吉林省页岩油开发现状_吉林省页岩油价格

1.吉林长岭油页岩含矿区资源评价

2.油页岩有利开发目标分析

3.油页岩的开采利用

4.吉林舒兰油页岩含矿区资源评价

5.油页岩开发利用约束因素分析

6.吉林农安油页岩含矿区(解剖区)资源评价

吉林长岭油页岩含矿区资源评价

长岭油页岩含矿区、登娄库油页岩含矿区与农安油页岩含矿区同属松辽盆地，其地质背景、油页岩特征、油页岩成矿、地质勘查工作完全一致，不再重复叙述。

一、油页岩分布规律

长岭油页岩含矿区中油页岩主要分布于嫩江组一、二段，其中嫩江组一段含二个可采油页岩层(K2n1－B、K2n1－C)，嫩江组二段含二个油页岩可采油页岩层(K2n2－B、K2n2－C)。

二、资源评价

(一) 勘查工作程度分析

根据吉林岭县油页岩矿普查报告(1958年12月)，长岭区面积500km2，10个钻孔(4000×4000m求B级比农安网度还宽)，都比农安勘探网度大，钻孔分布密度低，勘探程度更低。对油页岩厚度、含油率控制不够，所提交储量没有像农安矿区作过审批。因此，资源储量的可靠程度较低。

(二)资源评价

本次评价结果长岭油页岩含矿区查明资源储量为431034万t，油页岩查明技术可采资源储量为168103万t;页岩油查明资源储量为20937万t，页岩油查明技术可采资源储量为8165万t，页岩油查明可回收资源储量为6124万t。

油页岩有利开发目标分析

一、我国探明的油页岩资源储量概况

本次油页岩资源评价结果表明，全国油页岩探明的资源储量为85.13亿t，其中南方区为46.83亿t、占全国油页岩探明的资源储量的55.01%，东部区为36.00亿t、占全国油页岩探明的资源储量的42.29%，西部区为2.11亿t、中部区仅为0.19亿t、而青藏区没有探明的资源储量。辽宁抚顺含矿区油页岩探明的资源储量为28.87亿t、占全国油页岩探明的资源储量的33.91%，广东茂名盆地(包括茂名含矿区、电白含矿区和高州含矿区)油页岩探明的资源储量为25.39亿t、占全国油页岩探明的资源储量的29.82%，吉林桦甸含矿区油页岩探明的资源储量为3.44亿t，山东黄县含矿区油页岩探明的资源储量为1.77亿t，这些含矿区探明的资源储量约占全国油页岩探明的资源储量的70%。

综合含矿区多参数开发优选评价结果和油页岩基础储量(包括经济基础储量和边际经济基础储量)规模、探明的页岩油可回收资源储量大小、含油率等油页岩质量指标以及开采条件、交通、水电条件。确定出辽宁抚顺含矿区、吉林桦甸含矿区、广东茂名盆地、山东黄县含矿区和吉林罗子沟含矿区是五个近期开发目标区;甘肃炭山岭含矿区、甘肃窑街含矿区、陕西铜川含矿区和内蒙古奈曼旗含矿区是四个后备开发目标区。这9个含矿区的油页岩基础储量为112.87亿t，其中经济的基础储量为59.57亿t(图11－7)。油页岩探明的资源储量为62.58亿t，控制的资源储量为64.63亿t(图11－8)。下面主要对近期重点开发和后备开发目标区进行分析。

图11－7 主要含矿区油页岩按经济意义评价资源储量图

图11－8 主要含矿区油页岩按地质可靠程度评价资源储量图

二、近期油页岩开发目标区

(一)辽宁抚顺油页岩开发区

抚顺油页岩含矿区位于辽宁省抚顺市南部，地理坐标为:东经124°03'30″～124°16'28″，北纬41°57'15″～41°59'37″。矿区南部为连绵起伏的丘陵地带，北部为浑河、东部为东洲河、西部有古城子河。区内交通方便，不仅有铁路连通沈阳、吉林等大中型城市，且有高速公路直达沈阳市。抚顺油页岩矿区包括西部勘查区、东露天勘查区、龙凤勘探区和老虎台勘查区4个区块。

抚顺含矿区油页岩的沉积层位为古近系计军屯组，埋深为16.7～633.8m不等，多数地带油页岩为单层分布，厚度巨大，单层厚度可达190m，最薄也在70m以上。油页岩矿层下部与古城子组煤层接触，上部为西露天组绿色页岩层。

抚顺油页岩平均含油率在5%～8%之间，含油率高值出现在矿区内六号断层和十三号断层附近。油页岩的发热量，主要决定于其中有机可燃物的含量和组成。抚顺油页岩矿区西部矿区发热量为5.70MJ/kg，东露天矿为5.07MJ/kg，发热量较我国桦甸、黄县和茂名等油页岩矿区低，这是由于抚顺油页岩中矿物质含量较高的缘故。挥发分较高，平均值为17.45%。西部勘探区水分含量值为3.39%，龙凤勘探区水分含量为3.31%，水分含量中等，加工时所需要的热量较少，有利于加工;而老虎台矿区水分含量为8.05%。水分含量较高，加工页岩油时所需的热量多，对加工不利。

抚顺含矿区资源评价结果表明，该含矿区油页岩查明资源储量为365195万t，其中剩余查明资源储量为314005万t;查明技术可采资源储量为283369万t，其中剩余查明技术可采资源储量为235737万t。页岩油可回收资源储量为12591万t，其中查明可回收资源储量为12591万t;累积探明可回收资源储量为10474万t，其中剩余探明可回收资源储量8202万t。

抚顺含矿区是我国重要的煤炭和油页岩工业基地，1928年就已兴建了年产7.5万t页岩油的制油厂，20世纪50年代已成为世界上最大的页岩油工业基地。目前，抚顺含矿区的油页岩主要由抚顺矿业集团有限公司进行开采和提炼页岩油，采用先进的加拿大ATP干馏工艺设备，2004年处理油页岩700万t，提炼页岩油21万t，并计划到2014年可生产页岩油71万t。如果继续加大设备的投入，其页岩油生产能力将会有很大的提高。

抚顺含矿区探明程度高，为露天开采和大规模开发提供示范，通过该区的开发试验为类似的矿层厚度大、适用露天开发的油页岩含矿区提供开采技术和提炼页岩油技术。

(二)吉林桦甸油页岩开发区

桦甸含矿区位于吉林省桦甸市区，面积约40km2，地理坐标为东经126°43'～126°54'，北纬42°56'～43°00'。地理环境为低山丘陵区，水系十分发育，水文地质条件很差，尤其桦甸盆地地表水系极其发育，河道及旧河道流经勘查区，地表水与地下水水力联系、断层导水性等均未查清。交通便利，自然条件较好，适合于矿床的开采。桦甸含矿区包括公郎头、大城子、北台子、庙岭区、南部和金沟子勘查区。油页岩含油率高，赋存较浅，资源储量较大。

由盆地北缘向南缘同沉积断裂方向，油页岩埋深呈逐渐加深趋势，同时油页岩段厚度有由薄变厚的总趋势，北部100～120m，南部厚度为240m，显示了盆地为半地堑式地层格架和构造格架。从油页岩段沉积垂向看，东部—中部和西部具有显著的差别。油页岩段下部油页岩层13～9层，自下而上由大城子区向北台子区扩张超覆沉积。8～1层沉积时全区一致，形成两个沉积层序。这一特征揭示了油页岩段沉积早期范围在大城子—公郎头区间，面积小。晚期扩张超覆沉积形成整个油页岩沉积盆地，保存至今。

桦甸油页岩矿源集中、品质优良，含油率一般10%～12%，最高可达24.80%，本次取样测试含油率为23.74%，热值25.92～36.37MJ/kg，灰分产率较低，52.97%～62.10%。桦甸含矿区油页岩属于低灰分、高含油率油页岩类型。

桦甸油页岩含矿区查明资源储量57112万t，其中油页岩查明技术可采资源储量39096万t，油页岩剩余查明资源储量56974万t;油页岩剩余查明技术可采资源储量38986万t。桦甸含矿区页岩油可回收资源储量为2733万t，其中查明可回收资源储量为2445万t;累计探明可回收资源储量1751万t，剩余探明可回收资源储量1740万t。

1953年，曾设立了东北石油九厂，建成了10m高内外并热式干馏炉，年产页岩油5万t，1954年，根据资源情况扩大了石油九厂的规模，设计了年产20万t页岩油的产能，并加工成成品油，供吉林省的需要。多年来一直认为有较好的开发价值，但至今尚未大规模开采，只是在桦甸市有17个地方矿井(小型井)开采。油页岩开发利用主要是作燃料开采，工矿企业单位用油页岩作动力燃料。20世纪70年代初开始用流化床燃烧技术，以油页岩作燃料，主要是用于城市发电。2003年，国家发展和改革委员会已批准在桦甸建设开采油页岩251万t、年产页岩油20万t、安装两台5万kW机组发电设备，以及建材综合利用生产线，目前正处于紧张筹建之中。

桦甸含矿区含油率高，为井下开采提供示范作用，通过该区的开发试验为类似的高含油率、适用于井下开发的油页岩含矿区提供开采技术和提炼页岩油技术。

(三)广东茂名油页岩开发区

茂名盆地是我国油页岩最著名的产地之一，位于广东省西部，跨三县一市，北起高州，南至茂名市公馆，西起化州市连界，东至电白县羊角。南西以古近系地表露头线为界，北东以高棚岭断裂为界。走向长44km，宽4～14km，面积400余km2。地理坐标为:东经110°38'～111°00'、北纬21°40'～21°54'。盆地四周山地以剥蚀为主，地貌上呈丘陵山地，河床下切，河岸较陡，盆地内低丘一以侵蚀作用为主，地貌上呈浑圆型的残丘，沿水系两侧主要以堆积为主的冲积平原。茂名市交通便利，广州—海口、广州—湛江铁路通过此地，高速公路网发达。经济条件较好，茂名石化是该市的主要工业基地。盆地内共有茂名油页岩含矿区(包括油柑窝矿点、金塘油柑窝组浅层精查区、金塘详查区和金塘尚村组精查区)、电白油页岩含矿区(包括电白羊角精查区、茂名煤田羊角井田和羊角尚村普查区)和高州油页岩含矿区(包括石鼓勘查区、低山油柑窝组精查区和尚村组精查区)3个含矿区10个勘查区。

1.资源储量及赋存条件

茂名盆地油柑窝组油页岩，厚度在2.05～53.34m之间，油页岩最厚为53.34m，最薄为2.05m。埋深在0～860m，矿层主体埋深小于500m。油页岩以缓倾角向东北方向倾向，倾角一般4°～5°，局部地段最大可达10°，在距离露头为2～3km处，为金塘一号断层所分割。在断层线以南，油页岩底板深度最大标高为－214.36m、一般在－170m以上。在断层线以北，底板深度一般在－370～－240m左右。

茂名含矿区油柑窝组油页岩片用打火机可以点燃或冒烟且有油味。含油率一般在6%～13%，含油率最高13%，单井平均含油率为5.94%～8.37%，体重分段最低为1.77t/m3、最高为2.50t/m3、全层体重最低1.86t/m3、最高2.15t/m3、平均2.007t/m3，发热量分段最高为11.78MJ/kg、分段最低为3.41MJ/kg、平均发热量为5.02～7.34MJ/kg，含硫量分段最高为2.07%、分段最低0.69%、平均含硫量1.14%。

茂名盆地内剩余查明油页岩资源储量667789万t，剩余查明油页岩技术可采资源储量504305万t。埋深小于500m的查明油页岩资源储量为607633万t，其中含矿区油页岩剩余探明资源储量为241655万t。茂名盆地页岩油可回收资源储量为38791万t，其中查明可回收资源储量为23502万t，累计探明可回收资源储量9824万t，剩余探明可回收资源储量9216万t。

2.茂名油页岩开发历史及现状

茂名盆地的油页岩开发利用的历史悠久，新中国成立之前，当地群众已挖掘浅部油页岩供家庭生活用燃料。1955年，中央决定并经国家储量委员会批准，在茂名修建大型页岩油厂，并列入前苏联援建的156个重点工程之一。1970年又设计了第四部炉(即著名的茂名园炉)，设计能力为每台炼油5万t，实际生产情况为4台炉炼油19万t。1991年曾生产油页岩矿石295.5万t。1992年底已停止炼油，1994年所有茂名园炉全部拆除。造成利用油页岩炼油停产的原因主要有，油页岩的含油率不高(平均5.94%～8.37%)、水分高(平均16%～17%)、采油率低(平均60%、最大64%)，能耗高(油页岩的破碎、传输、干馏、冷却等)，人员工资高(5000人的队伍)，造成实际炼油成本为每吨850元，而原油价格在每吨640元左右。

此外，1990年开始筹建沸腾炉发电厂，1991年开始发电和产气，最大年发电量9000万度，产蒸汽6兆瓦。2004年，深圳上市公司东方锅炉与广东粤电集团正式签订了燃用茂名油页岩20万千瓦循环流化床锅炉研究合作开发合同;另一方面形成了30万千瓦循环流化床锅炉的批量生产。2005年，深圳上市公司粤电力第五届董事会第三次会议审议通过了《关于组建成立茂名粤电油页岩矿电联营有限责任公司的议案》。同意公司控股51%，成立茂名粤电油页岩矿电联营有限责任公司，该公司首期注册资本为1000万元人民币。

茂名市已制订《油页岩发电产业发展规划》，利用茂名储量50亿t以上的油页岩，招商引资建设油页岩发电基地，近期建设两台13.5万千瓦页岩发电机组，中远期建设4台30万千瓦页岩发电机组，总装机容量达到150万千瓦。

2004年年底，茂名市市政府在组建了油页岩项目开发领导小组及办公室，2005年，广东省对茂名油母页岩发电项目作了重要指示，要求茂名尽快上马并做较大油页岩发电项目。同意选用20万千瓦的发电机组，建议首期4×20万千瓦，按首一、首二分步推进实施，特别是要正确地处理好环境保护问题，分步实施。同意项目选址在金塘镇车头屋这个方案;同意采用矿电联营综合利用的原则，要坚持矿电联营、综合利用、投资建设经营三统一，以及加速推进油页岩发电项目的有关工作。

茂名市进一步拟定《茂名市油母页岩发电产业规划2005～2020(建议稿)》，规划中建议近期运用已成熟的135MW循环流化床锅炉技术进行油母页岩发电项目建设，在200MW或300MW技术发展成熟的基础上，总体规划建设1500MW油母页岩发电项目，以减轻国家电煤供应压力，缓解粤西和茂名地区供电紧张，推动茂名经济社会发展。

目前，茂名油页岩矿业公司在茂名含矿区进行开采油页岩，年开采量估计在100万t左右，在电白含矿区有几个小矿正在开采油页岩，年开采量估计在50万～80万t。这些油页岩主要用作当地小型电厂和自备电厂的燃料，部分外运到广西。

3.茂名油页岩开发利用可行性分析

据20世纪50年代抚顺油页岩采油率的试验分析结果表明，抚顺油页岩的含油率平均为5.50%，其收油率约为60%。茂名金塘油页岩的平均含油率为6.71%，好于抚顺油页岩，因此，茂名金塘油页岩的采油率和收油率应高于抚顺油页岩，另外油页岩质量较优的矿石损失率则较小。因此，茂名市金塘含矿区的油页岩实际采油率高于抚顺的油页岩，应采取利用油页岩进行炼油，而不应将油页岩作为燃料燃烧，造成资源浪费。

茂名盆地的油页岩特征与抚顺油页岩含矿区的油页岩的特征类似，都具有埋深较浅，单层厚度大，适合露天开采。因此，可以在抚顺油页岩含矿区的开发试验基础上、应用该开采技术和提炼页岩油技术的开发本区的油页岩。

同时，工业分析结果表明，茂名金塘油页岩的发热量平均在5.02～7.34MJ/kg，发热量相对较高，除了用于发电用燃料，还可以论证设计坑口电站，采用硫化循环床锅炉进行发电，以解决广东省电力不足问题。

元素分析结果表明，茂名油页岩的含硫量平均为1.14%，虽然为炼制高品质页岩油增加了困难，但为炼制硫铵副产品创造了有利条件，因此，本区油柑窝组油页岩可以生产硫铵副产品。另外，元素分析结果表明油柑窝组油页岩含碳量为14.95%、含氮量为0.52%，均达到了较高水平，因此，本区油柑窝组油页岩可以用于生产化肥。

茂名盆地的油页岩埋深较小，单层厚度大，与抚顺油页岩含矿区特征类似，适用露天开采。因此，可以在抚顺油页岩含矿区的开发试验基础上、应用该开采技术和提炼页岩油技术的开发本区的油页岩。同时也可以为其他类似油页岩含矿区的油页岩提供开发和炼制页岩油技术。

(四)山东黄县油页岩含矿区

黄县含矿区位于山东半岛北部，属烟台地区及蓬莱管辖，将黄县含矿区分为八个勘查区，分别为北皂油页岩勘查区、海岱油页岩勘查区、梁家油页岩勘查区、柳海东区油页岩勘查区、桑园油页岩勘查区、洼里油页岩勘查区、乡城油页岩勘查区、雁口油页岩勘查区。区内油页岩的分布不均一，其层位，厚度，特征均有一定变化。各勘查区的勘查阶段为详查—勘探阶段，黄县属于高勘探程度区。

黄县含矿区油页岩主要赋存于渐—始新统黄县组地层，不同勘查区油页岩发育的层数略有不同。总体来看埋深在60～1000m，矿层倾角小于15°。矿层单层厚度在0.7～13.9m。含油率平均在11.79%～20.35%，最高可达29.75%。发热量平均在7.1～16.05MJ/kg，灰分平均在43.51～61.05%，含硫量较低，矿石比重为1.17～1.7t/m3。

本次评价黄县油页岩含矿区内查明油页岩资源储量为75830万t。查明技术可采资源储量为44014万t。查明资源储量为10479万t，查明技术可采资源储量为6081万t。黄县含矿区内页岩油可回收资源储量为4561万t，其中查明可回收资源储量为4561万t，累计探明可回收资源储量2107万t。

黄县油页岩含矿区的油页岩埋深较大，单层厚度小，与桦甸油页岩含矿区特征类似，适用井下开采。因此可以在桦甸油页岩含矿区的开发试验基础上、应用该开采技术和提炼页岩油技术的开发本区的油页岩。

通过对上述四个油页岩含矿区开发试验，可以分别获得资源储量规模较大适合露天开采和资源储量规模中等适于井下开采的油页岩开采和页岩油提取的技术和实际经验，为后续的吉林罗子沟含矿区、甘肃炭山岭含矿区、陕西铜川含矿区等区域的油页岩的开采和炼油提供理论基础和实用技术。

(五)吉林罗子沟油页岩含矿区

汪清罗子沟含矿区油页岩埋藏浅，油页岩含油率3.51%～14.37%，平均6.72%，其中2、3层油页岩为本区主要油页岩层，品质好、赋存稳定、资源储量大，具有代表性。发热量20.35MJ/kg，灰分76.39%，水分1.07%，全硫0.55%。

罗子沟含矿区油页岩资源储量109127万t，油页岩技术可采资源储量44977万t;查明资源储量23090万t，油页岩查明技术可采资源储量14864万t，油页岩潜在技术可采资源量30113万t。页岩油可采资源储量2065万t，其中查明可采资源储量为728万t，累计探明可采资源储量181万t。

同时必须加强罗子沟预测区的勘查工作，采用边采边探的工作思路，使得油页岩探明可采资源储量会逐渐增加，因此，该区开发前景广阔。

三、油页岩后备开发目标区

(一)甘肃炭山岭油页岩含矿区

经本次评价，炭山岭油页岩资源储量138353万t，其中油页岩剩余查明资源储量44306万t，油页岩潜在资源量91557万t;油页岩技术可采资源储量50750万t，其中油页岩剩余查明技术可采资源储量19767万t，油页岩潜在技术可采资源储量29756万t。

炭山岭含矿区页岩油可采资源储量为2373万t，其中查明可采资源储量为1191万t，累计探明可采资源储量189万t。

炭山岭含矿区油页岩资源储量较大，但探明程度相对较低，因此，随着开发的进行，该区探明资源储量将逐步增加，开发前景十分广阔。

(二)甘肃窑街油页岩含矿区

甘肃窑街含矿区油页岩，一般埋深小于500m，窑街矿区油一层和油四层两层总的含油率为5.37%，灰分含量为69.87%，水分含量为2.34%，挥发分含量为20.39%，硫分含量为0.66%，发热量为6.93MJ/kg。

经本次评价，窑街矿区油页岩资源储量为33090万t，其中剩余查明油页岩资源储量27604万t，潜在油页岩资源量2815万t;油页岩技术可采资源储量15544万t，其中剩余查明技术可采资源储量13380万t，潜在技术可采资源量774万t。

本含矿区页岩油可采资源储量具有一定的规模，但探明程度较低，勘查阶段达到详查阶段，在加强勘查工作的前提下，将会进一步扩大探明可采资源储量。

(三)内蒙古奈曼旗油页岩含矿区

内蒙古奈曼旗油页岩含矿区的奈曼杖子勘查区平均含油率为5.54%，化吉营子平均含油率为5.15%，半焦一般为90.00%，灰分69.50%～94.50%，发热量1.19～7.24MJ/kg，全硫1.55%。

奈曼旗含矿区页岩油可采资源储量1190万t，其中查明可采资源储量为772万t，累计探明可采资源储量182万t。

本含矿区页岩油可采资源储量具有一定的规模，但探明程度较低，勘查阶段达到详查阶段，随着加强勘查工作，将会进一步扩大探明可采资源储量。

(四)陕西铜川油页岩含矿区

陕西铜川油页岩含矿区油页岩最大埋深仅为250m，多处见油页岩出露;南部何家坊勘查区油页岩平均厚度为13.6m，北部烈桥勘查区平均厚度为14.15m，塔泥河勘查区平均厚度为16.85m。含油率最高为9.25%，最低为3.58%，一般含油率5%～7%;含油率基本上也是南低北高，南部何家坊勘查区平均含油率为6.30%，北部烈桥勘查区平均含油率为7.09%，塔泥河勘查区平均含油率为7.74%。灰分平均大于70%以上，属高灰分油页岩;全硫含量较高，一般大于3%;质量较轻，体重仅为1.90t/m3。

铜川含矿区得油页岩资源储量92664万t，页岩油资源储量6048万t。页岩油储量规模较大，随着累积探明可采量的增加，本含矿区的油页岩具有较大的开发潜力。

四、油页岩开发趋势预测

预计到2010年通过对页岩油探明的资源储量较大的抚顺含矿区、桦甸含矿区、茂名含矿区和黄县含矿区等含矿区进行优先开发，可形成年产200万t页岩油的产能;到2015年在对上述含矿区开发过程中加大其生产能力的基础上，同时投入开发电白含矿区、高州含矿区、罗子沟含矿区等含矿区，预计可形成年产500万t页岩油的产能，并对炭山岭、窑街、铜川和奈曼旗等含矿区进行补充勘查工作;到2020年除了进一步加大已经开发含矿区的力度、提高其生产能力外，再投入开发铜川含矿区、炭山岭含矿区、窑街含矿区等含矿区，预计页岩油的生产规模可以达到1000万t。

油页岩的开采利用

直接开采

直接开采包括露天和井下两种开采方式。露天开采适合于埋藏较浅的矿床开采，成本低，安全系数高，辽宁抚顺和广东茂名就是典型的例子。井下开采有竖井、水平坑道采矿两种方式，适合于埋藏较深的矿床。直接开采是较原始的开采方式，局限性比较大，对生态环境的破坏也十分严重，主要表现在三个方面：

一是生态及水质破坏严重。无论是露天采矿还是井下采矿，都需要把地下水位降低到含油页岩层的层位以下，开采1立方米油页岩，一般需要抽出25立方米的地下水；采矿水极大地增加了地表水、地下水中硫酸盐的含量。在巴西，油页岩采矿长期破坏着矿山及其附近的生态平衡和水位水质的稳定。

二是灰渣污染严重。通过直接开采得到的油页岩用于提炼页岩油或直接燃烧，产生大量灰渣，如果不回收利用则不仅会造成空气污染，且废弃灰渣占地面积大，其中金属元素和微量元素渗入地下水体，危害人们生产生活。

三是直接开采占地较多，一旦开垦就无法完全修复。

地下转化工艺

地下转化工艺（ICP）是壳牌公司投入巨资研发出的开采油页岩及其他非常规资源的专利技术，对开发深部油页岩尤其有利。ICP开采油页岩的基本原理是在地下对油页岩矿层进行加热和裂解，促使其转化为高品质的油或气，再通过相关通道将油、气分别提取出来；将这些高品质的油（气）采集到地面进行加工后，可生产出石脑油、煤油等成品油。该技术的突出优点是：提高了资源开发利用效率；减少了开采过程中对生态环境的破坏，即少占地、无尾渣废料、无空气污染、少地下水污染及最大限度地减少有害副产品的产生。尽管该项技术现在还未完全商业化，但关键的工艺、设备等技术问题都已解决，并在美国科罗拉多州和加拿大阿尔伯特省进行了商业示范。按照2005年5月每桶原油开发成本计算，传统的干馏技术为20美元/桶，使用ICP技术生产成本为12美元/桶，ICP技术成本低于传统的干馏技术，该技术在油价高于25 美元/桶时可以盈利。中国吉林省油页岩资源丰富，但大部分埋藏于平原耕地之下，或者埋藏较深，吉林省地质矿产勘查开发局与壳牌勘探有限公司于2004年12月8日签署合作框架协议书，根据壳牌公司在北美ICP技术的研发及对吉林省油页岩资源的勘察情况，合资公司预计于2006年开始ICP技术商业示范，2010年后将开始全面商业运行。

油页岩的开采方式经过近两个世纪的发展，已取得许多成功的经验，并在不断改进，成熟的开采技术是油页岩工业崛起的有力保障。 国内主要采用的抚顺干馏工艺，其他工艺大多处于试验阶段。技术水平整体较低，跟行业内技术研究多山公司、地方政府支持、研究周期和规模不大有关。07年国家发改委公布《产业结构调整指导目录（2007年木）》，表示在今后几年将从信贷、税收等方而大力支持油页岩、油砂等非常规能源的发展，产业技术发展有望突破。

随着技术进步和环保意识的增强，油页岩资源从单纯的能源利用发展到综合利用，极大地提高了资源利用率，降低了成本，减少了环境污染，为资源的可持续利用提供了保障。油页岩矿石采出之后，最先是作为能源而被使用的，即干馏炼油和作为燃料。油页岩干馏后的页岩油可作为燃料油出售，也可以通过加氢精制和非加氢精制的方法生产轻柴油，提高页岩油附加值，精制后的重油作燃料使用。油页岩做燃料主要是用来发电，即直接用作锅炉燃料或进行低温干馏产生气体燃料而发电，还可用于供暖和长途运输。干馏和直接燃烧产生的灰渣和废气有不同的用途，灰渣可以用来充填矿井、制取水泥或陶粒、制砖等，现在有很多成功利用页岩废渣的技术；废气可以作为燃料燃烧产生蒸汽后供生产、生活使用，也可以循环利用，为油页岩的干馏提供热源。

油页岩的使用主要集中在提炼页岩油和发电上，因此干馏工艺和燃烧锅炉的发展直接影响着使用效果，降低成本、注重环保和充分利用资源的要求促进了油页岩利用技术的革新，主要表现在干馏工艺和燃烧锅炉的改进上。

干馏技术

目前，世界上许多国家都对油页岩干馏方法进行了研究，有的已形成工业化生产规模，中国、俄罗斯、爱沙尼亚的发生式炉及德国LR炉处理量小，油收率较低，工艺不先进，但投资少，适用于小规模的页岩炼油厂；爱沙尼亚Kiviter炉和美国TOSCO-Ⅱ炉处理量较大，投资中等，适用于中等规模的油页岩炼油厂；爱沙尼亚Galoter 、巴西Petrosix及澳大利亚Alberta-Taciuk炉处理量大，油收率高，产高热值煤气，投资高，适用于大、中型油页岩炼油厂。

油页岩悬浮燃烧与气化技术

油页岩作为燃料用于发电经历了漫长的研究开发过程，从油页岩悬浮燃烧与气化到油页岩流化床燃烧再到油页岩循环流化床燃烧，技术不断进步，效益不断提高，污染不断减少。

前苏联采用悬浮燃烧方式直接利用油页岩燃烧发电，20世纪50至70年代先后在爱沙尼亚和波罗的海建立3座电厂，总装机容量为2415MW，所配锅炉出力为65～320吨/小时。但出现了很多问题：锅炉实际出力减小，炉膛结焦，受热面高温腐蚀，尾部受热面堵灰；SO2和NOX 排放量大，严重污染环境；制粉系统耗电量大，锅炉维修费用高，运行不经济；机组可靠性差，经常被迫停机，且停炉检修时很长等。

油页岩流化床燃烧技术

前苏联首次开发燃油页岩流化床锅炉，于20世纪80年代对爱沙尼亚、波罗的海电站锅炉进行了改造，广东茂名、辽宁抚顺也先后应用了油页岩流化床锅炉，其突出优点是减少了炉膛结焦的可能性，对流受热面上也没有严重积灰，烟气中NO及NO2含量小，燃烧过程中可以吸收大量硫，锅炉实际输出功率增大，飞灰不会粘污锅炉过热器和省煤器管束，锅炉热效率达70%以上。实践证明油页岩流化床燃烧发电在技术上是可行的，但效率较低、经济效益较差。

油页岩循环流化床燃烧技术

循环流化床燃烧技术（CFBC）有效地提高了油页岩的利用率和锅炉的热效率，减少了污染气体的排放。它是油页岩发电最有利的燃烧方式，具有良好的煤种适应性、低温燃烧、燃用宽筛分颗粒，SO2、NO及NO2的排放量非常低，锅炉的效率在80%以上，这些突出的优点给油页岩能源利用和油页岩燃烧发电技术注入了新的活力，带来了新的机遇。中国、以色列等国在油页岩循环流化床燃烧发电的能源利用研究方面取得了成功经验，1989年以色列建成首台半商业化油页岩循环流化床燃烧示范电站，采用芬兰Ahlstrom公司的50吨/小时循环流化床锅炉。20世纪90年代以色列采用230吨/时循环流化床锅炉建造一座燃用油页岩商业化电厂，1996年吉林省桦甸油页岩示范热电厂采用3台东北电力学院研究制65吨/小时低倍率循环床油页岩电站锅炉，实现长期稳定运行。

油页岩的应用技术得到长足发展，给许多国家的经济发展做出了很大贡献。但不同国家油页岩主要用途差别较大，爱沙尼亚主要用来发电和提炼页岩油，近40年其电力生产的99%主要依赖于油页岩，巴西主要用作运输燃料，德国主要用于制造水泥和建筑材料，中国和澳大利亚主要用于提炼页岩油和用作燃料，俄罗斯和以色列主要用于发电。

吉林舒兰油页岩含矿区资源评价

舒兰油页岩含矿区位于吉林省的东部，舒兰市境内，地理坐标为东经126°30'～127°20'，北纬44°10'～44°40'。公路铁路四通八达，交通方便。

一、地质背景

(一)构造特征

舒兰油页岩含矿区在依兰伊通盆地内，为佳伊断裂带内的一个裂陷盆地，东北端隆起，西南部与伊通断陷相连，称伊舒地堑。其构造格架与特征如下:

(1)盆地先期构造—北东向断陷盆地。

盆地初始断陷期为晚中生代(晚侏罗世末)，区域背景为东北亚断陷盆地群(200余个盆地)之一，构造样式为断陷型。盆内充填早白垩世地层(泉头组或嫩江组)。在缸窑、水曲柳—平安一带有出露，厚度不详。

(2)盆地同沉积构造—半地堑式盆地。

新生代开始，在早期裂陷构造背景下，大规模断陷、断裂活动形成佳伊断裂带，构造样式为裂谷—断陷式。

盆地北缘断裂为高角度正断层(局部区间有反转，显示逆冲性质)。东南缘断裂活动弱(局部地段断裂缺失，为不整合关系，如缸窑区)。在此不对称断裂活动控制下，形成半地堑式构造形式或半地堑式地层格架。地堑内充填古近系新安村组、舒兰组、水曲柳组地层，厚度800～1800m，沉积中心在舒兰街矿区。构成NE向狭长断陷盆地，西南—东北长73km，西北—东南宽3～7km，面积约360km2。

(3)盆地后期构造形式。

盆地充填沉积结束后，盆地再次发生较大规模的断裂活动。主要有两期两组，早期NE向纵张断裂(F3)为主干断裂，将半地堑式盆地分割成两大部分。东南侧抬升剥蚀(主要矿层在此带内)，北西侧与北缘断裂组成新的地堑。舒兰组、水曲柳组地层埋藏深保存完整。晚期NW向横张断裂(具走滑性质)将狭长的NE向断陷切割成不同块段。走滑平移构造活动，局部区域的北缘高角度正断层反倾，成先张后压性质。

(二)地层特征

舒兰油页岩含矿区地层自下而上为下古近系始—渐新统新安村组(E1－2x)、舒兰组(E2－3s)、水曲柳组(E2－3sq)。

1. 安村组(E1－2x)

为中—细粒碎屑岩、泥岩、粉砂岩及煤层沉积。含煤28层，可采或局部可采7～13层，以煤层稳定性较差，对比困难为特征。沉积厚度为80～120m。

2. 舒兰组(E2－3s)

(1)下含煤段(E2－3s1):为灰色泥岩、粉砂岩、煤层，夹一层深灰色泥岩，含油。沉积厚度为120～250m。

(2)褐色泥岩(油页岩)段(E2－3s2):灰褐色泥岩，巨厚层，致密块状，厚度稳定，全区发育，底部为油页岩，含油率4.76%～6.05%，为优质油页岩。沉积厚度为150～200m。

3. 水曲柳组(E2－3sq)

下部为砂岩、砂砾岩，磨园度较好，分选较差，具多旋回特点。砾石成分以变质岩为主，其次为花岗岩。上部为泥岩、粉砂质泥岩，夹薄层细砂岩。沉积厚度为330～380m。

(三)岩浆岩

舒兰油页岩含矿区新生代火山活动较强烈。主要有两期:早期(中新世)以裂隙喷发为主，构成伊通—舒兰一系列火山群。在舒兰盆地发育约20余座火山，主要沿断裂带分布。如大孤山火山堆，K－Ar稀释法测定年龄为8.7～11.5Ma;后期为第四纪玄武岩，如舒兰的凤凰山玄武岩，为层状玄武质熔岩，在吉舒镇一带为柱状节理的玄武岩，K－Ar稀释法测得同位素年龄为1.2Ma。在舒兰组煤系地层中常见有辉绿岩侵入，多为层状和岩墙。

二、油页岩特征及分布

(一)油页岩特征

本区油页岩为黑褐、深褐、灰黑等色，页理发育，以指甲刻划则出现光亮油脂条纹，用小刀削之屑能卷起，薄片或细块投入炉中可燃，冒白烟带恶臭味。含油率4.76%～6.05%。

(二)油页岩形成环境

1.沉积层序及对比

舒兰油页岩含矿区沉积序列自下而上为:盆地初始断陷，低水位体系域(新安村组砂砾岩夹煤系沉积):盆地扩张期，水进体系域(舒兰组含煤段);盆地最大扩张期，高水位体系域(舒兰组褐色泥岩段);盆地收缩期水退体系域(水曲柳组砂岩、砂砾岩沉积岩系)直至充填结束。油页岩矿床沉积形成于高水位体系域中。

从含矿区西端红阳煤矿向东缸窑矿、丰广矿、东富矿、吉舒矿、水曲柳矿至东端平安矿的地层对比得知，褐色泥岩段及下伏含煤段全区发育，较稳定。褐色泥岩段为标志层(对比标志稳定可靠)，指出了成矿序列。

2. 矿床沉积规律、成因类型及沉积环境

从油页岩沉积层序与对比分析得知，水进体系域成煤，高水位体系域沉积褐色泥岩，也为油页岩形成期。油页岩沉积在煤层顶板，形成煤—油页岩垂向沉积序列，与梅河盆地十分相似。从沉积环境分析，2号煤层及顶板油页岩是在含煤岩系中，为泥炭沼泽—深水沼泽相沉积(显著特征是水平层理，含淡水动物化石)。1号煤层及顶板油页岩是在煤系沉积结束，深湖相褐色泥岩沉积初始阶段聚集，仍然显示泥炭沼泽—深水沼泽—深湖相沼泽沉积的性质。

(三)油页岩分布特征

本区油页岩为1号煤层顶板，全区广泛发育，赋存较稳定(图5－9)，厚度变化不大1.0～4.0m，含油率变化亦不大4.76%～6.05%。

三、油页岩资源评价

(一)勘查工作程度分析

1. 地质勘查工作

含矿区煤田勘查地质报告，只对煤田的开发提供资料依据，在老矿区深部做了普查找煤工作，目前正在做进一步地质勘探工作。但始终把油页岩做为伴生矿产，没有列为勘查目标。从勘查程度看，没有专项油页岩勘查工程，仅从煤田勘查报告获取油页岩信息，油页岩只是共生矿产，作为有益矿产提交一些数据，尚不能满足作为开发油页岩的资料依据。本区开采技术条件(水文地质条件、工程地质、环境地质)较为复杂，不利于开采。

图5－9 舒兰油页岩含矿区4－4'地质剖面图

2. 勘查程度与精度

区内有4个钻孔在1层煤层顶板油页岩取样化验，平均厚度为3.37m。在其他钻孔也有油页岩的描述，分别确定煤层顶板油页岩，未参加资源储量估算。只做为该区油页岩预测的参考资料，无精度可言。

(二)资源评价

1. 资源评价

本次评价结果舒兰油页岩含矿区查明资源储量532万t，油页岩查明技术可采资源储量213万t;页岩油查明资源储量为29万t，页岩油查明技术可采资源储量12万t，页岩油查明可回收资源储量9万t。

2. 资源预测

本次对舒兰油页岩含矿区进行资源预测，预测区油页岩厚度由勘查区类比为3.37m、体重由勘查区类比为2.00t/m3，含油率由勘查区类比为5.53%。预测区边界为褐色泥岩(油页岩)段(E2－3s2)地层的边界，面积由图上求取，并用油页岩层倾角校正，得出油页岩面积113.20km2。求得油页岩潜在资源量为76297万t，油页岩潜在技术可采资源量为20982万t;页岩油潜在资源量为4219万t，页岩油潜在技术可采资源量为1160万t，页岩油潜在可回收资源量为870万t(表5－8)。

表5－8 舒兰油页岩含矿区油页岩、页岩油资源储量表

本次评价舒兰油页岩含矿区油页岩资源储量为76829万t，油页岩技术可采资源储量为21195万t;页岩油资源储量为4248万t，页岩油技术可采资源储量为1172万t，页岩油可回收资源储量为879万t(表5－8)。

油页岩开发利用约束因素分析

油页岩开发利用约束条件主要有资源、经济、技术、环保和政策等。

(一)油页岩开发利用资源约束

资源约束包括储量基础、资源禀赋、地质条件、地理环境等各方面。

1.探明储量不足

有开采价值的油页岩探明储量是页岩油产业发展的基础。从全国宏观角度来看，我国油页岩开发利用最主要的约束因素是有一定品位(如含油率≥5%)的油页岩的储量不足问题。截至2008年底，全国评价的油页岩地质资源量高达7391×108t，然而探明的油页岩储量只有85×108t，其中含油率大于5%的剩余可回收页岩油储量只有2.78×108t，只有石油剩余探明经济可采储量的13%，如按生产周期计算至多只能形成800×104t/a的产能。这表明我国油页岩资源丰富，但勘查程度低，能开发利用的储量不足。

当前已知的较大规模的探明储量有辽宁抚顺油页岩矿、广东茂名油页岩矿和海南儋州油页岩矿，油页岩探明储量分别有二三十亿吨，合计占全国油页岩探明储量的89%，而且可露天开采。抚顺、茂名油页岩矿含油率约6%～7%，其中含油率≥5%的油页岩占到90%以上;儋州油页岩矿含油率约5%，其中含油率≥5%的油页岩占到73%。抚顺矿务局每年开采抚顺西露天矿油页岩数百万吨，数年后将转为东露天矿油页岩。抚顺、茂名页岩油生产有很好的经济和社会效益，有扩大生产的良好发展前景。

我国还有十余处探明的值得开发的油页岩矿，例如吉林省桦甸、汪清罗子沟、山东黄县(龙口)有小型页岩油厂已投入生产，利用抚顺炉干馏炼油;还有甘肃窑街也有公司正建气燃式干馏炼油方炉，大庆油田在柳树河盆地正建颗粒页岩干馏炼油装置，龙江哈尔滨煤化工公司在达连河正建油页岩流化干馏炼油装置，年产页岩油仅数万吨。这些油页岩矿由于探明储量不大，不可能有很大的发展。

2.资源禀赋较差

经验表明，在我国当前经济技术条件下，就页岩炼油而言，露天开采的油页岩矿要求含油率≥5%，地下开采的油页岩要求含油率≥8%。只有这样，页岩炼油才是经济的。德国页岩发电厂用的油页岩含油率在4%～4.5%，据此推测我国含油率3.5%～5%的油页岩资源可考虑用于页岩燃烧发电。发电用油页岩还要考虑其发热值的大小。

统计表明，我国油页岩资源禀赋较差。全国油页岩资源平均含油率只有6.59%，比国外大部分国家的油页岩平均含油率8%～13%要低许多;全国含油率≥5%的油页岩资源只占54%。在全国81个油页岩含矿区中，平均含油率≥5%的油页岩含矿区只占75%，平均含油率≥8%的油页岩含矿区只占17%。有36%的含矿区其油页岩含油率≥5%的资源不足70%，其中又有25%的含矿区其油页岩含油率≥5%的资源不足50%。

我国资源量排在前十位的油页岩含矿区依次有吉林松南、陕西铜川—子长、黑龙江松北、西藏伦坡拉盆地和比洛错、新疆博格达山北麓、青海鱼卡、河南吴城、广东茂名盆地和内蒙古巴格毛德，油页岩地质资源量之和占到全国的93.6%。但是，油页岩资源量占到全国64.7%的松南、铜川—子长、松北、巴格毛德等4个含矿区的油页岩平均含油率＜5%，而含油率≥5%的资源也不足35%。平均含油率较高的矿区有伦坡拉盆地(11.28%)、博格达山北麓(10.02%)、鱼卡(9.72%)和比洛错(9.18%)，其次为吴城(6.22%)和茂名盆地6.01%等。

我国查明资源储量规模最大的油页岩含矿区是在吉林松南(原农安、松南、登娄库、长岭等几个含矿区)，查明资源储量高达766×108t。但据所掌握的有限分析资料，松南含矿区油页岩虽然埋深浅，但矿层薄，且平均含油率只有4.8%，含油率≥5%的油页岩资源仅占34%左右。松南含矿区的油页岩资源至今未能开发利用。

因此，对我国来说，油页岩资源禀赋(或资源品位，主要是指含油率和发热值)是十分重要的不利因素。品位过低，就失去开发利用价值。

只有品位高的油页岩资源，才有开发利用价值。例如，已探明的吉林桦甸和山东黄县(龙口)油页岩含油率高达10%以上，尽管埋藏深，需地下开采，开采成本较高，但由于品位好，仍有开采价值，已经有企业着手开发。但探明储量不大，仅数亿吨。

3.地质条件不理想

对油页岩开发利用有影响作用的地质条件主要有油页岩矿层厚度、埋深、资源丰度、地质复杂程度。

矿层少、厚度大的油页岩有利于开采。我国大中型油页岩矿具有层数多、矿层薄等特点。油页岩矿层数多于5层的含矿区占25%，多于2层的含矿区占60%。河南吴城油页岩矿层数达到32层。开发条件较好的抚顺油页岩矿有2层，茂名油页岩矿有2层，桦甸油页岩矿有13层，罗子沟油页岩矿有27层。我国油页岩矿矿层累计厚度最薄只有0.72m，最厚达到160m(新疆博格达山北麓);厚度大于10m的含矿区占55%，厚度大于20m的含矿区只占31%。我国资源量排在前十位的油页岩含矿区，除新疆博格达山北麓油页岩矿较厚外，其他9个含矿区油页岩矿层厚度基本在10～35m范围内，一般在15～25m范围内。

埋藏浅的油页岩矿有利于开采。对地面干馏而言，油页岩开采深度一般要求小于500m。其中，埋深小于100m的油页岩矿适合于露采，埋深在100～500m的油页岩矿适合于井工开采。我国埋深在500m以浅的油页岩资源占65%，埋深在500～1000m的油页岩资源占到35%。适合于露采开采的油页岩矿主要有广东茂名、电白和高州，辽宁抚顺和凌源，海南儋州，吉林罗子沟，黑龙江阿荣旗和林口，内蒙古的巴格毛德、敖汉旗和奈曼旗，陕西的铜川和彬县，新疆的博格达山北麓、妖魔山、芦草沟和水磨沟，西藏伦坡拉盆地和比洛错等20余个含矿区。

资源丰度较高的油页岩矿有利于集中开发利用。由于我国油页岩矿厚度普遍较薄，含油率普遍不高，导致我国油页岩资源丰度总体较低。资源丰度≥6000×104t/km2的含矿区主要有辽宁抚顺、海南儋州、新疆准噶尔盆地的博格达山北麓和妖魔山、吉林罗子沟、内蒙古奈曼旗等含矿区;资源丰度处于(6000～2000)×104t/km2的含矿区主要有广东茂名、电白和高州，吉林桦甸，甘肃窑街和炭山岭，陕西铜川，山东昌乐五图，河北丰宁四岔口和大阁等含矿区。

地质复杂程度简单的油页岩矿有利于开采。我国油页岩矿地质复杂程度中等—简单。对油页岩矿地质复杂程度的认识，取决于地质勘查工作程度。

4.地理环境多样

一般来说，平原、丘陵、黄土塬环境的油页岩矿交通便利、人口密集、市场条件好，有利于开发利用;高原、山地、戈壁、沙漠环境的油页岩矿交通不便、人口稀少、市场条件差，不利于开发利用。

我国油页岩矿分布的地理环境复杂多样(图5－1)。在全国油页岩资源分布中，平原环境占44.0%，丘陵环境占7.5%，黄土塬环境占21.2%，高原环境占16.4%、山地环境占7.9%、戈壁环境占3.0%。平原、丘陵、黄土塬环境的油页岩资源占到72.7%，总体来说有利于我国油页岩资源的勘探开发。但是，在我国油页岩资源量排名前十位的含矿区中，有一半矿区分布在高原、山地、戈壁环境，如西藏伦坡拉盆地和比洛错处在高原环境，新疆博格达山北麓处于山地环境，青海鱼卡和内蒙古巴格毛德处于戈壁环境，这些地区的油页岩资源不利于开发利用。

图5－1 全国油页岩资源在不同地理环境中的分布

(二)油页岩开发利用经济约束

原油价格对油页岩的开发利用起到决定性的制约作用。如果国际原油油价太低，页岩油生产成本无法与原油竞争，则油页岩炼油产业就无法生存。例如，20世纪90年代初国际原油价格下降到10美元/桶左右，有近30a生产历史的茂名页岩炼油厂因严重亏损不得不在1992年停产。

当前国际上一般认为当原油价格高于40～50美元/桶时，油页岩炼油就可以盈利(Dammer，2007)。美国能源部于2007年9月公布的美国发展非常规能源规划的研究报告认为，在美国，当油价达到35美元/桶时，地下干馏生产页岩油已经有利;当油价达到54美元/桶时，地上干馏生产页岩油成为有利。

最近几年国际原油价格高涨，至2008年7月高达147美元/桶(张抗，2009)，促进了世界和我国的页岩油产业的发展;之后，油价跌至2008年12月34美元/桶，但至2009年6月以来又有所回升，至80美元/桶左右波动。

近年我国主要有辽宁抚顺、吉林桦甸和罗子沟三处生产页岩油。抚顺用的油页岩是煤炭副产品，采矿成本不计于页岩油成本中，每吨生产成本约1000元人民币(折合21美元/桶)左右;桦甸油页岩矿采取井工开采，页岩油每吨生产成本不到2500元人民币(折合52.5美元/桶);罗子沟油页岩矿采取露天开采，页岩油每吨生产成本约1800元人民币(折合38美元/桶)。2007年我国页岩油的平均价格在3000元人民币/t(折合63美元/桶)，2008年则达到5000元人民币/t(折合105美元/桶)，2009年10月以来页岩油售价约4500元人民币/t(折合95美元/桶)。这表明当前情况下我国页岩油生产是有利的。

但是，在金融危机的冲击下，2008年年底左右国际原油价格下降到40美元/桶以下，国内页岩油价格“跳水”，降到2000元人民币/t(折合42美元/桶)，不少企业利润下滑，甚至亏损，而且页岩油销路不畅。有的企业刚建成投产页岩炼油装置，产品无销路，陷入了进退两难的尴尬局面。吉林几家民营页岩炼油厂由于页岩油库存爆满，不得不暂时停产或半停产。抚顺页岩炼油厂有油品储备罐，没有停产。这说明，低原油价格对我国页岩炼油产业有较大冲击。

以上说明，页岩油的售价对于发展页岩油产业起到了关键的作用。经济因素，尤其是原油的价格，是页岩油产业发展的决定性因素。在我国，页岩油通常作为燃料油出售，燃料油的价格和世界原油价格是密切相关的。经验表明，在我国当前的条件下，一般而言，对于可露天开采的油页岩，含油率下限定在5%以上，对于地下开采的油页岩，含油率下限定在8%以上，才是值得开发利用的。

国际业内专家普遍估计，世界经济恢复以后，到2010年底，国际原油价格将会重新升到80美元/桶以上(胡国松学，2009)。这对页岩油产业的发展是非常有利的。

如果油页岩矿有其他价值较高的伴生矿产资源，将有利于矿产资源综合利用和降低成本。

此外，融资困难也对油页岩产业发展形成制约。油页岩产业投资大，生产规模达到10×104t以上的油页岩炼油项目需要投资2～3亿元人民币以上，小企业没有这样的经济能力，银行贷款也困难。油页岩综合利用项目在建设资金上得不到保证。

(三)开发利用的技术约束条件

油页岩主要用于干馏炼油，也可用于直接燃烧产汽发电，以及页岩灰制取水泥等建材。

油页岩干馏炼油分为地下干馏和地上干馏。

地下干馏是指油页岩不经开采，直接设法在地下加热，使页岩分解生成页岩油气导出地面。地下干馏工艺适用于埋藏很深(位于地下500m、600m以下)、且油页岩层厚达数十米的油页岩矿藏。美国绿河油页岩矿藏有相当一部分适用于此类工艺;我国油页岩矿普遍较薄，基本没有适合地下干馏工艺的油页岩矿区。尽管个别地区如新疆博格达山油页岩含油率高，矿层厚达160m，但地层产状陡，也不适合地下干馏工艺。而且地下干馏工艺尚不成熟，在美国也正处于现场中试阶段，在我国也未起步试验。

地上干馏是指油页岩经露天或井下开采，再经破碎筛分至所需的粒度，在所选用的合适的干馏炉内，加热至500℃左右干馏炼油。

当前，我国的抚顺块状页岩干馏炉是成熟的炉型，但处理量小，每台炉每天加工100t油页岩，油收率也低，只有实验室铝甑油收率的65%，而且开采出来经破碎筛分后留下来的小颗粒页岩大约占到15%～20%，这部分资源不能用于抚顺炉内加工而舍弃，因此不是理想的炉型。我国还有一种气燃式块状页岩方炉，每台炉每天加工可达300t油页岩，油收率较抚顺炉要高，但产出的页岩半焦的热量没有充分利用，也是缺点。再者，这两种炉型环保较差，三废较多，需要认真处理。

国外的干馏炉型，如巴西Petrosix块状页岩干馏炉，每台炉每天加工6000t油页岩，较抚顺炉的处理规模大60倍，油收率可达实验室铝甑油收率的90%，也是成熟的炉型，但其缺点是产出的半焦污染较大，需加以填埋、植被处理。

爱沙尼亚Galoter颗粒页岩干馏炉，采用热页岩灰做固体热载体，在回转炉中加热页岩干馏炼油，每台炉每天加工3000t油页岩，较抚顺炉的处理规模大30倍，油收率可达实验室铝甑油收率的85%，而且可将自矿藏开采出来的经破碎筛分的全部的颗粒油页岩用于炉子的干馏，且三废处理较易，污水量少，可直接送至电站锅炉烧掉，可以认为此种炉型是环境友好的炉型，是比较理想的，其缺点是工艺复杂，设备较多，操作较难。从工艺技术来看，选用Galoter炉有利于扩大生产规模，有利于提高生产效益，但是如选用Galoter装置，需要和生产或设计单位进行商务谈判，花费大量外汇才能加以引进。

当前抚顺矿务局引进了Taciuk颗粒页岩干馏炉(ATP)。Taciuk干馏炉系加拿大开发、澳大利亚放大、德国制造。由澳大利亚SPP/CPM在澳大利亚建设一台日加工6000t油页岩的示范型干馏炉，经几年的试运，开工率达60%，后SPP公司将该装置售予美国一能源公司，该公司认为Taciuk工艺不太成熟而停产。抚顺矿务局引进的Taciuk炉，规模也是6000t油页岩每天，可以将抚顺炉不能加工的颗粒页岩进行处理，该装置将于2010年年底以前试运。估计需要花费一定的时间才能达到正常运转。

除了引进先进的干馏工艺技术以外，中国当前还自主开发新的较先进的干馏炉型。中石油支持大庆油田采用大连理工大学开发的颗粒页岩干馏新工艺，拟建设一套日加工2000t油页岩的工业试验装置，年产5×104t页岩油。还有中煤集团支持黑龙江龙化公司在上海博申公司开发的粉末页岩流化干馏工艺的基础上、开展中试研究(50t油页岩/d)，拟建设一套日加工2000t油页岩的工业试验装置，年产5×104t页岩油。这两项都是中国当前自主开发的干馏炼油项目，自中试放大到工业试验规模，是属于风险投资，但是值得鼓励的。

以上说明，我国现有油页岩干馏工艺成熟，但不适合发展大规模页岩油产业;我国自主开发出的较先进干馏工艺处于中试阶段，需要相当长时间才能进入成熟技术。国外先进的油页岩地下干馏工艺尚不成熟，也不适合我国油页岩矿;国外先进的油页岩地上干馏工艺比较成熟，适合发展大规模页岩油产业，但工艺复杂，技术引进需要花费大量外汇、资本投资回收期长，中小规模的企业承受不了。也就是说，目前的油页岩干馏工艺技术水平不支持页岩油产业大规模发展，未来几年油页岩干馏工艺技术水平有待提高，才能支持页岩油产业大规模发展。

(四)环境保护约束条件

油页岩的开采方式分地下开采和露天开采两种。无论是地下采矿还是露天采矿，都需要把地下水位降低到含油页岩层的层位以下，这样做会危害到矿山附近的耕地和森林。根据粗略估算，为了得到1m3油页岩，一般需要抽出25m3的地下水。抽出的地下水在沉淀固体颗粒后才能排到河里。国外系统监测显示，采矿水在很大程度上增加了地面、地下水和湖泊中硫酸盐的含量。在巴西，地下水水位和质量就长期被油页岩采矿所扰乱。

用油页岩发电，除了采用燃烧较充分的沸腾炉外(德国、以色列掌握这种技术)，还有一些采用研磨后燃烧的传统方式。研磨燃烧具有利用率低、高污染和高健康危害等不利特点，排除的气体中还有细的、可吸入的扬尘。这些扬尘中含有有毒物质，它们不仅危及电厂附近的环境，而且也影响到远离电厂的地区。另外，页岩油生产过程中放出的热、废水和半焦物质也可能引起环境问题。

环境保护是政府环保部门约束油页岩产业的主要条件。凡是页岩油生产的新建项目，其可研报告在各级发改委审批前，首先要通过环保部门的评审，对页岩油生产中废水、废料和废气所含的污染物及其处理和排放，都有严格的规定。

对于已存在的页岩油厂和油页岩电站，对环保的要求则较宽松。抚顺矿业集团有两座页岩油厂，其环保几年来虽有改进，厂区绿化较好，但抚顺式炉加料斗未设中间缶，每隔一定时间进料时，炉内油气会外泄，污染大气;此外，生产中发生的污水加入炉底水盆，经页岩灰吸收自水盆排出，从而避免了污水直接排入水系，工厂称为污水的“零排放”，实际上这是污水污染的转移，使得排放至舍场的页岩灰含有了更多的污染物。抚顺矿业集团现正采取措施，在露天矿坑口的页岩油厂增设污水处理装置，参照一般炼油厂的污水隔油、浮选和生化处理三道工序处理污水，将净化后的污水加入水盆，以便出水盆的页岩灰不致被污染。吉林汪清页岩炼油厂的三废污染非常严重，臭气熏天，是环保较差的典型。

近年来，我国节能减排任务相当艰巨，政府对节能减排的要求越来越严格。2009年以来，国家还积极研究制订应对全球气候变化战略措施，把控制温室气体排放和适应气候变化目标作为制订中长期发展战略和规划的重要依据，纳入国民经济和社会发展规划中。这对油页岩产业发展是重大挑战。

此外，平原地区油页岩资源多分布有基本农田或耕地。例如，吉林扶余、前郭、农安、长春岭等地的油页岩资源分布区，多是国家生态粮食基地，老百姓吃水主要依靠地下水，油页岩开发可能破坏地下水和粮食基地生态环境。因此，吉林省国土资源厅建议把这些地区的油页岩资源作为战略资源储备起来。海南省把建设生态环境、发展旅游业作为本省的发展战略，儋州油页岩矿的开发将受到重大挑战。

以上表明，环保对油页岩产业的发展越来越严格了。油页岩开发利用的环境保护问题将对未来油页岩产业的发展起很大制约作用。

(五)政策约束条件

对油页岩开发利用来说，尽管重大影响因素主要是石油价格，但适宜的政策对其发展亦十分重要。油页岩产业发展主要涉及财税优惠政策、环境保护政策和资源政策。

有合理的财税优惠政策护持，可以保障页岩油产业可持续发展，在低油价下保证页岩油生产可以赢利或减少损失。我国曾有针对油页岩作为煤矿副产综合利用的财税优惠政策。国家发改委、财政部、国家税务总局于2004年在关于印发《资源综合利用目录》(2003年修订)的通知中，将煤的伴生油页岩及所生产的页岩油列为综合利用的产品给予税收优惠的政策。历年来优惠政策包括增值税即征即退，及对企业所得税实行税收优惠。这对煤矿充分利用其副产———油页岩资源、促进我国页岩油产业的发展起了很好的促进作用。但在《资源综合利用企业所得税优惠目录》(2008年版)中，却未明确列入煤系伴生矿油页岩及其所生产的页岩油产品。经抚顺矿业集团询问，国家发改委有关人士说遗漏了。抚顺矿业集团希望考虑如2004年那样将页岩油列入综合利用产品给予税收优惠的政策。

但是，我国没有针对独立油页岩矿、油页岩主矿开发利用的财税优惠政策。尽管国家发改委于2007年提出的产业结构调整指导目录中，将油页岩列为第一类鼓励类的项目(“六、石油、天然气”中的“2.油页岩等新能源勘探及开发”)，这应该会对我国油页岩产业的发展起到鼓励和促进作用，但效果不如力度大的财税优惠政策。

我国没有针对油页岩产业的专门环保政策。制定油页岩开发利用环境保护的规范和合适政策，既可以促进油页岩产业可持续发展，也可以避免油页岩开发利用造成环境破坏。

我国现行资源政策对油页岩资源没有特殊规定，对油页岩资源的管理重视不够。一些地区和单位存在地方保护主义，影响了油页岩资源的开发利用。例如，有雄厚经济、技术实力的能源公司，可能无法得到好的油页岩矿;有油页岩资源的地方或单位，可能不具备油页岩开发的经济和技术实力，或不准备进行开发利用。因此，需要研究资源管理政策对油页岩开发利用的约束。

综上表明，未来有关优惠政策、环保政策、资源管理政策等方面的合理制定将促进我国油页岩产业健康发展。

吉林农安油页岩含矿区(解剖区)资源评价

农安油页岩含矿区地处松辽平原，为松辽盆地一部分，位于长春北部，南起小合隆，北至松花江，东起青山口，西至永安，总面积约1800km2。地理坐标:东经124°00'～126°00'，北纬44°00'～45°20'。含矿区内公路、铁路四通八达，交通极为便利。

一、地质背景

(一)构造特征

松辽盆地构造格架由北部倾没区、东北隆起区、东南隆起区、中央凹陷区、西部斜坡区、西南隆起区组成。整体展示为隆凹相间的形式，盆地内地层倾角缓，0°～12°，仅局部较陡，但不超过30°，盆地内不发育较大的断裂构造。农安油页岩含矿区地处东南隆起区。

(二)地层特征

松辽盆地沉积盖层由中、新生界组成，总厚度可达10000m以上。

1. 上侏罗统白城组(J3b)

该组主要在吉林省西部白城市、洮南镇、平安镇一带有零星分布，为山间盆地沉积。主要岩性为灰绿、灰白色砂岩、砂砾岩、灰黑色泥岩、粉砂岩、粉砂岩夹灰色、灰紫色凝灰岩及薄煤层，底部常见有凝灰质砾岩，角度不整合于二叠系之上。

2. 白垩系

下白垩统由火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组和泉头组组成。

(1)火石岭组(K1h)。

分布于盆地东南部，是盆地断陷阶段初期沉积的一套火山岩和火山碎屑岩建造。岩性主要为凝灰质角砾岩、凝灰岩、安山岩、玄武岩及凝灰质砾岩等，底部角度不整合于侏罗系之上。

(2)沙河子组(K1sh)。

广泛分布于盆地各断陷内，主要为一套水体相对较深的半深湖—湖沼沉积。岩性以灰黑色、深灰色泥岩为主，夹有灰白色砂岩、粉砂岩及少量凝灰岩。与下伏地层呈局部不整合接触。

(3)营城组(K1y)。

分布范围较为广泛，发育了一套火山—陆源碎屑含煤沉积建造，主要岩性:下部为安山质玄武岩、火山角砾岩、凝灰质砂岩及灰色砂岩、砂砾岩、灰黑色泥岩夹煤层;上部为酸性火山岩、火山碎屑岩及砂岩、粉砂岩和黑色泥岩，含可采煤层，与下伏地层呈整合或平行不整合接触。由于燕山运动三幕的影响，盆地内部分地区缺失营城组顶部地层。

(4)登娄库组(K1d)。

是断坳转化过渡时期沉积的一套地层，岩性下部以灰白色、杂色砂砾岩为主，夹灰绿色、紫红色泥岩及少量凝灰岩;上部为绿色、灰褐色泥岩与杂色砂砾岩互层。与下伏营城组地层呈角度不整合接触。西部斜坡部分地区缺失部分登娄库组地层。

(5)泉头组(K1q)。

是松辽盆地坳陷期早期阶段的沉积，盆地内以河流相为主，向盆地边缘粒度变粗，按岩性可将该组分为四段:泉一段以紫灰、灰白色砂砾岩与暗紫红色泥岩互层为主，局部夹少量凝灰岩;泉二段以紫红、褐红色泥岩为主，夹紫灰色、灰白色砂岩;泉三段以灰绿、紫灰色粉、细砂岩与紫红色泥岩互层为主;泉四段为灰绿、灰白色粉、细砂岩与紫红、棕红色泥岩互层，顶部常为灰绿色泥岩。泉头组与下伏登娄库组地层呈整合—平行不整合接触。盆地边缘常超覆于不同层位老地层之上。

松辽盆地上白垩统由青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组和明水组组成。

(6)青山口组(K2qn)。

是松辽盆地沉积范围比较大的一个时期，下部以深湖—半深湖相泥岩、页岩为主，夹油页岩;上部为黑色、深灰色泥岩夹灰色、灰绿色钙质粉砂岩和多层介形虫层。本组向边部粗碎屑增多，与下伏地层泉头组呈整合—平行不整合接触。古生物研究发现在西部斜坡带可能缺失青山口组顶部部分地层，梨树断陷的青山口组顶部也有部分被剥蚀。

(7)姚家组(K2y)。

地层以紫红色、棕红色、灰绿色泥岩与灰白色砂岩互层为主。盆地中部可见有黑色泥岩，与下伏青山口组地层呈整合—不整合接触。姚家组地层在区内分布较广，但在梨树断陷被剥蚀。

(8)嫩江组(K2n)。

是盆地内分布范围最广的地层，在北部和东北部已超出现今盆地边界。岩性下部主要为黑色、灰黑色泥岩、页岩，夹油页岩层;上部为灰绿、深灰、棕色泥岩与粉砂岩、细砂岩互层。嫩江组与下伏姚家组呈整合接触。由于嫩江组时期末燕山运动四幕的影响，在西部斜坡部分地区嫩江组上部被部分剥蚀，德惠断陷和梨树断陷被完全剥蚀。

(9)四方台组(K2s)。

属盆地萎缩期的沉积，其分布范围已大大缩小，且沉积中心也已向盆地西移，主要分布于盆地的中部和西部，以浅湖及河流相为主。其主要岩性是:下部是砖红色含细砾的砂泥岩夹棕灰色砂岩和泥质粉砂岩;中部为灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩与砖红色、紫红色泥岩互层;上部以红色、紫红色泥岩为主，夹少量灰白色细砂岩、泥岩、粉砂岩，与下伏嫩江组地层呈角度不整合接触。

(10)明水组(K2m)。

比四方台组分布范围更为局限，主要分布于盆地中部和西部，东部普遍缺失。岩性主要为灰绿、灰黑色泥岩与灰、灰绿色砂岩，泥质砂岩交互组成，与下伏四方台组地层呈整合—平行不整合接触。除分布局限外，在西部斜坡和乾安坳陷地区也有部分缺失。

3. 古近系

主要分布于松辽盆地西部，自下而上有依安组、大安组和泰康组三个组。依安组厚度100m，具大型交错层理的细粉砂岩，含植物化石;大安组厚度260m，上部为黄灰—灰色泥岩，粉砂质泥岩，底部为砂砾层;泰康组分布最为广泛，主要岩性为一套河流相为主的灰绿、黄绿、深灰色泥岩与砂岩、砾岩互层组成，与下伏地层呈角度不整合接触。

4. 第四系

沉积非常发育，厚度为10～200m，主要为风成堆积和河湖相沉积。岩性多为黄土状亚黏土、黑色淤泥质亚黏土、砂土、及砂砾层，与下伏古近系呈平行不整合—角度不整合接触。

(三)火成岩

区内岩浆活动主要集中在下白垩统火石岭组和营城组，上白垩统局部有玄武岩喷发堆积，对矿床无影响。

二、油页岩特征

(一)油页岩物理性质

农安油页岩一般呈灰—灰褐色，灰色条痕，贝壳状断口，泥质结构，致密块状构造，很少呈片状，用刀刮之卷曲，火烧冒烟，并带有浓烈的沥青味。

(二)油页岩工艺性质

农安油页岩含矿区的油页岩含油率中等，最高可达12.10%，一般为5%左右。通过低温干馏测试分析的工业指标看，油页岩水分变化范围为1.95%～4.83%，灰分变化范围为77.71%～94.48%，挥发分变化范围为11.74%～18.43%，发热量变化范围为2.74～10.88MJ/kg(表5－9)。通过数据的线性回归分析，我们发现油页岩的含油率与灰分、含油率与发热量存在明显的相关性(图5－11、图5－12)。

表5－9 农安油页岩含矿区油页岩特征一览表

图5－11 油页岩含油率与灰分的关系

图5－12 油页岩含油率与发热量的关系

其中:

1. 含油率与发热量的相关性

(1)农安本区油页岩勘查区。

含油率与发热量的相关系数为0.86，建立的线性回归方程式为y=－662.88+334.55x

(2)农安外围油页岩勘查区。

含油率与发热量的相关系数为0.95，建立的线性回归方程式为y=0.15+172.85x

(3)小合隆油页岩勘查区。

含油率与发热量的相关系数为0.79，建立的线性回归方程式为y=184.57+128.41x

(4)登娄库油页岩勘查区。

含油率与发热量的相关系数为0.87，建立的线性回归方程式为y=125.91+134.51x

通过含油率与发热量的相关性分析，发现含油率越高发热量越高。建立的线性回归方程式中y代表含油率，x代表发热量。

2. 含油率与灰分的相关性

(1)农安本区油页岩勘查区。

含油率与灰分的相关系数为0.86，建立的线性回归方程式为y=91.51－1.37x

(2)农安外围油页岩勘查区。

含油率与灰分的相关系数为0.89，建立的线性回归方程式为y=90.57－1.39x

(3)小合隆油页岩勘查区。

含油率与灰分的相关系数为0.94，建立的线性回归方程式为y=91.93－1.74x

(4)登娄库油页岩勘查区。

含油率与灰分的相关系数为0.62，建立的线性回归方程式为y=87.52－1.08x

通过含油率与灰分的相关性分析，发现含油率越高灰分产率越低。建立的线性回归方程式中y代表含油率，x代表灰分产率。

(三)油页岩类型及地球化学性质

1. 油页岩成因类型

通过孢粉鉴定分类、透射光—荧光干酪根显微组分鉴定分析、化学元素分析以及热解参数分析，农安油页岩为腐泥型和腐殖腐泥型。其中腐泥组中主要为腐泥无定形，荧光较弱。油页岩壳质组含量很少，偶见壳质碎屑体及孢粉体;惰性组含量也很少，主要为微量的丝质体。通过H/C原子比以及O/C原子比分析，H/C原子比介于0.65～1.75，O/C原子比介于0.01～0.12。因此，农安油页岩含矿区的油页岩属于原始氢含量高和氧含量低的Ⅰ－Ⅱ型干酪根类型。

2. 油页岩成熟度

油页岩成熟度的确定主要借助了黏土矿物的标志及其油页岩中油页岩热解参数和镜质组反射率。通过X衍射分析鉴定，农安含矿区油页岩黏土矿物中主要为伊利石和蒙脱石，其次为伊蒙混层和高岭石。农安含矿区油页岩的镜质体反射率一般为0.5左右，根据有机质演化模式和油气生成阶段，我国油页岩中的有机质大部分为成岩阶段，相当于黄第藩等(1991)的未成熟阶段。通过热解分析，农安油页岩含矿区油页岩一般Tmax(℃)<435。因此，油页岩处于成岩作用的未成熟阶段。

3. 油页岩有机化学元素特征

通过有机质元素分析，农安油页岩含矿区C、H、N等元素与油页岩的含油率存在一定的相关性(图5－13、图5－14、图5－15)。

图5－13 油页岩含油率与C的关系

图5－14 油页岩含油率与H的关系

图5－15 油页岩含油率与N的关系

通过数据的线性回归分析，发现油页岩的含油率与C、H、N元素存在一定的正相关性，而含油率与S元素的相关性不太明显(图5－16)。

图5－16 油页岩含油率与S的关系

三、油页岩成矿及分布规律

(一)油页岩赋存特征

1. 油页岩赋存层位

油页岩发育于白垩系的青山口组、嫩江组地层中。青山口组自下而上分为三段，只有青山口一段含油页岩层，为灰黑色泥岩、页岩夹油页岩。嫩江组自下而上分为五段，只有一段、二段的底部发育油页岩(表5－10)。

表5－10 农安油页岩含矿区青山口组、嫩江组地层特征表

2. 油页岩赋存特征

区内油页岩呈层状产出，含矿区内的油页岩埋深(勘查区内7～258m)往盆地中央加大，最大达到2000m左右。青山口组油页岩全区发育，仅在青山口背斜和登娄库背斜勘查到，其他区由于埋藏深，勘查深度浅，所以未勘查到。嫩江组油页岩地层则在青山口背斜和登娄库背斜被剥蚀，两区无嫩江组油页岩。青山口组一段及嫩江组一、二段油页岩均赋存于每段底部，青山口组一段油页岩层与嫩江组一段油页岩层间距为300～600m，一般400m。嫩江组一段油页岩层与嫩江组二段油页岩层间距为40～70m，一般50m，且较稳定。油页岩层产状与地层产状一致，倾角平缓，一般不大于10°(表5－11;图5－17、图5－18)。

表5－11 农安油页岩含矿区各层油页岩矿体赋存特征一览表

图5－17 农安—长岭—登娄库油页岩含矿区(K2qn1－B)油页岩厚度等值线图

图5－18 农安—长岭—登娄库油页岩含矿区(K2n2－B)油页岩厚度等值线图

(二)油页岩形成环境

1. 构造背景

松辽盆地是一个大型坳陷盆地，也是我国重要的含油气盆地。含矿区位于松辽盆地东南隆起区内，北部为王府凹陷，南部为钓鱼台隆起，东部为青山口背斜区，西部为登娄库背斜区。

松辽大陆裂谷盆地的层序地层主要受湖平面(基准面)变化的控制，而湖平面(基准面)变化是构造、气候、沉积物供给的函数，其中构造作用对低频层序(主要指一、二级层序)影响较大。根据层序识别标志，将松辽大陆裂谷盆地这一巨层序进一步划分为3个超层序组、7个超层序和19个层序及一系列体系域。

发育在青山口一段和嫩江组二段时期的油页岩主要位于裂谷后热沉降超层序组，该超层序组遍布整个松辽盆地，下界面(T4)和上界面(T30)均为角度不整合面，其中包括断坳转化超层序、下部坳陷超层序和上部坳陷超层序。青山口一段和嫩江组二段油页岩分别发育于坳陷超层序的下部和上部，相当于层序XI和XV。

2. 沉积环境

(1)湖平面变化。

在地震资料解释、单井和联井基准面分析基础上，通过多种方法综合运用，编制了松辽盆地的基准面升降曲线。青山口组一段和嫩江组二段发育的厚层黑色油页岩与松辽盆地基准面变化曲线中的两次最大湖侵对应，显示出油页岩为盆地两次最大湖泛期的产物。

①泉头组—青山口组。泉头—青山口组发育在松辽盆地的全盛阶段即坳陷期。由于剥蚀区经过长期的剥蚀，地形趋于低缓，气候由于早期的干旱炎热逐渐转变为温暖潮湿，盆地在泉头—青山口组发育大规模湖侵，形成大面积的深湖沉积。K1qn1沉积时期湖区面积达到了31×105km2，盆地内主要发育半深湖—深湖沉积体系，并且直接超覆在K1q4的滨浅湖及冲积体系之上，湖泛面位于K1qn1底部，发育油页岩及相应的黑色泥岩。

②姚家组—嫩江组。姚家组—嫩江组是继泉头—青山口组后松辽盆地内又一发育完善的沉积旋回，经历大约7Ma演化，盆地为整体坳陷。姚家组早期K2y1，盆地坳陷沉降较缓慢，边部在K2y1还略有抬升，气候干热。到K2y2+3开始向温湿转化，植被稀疏，剥蚀区以物理风化为主，湖区面积仅为9.8×103km2到K2y3后期也不过1.85×104km2。到嫩江组时期K2n1+2，盆地沉降速率较大，快速的沉降导致松辽盆地发生又一次大规模的湖侵事件。嫩江组晚期盆地沉降速度减慢，湖区不断被充填，湖水面积收缩，结束沉积。沉积体系早期以冲积环境为主，然后突然过渡到半深湖/深湖环境，再渐渐的经滨/浅湖过渡到冲积环境。

(2)海平面变化。

根据大量研究资料表明，在青山口组和嫩江组层位中发现了半咸水、咸水生物群(如半咸水沟鞭藻、鲨鱼牙齿和瓣鳃类等)。古盐度(Sr/Ba>0.5、B/Ga>5)等地化指标也表明松辽盆地存在海相沉积夹层，有与外海沟通的历史。因此，油页岩的形成的最大可能是由于海水的侵入，导致盐度密度分层而形成缺氧环境。

松辽盆地基准面变化曲线与Haq的全球海平面变化曲线对比在二级曲线的形态上吻合程度很高。进一步表明松辽盆地青山口组一段和嫩江组二段时期发育的两次湖侵事件与全球海平面上升有关，导致湖海沟通。

(3)缺氧事件。

根据国内外研究资料表明，黑色油页岩的形成条件往往与盆地底层缺氧有关。而油页岩的缺氧环境与水体分层有关。水体分层的核心问题是湖水因密度而分层，密度差可以通过温度差和盐度差来实现。一般而言，温度差形成的分层湖不稳定，随气候变化而变化。盐度差形成的分层湖则比较稳定。Bradlty(1963)和Bradlty与Eugster(1969)最早根据分层湖模式解释绿河组油页岩及伴生岩相的形成。按照该模式，湖的下部为盐水。上部适合于湖泊生物如蓝绿藻的生长，而下部由于高盐度和强还原条件，不适合所有生物的生活。在一般情况下，湖底正在腐烂的有机质软泥由上层水体的游泳—浮游生物所提供。春季或夏季浮游植物的过量繁殖导致碳酸盐沉淀，形成季节碳酸盐纹层。春季的洪水注入则导致季节性黏土纹层的形成。后来，Desborough(1978)又提出生物化学分层湖模式来解释绿河组油页岩的形成。从松辽盆地油页岩分布特征上看，青山口组一段和嫩江组二段油页岩的形成与分层湖有关。而这一分层是否与海侵时间相关是值得进一步探讨的问题。

3. 古生态环境

嫩江组沉积以暗色泥岩、油页岩为主的生油岩系，嫩一段时期有碳酸盐岩沉积，反映温暖潮湿气候。末期水体变浅，以粉砂及砂岩为主，在层系上发育有冰晶痕构造，反映末期气温有所下降。

青山口组沉积时期气温较泉头组明显下降，以被子植物与喜湿热温暖的蕨类为主(少量喜热的被子植物)，反映温暖潮湿的环境。

嫩江组沉积时期，相对于青山口组、姚家组、泉头组沉积时期的温度有所下降。盆地面积扩大，地形高差变小，植物逐渐适应了新的环境而繁盛起来，被子植物花粉全面而广泛地分布，形形色色的植物达到了最繁盛时期。

(三)油页岩分布特征

1. 油页岩垂向分布特征

含矿区油页岩主要赋存于青山口组一段、嫩江组一段和二段。青山口组一段含有五个可采油页岩层，自下而上矿层编号分别为K2qn1－A、K2n2－B、K2n2－C、K2qn1－D、K2qn1－E，该段油页岩层厚度为0.75～5.44m，含油率为3.51%～9.31%。嫩江组一段含有三个可采油页岩层，自下而上矿层编号分别为K2n1－A、K2n1－B、K2n1－C，该段油页岩层厚度为1.97～4.60m，含油率为3.51%～4.85%。嫩江组二段含有三个可采油页岩层，自下而上矿层编号分别为K2n2－A、K2n2－B、K2n2－C，该段油页岩层厚度为0.75～7.25m，含油率为3.51%～12.10%(表5－12)。

表5－12 农安含矿区油页岩垂向分布特征

2. 油页岩平面分布特征

含矿区油页岩在平面上主要分布于五个勘查区内，即农安本区、农安外围、小合隆、永安和青山口。不同勘查区内油页岩的分布特征有所差别，其油页岩平面分布特征可以归纳为以下几个方面:

(1)农安本区和农安外围勘查区。

油页岩均主要分布在嫩江组一段和二段，其中嫩江组一段含二个可采油页岩层(K2qn1－A、K2n1－B)，嫩江组二段含二个可采油页岩层(K2n2－B、K2n2－C)。

(2)小合隆勘查区和永安勘查区。

油页岩均主要分布于嫩江组二段，含一个可采油页岩层(K2n2－B)。

(3)青山口勘查区。

油页岩主要分布于青山口组，含二个可采油页岩层(K2qn1－A、K2n2－B)。

含矿区油页岩在平面上总的分布规律是越往盆地沉降中心方向油页岩含油率越高，厚度越大。从青山口组油页岩厚度等值线图上看，富矿中心(两个)位于松原东西两侧，最大厚度40m，相距60km。从嫩江组二段油页岩厚度等值线图上看，富矿中心位于松原西侧60km处，最大厚度12m。

四、油页岩资源评价

(一)勘查工作程度分析

1. 地质勘探工作

1959年3月，由吉林省地质局吉中大队农安地质队提交了《农安油页岩矿床储量计算报告》，这件报告包括以下几个报告:

(1)农安矿区油页岩详查报告(审查后降为详细普查);

(2)农安外围普查报告;

(3)小合隆普查报告;

(4)吉林省农安县青山口油页岩矿地质普查与勘探报告，1960年3月15日;

(5)吉林省农安县八里营子油页岩矿地质踏勘报告，1960年3月15日;

(6)吉林省农安县永安油页岩矿详查地质勘探报告，1960年3月15日。

2. 勘查程度与精度

在资源评价中，对上述地质报告进行了分析。

(1)勘查程度与网度。

农安油页岩矿床储量计算报告(卷一)说明书内容摘要中指出，油页岩层属稳定持续的第一类型。

网度为1000×1000m求特级2000×2000m求甲级

4000×4000m求乙级8000×16000m求丙级

用此网度计算了农安、农安外围、小合隆三个区的油页岩资源储量。1962年，吉林省矿产储量委员会对《吉林省农安县油页岩报告》的复审核实决议书提出:本矿床虽然规模巨大，但质量不佳，含油率、发热量均低，目前工业部门尚不能开发利用;又鉴于勘查网度过宽，选择不当，对油页岩质量研究程度不够，矿区专门水文地质工程不足等主要原因，因此对该报告的处理作如下决定:其中第四条写道批准截至1962年10月6日核实后的储量降为C1+C级。

(2)勘查精度。

通过统计各勘查区面积、施工钻孔、勘查线及网度，提交各级储量的统计结果表明，农安区面积250km2，32个钻孔;小合隆区面积112.5km2，13个钻孔;其余各勘查区面积1151.5km2，23个钻孔。

报告提交是在1959年3月，正是期间施工。1961年4月9日，省储委在《吉林省农安县油页岩矿床储量报告》审查决议书中写道“在勘探实际工作中，根据矿床的稳定性掌握了矿床规律，创造性应用规范，放稀勘探网度即加快勘查速度又节约大量资金，其勘查网度为B级2000×2000m(包括部分1000×1000m)，C1级4000×4000m”，这是当时真实的写照。

油页岩质量也因为钻孔密度低，达不到相应的储量级别要求。因此，勘查精度不够。按DZ/T0215－2002，煤泥炭地质勘查规范规定。此区所有勘查为预查—普查程度，获得的资源量为推断级别(333)。暂不能做为开发依据，待进一步勘查获得经济的基础储量。

表5－13 农安油页岩含矿区油页岩、页岩油资源储量表

(二)资源评价

本次评价结果农安油页岩含矿区查明资源储量为1555748万t，油页岩查明技术可采资源储量为606742万t;页岩油查明资源储量为75499万t，页岩油查明技术可采资源储量为29445万t，页岩油查明可回收资源储量为22084万t(表5－13)。