常压页岩气形成机制、分布规律及勘探前景——以四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组为例

常压页岩气藏的压力系数和含气量较低,地层能量较弱,具有中-低丰度、中-低品位、资源总量大和储量规模大等特征。中国南方常压页岩气藏分布广泛,具有良好的地质背景与富集条件,但其类型、形成机制和富集规律不明。基于页岩气勘探开发实践和地质解剖,探讨了四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组常压页岩气藏的类型、形成机制、分布特征和富集规律,提出了常压页岩气藏勘探开发的前景与技术对策。研究认为,常压页岩气藏主要包括优质页岩缺失/减薄型、早期逸散型、断裂破坏型和残留向斜型4种类型。常压页岩气藏的分布与富集明显受构造作用控制。通过对常压页岩气藏的类型、特征和形成机制等综合分析,认为残留向斜型常压页岩气藏为目前最有利的勘探开发类型。地质评价中应聚焦在靠近盆地、抬升时间晚、残留向斜面积大、远离深-大断裂且裂缝封闭时间早的地区开展研究,优选靠近向斜核部、构造稳定、相对高压力系数和埋深适中的区域开展页岩气勘探开发。技术对策上,建议钻井上采用低泥浆密度钻井液,压裂上采取少段多簇、大排量、中等液量和高砂量,以此来实现经济有效的体积改造。该研究成果将为常压页岩气的地质评价和勘探实践提供参考。     

盆外山地浅层页岩气经济有效开发对策探索

对于埋深浅于2 000 m特别是浅于1 000 m的浅层页岩气藏,国内尚无成功开发的先例。为了给国内首个山地浅层页岩气藏——太阳区块山地浅层页岩气藏(以下简称太阳气藏)的开发提供思路,基于前人的研究成果,结合四川盆地周缘昭通国家级页岩气示范区内太阳背斜地区已有的地震、地质、钻井、录井、测井、测试、分析化验和生产动态等方面的资料,分析了该区山地浅层页岩气的成藏特点,探索了其经济有效开发的技术对策。研究结果表明:(1)太阳气藏属于复背斜型页岩气藏,具有整体埋藏较浅、面积较大、背斜宽缓、向斜狭窄的隔槽式构造特征,气藏整装连续、规模大,页岩气规模建产稳产资源潜力较大;(2)不同于中深层页岩气藏,太阳气藏受燕山、喜马拉雅期构造抬升作用的影响,保存条件顶差翼好,页岩气储层天然裂缝发育、水平应力差较小,压力系数低,为常压—微超压气藏;(3)同一小层背斜顶部伴有常规气聚散特征,即游离气含量相对较高、孔隙度较高、含气饱和度较高;(4)浅层页岩气具有初始压力低、初始产能低、产量递减率低的生产动态特征。进而以山地浅层页岩气效益开发理念为核心,按照埋深划分出A、B、C三种类型井的设计思路,提出了气藏工程、钻采工程、投资成本控制等经济技术有效开发对策。     

渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特征及富集高产规律

四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)是中国常压页岩气勘探的热点地区。为了总结该区页岩气地质特征及其富集高产规律,利用物探、钻井、测井及分析测试等资料,从沉积建造、构造改造、生产特征等方面分析了该转换带南川—武隆地区的页岩气地质特征,并与焦石坝区块的超压页岩气进行对比,探讨了该转换带常压页岩气的富集高产主控因素和成藏模式。研究结果表明:(1)相对于焦石坝区块,该转换带页岩孔隙度偏低、微裂缝更发育、吸附气占比高、两向应力差异大、地温梯度较低、地层压力系数低、初期产液量大、返排率高;(2)该区常压页岩气富集高产主要受富碳富硅富笔石页岩、有机孔隙和构造应力场"三因素"的控制——受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石页岩是页岩气富集的基础,有机孔隙是页岩气富集的主要控制因素,构造应力场是页岩气高产的关键因素;(3)该转换带常压页岩气可分为背斜型、向斜型、斜坡型、逆断层断下盘型等4种成藏模式,并明确了不同模式页岩气富集高产特征。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气富集高产地质理论,为复杂构造区常压页岩气的勘探开发提供了支撑。     

渝东南盆缘转换带金佛斜坡常压页岩气富集模式

近期,渝东南盆缘转换带金佛斜坡新完钻的页岩气井在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组获得高产气流,地层压力系数为1.18,实现了该地区常压页岩气勘探的重大突破。为了评价该类型页岩气藏的勘探开发潜力,以钻井、物探和试气等资料为基础,解剖金佛斜坡页岩气藏基本地质特征和页岩气富集规律,总结常压页岩气富集高产主控因素,建立页岩气富集模式,并预测该区常压页岩气勘探开发有利目标区。研究结果表明:①该区优质页岩具有生气条件好、硅质矿物含量高、储层物性好、含气量高等特征,具有较大的页岩气勘探开发潜力;②常压页岩气富集高产具有"沉积相供烃控储、构造运动控保定富、地应力场控缝控产"的"三元控气"规律;③斜坡型目的层上倾方向发育封闭性反向逆断层遮挡有利于在断下盘形成较好的保存单元,随着埋深和离剥蚀边界距离的增大,页岩气富集程度和单井产量增高。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气地质理论,为中国南方复杂构造区尤其是斜坡型常压页岩气勘探开发提供了支撑。     

丁山地区龙马溪组页岩气保存条件分析

川东南丁山地区地质构造复杂,通过对丁山地区构造演化特征、褶皱断裂发育分布特征研究,结合地球物理手段获得的页岩埋深、压力、顶底板条件等综合分析,对丁山地区五峰-龙马溪组页岩气藏的保存条件进行了研究。参照页岩气藏保存条件评价指标,划分出了页岩气藏保存条件的有利区。结果表明,丁山地区以断裂和剥蚀为主的后期改造是页岩气散失的根本原因。丁山断褶构造的斜坡带及向斜构造部位断裂较少,埋深适中,地层压力较大,顶底板稳定连续,保存条件较好,是进一步勘探开发的重点地区。     

川东南盆缘复杂构造区深层页岩气富集特征

以川东南盆缘复杂构造区南川地区为研究对象,基于钻井、实验分析测试等资料,开展深层页岩气富集特征研究,重点讨论地层温度、地层压力等成藏环境变化对深层页岩气富集的影响作用。研究认为：(1)优势沉积相带是页岩气藏成烃的基础,研究区五峰组—龙马溪组一段形成于深水陆棚沉积环境,优质页岩发育,具备形成页岩气藏的良好物质条件。(2)有机碳含量控制纳米级有机质孔隙的发育程度,高压—超高压环境有利于孔隙的保持,对改善深层页岩物性发挥积极作用。(3)深层页岩气具有高温、高地应力的典型地质特征。温度较压力对页岩吸附能力的影响更为明显,深层页岩气赋存方式以游离气为主;高上覆地层压力导致页岩渗透率呈指数下降,页岩气运移能力显著减弱,逸散程度降低,有利于页岩气原位聚集。(4)温度、压力变化对气体扩散作用影响复杂,高温会增大气体的扩散系数,加剧气体的运移和逸散,而高压可以减缓或抑制气体的流动,有利于页岩气保存。(5)埋深与压力系数呈现一定的正相关性,埋深对向斜型页岩气藏压力系数的影响作用显著,表明深层向斜型页岩气保存条件趋好。埋深较大的残留向斜核部、凹中隆、有反向逆断层遮挡的斜坡区是复杂构造区页岩气勘探的有利目标。     

鄂西地区上二叠统海相页岩气富集条件差异与控制因素——以红星区块吴家坪组二段和恩施地区大隆组为例

鄂西地区上二叠统海相页岩气资源潜力大,近年来在恩施、红星等地区获得诸多勘探发现,但不同地域页岩气勘探效果不同,储集性能、含气性等富集条件存在诸多差异。以红星区块吴家坪组二段和恩施地区大隆组为研究对象,综合利用钻井、测井、地震和实验室分析测试等资料,开展页岩气富集差异特征精细刻画和控制因素分析。研究发现：(1)吴家坪组二段与大隆组原始品质较为相似,富有机质页岩厚度略有差异;(2)吴家坪组二段储集性能、“源—储耦合”性和含气性均优于大隆组,有机质孔保存带来的储集性能差异是造成含气性差异的主要原因;(3)扬子周缘中—新生代强烈的构造挤压导致恩施地区大隆组初始抬升时间更早、上覆地层剥蚀量更大,页岩气保存条件相对较差;(4)埋深和构造样式可以有效指示现今保存条件,红星区块吴家坪组二段埋深大、发育在宽缓背斜内,较恩施地区复向斜浅埋藏的大隆组更有利于页岩气富集。综合提出勘探建议,认为两套页岩具有不同的勘探开发难点,应加强对比研究,分类施策。     

渝东南复杂地质区页岩气勘探潜力

页岩有效储层厚度大、富含有机质、含天然气量高、保存条件好和便于施工作业的地貌是国内外勘探开发页岩气的主要地质条件。重庆市东南部地区下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组页岩层已钻获页岩气,根据国内外勘探开发页岩气地质条件对比,该区位于四川盆地东南缘,历经多期构造运动,断层极其发育,地层遭受剥蚀严重,页岩层埋藏浅,保存条件差,有效页岩层薄,含气量低,为典型的复杂地质区。系统分析了页岩气地质条件,认为局部地区具有形成页岩气藏的地质条件,提出复杂地质区背斜两翼地层倾角不大、向斜、断层不发育区等地区仍具页岩气勘探潜力。     

中国页岩气勘探开发理论认识与实践

基于四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩分布规律、优质页岩表观特征、页岩储集层微观特征、保存条件与页岩气富集、可压裂性等方面的分析,对中国页岩气勘探开发理论认识进行总结,并对未来中国页岩气勘探开发提出针对性建议。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气重要的地质认识可总结为以下几个方面:沉积环境和沉积过程控制了富有机质页岩分布;"甜点段"优质页岩具备高有机碳含量、高脆性、高孔隙度、高含气性的特征;有机质孔隙是页岩气富集的重要储集空间;保存条件是复杂构造区页岩气地质评价的关键因素;页岩气属"人工气藏",可压裂性评价是获得高产的核心;纳米级储集空间与赋存状态决定了页岩气具有特殊的渗流特征。对中国页岩气产业的发展建议:(1)加大基础研究,实现页岩气地质理论体系的新突破;(2)强化勘探实践,形成多层系全方位新发现;(3)研究开发生产规律,建立页岩气开发新模式;(4)创新思维,攻关新技术;(5)探索管理创新,形成页岩气发展新机制。     

四川盆地渝西地区大安深层页岩气田的勘探发现及成藏条件

浙江油田自2021年6月获得渝西地区大安流转区块以来,全力加大、加快深层页岩气勘探评价及实施,地质认识和工程技术不断深化,多口井产量测试实现工业突破,发现了渝西地区大安深层页岩气田。通过系统介绍四川盆地渝西地区大安区块近两年的勘探发现历程,从区域地质特征、沉积岩相、有机地球化学、孔隙-裂缝、物性、含气性、断裂特征、地质岩石力学性质和优质储层分布特征等对地质成藏条件进行了综合分析,归纳了通过实践创新形成的大安深层页岩气勘探开发关键技术。大安区块五峰组—龙马溪组一段1亚段沉积期整体处于江南—雪峰加里东期造山带北麓上扬子前陆盆地沉积中心,下部优质页岩层为深水陆棚相,强还原缺氧环境为其提供了良好的源储条件,有机生物富碳硅质页岩相发育、有机地球化学指标优良、微观储集空间发育、物性好、页岩自封闭性好、含气性高,表现为过成熟度干气的超压连续型页岩气藏。基于良好的页岩顶、底板条件和隔档式褶皱构造形变的特点,建立了基于“窄陡背斜断层遮挡-宽缓向斜连续分布,构造转折带与低幅背斜构造富集高产”的渝西地区大安深层页岩气富集成藏模式(埋深为3 500～4 500 m),体现了“多场协同、多元耦合、多素叠置”的山...     

湘鄂西地区下古生界页岩气保存条件

湘鄂西地区泥页岩具有发育层位多、分布面积广、沉积厚度大和热演化程度高等特点,具备形成页岩气的物质基础,但保存条件成为制约其富集成藏的关键。以湘鄂西地区下古生界下寒武统和上奥陶统—下志留统2套页岩层系为研究对象,从地层抬升剥蚀强度、断层和裂缝组合、盖层发育特征、流体封闭性4个方面分析了页岩气的保存条件。结果表明,复向斜地区受构造活动改造弱,黑色页岩埋深较大,盖层分布连续,断裂不发育,流体封闭性强;而复背斜地区受构造活动改造强,盖层不完整或缺失,黑色页岩埋藏浅,甚至暴露地表,断裂发育,流体封闭性弱。利川复向斜南部、花果坪复向斜中北部和桑植—石门复向斜中部的页岩气保存条件较好,可作为下一步勘探的有利目标区。     

涪陵页岩气田的发现与勘探认识

中国石化勘探分公司以南方复杂构造区高演化海相页岩气"二元富集"理论认识为指导,于2012年11月28日发现了中国首个商业性开发、目前探明储量规模最大、平均测试产量最高的页岩气田——涪陵页岩气田,至2015年底气田累计探明储量3805.98×10~8m~3,已完成一期50×10~8m~3年产能建设目标。气田具有源储一体、大面积层状分布、整体含气的特征,是典型的自生自储式页岩气田;属于中深层、高压、优质天然气藏;发育深水陆棚优质页岩、具有良好的顶底板条件、后期构造改造较弱是其富集高产的主控因素。在涪陵页岩气田发现的基础上,结合近年来四川盆地及周缘的勘探实践,进一步分析了南方复杂构造区页岩气富集主控因素,强调了保存条件是影响页岩气富集高产的关键,认为:1盆外地区构造抬升时间、向斜宽度、埋深和断裂是评价页岩气层保存条件的主要参数;2盆缘则需重点评价控盆断裂对页岩气层的影响;3盆内断裂的性质、规模以及高角度裂缝的发育特征是页岩气保存条件评价的关键。涪陵页岩气田的发现对于中国南方复杂构造区页岩气勘探具有以下启示:1页岩气勘探需遵从油气形成的基本规律;2中国南方页岩气具有多个勘探方向,埋深大于4500m的深层、盆外常压区、陆相页岩气是急需探索和攻关的领域;3重视基础、创新思路、发展关键技术是页岩气勘探突破的关键。     

复杂构造区页岩气富集特征——以四川盆地东南部丁山地区下古生界五峰组-龙马溪组为例

川东南丁山地区是四川盆地页岩气主要勘探开发区,尽管已有多口井获得高产页岩气试气产量,但由于递减速率快和估算的最终可采储量(EUR)低,导致该区尚未获得商业开发。为了明确复杂构造区页岩气成藏富集特征,预测有利目标区,通过岩心观察、笔石带识别与对比以及扫描电镜观察等手段,对川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型、展布特征、储集类型和含气量等进行了分析。研究结果表明:川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型主要包括硅质页岩、含灰-灰质页岩、粘土质页岩和粉砂质页岩4种,其中优质页岩为WF2—LM4笔石带的硅质页岩,厚度介于6～10 m。储集空间主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝,靠近盆地边缘无沥青充填的溶蚀孔相对发育,反映了较差的页岩气保存条件。与涪陵页岩气田的对比分析表明,丁山地区五峰组-龙马溪组WF2—LM4笔石带硅质页岩厚度较薄,在靠近盆缘断裂带的地区埋藏较浅,页岩气藏压力系数低,为浅层常压页岩气藏;向盆内方向压力系数增加,埋深较大,属于深层超压页岩气藏。建议在川东南地区WF2—LM4笔石带硅质页岩厚度大、埋藏适中和保存条件较好的地区开展页岩气的勘探工作。     

湖南保靖区块龙马溪组页岩气成藏地质因素分析

为了研究湖南保靖区块龙马溪组储集层特征及页岩气富集成藏的地质因素,通过对已钻井岩心进行系统采样,开展有机地球化学、岩矿、物性、热解、含气量测试等实验,对龙马溪组页岩储集层特征及影响页岩气成藏的地质因素进行了分析。结果表明,龙马溪组黑色页岩较为发育,为深水陆棚-浅水陆棚过渡相的沉积产物,有机质含量丰富,优质页岩储集层位于龙马溪组底部,厚度为5～16 m,具有"高TOC、高成熟度、高脆性矿物含量、低孔隙度、低渗透率"特征,有机质类型以腐泥组为主,基本满足形成页岩气的"静态"参数条件,但能否富集形成页岩气藏,主要取决于埋深、构造及热演化、距剥蚀边界距离和保存条件等"动态"参数条件。研究认为,保靖区块主体向斜西翼的北部埋藏适中、后期改造较弱、有机质成熟度相对较低,为页岩气保存和富集成藏有利区带,是今后页岩气有利勘探区,通过水平井钻井和储集层压裂改造有望获得页岩气的突破。     

川西南缘天宫堂构造奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气富集主控因素

综合利用地震、钻井、测井及岩心分析化验资料,分析了四川盆地西南缘天宫堂构造奥陶系五峰组—志留系龙马溪组的构造、沉积、储层及可改造性等基本地质特征,探讨了页岩气富集主控因素及成藏模式。研究结果表明：(1)天宫堂构造优质页岩集中分布在五峰组—龙马溪组龙一₁亚段,Ⅰ类储层主要发育于龙一₁¹—龙一₁³小层,厚度为0.8～17.0 m,具典型的高TOC含量、含气性好、高脆性矿物的特征。(2)天宫堂构造经历了晚白垩世前快速沉降、深埋藏和大量排烃阶段,形成早期富集型超压页岩气藏;晚白垩世后经2期抬升改造,早期富集型超压页岩气藏逐步向高压—常压页岩气藏调整。(3)研究区保存条件受地层倾角与宫1号断层的影响,造成不同构造部位页岩气差异富集。(4)研究区为“早期深埋藏促富集,后期隆升调富集、保存条件控富集”的背斜构造型成藏模式,构造南西翼是下步页岩气勘探开发的潜在有利区。     

山地浅层页岩气勘探挑战、对策与前景——以昭通国家级页岩气示范区为例

多期次构造运动叠置的板内形变作用形成了昭通国家级页岩气示范区特殊的四川盆地外缘山地特征并带来了巨大的天然气勘探难度。为了破解复杂构造区山地页岩气勘探所面临的难题,在全面分析山地页岩气内涵及其地质特征的基础上,总结了昭通探区太阳背斜构造浅层页岩气富集高产的规律,提出了山地页岩气的勘探思路和技术对策,进而展望了勘探前景。研究结果表明:(1)山地页岩气具有复杂地表地貌和地腹地质特征,构造强形变、地层年代老、热演化过成熟,页岩气整体封闭保存条件的好坏是能否成藏的关键;(2)该区页岩气储层非均质性强,剪切应力高且复杂,断层、裂缝带和表层溶洞发育,钻探工程实施风险大、成本高;(3)该区页岩气在纵向和横向上都具有较好的封闭保存条件,在页岩气储层顶底板、封闭断层的共同作用下构成了良好的三维封闭储集空间体系;(4)针对山地页岩气勘探挑战和油田矿权限制,提出了"走出盆地稳定区,向山地区带发展""走出五峰组—龙马溪组,实现其他页岩层系突破"主动进攻的勘探思路;(5)在践行地质工程一体化的基础上,明确提出"全链条打造透明人造裂缝页岩气藏"的评价理念和全过程一体化精准管控的工作理念。结论认为,昭通探区及四川盆地外缘的残留构造坳陷区浅层页岩气资源丰富,多地钻探显示良好,具有较好的浅层页岩气勘探前景。     

黔中隆起及邻区下寒武统页岩气成藏特殊性分析

黔中隆起及邻区下寒武统牛蹄塘组页岩厚度大、有机碳含量高、热演化程度高、脆性矿物含量高,具备页岩气成藏的基本地质条件,但经过多年页岩气勘探实践,至今未取得实质性突破,主要受页岩气成藏条件的特殊性控制。在系统分析野外剖面以及黄页1井、龙页1井、丁山1井等资料的基础上,重点开展沉积相、页岩分布、有机碳含量、热演化程度等页岩基本地质特征和储集类型、储集物性及页岩含气性等页岩储层特征的研究,认为页岩气成藏条件特殊性主要表现在2个方面:（1）页岩热演化程度的特殊性,生烃、排烃历史复杂,热演化程度高,不利于页岩气的赋存和富集;（2）储层特殊性,热演化史复杂、成岩作用强导致页岩孔隙度较低,尤其有机孔发育少且孔径较小,页岩储集性差。在此基础上,制定了页岩气选区评价参数标准,评价了页岩气富集有利区。初步明确了黔南坳陷黄平地区具有构造相对稳定、页岩埋深适中、有机质热演化程度相对较低、保存条件较好及含气性好等特征,勘探风险程度相对较低,是黔中隆起及邻区页岩气勘探突破的Ⅰ类有利地区;黔西地区由于成熟度较高,是探索高热演化条件下页岩气藏的Ⅱ类有利区。      

页岩储层裂缝系统综合评价及其对页岩气渗流和聚集的影响

为了探究页岩储层裂缝系统发育特征、主控因素及其对页岩气渗流和聚集的影响,通过对页岩岩心和薄片进行观察和统计,根据其形态特征的差异,将裂缝分为层理缝、刺穿型高角度缝、内部高角度缝、低角度缝和微裂缝5种类型。通过对比分析多种参数对裂缝系统产生与发育的影响认为,其主控因素包括脆性矿物含量、构造作用、岩石内部结构、非均质性、力学性质及地层围压等,结合裂缝类型和主控因素等对页岩储层裂缝系统进行综合评价。其中,层理缝等水平裂缝的侧向扩散作用促进页岩气的渗流和聚集。尤其在中国南方构造变形强烈、褶皱发育的地区,层理缝与低角度缝造成页岩储层侧向扩散效果明显,使向斜型页岩气藏和背斜型页岩气藏兼具北美典型页岩气藏(自生自储,原地成藏)与常规气藏(油气富集于构造高部位)的复合型成藏模式。在封闭成藏的条件下,裂缝系统发育往往能够使游离气通过侧向扩散作用沿着裂缝渗流和聚集,于构造高部位形成气藏。     

川南深层页岩气富集高产主要地质因素分析——以威荣页岩气田为例

位于四川盆地南部低陡构造带白马镇向斜的威荣页岩气田,是中石化继涪陵页岩气田之外的第二大页岩气田,亦是一个盆内埋深大于3 500 m的深层页岩气田,其盆内“连续型”富集模式有别于盆缘涪陵页岩气田“构造型”模式。为了找准盆内深层页岩气富集高产的主要地质因素,开展相关科研攻关,对于突破埋深大于4 000 m的深层页岩气勘探开发瓶颈大有裨益。为此,通过开展沉积微相、地球化学、储层特征、构造演化等地质综合研究,明确了该区深层页岩气形成地质条件以及富集规律。研究结果表明：威荣页岩气田深水陆棚富有机质硅质页岩储层具有高孔、高TOC、高含气量、高硅、高脆、低黏土（“五高一低”）特征,其优良的地质条件、超高压的地层压力系数、发育的纹层及层理缝是深层页岩气富集高产的重要因素,其富集规律体现出动、静结合的“历史主线式”概念,主控因素具有“优相控源、适演控位、良存控富”三元控藏特点。     

四川盆地东南缘向斜构造五峰组-龙马溪组常压页岩气富集主控因素

四川盆地东南部地区盆缘槽档转换带和盆外隔槽式构造带向斜发育,由于其整体抬升时间长,构造运动强烈,剥蚀量大,区域保存条件相对复杂,导致不同向斜五峰组—龙马溪组为常压且页岩气含气性差异较大。在研究区向斜构造五峰组—龙马溪组页岩发育特征、后期保存条件、含气性等差异的基础上,分析了向斜构造页岩气富集主控因素,并总结了3种有利于页岩气保存富集的构造样式。研究结果表明:优质页岩发育是页岩含气性的物质基础,川东南地区盆缘和盆外向斜五峰组—龙马溪组优质页岩发育,页岩气物质条件相似;保存条件是影响页岩含气性差异的关键因素,页岩地层埋深大、地层倾角小、远离剥蚀区和发育反向逆断层,有利于页岩气的保存,总体上盆缘槽档转换带内向斜构造保存条件更好,盆外隔槽式构造带内向斜较差;盆缘槽档转换带复向斜构造内"洼中隆"断背斜、宽缓残留向斜中心、逆断层侧向遮挡向斜3种构造样式有利于页岩气的富集。