吉林 页岩油-吉林省页岩油价格

1.松辽盆地南部(吉林部分)油页岩含矿区资源评价

2.吉林省扶余县长春岭镇油页岩什么时候开发？

3.我国刚发现的吉林大油田储量大吗?好开采吗?油质好吗?

4.油页岩开发利用约束因素分析

5.桦甸油页岩含矿区资源评价

6.吉林农安油页岩含矿区(解剖区)资源评价

松辽盆地南部(吉林部分)油页岩含矿区资源评价

松南油页岩含矿区属松辽盆地，其地质背景、油页岩特征等与农安油页岩含矿区一致，不再重复叙述。

本次对松辽盆地南部(吉林省部分)进行了油页岩资源预测，其中不包括盆地南部七个油页岩勘查区(农安本区、农安外围、小合隆、永安、登娄库、长岭、青山口)。估算方法采用体积法，分青山口组一段、嫩江组一段和嫩江组二段三个油页岩段进行预测。

青山口组一段油页岩的体重类比上述油页岩勘查区加权平均值2.00t/m3，含油率类比上述油页岩勘查区加权平均值4.83%(参考本次评价取样化验为8.80%)，预测区边界由青山口组一段油页岩厚度等值线图圈定，厚度和面积由青山口组一段油页岩厚度等值线图确定。计算时以两条厚度等值线圈定一个块段(内插0.7m厚度等值线)，再将各块段资源量累加。预测松辽盆地南部(吉林省部分)青山口组一段油页岩潜在资源量为10896281万t，油页岩潜在技术可采资源量为3541291万t;页岩油潜在资源量为526290万t，页岩油潜在技术可采资源量为171044万t，页岩油潜在可回收资源量为128283万t。

嫩江组一段油页岩的体重类比上述勘查区加权平均值2.00t/m3，含油率类比上述油页岩勘查区加权平均值4.12%，厚度类比上述油页岩勘查区算术平均值3.36m，油页岩预测边界参考嫩江组二段油页岩厚度等值线图圈定，面积由平面图上直接求取，乘以矿体有效面积系数(勘查区油页岩赋存面积/勘查区面积)，求得油页岩面积7812.48km2。预测松辽盆地南部(吉林省部分)嫩江组一段油页岩潜在资源量为1782572万t，油页岩潜在技术可采资源量为579336万t;页岩油潜在资源量为73442万t，页岩油潜在技术可采资源量为23869万t，页岩油潜在可回收资源量为17901万t。

嫩江组二段油页岩的体重类比上述勘查区加权平均值2.00t/m3，含油率类比上述油页岩勘查区加权平均值4.88%，预测区边界由嫩江组二段的油页岩厚度等值线图圈定，厚度和面积由嫩江组二段的油页岩厚度等值线图确定。计算时以两条厚度等值线圈定一个块段(内插0.7m厚度等值线)，再将各块段资源储量累加，预测松辽盆地南部(吉林省部分)嫩江组二段油页岩潜在资源量为5766414万t，油页岩潜在技术可采资源量为1874085万t;页岩油潜在资源量为281401万t，页岩油潜在技术可采资源量为91455万t，页岩油潜在可回收资源量为68591万t。

本次评价松南油页岩含矿区油页岩资源储量为18445267万t，油页岩技术可采资源储量为5994712万t;页岩油资源储量为881133万t，页岩油技术可采资源储量为286368万t，页岩油可回收资源储量为214776万t。

吉林省扶余县长春岭镇油页岩什么时候开发？

2009年12月19日的时候有这样一条新闻：扶余-长春岭油页岩项目即将启动开发

东亚讯（记者 单立国） 昨日，记者从省政府相关部门获悉，近年来，省地勘局探明了扶余-长春岭、前郭-农安两处超大型油页岩矿床，我省油页岩资源储量达634.26亿吨，折合页岩油13.81亿吨，相当于大庆年采油量的近30倍。　　我省即将启动扶余-长春岭油页岩矿床开发项目，力争建成一至二个年产页岩油200-300万吨左右、发电量3-5亿度、集多个产业于一体的大项目。扶余-长春岭矿区共设置5个采矿权（即5个开发主体），每个采矿权矿山服务年限75-96年。在启动该项目同时，还将启动前郭-农安油页岩开发项目，有关合作意向正在顺利进展中。 只是不知道什么原因，现在一直没有动静。不过听说石桥马上就要开钻了。 2011年12月16日 —— 全志

我国刚发现的吉林大油田储量大吗?好开采吗?油质好吗?

储量非常大；开采难度大；油质优秀。

吉林省是中国隐秘石油大省，油页岩资源储量全国第一。虽然油页岩储量大，但开发困难是难以绕过的一环。但是油质是很不错的。

在这些储量丰富的国家中，美国油页岩的资源量位居世界第一位，中国位居第二位，根据“全国油页岩资源评价”结果表明，仅仅是2022年已评价的1000米以浅(埋深小于1000米)的油页岩资源就达7199亿吨，折合成油页岩油476亿吨，约为全国常规石油资源量的62%。

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。

桦甸油页岩含矿区资源评价

桦甸油页岩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，水文地质条件较复杂。含矿区交通便利，自然条件较好，适合于油页岩矿床的开采。

（一）勘查开发概况

桦甸盆地油页岩矿床勘查工作是1955～1959年间，由东北煤田第二地质勘探局113队、112队施工完成和蛟河煤矿勘探队施工完成，完成了大量的机械钻孔、手摇钻孔和槽探实物工作量，并进行了含油率、工业指标等化验分析，提交了《桦甸油页岩矿田公郎头勘探区精查地质报告》等7份报告，公郎头、大城子、庙岭和北台子勘查区达到了勘探（精查）程度，南部达到了普查阶段。本次评价过程中，又进行了少量样品的低温干馏分析、工业分析、有机质类型、有机质丰度和成熟度分析。

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5×104t,1954年根据资源情况扩大了石油九厂的规模，设计了年产20×104t页岩油的产能，并加工成成品油，但之后由于大庆油田的发现，致使该规划流产。多年来在桦甸市一直有个地方矿井（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。1993年至1996年，在国家、省和地方政府的共同努力下，吉林省桦甸市建立了油页岩示范电厂。总体目标是生产能力达到年耗油页岩36×104t，年发电量18 000kW/h，年供电14 400kW/h，年供热310万吉焦，年产建材30×104m3。2003年，国家发改委已批准在桦甸建设开采油页岩251×104t、年产页岩油20×104t、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。

（二）地质特征

桦甸油页岩含矿区为敦密断裂带内的断陷盆地，盆地构造格架为近EW 向展布的半地堑式盆地，地层走向NE-NEE，倾向SE，倾角为15°～20°，盆地南缘断裂（F1）为控盆同沉积边缘断裂，控制古近纪地层沉积。油页岩赋存于古近系桦甸组当中。盆地后期构造改造以断裂为主，可分两组断裂，一组NW 向断裂（F2、F3），另一组N NE向断裂（F4、F5），将平缓的单斜构造切割为三个断块，分别为公郎头断块、大城子断块和北台子断块。盆地内主要充填新生界古近系含煤、油页岩、石油及天然气沉积地层。桦甸油页岩含矿区充填为古近系桦甸组（E2-3h），自下而上沉积为下部黄铁矿段（E2-3h1）；中部油页岩段（E2-3h2），以浅水湖相为主，沉积岩性为灰色、深灰色泥岩、油页岩为主，含油页岩8～26层，可采6～13层，夹薄层灰白色细砂岩3～5层，段厚50～240m；上部含煤段（E2-3h3）。

（三）油页岩成矿条件

1.同沉积构造

油页岩段沉积时盆地构造形式为半地堑式。油页岩段厚度等值线图显示，原生沉积厚度由北向盆缘断裂一侧增厚，沉积中心位于断裂带一侧（公郎头—大城子区），厚度为180～240m，沉降中心与沉积中心一致，为同生沉积构造。沿盆地走向，西部（北台子区）沉积厚度薄，仅50m 左右，东部厚，约240m。

盆地同沉积构造对煤及沉积矿产的控制作用主要表现为通过控制沉积环境而影响成煤物质及其他成矿物质的生成和聚集。桦甸含矿区同沉积构造正是通过控制堆积空间而影响油页岩厚度分布，靠近控盆断裂一侧油页岩厚度较大。油页岩累计可采厚度西部为4～10m，东部为20～35m。油页岩富矿带位置与沉积中心一致，显示了同沉积断裂对油页岩矿床沉积的控制作用。受同沉积构造影响，油页岩沉积期公郎头—大城子区间为汇水中心。初始沉积第13层～第9层油页岩，此时北台子区未接受沉积，随着水深增加，油页岩沉积面积增大，尤其是第4层、第5层、第6层，全区发育，厚度稳定，含油率高（>10%）。

2.层序控制

从盆地沉积层序图得知，桦甸油页岩含矿区桦甸组发育一个完整的四级层序，其中下部黄铁矿段为低水位体系域，中部油页岩段发育水进体系域和高水位体系域，上部含煤段发育水退体系域。沉积旋回的次数控制了油页岩发育的层数。

水进体系域形成于连续湖侵造成的湖平面上升期。从岩性断面图得知，下部（第13层～第9层）油页岩层沉积厚度在控盆断裂（F1）一侧的盆地沉积中心较大，向盆地边缘方向逐渐尖灭，为退积式沉积。该段底部砂体非常发育，根据地层上超现象推断，该底部砂体应为水进砂体，为水进体系域沉积。

第13层～第9层油页岩发育于水进体系域，由浅湖相向半深湖相演化过渡沉积为主，岩性以深灰色、灰黑色泥岩、油页岩为主，夹薄层灰色—深灰色粉、细砂岩3～5层，发育水平层理和块状层理。湖盆区以浅湖—半深湖相沉积为主，在湖盆边缘区为水进型（扇）三角洲沉积体系。另外，在桦甸含矿区水进体系域还发育水下重力流，这与断层引起的拉伸、沉降有关。

高水位体系域形成于湖泊水体相对静止的高水位期，以最大湖泛面即第8层油页岩为底界。从岩性断面图得知，上部（第1层～第8层）油页岩层叠加方式为典型加积型准层序组叠加结构，整个盆地油页岩都很发育，且分布非常稳定（图8-16）。

第8层～第1层油页岩发育在高水位体系域，以半深湖—深湖相沉积为主，岩性以褐色、黑色页岩和油页岩为主，常发育水平层理。在北台子区，高水位体系域时期全部沉积暗色泥岩和油页岩，在东部靠近断裂一侧，厚层的泥岩和油页岩中夹薄层砂岩和粉砂岩，具正粒序特征，可能为水下重力流。第1层油页岩底部为暗色厚层块状均质泥岩。以上均显示半深湖—深湖相特点，垂向上显示为高水位加积特征。

图8-16 吉林桦甸油页岩含矿区桦甸组岩性断面图

（四）油页岩特征及分布

1.油页岩特征

桦甸油页岩为灰褐、棕褐色和深灰色，致密块状，贝壳状断口，擦痕为棕色，体重较小，含油率高，用指甲刻划呈光滑条痕，用明火可以点燃，含丰富的动植物化石及植物碎屑，尤其是第4层油页岩含丰富的藻类和叶肢介化石。

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

2.油页岩分布特征

由盆地北缘向南缘同沉积断裂方向，油页岩段呈现由薄变厚的总趋势，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。

从油页岩段垂向沉积特征看，东部—中部和西部具有显著的差别。油页岩段下部油页岩层第13层～第9层，自下而上由大城子区向北台子区扩张超覆沉积。第8层～第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。晚期扩张超覆沉积覆盖整个油页岩沉积盆地，保存至今（图8-16）。

本区自下而上沉积有第13层～第1层（可采层）油页岩，第13层～第9层油页岩仅发育在大城子—公郎头区，第8层～第1层油页岩全区发育。公郎头沉积油页岩层数多，厚度大。向西邻大城子区层数减少，厚度变薄，至北台子区尖灭；全区发育以第4层、第5层、第6层最佳，沉积厚度仍然呈现西部较东部薄的特点。

油页岩段厚度等值线图显示，盆地北缘带厚度薄。北台子区0～40m，大城子—公郎头区0～100m；南缘断裂带内厚度60～240m，其变化趋势是由北向断裂一侧厚度逐渐增大。

油页岩可采层累计厚度等值线图显示，西部北台子区厚度为5～8m，大城子区10～20m，公郎头区20～35m，油页岩可采层累计厚度由东向西逐渐变薄（图8-17）。

图8-17 桦甸油页岩含矿区第4层油页岩厚度等值线图

（五）油页岩资源评价

桦甸油页岩含矿区的资源评价分为7个计算单元：其中精查区4个，为公郎头区、大城子区、北台子区和庙岭区；普查区有2个，为南部普查区、金沟子普查区；预测区1个。本次评价桦甸油页岩含矿区油页岩资源为70 523×104t，其中查明资源57 112×104t；油页岩技术可采资源为43 119×104t，其中油页岩查明技术可采资源39 096×104t。页岩油资源为6 059×104t，其中页岩油查明资源为4 782×104t；页岩油技术可采资源为3 644×104t，页岩油查明技术可采资源3 261×104t；页岩油可回收资源为2 733×104t，页岩油查明可回收资源2 446×104t。

预测资源过程中采用的方法为：预测区油页岩厚度取大城子勘查区、北台子勘查区、南部勘查区、庙岭勘查区四区算术平均值7.96m，体重取四区加权平均值1.92t/m3，含油率取四区加权平均值9.52%，边界为含矿区内除勘查区以外的含油页岩地层边界。

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)。