油页岩开发利用约束因素分析

美国油页岩产业发展战略线路图~

在2004年3月“美国油页岩的战略意义”研究报告发表后，美国能源部负责石油储备的副部长助理以及能源部海军石油及油页岩储备办公室正式提出了“美国油页岩:联邦决策线路图———美国油页岩资源的可持续开发”报告，提出了美国油页岩开发的目标任务与战略取向，分析了联邦政府行动的主要驱动力以及美国油页岩开发的主要制约因素。这份报告的出台，标志着美国油页岩的大规模开发利用已正式进入联邦政府视野。
(一)美国油页岩开发的战略目标
美国油页岩开发的战略目标包括7个方面:
(1)增加国内石油产量;
(2)提供安全有保障的军事燃料;
(3)降低美国石油及石油产品的进口量、进口依赖程度及进口的经济成本;
(4)减少燃料供应中断的脆弱性;
(5)促进国家安全及国土防卫;
(6)创造大量就业机会;
(7)繁荣国家经济活动。
(二)美国油页岩产业的战略远景任务
在尊重和保护环境的同时，到2020年美国页岩油产量达到200万桶/d(约合年产1×108t);到2040年页岩油产量达到300万桶/d(约合年产1.5×108t)。
为实现上述目标任务，要求美国联邦与州政府在政策上支持，在技术上支持，在经济上支持，要求联邦各部门间密切协调，要求政府与企业加强合作。
美国能源部还提出，现行的石油安全保障方案没有一个优于油页岩计划的。如果不执行油页岩计划，国家安全将受到威胁，经济将要受到影响，石油与石油产品的供应将会有中断的危险。
(三)美国联邦政府行动的关键驱动力
美国能源部提出，以下八条因素决定了美国联邦政府必须采取行动，推进油页岩大规模开发利用。
(1)世界石油需求不断上升。全球原油消费量每年超过新发现的石油储量;富国石油消费未减，中国、印度石油消费量大幅增长。预计中国、印度石油进口量将分别以每年7%和6%的速度递增。全球对OPEC的依赖进一步加剧，这不是一件好事情，更何况OPEC剩余(闲置)石油产能已从1985年的1500万桶/d降到2004年的不到100万桶/d，通过增产调节原油价格的能力已成问题。
(2)世界常规石油产量很快在达到高峰后将趋于下降。除OPEC国家外，大多数产油区已趋于成熟，产量趋于下降。政府方案必须尽快设计。
(3)美国能源和经济安全状况每况愈下，石油进口依赖程度逐年增加。
(4)军事应急及国土防卫要求安全的燃料来源。
(5)当前能源政策高度依赖中东石油。
(6)国内备选能源方案有限。发展核电、太阳能及其他可再生能源，提供的是电力和热，而不是产生液体的运输燃料。替代进口石油的方案只有两个，一是煤液化，二是页岩炼油。这两个方案需要高油价来支持。
(7)非常规石油资源非常丰富。油页岩、油砂及超重油等非常规石油资源超过世界常规石油资源。
(8)美国油页岩资源可以弥补石油的部分缺口。可以相信，在具备一定条件的前提下，油页岩产业到2020年可生产200万桶/d的页岩油。
(四)制约美国油页岩开发利用的因素
美国能源部强调指出，为满足国家需求和战略目标，必须在20a内开发利用油页岩资源，但其中存在的公共政策、技术、经济、环境及社会等方面的制约因素必须克服，联邦政府必须提供政策支持，包括:油页岩土地租赁(矿业权管理)、技术开发与论证、经济与税收优惠、环境评价、管理简化及基础设施支持，如此方能使美国油页岩产业具有技术可行性、经济可行性及环境可接受性。
美国能源部提出了影响油页岩产业发展9个方面的障碍因素:
(1)技术障碍。以商业规模回采及处理美国西部油页岩的各种技术方案的可行性尚不明朗(尤其是地下原位干馏技术)。这样，建立美国油页岩产业就存在投资风险。
(2)经济合理性。按历史上原油价格计算，油页岩的生产是不经济的(即害怕回到低油价时代)。
(3)美国多数油页岩资源(约80%)位于联邦土地，由此受1920年矿产租赁法管辖，为促进油页岩产业发展，需要对这部法律进行相应调整。
(4)潜在的环境影响。
(5)水的可供性及其用量。从目前情况看，科罗拉多河盆系供水充分，可以支持油页岩产业健康发展，但若油页岩产业发展到200～400万桶/d页岩油，则水的供应也是一个障碍。
(6)其他工艺输入与基础设施障碍。
(7)可持续发展与基础设施影响。
(8)投资风险。
(9)对油页岩产业的公共和私人投资承诺仍不明朗。
美国能源部认为，在这种情况下，为了克服这些障碍，联邦政府必须提供相应政策支持。所需要的政策支持见表2－1。
表2－1 促进美国油页岩产业发展的可能途径


续表


(五)联邦决策过程初步建议方案
美国能源部的报告提议实施国家油页岩计划。执行国家油页岩计划的联邦行动建议包括4个环节。
1.组织机构
(1)授权与预算要求。能源部副部长助理已于2005年1月提出计划授权申请并正在通过能源部与国会OMB渠道审批。
(2)联邦油页岩工作组。能源、内政部、国防部及财政部有关人员共同组建联邦油页岩工作组。相关部门已就此签署谅解备忘录。2005年1月已成立。
(3)技术评价。对1970年代及1980年代的技术进行系统的分析评价。由能源部国家能源技术实验室进行这项工作。
(4)油页岩技术的环境评价。能源部已有大量数据。内政部于1973年开展过“油页岩租赁原型计划的环境评价”。将这些数据/资料进行系统分析，提出相关战略。能源部国家能源技术实验室于2005年1月已完成这项工作。
(5)利益集团扩大计划。国家油页岩计划的成败在于众多的利益集团达成共识。能源部将准备一份“利益集团扩大计划草案”，由油页岩工作队审批。并将于近期召开技术交流会议。
2.联邦油页岩战略
联邦油页岩工作组的主要任务是制定国家油页岩战略，包括联邦目标和任务、战略文本草案。
3.项目规划评价(可行性研究方案)
(1)高油价的经济影响与全球及美国石油供需变化;
(2)石油供应中断对美国国家安全的影响;
(3)影响油页岩产业发展的主要因素分析:①基础设施差距。②美国油页岩表征。对美国油页岩资源开展新的评价和调查，确定哪里的油页岩最适于开采。内政部土地管理局与地质调查局已有大量数据可供分析。③审查油页岩租赁问题与要求。审查内政部土地管理局1973年制定的油页岩租赁政策，制定新的战略，以灵活的方式改进油页岩矿业权的管理。④加拿大阿伯特油砂及国际油页岩项目的经验教训分析。⑤油页岩技术现状与差距。⑥油页岩“厂”的假设模型。⑦评价与其他方案(油砂、煤液化等)相比油页岩开发的经济可行性。⑧了解潜在的研发与论证工艺要求。⑨油页岩开发的社会经济影响，风险和成本分析。⑩环境影响评价。
(4)评价油页岩对美国的潜在经济价值。包括:油页岩产量及原油进口量的减少程度，对全球石油价格的影响，增加的GDP分析，就业影响，联邦及州政府的财政收入增加情况。
4.联邦油页岩计划
由油页岩工作组制定综合的联邦油页岩计划。主要包括如下内容:
(1)资源可得性及租赁(矿业权出让)计划;
(2)经济限制及优惠计划;
(3)技术限制及研发要求;
(4)环境限制及减缓措施;
(5)基础设施限制及开发;
(6)社会经济限制及解决方案;
(7)油页岩开发综合成本效益分析;
(8)项目环境要求;
(9)效益评估与评价准则。
美国能源部副部长助理提出的时间安排是:2005年5月向国会报告并提出联邦油页岩计划，2005年10月开始实施。

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，广东省省长黄华华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。

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