達連河地理位置
1. 全國油頁岩開發目標優選
(一)優選方法
根據約束油頁岩開發利用的因素，以含礦區為基本評價單元，通過定性與定量分析相結合，確定評價單元的綜合優度(即綜合優選評價積分值，是評價參數優劣程度的綜合反映)，並進行優先排序，提出適合近期、中期、遠期油頁岩開發利用的目標區。具體而言，就是採用德爾菲法和層次分析法確定優選參數及其權重，採用中位值法對參數賦值，採用綜合指數評價法進行積分排序。應用專家系統技術、計算機模擬技術、系統分析及評價等方法，建立智能性決策支持系統;然後按照計算機模擬優選流程(圖5－2)，優化選擇油頁岩有利開發目標區。
1.評價單元選取
本次工作把油頁岩有利開發目標區優選的評價單元定為含礦區。含礦區是由一系列在空間、時間、成因上緊密相連的礦床組合而成的含礦地區。油頁岩含礦區與礦田、煤田、油田等概念相對應。
本次工作把勘查程度達到勘探、詳查階段的油頁岩含礦區列為優選單元，共篩選出30個油頁岩含礦區進行目標優選。即吉林樺甸、羅子溝，遼寧撫順、朝陽，黑龍江達連河，內蒙古奈曼、河北圍場清泉、豐寧大閣、豐寧四岔口、盧龍鹿尾山，山東昌樂五圖、兗州、黃縣，河南欒川潭頭，陝西銅川，甘肅華亭、崇信、窯街、炭山嶺、海石灣，廣東電白、高州、茂名，海南儋州、海口，廣西欽州，江蘇金壇土山西，雲南維西，青海小峽，新疆妖魔山。
近期開發目標區為優選的近期有利開發目標區，綜合評價積分值＞55分，包括遼寧撫順、廣東茂名、高州、電白、吉林樺甸、甘肅窯街、吉林羅子溝、山東黃縣等8個油頁岩含礦區。
中期開發目標區為優選的中期有利開發目標區，綜合評價積分值為55～50分，包括內蒙古奈曼旗、新疆妖魔山、黑龍江達連河、陝西銅川、河北豐寧大閣、四岔口、山東兗州等7個油頁岩含礦區。
遠期開發目標區為優選的遠期有利開發目標區，綜合評價積分值為＜50分，包括河北盧龍鹿尾山、山東昌樂五圖、甘肅炭山嶺、青海小峽、廣西欽州、甘肅崇信、華亭等7個油頁岩含礦區。
優選出的22個油頁岩開發利用目標區(含礦區)的油頁岩資源量總和為175.95×108t，可轉化頁岩油資源量11.55×108t。其中:
探明資源儲量63.05×108t，可轉化頁岩油資源儲量4.01×108t;
控制資源儲量72.66×108t，可轉化頁岩油資源儲量4.86×108t;
推斷資源量15.14×108t，可轉化頁岩油資源量1.19×108t;
預測資源量25.12×108t，可轉化頁岩油資源量1.49×108t。
可以看出(圖5－4，圖5－5):近期開發目標區油頁岩總資源量133.25×108t，佔到75%;查明資源儲量123.15×108t，佔82%。中期開發新增目標區油頁岩總資源量22.00×108t，佔到13%;查明資源儲量16.92×108t，佔11%。遠期開發新增目標區油頁岩資源量20.70×108t，佔到12%;查明資源儲量10.76×108t，佔7%。近期開發目標區後續接續資源不足，會制約油頁岩資源產業的發展。為保證油頁岩作為石油能源的替代產品，維護國家的能源安全，應進一步加大油頁岩資源的勘探力度。
圖5－4 油頁岩開發目標區資源量分布統計圖
圖5－5 油頁岩開發目標區資源儲量分類統計圖
2.定量與定性綜合優選結果
目前已經開發或已經有開發方案和投資規劃的油頁岩含礦區有撫順、樺甸、羅子溝、窯街、黃縣、林口、儋州、巴格毛德。這些油頁岩含礦區大部分與優選的I類目標區一致。黑龍江林口與內蒙巴格毛德油頁岩含礦區沒有參加開發優選，是因為勘查程度低;海南儋州沒有進入I類目標區，是因為其平均含油率小於5%，在目前的經濟技術條件下進行開發存在市場風險，被濾掉了。
以開發優選分類為基準，根據近期是否可以形成生產能力，把已經有開發方案、正在規劃建設的含礦區分配到三類優選目標區中。另外，從動態的角度來分析，即在未來國家加大油頁岩資源勘查力度的情況下，將未來有潛力的含礦區納入規劃。則共有28個油頁岩含礦區進入近期、中期、遠期開發目標區(表5－5，圖5－6)。
表5－5 動態Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類開發目標區油頁岩資源分類表
近期(2009～2010年)目標區有:撫順、樺甸、羅子溝、黃縣、窯街、林口、茂名、電白、高州。這些含礦區已經探明的儲量是近期可以開發利用的資源。
中期(2011～2020年)目標區有:海南儋州、巴格毛德、兗州、奈曼旗、銅川、達連河、妖魔山、四岔口。這些含礦區已經探明、控制的資源儲量是中期可以開發利用的資源。
遠期(2021～2030年)目標區有:炭山嶺、昌樂五圖、華亭、小峽、松南(包括原松南、長嶺、登婁庫、農安)，吳城、博格達山北麓、銅川—子長。
從資源情況來看，28個油頁岩含礦區的油頁岩總資源量為4557.49×108t，可轉化為頁岩油資源量271.43×108t。其中(表5－5，圖5－7):
探明資源84.10×108t，可轉化為頁岩油資源5.05×108t;
控制資源865.33×108t，可轉化為頁岩油資源42.90×108t;
推斷資源58.34×108t，可轉化為頁岩油資源2.76×108t;
預測資源3549.58×108t，可轉化為頁岩油資源220.72×108t。
可見，如果加大勘查力度，我國油頁岩資源潛力巨大，分布合理，油頁岩資源開發利用前景樂觀。
2. 哈爾濱達連河鎮一六年全年積溫是多少
哈爾濱達抄連河鎮全年積溫2500-2700℃。
二零一六年還沒過完，哈爾濱達連河鎮全年積溫尚無法統計，只能根據往年的積溫記錄推算，由於達連河鎮在黑龍江省積溫帶中處於第二積溫帶，其全年積溫在2500-2700℃之間。
達連河鎮地理屬寒溫帶大陸性季風氣候。總的特點是四季分明，差異顯著，干濕懸殊，寒暑俱烈。
春季，3-5月，冷暖空氣交替激烈，氣溫回升快，天氣多變。風力強，降水少，蒸發量大。
夏季，6-8月，暖空氣活動強盛，由於氣溫氣壓變化，造成高溫多雨現象。山區多對流雨，平原多鋒面雨。
秋季，9-10月，暖空氣減弱，北方冷空氣增強，氣溫降低快。風力增大，雨量大減。
冬季，11-2月，在強大的冷空氣控制下，氣溫低，降水少，寒風凜烈。
3. 清河林業局的地理位置
清河林區位於小興安嶺南麓，松花江中游北岸 ,通河縣清河鎮北側。東鄰依蘭縣，西接興隆林業局回，北靠朗鄉答林業局，南與達連河煤礦、哈依煤氣隔江相望。南北長38公里，東西寬39公里。地理坐標為東經128°44′52″～129°23′15″，北緯46°05′58″～46°
33′19″。
4. 全國普查以上油頁岩資源分布特徵
(一)油頁岩含礦區分類及分布
勘查程度達到普查階段及以上的全國66個油頁岩含礦區分布在我國的42個盆地中。根據油頁岩資源規模、勘查程度及開發狀況，將有勘查工作的油頁岩含礦區分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類。
1.Ⅰ類油頁岩含礦區
Ⅰ類油頁岩含礦區是指勘查程度高、有一定油頁岩查明資源儲量規模並且已開發的油頁岩含礦區。這類含礦區分布在撫順、茂名、敦密、羅子溝等4個盆地中的6個油頁岩含礦區，油頁岩總資源量122.49×108t。其中，查明資源儲量112.54×108t(探明58.23×108t，控制53.85×108t，推斷0.46×108t)，預測資源量9.94×108t。
2.Ⅱ類油頁岩含礦區
Ⅱ類油頁岩含礦區是指勘查程度低、有一定油頁岩查明資源儲量規模但未開發的油頁岩含礦區。這類含礦區分布在松遼、鄂爾多斯、黑山、朝陽、建昌、渤海灣、膠萊、桐柏、民和、北部灣、銀額、准格爾等12個盆地中的30個油頁岩含礦區，油頁岩總資源量2999.11×108t。其中，查明資源儲量919.04×108t(探明25.78×108t，控制839.16×108t，推斷54.11×108t)，預測資源量2080.07×108t。
3.Ⅲ類油頁岩含礦區
Ⅲ類油頁岩含礦區是指勘查程度低，有少量油頁岩查明資源儲量且未開發的油頁岩含礦區。這類含礦區分布在依蘭－伊通、林口、楊樹溝、大楊樹、阜新、豐寧、四岔口、鳳山、圍場、姜家營、燕河營、濟寧、潭頭、河套、六盤山、西寧、柴達木、那彭、欽州、句容、湘鄉、版石、萍鄉、楚雄、思茅－蘭坪、羌塘等28個盆地中的30個油頁岩含礦區，油頁岩總資源量35.71×108t。其中，查明資源儲量14.84×108t(探明1.07×108t，控制8.63×108t，推斷5.13×108t)，預測資源20.88×108t。
I類油頁岩含礦區的油頁岩總資源量佔到普查以上66個礦區的3.9%，Ⅱ類油頁岩含礦區油頁岩資源佔95.0%，Ⅲ類油頁岩含礦區油頁岩資源佔1.1%(圖4－6)。因此，油頁岩資源大多分布在Ⅱ類含礦區。
圖4－6 分類含礦區油頁岩資源量分布
(二)油頁岩含礦區按層系分布特徵
全國勘查程度達到普查階段以上的66個油頁岩含礦區按層系劃分如下(表4－11)。
表4－11 不同地理環境油頁岩含礦區分布表
圖4－15 全國油頁岩資源地理環境分布統計圖
5. 油頁岩特徵
1.油頁岩物理特徵
中國油頁岩一般顏色呈灰褐色、褐黃色、深灰色、灰黑色，少數呈灰綠色或雜色。油頁岩含油率越高，顏色及色調越深。光澤一般為暗淡光澤、油脂光澤或瀝青光澤。斷口呈參差狀或貝殼狀等，並呈薄層頁片狀、紋層狀構造，還見有中厚層狀和塊狀構造。一般緻密較堅硬，層理、紋理發育時較脆和易碎。在層理面上常見有軟體動物等化石分布，油頁岩中還常見有樹皮結構、木質結構的鏡質體。
油頁岩常與含炭質粉砂岩、泥質粉砂岩、泥灰岩等以中薄層狀互層產出，有時夾有砂岩透鏡體或夾層，有時與泥岩或煤層互層。總的分布特徵是：富礦油頁岩比貧礦油頁岩顏色深，光澤相對較強，用指甲刻劃時出現明顯油脂。南方地區油頁岩的顏色比西北、東北和華北地區淺，前者呈深灰-灰褐色，後者多為灰褐色、褐色和黑色。油頁岩的顏色與其中有機質的顏色有關，與油頁岩中的無機礦物質也有一定的關系。此外，新采出油頁岩因水分多顏色較深，但儲存時間長後，水分減少並受到氧化作用，顏色可能變淺。
2.油頁岩礦物及微量元素特徵
油頁岩一般是一種由細碎屑礦物物質組成的沉積物，主要成分是方解石、石英、伊利石、蒙脫石、鈉長石、鉀長石、黃鐵礦，同時還富含鈦、銀、錳、鋇、硼、鉻、鉛、釩、鎳、銣、鋅和鋯等微量礦物。有時存在火山灰、硫化物和磷酸鹽。油頁岩中礦物質成分的變化取決於油頁岩古地理位置和環境條件，其沉積環境可從海相過渡到陸相。
頁岩常常是多金屬元素的富集層，如中歐曼斯菲爾德的含銅頁岩（二疊紀）、澳大利亞的富集鉛鋅礦的蒙特頁岩、美國印第安納州的富銅鉬的新奧爾巴尼頁岩以及中國南方黑色頁岩釩礦床（張愛雲，1987）和南方富 Ni-Mo 的多金屬黑色頁岩（范德廉，1987）等。通過微量元素分析，油頁岩中稀土元素較富集。以中國東北地區為例，油頁岩中鑭（La）、鈰（Ce）、鐠（Pr）、釹（Nd）、釤（Sm）、銪（Eu）等稀土元素，銣（Rb）、鍶（Sr）、鋯（Zr）、鈮（Nb）、銫（Cs）等稀有金屬元素較為豐富。當某種微量元素達到一定數量時，在開發油頁岩時可綜合開發利用。
3.油頁岩有機碳含量
從所採集的典型油頁岩樣品有機碳含量分析數據可見，最小的有機碳含量為7.48%；測試樣品中全國油頁岩有機碳平均含量為21.46%，有機碳含量較高，有機碳含量7%～20%的油頁岩主要分布在黑龍江達連河、新疆妖魔山、遼寧撫順、廣東茂名、吉林羅子溝、新疆三工河等地區；最大有機碳含量為38.02%，有機碳含量20%～40%的油頁岩主要分布在新疆妖魔山、廣東茂名、陝西銅川、黑龍江達連河、遼寧撫順、吉林樺甸、內蒙古東勝等地區。通過油頁岩含油率與有機質含量的統計分析可見，油頁岩的含油率與其有機碳含量存在一定的正相關性，含油率越高其有機碳的含量越高。
4.油頁岩成熟度
油頁岩成熟度的確定主要藉助黏土礦物的標志及油頁岩中油頁岩的熱解參數和鏡質組反射率特徵值。
中國14個地區油頁岩全岩X衍射分析表明，黏土礦物中高嶺石的含量相對較大，其次為伊利石和伊矇混層礦物。高嶺石含量最高者為黑龍江達連河地區油頁岩，可達57%，其次為廣東茂名、甘肅窯街、內蒙古東勝地區頁岩。蒙脫石含量分布不均勻，所測樣品中只有吉林樺甸油頁岩中有分布，且蒙脫石的含量高達57%。油頁岩中還分布有菱鐵礦、黃鐵礦，偶見少量的方沸石。
中國8個地區油頁岩的鏡質體反射率（Ro）的變化范圍為0.41%～0.60%。
5.油頁岩工藝性質
油頁岩工藝性質包括含油率、灰分產量、發熱量等工業指標，是評價油頁岩的重要指標。
A.含油率
通常把含油率大於6%以上的油頁岩稱為富礦，低於6%的油頁岩稱為貧礦。中國東部的兗州、老黑山、黃縣的油頁岩含油率較高，其含礦區油頁岩平均含油率分別為16.1%、15.1%和13.8%。含油率大於10%的含礦區還有西部的小峽、博格達山北麓和東部的林口盆地。
B.灰分
如果油頁岩灰分產率較高，必須對灰分加以利用。灰分成分的不同會影響其熔點的高低，是選擇干餾和燃燒爐型的重要依據。按照煤灰分成分分類，中國大多數油頁岩的灰分屬硅質灰分或硅鋁質灰分，個別地區如依蘭和樺甸含礦區為鐵質灰分。與國外油頁岩灰分相比，中國油頁岩缺少鈣質灰分。
C.發熱量
油頁岩發熱量，是指每單位質量的油頁岩完全燃燒時產生的熱量。中國油頁岩的發熱量在各地區差別很大，同一地區不同層位的油頁岩發熱量也不相同。油頁岩發熱量與灰分相關性十分密切，與含油率的相關性沒有與灰分密切，例如撫順的富礦和貧礦的發熱量分別為4.3MJ/kg和4.1MJ/kg，變化很小，而依蘭富礦的發熱量為13.2MJ/kg，兩者都為富礦但發熱量差別很大。西部區小峽含礦區、東部區樺甸含礦區油頁岩的發熱量較高，中部區茂名含礦區發熱量中等，東部區撫順含礦區和農安含礦區的發熱量較低。
6. 依蘭縣有火車嗎
有的，是哈佳鐵路抄。哈佳快襲速鐵路於2014年7月9日正式開工；於2018年5月1日正式開始聯調聯試；於2018年9月30日全線正式通車。 該鐵路建成之後，從哈爾濱到佳木斯將由現在的近7個小時縮減為1小時20分鍾，節省5個半小時。
全線共設19座車站：哈爾濱站、趙安屯站（預留、貨運）、賓西北站、賓西東站（預留、貨運）、賓州站、賓安站、勝利鎮站、日興屯站（預留、貨運）、雙龍湖站、方正站、得莫利站、高楞站、達連河站、依蘭站、宏克力站、興華站（預留、貨運）、佳木斯西站、佳木斯站、東佳木斯站（預留、貨運）。
(6)達連河地理位置擴展閱讀
依蘭縣是黑龍江省哈爾濱市的一個縣，位於黑龍江省中南部。地處三江平原西部。西距哈爾濱市251千米，東距佳木斯市76千米，南距七台河市91.2千米，總面積4672平方千米。
鐵路的建成，拓展了城市發展格局、釋放了古城歷史文化獨特魅力，促進物資、信息、人才等要素的集聚匯集，同時也開啟該縣全民建成小康社會新征程。
7. 達連河能漂流嗎用帶泳衣去嗎
建議抄帶一套換洗的衣服，
可以穿自己衣服的，避免濺上水著涼。
穿鞋要注意：穿平底鞋，不要穿拖鞋，和高跟鞋在漂流時想換個位置困難。
怕水物品自帶一個防水袋因為每個漂流都會有點刺激的地方會漸進去水。
我們沒帶換洗衣服導致漂流後都濕漉漉的還要找地方自然干，很糗的。
8. 依蘭煤田煤層氣勘探開發成果及前景展望
曲延林 閆偉
(黑龍江省煤田地質局 哈爾濱 150001)
摘要:依蘭煤田位於伊依地塹方正斷陷東北緣，形成於古近紀，為斷陷型含煤盆地，含煤地層為達連河組。該組僅有一個煤層群，集中分布於煤系底部10～40m厚的范圍內，煤層群厚約10～30m，含煤五層，煤層平均厚度14.63m。煤層群頂部為巨厚油頁岩層(70～140m)，煤類為長焰煤，煤層含氣量為4～12m3/t，平均8.0m3/t，煤層滲透率0.29mD。依蘭煤田煤炭保有儲量1.97億t，預測煤炭資源量3.61億t;煤層氣資源量為52.73億m3，埋藏於1500m以淺。本區煤層群頂板厚層油頁岩，是煤儲層最理想的封蓋層，斷層不發育的塊段，是依蘭煤層氣相對富集的地帶。2009年施工2口煤層氣生產試驗井，經射孔、壓裂、排采，初步獲得成功，經過近10個月的排采試驗，日產氣量均在1500m3左右。2011年正在施工煤層氣生產井3口，計劃再施工生產井10口，煤層氣生產井總數可達15口，初步形成小規模勘探開發網。本文通過對依蘭煤層氣鑽井、固井、壓裂、排采等工程的分析和總結，認為依蘭煤田煤層氣勘探開發的前景非常廣闊。
關鍵詞:依蘭煤田 煤層氣工程 經驗總結 前景展望
作者簡介: 曲延林，男，研究生，副局長，高級工程師，多年從事煤田及煤層氣勘查開發工作。地址: 哈爾濱市南崗區新永和街 46 號，郵編: 150001，電話: 0451 － 85728666，傳真: 0451 － 87709301，E － mail: quyanli0451@ 163. com。
Achievements and Prospects of CBM Exploration and Developments in Yilan Coal Field
QU Yanlin YAN Wei
( Coal Field Geology Bureau of Heilongjiang Province，Harbin 150001，China)
Abstract: Yilan coal field is located at the northeast of Fangzheng Rift of Yiyi Graben and it is a rift-type coal-bearing basin. Yilan coal field was formed in the Paleogene and the coal-bearing layers belong to Dalianhe Group. This group has only one coal seam group that concentrates in the bottom of the coal measure strata with the thickness about 10 ～ 30 m. This group includes five layers of coal，the average coal thickness is 14. 63 m. There is an oil shale layer on the top of the coal group with the thickness 70 ～ 140 m. The coal in Yilan coal field is long- flame coal，its gas content is 4 ～ 12 m3/ t，average 8. 0 m3/ t，the coal reservoir permeability is 0. 29 mD. Yilan coalfield holds the coal reserves 197 million tons and the forecast coal amount of resources 361 million tons with the CBM resource of 5. 273 billion m3，buried within 1500 m. In this area，the roof of coal seams is thick oil shale， which is the most ideal coal reservoir cover layer，and the faults don't grow in the section. It is relatively rich zone of Yilan coal bed methane. Two coal bed methane proction test wells were constructed in 2009. Meanwhile， we've obtained initial success by the perforating，fracturing，and extraction. After nearly 10 months of extraction test，daily gas proction is around 1500 m3/ d. In 2011，3 CBM proction wells are being under construction. Another 10 have been planned to drill as well. Then the total number of coal bed methane proction wells will be up to 15. Thus a small-scale exploration and development grid is coming into being. This article confirms that Yi- lan coal bed methane exploration and development prospect is very bright，which is based on the analysis and sum- mary of Yilan coal bed methane drilling，cementing，fracturing，extraction projects and so on.
Keywords: Yilan coal field; coal bed methane project; experience summarizes; prospect forecast
1 概況
依蘭礦區位於黑龍江省依蘭縣達連河鎮境內，松花江東岸。地理坐標為東經129°19༼″～129°28ཀྵ″，北緯46°04ཚ″～46°11༼″，面積約49.70km2，見交通位置圖(圖1)。
圖1 依蘭礦區交通位置圖
依蘭礦區現有達連河露天礦在開采，年產量可達400萬t。依蘭二礦及多個地方小井均已停產。
依蘭煤田煤炭保有儲量1.97億t，預測煤炭資源量3.61億t。煤層氣資源量為52.73億m3，均埋藏於1500m以淺。
2 地質背景
依蘭礦區位於我國東北地區著名的北東向構造———伊通依蘭地塹內(黑龍江境內佳依地塹)，為一早新生代半地塹式斷陷含煤盆地。地塹內主要充填有古近系始新統達連河組(E2d)含煤地層，厚1500m左右。達連河組只發育一個含煤組，五個煤分層，位於盆地基底附近，煤類為長焰煤。
2.1 地層
礦區煤系基底為海西期花崗岩。區內沉積有古近系、新近系和第四系地層，由老到新簡述如下:
(1)古近系達連河組(E2d):為本區主要沉積地層亦是含煤地層，厚度0～1500m。岩組可分為三段，下部含煤段，厚50～250m;中部油頁岩段，厚70～150m;上部砂泥岩段，厚450～1100m。
(2)新近系道台橋組(N1d):由灰綠色粉砂岩和弱膠結細砂、砂礫石組成，厚度0～35m，向西部增厚。
(3)第四系(Q):由粘土、亞粘土夾細砂、礫石等組成，厚5～30m。
2. 2 構造
依蘭礦區為一走向近東西的斷陷型含煤盆地。盆地形成以來，經歷喜馬拉雅晚期的構造運動，致使原始煤盆地北側抬升剝蝕，煤系地層直接出露地表，南側沉降、含煤地層被深埋，形成現今向南傾斜的半掩蓋式單斜構造形態。礦區東南為北東向盆緣斷裂所斜切(佳依地塹東南緣斷裂)。
2.3 煤層
本區只有一個可採煤層群，其最小厚度12.28m，最大厚度約46.19m，平均27.24m。可採煤層5層:上1、上1上2、上2、中、下煤層。純煤總厚度最小1.77m，最大23.08m，平均14.63m，一般值在11.10～18.17m。
煤層群集中分布於煤系的底部靠近基盤10～30m的部位，所以煤層厚度受古地形影響較明顯，尤其是下煤層很不穩定。各煤層厚度見表1。
表1 依蘭礦區煤層厚度情況表
2.4 煤岩、煤質
本區顯微煤岩組分以鏡質組為主，佔90%以上，詳見表2。煤質特徵見表3。
表2 依蘭礦區顯微煤岩特徵表
表3 依蘭礦區煤質特徵表
上煤層及下煤層屬於中灰煤—富灰煤。中煤層灰分最低，屬於特低灰煤—低灰煤。
3 儲層特徵
依蘭達連河礦區煤層氣含氣量資料較少，截至目前，已有5個參數井含氣量資料，以資料比較好的YD02井為主，敘述如下:
3.1 含氣量
YD02井共測含氣量煤芯煤樣22個。其中，上1、上2煤層各5個樣，中煤層氣7個樣。歸納如下，見表4。
表4 YD02井煤層甲烷含量表
3.2 儲層壓力
YD02井試井分兩個層段進行，既上1+上2煤層、中+下煤層。煤層埋藏深度在766～809m之間。主要參數見表5。
表5 YD02井煤層試井主要參數表
從表中看，本區煤儲層壓力基本正常。中下煤層滲透率也相對較好。
3.3 等溫吸附特徵
YD02井煤層蘭氏體積、蘭氏壓力見表6。根據本區實測含氣量數據，經計算本區煤層氣含氣飽和度明顯偏低(葉建平等，1998)。
表6 YD02井煤層等溫吸附參數表
3.4 氣藏特徵
依蘭煤田總體構造特徵為一向南傾斜的單斜構造，礦區深部有一走向北西、傾向西南的大型逆沖斷層。煤層上部發育一層70～140m厚的油頁岩層，為煤層氣藏的良好蓋層。本區的煤層氣藏類型應為水力封堵和構造封堵兩種煤層氣藏(葉建平等，1998)。
4生產試驗井施工
2009年黑龍江省煤田地質局與合作方在依蘭礦區施工兩口煤層氣生產試驗井(YD03、YD04)，經排采兩口井日產氣量均在1500m3左右，達到了工業氣流的標准。有必要對其施工過程中的經驗教訓進行總結。
4.1 井位選擇及布置
依蘭礦區構造形態總體為一近東西，向南傾斜的單斜構造。礦區中部有一走向北西，傾向西南的逆斷層，斷距300餘米，並由東向西逐漸尖滅，甚至扭變為一個正斷層。因礦區淺部為露天礦開采區，以往含氣量測試數據較低。而礦區深部暨逆斷層南部(上盤)煤層厚10m左右，屬未采動區，煤層氣藏類型應屬於構造圈閉型氣藏。依蘭礦區首批生產試驗井YD03、YD04井，經研究評審布置在逆斷層上盤一個構造高點的斜坡上。
4.2 井距確定
黑龍江省首次施工煤層氣生產試驗井，沒有經驗，因擔心井距大，兩井溝通不好，為保證初次施工煤層氣井成功，井距確定為150m。後經壓裂施工，兩口井連通，證明井距偏小，但也包括因小斷層而形成連通的因素，或兩井距聯線與構造節理方向一致的原因。後期正在施工的YD05、YD06、YD07三口井距改在250～300m之間。
4.3 完井方式
依蘭礦區煤層氣煤層氣生產試驗井採用套管完井，完井原則為下煤層一下60m完鑽。採用Φ273mm的表層套管，Φ139.7mm的生產套管。固井水泥返高位上1煤層頂板以上200m。
5射孔層段確定
據YD03井測井資料，YD03井見煤3層，中煤層厚12.40m，上2煤層及下煤層均為復雜結構的煤層組，煤層組厚度分別為8.00m和8.15m厚。經研究確定YD03井射孔3段，分別為上2煤層射8.00m;中煤層射開8.00m，頂底板處各留2.00m左右厚的煤層;下煤層射8.15m。見圖2。
據YD04井測井資料，YD04井見煤4層，中煤層厚12.95m，上2煤層、上1煤層及下煤層均為復雜結構的煤層組，煤層組厚度分別為8.80m、11.95m和3.70m厚。經研究確定YD04井射孔4段，分別為上2煤層射8.80m;上1煤層射11.95m;上2煤層射11.95m;中煤層射開8.00m，頂底板處各留2.00m左右厚的煤層;下煤層射3.70m。見圖3。
射孔均採用89槍型、89子彈。孔密16孔/m，相位90。
圖2 YD03井射孔段設計示意圖
圖3 YD04井射孔段設計示意圖
6 壓裂施工
6.1 壓裂設計數據
YD03井三層壓裂數據基本一致。前置液一般注入37.5min，注入量300m3，排量8m3/min。砂比由5%逐漸增至20%，注砂時間預計50min，總注砂量40m3，攜砂液740m3。
YD04井第二和第三層壓裂數據基本與YD03井一致。前置液一般注入37.5min，注入量300m3，排量8m3/min。砂比由5%逐漸增至20%，注砂時間預計60min，總注砂量40m3，攜砂液730m3至765m3。
第一和第四層，前置液一般注入37.5～50min，注入量300m3，排量6～8m3/min。砂比由5%逐漸增至20%，注砂時間預計40～50min，總注砂量30m3，攜砂液635m3。
石英砂粒徑選用0.45～0.9mm，少量100目石英砂。壓裂液就地取水，經化驗合格，液型MC1。施工最高泵壓不得超過35MPa。
6.2 實際壓裂數據
實際壓裂數據見表7。
表7 依蘭煤層氣生產試驗井壓裂數據表
壓裂過程中，在壓裂液中加少量助排擠(表面活性劑)和柴油(用於消沫)。
7 排采工作
YD03、YD04兩井經過3個多月的排采試驗，取得了完整的排采數據，現介紹如下。
為了改善氣井儲層滲透率、安全穩定的釋放井底壓力，准確的取得相關參數，排水采氣試驗工作主要分為四個階段。
7.1 控制溢流排量釋放井內壓力階段
該階段參照低階煤煤層氣開發區所採用的中級排采強度(產水量20m3/d左右)，以免因井底壓力釋放過快造成於井、卡泵及堵塞氣水通道。此階段，YD03井用了12天的時間。YD04井用了19天的時間。
7.2 清洗通道逐漸改善滲透率階段
該階段通過對壓裂液的反排，井底壓力得到了連續穩定的降低，從而使煤儲層中液體流動的動能得到控制，在不堵塞通道的基礎上達到了清洗通道、擴大通道、減少污染的目的。此階段，YD03井用了48天的時間。YD04井用了37天的時間。
7.3 提高煤儲層滲透率、探索合理的工作制度階段
該階段通過對各項參數的分析，急時調整排采工作制度控制水位降深、控制井底壓力，達到了進一步提高儲層滲透率的目的。YD03井用了13天的時間，井口壓力從0增長到1.80MPa。YD04井用了31天的時間，井口壓力從0增長到1.70MPa。為後期的產量評價做好了准備工作。
7.4 產量評價階段
進入該階段後開始逐漸的釋放套壓，並降低井內水位深。隨著井內水位的逐漸降低產氣量也日益增加。此階段，YD03井用了35天時間，當水位深穩定在660m左右，套壓穩定在0.25MPa，此時儲層產氣量達到了1200Nm3/d左右，產氣量趨勢平穩。YD04井用了24天時間，當水位深穩定在660m左右，套壓穩定在0.28MPa，此時儲層產氣量達到了1450Nm3/d左右，產量趨勢基本平穩。見圖4、圖5。
圖4 YD03井排采曲線
圖5 YD04井排采曲線
8 結論
(1)依蘭礦區為古近系小型斷陷型沉積盆地，地層產狀以單斜為主。煤層發育於煤系地層下部，距基底古風化殼較近。應加強對本區水文地質條件的研究，確定其與本區煤層氣儲層之間的相互關系。
(2)通過生產井施工，本區小型斷層較發育，其發育方向及構造位置直接影響生產井布井及井距選擇，應加強構造及應力情況研究，總結小斷層的發育規律，合理設計布井方案及選擇合理的井距。
(3)本區煤層氣井產氣量、產水量、套壓、水位深等參數的相關關系不夠明確，應在今後的排采工作中進行探索，尋找本區儲層排采規律，確定合理的排采工作制度，達到最佳排采效率。
(4)2011年正在施工煤層氣生產井3口，2012年計劃再施工煤層氣生產井10口，煤層氣生產井總數可達15口，初步形成小規模勘探開發井網。
綜上所述，依蘭礦區煤層氣勘查開發，無論從地質構造、含煤地層、煤層厚度、煤層氣資源量、儲層特徵、單井產能等多方面看，依蘭煤田煤層氣勘探開發的前景非常廣闊。
參考文獻
葉建平，秦勇，林大揚等.1998.中國煤層氣資源［M］.徐州:中國礦業大學出版社，103～184
9. 方正斷陷石油地質特徵
（一）概況
方正斷陷地理上位於黑龍江省方正縣、通河縣、延壽縣境內，面積約1460km2。區域構造上，方正斷陷位於依－舒地塹的北段，為一個受北東向兩條深大斷裂控制的雙斷式斷陷，向北為依蘭斷隆和湯原斷陷，向南為尚志斷隆、勝利斷陷、舒蘭斷隆和岔路河斷陷。方正斷陷發育的斷裂以北東向為主，包括拉張或張扭正斷層、擠壓或壓扭逆斷層和走滑斷層三類，以拉張或張扭正斷層為主，其次為走滑斷層。方正斷陷具有兩凹一凸的構造格局，由南向北依次為南部凹陷、中部凸起、北部凹陷3個二級構造單元。斷陷演化經歷了斷陷前期（即中生代坳陷期）、斷陷發育期（烏雲組和新安村組強烈斷陷期、達連河組持續斷陷期、寶泉嶺組一段斷凹轉化期、寶泉嶺組二段斷陷萎縮期沉積時期）和斷陷後期3個階段。方正斷陷基底為古生界花崗岩和變質岩，沉積蓋層自下而上劃分為白堊系、古近系古新統—始新統新安村組＋烏雲組、始新統達連河組、漸新統寶泉嶺組，新近系中新統富錦組和第四系。主要發育湖泊、扇三角洲、湖底扇3種沉積相類型，進一步劃分了7種亞相17種微相。到目前為止，完成二維地震3195km、三維地震550km2、探井14口，評價井5口。方3井獲日產54340m3的工業氣流，提交預測天然氣地質儲量38.86×108m3。方6井壓裂後獲日產10.8m3的工業油流，方4井獲得日產96m3的工業油流，展現了方正斷陷油氣勘探的良好前景。
（二）構造分區
依據方正斷陷主要地震反射層的現今構造形態、沉積特徵、地層分布規律，以主要目的層反射特徵為主，綜合其他反射層特徵，進行構造單元劃分。方正斷陷具有一凸兩凹構造格局，分別是南部凹陷、中部凸起和北部凹陷3個二級構造單元（圖3-1），由FZ1、FZ2邊界斷裂挾持。南部凹陷中李家店向斜由FZ1、FZ2邊界斷裂控制，沉積沉降中心靠近FZ1斷裂，向南為逐漸抬升的構造斜坡。北部凹陷由FZ1、FZ2、FZ3斷裂控制，呈近南北向延伸，向北過渡為構造斜坡區。中部凸起向北通過坡折帶與北部凹陷相通，向南與李家店向斜相連，其上發育小蘭屯等構造。
南部凹陷位於方正斷陷南部，受FZ1和FZ2斷裂挾持控制，呈北東條狀展布，面積約264km2，沉積沉降中心靠近FZ1邊界斷裂，其中南部表現為一簡單的單斜構造，中部和北部具有雙斷式槽狀斷陷。
中部凸起位於方正斷陷中部，南段和中段受FZ1和FZ2斷裂挾持控制，在北段受FZ1和FZ3斷裂挾持控制，是南北凹陷之間的正向構造單元，是南北蹺蹺板的支點所在，呈北東向展布，面積約303km2。主要由小蘭屯等一系列構造組成。
北部凹陷位於方正斷陷北部，受FZ1、FZ2和FZ3斷裂共同控制，北東向展布，面積約636km2，具有多個沉積沉降中心，表現為斷階式斷陷。
圖3-1 方正斷陷構造單兀劃分圖
（三）烴源岩分布及地球化學特徵
方正斷陷發育有多套烴源岩，烴源岩主要有兩大類，即暗色泥岩和煤系地層，本節主要討論暗色泥岩。方正斷陷暗色泥岩平面上主要分布在柞樹崗次凹、大林子次凹、德善屯次凹和李家店次凹，縱向上主要發育在白堊系、古近系古新統烏雲組、始新統新安村組、達連河組和漸新統寶泉嶺組。通過對每口鑽井各層段的暗色泥岩統計、各層段暗色泥岩厚度對比以及各層段暗色泥岩百分含量統計可以看出，平面上柞樹崗次凹暗色泥岩最發育，縱向上古近系寶泉嶺組一段和新安村＋烏雲組暗色泥岩最發育。
1.柞樹崗次凹
柞樹崗次凹代表井有方2、3、4、401、402、403、5、6、9井。寶泉嶺組一段暗色泥岩最發育，泥岩累計厚度為100～1000m（方6井為924.1m），泥岩百分含量最高達70%（方6井為67.2%），暗色泥岩單層厚度也較大（方3井為175m）；達連河組在柞樹崗次凹有剝蝕，局部地區達一段發育有暗色泥岩（方2井為125.5m，泥岩百分含量為45%）；新安村＋烏雲組的暗色泥岩也比較發育，僅次於寶泉嶺組一段，泥岩累計厚度為65～450m（方401井為370.6m），泥岩百分含量最高達60%（方401井為56.4%）。從已鑽遇白堊系的3口探井來看，白堊系發育有較薄的暗色泥岩，例如方9井已鑽遇的暗色泥岩累計厚度為20.4m，泥岩百分含量為14%。
方正斷陷柞樹崗次凹古近系寶泉嶺組一段烴源岩有機碳含量為0.421%～5.396%，平均值為1.213%；氯仿瀝青「A」為0.0156%～1.438%，平均值為0.0786%；總烴為（134～9809）×10-6，平均值為1224×10-6；生烴潛量為0.03～26.89mg/g，平均為1.74mg/g。達連河組一段烴源岩有機碳含量為0.403%～0.552%，平均值為0.474%；生烴潛量為0.37mg/g。新安村組＋烏雲組烴源岩有機碳含量為0.485%～31.26%，平均值為5.465%；氯仿瀝青「A」為0.0162%～1.8056%，平均值為0.2811%；總烴為（325～16616）×10-6，平均值為2592×10-6；生烴潛量為0.04～103.71mg/g，平均為21.92mg/g。下白堊統穆棱組烴源岩有機碳含量為0.767%～3.091%，平均值為1.508%；氯仿瀝青「A」為0.0538%～0.0898%，平均值為0.0718%；總烴為（420～699）×10-6，平均值為559×10-6；生烴潛量為0.41～9.39mg/g，平均值為3.21mg/g。根據陸相烴源岩有機質豐度評價標准，古近系寶一段為差—中等烴源岩，達一段為差烴源岩，新安村組＋烏雲組為好烴源岩；穆棱組為中等烴源岩。寶一段烴源岩有機質類型以腐殖型為主，即Ⅲ型，少部分樣品為腐泥腐殖型，即Ⅱ2型；新安村組＋烏雲組烴源岩有機質類型以腐泥腐殖型和腐殖型為主，即Ⅱ2型和Ⅲ型，少部分樣品為腐泥型，即Ⅱ1型。寶一段烴源岩鏡質體反射率值為0.40%～0.59%，平均值為0.48%；最高熱解峰溫為394～488℃，平均值為425℃。新安村組＋烏雲組烴源岩鏡質體反射率值為0.47%～0.69%，平均值為0.57%；最高熱解峰溫為380～442℃，平均值為431℃。這兩項分析結果，充分說明柞樹崗次凹寶一段烴源岩為未成熟—低成熟熱演化階段，新安村組＋烏雲組烴源岩為低成熟熱演化階段。
2.大林子次凹
大林子次凹代表井有方10、D4、D5井。寶泉嶺組一段暗色泥岩最發育，泥岩累計厚度為750～1200m（方10井為863.0m），泥岩百分含量最高達80%（方10井為77.9%），暗色泥岩單層厚度也較大（方10井為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250～600m（方10井為270.7m），泥岩百分含量最高達55%（方10井為54.9%）。
寶一段烴源岩有機碳含量為0.4138%～3.815%，平均值為1.389%；氯仿瀝青「A」為0.0220%～0.0446%，平均為0.0366%；總烴為（254～3469）×10-6，平均值為300×10-6；生烴潛量為0.07～16.42mg/g，平均值為1.74mg/g。達二段烴源岩有機碳含量為0.930%～6.167%，平均值為2.215%；氯仿瀝青「A」為0.0165%～0.2493%，平均值為0.0644%；總烴為（129～1727）×10-6，平均值為668×10-6；生烴潛量為0.09～13.19mg/g，平均值為2.927mg/g。達一段烴源岩有機碳含量為0.717%～4.023%，平均值為2.102%；氯仿瀝青「A」為0.0162%～0.0451%，平均值為0.0275%；總烴為（162～255）×10-6，平均值為200×10-6；生烴潛量為0.54～6.67mg/g，平均值為2.73mg/g。新安村組＋烏雲組烴源岩有機碳含量為0.947%～1.679%，平均值為1.296%；氯仿瀝青「A」為0.0188%～0.1185%，平均值為0.0601%；總烴為（231～502）×10-6，平均值為377×10-6；生烴潛量為1.17～3.47mg/g，平均值為1.95mg/g。根據陸相烴源岩有機質豐度評價標准，大林子次凹古近系寶一段、達二段、達一段、新安村組＋烏雲組為差—中等烴源岩。
寶二段、寶一段、達二段、達一段烴源岩有機質類型以腐殖型為主，即Ⅲ型，其次為腐泥腐殖型，即Ⅱ2型；新安村組＋烏雲組烴源岩有機質類型以腐泥腐殖型為主，即Ⅱ：型，其次為腐殖腐泥型和腐殖型，即Ⅱ1型和Ⅲ型。寶一段烴源岩鏡質體反射率為0.40%～0.57%，平均值為0.49%；最高熱解峰溫為255～444℃，平均值為421℃。新安村組＋烏雲組烴源岩鏡質體反射率值為0.69%～0.72%，平均值為0.71%；最高熱解峰溫為436～443℃，平均值為440℃。這兩項分析結果，充分說明大林子次凹寶一段烴源岩為未成熟—低成熟熱演化階段，新安村組＋烏雲組烴源岩為低成熟—成熟熱演化階段。
3.德善屯次凹
德善屯次凹代表井為方8井。寶泉嶺組一段暗色泥岩累計厚度為500～1500m（方8井為579m），泥岩百分含量最高達55%（方8井為51.4%），暗色泥岩單層厚度也較大（方8井為70m）。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，泥岩累計厚度為300～700m（方8井為346m），泥岩百分含量最高達50%（方8井為40.8%）。
寶二段烴源岩有機碳含量為0.653%～2.409%，平均值為1.662%；生烴潛量為0.05～7.65mg/g，平均值為2.21mg/g。寶一段烴源岩有機碳含量為0.677%～2.930%，平均值為1.147%；生烴潛量為1.13～8.21mg/g，平均值為2.43mg/g。達一段烴源岩有機碳含量為0.423%～2.329%，平均值為0.883%；氯仿瀝青「A」為0.0265%～0.0524%，平均值為0.371%；總烴為（176～265）×10-6，平均值為2210×10-6；生烴潛量為0.14～5.75mg/g，平均值為1.42mg/g。根據陸相烴源岩有機質豐度評價標准，德善屯次凹古近系寶二段為差—中等烴源岩；寶一段為中等烴源岩；達一段為差—中等烴源岩。古近系寶二段、寶一段、達一段烴源岩有機質類型以腐泥腐殖型為主，即Ⅱ2型，其次為腐殖型，即Ⅲ型。
寶一段烴源岩鏡質體反射率值為0.58%～0.61%，平均值為0.60%；最高熱解峰溫為433～441℃，平均值為437℃。達一段烴源岩鏡質體反射率值為0.65%～0.85%，平均值為0.75%；最高熱解峰溫為435～451 ℃，平均值為443℃。就這兩項分析結果來看，充分說明德善屯次凹古近系寶一段烴源岩為低成熟熱演化階段，達一段烴源岩為低成熟—成熟熱演化階段。
4.李家店次凹
李家店次凹代表井為方11井。寶泉嶺組一段暗色泥岩累計厚度為100～320m（方11井為317.4m），泥岩百分含量最高達30%（方11井為28.3%）；新安村組＋烏雲組的暗色泥岩累計厚度為200～800m（方11井為411.1m），泥岩百分含量最高達50%（方11井為47.9%），暗色泥岩單層厚度也較大（方11井為106.0m）。
寶二段烴源岩有機碳含量為0.506%；生烴潛量為0.18～0.22mg/g，平均值為0.20mg/g。寶一段烴源岩有機碳含量為0.491%～1.806%，平均值為0.858%；氯仿瀝青「A」為0.0170%～0.0267%，平均值為0.0210%；總烴為158×10-6；生烴潛量為0.15～3.18mg/g，平均值為0.80mg/g。達一段烴源岩有機碳含量為0.655%～2.630%，平均值為1.357%；氯仿瀝青「A」為0.1136%；總烴為593×10-6；生烴潛量為0.54～4.09mg/g，平均值為1.90mg/g。新安村組＋烏雲組烴源岩有機碳含量為0.456%～1.888%，平均值為1.335%；氯仿瀝青「A」為0.0243%～0.1622%，平均值為0.0650%；總烴為（209～1342）×10-6，平均值為498×10-6；生烴潛量為0.35～4.22mg/g，平均值為2.14mg/g。根據陸相烴源岩有機質豐度評價標准，李家店次凹古近系寶二段為差—中等烴源岩；寶一段為中等烴源岩；達一段為差—中等烴源岩。
古近系寶二段、寶一段、達一段烴源岩有機質類型以腐殖型為主，即Ⅲ型，其次為腐泥腐殖型，即Ⅱ2型；新安村組＋烏雲組烴源岩以腐泥腐殖型為主，即Ⅱ2型，其次為腐殖型，即Ⅲ型。寶一段烴源岩鏡質體反射率為0.55%～0.65%，平均值為0.61%；最高熱解峰溫為425～455℃，平均值為437℃。達一段烴源岩鏡質體反射率為0.65%～0.75%，平均值為0.72%；最高熱解峰溫為435～442℃，平均值為438℃；新安村組＋烏雲組烴源岩鏡質體反射率為0.70%～0.74%，平均值為0.73%；最高熱解峰溫為429～444℃，平均值為438℃。就這兩項分析結果來看，充分說明李家店次凹古近系寶一段烴源岩為低成熟熱演化階段，達一段烴源岩為低成熟—成熟熱演化階段，新安村組＋烏雲組烴源岩為成熟演化階段。
（四）儲層特徵
從孔隙度、滲透率的縱向變化規律來看，方正斷陷砂岩孔隙度隨埋藏深度增加而變低，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，孔隙度和滲透率變低，2800m和3300m 左右可以看出發育次生孔隙發育帶，說明埋藏壓實作用是孔隙度損失的重要因素，溶解作用是產生次生孔隙的主要因素。
1.孔隙類型
原生孔隙本區由於壓實作用比較強，原生孔隙都已轉變為殘余原生孔隙，未被充填的殘余粒間孔多呈三角形或多邊形。殘余原生孔隙在研究區的儲層中不是特別發育。在古近系砂岩層段殘余原生孔隙相對多見一些，也可見到原生粒內孔，但由於壓實作用白堊系這種孔隙很少見到。
次生孔隙方正斷陷發現的晶間孔有兩類：一是石英或長石次生加大膠結作用形成的晶間孔隙或晶間裂縫，在本地區研究層段的石英次生加大非常普遍，在掃描電鏡下可明顯見到石英晶間的孔隙。二是充填在孔隙中的粘土礦物晶粒間的微孔，當粘土礦物充填於砂岩粒間大孔隙中時，其晶粒之間都會形成大量的晶間微孔，並使原來較大的孔隙空間演化成微小孔隙的集合體。特別是在書頁狀高嶺石充填的孔隙中，這種孔隙在鑄體薄片上觀察不是很清晰，但在掃描電鏡下可以清晰地觀察到這種孔隙，十分明顯。
2.物性特徵
柞樹崗地區方4井有顯示儲集層段主要為新安村組和白堊系，儲層物性為低孔、特低滲，新安村組相對好於白堊系，其中新安村組＋烏雲組儲層孔隙度平均9.62%，滲透率值為1.24×10-3μm2，屬於低孔—超低孔、超低滲—特低滲儲層；白堊系儲層孔隙度平均4.07%，滲透率值為0.31×10-3μm2，主要為特低孔、超低滲儲層。
德善屯地區根據方8井48塊常規孔隙度和滲透率分析資料統計，其孔隙度與滲透率的關系表明本井砂岩物性差，孔隙度分布在2.4%～8.0%，平均為6.7%，滲透率多分布在（0.03～1.35）×10-3μm2，個別樣品有裂縫可達22.3×10-3μm2，平均為1.00×10-3μm2。從孔滲分布頻率直方圖看，該井砂岩孔隙度分布在5%≤φ＜10%的樣品佔90.91%，滲透率分布在0.1×10-3μm2≤K<1×10-3μm2的樣品佔88.64%，屬特低孔、超低滲儲層。
大林子地區方10井物性分析結果顯示，E2d2段孔隙度變化范圍在4.7%～11.8%之間，平均值為7.7%；滲透率變化范圍在（0.01～1.705）×10-3μm2之間，平均值為0.35×10-3μm2，以特低孔、超低滲為主。E2x段孔隙度為3.3%，滲透率為0.01×10-3μm2，屬超低孔、非滲樣品。基底孔隙度范圍在0.7%～8.6%之間變化，平均值為3.1%，滲透率在（0.01～1775）×10-3μm2之間變化，平均值為35.3×10-3μm2，以超低孔、低滲為主。
李家店地區方11 井E2x段孔隙度變化范圍在2.5%～16.0%之間，平均值為9.3%，滲透率變化范圍在（0.08～10.2）×10-3μm2之間，平均值為2.17×10-3μm2，為低孔、特低滲型。
（五）蓋層分布及封蓋能力
方正斷陷主要發育泥岩類蓋層，封閉機理為超壓封閉、物性封閉。蓋層主要發育在寶一段和新安村組＋烏雲組下部，寶一段為區域蓋層，廣泛分布，在斷陷北部該層累計厚度可達1000m，最大單層厚度達600m，並且在局部存在超壓，對達連河組以下地層油氣向上逸散起到良好的封蓋作用。在新安村組＋烏雲組下部，主力油藏之上發育一套比較穩定的暗色泥岩，該套泥岩最厚在100m 以上，直接覆蓋在油層之上，對油氣垂向、側向上都起到了遮擋作用。
（六）生儲蓋組合特徵
方正斷陷經歷3期構造運動，每一期構造運動中，主幹斷裂的活動控制了盆地地層層序發育情況，就古近系來講，從新安村組—達連河組是水進的過程，達連河組有很短時間水退過程，達連河—寶泉嶺再次水進，形成了多套生儲蓋組合（圖3-2）。宏觀來看，方正斷陷存在3套含油氣組合，分別為基岩—白堊系儲蓋組合、新安村組—達連河組儲蓋組合、寶泉嶺組—古近系儲蓋組合，分別對應前面構造部分提到的三大構造層。從區域烴源岩分析評價及油源對比來看，新安村組下部暗色泥岩作為斷陷的主力生油岩，生成的油氣沿斷裂、不整合向垂向、側向運移，在新安村組和達連河組形成主力油層。該套暗色泥岩緊鄰T5不整合面分布，在白堊系、基岩古隆起處構造應力破裂面造成的裂縫比較發育地區，向下排烴比較順暢，形成基岩—白堊系的源下組合。另外，推測未熟—低熟的寶一段泥岩可以生成少量生物氣，在自身構造和儲層條件好的地區成藏。
（七）有利區帶預測
依據有效烴源岩、有利儲層的分布及其匹配關系，有效圈閉的分布，綜合預測2個最有利區，1個有利區（圖3-3）。
（1）柞樹崗凹陷及其坡折帶為最有利的勘探區帶。區內寶泉嶺組一段及其以下地層的烴源岩已經成熟，厚度較大，有機質豐度也較高，具有較好的生烴潛力，生成的油氣可沿斷層或不整合面運移進入圈閉中。從儲層條件看，該區帶寶泉嶺組一段、達連河組上部、新安村組、烏雲組都發育有扇三角洲、濱淺湖及湖底扇砂體，孔隙度和滲透率較高，具有很好的儲集物性。從蓋層條件來看，該構造帶內，寶泉嶺組一段泥岩比較發育，一般累計厚度可以達到200～600m，可以作為有效的區域性蓋層，其他層段也都發育有局部的泥岩，可以作為局部蓋層。該構造帶內凹陷中發育的構造是最有利的勘探目標，如方4井已經獲得了工業油流。另外，該構造帶具有很好的地層圈閉發育條件，T3層明顯的削截下伏的達連河組、新安村組、烏雲組。柞樹崗坡折帶位於北部凹陷帶邊緣的坡折部位，該構造帶具有近水樓台的油氣資源優勢，而且本區寶泉嶺組一段及其以下地層的烴源岩也已經成熟，厚度較大，有機質豐度也較高，具有較好的生烴潛力，生成的油氣可沿斷層或不整合面運移進入圈閉中。從儲層條件看，該區帶寶一段、達連河組上部、新安村組、烏雲組都發育有扇三角洲、濱淺湖砂體，孔隙度和滲透率較高，具有很好的儲集物性。從蓋層條件來看，該構造帶內，寶泉嶺組一段泥岩比較發育，可以作為有效的區域性蓋層，其他層段也都發育有局部的泥岩，可以作為局部蓋層。坡折部位的方6井已經獲得了工業油流，方601井在相當層位目標也見到油顯示。綜合來看，該區具有很好的地層圈閉和地層岩性發育條件，是有利的勘探區帶，勘探目的層系為古近系和白堊系。
圖3-2 方正斷陷生儲蓋組合劃分圖
圖3-3 方正斷陷三維區綜合評價圖
（2）大林子凹陷北部斷塊帶為最有利區帶，該區有利砂岩發育並且埋藏較淺孔隙度較高，斷塊圈閉發育，是下一步探索的主要區域。
（3）德善屯凹陷的上傾構造高部位及坡折帶為有利勘探區帶，方8井揭示及地震預測，德善屯凹陷新安村組底部存在一大套成熟的暗色泥岩，具備良好的生油條件，而凹陷的上傾方向發育有利構造圈閉，有利相帶扇三角洲前緣砂岩在坡折帶分布，有利於構造－岩性油氣藏的形成。
10. 佳木斯歸綏化管嗎也就是佳木斯是不是綏化轄內
佳木斯屬於哈爾濱市南崗區中山路202號管轄范圍內