陈孔全 李君军 唐协华 沈均均 王鹏万 彭 军 孟江辉

1.长江大学非常规油气湖北省协同创新中心 2.中国石油浙江油田公司3.中国石油浙江油田公司勘探开发研究院 4.中国石油杭州地质研究院

0 引言

我国扬子地区广泛沉积了一套奥陶系—志留系的海相黑色笔石页岩，其总有机碳含量（TOC）一般大于2%，是中国南方页岩气勘探开发的重点层系[1-4]。目前，已在该层系发现了威远、长宁和涪陵3个大型页岩气田，并形成了富顺—永川、彭水等页岩气产区。据我国自然资源部2018年公布的页岩气资源数据显示，页岩气已探明储量超过1h1012m3，年产气量超过100h108m3。近年来，学者们开始重视五峰组—龙马溪组页岩气富集机理及主控因素研究，认为五峰组—龙马溪组页岩气富集主要受到3个方面因素的控制：①TOC与含气量具有较好的正相关性，富有机质页岩是页岩气富集的物质基础[5-9]；②大量有机质孔和特殊裂缝的组合是页岩气富集的保障[10-12]；③扬子地区经历了加里东、海西、印支、燕山和喜马拉雅多期次复杂的构造运动，有利的构造保存条件对页岩气富集起到了关键作用[13]。虽然目前我国3 500 m以浅的海相页岩气已经实现了规模开发，也形成了一套符合自身特点的勘探开发模式和储层分类评价体系，但相关的页岩气产区及所对应的研究工作则主要集中在上扬子地区的四川盆地及其周缘，对中扬子地区的页岩气勘探还不够深入。中扬子地区五峰组—龙马溪组具有富有机质页岩厚度大、TOC高、有机质成熟度高的特点，具有良好的页岩气勘探潜力[14-20]，作为我国页岩气勘探开发的重要接替区，被关注程度越来越高。

自2012年开始，中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）、中国石油化工股份有限公司（以下简称中国石化）和自然资源部直属的中国地质调查局（以下简称地质调查局）在中扬子地区针对五峰组—龙马溪组页岩气开展了大量的前期勘探工作。其中，中国石化在重庆—恩施地区完钻的HY1井、LY1井和EY1井在五峰组—龙马溪组均见到较好的气显示，EY1井的全烃含量高达5.86%[21]。中国石油在巫溪地区完钻的WX1井和WX2井揭示出该区含气量超过3.00 m3/t的优质页岩储层高达34 m；在当阳复向斜内完钻的J101、J102、YT1和YT2等井的优质页岩段含气量介于2.28～4.30 m3/t，平均值为3.20 m3/t，具有较高的含气性特征。地质调查局在当阳西部宜昌斜坡带完钻的YD1井和YY2井的优质页岩段含气量介于0.15～2.67 m3/t，平均值为1.75 m3/t，有一定的含气性显示。由此可见，中扬子地区五峰组—龙马溪组具有良好的页岩气勘探开发前景，但不同地区的勘探效果却存在着明显的差异，对区内五峰组—龙马溪组页岩气富集条件认识不清可能是制约其勘探成效的关键因素。为此，笔者以中扬子荆门探区及周缘五峰组—龙马溪组为研究对象，结合前人的研究成果，利用最新的钻井和取心资料，对五峰组—龙马溪组沉积环境、储层特征和页岩气保存条件等关键地质要素进行了深入分析，并与四川盆地焦石坝、长宁等页岩气主要产区进行了对比，以期揭示研究区五峰组—龙马溪组页岩气富集的主控因素、为中扬子地区下一步的页岩气勘探开发提供依据。

1 区域地质背景

中扬子地区泛指襄广断裂以南、江南断裂以北、齐岳山断裂以东区域，地理位置处于湖北省、湖南省及重庆市交汇区域，面积约15.5h104km3[22]，构造上属于扬子准台地，南有江南—雪峰造山带，北有秦岭造山带[23]（图1-a）。中扬子地区经历晋宁运动形成稳定的地台后，先后受到了加里东期、海西期、印支期、燕山期及喜马拉雅期等重大构造运动的改造，经历了被动大陆边缘盆地、前陆盆地、克拉通盆地和断陷盆地等多个构造演化阶段[24]。荆门探区构造上处于中扬子当阳复向斜内部，其西侧为黄陵背斜、东侧为乐乡关—潜江复背斜，整体呈北北西向展布（图1-b），定型于早燕山末期的宁镇运动[25]。研究区在前震旦系变质岩基底上发育的震旦系至下三叠统浅海碳酸盐岩及碎屑岩沉积，厚达6 000～7 000 m，除泥盆系、石炭系发育不全外，其余层系发育良好，中三叠统为海陆过渡相碎屑岩沉积，上三叠统至侏罗系为湖泊相砂、泥岩沉积（图1-c）。区内页岩气探井主要位于当阳复向斜中部，勘探层位为五峰组—龙马溪组（图1-c）。

龙马溪组为早志留纪的笔石地层，在中上扬子地区广泛分布[26-27]。研究区龙马溪组自下而上可划分为3个岩性段：龙一段为黑色、深灰色硅质页岩，底部富含有机质，TOC一般大于0.5%；龙二段为灰色、灰绿色黏土质页岩和粉砂质泥岩，TOC一般小于0.5%；龙三段为灰绿色、浅灰色粉砂质泥岩或泥岩，夹薄层灰色粉砂岩，TOC一般不超过0.5%；页岩气主力产层为龙一段下部。五峰组为黑色笔石页岩，厚度一般介于5～10 m，TOC介于2.0%～5.0%，由底至顶逐渐升高（图2）。

笔者研究重点层段为五峰组—龙马溪组一段，该段黑色页岩中笔石生物带发育齐全，分布稳定，未有缺失[27]。根据测井曲线自然伽马的形态变化特征将龙一段由底至顶依次划分为4个亚段（以下简称为）（图2），由北至南各亚段厚度减薄明显。

图1 中上扬子地区五峰组—龙马溪组沉积期地质图

2 富有机质页岩沉积环境

安静、稳定的半深水—深水环境是海洋富有机质形成和保存的最佳环境[14]。在晚奥陶世五峰沉积期，扬子地区的边缘古隆起形成，特别是雪峰古隆起、川中古隆起和黔中古隆起出露海面之上，使早中奥陶世由具有广海特征海域转变为被隆起包围的局限海湾，形成大面积低能、欠补偿、缺氧的沉积环境[28]，研究区在这一时期均处于深水陆棚相沉积环境中，沉积以黑色富含笔石的碳质页岩和硅质页岩为主，厚度介于4～6 m，不含钙质；经历观音桥期短暂的冰期作用之后，进入早志留世龙马溪期，此时冰川开始消融，海平面迅速上升，在半封闭的盆地底部形成贫氧带[29]。研究区在龙马溪组沉积早期继承了五峰期的古地理背景，同样处于深水陆棚的沉积环境中，发育黑色碳质页岩和硅质页岩组合，厚度介于6～24 m，不含钙质。五峰组—龙马溪组沉积早期（S1l13沉积期），中扬子发育有石柱—巫溪和南漳两个沉降中心，优质页岩厚度分别介于60～80 m、40～80 m，研究区紧临中扬子北部的南漳沉降中心，为深水陆棚沉积环境（图1），其水体较深、安静、稳定、有机质丰富（有孔虫、放射虫、海绵骨针和笔石发育），是优质页岩形成（TOC＞2%）的主要时期。由南至北（YY2井→YT1井→YT2井→J102井→J101井），优质页岩厚度分别为13.5 m、17.0 m、17.0 m、19.0 m和30.0 m，增厚趋势明显；由J101井继续向北，优质页岩厚度持续增厚，主要分布在30～40 m范围内（图1-b）。

图2 YT1井五峰组—龙马溪组综合柱状图

进入龙马溪组沉积中晚期（S1l14沉积期后），华夏古陆与扬子板块的碰撞拼合加剧，扬子台地整体抬升，陆源补给量增大，沉降中心逐渐向西北方向迁移，优质页岩沉积区也随之迁移。研究区原有的安静、稳定、封闭的水体环境被打破，主要发育有深灰色黏土质页岩和灰色粉砂质泥岩组合，处于半深水—浅水陆棚沉积环境中，水体变浅，笔石丰度降低，有机质不发育。

3 页岩气储层特征

3.1 有机地球化学特征

图3 中扬子地区五峰组—龙一段TOC分布直方图

通过对研究区4口重点评价井五峰组—龙一段210个页岩样品TOC的分析（图3）发现：①垂向上，TOC高值段主要位于五峰组—S1l13亚段的深水陆棚相沉积环境中，介于1.33%～7.16%，平均值为3.60%；进入S1l14亚段的半深水陆棚沉积环境后，水体变浅，砂质含量升高，各井TOC呈明显降低趋势，TOC介于0.13%～3.94%，平均值为1.18%，其中，大于2%的高值段仅出现在J101井S1l14亚段底部，在J101井以南，TOC一般小于1%，平均值介于0.3%～0.7%。②横向上，由南至北，各亚段TOC呈逐渐升高之势，TOC＞2%的富有机质页岩段发育结束层位逐渐变新，沉积中心向西北方向迁移的趋势明显。

研究区五峰组—龙一段暗色泥页岩干酪根显微组分主要为腐泥无定形及少量镜质体，有机质类型以腐泥型为主，少量偏腐泥混合型。J101井15个样品和YT1井7个样品（图2）的沥青镜质体反射率（Ro）测试表明，五峰组—龙一段的Ro介于2.6%～3.2%，平均值为2.8%，表明该段页岩处于过成熟阶段。

综上分析表明，中扬子地区五峰组—S1l13亚段富有机质页岩有机质丰度高，母质类型好，成熟度较高，处于有效生气窗内，能够为页岩气的富集高产提供充足的物质基础。

3.2 岩相及矿物组成特征

研究区内J101井、J102井和YT1井114块样品的全岩X衍射和黏土矿物X衍射测试结果（图4）表明：①五峰组—S1l13亚段以硅质页岩相和硅质黏土质混合页岩相为主，可见大量的有孔虫、放射虫和海绵骨针等硅质生物，且TOC与石英含量成正相关；石英以生物成因为主，含量介于34%～85.5%，平均值为51.2%；斜长石含量介于2.0%～13.6%，平均值为6.8%；碳酸盐矿物含量介于0～9.9%，平均值为5.2%；黏土矿物含量介于9.0%～51.8%，平均值为28.7%（其中伊利石含量介于58.0%～77.0%，平均值为67.1%；伊/蒙混层含量介于9.0%～28.0%，平均值为20.6%）。②S1l14亚段以黏土质页岩相为主，黏土质硅质混合页岩相次之，硅质生物极为少见，可见大量的陆源石英碎屑颗粒，含量介于25.4%～43.0%，平均值为36.9%；斜长石含量介于7.0%～12.0%，平均值为8.3%；碳酸盐矿物含量介于0～8.0%，平均值为0.8%；黏土矿物含量介于42.1%～55.6%，平均值为51.0%（其中伊利石含量介于50.0%～67.0%，平均值为58.3%；伊/蒙混层含量介于7.0%～21.0%，平均值为14.3%）（图2、4）。

一般认为石英、长石和碳酸盐矿物含量越高，蒙脱石含量越低，岩石脆性越强，压裂过程更容易形成天然裂缝和诱导缝，有利于天然气的渗流[30]。通过上述分析可发现，研究区五峰组—S1l13亚段硅质页岩相和黏土质硅质混合页岩相具有较高的脆性矿物含量（石英＋长石＋碳酸盐矿物含量平均值为63.2%）和较低的黏土矿物含量，且膨胀性矿物高岭石和蒙脱石含量极低，具有较好的可压裂性，为有利岩石相类型；S1l14亚段黏土质页岩相脆性矿物含量降低（平均值为45.2%），黏土矿物含量高，不利于压裂施工作业。

3.3 储集空间类型及特征

3.3.1 物性特征

岩心柱塞样品测试结果（表1）显示，研究区五峰组—S1l11亚段孔隙度介于0.86%～7.44%，平均值达到3.33%，按中国石油孔隙度分类标准，属于Ⅰ—Ⅲ类储层，具备较好页岩气储集能力；S1l14亚段孔隙度明显降低，实测数值仅有0.31%，属于Ⅳ类储层，页岩气储集能力较差。

3.3.2 孔隙类型及发育特征

FIB-SEM对页岩孔隙形态、数量及分布状况的定量观察结果显示，研究区五峰组—龙一段页岩储层孔隙可分为有机孔、无机孔和微裂缝3种类型，其中有机孔最为发育，无机孔隙包括黏土矿物层间孔、黄铁矿晶间孔、粒内孔、溶蚀孔和颗粒边缘缝。

图4 中扬子地区五峰组—龙马溪组岩石相划分三端元图

有机孔被普遍认为是富有机质页岩在高—过成熟阶段形成的，存在于有机质内部[1]，为研究区主要孔隙类型，多呈椭圆形与不规则的多边形（图5-a），孔径一般为纳米级，常见分散有机质与黄铁矿和生源石英伴生，在黄铁矿颗粒间及石英颗粒间发育有机质纳米孔（图5-b、c）；成岩演化过程中，蒙脱石逐渐向伊利石转化，体积随之缩小，在丝片状伊利石间形成大量的层间微孔隙，多呈相互平行排列，连通性较好（图 5-d）；黄铁矿在研究区一般呈集合体形式存在，由许多小的黄铁矿晶粒组成，晶间微孔隙多为纳米级（图5-e）；粒内孔在研究区主要出现于石英、金红石及磷灰石颗粒内部，多由于溶蚀作用或晶格缺陷所形成，所占比例极低，往往孤立存在，以三角形或多边形为主（图5-f～h）；在石英和白云石等脆性矿物颗粒边缘易发育微孔缝，形态受原始孔隙和成岩作用的共同控制，多为不规则形态，连通性较差（图5-i）；微裂缝较发育，多呈锯齿状或曲线状，延伸长度较大，宽度一般介于50～100 nm，为游离气提供了储集空间，也有助于吸附气解吸，是气体渗流的重要通道。

3.3.3 孔隙结构特征

低温低压氮气吸附实验能获得页岩样品的吸附—脱附曲线、孔体积和比表面积等结果可以定量表征孔隙结构发育及变化特征。依据国际纯粹与应用化学联合会（IUPAC）分类标准，页岩孔隙被分为微孔（小于2 nm）、介孔（介于2～50 nm）和大孔（大于50 nm），其中介孔又可分为小介孔（介于2～10 nm）和大介孔（介于10～50 nm）[31]。

表1 中扬子地区五峰组—龙一段页岩地质特征参数表

图5 中扬子地区五峰组—龙一段页岩储集空间特征照片

3.3.3.1 氮气吸附—脱附曲线特征

通过对研究区五峰组—龙一段11个样品进行低温N2吸附—解吸实验，得到样品的吸附—脱附曲线（图6），吸附曲线形态均呈反“S”形，具有明显的分段性特点：在低压段呈快速上升趋势，吸附机制为液氮在样品表面呈单层吸附或微孔充填；在中压段上升较为缓慢，其吸附质由单层向多层的过渡；在高压段快速上扬，为液氮分子在大孔隙内发生的毛细凝聚，类似于 Brunauer-Deming-Deming-Teller（BDDT）分类的Ⅱ型等温曲线[32-33]，表明页岩储层发育有从微孔—中孔的一系列连续性孔隙，同时存在一定数量的大孔。滞后环形状是对页岩孔隙类型的反映，其差异性反映了纳米孔隙形态复杂多样，研究区五峰组—亚段页岩样品的滞后环近似于IUPAC标准分类中的H3型曲线，兼有H4型特征（图6-a），多为四边开放的平行板状孔，连通性较好，有利于页岩气体的运移和储存[12]；S1l14亚段页岩样品不再产生滞后环（图6-b），孔隙类型主要为单边封闭的盲孔，孔隙结构明显变差[34]，推测S1l14亚段沉积时水体变浅，陆源补给量增大，有机质含量降低，有机孔数量减少，页岩中较高含量的纤维状伊利石间发育大量的粒间孔，在成岩压实作用和石英颗粒对孔隙充填的影响下，形成盲孔所致。

3.3.3.2 孔隙结构参数特征

通过低温氮气吸附法对微孔、介孔和宏孔进行分析，采用BET模型线性回归求得比表面积，BJH模型求得总孔容。实验结果（表1）显示，研究区五峰组—S1l13亚段页岩样品的BET比表面积介于13.13～38.77 m2/g，平均值为22.74 m2/g，其中由微孔提供的比表面积介于6.02～22.87 m2/g，平均值为10.70 m2/g，所占比表面积比例平均值为44.3%，贡献了页岩主要比表面积；BJH总孔容介于0.008 3～0.025 2 cm3/g，平均值0.016 2 cm3/g，由微孔提供的孔容介于0.002 5～0.009 3 cm3/g，平均值为0.004 5 cm3/g，所占孔容比例平均值为33.3%；平均孔径介于5.03～9.04 nm，平均值为6.93 nm，属于小介孔。S1l14亚段页岩样品的BET比表面积介于4.80～5.39 m2/g，平均值为5.15 m2/g，由微孔提供的比表面积介于0.37～0.68 m2/g，平均值为0.55 m2/g，所占比表面积比例平均为10.6%；BJH总孔容介于0.020 6～0.021 0 cm3/g，平均值为0.020 8 cm3/g，由微孔提供的孔容介于0.000 1～0.000 3 cm3/g，平均值为0.000 2 cm3/g，所占总孔容比例平均值仅1.1%；平均孔径介于14.96～16.15 nm，平均值为15.52 nm，属于大介孔（表1）。综上分析数据表明，五峰组—S1l13亚段比表面积较S1l14亚段高，微孔和小介孔所提供的比表面积和孔体积比例也较S1l14亚段高，说明五峰组—S1l13亚段深水陆棚沉积环境所形成的页岩储层相具有更多的微孔和小介孔，吸附空间相对更大，可为甲烷提供大量的吸附点位，优于S1l14亚段。

3.4 含气性特征及影响因素

3.4.1 含气性特征

研究区J101、J102、YT1、YT2和YY2等5口探井五峰组—S1l13亚段页岩气储层的总含气量（解析气＋残余气＋损失气）介于1.20～5.80 m3/t，平均值为3.20 m3/t，表现出较高的含气丰度。其中，损失气量最高，介于0.87～2.70 m3/t，平均值为1.62 m3/t；其次为解吸气量，介于0.53～1.63 m3/t，平均值为1.08 m3/t；残余气量最低，介于0.02～0.19 m3/t，平均值为0.13 m3/t；S1l14亚段页岩气储层的总含气量介于0.11～1.86 m3/t，平均值为0.97 m3/t，较五峰组—S1l13亚段明显下降，解吸气量介于0.03～0.66 m3/t，平均值为0.29 m3/t，损失气量介于0～1.23 m3/t，平均值为0.62 m3/t，残余气量介于0.03～0.14 m3/t，平均值为0.09 m3/t。

图6 YT1井和YT2井五峰组—龙一段页岩吸附—脱附曲线图

气体组分测试结果显示，五峰组—龙一段页岩气以甲烷为主，平均含量为91%，含少量的乙烷、氮气和二氧化碳等气体，不含硫化氢，说明研究区天然气干燥系数较高，品质较好。

3.4.2 含气性影响因素分析

TOC控制了页岩储层的生烃和储集能力，是决定页岩气富集高产的关键因素。研究区五峰组—龙一段页岩气储层中，总含气量与TOC具有明显的正相关性；BET比表面积、微孔比表面积和TOC也呈现明显的正相关性（图7），且微孔所提供的比表面积占比较高，可为甲烷分子的吸附提供大量的位点，由此可见有机质孔隙的发育程度是制约含气性的重要因素。五峰组—S1l13亚段页岩样品具有较高的TOC，可提供大量的有机质孔；S1l14亚段半深水陆棚微相TOC开始降低，有机质孔减少，相应的含气量也明显降低。

3.5 岩石力学性质

三轴力学实验结果显示，研究区页岩气主力产层（五峰组—S1l13亚段）岩石力学参数杨氏弹性模量介于36.0～40.0 GPa，平均值为38.3 GPa，泊松比介于0.229～0.268，平均值为0.249，达到了北美优质页岩储层脆性标准（杨氏弹性模量大于20 GPa，泊松比小于0.25）；岩石声发射实验结果表明，研究区最大水平主应力方向为近东西向（175°～185°），裂缝相对较发育，走向与最大主应力方向基本垂直，两向应力差较大，介于16.3～21.7 MPa。此外，荆门探区产层埋深介于3 125～4 094 m，地层破裂压力梯度介于2.31～2.68 MPa/100 m，施工压力较高，平均值介于65～93 MPa，明显高于焦石坝区块（42 MPa），与长宁区块（56～66 MPa）大致相当，储层压裂施工难度较大。

图7 中扬子地区五峰组—龙一段TOC与含气量、比表面积关系图

4 页岩气保存条件

研究区位于黄陵古隆起以东，主体呈北北西向展布，且向东南埋深逐渐增大。区内早期构造变形主要受北部秦岭—大别造山作用控制，由北东向南西，挤压应力逐渐减小，构造变形逐渐减弱；晚期受区域拉张作用影响，早期逆冲断层发生反转形成正断层，并在侏罗纪地层之上沉积白垩系—第四系。以通城河断层为界，西侧宜昌斜坡带构造变形弱，地层平缓，断裂不发育，总体受黄陵背斜的影响，为一较宽缓的斜坡，远离剥蚀区处页岩气保存条件较好；东侧当阳复向斜主体为两个逆冲背斜及其所夹向斜形成的宽缓复向斜，其中东、西两侧背斜受晚期拉张作用影响，正断层发育，背斜气藏被破坏，页岩气保存条件变差，而核部（远安断层与谢家湾断层所夹持区域）向斜形态完整，大断裂不发育，上覆地层未被破坏，盖层封闭性好，具备有利于页岩气保存的构造条件（图8）。

5 与长宁区块、焦石坝页岩气储层关键参数对比

图8 荆门—宜昌地区地质构造剖面图

中扬子地区与长宁区块和焦石坝区块页岩气除了在富有机质页岩的产出层段、沉积环境、总有机质含量、有机质类型及岩相组合上具有一定的相似性外，其余参数均差异明显（表2）。

从产层特征对比（表2）来看，荆门探区富有机质页岩厚度一般介于17～39 m，低于长宁和焦石坝区块，受华夏板块与扬子板块碰撞拼合的影响，沉积中心向西北迁移趋势明显，富有机质页岩沉积厚度增厚、发育结束层位逐渐变新[10]；地球化学特征、物性和含气性参数对比发现，荆门探区TOC及分布区间、有机质类型和成熟度与长宁和焦石坝区块类似，孔隙度、吸附能力和含气量等参数低于长宁和焦石坝区块；脆性参数对比发现，荆门探区脆性矿物含量和石英含量均高于长宁和焦石坝区块，杨氏模量高于长宁区块，与焦石坝区块相当，泊松比则比长宁区块和焦石坝区块都高，具有较好的可压裂性；荆门探区五峰组—龙马溪组页岩气主力产层具有埋藏较深，同时两向应力差较大的特点，与长宁区块大致相当，为焦石坝区块的3～5倍；荆门探区地层压力系数介于1.19～1.51，属于高压地层，低于长宁和焦石坝区块（表2）。

表2 荆门探区与长宁和焦石坝区块页岩气关键地质参数对比表

整体来看，研究区优质页岩厚度较大，成藏物质基础、可压裂性及页岩气吸附和保存条件较好，具备形成高产页岩气田的地质基础，但同时两向应力差大、埋藏深和压力系数较低也为后期的规模开发和稳产带来了挑战。此外，由荆门探区向南进入宜昌斜坡带后，产层关键地质参数均明显变差，受沉积环境控制作用明显，建议区内下一步勘探方向应向北部推进。

6 结论

1）中扬子地区五峰组—龙一段主要发育深水陆棚和半深水陆棚两种沉积微相类型。其中，五峰组—S1l13亚段属于深水陆棚微相沉积，S1l14亚段属于半深水陆棚相沉积，富有机质页岩主要发育在深水陆棚微相中，厚度介于15～39 m，由南至北逐渐增厚趋势明显。

2）五峰组—龙马溪组优质页岩储层发育于五峰组—S1l13亚段，具有较高的TOC、高热演化程度、有机质类型稳定，为页岩气成藏提供了充足的物质基础；脆性矿物含量、泊松比和杨氏模量较高，黏土矿物含量低且分布稳定，页岩储层可压裂性好；储层孔隙类型以有机质孔为主，连通性较好，具有较大的比表面积和孔体积，为页岩气的吸附和保存提供了良好的空间。当阳复向斜内页岩气保存条件较好，页岩气储层含气量较高，页岩气富集地质条件较好。

3）研究区与长宁和焦石坝区块页岩气在富有机质页岩的产出层段、沉积环境、有机质含量与类型、成熟度及岩相组合上具有一定的相似性，但优质页岩厚度、孔隙度、吸附能力、含气量和地层压力系数有所降低，埋藏深度较长宁和焦石坝区块深，两向应力差与长宁区块相当，较焦石坝区块明显高。总体认为，该区块五峰组—龙马溪组具备良好的页岩气勘探开发潜力，但高应力差、大埋深和相对较低的压力系数也为后期的经济开发和规模上产带来了挑战。