⑴ 钻探成果与认识
1) 钻探验证工作实际揭露了预测区第四系、侏罗系(J)、二叠系山西组和太原组，揭露山西组2#煤层和3#煤层，其中2#煤层底板深1738.65m，厚0.45m，不可采;3#煤层底板深1760.90m，煤层结构为5.35(0.65)1.75，纯煤厚度7.10m。
2) 验证井(YJ#)在1000～1100m侏罗系灰色砂岩、泥质粉砂岩裂隙内有大量油苗显示，这对预测区及其外围油气勘探具有重要指示意义。
3) 验证井揭露原油大致分为两类:一是以1000m原油为代表，具有高Pr/Ph比值和低γ蜡烷丰度的特征;二是以1046m和1071m处原油为代表，具有与前者相反的特征。两类原油明显不同于煤成油，应来自湖相泥岩。
下部两个原油与1046m处粉砂质泥岩抽提物有一定相似性，但该泥岩样品有机碳含量仅有0.49%，生烃潜量只有0.78mg/g，属于非常差烃源岩，难以生成大规模原油，原油应主要来自有机质丰度高的沉积中心区。
⑵ 钻探及主要成果
1958～1964年，地质部第一石油普查勘探大队在合肥盆地钻浅井43口，累计进尺25172m，在盆地北部的朱巷地区朱1井发现了下白垩统朱巷组（K1z）暗色泥岩；1970～1976年，安徽石油勘探处钻深井6口（图1-8），进尺16511m，浅井14口，进尺12293m，证实了下白垩统朱巷组（K1z）暗色泥岩的存在，并发现上白垩统响导铺组（K2x）中上部和下第三系定远组中上部存在暗色地层，指出盆地东部是寻找油气的有利地区，主要勘探目的层系是白垩系和下第三系。
图1-8合肥盆地参数井井位分布图
合深1井位于肥东县响导铺村，老合肥-蚌埠公路旁，构造上处于大桥断坳中部浅层重力正异常高部位，电法显示为隆起。该井于1970年11月29日开钻，至1972年2月25日完钻完钻井深3000.8m。钻遇第四系10m，上白垩统1932.5m，下白垩统1058.3m（未穿）。
合深2井位于肥西县花岗村南，构造上处于舒城断坳北部。完钻井深3310.77m。于1972年4月8日开钻，10月26日完钻，钻遇第四系20m，下第三系3290.77m（未穿），当时确定目的层为中-下侏罗统，发现地层有浅变质现象，预计钻至3500m也无法将该套地层钻穿，故提前完钻。
合深3井位于寿县大顺集村西南，构造上处于大桥断坳与霍邱断隆过渡的斜坡地带—瓦埠重力高上。完钻井深2444.94m，钻遇第四系30m，上侏罗统1023.5m，下侏罗统1303m，之后直接进入太古宇，钻遇88.44m（未穿）。
合深4井位于定远县郧庄北，构造上处于定远洼陷东兴集重力负异常带。该井完钻井深2509m。自1973年3月31日开钻，至8月20日完钻。该井钻遇第四系25.3m，下第三系2151.7m，之后直接进入二叠系，钻遇厚度332m（未穿），证实了该地区存在下第三系和淮南型上古生界，并在下第三系定远组中发现膏盐和暗色地层。
合深5井位于肥东县路口埠，构造上处于肥中断裂带东部路口埠重力低的中心部位。该井完钻井深2497.22m。于1973年8月28日开钻，1974年4月4日因工程问题而提前完钻，该井钻遇第四系42m，下第三系1525m，上白垩统1430.22m。合深6井位于定远县三官庙村，构造上处于大桥断坳的核部。设计完钻井深2748.55m。1974年7月24日开钻，1975年5月16日完钻，钻遇第四系14m，其下为白垩系，钻遇厚度2734.55m（未穿）。
安参1井是胜利油田有限公司在肥中断裂北部双墩构造钻探的重要参数井。该井位于长丰县塘拐村，构造上处于大桥断坳与霍邱断隆的过渡部位，紧邻肥中断裂。该井于2000年12月9日导管开钻，2002年4月10日完钻，完钻井深5200m，完钻层位下古生界。该井钻遇下白垩统、中—上侏罗统、下侏罗统防虎山组（J1f）以及石炭系—二叠系。该井的钻探，为解决合肥盆地目前存在的一些地质问题提供了基础资料。
⑶ 水文地质钻探综合成果图表包括哪些内容
钻孔柱状、泥浆消耗液统计及曲线、提钻后下钻前的孔内水位、ROD曲线、井管位置（套管位置、滤水管位置）、下泵位置、测管的下入位置、抽水试验数据（含水层厚度、岩性、初始水文及恢复水位、降深、涌水量、单位涌水量、影响半径、渗透系数、Q-s曲线）、水样全微量分析（或者简分析、全分析）等。
⑷ 重要地质钻孔图表数据库建设工作内容和方法
王斌 张立海 李杰 梁银平 杨贵生 刘向东
(国土资源实物地质资料中心)
摘要 钻孔图表数据库建设是全国钻孔数据库建设的三大内容之一，是最真实的原始地质钻孔资料信息库，旨在利用计算机和信息技术将地质钻孔的工程布置图、勘探线剖面图、钻孔柱状图、样品分析结果表以及钻孔基础属性等信息，著录建成全国统一的数据库管理系统，并向社会提供服务利用。结合实际工作，本文介绍了钻孔图表数据库建设的工作内容、方法和流程等，希望能为各省(区、市)钻孔图表数据库建设工作提供一定的技术指导。
关键词 钻孔 数据库 资料 方法
0 引言
为充分了解全国地质钻孔基本信息情况，2011年国土资源部印发了《关于开展钻孔基本信息清查工作的通知》。经统计，除油气、海洋和放射性矿产行业外，全国保管有地质钻孔资料的地勘单位1103个，有钻探工作量的项目35580个，钻孔总数958102个，总进尺约2.18×108m。为充分利用已有地质钻孔资料，降低地质工作风险，减少重复工作，2013年国土资源部印发了《关于开展全国重要地质钻孔数据库建设工作的通知》，在全国组织开展了钻孔数据库建设工作。全国钻孔数据库建设分为图表数据库、属性数据库和岩心图像数据库建设3个阶段。其中，2013～2015年度重点开展钻孔图表数据库建设工作。本文就钻孔图表数据库建设的工作内容和方法介绍如下：
1 目标任务
按照统一的标准和要求，将应汇交、已归档保管且信息完整的区域地质、矿产地质、水文地质、工程地质、环境地质、灾害地质等地质工作形成的地质钻孔工程布置图、勘探线剖面图、钻孔柱状图、样品分析结果表(以下简称“三图一表”)以及钻孔基础属性信息等资料，通过收集、整理、数字化、整合著录等工作，建成全国统一的数据库，并向社会公众提供服务利用。
2 工作内容和方法
2.1 收集整理地质钻孔资料
以项目为单元，通过查找有钻探工作量的项目的原始地质钻孔资料，收集和整理历史性和新汇交的地质钻孔“三图一表”以及保管单位、项目和钻孔的基本属性信息。同时，各单位应按照数据库中各数据表著录项的内容和要求，以表格形式做好钻孔资料保管单位、项目和钻孔信息的资料收集记录卡片，以便于后续数据著录和质量检查。
2.2 数字化地质钻孔资料
2.2.1 图件数字化质量要求
按照《SZ1999001—2000 图文地质资料扫描数字化规范》要求，利用数字化扫描或数据类型转换方式，生成图片格式或PDF格式的“三图一表”。其分辨率要求图纸300dpi、文字200dpi(至少在原图和扫描图1：1情况下，以图件中的各字符看清楚为准)。当栅格文件的清晰度不佳时，应根据实际情况调整分辨率和其他相关参数，如门限参数、对比度、亮度等。
对于纸质“三图一表”的扫描，应与原件的对角线误差和边长误差均不得超过±0.1%，倾斜度＜1%。同时，应保证扫描后彩色栅格文件的色彩要有较好的还原度，灰度栅格文件要有层次感。各扫描图件应以文件形式进行单独存储。各扫描图件在钻孔数据库中的编号规则为：组织机构代码＋资料档号＋图件编号＋图片顺序号。
2.2.2 地质钻孔资料的数字化方法
(1)纸质地质钻孔资料的数字化
对于纸质地质钻孔“三图一表”，按照图件数字化质量要求，扫描生成JPEG等图片格式或PDF格式电子文件。对于一次扫描不能完成的比较大的单个图件，可分割几次进行扫描。经多次扫描形成的多个栅格图件文件，可以拼接；也可以不拼接，保留其原始性。其中，在扫描之前，应对纸质图件进行修整、分类和组织编排等工作。
(2)电子类地质钻孔资料的数字化
对于2013年1月1日以前汇交的电子类地质钻孔资料，各省级地质资料馆可利用商业软件或汇交人开发的专业软件中的功能，将地质钻孔“三图一表”进行数据类型转换，生成JPEG等图片格式或PDF格式电子文件。对于无法转换的，应查找纸质原始地质钻孔资料，按照纸质地质钻孔资料的扫描方法进行数字化。
对于2013年1月1日以后新汇交的电子类地质钻孔资料，汇交人应利用商业软件或自己开发的专业软件将地质钻孔“三图一表”进行数据类型转换，或者扫描数字化，生成JPEG等图片格式或PDF格式电子文件，并以单独文件形式进行存储后进行汇交。
2.3 著录重要地质钻孔图表数据库
利用地质钻孔数据采集系统(以下简称“采集系统”)，将地质钻孔信息著录到钻孔图表数据库有两种方法，一是在Excel表中进行录入，然后导入到采集系统中；二是直接利用采集系统，依次录入保管单位、项目和钻孔基本信息。系统界面如图1所示。
对于2011年已建立的地质钻孔基本信息清查数据库，经经纬度坐标转换后，可直接导入到采集系统，无须重复录入。导入完成后，只需在采集系统的项目信息表中补充工程布置图及其数量、勘探线剖面图及其数量、样品分析结果表及其数量、密级等7个属性项内容；钻孔基础信息表中补充勘探线号、孔口高程、钻孔柱状图及其数量等4个属性项内容。
图1 地质钻孔数据采集系统主界面
2.4 检查地质钻孔数据
地质钻孔数据质量检查分为自查、互查和抽查3个阶段。具体要求如下：一是著录人应按照著录一条自查一条的原则，对照《地质钻孔资料信息记录卡》及时开展，并做好工作日志(表1)和数据质量自查记录(表2)，数据自查率为100%；二是各单位项目组应以录入钻孔数量或者时间为单位，及时开展互检工作，重点对属性项内容的准确性、完整性和规范性，以及“三图一表”录入数量和图片质量等进行检查，并做好数据质量互查记录(表2)，数据互检率为100%；三是各省级技术支撑单位应对各地勘单位提交的钻孔图表数据库中各数据表中的必填项、有逻辑关系的字段(如项目结束时间与终孔日期等)、需要利用其进行检索查询和统计分析的字段(如保管单位、行业部门等)等进行100%检查，并至少对数据库中15%的钻孔对照原始地质资料和《地质钻孔资料信息记录卡》，进行钻孔数据的完整性、准确性、规范性，以及“三图一表”数量和质量等抽查工作，要求错误率低于0.3%；四是国土资源实物地质资料中心(以下简称“实物中心”)负责对31个省(区、市)提交的数据库中15%的钻孔进行数据质量抽查工作。
表1 地质钻孔数据采集工作日志表
表2 地质钻孔数据采集质量检查记录表
2.5 提交成果
利用采集系统中的“数据完整上报”、“数据默认备份”或“数据导出备份”等功能，生成.7z格式的压缩文件进行上报。钻孔图表数据库上报不得采用互联网方式，应选用移动硬盘或光盘向上级部门进行成果提交。
3 工作职责和流程
全国钻孔数据库建设是一项十分复杂的系统工作，需要在政府部门和各单位的共同努力下才能顺利完成。国土资源部、中国地质调查局和各省(区、市)国土资源主管部门负责组织、督导下属各单位开展钻孔数据库建设工作。其他各单位工作职责和流程如下：
3.1 实物中心工作职责和流程
实物中心负责全国钻孔数据库建设的技术支撑、业务指导和咨询服务工作，工作流程如图2所示。
图2 实物中心工作流程图
3.2 各省级技术支撑单位工作职责和流程
各省级技术支撑单位负责本省(区、市)钻孔数据库建设的技术支撑、业务指导和咨询服务工作，工作流程如图3所示。
图3 各省(区、市)技术支撑单位工作流程图
3.3 各地勘单位工作职责和流程
各地勘单位负责完成需要由本单位补充扫描的地质钻孔“三图一表”的建库工作，并负责建立本单位钻孔图表数据库。其工作流程如图4所示。
图4 各地勘单位工作流程图
4 其他问题
1)对于冶金行业历史性的地质钻孔资料中没有钻孔柱状图的，可以扫描《原始地质钻孔编录信息表》替代钻孔柱状图进行录入。
2)对于“孔口高程”在原始地质资料中无法找到的，可根据具有等高线的平面地形地质图、工程布置图或实际材料图等相关资料，测量估算出高程值，并在备注中注明。
3)对于钻孔坐标为地方坐标的，应统一转换为经纬度坐标进行填报。同时，地方坐标的原始数据也应填报。地方坐标转换为经纬度坐标的方法为：①具有钻孔坐标所对应国家坐标的矿区原点坐标的，则可利用简单公式得到：X＝X0＋α，Y＝Y0＋b。②没有钻孔坐标所对应国家坐标的矿区原点坐标的，可查找其平面地形地质图、工程布置图等相关资料或其他地形地质图，通过比照的方法，直接读取相应钻孔的坐标(地形图等图件上的坐标为国家坐标的)或通过选取公共点的方式建立地方坐标和国家坐标之间的关系，测量估算出该点的坐标，然后将其转换为经纬度坐标，并在备注中注明为估算坐标。③没有钻孔坐标所对应国家坐标的矿区原点坐标的，也没有平面地形地质图，则应查找项目设计、该矿区开展过的其他工作资料、钻孔位置的文字描述等，如有此类资料，则参照方法①、②进行处理。经查找无以上资料的，可利用该矿区中心点的经纬度坐标作为此项目所有钻孔的坐标，并在备注中注明。
⑸ 方井钻探成果
方10井位于黑龙江省通河县乌鸦泡镇柞树村陆家林子屯东南4.0km，是依－舒地堑方正断陷北部凹陷大林子次凹鼻状构造上的一口预探井。于2008年11月7日开钻，2009年2月23日完钻，设计井深3700m，完钻井深4008m，完钻层位：基底。方10井岩屑录井分别于达连河组、新安村组＋乌云组和花岗岩基底见到48层，累计130m的含油显示，其中达连河组见38层/90m的含油显示，最大单层厚度8m，一般1～2m；新安村组＋乌云组见到1层/1m的油浸砂岩；花岗岩基岩见9层/39m显示，最大单层厚度10m。累计显示级别包括4层油浸砂岩，7层油斑砂岩，11层油迹砂岩，26层荧光砂岩。钻井取心见5.47m 含油砂岩，其中油斑砂岩0.37m，油迹砂岩5.10m；井壁取心见11颗含油砂岩，其中1颗油浸砂岩，2颗油斑砂岩，6颗油迹砂岩，2颗荧光砂岩。气测录井异常有78.0m/20层。
（一）钻遇地层
本井自上而下揭示的地层依次为第四系，古近系宝泉岭组、达连河组、新安村组＋乌云组，基底（未钻穿）。本井缺失新近系富锦组，白垩系。
第四系9.0～65.0m 井段，厚56.0m。地表0.5m 为黑灰色腐殖土，其下为灰黄色粉砂质粘土，杂色砂砾层。与下伏地层呈不整合接触。
古近系65.0～3336.5m 井段，厚3271.5m。
宝泉岭组65.0～1743.5m 井段，厚1678.5m。
宝二段65.0～635.0m 井段，厚570.0m。上部为灰绿色泥岩、灰色粉砂质泥岩与灰色砂质砾岩呈不等厚互层；中下部为绿灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、细砂岩、砂质砾岩呈不等厚互层。为弱还原环境下的深水扇相沉积。
宝一段635.0～1743.5m 井段，厚1108.5m。上部为绿灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩，灰色砂质砾岩呈不等厚互层；下部为绿灰色、深灰色、灰黑色、黑灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩、粉砂岩，为还原环境下的深水扇－半深湖相沉积。与下伏地层呈不整合接触。
达连河组1743.5～2843.0m 井段，厚1099.5m。上部深灰色、黑灰色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、含砾细砂岩、砂质砾岩，灰色荧光泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩，灰色油迹粉砂岩，灰色油斑粉砂岩、细砂岩，棕灰色油浸粉砂岩呈不等厚互层，偶夹煤层。下部为灰色砂质砾岩夹深灰色、灰黑色泥岩。与下伏地层呈不整合接触。
新安村组＋乌云组2843.0～3336.5m 井段，厚493.5m。顶部为深灰、黑灰、灰黑色泥岩，深灰色粉砂质泥岩夹灰色砂质砾岩；其下为深灰、黑灰、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、含砾细砂岩、砂质砾岩呈不等厚互层，其中夹黑色煤层、一层棕灰色油浸粉砂岩。与下伏地层呈不整合接触。
基底3336.5～4008.0m 井段，厚671.5m（未钻穿）。浅紫红色、浅红色、暗红色、灰白色花岗岩，灰白色、绿灰色石英闪长岩、蚀变石英闪长岩、油迹蚀变石英闪长岩、油斑蚀变石英闪长岩，浅红色花岗闪长岩，蚀变花岗闪长岩，夹一层黑灰色凝灰质细砂岩薄层。
（二）烃源岩特征
1.烃源岩分布
宝泉岭组一段暗色泥岩最发育，泥岩累计厚度为863.0m，泥地比77.9%，暗色泥岩单层最大厚度63.5m。新安村组＋乌云组的暗色泥岩也比较发育，次于宝泉岭组一段，泥岩累计厚度为270.7m，泥地比54.9%（表5-2）。
表5-2 大林子次凹方10井暗色泥岩厚度统计表
2.烃源岩评价
（1）烃源岩有机质丰度
根据陆相烃源岩有机质丰度评价标准，宝泉岭组一段与达连河组二段泥岩有机质丰度低，新安村组＋乌云组源岩有机质丰度高（表5-3）。
表5-3 方10井烃源岩有机质丰度数据表
续表
（2）烃源岩有机质类型
热解参数（图5-3）表明，宝泉岭组烃源岩类型为Ⅲ型，达连河组为Ⅱ2—Ⅲ型，新安村组＋乌云组有机质类型为Ⅱ2型。新安村组＋乌云组泥岩有机质类型要好于达连河组泥岩有机质类型。从Tm ax上看（图5-3），表现为低成熟—成熟。
图5-3 方10井烃源岩有机质类型划分图
从干酪根镜检结果看（图5-4），方10井宝泉岭组泥岩有机质类型较差，偏腐殖型，而达连河组与新安村组＋乌云组泥岩机质类型较好，偏腐泥型。宝泉岭为Ⅱ—Ⅲ型，新安村组＋乌云组泥岩有机质类型主要为Ⅱ型。
（3）烃源岩成熟度
1）镜质体反射率：从方10井Ro随深度的变化曲线图中可以看出Ro随深度增加而增大（图5-5），烃源岩进入成熟阶段（Ro>0.7%）的门限深度约为2900m。反映的层段主要为新安村组＋乌云组烃源岩；而宝泉岭组及达连河组烃源岩为未熟—低熟。
图5-4 方10井烃源岩显微组分三角图
图5-5 方10井Ro随深度变化曲线
2）饱和烃色谱：宝泉岭组泥岩O EP为1.03～4.53，未熟—低熟，新安村组＋乌云组泥岩O EP=1.09，达到成熟，与镜质体反射率结论基本一致（表5-4）。
表5-4 方10井烃源岩饱和烃色谱参数表
综合评价结果：方10井宝泉岭组一段泥岩有机质丰度低，类型差，成熟度低，为差生油岩；达连河组泥岩有机质丰度较低，有机质类型Ⅱ2—Ⅲ型，低熟；新安村组＋乌云组泥岩有机质丰度高，类型较好，成熟度为低熟—成熟，具有一定的生烃潜力。
（三）储层评价
方10井共检测物性样品85块，其中包括孔隙度44块和渗透率41块，取样层位有达连河组、新安村组＋乌云组和基底。达连河组段检测孔隙度样品33块，渗透率样品32块，样品取样深度在1881.60m～2230.40m，孔隙度变化范围在4.7%～11.8%之间，平均值为7.7%，该层位孔隙以特低孔为主，占76%；渗透率变化范围在（0.01～1.70）×10-3μm2之间，平均值为0.35×10-3μm2，该层位渗透率以超低渗为主，占50%。新安村组＋乌云组段检测孔、渗样品各1块，取样深度为3205.00m，该样品孔隙度为3.3%，渗透率为0.01×10-3μm2，属超低孔非渗样品。基底检测孔隙度样品10块，渗透率样品8块，样品取样深度在3458.33～3465.11m，孔隙度范围在0.7%～8.6%之间变化，平均值为3.1%，该层位孔隙以超低孔为主，占80%，该层位渗透率变化范围较大，在（0.01～177）×10-3μm2之间变化，平均值为35.3×10-3μm2。
（四）试油情况及油源对比
方10井岩屑录井分别于达连河组、新安村组＋乌云组和花岗岩基底见到48层，累计130m的含油显示。方10测井共解释古近系达连河组、新安村组＋乌云组及基岩潜山差油层11层/74.6m。其中达连河组测井解释差油层1层/4.6m，差油界线层6层/10.8m，累计厚度15.4m；新安村组＋乌云组测井解释差油界线层1层/1m；基岩潜山解释差油界线层3层/58.2m，最大单层厚度24.4m。对25、64和242号层3层进行试油，242号层见油花，为轻质油。试油井段3451.0～3456.0m，射开厚度5.0m，破裂压力88.5MPa，打入胍胶压裂液436.1m3，加砂3m3，陶粒24m3，累计排出291.6m3，压裂液返排率为64.51%，排液求产后期日排压裂液4.8m3，压裂后水力泵求产累计产油0.009t，结论干层，实测地层温度99.2℃/3454m，温度系数2.87℃/100m。
方10井发现3套含油气组合，分别为基岩储盖组合、新安村组＋乌云组－达连河组储盖组合、宝泉岭储盖组合。方10井基岩风化壳242号、达连河组64号层进行试油压裂，基岩242号层，井段3456.0～3451.0m，射孔厚度5.0m。测井解释及录井解释均为差油层。压裂后水力泵求产，累计产油0.009t，深度3430.82m，试油结论为干层。达连河组二段64号层，井段2140.0～2137.0m，射孔厚度3.0m。测井解释差油层，录井解释油水同层。压裂后水力泵求产，深度2115.8m，试油结论为干层。
油源对比分析：根据方10井基岩、新安村组＋乌云组及达连河组这3个含油层段油砂样品饱和烃气相色谱分析结果，通过与该井新安村组＋乌云组及达连河组暗色泥岩饱和烃气相色谱对比发现，方10井3个油砂样品的谱图及生物标志化合物特征与古近系新安村组＋乌云组暗色泥岩具有可对比性，而与达连河组暗色泥岩具有较大差别。
基岩潜山、新安村组＋乌云组及达连河组3个油砂样品Pr/Ph分别为4.64、7.29、8.91，说明原油成分中具有较多的陆源高等植物的贡献，O EP值分别1.02、1.06、1.12，说明原油基本属于成熟原油，新安村组＋乌云组暗色泥岩Ro最高达0.72%,Pr/Ph为5.22,O EP为1.09，反映成熟的烃源岩特征，与原油生物标志化合物可以对比，说明新安村组＋乌云组暗色泥岩对原油具有较大贡献。达连河组Ro介于0.5%～0.7%之间，说明该组暗色泥岩处于低熟阶段，其生物标志化合物Pr/Ph为2.42,O EP为1.12，与原油与较大差别。
通过方10井的油源对比分析，可以初步判定，古近系新安村组＋乌云组—＋乌云组烃源岩在凹陷更深部位已经完全成熟，具备大量排烃能力，是方正断陷的主力烃源岩。
（五）钻探成果及下一步工作
方10井发现三套含油气组合，分别为基岩储盖组合、新安村组＋乌云组—达连河组储盖组合、宝泉岭储盖组合。其中基岩和宝泉岭组的油气是首次发现。
方10井古近系含油储层的沉积相带多数属于扇三角洲前缘席状砂体，泥质含量较高，储层物性相对较差，寻找具有较好储盖匹配条件的河道及河口坝砂体是下一步勘探的方向。
⑹ 方6井钻探成果
（一）概况
方6井的部署是在上述研究成果的基础上，依据钻探结果对依－舒地堑汤原断陷、方正断陷油气成藏条件及其分布规律进行了深入研究，发现部署在构造圈闭上的工业气流井和油气显示井多分布在深凹陷的上倾方向和深凹陷处，而远离生烃凹陷的构造圈闭多没有显示，推测深凹陷是油气聚集的有利地区。通过与莫里青断陷类比，结合松辽盆地向斜成藏的新理论，坚定了下凹子找油的信心，提出了依－舒地堑由构造型油气藏勘探转变为向深凹处及其上倾方向寻找岩性油气藏的勘探思路。在这一创新性勘探思路的指引下，研究确定了依－舒地堑汤原断陷东部凹陷带和方正断陷北部凹陷带是油气勘探的有利地区。在地震精细构造解释和岩性预测基础上，进一步明确了方正断陷柞树岗向斜是实现油气勘探突破的首选地区，优选目标部署了方6井。
方6井位于黑龙江省通河县乌鸦泡镇岔林河农场三队东南2.5km，构造位置位于方正断陷柞树岗向斜哈哈屯构造哈－2断鼻上，为一口预探井。钻探目的是：了解该区主要目的层新安村组＋乌云组烃源岩、储层发育情况及岩相古地理特征。了解该区生储盖组合关系，揭示方3井北北东断块含油气情况，进一步扩大柞树岗地区含气面积。了解白垩系生、储、盖层发育情况及含油气性。方6井于2005年12月23日开钻，于2006年3月19日完钻，设计井深3580m，完钻井深3120m，完钻层位白垩系。
（二）地层发育情况
方6井与方3井仅相距3.5km，均位于方正断陷构造长轴方向，地层及沉积相特征具有较强的可对比性，经地层划分对比，确定方6井钻遇的地层有白垩系、古近系新安村组、宝泉岭组及新近系富锦组和第四系。本井缺失古近系达连河组、乌云组。下面按地层由新至老，由上至下的顺序分述如下。
1.第四系
井段为7.5～56m，厚度48.5m，地表0.3m 为黑色腐殖土，松散，偶见植物根系。其下为灰黄色粘土，松散，未成岩。杂色砂砾层颜色以黄色为主，灰色次之，成分以石英为主，松散，未成岩，砾径最大3mm，一般1mm。与下伏地层呈不整合接触。
2.新近系富锦组
井段为56～659m，厚度603 m，顶部岩性为绿灰色泥岩、粉砂质泥岩与杂色砂质砾岩呈不等厚互层，其下为灰色、杂色砂质砾岩夹绿灰色泥岩。砂质砾岩颜色以黄色为主，灰色次之，成分以石英为主，泥质胶结，疏松，成岩性差，分选较差，磨圆度呈次棱角状，砾径最大5mm，一般1～3mm。双侧向视电阻率曲线为厚层状高阻值夹山峰状、尖峰状中、低阻值。自然电位曲线具小幅度异常。该段为弱氧化－弱还原环境下的冲积扇相沉积。与下伏地层呈不整合接触。
3.古近系宝泉岭组二段
井段为659～1381.5m，厚度722.5 m，岩性为灰色、杂色砂质砾岩，灰色、灰白色细砂岩、中砂岩、粗砂岩夹深灰色泥岩、粉砂质泥岩。泥岩质纯，砂岩成分以长石、石英为主，泥质胶结，较疏松，分选中等，磨圆度呈次圆状，砂质砾岩颜色以灰色为主，白色次之，成分以长石、石英为主，泥质胶结，疏松—致密，分选较差，磨圆呈次棱角状，砾径最大7mm，一般1～5mm。双侧向视电阻率曲线为厚层状、山峰状高阻值夹不规则齿状、山峰状、尖峰状中、低阻值。自然电位曲线于砂岩、砾岩处具正异常。自下而上表现为粗—细—粗—细—粗两个完整的旋回。该段为还原环境下的深水扇相沉积。
4.古近系宝泉岭组一段
井段为1381.5～2757.5m，厚度1376 m，岩性分为上、下两部分。上部为灰色厚层细砂岩、粗砂岩和砂质砾岩夹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质泥岩夹灰色泥质粉砂岩和粉砂岩为主，顶部偶见灰绿色泥岩。上部泥岩质不纯，含砂；下部泥岩质纯，性脆。砂岩成分以长石、石英为主，泥质胶结，较疏松—致密，分选中等—较差，磨圆度呈次圆状。砂质砾岩成分以长石、石英为主，泥质胶结，疏松—致密，分选较差，磨圆度呈次棱角状，砾径最大3mm，一般1mm。双侧向视电阻率曲线上部为厚层状、不规则齿状中、高阻值相间分布，下部为不规则齿状低阻值，底部夹尖峰状、山峰状中阻值。自然电位曲线于上部砂岩、砾岩发育处具正异常。该段为还原环境下的深水扇－半深湖相沉积。与下伏地层呈不整合接触。
5.古近系新安村组
井段为2757.5～2995.2m，厚度237.7 m，岩性为灰色粉砂岩、粗砂岩，灰色、灰白色砂质砾岩，灰白色、杂色砾岩夹黑灰色泥岩、粉砂质泥岩；底部为灰黑色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩、黑色煤层。泥岩质纯，性脆。砂岩成分以石英、长石为主，泥质胶结，较致密，分选较差—中等，磨圆度呈次棱角—次圆状。砂质砾岩颜色以灰色、灰白色为主，灰绿色次之，土黄色微量，成分以石英、长石为主，长石局部具高岭土化，泥质胶结，较致密，分选较差，磨圆度呈次棱角状，砾径最大3mm×5mm，一般2mm×3mm。砾岩颜色以灰白色为主，灰绿色次之，土黄色微量，成分以石英、长石为主，泥质胶结，较致密，分选差，磨圆度呈次棱角状，砾径最大10mm×30mm，一般5mm×10mm。双侧向视电阻率曲线为厚层状、山峰状高阻值夹中阻值，底部为不规则齿状中阻值夹尖峰状高阻值。自然电位曲线于砂岩、砾岩发育处具负异常。该段为还原环境下的扇三角洲－沼泽化湖相沉积。与下伏地层呈整合接触。
6.白垩系
井段为2995.2～3120m，厚度124.8m，岩性上部为灰色细砂岩、粗砂岩，灰色、绿灰色、灰白色、深灰色荧光细砂岩、粗砂岩、砂质砾岩，灰色、深灰色、绿灰色油迹粉砂岩、粗砂岩、砂质砾岩，棕灰色油浸粗砂岩、含油细砂岩夹灰黑色泥岩；下部为灰色、深灰色中砂岩、粗砂岩夹灰黑色泥岩。泥岩质纯性脆。砂岩成分以石英、长石为主，泥质胶结，较疏松—较致密，分选中等—差，磨圆度呈次棱角—次圆状，局部含少量暗色矿物。砂质砾岩成分以石英为主，长石次之，泥质胶结，较致密，分选中等—差，磨圆呈次棱角—次圆状，局部含少量暗色矿物，砾径最大2mm×3mm，一般1mm×2mm。双侧向视电阻率曲线为山峰状、尖峰状、厚层状高阻值相间分布。自然电位曲线具明显负异常。该段为还原环境下的扇三角洲相沉积。
（三）烃源岩评价
1.烃源岩发育情况
该井钻遇的地层主要有白垩系、古近系新安村组＋乌云组、宝泉岭组及新近系富锦组。暗色泥岩纵向上主要发育在古近系宝泉岭组，泥质较纯，含砂较少，其他层位则厚度较薄。
宝泉岭组暗色泥岩很发育，该井钻遇宝泉岭组厚度1299.5m，其中，暗色泥岩累计厚度达996m，尤其是宝泉岭组一段暗色泥岩很发育，累计厚度达925 m，单层最大厚度331m，累计占地层厚度的67.2%。
新安村组＋乌云组暗色泥岩不发育，该井钻遇的古近系新安村组＋乌云组厚度237.7m，其中，暗色泥岩不发育，累计厚度仅为65m，单层最大厚度也不大，仅为6m，累计仅占地层厚度的27.1%。但从其它钻井统计结果看，新安村组＋乌云组的暗色泥岩也比较发育，仅次于宝泉岭组一段。累计厚度最高可达119.5m（方D 2井）。
白垩系暗色泥岩不发育，该井钻遇白垩系125m，其中，暗色泥岩累计厚度为16 m，占地层厚度的16.5%。
2.有机质丰度
方6井全井取心只有26.9m，仅在2380.5～2386.5m 井段（宝泉岭组一段）取到了暗色泥岩，其它岩心均为砂岩和砂砾岩。宝泉岭组暗色泥岩地化分析结果表明，该层段在方6井处有机质丰度较低，有机碳最大值为1.143%，平均为0.84%，按陆相生油岩有机质丰度划分标准评价，属中等生油岩。氯仿沥青“A”最大值为0.0118%，平均为0.0061%，生油潜量（mg/g），最大值为2.62mg/g，平均为1.11mg/g，按陆相生油岩有机质丰度划分标准评价，属较差生油岩。综合评价，宝泉岭组一段烃源岩丰度属于较差—较好的级别。
宝泉岭组二段未取心，新安村组虽然取心但未见暗色泥岩，白垩系虽然取心但未见暗色泥岩。
综合评价，方6井白垩系有机质丰度为较好烃源岩，宝泉岭组一、二段和新安村组为较差—较好烃源岩。
3.有机质类型
有机母质类型的确定主要依据镜下鉴定、干酪根元素组成、热解等方法。方6井2380.5～2386.5m 井段（宝泉岭组一段）泥岩用干酪根元素法划分有机质类型，干酪根元素H/C原子比为0.87～0.89,O/C 原子比为0.18～0.20，母质类型为ⅡB型。热解法划分母质类型为Ⅲ型。方正断陷其它井烃源岩样品的有机元素分析结果，有机质样品大部分列入ⅡB—Ⅲ型。
4.烃源岩有机质成熟度
方6井2380.5～2386.5m 井段（宝泉岭组一段）7块泥岩样品镜质体反射率分析结果，区间值为0.50%～0.56%，平均为0.53%；岩石热解最高峰温（Tm ax）区间值为426～429℃。表明宝泉岭组一段下部已进入低成熟阶段。
方正断陷内各层烃源岩以Ro≈0.5作为有机质开始生油的门限，以Ro≈0.7为大量生油阶段开始，则宝泉岭组二段的烃源岩基本上没有达到生油门限；宝泉岭组一段的烃源岩在南部凹陷带的浅部位没有成熟，深部位的烃源岩基本达到低成熟阶段，在北部的柞树岗向斜烃源岩基本已经进入生油门限，深部位的烃源岩已经进入生油高峰期，达到成熟阶段；达连河组的烃源岩在南部凹陷带和柞树岗向斜基本已经成熟，在中部凸起带仍然没有进入生油门限；新安村组和乌云组烃源岩除盆地边界附近外，均进入成熟阶段；白垩系的烃源岩均进入成熟阶段。
5.烃源岩综合评价
由于方6井取心较少，仅宝泉岭组一段见暗色泥岩，但据方6井处于方正断陷坳陷中心附近，沉积相分析宝泉岭组一段和白垩系为湖相，宝泉岭组二段和新安村组为滨浅湖和三角洲平原相的事实，综合评价，认为方6井白垩系有机质丰度为较好烃源岩，宝泉岭组二段和新安村组为较差—较好烃源岩，有机质类型为ⅡB—Ⅲ型。方6井宝泉岭组一段下部和新安村组进入低成熟阶段，白垩系进入成熟阶段，宝泉岭组一段和白垩系是主要的烃源岩。
（四）储层物性特征
通过对方6井取心层段岩心样品孔隙度和渗透率的分析数据统计，新安村组储层孔隙度在6.9%～14.7%之间，平均值为10.26%，渗透率（1.21～70.9）×10-3μm2，平均值为14.61×10-3μm2，属于中孔、中渗储层；白垩系储层孔隙度在0.9%～12.8%之间，平均值为4.64%，渗透率（0.01～2.81）×10-3μm2，平均值为0.21×10-3μm2，属于低孔、低渗储层。由各层段的储层物性比较来看，一般随着埋藏深度和年代的增加，孔隙度和渗透率减小，储层物性降低。
（五）试油及油源岩对比
方6井取心在2999.17～2999.60m 见到油浸0.38m，油迹3.53m，荧光10.14m，综合解释油层厚度34.2m，试油获日产1.2m3自然产能，压裂后获日产10.8m3高产工业油流。
含油分析结果显示油质轻、主峰碳数低。原油主峰碳为nC 13，正构烷烃碳数分布范围为nC7～nC 36。OEP为1.18，奇偶优势不明显，反映原油近成熟。宝泉岭组一段暗色泥岩（2380.5～2386.5m井段7块样品）饱和烃气相色谱，主峰碳为nC27～nC 29，正构烷烃碳数分布范围为nC 16～nC 36。OEP为2.29～2.98，表现出未成熟的特征。正构烷烃分布具有较大差异，二者没有亲缘关系，油中以低碳数烃为主，为轻质油，推测宝泉岭组之下的煤系地层为生油岩。
（六）钻探成果及其意义
方6井的部署发展创新了油气勘探的四大技术。第一是地层综合划分对比技术，钻井和地震资料结合实现了地震分层和地质分层统一，为后续研究奠定了坚实基础。第二是沉积学与层序地层学技术，利用岩心、测井和地震资料确定了沉积相带及其展布规律，发现了湖底扇沉积。第三是地震精细解释和岩性预测技术，在三维区进行了1×2测网的精细构造解释，落实了构造格局和构造圈闭，利用振幅资料对白垩系进行了岩性预测。第四是石油地质综合研究技术，确定了生、储、盖组合特征，预测了有利区带，优选了钻探目标。
方6井在依－舒地堑方正断陷首次见到含油显示，压裂后获日产10.8m3高产工业油流。方正断陷白垩系裂缝油层厚度较大，方6井白垩系日产油0.62m3，表明方正断陷白垩系具备石油勘探的前景，同时也预示整个大三江白垩系勘探有一定前景。方6井的发现是继海拉尔盆地之后大庆油田勘探史上的又一次重大发现，是依－舒地堑石油勘探的历史性突破，是大庆油田勘探史上首次在3000m 之下发现高产工业油流（松辽盆地2400m，海拉尔盆地2700m），是战略选区项目首次在陆上油气勘探获得的重大发现。方6井的发现展示了大三江探区白垩系具有良好的勘探前景，对实现大庆“百年油田”的资源接替具有重要意义，而且选区项目方6井的发现也是落实温家宝总理2006年8月10日关于“加强外围油气勘探”战略指示的重要举措。
⑺ 钻探地质成果
4.2.4.1 地层
该孔穿过地层为第四系及侏罗系、二叠系山西组和太原组（图4.19）。按自上而下的顺序叙述如下：
图4.19 预测区YJ＃验证井岩相、沉积相和层序地层综合柱状图
（1）第四系（Q）（0～312.00m）
厚312.00m。根据取心及测井资料，该段岩性主要为黏土、砂质黏土、细砂。
（2）侏罗系（J）（312.00～1730.0m）
底深1730.0m，厚1418.00m。岩性主要由细砂岩、粉砂岩、泥岩及沉积于底部的砾岩组成。其中，侏罗系底部的砾岩岩性为紫红色、灰白色，块状，砾石成分主要石英岩、灰岩、燧石结核，粒径0.50～ 5.00cm，分选度较差，磨圆度较差。
（3）山西组（P1s）（1730.0～1769.80m）
底深1769.80m，厚39.80m。岩性主要由泥岩、粉砂岩和煤层组成。
（4）太原组（P1t）（1769.80～1781.50m）
底深1781.50（未透），厚度大于1 1.70m。据测井资料，岩性主要由泥岩组成。
4.2.4.2 煤层
（1）2＃煤
2＃煤层底板深1738.65m，厚0.45m，不可采。顶板为泥岩，底板为泥岩。
（2）3＃煤
3＃煤层底板深1760.90m，煤层结构为5.35（0.65）1.75，纯煤厚7.10m。顶板为泥岩，底板为泥岩，夹矸为0.65的泥岩。
4.2.4.3 煤质
（1）物理性质和宏观煤岩特征
1）物理性质：3＃煤层呈黑色，黑色-褐黑色条痕，玻璃光泽，阶梯状、眼球状断口，内、外生裂隙发育，裂隙面充填方解石薄膜和星点、薄片状黄铁矿。3＃煤层煤类为1/3焦煤，容重为1.38。
2＃煤不可采、不是预测重点煤层。
2）宏观煤岩特征与结构：3＃煤层以亮煤、半亮煤为主，夹少量镜煤和丝炭，属半光亮-光亮型煤，细-中条带状结构，层状构造。
（2）煤的显微煤岩特征
1）凝胶化组分：3＃煤以镜质基质体为主，均质镜质体次之，间夹少量结构镜质体和充填状、条带状微粒体。
2）稳定组分：均以数量不等的小孢子群和薄壁角质体为主，其他稳定组分偶尔见到，其含量在山西组煤层中大于太原组。
3）无机组分：以分散粒状、包腔充填状黏土为主；氧化物类似粒状石英分布于黏土之中；硫化物类含量次于氧化物类，以星点状黄铁矿出现；碳酸盐类含量最小，以片状、脉状方解石充填于裂隙之中。各矿物杂质组合属黏土-氧化物-硫化物-碳酸盐。
（3）化学性质
本孔3＃煤层为1/3焦煤，化验时分为3层进行化验分析，其煤质特征见表4.7和附表2。预测区3＃煤层自然倾向特征、对CO2反应活性特征，可造性和煤尘特征见附表3至附表6。
表4.7 预测区3＃煤层煤质特征
注：括号内数字表示样品数。
4.2.4.4 煤层气
通过对所测的1件样品测试结果分析（附表7），3＃煤层煤层气成分均以氮气为主，占88.33％；有少量二氧化碳，占1.87％；甲烷含量为0。根据 《煤炭资源地质勘探规范说明》，该井田煤层气应属二氧化碳—氮气带范围（CH4 ＜ 10％）（表4.8）。
表4.8 预测区3＃煤层瓦斯测定
4.2.4.5 油苗
本验证井（YJ1）在1000～1100m侏罗系灰色砂岩、泥质粉砂岩裂隙内有大量油苗显示（图4.20），这对预测区及其外围油气勘探具有重要指示意义。
图4.20 验证井（YJ＃）侏罗系油苗显示（1000～1100m）
预测区油气饱和烃色谱对比（图4.21）和色参数对比（表4.9）说明，1046m和1071 m油岩特征一致，Pr/Ph（姥鲛烷/植烷）小于1000m裂缝油，而前者Ph/nC18大于后者，表明前者具更强的还原水环境。
图4.21 预测区油气饱和烃气相色谱对比
表4.9 预测区油气饱和烃色参数对比
注：OEP：奇偶优势；CPI：偶碳优势。
预测区油气饱和烃色质对比（图4.22）、烃萜烷热演化参数和环境及母质参数对比（图4.23）说明原油处于低成熟—成熟阶段，1000m原油母质略差于下部原油，泥岩最好；1000m原油盐度略低于下部原油，泥岩最高。
图4.22 预测区油气饱和烃色质对比
图4.23 预测区油气饱和烃萜烷热演化参数、环境及母质参数
综合油气饱和烃有机地球化学分析结果，预测区原油大致分为两类：一类以1000m处原油为代表，具有高Pr/Ph比值和低γ蜡烷丰度的特征；二类以1046m和1071m处原油为代表，具有与前者相反的特征。由于煤成油Pr/Ph（姥鲛烷/植烷）一般＞2.0，属于氧化环境，所以，预测区两类原油明显不同于煤成油（图4.24），应来自湖相泥岩。下部两个原油与1046m处粉砂质泥岩抽提物有一定相似性，但该泥岩样品有机碳含量仅有0.49％，生烃潜量只有0.78mg/g，属于非常差烃源岩，难以生成大规模原油，原油应主要来自有机质丰度高的沉积中心区。
图4.24 典型煤成油饱和烃气相色谱图（石炭-二叠纪残殖煤加温350℃时）
4.2.4.6 地温
对本孔进行了2次简易测温工作（表4.10，表4.11），平均地温梯度为1.9℃/100m。煤系地层地温梯度为1.8℃/100m。该区有开发地热资源的潜力。
表4.10 杨集预测区YJ＃验证孔测温记录（第一次）
表4.11 杨集预测勘探区YJ＃孔井测温记录表（第二次）
⑻ 钻探方法及钻孔结构
1.钻探方法
全井采用泥浆正循环、牙轮钻头无芯钻进。
选用设备有：GZ-2000水源钻机，TBW-850/50泥浆泵，24m四脚钻塔，160kW电动机，90kW电动机，120kW柴油发电机组1台（备用），Φ203mm～Φ121mm钻铤和Φ73mm钻杆，准备钻具总长大于1500m。
2.施工工艺
选用的施工工艺流程如图4-13所示。
图4-13 地热水井钻探施工工艺流程图
3.钻井过程简述
西岙-1号地热井于2005年11月1日开钻施工，2006年5月25日钻井工程结束。
施工中，一开用Φ445mm钻头钻至35m，下入Φ340mm石油套管，水泥封固。
二开用Φ311mm钻头钻至380m，下入Φ245mm石油套管，水泥封固。
三开用Φ152mm钻头钻至1230m，裸眼成井。
施工中按照设计要求进行了岩样的采集编录，基岩层共采样598个，取样间隔为2m，岩性描述见成井结构图（见图4－14）。
钻进中，860～865m、886～891m、924～930m三段冲洗液有较大漏失，泥浆消耗量分别为3m3、5m3和3m3，且钻进效率为每小时1m。除此而外，930～1180m段钻进效率为每小时1m，但泥浆无漏失；全孔其他段钻进效率一般低于0.8m或更低，冲洗液无漏失（930～1230m段）或正常消耗（0～860m）。
西岙-2号地热井于2008年5月22日开钻施工，2008年10月26日钻至1450m完钻。
一开钻进用Φ445mm牙轮钻头，钻进至22m见基岩，下入Φ377×10.03mm井口管，套管起止深度0～22m，套管外人工填土夯实，井口部位水泥封固。
二开钻进用Φ311mm牙轮钻头，钻井液采用低固相轻质泥浆，钻进至400.50m，下入J55钢级Φ245×10.03mm技术套管，套管起止深度0.00～400.50m。进行管外全孔段水泥固井。固井采用宁波海螺水泥有限公司生产的“海螺”牌水泥，水泥浆平均密度1.85g/cm3，水泥候凝72h。
三开用Φ216mm牙轮钻头钻进，2008年10月26日钻进至1450m，完钻。
图4-14 西岙-1号成井结构图
西岙-1号井的钻探岩样鉴定如表4-8所示；西岙-2号井钻探的地层情况与1号类似，如表4-9所示。
表4-8 西岙-1号地热井钻探岩样鉴定成果表
表4-9 西岙-2号地热井钻探岩样鉴定成果表
⑼ 钻探工程施工进度表
这个比较笼统了，不过你可以说具体些吗？是不是一口井的具体施工，还是包括前期的钻前工程，还有完钻后的完井、下油套、压裂以及采油等程序？
⑽ 方4井钻探成果
方6井获得工业油流，说明下凹找油认识正确，但其烃源岩和储层特征及油藏类型尚不清楚。2007年在方正断陷有利区的更深部位部署了方4井，该井位于黑龙江省通河县乌鸦泡镇柞树岗村五队东南，于2007年3月9日开钻，6月15日完钻，设计井深4400m，完钻井深3400m；完钻层位：白垩系。方4井录井岩屑录井见荧光显示11层36m，于宝一段、乌云组、白垩系共进行了4段钻井取心，见油浸砂岩25.51m，油斑砂岩2.10m，油迹砂岩2.60m，荧光砂岩2.40m，总计32.61m。
（一）地层特征
方4井自上而下揭示的地层依次为第四系，新近系富锦组，古近系宝泉岭组、新安村组、乌云组，白垩系（未钻穿）。本井缺失古近系达连河组。
1.新近系富锦组
井深46.0～664.5m，厚618.5m。上部为绿灰色泥岩、粉砂质泥岩与杂色砂质砾岩呈不等厚互层，中、下部为杂色砂质砾岩夹薄层绿灰色、灰色泥岩、粉砂质泥岩。双侧向视电阻率曲线下部为厚层状高阻值夹齿状低阻值。自然电位曲线具小幅度异常。与下伏地层呈不整合接触。
2.古近系宝泉岭组二段
井深664.5～1471.0m，厚806.5m。顶部为灰色泥岩、粉砂质泥岩，上部为绿灰色、深灰色、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、砂质砾岩呈不等厚互层；中、下部为灰色、杂色砂质砾岩，灰色泥质粉砂岩、粉砂岩夹深灰色泥岩、粉砂质泥岩。双侧向视电阻率曲线为厚层状、山峰状高阻值夹不规则齿状、山峰状、尖峰状中、低阻值。自然电位曲线于砂岩、砾岩处具中等幅度负异常。该段为还原环境下的深水扇相沉积。
3.古近系宝泉岭组一段
井深1471.0～2846.5m，厚1375.5m。上部为深灰（偶见绿灰色）色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、砂质砾岩呈不等厚互层；下部为大段深灰色、黑灰色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、砂质砾岩薄层。双侧向视电阻率曲线上部为齿状低阻值与厚层状、山峰状中、高阻值相间分布，中部为不规则齿状中阻值夹尖峰状中、高阻值，下部为不规则齿状低阻值夹尖峰状中阻值。自然电位曲线于上部砂岩、砾岩发育处具中、小幅度负异常。该段为还原环境下的深水扇－半深湖相沉积。与下伏地层呈不整合接触。
4.古近系新安村组＋乌云组
井深2846.5～3247.5m，厚401.0m。上部为灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、含砾细砂岩、砂质砾岩为主夹黑灰色、灰黑色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩；下部为黑色煤层、黑褐色油页岩、与灰黑色、黑灰色泥岩、粉砂质泥岩呈不等互层，靠底部以灰色粉砂岩、含砾粉砂岩为主夹黑色煤层。双侧向视电阻率曲线为厚层状、山峰状、尖峰状中、高阻值夹不规则齿状低阻值。自然电位曲线于砂岩、砾岩、煤层发育处具中等幅度负异常。该段为还原环境下的扇三角洲－沼泽化湖相沉积。与下伏地层呈不整合接触。
5.下白垩统
井深3247.5～3400.0m，厚152.5m（未钻穿）。上部为灰色、绿灰色、深灰色泥质粉砂岩、含泥粉砂岩、含砾细砂岩、灰色、杂色砂质砾岩，灰色荧光含砾细砂岩、灰色油迹、油斑砂质砾岩夹灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩；下部为杂色砂质砾岩夹灰色泥质粉砂岩、含砾细砂岩。双侧向视电阻率曲线为厚层状、山峰状中、高阻值相间分布。自然电位曲线具明显负异常。该段为氧化环境下的河流相沉积。
（二）烃源岩特征
宝泉岭组一段泥岩有机碳含量在0.40%～2.12%之间，平均为1.31%；氯仿沥青“A”含量在0.01%～0.097%之间，平均含量为0.025%；总烃含量为（154.5～885.5）×10-6，平均含量为262×10-6；生烃潜力在0.13～3.25mg/g之间，平均值为1.2mg/g；烃转化率平均值为1.2，综合评价为差烃源岩。宝泉岭组一段烃源岩在凹陷带的浅部位未成熟，深部位的烃源岩基本达到低成熟阶段。
新安村组＋乌云组泥岩有机碳含量在0.48%～3.16%之间，平均为1.46%；氯仿沥青“A”含量在0.016%～0.19%之间，平均含量为0.11%；总烃含量为（325.1～2810.5）×10-6之间，平均含量为1094×10-6；生烃潜力在0.26～2.56mg/g之间，平均值为0.97mg/g；烃转化率评价值为1.44。煤岩有机碳含量高达27%～30%，氯仿沥青“A”为0.94%～1.66%，总烃含量为（2812.9～6703）×10-6，生烃潜力为81.77～118.2gm/g。显然，无论是泥岩还是煤岩有机质丰度相对均较高，综合评价为较好烃源岩。新安村组＋乌云组大多数样品干酪根类型集中分布于Ⅱ1型范围内，表征其生源母质的输入以兼有高等植物和菌藻类微生物的双重贡献为特征。新安村组＋乌云组烃源岩除盆地边界附近外，均进入成熟阶段。
下白垩统泥岩有机碳含量在0.76%～3.1%之间，平均为1.51%；氯仿沥青“A”含量在0.053%～0.089%之间，平均含量为0.072%；总烃含量为（419.8～698.7）×10-6之间，平均含量为559.2×10-6；生烃潜力在0.53～4.5mg/g之间，平均值为2.08mg/g，烃转化率平均值为2.16，综合评价为较好烃源岩（样品少，仅供参考）。白垩系的烃源岩均进入成熟阶段。
（三）储层特征
方正断陷方4井全井段各组砂地比一般都在30%～70%之间，除宝一段外，其余储层均十分发育。
新安村组＋乌云组以灰色岩屑粉砂岩、细砂岩和砂质砾岩为主。岩屑成分为酸性喷出岩。砂岩单层厚度一般小于5m。粘土矿物含量5%～9%，以高岭石为主。粉砂岩、细砂岩、含砾细砂岩单层厚度1～4m，砂质砾岩厚度较大，一般单层厚度大于3m，最厚达15.8m。新安村组＋乌云组储层平均孔隙度9.74%，平均渗透率1.24×10-3μm2，新安村组—乌云组上部和底部均为低孔、低渗型储层。
下白垩统由杂色、灰色砂质砾岩和不等粒砂岩组成。所钻穿的地层中，上部以含砾细砂岩为主，单层厚3～5m，下部地层以杂色砂质砾岩为主，单层厚度超过50m。白垩系储层平均孔隙度4.13%，平均渗透率0.44×10-3μm2，下白垩统为致密—超致密型储层。
（四）盖层特征
方4井主要有3段盖层：①方4井新安村组—乌云组3103～3209m 井段，以泥岩为主，总厚度63m，粉砂质为辅，厚度15m。泥岩中夹有薄层泥质粉砂岩、油页岩、煤层和煤线等；②宝泉岭组一段2180～2846m 井段，为大套泥岩沉积，是本区主要生油岩之一，更是方正断陷区域性盖层；③宝泉岭组一段1500～2180m 井段，虽然泥岩层总厚度有100m，但是砂泥岩的厚度比过大，仅有一层泥岩厚度为10.12m，有5层泥岩的单层厚度为3～5m，其余泥岩层的厚度均小于3m。薄层泥岩稳定性差，平面分布范围小，不稳定，且在有断层出现时，由于厚度小，不易形成侧向封堵，难以形成有效的盖层。
（五）生储盖组合评价
方4井自下而上有3套储盖组合。其中，下部2套储、盖组合较好，但储层岩性致密，物性差；上面的组合盖层质量差。
1.白垩系—新安村组＋乌云组下段储盖组合
由下部的白垩系砂砾岩储层和上覆的新安村组＋多云组下段泥岩和粉砂质泥岩组成。
储层井段3209～3400m，以砂质砾岩为主，单层厚度最大达50m，总厚度95m。含砾细砂岩次之，总厚度39m，单层厚度3～6m。还有粉砂岩、细砂岩19m，多数单层较薄。盖层井段3103～3209m，以泥岩为主，总厚度63m，粉砂岩为辅，厚度15m。泥岩中夹有薄层泥质粉砂岩、油页岩、煤层和煤线等。
本段储盖组合的主要特征是储层物性差，孔隙度平均4.13%，渗透率平均0.44×10-3μm2，属于特低孔、特低渗储层。本组合的另一个特点是油源单一，仅有白垩系油源，上部生油层的油源除非有大型的、垂向断距大、较为发育的断裂系统，否则无法向下部的储层运移。
2.新安村组＋乌云组——宝泉岭组一段下部储盖组合
由新安村组＋乌云组上部的储层和宝泉岭组一段下部的大套泥岩盖层组成。
储层井段2846～3103m，岩性主要为砂质砾岩，有3层砂岩单层厚度13～16m,9层砂岩单层厚度3～5m，其余为薄砂层，总厚度115m。含砾细砂岩也是重要储层，但是单层厚度小于4m，总厚度33.6m。盖层井段2180～2846m，为大套泥岩沉积，是本区主要生油岩之一，更是方正断陷区域性盖层。大套泥岩盖层中发育的深水扇砂体，是油气聚集的有利场所。
本段组合的特点是盖层条件好，距下部新安村组＋乌云组和白垩系生油层近。但缺点是储层物性差，如前所述，为特低孔、特低渗储层。同时，大套泥岩盖层中发育的砂体是寻找隐蔽油气藏的重要目标。
3.宝泉岭组一段上部储盖组合
由宝泉岭组一段上部的砂岩夹泥岩组成，井段1500～2180m。
本段储盖层组合的优点是储层发育，岩性以砂质砾岩为主，单层厚度5～25m，总厚度超过340m。粉砂岩次之，单层厚度小于5m，总厚度92m。还有总厚度超过40m的细砂岩。
本段组合的另一个优势是垂向上位于宝泉岭组一段下部的大套生油岩之上，位于油气垂向运移指向上，有利于油气运移和聚集。本段组合的缺点是盖层不发育，虽然泥岩层总厚度有100m，但是砂泥岩的厚度比过大，仅有一层泥岩，厚度为10.12m，有5层泥岩的单层厚度3～5m，其余泥岩层的厚度均小于3m。薄层泥岩稳定性差，平面分布范围小，不稳定，且在有断层出现时，由于厚度小，不易形成侧向封堵，难以形成有效的盖层。
综合评价，本段储盖组合较差，由于盖层条件差，不利于形成大型油气藏。
（六）试油及油源对比
方4井在古近系钻遇厚油层，含油层段：3213～3305m，古近系新安村组＋乌云组：油层27.4m/2层，其中42号层单层厚度为26.4m；白垩系解释裂缝型差油层：56.4m/2层，总厚度83.8m。射开新安村组＋乌云组3213.6～3240m 井段，压裂后9.52mm油嘴自喷获日产原油78.787t，天然气22522m3。
综合分析认为，42号层（3213.6～3240.0m，厚26.4m）含油级别最高，达到油浸级别，有效厚度较大，优选42号层进行试油压裂。
该层全部进行了钻井取心，岩性为浅棕灰色油浸含砾细砂岩、油浸细砂岩、油浸粉砂岩，灰色油斑粉砂岩，灰色油迹含泥粉砂岩。此层取心共见油浸24.51m，油斑1.61m，油迹0.38m，荧光0.05m；油浸含油饱满，均匀，油气味浓，为轻质油特征，滴水试验不渗，呈半球状，滴酸无反应，浸水试验无反应，荧光普照：亮黄色，系列对比9级，浅黄色；气测录井见4层气测异常显示，全烃含量最大值为5.35%，一般为4.75%，基值为1.3%，比值4.1倍；岩心热解分析：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为2.36，原油性质为轻质油，呈差油层特征；荧光显微分析、轻烃分析均为油层特征，录井综合解释为油层。该层电阻率为74.7Ω·m，深感应电阻率63.1Ω·m，岩石密度2.42g/cm3，处理泥质含量17.3%，测井解释有效孔隙度11.8%，渗透率为3.61×10-3μm2，测井解释也为油层。
试油压裂结果：试油求得自然产能4.04m3，压裂后得到96m3高产工业油流。
从原油的物理性质看：方4井原油密度为0.8008g/cm3，黏度为1.35mm2/s，初馏点43℃，凝固点为13℃，含蜡6.9%。原油具有低密度、低黏度、低凝固点、低含蜡的特点，为低蜡轻质油。
原油的族组成分析结果表明：方4井饱和烃含量为76.31%，芳烃含量为15.12%，总烃含量达91.43%，非烃含量为7.38%，沥青质含量为1.19%。表现出高饱和烃、低非烃、低沥青质的特点。方6井饱和烃含量为74.09%，芳烃为19.00%，总烃含量达93.09%，非烃含量为5.04%，沥青质含量为1.87%。显然与方4井各项数据基本相同，表现出高饱和烃、低非烃、低沥青质的特点。两口井原油的物理性质基本相同（表5-1），显示出煤成烃的特征。
表5-1 方4井和方6井原油参数对比
续表
从饱和烃色谱特征图看（图5-1），方4井原油正构烷烃的分布基本上呈单峰型，主峰碳为C19，碳数分布范围在C13～C30，无明显的奇偶优势，OEP值为1.02～1.06，表现出成熟原油的特征，姥鲛烷占优势，Pr/Ph为4.04～4.45，为弱氧化沉积环境。由此看来，两口井原油特征及沉积环境极为相似，为同一油源。
图5-1 方4井油砂和方6井原油饱和烃色谱特征
从方4井萜烷和甾烷类生物标志物油－岩对比图中看出（图5-2），方4井油砂与3175m 煤的生物标志物特征基本相似，主要表现在萜烷中以C30霍烷为主，其次为C29降霍烷，C21升霍烷中22S和22R峰值相对小，几乎未见到伽马蜡烷，表明以淡水湖相沉积为主，而其它泥岩的C30霍烷与C29降霍烷峰值基本相当，C21升霍烷中22S和22R 峰值相对高；甾烷中油砂与煤的重排甾烷相对丰富，C27R甾烷与C29R 甾烷峰值基本相当，C29αββ含量相对较高，显示出成熟特征，其它泥岩样重排甾烷相对较少，甾烷中C29αββ含量相对较低，成熟度较低，以C29R甾烷占优势，构成C29>C27>C28的分布特征。
图5-2 方4井生物标志物油－岩对比图
上述对比结果表明，方4井新安村组＋乌云组的原油与本层煤系地层具有很好的可比性，均为淡水沉积环境下发育的煤系源岩，虽然原油的成熟度稍高于本井新安村组＋乌云组烃源岩。但是推测该油可能来自凹陷更深部的新安村组＋乌云组成熟的煤系地层，属于自生自储油藏。此外，由于白垩系烃源岩尚未揭示，不排除生油的可能。
（七）钻探成果及其潜力分析
方4井获得日产96m3高产工业油流，实现了方正断陷产能的突破。方4井宝泉岭组二段烃源岩均未达到成熟，没有有效烃源岩分布。宝泉岭组一段有效烃源岩主要分布在方正断陷北部的柞树岗向斜及其以北地区，该段暗色泥岩已经进入生油门限，深部已经达到低熟。宝泉岭组一段虽然氯仿沥青“A”指标略低，但是暗色泥岩厚度大，应具有少量的生烃潜力。据前人研究成果，达连河组暗色泥岩在南部凹陷和柞树岗向斜基本已经成熟，在中部凸起虽然没有进入生油门限，但是本井达连河组暗色泥岩缺失。新安村组＋乌云组暗色泥岩均已进入生油门限，而且大部分地区成熟；有效烃源岩分布广，有机质丰度也较高。新安村组和乌云组有效烃源岩面积大，因此新安村组＋乌云组暗色泥岩具有较好的生烃潜力。白垩系烃源岩均已达到成熟，从白垩系沉积古地理环境来看，断陷大面积为半深湖－深湖相，白垩系有效烃源岩面积大，推测白垩系具有较好的生烃潜力。但是，方4井没有位于白垩系暗色泥岩发育区，钻探结果显示白垩系岩性偏粗，有效生油岩厚度小。从上述生油条件分析，方正断陷找油应围绕新安村组＋乌云组烃源岩展开，同时要考虑断层在油气运移和保存过程中的作用，尤其是要寻找早生早排的有效圈闭带。