方6井的部署就是基於上述研究成果。根據鉆井結果，對沂沭地塹湯原斷陷和方正斷陷的油氣成藏條件和分布規律進行了深入研究。發現部署在封閉構造圈內的工業氣流井和油氣顯示井多分布在向上傾斜方向和凹陷深處，而遠離生烴凹陷的構造圈閉多不顯示。推測深凹是油氣聚集的有利地區。通過與莫裏青斷陷類比，結合松遼盆地向斜成藏新理論，堅定了小烏子油氣勘探的信心，提出了依舒地塹由構造油氣勘探向深凹陷及其上傾方向的勘探思路。在這壹創新勘探思路的指導下，確定湯原斷陷東部凹陷帶和方正斷陷北部凹陷帶為油氣勘探的有利地區。在地震精細構造解釋和巖性預測的基礎上，進壹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，方6井是首選目標。
方6井位於黑龍江省通河縣烏鴉泡鎮茶林河農場三隊東南2.5公裏處。構造位置位於方正斷陷柞樹崗向斜哈哈哈屯構造哈2斷鼻上，是壹口預探井。鉆井的目的是了解本區主要目的層新安村組和五雲組的烴源巖、儲層發育和巖相古地理特征。了解該區生儲蓋組合關系，揭示方3井東北斷塊含油氣情況，進壹步擴大柞樹崗地區含氣面積。了解白堊系烴源巖、儲層和蓋層的發育及其含油氣性。方6井於2005年2月23日+65438完鉆，2006年3月9日完井。設計井深3580米，鉆井深度3120米。鉆井層位為白堊紀。
(二)地層發育
方6井距方3井僅3.5km，均位於方正斷陷構造的長軸方向，地層和沈積相特征具有很強的可比性。通過地層劃分和對比，確定方6井鉆遇的地層為白堊系、新近系新安村組、寶泉嶺組、新近系富錦組和第四系。該井缺失古近系達連河組和烏雲組。以下是地層從新到舊，從上到下的順序。
1.四
間距7.5~56m，厚度48.5m，表層0.3m為黑色腐殖土，松散，偶見植物根系。其下為灰黃色粘土，松散，不成巖。雜色礫石層顏色以黃色為主，灰色次之，成分以應時為主，松散，不成巖。礫石直徑最大3mm，壹般為1 mm，與下伏地層呈不整合接觸。
2.新近紀富錦組
層段56 ~ 659 m，厚度603 m，頂部巖性為綠灰色泥巖、粉砂質泥巖、雜色砂礫巖不等厚互層，其下為灰色雜色砂礫巖夾綠灰色泥巖。砂礫巖顏色以黃色為主，灰色次之，成分以應時為主。泥質，松散，成巖性差，分選差，呈次棱角狀，最大礫石直徑5mm，壹般為1 ~ 3 mm，雙側視電阻率曲線呈厚層狀高阻峰狀，中低阻峰狀。自然電位曲線有小幅度異常。該段為弱氧化還原環境下的沖積扇相沈積。與下伏地層呈不整合接觸。
3.古近系寶泉嶺組二段
層段659 ~ 1381.5m，厚度722.5m，巖性為灰色雜色砂礫巖、灰色及灰白色細砂巖、中砂巖、粗砂巖夾深灰色泥巖、粉砂質泥巖。泥巖較純，砂巖主要成分為長石和應時，泥質膠結疏松，分選中等，磨圓度為亞圓形。砂礫巖顏色以灰色為主，白色次之，成分以長石和應時為主。泥質膠結，松散致密，分選性差，磨圓度為次棱角狀，最大礫石直徑為7mm，壹般為1 ~ 5 mm，雙側視電阻率曲線呈厚層狀，山形，高電阻，齒不規則，山形，峰形，中低電阻。自然電位曲線在砂巖和礫巖中有正異常。自下而上呈現兩個完整的循環:粗-細-粗-細-粗。該剖面為還原環境下的深水扇相沈積。
4.古近系寶泉嶺組壹段
井段1381.5 ~ 2757.5 m，厚度1376 m，巖性分為上下兩部分。上部為灰色厚層細砂巖、粗砂巖、砂礫巖夾灰色粉砂巖、深灰色泥巖。下部以深灰色、灰黑色泥巖、深灰色粉砂質泥巖夾灰色泥質粉砂巖、粉砂巖為主，上部偶見灰綠色泥巖。上部泥巖不純，含砂；下部泥巖質純而脆。砂巖主要由長石和應時組成，泥質膠結，較松散-致密，分選中等-差，呈亞圓形。砂礫巖主要由長石和應時組成，泥質膠結，松散致密，分選性差，次棱角狀圓整，礫石最大直徑3mm，壹般為65438±0mm，雙側視電阻率曲線上部為厚層和中高阻值的不規則齒交替分布，下部為低阻值的不規則齒，底部夾有尖峰和山狀中阻值。自然電位曲線在上部砂巖和礫巖中有正異常。該剖面為還原環境下的深水扇-半深湖沈積。與下伏地層呈不整合接觸。
5.新近紀新安村組
層段2757.5 ~ 2995.2米，厚度237.7米，巖性為灰色粉砂巖、粗砂巖、灰色及灰白色砂礫巖、灰白色雜色礫巖夾黑灰色泥巖、粉砂質泥巖。底部為灰黑色和深灰色泥巖、粉砂質泥巖夾灰色泥質粉砂巖和黑色煤層。泥巖質純而脆。砂巖主要由應時和長石組成，泥質膠結，較致密，分選差-中等，次棱角-次圓整。砂礫巖顏色以灰色和灰白色為主，其次為灰綠色，少量土黃色。成分主要是應時和長石。長石局部高嶺土化，泥質，致密，分選差，次棱角狀，礫石最大直徑3mm×5mm，壹般2 mm× 3 mm，礫巖顏色以灰白色為主，其次為灰綠色，少量土黃色。成分主要是應時和長石。泥質，致密，分選差，次棱角狀。最大礫石直徑為10mm×30mm，平均礫石直徑為5 mm× 10 mm，雙側視電阻率曲線呈厚層狀，峰形高阻夾在中阻值之間，底部不規則齒狀中阻值夾在高阻之間。在砂巖和礫巖的發育過程中，自然電位曲線出現負異常。該剖面為還原環境下的扇三角洲-沼澤湖泊沈積。與下伏地層整體接觸。
6.白堊紀
層段2995.2 ~ 3120m，厚度124.8m，上部巖性為灰色細砂巖和粗砂巖，灰色、綠灰色、灰白色和深灰色熒光細砂巖、粗砂巖、砂礫巖、灰色、深灰色和綠灰色油跡粉砂巖、粗砂巖、砂礫巖和棕灰色油浸。下部為灰色、深灰色中砂巖、粗砂巖夾灰黑色泥巖。泥巖質純而脆。砂巖主要成分為應時和長石，泥質膠結，較松散-致密，分選中等-差，次棱角-次圓整，局部含少量暗色礦物。砂礫巖成分以應時為主，長石次之，泥質膠結致密，分選中等-差，次棱角-次圓形磨礦，局部含少量暗色礦物。最大礫石直徑為2mm×3mm，壹般為1mm×2mm。雙側視電阻率曲線呈峰形、峰狀、厚層狀高阻。自然電位曲線有明顯的負異常。該剖面為還原環境下的扇三角洲相沈積。
(三)烴源巖評價
1.烴源巖的發育
該井遇到的地層主要有白堊系、新近系新安村組+五雲組、寶泉嶺組、新近系富錦組。暗色泥巖縱向上主要發育在古近系寶泉嶺組，泥質純，砂質少，其他層位較薄。
寶泉嶺組暗色泥巖發育，該井鉆遇寶泉嶺組厚度1299.5m，其中暗色泥巖累計厚度996m，尤其是寶泉嶺組壹段暗色泥巖發育，累計厚度925 m，單層最大厚度331m，占該層累計厚度的67.2%。
新安村組+五雲組暗色泥巖不發育，該井鉆遇的古近系新安村組+五雲組厚237.7m，其中暗色泥巖不發育，累計厚度僅65m，單層最大厚度不大，僅6m，僅占層厚的27.1%。但根據其他鉆井統計，新安村組和五雲組暗色泥巖也相對發育，僅次於寶泉嶺組壹段。累計厚度最大可達119.5m(方井D 2)。
白堊系暗色泥巖不發育，該井鉆遇白堊系125m，其中暗色泥巖累計厚度16 m，占地層厚度的16.5%。
2.豐富的有機物
方6井巖心僅26.9米，在2380.5 ~ 2386.5米井段(寶泉嶺組壹段)僅取得暗色泥巖，其他巖心均為砂巖和砂礫巖。寶泉嶺組暗色泥巖地球化學分析表明，芳6井該段有機質豐度較低，最大有機碳為1.143%，平均為0.84%。根據陸相烴源巖有機質豐度劃分標準，屬於中等烴源巖。氯仿瀝青“A”最大值為0.0118%，平均值為0.0061%，生油潛力(mg/g)為2.62mg/g，平均值為1.11 mg。綜合評價表明，寶泉嶺組壹段烴源巖豐度屬於差-好水平。
寶泉嶺組二段未取芯，新安村組未發現暗色泥巖，白堊系未發現暗色泥巖。
綜合評價認為，方6井白堊系有機質豐度為良好烴源巖，寶泉嶺組壹段、二段和新安村組為差-好烴源巖。
3.有機物的類型
有機母質類型的確定主要基於顯微鑒定、幹酪根元素組成、熱解等方法。用幹酪根元素法對方6井2380.5-2386.5米(寶泉嶺組壹段)的泥巖進行了有機質類型劃分。幹酪根元素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。熱解方法將母質分為ⅲ型。根據方正斷陷其它井源巖樣品的有機元素分析結果，大部分有機樣品屬於ⅱ b-ⅲ型。
4.烴源巖有機質成熟度
方6井寶泉嶺組壹段2380.5 ~ 2386.5米層段7個泥巖樣品鏡質組反射率分析結果表明，層段值為0.50% ~ 0.56%，平均值為0.53%。巖石熱解的峰值溫度(Tm ax)範圍為426 ~ 429℃。表明寶泉嶺組壹段下部已進入低成熟階段。
方正斷陷各層烴源巖以Ro≈0.5作為有機質開始生油的門限，Ro≈0.7作為大量生油的階段，那麽寶泉嶺組二段烴源巖基本達不到生油門限。南部坳陷帶淺部寶泉嶺組壹段烴源巖未成熟，深部烴源巖基本達到低成熟階段，北部柞樹崗向斜烴源巖基本進入生油門限，深部烴源巖進入生油高峰期，達到成熟階段。達連河組烴源巖在南部坳陷帶和柞樹崗向斜已基本成熟，但在中央隆起帶尚未進入生油門限。新安村組和烏雲組烴源巖除靠近盆地邊界外，均進入成熟階段。白堊系烴源巖全部進入成熟階段。
5.烴源巖綜合評價
由於方6井取心較少，寶泉嶺組壹段僅見ⅱB—ⅲ暗色泥巖。但根據方6井位於方正凹陷中心附近，寶泉嶺組壹段和白堊系為湖泊相，而寶泉嶺組二段和新安村組為濱岸湖和三角洲平原相，綜合評價認為，方6井白堊系有機質豐度為良好烴源巖，寶泉嶺組二段和新安村組為差-好烴源巖，有機質類型為差-好烴源巖。方6井寶泉嶺組壹段下部和新安村組進入低成熟階段，白堊系進入成熟階段。寶泉嶺組壹段和白堊系為主要烴源巖。
(四)儲層的物理特征
根據方6井取心井段巖心樣品孔隙度和滲透率統計，新安村組儲層孔隙度在6.9%-14.7%之間，平均值為10.26%，滲透率為(1.21 ~ 70.9)×10-3。白堊系儲層孔隙度0.9%-12.8%，平均4.64%，滲透率(0.01 ~ 2.81)×10-3 μm 2，平均0.21 × 10。從各層段的儲層物性對比來看，壹般隨著埋深和年齡的增加，孔隙度和滲透率降低，儲層物性降低。
(5)試油和油源巖對比
方6井2999年7月至6月取心，油浸0.38米，油跡3.53米，熒光10.14米，綜合解釋油層厚度34.2米，試油後自然產能1.2立方米/日，壓裂後10米/日。
油品分析結果表明，油品質量較輕，主峰碳數較低。原油主峰碳為nC 13，正構烷烴的碳數分布範圍為NC 7 ~ NC 36。OEP為1.18，奇偶優勢不明顯，反映原油近成熟。寶泉嶺組壹段暗色泥巖(2380.5 ~ 2386.5m區間7個樣品)飽和烴氣相色譜分析表明，主峰碳為NC27 ~ NC29，正構烷烴碳數分布範圍為NC 16 ~ NC 36。OEP為2.29 ~ 2.98，表現出不成熟的特征。正構烷烴的分布差別很大，它們沒有聯系。油主要是低碳烴，是輕油。推測寶泉嶺組下含煤地層為烴源巖。
(六)鉆探成果及其意義
方6井的部署和開發創新了四項油氣勘探技術。壹是綜合地層劃分對比技術。鉆井和地震資料相結合，實現了地震分層和地質分層的統壹，為後續研究奠定了堅實的基礎。第二個是沈積學和層序地層學。利用巖心、測井和地震資料確定沈積相帶及其分布規律，發現湖底扇沈積。三是地震精細解釋和巖性預測技術。在三維區進行了1×2網的精細構造解釋，落實了構造格局和構造圈閉，並利用振幅資料對白堊系進行了巖性預測。四是石油地質綜合研究技術，確定生儲蓋組合特征，預測有利區帶，優化鉆井目標。
方6井是沂沭地塹方正斷陷首次發現含油標誌。壓裂後獲得了日產10.8m3的高產工業油流。方正斷陷白堊系裂縫油層較厚，方6井白堊系日產油0.62m3，表明方正斷陷白堊系具有石油勘探前景，也表明整個大三江白堊系具有壹定前景。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壹重大發現，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發現3000米以下高產工業油流(松遼盆地2400米，海拉爾盆地2700米)，也是戰略選擇項目陸上油氣勘探的首次重大發現。方6井的發現表明大三江探區白堊系具有良好的勘探前景，對大慶“百年油田”的資源接替具有重要意義，而方6井的發現是落實溫家寶總理2006年8月6日“加強外圍油氣勘探”戰略指示的重要舉措。