Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 6: 961 - 971

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.11.013

Types of unconventional marine resources and favorable exploration directions in the Permian-Middle Triassic of the Sichuan Basin

  • Wuren XIE , 1 ,
  • Long WEN 2 ,
  • Zecheng WANG 1 ,
  • Yi HAO 1 ,
  • Yongguang XIN 1 ,
  • Saijun WU 1 ,
  • Wenzheng LI 1 ,
  • Qianying YAO 1 ,
  • Shiyu MA 1 ,
  • Ya′na CHEN 1
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610041，China

Received date: 2023-09-05

  Revised date: 2023-11-27

  Online published: 2024-01-24

Supported by

The China Petroleum Major Science and Technology Project(2021DJ0605)

Fold

Abstract

The Permian Middle Triassic in the Sichuan Basin develop two types of resources， conventional and unconventional， which are important layers for searching for large-scale reserves. The latest drilling and exploration of the Leikoupo Formation marine mudstone in Well CT1 and the Wujiaping Formation in Well DY1H have made significant exploration discoveries， preliminarily revealing the great potential of unconventional oil and gas resources in the Permian and Triassic “source-reservoir integration”. Through the review of old wells， core observation， and analysis of oil and gas geochemical characteristics， the types of unconventional marine resources in the Permian Middle Triassic were identified， the conditions for oil and gas accumulation were explored， and favorable distribution areas for different resource types were pointed out. The results indicate that： （1）The Permian and Triassic developed unconventional types such as marine mudstone （the 2rd interval of the 3th member of Leikoupo（Lei-32） and the 1st member of Maokou Formation（Mao-1））， shale from Wujiaping Formation/Longtan Formation， and coal and gas from Longtan Formation； （2）The Permian system is unconventional in that it has the characteristics of active reservoir integration， in source or near source reservoir formation， good top and bottom conditions of oil and gas reservoir formation， and large area enrichment； （3）The Permian and Triassic marine mudstone， shale， and marine land transitional coal measures are widely distributed， with good reservoir formation conditions， moderate burial， high resource potential， possessing large-scale exploration potential. The Lei-32 of Xichong-Yilong in central Sichuan， the Mao-1 of the eastern slope of Luzhou ancient uplift， the shale of the Wujiaping Formation in northeastern Sichuan， and the coal rocks in the Gaoshiti-Moxi and southern Changning areas in central Sichuan are all favorable exploration areas for further exploration， which are worth further exploration and achieving new breakthroughs.

Key words： Sichuan Basin; Unconventional; Marl; Shale; Source-reservoir integration

Cite this article

Wuren XIE , Long WEN , Zecheng WANG , Yi HAO , Yongguang XIN , Saijun WU , Wenzheng LI , Qianying YAO , Shiyu MA , Ya′na CHEN . Types of unconventional marine resources and favorable exploration directions in the Permian-Middle Triassic of the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(6) : 961 -971 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.11.013

0 引言

四川盆地二叠系—中三叠统已有70余年的勘探历史，常规气勘探研究与部署取得多方面的进展［1-10］。20世纪50—90年代围绕蜀南地区茅口组岩溶缝洞型储层进行勘探，获得较大进展，发现了一批小型的构造圈闭气藏，形成了断裂、构造控藏地质认识和“三占、三沿”井位部署模式；1990年至今，围绕川西层状孔隙型白云岩储层勘探，发现了双鱼石栖霞组台缘滩相大气田，2000年至今，通过基础地质研究，围绕开江—梁平海槽和川中—川北茅口组高能滩带，多口井获突破，常规气勘探取得重大进展，发现了普光、龙岗、元坝等多个礁滩大气田［11-13］，揭示二叠系—中三叠统常规气勘探潜力巨大。
近5年来，通过大量基础地质研究和勘探部署，发现二叠系—中三叠统非常规领域勘探对象具有多样化，包括泥灰岩、页岩和煤岩等，分布面积广，具有源内近源成藏特点，资源潜力大［14-16］。近期部署的多口井在非常规方面获得突破，比如中国石油风险探井充探1井雷口坡组泥灰岩获高产［14］、中国石化红页1H井和中国石油大页1H井在吴家坪组均获高产工业气流［15］，揭示二叠系—中三叠统非常规油气资源是四川盆地未来勘探接替领域之一，值得加强研究。以前的研究没有针对二叠系—中三叠统海相非常规储层类型进行系统梳理，仅仅是针对单一类型非常规储层特征和分布及资源潜力进行阐述。自2018年开始，笔者持续关注四川盆地二叠系—中三叠统非常规油气勘探，在前人研究的基础上，通过系统梳理二叠系—中三叠统非常规油气勘探类型，分析各种资料资源类型展布特征和资源潜力，指出未来有利勘探区带和勘探方向。

1 二叠系—中三叠统海相地层地质基本概况

从全球构造演化看，晚古生代南方大陆板块曾处于被西南古特提斯洋、东侧古太平洋的环抱中，受古特提斯洋扩张和俯冲的影响，南方大陆板块西缘及北缘遭到拉张裂解作用，形成台地与隆凹相间的构造格局［17］。上扬子克拉通西部的四川盆地二叠系—中三叠统发生多期构造沉积分异，充填沉积了厚度较大的海相碳酸盐岩地层，包括二叠系梁山组、栖霞组、茅口组、龙潭组/吴家坪组、长兴组；三叠系飞仙关组、嘉陵江组和雷口坡组（图1）。地层厚度分布呈现西厚东薄，后期受泸州—开江古隆起抬升影响，在蜀南和川东北地区，雷口坡组和嘉陵江组遭受到剥蚀［14，18］。
图1 二叠系—三叠系地层综合柱状图

Fig.1 Comprehensive histogram of the Permian and Triassic strata

四川盆地二叠纪—早三叠世主要为碳酸盐岩台地沉积，经历了3个大的沉积演化阶段。志留纪末期—二叠纪前，川西地区西部为巴颜喀拉半深海—深海盆地、东部为加里东末期形成的大型乐山—龙女寺古隆起（当时为古陆地），四川盆地整体处于海陆交互—浅海沉积环境。早二叠世，大规模海侵使得上扬子西部形成大型的缓坡碳酸盐岩台地，栖霞组在川西形成台缘带，川中—川东地区为台内沉积；茅口组沉积初期，扬子地区为大型水侵阶段，茅一段沉积期四川盆地形成缓坡—陆棚相沉积，沉积广泛分布的泥灰岩［图2（b）］；茅二段沉积晚期扬子西北部克拉通内拉张作用增强，在川中—川北地区开始形成开江—梁平海槽雏形，在川中北广安—梓潼地区形成台地边缘沉积。至晚二叠世，由于西南部康滇古陆隆升和克拉通内拉张作用进一步增强，盆地沉积格局发生转变，川西—川中地区由南向北依次处于海陆交互—海相沉积环境，川北地区发育开阔台地—台地边缘沉积环境，形成著名的开江—梁平海槽。早三叠世中晚期—中三叠世，盆地内主要发育台内沉积，由原先的西高东低转变为西低东高格局，泸州—开江古隆起形成雏形，水体相对浅，蒸发岩广泛发育［16］，在膏岩湖周缘形成广泛分布的泥灰岩，如雷三2亚段泥灰岩［图2（a）］。
图2 雷三2亚段岩相古地理图（a）和茅一段岩相古地理图（b）

Fig.2 Lithofacies paleogeography map of Lei 32 sub-member（a）and lithofacies paleogeography map of Mao-1 Member（b）

2 二叠系—中三叠统海相非常规类型多，油气成藏条件优越

二叠系—中三叠统海相多套地层发育泥灰岩、页岩和煤岩，形成多种类型海相非常规成藏组合（图3），成藏条件优越。
图3 二叠系—中三叠统海相非常规油气成藏组合示意

Fig.3 Schematic diagram of unconventional oil and gas accumulation combinations in the Permian-Middle Triassic marine facies

2.1　川中—蜀南地区雷三2亚段泥灰岩源储一体，成藏条件优越

近期钻井揭示，雷三2亚段泥灰岩发育微孔微缝，可形成有效非常规储层，同时该套泥灰岩有机碳含量普遍大于0.5%，具有一定生烃能力，可自生自储形成源储一体成藏组合。

2.1.1　雷三2亚段为潟湖沉积环境，沉积一套稳定分布泥灰岩

雷口坡组为潟湖—蒸发环境，主要为膏岩、泥灰岩和白云岩沉积，其中雷三2亚段主要为膏盐岩与泥灰岩互层，地层呈现出“中厚边薄”的分布特征［14］，川中遂宁—南充凹陷中心地层最厚，厚200~280 m，向外地层逐渐减薄。遂宁—南充凹陷中心沉积厚层盐岩、膏岩夹泥灰岩，主要为膏盐质潟湖沉积，膏盐质潟湖外围依次为膏泥质和泥灰质潟湖沉积、含泥灰坪沉积，潟湖区中心向外膏盐岩依次减少。
雷三2亚段受间歇性海侵—海退影响，潟湖区周缘沉积多套黑色富含有机质泥灰岩，该套泥灰岩既是烃源岩，又是储层。雷三2亚段泥灰岩TOC含量平均为0.77%，最高达2.63%，有机质类型为Ⅱ型，是一套有效烃源岩。雷三2亚段干酪根同位素组成偏重，δ13CPDB值在-29.6‰~-27.1‰之间，母质类型主要为混合型（腐殖腐泥型），主要为I—II1型。充探1井岩心样品有机碳含量均大于0.5%，S 1+S 2值介于0.30~3.5 mg/g之间，平均值为0.96 mg/g。根据岩屑取样标定，充探1井雷三段发育TOC>0.5%有效烃源岩约60 m。通过复查78口钻井资料，揭示川中地区雷三2亚段泥灰岩在潟湖区发育，纵向上发育4套泥灰岩，横向稳定分布，厚30~100 m。雷三2亚段泥灰岩储集空间以纳米—微米级溶蚀孔、粒间孔、晶间孔和有机质孔为主，川中地区雷三2亚段岩心166个泥灰岩样品中孔隙度最小值为0.1%，最大值为8.51%；139个样品中渗透率最小值为0.007 6×10-3 μm2，最大值为1.68×10-3 μm2，总体属于低孔低渗型储层；储层厚度为10~60 m（图4）。
图4 四川盆地雷三2亚段泥灰岩储层厚度平面分布

Fig.4 Distribution of marl reservoir thickness of Lei 32 sub-member in Sichuan Basin

2.1.2　充探1井地球化学指标对比揭示，雷三2亚段泥灰岩为源储一体成藏

四川盆地充探1井发现之前的雷口坡组气田气源主要是他源供烃，烃源主要来自下伏的二叠系烃源岩和上覆须家河组烃源岩，断裂和不整合面是主要油气运移通道［19-21］。在天然气 δ 2 H C H 4—δ13C2图版中，四川盆地海相成因天然气与陆相成因天然气甲烷氢同位素值约以-150‰为界，大于-150‰为海相成因，小于-150‰为陆相成因。目前川中地区充探1井雷三2亚段天然气4个样品的氢同位素值为-90.11‰~-140.83‰，明显比陆相须家河组气高，低于海相二叠系来源天然气。陆相须家河组原油轻烃同位素值较高（中53井、中63井），主要在-26‰~-21‰之间；充探1井雷三2原油轻烃、正构烷烃单体烃碳同位素值较低，主要在-23‰~-32.0‰之间，表现出海相来源特点。同时对比分析发现，充探1井雷口坡组凝析油轻烃及正构烷烃单体碳同位素与上覆须家河组、下伏嘉陵江组凝析油存在差异；且充探1井凝析油饱和烃、芳烃、非烃、沥青质碳同位素值相近，主要受母源影响，未经长距离运移。因此，充探1井属于自生自储，就近聚集成藏。

2.2　茅一段泥灰岩稳定分布，具有自身烃源，又下伏志留系烃源岩，近源成藏

四川盆地茅一段为碳酸盐岩缓坡沉积环境，地层西薄东厚，主要为泥灰岩沉积，其中川东—川北为外缓坡环境，泥灰岩厚度偏大（图5）。茅一段岩性包括亮—泥晶生屑灰岩、泥晶生屑灰岩、含泥泥晶生屑灰岩和泥质泥晶生屑灰岩。野外剖面揭示茅一段发育层状、脉状、透镜状和纹层状4种沉积构造，其中透镜状和纹层状灰质泥岩最有利。
图5 四川盆地茅一段地层厚度分布

Fig.5 Stratigraphic thickness distribution of Mao-1 Member in Sichuan Basin

老井复查揭示，茅一段泥灰岩厚度大（75~100 m），埋藏浅（2 000~4 000 m），其中泥灰岩储层厚度为10~55 m，横向分布稳定，储层厚度与地层厚度呈正相关性。泥灰岩储层储集空间以微孔、晶间孔、层间缝和微裂缝为主，见有机质孔。新探1井茅一段储层岩性为灰黑色泥质灰岩，储集空间为纳米级粒间微孔、晶间孔、微缝［16，22-25］。茅一段泥灰岩TOC值分布范围为0.35%~3.3%，主体分布在0.5%~1.5%之间，平均为1.16%，为中等—偏好烃源岩。位于蜀南地区的大坝1井岩心TOC值介于0.31%~5.2%之间，均值为1.56%，大于0.5%样品占比69.2%；大坝1井岩屑TOC值介于0.3%~2.8%之间，均值为1.22%，TOC值介于0.5%~2.0%样品占比88.2%，65%样品大于1%；焦石坝地区茅一段TOC值分布在0.1%~2.54%之间。茅一段泥灰岩既是非常规储层，又是烃源岩，源储一体；同时下伏志留系龙马溪组优质烃源岩通过断裂沟通，也可以对茅一段进行供烃。因此茅一段泥灰岩具有双源供烃，成藏条件好。

2.3　吴家坪组页岩和龙潭组煤岩有机碳含量高，资源潜力大

老井复查揭示吴家坪组已经有7口井获工业气流，展示了良好的含气性。2019年，中国石化在湖北利川针对吴家坪组深水陆棚相页岩实施页岩专探井——红页1HF井（建页3井），测试产量5.5×104 m3/d；中国石油在川东重庆市梁平区部署的大页1H井吴家坪组页岩测试获32.06×104 m3/d高产工业气流，揭示该套页岩具有龙马溪组一样的勘探价值。
吴家坪组和龙潭组为同期异相，岩性有差异，川北开江—梁平海槽内发育吴家坪组，主要为薄层页岩沉积，槽内富有机质页岩纵向发育集中，横向连续稳定，分布范围广；槽内吴家坪组页岩有机质丰度高，发育Ⅰ—II型有机质，进入高—过成熟阶段，生烃潜力大，脆性矿物含量高，有机孔发育，总体具有高孔隙度、高含气量的特征，地层压力系数高，油气富集条件好［26-29］。吴家坪组页岩储层孔隙度在2.81%~17.4%之间，平均值为5.9%，储集空间以有机质孔和粒内孔为主，与龙马溪组页岩类似，储集性能好。吴家坪组海槽内深水陆棚相页岩纵向发育2~3层，累厚为20~60 m，单层厚度为6~38 m。吴家坪组页岩有机质大部分高于1.0%，平均TOC值为3.99%，其中川东地区吴家坪组富有机质页岩分布面积为3×104 km2［图6（a）］。
图6 四川盆地吴家坪组页岩厚度（a）和川中—川南地区上二叠统煤岩厚度（b）

Fig.6 Thickness of shale in the Wujiaping Formation of the Sichuan Basin（a） and thickness of Upper Permian coal in the central-southern Sichuan Basin（b）

川中—川南地区发育龙潭组，岩性为砂岩、砂质页岩、页岩、煤岩、泥灰岩夹灰岩，为含煤层的海陆过渡相沉积。川中—川南地区龙潭组存在2种非常规储层：一是海陆过渡相页岩；二是煤岩。川中—蜀南龙潭组页岩TOC值介于0.41%~13.2%之间，平均值为4.5%，孔隙度介于2.55%~9.96%之间，平均为5.1%；渗透率介于（0.06~11.5）×10-3 μm2之间，平均为0.57×10-3 μm2。龙潭组优质页岩单层厚度变化大，介于0.5~38 m之间，累计厚度为36~128 m，优质页岩累厚大于30 m的区域分布在威远—泸州—宜宾地区。龙潭组深层煤岩气为新型源内非常规天然气［30-32］，发育粒间孔、气孔、次生孔和微裂缝，煤岩储层基质孔隙度为2.8%~6.9%，平均为4.55%，渗透率为（0.01~0.48）×10-3 μm2，平均为0.097×10-3 μm2；煤层纵向发育7~15层，单层煤厚1~7 m，累计厚度为2~16 m，川中遂宁—合江一带为聚煤中心［图6（b）］。龙潭组煤岩以光亮型煤为主，煤体结构好，割理密度高，呈网状分布，连通性好，储渗性能好，有利于游离气富集；以发育高阶煤为主，生气能力强，煤岩实测含气量为15.6~27.1 m3/t，平均为19.4 m3/t，成藏条件好，具备非常规天然气勘探潜力。

3 二叠系-中三叠统海相非常规资源潜力大

3.1　川中地区雷三2亚段泥灰岩天然气资源潜力超万亿方

钻井揭示雷三2亚段为高压环境，充探1井雷三2亚段压力系数为1.96，主要是膏岩、盐岩和富有机质泥灰岩交互沉积，强封闭条件导致泥灰岩处于异常高压环境，有效抑制生排烃作用，有利于油气自身保存。川中地区雷三2亚段大面积发育的潟湖相泥灰岩源储一体，顶底板均为膏岩层封堵，在优质烃源岩发育物性好的地区，可以形成一种海相泥灰岩非常规油气成藏体系。
通过复查120口老井资料发现，川中地区雷三2亚段潟湖相泥灰岩油气显示好，普遍含气，储层厚度为10~60 m，埋深为3 000~4 500 m，面积约为40 000 km2，其中遂宁—西充地区为生烃中心，主体厚为40~60 m，生烃强度为（6~10）×108 m3/km2，估算天然气资源量超1×1012 m3 （图4）。

3.2　茅一段泥灰岩天然气勘探潜力2×1012 m3

茅一段富含有机质的泥质灰岩是源储一体、原位富集的物质基础，为油气富集提供烃源岩和储集空间，其中富含有机质的含泥泥晶生屑灰岩或泥质生屑灰岩有机质丰度高，可作为有效烃源（图7），同时下伏志留系龙马溪组优质烃源岩，即“近源”成藏或“源内”成藏；茅一段泥灰岩储层发育微米孔及纳米孔，厚度为10~55 m；以自身烃源岩供烃为主，具有非常规天然气“源储一体、原位富集”的成藏特点。
图7 四川盆地茅一段烃源岩厚度叠加构造等值线（据江青春等［16］，修改）

Fig.7 Contour lines of superimposed structural thickness of source rocks in the Mao-1 Member of the Sichuan Basin（modified from JIANG， et al.［16］）

非常规勘探要考虑埋藏深度和储层厚度，因此将茅一段埋深和储层厚度门槛值分别定为4 500 m和30 m，埋深小于或等于4 500 m（图7中黄线以南埋藏深度小于4 500 m）、储层厚度大于或等于30 m的区域为I类有利区；有利区分布在泸州古隆起东斜坡和南川—合川I类有利区（图7）。该有利区茅一段烃源岩厚度普遍超过75 m，埋藏深度为2 500~4 000 m，分布面积20 000 km2，资源潜力为2×1012 m3。

3.3　川东北地区吴家坪组和大隆组海相页岩20~60 m，资源潜力2.5×1012 m3

川北地区吴家坪组为深水陆棚相沉积，富有机质页岩厚度为20~50 m，有机碳含量介于0.5%~19.1%之间，平均为3.99%，具有高孔隙度、高含气量的特征，顶底板条件好，地层压力系数高，埋深4 500 m以浅有利面积为1 400 km2，埋深4 500~6 000 m以浅有利面积为4 100 km2，资源量为1.8×1012 m3。川北地区大隆组发育深水陆棚有利相带，岩性为泥灰岩、页岩及硅质岩，页岩厚度为20~60 m，其中黑色页岩TOC平均值为5.86%，最高可达24.31%，泥灰岩TOC平均值可达0.77%，具备页岩和泥灰岩互层成藏组合，成藏条件好，资源潜力超0.7×1012 m3。

3.4　川南地区龙潭组煤系气资源潜力3×1012 m3

川南地区龙潭组煤层油气显示好，厚度为5~16 m（图8），孔隙度为2.8%~6.9%，埋深1 500~4 500 m，估算龙潭组煤岩气资源量超3×1012 m3；埋深2 000~3 000 m，分布面积为10 000 km2；埋深3 000~4 500 m分布面积为4 000 km2；有利区位于合川—綦江地区［图6（b）］。
图8 川南地区龙潭组煤层连井对比

Fig.8 Correlation map of coal seam connecting wells of Longtan Formation in southern Sichuan

4 有利勘探方向

四川盆地非常规油气勘探发现越来越多，揭示其重要性逐渐加大，二叠系—中三叠统海相地层发育多种非常规源储一体成藏的地质特征为未来增储上产奠定坚实基础。按照非常规有利区评价主要原则［33-34］，包括储层厚度、储层是否稳定分布、有机碳含量、埋藏深度（小于4 500 m），构造是否平缓、保存条件等，未来四川盆地二叠系—中三叠统海相地层有四大勘探方向值得重视。
（1）川中地区雷三2亚段泥灰岩勘探：①川中地区雷三2亚段埋深普遍小于4 000 m，钻井揭示该区域储层厚度为10~60 m，横向稳定分布；②钻井和地震结合，预测川中地区存在西充—仪陇和威东6—磨溪3井区2个储层厚值区，总面积约为8 700 km2，初步估算资源量为8 000×108 m3；③西充—仪陇地区泥灰岩储层厚度较大，主体厚30~40 m，微裂缝发育，面积约为4 700 km2，是最有利的甜点区，值得加快勘探（图9）。
图9 四川盆地二叠系—中三叠统非常有油气有利勘探区

Fig.9 The favorable exploration areas for unconventional oil and gas in the Permian-Middle Triassic of Sichuan Basin

（2）泸州东南部地区茅一段勘探：①该区域茅一段为中缓坡相，泥灰岩发育，厚度为70~100 m；②老井测井综合解释，该区域茅一段泥灰岩储层厚度为10~35 m，稳定分布；③茅一段埋深2 000~3 500 m，相对川东和川北地区较浅，向斜区构造平缓，有利于后期勘探开发；④有利分布面积为10 000 km2，资源潜力大，是下一步有利的勘探区带。
（3）开江—梁平海槽南段开江地区吴家坪组勘探：①该区域吴家坪组为深水陆棚相沉积，页岩储层厚度为20~60 m；②该地区受后期抬升作用，吴家坪组埋藏深度小于4 500 m，大页1H井已经获得突破，有利区面积为5 540 km2，估算资源量为1.8×1012 m3，勘探前景好。
（4）川中高石梯—磨溪地区和蜀南长宁地区龙潭组煤岩勘探：①龙潭组埋藏适中，2 500~4 500 m，煤岩累计厚度5~16 m；②预测压力系数普遍大于1.8，保存条件好，遂宁—合江一带大于2.0，为异常高压地层，为勘探有利区域。

5 结论

（1）四川盆地二叠系—中三叠统海相地层发育泥灰岩（雷三2亚段、茅一段）、吴家坪组/龙潭组页岩、龙潭组煤岩等3种源储一体非常规领域。雷三2亚段在潟湖周缘发育厚层泥灰岩，源储一体，储层厚10~60 m，在川中仪陇—西充地区大面积分布；茅一段为缓坡环境下沉积泥灰岩，厚值区主要分布在川东和泸州东斜坡地区，储层厚10~55 m；吴家坪组/龙潭组页岩有机碳含量高，孔隙度高，厚20~60 m，主要分布在开江—梁平海槽内和蜀南地区；龙潭组煤岩在川中—川南地区发育，层数多，单层1~7 m，累计厚度为2~16 m。
（2）二叠系—中三叠统3种非常规领域具有源储一体，源内成藏或近源成藏特征，油气成藏顶底板条件较好，含气性好，具有大面积富集特征，埋藏适中，为2 000~4 500 m，累计资源量大，具备规模勘探潜力，是四川盆地未来重要的勘探接替领域。
（3）结合非常规油气勘探开发特点，埋藏深度、有机碳含量和储层厚度是非常规区带优选最关键因素。研究认为川中地区西充—仪陇雷三2亚段泥灰岩、泸州古隆起东斜坡茅一段泥灰岩、川东北吴家坪组页岩和川南合川—纂江地区煤岩，埋深较浅，储层较发育，是下步有利勘探区域，值得加大探索，实现新的突破。

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