致密，见裂缝面，部分裂缝被方解石全充填，裂缝岩屑占定名岩屑5%，次生方解石占定名岩屑2%，加HCl+。荧光滴照淡黄色，呈清晰晕状，边缘有亮环，定为二级。滴水沿裂缝面缓渗。 灰色荧光片麻岩：成分以长石为主，含

33、少量暗色矿物，岩石被风化较重，较致密，加HCl-裂缝较发育，见斜裂缝2条，缝长10cm，缝宽1mm，与轴向夹角300-500，未被充填，裂缝密度3条/m，滴水沿裂缝渗入，荧光滴照淡黄色，清晰晕状，含气试验无显示。 （岩心）浅灰色荧光玢岩：成分主要为长石，见少量角闪石，见少量微细裂缝，未被充填，裂缝岩屑占定名岩屑5%6%，致密，加HCl-，滴水沿裂缝渗入， 荧光滴照淡黄色，呈清晰晕状，边缘有亮环，定为二级。 深灰色灰岩：成分为方解石，含少量泥质，致密，见裂缝面，裂缝被方解石全充填，裂缝岩屑占定名岩屑6%，次生方解石占定名岩屑6%，加HCl+。荧光试验无显示。滴水散开。灰色生物灰岩：成分以方解石为主，含较多介形虫化石，致密，加HCl+，未见裂缝，滴水渗入，荧光试验无显示，含气试验无显示。 灰色泥质白云岩：成分主要为白云石，泥质次之，泥质分布较均匀，致密，未见裂缝，加冷HCl-，加热HCl+，反应后表面留有泥垢。荧光试验无显示。滴水散开。灰黄色白云岩：成分为白云石，致密，未见裂缝，加冷HCl-，加热HCl+。荧光试验无显示。滴水散开。深灰色泥灰岩：成分主要为方解石，泥质次之，泥质分布较均匀，致密，未见裂缝，加HCl+,反应后表面留有泥垢。滴水散开。荧