ISSN 1672-9854
CN 33-1328/P
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Marine Origin Petroleum Geology >

2026 , Vol. 31 >Issue 2: 175 - 188

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2026.02.006

Reservoir characteristics and exploration potential for shale gas in the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

  • NI Chao , 1 ,
  • WU Wei 2 ,
  • YANG Yuran 2 ,
  • LI Mengying , 1 ,
  • LI Wenzheng 1 ,
  • WANG Pengwan 1 ,
  • FU Xiaodong 1 ,
  • WANG Yuce 1 ,
  • LI Runtong 2 ,
  • CAO Quanbin 1
Expand
  • 1 PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology
  • 2 Shale Gas Institute, PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company
LI Mengying, PhD, Engineer, mainly engaged in research on unconventional oil and gas geology. Add: No. 920 Xixi Rd., Hangzhou, Zhejiang 310023, China. E-mail:

NI Chao, PhD, Senior Engineer, mainly engaged in comprehensive research on petroleum geology. Add: No. 920 Xixi Rd., Hangzhou, Zhejiang 310023, China. E-mail:

Received date: 2025-12-18

  Revised date: 2026-01-27

  Online published: 2026-05-08

Fold

Abstract

The Permian Guofeng Formation (Member) in the Yangtze Region is a set of marine organic-rich black shale series exhibiting distinct diachronous characteristics, serving as a key replacement stratigraphic unit for shale gas exploration. This paper systematically analyzes and summarizes the spatiotemporal differentiation patterns, hydrocarbon generation characteristics, reservoir characteristics, and preservation conditions of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region. From west to east, the Gufeng Formation (Member) exhibits a pattern of "east-west differentiation and multi-center sedimentation" with its distribution controlled by the synergistic effects of paleo-tectonics, sea-level fluctuations, and sedimentary environments. The reservoir lithologies are dominated by siliceous and carbonaceous shales, exhibiting a mineral combination characterized by " high silica, rich calcium, and low clay content ". The content of brittle minerals is high (averaging 85%), indicating excellent fracturability. Reservoir space types are diverse, dominated by organic pores and dissolution pores, with mesopores constituting the main pore size distribution. Pore development and gas content exhibit significant regional differentiation, characterized by "better in the west, poorer in the east". In the Upper Yangtze Region, the hydrocarbon generation quality is excellent (TOC 3%-10%, Type Ⅰ-Ⅱ₁ kerogen), reservoir physical properties are good (average porosity 4.46%), gas content is high (average >4 m³/t), and preservation conditions are favorable, making it the core area for shale gas enrichment. In the Middle Yangtze Region, shallow burial depth (<2 000 m) and moderate thermal evolution provide engineering cost advantages, but reservoir heterogeneity is strong. In the Lower Yangtze Region, burial depth is moderate, but reservoir physical properties (average porosity 1.99%), gas content, and preservation conditions are generally poor, limiting exploration potential. Comprehensive evaluation indicates that the Upper Yangtze Region (Guangyuan-Bazhong-Dazhou, Fengjie-Enshi) is the most favorable Class Ⅰ exploration area, though deep engineering challenges must be overcome; the Middle Yangtze Region (Jingshan-Wuhan) is a Class Ⅱ favorable exploration area where geological-engineering "sweet spots" should be targeted; the Lower Yangtze Region (Wuwei-Xuancheng) is a Class Ⅲ potential risk zone.

Key words： black rock series; shale gas; reservoir characteristics; exploration potential; Gufeng Formation(Member); Permian System; Yangtze Region

Cite this article

NI Chao , WU Wei , YANG Yuran , LI Mengying , LI Wenzheng , WANG Pengwan , FU Xiaodong , WANG Yuce , LI Runtong , CAO Quanbin . Reservoir characteristics and exploration potential for shale gas in the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2026 , 31(2) : 175 -188 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2026.02.006

0 前言

全球页岩油气勘探热潮的兴起，推动了海相与陆相页岩层系的的研究持续深化。中国扬子区是华南板块重要的油气资源赋存区，在志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组海相页岩气突破和建产之后，二叠系孤峰组（段）——具有硅质岩、泥页岩及碳酸盐岩混合沉积特征的典型海相穿时地层单元，其储层特征与勘探潜力备受关注[1]。孤峰组（段）的研究起源于1924年，叶良辅和李捷在安徽泾县孤峰镇附近，于栖霞组石灰岩与龙潭组煤系之间发现一套黑色灰质页岩及富硅质灰岩，底部的黑色灰质页岩含化石极为丰富，最为显著的是菊石及腕足类化石，命名为孤峰镇石灰岩。此后，关于孤峰组（段）的划分对比一直存在争议，现被定义为“栖霞组与龙潭组之间的薄层硅质岩、硅质页岩、粉砂质泥岩、碳质页岩、锰质页岩，下部页岩含锰及磷质结核”，有机碳含量很高，是重要的烃源岩和勘探目的层[2-6]。近年来，川北地区红页茅1井（简称HYM1井）在孤峰段获6.45×104 m3/d的工业气流，鄂西地区鄂恩页2井（简称EEY2井）钻获高含气量页岩气层（平均含气量超5 m3/t），皖南地区徽页1井（简称HY1井）孤峰组（段）页岩气勘探见苗头，扬子区孤峰组（段）勘探在川北、鄂西、皖南等地的突破证实了其良好的生烃能力与储集条件[7-8]。
尽管前人的研究已针对孤峰组（段）的沉积相、有机地球化学及储层特征进行了系统分析[7,9 -16]，如巢湖地区孤峰组（段）硅质岩中放射虫化石的发现揭示了其深水沉积背景[8]，皖南宁国凹陷孤峰组（段）页岩的脆性矿物含量与孔隙连通性亦被证实有利于页岩气赋存[7]，但已有研究多聚焦于局部区域或单一特征参数，缺乏对扬子地块整体的储层非均质性及资源分布规律的整合分析。针对上述问题，本文以扬子区二叠系孤峰组（段）为研究对象，进行了15条野外剖面踏勘、上百口钻井资料的收集与处理，针对有机地球化学特征和储层孔隙结构进行实验定性分析与定量评价，系统分析了其黑色岩系时空分布与储层地质特征，探讨上扬子、中扬子与下扬子区页岩气地质条件差异及勘探方向，旨在为扬子区非常规气勘探靶区优选提供科学依据，同时为同类型穿时地层资源评价提供参考范式。

1 区域地质概况

扬子区作为中国南方重要的构造单元，为位于秦岭—大别—苏鲁造山带以南、华南造山带以北、龙门山断裂带以东的复合构造域，具有显著的构造分带特征，可划分为上扬子、中扬子和下扬子3个次级单元[17]。该区域发育四川盆地、江汉盆地、苏北—南黄海盆地等典型叠合盆地[18-20]，其地质演化经历了多期构造-沉积旋回：先后经历了加里东期海相盆地演化阶段、海西期海相盆地改造阶段和印支期陆相盆地叠加改造阶段[21]。
二叠纪早期，扬子区普遍发育栖霞组碳酸盐台地沉积，表现为广泛的浅水碳酸盐岩建造[22]；而到晚二叠世，区域构造体制发生重大转变，受古特提斯洋扩张和华夏—扬子板块相互作用的影响，中上扬子北部至下扬子中部发生强烈的拉张作用，形成近东西向展布的断陷带[23]。在此背景下，孤峰组（段）发育一套富含有机质的黑色硅质页岩，广泛分布于扬子北缘[24-25]，其形成与拉张背景下断陷盆地导致的古水深骤增、缺氧环境以及热水活动参与密切相关[26]。该套地层不仅记录了扬子地块晚二叠世从稳定台地向活动裂陷转换的关键地质过程，其特殊的岩性组合更是区域构造-沉积环境突变的重要响应标志[21,23]。

2 孤峰组（段）时空分异及其控制因素

孤峰组（段）作为华南二叠纪地层中典型的穿时性单元，其地层划分的复杂性反映了区域构造活动、海平面波动及沉积环境变迁的协同作用。在不同构造单元中，孤峰组（段）的时代范围和岩相组合存在显著差异（表1）。上扬子及鄂西地区的孤峰段形成于卡匹敦晚期，以四分性岩性组合为特征[26-27]：底部为含磷结核硅质岩（反映初始海侵），向上过渡为硅质泥岩夹薄层硅质岩（稳定深水环境），中部发育锰结核层（氧化-还原界面波动标志），顶部出现钙质泥岩或泥灰岩（海退前兆），整体构成完整的海侵—海退旋回。中扬子区孤峰组（段）形成于卡匹敦早—中期，下扬子区孤峰组（段）形成于沃德期—卡匹敦早—中期，表现为三分性岩性序列[27]：下部以硅质岩为主（含放射虫化石），中部为硅质页岩夹火山凝灰岩（同沉积构造活动证据），上部过渡为硅质泥岩或含硅结核泥岩（水体逐渐变浅）。值得注意的是，Fo.monacanthus生物带对应的层位在扬子区全域表现出高度稳定性[27]，其岩性以均质硅质岩和硅质泥岩为主体，缺乏陆源碎屑混入，标志着孤峰组（段）沉积期的最大海侵事件，该层位可作为区域等时对比的关键生物地层标志。
表1 扬子区二叠系孤峰组（段）岩相组合与沉积环境对比

Table 1 Comparison of facies combinations and sedimentary environments of the Permian Guofeng Formation (Member) in the Yangtze Region

区域 构造背景 岩相序列（旋回性） 关键特征与指示意义
上扬子区
及鄂西地区		 相对稳定的台地边缘斜坡 自底部到顶部四分性岩性组合清晰：含磷结核硅质岩→硅质泥岩/薄层硅质岩→锰结核层→钙质泥岩/泥灰岩 构成一个完整的海侵-海退旋回，主要受海平面升降控制，锰结核层指示氧化-还原界面的波动
中、下扬子区 同沉积断裂活动的裂陷盆地 自下部到上部三分性岩性组合为主：硅质岩→硅质页岩夹火山凝灰岩→硅质泥岩/含硅结核泥岩 火山碎屑夹层和岩性突变界面频繁出现，揭示了局部拉张与火山事件的耦合作用
这种岩性分异揭示出扬子板块内部的古地理分异[28]：上扬子区处于相对稳定的台地边缘斜坡环境，海平面升降主导岩性旋回；而中、下扬子区受同沉积断裂活动的影响，硅质沉积中频繁出现的火山碎屑层及岩性突变界面，暗示裂陷盆地背景下局部拉张与火山事件的耦合作用。最大海侵期（Fo.monacanthus生物带）形成的广泛分布的硅质岩层，不仅为华南二叠纪地层格架提供了等时锚点，其高分辨率地球化学记录（如Mo同位素、黄铁矿形态）更成为研究瓜德鲁普世末期海洋缺氧事件的重要载体。
孤峰组（段）的厚度展布呈现出受古构造格局控制的“东西分异、多中心沉积”的鲜明特征（图1）。宏观上，以荆门为界，地层厚度呈西薄（主体10~40 m）东厚（主体20~60 m），其中彭泽—南陵一带最厚可达约157 m，指示该区存在最强的沉降作用。具体表现为剑阁—阆中—仪陇一带厚度介于15~35 m；奉节—恩施—咸丰地区厚度介于15~45 m；京山—黄石地区厚度显著增大，介于33~120 m；宿松—无为地区保持稳定厚层特征，介于45~60 m。这种地层厚度差异与岩相紧密耦合：西部虽薄，但黑色岩系占比（页地比）超过80%（图2），反映深水—半深水沉积环境主导；东部显著增厚且页地比跃升至近100%，表明已进入持续缺氧的深水盆地沉积环境，黑色岩系近乎连续纯净沉积（表2）。这一空间分布格局，深刻揭示了从西侧台缘缓坡到东侧裂陷深盆的古地理与沉积环境分异。
图1 扬子区二叠系孤峰组（段）黑色岩系厚度等值线图

Fig. 1 Thickness contour map of the black rock series of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

图2 扬子区二叠系孤峰组（段）地层与岩相对比图

Fig. 2 Correlation section of of strata and lithology of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

表2 扬子区二叠系孤峰组（段）黑色岩系基本参数

Table 2 Basic parameters of the black rock series of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

钻井/露头名称 厚度/m 层数/层 单层厚度/m 页地比/%
K2井 17.87
YB3井 33.17 11 0.5~1.2 100
石柱冷水溪剖面 48.40 12 2.6~6.1 90
恩施深沟剖面 22.90 4 1.6~6.6 81
秭归新滩剖面 22.00 11 0.5~12.0 25
荆门野鸡池剖面 38.70 1 38.7 100
钟祥杨家冲剖面 122.90 1 122.9 100
蕲春太子庙剖面 0.00 0 0 0
宿松坐山剖面 80.33 11 1~10 100
繁昌桃冲剖面 58.00 9 2~22 100
HY1井 60.00 14 2~5 81
GZ1井 91.80 6 3~70 100
这种时空分异格局是古构造、海平面变化与沉积环境协同作用的结果。首先，古构造奠定了东西分异的基底：中—下扬子区受裂陷槽控制，构造沉降快，形成可容纳空间巨大的深水盆地，是连续沉积、地层巨厚的主因；而上扬子区位于稳定台缘斜坡，沉降缓慢，地层薄且旋回清晰。进而，全球海平面上升（瓜德鲁普世海侵）在此基底上产生了穿时响应，海侵率先淹没东部裂陷区，随后向西扩展，最终形成区域统一的最大海侵硅质岩层。沉积环境与物源供给的差异塑造了迥异的岩相：东部裂陷深盆水体局限缺氧，陆源输入少，利于硅质岩与富有机质页岩连续沉积；而上扬子区邻近古陆，水体较浅且氧化-还原界面波动，从而发育了含锰结核和钙质夹层的旋回序列。总而言之，古构造、海平面变化与沉积环境共同控制了孤峰组（段）从沉积中心到边缘的完整沉积体系。

3 孤峰组（段）烃源岩与储层地质特征

3.1 烃源岩特征

扬子区北缘二叠系孤峰组（段）黑色岩系烃源岩有机碳含量（TOC）总体较高（图3a），并在空间分布上呈现明显的分异性。平面上，研究区内发育4个显著的TOC高值区（图4）：广元—巴中—达州地区TOC普遍介于3%~10%，反映该区有机质丰度高；奉节—恩施地区TOC为4%~8%，指示稳定的优质烃源岩发育环境；京山—武汉地区TOC介于3%~8%，具备较好的生烃物质基础；无为—宣城地区TOC最高，达5%~10%，为区域内有机质丰度最高的区块。相比之下，泰州—姜堰及大丰—兴化地区TOC较低，一般为1%~3%；而宜昌地区TOC最低，仅1%~2%。上述TOC空间分异特征，揭示了沉积环境（如古生产力、氧化还原条件）与保存条件对有机质分布的关键控制作用。
图3 扬子区二叠系孤峰组（段）TOC、成熟度对比

Fig. 3 Comparisons of TOC and maturity of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

图4 扬子区二叠系孤峰组（段）TOC分布等值线图

Fig. 4 TOC contour map of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

在有机质类型方面，烃源岩中腐泥组与壳质组含量高，干酪根类型以Ⅰ—Ⅱ₁型为主，显示出良好的生烃潜力。热演化程度具有显著区域差异：上扬子区成熟度最高，Ro值介于1.0%~3.8%，普遍进入高—过成熟阶段；下扬子区成熟度相对较低，Ro值为1.0%~1.7%，主体处于成熟—高成熟阶段（图3b）。整体而言，全区烃源岩热演化程度较高，整体处于高—过成熟阶段。
上扬子区（广元—巴中—达州、奉节—恩施）烃源岩具备高TOC（普遍>4%）、优质Ⅰ-Ⅱ₁型干酪根及高—过成熟演化的特征，生气潜力巨大，是页岩气勘探的最有利区带，尤其需关注Ro值介于2.0%~3.0%、埋深适宜且保存条件良好的区块；中、下扬子区（京山—武汉、无为—宣城）同样具有高TOC（>4%）与优质干酪根类型，热演化程度相对较低（Ro多为1.0%~1.7%），主体处于成熟—高成熟阶段，仍保留一定生油潜力并兼具较好生气潜力，是页岩油气兼探的有利区；其他地区（泰州—姜堰、大丰—兴化、宜昌）TOC多低于3%，生烃物质基础薄弱，其中宜昌地区虽然热演化程度高但有机质丰度低，生烃潜力有限，泰州—姜堰及大丰—兴化地区有机碳含量与成熟度均不高，生烃潜力总体较差。

3.2 储层岩性与岩石学特征

孤峰组（段）储层以黑灰色硅质页岩与碳质页岩为主，在垂向上构成完整的碳酸盐台地—深水盆地过渡序列：其上部与吴家坪组/龙潭组泥岩、黏土岩呈整合接触，下部连续沉积于茅口组/栖霞组厚层石灰岩之上（图5a—5c）。根据岩石组成及镜下特征，可将该组（段）划分为钙质页岩类、混合质页岩类和硅质页岩类3类主要岩类。钙质页岩类（图5d）的钙质含量大于50%，镜下以方解石及泥质为主，含少量硅泥质，局部方解石含量可超过80%，纹理不发育；混合质页岩类（图5e）的钙质含量小于50%，主要为暗色硅泥质，含少量生物碎屑；硅质页岩类（图5f）的硅质含量大于50%，镜下钙质成分小于50%，以硅泥质为主，发育少量水平纹理，并见大量生物碎屑。
图5 扬子区二叠系孤峰组（段）岩性特征

Fig. 5 Lithological characteristics of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

X射线衍射及薄片分析表明，孤峰组（段）页岩整体呈“高硅、富钙、低黏土”的矿物组成特征（图6）：硅质矿物以石英为主，含部分源自放射虫等浮游生物硅质壳体的生物硅质碎屑；碳酸盐矿物以方解石为主，白云石含量较低，局部可见早期成岩阶段形成的亮晶方解石胶结；黏土矿物含量普遍偏低，以伊利石和伊/蒙混层为主，含少量绿泥石，反映其经历中—高级成岩演化。值得关注的是，扬子区孤峰组（段）矿物含量存在区域性差异（图7a）：由上扬子向下扬子，方解石含量逐渐减少，黏土矿物含量有所增加，而下扬子区硅质含量普遍较高。扬子区孤峰组（段）储层脆性矿物（石英+方解石+黄铁矿）总量介于70%~92%，平均达85%（图7b），这种高含量脆性矿物组合显著提升了岩石的破裂能力，表明孤峰组（段）页岩具备优良的可压裂性，这为页岩气储层的形成与改造提供了有利条件。
图6 四川盆地YT1井孤峰段黑色岩系矿物组成三角图解

Fig. 6 Triangular diagram of mineral compositions of the black rock series of the Permian Gufeng Member in the Well YT1 of Sichuan Basin

图7 扬子区二叠系孤峰组（段）矿物组成及脆性矿物含量对比

Fig. 7 Comparisons of mineral compositions and brittle mineral contents of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

3.3 储集空间特征

3.3.1 孔隙类型

扬子北缘二叠系孤峰组（段）黑色岩系储集空间类型多样，主要包括有机质孔、溶蚀孔和矿物粒（片）间孔，局部发育微裂缝（图8），共同构成了页岩气赋存的复杂微观储集系统。其中，有机质孔以密集发育的海绵状孔和气泡状孔为主，形态多样，包括圆形、椭圆形及不规则形态，其发育程度较高，主要受有机碳含量和热成熟度的共同控制；溶蚀孔以石英和方解石等脆性矿物发生溶蚀作用形成的粒内溶孔为主，粒间溶孔较少见，反映出成岩过程中酸性流体的选择性溶蚀特征；矿物粒（片）间孔主要分布于硅质、钙质等脆性矿物颗粒或片状黏土矿物之间，构成基质孔隙网络的一部分。
图8 扬子区二叠系孤峰组（段）孔隙类型（扫描电镜）

Fig. 8 Pore types of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region (SEM)

不同岩性的孔隙发育特征具有明显差异：硅质页岩类以微—纳米级有机质孔为主，有机质孔多呈星点状密集分布的海绵状孔，孔隙连通性较好（图8a，8b）；混合质页岩类同样以微—纳米级有机质孔为主，但孔隙形态以气泡状孔为特征，并可见少量溶蚀孔与微裂缝（图8c，8d）；钙质页岩类主要发育微—纳米级有机质孔与溶蚀孔隙，尤其方解石溶蚀孔较为发育，孔隙结构相对复杂（图8e，8f）。

3.3.2 孔径分布

基于小角散射测试技术对四川盆地YT1井孤峰组（段）硅质岩进行孔隙结构的定量表征，结果表明其孔径分布呈现出典型的多尺度非均质性特征。具体而言，该岩样孔隙系统可划分为两个优势孔径区间（表3）：数量上以微孔尺度孔洞（<2 nm）的孔隙为主体，其孔径峰值约2 nm，占总孔隙数量的96%以上；介孔尺度孔隙（2~50 nm）存在两个孔径峰值，分别为7 nm和18 nm，但其孔隙数量显著降低。值得注意的是，从多口井的微孔、介孔和宏孔对比结果来看（图9），介孔在孤峰组（段）硅质岩储层中有效发育，构成孔隙网络的主体，形成孤峰组（段）硅质岩以介孔为主、宏孔和微孔为辅的孔径分布特征。
表3 四川盆地YT1井二叠系孤峰段黑色岩系样品小角散射数据统计

Table 3 Statistics of small-angle scattering data of the black rock series samples of the Permian Gufeng Member in the Well YT1 of Sichuan Basin

峰1 峰2 峰3
孔洞半径/nm 相对数量/个 孔洞半径/nm 相对数量/个 孔洞半径/nm 相对数量/个
样品1 2 27 326 7.0 779 17.9 51
样品2 2 31 027 6.8 1 027 18.8 49
图9 扬子区二叠系孤峰组（段）黑色岩系储层孔隙数量与孔体积分布直方图

Fig. 9 Pore number and pore volume distribution histograms of shale reservoir of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

3.3.3 孔渗特征

孤峰组（段）储层在扬子区表现出明显的孔渗特征差异及区域性分布规律（图10）。上扬子区、中扬子区、下扬子区的孔隙度数据对比结果显示，孔隙度空间分布呈现上扬子区、中扬子区优于下扬子区的趋势：上扬子区的孔隙度区间为0.7%~7.7%（平均值为4.46%），中扬子区的孔隙度区间为1.3%~7.3%（平均值为2.76%），而下扬子区的孔隙度区间显著降低至0.3%~4.0%（平均值为1.99%），反映出自西向东储集性能逐步变差的特征。扬子区北缘孤峰组（段）硅质岩储层孔隙度主体大于1.5%，渗透率介于（0.000 11~0.02）×10-3 μm2，表现为低渗-特低渗特征。
图10 扬子区二叠系孤峰组（段）孔隙度、渗透率分布特征

Fig. 10 Distribution characteristics of porosity and permeability of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

3.4 储层含气量特征

扬子区孤峰组（段）页岩展现出良好的含气性特征，但区域实测含气量呈现显著差异（图11）。其中，上扬子区HYM1井孤峰段含气量介于2.62~7.38 m³/t，平均值达4.96 m³/t；JY3井孤峰段含气量介于1.1~9.8 m³/t，平均值为3.03 m³/t。中扬子区EEY2井孤峰段含气特征与上扬子区相当，实测数据为2.62~8.31 m³/t、平均值为5.02 m³/t，YWD1井、JD4井相对较差，实测数据为0.07~3.63 m³/t，可见中扬子区含气量在区域上差异大。值得注意的是，下扬子区含气量明显偏低，WXY1井孤峰组实测值仅为0.96~3.85 m³/t、平均值为2.34 m³/t，HY1井孤峰组含气量介于1.15~1.66 m³/t、平均值为1.51 m³/t，揭示出扬子区不同构造单元间显著的含气性分异规律。这种空间分布特征可能受控于有机质丰度、热演化程度及保存条件的区域差异性，其中，上扬子区—中扬子区可能更具备页岩气高产的地质基础。
图11 扬子区二叠系孤峰组（段）含气量对比

Fig. 11 Comparison of gas contents of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

3.5 孤峰组（段）源储差异主控因素

综合分析认为，孤峰组（段）页岩的源储差异及含气性区域分异主要受有机质丰度、矿物组成及构造保存条件三方面因素协同控制。

3.5.1 有机质丰度（TOC）对孔隙发育具有非线性控制作用

数据统计结果显示，孤峰组（段）孔隙度与TOC的关系呈“先增后减”趋势，与在龙马溪组页岩和Maecellus页岩储层中一致。当TOC≤6%时，孤峰组（段）储层孔隙度随TOC增加而提高；当TOC>6%时，孤峰组（段）储层孔隙度逐步降低（图12）。
图12 扬子区二叠系孤峰组（段）TOC与孔隙度散点图

Fig. 12 Scatter plot of TOC and porosity for the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

一方面，较高的有机质丰度为有机质孔发育提供了物质基础，决定有机质孔的孔隙数量和孔隙体积，有利于储集空间的发育；但另一方面，TOC过高会增大有机质体积、降低岩石的抗压能力，不利于孔隙保存。对于孤峰组（段）而言，TOC值5%~7%对应孔隙度大于4%的范围。在上扬子、中扬子、下扬子区分别发育2个、5个和3个TOC处于5%~7%的区带，面积分别为约18 000 km²、12 696 km²和9 299 km²（图4），其中上扬子区带面积最大，条件最为优越。

3.5.2 矿物组成调控孔隙类型与结构

在孤峰组（段）页岩储层中，石英、碳酸盐矿物及黏土矿物通过不同的机制共同控制了孔隙系统的发育与结构。石英矿物本身孔隙不发育，但由于该组（段）硅质主要来源于放射虫等浮游生物的硅质壳体（生物成因），其含量可作为原始古生产力与缺氧保存环境的良好指标。因此，硅质含量越高，通常反映原始有机质生产与聚集条件越有利，从而为有机质的大量富集与后续生烃奠定基础。在热演化过程中，这些有机质易于生成丰富的纳米级有机质孔，这些孔隙以微孔和介孔为主，构成了页岩气体吸附的主要空间。相比之下，碳酸盐矿物（以方解石为主）在成岩过程中易于受到酸性孔隙流体的溶蚀改造，形成次生溶蚀孔隙。此类溶蚀作用往往沿矿物内部或边缘发生，形成的孔隙尺度较大，主要属于宏孔范围。因此，碳酸盐矿物含量越高，潜在的溶蚀作用通常越强，越有利于宏孔系统的发育，从而对储层的渗透能力起到关键改善作用。与此同时，黏土矿物（以伊利石、伊/蒙混层为主）的影响则较为复杂。一方面，其片状或絮状结构间可发育大量晶间孔隙，这些孔隙尺度较小，以微孔为主，因此黏土矿物含量常与微孔丰度呈正相关；另一方面，黏土矿物在沉积与成岩过程中会充填于刚性颗粒之间，占据部分原生基质孔隙空间，从而在一定程度上抑制宏孔的发育，导致宏孔比例降低。
整体上来说，生物成因的石英主要通过促进有机质富集间接控制微孔-介孔系统的发育；碳酸盐矿物通过溶蚀作用主导宏孔系统的形成；而黏土矿物则主要贡献微孔，但同时可能抑制宏孔空间。这3种矿物的相对含量与组合关系，共同决定了孤峰组（段）页岩储层“吸附性微孔-渗流性宏孔”的复合结构与天然气赋存性能，是评价储层品质与压裂可改造性的关键矿物学依据。对于扬子区而言，黏土矿物含量<15%时对应的TOC值5%~7%范围，即孔隙度>4%范围，更有利于形成高孔隙储层。因此初步推断认为：上扬子区“适宜石英含量、高碳酸盐矿物、低黏土”的矿物组合，更有利于形成高孔隙储层：而下扬子区尽管硅质含量普遍较高，但因矿物组合与有机质匹配差异，整体孔隙度低于中、上扬子区。

3.5.3 构造保存条件约束含气性区域分异

构造保存条件的区域差异是控制孤峰组（段）页岩气富集程度与分布特征的关键地质因素之一。上扬子区主要以有利—较有利的保存条件为主（图13），其中TOC值5%~7%对应范围的97.45%处于有利—较有利的保存区，为页岩气富集与保存提供了关键保障。相比之下，下扬子区构造活动相对较强，主体处于一般—较不利—不利的油气保存区，保存条件整体偏差。这一地质背景直接影响了页岩气的有效聚集与保存：一方面，构造抬升可能导致地层压力降低，吸附气解吸扩散；另一方面，断裂系统可能成为气体逸散的通道，导致气藏遭受改造或破坏。这些因素共同造成下扬子区实测含气量普遍偏低，且区域分布不均。这进一步强化了扬子地块内部含气性的东西分异格局。
图13 扬子区二叠系孤峰组（段）现今油气成藏保存条件综合评价

Fig. 13 Comprehensive evaluation of current hydrocarbon accumulation preservation conditions of the Permian Gufeng Formation (Member) in the Yangtze Region

孤峰组（段）页岩储层的孔隙发育与含气性区域差异，是TOC的非线性效应、矿物组成的孔隙结构调控以及构造保存条件的时空差异性三者共同作用的结果。上扬子区在TOC窗口适宜、储层品质好、保存条件优越等多重利好的叠加下，展现出最优的页岩气勘探潜力。

4 页岩气勘探潜力

4.1 勘探潜力区域对比

扬子区孤峰组（段）页岩气地质条件呈现“西好东差、中浅有利”的复合分异格局。上扬子区（如广元—巴中—达州、奉节—恩施一带）烃源岩品质最优（TOC>4%，Ⅰ—Ⅱ₁型干酪根），储层物性最好（平均孔隙度为4.46%，脆性矿物含量>85%），实测含气量最高（平均>4 m³/t），构造保存条件优越。然而，其普遍较大的埋深（3 000~6 000 m）导致勘探开发成本高、工程难度大，在一定程度上制约了其经济性开发。中扬子区（如京山—武汉一带）烃源岩条件好（TOC>4%），热演化适中（Ro为1.0%~1.7%），兼具生油气潜力，且埋藏最浅（<2 000 m），钻探成本低，具备显著的工程与成本优势。但其储层非均质性强（平均孔隙度2.76%）、含气性及保存条件区域差异大，增加了地质风险。下扬子区（如无为—宣城一带）埋深中等（1 000~3 000 m），局部烃源岩品质优越（TOC为5%~10%），但储层物性差（平均孔隙度为1.99%）、含气量低，加之构造保存条件普遍不利，勘探潜力整体受限。
综合地质禀赋与工程经济性，有利区评价需统筹勘探潜力与开发可行性：
Ⅰ类最有利区（上扬子区）：资源禀赋最优，是页岩气富集的核心区。其巨大埋深是主要挑战，需重点评估深度大于4 500 m区域的资源有效性与经济性。应聚焦埋深适中（3 000~4 500 m）、保存条件好、Ro值在2.0%~3.0%的“地质-工程”双甜点区作为勘探目标，以期实现商业突破。
Ⅱ类有利兼探区（中扬子区）：最大的优势在于埋深浅，钻探与压裂改造的成本低，具有现实的经济吸引力。关键制约因素是地质非均质性强。应致力于寻找构造稳定、保存条件好、且TOC与孔隙度匹配的浅层甜点区，这也是当前实现效益勘探和页岩油气兼探的最现实靶区。
Ⅲ类潜力风险区（下扬子区）：埋深条件适中，但储层品质与保存条件两大瓶颈突出，导致资源有效性低。该区勘探风险高，目前阶段潜力有限，可针对局部埋深适宜、构造相对稳定的区块开展探索。

4.2 勘探潜力层系对比

上扬子区孤峰组（段）相较于区内其他主力层位（如龙马溪组和筇竹寺组）展现出独特的资源特征（表4），其勘探潜力需从多维度综合对比（图14）。在生烃条件上，孤峰组（段）整体优于大隆组和吴家坪组，表现为有机质丰度分布更稳定且类型更趋优质，生烃潜力更为可靠。在储集性能上，孤峰组（段）孔隙发育程度显著优于筇竹寺组和吴家坪组，尤其是有机质孔与微裂缝的组合结构增强了其储集空间的连通性；脆性矿物含量普遍高于龙马溪组和大隆组，有利于形成复杂缝网系统，可压裂性优势明显。但是，孤峰组（段）的核心制约因素在于埋深普遍较大，与埋藏较浅的龙马溪组相比，其开发成本显著增加，且深层高温高压环境可能削弱储层物性优势；相较于吴家坪组和大隆组，孤峰组（段）局部过高的成熟度可能导致游离气比例下降，影响含气饱和度。此外，尽管孤峰组（段）岩石的脆性矿物含量较高，但相较于筇竹寺组部分高脆性段仍存在改造效率差异。总体而言，孤峰组（段）在上扬子区页岩气勘探序列中属于“中高潜力、高风险”层系，其资源条件基础扎实且改造条件优越，但需突破深层工程技术与经济性平衡难题。相较于深层—超深层的筇竹寺组或强非均质性的大隆组，孤峰组（段）更具规模开发的可能性；而与成熟度匹配更佳的龙马溪组相比，则需通过甜点区精细预测与降本增效技术实现差异化竞争。孤峰组（段）作为扬子区页岩气勘探接替的重要层系，未来需通过全盆地尺度的资源评价来明确其战略地位，推动该层系从“潜力层”向“主力层”跨越，为国家能源安全与碳中和目标提供新的资源支撑。
表4 扬子区孤峰组（段）与其他典型页岩层系页岩气地质条件参数对比

Table 4 Comparison of shale gas geological parameters between the Gufeng Formation (Member) and other typical shale formations in the Yangtze Region

层位 区块 井名/地区 埋深/m 厚度/m TOC/% Ro/% 有机质
类型		 孔隙类型 孔隙度/% 脆性矿物
含量/%		 含气量/
（m3•t-1）		 资料来源
孤峰组（段） 上扬子区 YT1井 6 400~6 450 25.0 2.18~12.54 2.64~3.78 有机质孔、
粒间孔和微裂缝		 3.76~6.98
HYM1井 3 817~3 894 26.5 0.32~17.45 Ⅰ-Ⅱ1 有机质孔为主，
无机孔较少		 4.00~8.00 96.25 2.62~7.38 文献[29]
中扬子区 鄂西建始
地区		 300~1 200 24.7 1.46~14.64 1.51~1.88 Ⅰ-Ⅱ1 有机质孔为主 2.32~5.32 文献[12]
HD1井 1 318~1 336 18.0 1.16~25.90 2.38 Ⅰ 有机质孔、
晶间孔和铸模孔		 1.29~2.99 92.50 0.81~2.41 文献[16]
下扬子区 WXY1井 1 661~1 701 40.0 1.18~12.76 2.63~3.03 Ⅱ1 有机质孔、粒间孔、
微裂缝		 2.65~4.89 0.96~3.85 文献[7]
HY1井 2 874~2 945 51.0 2.00~9.00/5.00 2.20 Ⅰ-Ⅱ1 有机质孔、粒间孔、
微裂缝		 1.77~4.68 85.00~92.00 1.15~1.66
龙马溪组 上扬子区 JY1井 2 167~2 424 89.0 3.77 2.20~3.06 Ⅰ-Ⅱ1 有机质孔为主 4.65 62.40 2.96 文献[30]
筇竹寺组 Z201井 4 167~4 487 20.0~80.0 4.30~8.10 2.00~3.00 Ⅰ 有机质孔、粒间孔、
微裂缝		 0.90~1.90 52.00~95.00 0.80~2.80
吴家坪组 红星地区 3 000~5 000 15.0~25.0 1.00~11.00 Ⅱ1 有机质孔为主 2.00~5.00 38.00~96.00 0.50~10.90 文献[31]
大隆组 恩施地区 <2 500 40.0~70.0 0.11~19.51 2.00~3.00 无机孔、微裂缝为主 0.45~8.34 70.00~80.00 0.01~5.94 文献[32]
图14 扬子区孤峰组（段）与龙马溪组、筇竹寺组页岩气地质条件参数对比

Fig. 14 Comparison of shale gas geological parameters between the Gufeng Formation (Member) and the Longmaxi Formation, Qiongzhusi Formation in the Yangtze Region

5 结论

（1）扬子区孤峰组（段）的沉积特征具有显著的时空分异性，呈现“东西分异、多中心沉积”的格局。其分布与岩相组合受古构造（裂陷槽控盆）、全球海平面变化（瓜德鲁普世海侵）及沉积环境（古水深、氧化还原条件）的协同控制，形成了从西部台缘斜坡薄层旋回序列到东部裂陷深盆厚层连续沉积的完整系统。
（2）孤峰组（段）烃源岩有机质丰度（TOC）高、类型好（Ⅰ—Ⅱ₁型），整体处于高—过成熟阶段。储层以高硅、富钙、低黏土的矿物组合为特征，脆性矿物含量高（70%~92%），可压裂性强。储集空间以有机质孔和溶蚀孔为主，孔径分布以介孔为主体，构成复杂的微观储集系统。
（3）孤峰组（段）勘探潜力呈现“西好东差、中浅有利”的分异格局。上扬子区资源禀赋最优（烃源优、储层好、含气量高、保存佳），是Ⅰ类最有利区，但深层（3 000~6 000 m）勘探面临工程经济性挑战。中扬子区埋深浅（<2 000 m）、成本优势显著，为Ⅱ类有利兼探区，但储层非均质性强、含气量差异大，需精细定位甜点区。下扬子区埋深适中，但储层物性差、含气量低、保存条件普遍不利，整体为Ⅲ类潜力风险区。
（4）孤峰组（段）的储层品质与页岩气富集主要受有机质丰度（TOC）的非线性效应、矿物组成对孔隙结构的调控以及构造保存条件3大因素协同控制。TOC在5%~7%窗口且黏土矿物含量<15%的区域，孔隙度普遍较高（>4%）。未来勘探应聚焦于上扬子区埋深在3 000~4 500 m、保存条件优越、TOC与脆性矿物匹配的“地质-工程”双甜点区，以实现商业突破；同时，应重视中扬子浅层有利区的兼探价值，以降低地质风险与开发成本。

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