彭水-南川地区龙马溪组地层整体上为深水陆棚沉积,富有机质泥页岩广泛发育,厚度在10-120m之间。页岩气储集层TOC含量普遍较高,主要分布在1.0%-5.0%,热演化程度较高,Ro均超过2.0%,干酪根类型主要为Ⅱ型;脆性矿物含量较高,孔隙度集中于2%-3%,渗透率较低。页岩气储层孔隙发育主控因素:对页岩微米级孔隙发育有促进作用的因素有石英含量和伊利石含量,具有抑制作用的因素有碳酸盐含量和埋藏深度。对有机质纳米级孔隙发育有促进作用的因素有有机质成熟度和伊蒙混层含量;具有抑制作用的因素为方解石含量。对微裂缝发育有促进作用的因素有石英含量、有机质成熟度和总有机碳含量;具有抑制作用的因素是碳酸盐含量。页岩气藏属于自生自储型气藏,在进行储层评价时,应该重点考虑含气性。首先从总含气量入手,讨论储层含气性影响因素,研究发现可以用总含气量0.5m3/t作为区分储层与非储层的界限,各项指标与总含气量呈不同程度的相关关系。运用灰色关联理论,进行储层分类评价,同时参考前人成果和经验数据,建立了储层分类评价方案和储层空间图像特征,并对彭页1井进行储层分类评价。彭水-南川地区龙马溪组页岩气地质资源量为6886.38×108m3,可采资源量为826.37×108m3。初步圈定了彭水-南川地区龙马溪组页岩气勘探有利区,优选出彭水-南川地区龙马溪组划1个远景区,4个有利区及4个目标区。在单井产量及经济收益预测的基础上,运用实物期权法,对彭页1井、彭页3井和彭页4井的页岩气开发进行经济评价,并对三口井的合理开发年限作出预测:彭页1井、彭页3井和彭页4井的合理开发年限分别为13年、15年和10年。从勘探开发、综合利用、政府补贴和环境保护等四个方面,对彭水-南川地区页岩气产业发展提出建议。