四川盆地及其周缘页岩气勘探开发现状潜力与展望.docx

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四川盆地及其周缘页岩气勘探开发现状潜力与展望

摘要：

历经10余年的探索与发展，中国南方地区已全面进入中浅层海相页岩气规模效益开发阶段，综合评价四川盆地及其周缘页岩气勘探开发潜力和发展前景，是关乎四川盆地能否建成“天然气大庆”的关键。

为了给下一步的页岩气勘探开发提供理论支持，通过系统总结四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发理论和成效，分析了中国南方页岩气勘探开发现状与潜力，预判了未来的发展前景。

研究结果表明：

①川南地区4500m以浅五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源量为3.7×1012m3，其中可采储量超过2×1012m3，具备建成1000×108m3页岩气年产规模并稳产10年以上的开发潜力，中国石油天然气股份有限公司迄今已累计提交页岩气探明地质储量1.061×1012m3，并建成百亿立方米年产量页岩气大气区；②渝东北—鄂西地区、川西南—滇东北复杂构造区五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源潜力较好，亦具有良好的勘探开发前景；③四川盆地及其周缘具有三套后备页岩气层系，即下寒武统筇竹寺组海相页岩、上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩和下侏罗统自流井组陆相页岩，其中筇竹寺组海相页岩在绵阳—长宁拉张槽内优质页岩厚度较大、压力较高、孔隙较发育，是下一步页岩气勘探开发的重点，而川中—川东北地区自流井组大安寨段陆相页岩也具有一定的页岩油气勘探开发潜力。

关键词:

 四川盆地及其周缘；页岩气；后备层系；下寒武统；上二叠统；下侏罗统；勘探开发潜力

1　研究背景

中国陆相、海陆过渡相页岩气目前勘探开发程度低，资源评价也存在着较大的不确定性，尤其是受“两高两低”（高吸附气比例、高黏土矿物含量、低热演化程度、低地层压力）的制约，要实现页岩气规模有效开发难度较大，现阶段仅在我国南方的四川盆地及其周缘实现了埋深3500m以浅海相页岩气的规模效益开发[1-6]。

四川盆地及其周缘广泛发育6套海相、海陆过渡相及陆相页岩地层（图1-a），其中海相深水陆棚相上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩是该区最有利的页岩气勘探开发层系[7-10]，优质页岩厚度介于20～80m、分布稳定。

对近期数据的统计结果表明，中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）在川南地区长宁、威远和昭通区块已累计提交浅层（埋深不超过2500m）和中浅层（埋深介于2500～3500m）页岩气探明地质储量1.061×1012m3，中国石油化工股份有限公司（以下简称中国石化）在永川、涪陵、威荣区块已累计提交页岩气探明地质储量9408×108m3（图1-b）。

截至2020年11月底，川南地区中国石油区块已经累计生产页岩气252×108m3，目前日产量已经超过4000×104m3，其中威远页岩气田和长宁页岩气田日产气量分别为1010×104m3和1160×104m3，已经形成川南地区“万亿立方米储量、百亿立方米产量”页岩气大气区，四川盆地已经成为继美国之后的全球第二大页岩气生产基地。

此外，目前我国页岩气勘探开发主战场已经向着深层（埋深介于3500～4500m）转移，继泸203井（垂深3893m）获得深层页岩气勘探开发重大突破后，中国石油在威远、泸州区块多口深井再次获得20×104～50×104m3/d的高产页岩气流，展示出四川盆地深层页岩气巨大的勘探开发潜力。

图1　四川盆地综合地层柱状图与构造演化位置分区图

按照“上部气层就近接替（双层立体开发）、转向超深层（埋深超过4500m）、持续攻关常压和低压区三者并行”的思路，我国对五峰组—龙马溪组海相页岩以上的3个领域也已开展了持续攻关[11]，目前见到了一些好的苗头。

此外，为了持续助力中国页岩气的发展，中国石油不局限于五峰组—龙马溪组海相页岩，在对上述3个领域开展攻关研究的同时，还对四川盆地及其周缘的3套页岩气接替层系（下寒武统筇竹寺组海相页岩、上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩和下侏罗统自流井组大安寨段陆相页岩）开展了不同程度的勘探评价工作。

研究发现，尽管上述3套页岩气接替层系的品质、厚度、脆性和有利区分布与五峰组—龙马溪组海相页岩存在着较大的差异，但仍然具备页岩气勘探开发的潜力。

为了给中国南方页岩气勘探开发提供理论支持，笔者主要基于中国石油的页岩气勘探开发研究与实践，以四川盆地及其周缘为研究对象，在总结页岩气重点勘探开发领域现状的基础上，探讨了五峰组—龙马溪组下一步的页岩气勘探开发攻关方向、评价和梳理了上述3套页岩气接替层系的勘探开发潜力，进而展望了四川盆地及其周缘页岩气勘探开发的前景。

2　五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发现状与下一步攻关方向

2.1　四川盆地页岩气勘探开发现状

2.1.1　浅层—中浅层（埋深不超过2000m）页岩气勘探开发现状

四川盆地南部五峰组—龙马溪组埋深浅于2000m的地区主要位于昭通国家级页岩气示范区，示范区内目标地层埋深主体介于500～2000m，占该示范区总面积的80%。

古生代以来先后经历了加里东、海西、印支和喜马拉雅期四期强烈构造变形作用，表现为“地层浅、强改造、过成熟、杂应力”的山地页岩气特点（表1）[12-13]。

昭通示范区页岩气资源量为3.78×1012m3，截止到2019年底，该区块已累计提交探明页岩气地质储量1886.66×108m3。

截至目前，昭通示范区黄金坝—紫金坝地区已完成10×108m3页岩气建产，创新川南“山地页岩气高效开发模式，累计生产页岩气46×108m3，已经成为继长宁—威远、焦石坝之后的我国第三大页岩气生产基地。

目前昭通示范区页岩气勘探开发工作集中在北部，页岩气年产能力为18×108m3（图2）。

表1　山地浅层页岩气地质工程一体化评价选区地质和

工程甜点要素分析表[12]

图2　昭通地区构造位置及页岩气有利区分级评价图[12]

2.1.2　中深层（埋深介于2000～3500m）页岩气勘探开发现状

中国页岩气勘探开发历经10余年的发展，现已在四川盆地建成了长宁—威远、涪陵国家级页岩气示范区。

上述示范区内五峰组—龙马溪组埋深主体浅于3500m的区域已实现规模效益开发，其中川南地区中国石油矿权区内广泛发育深水陆棚亚相，富有机质页岩大面积分布，储层具有热演化成熟度高、富碳、低黏、高硅、中孔等特征，普遍超压，页岩气保存条件好[14-19]。

中国石油目前已基本明确川南地区目的层埋深介于2500～3500m的可工作面积达2500km2，页岩气资源量为1.2×1012m3，可实施水平井3600口以上，可建成年产页岩气200×108m3规模并稳产10年以上（图3）[14]。

同时，中国石化涪陵页岩气田页岩气累计产量也突破了300×1012m3，该气田日产气量约1700×104m3。

由此可见，页岩气已成为中国天然气产量新的增长极。

图3　川南地区五峰组底埋深以及页岩气建产区、接替区平面分布图[14]

2.1.3　深层（埋深介于3500～4500m）页岩气勘探开发现状

随着海相页岩气勘探开发的深入，川南地区页岩气勘探开发主战场正在向深层转移。

四川盆地及周缘深层（五峰组—龙马溪组埋深介于3500～4500m）地区主要位于川南泸州、渝西、威远南部以及川东南地区（图4）。

据中国石油西南油气田公司探区“十三五”油气资源评价结果和最新有利区优选标准（中国石油内部标准）（表2），川南深层区域（扣除不可工作区后）总面积为6600km2，评价页岩气资源量为3.7×1012m3，可部署水平井1.5×104口，页岩气可采储量超过2×1012m3，具备建成500×108m3页岩气年产规模并稳产20年或1000×108m3页岩气年产规模并稳产10年以上的开发潜力（表3）[8]。

图4　川南地区五峰组—龙马溪组埋深4500m 以浅核心勘探区分布图[8]

表2　川南地区页岩气勘探选区主要评价参数指标表[8]

表3　川南地区核心勘探区不同埋深页岩气开发潜力统计表[8]

2019年，中国石油在川南泸州地区五峰组—龙马溪组埋深3800m的泸203井获得138×104m3/d测试产量（折算1500m水平段长产量为202×104m3/d），树立了页岩气单井测试产量的标杆；继泸203井获得高产后，威远、泸州区块又有5口井获得40×104～50×104m3/d的页岩气高产，展示了深层页岩气巨大的勘探开发潜力。

目前中国石油在川南深层区设置了4个试采区，共部署了24个平台75口井——开钻井30口、完钻井26口、完成测试井9口、投产井9口，预计“十四五”期间泸州地区将建成深层万亿立方米储量、百亿立方米年产量页岩气田。

中国石化也同步开展了深层页岩气勘探工作，在川东南丁山地区部署实施丁页2井，导眼井完钻井深为4418m、优质页岩厚度为35.5m，测试求产日产页岩气10.42×104m3，此后持续部署实施丁页4、丁页5井，配套140MPa压裂装备，应用高黏度滑溜水，提高施工能力，分别获得20.56×104m3/d和16.33×104m3/d的测试效果，揭示出川东南深层页岩气良好的勘探潜力。

2.2　四川盆地周缘页岩气勘探情况

2.2.1　渝东北—鄂西地区

四川盆地外围构造区海相页岩具有“层系多、岩相变化快、热演化程度高、构造改造强、抬升幅度大”的特点[13]。

2017年初，中国地质调查局武汉地质调查中心承担的鄂宜页2井在中二叠统栖霞组、下志留统罗惹坪组以及五峰组—龙马溪组等多个层系都获得了气体显示，发现了四川盆地外围志留系页岩气的一些好的苗头。

鄂宜页2井五峰组—龙马溪组暗色页岩厚度为89m，其中富有机质页岩（TOC＞2%）厚度为33m，该套页岩在钻井液密度为1.29g/cm3的条件下，气测全烃含量录井显示由0.05%上升至1.12%，现场解析含气量为0.62～3.29m3/t，平均为1.63m3/t，岩心浸水实验气泡剧烈并点火成功[20]。

2019年以来，鄂宜页2井获得成功之后，按照“积极拓展长江中游”的战略部署，在该区再次发现了页岩气好苗头[21-22]。

湖北秭归地区鄂秭页1井五峰组—龙马溪组钻遇气测异常34.6m/2层，全烃含量最高达12.17%，甲烷含量为11.61%（平均值为4.20%）；页岩含气量最高达4.2m3/t，预测地层压力系数为1.5。

咸丰地区鄂丰地1井在五峰组—龙马溪组钻遇厚度为74m的黑色页岩，全烃含量最高达9.62%，解析含气量（不含残余气）为0.20～2.53m3/t，平均值为1.67m3/t，呈现出长江经济带页岩气勘查开发的新格局。

2.2.2　川西南—滇东北地区

2016年中国地质调查局油气资源调查中心在川西南—滇东北地区开展了1∶25万页岩气地质调查，部署实施的新地2井获得了页岩气好苗头。

新地2井富有机质页岩厚度为32m，现场解析气量平均值为2.01m3/t，Ⅱ类黑色页岩厚度为71m，现场解析气量平均为1.19m3/t。

2017年云大地3井进一步揭示其富有机质页岩厚度为40m，现场解析气量平均为0.80～2.23m3/t，其中解析气量大于1m3/t页岩厚度为36m，证实木杆向斜为含气构造，拓展了川西南—滇东北地区五峰组—龙马溪组深水陆棚优质页岩的分布范围，扩大页岩气勘查面积6000km2[23]。

2017年莲峰向斜云永地3井钻探揭示五峰组—龙马溪组富有机质页岩厚度56m，总含气量为0.15～1.58m3/t，平均为0.63m3/t，气测全烃含量最高达4.87%，甲烷含量平均为96.19%，进一步证实了川西南—滇东北页岩气有效勘查面积[24]。

2018年滇东北大关县木杆向斜页岩气参数井——云大页1井钻探揭示五峰组—龙马溪组富有机质页岩段厚度为38m，现场解析气量为2.90～9.68m3/t、平均为4.90m3/t；2019年云大页1井地质—工程甜点段井深2040～2088m分成两段压裂、射孔7簇并排采试气，直井含气性测试12h稳产气2640m3、折算产量为5280m3/d，突破了出气关[25]。

中国地质调查局依据“（TOC≥2.0%连续厚度逾15m或TOC≥1.0%连续厚度逾30m）＋Ro＜3.0%＋埋深超过1500m+构造稳定＋地形好范围”编制提交滇东北矿业权空白区页岩气地质资料包，计算油气矿业权空白区页岩气资源潜力，勘查区块（木杆+高桥—莲峰）面积为705km2，其中可勘查有效面积为519km2，页岩气资源量为2683×108m3。

总体上揭示出四川盆地西南周缘复杂构造区五峰组—龙马溪组页岩气资源潜力较好，具良好的勘探开发前景。

2.3　五峰组—龙马溪组页岩气勘探下一步的攻关方向

2.3.1　双层立体开发

四川盆地五峰组—龙马溪组Ⅰ+Ⅱ类储层厚度大（表4），目前已实施井的最优靶体为下部气层（龙马溪组最底部高硅低黏富有机碳气层段，大致相当于WF2～LM5笔石带）[27-28]（图5），但尚未对上部气层（距龙马溪组底部30～70m中硅质富有机质气层段，大致相当于LM5～LM8笔石带）的开发可行性展开精细研究。

总体而言，较之于下部气层，上部气层除了孔隙度较高以外，TOC、脆性矿物含量、含气量等参数均略逊；但上部气层在局部区域储层厚度大、品质相对优，仍然具备页岩气立体开发的地质基础（图6）。

表4　川南地区页岩气储集层分类评价表[8]

图5　焦页1井五峰组—龙马溪组含气页岩小层划分图及

储层参数图[29]

注：

1in=25.4mm。

图6　川南地区上部气层连续Ⅰ类储层厚度分布图

中国石化对五峰组—龙马溪组上部页岩气层的勘探开发潜力开展了攻关研究[29-30]。

截止到2019年4月，中国石化在涪陵页岩气田陆续投产上部气层评价井5口[29]，其中3口评价井压裂后放喷的最高测试产量（非无阻流量）虽然均明显低于邻井下部气层，但仍然达到了工业气流的标准。

值得注意的是，上部气层评价井间开发效果存在着明显的差异，构造高部位含气量高、压降缓慢，而构造低部位则含气量低、压降快（图7）。

中国石化认为上部气层孔隙度、渗透率高于下部气层且纹层发育，有可能存在着烃源岩内的一次运移，使得上部气层构造高部位天然气富集程度高。

图7　涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组埋深及上部气层开发效果评价图[29]

结合川南地区五峰组—龙马溪组上部气层储层厚度展布规律，以评价上部气层在川南地区的勘探开发潜力为目的，中国石油目前正在积极对长宁地区东部和泸州—渝西地区五峰组—龙马溪组的上部气层开展攻关研究，在已完成的泸州—渝西的2个试采方案、1个开发方案及长宁区块优化调整方案中均安排了上部气层专层井的先导试验工作（目前中国石油五峰组—龙马溪组评价井多集中在向斜区，在构造高部位暂未部署页岩气双层立体开发井）。

2020年7月，泸州地区上部气层专层井Y101H2-7井获得10.06×104m3/d测试产量，达到商业气流标准，目前正在测算该井页岩气EUR，预计介于0.7×108～0.8×108m3。

总体认为，双层立体开发具备一定的潜力，但其有效开发范围还需要根据页岩气井的经济性、稳产能力以及可采储量来圈定，该领域目前仍处于积极探索攻关的过程中。

2.3.2　超深层

四川盆地五峰组—龙马溪组超深层区域主要位于川南地区（重庆—綦江—赤水—长宁—沐川一带）以及川东、川北地区。

其中川南地区五峰组—龙马溪组超深层面积达9428km2，占中国石油川南地区矿权面积的28%。

中国石油和中国石化目前在超深层实施的直井已经证实，超深层页岩的储层品质和厚度并没有随着埋深增大而受到破坏。

例如中国石化在重庆梁平地区部署实施的普顺1井（垂深5917～5971m），该井富有机质页岩厚度为44m，TOC介于5%～6%，孔隙度介于4.0%～8.5%，现场解析气量介于2.0～2.5m3/t，于2020年8月完成直井储层改造施工，压裂成功后持续放喷多日，放喷口点燃火焰高达5m；再如中国石油在泸州南部沙溪沟向斜部署实施的泸211井（垂深4900m），该井富有机质页岩厚度为18.4m，TOC介于2.8%～4.4%、平均为2.7%，脆性矿物含量介于68.2%~76.6%、平均为73.4%，测算压力系数为2.0时总含气量介于2.2～2.7m3/t、平均为2.5m3/t，现场解析气含量介于0.15～2.05m3/t、平均为1.04m3/t。

超深层页岩各项储层参数和现场解析气含量均与中浅层和深层的页岩气井无异，表明其勘探开发潜力巨大。

由此可见，制约该领域的瓶颈不在于“储层品质和厚度”，而在于“水平井储层改造技术”，目前中国石油正在积极开展攻关研究，已设计了泸211井的直改平方案，一旦水平井储层改造后获得高产，那么页岩气的勘探面积必将会进一步扩大。

3　页岩气勘探开发后备目标层系

由原国土资源部《页岩气发展规划（2016—2020年）》可知：

中国页岩气技术可采资源量达21.8×1012m3，其中海相、海陆过渡相及陆相分别为13.0×1012m3、5.1×1012m3和3.7×1012m3，开采潜力巨大；尤其是在四川盆地及其周缘地区，五峰组—龙马溪组海相页岩气勘探开发已经取得了较大的突破；此外，寒武系海相页岩、二叠系海陆过渡相及海相页岩以及侏罗系自流井组陆相页岩也是该盆地重要的烃源岩，是四川盆地及其周缘页岩气的重要接替领域[31-34]。

由此说明，除了现今勘探开发的五峰组—龙马溪组海相页岩以外，四川盆地及其周缘还存在着下寒武统筇竹寺组海相页岩、上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩、上三叠统须家河组及下侏罗统自流井组陆相页岩4套烃源岩层系，并且皆具有良好的生烃潜力，有可能成为我国页岩气发展的重要后备层系。

以下分述之。

3.1　寒武系海相页岩

早寒武世早期，四川盆地受区域拉张构造作用与海侵事件的影响，广泛沉积了筇竹寺组页岩，尤其是在盆地西缘沿长宁—绵阳拉张槽大面积分布，由于填平补齐作用页岩沉积厚度大，该地层在槽内厚度为300～700m、槽外厚度为100～350m；盆地东缘，受古隆起的影响，渠县—梁平一带富有机质页岩段发育较差[2,32-33]。

筇竹寺组页岩的沉积环境，在水体较深的拉张—裂陷槽内为深层陆棚相，而在槽外则为浅水陆棚相；筇竹寺组页岩的岩性，在槽内多为泥岩、页岩和粉砂质泥岩，而在槽外则以泥质粉砂岩和粉砂岩为主。

有机质类型为腐泥型干酪根，Ro介于3.22%～3.57%且槽内略高于槽外，均处于高—过成熟演化阶段。

总体来说，筇竹寺组页岩的生烃潜力大，在拉张槽内页岩TOC介于2.0%～5.9%、生气强度介于80×108～200×108m3/km2，而在拉张槽外页岩TOC介于0.5%～2.0%、生气强度介于20×108～60×108m3/km2[2,32-33]（图8）。

图8　四川盆地及其周缘筇竹寺组生气强度图

筇竹寺组历史埋深较大，底界古埋深超过9000m，经过后期构造抬升后，四川盆地内部（除了川中威远古隆起及川南泸州隆起外）筇竹寺组现今底界埋深仍普遍超过4000m[33]。

此外，筇竹寺组地层在桐湾期构造抬升剧烈，从而使地层暴露且溶蚀作用加强。

因此在下寒武统底部筇竹寺组与灯影组顶部之间形成了一套不整合面，其导致筇竹寺组页岩的底板封闭性相对较差[35-37]，对筇竹寺组页岩的保存条件有较大制约作用。

筇竹寺组孔隙度介于0.5%～6.9%之间，均值小于2.0%[2]；微孔结构特征研究显示，筇竹寺组页岩孔隙发育比五峰组—龙马溪组页岩孔隙差，尤其是有机孔发育情况相对较差[38]。

从区域上看，拉张槽内有机孔和无机孔均较发育，有机孔孔径为100～300nm、无机孔孔径为500～800nm；拉张槽外有机孔发育较差，而无机孔则整体较发育。

总体上来说，较之于五峰组—龙马溪组页岩，筇竹寺组页岩的大埋深、高演化程度以及底部不整合面是制约后者页岩气勘探开发效果的关键因素。

2009年以来，围绕四川盆地及其周缘地区海相页岩开展了页岩气区域评价及勘探工作，然而其钻探效果较差，一直未获得重大突破。

截至目前，中国石油、中国石化在川南威远、沐川及长宁等地区已钻有威201、威207、宁206、宁208、宜210及金页1HF、金石1等多口筇竹寺组勘探井，页岩气测试产量介于0～4.05×104m3/d。

需要指出的是，四川盆地筇竹寺组页岩分布主要受长宁—绵阳拉张槽的控制，在拉张槽内部优质页岩厚度较大、压力为超压、孔隙发育更好，可能存在着含气性较好的区域，在埋深适宜的条件下，将有可能形成有利的页岩气富集区，是下一步勘探开发的重点。

3.2　二叠系海陆过渡相及海相页岩

中—晚二叠世，四川盆地受东吴运动和峨眉山玄武岩喷发作用的影响，盆地古地势呈现出北东低、南西高的地理格局，盆地内北东—南西向依次为开阔台地相、深水陆棚相、浅水陆棚相、潮坪相、滨岸沼泽相及河流相，岩性组合及泥页岩层厚度在纵、横向上变化较大[39]。

由于该期海侵规模相对较小，在该盆地南部形成了以海陆过渡环境为主，而盆地北部的广元、旺苍、宣汉、梁平一带则发育海相沉积环境。

因此，龙潭组海陆过渡相泥页岩与上二叠统吴家坪组海相页岩、上二叠统大隆组泥页岩与中二叠统长兴组石灰岩均为同期异相[39-40]。

龙潭组/吴家坪组埋藏深度小于4500m范围主要分布在川南和川东地区（图9），川南以低陡构造为主，构造简单；川东以高陡构造为主，构造相对复杂。

从平面分布上看，龙潭组/吴家坪组泥岩在四川盆地不同区域分布情况有着较大的差异：

川西南地区主要发育火山岩，川中地区发育海陆过渡相泥页岩夹煤层，而川东北地区则发育海相石灰岩夹灰黑色页岩。

图9　四川盆地及其周边龙潭组/吴家坪组页岩底界埋深图

岩心有机地球化学参数测试分析结果显示，龙潭组页岩的干酪根类型主要为腐殖型，Ro介于1.0%～2.5%，处于高—过成熟生干气阶段；吴家坪组页岩的干酪根类型主要为偏腐泥混合型，Ro介于1.9%～3.1%，也处于高—过成熟生干气阶段。

龙潭组页岩TOC介于0.5%～15.0%、平均为3.0%；吴家坪组页岩TOC介于0.4%～8.4%、平均为4.5%。

在纵向上，龙潭组海陆过渡相页岩富有机质页岩（TOC＞2%）发育多套，累计厚度介于30～80m；吴家坪组海相页岩的富有机质页岩（TOC＞2%）集中发育，累计厚度介于20～40m。

岩心物性分析结果表明，龙潭组页岩孔隙度介于1.13%～9.00%、平均为5.50%，吴家坪组孔隙度介于2.0%～8.0%，平均为6.7%。

因此，龙潭组及吴家坪组页岩的物性均较好。

矿物含量特征上，龙潭组海陆过渡相页岩矿物组成与龙马溪组海相页岩的矿物组成存在着一定的差异，龙潭组海陆过渡相页岩的脆性矿物含量较低（平均小于30%），而吴家坪组海相页岩的脆性矿物含量则相对较高（50%～60%）。

通过统计钻遇龙潭组/吴家坪组的油气显示资料发现，大部分龙潭组/吴家坪组油气显示活跃。

综合分析结果表明，龙潭组海陆过渡相页岩有利区主要分布在川东南泸州—重庆地区，吴家坪组海相页岩有利区主要位于川东北垫江—云阳地区（图10）。

图10　四川盆地龙潭组/吴家坪组页岩气甜点区评价图[41]

3.3　侏罗系陆相页岩

四川盆地中生界上三叠统—下侏罗统含油气系统内发育多套良好的陆相烃源岩，生烃潜力大，是下一步陆相页岩气勘探开发的重点层位[42-45]。

侏罗系共发育4套湖相富有机质页岩，自下而上分别为育珍珠冲段、东岳庙段、大安寨段、凉高