康滇隆起东缘上三叠统页岩气有利区优选

何 磊，牟必鑫，杨 平 ，陈 杨，刘治成

1.中国地质调查局成都地质调查中心，四川 成都 610081；2.四川省煤田地质工程勘察设计研究院，四川 成都 610072；3.页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川 成都 610072；4.四川省国土科学技术研究院（四川省卫星应用技术中心），四川 成都 610045

引言

页岩气具有自生自储及吸附成藏的性质，一般以吸附游离态聚集在泥页岩纳米级孔隙中[1]。自美国于2003 年开始工业化开发页岩气以来[2]，页岩气作为非常规天然气藏在中国也掀起了勘探开发的热潮[3]，其中，四川盆地形成了威远—长宁[4]、涪陵等多个页岩气田[5-6]。近年来，随着页岩气勘探的深入，四川盆地外围也取得许多页岩气新发现[7]，表明新区新层系的页岩气评价具有重要意义。

康滇隆起及周缘上三叠统发育，特别是康滇隆起东缘上三叠统白果湾组发育大套泥质烃源岩和砂岩储层。自20 世纪90 年代以来，该地区油气勘探与研究聚焦于西昌盆地上三叠统白果湾组，部署了大量的二维地震，并先后完成了4 口钻井，虽然主要目的层白果湾组都微含气，但均未获工业油气流，西昌盆地晚期构造十分强烈[8]，不利于常规油气的保存。前人对白果湾组开展了地层、沉积相、储层及油气显示等相关研究，将白果湾组划分为4段，并与四川盆地须家河第三—第六段进行了对比研究[9]。杨威和客昆等[9-10]认为白果湾组为湖泊、三角洲及扇三角洲相沉积；刘树根等[11]认为白果湾组三角洲前缘发育的粗砂岩可构成近源油气成藏的重要储层；文龙等[12]通过研究西昌盆地北部古油藏相关油气地球化学指标，发现其源自白果湾组陆相烃源岩。西昌盆地白果湾组普遍发育大套富有机质泥页岩，是上扬子西南缘陆相页岩主要分布区之一。2019 年以来，随着西昌盆地页岩气调查的不断深入，在西昌盆地东部昭觉拗陷的ZD1 井钻遇白果湾组时获得了良好的油气显示，不仅在砂岩中获得浅层油的发现，在富有机质页岩中也普遍含气，ZD1井的天然气地球化学分析结果表明天然气来源于白果湾组腐泥型有机质[13]，进一步证实了西昌盆地腹地白果湾组具有良好的生烃潜力和较好的有机质类型。同时开展的西昌盆地白果湾组富有机质泥页岩调查研究表明页岩厚度大，有机碳大多超过1%，页岩小孔和微孔非常发育，具有较好的页岩气储集空间[10]，上述研究表明，西昌盆地白果湾具有较好的页岩气资源勘探潜力。

即便如此，西昌盆地白果湾组的页岩气选区评价尚未系统开展，相关的烃源岩评价缺乏野外露头剖面系统采样和测试数据的支撑。虽然已有相关研究总结了复杂构造区海相页岩气评价选区的方法[14-15]，但以陆相和III 型有机质为主的页岩气形成具有其特殊性，因此，不能完全照搬成熟区海相页岩气的评价方法。西昌盆地白果湾组平面上及纵向上沉积相变化较大，尚未开展以段为级别的烃源岩或页岩气综合评价，页岩甜点段难以准确把握。

本文基于西昌盆地大量的露头剖面、钻井和样品测试资料，在白果湾组沉积相分析的基础上，综合选取页岩厚度、总有机碳含量（TOC）、镜质体反射率（Ro）及埋深等指标，并结合区域断裂分布特征进行了多因素叠加选区，优选康滇隆起东缘西昌盆地上三叠统白果湾组页岩气有利区。

1 区域地质概况

西昌盆地位于中国四川盆地西南部，大地构造上紧邻羌塘—三江造山系的松潘—甘孜造山带，位于扬子陆块西缘[8，16]，自西向东分别以安宁河断裂、峨边断裂为界，由南至北则以则木河断裂、大渡河断裂为界，盆地面积约14 000 km2[17-18]。西昌盆地早期发生裂陷作用，自晚三叠系沉积时开启陆相盆地演化阶段[8]。现今西昌盆地由米市拗陷、昭觉拗陷、麻姑山拗陷、甘洛拗陷及美姑拗陷等5 个二级构造单元组成（图1a）。白果湾组主要出露在西昌盆地边缘，在西昌盆地大部分地区可分为四段[9-10]，在盆地中心的局部地区可划分出第五段浅湖相沉积的灰绿色泥岩及粉砂岩[19]，暗色页岩分布在第一段至第四段（图1b）。

图1 研究区构造纲要图和白果湾组典型地层柱状图Fig.1 Structural outline map of the study area and column of typical strata of Baiguowan Formation

对于海相页岩，浅海陆棚或潟湖等沉积相是其形成的有利相带，而陆相页岩一般发育在深湖—半深湖、前三角洲和沼泽等环境。晚三叠世，西昌盆地西侧安宁河断裂活动性增强，其表现为断裂西侧上升，东侧强烈下降，白果湾组一段（T3bg1）主要表现为一系列扇三角洲群的沉积特征，形成大套砾岩，主要成分为元古界花岗岩，砾石磨圆中等，分选差，填隙物主要为砂泥质，为近源快速沉积的产物，显示主要物源为盆地西侧的康滇隆起[9]。随着安宁河断裂的活动性减弱，白果湾组二段（T3bg2）演化为湖泊—三角洲沉积，区域上白果湾组二段下部发育稳定的半深湖--前三角洲相灰黑色泥岩，发育水平层理，该套湖扩体系域形成的泥岩厚度较大，有机质含量高，生烃潜力较好，随着陆源碎屑的大量供给，上部普遍表现为向上砂岩粒度及单层厚度逐渐增加的逆粒序，主要为三角洲前缘沉积，页岩不发育。随着第二次湖扩，在白果湾组三段（T3bg3）下部形成一套更加优于白果湾组二段（T3bg2）的半深湖—前三角洲相灰黑色泥岩，同样，随着陆源碎屑的大量供给，湖泊逐渐萎缩，白果湾组三段（T3bg3）上部主要演化为三角洲前缘及三角洲平原沉积，发育河口坝、水下分流河道、分流间湾等沉积微相，在三角洲平原发育沼泽沉积的炭质泥岩，含植物碎片，偶夹煤线。白果湾组四段（T3bg4）暗色泥岩较少，其下部为三角洲平原相沉积，岩性以灰—深灰色细—粉砂岩为主，可见植物茎化石，上部则演变为三角洲前缘沉积的厚层状粉砂岩，偶见植物碎片[10]，第五段（T3bg5）沉积一层浅湖相的灰绿色泥岩及粉砂岩。

2 页岩气储层发育特征

本文对康滇隆起东缘西昌盆地上三叠统白果湾组大量野外露头剖面开展实测工作，采集暗色页岩样品并送样测试。样品主要采自西昌盆地米市拗陷及周缘的37 个白果湾组露头剖面，岩性主要为灰黑色泥页岩，分段进行了岩性、单层厚度及累计厚度统计，颜色较黑的泥页岩样品的采样密度一般为1∼2 个/2 m，对灰黑色泥页岩样品进行了有机碳、热演化程度、有机质类型和干酪根碳同位素等相关测试。

根据页岩气相关标准[20]，将总有机碳含量大于1%的泥页岩归为富有机质泥页岩，将总有机碳含量大于1%的页岩样品所在小层的厚度进行累加，进行页岩厚度统计，分段编制白果湾组富有机质页岩厚度图。根据页岩样品有机碳数据资料，剔除煤系样品，剖面平均总有机碳含量采用单个剖面中所有样品的总有机碳含量加权平均值，通过干酪根类型指数[21]和碳同位素判断白果湾组泥页岩有机质类型。

2.1 页岩分布及有机质含量

在西昌盆地白果湾组沉积相演化特征分析的基础上，对白果湾组各段富有机质页岩分布特征进行了系统总结。米市拗陷腹地XD1 井、XD3 井、QB1井及XJ1 井均钻遇白果湾组富有机质页岩。纵向上，富有机质页岩主要分布在白果湾组二段及三段下部（图2），厚度普遍为40∼100 m 不等，自西向东其厚度呈逐渐减薄特征；平面上则以QB1 井为沉积中心，其四周富有机质页岩厚度有逐渐减小的趋势（图3）。

图2 研究区白果湾组自西向东地层对比及富有机质页岩展布特征Fig.2 E–W trending stratigraphic correlation and organic-rich shale distribution characteristics of the Baiguowan Formation in the study area

图3 研究区白果湾组富有机质页岩分段厚度分布图Fig.3 Thickness distribution of organic-rich shale of Baiguowan Formation in the study area

白果湾组一段富有机质页岩主要分布在米市拗陷，其中，QB1 井厚度可达69 m，北部越西、甘洛、东部美姑拗陷、麻姑山拗陷及昭觉拗陷该段页岩厚度普遍小于20 m（图3a）。白果湾组二段富有机质页岩分布范围广泛，整个西昌盆地基本上均有分布，是白果湾组富有机质页岩分布的重点层系之一，米市拗陷中南部富有机质页岩厚度较大，其中，XD3 井厚度可达89 m，甘洛拗陷、美姑拗陷、麻姑山拗陷及昭觉拗陷该段页岩厚度普遍在20∼50 m（图3b）。白果湾组三段富有机质页岩分布特征与二段相似，具有较强的沉积继承性，米市拗陷均发育三段泥页岩，该时期沉积中心QB1 井—XD3 井一带富有机质页岩厚度最大，厚度中心大致呈南北向展布特征，其中，QB1 井富有机质页岩厚度可达251 m，甘洛拗陷、美姑拗陷、麻姑山拗陷及昭觉拗陷该段页岩厚度普遍在10∼50 m（图3c）。白果湾组四段富有机质页岩厚度明显减小，砂岩增多，米市拗陷大部分区域均发育4 段泥页岩，沉积中心为米市拗陷QB1 井一带，其富有机质页岩厚度最大，其中，QB1 井厚度为78 m，甘洛拗陷、美姑拗陷、麻姑山拗陷及昭觉拗陷该段页岩厚度普遍在10∼30 m（图3d）。

研究区白果湾组富有机质页岩总有机碳含量等值线图反映米市拗陷中心的XD1、QB1 及XJ1 井平均总有机碳含量相对最高，在1.40%∼1.60%，其中，QB1 井最高可达1.68%，其他区域总有机碳含量平均值普遍在1.00%∼1.20%，整体平均总有机碳含量在1.00%∼1.60%（图3b）。

从西昌盆地白果湾组富有机质页岩厚度分布来看，米市拗陷腹地XD1 井、XD3 井、QB1 井及XJ1井揭示白果湾组富有机页岩厚度普遍大于200 m，其中，QB1 井最厚，可达483 m（图4a）。米市拗陷东缘以及麻姑山拗陷白果湾组富有机质页岩的平均总有机碳含量普遍在1.20%∼1.60%，其中，黑史拉达剖面最高可达1.64%，向南东方向总有机碳含量平均值具有减小趋势。昭觉拗陷的总有机碳含量平均值变化较大，其中，ZD1 井平均总有机碳含量为0.90%，俄而古曲和拖都剖面平均总有机碳含量为1.10%左右，向东部和南部方向，平均总有机碳含量均具有急剧下降趋势，例如，昭觉拗陷东部的千哈戈村剖面平均总有机碳含量仅0.79%。甘洛拗陷的总有机碳含量平均值较稳定，变化幅度较小，普遍在1.00%∼1.30%，向北西方向总有机碳含量值具有减小趋势。美姑拗陷的平均总有机碳含量差异较大，平面上呈现出南北高、中间低的特征，南部高值区依葛剖面总有机碳含量平均值最大可达1.72%，北部总有机碳含量平均值最高可达1.45%，其他区域总有机碳含量平均值普遍位于1.00%∼1.20%（图4b）。

图4 研究区富有机质页岩总厚度和总有机碳含量分布特征图Fig.4 Total thickness and total organic carbon distribution of organic-rich shale in the study area

总体上看，西昌盆地白果湾组富有机质页岩总有机碳含量平均值与总厚度平面分布略有差异，总有机碳含量高值区域大致位于米市拗陷XJ1井— QB1 井—XD1 井一带呈南北向展布，美姑拗陷及麻姑山拗陷发育多个总有机碳含量高值区，总有机碳含量大致具有向北东和南东方向减小的趋势（图4）。

2.2 页岩有机质类型

对白果湾组二段页岩进行了系统的有机显微组分分析，镜质组均为正常镜质体，未见富氢镜质体，正常镜质体含量较高，分布在70.0%∼92.0%，平均为84.9%，惰质组以丝质体为主，含量为7.0%∼30.0%，平均为14.9%，少数样品中含壳质组，主要为孢粉体及角质体，含量1.0%∼2.0%，类型指数为−82.50∼−74.25，有机质类型主要为III 型，II2型次之。干酪根有机碳同位素（δ13C）是判断烃源岩母质类型常用的方法。不同生物体中δ13C 值不同[22]，胡见义[23]用δ13C=−26.0‰和δ13C=−27.5‰区分III、II、I型干酪根的界限，梁狄刚等[24]则将II 型与I 型干酪根界限值改为−29.0‰。西昌盆地白果湾组页岩干酪根有机碳同位素（δ13C）为−26.2‰∼−23.2‰，平均−24.4‰，普遍高于−26.0‰，均划分为III 型有机质，只有极个别样品干酪根有机碳同位素（δ13C）略低于−26.0‰，为II2型有机质（表1）。与南方不同层系烃源岩干酪根碳同位素对比，西昌盆地米市拗陷及周缘白果湾组与四川盆地西南LD1 井须家河组均具有较重的干酪根碳同位素（图5），具有相似的有机质类型，大部分页岩与煤系地层具有相似的干酪根碳同位素，反映沉积有机质以陆源高等植物为主。值得注意的是，ZD1 井白果湾组原油碳同位素为−33.6‰∼−33.1‰，大幅低于−30.0‰[13]，应属于湖相原油[25]，与“煤成油气”具有完全不同的碳同位素组成，应来源于盆地腹地偏腐泥型的有机质，说明西昌盆地中心白果湾组页岩有机质类型较好，页岩气资源潜力大。

表1 研究区白果湾组富有机质页岩干酪根碳同位素与有机质类型划分Tab.1 Carbon isotopes and organic matter types of kerogen in organic-rich shale of Baiguowan Formation in the study area

图5 干酪根碳同位素与有机质类型划分Fig.5 The division of carbon isotope division of kerogen and organic matter type

2.3 页岩物性特征

研究区白果湾组沉积相变化较大，碎屑岩的岩性多样，灰黑色页岩中普遍夹有粉砂岩、泥质粉砂岩、细砂岩。本文对西昌盆地普格海子河坝、昭觉俄尔古曲和美姑母觉3 条相对低演化程度的页岩的剖面进行了物性分析（表2）。由表2 可以看出，白果湾组泥页岩总孔容较大，普遍大于0.020 0 cm3/g，总孔容孔隙度普遍高于5.00%，平均孔直径明显高于四川盆地龙马溪组页岩，普遍大于7.00 nm；有机质含量高的样品，比表面积明显更大，总孔容孔隙度更高。数据结果表明，白果湾组富有机质页岩孔隙类型复杂，有机质孔等纳米级孔隙为白果湾组页岩气形成的重要孔隙类型。

表2 研究区白果湾组页岩露头样品物性特征Tab.2 Properties of shale outcrop samples from Baiguowan Formation in the study area

3 有利区优选

3.1 陆相页岩气形成主控因素对比

对西昌盆地ZD1 井白果湾组，四川盆地西南缘LD1 井须家河组及贵州盆地西北缘威宁地区WD1井旧司组发育的页岩[26]进行了对比（表3）。西昌盆地白果湾组页岩沉积相、岩性、总有机碳含量及有机质类型与LD1 井须家河组和WD1 井旧司组相似，白果湾组和须家河组大多为沼泽相的III 型有机质，也发育湖相的II 型有机质WD1 井旧司组有机质类型略微偏好，局部为浅海陆棚相的II1型有机质。页岩自身具有良好封盖性，西昌盆地白果湾组发育的大套泥页岩可作为区域顶板盖层，ZD1 井、LD1 井及WD1 井三者页岩累计厚度均较大，因此，具备页岩气形成的顶板条件。成熟度对比显示西昌盆地ZD1 井镜质体反射率明显低于LD1 井和WD1井，通过镜质体反射率等值线研究可以看出，西昌盆地中部—西北部镜质体反射率普遍大于3.00%，东南部昭觉一带普遍小于2.00%[19]，ZD1 井页岩镜质体反射率仅为1.08%，LD1 井和WD1 井页岩具有更高的成熟度，镜质体反射率分别为1.59%∼2.10%和1.40%∼2.20%。现场实测ZD1 井解析气含量小于LD1 井及WD1 井，由于煤系含量少，全烃显示也不如后者。基于上述认识，西昌盆地白果湾组页岩气主控因素与四川盆地西南缘具有一定相似性[15]，除沉积相和页岩有机质含量等因素外，选区时也应综合考虑富有机质页岩演化程度、顶板厚度、埋深及研究区断裂发育情况等因素。

表3 陆相--过渡相页岩地质条件与含气性对比Tab.3 Comparison of geological conditions and gas-bearing properties of continental facies and transitional facies shale

3.2 西昌盆地白果湾组页岩气优选评价方法

页岩气资源有利区应具备一定的有效页岩厚度，据北美页岩气开发实例，有效页岩厚度一般大于15 m[14]。西昌盆地白果湾组页岩连续厚度大多在10∼20 m，多夹致密渗透性差的粉砂岩，多层累计厚度大，参考相关标准[27]，选区时选择总有机碳含量大于等于1%、累计厚度大于50 m 或者分段后厚度大于20 m 的页岩段作为有利区有效页岩厚度标准。

页岩热演化程度是页岩气有利区优选的重要考虑因素，一般认为I、II 型有机质热演化生烃死亡线为镜质体反射率等于3.00%，但以煤为代表的III 型干酪根该值最高可达10.00%[28]，北美主要页岩气层镜质体反射率一般在1.10%∼5.00%，四川盆地西南缘海相页岩镜质体反射率在2.38%∼3.37%[15]，研究表明，页岩镜质体反射率过高则不具备生烃补给能力[29]，复杂构造区能形成页岩气富集的区域镜质体反射率普遍小于3.00%。西昌盆地白果湾组富有机质页岩镜质体反射率在1.08%∼3.98%，其中，米市拗陷镜质体反射率为1.65%∼3.85%，昭觉拗陷镜质体反射率为1.08%∼1.46%，美姑拗陷具有最高的镜质体反射率，普遍大于2.50%[19]。结合国内外页岩气勘探研究现状，本文建议页岩热演化程度的上限为镜质体反射率等于3.00%。

此外，页岩气有利区选择应考虑页岩埋深，页岩埋深太浅一般造成地层压力下降，不利于页岩气的保存，埋深太大会导致页岩气勘探开发的经济性变差[14]，因此，页岩埋深不宜过低也不宜过高，建议有利区埋深在1 000∼4 500 m。

断裂对于页岩气的保存具有双重作用，一定规模的断裂可以控制页岩的渗透率及孔隙连通程度，但规模过大会导致气体散失，破坏页岩气的富集与保存，尤其是“通天”断裂[30]，复杂的断裂系统会使页岩气保存遭到不同程度破坏[31]，因此，在页岩气选区时应避开区域内的大型断裂。在西昌盆地页岩气有利区优选过程中，通过二维地震资料对西昌盆地发育的则木河、黑水河及普雄—四开等主要断裂进行了分析，这些断裂大多数发育在燕山晚期—喜马拉雅期，呈南北走向，属于单一东西向挤压应力，反映总体为挤压应力场环境，而非类似川西南多方向应力叠加的特征[32]。一般认为，断层在2 km 范围内具有较强的破坏作用，但对于远离断层2 km 以外的区域，白果湾组页岩具有高黏土含量且自封闭性较强的特点，在适当埋深和热演化程度下，具有一定的页岩气保存条件。

3.3 页岩气资源量估算方法

页岩气资源量估算方法有多种，如类比法、容积法、成因法及总含气量法等[14]。对于高有机质丰度的I 型有机质的页岩可采用体积法计算页岩含气量，例如，四川盆地龙马溪组便采用此方式计算页岩含气[29]。当盆地勘探程度低，页岩孔隙度、等温吸附或者含气饱和度等参数不明确时，很难采用体积法进行含气量的计算。烃源岩在热演化过程中处于不同成熟阶段或者烃源岩本身厚度不同导致烃源岩自身累计排烃效率存在差异，若排烃效率高，可形成常规油气或者就近形成致密砂岩油气；若排烃效率低，则滞留烃含量高而形成页岩油气[33]。研究表明，烃源岩成熟度越高其排烃效率越高[34]，大多数学者认为厚层烃源岩不利于排烃，其排烃率一般为25%∼40%[35]，Leythaeuser 等[36-37]认为，厚层页岩边部累计排烃效率可高达86%，而中部页岩的累计排烃效率仅为27%，综合排烃效率不高于50%。因此，页岩的含气量不仅仅取决于页岩本身的孔隙和吸附性能，还取决于页岩生烃量和排烃效率。对于以III 型有机质为主的中--低有机质丰度的烃源岩，由于其生烃强度有限，建议采用成因法估算页岩的含气量。

有机质类型以I∼II2型为主，总有机碳含量为1.00%左右的页岩饱和吸附量为3.52∼4.02 m3/t[29]，西昌盆地白果湾组页岩有机质类型主要为II2∼III 型，以总有机碳含量为1.00%左右的样品为例，普格海子河坝灰黑色泥岩饱和吸附量为1.93∼2.29 m3/t（表4），据不同类型有机质原始氢指数分类标准[23]，II2型有机质原始氢指数600 mg/g，II2型有机质为250 mg/g，III 型有机质为130 mg/g。通过质量守恒原则计算不同有机质类型的烃源岩生烃量，当总有机碳含量等于1.00% 时，I 型有机质的烃源岩生气潜力为12.98 m3/t，II1型为8.60 m3/t，II2型为3.49 m3/t，III型为1.73 m3/t（表4）。陈建平等[34]对不同类型有机质在不同演化阶段的累计排烃效率进行了大量模拟，本文根据模拟结果大致估算了白果湾组富有机质页岩在不同演化阶段的排烃效率和滞留烃含量。西昌盆地白果湾组富有机质页岩累计厚度大多超过50 m，白果湾组二段和三段的页岩基本连续分布，按照估算的排烃效率得出白果湾组富有机质页岩在高成熟阶段（镜质体反射率在1.30%∼2.00%），滞留气态烃的含量为0.86∼1.40 m3/t。白果湾组富有机质页岩平均总有机碳含量在1.00%∼1.60%，估算页岩总含气量为1.00∼1.50 m3/t。

表4 不同类型烃源岩吸附性能与假定的排烃效率Tab.4 Adsorption performance and assumed hydrocarbon expulsion efficiency of different types of source rocks

3.4 有利区优选评价结果

选用白果湾组富有机质页岩厚度、总有机碳含量、镜质体反射率及埋深等主要指标，结合页岩顶板条件及区域大型断裂发育情况，对西昌盆地米市拗陷及周缘白果湾组一段、二段、三段及四段综合进行了页岩气有利区优选（图6）。

图6 西昌盆地白果湾组富有机质页岩有利区优选Fig.6 Optimum selection of favorable areas of organic-rich shale in Baiguowan Formation in Xichang Basin

白果湾组一段可优选出特尔果、七里坝、乐伍及巴九—四开共4 个有利区，面积为686 km2，资源量为785×108m3（图6a）。

白果湾组二段优选特尔果、七里坝、乐伍、巴九—四开、西昌共北及龙恩7 个有利区，面积为1 380 km2，资源量为1 968×108m3（图6b）。

白果湾组三段优选特尔果、七里坝、乐伍、巴九—四开、西昌北、拉打及龙恩共7 个有利区，面积为1 315 km2，资源量为3 095×108m3（图6c）。

白果湾组四段优选特尔果、七里坝、普雄—乐伍、巴九—四开及美姑北共5 个有利区，面积为1 214 km2，资源量为1 259×108m3（图6d）。其中，白果湾组三段富有机质页岩最厚，页岩气资源潜力最大，有望实现新区新层系的页岩气发现（表5）。

表5 研究区白果湾组三段富有机质页岩有利区资源量估算Tab.5 Resource estimates in favorable areas of organic-rich shale in the third member of Baiguowan Formation in the study area

4 结论

1）西昌盆地米市拗陷白果湾组4 段均发育湖相或沼泽相富有机质页岩，其中，米市拗陷富有机质页岩厚度最大，纵向上主要分布于二段及三段下部，平面上自西向东页岩厚度减薄。

2）白果组页岩平均总有机碳含量为1.00%∼1.60%，干酪根有机碳同位素为−26.2‰∼−23.2‰，有机质类型以III 型为主，总孔容较大，普遍大于0.02 cm3/g，总孔容孔隙度明显高于5%，有机质孔是白果湾组页岩气形成的重要孔隙类型。

3）对比了不同地区陆相页岩的各项指标，表明有机质含量、热演化程度是研究区页岩气形成的重要因素。

4）采用成因法估算白果组页岩含气量为1.0∼1.5 m3/t，多因素叠合法分段优选了页岩气有利区，分区评价了页岩气资源量，其中白果湾组三段最有利，特尔果和七里坝等有利区有望实现新区新层系页岩气的发现。