天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 8: 1041 - 1051

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.02.011

非常规天然气

川东南丁山与焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气富集条件差异分析与思考

  • 魏祥峰 ,
  • 刘珠江 ,
  • 王强 ,
  • 魏富彬 ,
  • 袁桃
展开
  • 中国石化勘探分公司，四川 成都 610041

魏祥峰（1984-）, 男, 山东济宁人，研究员，博士，主要从事沉积学、非常规油气地质研究. E-mail: .

收稿日期: 2019-10-30

  修回日期: 2020-02-23

  网络出版日期: 2020-07-29

基金资助

国家科技重大专项项目“重点地区页岩气富集规律与勘探评价方法”(2017ZX05036-001)

收起

Analysis and thinking of the difference of Wufeng-Longmaxi shale gas enrichment conditions between Dingshan and Jiaoshiba areas in southeastern Sichuan Basin

  • Xiang-feng WEI ,
  • Zhu-jiang LIU ,
  • Qiang WANG ,
  • Fu-bin WEI ,
  • Tao YUAN
Expand
  • SINOPEC Exploration Company, Chengdu 610041, China

Received date: 2019-10-30

  Revised date: 2020-02-23

  Online published: 2020-07-29

Fold

本文亮点

四川盆地东南缘（川东南）丁山构造五峰组—龙马溪组页岩气勘探已取得突破，但相比涪陵页岩气田焦石坝构造，其富集高产因素又体现出其自身的特殊性。以四川盆地丁山和焦石坝地区五峰组—龙马溪组为研究对象，综合利用钻井、测井、地震及分析化验等资料，明确了两地区主要富集条件的差异性，建立了2种目标类型页岩气成藏富集模式，研究发现：（1）丁山优质页岩层段TOC≥3%的页岩仅发育于五峰组—龙马溪组一段①—③层，厚15~19 m，明显比焦石坝薄（焦页1井近38 m）；（2）丁山构造保存条件明显受齐岳山断裂控制，平面上远离齐岳山断裂、埋深更大的斜坡带和深埋平缓带页岩气层压力系数、孔隙度和含气量明显增大，而焦石坝构造保存条件明显受周边控制构造的断裂影响，压力系数、孔隙度和含气量仅在断裂附近出现明显的降低；（3）丁山优质页岩层段在自身脆性方面与焦石坝无明显差异，但由于埋深变化较大，埋深处于3 500~4 500 m富集区的优质页岩层段的地应力、岩石破裂压力明显增大。研究认为沉积环境造成了两地区页岩原生品质具有一定的差异，其中丁山属于“较快速海退型”陆棚相沉积，而焦石坝属于“缓慢海退型”陆棚相沉积；而控制构造的断裂是造成页岩气逸散方式和程度不同的主要因素。根据以上特点，建立了丁山 “齐岳山断裂带主体控制、浅埋藏区垂向、横向联合逸散、深埋藏区富集”的盆缘“鼻状断背斜富集型”、焦石坝盆内“控边断裂垂向逸散为主、横向逸散微弱、主体稳定区富集”的“断背斜富集型”成藏富集模式。

本文引用格式

魏祥峰 , 刘珠江 , 王强 , 魏富彬 , 袁桃 . 川东南丁山与焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气富集条件差异分析与思考[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(8) : 1041 -1051 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.02.011

Highlights

A breakthrough in Wufeng-Longmaxi shale gas exploration has been made in Dingshan tectonic area in the southeastern margin of Sichuan Basin, however, compared with the Jiaoshiba structure in Fuling shale gas field, its enrichment and high yield factors reflect its own particularity. Therefore, this paper takes Dingshan and Jiaoshiba Wufeng-Longmaxi formations in Sichuan Basin as the research object. Through the comprehensive use of drilling, logging, seismic and laboratory data, the differences of the main enrichment conditions in the two regions are identified, and two types of shale gas accumulation and enrichment models are established. The results show that: (1) For the Dingshan high-quality shale, the layer with TOC≥3% is only developed in the ①-③ layers of the first segment of Wufeng-Longmaxi formations, with a thickness of 15-19 m, which is significantly thinner than that of Jiaoshiba area (nearly 38 m of Well JY1); (2) The preservation conditions of the Dingshan structure are obviously controlled by the Qiyueshan fault, and the pressure coefficient, porosity and gas content of the shale gas layer increase significantly in the area far away from the Qiyueshan fault, deeper buried slope zone and in the deep buried gentle zone. However, the preservation condition of Jiaoshiba structure is obviously affected by the fault of the surrounding control structure, and the pressure coefficient, porosity and gas content are only significantly reduced near the fault; (3) There is no significant difference in brittleness between the high quality shale segment in Dingshan and that in Jiaoshiba. However, due to the large change of burial depth in Dingshan area, the in-situ stress and rock fracture pressure of the high quality shale segment with burial depth of 3 500-4 500 m increase obviously. The study shows that the sedimentary environment has caused some differences in the primary shale quality between the two regions. Dingshan area is “relatively rapid regressive” continental shelf facies, and Jiaoshiba area belongs to “slow regression type” continental shelf facies. The fault, which controls the structure characteristics, is the main factor that causes the different way and degree of shale gas escape. According to the above characteristics, the “nosed fault-anticline enrichment” accumulation model in basin margin of “Qiyueshan fault zone main body control, shallow burial zone vertical and horizontal joint escape, enrichment in deep buried areas” is established in the Dingshan area, and the accumulation model of “fault-anticline enrichment” in Jiaoshiba area of internal Sichuan basin is characterized by “vertical dispersion of the control edge fault is dominant, the transverse dispersion is weak and the main stable region is enriched”.

0 引言

位于四川盆地的涪陵页岩气田是中国第一个大型商业开发的页岩气田，围绕该气田的特征、富集机理与高产主控因素等方面的研究，目前已经取得一系列进展[1-9]，这对于认识、评价海相页岩气具有重要意义。但随着勘探程度的不断深入，勘探的目标逐渐走向构造复杂区，不同的区域构造背景、构造样式和断裂对页岩气富集程度的影响并不相同[4-7,10-14]。近期中国石化勘探分公司在四川盆地东南缘（川东南）丁山构造部署实施的DY4井、DY5井分别试获20.56×104 m3/d、16.33×104 m3/d的页岩气流，取得了继涪陵气田之后页岩气勘探的又一突破，但是，相比涪陵海相页岩气田焦石坝主体，丁山地区在优质页岩发育、保存条件以及后期改造压裂条件上都体现出了自身的特征和复杂性，这一点已为勘探实践所证实。丁山与涪陵焦石坝的海相页岩气特征究竟有何不同？两大地区页岩气保存的关键因素有哪些？本文从对比的角度，以四川盆地丁山与涪陵焦石坝2个已取得突破的地区来探讨上述问题，以期对今后四川盆地及周缘海相页岩气评价和勘探提供一定的参考或借鉴。

1 地质概况

1.1　勘探开发概况

研究区为川东南丁山构造和焦石坝构造（图1），丁山构造地理位置位于重庆市綦江县境内，为林滩场—丁山北东向构造带紧邻齐岳山断裂的一个北东—南西向的鼻状断背斜[15]，区内五峰组—龙马溪组优质页岩（对应五峰组—龙马溪组一段一亚段①—⑤层，页岩TOC≥2%、黏土矿物<40%，下同）厚度为28~36 m，埋深一般介于2 000~4 500 m之间，目前该构造已完成5口页岩气探井的钻探工作，前期测试的DY1井、DY3井、DY2井测试分别获得日产3.40×104 m3、3.36×104 m3、10.50×104 m3页岩气流，近期DY4井、DY5井测试获得了日产20.56×104 m3、16.33×104 m3页岩气流，展现了该地区良好的勘探开发前景。而涪陵焦石坝构造，位于丁山构造北东方向约150 km，区内五峰组—龙马溪组优质页岩厚度为35~45 m，埋深主要介于2 300~2 800 m之间[2]，截至2019年8月31日，在焦石坝主体焦页1井—焦页5井区共提交页岩气探明储量3 805.98×108 m3，累计产页岩气超231×108 m3。
图1 川东南丁山、焦石坝构造位置及五峰组底界构造特征

(a) 丁山、焦石坝构造位置；(b) 丁山构造五峰组底界构造特征；（c） 焦石坝构造五峰组底界构造特征

Fig.1 Tectonic location and Wufeng Formation bottom structure distribution of Dingshan and Jiaoshiba structures in southeastern Sichuan Basin

1.2　构造及地层特征

1.2.1　构造特征

丁山构造位于四川盆地边缘、齐岳山断裂西侧，受齐岳山断裂控制[图1（a）,图1（b）]，为早期受江南隆起的作用形成北东向构造叠加晚期近南北向构造的复合构造，平面上整体形态为北东—南西向鼻状断背斜，在剖面上表现为近齐岳山的盆缘推覆和盆内褶皱构造特征；靠近齐岳山断裂，受南东方向挤压变形强烈，页岩气层埋深较浅，断层、裂缝发育，远离齐岳山断裂，页岩气层埋深逐渐增大，同时构造形变相对较弱。焦石坝构造则远离齐岳山断裂，处于四川盆地川东高陡褶皱带包鸾—焦石坝背斜带，为一个受北东向和近南北向2组断裂控制的轴向北东的菱形断背斜[图1（a）,图1（c）]，该构造主体变形较弱，表现出似箱状断背斜形态，即顶部宽缓、地层倾角小、断层不发育，两翼陡倾、断层发育。

1.2.2　地层特征

丁山地区和焦石坝地区页岩气目的层都为五峰组—龙马溪组一段，该地层在2个地区具有一定的相似性和差异性（图2，图3）：(1)下伏都为临湘组，呈整合接触；(2)五峰组—龙马溪组一段主要为浅水陆棚—深水陆棚相灰黑色炭质笔石页岩、含炭含粉砂泥岩，页岩TOC值一般大于1%，无明显夹层、纵向分布连续，且总体都具有页岩TOC值向上变小的趋势；其中处于下部的五峰组—龙马溪组一段一亚段为目前涪陵、丁山地区水平井钻探和压裂的主要目的层，为了方便开发精细对比，根据岩性、测井、古生物以及TOC等资料，将其划分为①—⑤号小层，①、②号小层分别对应五峰组下段以及观音桥段，③—⑤号小层对应龙马溪组一段一亚段；(3)五峰组—龙马溪组一段页岩厚度略有差异，丁山地区TOC值大于1% 的页岩厚度一般介于75~85 m之间，焦石坝则略厚，一般介于85~105 m之间；(4)丁山地区上覆地区龙马溪组三段和二段以浅水陆棚浅灰色、灰色泥岩为主，厚度相对略薄，介于70~75 m之间，其上覆地区为海相碳酸盐岩沉积为主的石牛栏组；焦石坝地区龙马溪组三段和二段则主要为滨岸—浅水陆棚相浅灰色、灰色泥岩以及灰色—深灰色泥质粉砂岩、灰色粉砂岩，厚度相对略厚，介于120~210 m之间，其上覆地层为相对致密、碎屑岩沉积为主的小河坝组。
图2 DY4井五峰组—龙马溪组页岩气层综合评价图

Fig.2 Comprehensive evaluation chart of shale gas layer of Wufeng-Longmaxi formations in Well DY4

图3 JY1井五峰组—龙马溪组页岩气层综合评价图

Fig.3 Comprehensive evaluation chart of shale gas layer of Wufeng-Longmaxi formations in Well JY1

2 丁山地区与焦石坝地区页岩气富集条件的差异

页岩气能否富集不仅需要页岩储层具有良好的品质，还需要其具有较高的含气丰度且需要人工改造之后才具备商业价值[16-17]，因此，本节重点是通过对含气性（优质页岩厚度、TOC、孔隙度和含气性等）和可压性（现今页岩埋深、地应力等）关键参数的对比，明确2个页岩气藏富集条件的差异性，而条件相似的参数（如干酪根类型和热演化程度等）不再一一详细论述。

2.1　优质页岩厚度及地球化学特征

四川盆地东南部丁山—焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段总体处于深水陆棚相带，页岩有机质类型都以Ⅰ型为主，热演化程度总体相似，介于2.2%~2.5%之间，但优质页岩的厚度和TOC垂向变化特征仍有一定的差异，从宏观特征对比来看，丁山各探井优质页岩厚度和TOC均比焦石坝JY1井略差，丁山5口井优质页岩厚度介于28.9~35.5 m之间，TOC平均值介于3.03%~3.52%，而JY1井优质页岩厚度为38 m，TOC平均值达到3.56%（表1）。
表1 丁山、焦石坝地区五峰组—龙马溪组优质页岩气层段（TOC≥2%）主要参数对比

Table 1 Comparison of main parameters of high-quality shale gas layer (TOC≥2%) of Wufeng-Longmaxi formations in Dingshan and Jiaoshiba areas

构造位置 井号 深度/m 厚度/m TOC/% 孔隙度/% 总含气量/（m3/t） 黏土矿物/%
丁山 浅埋平缓带 DY1 2 024.0~2 054.0 30.0 3.18 3.03 2.12 39.9
斜坡带 DY3 2 242.0~2 272.0 30.0 3.52 3.21 4.98 36.9
DY4 3 702.0~3 730.9 28.9 3.33 5.90 6.64 40.8
DY5 3 786.0~3 787.7 31.7 3.03 4.73 6.38 38.3
深埋平缓带 DY2 4 332.0~4 367.5 35.5 3.26（测井） 5.26（测井） 5.73（测井） 36.8（测井）
焦石坝 主体 JY1 2 377.0~2 415.0 38.0 3.56 4.65 5.85 34.3
JY4 2 557.0~2 596.0 39.0 3.67 6.19 5.93 30.7
除上述特征外，优质页岩TOC值在纵向上的变化特征也略有不同：丁山5口井优质页岩层段底部仅①—③层TOC值均大于3%，平均值介于3.63%~4.31%之间，厚度介于15~19 m之间，该段特征较好的对应JY1井的①—③层（厚度和TOC平均值均相当）[图2，图3，图4（b）]；但上部厚约为15 m的④—⑤层，TOC平均值则明显比JY1井要低，主要集中在2.00%~2.33%，而JY1井TOC平均值达到3.08%[图2,图3,图4(b）]，该特征表明在优质页岩层中，丁山地区TOC≥3%的连续厚度仅发育在①—③层，厚度仅有15~19 m，而JY1井TOC≥3%的连续厚度则较大，基本包含了①—⑤层，达到近38 m，反映了①—③层焦石坝地区、丁山地区沉积水体环境总体相似，但到了④—⑤层沉积期，焦石坝则相对于丁山沉积水体相对更深、更贫氧。
图4 丁山、焦石坝地区主要探井优质页岩层段①—③层(a)、④—⑤层(b)厚度及TOC直方图

Fig.4 Histograms of thickness and TOC content of ①-③(a),④-⑤layers (b) of high-quality shale gas section of the main exploration wells in Dingshan and Jiaoshiba areas

2.2　页岩气层压力系数及孔隙度、含气量特征

压力系数是反映保存条件的综合指标，另外，孔隙度和含气量同样是表征页岩含气性好坏的关键参数[2,11-13]。研究表明，丁山地区五峰组—龙马溪组页岩气层压力系数、孔隙度和含气量的变化规律与焦石坝具有一定的差异（表1，图5）。
图5 川东南丁山、焦石坝地区构造过典型钻井剖面及压力系数分布特征

Fig.5 Typical drilling profiles and distribution of pressure coefficient in Dingshan and Jiaoshiba structures in southeastern Sichuan Basin

丁山地区五峰组—龙马溪组优质页岩气层都具有距齐岳山断裂越远、埋深越大，压力系数、孔隙度、含气量都变大的特征。距离齐岳山断裂较近、埋深较浅的DY1井、DY3井压力系数介于0.98~1.06之间，孔隙度介于3.03%~3.21%之间，含气量分别为2.12~4.98 m3/t，而埋深较大、离齐岳山断裂较远的DY4井、DY5井、DY2井压力系数、孔隙度、含气量则明显增大，3口井压力系数介于1.45~1.85之间，孔隙度介于4.73%~5.90%之间，含气量则介于6.38~6.64 m3/t之间[表1，图5（a）]。而焦石坝构造压力系数、孔隙度和含气量明显受周边的控边断裂控制，实钻揭示，吊水岩断裂对保存条件没有明显的影响，周边开发井压力系数普遍在1.45以上，石门断裂和大耳山断裂影响宽度相对较小，在断裂上盘、距断层1 km以内普遍为常压；1 km以上则普遍为超压，孔隙度和含气量普遍在4%以及5 m3/t以上[图5(b）]，而西南部的乌江断裂由于具有明显的走滑性质，距离该断裂一般2~3 km以上才具有超压特征。

2.3　页岩可压性特征

影响页岩可压性的因素除了页岩本身的性质，还与页岩所处的埋深、应力背景等条件紧密相关[18-19]。涪陵气田焦石坝构造主体内五峰组—龙马溪组优质页岩总体显示出高脆性矿物含量、较高杨氏模量以及较低泊松比的特征，页岩具有较好的脆性；同时由于焦石坝构造地层平缓、埋深浅（2 300~2 800 m），地应力及应力差异系数相对较小，相对更容易压裂（表2）。
表2 丁山、焦石坝地区不同埋深探井五峰组—龙马溪组页岩可压性主要参数对比

Table 2 Comparison of main parameters of shale compressibility of Wufeng-Longmaxi formations shale of different buried exploration wells in Dingshan and Jiaoshiba areas

井号 井深/m 埋深范围/m 矿物成分 岩石力学参数 三主应力大小 优质页岩层段岩石破裂压力/MPa

黏土矿物

/%

杨氏模量

/GPa

 泊松比 上覆岩层压力/MPa 水平最大主应力/MPa 水平最小主应力/MPa
DY1 2 045.1 2 000~2 500 30.06 26.79 0.200 48.73 48.59 43.60 52~81
DY3 2 266.2 39.30 29.46 0.212 54.72 54.48 46.2 65~85
JY1 2 391.6 40.89 32.39 0.210 50.17 55.24 48.68 65~80
2 393.8 38.54 31.22 0.212 50.18 53.38 49.92
2 395.2 37.33 33.43 0.198 53.68 55.52 48.63
DY4 3 722.4 3 500~4 500 37.21 41.40 0.221 91.70 110.00 87.80 97~106
DY2 4 353.5 40.75 32.32 0.201 145.00 121.60 109.00 84~95
对比发现，丁山地区五峰组—龙马溪组优质页岩的矿物成分与焦石坝JY1井没有明显的差异（表2），但由于丁山构造埋深具有较大的变化，中深层（3 500~4 500 m）龙马溪组优质页岩地应力大小是浅层（2 000~2 500 m）优质页岩的1.8~2倍多，岩石破裂压力明显增大（表2）。因此对于丁山地区能否取得商业发现，不仅需要考虑页岩气的富集程度，还要特别考虑埋深增加对页岩可压性的影响。

3 讨论与思考

3.1　关于页岩品质的控制因素

优质页岩的发育是页岩气富集和高产的物质基础，是中国南方页岩气富集高产主控重要因素之一[1-4,20-24]。前文已详细论述，丁山地区和涪陵焦石坝地区五峰组—龙马溪组沉积早期虽然同处于深水陆棚，但实际上2个地区在五峰组—龙马溪组一段一亚段（①—⑤层）中TOC≥2%和TOC≥3%的页岩厚度都存在一定的差异，焦石坝地区都相对更优；而龙马溪组一段二、三亚段的页岩品质与一亚段具有一定的继承性，焦石坝各探井⑥—⑨层页岩TOC值同样明显较高，一般在2.0%左右，丁山地区则明显较低，TOC值一般在1.2%左右（图2，图3，图6）。
图6 DY4井、JY2井五峰组—龙马溪组页岩气层段古氧相柱状图

Fig.6 Histograms of paleooxygen facies in the shale gas layers of Wufeng-Longmaxi formations in Wells of DY4 and JY2

研究认为，影响丁山地区和焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩品质具有如此大的区别主要是受当时所处的古沉积环境所致。微量元素揭示，丁山地区五峰组—龙马溪组早期由强还原环境变为弱还原环境的微量元素拐点值在③号层的顶界，而焦石坝地区拐点值则在⑤号层的顶界，该特征反映了在五峰组—龙马溪组一段一亚段沉积早期（①—③层沉积期），丁山地区和焦石坝地区同处于相似的静水、强还原的环境，TOC≥3%的页岩厚度和TOC平均值也基本相似；但之后（④—⑤层沉积期）海平面发生下降，由于丁山离古陆较近且古地貌相对较高，水体发生变浅且相对富氧（图6），沉积的页岩TOC明显降低，平均值介于2.00%~2.33%，而由于焦石坝更处于盆地中心、古地貌相对较低的位置，海平面的下降对该地区沉积水体环境影响并不大，沉积的页岩TOC平均值依然较高，在3.08%左右；之后（⑥—⑨层沉积期）海平面持续下降，此时，2个地区都受到较明显水退的影响，页岩TOC值逐渐降低，但焦石坝地区页岩的TOC值始终略大于丁山地区（图6，图7）。
图7 丁山和焦石坝地区五峰组—龙马溪组早期沉积演化

Fig.7 Sedimentary evolution of early depositional period of Wufeng-Longmaxi formations in Dingshan and Jiaoshiba areas

以上特征总体反映了丁山和焦石坝地区开始都以深水陆棚相沉积为主，但丁山地区持续的时间相对较短，然后迅速水退为浅水陆棚，属于“较快速海退型”陆棚相类型沉积，而焦石坝地区则相对离古陆较远，水体始终较丁山地区更深，早期深水陆棚相沉积持续的时间相对更长，之后缓慢水退为浅水陆棚，属于“缓慢海退型”陆棚相类型沉积（图7）。

3.2　关于页岩气的逸散

保存条件是川东南地区海相页岩气富集和高产的关键因素之一[1-10]。四川盆地及周缘勘探证实，不同地区(盆内、盆外、盆缘)、不同构造样式页岩气保存条件和富集程度不同，从而进一步决定了页岩气产量和压力系数也不相同。丁山构造与焦石坝构造所处的区域构造位置、构造样式以及周边断裂的封堵性造成了页岩气的逸散方式和程度也具有明显的不同。
前文已详述，丁山构造为受齐岳山断裂控制的鼻状断背斜，齐岳山断裂与前缘多条分支断层共同多级逆冲，构造变形强度由南东向北西方面逐渐变弱，地层高程也逐步降低[图1，图5(a）]。南部的齐岳山断裂带页岩气层冲起、被剥蚀出露地表，同时开启断裂、伴生高角度裂缝发育，为强烈泄压带。距离齐岳山较近、页岩气层埋藏较浅的地区（如DY1井区），一方面受不同构造应力的叠加，页岩气层的顶板龙马溪组二段—石牛栏组纵向裂缝和小断层更加发育，造成了页岩气层发生一定的垂向逸散，另一方面由于埋藏较浅，上覆地层施加于页岩的页理或层间滑脱缝的压力变小，从而页岩横向封闭性变差，渗透率增大，加之南边即与强烈泄压带——齐岳山断裂带接触，从而页岩气横向逸散强度也较大，导致丁山埋藏较浅的地区发生垂向和横向的联合逸散。而远离齐岳山断裂带、向盆内方向随着埋深的增加（如丁页2井区、丁页5井区），构造变形明显减弱，虽然有一些断裂，但多为断距不大、上下沟通较小的层间断层，页岩气层垂向逸散弱，另外随着埋深增大、上覆岩层压力的增加，页理封闭性明显增强，水平扩散影响减少，为页岩气滞留富集区，表现为超压。通过上述的特征分析，建立了以丁山为“齐岳山断裂带主体控制、浅埋藏区垂向、横向联合逸散，深埋区富集” 的盆缘“鼻状断背斜富集型”成藏模式（图8），认为控制页岩气逸散的关键因素为齐岳山断裂带、埋深和距齐岳山断裂带的距离。
图8 丁山鼻状断背斜页岩气保存与富集模式

Fig.8 Preservation and enrichment mode of shale gas in Dingshan nosed fault-anticline

焦石坝构造为盆内、构造主体远离控盆断裂、四周为断向斜环绕的似箱状断背斜，受北东向和近南北向2组断裂控制，主体变形较弱，地层倾角小、断层不发育，两翼陡倾、断层发育。由于页岩气层总体埋深适中（2 300~2 800 m），周边无页岩气层出露，加之背斜宽缓，页岩气层顶底板、页岩气层内部高角度缝不发育，页岩气主要通过周边控制焦石坝构造的二级断裂发生一定程度的逸散，但由于控边断层总体具有较好封闭性，在远离断裂1~3 km以上页岩气层即含气性较好，压力系数高、产量高，为“控边断裂垂向逸散为主、横向逸散微弱、主体稳定区富集”的盆内“断背斜富集型”成藏模式（图9），控制页岩气逸散关键因素为断层的封闭性、埋深以及背斜宽缓程度。
图9 焦石坝箱状断背斜页岩气保存与富集模式

Fig.9 Preservation and enrichment mode of shale gas in Jiaoshiba boxed fault-anticline

4 结论

（1）丁山地区与焦石坝地区五峰组—龙马溪组在富集条件上存在一定的差异。丁山优质页岩层段TOC≥3%的页岩仅发育于五峰组—龙马溪组一段①—③层，厚15~19 m，明显比焦石坝薄（焦页1井近38 m）；丁山构造平面上远离齐岳山断裂、埋深更大的地区页岩气层压力系数、孔隙度和含气量明显增大，而焦石坝构造压力系数、孔隙度和含气量仅在断裂较近的距离内出现明显的降低，明显受周边控制构造的断裂影响。
（2）丁山优质页岩层段在自身脆性方面与焦石坝无明显差异，但由于埋深变化较大，埋深处于3 500~4 500 m富集区的优质页岩层段的地应力、岩石破裂压力明显增大。
（3）丁山地区和焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段虽然同处于深水陆棚，但页岩气层仅有①—③层品质相当，④—⑨层都比焦石坝略差，分析造成以上页岩品质具有差异的主要原因是沉积环境，丁山离古陆较近，纵向上演化属于“较快速海退型”陆棚相类型沉积，而焦石坝处于深水陆棚相中心地带，属于“缓慢海退型”陆棚相类型沉积。
（4）丁山构造和焦石坝构造页岩气保存条件主控因素明显不同，控制丁山构造页岩气逸散的关键因素为齐岳山断裂带、埋深和距齐岳山断裂带的距离，属于“齐岳山断裂带主体控制、浅埋藏区垂向、横向联合逸散，深埋区富集” 的盆缘“鼻状断背斜富集型”成藏模式，控制焦石坝构造页岩气逸散关键因素为断层的封闭性、埋深以及背斜宽缓程度，属于 “控边断裂垂向逸散为主、横向逸散微弱”的盆内“断背斜富集型”成藏模式。

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