四川盆地上二叠统海陆过渡相和深水陆棚相页岩气的勘探潜力

赵培荣，高 波，郭战峰，魏志红

(1.中国石化 油田勘探开发事业部，北京 100728；2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石化 江汉油田分公司，湖北 潜江 433124；4.中国石化 勘探分公司，成都 610041)

1 研究概况

四川盆地及其周缘发育下寒武统、上奥陶统—下志留统、下二叠统和上二叠统4套区域性烃源岩[1]，目前已在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组实现了页岩气商业开发，先后发现涪陵、威远、长宁、昭通、威荣、永川等6个页岩气田，累计探明储量达到18 100×108m3，2019年产量达到153.8×108m3。针对下寒武统，也先后在威远地区威页201井、井研和犍为地区金页HF-1井、鄂西地区鄂宜页1HF和鄂阳页1HF井压裂测试获得日产(1.08～7.83)×104m3页岩气流，揭示了下寒武统是五峰组—龙马溪组外另一套重要的含气页岩层系。下二叠统栖霞组—茅口组为碳酸盐岩或含泥—泥质灰岩，有机碳含量小于1%，为中等—差烃源岩。上二叠统主要发育龙潭组(或吴家坪组)海陆过渡相和大隆组深水陆棚相2种类型富有机质页岩，页岩气的研究程度和勘探程度相对较低。针对这2套富有机质页岩，尤其是龙潭组(或吴家坪组)的沉积环境、岩性发育特征、生烃潜力研究相对较多，但针对泥页岩储层特征、含气性等研究相对较少[2-8]。

在四川盆地及周缘常规油气勘探开发过程中，已有多口井在龙潭组(或吴家坪组)见到不同程度的气测显示。例如，达县—宣汉地区8口井在龙潭组钻遇良好气测显示，其中明1井在龙潭组4 952～4 970 m射孔测试，获日产气(3.02～3.85)×104m3；在赤水—官渡地区，西门1井在龙潭组4 480～4 555.6 m井段，录井气测显示全烃为1.27%～55.85%，甲烷为0.90%～54.33%；在威远—资阳地区，资阳1井龙潭组3 693.50～3 696 m井段录井全烃为5.53%～79.83%，甲烷为4.89%～65.86%。在页岩气专探井方面，湘中地区的湘页1 井在大隆组—龙潭组泥页岩见明显气测显示，10个样品现场解吸含气量为0.16～1.41 m3/t，大隆组直井压裂测试最高日产气2 409.9 m3；川东南地区东溪构造东页深1井17个泥页岩样品平均含气量达2.02 m3/t[8]。

为进一步评价川东南地区龙潭组海陆过渡相页岩和鄂西—渝东地区吴家坪组深水陆棚相富有机质页岩含气性，探索二叠系2种类型页岩气工程工艺技术，并力争实现新层系页岩气的突破，2019年中国石化分别在重庆綦江和湖北利川地区实施2口页岩气专探井——SY1井和JYx井(图1)。本文利用SY1井和JYx井岩心资料，对上二叠统海陆过渡相和深水陆棚相富有机质页岩层系页岩气的地质条件进行分析，探讨2种类型页岩气的勘探潜力。

2 两种类型页岩发育的地质背景

四川盆地二叠系自下而上可划分为三统、六阶，分别为下二叠统紫松阶和隆林阶，中二叠统栖霞阶和茅口阶，上二叠统吴家坪阶和长兴阶。其中，栖霞阶和茅口阶与栖霞组和茅口组相对应，吴家坪阶与吴家坪组相对应，上二叠统龙潭组、玄武岩喷溢区的峨眉山玄武岩组与吴家坪组为同期异相，上二叠统大隆组与长兴组为同期异相[9-10]。现将两期沉积相特征叙述如下：

图1 四川盆地及周缘晚二叠世吴家坪期沉积相及典型井位置

晚古生代，扬子陆块区域性脉冲式拉张，导致峨眉地裂运动并伴随大规模玄武岩喷发和扬子地台北缘构造—沉积分异。中、晚二叠世间的东吴运动和峨眉山玄武岩喷发，导致了上扬子地区岩相古地理的突变。受其影响，四川盆地古地势呈现出SW高、NE低的地理格局，表现为自SW到NE依次为剥蚀区(川滇古陆)、河流相、滨岸沼泽相、潮坪潟湖相、碳酸盐台地、浅水陆棚、深水陆棚相沉积(图1)，岩性和岩石组合纵横向变化较大。由于海侵规模相对较小，在四川盆地南部形成了以陆地作用为主的海陆过渡环境，在盆地北部的广元、旺苍、巴中、梁平一带发育深水陆棚相沉积环境。马永生等[9]将南方SS13超层序(晚二叠世—中三叠世)划分为4个体系域：低位体系域为上二叠统吴家坪组下部，具有海陆过渡相特征；海侵体系域为上二叠统吴家坪组上部—长兴组，以灰岩为主；早期高位体系域为下三叠统；晚期高位体系域为中三叠统。SY1井所在的綦江地区在吴家坪期处于潮坪潟湖沉积环境，发育龙潭组海陆过渡相含煤页岩沉积。JYx井所在的利川—石柱地区在吴家坪期总体处于深水陆棚沉积环境，下部发育了吴家坪组一段薄层含煤碎屑岩层系，上部发育了一套具有海侵体系域特征的吴家坪组二段富含有机质的含放射虫硅质岩、硅质灰岩、泥页岩沉积。

晚二叠世长兴期，盆地北部由南秦岭陆缘盆地可能有伸入上扬子的海水通道，发育深水缓坡相带，而在缓坡边缘发育长兴组中低能海绵礁、鲕粒灰岩和白云岩[9,11-12]。盆地北部的广元、旺苍以及东部的石柱、利川地区深水沉积范围进一步扩大至开江—梁平地区，形成了大隆组较深水沉积，岩石类型主要为深灰色—灰黑色薄层状泥质灰岩、泥晶灰岩、泥页岩和含放射虫硅质岩[2，13]。

3 两种页岩气形成的基本地质条件

3.1 海陆过渡相页岩层系

海陆过渡相页岩层系以位于川东南的SY1井上二叠统龙潭组为代表。

3.1.1 岩性组合特征

SY1井构造位置位于川东南丁山断鼻构造北西翼，地理位置位于重庆市綦江区丁山镇。该井完钻井深3 300 m，完钻层位为中二叠统茅口组，目的层为龙潭组。钻井岩心揭示龙潭组岩性复杂多变，包含泥岩、煤、碳酸盐岩及砂岩4大类，总厚度87.67 m，根据岩性特征自下而上可分为三段9个小层。龙一段厚度21.94 m，由①～④小层组成，①小层以铝土质泥岩为主，底部与茅口组灰岩不整合接触，厚度4.31 m；②～④小层以灰黑色碳质泥页岩与煤层为主，厚度17.63 m，见3套0.5～1.0 m厚的煤层。龙二段厚度48.73 m，为泥质灰岩、灰质泥岩与碳质泥页岩、煤互层，由⑤～⑧小层组成；⑤和⑦小层以深灰色泥质灰岩、灰质泥岩、粉砂质泥岩为主，厚度分别为6.33 m和9.61 m；⑥和⑧小层以灰黑色碳质泥页岩夹煤层为主，厚度分别为25.96 m和6.83 m，分别见4套厚度0.4～2.5 m煤层和1套单层厚度1.19 m煤层。龙三段⑨小层厚度17 m，以深灰色灰岩为主，夹黑灰色薄层泥岩，裂缝较发育。②～④、⑥及⑧小层形成了龙潭组上、中、下三套富有机质泥页岩层段(图2)。

3.1.2 有机地球化学特征

SY1井龙潭组页岩有机质丰度(TOC)较高，112个泥页岩(含碳质页岩)样品TOC介于0.49%～38.12%，平均4.23%，TOC大于2%的泥页岩累计厚度50.11 m，占整个龙潭组总厚度的57%(图2)。

与龙马溪组泥页岩不同，龙潭组TOC与黏土含量具有正相关性，与石英、碳酸盐矿物呈现负相关关系。对不同岩性TOC统计，结果显示：9个煤岩样品TOC介于60.79%～79.62%，平均69.05%；15个碳质页岩样品TOC介于6.36%～38.12%，平均12.65%；98个泥页岩样品(不含碳质页岩)TOC介于0.49%～5.82%，平均2.94%；4个铝土质泥岩样品TOC介于0.20%～0.71%，平均0.41%。

SY1井富有机质泥岩共分为3个层段：下段(②～④小层)，TOC平均达4.25%，TOC大于2%的泥页岩总厚度13.64 m, TOC大于2%最大连续泥页岩段位于中下部，厚度5.36 m；中段(⑥小层)TOC平均达4.30%，TOC大于2%泥页岩总厚度最大，为17.10 m，TOC大于2%最大连续泥页岩段位于中下部，厚5.12 m；上段(⑧小层)页岩TOC平均达4.34%，TOC大于2%泥页岩总厚度4.76 m，TOC大于2%最大连续泥页岩段位于中上部，厚3.68 m。

龙潭组煤层较为发育，共发育8层煤，单层煤最大厚度2.36 m，累计厚度10.9 m，其中，⑥小层煤层最发育，共4层，累计厚度6.43 m。

龙潭组页岩有机显微组分主要为镜质体、丝质体、固体沥青，见少量惰质体、粗粒体，镜质组和惰质组平均含量分别为61.66%和33.36%，干酪根类型指数小于0；结合邻区吴家坪组泥岩干酪根碳同位素值介于-26.9‰～-23.2‰分析[7]，有机质类型以Ⅲ型为主。页岩镜质体反射率(Ro)介于1.86%～2.21%，处于高—过成熟阶段，有利于页岩气的生成。

图2 四川盆地SY1井龙潭组页岩气综合柱状图

3.1.3 储集空间及储集性能

页岩储层的储集空间可分为裂缝和孔隙2大类，其中，孔隙可分为有机质孔、粒间孔隙和粒内孔隙3大类。粒间孔隙包括粒间孔和晶间孔；粒内孔隙则包括颗粒内的溶蚀孔隙、铸模孔隙、黄铁矿结核内晶间孔、黏土矿物和云母矿物颗粒内的解理面(缝)孔等[14-15]。通过对SY1井龙潭组页岩氩离子抛光扫描电镜等相关分析，发现页岩储集空间以无机孔隙为主，主要为黏土矿物孔缝、粒间孔、微裂缝，其次为粒内溶蚀孔、黄铁矿晶间孔，有机质孔具有局部发育的特点(图3)。在高等植物碎片中，局部见圆形气孔；在固体沥青中发育纳米级有机质孔，揭示页岩有机质早期形成的液态烃热裂解生气是龙潭组有机质孔形成的一个重要原因。由于龙潭组页岩有机显微组分以镜质组和惰质组为主，有机质孔总体不太发育[16]。岩心观察发现，龙潭组煤岩割理缝发育，是煤层气储集和渗流的重要空间和通道。

从高压压汞—氮气吸附联合测试分析结果来看，SY1井龙潭组页岩孔隙以介孔(孔径2～50 nm)和微孔(<2 nm)为主，不同类型的页岩孔隙结构特征存在较大差异，随着TOC的增大，页岩中的大孔(>50 nm)比例有所增加(图4)。对同一层段的煤和相邻泥页岩的孔隙结构进行对比来看，煤与泥页岩相比孔容小1～2个数量级，微孔发育程度低，介孔和大孔相对占比高。

从页岩层系孔隙度的纵向变化来看，孔隙度变化范围较宽，介于2.67%～8.41%，孔隙度大于4%的层段主要为③、④、⑥、⑧小层，孔隙度与TOC、黏土矿物含量具有一定的正相关关系，而与硅质矿物含量无相关性，这与涪陵页岩气田龙马溪组富有机质页岩存在较大差异[17](图2，表1)。

3.1.4 页岩的矿物组成及可压裂性

SY1井龙潭组沉积环境变化频繁，致使岩性复杂多变，存在泥岩、含灰质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩、灰岩的各种岩性。全岩X衍射数据显示，泥岩层段矿物组成主要为黏土矿物，在富有机质页岩段黏土矿物含量普遍大于50%；石英含量普遍较低，一般小于30%；碳酸盐矿物含量不高，除部分层段为灰质泥岩外，含量一般在10%以下(图2，表1)。黏土X衍射分析结果显示，SY1井龙潭组页岩中的黏土矿物以伊蒙混层为主，含量普遍占90%以上。从矿物组成的变化特征来看，富有机质页岩层段黏土矿物含量较高，可压裂性较差，而与之毗邻的有机碳含量相对较低的层段，石英和碳酸盐含量相对较高，对于压裂较为有利。

图3 四川盆地SY1井和JYx井上二叠统富有机质页岩微观孔隙结构特征

表1 四川盆地SY1井龙潭组各小层主要参数对比

注：统计过程中包括了w(TOC)≥6%的碳质页岩的数据，不包括煤夹层数据。

3.1.5 保存条件及页岩的含气性

SY1井位于四川盆地川东高陡构造带南部，该井钻遇中三叠统雷口坡组和下三叠统嘉陵江组含膏白云岩184 m和628 m，其中，嘉陵江组膏岩类单层厚度最大32 m，累计厚度162 m；飞仙关组泥岩类单层厚度最大34 m，累计厚度193 m，因此对于上二叠统龙潭组页岩气而言，具有较好的区域性封盖条件。龙潭组含气页岩顶底板条件较好，顶板为长兴组致密泥质灰岩(厚度大于50 m)；龙潭组底部为一套厚度4.3 m、孔隙度相对较小(2.67%)的铝土岩，之下为岩性致密、厚度大于50 m茅口组泥晶灰岩、生物屑泥晶灰岩，对于页岩气保存和后期压裂改造较为有利。

SY1井油气显示丰富，共钻遇油气显示102.5 m/26层，其中龙潭组21 m/12层，龙潭组显示全烃最高23.99%，钻井液密度1.85～1.90 g/cm3，槽面见5%气泡显示。其中，②～④和⑥、⑧小层煤及与之相邻的泥页岩气测显示好(图2)。取心段浸水实验显示煤层和碳质页岩含气性较好，大量气泡从岩心表面连续快速溢出，呈连续线状、串珠状，现场测试总含气量分别达到18.5 m3/t和4.08 m3/t。深灰色泥岩和深灰色泥质粉砂岩含气性显示相对较差，仅有少量气泡从岩心表面断续溢出，现场含气量达到0.42～1.02 m3/t。

3.2 深水陆棚相页岩层系

深水陆棚相页岩层系以位于川东的JYx井上二叠统吴家坪组吴二段为代表。

3.2.1 岩性组合特征

JYx井构造位置位于四川盆地川东高陡褶皱带石柱复向斜中部建南构造北高点，地理位置位于湖北省利川市建南镇。该井钻探目的为主探二叠系吴家坪组吴二段，兼探吴家坪组吴一段、茅四段，井深3 390 m。

该井自下而上共发育3套深水陆棚相页岩(中二叠统茅口组茅四段1亚段、3亚段、上二叠统吴家坪组二段)和一套滨岸沼泽相泥岩(吴家坪组吴一段1亚段)(图5)。

吴一1亚段岩性为灰色—深灰色块状泥岩，灰色—黑色页岩，长石含量平均达30%，碳酸盐矿物含量平均7.5%，黏土矿物含量平均48%，判断为滨岸沉积环境。

吴二段岩性为灰黑色灰质硅质页岩，页岩TOC含量高，有机质分散均匀，见黄铁矿化生物碎屑。岩心观察见黄铁矿局部呈粉晶状富集，或以纹层状发育于凝灰岩层和凝灰岩纹层内(厚度0.2～0.9 cm)，偶见黄铁矿结核，页岩页理发育，反映沉积水体安静且较为还原。薄片见海绵骨针及大量的放射虫化石，反映沉积水体较深，综合分析为深水陆棚沉积环境。

3.2.2 有机地球化学特征

JYx井上二叠统吴家坪组吴二段页岩厚度19.1 m，页岩有机质丰度高，TOC介于1.16%～28.94%之间，平均8.77%(图5)。页岩有机显微组分主要为藻类、沥青质、固体沥青，见少量硅质动物碎屑(骨针、放射虫)，腐泥组含量占67%～75%，次生组分占24%～30%，干酪根类型指数(TI)介于67～75。结合邻区吴家坪组泥岩干酪根碳同位素值介于-27.1‰～-24.0‰分析[7]，该区吴二段页岩有机质类型以Ⅱ1型为主。吴二段页岩Ro值介于1.83%～2.1%，平均2.06%，表明目前处于高成熟—过成熟阶段，有利于页岩气的生成。薄片观察自下而上均见大量高演化的沥青质，进一步揭示了吴家坪组二段富有机质页岩具有很好的生烃潜力。

图5 四川盆地JYx井上二叠统吴家坪组—中二叠统茅口组综合柱状图

3.2.3 储集空间及储集性能

根据氩离子抛光扫描电镜分析，JYx井吴二段富有机质页岩主要发育有机质孔和粒内孔2类孔隙，其中有机质孔非常发育(图3)，呈蜂窝状，孔隙直径在12～450 nm之间，以50～100 nm为主体。有机质孔的发育明显受到有机显微组分的控制，腐泥组发育簇状孔，固体沥青发育蜂窝、气泡状孔，高等植物基本不发育有机质孔。粒内孔主要为脆性矿物的粒内溶孔。与海陆过渡相页岩相比，粒间孔和黏土矿物孔缝不发育。

吴家坪组页岩储集物性普遍较好，其中，吴二段测井声波210～238 μs/m，密度2.49～2.53 g/cm3，中子10.3%～18.8%，17个样品实测孔隙度3.03%～9.88%，平均5.59%；吴一段4个样品孔隙度3.63%～6.38%，平均4.62%。

3.2.4 页岩的矿物组成及可压裂性

JYx井吴二段页岩石英、碳酸盐矿物、黏土矿物和黄铁矿含量平均分别为35.9%，29.9%，16.4%，4.5%；页岩脆性矿物含量高，杨氏模量大于40 GPa，泊松比介于0.1～0.25，具有很好的脆性。根据偶极子声波测井，吴二段内部水平应力差异系数小(0.19～0.24)，利于复杂缝网的形成。吴二段的顶、底板分别为长兴组一段致密灰岩和吴一段2亚段致密灰岩，应力隔层明显，对于后期的压裂改造较为有利。吴一段1亚段滨岸相泥页岩脆性矿物含量较低，可压裂性较差。

3.2.5 保存条件及页岩的含气性

JYx井钻遇下三叠统嘉陵江组和飞仙关组四段含膏白云质灰岩地层931 m和47 m，揭示该井区吴家坪组页岩气具有较好的区域性盖层。预测该区地层压力为1.15～1.3，保存条件好。钻井过程中，吴二段见到良好的气测显示，全烃1.27%～5.98%，平均4.08%，甲烷1.23%～5.57%，平均3.64%。在取心过程中，多处见持续气泡逸出；岩心浸水实验，气泡呈串珠状、线状持续密集逸出。吴二段页岩现场实测含气量0.59～6.99 m3/t，平均3.81 m3/t；17块样品实测含气饱和度55.17%～96.32%，平均87.36%。吴一段1亚段现场实测含气量1.29～1.62 m3/t，平均1.41 m3/t。

3.3 两种类型页岩层系页岩气地质条件对比

由表2可见，海陆过渡相页岩有机质丰度高但变化范围大，单层厚度薄、累计厚度大，有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ为主；页岩储集空间类型主要以黏土矿物孔缝、粒间孔、微裂缝为主，有机质孔整体不发育；页岩孔隙度、含气量变化范围较大，非均质性很强；页岩和煤岩黏土矿物含量高、硅质矿物和碳酸盐矿物含量较低，可压裂性较差，邻近富有机质页岩层段的粉砂质页岩、碳酸盐岩夹层脆性矿物含量较高，具有较好的可压裂性。该套页岩从盆缘区向盆地内部随着埋藏深度的增加，保存条件和含气性整体变好。与海陆过渡相富有机质页岩不同，上二叠统吴家坪组二段沉积环境是深水陆棚相，页岩有机质丰度高，厚度相对较薄，有机质类型以Ⅱ1型为主；页岩储集空间以有机质孔为主，粒内孔隙次之，含气性较好；页岩硅质矿物和碳酸盐矿物含量较高，对于后期压裂改造较为有利。

表2 四川盆地海陆过渡相与深水陆棚相页岩层系页岩气地质条件对比

注：表中数值意义为最小值～最大值/平均值。

四川盆地上二叠统深水陆棚相页岩与焦石坝地区龙马溪组页岩相比，优质页岩厚度相对较薄，热演化程度相对较低，有机碳丰度相对偏高，其他性质大致相当，揭示上二叠统深水陆棚相页岩应具有较大的页岩气勘探潜力。该页岩埋藏深度变化较大，在盆地边缘及川东高陡构造带背斜区埋深较浅，在盆地向斜及斜坡区，埋深普遍大于4 000 m。邻区多口常规探井均揭示，大于4 500 m的上二叠统深水陆棚相页岩仍具有较好的储集物性和含气性。

4 勘探潜力展望

受沉积相的控制，四川盆地及其周缘龙潭组海陆过渡相煤系页岩主要分布于成都—南充—广安—石柱—涪陵一线以南的潮坪潟湖相和滨岸沼泽相。尽管页岩单层厚度较薄，但累计厚度较大，沉积中心区厚度可达120 m以上。页岩含气性较好，含气量主要介于1.0～3.0 m3/t之间，目前在川东南—黔西北地区多口井见到较好的页岩气显示。川东南赤水—官渡、綦江一带探井在钻遇龙潭组时气测显示活跃，全烃最大值可达80%，东页深 1 井17 个样品龙潭组样品现场测试总含气量介于 0.56～8.78 m3/t，平均2.02 m3/t[8]；黔西北地区西页1井龙潭组页岩现场解析气含气量介于1.92～9.42 m3/t，平均6.65 m3/t[18]。根据原国土资源部(2015)评价[19]，四川盆地及其周缘海陆过渡相页岩气地质资源量和可采资源量分别达8.75×1012m3和0.90×1012m3，具有较大的资源潜力。此外，上二叠统海陆过渡相页岩岩性较为复杂，非均质性强，通常与煤层和致密砂岩甚至与灰岩互层，具有页岩气、煤层气、致密气共生的特点。由于海陆过渡相富有机质页岩黏土矿物含量高，脆性矿物含量较低，可压裂性相对较差，建议针对上二叠统海陆过渡相页岩气的地质特点，采用适应性的工程工艺技术，实现页岩气、煤层气和致密气的三气有效开采。

四川盆地及其周缘吴家坪组(龙潭组)深水陆棚相页岩主要分布于盆地北部广元—巴中—宣汉—云阳—石柱一带，页岩厚度20～80 m不等，页岩含气性较好。建南地区JYx井在吴家坪组(龙潭组)页岩层段均见到很好的页岩气显示。此外，在四川盆地西部广元—旺苍—巴中—宣汉一带大隆组富含硅质的富有机质页岩较为发育，厚度10～40 m不等，在开江—梁平一带页岩TOC介于2.50%～8.96%，平均值达到4.49%；干酪根有机显微组分以腐泥组为主，含量介于60%～80%之间，干酪根碳同位素介于-25.6‰～-27.9‰之间，有机质类型以Ⅱ1型为主，是一套优质的烃源岩；Ro介于1.51%～2.18%，有利于页岩气的生成[2-3]。该套页岩在鄂西利川—恩施—鹤峰—宜昌一带，厚度达到26～40 m，TOC最大值达到17.34%，均值4.54%；有机质类型以Ⅱ1型为主，发育有机质孔、矿物溶蚀孔、粒内孔、微裂缝等多种孔隙。鹤峰地区鹤页1井钻遇大隆组页岩连续厚度超过50 m，现场解析气量大于3.0 m3/t；建始地区高地1井钻遇大隆组优质页岩26 m，现场解析气量多大于2.0 m3/t，现场收集气体点火成功[20-21]。初步评价鄂西地区上二叠统茅口组和吴家坪组4 500 m以浅页岩气地质资源量近万亿方。可见，四川盆地及其周缘上二叠统深水陆棚相页岩也具有较大的页岩气资源潜力，是五峰组—龙马溪组页岩气的重要接替领域。

5 结论

(1)四川盆地上二叠统发育海陆过渡相和深水陆棚相富有机质页岩，其中海陆过渡相含煤页岩层系主要分布于成都—南充—广安—石柱—涪陵一线以南的龙潭组；深水陆棚相富有机质页岩主要分布于四川盆地北部广元—巴中—宣汉—云阳和鄂西地区一带的吴家坪组和大隆组。

(2)上二叠统海陆过渡相页岩单层厚度薄，但累计厚度大，干酪根类型以Ⅲ型为主，现处于高成熟—过成熟阶段；页岩储集空间以黏土矿物孔、粒间孔和微裂缝为主，有机质孔不发育，具有页岩气、煤层气和致密气共生的特点。页岩黏土矿物含量高、脆性矿物含量较低，可压裂性较差，需要进一步攻关适应性工程工艺技术。

(3)吴家坪组页岩厚度20～80 m，大隆组页岩厚度10～40 m，TOC普遍大于2%，有机质类型以Ⅱ1型为主，目前处于高成熟—过成熟阶段；页岩储集空间以有机质孔为主，储集性能好，硅质矿物含量较高、黏土矿物含量较低，页岩可压裂性好，是四川盆地页岩气勘探的一个重要领域。