石油勘探与开发
28 2014年2月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.41 No.1 文章编号：1000-0747(2014)01-0028-09 DOI: 10.11698/PED.2014.01.03
四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式
郭彤楼，张汉荣
（中国石化勘探南方分公司）
基金项目：国土资源部油气专项（2009GYXQ15-06）；中国石化油田部重大导向项目
摘要：以四川盆地东南缘焦石坝构造龙马溪组页岩气田及邻区为例，探讨复杂构造区、高演化程度页岩层系成藏富集的关键控制因素。焦石坝构造为经历多期构造运动改造的断背斜；龙马溪组页岩热演化程度高，R o值大于2.2%，下部发育厚35～45 m、TOC值大于2%的优质页岩层系；产层超压，地层压力系数为1.55，页岩气产量、压力稳定。
构造类型、构造演化及地球化学分析表明，龙马溪组存在多期生烃和天然气运聚过程，两组断裂体系与龙马溪组底部滑脱层的共同作用控制网状裂缝形成和超压的保持，是页岩气富集高产的关键，龙马溪组封闭的箱状体系保证了气藏的动态平衡。焦石坝页岩气藏的高产富集模式为“阶梯运移、背斜汇聚、断-滑控缝、箱状成藏”；经历多期构造演化的复杂构造和高演化页岩层系发育区，要形成页岩气高产富集区，与常规气藏一样，需要有利的保存和构造条件。图7表4参24
关键词：焦石坝构造；龙马溪组；页岩气；焦页1井；网状裂缝；富集模式；箱状成藏
中图分类号：TE122.1 文献标识码：A
Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field, Sichuan Basin
Guo Tonglou, Zhang Hanrong
(Exploration Southern Company, Sinopec, Chengdu 610041, China)
Abstract:The Silurian Longmaxi shale gas play in the Jiaoshiba structure in the southeast margin of the Sichuan Basin is studied to discuss the key control factors of shale gas enrichment in complex tectonic and high evolution zone. The Jiaoshiba structure is a faulted anticline which experienced multiphase tectonic movement. The Longmaxi Formation has high thermal evolution degree with R o more than 2.2%, and has a 35-45 meters thick high-quality shale (TOC > 2%) in its lower part. The reservoir is overpressure with a pressure coefficient of 1.55, and the shale gas production and pressure are stable. Structure type, evolution and geochemical analysis show that there are several stages of hydrocarbon generation, migration and accumulation in the Longmaxi Formation. The joint action of two groups (two stages) of fault systems and the detachment surface at the bottom of the Longmaxi Formation controls the development of reticular cracks and overpressure preservation, and it is the key to the shale gas accumulation and high yield. The closed box system in the Longmaxi Formation ensures the gas reservoir dynamic balance. The model of high yield and enrichment of the Jiaoshiba shale gas play is “ladder migration, anticline accumulation, fault–slip plane controlling fractures, and box shape reservoir”. Like in conventional gas plays, good preservation and tectonic conditions are also required to form high yield shale plays in areas which have complex structures, experienced multi-stage tectonic movement, and have high evolution shale.
Key words:Jiaoshiba; Silurian Longmaxi Formation; shale gas; Jiaoye 1 well; reticular cracks; enrichment model; box reservoir
0 引言
中国近年来针对四川盆地及周缘地区志留系龙马溪组沉积相、储集层、保存条件、页岩气富集因素等方面开展了大量研究[1-9]，也加大了对页岩气的勘探开发力度，然而，经过近2～3年的勘探实践，仅在四川盆地南部地区取得实质性突破，其他地区勘探效果甚微。原因在于过分强调了与美国页岩气地质条件的相似性和页岩气成藏的特殊性，而忽略了页岩气与常规气成藏的共性：对于多期构造演化与长期隆升剥蚀背景下的中国南方页岩层系，构造与保存条件是页岩气富集高产的首要条件，也是与美国页岩气地质条件的最大差异[10-11]。
近年来，针对四川盆地东南部龙马溪组的页岩气勘探成效不一。盆地内部，自2012年11月焦页1井在龙马溪组试获高产工业气流以来，多口井在焦石坝构造连续试获高产工业气流，发现了焦石坝页岩气田；另外，钻探4 000～4 500 m深层的两口探井也见到良好油气显示。盆地外部，多口井钻探均未取得显著油气发现，揭示了南方广大外围地区页岩气成藏的复杂
2014年2月 郭彤楼 等：四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式 29
性。本文以四川盆地东南缘焦石坝构造龙马溪组页岩气田及邻区为例，探讨复杂构造区、高演化程度页岩层系成藏富集的关键控制因素。
1 焦石坝龙马溪组页岩气基本特征
中国页岩气资源主要集中在南方古生界海相页岩，储集层具有构造改造强、地应力复杂、埋藏较深和地表条件复杂等特点。焦石坝龙马溪组页岩气田位于四川盆地东部重庆市涪陵区焦石坝镇，处于北东向构造向近南北向构造转化的过渡部位（见图1a ）。
1.1 构造类型
焦石坝构造位于四川盆地东部川东隔挡式褶皱带、盆地边界断裂齐岳山断裂以西，是万县复向斜内一个特殊的正向构造。其特殊性表现在：与其两侧的北东向或近南北向狭窄高陡背斜不同，焦石坝构造为一个受北东向和近南北向两组断裂控制的轴向北东的菱形断背斜，以断隆、断凹与齐岳山断裂相隔（见图1c ）。焦石坝构造主体变形较弱，上、下构造层形态基本一致，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（见图1c ）。
图1 焦石坝页岩气田区域位置图
1.2 沉积相
晚奥陶世—早志留世，受多期构造作用的影响，形成黔中隆起、川中隆起、雪峰古隆起3个隆起夹持的向北开口的陆棚，早中奥陶世具有广海特征的海域转变为被隆起所围限的局限海域，形成了大面积低能、欠补偿、缺氧的沉积环境。奥陶纪末和志留纪初，发
生了两次全球性海侵，形成了焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩[9]。
焦石坝地区下志留统龙马溪组页岩层系从下向上依次由深水陆棚逐渐过渡为浅水陆棚沉积。从海侵体系域到高位体系域，保持了长时间的深水缺氧环境，为有机质富集、保存提供了有利场所，沉积了岩性较
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单一、细粒、厚度大、分布广泛、富含生物化石的富有机质泥页岩。龙马溪组上部主要为一套浅水陆棚相浅灰色、灰色泥岩，中部发育一套盆地边缘上斜坡相的灰色—深灰色泥质粉砂岩、灰色粉砂岩，下部为一套深水陆棚相深灰色—黑色炭质泥页岩。
焦页1井等4口井钻探表明，焦石坝地区位于深水陆棚的沉积中心（见图2）。黑色泥页岩主要发育于五峰组—龙马溪组下部，生物化石以底栖藻类、浮游笔石和硅质放射虫为主，其中笔石化石含量丰富，且局部富集成层；岩性以灰黑色、黑色炭质泥（页）岩为主，水平层理发育，厚度为35～45 m。
图2 四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组优质泥页岩分布图1.3 地球化学特征
龙马溪组高丰度烃源岩发育在龙马溪组下部，向上随着含砂量增大，TOC值迅速减小，干酪根类型主要为Ⅰ、Ⅱ1型。以焦石坝地区焦页1井为例，龙马溪组—五峰组大致可分为3段：上部灰色泥质砂岩厚116 m，中部灰黑色粉砂质泥岩夹泥质粉砂岩厚61 m，中上部砂质含量高，未进行有机碳含量分析；对下部89 m地层全部进行了取心，主要为含炭质硅质泥页岩，有机碳含量全部大于0.5%，平均TOC值为2.54%，TOC值大于2%的优质泥页岩厚38 m（平均TOC值为3.50%），R o值为2.20%～3.06%，有机质类型为Ⅰ型。
1.4 含气性
焦页1井下部富有机质页岩层段现场岩心含气量测试为0.89～5.19 m3/t，平均2.96 m3/t，含气量与残余有机碳含量、脆性矿物含量呈明显的正相关关系。
焦石坝地区4口井钻探过程中，均在龙马溪组和五峰组钻遇良好油气显示，4口井总含气量大于 2.0 m3/t的页岩气层段厚度相近，最大为焦页C井，达42 m，平均含气量为2.88 m3/t；最小为焦页1井，厚38 m，平均含气量为2.96 m3/t（见表1）。
根据焦页1井、焦页A井、焦页B井、焦页C 井4口井现场实测含气量（解吸气含量），通过回归方程计算岩心实测过程中损失气量（游离气）（见表2）。4口井游离气含量分别是解吸气的1.27、1.31、1.12、1.85倍，分别占总含气量的56%、57%、53%、65%。
表1 焦石坝地区页岩气层段厚度、油气显示、实测含气量对比表
页岩气层段/m 气测显示含气量大于2.0 m3/t层段
井名
井段厚度钻井液密度/(g?cm?3) (显示层厚/m)/层数井段/m 厚度/m 平均值/(m3?t?1)
焦页1 2 326～2 415 89 1.37～1.42 73/3 2 377～2 415 38 2.96 焦页A 2 477～2 575 98 1.40 87/6 2 535～2 575 40 2.30 焦页B 2 313～2 414 101 1.38～1.41 101/2 2 373～2 414 41 2.48 焦页C 2 512～2 595 83 1.28～1.40 53/2 2 553～2 595 42 2.88 表2 焦石坝地区五峰组—龙马溪组泥页岩层段含气量测试统计表
解吸气/(m3?t?1) 游离气/(m3?t?1) 总含气量/(m3?t?1)
井名
最小值最大值平均值最小值最大值平均值最小值最大值平均值游离气与解吸气含量比值
焦页1 0.36 1.58 0.90 0.110 3.90 1.14 0.44 5.19 1.97 1.27 焦页A 0.18 1.21 0.68 0.110 1.64 0.89 0.29 2.84 1.57 1.31 焦页B 0.14 1.73 0.73 0.066 1.77 0.82 0.21 3.48 1.61 1.12 焦页C 0.34 1.38 0.87 0.500 2.60 1.61 0.82 3.83 2.49 1.85
1.5脆性
焦页1井五峰组—龙马溪组下部层段（2 330.46～2 413.07 m）岩心样品全岩X衍射和黏土X衍射分析表明，脆性矿物含量由上而下总体呈升高趋势（见图3）。其中龙马溪组底部优质页岩层段（2 337～2 415 m）石英、长石等脆性矿物含量为50.9%～80.3%，平均
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62.4%。脆性矿物以石英为主，平均含量为44.4%；其次为长石，平均含量8.3%；白云石、方解石平均含量分别为5.9%、3.8%；另有少量的黄铁矿等。黏土矿物含量为16.6%～49.1%，平均34.6%。黏土矿物以伊蒙混层和伊利石为主，分别占黏土总量的63.5%和31.4%，绿泥石次之，占黏土总量的 4.9%；未见蒙脱石和高岭石。龙马溪组下部发育大量的硅化笔石、放射虫生物化石，是其脆性矿物含量高的一个重要原因。
图3 焦页1井五峰组—龙马溪组岩心样品全岩X衍射剖面图
1.6生产特征
焦石坝构造焦页1井等多口钻井使用的钻井液密度为1.28～1.42 g/cm3，在垂深2 385～2 415 m层段进行水平钻探，测试获天然气（11～50）×104m3/d。焦页1井在井口压力大于20 MPa的情况下，经过1年的试采，日产天然气6×104m3以上，压力、产量稳定，地层压力系数达 1.55，气体组分以甲烷为主，含量高达98.1%。
2 盆地内外页岩层系地质特征差异性
目前，在以齐岳山断裂为界的四川盆地内外两侧，已实施了多口页岩气专探井，并有建深1井、五科1井等多口探索下古生界的探井揭示龙马溪组，为比较盆地内外龙马溪组的构造、沉积、地球化学特征和含气性等方面的差异提供了依据。
2.1构造类型
从川东地区经湘鄂西地区到雪峰山，以华蓥山断裂、齐岳山断裂、张家界断裂为界，可以划分为川东隔挡式褶皱带、湘鄂西隔槽式褶皱带[12]。露头构造样式分析表明，湘西地区经历了印支、燕山和喜马拉雅3期褶皱，湘鄂西地区经历了燕山和喜马拉雅2期褶皱，川东地区仅经历了喜马拉雅期褶皱[13]。因此，无论构造样式还是构造演化过程，齐岳山断裂两侧都有很大的差异。盆内以焦页1井钻探的焦石坝构造、阳101井钻探的川南高陡构造倾末端为例，盆外以渝页1钻探的锅厂坝背斜、彭页1井钻探的桑柘坪向斜为例，分析构造位置、构造类型对页岩气成藏的控制作用。
焦页1井位于齐岳山断裂西部盆地边缘的焦石坝构造，构造主体为北东向，为一个受北东向和近南北向断层控制的断背斜，构造主体倾角平缓，一般小于5°。剖面上，以断凹与齐岳山断裂接触，起到隔水凹陷的作用，对焦石坝构造的油气保存至关重要。
阳101井位于川南高陡构造倾末端，是一个由北东走向、倾向南东逆断层，和反向调节逆断层组成的断背斜，向北西方向以断凹的形式与高陡构造主体相连，地表出露侏罗系，二叠系以上地层保存完整。阳101井以龙马溪组为目的层，完钻井深3 577 m，试获日产5.8×104m3页岩气，该构造随后钻探的阳201-H2井试获日产43×104 m3高产页岩气流，地层压力系数达2.2。
渝页1井位于齐岳山断裂东部，在构造上位于锅厂坝背斜的核部，具有地层厚度大、埋藏深度小、垂直裂缝发育等特点。该背斜的核部主要出露中—下志留统，平面上表现为线状展布特点[14]。其两翼地层在剖面上不对称，北西陡、南东缓，北西翼地层倾角36°～58°，南东翼22°～45°。实钻见油气显示，但没有工业气流。
彭页1井位于恩施—务川北东向大型背斜（齐岳山断裂以东、恩施断裂以西）中部的桑柘坪向斜，背斜主体出露下古生界（见图1a）。桑柘坪向斜地表为下三叠统嘉陵江组覆盖，最大埋深4 000 m，构造简单，断层不发育，龙马溪组从深凹向两侧以单斜形式出露地表。在龙马溪组底部优质页岩层段进行了水平井钻探，压裂测试获天然气2×104 m3/d，为常压低产气藏。
焦页1井等实钻表明，盆地内外，同一种构造类
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型勘探开发效果差异很大。焦石坝构造、阳高寺构造位于盆地内部，具有隆起背景，都为背斜，背斜构造主体没有断裂破坏；而渝页1井位于齐岳山断裂东部，虽为背斜但断裂发育，地层埋藏浅、倾角大。彭页1井位于向斜构造一翼，没有反向断层形成侧向遮挡，龙马溪组直接以单斜形式出露地表；盆地内另已取得勘探突破的长宁地区，虽为向斜，但与长宁背斜之间有反向断层隔开。因此，盆地内外构造类型具有一定的差异性，而这种差异对页岩气聚集具有重要影响。
2.2 保存条件
从地层分布与地层压力系数来看，齐岳山断裂以西，盆内高陡背斜一般出露三叠系—二叠系，向斜区一般都保存侏罗系甚至白垩系；龙马溪组保存完整，大面积分布，实钻地层压力系数基本在1.5以上（五科1井、建深1井、焦页1井地层压力系数分别为1.61、1.61、1.55），说明保存条件良好。而齐岳山断裂以东，背斜区多出露前二叠系，多为志留系、奥陶系、寒武系；向斜区一般保存下三叠统以下地层；背斜分布的地区断裂发育，龙马溪组被断层、褶皱破坏，地层埋深小、连片分布的面积小；而向斜发育的地区，地层埋藏较深、有一定的连片分布，但向斜狭窄、地层倾角大且多以单斜的形式直接出露地表；无论背斜还是向斜，实钻地层压力系数基本为1.0，甚至更低，保存条件明显受到破坏。
梅廉夫等[15]利用磷灰石裂变径迹年龄测定和埋藏热史模拟等方法，对雪峰山—华蓥山构造剖面进行了研究，揭示出自湘鄂西向川东华蓥山构造变形发展的时代为距今165 Ma到95 Ma，具有递进变新的趋势。与本文研究关系密切的几个地区抬升时期分别为：①河页1井位于花果坪复向斜，最初隆升剥蚀时间应大致为或早于距今154 Ma；②彭页1井所在的桑柘坪向斜与利川复向斜处在同一构造带，距今约145 Ma时达到最大埋深，之后迅速抬升，早白垩世开始处于持续隆升剥蚀阶段，晚白垩世中期抬升速率减小，缓慢隆升，到喜马拉雅期再次迅速隆升直至地表；③与焦石坝构造相关的方斗山复背斜、万县复向斜，达到最大埋深和抬升时期分别为：方斗山复背斜在早白垩世中期（距今约120 Ma）达到最大埋深，之后进入快速隆升阶段，在晚白垩世（距今约80 Ma）处于相对稳定的阶段，喜马拉雅晚期再次迅速抬升直到暴露地表；万县复向斜在早白垩世末期（距今约115 Ma）达到最大埋深，之后整个晚白垩世都处于隆升阶段，距今约67 Ma以来抬升速率减小，处于相对稳定的缓慢隆升阶段，喜马拉雅晚期再次迅速隆升剥蚀直到暴露地表。
焦页1井表现为3期隆升。①距今约120～80 Ma 的快速隆升阶段：早白垩世，受雪峰山作用影响，研究区发生快速隆升与强烈的构造变形。②距今约80～15 Ma的缓慢隆升阶段：反映晚燕山—早喜马拉雅期本区相对稳定的构造格局，晚燕山—早喜马拉雅期中扬子区的拉张作用对本区并未产生明显的影响。③距今15 Ma以来的快速隆升阶段：本期的快速隆升作用与四川盆地晚喜马拉雅期的整体隆升作用有关。
从地层水和油气显示情况来看，盆地内以靠近齐岳山断裂的焦页1井为例，虽然焦石坝构造主体出露下三叠统嘉陵江组与盆外的桑柘坪向斜类似，但钻探过程中，在二叠系油气显示频繁，气体组分中含有硫化氢，这与彭页1井有很大的差别，表明整体保存条件好。由于龙马溪组没有地层水资料，以钻遇下古生界的钻井为例加以说明。焦页1井北东方向的建深1区在志留系韩家店组、小河坝组试获工业气流，而河页1井产淡水；焦页1井西南方向的丁山1井和方深1井钻遇震旦系灯影组，丁山1井位于盆内靠近齐岳山断裂的丁山构造，灯影组地层水矿化度为299～367 g/L，方深1井位于齐岳山断裂以东的隔槽式褶皱带大方背斜构造，灯影组地层水矿化度为2.871 g/L，同样属于背斜构造，盆地内外地层水差别明显。
综上，无论从地层的分布连片性、抬升剥蚀历史，还是从油气显示、地层水特征来分析，齐岳山断裂两侧保存条件差异明显。
3 焦石坝构造页岩气高产富集模式
齐岳山断裂两侧，盆内盆外页岩沉积环境、有机碳含量、热演化程度、脆性矿物含量、厚度、埋深基本一致，但页岩气产量差异明显。作者曾提出，对于复杂构造区高演化程度页岩层系，构造与保存条件是页岩气富集的关键[10-11]。根据对焦页1井、彭页1井龙马溪组和邻区钻遇中下志留统的五科1井、建深1井等井天然气碳同位素组成、流体包裹体均一温度的对比研究，结合构造类型和构造演化，分析油气生成与运移期次，提出焦石坝页岩气富集模式。
3.1天然气碳同位素组成
焦页1井龙马溪组天然气甲烷、乙烷碳同位素组成发生倒转，而且彭页1井、长宁地区龙马溪组页岩气甲烷、乙烷碳同位素也出现倒转，说明碳同位素倒转是龙马溪组页岩气的共有特征（见表3）。四川盆地石炭系黄龙组天然气、北美一些页岩气都具有碳同位
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素倒转的特征[16]。一般表现为两类：①部分倒转，δ13C 1>δ13C 2，δ13C 2<δ13C 3；②完全倒转，δ13C 1> δ13C 2> δ13C 3。关于有机成因天然气烷烃的碳同位素倒转，戴金星等[17]通过混源模拟实验认为有4方面的成因。通过混源模拟实验，本文认为以龙马溪组为烃源岩的黄龙组天然气碳同位素倒转是先期形成的伴生气与后期形成的裂解气混合造成的，即同源不同期气的混合。 Tilley B 等[18]在研究加拿大西部逆冲带裂缝气藏碳同位素倒转的成因时，提出页岩封闭体系的概念，认为干酪根、油、气的同时热变是乙烷碳同位素变轻、甲烷碳同位素组成变重的原因，高成熟度页岩源岩、烃源岩周围致密岩石、烃源岩成熟后强烈构造影响、烃源岩形变将天然气挤压到裂缝性岩石中并起到盖层作用，这几种因素的复合是裂缝性气藏碳同位素倒转的原因。
表3 研究区志留系天然气碳同位素组成
δ13
C/‰ 井号 层位 气层深度/
m CH 4
C 2H 6 C 3H 8
样品 类型
3 860.00 ?40.22?44.6
4 ?42.3
5 天然气 建深1 S 2
3 858.13
?40.24?44.90 ?42.13
天然气 建志1 S 1x 4 938.20～4 946.00 ?37.60?39.20 ?36.70 天然气 S 1x 4 184.07 ?29.11?31.30
脉石英包裹体
S 1x 4 806.50～4 818.20 ?34.41?37.27
天然气 五科1 S 1l 5 258.07 ?29.35 脉石英包裹体
S 1l 2 339.33 ?29.20
页岩 焦页1
S 1l *
2 646.09～
3 653.99 ?29.57?34.59 ?36.12
天然气 彭页1 S 1l 2 283.00～3 382.00 ?29.30?33.60
天然气
注：五科1井资料引自参考文献[21]；S 1l —下志留统龙马溪组；S 1x
—下志留统小河坝组；*—甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳、氮气含量分别为98.26%、0.57%、0.03%、0.19%、0.87%
从表3与文献[17]可以看出：①建深1井、建志1井志留系天然气碳同位素组成符合戴金星等提出的黄龙组天然气碳同位素倒转“V ”模式[17]，
即乙烷碳同位素值轻于甲烷和丙烷，表明同源不同期天然气的混合可能是龙马溪组碳同位素倒转的一个重要原因；②以下寒武统为气源的威远震旦系气藏威2井等6口井甲烷、乙烷碳同位素组成均未出现类似黄龙组天然气的倒转现象[19]，但川东北地区下寒武统海相页岩气也具有碳同位素倒转现象[20]；③以龙马溪组为气源的天然气具有几组不同的碳同位素值，说明经历了不同的演化阶段。另外，根据对丁山1井、林1井筇竹寺组、龙马溪组围岩、裂缝充填物87Sr/86Sr 值的分析，认为流体仅在本地层中循环流动，并未实现跨层流动[21]。
综合分析认为，高演化程度的泥页岩本身是自成一体的封闭体系，这可能是烷烃碳同位素倒转的主要原因，同源不同期天然气的混合是龙马溪组碳同位素倒转的次要因素；其次，在页岩封闭体系内部流体是
可以交换的，即在龙马溪组内部存在流体运移；再者，纵向上志留系小河坝组、韩家店组的天然气应是龙马溪组早期生成天然气垂向扩散（运移）的结果，天然气聚集时间明显早于现今龙马溪组的页岩气。 3.2 流体包裹体特征
志留系小河坝组、韩家店组气藏中的天然气均来自龙马溪组黑色页岩，成藏期为燕山晚期[22]。焦页1井、隆盛2井、建深1井、五科1井奥陶系五峰组、志留系流体包裹体样品均一温度分析表明（见表4），研究区存在3期流体充注活动，分别对应印支中期、燕山早中期和燕山晚期—喜马拉雅早期；以燕山中晚期以来，尤其是燕山晚期—喜马拉雅早期的流体充注为主，充注范围广。
表4 研究区流体包裹体均一温度
井名层位
深度/m 均一温度/℃ 参考文献五科1S 1l 4 814.07～5 258.07210 [22]
五科1S 1l 5 090.37～5 258.07 88～122；137～163；172～205[17] 五科1O 1
5 279.20～5 389.83
141～168；174～226
[17] 隆盛2O 3w 4 360.00～4 365.00170～200 本文 建深1S 2h 3 858.00～3 865.00140～150 本文 焦页1S 1l
2 405.30
215.4～223.1
本文
注：S 1l —下志留统龙马溪组；O 3w —上奥陶统五峰组；S 2h —中志留
统韩家店组
3.3 构造类型与演化
图4展示了在同一应力作用下，浅埋藏宽缓背斜、深埋高陡背斜和向斜滑脱层、断层发育的情况，剖面右侧宽缓背斜滑脱层底部出现裂隙，层间体现出拆离作用；而向斜区拆离作用表现不明显，但断层发育。该剖面构造样式与焦石坝地区向西进入四川盆地的构造样式完全一致，体现了不同深度断裂、滑脱层、褶皱的强弱变化，对不同深度、不同构造样式裂缝发育的预测具有很好的指导意义。
图4 软弱岩层的褶皱-断裂-滑脱层变形模式
34 石油勘探与开发?油气勘探Vol. 41 No.1
焦石坝构造是万县复向斜内一个特殊的正向构造，位于两条南北向断裂（长寿—遵义断裂、丰都—道真断裂）之间，这两条断裂位于川黔南北向构造带遵义—贵阳断裂、道真—贵定断裂[23]的向北延伸方向，现今表现为两个狭窄的褶皱断裂带（见图1a桐梓至长寿、道真至丰都）。方斗山背斜脊线向西南方向的延伸明显被上述两条南北向断裂所错断，具有右旋性质，盆地内在涪陵、长寿、南川之间形成侏罗系菱形向斜，盆地外在武隆、南川、桐梓、道真形成下古生界菱形背斜，表明古老的南北向断裂在燕山晚期之后重新活动。两组断裂（南北向、北东向）与龙马溪组下部和五峰组泥页岩形成的区域性滑脱面（两断一面），（立体式）控制了网状裂缝的形成。这在焦页1井的岩心上表现明显，由图5可见，岩心发育水平缝、垂直缝和高角度斜裂缝，部分充填部分未充填；岩心断面上明显可见层间滑脱形成的擦痕（见图6）。燕山晚期的北西向挤压和其后的南北向走滑作用有利于超压的形成和保存，对晚期成藏至关重要。
图5 焦页1井岩心裂缝系统（2 405 m）
图6 焦页1井岩心擦痕（2 405 m）
3.4成藏模式
页岩气虽然属于非常规气藏，但要高产富集，关键也在于源、储、盖及其有效配置。
3.4.1 多期持续生烃
从烃源的角度，焦页1井等井甲烷碳同位素可以分成4组，分别为?29.20‰、?34.41‰、?37.60‰和?40.22‰左右（见表3）；以五科1井为代表，流体包裹体均一温度可分为3组（见表4）。结合区域构造演化背景，可认为龙马溪组经历过3期以上的油气生成和运移。另外，无论盆外的彭页1井还是盆内的焦页1井、宁201井、五科1井等井，都有1组甲烷碳同位素值为?29.2‰左右，是已发现志留系气藏中最重的甲烷碳同位素值，是高演化的结果。而各井以172～205 ℃流体包裹体最为常见，证明目前龙马溪组的页岩气主要为晚期形成。
3.4.2断-滑控缝
前已述及，焦石坝构造是一个受北东向和南北向两组断裂体系控制形成的菱形断背斜，在南北向断裂晚期的右旋过程中，与龙马溪组底部滑脱层一起，形成3组裂缝体系，构成立体网络。龙马溪组页岩纵向上也存在非均质性，宏观上，存在间互式发育的微裂缝发育段，部分渗透率可高达216.6×10?3μm2，有的小于0.001×10?3 μm2[10]；微观上，也存在脆性矿物沿微细层理发育的现象，图7是龙马溪组下部优质页岩常见的纹层构造，粉砂和白云石聚集呈平行纹层状与炭质页岩互成条带。微裂缝发育段成为高效储集层，微裂缝相对不发育段起盖层作用，与顶底板一起构成箱状封闭体系。
图7 纹层状粉砂质炭质页岩（焦页1井，2 397.13 m）
3.4.3 背斜汇聚与阶梯式运移
川东南地区从盆内的五科1井、焦页1井、隆盛2井到盆外的彭页1井，热演化程度基本一致，甲烷碳同位素组成也表现出很好的一致性，表明在早白垩世末，各地同时达到最大埋深，现今保存的天然气主要形成于这一时期。彭页1井与焦页1井等盆内探井相比，不发育背斜构造，龙马溪组分布面积有限，保存条件受到破坏，应是其未能高产富集的主要原因。而以焦页1井为代表的焦石坝构造能够高产富集，得益于背斜构造、大面积保存的龙马溪组及构造挤压形成
2014年2月郭彤楼等：四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式 35
的超压条件。页岩气属连续型天然气聚集，不存在大范围的运移。但对于受多期构造作用强烈影响、以游离气为主的高演化程度页岩层系而言，必然有动态调整和平衡的过程。美国Barnett页岩气藏在裂缝发育区产能往往较低，尤其是断层附近的井，常表现为比断层不发育部位页岩气井生产能力低、含水率高[24]。焦石坝构造天然气同样存在散失过程，天然气在高部位汇聚后存在孔缝的自然散失，相邻低部位孔缝中天然气置换式向上微距离运移，保证聚散平衡，一个个相邻孔缝的阶梯式运移，实现了大范围的页岩气向背斜（正向构造）的汇聚。
对于复杂构造区、高演化程度、后期抬升剥蚀的页岩层系，高产富集的模式可概括为“阶梯运移、背斜汇聚、断-滑控缝、箱状成藏”。其含义为：①要有大范围的油气供给，保证充足的气源，由于不存在高孔渗条件、区域性的不整合面等输导体系，必须靠微裂缝沟通，实现“阶梯式运移”；②由于页岩气以游离气为主，经历多期构造改造，需要天然气聚散的动态平衡，以背斜为主的正向构造，最为有利，即“背斜（正向构造）有利于天然气汇聚”；③对于泥页岩储集层，要形成高产、稳产，需要大范围发育相互连通的裂缝，两组（两期）断裂体系与龙马溪组底部滑脱层的共同作用有利于网状裂缝形成和超压的保持，是页岩气富集高产的关键，即“断-滑控缝”；④网状裂缝体系形成后，要保持气藏不散失，还必须具备良好的顶底板条件。龙马溪组中上部泥质粉砂岩或粉砂质泥岩和五峰组底部涧桥沟组致密灰岩，提供了很好的封隔作用,与侧向逆断层一起，构成了封闭的箱状体系，即“箱状成藏”。
4 结论
焦石坝构造已完钻多口井，测试均获高产工业气流，表明焦石坝背斜主体是一个页岩气高产富集区，揭示高演化程度、复杂构造区的页岩气富集成藏有别于美国页岩气。由于龙马溪组、五峰组沉积稳定，在深水陆棚范围内，页岩厚度、TOC、脆性矿物含量等差别不大，因此，高演化程度、复杂构造区的页岩气聚集，与常规气藏一样，需要有利的构造类型和保存条件。
大面积分布的优质页岩层系为页岩气阶梯式运移、背斜（正向构造）汇聚提供了充足的气源。焦石坝构造是一个受北东向和南北向两组断裂控制形成的菱形断背斜，南北向基底断裂的晚期右旋活动，对抬升过程中超压的形成至关重要。两组断裂与龙马溪组底部及五峰组滑脱层共同作用，形成了立体网状裂缝，是页岩气富集高产的关键。龙马溪组封闭的箱状体系，保证了气藏的动态平衡。
在龙马溪组广泛分布的南方地区，要寻找符合上述条件且目前的勘探技术能实现商业性发现的区域，首先应选择四川盆地东南部的一些正向构造区。
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第一作者简介：郭彤楼（1965-），男，江苏邳州人，博士，中国石化
勘探南方分公司教授级高级工程师，主要从事构造与石油地质综合研究和
勘探管理工作。地址：四川省成都市高新区吉泰路，中国石化西南科研办
公基地勘探南方分公司，邮政编码：610041。E-mail: guotl.ktnf@https://www.doczj.com/doc/6516618648.html, 收稿日期：2013-10-27修回日期：2013-11-30
（编辑王大锐绘图刘方方）
随着页岩气被视为未来能源的“明星”而大量开采，其对地下水和土壤的影响也受到高度关注。美国一项研究表明，页岩气开发过程中的污水处理问题不容小觑。 杜克大学研究人员2013年10月2日在《环境科学与技术》期刊上报告说，他们对美国宾夕法尼亚州西部一个页岩气污水处理厂排污口附近河水及河底沉淀物进行取样，并把检测结果与该河流上下游的情况进行对比，结果发现，排污口附近河水及河底沉淀物受到高放射性污染，且盐与金属含量严重超标。 检测还发现了高浓度的溴化物、氯化物与硫酸盐。研究人员指出，河水中含有大量溴化物尤其让人担心，因为它可与自来水厂中消毒用的氯及臭氧等发生反应，产生毒性非常强的副产物。 近日，备受争议的页岩气开发再一次成为人们关注的热点，针对页岩气开发，美国地缘政治学家威廉·恩道尔在他的新书《目标中国：华盛顿的“屠龙”战略》中详细分析了世界范围内页岩气开发的情况和页岩气开采技术对环境的危害。 页岩气——环境帮手还是凶手？ 2012年初，中国部分石油公司开始加入美国引导的对页岩气进行开发的浪潮中，开始采用极具争议的方法来开采埋藏于页岩层的天然气。页岩是一种富含黏土的岩石，内含多种矿物质。 2012年6月，中国石油巨头中石化开始在重庆钻取第一口页岩
气井，共计划钻井九口，预计到年底可以生产110亿－180亿立方英尺（约3亿－5亿立方米）天然气——略等于中国一天的天然气消耗量。中国希望到2020年页岩气能满足全国6%的能源需求。 页岩气开采技术由美国发明。中国石油公司邀请美英石油巨头共享开采技术，以满足日益增长的国内能源需求。2012年3月，英荷皇家壳牌集团（Anglo－Dutch Royal Dutch Shell Company）在华与中国石油天然气集团公司（简称中石油）签署首份页岩气生产技术共享协议。埃克森美孚（ExxonMobil）、英国石油公司（BP）、雪佛龙（Chevron）以及法国道达尔（Total）都相继与中国的石油公司签署了页岩气合作协议。 中国中央政府收到美国能源部能源信息管理局（EIA）的地质评估资料，该资料显示中国“可能”拥有全世界最大规模的“技术性可开采”资源，估计约1,275万亿立方英尺（约36万亿立方米）或占世界资源的20%。若评估属实，这将远远超过862万亿立方英尺（约24万亿立方米）的美国页岩气评估储量。美国能源信息管理局的研究表明，除重庆外，最具页岩气开采前景的当属新疆塔里木盆地。值得注意的是，近几年来，高度机密的美国情报工作中有一小部分已逐步通过美国能源部运作，提供虚假情报和进行情报侦察总是相伴相生。美国能源信息管理局是否故意抛出评估报告诱使中国仓促上阵开发页岩气，从而放弃寻求干净、安全的新能源来替代石油与天然气？如果是，那这就不是美国政府第一次通过篡改情报报告来实现政治目的了。
北美页岩油气产区介绍美国非常规油气藏、尤其是页岩气的开发，极大增加了美国国内的天然气库存。但是，以天然气为主的页岩区带，如成功开发的Fayetteville和Barnett页岩区带，现在已经不再是人们关注的焦点，但其中的湿气(天然气液化物和油)仍然炙手可热。一些高产的页岩区带，如横跨宾州至纽约的Marcellus区带中的天然气液化物和油的含量都非常丰富。 1.Avalon页岩区带 Avalon页岩区带位于二叠盆地最西部的Delaware盆地，Avalon页岩上覆在Bone Spring地层之上。Avalon-Bone Spring 页岩区带有时简称为Avalon页岩区带。人们曾经钻穿过该页岩层以寻找其它的油气藏，但Avalon页岩的潜力在一段时间内都没有被人们认识到。在有些地方，Avalon和Bone Spring 页岩被一层灰岩分隔开。一位不再对此区带感兴趣的作业公司表示，该页岩区带含有原油、天然气液化物和残余气。 2.Bakken页岩区带 Bakken油页岩区带在蒙大拿和北达可它州一直是油页岩时代的一颗新星，它被人们看作是下一个沙特。广泛分布的上泥盆系—下密西西比系Bakken地层由三个小层段组成：上部页岩段、下部页岩段及含硅质碳酸盐岩的中部层段。其中，中Bakken层是钻井的主要目标层，该层的深度大约10000英尺，
直井钻至该深度前就开始转成水平，进入易碎的白云岩层并在其中进行多段分段压裂，以便进行开始更高效的生产。Bakken 页岩区带一直延伸到加拿大的萨斯喀彻温省和马尼托巴湖地区，这些地方的Bakken页岩也具有产能。 3.Barnett Combo页岩区带 Barnett Combo页岩位于德州的Montague县和Cooke县。该区带中的生油窗非常清晰，Barnett Combo页岩位于著名的密西西比Barnett页岩区带中，但是作业公司却通常选择该区带中的天然气区块。Combo区带实际上同时产油、产气和天然气液化物。该区块每平方英里的地质储量的范围4000万桶到2亿桶油当量之间，是世界上最大的区带之一。该区块已经钻了很多直井，并且直井的生产历史都比较长。 4.Cana Woodford页岩区带 Cana Woodford页岩区带位于美国西奥克拉何马，据报道，该地区已经成为相当大的油页岩区带。据Devon能源公司的数据，密西西比系的Cana页岩是世界上最深的页岩区带，其垂直真深度在11500英尺到14500英尺之间，地层中部深度为16700英尺到19000英尺之间。 Cana Woodford页岩比其东边的Arkoma Woodford 页岩要深不少，其钻到的价格也比较贵。但由于其中含有大量的凝析油和其他价值不菲的液态烃，该区带被人们认为是世界上最具
收稿日期：20170913；改回日期：20180109 基金项目：国家自然基金“海相页岩纹层多样性及其对页岩储层品质的影响”（41602147）；江苏省普通高校学术学位研究生创新计划项目“渝东龙马溪组构造保存条件及储层含气量变化研究”（KYLX160550） 作者简介：刘鹏（1990—），男，工程师，2014年毕业于中国矿业大学地质工程专业，2017年毕业于该校构造地质学专业，获硕士学位，现从事煤层气、页岩气地质工作。DOI ：10.3969／j.issn.1006-6535.2018.02.007 焦石坝地区构造特征及页岩气保存模式研究 刘 鹏1，吴佩津1，彭钰洁2 （1.中国石油东方地球物理勘探有限责任公司，四川 成都 610051； 2.贵州建设职业技术学院，贵州 贵阳 551400） 摘要：针对焦石坝构造特征及页岩气保存模式认识不清的问题，选取焦石坝周缘砂岩样品及 NW —SE 向地质剖面，利用显微构造分析、平衡剖面技术，对焦石坝在地质历史时期应力方向、主要形变过程及形变时期进行研究。研究结果表明：焦石坝地区具有构造改造强度弱、改造时 间晚、断层封堵性好、埋深适中以及良好的顶底板岩性组合的页岩气保存模式；在地质历史时 期主要受NW —SE 向的挤压应力影响，NE —SW 向应力次之，主要形变期在120Ma 之后，地层 总缩短量为3.8km ，缩短率为16.7％，其中65~85Ma （燕山晚期）是焦石坝主要隆升阶段。该 研究对四川盆地周缘页岩气勘探开发具有重要指导作用。 关键词：页岩气；显微构造；构造形变；保存模式；焦石坝 中图分类号：TE122 文献标识码：A 文章编号：1006-6535（2018）02-0037-05 Structure Characterization and Shale Gas Preservation Pattern in Jiaoshiba Liu Peng 1，Wu Peijin 1，Peng Yujie 2（https://www.doczj.com/doc/6516618648.html,PC Geophysical Company Limited ，Chengdu ，Sichuan 610051，China ； 2.Guizhou Polytechnic of Construction ，Guiyang ，Guizhou 551400，China ）Abstract ：The sandstone core samples in the Jiaoshiba periphery and the NW -SE geologic cross -sections are taken to further characterize the structure and identify shale gas preservation pattern.Microstructure analysis and balanced cross -section are used to study the stress direction ，major deformation process and deformation period of Jiaoshiba in the geologic history.Research indicates that the shale gas preservation pattern in Jiaoshiba is featured by weak tectonic reworking ，late reworking time ，better fault sealing ，moderate buried depth and favorable top -bottom li-thology combination.It is mainly affected by the compressive stress along the NW -SE direction in the geologic histo- ry period ，followed by the NE -SW stress.The major deformation period is after 120Ma ，the total formation shorten-ing is 3.8km with a shortening ratio of 16.7％，where 65~85Ma （Late Yanshan Period ）is considered as the predominant uplifting stage of Jiaoshiba.This research could provide a significant guidance for the shale gas explora- tion and development in the periphery of Sichuan Basin.Key words ：shale gas ；microstructure ；structure deformation ；preservation pattern ；Jiaoshiba 0 引 言 页岩气的成藏作用受到多种地质因素的控制。 近些年，学者从不同的角度对页岩气成藏展开了较 为深入的研究［1-3］。对比北美页岩气地质条件，中国海相页岩具有时代老、热演化程度高、地质构造条件复杂等特殊性 ［4-5］。中国中上扬子地区海相页岩广泛发育，该地区页岩层系经历多期构造演化与长期隆升剥蚀［6］，这一地质条件决定了中上扬子地区页岩气保存条件的重要性。焦石坝地区作为目前中国海相页岩气成功开采的典型，前人对该地区的研究多将其划分在川东进行整体研究。焦 石坝背斜构造位于四川盆地东南缘，川东高陡褶皱 带的南段，万县复向斜、方斗山背斜和石柱复向斜万方数据
页岩气特点及成藏机理 ---陈栋、王杰页岩气作为一种重要的非常规油气资源，随着能源资源的日益匮乏，作为传统天然气的有益补充，其重要性已经日益突出。随着国家新一轮页岩气勘探开发部署的大规模展开，正确认识和掌握页岩气的成因、成藏条件等知识，对于今后从事页岩气现场录井的工作人员提高录井质量具有较好的指导意义。 1.概况 页岩气（shale gas）是赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，与“煤层气”、“致密气”同属一类。其形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布较广的页岩烃源岩地层中。 2.特点 2.1 页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于暗色泥页岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上以游离相态（大约50％）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间；以吸附状态（大约50％）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中为天然气生成之后，在源岩层内的就近聚集表现为典型的原地
的有利目标。页岩气的资源量较大但单井产量较小，美国页岩气井的单井采气量为2800-28000m3/d。 2.5 在成藏机理上具有递变过渡的特点，盆地内构造较深部位是页岩气成藏的有利区，页岩气成藏和分布的最大范围与有效气源岩的面积相当。 2.6 原生页岩气藏以高异常压力为特征，当发生构造升降运动时，其异常压力相应升高或降低，因此页岩气藏的地层压力多变。 2.7 页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点—-大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，使得页岩气井能够长期地稳定产气。但页岩气储集层渗透率低，开采难度较大。 3.成因 通过对页岩气组分特征、成熟度特征分析，页岩气是连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合。生物成因气是有机物在低温下经厌氧微生物分解作用形成的天然气；热成因气是有机质在较高温度及持续加热期间经热降解和裂解作用形成的天然气。相对于热成因气，生物成因的页岩气分布极限，主要分布盆地边缘的泥页岩中，在美国研究比较深入的五个盆地的五套页岩中，密执安盆地和伊利诺斯盆地发现了生物成因的页岩气藏，并且是勘探目标中的主要构成(Schoell，1980；Malter 等，2000)。 3.1 生物成因
四川盆地天然气资源分布及利用 四川盆地是中国大型富含天然气盆地之一,是一个典型的多期构造叠合盆地。盆地经历了两大构造沉积旋回,即震旦纪—中三叠世被动大陆边缘构造演化阶段和晚三叠世—始新世前陆盆地及拗陷演化阶段,沉积了巨厚的震旦纪—中三叠世海相碳酸盐岩(4～7 km) 、晚三叠世早期海陆过渡相(300～400 m) 和晚三叠世中期—始新世陆相碎屑岩(2～5 km) 。四川盆地纵向上发育了中生界陆相成藏系统、上古生界海相成藏系统及下古生界海相成藏系统三大成藏系统,有效勘探面积约18 ×104 km2 。 四川盆地的大规模勘探始于1953 年[ 1 ] ,相继发现了威远、大池干、罗家寨等大中型气田,建成了中国第一个产能超过100 ×108 m3 的天然气生产基地。2001年以来,又先后发现了普光、广安、合川和新场等大型气田,据统计,2002 —2008 年,年平均探明天然气储量均超过1000 ×108 m3 ,形成了四川盆地天然气勘探又一个高峰期。基本明确了震旦系、石炭系、二叠系、三叠系等主要含气层系,形成了川东、川西、川南和川中4 个含气区[ 223 ] 。 近10 年来,四川盆地天然气勘探开发的迅速发展主要表现为: ①探明天然气储量快速增长; ②天然气年产量不断增加; ③发现了一批大型、特大型气田; ④勘探向深层超深层及新领域不断拓展。随着“川气东送”工程的建成投产,四川盆地天然气工业又进入了一个新的发展时期。大中型气田分布特征截至2008 年底,国土资源部矿产储量委员会公布。 图1 四川盆地油气田分布简图 四川盆地已发现125 个天然气田(图1) ,累计探明天然气地质储量172251.02 ×108 m3。其中,探明储量大于300×108m3的大型气田有14 个,累计探明天然气地质储量125431.26×108 m3 ,大型气田探明储量占盆地天然气总探明储的72.18 %;探明储量(100～300)×108 m3的中型气田有13 个,累计探
重庆涪陵焦石坝页岩气田勘探开发纪实 重庆涪陵焦石坝页岩气田勘探开发纪实 焦石坝，重庆涪陵区一个山区小镇。在这里，我国第一口实现规模化、商业化生产的页岩气井诞生，被命名为“页岩气开发功勋井”。今年3月24日，中国石化正式宣布，计划在2017年把涪陵页岩气田建成国内首个年产能100亿立方米的页岩气田，相当于一个1000万吨级大型油田。 重大突破 页岩气田进入商业开发 在中国石化勘探南方分公司岩芯库，保存着一筒采自焦页1HF井3000多米深处的深灰色页岩。“在焦石坝地底下，这些页岩就像一床大棉被，包裹着丰厚的页岩气。”分公司地质专家夏维书说。 撕开这床大棉被的“第一钻”在2012年2月14日晚8时开钻。11月28日，一个振奋人心的消息从焦石坝传来：焦页1HF井当天钻获20.3万方高产页岩气，这标志着我国第一口实现规模化、商业化生产的页岩气井诞生了。 页岩气是一种重要的非常规天然气，被认为是继常规天然气之后，又一种可以大规模开发的优质清洁能源。近年来，全球特别是北美地区，页岩气开发步伐明显加快。美国由于页岩气的大规模开采，甚至可能从油气输入国变为油气输出国。 在我国，常规天然气储量有限，而页岩气储量相对丰富。页岩气如果能得以大规模开发，对缓解我国天然气紧张局面、降低天然气对外依存度意义重大。 2011年，我国将页岩气列为独立矿种；2012年，出台《页岩气发展规划（2011—2015年）》；2013年，国家能源局正式批准涪陵页岩气田为国家级页岩气产能建设示范区。 继焦页1HF井后，环绕其周边数公里区域内，几口评价井也相继部署开采。2013年7月2日，焦页1—3HF井投产，测试产量20多万方/日；9月29日，焦页6—2HF 井投产，测试产量达35万方/日；10月9日，焦页8—2HF井投产，测试产量再创新高，达55万方/日。 “到这时，我们已吃上了定心丸：焦石坝区块页岩气藏不是一点，而是一片；这里不仅有页岩气，而且是高产气藏。”江汉油田涪陵工区项目部经理习传学说。 截至今年5月17日，在涪陵页岩气田280平方公里一期产建区，已开钻页岩气井82口，完钻47口，投产27口，平均单井日产气11万方以上。今年内，该区域将规划投产100口井左右。 “涪陵页岩气田进入商业开发，是我国页岩气开发的重大突破。”业内专家指出，我国页岩气资源潜力大、分布面积广、发育层系多，一旦形成产能，将对满足我国不断增长的能源需求、促进节能减排、优化能源结构、保障能源安全和促进经济社会发展具有重大战略意义。 技术创新 让
1 晋宁（雪峰）期（Pt2—Pt3） 晋宁（雪峰）期，扬子古板块硬性基底形成中一晚元古代”两弧夹一盆”的模式。 扬子古板块的基底由康滇一川中一鄂西岛弧和江南岛弧，中间夹上元古界板溪群组成的黔桂湘弧间盆地组成。中国南方中一晚元古代板块构造以沟一弧一盆演化构成的扬子古板块硬性基底，成为中国南方稳定的核心，也成为地壳向东增生的基地。 2 早加里东期（Z1—O） 早加里东期扬子古板块发育成克拉通台地和南华小洋盆的开启。 扬子古板块西缘因受康滇古陆和龙门山岛链隆升的影响，整个板块显示西高东低台地相的沉积态势，江南隆起处于扬子古板块与南华小洋盆的过渡区。南华小洋盆当时，有浊积岩充填，到早加里东期闭合，形成了宽约350km的褶皱区。向东由华夏一武夷一云开地块组成的元古宙岛弧，成为赣中和赣南震旦系一寒武系浊积岩的物源区；早加里东期卷入郁南运动，形成华南褶皱区的东缘。这个时期华南板块向东增生扩大，由南华小洋盆、华夏一武夷一云开岛弧、丽水一海丰海沟或断裂组成了又一个沟一弧一盆体系。 3 晚加里东期（S） 晚加里东期，南华小洋盆关闭，扬子古板块大隆大坳构造背景形成。志留纪末的广西运动，洋壳沿丽水一海丰海沟发生俯冲，使南华小洋盆关闭，下古生界地层褶皱变质和火成岩体侵入，仅在钦州一防城坳陷保留残余海槽。 晚加里东运动时期作用力向西传递，使扬子古板块变形，形成许多大隆大坳的构造背景，如乐山一龙女寺古隆起和湘鄂西坳陷等。 4 海西期（D-P） 海西期，扬子古板块及其周边处于拉张构造背景中。经过强烈的加里东褶皱运动后，华南板块地壳处于应力调整状态，从中泥盆世开始发生大范围的拉张运动，扬子古板块北缘出现阿尼玛卿一勉略一大别山小洋盆，西缘出现康定、木里等三联点，南缘出现南盘江裂陷槽。扬子古板块内部出现攀西裂谷带，并以此为中心有峨眉山玄武岩喷发，它代表了地壳演化的一次特殊构造事件，二十年前我们曾命名为”
页岩气是一种非常规天然气，它与常规天然气的理化性质完全一样，只不过赋存于渗透率极低的泥页岩之中，开采难度更大，因此被业界归为非常规油气资源。但是随着技术的突破，页岩气开发逐渐进入我们的视野，并以其巨大的资源储量引得各国油气公司纷纷将眼光投向这块未来能源新领域[1]。 在中国开发页岩气资源的前景十分广阔，近年来,我国的油气勘探专家、学者也积极开展了泥页岩气的探索,初步研究表明,我国泥页岩气资源十分丰富,估算资源量为23.5×1012～100×1012,中国的泥页岩气资源主要分布在松辽盆地白垩系、渤海湾盆地及江汉盆地的古近系和新近系、四川盆地中生界、扬子准地台、华南褶皱带和南秦岭褶皱带等,其勘探潜力巨大。泥页岩气的勘探开发将成为未来我国天然气能源新的增长点[2]。 尽管如此我国的页岩气资源的开发却也只是处在勘探阶段，开发技术十分不成熟，为了为我国的页岩气的开发提出建议，做出指导，对开发页岩气所需要的各方面技术进行调研与分析是不可或缺的工作。美国作为开发页岩气的先驱也指出技术进步是推动美国页岩气快速发展的关键[3]。 1988年到2007年Barnett页岩气产量与技术的关系如下[4]： 图1 产量与技术关系 由图中我们可以看出每一次技术的进步都带来了页岩气产量的飞速增长，特别是在重复压裂以及水平井分段压裂技术的引入之后产量的增长更为显著。因此我们进行页岩气调研，不仅可以对我国页岩气开发中的增产作业做出指导，也可以为日后的工程研究提供一些基本的理论知识，推动我国页岩气压裂增产技术的进步。 对于页岩气储层的评价与常规储层应该有所不同，常规储层首先想到的都是储量，孔、渗、饱等储层物性参数，而对于页岩气我们应该首先考虑的则是，该处的页岩是否有能够适应压裂的一些特性。因为不能通过压裂增产的页岩是没有开采价值的。从这个考虑出发，我们跟据美国开发的经验初步拟定了如下的一些特性评价标准： 天然裂缝存在并可以在压后维持一定的导流能力对于页岩气的生产是十分
第12卷第2期2010年4月 资源与产业 RESOU RCES &I NDU STR IES V ol 12N o 2 Apr 2010 收稿日期:2009-11-20;修订日期:2010-03-08;责任编辑:车遥。 基金项目:国家重点基础研究发展规划项目(2008ZX05000-014);长江学者和团队创新发展计划(I RT 0864)。 第一作者简介:安晓璇(1984 ),女,硕士生,主要从事碳酸盐岩储层评价研究。E m a i:l an2003xuan @yahoo co m cn 资源开发 页岩气资源分布、开发现状及展望 安晓璇1,黄文辉1,刘思宇1,江怀友2 (1 中国地质大学 海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,北京100083; 2 中国石油经济技术研究院,北京 100011) 摘 要:目前页岩气资源勘探开发已成为世界焦点,研究表明世界页岩气的资源量为636 283 1012m 3。美国页岩气资源丰富,广泛分布于美国的南部、中部及东部。中国也拥有丰富的页岩气资源,据初步评价与美国页岩气资源量大体相当,但目前我国页岩气开发还处于初级阶段。美国是页岩气勘探开发技术最先进,开发最全面的国家,加拿大也有较长的页岩气开发历史。由于页岩气储层渗透率低,开采难度大,因此我们需要学习国外先进技术,开发一套适合我国页岩气储层的钻井开采工艺,同时需要国家的大力支持,推动我国页岩气产业的发展。 关键词:页岩气;页岩气资源量;开发现状;展望中图分类号: P618 13 文献标识码:A 文章编号:1673-2464(2010)02-0103-07 THE D ISTR IBUTI ON ,DEVELOP MENT AND EXPECTATION OF SHALE GAS RES OURCES AN X iao xuan 1 ,HUANG W en hui 1 ,LI U S i yu 1 ,JI A NG H ua i you 2 (1.T he Educa tionM i n istry K ey Laboratory of M arine Reservo i r E vo l ution and H ydro carbon A ccu mu l a tion M echan is m,Ch i na Universit y of G eosciences,B eijing 100083,China ; 2.Institute of Econo m ics and T echnology,C N PC,B eijing 100011,Ch i na) A bstrac t :The exp l o ra ti on o f shale gas resources becom es a focus of t he wor l d .T he natura l g as resources a re 636 283 1012m 3i n the wo rld Sha le gas resources are r i ch i n Ame rica ,m ost of t he m are distri buted i n southe rn ,cen tral and eastern parts T here also are p l enty o f shale gas resources i n Ch i na , nea rl y the same quantity as i n Ame rica In Am erica there is t he mo st advanced exp l o ration and expl o ita ti on techno l ogy ,and it i s t he on l y country wh ich has the h i ghest explo itati on m ethod Canada has a l ong h i story o f sha l e gas exp l o ration and expl o ita ti on Ch i na is still at the beg inn i ng for the s ha l e gas explo itati on The permeability of t he shale ro cks is nor m a lly very l ow,so it is difficu lt to be explo ited T herefore ,w e need to l ea rn the advanced foreign techno l ogy to deve l op a set o f exp l o itation m et hods t o dev elop our sha le gas reservo irs ,and w e need the suppo rt fro m t he gove rn m ent ,i ncreasing env iron m ental pro tecti on wh ile deve l op m ent K ey word s :sha l e gas ;sha l e gas resources ;exp l o itation m ethod ;explorati on expectation 1 页岩气概述 页岩气是指那些聚集在暗色泥页岩或高碳泥页 岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然 气 [1] 。在页岩气藏中,天然气不仅存在于泥页岩, 也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和砂岩地层中。
四川盆地
一、概况 四川盆地位于四川省东部。 盆地面积23?104km2； 陆相地层面积约18?104km2。 具有明显边框的构造盆地，同时也是一个地形上的盆地，呈北东向菱形分布。
盆地四周皆为高山，东北面为大巴山，东南面为大娄山，西南面为大凉山，西侧为龙门山。区域构造上，四川盆地位于扬子准地台西北部，是地台上发育起来的中新生代大型沉积盆地。世界上最早发现和利 用天然气的地区: 早在东汉末期（公元147年）就 有天然气开发的历史。 30年代，开始油气地质调查和 钻探工作; 1937年始先后在威远、巴县石 油沟、隆昌圣灯山及江油等打 了5口探井，发现了石油沟和圣灯山油田。 1953年后，大规模油气普查勘探工作，取得了丰硕的成果. 大巴山 大娄山大凉山 龙门山
已发现油田13个，气田97个。气多油少。其中探明储量大于100亿方的大中型气田10个。 探明储量大于300亿方的大型气田3个：五百梯539.88；威远408.61；卧龙河379.54亿方。 中国第一个碳酸盐岩大气田=威远气田：1940年开钻威1井，未获油气。1964年10月15日，威2井测试日产7.98-14.5万方天然气，日产水12.7-37.3方，从而发现了威远气田。 盆地探明天然气储量4848亿方，其中： 川东2777.5亿方；川东南1466.38亿方； 川西北271.99亿方；川中470.07亿方。 中国最大的天然气区，年产天然气70多亿方。 产油较少，1997年产油23.3万吨。
川中—川西地区: 二次资评总资源量7134×108m3。 资源发现率为17%。 储层以低渗低孔为主。但局部存在相对高孔段。若与裂缝匹配，则可形成工业产能。
２０１９年页岩气行业深度研究报告
目录索引 一、美国页岩油气开发历史与现状 (5) 1.1美国页岩气开发历史 (5) 1.2美国页岩油气开发最新进展 (6) 1.3美国历经三代技术进步，效率已经大幅提升 (7) 二、中美页岩开发对比 (10) 2.1最新储量对比：潜在储量巨大，不断开发不断探明 (10) 2.2最新产量对比：中国产量已经世界第三，对应美国二十年前水平 (10) 2.3发展阶段对比：中国未来也可能复制美国“先气后油”路径 (12) 2.4单井成本对比：中国已经大幅下降，中美成本差距不断缩小 (13) 三、中国页岩气经济性分析 (14) 3.1单井成本 (14) 3.2单井产量 (14) 3.3经济性测算： (15) 四、中国油气装备行业进入新阶段 (17) 4.1能源安全叠加高端装备战略 (17) 4.2国内油气装备发展方向 (18) 4.3新补贴模式出台，更重视增量补贴 (19) 4.4中石油川南发力，投资开始加码 (21) 五、投资建议 (23) 六、风险提示 (23)
图表索引 图1：美国页岩气开发历程 (5) 图2：美国主要页岩油气产区分布 (6) 图3：美国页岩地区石油产量（千桶/天） (6) 图4：美国页岩地区天然气产量（百万立方英尺/天） (6) 图5：美国主要页岩地区石油单钻机采量（千桶/天） (7) 图6：美国主要页岩地区天然气单钻机采量（百万立方英尺/天） (7) 图7：美国页岩气钻完井成本细分（2016年） (8) 图8：美国页岩油气水平段（英尺）发展趋势 (8) 图9：美国页岩油气段数（段）发展趋势 (8) 图10：美国页岩油气成本（万美元）下降趋势 (8) 图11：美国页岩油气钻井周期（天）发展趋势 (8) 图12：美国页岩油气压裂效率（段/天）发展趋势 (9) 图13：美国页岩油气单井可采量（亿立方英尺/天）发展趋势 (9) 图14：联合国统计各国页岩气储量（万亿立方米） (10) 图15：中国自然资源部统计中国页岩气三级储量（万亿立方米） (10) 图16：2018年中国页岩气产量（亿立方米）及在天然气产量中的占比 (11) 图17：2018年美国页岩气产量（亿立方米）及在天然气产量中的占比 (11) 图18：中国历年页岩气产量（亿方） (11) 图19：美国历年页岩气产量（亿方） (11) 图20：中美页岩资源开采阶段及代表产区 (12) 图21：我国主要含页岩油盆地分布图（黄色） (12) 图22：新疆吉木萨尔页岩油开采现场 (12) 图23：中美页岩气平均单井综合成本比较（万元/井） (13) 图24：中美页岩气平均单井钻井费用、压裂费用对比（2018，万元/井） (14) 图25：基于美国Haynesville页岩气井年产量及累积产量预测趋势 (14) 图26：国内页岩气单位产气成本测算（元/立方米） (15) 图27：模拟中国页岩气开采成本回收期 (16) 图28：中国原油进口量（万吨）及进口金额（万美元） (17) 图29：中国天然气进口金额及自给率 (17) 图30：油气开采主要工序及核心装备 (17) 图31：石油钻机的电驱系统正应用于新型电驱压裂装备 (18) 图32：两桶油页岩气产气量，亿方 (21) 图33：中石油川南地区页岩气开采计划 (21) 图34：中国历年页岩气新开发井数量（口） (22) 图35：中石油川南地区页岩气中长期发展规划方案 (22) 表1：中国页岩气历年政策 (20) 表2：国家能源局页岩气开发利用补贴标准 (20) 表3：新补贴政策奖补（扣减）分配系数 (21)
页岩气开采技术 1 综述 页岩气是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的非常规天然气，是一种非常重要的天然气资源，主要成分是甲烷。页岩气的形成和富集有其自身的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。如图1.1所示。页岩气一般存储在页岩局部宏观孔隙体系中、页岩微孔或者吸附在页岩的矿物质和有机质中。页岩孔隙度低而且渗透率极低，可以把页岩理解为不透水的混凝土，这也是页岩气与其他常规天然气矿藏的关键区别。可想而知，页岩气的开采过程极为艰难。根据美国能源情报署（EIA）2010年公布的数据，全球常规天然气探明储量有187.3×1012m3，然而页岩气总量却高达456×1012m3，是常规天然气储量的2.2倍。与常规天然气相比，页岩气具有开采潜力大，开采寿命长和生产周期长等优点，至少可供人类消费360年。从我国来看，中国页岩气探明储量为36×1012m3，居世界首位，在当今世界以化石能源为主要消费能源的背景下，大力发展页岩气开采技术，对我国减少原油和天然气进口，巩固我国国防安全有很重要的意义。我国页岩气主要分布在四川盆地、长江中下游、华北盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地以及准噶尔盆地，如图1.2所示。 图1.1页岩气藏地质条件图1.2中国页岩气资源分布页岩气开采是一种广分布、低丰度、易发现、难开采、自生自储连续型非常规低效气藏，气开采过程需要首先从地面钻探到页岩层，再通过开凿水平井穿越页岩层内部，并在水平井内分段进行大型水力加砂压裂，获得大量人工裂缝，还需要在同一地点，钻若干相同的水平井，对地下页岩层进行比较彻底的改造，造成大面积网状裂缝，最后获得规模产量的天然气。因此，水平井技术和水力压裂技术的页岩气成功开采的关键。 2 页岩气水平井技术 1821年，世界上第一口商业性页岩气井在美国诞生，在井深21米处，从8米厚的页岩裂缝中产出了天然气。美国也是页岩气研究开采最先进的国家，也是技术最成熟的国家。国外页岩气开采主要在美国和加拿大（因为加拿大和美国地质条件类似，因此可以承接美国的开采技术），主要得益于水平井技术、完井及压裂技术的成功应用。 2.1 开采技术 早期的页岩气开采主要运用直井技术，直井开采技术简单，开始投入成本低，但是开采
深层页岩气资源勘探的机遇与挑战 近年来，全球页岩气资源开发如火如荼的趋势已经蔓延到了中国，四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地等已被列为中国主要的页岩油气区，然而，中国页岩气勘探开发起步尚晚，地质环境更加复杂，还要面临低油价，高成本，高风险的挑战，在一定程度上限制了对页岩气勘探技术的投资与投入力度。而北美煤层气、页岩气勘探开发的成功案例已向我们证明了非常规油气资源是未来可实现的接 替能源，其成熟的页岩气勘探开发经验，也给了我们更多的启示。页岩气具有特殊的成藏机理，游离气和吸附气多种赋存状态；非浮力成藏动力；分布规律变化大，不直接受控于常规意义上的圈闭；聚集丰度低但基数大：连续型，“弥散” 分布；微达西或纳米达西低孔特低渗的特点；需要找到合适的含油气地层厚层；需要大密度水平（多分支）钻井；需要大规模压裂改造储层体积。 回顾美国对页岩气的勘探开发历史，2013年4月份15-17仅三天时间，共投入生产井616口，约40%的井是失利的，研究发现，约73%的原因是由于对地质情况认知错误导致的，18%是因为后期压裂设计不合理，其它原因还包括如井下工具达不到要求、地表设备问题，以及气泵问题等，完善对页岩气特殊成藏机理的认识才能够有效提高页岩气开发成功的概率。纵观中国的页岩气研究现状，挑战与机遇并存，首先，中国页岩气资源既有如四川上三叠统的陆相沉积环境，也有以北方石碳系为例的海相主体环境，同时还有南方二叠系为代表的海陆过渡相沉积环境，资源的分布存在较大的不确定性；中国复杂的地质构造背景，导致页岩气勘探开发核心技术的缺失和相关技术不成熟，开采投入大，成本高、气价低；地表多山构造使得在开采页岩气过程中对水资源的需求及污水处理成为亟待解决的问题；页岩气开发相关配套证词及相关标准急需出台；同时，还要考虑到物流成本及官方标准等问题。 基于2D和3D精细含油气系统模拟技术，既要考虑页岩内部自生自储油气资源量，在上覆地层存在常规储层时，也存在压力释放和气态烃类远距离运移的可能。PetroMod软件工具在盆地演化和温压演化的基础上，进行非常规资源的研究被认为是目前最专业的辅助工具，其内置多个页岩气/煤层气生烃动力学模型，采用的模型样品均来自于：Boghead 煤（宾西法尼亚纪，俄亥俄）、Alaskan Tasmanite页岩（侏罗纪，阿拉斯加）、Woodford 页岩（泥盆纪/密西西比纪，俄克拉何马）、Kimmeridge 泥岩（上侏罗纪，英国）、第三纪煤（中新世纪，印尼）、Teruel 油页岩（中新世纪，西班牙）、Toarcian 页岩（下侏罗纪，德国）和Brown 石灰岩（麦斯特里希特阶、约旦），从中获得的经验参数和相应的动力学模型也往往成为国内页岩气/煤层气最值得借鉴的研究成果。页岩气资源量主要为吸附气和游离气构成，且多以吸附气为主，煤层气吸附量更大，基于Langmuir方程，综合温度、压力、体积、等温TOC和解吸附能量等因素计算吸附在干酪根表面吸附气量被认为是目前最有效的解决该问题的方法。多组分吸附模型计算，更精确地分析四维下多组分烃类资源分布随构造演化、温压的变化；基于有机质孔隙度演化模型，建立孔隙度与有机质成熟度之间的函数，在正常孔隙演化（孔隙度-深度）的基础上，可以模拟有机质孔隙度的研究，并作为单独
四川盆地的形成 四川盆地属扬子陆台一部分，称为四川陆台，属较稳定的地区，但仍经过两次大规模的海浸。第一次从5亿多年前的寒武纪开始，延续到3.7亿多年的志留纪，不断下陷成了海洋盆地，志留纪时发生加里东运动，除了西部的龙门山地槽继续下陷外，其余地区上升为陆。2.7亿年前的石炭纪末，发生范围更大的第二次海浸，盆地再次为海洋占据。二叠纪时海陆交替，形成重庆附近的南酮、松藻、天府等煤矿。二叠纪末，盆地西部岩浆喷出，峨眉小金顶及清音阁一带的玄武岩就在这时生成。 距今1.9亿年的三叠纪，“印支运动”使盆地边缘逐渐隆起成山，被海水淹没的地区逐渐上升成陆，由海盆转为湖盆。当时湖水几乎占据现今四川盆地的全境，称为“巴蜀湖”，从此结束了海浸的历史。在中生代漫长的1亿多年里，盆地气候温暖湿润，到处生长蕨类、苏铁和裸子植物，是又一个成煤期，永荣煤矿即在三叠纪和侏罗纪时形成。东起长寿、垫江，西到江油、邛崃，北抵大巴山麓，南到贵州赤水，还是天然气富集区。这一时期爬行动物恐龙称霸一时。1957年在合州发现的“合州马门溪龙”身长22米，高3.5米，是我国亚洲最大和最完整的恐龙化石。 7000万年前的白垩纪末期，发生又一次强烈的地壳运动“燕山运动”。盆地四周山地继续隆起，同时产生不少大断层，如西部的龙门山大断层和东部的华莹山大断层，把盆地分为三部分。巴蜀湖缩小为仅有2万平方公里的蜀湖。封闭的盆地地形及急剧缩小的水面，使气候逐渐变得干热，沉积物由海相、海陆交替相变为陆相，大量风化、侵蚀、剥蚀的物质在盆地堆积了数千米厚，形成红色和紫红色的砂、泥、页岩。裸子植物不断衰退，恐龙神秘的灭绝了。内陆湖泊在干燥条件下，经强烈蒸发，浓度增大，盐分不断积累，形成盐湖，后来泥
涪陵页岩气田开发中的地球物理面临的问题 1、概况 涪陵地区地处四川盆地和盆边山地过渡地带，境内地势以低山丘陵为主，横跨长江南北、纵贯乌江东西两岸，海拔多在200～800m之间，涪陵地区所处的四川盆地是在一个特提斯构造域内长期发育、不断演进的古生代-中新生代海陆相复杂叠合的盆地，具有早期沉降、晚期隆升、沉降期长、隆升期短等特点。该地区经历了加里东、海西、印支、燕山和喜山多期构造运动，多期构造运动的叠加改造形成了现今的构造格局。 涪陵页岩气资源富集，分布面积约7.6万平方公里，地质资源量约12.8万亿立方米，可采资源量约2万亿立方米，列全国第3位。涪陵区拥有典型的优质海相页岩气，主要含气页岩层段为奥陶系五峰组-志留系龙马溪组，截止2105年已上交探明储量3806亿立方米，是全国首个千亿方级整装页岩气田。江汉油田在涪陵焦石坝区块开展的页岩气开发和产建工作，标志着中国石化非常规天然气勘探开发进入新阶段。涪陵页岩气田根据开发阶段，分为I期产建区和II产建区，I期产建区焦石坝构造主体区，为断背斜构造，地震资料品质好，构造完整、断裂不发育，页岩气保存条件好，2015年实现产能50亿方。从开发效果来看一期产建区页岩品质差别不大，但含气量存在明显的分区性，北部构造高部位含气量高，单井平均测试产量超过50万方，南部斜坡、乌江背斜带、东部及西部断裂发育区，含气量明显降低，单井平均测试产量低于10万方。构造类型、埋深、断裂发育程度、裂缝、地应力以及地层压力不仅造成了含气性的差异，同时影响了压裂改造效果。 II期产建区包含一起产建外围区以及焦石坝南三维区，通过初步评价优选了江东、平桥、白涛、白马、梓里场等五个区块为优先钻探区域，其中江东、及平桥区块完成了部署，目前评建工作已全面展开。二期产建区地震资料品质普遍低于一期，构造条件复杂、断裂及发育，地应力非均质性强，埋深相对增大，页岩品质及含气性都差于一期主体区。 目前，涪陵页岩气田投产井232口，日产气水平达到1136.8019
Mine Engineering 矿山工程, 2018, 6(3), 183-198 Published Online July 2018 in Hans. https://www.doczj.com/doc/6516618648.html,/journal/me https://https://www.doczj.com/doc/6516618648.html,/10.12677/me.2018.63025 Anatomy of Typical Shale Gas Wells in Different Regions of the Complex Structure Surrounding Jiaoshiba Hui Zhang1, Yuewen Liu2, Xiangfeng Wei1 1Sinopec Exploration, Chengdu Sichuan 2China National Petroleum Corporation Sichuan Energy Industry Investment Group, Chengdu Sichuan Received: Jul. 4th, 2018; accepted: Jul. 19th, 2018; published: Jul. 27th, 2018 Abstract With the rapid progress of shale gas exploration and development, the complexity of shale gas ac-cumulation and preservation is emerging gradually. The impact of preservation is not well un-derstood, which seriously affects shale gas target evaluation, exploration deployment and efficient exploration, especially in complex structural areas, structures and faults. Although a major breakthrough has been made in shale gas exploration in the complex structural area around the Jiaoshiba, the drilling situation is still not optimistic. In this paper, the typical shale gas wells in different regions in the complex structural areas around the Jiaoshiba are dissected in detail, ana-lyzed from the aspects of pressure coefficient, fracture, fracture, structural characteristics, roof and floor, gas bearing properties, etc, which is recognized that there are significant differences in gas content in different regions. The closer Southeast Sichuan is to the Xuefeng orogenic belt, the worse the preservation condition is; extrabasinal syncline width is slow, buried depth is deeper, fracture is less developed, preservation condition is better; the complex structure condition of ba-sin edge is poor. Keywords Complex Structure Surrounding Jiaoshiba, Shale Gas, Anatomy of Typical Shale Gas 焦石坝外围构造复杂区不同地区页岩气典型井解剖 张晖1，刘月雯2，魏祥峰1 1中石化勘探分公司，四川成都