达连河地理位置
1. 全国油页岩开发目标优选
(一)优选方法
根据约束油页岩开发利用的因素，以含矿区为基本评价单元，通过定性与定量分析相结合，确定评价单元的综合优度(即综合优选评价积分值，是评价参数优劣程度的综合反映)，并进行优先排序，提出适合近期、中期、远期油页岩开发利用的目标区。具体而言，就是采用德尔菲法和层次分析法确定优选参数及其权重，采用中位值法对参数赋值，采用综合指数评价法进行积分排序。应用专家系统技术、计算机模拟技术、系统分析及评价等方法，建立智能性决策支持系统;然后按照计算机模拟优选流程(图5－2)，优化选择油页岩有利开发目标区。
1.评价单元选取
本次工作把油页岩有利开发目标区优选的评价单元定为含矿区。含矿区是由一系列在空间、时间、成因上紧密相连的矿床组合而成的含矿地区。油页岩含矿区与矿田、煤田、油田等概念相对应。
本次工作把勘查程度达到勘探、详查阶段的油页岩含矿区列为优选单元，共筛选出30个油页岩含矿区进行目标优选。即吉林桦甸、罗子沟，辽宁抚顺、朝阳，黑龙江达连河，内蒙古奈曼、河北围场清泉、丰宁大阁、丰宁四岔口、卢龙鹿尾山，山东昌乐五图、兖州、黄县，河南栾川潭头，陕西铜川，甘肃华亭、崇信、窑街、炭山岭、海石湾，广东电白、高州、茂名，海南儋州、海口，广西钦州，江苏金坛土山西，云南维西，青海小峡，新疆妖魔山。
近期开发目标区为优选的近期有利开发目标区，综合评价积分值＞55分，包括辽宁抚顺、广东茂名、高州、电白、吉林桦甸、甘肃窑街、吉林罗子沟、山东黄县等8个油页岩含矿区。
中期开发目标区为优选的中期有利开发目标区，综合评价积分值为55～50分，包括内蒙古奈曼旗、新疆妖魔山、黑龙江达连河、陕西铜川、河北丰宁大阁、四岔口、山东兖州等7个油页岩含矿区。
远期开发目标区为优选的远期有利开发目标区，综合评价积分值为＜50分，包括河北卢龙鹿尾山、山东昌乐五图、甘肃炭山岭、青海小峡、广西钦州、甘肃崇信、华亭等7个油页岩含矿区。
优选出的22个油页岩开发利用目标区(含矿区)的油页岩资源量总和为175.95×108t，可转化页岩油资源量11.55×108t。其中:
探明资源储量63.05×108t，可转化页岩油资源储量4.01×108t;
控制资源储量72.66×108t，可转化页岩油资源储量4.86×108t;
推断资源量15.14×108t，可转化页岩油资源量1.19×108t;
预测资源量25.12×108t，可转化页岩油资源量1.49×108t。
可以看出(图5－4，图5－5):近期开发目标区油页岩总资源量133.25×108t，占到75%;查明资源储量123.15×108t，占82%。中期开发新增目标区油页岩总资源量22.00×108t，占到13%;查明资源储量16.92×108t，占11%。远期开发新增目标区油页岩资源量20.70×108t，占到12%;查明资源储量10.76×108t，占7%。近期开发目标区后续接续资源不足，会制约油页岩资源产业的发展。为保证油页岩作为石油能源的替代产品，维护国家的能源安全，应进一步加大油页岩资源的勘探力度。
图5－4 油页岩开发目标区资源量分布统计图
图5－5 油页岩开发目标区资源储量分类统计图
2.定量与定性综合优选结果
目前已经开发或已经有开发方案和投资规划的油页岩含矿区有抚顺、桦甸、罗子沟、窑街、黄县、林口、儋州、巴格毛德。这些油页岩含矿区大部分与优选的I类目标区一致。黑龙江林口与内蒙巴格毛德油页岩含矿区没有参加开发优选，是因为勘查程度低;海南儋州没有进入I类目标区，是因为其平均含油率小于5%，在目前的经济技术条件下进行开发存在市场风险，被滤掉了。
以开发优选分类为基准，根据近期是否可以形成生产能力，把已经有开发方案、正在规划建设的含矿区分配到三类优选目标区中。另外，从动态的角度来分析，即在未来国家加大油页岩资源勘查力度的情况下，将未来有潜力的含矿区纳入规划。则共有28个油页岩含矿区进入近期、中期、远期开发目标区(表5－5，图5－6)。
表5－5 动态Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类开发目标区油页岩资源分类表
近期(2009～2010年)目标区有:抚顺、桦甸、罗子沟、黄县、窑街、林口、茂名、电白、高州。这些含矿区已经探明的储量是近期可以开发利用的资源。
中期(2011～2020年)目标区有:海南儋州、巴格毛德、兖州、奈曼旗、铜川、达连河、妖魔山、四岔口。这些含矿区已经探明、控制的资源储量是中期可以开发利用的资源。
远期(2021～2030年)目标区有:炭山岭、昌乐五图、华亭、小峡、松南(包括原松南、长岭、登娄库、农安)，吴城、博格达山北麓、铜川—子长。
从资源情况来看，28个油页岩含矿区的油页岩总资源量为4557.49×108t，可转化为页岩油资源量271.43×108t。其中(表5－5，图5－7):
探明资源84.10×108t，可转化为页岩油资源5.05×108t;
控制资源865.33×108t，可转化为页岩油资源42.90×108t;
推断资源58.34×108t，可转化为页岩油资源2.76×108t;
预测资源3549.58×108t，可转化为页岩油资源220.72×108t。
可见，如果加大勘查力度，我国油页岩资源潜力巨大，分布合理，油页岩资源开发利用前景乐观。
2. 哈尔滨达连河镇一六年全年积温是多少
哈尔滨达抄连河镇全年积温2500-2700℃。
二零一六年还没过完，哈尔滨达连河镇全年积温尚无法统计，只能根据往年的积温记录推算，由于达连河镇在黑龙江省积温带中处于第二积温带，其全年积温在2500-2700℃之间。
达连河镇地理属寒温带大陆性季风气候。总的特点是四季分明，差异显著，干湿悬殊，寒暑俱烈。
春季，3-5月，冷暖空气交替激烈，气温回升快，天气多变。风力强，降水少，蒸发量大。
夏季，6-8月，暖空气活动强盛，由于气温气压变化，造成高温多雨现象。山区多对流雨，平原多锋面雨。
秋季，9-10月，暖空气减弱，北方冷空气增强，气温降低快。风力增大，雨量大减。
冬季，11-2月，在强大的冷空气控制下，气温低，降水少，寒风凛烈。
3. 清河林业局的地理位置
清河林区位于小兴安岭南麓，松花江中游北岸 ,通河县清河镇北侧。东邻依兰县，西接兴隆林业局回，北靠朗乡答林业局，南与达连河煤矿、哈依煤气隔江相望。南北长38公里，东西宽39公里。地理坐标为东经128°44′52″～129°23′15″，北纬46°05′58″～46°
33′19″。
4. 全国普查以上油页岩资源分布特征
(一)油页岩含矿区分类及分布
勘查程度达到普查阶段及以上的全国66个油页岩含矿区分布在我国的42个盆地中。根据油页岩资源规模、勘查程度及开发状况，将有勘查工作的油页岩含矿区分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类。
1.Ⅰ类油页岩含矿区
Ⅰ类油页岩含矿区是指勘查程度高、有一定油页岩查明资源储量规模并且已开发的油页岩含矿区。这类含矿区分布在抚顺、茂名、敦密、罗子沟等4个盆地中的6个油页岩含矿区，油页岩总资源量122.49×108t。其中，查明资源储量112.54×108t(探明58.23×108t，控制53.85×108t，推断0.46×108t)，预测资源量9.94×108t。
2.Ⅱ类油页岩含矿区
Ⅱ类油页岩含矿区是指勘查程度低、有一定油页岩查明资源储量规模但未开发的油页岩含矿区。这类含矿区分布在松辽、鄂尔多斯、黑山、朝阳、建昌、渤海湾、胶莱、桐柏、民和、北部湾、银额、准格尔等12个盆地中的30个油页岩含矿区，油页岩总资源量2999.11×108t。其中，查明资源储量919.04×108t(探明25.78×108t，控制839.16×108t，推断54.11×108t)，预测资源量2080.07×108t。
3.Ⅲ类油页岩含矿区
Ⅲ类油页岩含矿区是指勘查程度低，有少量油页岩查明资源储量且未开发的油页岩含矿区。这类含矿区分布在依兰－伊通、林口、杨树沟、大杨树、阜新、丰宁、四岔口、凤山、围场、姜家营、燕河营、济宁、潭头、河套、六盘山、西宁、柴达木、那彭、钦州、句容、湘乡、版石、萍乡、楚雄、思茅－兰坪、羌塘等28个盆地中的30个油页岩含矿区，油页岩总资源量35.71×108t。其中，查明资源储量14.84×108t(探明1.07×108t，控制8.63×108t，推断5.13×108t)，预测资源20.88×108t。
I类油页岩含矿区的油页岩总资源量占到普查以上66个矿区的3.9%，Ⅱ类油页岩含矿区油页岩资源占95.0%，Ⅲ类油页岩含矿区油页岩资源占1.1%(图4－6)。因此，油页岩资源大多分布在Ⅱ类含矿区。
图4－6 分类含矿区油页岩资源量分布
(二)油页岩含矿区按层系分布特征
全国勘查程度达到普查阶段以上的66个油页岩含矿区按层系划分如下(表4－11)。
表4－11 不同地理环境油页岩含矿区分布表
图4－15 全国油页岩资源地理环境分布统计图
5. 油页岩特征
1.油页岩物理特征
中国油页岩一般颜色呈灰褐色、褐黄色、深灰色、灰黑色，少数呈灰绿色或杂色。油页岩含油率越高，颜色及色调越深。光泽一般为暗淡光泽、油脂光泽或沥青光泽。断口呈参差状或贝壳状等，并呈薄层页片状、纹层状构造，还见有中厚层状和块状构造。一般致密较坚硬，层理、纹理发育时较脆和易碎。在层理面上常见有软体动物等化石分布，油页岩中还常见有树皮结构、木质结构的镜质体。
油页岩常与含炭质粉砂岩、泥质粉砂岩、泥灰岩等以中薄层状互层产出，有时夹有砂岩透镜体或夹层，有时与泥岩或煤层互层。总的分布特征是：富矿油页岩比贫矿油页岩颜色深，光泽相对较强，用指甲刻划时出现明显油脂。南方地区油页岩的颜色比西北、东北和华北地区浅，前者呈深灰-灰褐色，后者多为灰褐色、褐色和黑色。油页岩的颜色与其中有机质的颜色有关，与油页岩中的无机矿物质也有一定的关系。此外，新采出油页岩因水分多颜色较深，但储存时间长后，水分减少并受到氧化作用，颜色可能变浅。
2.油页岩矿物及微量元素特征
油页岩一般是一种由细碎屑矿物物质组成的沉积物，主要成分是方解石、石英、伊利石、蒙脱石、钠长石、钾长石、黄铁矿，同时还富含钛、银、锰、钡、硼、铬、铅、钒、镍、铷、锌和锆等微量矿物。有时存在火山灰、硫化物和磷酸盐。油页岩中矿物质成分的变化取决于油页岩古地理位置和环境条件，其沉积环境可从海相过渡到陆相。
页岩常常是多金属元素的富集层，如中欧曼斯菲尔德的含铜页岩（二叠纪）、澳大利亚的富集铅锌矿的蒙特页岩、美国印第安纳州的富铜钼的新奥尔巴尼页岩以及中国南方黑色页岩钒矿床（张爱云，1987）和南方富 Ni-Mo 的多金属黑色页岩（范德廉，1987）等。通过微量元素分析，油页岩中稀土元素较富集。以中国东北地区为例，油页岩中镧（La）、铈（Ce）、镨（Pr）、钕（Nd）、钐（Sm）、铕（Eu）等稀土元素，铷（Rb）、锶（Sr）、锆（Zr）、铌（Nb）、铯（Cs）等稀有金属元素较为丰富。当某种微量元素达到一定数量时，在开发油页岩时可综合开发利用。
3.油页岩有机碳含量
从所采集的典型油页岩样品有机碳含量分析数据可见，最小的有机碳含量为7.48%；测试样品中全国油页岩有机碳平均含量为21.46%，有机碳含量较高，有机碳含量7%～20%的油页岩主要分布在黑龙江达连河、新疆妖魔山、辽宁抚顺、广东茂名、吉林罗子沟、新疆三工河等地区；最大有机碳含量为38.02%，有机碳含量20%～40%的油页岩主要分布在新疆妖魔山、广东茂名、陕西铜川、黑龙江达连河、辽宁抚顺、吉林桦甸、内蒙古东胜等地区。通过油页岩含油率与有机质含量的统计分析可见，油页岩的含油率与其有机碳含量存在一定的正相关性，含油率越高其有机碳的含量越高。
4.油页岩成熟度
油页岩成熟度的确定主要借助黏土矿物的标志及油页岩中油页岩的热解参数和镜质组反射率特征值。
中国14个地区油页岩全岩X衍射分析表明，黏土矿物中高岭石的含量相对较大，其次为伊利石和伊蒙混层矿物。高岭石含量最高者为黑龙江达连河地区油页岩，可达57%，其次为广东茂名、甘肃窑街、内蒙古东胜地区页岩。蒙脱石含量分布不均匀，所测样品中只有吉林桦甸油页岩中有分布，且蒙脱石的含量高达57%。油页岩中还分布有菱铁矿、黄铁矿，偶见少量的方沸石。
中国8个地区油页岩的镜质体反射率（Ro）的变化范围为0.41%～0.60%。
5.油页岩工艺性质
油页岩工艺性质包括含油率、灰分产量、发热量等工业指标，是评价油页岩的重要指标。
A.含油率
通常把含油率大于6%以上的油页岩称为富矿，低于6%的油页岩称为贫矿。中国东部的兖州、老黑山、黄县的油页岩含油率较高，其含矿区油页岩平均含油率分别为16.1%、15.1%和13.8%。含油率大于10%的含矿区还有西部的小峡、博格达山北麓和东部的林口盆地。
B.灰分
如果油页岩灰分产率较高，必须对灰分加以利用。灰分成分的不同会影响其熔点的高低，是选择干馏和燃烧炉型的重要依据。按照煤灰分成分分类，中国大多数油页岩的灰分属硅质灰分或硅铝质灰分，个别地区如依兰和桦甸含矿区为铁质灰分。与国外油页岩灰分相比，中国油页岩缺少钙质灰分。
C.发热量
油页岩发热量，是指每单位质量的油页岩完全燃烧时产生的热量。中国油页岩的发热量在各地区差别很大，同一地区不同层位的油页岩发热量也不相同。油页岩发热量与灰分相关性十分密切，与含油率的相关性没有与灰分密切，例如抚顺的富矿和贫矿的发热量分别为4.3MJ/kg和4.1MJ/kg，变化很小，而依兰富矿的发热量为13.2MJ/kg，两者都为富矿但发热量差别很大。西部区小峡含矿区、东部区桦甸含矿区油页岩的发热量较高，中部区茂名含矿区发热量中等，东部区抚顺含矿区和农安含矿区的发热量较低。
6. 依兰县有火车吗
有的，是哈佳铁路抄。哈佳快袭速铁路于2014年7月9日正式开工；于2018年5月1日正式开始联调联试；于2018年9月30日全线正式通车。 该铁路建成之后，从哈尔滨到佳木斯将由现在的近7个小时缩减为1小时20分钟，节省5个半小时。
全线共设19座车站：哈尔滨站、赵安屯站（预留、货运）、宾西北站、宾西东站（预留、货运）、宾州站、宾安站、胜利镇站、日兴屯站（预留、货运）、双龙湖站、方正站、得莫利站、高楞站、达连河站、依兰站、宏克力站、兴华站（预留、货运）、佳木斯西站、佳木斯站、东佳木斯站（预留、货运）。
(6)达连河地理位置扩展阅读
依兰县是黑龙江省哈尔滨市的一个县，位于黑龙江省中南部。地处三江平原西部。西距哈尔滨市251千米，东距佳木斯市76千米，南距七台河市91.2千米，总面积4672平方千米。
铁路的建成，拓展了城市发展格局、释放了古城历史文化独特魅力，促进物资、信息、人才等要素的集聚汇集，同时也开启该县全民建成小康社会新征程。
7. 达连河能漂流吗用带泳衣去吗
建议抄带一套换洗的衣服，
可以穿自己衣服的，避免溅上水着凉。
穿鞋要注意：穿平底鞋，不要穿拖鞋，和高跟鞋在漂流时想换个位置困难。
怕水物品自带一个防水袋因为每个漂流都会有点刺激的地方会渐进去水。
我们没带换洗衣服导致漂流后都湿漉漉的还要找地方自然干，很糗的。
8. 依兰煤田煤层气勘探开发成果及前景展望
曲延林 闫伟
(黑龙江省煤田地质局 哈尔滨 150001)
摘要:依兰煤田位于伊依地堑方正断陷东北缘，形成于古近纪，为断陷型含煤盆地，含煤地层为达连河组。该组仅有一个煤层群，集中分布于煤系底部10～40m厚的范围内，煤层群厚约10～30m，含煤五层，煤层平均厚度14.63m。煤层群顶部为巨厚油页岩层(70～140m)，煤类为长焰煤，煤层含气量为4～12m3/t，平均8.0m3/t，煤层渗透率0.29mD。依兰煤田煤炭保有储量1.97亿t，预测煤炭资源量3.61亿t;煤层气资源量为52.73亿m3，埋藏于1500m以浅。本区煤层群顶板厚层油页岩，是煤储层最理想的封盖层，断层不发育的块段，是依兰煤层气相对富集的地带。2009年施工2口煤层气生产试验井，经射孔、压裂、排采，初步获得成功，经过近10个月的排采试验，日产气量均在1500m3左右。2011年正在施工煤层气生产井3口，计划再施工生产井10口，煤层气生产井总数可达15口，初步形成小规模勘探开发网。本文通过对依兰煤层气钻井、固井、压裂、排采等工程的分析和总结，认为依兰煤田煤层气勘探开发的前景非常广阔。
关键词:依兰煤田 煤层气工程 经验总结 前景展望
作者简介: 曲延林，男，研究生，副局长，高级工程师，多年从事煤田及煤层气勘查开发工作。地址: 哈尔滨市南岗区新永和街 46 号，邮编: 150001，电话: 0451 － 85728666，传真: 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 概况
依兰矿区位于黑龙江省依兰县达连河镇境内，松花江东岸。地理坐标为东经129°19༼″～129°28ཀྵ″，北纬46°04ཚ″～46°11༼″，面积约49.70km2，见交通位置图(图1)。
图1 依兰矿区交通位置图
依兰矿区现有达连河露天矿在开采，年产量可达400万t。依兰二矿及多个地方小井均已停产。
依兰煤田煤炭保有储量1.97亿t，预测煤炭资源量3.61亿t。煤层气资源量为52.73亿m3，均埋藏于1500m以浅。
2 地质背景
依兰矿区位于我国东北地区著名的北东向构造———伊通依兰地堑内(黑龙江境内佳依地堑)，为一早新生代半地堑式断陷含煤盆地。地堑内主要充填有古近系始新统达连河组(E2d)含煤地层，厚1500m左右。达连河组只发育一个含煤组，五个煤分层，位于盆地基底附近，煤类为长焰煤。
2.1 地层
矿区煤系基底为海西期花岗岩。区内沉积有古近系、新近系和第四系地层，由老到新简述如下:
(1)古近系达连河组(E2d):为本区主要沉积地层亦是含煤地层，厚度0～1500m。岩组可分为三段，下部含煤段，厚50～250m;中部油页岩段，厚70～150m;上部砂泥岩段，厚450～1100m。
(2)新近系道台桥组(N1d):由灰绿色粉砂岩和弱胶结细砂、砂砾石组成，厚度0～35m，向西部增厚。
(3)第四系(Q):由粘土、亚粘土夹细砂、砾石等组成，厚5～30m。
2. 2 构造
依兰矿区为一走向近东西的断陷型含煤盆地。盆地形成以来，经历喜马拉雅晚期的构造运动，致使原始煤盆地北侧抬升剥蚀，煤系地层直接出露地表，南侧沉降、含煤地层被深埋，形成现今向南倾斜的半掩盖式单斜构造形态。矿区东南为北东向盆缘断裂所斜切(佳依地堑东南缘断裂)。
2.3 煤层
本区只有一个可采煤层群，其最小厚度12.28m，最大厚度约46.19m，平均27.24m。可采煤层5层:上1、上1上2、上2、中、下煤层。纯煤总厚度最小1.77m，最大23.08m，平均14.63m，一般值在11.10～18.17m。
煤层群集中分布于煤系的底部靠近基盘10～30m的部位，所以煤层厚度受古地形影响较明显，尤其是下煤层很不稳定。各煤层厚度见表1。
表1 依兰矿区煤层厚度情况表
2.4 煤岩、煤质
本区显微煤岩组分以镜质组为主，占90%以上，详见表2。煤质特征见表3。
表2 依兰矿区显微煤岩特征表
表3 依兰矿区煤质特征表
上煤层及下煤层属于中灰煤—富灰煤。中煤层灰分最低，属于特低灰煤—低灰煤。
3 储层特征
依兰达连河矿区煤层气含气量资料较少，截至目前，已有5个参数井含气量资料，以资料比较好的YD02井为主，叙述如下:
3.1 含气量
YD02井共测含气量煤芯煤样22个。其中，上1、上2煤层各5个样，中煤层气7个样。归纳如下，见表4。
表4 YD02井煤层甲烷含量表
3.2 储层压力
YD02井试井分两个层段进行，既上1+上2煤层、中+下煤层。煤层埋藏深度在766～809m之间。主要参数见表5。
表5 YD02井煤层试井主要参数表
从表中看，本区煤储层压力基本正常。中下煤层渗透率也相对较好。
3.3 等温吸附特征
YD02井煤层兰氏体积、兰氏压力见表6。根据本区实测含气量数据，经计算本区煤层气含气饱和度明显偏低(叶建平等，1998)。
表6 YD02井煤层等温吸附参数表
3.4 气藏特征
依兰煤田总体构造特征为一向南倾斜的单斜构造，矿区深部有一走向北西、倾向西南的大型逆冲断层。煤层上部发育一层70～140m厚的油页岩层，为煤层气藏的良好盖层。本区的煤层气藏类型应为水力封堵和构造封堵两种煤层气藏(叶建平等，1998)。
4生产试验井施工
2009年黑龙江省煤田地质局与合作方在依兰矿区施工两口煤层气生产试验井(YD03、YD04)，经排采两口井日产气量均在1500m3左右，达到了工业气流的标准。有必要对其施工过程中的经验教训进行总结。
4.1 井位选择及布置
依兰矿区构造形态总体为一近东西，向南倾斜的单斜构造。矿区中部有一走向北西，倾向西南的逆断层，断距300余米，并由东向西逐渐尖灭，甚至扭变为一个正断层。因矿区浅部为露天矿开采区，以往含气量测试数据较低。而矿区深部暨逆断层南部(上盘)煤层厚10m左右，属未采动区，煤层气藏类型应属于构造圈闭型气藏。依兰矿区首批生产试验井YD03、YD04井，经研究评审布置在逆断层上盘一个构造高点的斜坡上。
4.2 井距确定
黑龙江省首次施工煤层气生产试验井，没有经验，因担心井距大，两井沟通不好，为保证初次施工煤层气井成功，井距确定为150m。后经压裂施工，两口井连通，证明井距偏小，但也包括因小断层而形成连通的因素，或两井距联线与构造节理方向一致的原因。后期正在施工的YD05、YD06、YD07三口井距改在250～300m之间。
4.3 完井方式
依兰矿区煤层气煤层气生产试验井采用套管完井，完井原则为下煤层一下60m完钻。采用Φ273mm的表层套管，Φ139.7mm的生产套管。固井水泥返高位上1煤层顶板以上200m。
5射孔层段确定
据YD03井测井资料，YD03井见煤3层，中煤层厚12.40m，上2煤层及下煤层均为复杂结构的煤层组，煤层组厚度分别为8.00m和8.15m厚。经研究确定YD03井射孔3段，分别为上2煤层射8.00m;中煤层射开8.00m，顶底板处各留2.00m左右厚的煤层;下煤层射8.15m。见图2。
据YD04井测井资料，YD04井见煤4层，中煤层厚12.95m，上2煤层、上1煤层及下煤层均为复杂结构的煤层组，煤层组厚度分别为8.80m、11.95m和3.70m厚。经研究确定YD04井射孔4段，分别为上2煤层射8.80m;上1煤层射11.95m;上2煤层射11.95m;中煤层射开8.00m，顶底板处各留2.00m左右厚的煤层;下煤层射3.70m。见图3。
射孔均采用89枪型、89子弹。孔密16孔/m，相位90。
图2 YD03井射孔段设计示意图
图3 YD04井射孔段设计示意图
6 压裂施工
6.1 压裂设计数据
YD03井三层压裂数据基本一致。前置液一般注入37.5min，注入量300m3，排量8m3/min。砂比由5%逐渐增至20%，注砂时间预计50min，总注砂量40m3，携砂液740m3。
YD04井第二和第三层压裂数据基本与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%逐渐增至20%，注砂时间预计60min，总注砂量40m3，携砂液730m3至765m3。
第一和第四层，前置液一般注入37.5～50min，注入量300m3，排量6～8m3/min。砂比由5%逐渐增至20%，注砂时间预计40～50min，总注砂量30m3，携砂液635m3。
石英砂粒径选用0.45～0.9mm，少量100目石英砂。压裂液就地取水，经化验合格，液型MC1。施工最高泵压不得超过35MPa。
6.2 实际压裂数据
实际压裂数据见表7。
表7 依兰煤层气生产试验井压裂数据表
压裂过程中，在压裂液中加少量助排挤(表面活性剂)和柴油(用于消沫)。
7 排采工作
YD03、YD04两井经过3个多月的排采试验，取得了完整的排采数据，现介绍如下。
为了改善气井储层渗透率、安全稳定的释放井底压力，准确的取得相关参数，排水采气试验工作主要分为四个阶段。
7.1 控制溢流排量释放井内压力阶段
该阶段参照低阶煤煤层气开发区所采用的中级排采强度(产水量20m3/d左右)，以免因井底压力释放过快造成於井、卡泵及堵塞气水通道。此阶段，YD03井用了12天的时间。YD04井用了19天的时间。
7.2 清洗通道逐渐改善渗透率阶段
该阶段通过对压裂液的反排，井底压力得到了连续稳定的降低，从而使煤储层中液体流动的动能得到控制，在不堵塞通道的基础上达到了清洗通道、扩大通道、减少污染的目的。此阶段，YD03井用了48天的时间。YD04井用了37天的时间。
7.3 提高煤储层渗透率、探索合理的工作制度阶段
该阶段通过对各项参数的分析，急时调整排采工作制度控制水位降深、控制井底压力，达到了进一步提高储层渗透率的目的。YD03井用了13天的时间，井口压力从0增长到1.80MPa。YD04井用了31天的时间，井口压力从0增长到1.70MPa。为后期的产量评价做好了准备工作。
7.4 产量评价阶段
进入该阶段后开始逐渐的释放套压，并降低井内水位深。随着井内水位的逐渐降低产气量也日益增加。此阶段，YD03井用了35天时间，当水位深稳定在660m左右，套压稳定在0.25MPa，此时储层产气量达到了1200Nm3/d左右，产气量趋势平稳。YD04井用了24天时间，当水位深稳定在660m左右，套压稳定在0.28MPa，此时储层产气量达到了1450Nm3/d左右，产量趋势基本平稳。见图4、图5。
图4 YD03井排采曲线
图5 YD04井排采曲线
8 结论
(1)依兰矿区为古近系小型断陷型沉积盆地，地层产状以单斜为主。煤层发育于煤系地层下部，距基底古风化壳较近。应加强对本区水文地质条件的研究，确定其与本区煤层气储层之间的相互关系。
(2)通过生产井施工，本区小型断层较发育，其发育方向及构造位置直接影响生产井布井及井距选择，应加强构造及应力情况研究，总结小断层的发育规律，合理设计布井方案及选择合理的井距。
(3)本区煤层气井产气量、产水量、套压、水位深等参数的相关关系不够明确，应在今后的排采工作中进行探索，寻找本区储层排采规律，确定合理的排采工作制度，达到最佳排采效率。
(4)2011年正在施工煤层气生产井3口，2012年计划再施工煤层气生产井10口，煤层气生产井总数可达15口，初步形成小规模勘探开发井网。
综上所述，依兰矿区煤层气勘查开发，无论从地质构造、含煤地层、煤层厚度、煤层气资源量、储层特征、单井产能等多方面看，依兰煤田煤层气勘探开发的前景非常广阔。
参考文献
叶建平，秦勇，林大扬等.1998.中国煤层气资源［M］.徐州:中国矿业大学出版社，103～184
9. 方正断陷石油地质特征
（一）概况
方正断陷地理上位于黑龙江省方正县、通河县、延寿县境内，面积约1460km2。区域构造上，方正断陷位于依－舒地堑的北段，为一个受北东向两条深大断裂控制的双断式断陷，向北为依兰断隆和汤原断陷，向南为尚志断隆、胜利断陷、舒兰断隆和岔路河断陷。方正断陷发育的断裂以北东向为主，包括拉张或张扭正断层、挤压或压扭逆断层和走滑断层三类，以拉张或张扭正断层为主，其次为走滑断层。方正断陷具有两凹一凸的构造格局，由南向北依次为南部凹陷、中部凸起、北部凹陷3个二级构造单元。断陷演化经历了断陷前期（即中生代坳陷期）、断陷发育期（乌云组和新安村组强烈断陷期、达连河组持续断陷期、宝泉岭组一段断凹转化期、宝泉岭组二段断陷萎缩期沉积时期）和断陷后期3个阶段。方正断陷基底为古生界花岗岩和变质岩，沉积盖层自下而上划分为白垩系、古近系古新统—始新统新安村组＋乌云组、始新统达连河组、渐新统宝泉岭组，新近系中新统富锦组和第四系。主要发育湖泊、扇三角洲、湖底扇3种沉积相类型，进一步划分了7种亚相17种微相。到目前为止，完成二维地震3195km、三维地震550km2、探井14口，评价井5口。方3井获日产54340m3的工业气流，提交预测天然气地质储量38.86×108m3。方6井压裂后获日产10.8m3的工业油流，方4井获得日产96m3的工业油流，展现了方正断陷油气勘探的良好前景。
（二）构造分区
依据方正断陷主要地震反射层的现今构造形态、沉积特征、地层分布规律，以主要目的层反射特征为主，综合其他反射层特征，进行构造单元划分。方正断陷具有一凸两凹构造格局，分别是南部凹陷、中部凸起和北部凹陷3个二级构造单元（图3-1），由FZ1、FZ2边界断裂挟持。南部凹陷中李家店向斜由FZ1、FZ2边界断裂控制，沉积沉降中心靠近FZ1断裂，向南为逐渐抬升的构造斜坡。北部凹陷由FZ1、FZ2、FZ3断裂控制，呈近南北向延伸，向北过渡为构造斜坡区。中部凸起向北通过坡折带与北部凹陷相通，向南与李家店向斜相连，其上发育小兰屯等构造。
南部凹陷位于方正断陷南部，受FZ1和FZ2断裂挟持控制，呈北东条状展布，面积约264km2，沉积沉降中心靠近FZ1边界断裂，其中南部表现为一简单的单斜构造，中部和北部具有双断式槽状断陷。
中部凸起位于方正断陷中部，南段和中段受FZ1和FZ2断裂挟持控制，在北段受FZ1和FZ3断裂挟持控制，是南北凹陷之间的正向构造单元，是南北跷跷板的支点所在，呈北东向展布，面积约303km2。主要由小兰屯等一系列构造组成。
北部凹陷位于方正断陷北部，受FZ1、FZ2和FZ3断裂共同控制，北东向展布，面积约636km2，具有多个沉积沉降中心，表现为断阶式断陷。
图3-1 方正断陷构造单兀划分图
（三）烃源岩分布及地球化学特征
方正断陷发育有多套烃源岩，烃源岩主要有两大类，即暗色泥岩和煤系地层，本节主要讨论暗色泥岩。方正断陷暗色泥岩平面上主要分布在柞树岗次凹、大林子次凹、德善屯次凹和李家店次凹，纵向上主要发育在白垩系、古近系古新统乌云组、始新统新安村组、达连河组和渐新统宝泉岭组。通过对每口钻井各层段的暗色泥岩统计、各层段暗色泥岩厚度对比以及各层段暗色泥岩百分含量统计可以看出，平面上柞树岗次凹暗色泥岩最发育，纵向上古近系宝泉岭组一段和新安村＋乌云组暗色泥岩最发育。
1.柞树岗次凹
柞树岗次凹代表井有方2、3、4、401、402、403、5、6、9井。宝泉岭组一段暗色泥岩最发育，泥岩累计厚度为100～1000m（方6井为924.1m），泥岩百分含量最高达70%（方6井为67.2%），暗色泥岩单层厚度也较大（方3井为175m）；达连河组在柞树岗次凹有剥蚀，局部地区达一段发育有暗色泥岩（方2井为125.5m，泥岩百分含量为45%）；新安村＋乌云组的暗色泥岩也比较发育，仅次于宝泉岭组一段，泥岩累计厚度为65～450m（方401井为370.6m），泥岩百分含量最高达60%（方401井为56.4%）。从已钻遇白垩系的3口探井来看，白垩系发育有较薄的暗色泥岩，例如方9井已钻遇的暗色泥岩累计厚度为20.4m，泥岩百分含量为14%。
方正断陷柞树岗次凹古近系宝泉岭组一段烃源岩有机碳含量为0.421%～5.396%，平均值为1.213%；氯仿沥青“A”为0.0156%～1.438%，平均值为0.0786%；总烃为（134～9809）×10-6，平均值为1224×10-6；生烃潜量为0.03～26.89mg/g，平均为1.74mg/g。达连河组一段烃源岩有机碳含量为0.403%～0.552%，平均值为0.474%；生烃潜量为0.37mg/g。新安村组＋乌云组烃源岩有机碳含量为0.485%～31.26%，平均值为5.465%；氯仿沥青“A”为0.0162%～1.8056%，平均值为0.2811%；总烃为（325～16616）×10-6，平均值为2592×10-6；生烃潜量为0.04～103.71mg/g，平均为21.92mg/g。下白垩统穆棱组烃源岩有机碳含量为0.767%～3.091%，平均值为1.508%；氯仿沥青“A”为0.0538%～0.0898%，平均值为0.0718%；总烃为（420～699）×10-6，平均值为559×10-6；生烃潜量为0.41～9.39mg/g，平均值为3.21mg/g。根据陆相烃源岩有机质丰度评价标准，古近系宝一段为差—中等烃源岩，达一段为差烃源岩，新安村组＋乌云组为好烃源岩；穆棱组为中等烃源岩。宝一段烃源岩有机质类型以腐殖型为主，即Ⅲ型，少部分样品为腐泥腐殖型，即Ⅱ2型；新安村组＋乌云组烃源岩有机质类型以腐泥腐殖型和腐殖型为主，即Ⅱ2型和Ⅲ型，少部分样品为腐泥型，即Ⅱ1型。宝一段烃源岩镜质体反射率值为0.40%～0.59%，平均值为0.48%；最高热解峰温为394～488℃，平均值为425℃。新安村组＋乌云组烃源岩镜质体反射率值为0.47%～0.69%，平均值为0.57%；最高热解峰温为380～442℃，平均值为431℃。这两项分析结果，充分说明柞树岗次凹宝一段烃源岩为未成熟—低成熟热演化阶段，新安村组＋乌云组烃源岩为低成熟热演化阶段。
2.大林子次凹
大林子次凹代表井有方10、D4、D5井。宝泉岭组一段暗色泥岩最发育，泥岩累计厚度为750～1200m（方10井为863.0m），泥岩百分含量最高达80%（方10井为77.9%），暗色泥岩单层厚度也较大（方10井为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250～600m（方10井为270.7m），泥岩百分含量最高达55%（方10井为54.9%）。
宝一段烃源岩有机碳含量为0.4138%～3.815%，平均值为1.389%；氯仿沥青“A”为0.0220%～0.0446%，平均为0.0366%；总烃为（254～3469）×10-6，平均值为300×10-6；生烃潜量为0.07～16.42mg/g，平均值为1.74mg/g。达二段烃源岩有机碳含量为0.930%～6.167%，平均值为2.215%；氯仿沥青“A”为0.0165%～0.2493%，平均值为0.0644%；总烃为（129～1727）×10-6，平均值为668×10-6；生烃潜量为0.09～13.19mg/g，平均值为2.927mg/g。达一段烃源岩有机碳含量为0.717%～4.023%，平均值为2.102%；氯仿沥青“A”为0.0162%～0.0451%，平均值为0.0275%；总烃为（162～255）×10-6，平均值为200×10-6；生烃潜量为0.54～6.67mg/g，平均值为2.73mg/g。新安村组＋乌云组烃源岩有机碳含量为0.947%～1.679%，平均值为1.296%；氯仿沥青“A”为0.0188%～0.1185%，平均值为0.0601%；总烃为（231～502）×10-6，平均值为377×10-6；生烃潜量为1.17～3.47mg/g，平均值为1.95mg/g。根据陆相烃源岩有机质丰度评价标准，大林子次凹古近系宝一段、达二段、达一段、新安村组＋乌云组为差—中等烃源岩。
宝二段、宝一段、达二段、达一段烃源岩有机质类型以腐殖型为主，即Ⅲ型，其次为腐泥腐殖型，即Ⅱ2型；新安村组＋乌云组烃源岩有机质类型以腐泥腐殖型为主，即Ⅱ：型，其次为腐殖腐泥型和腐殖型，即Ⅱ1型和Ⅲ型。宝一段烃源岩镜质体反射率为0.40%～0.57%，平均值为0.49%；最高热解峰温为255～444℃，平均值为421℃。新安村组＋乌云组烃源岩镜质体反射率值为0.69%～0.72%，平均值为0.71%；最高热解峰温为436～443℃，平均值为440℃。这两项分析结果，充分说明大林子次凹宝一段烃源岩为未成熟—低成熟热演化阶段，新安村组＋乌云组烃源岩为低成熟—成熟热演化阶段。
3.德善屯次凹
德善屯次凹代表井为方8井。宝泉岭组一段暗色泥岩累计厚度为500～1500m（方8井为579m），泥岩百分含量最高达55%（方8井为51.4%），暗色泥岩单层厚度也较大（方8井为70m）。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，泥岩累计厚度为300～700m（方8井为346m），泥岩百分含量最高达50%（方8井为40.8%）。
宝二段烃源岩有机碳含量为0.653%～2.409%，平均值为1.662%；生烃潜量为0.05～7.65mg/g，平均值为2.21mg/g。宝一段烃源岩有机碳含量为0.677%～2.930%，平均值为1.147%；生烃潜量为1.13～8.21mg/g，平均值为2.43mg/g。达一段烃源岩有机碳含量为0.423%～2.329%，平均值为0.883%；氯仿沥青“A”为0.0265%～0.0524%，平均值为0.371%；总烃为（176～265）×10-6，平均值为2210×10-6；生烃潜量为0.14～5.75mg/g，平均值为1.42mg/g。根据陆相烃源岩有机质丰度评价标准，德善屯次凹古近系宝二段为差—中等烃源岩；宝一段为中等烃源岩；达一段为差—中等烃源岩。古近系宝二段、宝一段、达一段烃源岩有机质类型以腐泥腐殖型为主，即Ⅱ2型，其次为腐殖型，即Ⅲ型。
宝一段烃源岩镜质体反射率值为0.58%～0.61%，平均值为0.60%；最高热解峰温为433～441℃，平均值为437℃。达一段烃源岩镜质体反射率值为0.65%～0.85%，平均值为0.75%；最高热解峰温为435～451 ℃，平均值为443℃。就这两项分析结果来看，充分说明德善屯次凹古近系宝一段烃源岩为低成熟热演化阶段，达一段烃源岩为低成熟—成熟热演化阶段。
4.李家店次凹
李家店次凹代表井为方11井。宝泉岭组一段暗色泥岩累计厚度为100～320m（方11井为317.4m），泥岩百分含量最高达30%（方11井为28.3%）；新安村组＋乌云组的暗色泥岩累计厚度为200～800m（方11井为411.1m），泥岩百分含量最高达50%（方11井为47.9%），暗色泥岩单层厚度也较大（方11井为106.0m）。
宝二段烃源岩有机碳含量为0.506%；生烃潜量为0.18～0.22mg/g，平均值为0.20mg/g。宝一段烃源岩有机碳含量为0.491%～1.806%，平均值为0.858%；氯仿沥青“A”为0.0170%～0.0267%，平均值为0.0210%；总烃为158×10-6；生烃潜量为0.15～3.18mg/g，平均值为0.80mg/g。达一段烃源岩有机碳含量为0.655%～2.630%，平均值为1.357%；氯仿沥青“A”为0.1136%；总烃为593×10-6；生烃潜量为0.54～4.09mg/g，平均值为1.90mg/g。新安村组＋乌云组烃源岩有机碳含量为0.456%～1.888%，平均值为1.335%；氯仿沥青“A”为0.0243%～0.1622%，平均值为0.0650%；总烃为（209～1342）×10-6，平均值为498×10-6；生烃潜量为0.35～4.22mg/g，平均值为2.14mg/g。根据陆相烃源岩有机质丰度评价标准，李家店次凹古近系宝二段为差—中等烃源岩；宝一段为中等烃源岩；达一段为差—中等烃源岩。
古近系宝二段、宝一段、达一段烃源岩有机质类型以腐殖型为主，即Ⅲ型，其次为腐泥腐殖型，即Ⅱ2型；新安村组＋乌云组烃源岩以腐泥腐殖型为主，即Ⅱ2型，其次为腐殖型，即Ⅲ型。宝一段烃源岩镜质体反射率为0.55%～0.65%，平均值为0.61%；最高热解峰温为425～455℃，平均值为437℃。达一段烃源岩镜质体反射率为0.65%～0.75%，平均值为0.72%；最高热解峰温为435～442℃，平均值为438℃；新安村组＋乌云组烃源岩镜质体反射率为0.70%～0.74%，平均值为0.73%；最高热解峰温为429～444℃，平均值为438℃。就这两项分析结果来看，充分说明李家店次凹古近系宝一段烃源岩为低成熟热演化阶段，达一段烃源岩为低成熟—成熟热演化阶段，新安村组＋乌云组烃源岩为成熟演化阶段。
（四）储层特征
从孔隙度、渗透率的纵向变化规律来看，方正断陷砂岩孔隙度随埋藏深度增加而变低，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，孔隙度和渗透率变低，2800m和3300m 左右可以看出发育次生孔隙发育带，说明埋藏压实作用是孔隙度损失的重要因素，溶解作用是产生次生孔隙的主要因素。
1.孔隙类型
原生孔隙本区由于压实作用比较强，原生孔隙都已转变为残余原生孔隙，未被充填的残余粒间孔多呈三角形或多边形。残余原生孔隙在研究区的储层中不是特别发育。在古近系砂岩层段残余原生孔隙相对多见一些，也可见到原生粒内孔，但由于压实作用白垩系这种孔隙很少见到。
次生孔隙方正断陷发现的晶间孔有两类：一是石英或长石次生加大胶结作用形成的晶间孔隙或晶间裂缝，在本地区研究层段的石英次生加大非常普遍，在扫描电镜下可明显见到石英晶间的孔隙。二是充填在孔隙中的粘土矿物晶粒间的微孔，当粘土矿物充填于砂岩粒间大孔隙中时，其晶粒之间都会形成大量的晶间微孔，并使原来较大的孔隙空间演化成微小孔隙的集合体。特别是在书页状高岭石充填的孔隙中，这种孔隙在铸体薄片上观察不是很清晰，但在扫描电镜下可以清晰地观察到这种孔隙，十分明显。
2.物性特征
柞树岗地区方4井有显示储集层段主要为新安村组和白垩系，储层物性为低孔、特低渗，新安村组相对好于白垩系，其中新安村组＋乌云组储层孔隙度平均9.62%，渗透率值为1.24×10-3μm2，属于低孔—超低孔、超低渗—特低渗储层；白垩系储层孔隙度平均4.07%，渗透率值为0.31×10-3μm2，主要为特低孔、超低渗储层。
德善屯地区根据方8井48块常规孔隙度和渗透率分析资料统计，其孔隙度与渗透率的关系表明本井砂岩物性差，孔隙度分布在2.4%～8.0%，平均为6.7%，渗透率多分布在（0.03～1.35）×10-3μm2，个别样品有裂缝可达22.3×10-3μm2，平均为1.00×10-3μm2。从孔渗分布频率直方图看，该井砂岩孔隙度分布在5%≤φ＜10%的样品占90.91%，渗透率分布在0.1×10-3μm2≤K<1×10-3μm2的样品占88.64%，属特低孔、超低渗储层。
大林子地区方10井物性分析结果显示，E2d2段孔隙度变化范围在4.7%～11.8%之间，平均值为7.7%；渗透率变化范围在（0.01～1.705）×10-3μm2之间，平均值为0.35×10-3μm2，以特低孔、超低渗为主。E2x段孔隙度为3.3%，渗透率为0.01×10-3μm2，属超低孔、非渗样品。基底孔隙度范围在0.7%～8.6%之间变化，平均值为3.1%，渗透率在（0.01～1775）×10-3μm2之间变化，平均值为35.3×10-3μm2，以超低孔、低渗为主。
李家店地区方11 井E2x段孔隙度变化范围在2.5%～16.0%之间，平均值为9.3%，渗透率变化范围在（0.08～10.2）×10-3μm2之间，平均值为2.17×10-3μm2，为低孔、特低渗型。
（五）盖层分布及封盖能力
方正断陷主要发育泥岩类盖层，封闭机理为超压封闭、物性封闭。盖层主要发育在宝一段和新安村组＋乌云组下部，宝一段为区域盖层，广泛分布，在断陷北部该层累计厚度可达1000m，最大单层厚度达600m，并且在局部存在超压，对达连河组以下地层油气向上逸散起到良好的封盖作用。在新安村组＋乌云组下部，主力油藏之上发育一套比较稳定的暗色泥岩，该套泥岩最厚在100m 以上，直接覆盖在油层之上，对油气垂向、侧向上都起到了遮挡作用。
（六）生储盖组合特征
方正断陷经历3期构造运动，每一期构造运动中，主干断裂的活动控制了盆地地层层序发育情况，就古近系来讲，从新安村组—达连河组是水进的过程，达连河组有很短时间水退过程，达连河—宝泉岭再次水进，形成了多套生储盖组合（图3-2）。宏观来看，方正断陷存在3套含油气组合，分别为基岩—白垩系储盖组合、新安村组—达连河组储盖组合、宝泉岭组—古近系储盖组合，分别对应前面构造部分提到的三大构造层。从区域烃源岩分析评价及油源对比来看，新安村组下部暗色泥岩作为断陷的主力生油岩，生成的油气沿断裂、不整合向垂向、侧向运移，在新安村组和达连河组形成主力油层。该套暗色泥岩紧邻T5不整合面分布，在白垩系、基岩古隆起处构造应力破裂面造成的裂缝比较发育地区，向下排烃比较顺畅，形成基岩—白垩系的源下组合。另外，推测未熟—低熟的宝一段泥岩可以生成少量生物气，在自身构造和储层条件好的地区成藏。
（七）有利区带预测
依据有效烃源岩、有利储层的分布及其匹配关系，有效圈闭的分布，综合预测2个最有利区，1个有利区（图3-3）。
（1）柞树岗凹陷及其坡折带为最有利的勘探区带。区内宝泉岭组一段及其以下地层的烃源岩已经成熟，厚度较大，有机质丰度也较高，具有较好的生烃潜力，生成的油气可沿断层或不整合面运移进入圈闭中。从储层条件看，该区带宝泉岭组一段、达连河组上部、新安村组、乌云组都发育有扇三角洲、滨浅湖及湖底扇砂体，孔隙度和渗透率较高，具有很好的储集物性。从盖层条件来看，该构造带内，宝泉岭组一段泥岩比较发育，一般累计厚度可以达到200～600m，可以作为有效的区域性盖层，其他层段也都发育有局部的泥岩，可以作为局部盖层。该构造带内凹陷中发育的构造是最有利的勘探目标，如方4井已经获得了工业油流。另外，该构造带具有很好的地层圈闭发育条件，T3层明显的削截下伏的达连河组、新安村组、乌云组。柞树岗坡折带位于北部凹陷带边缘的坡折部位，该构造带具有近水楼台的油气资源优势，而且本区宝泉岭组一段及其以下地层的烃源岩也已经成熟，厚度较大，有机质丰度也较高，具有较好的生烃潜力，生成的油气可沿断层或不整合面运移进入圈闭中。从储层条件看，该区带宝一段、达连河组上部、新安村组、乌云组都发育有扇三角洲、滨浅湖砂体，孔隙度和渗透率较高，具有很好的储集物性。从盖层条件来看，该构造带内，宝泉岭组一段泥岩比较发育，可以作为有效的区域性盖层，其他层段也都发育有局部的泥岩，可以作为局部盖层。坡折部位的方6井已经获得了工业油流，方601井在相当层位目标也见到油显示。综合来看，该区具有很好的地层圈闭和地层岩性发育条件，是有利的勘探区带，勘探目的层系为古近系和白垩系。
图3-2 方正断陷生储盖组合划分图
图3-3 方正断陷三维区综合评价图
（2）大林子凹陷北部断块带为最有利区带，该区有利砂岩发育并且埋藏较浅孔隙度较高，断块圈闭发育，是下一步探索的主要区域。
（3）德善屯凹陷的上倾构造高部位及坡折带为有利勘探区带，方8井揭示及地震预测，德善屯凹陷新安村组底部存在一大套成熟的暗色泥岩，具备良好的生油条件，而凹陷的上倾方向发育有利构造圈闭，有利相带扇三角洲前缘砂岩在坡折带分布，有利于构造－岩性油气藏的形成。
10. 佳木斯归绥化管吗也就是佳木斯是不是绥化辖内
佳木斯属于哈尔滨市南岗区中山路202号管辖范围内