ISSN 1672-9854
CN 33-1328/P
RSS服务  |  Email Alert

海相油气地质 >

2025 , Vol. 30 >Issue 4: 370 - 384

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2025.04.007

勘探评价

川东北地区中—上二叠统海相页岩储层特征及其地质意义——以孤峰组—大隆组页岩为例

  • 张琴 , 1, 2, 3 ,
  • 邱振 1, 2, 3 ,
  • 梁峰 1, 2, 3 ,
  • 刘雯 1, 2, 3 ,
  • 孔维亮 1, 2, 3 ,
  • 王玉满 1, 2, 3 ,
  • 庞正炼 1 ,
  • 高万里 1, 4 ,
  • 蔡光银 1, 2, 3 ,
  • 曲天泉 1, 4 ,
  • 江冲 1, 4
展开
  • 1 中国石油勘探开发研究院
  • 2 国家能源页岩气研发（实验）中心
  • 3 中国石油天然气集团有限公司煤岩气重点实验室
  • 4 中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院

张琴，博士，高级工程师，主要从事非常规油气地质工作。通信地址：100083 北京市海淀区学院路20号；Email：

Copy editor: 韦东晓

收稿日期: 2025-05-24

  修回日期: 2025-07-05

  网络出版日期: 2025-09-09

基金资助

中国石油天然气集团有限公司项目“页岩气新层系新类型储层沉积过程与分布规律研究”(2024DJ8701)

“海陆过渡相页岩气成藏条件及勘探前景评价研究”(2021DJ2001)

收起

Characteristics and geological significance of marine shale reservoirs of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin: a case study of the Gufeng Formation-Dalong Formation shales

  • ZHANG Qin , 1, 2, 3 ,
  • QIU Zhen 1, 2, 3 ,
  • LIANG Feng 1, 2, 3 ,
  • LIU Wen 1, 2, 3 ,
  • KONG Weiliang 1, 2, 3 ,
  • WANG Yuman 1, 2, 3 ,
  • PANG Zhenglian 1 ,
  • GAO Wanli 1, 4 ,
  • CAI Guangyin 1, 2, 3 ,
  • QU Tianquan 1, 4 ,
  • JIANG Chong 1, 4
Expand
  • 1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development
  • 2. National Energy Shale Gas Research and Development (Experiment) Center
  • 3. CNPC Key Laboratory of Coal-rock Gas
  • 4. College of Geoscience and Surveying Engineering, China University of Mining and Technology

ZHANG Qin, Doctor degree candidate, focus on unconventional oil and gas geology. Add: No.20 Xueyuan Rd., Haidian District, Beijing 100083, China. E-mail:

Received date: 2025-05-24

  Revised date: 2025-07-05

  Online published: 2025-09-09

Fold

摘要

四川盆地东北部中—上二叠统发育孤峰组、吴家坪组三段和大隆组一段等3套海相页岩层系，是页岩气增储上产的重要新层系。基于大量岩心测试数据，分析其地球化学特征、储层发育特征，并提出针对性开发策略，以期为中国页岩气的勘探提供理论支撑。研究结果表明：①3套页岩有机质丰度高，有机质类型均为II1型，成熟度（Ro）均大于2.0%，生烃潜力大。孤峰组以硅质页岩相与钙质页岩相为主，吴三段和大一段则以硅质页岩相和混合质页岩相为主，页岩的脆性指数均分布在70%以上。②3套页岩均以有机质孔为主要孔隙类型，且孔径以介孔为主。吴三段层理缝发育，连通系数最好，孔隙度与含气量最高；孤峰组孔隙度高，连通系数居中，含气量较高；大一段层理缝不发育，连通系数和孔隙度最低，但含气量较高。③相比川南龙马溪组，3套页岩具有“三高一薄一深”的特征，即高TOC、高脆性、高含气量，但单层厚度较薄，埋深更大，需建立针对性开发技术。3套页岩层系页岩气富集有利区主要分布在开江—梁平海槽东南段以及城口—鄂西海槽的城口—奉节—利川—石柱一带。研究成果为四川盆地二叠系页岩气勘探提供了重要理论依据，对深层页岩气开发具有指导意义。

关键词： 中—上二叠统; 孤峰组; 吴家坪组三段; 大隆组一段; 储层特征; 页岩气; 川东北

本文引用格式

张琴 , 邱振 , 梁峰 , 刘雯 , 孔维亮 , 王玉满 , 庞正炼 , 高万里 , 蔡光银 , 曲天泉 , 江冲 . 川东北地区中—上二叠统海相页岩储层特征及其地质意义——以孤峰组—大隆组页岩为例[J]. 海相油气地质, 2025 , 30(4) : 370 -384 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2025.04.007

Abstract

Three marine shale formations of the Middle-Upper Permian—the Gufeng Formation (P2g), the 3rd member of the Wujiaping Formation (P3w3) and the 1st member of the Dalong Formation (P3d1), are well developed in the northeastern Sichuan Basin, representing promising new targets for enhancing shale gas reserves and production. Based on extensive core testing data, this study analyzes their geochemical characteristics, reservoir features and proposes corresponding development strategies to provide theoretical support for shale gas exploration in China. The key findings are as follows: (1) All three shale formations exhibit high organic matter abundance, with average total organic carbon (TOC) contents of 9.82% (P2g), 6.60% (P3w3) and 6.01%(P3d1), respectively. The organic matter is classified as type II1, and the maturity(Ro) exceeds 2.0%, indicating significant hydrocarbon generation potential. The Gufeng Formation is dominated by siliceous shale and calcareous shale facies, whereas P3w3 and P3d1 primarily consist of siliceous shale and mixed shale facies. The brittleness index of all three formations exceeds 70%. Organic pores are the dominant pore type, with mesopores serving as the primary pore category. (2) The P3w3 exhibits well-developed laminated fractures, highest pore connectivity index (average value of 5.17), high porosity and high gas content; the P2g has moderate pore connectivity index (average value of 2.57), high porosity and gas content; the P3d1 shows poor laminated fracture development, the lowest pore connectivity index(average value of 1.69), the lowest porosity value and relatively high gas content.(3) Compared to the Longmaxi Formation in southern Sichuan Basin, these three shale formations are characterized by high TOC content, high brittleness index, high gas content, thin thickness and deep burial depth. Targeted development technologies are thus required. Favorable areas for shale gas enrichment of these three formations are primarily distributed in the southeastern segment of the Kaijiang-Liangping Trough and the Chengkou-Fengjie-Lichuan-Shizhu area of the Chengkou- E'xi Trough.

Key words： Middle-Upper Permian; Gufeng Formation; 3rd member of Wujiaping Formation; 1st member of Dalong Formation; reservoir characteristics; shale gas; northeastern Sichuan Bain

0 前言

四川盆地及其周缘发育寒武系、志留系、二叠系多套黑色页岩，其中五峰组—龙马溪组已经实现了规模商业开发，2024年全国页岩气产量达到257×108 m3。随着勘探技术的进步，二叠系页岩气呈现多层系突破态势[1]：大隆组在乐坝1直井压裂测试日产1 448.9 m3，雷页1井日产42.66×104 m3[2]；鄂西地区多口探井证实大隆组具有良好的勘探前景[3]；吴家坪组在川东北开江—梁平海槽和城口—鄂西海槽红星地区取得突破，大页1井、大201井测试气产量分别达32.06×104 m3/d，56.27×104 m3/d，红页1井测试气产量为8.9×104 m3/d；孤峰组在鄂西和下扬子地区多井获气测显示[4]，红星地区的HYM-1井放喷日产气6.45×104 m3[5]，WY1井解吸含气量达3.66 m3/t。这些突破和发现凸显川东北地区中上二叠统页岩气具立体勘探潜力。
当前，针对吴家坪组和大隆组页岩已积累了丰富的研究成果。前人系统揭示了其沉积环境、储层特征及页岩气富集机制，厘清了二叠系沉积期古环境特征和地质事件对有机质富集的控制作用[6-9]，确定了富藻高碳页岩发育、良好的储集能力和保存条件，以及页岩储层的可压裂性是川东北页岩气高产的主控因素[10-11]，阐明了川东北开江—梁平海槽中页岩气的勘探潜力[11-12]。并由此建立了2套地层的页岩储层分类评价体系[13]，优选了有利分布区[14-15]。相比之下，针对孤峰组的研究多聚焦于下扬子地区[16-20]，及上扬子地区的硅质岩成因[21-29]与烃源岩展布[30-34]等方面，而将其作为页岩储层的相关研究仍较匮乏[35-38]。
当前的勘探实践进一步证实四川盆地北部中—上二叠统页岩储层呈现显著的非均质性：平面上主要受古构造格局控制[33]，垂向上受古气候、火山活动、海平面升降、沉积环境及流体压力等因素控制[10,15]，导致储层品质差异明显。这种非均质性和复杂性严重制约了勘探成功率的提升。同时，现有研究大多局限于单一层系的储层分析，缺乏比较全面的跨层系对比评价研究，这不利于页岩气新区、新层系、新领域的评价优选。本次研究基于大量岩心测试数据，系统对比3套页岩层系的关键参数特征（岩石组构、储集性能、微观孔隙结构、含气性等），并与已成功开发的川南龙马溪组页岩进行对标，旨在全面评价各层系页岩品质，优选有利开发层段。该研究成果对于降低勘探风险、优化开发方案、提升四川盆地页岩气资源开发效益具有重要实践意义。

1 地质背景

川东北地区位于四川盆地北部，在构造上属于龙泉山背斜北部[34]，东北与大巴山造山带相接，东南为川湘断褶带[35]。二叠纪沉积时期受特提斯洋和东边分支洋盆的扩张及峨眉山大火成岩省的影响，川东北地区整体处于拉张构造背景，形成海槽-台地相间的古地理格局，发育多套海相页岩[36]（图1）。早二叠世盆地基底经过长期剥蚀后，海侵重新开始，形成了滨海相沉积（梁山组和栖霞组）。中二叠世是盆地碳酸盐岩沉积的鼎盛时期（茅口组碳酸盐岩沉积），同时也是构造活动开始活跃的时期，受拉张作用导致基底破裂，孕育出开江—梁平与城口—鄂西两大海槽。孤峰组作为深水沉积物在槽内广泛沉积，为一套黑色薄层状碳质泥岩、薄—中层状碳质泥灰岩和薄层状硅质岩。中二叠世末期，东吴运动叠加峨眉山火山活动引发构造隆升，孤峰组局部遭受剥蚀，四川盆地形成西南高、北东低的古地貌格局[37-38]。晚二叠世早期，再次发生海侵，但由于古地理格局的影响，同期异相特征明显，川中—川东南地区为龙潭组的海陆过渡相沉积区[16]，川东北地区则为吴家坪组海相沉积区[37,39-40]（图1a）。晚二叠世晚期，南秦岭洋扩张加剧基底活动，全球海平面达峰值，大隆组作为沉积物供应不足的凝缩层沉积，主要分布在开江—梁平海槽和城口—鄂西海槽[42]，同期异相的长兴组则发育台地边缘礁滩沉积。
图1 四川盆地二叠系吴家坪组沉积相分布与研究区二叠系综合柱状图(据文献[3,9,41]，修改）

Fig. 1 The sedimentary facies map of the Permian Wujiaping Formation in Sichuan Basin and the stratigraphic column of the Permian System in the study area(cited from references [3,9,41], modified)

吴家坪组岩性较为复杂（图1b），其底部为王坡页岩段（吴一段），通常为碳质泥岩、煤线、铝土岩及凝灰岩组合，中部（吴二段）为中—厚层状的泥晶生屑灰岩，上部（吴三段）则为硅质页岩和石灰岩的岩性组合。大隆组自下而上可划分为大一段和大二段：大一段岩性以灰质页岩和硅质页岩为主，可见放射虫、骨针等生物化石；大二段岩性以灰色泥晶灰岩和泥质灰岩为主，富含菊石化石[3,43]。目前孤峰组、吴家坪组三段（简称吴三段）和大隆组一段（简称大一段）为页岩气勘探开发的主力层段，本文将围绕这三个层位展开论述。

2 页岩生气潜力

研究区二叠系页岩沉积期具有“台-盆分异”的格局，基底沉降控制下形成台盆相—深水陆棚相—斜坡相及台地相沉积体系。台盆相和深水陆棚相页岩厚度较大，并沿着开江—梁平海槽和城口—鄂西海槽呈环带状分布，3套页岩在沉积中心累计厚度均值为50~60 m，斜坡相累计厚度为20~40 m。
TOC受沉积相控制显著，在台盆相最高（图2），其次为斜坡相，而台缘礁滩、台内滩的TOC则比较低[5]。孤峰组4口井（HY1井、WY1井、LB1井、LT1井）的台盆相页岩的TOC分布在0.76%~27.10%之间，平均值为9.82%，大于3%的占比为88.4%；吴三段4口井（HY1井、LY1井、LB1井、JX1井）的台盆相页岩的TOC分布在0.30%~20.98%之间，平均值为6.60%，超过3%的占比为75.4%；大一段4口井（LY1井、LT1井、JX1井、WY1井）的台盆相页岩的TOC分布在0.71%~15.50%之间，平均值为6.01%，超过3%的占比为74.0%（图3）。综合对比三个层位的TOC，孤峰组的TOC最高，而大一段和吴三段的TOC值分布相近。
图2 台盆相页岩综合柱状图及TOC分布特征(图b修改自文献[12]，图c修改自文献[2])

Fig. 2 Comprehensive columns of the three shale formations of typical platform-basin facies in the study area (b cited from reference[12], c cited from reference[2], modified)

图3 川东北地区中—上二叠统3套页岩TOC分布特征

Fig. 3 TOC distribution characteristics of the three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin

干酪根碳同位素组成（δ13C）能准确地表征其有机质类型。孤峰组与吴三段的δ13C均介于-28‰~ -26‰[5-6]，大一段的δ13C介于-28.04‰~-25.15‰[3]，表明3套页岩有机质类型主要为II1型，成烃母质以藻类及底栖生物为主。3套页岩镜质组反射率（Ro）平均值都超过2.0%[13,41,44]，处于高成熟—过成熟阶段。总的来说，3套页岩有机质丰度高、类型好、热演化程度高、生烃能力强，是优质的生气源岩。

3 页岩储层发育特征

3.1 储层矿物组成

3套海相页岩的矿物组成以硅质矿物（石英+长石）、黏土矿物和碳酸盐矿物为主（表1）。以硅质（石英+长石）、碳酸盐矿物和黏土矿物含量50%为界，进行岩相划分（图4），结果表明：大一段以硅质页岩相为主，并有部分混合质页岩相和黏土质页岩相；吴三段以硅质页岩相为主，同时还伴有混合质页岩相和少量黏土质页岩相；孤峰组则以硅质页岩相和钙质页岩相为主，含少量混合质页岩相。根据矿物成分对脆性指数进行计算，3套页岩的脆性指数平均值均在70%以上，说明3套页岩均具有良好的压裂条件。
表1 川东北地区中—上二叠统页岩主要矿物组成特征

Table 1 Main mineral composition characteristics of the Middle-Upper Permian shales in northeastern Sichuan Basin

层位 矿物组成/% 脆性指数/%
硅质矿物 黏土矿物 碳酸盐矿物
大一段 4.00~95.0/49.80 0~55.25/18.32 2~96.00/28.50 39.58~100/80.70
吴三段 6.35~90.56/48.80 2.21~64.83/17.36 0~73.12/33.13 0~100/76.54
孤峰组 0~82.50/47.09 1.30~23.40/7.46 4.90~94.0/37.67 49.3~97/84.76

注：表中数据表达方式为最小值~最大值/平均值。

图4 川东北地区中—上二叠统3套页岩岩相划分

Fig. 4 Lithofacies classification of the three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin

3.2 孔隙类型及特征

3.2.1 孔隙类型

根据Loucks等[45]的孔隙分类方案，研究区页岩储层孔隙可分为有机质孔、无机质孔和微裂缝3类。杨雨然等[46]和Wang等[44]对吴家坪组—大隆组以及孤峰组页岩不同矿物成分的孔隙发育情况进行统计，发现吴三段、大一段以及孤峰组均以有机质孔发育为主。扫描电镜观察结果表明，页岩中有机质孔发育特征存在显著差异（图5）：在无定型有机质（迁移类）中普遍发育蜂窝状孔隙（图5a—5e），形态以圆形或椭圆形为主，孔隙尺寸主要为5~200 nm；结构有机质（镜质组/惰质组）边缘规则（图5f—5h），有机质孔隙发育较差；无机质孔主要包括黄铁矿晶间孔（图5i—5j）、黏土矿物层间孔（图5f，5k）、方解石溶蚀孔（图5f，5k）等，孔径集中分布在20~200 nm之间。微裂缝主要包括矿物或有机质粒缘缝以及矿物内部缝，粒缘缝一般未被填充（图5k—5l），裂缝宽度在0.025~1.0 μm之间，矿物内部缝（图5d，5h，5l）宽度一般在0.05~0.1 μm之间。
图5 川东北地区中—上二叠统3套页岩微观孔隙结构特征（扫描电镜照片）

Fig. 5 Microscopic pore structure characteristics of the three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin (SEM photos)

孤峰组有机质几乎全发育蜂窝状孔隙，反映其成烃生物更利于生烃；大一段和吴三段结构有机质（外源有机质）相对富集，这种有机质孔隙发育能力差。这与Gu Tianfu等[9]、刘昇等[31]针对此3段页岩的Al元素含量分析结果一致。孤峰组Al含量介于0.76%~2.80%，平均值为1.50%；大一段Al含量主要介于1.34%~4.59%，平均值为2.82%；吴三段Al含量介于2.72%~6.27%，平均值为4.14%。Al含量作为陆源输入强度指标（外源），经常用来判断有机质来源，其含量越高指示外源有机质越富集。
激光拉曼光谱分析表明（ID/IG表示D峰强度与G峰强度比值，广泛用来表征材料的缺陷程度或无序性。当材料非常完美时如单晶石墨，ID/IG很小，反之无序结构多，则ID/IG很大[47]），3套层系有机质结构特征呈现显著差异（图6）。对比3套页岩激光拉曼光谱特征，发现吴三段的ID/IG介于0.57~0.69（图6c—6d），大一段的ID/IG介于0.55~0.64（图6a—6b），这两套页岩有机质的D峰强度相比孤峰组（ID/IG介于0.67~0.77）都明显偏低，揭示孤峰组具有更高的无序碳结构、脂肪族组分及氢含量，这与其优越的有机质孔隙发育条件相耦合。
图6 川东北地区中—上二叠统3套页岩有机质激光拉曼光谱特征

Fig. 6 Laser raman spectroscopic characteristics of organic matter in three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin

层理缝发育特征也进一步揭示3套页岩储层差异。吴三段层理缝密度为70~170条/m（平均值100~120条/m）。大一段局部发育层理缝，裂缝密度低，平均仅为10~14条/m[3]。孤峰组层理缝密度未见相应报道，但WY1井的孤峰组有机质面孔率达到30%，氩离子抛光揭示孤峰组储集空间中无机孔-缝不发育，孔隙度呈现高值，集中在4%~8%之间，平均值为4.27%[5]。综合评价3套页岩的孔-缝发育特征：吴三段兼具高孔隙度与密集裂缝系统，形成优势渗储网络；大一段由于裂缝不发育，储集性能受限于有机质孔与无机孔发育程度，且大隆组中结构型有机质含量占一定比例，从而导致其孔隙度较低（平均值2.47%~2.49%）；孤峰组虽然层理缝未见报道，但有机质普遍发育孔隙，根据Jarvie[48-49]的认识，孤峰组的TOC平均值为9.82%，则体积百分含量为19.64%，这些有机质主要为易于成烃的无定型有机质，若这些有机质有35%发生转化，则会使岩石增加6.87%的孔隙空间，因而孤峰组即使层理缝不发育，孔隙度也较高。

3.2.2 孔隙结构及孔径分布

基于IUPAC孔隙分类标准，通过孔径分布仪测定氮气在页岩粉末表面的吸附量与压力的关系，结合BET、BJH理论模型，对页岩的比表面积和孔径分布特征进行分析（表2）。比表面积表现为孤峰组最大，平均值为30.11 m²/g；其次为大一段，平均值为22.76 m²/g；吴三段的比表面积最小，平均值为18.76 m²/g。孔体积表现为吴三段最大，平均值为0.031 2 cm³/g；孤峰组次之，平均值为0.025 5 cm³/g；大一段最小，平均值0.023 0 cm³/g。孤峰组高比表面积反映其蜂窝状有机质孔隙的优势；而吴三段较大的孔体积可能与其层理缝系统（100~120条/m）形成的宏孔贡献相关；大一段孔隙参数波动显著（如比表面积极差达65.45 m²/g），揭示其储集空间受无机孔-微裂缝复合系统控制具有强非均质性。
表2 川东北地区中—上二叠统3套页岩关键地质参数

Table 2 Key geological parameters of the three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin

参数 孤峰组 吴三段 大一段
TOC/% 0.76~27.10/9.82 0.30~20.98/6.60 0.71~15.50/6.01
Ro/% 1.85~2.54/2.34 1.88~3.32/2.53 2.02~2.22/2.16
δ13C/‰ -28~-26 -28~-26 -28.04~-25.15
有机质类型 II1 II1 II1
孔隙度/% 3.31~6.12/4.75 3.71~7.56/5.08 0.39~4.71/2.47（LY1井）
0.04~6.25/2.49（YWD1井)
0.04~8.34/2.53（HD1井)
孔隙度优势区间（占比/%） 4~6(87.5%) 4~6(85.7%) 0~2(85.7%)
0~2(74.2%)
0~2(84.0%)
渗透率/(×10-3μm2) 0.000 11~0.007/0.001 59 0.056 9~1.42/0.586 0 0.000 449~0.808/0.034
比表面积/(m2•g-1) 3.90~55.61/30.11 6.63~33.12/18.76 4.44~69.89/22.76
比表面积占比/% 微孔 25.38~63.28/45.91 微孔20.50~41.60/30.70 微孔17.09~55.81/38.72
介孔 36.30~72.07/53.00 介孔57.80~78.40/67.50 介孔43.48~76.89/59.52
宏孔 0.41~2.55/1.09 宏孔 0.60~5.10/1.80 宏孔 0.61~6.56/1.75
孔体积/(cm3•g-1) 0.012 1~0.040 7/0.025 5 0.015~0.047/0.031 2 0.003 9~0.051 1/0.023 0
孔体积占比/% 微孔 4.86~35.84/19.01 微孔 3.45~17.50/8.76 微孔 2.92~23.72/12.31
介孔 50.44~69.38/61.74 介孔56.44~79.44/69.18 介孔59.53~71.20/64.99
宏孔 12.78~28.43/19.25 宏孔13.65~40.12/22.06 宏孔14.41~36.57/22.70
连通系数 0.75~5.21/2.57 2.01~8.49/5.17 0.81~2.87/1.69

注：表中数据表达方式为最小值~最大值/平均值。

对不同尺寸孔隙分别统计（表2），川东北地区3套海相页岩表现出以下特征：均以介孔（2~50 nm）为主，比表面积占比为53.00%~67.50%，孔体积占比为61.74%~69.18%，与龙马溪组页岩孔隙结构（介孔体积占比71%[50]）高度相似。但3套页岩对比，孤峰组存在一定的特殊性，体现在孤峰组微孔比表面积占比（平均值45.91%）显著高于大一段（平均值38.72%）和吴三段（平均值30.70%），推测与其高TOC促进微孔发育密切相关。

3.2.3 页岩孔隙连通性

页岩孔隙的连通性是页岩气勘探开发中的关键参数，良好的孔隙连通条件不仅能为游离气提供有效的储集空间，同时利于吸附气的加速解吸和游离气高速渗流。孔隙的连通系数可根据氮气吸附回滞环曲线的宽窄进行间接反映[51]。计算结果表明吴三段连通系数最高，平均值为5.17（表2），大孔渗流优势显著，游离气占比高（59.6%[52]），印证其高孔隙度及裂缝网络优势（100~120条/m），压裂后有利于气体高效渗流；大一段连通系数最低，平均值为1.69，裂缝网络不发育，孔隙非均质性强，气体运移阻力较大，以吸附气为主（占比40.95%~94.72%[53]）；孤峰组连通系数介于大一段和吴三段之间（0.75~5.21，平均值为2.57），说明孔隙发育优于大一段，但裂缝网络系统发育程度不如吴三段，吸附气比例高于吴三段但低于大一段[5]。针对不同储层特征，建议采取差异化的开发策略：吴三段应作为优先开发目标，通过体积压裂技术充分利用其高连通性优势，建立以缝网控气的开发模式；大一段需采用“井网加密+储层改造”组合方案，重点研究储层改造和吸附气解吸；孤峰组应开展裂缝预测精细表征，优选天然裂缝发育区实施导向性压裂，通过“孔-缝”协同改造提升储层渗透能力。
单因素分析结果显示（图7），三个层系的连通系数均展现出与TOC之间的显著正相关性（图7a），揭示有机质孔隙网络构成页岩储层连通性的核心载体系统，这一结论与扫描电镜观测的有机质孔发育特征形成相互印证。值得注意的是，大一段TOC与连通系数的相关性明显降低，这与该层系较高的结构有机质占比（ID/IG=0.55~0.64）密切相关。孤峰组石英主要为生物成因[54]，生物硅的赋存增强了孔隙网络的延展性，石英颗粒边界缝的贡献也附加了渗流通道，因此石英对孤峰组连通性有一定的正向作用（图7b）。方解石虽然受酸性溶蚀可以形成粒内孔，但成岩作用整体还是以后期胶结致密化为主，这削弱了孔隙的连通性(图7c)。黏土矿物塑性强，在成岩作用过程中易发生变形填充孔隙，从而削弱了孔隙的连通性（图7d）。孤峰组在高TOC和生物硅协同作用下，形成“吸游相当-中渗流”储层，需关注有机质孔-生物硅缝耦合输导体系；吴三段的高连通系数源于有机质孔-层理缝复合网络，具备最优的渗流能力；大一段因高碳酸盐胶结+结构有机质限制，形成“高吸附气-低渗流”储层，开发需聚焦裂缝改造与吸附气释放。
图7 川东北地区中—上二叠统3套页岩连通系数与TOC及矿物含量相关关系

Fig. 7 Correlations of pore connectivity index with TOC and mineral contents of the three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin

3.3 储层物性

3套页岩孔隙度呈现显著差异（图8，表2）。吴三段和孤峰组均以高孔隙度为特征，其中吴三段孔隙度（HY1井）平均值为5.08%，孤峰组孔隙度（HY1井）平均值为4.75%。大一段整体表现为低孔特征：开江—梁平海槽中LY1井孔隙度平均值为2.47%；城口—鄂西海槽中YWD1井孔隙度平均值为2.49%[14]；HD1井孔隙度平均值为2.53%[53]。对比显示吴三段和孤峰组页岩主体孔隙度分布在4.0%~6.0%之间，占比分别为85.7%和87.5%，而大一段页岩样品孔隙度主体在0~4.0%之间，其中孔隙度<2%样品，在LY1井中占85.7%，在HD1井中占84%，在YWD1井中占74.2%。3套页岩均表现为低渗特征：吴三段水平渗透率平均值为0.586×10-3 μm2[14]；大一段在LY1井的实测渗透率平均值为0.034×10-3 μm2[13]；孤峰组在下扬子地区京地2井的实测渗透率平均值为0.001 59×10-3 μm2[55]。综合对比，吴三段页岩渗透率最高，大一段页岩次之，孤峰组页岩最低。
图8 川东北地区中—上二叠统3套页岩孔隙度分布特征

Fig. 8 Porosity distribution characteristics of the three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin

TOC对孔隙度的发育具有积极影响（图9）。开江—梁平海槽大一段（LY1井）TOC与孔隙度呈显著正相关(R 2=0.651)[56]。城口—鄂西海槽吴三段与孤峰组页岩孔隙度与TOC也呈正相关性，相关系数分别为0.354 0和0.453 1，相比开江—梁平海槽，相关性较弱。这说明在开江—梁平海槽中TOC是控制孔隙度发育的主要因素，而对于城口—鄂西海槽，孔隙度发育的影响因素则比较复杂。这种差异的产生可能与矿物成分有关：在开江—梁平海槽，大隆组页岩主要以硅质为主，而城口—鄂西海槽中吴三段和孤峰组页岩矿物成分相对更丰富，除了硅质矿物还有相当含量的碳酸盐矿物和黏土矿物，导致孔隙度来源多元化，从而弱化了TOC与孔隙度之间的相关性。
图9 川东北地区中—上二叠统3套页岩TOC与孔隙度相关关系

Fig. 9 Correlations of porosity with TOC of the three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin

3.4 储层含气性

页岩的含气性是评价其资源勘探潜力的关键参数，它不仅取决于储层自身条件，更受控于保存条件。一般而言，深层页岩气藏经历的构造抬升与剥蚀作用较弱，因而通常具备相对优越的保存条件[5]。顶、底板条件直接决定了页岩在早期埋藏生烃阶段的封堵效果。研究区吴三段顶为含泥灰岩，底部为致密灰岩；大一段的顶部为泥灰岩，底部为含泥灰岩；孤峰组顶部为铝土质泥岩，底部为石灰岩。突破压力测试表明，铝土质泥岩的突破压力达126.5 MPa，泥灰岩的突破压力为119.9 MPa，石灰岩的突破压力为132.3 MPa[11]。3套页岩的顶底展现出显著的应力隔挡效应，封盖能力强，可有效地保障页岩气的保存条件。对3套页岩层系现场含气量测试数据进行统计分析发现（图10），3套页岩的含气量显著高于川南龙马溪组（0.87~5.52 m3/t，平均值为2.90 m3/t）。其中，吴三段页岩的含气量范围最大，介于0.70~10.62 m3/t，平均值为4.68 m3/t，主体分布在3.50~6.50 m3/t之间；其次为大一段页岩，含气量介于0.40~9.92 m3/t，平均值为3.21 m3/t，主体分布在1.5~4.0 m3/t之间；孤峰段页岩含气量介于0.50~7.20 m3/t，平均值为2.82 m3/t，主体分布在1.70~4.00 m3/t之间。孤峰组由于目前钻井较少，数据量较少（N=16），但现有数据显示页岩TOC与孔隙发育能力显著优于大一段。随着钻井数量增加、测试数据增多，有可能会对这一认识进行相应修正。
图10 川东北地区中—上二叠统3套页岩和川南龙马溪组含气量分布箱状图

Fig. 10 Box plot of gas content distribution of the three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin and the Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin

4 地质意义

四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是页岩气勘探开发的主力层系，已陆续建成威远—长宁、泸州—渝西、涪陵、威荣等页岩气田，累计探明页岩气地质储量2.96 万亿方[57]。中石油制定了2030年页岩气产量210 亿方目标，实现这一目标仍面临诸多问题与挑战：一是四川盆地中、浅层已经进入开发的中后期，页岩气产量递减快，EUR（估计最终采收量）开始下降，稳产上产难度大；二是深层—超深层页岩构造与地应力条件复杂，导致套管变形、压窜问题频出，EUR低于预期值，增储上产难度大，同时，高温、高压也制约了页岩气的规模效益开发。为实现页岩气产量目标和跨越式发展，迫切需要寻找规模资源的新领域。在此背景下，中—上二叠统大隆组、吴家坪组及孤峰组3套优质页岩层系展现出重要的接替潜力。与川南龙马溪组相比，3套页岩具有“三高一薄一深”特征（表3，图11），TOC、脆性矿物含量及含气量优势显著，成熟度、孔隙度相当，但单层厚度普遍较薄。具体表现为：吴家坪黑色页岩累计厚20~60 m[58]；大一段页岩累厚介于20~45 m；孤峰组页岩厚度为5~25 m[59,30]。中—上二叠统页岩的埋深（1 000~8 000 m）比川南龙马溪组更大，但具备开发潜力的埋深适中的区域广泛存在：在开江—梁平海槽吴三段埋深小于4 500 m的区域面积超过1 400 km2，5 000 m以浅的区域面积超过2 880 km2[12]；盆地外大一段有利区埋深在1 000~4 500 m的面积为7 585 km2[14]；孤峰组高TOC泥岩厚度大于20 m的面积约为2.5×104 km2，其中埋深小于4 500 m主要分布在盆地东北缘城口—奉节—巫山和东缘利川—恩施—建始一带，面积约为4.96×104 km2[30]，而盆地内部的广元—仪陇—大竹和通江—达州一带埋深则主要分布在4 500~8 000 m[30]之间，面积约为5.2×104 km2。
表3 川东北中—上二叠统3套页岩与川南龙马溪组页岩储层参数对比

Table 3 Comparison of shale reservoir parameters of three shale formations of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin with the Longmaxi shale in southern Sichuan Basin

地层 区块 TOC/% 孔隙度/% 脆性矿物/% Ro/% 厚度/m 埋深/m 含气量/(m3·t-1)
大一段 川东北 0.71~15.50 1.30~5.70 59~100 2.0~2.2 20~45 1 000~8 000 0.60~9.92
吴三段 0.30~20.98 3.15~6.80 69~94 2.0~2.8 20~60 2 000~8 000 0.49~16.16
孤峰组 0.76~27.10 3.31~6.12 76.6~98.7 2.3~3.0 5~25 3 000~8 000 0.45~12.70
龙马溪组[33] 泸州 2.80~3.30 4.40~5.70 55~72 2.3~3.0 32~65 3 000~4 500 2.90~4.60
长宁 3.60~4.40 3.50~7.00 66~80 2.3~2.9 25~35 4 000~4 500 5.00~7.50
渝西 3.00~3.20 3.40~5.90 52~68 1.8~3.0 29~66 2 000~4 000 3.60~5.70
威远 4.16~7.70 4.50~7.50 83~100 1.8~3.0 20~45 1 500~4 000 2.40~7.34
图11 中—上二叠统与下志留统龙马溪组页岩关键参数对比

Fig. 11 Comparison of key reservoir parameters of the Middle-Upper Permian shales with the Lower Silurian Longmaxi shale

按照TOC >2%、富有机质页岩厚度>15 m、埋藏深度<4 500 m，、距离露头区>2 km、距离区域性断裂>2 km[14]的标准，对3套页岩的有利区进行划分（图12）。吴三段页岩发育的有利区主要分布在开江—梁平海槽的东南部，受构造带的影响而成条带状分布；盆地东北缘城口—巫山—奉节—利川—石柱—带为大一段和孤峰组页岩气的有利叠合区，可以优先对该地区进行立体井网部署，实现不同埋深区间的接续开发。建议将二叠系页岩气作为增储上产战略重点，加强地质工程一体化攻关，重点突破深层压裂改造和高温工具研发，为实现产量目标提供资源保障。
图12 川东北中—上二叠统页岩气勘探有利区分布图（吴三段有利区引自[10,12]，大一段有利区引自[11,14]，有修改）

Fig. 12 Distribution map of prospective areas for shale gas exploration of the Middle-Upper Permian in northeastern Sichuan Basin （prospective areas for P3w3 cited from reference[10,12], prospective areas for P3d1 cited from reference[11,14], modified)）

5 结论

四川盆地东北部在二叠纪期间处于拉张构造背景，发育3套深水陆棚相富有机质页岩，自下而上依次为孤峰组、吴家坪组三段和大隆组一段。
孤峰组以钙质页岩相和硅质页岩相为主，TOC在3套页岩中最高，平均值为9.82%，孔隙度高，平均值为4.75%。有机质与生物硅协同作用形成蜂窝状有机质孔隙系统，储层连通系数（平均值2.57）介于吴三段和大一段之间，吸附气含量较高，针对该层应开展裂缝预测精细表征，通过“孔-缝”协同改造提升储层渗透能力。吴三段以硅质页岩相和混合质页岩相为主，TOC较高，平均值为6.60%。层理缝密度大，孔隙度高（平均值5.08%），游离气含量高，孔隙连通系数高（平均值5.17），是压裂改造后气体渗流最有利储层类型，在有限条件下宜优先开发。大一段以硅质页岩相和混合质页岩相为主，TOC高，平均值为6.01%。层理缝不发育，孔隙连通系数最小（平均值1.69），孔隙度低，以高吸附低渗流为特征，在开发的过程中需聚焦裂缝改造与吸附气释放。
根据富有机质页岩厚度、埋深及保存条件，初步优选出中—上二叠统页岩气分布的有利区为开江—梁平海槽东南部和城口—鄂西海槽的城口—巫山—奉节—利川—石柱—带。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
[1]
李世臻, 杨晓光, 徐秋晨, 等. 二叠系大隆组:一个页岩气勘探开发新层系[J]. 地质论评, 2024, 70(增刊1): 253-254.

LI Shizhen, YANG Xiaoguang, XU Qiuchen, et al. Permian Dalong Formation:a new formation for shale gas exploration and development[J]. Geological review, 2024, 70(S1): 253-254.

[2]
胡东风, 魏志红, 王威, 等. 四川盆地东北部雷页1井上二叠统大隆组页岩气勘探突破及其启示[J]. 天然气工业, 2023, 43(11): 28-39.

HU Dongfeng, WEI Zhihong, WANG Wei, et al. Breakthrough of shale gas exploration in Dalong Formation of Upper Permian by Well Leiye 1 in the northeastern Sichuan Basin and its implications[J]. Natural gas industry, 2023, 43(11): 28-39.

[3]
宋腾, 李世臻, 张焱林, 等. 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[J]. 天然气地球科学, 2023, 34(8): 1425-1441.

DOI

SONG Teng, LI Shizhen, ZHANG Yanlin, et al. Gas differential enrichment characteristics and controlling factors of Upper Permian marine shale in western Hubei area: case study of Wujiaping Formation Ⅱ in Hongxing block and Dalong Formation in Enshi area[J]. Natural gas geoscience, 2023, 34(8): 1425-1441.

DOI

[4]
张旭, 桂和荣, 洪大军, 等. 下扬子宣城地区二叠系孤峰组页岩气勘查方法研究[J]. 特种油气藏, 2023, 30(1): 29-35.

DOI

ZHANG Xu, GUI Herong, HONG Dajun, et al. Study on the exploration method of shale gas in Permian Gufeng Formation, Xuancheng area, Lower Yangtze Block[J]. Special oil & gas reservoirs, 2023, 30(1): 29-35.

[5]
包汉勇, 赵帅, 王必金, 等. 川东红星地区二叠系茅口组页岩气勘探突破及富集主控因素[J]. 中国石油勘探, 2024, 29(1): 65-75.

DOI

BAO Hanyong, ZHAO Shuai, WANG Bijin, et al. Exploration breakthrough and main controlling factors for shale gas enrichment in the Permian Maokou Formation in Hongxing area in eastern Sichuan Basin[J]. China petroleum exploration, 2024, 29(1): 65-75.

DOI

[6]
王鹏威, 刘忠宝, 张殿伟, 等. 川东地区二叠系海相页岩有机质富集对有机质孔发育的控制作用[J]. 石油与天然气地质, 2023, 44(2): 379-392.

WANG Pengwei, LIU Zhongbao, ZHANG Dianwei, et al. Control of organic matter enrichment on organic pore development in the Permian marine organic-rich shale, eastern Sichuan Basin[J]. Oil & gas geology, 2023, 44(2): 379-392.

[7]
邓空, 陆扬博, 张柏林, 等. 二叠纪中晚期地质事件对川东北富有机质页岩发育的控制[J]. 地质科技通报, 2025, 44(2): 161-181.

DENG Kong, LU Yangbo, ZHANG Bailin, et al. Controls of Middle and Late Permian major geological events on the development of the organic-rich shales in northeast Sichuan Basin[J]. Bulletin of geological science and technology, 2025, 44(2): 161-181.

[8]
FANG Chaogang, ZHANG Chengcheng, HUANG Ning, et al. Geological significance of rare earth elements in marine shale of the Upper Permian Dalong Formation in the Lower Yangtze region, South China[J]. Minerals, 2023, 13(9): 1195.

[9]
GU Tianfu, CHEN Shijia, CHEN Xiao, et al. Sedimentary environment of the Permian marine shale in the Kaijiang-Liangping Trough, Sichuan Basin, China: implications for organic matter (OM) accumulation[J]. Geological journal, 2024, 59(12): 3310-3334.

[10]
包汉勇, 赵帅, 梁榜, 等. 川东红星地区二叠系吴家坪组页岩气富集高产主控因素与勘探启示[J]. 中国石油勘探, 2023, 28(1): 71-82.

DOI

BAO Hanyong, ZHAO Shuai, LIANG Bang, et al. Enrichment and high yield of shale gas in the Permian Wujiaping Formation in Hongxing area of eastern Sichuan and its exploration implications[J]. China petroleum exploration, 2023, 28(1): 71-82.

DOI

[11]
雍锐, 杨洪志, 吴伟, 等. 四川盆地北部二叠系大隆组页岩气富集高产主控因素及勘探潜力[J]. 石油勘探与开发, 2025, 52(2): 253-266.

DOI

YONG Rui, YANG Hongzhi, WU Wei, et al. Controlling factors and exploration potential of shale gas enrichment and high yield in the Permian Dalong Formation, Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum exploration and development, 2025, 52(2): 253-266.

[12]
杨雨, 汪华, 谢继容, 等. 页岩气勘探新领域:四川盆地开江—梁平海槽二叠系海相页岩气勘探突破及展望[J]. 天然气工业, 2023, 43(11): 19-27.

YANG Yu, WANG Hua, XIE Jirong, et al. Exploration breakthrough and prospect of Permian marine shale gas in the Kaijiang-Liangping Trough, Sichuan Basin[J]. Natural gas industry, 2023, 43(11): 19-27.

[13]
宋腾, 李世臻, 李飞, 等. 鄂西—渝东地区二叠系页岩气富集特征与储层分类评价体系[J]. 天然气地球科学, 2025, 36(7): 1258-1274.

DOI

SONG Teng, LI Shizhen, LI Fei, et al. Permian shale gas enrichment characteristics and reservoir classification framework in the western Hubei and eastern Chongqing area, China[J]. Natural gas geoscience, 2025, 36(7): 1258-1274.

DOI

[14]
李世臻, 周志, 李飞, 等. 鄂西—渝东地区上二叠统大隆组页岩气富集条件与勘探有利区[J]. 天然气工业, 2024, 44(5): 1-15.

LI Shizhen, ZHOU Zhi, LI Fei, et al. Shale gas enrichment conditions and favorable exploration areas of Upper Permian Dalong Formation in the western Hubei and eastern Chongqing region[J]. Natural gas industry, 2024, 44(5): 1-15.

[15]
罗冰, 文华国, 廖义沙, 等. 川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩储层特征及有利区分布[J]. 岩性油气藏, 2025, 37(1): 1-12.

DOI

LUO Bing, WEN Huaguo, LIAO Yisha, et al. Shale reservoirs characteristics and favorable areas distribution of the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin[J]. Lithologic reservoirs, 2025, 37(1): 1-12.

DOI

[16]
陈鸿鹏. 鄂西地区二叠系孤峰组与大隆组页岩沉积与储层特征[D]. 成都: 成都理工大学, 2020.

CHEN Hongpeng. Shale deposits and reservoir characteristics of Gufeng and Dalong Formations in Permian in western Hubei[D]. Chengdu: Chengdu University of Technology, 2020.

[17]
耿梓傲, 韦恒叶. 下扬子巢湖地区中二叠统孤峰组富有机质硅质岩有机地球化学特征[J]. 高校地质学报, 2019, 25(6): 823-837.

DOI

GENG Ziao, WEI Hengye. Organic geochemistry of organic-rich cherts in the Middle Permian Gufeng Formation in Chaohu, Lower Yangtze area[J]. Geological journal of China universities, 2019, 25(6): 823-837.

DOI

[18]
吴勘, 马强分, 冯庆来. 鄂西建始中二叠世孤峰组孔隙特征及页岩气勘探意义[J]. 地球科学(中国地质大学学报), 2012(增刊2): 175-183.

WU Kan, MA Qiangfen, FENG Qinglai. Middle Permian pore characteristics and shale gas exploration significance from the Gufeng Formation in Jianshi, western Hubei[J]. Earth science(Journal of China University of Geosciences), 2012(S2): 175-183.

[19]
徐菲菲, 张训华, 黄正清, 等. 下扬子地区宁国凹陷大隆组—孤峰组泥页岩储层特征[J]. 成都理工大学学报(自然科学版), 2019, 46(2): 180-190.

XU Feifei, ZHANG Xunhua, HUANG Zhengqing, et al. Characteristics of the Dalong and Gufeng Formation shale reservoirs in Ningguo Depression, Lower Yangtze region, China[J]. Journal of Chengdu University of Technology(science & technology edition), 2019, 46(2): 180-190.

[20]
赵振洋, 李双建, 王根厚. 中下扬子北缘中二叠统孤峰组层状硅质岩沉积环境、成因及硅质来源探讨[J]. 地球科学进展, 2020, 35(2): 137-153.

DOI

ZHAO Zhenyang, LI Shuangjian, WANG Genhou. Discussion on sedimentary environments, origin and source of Middle Permian Gufeng Formation bedded cherts in the northern margin of the Middle-Lower Yangtze area[J]. Advances in earth science, 2020, 35(2): 137-153.

DOI

[21]
程成, 李双应, 赵大千, 等. 扬子地台北缘中上二叠统层状硅质岩的地球化学特征及其对古地理、古海洋演化的响应[J]. 矿物岩石地球化学通报, 2015, 34(1): 155-166.

CHENG Cheng, LI Shuangying, ZHAO Daqian, et al. Geochemical characteristics of the Middle-Upper Permian bedded cherts in the northern margin of the Yangtze block and its response to the evolution of paleogeography and paleo-ocean[J]. Bulletin of mineralogy, petrology and geochemistry, 2015, 34(1): 155-166.

[22]
付伟, 周永章, 杨志军, 等. 湘中南二叠系孤峰组硅质岩的成因属性及其地球动力学指示意义[J]. 矿物岩石地球化学通报, 2004, 23(4): 292-300.

FU Wei, ZHOU Yongzhang, YANG Zhijun, et al. Petrogenesis of the bedded chert from the Gufeng Formation and its implications to Early Permian geodynamic background in South China[J]. Bulletin of mineralogy, petrology and geochemistry, 2004, 23(4): 292-300.

[23]
雷卞军, 阙洪培, 胡宁, 等. 鄂西古生代硅质岩的地球化学特征及沉积环境[J]. 沉积与特提斯地质, 2002, 22(2): 70-79.

LEI Bianjun, QUE Hongpei, HU Ning, et al. Geochemistry and sedimentary environments of the Palaeozoic siliceous rocks in western Hubei[J]. Sedimentary geology and Tethyan geology, 2002, 22(2): 70-79.

[24]
吴勘. 高-过成熟区页岩气藏烃源岩评价方法探索[J]. 石油天然气学报, 2012, 34(10): 37-39.

WU Kan. Exploration of evaluation methods for source rocks of shale gas reservoirs in high-overmature areas[J]. Journal of oil and gas technology, 2012, 34(10): 37-39.

[25]
吴勘, 马强分, 冯庆来. 扬子板块北缘孤峰组地层划分及空间分布特征[J]. 地层学杂志, 2015, 39(1): 33-39.

WU Kan, MA Qiangfen, FENG Qinglai. Stratigraphic division and spatial distribution of the Middle Permian Kuhfeng Formation in the northern Yangtze block[J]. Journal of stratigrphy, 2015, 39(1): 33-39.

[26]
白卢恒, 石万忠, 张晓明, 等. 下扬子皖南宣泾地区二叠系海相页岩特征及其沉积环境[J]. 地球科学, 2021, 46(6): 2204-2217.

BAI Luheng, SHI Wanzhong, ZHANG Xiaoming, et al. Characteristics of Permian marine shale and its sedimentary environment in Xuanjing area, south Anhui Province, Lower Yangtze area[J]. Earth science, 2021, 46(6): 2204-2217.

[27]
翟常博, 牟传龙, 梁薇, 等. 鄂西地区二叠系孤峰组—大隆组沉积演化及其页岩气地质意义[J]. 矿物岩石, 2021, 41(4): 114-124.

ZHAI Changbo, MU Chuanlong, LIANG Wei, et al. Sedimentary evolution characteristics of Permian Gufeng Formation-Dalong Formation in western Hubei Province and its geological significance for the geological survey of shale gas[J]. Journal of mineralogy and petrology, 2021, 41(4): 114-124.

[28]
周羽漩. 渝东北地区中—晚二叠世地层划分对比及沉积相分析[D]. 成都: 成都理工大学, 2015.

ZHOU Yuxuan. Stratigraphy division and comparison and sedimentary facies analysis of Middle-Late Permian in northeast Chongqing area[D]. Chengdu: Chengdu University of Technology, 2015.

[29]
邱振, 窦立荣, 吴建发, 等. 川北—鄂西地区中二叠统层序岩相古地理演化及页岩气勘探潜力[J]. 地球科学, 2024, 49(2): 712-748.

QIU Zhen, DOU Lirong, WU Jianfa, et al. Lithofacies palaeogeographic evolution of the Middle Permian sequence stratigraphy and its implications for shale gas exploration in the northern Sichuan and western Hubei provinces[J]. Earth Science, 2024, 49(2) 712-748.

[30]
付小东, 陈娅娜, 罗冰, 等. 四川盆地北部中二叠统茅口组孤峰段优质烃源岩特征及其油气地质意义[J]. 地质学报, 2021, 95(6): 1903-1920.

FU Xiaodong, CHEN Yana, LUO Bing, et al. Characteristics and petroleum geological significance of the high-quality source rocks in the Gufeng member of the Middle Permian Maokou Formation in the northern Sichuan Basin[J]. Acta geologica sinica, 2021, 95(6): 1903-1920.

[31]
刘昇, 范存辉, 张本健, 等. 四川盆地东部中二叠统茅口组孤峰段展布特征及其油气地质意义[J]. 石油与天然气地质, 2023, 44(4): 993-1008.

LIU Sheng, FAN Cunhui, ZHANG Benjian, et al. Distribution characteristics of Gufeng member of the Middle Permian Maokou Formation, eastern Sichuan Basin and its petrogeological significance[J]. Oil & gas geology, 2023, 44(4): 993-1008.

[32]
喻雅敏. 川东北地区中上二叠统烃源岩发育分布及其控制因素[D]. 北京: 中国石油大学(北京), 2023.

YU Yamin. Controlling factors of source rock development and distribution in the Middle Upper Permian, northeastern Sichuan Basin[D]. Beijing: China University of Petroleum(Beijing), 2023.

[33]
杨雨, 文龙, 周刚, 等. 四川盆地油气勘探新领域、新类型及资源潜力[J]. 石油学报, 2023, 44(12): 2045-2069.

DOI

YANG Yu, WEN Long, ZHOU Gang, et al. New fields, new types and resource potentials of hydrocarbon exploration in Sichuan Basin[J]. Acta petrolei sinica, 2023, 44(12): 2045-2069.

[34]
郭谨豪, 胡国艺, 何坤, 等. 川北地区二叠系大隆组烃源岩地球化学特征及沉积环境[J]. 岩性油气藏, 2023, 35(5): 139-152.

GUO Jinhao, HU Guoyi, HE Kun, et al. Geochemical characteristics and sedimentary environment of source rocks of Permian Dalong Formation in northern Sichuan Basin[J]. Lithologic reservoirs, 2023, 35(5): 139-152.

DOI

[35]
文龙, 罗冰, 张本健, 等. 深层灰岩孔隙发育与保持机理: 以四川盆地中部上二叠统长兴组为例[J]. 石油勘探与开发, 2025, 52(2): 292-305.

DOI

WEN Long, LUO Bing, ZHANG Benjian, et al. Formation and preservation of pores in deep limestone reservoirs: a case study of Upper Permian Changxing Formation, central Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum exploration and development, 2025, 52(2): 292-305.

[36]
罗志立, 孙玮, 韩建辉, 等. 峨眉地幔柱对中上扬子区二叠纪成藏条件影响的探讨[J]. 地学前缘, 2012, 19(6): 144-154.

LUO Zhili, SUN Wei, HAN Jianhui, et al. Effect of Emei mantle plume on the conditions of Permian accumulation in Middle-Upper Yangtze area[J]. Earth science frontiers, 2012, 19(6): 144-154.

[37]
郭旭升, 胡东风, 刘若冰, 等. 四川盆地二叠系海陆过渡相页岩气地质条件及勘探潜力[J]. 天然气工业, 2018, 38(10): 11-18.

GUO Xusheng, HU Dongfeng, LIU Ruobing, et al. Geological conditions and exploration potential of Permian marine-continent transitional facies shale gas in the Sichuan Basin[J]. Natural gas industry, 2018, 38(10): 11-18.

[38]
刘光祥, 金之钧, 邓模, 等. 川东地区上二叠统龙潭组页岩气勘探潜力[J]. 石油与天然气地质, 2015, 36(3): 481-487.

LIU Guangxiang, JIN Zhijun, DENG Mo, et al. Exploration potential for shale gas in the Upper Permian Longtan Formation in eastern Sichuan Basin[J]. Oil & gas geology, 2015, 36(3): 481-487.

[39]
曹涛涛, 邓模, 刘虎, 等. 吴家坪组页岩储层特征及甲烷吸附能力: 以鄂西利川地区为例[J]. 中国矿业大学学报, 2021, 50(1): 138-153.

CAO Taotao, DENG Mo, LIU Hu, et al. Reservoir characteristics and methane adsorption capacity of the Wujiaping Formation shale: a case study in Lichuan area, western Hubei[J]. Journal of China University of Mining & Technology, 2021, 50(1): 138-153.

[40]
陈斐然, 魏祥峰, 刘珠江, 等. 四川盆地二叠系龙潭组页岩孔隙发育特征及主控因素[J]. 天然气地球科学, 2020, 31(11): 1593-1602.

DOI

CHEN Feiran, WEI Xiangfeng, LIU Zhujiang, et al. Pore development characteristics and main controlling factors of the Permian marine-continent transitional shale in the Sichuan Basin[J]. Natural gas geoscience, 2020, 31(11): 1593-1602.

DOI

[41]
ZHANG Bing, YANG Kai, CAO Gaoquan, et al. The influence of different diagenesis on the elastic properties of different shale lithofacies: a case study of the Upper Permian Wujiaping Formation in east Sichuan Basin, China[J]. Geomechanics and geophysics for geo-energy and geo-resources, 2024, 10(1): 136.

[42]
李飞, 刘珠江, 陈斐然, 等. 川东北地区二叠系大隆组泥岩硅质成因及对可压性影响[J]. 天然气地球科学, 2023, 34(2): 349-358.

DOI

LI Fei, LIU Zhujiang, CHEN Feiran, et al. Origin of siliceous mudstone in Permian Dalong Formation and its influence on compressibility, northeastern Sichuan Basin[J]. Natural gas geoscience, 2023, 34(2): 349-358.

DOI

[43]
王威, 石文斌, 付小平, 等. 川北二叠系大隆组页岩气勘探潜力及方向[J]. 石油实验地质, 2020, 42(6): 892-899, 956.

WANG Wei, SHI Wenbin, FU Xiaoping, et al. Shale gas exploration potential and target of Permian Dalong Formation in northern Sichuan[J]. Petroleum geology and experiment, 2020, 42(6): 892-899, 956.

[44]
WANG Yi, ZHANG Yanlin, DONG Tian, et al. Pore structure and fractal characteristics of the Middle and Upper Permian Dalong and Gufeng shale reservoirs, western Hubei Province, South China[J]. Minerals, 2024, 14(1): 10.

[45]
LOUCKS R G, REED R M, RUPPEL S C, et al. Spectrum of pore types and networks in mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores[J]. AAPG bulletin, 2012, 96(6): 1071-1098.

[46]
杨雨然, 徐亮, 马维泽, 等. 川东北深层页岩储层成岩作用及对孔隙发育的影响:以DY1H井吴家坪组—大隆组为例[J]. 海相油气地质, 2024, 29(4): 385-400.

YANG Yuran, XU Liang, MA Weize, et al. Diagenesis and its influence on pore development of deep shale reservoirs in northeastern Sichuan Basin: a case study of Wujiaping Formation and Dalong Formation in Well DY1H[J]. Marine origin petroleum geology, 2024, 29(4): 385-400.

[47]
刘德汉, 肖贤明, 田辉, 等. 固体有机质拉曼光谱参数计算样品热演化程度的方法与地质应用[J]. 科学通报, 2013, 58(13): 1228-1241.

LIU Dehan, XIAO Xianming, TIAN Hui, et al. Sample maturation calculated using Raman spectroscopic parameters for solid organics: methodology and geological applications[J]. Chinese science bulletin, 2013, 58(13): 1228-1241.

[48]
JARVIE D M. Unconventional shale resource plays:shale gas and shale oil opportunities[Z]. Fort Worth Business Press meeting, 2008.

[49]
JARVIE D M. Shale plays: making gas and oil from shale resource systems[Z]. Dalas Geological Society, Energy Institute, Texas Christion University. 2010.

[50]
孟志勇, 包汉勇, 李凯, 等. 川东红星地区吴家坪组与焦石坝地区龙马溪组页岩储层差异性分析及意义[J]. 石油实验地质, 2024, 46(5): 1002-1014.

MENG Zhiyong, BAO Hanyong, LI Kai, et al. Analysis and significance of shale reservoir differences between Wujiaping Formation in Hongxing area and Longmaxi Formation in Jiaoshiba area, eastern Sichuan Basin[J]. Petroleum geology and experiment, 2024, 46(5): 1002-1014.

[51]
LIANG Feng, ZHANG Qin, LU Bin, et al. Pore structure in shale tested by low pressure N2 adsorption experiments: mechanism, geological control and application[J]. Energies, 2022, 15(13): 4875.

[52]
王威, 刘珠江, 魏富彬, 等. 川东北地区二叠系大隆组页岩储层特征及其主控因素[J]. 石油与天然气地质, 2024, 45(5): 1355-1367.

WANG Wei, LIU Zhujiang, WEI Fubin, et al. Characteristics and determinants of shale reservoir development in the Permian Dalong Formation, northeastern Sichuan Basin[J]. Oil & gas geology, 2024, 45(5): 1355-1367.

[53]
何陈诚, 赵永强, 俞凌杰, 等. 川东北地区二叠系大隆组深层页岩气储层孔隙结构及其分形特征[J]. 石油实验地质, 2024, 46(2): 263-277.

HE Chencheng, ZHAO Yongqiang, YU Lingjie, et al. Pore structure and fractal characteristics of deep shale gas reservoirs in the Permian Dalong Formation, northeastern Sichuan Basin[J]. Petroleum geology and experiment, 2024, 46(2): 263-277.

[54]
SHI Lei, FENG Qinglai, SHEN Jun, et al. Proliferation of shallow-water radiolarians coinciding with enhanced oceanic productivity in reducing conditions during the Middle Permian, South China: evidence from the Gufeng Formation of western Hubei Province[J]. Palaeogeography, palaeoclimatology, palaeoecology, 2016, 444: 1-14.

[55]
王登, 冷双梁, 陈威, 等. 湖北京山地区孤峰组页岩气地质条件及远景区划分[J]. 华南地质, 2021, 37(2): 193-204.

WANG Deng, LENG Shuangliang, CHEN Wei, et al. Geological conditions and prospecting area delineation of Gufeng Formation shale gas in the Jingshan area, Hubei Province[J]. South China geology, 2021, 37(2): 193-204.

[56]
王威, 刘珠江, 魏富彬, 等. 川东北地区二叠系大隆组页岩储层特征及其主控因素[J]. 石油与天然气地质, 2024, 45(5): 1355-1367.

WANG Wei, LIU Zhujiang, WEI Fubin, et al. Characteristics and determinants of shale reservoir development in the Permian Dalong Formation, northeastern Sichuan Basin[J]. Oil & gas geology, 2024, 45(5): 1355-1367.

[57]
包书景, 葛明娜, 赵培荣, 等. 中国页岩气勘探开发现状、潜力与发展建议[J]. 石油与天然气地质, 2025, 46(2): 348-364.

BAO Shujing, GE Mingna, ZHAO Peirong, et al. Status quo, potential, and recommendations on shale gas exploration and exploitation in China[J]. Oil & gas geology, 2025, 46(2): 348-364.

[58]
谢武仁, 文龙, 汪泽成, 等. 四川盆地深层—超深层碳酸盐岩油气成藏条件与勘探潜力[J]. 中国石油勘探, 2024, 29(5): 61-76.

DOI

XIE Wuren, WEN Long, WANG Zecheng, et al. Hydrocarbon accumulation conditions and exploration potential of deep-ultradeep carbonate rocks in Sichuan Basin[J]. China petroleum exploration, 2024, 29(5): 61-76.

DOI

[59]
刘鑫, 郝芳, 柳卓, 等. 川南自贡和泸州地区五峰组—龙马溪组一段页岩有机质富集机制[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2024, 48(6): 1-14.

LIU Xin, HAO Fang, LIU Zhuo, et al. Mechanism of organic matter enrichment from Wufeng-1st member in Longmaxi Formation shale in Zigong and Luzhou areas of the southern Sichuan Basin[J]. Journal of China University of Petroleum(edition of natural science), 2024, 48(6): 1-14.

Options
文章导航

/

〈 〉

联系我们
地址：浙江省杭州市西溪路920号　
邮编：310023
电话：0571-85224922,85224923,85224960
Email：mopg_hz@petrochina.com.cn
期刊在线
  • 当期目录
  • 优先出版
  • 过刊浏览
  • 高级检索
  • 虚拟专刊
  • 阅读排行
  • 下载排行
  • 引用排行
    • 关注微信公众号
    访问统计
    总访问量
    今日访问 　
    在线人数
    苏ICP备09078051号-5　版权所有 © 《海相油气地质》编辑部