2025, Vol. 37
2. 油气藏地质及开发工程全国重点实验室, 成都理工大学, 成都 610059;
3. 成都理工大学 沉积地质研究院, 成都 610059;
4. 中国石油西南油气田公司 重庆气矿, 重庆 401147;
5. 成都理工大学 地球物理学院, 成都 610059
2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;
3. Institute of Sedimentary Geology, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;
4. Chongqing Gas Field of PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company, Chongqing 401147, China;
5. College of Geophysics, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China
近年来，页岩气的勘探开发理论不断进步，四川盆地成功建立了威远、长宁及焦石坝等一批以奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩为主力产层的商业化页岩气田[1-2]。随着“双碳”目标的实施，中国对页岩气的需求不断增大，同时也对页岩气的勘探开发提出了更大的挑战。然而，目前除志留系龙马溪组以外的海相地层尚未有商业突破。四川盆地二叠系龙潭组和吴家坪组为一组等时异相地层，发育一套海陆过渡相页岩沉积体系[3]，近年来在川东北地区上二叠统吴家坪组海相页岩中已发现了良好的气测显示，如DY1H井测试获日产气32.06×104 m3[4]；JYX井对取心段进行测试发现页岩气质量体积可达3.81 m3/t；M1井在4 952~4 970 m通过射孔测试获日产气3.85×104m3[5]。这些勘探实践表明吴家坪组海相页岩地层勘探潜力大，是四川盆地页岩气勘探开发获得突破的重要层系之一[6]，加快其勘探开发，对于天然气增储上产和保障国家能源安全具有重大意义[7]。
四川盆地在二叠纪处于古新特提斯转化阶段，该时期发生了包括峨眉山喷发在内的多个地质事件[8]，这也导致盆地内吴家坪阶由南西—北东向发育了包括河流、滨岸-沼泽、潮坪-潟湖、浅水陆棚、深水陆棚在内的多种沉积相，其中广元—巴中—达州一带为吴家坪组海相沉积体系，川中—川东南为龙潭组海陆过渡相沉积体系[6]，纵向上岩性及其组合均复杂多变[9]。以往对该地层的研究主要集中于龙潭组海陆过渡相页岩[10-12]，并已证实了其勘探潜力较大，而对于吴家坪组页岩，目前研究较多的是红星地区，主要集中在储层特征、主控因素、有机质富集特征等方面[13-15]，多认为吴家坪组二段（吴二段）页岩为优质储层[8]，广泛分布于川东北达州—梁平地区[16]。然而，整体而言，目前对川东北地区吴二段的沉积相展布还缺乏精细刻画，对页岩储层特征及主控因素尚不明确，严重制约了该区页岩气的勘探突破。
以川东北地区二叠系吴二段页岩储层为目标，综合利用钻井、测井及岩心资料，厘清页岩储层有利相带展布规律；采用扫描电镜、X射线衍射、有机地球化学分析、孔隙度测试等手段，明确富有机质页岩储层特征，并预测勘探有利区，以期为该地区吴二段页岩气的勘探开发提供指导。
1 地质概况四川盆地发育于扬子克拉通西北侧，是经过多次构造活动而形成的叠合盆地，构造复杂，油气资源丰富[17-18]。盆地整体可划分为川西低缓构造带、川北低陡构造带、川中平缓构造带、川西南低缓构造带、川南低陡构造带和川东高陡构造带[19]，其中川东高陡构造带发育宽缓复向斜和高陡复背斜，由一系列北东—南西向褶皱和断裂所构成[15]，是四川盆地稳定地块中相对活动的构造区[20]（图 1a）。中二叠世末期，受开江—梁平海槽拉张的影响，川东地区以开阔台地-深水陆棚沉积为主[21]，发育2套厚层富有机质页岩。
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下载原图 图 1 川东北地区构造位置图（a）及典型井DT002-4井二叠系吴家坪组岩性地层综合柱状图（b）（据文献[24]修改） Fig. 1 Structural location (a) and stratigraphic column of Permian Wujiaping Formation of typical well DT002-4 (b) in northeastern Sichuan Basin |
研究区位于四川盆地东北部，东与云阳县，南与石柱土家族自治县和湖北利川市接壤，西与忠县和梁平区邻近，北与开州区和四川省达州市开江县相邻，地势东高西低，地质构造发育，向斜与背斜交错相接，整体形态呈现出高背斜、宽向斜的隔挡式构造[22]。研究区隶属于川东高陡褶皱带，受开江—梁平海槽控制，广泛发育上二叠统吴家坪组海相页岩（与龙潭组为等时异相沉积）[23]。吴家坪组自下而上分为吴一段、吴二段和吴三段，吴一段岩性复杂，主要为细砂岩、泥岩、灰岩及煤层；吴二段发育厚层富有机质页岩，夹有灰岩，为本文主要研究层段；吴三段以厚层灰岩、泥质灰岩为主，顶部见页岩沉积（图 1b）。
2 沉积相展布特征 2.1 沉积相类型基于钻井、测井资料分析，岩心观察和薄片鉴定，将川东北地区吴家坪组划分为陆棚相、碳酸盐台地相、潮坪-潟湖相和溢流相等4种沉积相。
研究区陆棚相可分为浅水陆棚相和深水陆棚相2种亚相，其中深水陆棚相以细粒沉积物为主，岩性主要为页岩、硅质页岩及硅质岩（图 2a—2c），间有薄层灰岩发育；测井响应特征表现为自然伽马（GR）值为70~150 API，曲线异常幅度高，表现为微齿状，齿状及光滑均少见，形态呈箱形，而电阻率值相对较低，一般低于20 Ω·m。浅水陆棚相岩性以灰岩和页岩为主（图 2d，2e），发育少量泥灰岩或灰质泥岩，GR值为20~50 API，曲线异常幅度低，呈齿状或微齿状，形态呈钟形、指形或钟形-指形的复合叠加形，顶、底面多为突变接触，电阻率值相对较高，一般大于400 Ω·m，曲线形态呈钟形或圣诞树形。
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下载原图 图 2 川东北地区二叠系吴家坪组页岩岩心照片中的沉积相识别标志 （a）深灰色页岩，发育厚约1 cm的黄铁矿薄层，FT1井，4 575.03 m；（b）硅质页岩，WD1井，424.37 m；（c）硅质页岩，纹层发育，FT1井，4 572.40 m，普通薄片；（d）灰色页岩，见生物扰动痕迹，生屑发育，HD1井，221.20 m；（e）生屑泥晶灰岩，可见大量腕足、介壳类生物碎屑，QL48井，4 080.00 m，铸体薄片，茜素红染色；（f）泥粉晶白云质灰岩，G35井，3 859.69 m；（g）角砾灰岩，WD1井，318.50~ 321.43 m；（h）植物碎片，FT1井，4 618.30 m；（i）致密玄武岩，见斑晶，FT1井，4 599.84~4 600.00 m。 Fig. 2 Identification indicators of shale sedimentary facies of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin |
碳酸盐台地相指所有浅水碳酸盐沉积环境，研究区吴家坪组碳酸盐台地相可分为开阔台地相和台地边缘相。开阔台地相主要发育于海水循环好、盐度正常且礁滩发育的浅海，岩性以中厚层灰岩、角砾灰岩、白云质灰岩为主（图 2f，2g），常见正常海相化石，生物扰动多。台地边缘相位于浅水台地与深水相邻的沉积区，水动力较强，岩性以厚层燧石结核灰岩和角砾灰岩为主。
研究区发育的潮坪-潟湖相岩性以页岩为主，偶夹少量灰岩，页岩中见植物碎屑化石（图 2h），多发育于吴一段和吴三段，单层厚度为几米到几十米不等。GR曲线呈齿状或微齿状，光滑状少见，曲线形态呈指状或漏斗状；电阻率曲线表现为齿状低阻段。
研究区溢流相以玄武岩为主（图 2i），多发育于吴一段，单层厚度为十几米，主要沿着海槽范围发育，为海槽在拉张过程中伴随着热液构造活动，深部物质沿着断裂裂隙喷出所形成。
2.2 沉积相展布规律从川东北地区吴家坪组北东—南西走向连井沉积相对比（图 3）可知，整体上相带变化大，吴一段主要发育潮坪-潟湖相和浅水陆棚相，如在TL1井和TD32井吴一段可见溢流相；吴二段主要发育深水陆棚相，仅在区域东北端、西南端发育浅水陆棚相，该段主要沉积了一套深黑色页岩和灰岩，说明吴一段—吴二段海平面呈上升趋势，且深水区域范围较广；吴三段沉积相主要为浅水陆棚相和开阔台地相，其中开县—万州地区主要为开阔台地相，而忠县及周边地区则以浅水陆棚相为主，说明吴二段—吴三段，海平面整体呈现下降趋势，海水向北西方向退去。
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下载原图 图 3 川东北地区过TC1—MX6—M8—TL1—TD32—DT5井二叠系吴家坪组沉积相连井剖面 Fig. 3 Well-tie profile of sedimentary facies of Permian Wujiaping Formation across wells TC1, MX6, M8, TL1, TD32 and DT5 in northeastern Sichuan Basin |
以往研究表明，晚二叠世吴家坪组沉积期四川盆地从南西—北东方向依次发育河流相、滨岸沼泽相、潮坪-潟湖相、浅水陆棚相和深水陆棚相[25]，受晚二叠世东吴运动的影响，盆地呈现出“北东低、南西高”的构造格局，而研究区正好位于海水退去方向。通过对研究区老井进行摸排与复查，发现吴二段沉积时期在开县—云阳地区、梁平西南部发育浅水陆棚相，而深水陆棚相分布范围更大，主要在达州—开江—万州—忠县一带沿北西—南东方向呈连通条带状展布（图 4）。综合分析认为，沉积相差异性分布一方面是因为海平面呈现上升趋势，导致深水范围变大；另一方面受峨眉山地裂运动影响（吴家坪组底部可见玄武岩和凝灰岩），中二叠世茅口组沉积晚期研究区开始裂陷，吴家坪组沉积时呈现继承性[26-27]。随着研究区深水陆棚沉积相的扩大，页岩厚度也变大，深水陆棚区FT1井吴二段页岩厚度达到23.0 m，而浅水陆棚区域的T30井吴二段页岩厚度仅3.5 m。
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下载原图 图 4 川东北地区二叠系吴家坪组二段沉积相展布特征 Fig. 4 Sedimentary facies distribution of the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin |
对川东北地区4口取心井吴二段16块页岩样品进行X射线衍射全岩矿物分析可知，页岩矿物成分主要为石英、方解石、黏土矿物，含少量白云石等；脆性矿物含量最高，质量分数为42.0%~98.4%，平均为67.9%，以石英和方解石为主，二者的质量分数分别为9.0%~70.0%（平均值为31.3%），0~ 65.0%（平均值为19.9%）；黏土矿物含量次之，质量分数为1.0%~49.3%，平均为26.9%（表 1）。整体而言，研究区吴二段矿物组分复杂，石英、碳酸盐、黏土矿物含量均较高，符合该段沉积时环境快速变化的特征，同时该段页岩具有高脆性特征，有利于后期的工程压裂。
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下载CSV 表 1 川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩矿物成分统计 Table 1 Shale mineral content of the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin |
研究区吴二段页岩岩心样品扫描电镜观察结果显示：①石英具有微晶特征，呈絮凝状，与长宁地区志留系龙马溪组底部页岩具有相似性，均具有生物石英的特征（图 5a，5b）；广泛发育分散状的黑色有机质，生物石英与有机质相伴生。②黄铁矿类型多样，有草莓状黄铁矿和自形黄铁矿，其中草莓状黄铁矿的粒径可以反映页岩的水体环境，如FT1井页岩样品中草莓状黄铁矿的粒径约为5.3 μm，与龙马溪组底部页岩中的草莓状黄铁矿具有相似的小粒径（< 6.0 μm）特征，指示吴二段页岩沉积时水体为还原环境。③样品中有放射虫发育，与龙马溪组底部页岩发育的放射虫相似（图 5c，5d）。整体而言，吴二段深水陆棚相页岩中发育的石英、黄铁矿、放射虫等均与龙马溪组底部页岩具有相似的特征。因此，根据学界对龙马溪组多年的研究成果可以推测，吴二段深水陆棚相页岩具有较高的生产力，沉积时为还原环境，有利于有机质的富集，具有较大的勘探潜力。
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下载原图 图 5 川东北地区二叠系吴家坪组二段深水陆棚相页岩与四川盆地志留系龙马溪组底部深水陆棚相页岩的微观特征对比 （a）吴家坪组页岩，石英呈现微晶特征，有机质分散分布，黄铁矿粒径为5.3 μm，FT1井，4 572.13 m；（b）龙马溪组页岩，石英呈现微晶特征，广泛发育有机质，黄铁矿粒径为3.9 μm，Y101H3-8井，3 487.10 m；（c）吴家坪组页岩，放射虫大量发育，TD106井，4 212.00 m；（d）龙马溪组页岩，发育放射虫，N203井，2 382.50 m。 Fig. 5 Microscopic characteristics comparison of deep-water shelf shale between the second member of Permian Wujiaping Formation and the bottom of Silurian Longmaxi Formation in northeastern Sichuan Basin |
对研究区吴二段16块页岩样品的孔隙度测试结果显示，孔隙度为2.80%~5.89%，平均值为4.11%，储集物性整体较好（图 6）。
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下载原图 图 6 川东北地区典型井二叠系吴家坪组二段页岩孔隙度柱状图 Fig. 6 Porosity bar chart of shale of the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin |
利用氩离子抛光扫描电镜对WD1，FT1和DT002-4等井吴二段页岩样品进行观察分析发现，样品中发育大量孔隙，按照以往的孔隙分类方案[28-29]，该段富有机质页岩孔隙类型可分为有机质孔隙、粒内孔隙、粒间孔隙以及微裂缝，以有机质孔为主。
粒间孔隙主要发育于脆性矿物颗粒之间（图 7a，7b）；粒内孔隙主要包括方解石、白云石等矿物的溶蚀孔以及草莓状黄铁矿晶间粒内孔，通常呈椭圆状或不规则棱角状，孔径为数十到数百纳米（图 7c，7d）。有机质孔以圆形、椭圆形或不规则状为主（图 7e，7f），孔径为几到几百纳米，其中镜质组并不发育孔隙，其内部与边缘多发育一些微裂隙（图 7g）；固体沥青内部很少发育孔隙，或发育少量彼此独立且较大的孔隙（图 7e）；腐泥组的孔隙发育程度受热演化程度影响，多呈现不规则状，数量众多，但尺度较小，孔径一般小于100 nm，连通性较好（图 7f）。此外，吴家坪组页岩有机质类型以Ⅱ型为主，该类有机质主要与其周围的胶结物相关，孔隙粒径较大，可以容纳相当数量的流体[30]。微裂缝主要为有机质收缩缝、黏土矿物收缩缝以及脆性矿物中受外力作用影响所形成的粒内微裂缝（图 7g—7i）。
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下载原图 图 7 川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩孔隙类型 （a）脆性矿物粒间孔，WD1 井，312.65 m；（b）脆性矿物粒间 孔，FT1 井，4 576.20 m；（c）草莓状黄铁矿粒内孔，FT1 井，4 572.40 m；（d）脆性矿物粒内溶蚀孔，DT002-4 井，4 030.00 m；（e）有机质孔，FT1 井，4 578.43 m；（f）有机质孔隙大量发育，FT1井，4 574.00 m；（g）有机质收缩缝，DT002-4井，4 013.00 m；（h）黏土矿物收缩缝，DT002-4 井，4 027.83 m；（i）脆性矿 物粒内微裂缝，WD1 井，323.20 m。 Fig. 7 Shale pore types of the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin |
氮气吸附法及高压压汞法可表征页岩不同孔径的特征[31-32]，依据IUPAC对回滞环等温吸附曲线的分类[33]，万州地区吴二段页岩样品的氮气吸附脱附等温曲线显示其回滞环类型为H3型，指示其孔隙形态为半封闭孔，孔隙形状主要为楔形状的狭缝孔，以中孔为主，发育少量的微孔（孔径 < 2 nm）和宏孔（孔径 > 50 nm）（图 8a）。高压压汞实验结果显示，个别样品在微孔尺度范围内孔体积随着孔径的增大，但整体上样品表现出随着孔径增大而增大，孔体积减小的规律，同时中孔（孔径为2~50 nm）对孔体积的贡献率最大（图 8b）。
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下载原图 图 8 川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩氮气吸附孔隙结构（a）及氮气-压汞联合孔径分布表征（b） 注：P为气体的吸附平衡压力，MPa；P0为气体在吸附温度下的饱和蒸汽压力，MPa。 Fig. 8 Characterization of pore structure (a) and pore size distribution in nitrogen-mercury injection (b) in shale nitrogen adsorption of the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin |
有机碳（TOC）含量是有机质丰度的主要指标之一，有机质丰度是指单位重量的烃源岩中有机质的比重[34-35]。川东北地区7口井吴二段页岩样品的TOC测试结果显示，TOC值为0.23%~8.76%，平均值为4.58%（表 2），这表明吴二段具有较好的生烃潜力，且较龙马溪组页岩TOC（2.16%）更高[36]。
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下载CSV 表 2 川东北地区典型井二叠系吴家坪组二段页岩TOC测试结果统计 Table 2 TOC content test results of the second member of Permian Wujiaping Formation shale in northeastern Sichuan Basin |
镜质体反射率（Ro）是表征烃源岩有机质成熟度的重要指标之一，也是评价页岩气储层产气阶段和产气潜能的重要参数，低成熟度页岩以生物成气为主，产气量低，而高成熟度页岩以干酪根裂解生气为主，产气量高[25-26]。研究区Ro主要为1.88%~ 3.32%，平均值为2.53%（表 3），根据有机质成熟度划分方案[37]，处于过成熟阶段，高有机质和高成熟度促进了有机质孔隙的大量发育[38]。整体上研究区吴家坪组页岩演化处于生气窗，具有较好的生气条件和潜力。
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下载CSV 表 3 川东北地区典型井二叠系吴家坪组二段页岩镜质体反射率（Ro）结果统计 Table 3 Vitrinite reflectance (Ro) of the second member of Permian Wujiaping Formation of typical wells in northeastern Sichuan Basin |
有机质类型是页岩评价的重要指标，不同类型干酪根的生烃产物也有差异[39-40]。通过干酪根镜鉴法对万州地区典型井吴二段页岩的有机质类型进行划分，结果显示，DT002-4井，QL028-X1井有机质成分主要为壳质组和镜质组，有机质类型为Ⅱ2型；WD1井有机质成分主要为腐泥组，有机质类型为Ⅱ1型（表 4）。在镜下可见无定形体和镜质体（图 9）。由此可知，研究区吴二段页岩有机质来源为藻类和底栖生物，干酪根类型主要为Ⅱ型。吴二段页岩中的藻类物质常与矿物混合后沉积，进而被细菌降解，随着孔隙中溶解氧的消耗，会继续被厌氧细菌分解，使得沉积环境逐渐变为还原环境，有利于黄铁矿的形成。
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下载原图 图 9 川东北万州地区DT002-4井二叠系吴家坪组二段页岩显微组分照片 （a）无定形体和镜质体发育，4 278.00 m；（b）无定形体和镜质体发育，4 179.00 m。 Fig. 9 Microscopic composition photos of shale of the second member of Permian Wujiaping Formation of well DT002-4 in Wanzhou area, northeastern Sichuan Basin |
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下载CSV 表 4 川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩样品有机质成分及类型 Table 4 Organic matter composition and types of shale of the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin |
（1）深水陆棚沉积环境有利于页岩储层的发育。深水陆棚相控制着川东北地区吴二段储层的形成，主要表现为3个方面：①深水陆棚沉积环境为缺氧还原环境，一些浮游生物死亡后，其遗体能够得到有效的保存，有利于有机质的富集，而有机质是页岩后期生烃最重要的物质基础。②深水陆棚相页岩中石英含量较高，由于远离陆源区，因此，石英类型主要为生物成因，且与有机质相伴生，促使页岩具有较高的脆性，为后期储层压裂提供了有利条件。③深水陆棚相页岩中多发育草莓状黄铁矿，该类型黄铁矿晶体间易形成晶间孔，少量被有机质充填，为页岩气的赋存提供必要的储集空间。
（2）成岩改造作用下石英的抗压保孔作用和有机质生烃作用是页岩储层形成的关键。研究区吴二段深水陆棚相页岩的石英呈微晶状，且常与有机质相伴生，指示其具有较高的古生产力，石英含量与TOC含量呈正相关关系，石英含量越高，TOC含量也越高（图 10a），因此可以认为高古生产力是有机质富集的关键因素。吴家坪组埋深可达6 000 m以上[14]，在强压实作用下，塑性矿物如黏土等在成岩阶段的机械压实过程中变得更加紧实，而刚性矿物如生物石英具有较强的抗压能力，可为有机质孔和其他孔隙的保存提供保护作用。研究区吴二段石英含量与孔隙度呈正相关关系（图 10b），表明生物成因石英在成岩过程中具有抗压保孔的重要作用，是页岩储集空间得以保持的关键，其含量越高，储层孔隙度越大。TOC含量与孔隙度也呈正相关关系随着TOC含量的增加，孔隙度呈上升趋势（图 10c），说明有机质的热成熟作用是有机质孔隙大量形成的催动力，促使有机质孔隙大量发育，同时在生烃过程中，液态烃裂解生气，具备较强的生气能力。
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下载原图 图 10 川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩石英含量、TOC及孔隙度交会图 Fig. 10 Crossplot of quartz content, TOC content, and porosity of the second member of Permian Wujiaping Formation shale in northeastern Sichuan Basin |
将研究区吴二段页岩储层与四川盆地焦石坝、威远及长宁地区龙马溪组页岩储层的特征参数进行对比（表 5）可知，吴二段页岩与龙马溪组页岩在沉积环境、储层性质等方面均具有相似性，主要表现为TOC平均值均大于2.00%，均处于过成熟阶段，具备页岩生气能力；孔隙度均较高，具备良好的储集性能；脆性矿物含量均较高，有利于后期的压裂。按照《页岩气储层评价技术规范：NB/T 10398—2020》[41]中页岩气Ⅰ类储层的评价标准（TOC > 3.00%，1.10% < Ro < 3.00%，孔隙度大4.00%，脆性矿物质量分数大于60.0%），吴二段页岩具有良好的生烃和储气能力，达到Ⅰ类储层指标（表 5）。
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下载CSV 表 5 川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩与四川盆地志留系龙马溪组页岩储层特征对比 Table 5 Comparison of shale reservoir properties between the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin and Silurian Longmaxi Formation in Sichuan Basin |
利用研究区63口井吴二段测井解释结果绘制孔隙度及TOC含量平面分布图（图 11），可看出：①孔隙度由北至南整体呈现高—低—高—低的特征，在达州和忠县一带最高，超过4.00%，高值区与深水陆棚相发育区基本一致，深水陆棚相页岩储层的物性较好。②深水陆棚相对于TOC含量具有明显控制作用，TOC含量高值区集中于深水陆棚相内，万州和开江—达州一带TOC含量最高，一般大于2.00%，高值可达4.00% 以上，而其他沉积相页岩TOC值一般低于2.00%。
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下载原图 图 11 川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩孔隙度（a）与TOC（b）展布特征 Fig. 11 Shale porosity (a) and TOC content (b) distribution of the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin |
在深水陆棚沉积相平面分布的约束下，优选TOC值大于4.00%、孔隙度大于3.00% 的区域，通过叠合法预测开江—梁平地区及万州地区为研究区吴二段页岩储层发育的有利区（图 12）。
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下载原图 图 12 川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩储层有利区预测 Fig. 12 Favorable areas prediction for shale reservoirs of the second member of Permian Wujiaping Formation in northeastern Sichuan Basin |
（1）川东北地区吴家坪组二段沉积期受海平面上升和裂陷发育的影响，以深水陆棚相为主，主要在达州—开江—万州—忠县呈北西—南东方向展布，呈现连通状的条带分布。
（2）研究区吴二段页岩中脆性矿物含量高，有利于后期压裂，其中石英具生物成因特征；平均孔隙度为4.11%，具有高孔隙特征，且储集空间条件较好，发育粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝等4种孔隙类型，孔隙结构以狭缝孔为主，孔体积主要由中孔提供。
（3）研究区吴二段页岩TOC平均值为4.80%，平均Ro为2.53%，具有高TOC、高成熟度特征，有机质类型以Ⅱ型为主，生气潜力较大。
（4）研究区二叠系吴二段页岩储层的发育受控于沉积环境和成岩改造作用，深水陆棚沉积环境有利于储层的发育，而成岩改造作用下有机质生烃作用和石英抗压保孔作用是页岩储层形成的关键；开江—梁平、万州地区为吴家坪组二段页岩储层的有利发育区。
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