⑴ 鑽探成果與認識
1) 鑽探驗證工作實際揭露了預測區第四系、侏羅系(J)、二疊系山西組和太原組，揭露山西組2#煤層和3#煤層，其中2#煤層底板深1738.65m，厚0.45m，不可采;3#煤層底板深1760.90m，煤層結構為5.35(0.65)1.75，純煤厚度7.10m。
2) 驗證井(YJ#)在1000～1100m侏羅系灰色砂岩、泥質粉砂岩裂隙內有大量油苗顯示，這對預測區及其外圍油氣勘探具有重要指示意義。
3) 驗證井揭露原油大致分為兩類:一是以1000m原油為代表，具有高Pr/Ph比值和低γ蠟烷豐度的特徵;二是以1046m和1071m處原油為代表，具有與前者相反的特徵。兩類原油明顯不同於煤成油，應來自湖相泥岩。
下部兩個原油與1046m處粉砂質泥岩抽提物有一定相似性，但該泥岩樣品有機碳含量僅有0.49%，生烴潛量只有0.78mg/g，屬於非常差烴源岩，難以生成大規模原油，原油應主要來自有機質豐度高的沉積中心區。
⑵ 鑽探及主要成果
1958～1964年，地質部第一石油普查勘探大隊在合肥盆地鑽淺井43口，累計進尺25172m，在盆地北部的朱巷地區朱1井發現了下白堊統朱巷組（K1z）暗色泥岩；1970～1976年，安徽石油勘探處鑽深井6口（圖1-8），進尺16511m，淺井14口，進尺12293m，證實了下白堊統朱巷組（K1z）暗色泥岩的存在，並發現上白堊統響導鋪組（K2x）中上部和下第三系定遠組中上部存在暗色地層，指出盆地東部是尋找油氣的有利地區，主要勘探目的層系是白堊系和下第三系。
圖1-8合肥盆地參數井井位分布圖
合深1井位於肥東縣響導鋪村，老合肥-蚌埠公路旁，構造上處於大橋斷坳中部淺層重力正異常高部位，電法顯示為隆起。該井於1970年11月29日開鑽，至1972年2月25日完鑽完鑽井深3000.8m。鑽遇第四系10m，上白堊統1932.5m，下白堊統1058.3m（未穿）。
合深2井位於肥西縣花崗村南，構造上處於舒城斷坳北部。完鑽井深3310.77m。於1972年4月8日開鑽，10月26日完鑽，鑽遇第四系20m，下第三系3290.77m（未穿），當時確定目的層為中-下侏羅統，發現地層有淺變質現象，預計鑽至3500m也無法將該套地層鑽穿，故提前完鑽。
合深3井位於壽縣大順集村西南，構造上處於大橋斷坳與霍邱斷隆過渡的斜坡地帶—瓦埠重力高上。完鑽井深2444.94m，鑽遇第四系30m，上侏羅統1023.5m，下侏羅統1303m，之後直接進入太古宇，鑽遇88.44m（未穿）。
合深4井位於定遠縣鄖庄北，構造上處於定遠窪陷東興集重力負異常帶。該井完鑽井深2509m。自1973年3月31日開鑽，至8月20日完鑽。該井鑽遇第四系25.3m，下第三系2151.7m，之後直接進入二疊系，鑽遇厚度332m（未穿），證實了該地區存在下第三系和淮南型上古生界，並在下第三系定遠組中發現膏鹽和暗色地層。
合深5井位於肥東縣路口埠，構造上處於肥中斷裂帶東部路口埠重力低的中心部位。該井完鑽井深2497.22m。於1973年8月28日開鑽，1974年4月4日因工程問題而提前完鑽，該井鑽遇第四系42m，下第三系1525m，上白堊統1430.22m。合深6井位於定遠縣三官廟村，構造上處於大橋斷坳的核部。設計完鑽井深2748.55m。1974年7月24日開鑽，1975年5月16日完鑽，鑽遇第四系14m，其下為白堊系，鑽遇厚度2734.55m（未穿）。
安參1井是勝利油田有限公司在肥中斷裂北部雙墩構造鑽探的重要參數井。該井位於長豐縣塘拐村，構造上處於大橋斷坳與霍邱斷隆的過渡部位，緊鄰肥中斷裂。該井於2000年12月9日導管開鑽，2002年4月10日完鑽，完鑽井深5200m，完鑽層位下古生界。該井鑽遇下白堊統、中—上侏羅統、下侏羅統防虎山組（J1f）以及石炭系—二疊系。該井的鑽探，為解決合肥盆地目前存在的一些地質問題提供了基礎資料。
⑶ 水文地質鑽探綜合成果圖表包括哪些內容
鑽孔柱狀、泥漿消耗液統計及曲線、提鑽後下鑽前的孔內水位、ROD曲線、井管位置（套管位置、濾水管位置）、下泵位置、測管的下入位置、抽水試驗數據（含水層厚度、岩性、初始水文及恢復水位、降深、涌水量、單位涌水量、影響半徑、滲透系數、Q-s曲線）、水樣全微量分析（或者簡分析、全分析）等。
⑷ 重要地質鑽孔圖表資料庫建設工作內容和方法
王斌 張立海 李傑 梁銀平 楊貴生 劉向東
(國土資源實物地質資料中心)
摘要 鑽孔圖表資料庫建設是全國鑽孔資料庫建設的三大內容之一，是最真實的原始地質鑽孔資料信息庫，旨在利用計算機和信息技術將地質鑽孔的工程布置圖、勘探線剖面圖、鑽孔柱狀圖、樣品分析結果表以及鑽孔基礎屬性等信息，著錄建成全國統一的資料庫管理系統，並向社會提供服務利用。結合實際工作，本文介紹了鑽孔圖表資料庫建設的工作內容、方法和流程等，希望能為各省(區、市)鑽孔圖表資料庫建設工作提供一定的技術指導。
關鍵詞 鑽孔 資料庫 資料 方法
0 引言
為充分了解全國地質鑽孔基本信息情況，2011年國土資源部印發了《關於開展鑽孔基本信息清查工作的通知》。經統計，除油氣、海洋和放射性礦產行業外，全國保管有地質鑽孔資料的地勘單位1103個，有鑽探工作量的項目35580個，鑽孔總數958102個，總進尺約2.18×108m。為充分利用已有地質鑽孔資料，降低地質工作風險，減少重復工作，2013年國土資源部印發了《關於開展全國重要地質鑽孔資料庫建設工作的通知》，在全國組織開展了鑽孔資料庫建設工作。全國鑽孔資料庫建設分為圖表資料庫、屬性資料庫和岩心圖像資料庫建設3個階段。其中，2013～2015年度重點開展鑽孔圖表資料庫建設工作。本文就鑽孔圖表資料庫建設的工作內容和方法介紹如下：
1 目標任務
按照統一的標准和要求，將應匯交、已歸檔保管且信息完整的區域地質、礦產地質、水文地質、工程地質、環境地質、災害地質等地質工作形成的地質鑽孔工程布置圖、勘探線剖面圖、鑽孔柱狀圖、樣品分析結果表(以下簡稱「三圖一表」)以及鑽孔基礎屬性信息等資料，通過收集、整理、數字化、整合著錄等工作，建成全國統一的資料庫，並向社會公眾提供服務利用。
2 工作內容和方法
2.1 收集整理地質鑽孔資料
以項目為單元，通過查找有鑽探工作量的項目的原始地質鑽孔資料，收集和整理歷史性和新匯交的地質鑽孔「三圖一表」以及保管單位、項目和鑽孔的基本屬性信息。同時，各單位應按照資料庫中各數據表著錄項的內容和要求，以表格形式做好鑽孔資料保管單位、項目和鑽孔信息的資料收集記錄卡片，以便於後續數據著錄和質量檢查。
2.2 數字化地質鑽孔資料
2.2.1 圖件數字化質量要求
按照《SZ1999001—2000 圖文地質資料掃描數字化規范》要求，利用數字化掃描或數據類型轉換方式，生成圖片格式或PDF格式的「三圖一表」。其解析度要求圖紙300dpi、文字200dpi(至少在原圖和掃描圖1：1情況下，以圖件中的各字元看清楚為准)。當柵格文件的清晰度不佳時，應根據實際情況調整解析度和其他相關參數，如門限參數、對比度、亮度等。
對於紙質「三圖一表」的掃描，應與原件的對角線誤差和邊長誤差均不得超過±0.1%，傾斜度＜1%。同時，應保證掃描後彩色柵格文件的色彩要有較好的還原度，灰度柵格文件要有層次感。各掃描圖件應以文件形式進行單獨存儲。各掃描圖件在鑽孔資料庫中的編號規則為：組織機構代碼＋資料檔號＋圖件編號＋圖片順序號。
2.2.2 地質鑽孔資料的數字化方法
(1)紙質地質鑽孔資料的數字化
對於紙質地質鑽孔「三圖一表」，按照圖件數字化質量要求，掃描生成JPEG等圖片格式或PDF格式電子文件。對於一次掃描不能完成的比較大的單個圖件，可分割幾次進行掃描。經多次掃描形成的多個柵格圖件文件，可以拼接；也可以不拼接，保留其原始性。其中，在掃描之前，應對紙質圖件進行修整、分類和組織編排等工作。
(2)電子類地質鑽孔資料的數字化
對於2013年1月1日以前匯交的電子類地質鑽孔資料，各省級地質資料館可利用商業軟體或匯交人開發的專業軟體中的功能，將地質鑽孔「三圖一表」進行數據類型轉換，生成JPEG等圖片格式或PDF格式電子文件。對於無法轉換的，應查找紙質原始地質鑽孔資料，按照紙質地質鑽孔資料的掃描方法進行數字化。
對於2013年1月1日以後新匯交的電子類地質鑽孔資料，匯交人應利用商業軟體或自己開發的專業軟體將地質鑽孔「三圖一表」進行數據類型轉換，或者掃描數字化，生成JPEG等圖片格式或PDF格式電子文件，並以單獨文件形式進行存儲後進行匯交。
2.3 著錄重要地質鑽孔圖表資料庫
利用地質鑽孔數據採集系統(以下簡稱「採集系統」)，將地質鑽孔信息著錄到鑽孔圖表資料庫有兩種方法，一是在Excel表中進行錄入，然後導入到採集系統中；二是直接利用採集系統，依次錄入保管單位、項目和鑽孔基本信息。系統界面如圖1所示。
對於2011年已建立的地質鑽孔基本信息清查資料庫，經經緯度坐標轉換後，可直接導入到採集系統，無須重復錄入。導入完成後，只需在採集系統的項目信息表中補充工程布置圖及其數量、勘探線剖面圖及其數量、樣品分析結果表及其數量、密級等7個屬性項內容；鑽孔基礎信息表中補充勘探線號、孔口高程、鑽孔柱狀圖及其數量等4個屬性項內容。
圖1 地質鑽孔數據採集系統主界面
2.4 檢查地質鑽孔數據
地質鑽孔數據質量檢查分為自查、互查和抽查3個階段。具體要求如下：一是著錄人應按照著錄一條自查一條的原則，對照《地質鑽孔資料信息記錄卡》及時開展，並做好工作日誌(表1)和數據質量自查記錄(表2)，數據自查率為100%；二是各單位項目組應以錄入鑽孔數量或者時間為單位，及時開展互檢工作，重點對屬性項內容的准確性、完整性和規范性，以及「三圖一表」錄入數量和圖片質量等進行檢查，並做好數據質量互查記錄(表2)，數據互檢率為100%；三是各省級技術支撐單位應對各地勘單位提交的鑽孔圖表資料庫中各數據表中的必填項、有邏輯關系的欄位(如項目結束時間與終孔日期等)、需要利用其進行檢索查詢和統計分析的欄位(如保管單位、行業部門等)等進行100%檢查，並至少對資料庫中15%的鑽孔對照原始地質資料和《地質鑽孔資料信息記錄卡》，進行鑽孔數據的完整性、准確性、規范性，以及「三圖一表」數量和質量等抽查工作，要求錯誤率低於0.3%；四是國土資源實物地質資料中心(以下簡稱「實物中心」)負責對31個省(區、市)提交的資料庫中15%的鑽孔進行數據質量抽查工作。
表1 地質鑽孔數據採集工作日誌表
表2 地質鑽孔數據採集質量檢查記錄表
2.5 提交成果
利用採集系統中的「數據完整上報」、「數據默認備份」或「數據導出備份」等功能，生成.7z格式的壓縮文件進行上報。鑽孔圖表資料庫上報不得採用互聯網方式，應選用移動硬碟或光碟向上級部門進行成果提交。
3 工作職責和流程
全國鑽孔資料庫建設是一項十分復雜的系統工作，需要在政府部門和各單位的共同努力下才能順利完成。國土資源部、中國地質調查局和各省(區、市)國土資源主管部門負責組織、督導下屬各單位開展鑽孔資料庫建設工作。其他各單位工作職責和流程如下：
3.1 實物中心工作職責和流程
實物中心負責全國鑽孔資料庫建設的技術支撐、業務指導和咨詢服務工作，工作流程如圖2所示。
圖2 實物中心工作流程圖
3.2 各省級技術支撐單位工作職責和流程
各省級技術支撐單位負責本省(區、市)鑽孔資料庫建設的技術支撐、業務指導和咨詢服務工作，工作流程如圖3所示。
圖3 各省(區、市)技術支撐單位工作流程圖
3.3 各地勘單位工作職責和流程
各地勘單位負責完成需要由本單位補充掃描的地質鑽孔「三圖一表」的建庫工作，並負責建立本單位鑽孔圖表資料庫。其工作流程如圖4所示。
圖4 各地勘單位工作流程圖
4 其他問題
1)對於冶金行業歷史性的地質鑽孔資料中沒有鑽孔柱狀圖的，可以掃描《原始地質鑽孔編錄信息表》替代鑽孔柱狀圖進行錄入。
2)對於「孔口高程」在原始地質資料中無法找到的，可根據具有等高線的平面地形地質圖、工程布置圖或實際材料圖等相關資料，測量估算出高程值，並在備注中註明。
3)對於鑽孔坐標為地方坐標的，應統一轉換為經緯度坐標進行填報。同時，地方坐標的原始數據也應填報。地方坐標轉換為經緯度坐標的方法為：①具有鑽孔坐標所對應國家坐標的礦區原點坐標的，則可利用簡單公式得到：X＝X0＋α，Y＝Y0＋b。②沒有鑽孔坐標所對應國家坐標的礦區原點坐標的，可查找其平面地形地質圖、工程布置圖等相關資料或其他地形地質圖，通過比照的方法，直接讀取相應鑽孔的坐標(地形圖等圖件上的坐標為國家坐標的)或通過選取公共點的方式建立地方坐標和國家坐標之間的關系，測量估算出該點的坐標，然後將其轉換為經緯度坐標，並在備注中註明為估算坐標。③沒有鑽孔坐標所對應國家坐標的礦區原點坐標的，也沒有平面地形地質圖，則應查找項目設計、該礦區開展過的其他工作資料、鑽孔位置的文字描述等，如有此類資料，則參照方法①、②進行處理。經查找無以上資料的，可利用該礦區中心點的經緯度坐標作為此項目所有鑽孔的坐標，並在備注中註明。
⑸ 方井鑽探成果
方10井位於黑龍江省通河縣烏鴉泡鎮柞樹村陸家林子屯東南4.0km，是依－舒地塹方正斷陷北部凹陷大林子次凹鼻狀構造上的一口預探井。於2008年11月7日開鑽，2009年2月23日完鑽，設計井深3700m，完鑽井深4008m，完鑽層位：基底。方10井岩屑錄井分別於達連河組、新安村組＋烏雲組和花崗岩基底見到48層，累計130m的含油顯示，其中達連河組見38層/90m的含油顯示，最大單層厚度8m，一般1～2m；新安村組＋烏雲組見到1層/1m的油浸砂岩；花崗岩基岩見9層/39m顯示，最大單層厚度10m。累計顯示級別包括4層油浸砂岩，7層油斑砂岩，11層油跡砂岩，26層熒光砂岩。鑽井取心見5.47m 含油砂岩，其中油斑砂岩0.37m，油跡砂岩5.10m；井壁取心見11顆含油砂岩，其中1顆油浸砂岩，2顆油斑砂岩，6顆油跡砂岩，2顆熒光砂岩。氣測錄井異常有78.0m/20層。
（一）鑽遇地層
本井自上而下揭示的地層依次為第四系，古近系寶泉嶺組、達連河組、新安村組＋烏雲組，基底（未鑽穿）。本井缺失新近系富錦組，白堊系。
第四系9.0～65.0m 井段，厚56.0m。地表0.5m 為黑灰色腐殖土，其下為灰黃色粉砂質粘土，雜色砂礫層。與下伏地層呈不整合接觸。
古近系65.0～3336.5m 井段，厚3271.5m。
寶泉嶺組65.0～1743.5m 井段，厚1678.5m。
寶二段65.0～635.0m 井段，厚570.0m。上部為灰綠色泥岩、灰色粉砂質泥岩與灰色砂質礫岩呈不等厚互層；中下部為綠灰色泥岩、粉砂質泥岩與灰色泥質粉砂岩、細砂岩、砂質礫岩呈不等厚互層。為弱還原環境下的深水扇相沉積。
寶一段635.0～1743.5m 井段，厚1108.5m。上部為綠灰色泥岩、粉砂質泥岩與灰色泥質粉砂岩、粉砂岩、細砂岩，灰色砂質礫岩呈不等厚互層；下部為綠灰色、深灰色、灰黑色、黑灰色泥岩、粉砂質泥岩夾灰色泥質粉砂岩、粉砂岩，為還原環境下的深水扇－半深湖相沉積。與下伏地層呈不整合接觸。
達連河組1743.5～2843.0m 井段，厚1099.5m。上部深灰色、黑灰色、灰黑色泥岩、粉砂質泥岩與灰色泥質粉砂岩、粉砂岩、細砂岩、含礫細砂岩、砂質礫岩，灰色熒光泥質粉砂岩、粉砂岩、細砂岩，灰色油跡粉砂岩，灰色油斑粉砂岩、細砂岩，棕灰色油浸粉砂岩呈不等厚互層，偶夾煤層。下部為灰色砂質礫岩夾深灰色、灰黑色泥岩。與下伏地層呈不整合接觸。
新安村組＋烏雲組2843.0～3336.5m 井段，厚493.5m。頂部為深灰、黑灰、灰黑色泥岩，深灰色粉砂質泥岩夾灰色砂質礫岩；其下為深灰、黑灰、灰黑色泥岩、粉砂質泥岩與灰色泥質粉砂岩、粉砂岩、細砂岩、含礫細砂岩、砂質礫岩呈不等厚互層，其中夾黑色煤層、一層棕灰色油浸粉砂岩。與下伏地層呈不整合接觸。
基底3336.5～4008.0m 井段，厚671.5m（未鑽穿）。淺紫紅色、淺紅色、暗紅色、灰白色花崗岩，灰白色、綠灰色石英閃長岩、蝕變石英閃長岩、油跡蝕變石英閃長岩、油斑蝕變石英閃長岩，淺紅色花崗閃長岩，蝕變花崗閃長岩，夾一層黑灰色凝灰質細砂岩薄層。
（二）烴源岩特徵
1.烴源岩分布
寶泉嶺組一段暗色泥岩最發育，泥岩累計厚度為863.0m，泥地比77.9%，暗色泥岩單層最大厚度63.5m。新安村組＋烏雲組的暗色泥岩也比較發育，次於寶泉嶺組一段，泥岩累計厚度為270.7m，泥地比54.9%（表5-2）。
表5-2 大林子次凹方10井暗色泥岩厚度統計表
2.烴源岩評價
（1）烴源岩有機質豐度
根據陸相烴源岩有機質豐度評價標准，寶泉嶺組一段與達連河組二段泥岩有機質豐度低，新安村組＋烏雲組源岩有機質豐度高（表5-3）。
表5-3 方10井烴源岩有機質豐度數據表
續表
（2）烴源岩有機質類型
熱解參數（圖5-3）表明，寶泉嶺組烴源岩類型為Ⅲ型，達連河組為Ⅱ2—Ⅲ型，新安村組＋烏雲組有機質類型為Ⅱ2型。新安村組＋烏雲組泥岩有機質類型要好於達連河組泥岩有機質類型。從Tm ax上看（圖5-3），表現為低成熟—成熟。
圖5-3 方10井烴源岩有機質類型劃分圖
從乾酪根鏡檢結果看（圖5-4），方10井寶泉嶺組泥岩有機質類型較差，偏腐殖型，而達連河組與新安村組＋烏雲組泥岩機質類型較好，偏腐泥型。寶泉嶺為Ⅱ—Ⅲ型，新安村組＋烏雲組泥岩有機質類型主要為Ⅱ型。
（3）烴源岩成熟度
1）鏡質體反射率：從方10井Ro隨深度的變化曲線圖中可以看出Ro隨深度增加而增大（圖5-5），烴源岩進入成熟階段（Ro>0.7%）的門限深度約為2900m。反映的層段主要為新安村組＋烏雲組烴源岩；而寶泉嶺組及達連河組烴源岩為未熟—低熟。
圖5-4 方10井烴源岩顯微組分三角圖
圖5-5 方10井Ro隨深度變化曲線
2）飽和烴色譜：寶泉嶺組泥岩O EP為1.03～4.53，未熟—低熟，新安村組＋烏雲組泥岩O EP=1.09，達到成熟，與鏡質體反射率結論基本一致（表5-4）。
表5-4 方10井烴源岩飽和烴色譜參數表
綜合評價結果：方10井寶泉嶺組一段泥岩有機質豐度低，類型差，成熟度低，為差生油岩；達連河組泥岩有機質豐度較低，有機質類型Ⅱ2—Ⅲ型，低熟；新安村組＋烏雲組泥岩有機質豐度高，類型較好，成熟度為低熟—成熟，具有一定的生烴潛力。
（三）儲層評價
方10井共檢測物性樣品85塊，其中包括孔隙度44塊和滲透率41塊，取樣層位有達連河組、新安村組＋烏雲組和基底。達連河組段檢測孔隙度樣品33塊，滲透率樣品32塊，樣品取樣深度在1881.60m～2230.40m，孔隙度變化范圍在4.7%～11.8%之間，平均值為7.7%，該層位孔隙以特低孔為主，佔76%；滲透率變化范圍在（0.01～1.70）×10-3μm2之間，平均值為0.35×10-3μm2，該層位滲透率以超低滲為主，佔50%。新安村組＋烏雲組段檢測孔、滲樣品各1塊，取樣深度為3205.00m，該樣品孔隙度為3.3%，滲透率為0.01×10-3μm2，屬超低孔非滲樣品。基底檢測孔隙度樣品10塊，滲透率樣品8塊，樣品取樣深度在3458.33～3465.11m，孔隙度范圍在0.7%～8.6%之間變化，平均值為3.1%，該層位孔隙以超低孔為主，佔80%，該層位滲透率變化范圍較大，在（0.01～177）×10-3μm2之間變化，平均值為35.3×10-3μm2。
（四）試油情況及油源對比
方10井岩屑錄井分別於達連河組、新安村組＋烏雲組和花崗岩基底見到48層，累計130m的含油顯示。方10測井共解釋古近系達連河組、新安村組＋烏雲組及基岩潛山差油層11層/74.6m。其中達連河組測井解釋差油層1層/4.6m，差油界線層6層/10.8m，累計厚度15.4m；新安村組＋烏雲組測井解釋差油界線層1層/1m；基岩潛山解釋差油界線層3層/58.2m，最大單層厚度24.4m。對25、64和242號層3層進行試油，242號層見油花，為輕質油。試油井段3451.0～3456.0m，射開厚度5.0m，破裂壓力88.5MPa，打入胍膠壓裂液436.1m3，加砂3m3，陶粒24m3，累計排出291.6m3，壓裂液返排率為64.51%，排液求產後期日排壓裂液4.8m3，壓裂後水力泵求產累計產油0.009t，結論干層，實測地層溫度99.2℃/3454m，溫度系數2.87℃/100m。
方10井發現3套含油氣組合，分別為基岩儲蓋組合、新安村組＋烏雲組－達連河組儲蓋組合、寶泉嶺儲蓋組合。方10井基岩風化殼242號、達連河組64號層進行試油壓裂，基岩242號層，井段3456.0～3451.0m，射孔厚度5.0m。測井解釋及錄井解釋均為差油層。壓裂後水力泵求產，累計產油0.009t，深度3430.82m，試油結論為干層。達連河組二段64號層，井段2140.0～2137.0m，射孔厚度3.0m。測井解釋差油層，錄井解釋油水同層。壓裂後水力泵求產，深度2115.8m，試油結論為干層。
油源對比分析：根據方10井基岩、新安村組＋烏雲組及達連河組這3個含油層段油砂樣品飽和烴氣相色譜分析結果，通過與該井新安村組＋烏雲組及達連河組暗色泥岩飽和烴氣相色譜對比發現，方10井3個油砂樣品的譜圖及生物標志化合物特徵與古近系新安村組＋烏雲組暗色泥岩具有可對比性，而與達連河組暗色泥岩具有較大差別。
基岩潛山、新安村組＋烏雲組及達連河組3個油砂樣品Pr/Ph分別為4.64、7.29、8.91，說明原油成分中具有較多的陸源高等植物的貢獻，O EP值分別1.02、1.06、1.12，說明原油基本屬於成熟原油，新安村組＋烏雲組暗色泥岩Ro最高達0.72%,Pr/Ph為5.22,O EP為1.09，反映成熟的烴源岩特徵，與原油生物標志化合物可以對比，說明新安村組＋烏雲組暗色泥岩對原油具有較大貢獻。達連河組Ro介於0.5%～0.7%之間，說明該組暗色泥岩處於低熟階段，其生物標志化合物Pr/Ph為2.42,O EP為1.12，與原油與較大差別。
通過方10井的油源對比分析，可以初步判定，古近系新安村組＋烏雲組—＋烏雲組烴源岩在凹陷更深部位已經完全成熟，具備大量排烴能力，是方正斷陷的主力烴源岩。
（五）鑽探成果及下一步工作
方10井發現三套含油氣組合，分別為基岩儲蓋組合、新安村組＋烏雲組—達連河組儲蓋組合、寶泉嶺儲蓋組合。其中基岩和寶泉嶺組的油氣是首次發現。
方10井古近系含油儲層的沉積相帶多數屬於扇三角洲前緣席狀砂體，泥質含量較高，儲層物性相對較差，尋找具有較好儲蓋匹配條件的河道及河口壩砂體是下一步勘探的方向。
⑹ 方6井鑽探成果
（一）概況
方6井的部署是在上述研究成果的基礎上，依據鑽探結果對依－舒地塹湯原斷陷、方正斷陷油氣成藏條件及其分布規律進行了深入研究，發現部署在構造圈閉上的工業氣流井和油氣顯示井多分布在深凹陷的上傾方向和深凹陷處，而遠離生烴凹陷的構造圈閉多沒有顯示，推測深凹陷是油氣聚集的有利地區。通過與莫里青斷陷類比，結合松遼盆地向斜成藏的新理論，堅定了下凹子找油的信心，提出了依－舒地塹由構造型油氣藏勘探轉變為向深凹處及其上傾方向尋找岩性油氣藏的勘探思路。在這一創新性勘探思路的指引下，研究確定了依－舒地塹湯原斷陷東部凹陷帶和方正斷陷北部凹陷帶是油氣勘探的有利地區。在地震精細構造解釋和岩性預測基礎上，進一步明確了方正斷陷柞樹崗向斜是實現油氣勘探突破的首選地區，優選目標部署了方6井。
方6井位於黑龍江省通河縣烏鴉泡鎮岔林河農場三隊東南2.5km，構造位置位於方正斷陷柞樹崗向斜哈哈屯構造哈－2斷鼻上，為一口預探井。鑽探目的是：了解該區主要目的層新安村組＋烏雲組烴源岩、儲層發育情況及岩相古地理特徵。了解該區生儲蓋組合關系，揭示方3井北北東斷塊含油氣情況，進一步擴大柞樹崗地區含氣面積。了解白堊系生、儲、蓋層發育情況及含油氣性。方6井於2005年12月23日開鑽，於2006年3月19日完鑽，設計井深3580m，完鑽井深3120m，完鑽層位白堊系。
（二）地層發育情況
方6井與方3井僅相距3.5km，均位於方正斷陷構造長軸方向，地層及沉積相特徵具有較強的可對比性，經地層劃分對比，確定方6井鑽遇的地層有白堊系、古近系新安村組、寶泉嶺組及新近系富錦組和第四系。本井缺失古近系達連河組、烏雲組。下面按地層由新至老，由上至下的順序分述如下。
1.第四系
井段為7.5～56m，厚度48.5m，地表0.3m 為黑色腐殖土，鬆散，偶見植物根系。其下為灰黃色粘土，鬆散，未成岩。雜色砂礫層顏色以黃色為主，灰色次之，成分以石英為主，鬆散，未成岩，礫徑最大3mm，一般1mm。與下伏地層呈不整合接觸。
2.新近系富錦組
井段為56～659m，厚度603 m，頂部岩性為綠灰色泥岩、粉砂質泥岩與雜色砂質礫岩呈不等厚互層，其下為灰色、雜色砂質礫岩夾綠灰色泥岩。砂質礫岩顏色以黃色為主，灰色次之，成分以石英為主，泥質膠結，疏鬆，成岩性差，分選較差，磨圓度呈次稜角狀，礫徑最大5mm，一般1～3mm。雙側向視電阻率曲線為厚層狀高阻值夾山峰狀、尖峰狀中、低阻值。自然電位曲線具小幅度異常。該段為弱氧化－弱還原環境下的沖積扇相沉積。與下伏地層呈不整合接觸。
3.古近系寶泉嶺組二段
井段為659～1381.5m，厚度722.5 m，岩性為灰色、雜色砂質礫岩，灰色、灰白色細砂岩、中砂岩、粗砂岩夾深灰色泥岩、粉砂質泥岩。泥岩質純，砂岩成分以長石、石英為主，泥質膠結，較疏鬆，分選中等，磨圓度呈次圓狀，砂質礫岩顏色以灰色為主，白色次之，成分以長石、石英為主，泥質膠結，疏鬆—緻密，分選較差，磨圓呈次稜角狀，礫徑最大7mm，一般1～5mm。雙側向視電阻率曲線為厚層狀、山峰狀高阻值夾不規則齒狀、山峰狀、尖峰狀中、低阻值。自然電位曲線於砂岩、礫岩處具正異常。自下而上表現為粗—細—粗—細—粗兩個完整的旋迴。該段為還原環境下的深水扇相沉積。
4.古近系寶泉嶺組一段
井段為1381.5～2757.5m，厚度1376 m，岩性分為上、下兩部分。上部為灰色厚層細砂岩、粗砂岩和砂質礫岩夾灰色粉砂岩和深灰色泥岩。下部以黑灰色、灰黑色泥岩和深灰色粉砂質泥岩夾灰色泥質粉砂岩和粉砂岩為主，頂部偶見灰綠色泥岩。上部泥岩質不純，含砂；下部泥岩質純，性脆。砂岩成分以長石、石英為主，泥質膠結，較疏鬆—緻密，分選中等—較差，磨圓度呈次圓狀。砂質礫岩成分以長石、石英為主，泥質膠結，疏鬆—緻密，分選較差，磨圓度呈次稜角狀，礫徑最大3mm，一般1mm。雙側向視電阻率曲線上部為厚層狀、不規則齒狀中、高阻值相間分布，下部為不規則齒狀低阻值，底部夾尖峰狀、山峰狀中阻值。自然電位曲線於上部砂岩、礫岩發育處具正異常。該段為還原環境下的深水扇－半深湖相沉積。與下伏地層呈不整合接觸。
5.古近系新安村組
井段為2757.5～2995.2m，厚度237.7 m，岩性為灰色粉砂岩、粗砂岩，灰色、灰白色砂質礫岩，灰白色、雜色礫岩夾黑灰色泥岩、粉砂質泥岩；底部為灰黑色、深灰色泥岩、粉砂質泥岩夾灰色泥質粉砂岩、黑色煤層。泥岩質純，性脆。砂岩成分以石英、長石為主，泥質膠結，較緻密，分選較差—中等，磨圓度呈次稜角—次圓狀。砂質礫岩顏色以灰色、灰白色為主，灰綠色次之，土黃色微量，成分以石英、長石為主，長石局部具高嶺土化，泥質膠結，較緻密，分選較差，磨圓度呈次稜角狀，礫徑最大3mm×5mm，一般2mm×3mm。礫岩顏色以灰白色為主，灰綠色次之，土黃色微量，成分以石英、長石為主，泥質膠結，較緻密，分選差，磨圓度呈次稜角狀，礫徑最大10mm×30mm，一般5mm×10mm。雙側向視電阻率曲線為厚層狀、山峰狀高阻值夾中阻值，底部為不規則齒狀中阻值夾尖峰狀高阻值。自然電位曲線於砂岩、礫岩發育處具負異常。該段為還原環境下的扇三角洲－沼澤化湖相沉積。與下伏地層呈整合接觸。
6.白堊系
井段為2995.2～3120m，厚度124.8m，岩性上部為灰色細砂岩、粗砂岩，灰色、綠灰色、灰白色、深灰色熒光細砂岩、粗砂岩、砂質礫岩，灰色、深灰色、綠灰色油跡粉砂岩、粗砂岩、砂質礫岩，棕灰色油浸粗砂岩、含油細砂岩夾灰黑色泥岩；下部為灰色、深灰色中砂岩、粗砂岩夾灰黑色泥岩。泥岩質純性脆。砂岩成分以石英、長石為主，泥質膠結，較疏鬆—較緻密，分選中等—差，磨圓度呈次稜角—次圓狀，局部含少量暗色礦物。砂質礫岩成分以石英為主，長石次之，泥質膠結，較緻密，分選中等—差，磨圓呈次稜角—次圓狀，局部含少量暗色礦物，礫徑最大2mm×3mm，一般1mm×2mm。雙側向視電阻率曲線為山峰狀、尖峰狀、厚層狀高阻值相間分布。自然電位曲線具明顯負異常。該段為還原環境下的扇三角洲相沉積。
（三）烴源岩評價
1.烴源岩發育情況
該井鑽遇的地層主要有白堊系、古近系新安村組＋烏雲組、寶泉嶺組及新近系富錦組。暗色泥岩縱向上主要發育在古近系寶泉嶺組，泥質較純，含砂較少，其他層位則厚度較薄。
寶泉嶺組暗色泥岩很發育，該井鑽遇寶泉嶺組厚度1299.5m，其中，暗色泥岩累計厚度達996m，尤其是寶泉嶺組一段暗色泥岩很發育，累計厚度達925 m，單層最大厚度331m，累計佔地層厚度的67.2%。
新安村組＋烏雲組暗色泥岩不發育，該井鑽遇的古近系新安村組＋烏雲組厚度237.7m，其中，暗色泥岩不發育，累計厚度僅為65m，單層最大厚度也不大，僅為6m，累計僅佔地層厚度的27.1%。但從其它鑽井統計結果看，新安村組＋烏雲組的暗色泥岩也比較發育，僅次於寶泉嶺組一段。累計厚度最高可達119.5m（方D 2井）。
白堊系暗色泥岩不發育，該井鑽遇白堊系125m，其中，暗色泥岩累計厚度為16 m，佔地層厚度的16.5%。
2.有機質豐度
方6井全井取心只有26.9m，僅在2380.5～2386.5m 井段（寶泉嶺組一段）取到了暗色泥岩，其它岩心均為砂岩和砂礫岩。寶泉嶺組暗色泥岩地化分析結果表明，該層段在方6井處有機質豐度較低，有機碳最大值為1.143%，平均為0.84%，按陸相生油岩有機質豐度劃分標准評價，屬中等生油岩。氯仿瀝青「A」最大值為0.0118%，平均為0.0061%，生油潛量（mg/g），最大值為2.62mg/g，平均為1.11mg/g，按陸相生油岩有機質豐度劃分標准評價，屬較差生油岩。綜合評價，寶泉嶺組一段烴源岩豐度屬於較差—較好的級別。
寶泉嶺組二段未取心，新安村組雖然取心但未見暗色泥岩，白堊系雖然取心但未見暗色泥岩。
綜合評價，方6井白堊系有機質豐度為較好烴源岩，寶泉嶺組一、二段和新安村組為較差—較好烴源岩。
3.有機質類型
有機母質類型的確定主要依據鏡下鑒定、乾酪根元素組成、熱解等方法。方6井2380.5～2386.5m 井段（寶泉嶺組一段）泥岩用乾酪根元素法劃分有機質類型，乾酪根元素H/C原子比為0.87～0.89,O/C 原子比為0.18～0.20，母質類型為ⅡB型。熱解法劃分母質類型為Ⅲ型。方正斷陷其它井烴源岩樣品的有機元素分析結果，有機質樣品大部分列入ⅡB—Ⅲ型。
4.烴源岩有機質成熟度
方6井2380.5～2386.5m 井段（寶泉嶺組一段）7塊泥岩樣品鏡質體反射率分析結果，區間值為0.50%～0.56%，平均為0.53%；岩石熱解最高峰溫（Tm ax）區間值為426～429℃。表明寶泉嶺組一段下部已進入低成熟階段。
方正斷陷內各層烴源岩以Ro≈0.5作為有機質開始生油的門限，以Ro≈0.7為大量生油階段開始，則寶泉嶺組二段的烴源岩基本上沒有達到生油門限；寶泉嶺組一段的烴源岩在南部凹陷帶的淺部位沒有成熟，深部位的烴源岩基本達到低成熟階段，在北部的柞樹崗向斜烴源岩基本已經進入生油門限，深部位的烴源岩已經進入生油高峰期，達到成熟階段；達連河組的烴源岩在南部凹陷帶和柞樹崗向斜基本已經成熟，在中部凸起帶仍然沒有進入生油門限；新安村組和烏雲組烴源岩除盆地邊界附近外，均進入成熟階段；白堊系的烴源岩均進入成熟階段。
5.烴源岩綜合評價
由於方6井取心較少，僅寶泉嶺組一段見暗色泥岩，但據方6井處於方正斷陷坳陷中心附近，沉積相分析寶泉嶺組一段和白堊系為湖相，寶泉嶺組二段和新安村組為濱淺湖和三角洲平原相的事實，綜合評價，認為方6井白堊系有機質豐度為較好烴源岩，寶泉嶺組二段和新安村組為較差—較好烴源岩，有機質類型為ⅡB—Ⅲ型。方6井寶泉嶺組一段下部和新安村組進入低成熟階段，白堊系進入成熟階段，寶泉嶺組一段和白堊系是主要的烴源岩。
（四）儲層物性特徵
通過對方6井取心層段岩心樣品孔隙度和滲透率的分析數據統計，新安村組儲層孔隙度在6.9%～14.7%之間，平均值為10.26%，滲透率（1.21～70.9）×10-3μm2，平均值為14.61×10-3μm2，屬於中孔、中滲儲層；白堊系儲層孔隙度在0.9%～12.8%之間，平均值為4.64%，滲透率（0.01～2.81）×10-3μm2，平均值為0.21×10-3μm2，屬於低孔、低滲儲層。由各層段的儲層物性比較來看，一般隨著埋藏深度和年代的增加，孔隙度和滲透率減小，儲層物性降低。
（五）試油及油源岩對比
方6井取心在2999.17～2999.60m 見到油浸0.38m，油跡3.53m，熒光10.14m，綜合解釋油層厚度34.2m，試油獲日產1.2m3自然產能，壓裂後獲日產10.8m3高產工業油流。
含油分析結果顯示油質輕、主峰碳數低。原油主峰碳為nC 13，正構烷烴碳數分布范圍為nC7～nC 36。OEP為1.18，奇偶優勢不明顯，反映原油近成熟。寶泉嶺組一段暗色泥岩（2380.5～2386.5m井段7塊樣品）飽和烴氣相色譜，主峰碳為nC27～nC 29，正構烷烴碳數分布范圍為nC 16～nC 36。OEP為2.29～2.98，表現出未成熟的特徵。正構烷烴分布具有較大差異，二者沒有親緣關系，油中以低碳數烴為主，為輕質油，推測寶泉嶺組之下的煤系地層為生油岩。
（六）鑽探成果及其意義
方6井的部署發展創新了油氣勘探的四大技術。第一是地層綜合劃分對比技術，鑽井和地震資料結合實現了地震分層和地質分層統一，為後續研究奠定了堅實基礎。第二是沉積學與層序地層學技術，利用岩心、測井和地震資料確定了沉積相帶及其展布規律，發現了湖底扇沉積。第三是地震精細解釋和岩性預測技術，在三維區進行了1×2測網的精細構造解釋，落實了構造格局和構造圈閉，利用振幅資料對白堊系進行了岩性預測。第四是石油地質綜合研究技術，確定了生、儲、蓋組合特徵，預測了有利區帶，優選了鑽探目標。
方6井在依－舒地塹方正斷陷首次見到含油顯示，壓裂後獲日產10.8m3高產工業油流。方正斷陷白堊系裂縫油層厚度較大，方6井白堊系日產油0.62m3，表明方正斷陷白堊系具備石油勘探的前景，同時也預示整個大三江白堊系勘探有一定前景。方6井的發現是繼海拉爾盆地之後大慶油田勘探史上的又一次重大發現，是依－舒地塹石油勘探的歷史性突破，是大慶油田勘探史上首次在3000m 之下發現高產工業油流（松遼盆地2400m，海拉爾盆地2700m），是戰略選區項目首次在陸上油氣勘探獲得的重大發現。方6井的發現展示了大三江探區白堊系具有良好的勘探前景，對實現大慶「百年油田」的資源接替具有重要意義，而且選區項目方6井的發現也是落實溫家寶總理2006年8月10日關於「加強外圍油氣勘探」戰略指示的重要舉措。
⑺ 鑽探地質成果
4.2.4.1 地層
該孔穿過地層為第四系及侏羅系、二疊系山西組和太原組（圖4.19）。按自上而下的順序敘述如下：
圖4.19 預測區YJ＃驗證井岩相、沉積相和層序地層綜合柱狀圖
（1）第四系（Q）（0～312.00m）
厚312.00m。根據取心及測井資料，該段岩性主要為黏土、砂質黏土、細砂。
（2）侏羅系（J）（312.00～1730.0m）
底深1730.0m，厚1418.00m。岩性主要由細砂岩、粉砂岩、泥岩及沉積於底部的礫岩組成。其中，侏羅系底部的礫岩岩性為紫紅色、灰白色，塊狀，礫石成分主要石英岩、灰岩、燧石結核，粒徑0.50～ 5.00cm，分選度較差，磨圓度較差。
（3）山西組（P1s）（1730.0～1769.80m）
底深1769.80m，厚39.80m。岩性主要由泥岩、粉砂岩和煤層組成。
（4）太原組（P1t）（1769.80～1781.50m）
底深1781.50（未透），厚度大於1 1.70m。據測井資料，岩性主要由泥岩組成。
4.2.4.2 煤層
（1）2＃煤
2＃煤層底板深1738.65m，厚0.45m，不可采。頂板為泥岩，底板為泥岩。
（2）3＃煤
3＃煤層底板深1760.90m，煤層結構為5.35（0.65）1.75，純煤厚7.10m。頂板為泥岩，底板為泥岩，夾矸為0.65的泥岩。
4.2.4.3 煤質
（1）物理性質和宏觀煤岩特徵
1）物理性質：3＃煤層呈黑色，黑色-褐黑色條痕，玻璃光澤，階梯狀、眼球狀斷口，內、外生裂隙發育，裂隙面充填方解石薄膜和星點、薄片狀黃鐵礦。3＃煤層煤類為1/3焦煤，容重為1.38。
2＃煤不可采、不是預測重點煤層。
2）宏觀煤岩特徵與結構：3＃煤層以亮煤、半亮煤為主，夾少量鏡煤和絲炭，屬半光亮-光亮型煤，細-中條帶狀結構，層狀構造。
（2）煤的顯微煤岩特徵
1）凝膠化組分：3＃煤以鏡質基質體為主，均質鏡質體次之，間夾少量結構鏡質體和充填狀、條帶狀微粒體。
2）穩定組分：均以數量不等的小孢子群和薄壁角質體為主，其他穩定組分偶爾見到，其含量在山西組煤層中大於太原組。
3）無機組分：以分散粒狀、包腔充填狀黏土為主；氧化物類似粒狀石英分布於黏土之中；硫化物類含量次於氧化物類，以星點狀黃鐵礦出現；碳酸鹽類含量最小，以片狀、脈狀方解石充填於裂隙之中。各礦物雜質組合屬黏土-氧化物-硫化物-碳酸鹽。
（3）化學性質
本孔3＃煤層為1/3焦煤，化驗時分為3層進行化驗分析，其煤質特徵見表4.7和附表2。預測區3＃煤層自然傾向特徵、對CO2反應活性特徵，可造性和煤塵特徵見附表3至附表6。
表4.7 預測區3＃煤層煤質特徵
註：括弧內數字表示樣品數。
4.2.4.4 煤層氣
通過對所測的1件樣品測試結果分析（附表7），3＃煤層煤層氣成分均以氮氣為主，佔88.33％；有少量二氧化碳，佔1.87％；甲烷含量為0。根據 《煤炭資源地質勘探規范說明》，該井田煤層氣應屬二氧化碳—氮氣帶范圍（CH4 ＜ 10％）（表4.8）。
表4.8 預測區3＃煤層瓦斯測定
4.2.4.5 油苗
本驗證井（YJ1）在1000～1100m侏羅系灰色砂岩、泥質粉砂岩裂隙內有大量油苗顯示（圖4.20），這對預測區及其外圍油氣勘探具有重要指示意義。
圖4.20 驗證井（YJ＃）侏羅系油苗顯示（1000～1100m）
預測區油氣飽和烴色譜對比（圖4.21）和色參數對比（表4.9）說明，1046m和1071 m油岩特徵一致，Pr/Ph（姥鮫烷/植烷）小於1000m裂縫油，而前者Ph/nC18大於後者，表明前者具更強的還原水環境。
圖4.21 預測區油氣飽和烴氣相色譜對比
表4.9 預測區油氣飽和烴色參數對比
註：OEP：奇偶優勢；CPI：偶碳優勢。
預測區油氣飽和烴色質對比（圖4.22）、烴萜烷熱演化參數和環境及母質參數對比（圖4.23）說明原油處於低成熟—成熟階段，1000m原油母質略差於下部原油，泥岩最好；1000m原油鹽度略低於下部原油，泥岩最高。
圖4.22 預測區油氣飽和烴色質對比
圖4.23 預測區油氣飽和烴萜烷熱演化參數、環境及母質參數
綜合油氣飽和烴有機地球化學分析結果，預測區原油大致分為兩類：一類以1000m處原油為代表，具有高Pr/Ph比值和低γ蠟烷豐度的特徵；二類以1046m和1071m處原油為代表，具有與前者相反的特徵。由於煤成油Pr/Ph（姥鮫烷/植烷）一般＞2.0，屬於氧化環境，所以，預測區兩類原油明顯不同於煤成油（圖4.24），應來自湖相泥岩。下部兩個原油與1046m處粉砂質泥岩抽提物有一定相似性，但該泥岩樣品有機碳含量僅有0.49％，生烴潛量只有0.78mg/g，屬於非常差烴源岩，難以生成大規模原油，原油應主要來自有機質豐度高的沉積中心區。
圖4.24 典型煤成油飽和烴氣相色譜圖（石炭-二疊紀殘殖煤加溫350℃時）
4.2.4.6 地溫
對本孔進行了2次簡易測溫工作（表4.10，表4.11），平均地溫梯度為1.9℃/100m。煤系地層地溫梯度為1.8℃/100m。該區有開發地熱資源的潛力。
表4.10 楊集預測區YJ＃驗證孔測溫記錄（第一次）
表4.11 楊集預測勘探區YJ＃孔井測溫記錄表（第二次）
⑻ 鑽探方法及鑽孔結構
1.鑽探方法
全井採用泥漿正循環、牙輪鑽頭無芯鑽進。
選用設備有：GZ-2000水源鑽機，TBW-850/50泥漿泵，24m四腳鑽塔，160kW電動機，90kW電動機，120kW柴油發電機組1台（備用），Φ203mm～Φ121mm鑽鋌和Φ73mm鑽桿，准備鑽具總長大於1500m。
2.施工工藝
選用的施工工藝流程如圖4-13所示。
圖4-13 地熱水井鑽探施工工藝流程圖
3.鑽井過程簡述
西嶴-1號地熱井於2005年11月1日開鑽施工，2006年5月25日鑽井工程結束。
施工中，一開用Φ445mm鑽頭鑽至35m，下入Φ340mm石油套管，水泥封固。
二開用Φ311mm鑽頭鑽至380m，下入Φ245mm石油套管，水泥封固。
三開用Φ152mm鑽頭鑽至1230m，裸眼成井。
施工中按照設計要求進行了岩樣的採集編錄，基岩層共采樣598個，取樣間隔為2m，岩性描述見成井結構圖（見圖4－14）。
鑽進中，860～865m、886～891m、924～930m三段沖洗液有較大漏失，泥漿消耗量分別為3m3、5m3和3m3，且鑽進效率為每小時1m。除此而外，930～1180m段鑽進效率為每小時1m，但泥漿無漏失；全孔其他段鑽進效率一般低於0.8m或更低，沖洗液無漏失（930～1230m段）或正常消耗（0～860m）。
西嶴-2號地熱井於2008年5月22日開鑽施工，2008年10月26日鑽至1450m完鑽。
一開鑽進用Φ445mm牙輪鑽頭，鑽進至22m見基岩，下入Φ377×10.03mm井口管，套管起止深度0～22m，套管外人工填土夯實，井口部位水泥封固。
二開鑽進用Φ311mm牙輪鑽頭，鑽井液採用低固相輕質泥漿，鑽進至400.50m，下入J55鋼級Φ245×10.03mm技術套管，套管起止深度0.00～400.50m。進行管外全孔段水泥固井。固井採用寧波海螺水泥有限公司生產的「海螺」牌水泥，水泥漿平均密度1.85g/cm3，水泥候凝72h。
三開用Φ216mm牙輪鑽頭鑽進，2008年10月26日鑽進至1450m，完鑽。
圖4-14 西嶴-1號成井結構圖
西嶴-1號井的鑽探岩樣鑒定如表4-8所示；西嶴-2號井鑽探的地層情況與1號類似，如表4-9所示。
表4-8 西嶴-1號地熱井鑽探岩樣鑒定成果表
表4-9 西嶴-2號地熱井鑽探岩樣鑒定成果表
⑼ 鑽探工程施工進度表
這個比較籠統了，不過你可以說具體些嗎？是不是一口井的具體施工，還是包括前期的鑽前工程，還有完鑽後的完井、下油套、壓裂以及採油等程序？
⑽ 方4井鑽探成果
方6井獲得工業油流，說明下凹找油認識正確，但其烴源岩和儲層特徵及油藏類型尚不清楚。2007年在方正斷陷有利區的更深部位部署了方4井，該井位於黑龍江省通河縣烏鴉泡鎮柞樹崗村五隊東南，於2007年3月9日開鑽，6月15日完鑽，設計井深4400m，完鑽井深3400m；完鑽層位：白堊系。方4井錄井岩屑錄井見熒光顯示11層36m，於寶一段、烏雲組、白堊系共進行了4段鑽井取心，見油浸砂岩25.51m，油斑砂岩2.10m，油跡砂岩2.60m，熒光砂岩2.40m，總計32.61m。
（一）地層特徵
方4井自上而下揭示的地層依次為第四系，新近系富錦組，古近系寶泉嶺組、新安村組、烏雲組，白堊系（未鑽穿）。本井缺失古近系達連河組。
1.新近系富錦組
井深46.0～664.5m，厚618.5m。上部為綠灰色泥岩、粉砂質泥岩與雜色砂質礫岩呈不等厚互層，中、下部為雜色砂質礫岩夾薄層綠灰色、灰色泥岩、粉砂質泥岩。雙側向視電阻率曲線下部為厚層狀高阻值夾齒狀低阻值。自然電位曲線具小幅度異常。與下伏地層呈不整合接觸。
2.古近系寶泉嶺組二段
井深664.5～1471.0m，厚806.5m。頂部為灰色泥岩、粉砂質泥岩，上部為綠灰色、深灰色、灰綠色泥岩、粉砂質泥岩與灰色泥質粉砂岩、粉砂岩、砂質礫岩呈不等厚互層；中、下部為灰色、雜色砂質礫岩，灰色泥質粉砂岩、粉砂岩夾深灰色泥岩、粉砂質泥岩。雙側向視電阻率曲線為厚層狀、山峰狀高阻值夾不規則齒狀、山峰狀、尖峰狀中、低阻值。自然電位曲線於砂岩、礫岩處具中等幅度負異常。該段為還原環境下的深水扇相沉積。
3.古近系寶泉嶺組一段
井深1471.0～2846.5m，厚1375.5m。上部為深灰（偶見綠灰色）色泥岩、粉砂質泥岩與灰色泥質粉砂岩、粉砂岩、細砂岩、砂質礫岩呈不等厚互層；下部為大段深灰色、黑灰色、灰黑色泥岩、粉砂質泥岩夾灰色泥質粉砂岩、粉砂岩、砂質礫岩薄層。雙側向視電阻率曲線上部為齒狀低阻值與厚層狀、山峰狀中、高阻值相間分布，中部為不規則齒狀中阻值夾尖峰狀中、高阻值，下部為不規則齒狀低阻值夾尖峰狀中阻值。自然電位曲線於上部砂岩、礫岩發育處具中、小幅度負異常。該段為還原環境下的深水扇－半深湖相沉積。與下伏地層呈不整合接觸。
4.古近系新安村組＋烏雲組
井深2846.5～3247.5m，厚401.0m。上部為灰色泥質粉砂岩、粉砂岩、細砂岩、含礫細砂岩、砂質礫岩為主夾黑灰色、灰黑色、深灰色泥岩、粉砂質泥岩；下部為黑色煤層、黑褐色油頁岩、與灰黑色、黑灰色泥岩、粉砂質泥岩呈不等互層，靠底部以灰色粉砂岩、含礫粉砂岩為主夾黑色煤層。雙側向視電阻率曲線為厚層狀、山峰狀、尖峰狀中、高阻值夾不規則齒狀低阻值。自然電位曲線於砂岩、礫岩、煤層發育處具中等幅度負異常。該段為還原環境下的扇三角洲－沼澤化湖相沉積。與下伏地層呈不整合接觸。
5.下白堊統
井深3247.5～3400.0m，厚152.5m（未鑽穿）。上部為灰色、綠灰色、深灰色泥質粉砂岩、含泥粉砂岩、含礫細砂岩、灰色、雜色砂質礫岩，灰色熒光含礫細砂岩、灰色油跡、油斑砂質礫岩夾灰色、深灰色泥岩、粉砂質泥岩；下部為雜色砂質礫岩夾灰色泥質粉砂岩、含礫細砂岩。雙側向視電阻率曲線為厚層狀、山峰狀中、高阻值相間分布。自然電位曲線具明顯負異常。該段為氧化環境下的河流相沉積。
（二）烴源岩特徵
寶泉嶺組一段泥岩有機碳含量在0.40%～2.12%之間，平均為1.31%；氯仿瀝青「A」含量在0.01%～0.097%之間，平均含量為0.025%；總烴含量為（154.5～885.5）×10-6，平均含量為262×10-6；生烴潛力在0.13～3.25mg/g之間，平均值為1.2mg/g；烴轉化率平均值為1.2，綜合評價為差烴源岩。寶泉嶺組一段烴源岩在凹陷帶的淺部位未成熟，深部位的烴源岩基本達到低成熟階段。
新安村組＋烏雲組泥岩有機碳含量在0.48%～3.16%之間，平均為1.46%；氯仿瀝青「A」含量在0.016%～0.19%之間，平均含量為0.11%；總烴含量為（325.1～2810.5）×10-6之間，平均含量為1094×10-6；生烴潛力在0.26～2.56mg/g之間，平均值為0.97mg/g；烴轉化率評價值為1.44。煤岩有機碳含量高達27%～30%，氯仿瀝青「A」為0.94%～1.66%，總烴含量為（2812.9～6703）×10-6，生烴潛力為81.77～118.2gm/g。顯然，無論是泥岩還是煤岩有機質豐度相對均較高，綜合評價為較好烴源岩。新安村組＋烏雲組大多數樣品乾酪根類型集中分布於Ⅱ1型範圍內，表徵其生源母質的輸入以兼有高等植物和菌藻類微生物的雙重貢獻為特徵。新安村組＋烏雲組烴源岩除盆地邊界附近外，均進入成熟階段。
下白堊統泥岩有機碳含量在0.76%～3.1%之間，平均為1.51%；氯仿瀝青「A」含量在0.053%～0.089%之間，平均含量為0.072%；總烴含量為（419.8～698.7）×10-6之間，平均含量為559.2×10-6；生烴潛力在0.53～4.5mg/g之間，平均值為2.08mg/g，烴轉化率平均值為2.16，綜合評價為較好烴源岩（樣品少，僅供參考）。白堊系的烴源岩均進入成熟階段。
（三）儲層特徵
方正斷陷方4井全井段各組砂地比一般都在30%～70%之間，除寶一段外，其餘儲層均十分發育。
新安村組＋烏雲組以灰色岩屑粉砂岩、細砂岩和砂質礫岩為主。岩屑成分為酸性噴出岩。砂岩單層厚度一般小於5m。粘土礦物含量5%～9%，以高嶺石為主。粉砂岩、細砂岩、含礫細砂岩單層厚度1～4m，砂質礫岩厚度較大，一般單層厚度大於3m，最厚達15.8m。新安村組＋烏雲組儲層平均孔隙度9.74%，平均滲透率1.24×10-3μm2，新安村組—烏雲組上部和底部均為低孔、低滲型儲層。
下白堊統由雜色、灰色砂質礫岩和不等粒砂岩組成。所鑽穿的地層中，上部以含礫細砂岩為主，單層厚3～5m，下部地層以雜色砂質礫岩為主，單層厚度超過50m。白堊系儲層平均孔隙度4.13%，平均滲透率0.44×10-3μm2，下白堊統為緻密—超緻密型儲層。
（四）蓋層特徵
方4井主要有3段蓋層：①方4井新安村組—烏雲組3103～3209m 井段，以泥岩為主，總厚度63m，粉砂質為輔，厚度15m。泥岩中夾有薄層泥質粉砂岩、油頁岩、煤層和煤線等；②寶泉嶺組一段2180～2846m 井段，為大套泥岩沉積，是本區主要生油岩之一，更是方正斷陷區域性蓋層；③寶泉嶺組一段1500～2180m 井段，雖然泥岩層總厚度有100m，但是砂泥岩的厚度比過大，僅有一層泥岩厚度為10.12m，有5層泥岩的單層厚度為3～5m，其餘泥岩層的厚度均小於3m。薄層泥岩穩定性差，平面分布范圍小，不穩定，且在有斷層出現時，由於厚度小，不易形成側向封堵，難以形成有效的蓋層。
（五）生儲蓋組合評價
方4井自下而上有3套儲蓋組合。其中，下部2套儲、蓋組合較好，但儲層岩性緻密，物性差；上面的組合蓋層質量差。
1.白堊系—新安村組＋烏雲組下段儲蓋組合
由下部的白堊系砂礫岩儲層和上覆的新安村組＋多雲組下段泥岩和粉砂質泥岩組成。
儲層井段3209～3400m，以砂質礫岩為主，單層厚度最大達50m，總厚度95m。含礫細砂岩次之，總厚度39m，單層厚度3～6m。還有粉砂岩、細砂岩19m，多數單層較薄。蓋層井段3103～3209m，以泥岩為主，總厚度63m，粉砂岩為輔，厚度15m。泥岩中夾有薄層泥質粉砂岩、油頁岩、煤層和煤線等。
本段儲蓋組合的主要特徵是儲層物性差，孔隙度平均4.13%，滲透率平均0.44×10-3μm2，屬於特低孔、特低滲儲層。本組合的另一個特點是油源單一，僅有白堊系油源，上部生油層的油源除非有大型的、垂向斷距大、較為發育的斷裂系統，否則無法向下部的儲層運移。
2.新安村組＋烏雲組——寶泉嶺組一段下部儲蓋組合
由新安村組＋烏雲組上部的儲層和寶泉嶺組一段下部的大套泥岩蓋層組成。
儲層井段2846～3103m，岩性主要為砂質礫岩，有3層砂岩單層厚度13～16m,9層砂岩單層厚度3～5m，其餘為薄砂層，總厚度115m。含礫細砂岩也是重要儲層，但是單層厚度小於4m，總厚度33.6m。蓋層井段2180～2846m，為大套泥岩沉積，是本區主要生油岩之一，更是方正斷陷區域性蓋層。大套泥岩蓋層中發育的深水扇砂體，是油氣聚集的有利場所。
本段組合的特點是蓋層條件好，距下部新安村組＋烏雲組和白堊系生油層近。但缺點是儲層物性差，如前所述，為特低孔、特低滲儲層。同時，大套泥岩蓋層中發育的砂體是尋找隱蔽油氣藏的重要目標。
3.寶泉嶺組一段上部儲蓋組合
由寶泉嶺組一段上部的砂岩夾泥岩組成，井段1500～2180m。
本段儲蓋層組合的優點是儲層發育，岩性以砂質礫岩為主，單層厚度5～25m，總厚度超過340m。粉砂岩次之，單層厚度小於5m，總厚度92m。還有總厚度超過40m的細砂岩。
本段組合的另一個優勢是垂向上位於寶泉嶺組一段下部的大套生油岩之上，位於油氣垂向運移指向上，有利於油氣運移和聚集。本段組合的缺點是蓋層不發育，雖然泥岩層總厚度有100m，但是砂泥岩的厚度比過大，僅有一層泥岩，厚度為10.12m，有5層泥岩的單層厚度3～5m，其餘泥岩層的厚度均小於3m。薄層泥岩穩定性差，平面分布范圍小，不穩定，且在有斷層出現時，由於厚度小，不易形成側向封堵，難以形成有效的蓋層。
綜合評價，本段儲蓋組合較差，由於蓋層條件差，不利於形成大型油氣藏。
（六）試油及油源對比
方4井在古近系鑽遇厚油層，含油層段：3213～3305m，古近系新安村組＋烏雲組：油層27.4m/2層，其中42號層單層厚度為26.4m；白堊系解釋裂縫型差油層：56.4m/2層，總厚度83.8m。射開新安村組＋烏雲組3213.6～3240m 井段，壓裂後9.52mm油嘴自噴獲日產原油78.787t，天然氣22522m3。
綜合分析認為，42號層（3213.6～3240.0m，厚26.4m）含油級別最高，達到油浸級別，有效厚度較大，優選42號層進行試油壓裂。
該層全部進行了鑽井取心，岩性為淺棕灰色油浸含礫細砂岩、油浸細砂岩、油浸粉砂岩，灰色油斑粉砂岩，灰色油跡含泥粉砂岩。此層取心共見油浸24.51m，油斑1.61m，油跡0.38m，熒光0.05m；油浸含油飽滿，均勻，油氣味濃，為輕質油特徵，滴水試驗不滲，呈半球狀，滴酸無反應，浸水試驗無反應，熒光普照：亮黃色，系列對比9級，淺黃色；氣測錄井見4層氣測異常顯示，全烴含量最大值為5.35%，一般為4.75%，基值為1.3%，比值4.1倍；岩心熱解分析：S0平均值0.08mg/g,S1平均值0.99mg/g;S2平均值0.42mg/g;ST平均值1.49mg/g,S1/S2為2.36，原油性質為輕質油，呈差油層特徵；熒光顯微分析、輕烴分析均為油層特徵，錄井綜合解釋為油層。該層電阻率為74.7Ω·m，深感應電阻率63.1Ω·m，岩石密度2.42g/cm3，處理泥質含量17.3%，測井解釋有效孔隙度11.8%，滲透率為3.61×10-3μm2，測井解釋也為油層。
試油壓裂結果：試油求得自然產能4.04m3，壓裂後得到96m3高產工業油流。
從原油的物理性質看：方4井原油密度為0.8008g/cm3，黏度為1.35mm2/s，初餾點43℃，凝固點為13℃，含蠟6.9%。原油具有低密度、低黏度、低凝固點、低含蠟的特點，為低蠟輕質油。
原油的族組成分析結果表明：方4井飽和烴含量為76.31%，芳烴含量為15.12%，總烴含量達91.43%，非烴含量為7.38%，瀝青質含量為1.19%。表現出高飽和烴、低非烴、低瀝青質的特點。方6井飽和烴含量為74.09%，芳烴為19.00%，總烴含量達93.09%，非烴含量為5.04%，瀝青質含量為1.87%。顯然與方4井各項數據基本相同，表現出高飽和烴、低非烴、低瀝青質的特點。兩口井原油的物理性質基本相同（表5-1），顯示出煤成烴的特徵。
表5-1 方4井和方6井原油參數對比
續表
從飽和烴色譜特徵圖看（圖5-1），方4井原油正構烷烴的分布基本上呈單峰型，主峰碳為C19，碳數分布范圍在C13～C30，無明顯的奇偶優勢，OEP值為1.02～1.06，表現出成熟原油的特徵，姥鮫烷占優勢，Pr/Ph為4.04～4.45，為弱氧化沉積環境。由此看來，兩口井原油特徵及沉積環境極為相似，為同一油源。
圖5-1 方4井油砂和方6井原油飽和烴色譜特徵
從方4井萜烷和甾烷類生物標志物油－岩對比圖中看出（圖5-2），方4井油砂與3175m 煤的生物標志物特徵基本相似，主要表現在萜烷中以C30霍烷為主，其次為C29降霍烷，C21升霍烷中22S和22R峰值相對小，幾乎未見到伽馬蠟烷，表明以淡水湖相沉積為主，而其它泥岩的C30霍烷與C29降霍烷峰值基本相當，C21升霍烷中22S和22R 峰值相對高；甾烷中油砂與煤的重排甾烷相對豐富，C27R甾烷與C29R 甾烷峰值基本相當，C29αββ含量相對較高，顯示出成熟特徵，其它泥岩樣重排甾烷相對較少，甾烷中C29αββ含量相對較低，成熟度較低，以C29R甾烷占優勢，構成C29>C27>C28的分布特徵。
圖5-2 方4井生物標志物油－岩對比圖
上述對比結果表明，方4井新安村組＋烏雲組的原油與本層煤系地層具有很好的可比性，均為淡水沉積環境下發育的煤系源岩，雖然原油的成熟度稍高於本井新安村組＋烏雲組烴源岩。但是推測該油可能來自凹陷更深部的新安村組＋烏雲組成熟的煤系地層，屬於自生自儲油藏。此外，由於白堊系烴源岩尚未揭示，不排除生油的可能。
（七）鑽探成果及其潛力分析
方4井獲得日產96m3高產工業油流，實現了方正斷陷產能的突破。方4井寶泉嶺組二段烴源岩均未達到成熟，沒有有效烴源岩分布。寶泉嶺組一段有效烴源岩主要分布在方正斷陷北部的柞樹崗向斜及其以北地區，該段暗色泥岩已經進入生油門限，深部已經達到低熟。寶泉嶺組一段雖然氯仿瀝青「A」指標略低，但是暗色泥岩厚度大，應具有少量的生烴潛力。據前人研究成果，達連河組暗色泥岩在南部凹陷和柞樹崗向斜基本已經成熟，在中部凸起雖然沒有進入生油門限，但是本井達連河組暗色泥岩缺失。新安村組＋烏雲組暗色泥岩均已進入生油門限，而且大部分地區成熟；有效烴源岩分布廣，有機質豐度也較高。新安村組和烏雲組有效烴源岩面積大，因此新安村組＋烏雲組暗色泥岩具有較好的生烴潛力。白堊系烴源岩均已達到成熟，從白堊系沉積古地理環境來看，斷陷大面積為半深湖－深湖相，白堊系有效烴源岩面積大，推測白堊系具有較好的生烴潛力。但是，方4井沒有位於白堊系暗色泥岩發育區，鑽探結果顯示白堊系岩性偏粗，有效生油岩厚度小。從上述生油條件分析，方正斷陷找油應圍繞新安村組＋烏雲組烴源岩展開，同時要考慮斷層在油氣運移和保存過程中的作用，尤其是要尋找早生早排的有效圈閉帶。