页岩油地下原位转化的内涵与战略地位

赵文智，胡素云，侯连华

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

笔者及研究团队基于有机质生排烃机理及已有实验室数据，提出了页岩油原位转化的内涵、适应条件、资源潜力与未来发展前景等，指出中国陆相页岩油资源潜力巨大，如经过先导试验，选好靶区并突破工业开采关，对保持中国石油工业长期稳定乃至跨越式发展都具有里程碑意义。

1 研究背景

中国石油供应安全形势严峻，石油优质储量发现和产量稳定均面临挑战：①国内主要含油气盆地石油资源探明程度越来越高，发现规模效益储量的难度加大，且新增石油探明储量的品质持续变差，低渗—特低渗—致密油储量占比达 65%，低丰度—特低丰度储量占比达 70%[1]；②国内已开发主力油田稳产难度加大，含水率逐年增加，年综合递减率达 5%～6%，新建产能难以弥补老油田产量递减；③中低油价下石油企业效益下滑，盈亏平衡油价较高，效益生产压力加大。2017年全国石油产量为1.92×108t，石油对外依存度达67.4%。寻找石油资源接替领域、保障原油稳产甚至上产、降低石油对外依存度，已经成为保障国家能源安全的迫切需要。

工程技术领域关键技术的创新，增强了对非常规油气资源有效开发利用的可能性和可靠性。“页岩气革命”主要是依靠水平井和体积压裂改造技术，通过打碎地下含天然气页岩地层，进而建立众多的渗流通道，提高单井产量，实现了页岩气的商业开发利用。将页岩气商业开发利用技术复制到致密油领域，又成功实现了对致密油资源的大规模开发利用。这场以美国主导的“页岩油气革命”，改变了全球能源供应版图，对世界地缘政治格局也产生了重大影响[2-7]。水平井体积压裂技术，基本解决了成熟—过成熟阶段（Ro值为1.0%～2.9%）非常规页岩层系中滞留油气资源的大规模开发利用问题。然而，有效开发中低成熟度页岩层系中的油气资源，包括页岩中尚未排出的液态烃和尚未转化的有机物（这些统称为页岩油），也需要有针对性地开发关键技术。页岩油的地下原位转化是最具潜力的接替资源，中国石油勘探开发研究院利用全球页岩数据库资料，估计全球页岩油技术可采资源量约1.4×1012t，是常规石油资源总量的近 3倍。依靠钻采技术创新，“页岩油革命”会是油气行业即将来临的一场新革命，并非遥不可及，非常值得期待。

2 页岩油的发展现状

2.1 中国页岩油发展进程

中国页岩油的发展大致经历了 3个阶段：①早期的泥页岩裂缝型“常规石油”兼探阶段。2010年以前，伴随着松辽、渤海湾以及江汉等盆地规模油气勘探，烃源层系均有泥页岩裂缝型油气藏的发现。如松辽盆地南部吉林探区最早在大安构造上钻探的大 4井于白垩系青山口组泥页岩段获油2.66 t/d，新北构造钻探的24口井于白垩系青山口组、姚家组、嫩一段泥页岩获工业油流并累产超过 3×104t；北部大庆探区古龙凹陷钻探的英12井等6口井于青山口组泥页岩段获工业油流等。但泥页岩裂缝型油藏总体储、产量规模有限，评价工作难以展开，页岩油发展进程缓慢。②直井、水平井体积压裂“致密油”主探阶段。2010年以来，受“页岩油气革命”的影响和启发，长庆、大庆、胜利、大港等油田不断攻关致密油“甜点区（段）”预测评价、钻完井降本提产等关键技术，积极开展成熟—高成熟页岩砂岩互层段孔隙型石油开发试验技术攻关，在多层系取得新进展。如渤海湾盆地沧东凹陷钻探的孔南9、官1608等2口井于古近系孔二段页岩层系试获高产工业油流，近期完钻的官东1701 H和官东1702 H两口水平井，水平段页岩油层钻遇率达96%，见到良好效果；又如鄂尔多斯盆地宁148等8口井于上三叠统长 7段页岩段获工业油流，松辽盆地古龙凹陷松页油1等2口井于青一段页岩段获工业油流，济阳坳陷8口直井、4口水平井试获工业油流或见到良好油气显示，江汉盆地古近系潜江组盐间页岩段见良好油气显示等。从实践看，互层型页岩油展示出有资源潜力，但存在单井产量低、稳产工艺技术尚不成熟，仍需持续攻关等问题。③油页岩原位加热转化“人造石油”探索阶段。油页岩是指埋深300 m以浅至地表出露的富含液体石油和尚未转化有机质的页岩地层。油页岩的地面提炼过程，俗称“人造石油”，在 20世纪40年代日本侵略中国时期就有了，近期油页岩的地面转化又有新探索。2015年以来，针对松辽盆地青山口组油页岩，选择吉林探区开展原位转化技术探索与现场先导试验，通过国际合作、钻井岩心分析和现场试验，建立了油页岩原位转化的丰度下限标准，并采用压裂燃烧、化学干馏、临界水等方法，现场试验获得了少量的人造石油。另外，中国石油勘探开发研究院与壳牌石油公司（以下简称壳牌）连续几年开展合作，针对鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长 7段富有机质页岩，以新完钻的 2口井密闭取心样品分析和岩心热模拟实验为基础，开展了中低成熟度（Ro值小于1.0%）页岩油原位加热转化潜力与可行性研究，初步设计提出了试验开采方案，页岩油原位转化攻关试验不久将有望进入实施阶段。

2.2 页岩油原位转化技术现状

总体看，壳牌、埃克森美孚、道达尔等多家国际大石油公司非常重视油页岩资源开发利用，很早就致力于油页岩（Ro值小于0.5%）原位转化技术研发和现场试验[8]。目前以壳牌的原位转化技术（ICP，In-situ Conversion Process）最成熟[9]。从各油公司原位转化技术内涵看，小井距水平井（水平井井距6～20 m）、准确控制井眼轨迹技术、加热管、自控温技术与加热方式等是原位转化技术的核心。统计全球10余家公司的原位加热方式，主要有3种（见表1）。

表1 油页岩原位转化加热方式基本情况表

壳牌致力油页岩原位加热转化技术研发，已有20余年的室内和现场试验历史，累计投入研发经费约30亿美元，ICP技术成熟度已超过 80%，加热工艺与关键设备等技术难题基本得到解决。目前壳牌利用研发的技术，已在美国科罗拉多州、加拿大阿尔伯达省、约旦等地进行了38个井组现场试验，基本具备工业化应用条件。特别是2003—2005年间，壳牌在美国绿河页岩South Mahogany试验区开展的油页岩原位转化先导试验取得成功。本次先导试验采用直井井网加热，方案设计2口生产井、16口加热井，直井垂直井深93 m，加热层段厚度38 m。加热过程为缓慢加热升温，累计加热作业时间15个月，累计产油256 t，标定采收率 62%。经现场先导试验验证，新的加热器制造工艺成熟、生产流程配套、技术可行。页岩油原位转化技术的核心设备是加热管，目前国外已成功研制长度超过4 000 m、地下保持恒温600～800 ℃超长加热管，平均寿命 5年以上。与早期的油页岩近地表原位转化技术相比，无论是核心技术、开采深度、产油率、投资回报，还是开发利用潜力等，都有明显差异。其中地下原位转化技术又在污染物排放、地表环境保护等方面有优势。

国内也非常关注油页岩及中低成熟度页岩油资源开发利用问题，原位转化技术研究也有新进展。①2005年吉林省与壳牌合作，成立合资公司开展油页岩原位转化可行性研究，并在舒兰、敦化、松原等地钻油页岩井 3口，但钻井岩心分析揭示，吉林省发育的油页岩含油率丰度和净地比等参数均低于壳牌原位转化选区下限标准，壳牌最终放弃了该项合作。②2014年众城公司对吉林省扶余—长春岭青山口组页岩开展油页岩原位转化+化学干馏先导试验，初试期间产油5.20 t，中试期间产油 8.86 t。③2015年吉林大学与以色列合作，开展近临界水法（SCW）油页岩原位转化先导试验，产出了少量原油。④2013年以来，中国石油勘探开发研究院与壳牌合作，对准噶尔盆地二叠系芦草沟组页岩和鄂尔多斯盆地延长组长 7段富有机质页岩开展基础研究，经过近 5年攻关，在原有技术基础上，针对中国陆相中低成熟度富有机质页岩特点，研究提出利用地下“水平井电加热轻质化”高效转化技术，开发利用页岩油资源。该技术适用于埋深300～3 000 m的页岩油富集区，有望大大拓展页岩油资源的开发利用空间。

3 页岩油地下原位转化的内涵

3.1 页岩油地下原位转化的最佳成熟度窗口

图1 页岩生、排、滞留烃模式（基于蒂索模式修改）

页岩油地下原位转化的资源潜力，主要决定于页岩层系中尚未转化有机质的生烃潜力和已生成尚未排出的滞留烃数量。显然中低成熟度、髙丰度页岩是原位转化的理想对象。陆相页岩Ⅰ型、Ⅱ1型有机质生烃模拟实验表明（见图 1），当Ro值达到 0.5%时，页岩中有机质的转化潜力约为原始生烃潜力的90%；当Ro值达到1.0%时，页岩中有机质的转化潜力约为原始生烃潜力的40%；而在Ro值为1.0%左右，滞留烃量达到最大值，约占总生烃量的 25%。因此，页岩油原位转化潜力，除页岩中的有机质丰度外，Ro值也是影响转化潜力的关键因素。对比分析中国、美国和约旦 3个地区不同热演化程度的页岩有机质生烃转化潜力（见图2），总体上随着Ro值增加而降低。随着热演化程度增加，页岩中有机质逐步转化成烃类物质，滞留烃量呈先增后减的变化趋势，其中Ro值为0.5%～1.0%的阶段滞留液态烃数量最大，尚未转化的有机质占比较大，因而是页岩原位转化的最佳成熟度窗口。窗口内滞留于页岩中的液态烃高达 25%，未转化有机质可达40%～90%（见图1）。

图2 不同地区页岩生烃转化潜力

3.2 页岩油地下原位转化内涵

目前已有的调研、实验和现场先导试验均表明，地下原位加热是实现页岩油规模开发利用的最优选项。页岩油地下原位转化可称之为“地下炼厂”，是利用水平井电加热轻质化技术，持续对埋深 300～3 000 m的富有机质页岩层段加热，使多类有机质发生轻质化转化的物理化学过程，其中重油、沥青等有机物会大规模向轻质油和天然气转化，并将焦炭和 CO2等污染物留在地下，对环境保护是有利的。理论上，利用电加热器向地下页岩层注入热量，主要经历 2个动态演变过程，实现生烃、增压、成储、保压与提高采收率的目标：①蓄热生烃增压过程。加热阶段初期，页岩段温度缓慢升高，地层压力随热膨胀而增加。当温度持续上升到一定水平（约280 ℃）[10]，轻烃气和石油开始产生。温度进一步升高，气油比变大，页岩段内流体流动能力显著增加，油气流动生产能力已经具备。②成储保温保压提高流度过程。加热到后期，温度达到峰值（约330 ℃）[10]，页岩段因热作用发生层理剥离，书页状层间微裂缝大规模形成，页岩段具备规模储集与输导油气能力（见图3），气油比进一步升高，生成的气体中含有大量的C3S和C4S（一种很好的溶剂），与高温裂解产生的天然气和轻质油相结合，使液态烃黏度降低、流动性增强，这样页岩段完全具备了规模储集油气、允许油气流动的能力，又因持续加热，保持相对恒温，油气不断生成和气油比增高的过程使地层压力可以保压，油气生产过程得以持续，直至生烃过程中止。整个页岩段原位加热转化过程可以达到很高的采收率。

图3 原位转化页岩油的立体模式

因此，页岩油地下原位加热转化，可以实现从高能耗、高污染的“地上炼油厂”模式，发展到优质清洁的“地下炼油厂”模式，从而实现页岩油的清洁高效开发利用。

3.3 页岩油地下原位转化的技术优势和适用条件

页岩油地下原位转化，主要有3方面的技术优势。一是地下原位转化过程可实现清洁开采。无需水力压裂、占地少、无尾渣废料、无空气污染、基本没有地下水污染，可以最大限度减少开采过程对生态环境的破坏。二是原位转化油气资源采出程度高。原位转化过程中会产生超压流体系统和微裂缝系统，增加了页岩地层的渗流通道、驱动力及高效泄流能力，可实现相当高的原油采出率，最终采出率可达 60%～70%。三是地下原位加热转化的油品质量好。地下高温条件下，页岩地层中未转化的有机质通过人工加热加速降解形成轻质油和天然气；残存于页岩中的重油和沥青通过热裂解形成低碳数烃，黏度显著降低。

经过多年研究与现场试验探索，适合地下原位转化的页岩油，须满足以下 5个条件：一是页岩集中段有机质丰度要高，TOC平均值大于6%，而且越大越好，另外，有机质类型以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根为好，产液态烃能力强；二是页岩集中段厚度一般大于 15 m，净地比大于0.8；三是页岩热演化程度适中，Ro值一般为0.5%～1.0%；四是埋藏深度、分布面积适宜，埋深小于3 000 m，连续分布面积大于 50 km2；五是页岩目的层段具有较好的顶底板封闭条件，遮挡层厚度应大于2 m，断层不发育，且地层含水率小于5%，不存在活动水。

4 页岩油原位转化的战略地位

4.1 页岩油地下原位转化的战略地位

经过近60年的勘探开发实践，中国陆上大多数易发现又优质的油气藏多数已被找到，且都已投入开发数十年。待发现的常规油气资源还占相当大数量，但多数分布在现有理论、技术与资料有价值信息的判读盲区内，需要认识、技术创新与研究精细度提高才能找到，做到这一点需要时间准备。

中国的沉积盆地演化与地质条件决定了中国是一个非常规油气资源比较丰富的国家，且勘探程度比较低，只要坚持技术创新和管理创新，非常规油气资源会在保持中国油气工业持续健康发展中担当重任。页岩层系中赋存着大量滞留液态烃和未转化有机物，是非常规石油资源开发利用的重大接替领域。如能实现页岩油地下原位转化的商业开发利用，将实现从“高点找油”经“下洼找油”到“进源找油”的重大进展[11-13]，这会是找油人的“圆梦之旅”，石油工业由此实现的理论技术创新，将会推动中国油气供应安全发生重大改观。

赋存于页岩层中的液体石油，因页岩本身的孔渗性极差（孔隙度小于3%，渗透率小于1×10-9μm2）而难以流动，可动油饱和度极低，常规技术难以商业开发利用。地下原位转化技术可以使页岩中的滞留液态烃进一步热裂解形成轻质油和天然气，也可以使尚未转化的有机物发生人造热降解生成油气的过程。因此，原位电加热转化技术是页岩油规模效益开发利用的“杀手锏”技术。

基于实验室数据和已有地质资料，本文评价中国陆相页岩油资源相当丰富，技术可采石油资源量约（700～900）×108t，是中国常规石油技术可采资源总量的3～4倍。主要分布在鄂尔多斯、松辽和准噶尔3大坳陷型沉积盆地内，也是中国油气生产的主要油气区。按照现有页岩油气产率数据，结合数值模拟结果，预测在油价377～409美元/m3（60～65美元/bbl）条件下，中国页岩油经济可采资源量约（200～250）× 108t，与中国常规石油技术可采资源总量相当；天然气技术可采资源量约（60～65）×1012m3，是中国常规天然气资源总量的3倍[14]。其中鄂尔多斯、松辽和准噶尔3大盆地页岩油技术可采资源量约（570～680）×108t（见表2），占陆上页岩油技术可采资源总量的80%以上。

表2 鄂尔多斯、松辽、准噶尔盆地页岩主要地质参数

4.2 页岩油与致密油的主要区别

本文提到的页岩油，是指埋藏深度大于300 m的中低成熟度（Ro值小于1.0%）富有机质页岩层中赋存的石油和多类有机物的统称，包括地下已经形成的石油烃、沥青和尚未转化的有机物质。而致密油则是指储集在与生油岩间互分布的致密砂岩和致密碳酸盐岩地层中的石油。

页岩油与致密油的主要区别有 3方面：一是烃类物质不同。页岩油包含已转化形成的各类烃和未转化的各类有机物两部分，是源内自生自储；而致密油全部是邻近生油岩中生成并排出的石油，是近源他生自储。二是天然储渗能力不同。页岩油储集层的孔渗都极低（孔隙度小于 3%，渗透率小于 1×10-9μm2）；致密油储集层的孔渗条件相对较好，孔隙度一般大于6%，多数在10%以上，但渗透率极低，一般小于1×10-3μm2；三是陆相页岩层往往塑性大，脆性矿物含量低，利用人工压裂改造技术难以形成有效的人造流动通道，所以人工改造后的单井初始产量低，单井累计产油量小，无法实现规模商业开采。

美国所称的页岩油与致密油与本文所指的页岩油有所不同，美国所指的页岩油实际上相当于本文所称的致密油。此外，美国的页岩油（致密油）主要产自海相地层，在储集层的连续性、分布面积与累计厚度、原油成熟度及油质和油气比等方面均有良好条件（见表 3），所以单井初始产量高，累计产油量较大。美国页岩油（致密油）的开发主要使用水平井和多段水力压裂，这些技术适合中国陆相致密油的开采，并不适合于页岩油的开发。

表3 中国与美国页岩油地质特征及开采技术差异比较

4.3 重点盆地的页岩油资源条件与潜力

4.3.1 鄂尔多斯盆地延长组7段页岩油原位转化现实性最好

按照页岩油原位转化选区条件，鄂尔多斯盆地延长组7段页岩可满足原位转化选区标准。

①富有机质页岩连续厚度大。据研究长 7段页岩段有机质丰度大于 6%的平均厚度为 16 m，最大厚度为 60 m，页岩分布面积约 3×104km2；其中厚度大于20 m的面积占50%，约1.8×104km2，且分布连续稳定[15-16]。

②有机质丰度高、类型好。长7段页岩TOC值为5%～38%，平均值为13.8%；有机质类型以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根为主；氢指数值较高，最高可达750 mg/g。统计表明，长 7段页岩氢指数值平面上大致可以分为 3个区域，在成熟度相近条件下（Ro值为 0.8%左右），西北部地区长 7段页岩发育区氢指数值最高，平均值为 550 mg/g；中部地区氢指数值较低，平均值为 350 mg/g；东南部地区氢指数居中，平均值为450 mg/g。

③页岩层中滞留烃含量大。长 7段页岩的含油量是页岩原位转化潜力的关键参数之一，通过密闭取心可以获得准确参数。以近期完成的密闭取心井乐85井为例，长7段页岩Ro值为0.8%，现场测定具有较高含量的游离气量，最高为1.7 m3/t，平均值为1.0 m3/t；页岩含油量为8.80～26.77 mg/g，平均值为18.70 mg/g，其中C16-轻质组分含量平均为5.54 mg/g，占总含油量的31.4%（见图4）。

④页岩残余生烃潜力大。TOC值大于6%的页岩残余生烃潜力为 27.53～132.23 mg/g，平均值为 63.88 mg/g（见图 4）。

⑤长 7段页岩含水饱和度和含水率低、不存在活动水。首先，从针对长7段纯页岩段的7口井压裂试油结果看，均不产水；其次，从页岩层系密闭取心样品分析结果看，页岩含水饱和度普遍小于 10%、含水率小于0.3%（见图4）。这一特点有助于原位转化加热过程中减少能量耗散，提高热能利用率。

⑥页岩成熟度分布适中。盆地长 7段页岩有机质成熟度分布范围较大，Ro值为0.5%～1.3%。但从有机质成熟度平面分布看，小于1.0%的区域面积较大，约占页岩总分布面积的90%（见图5），原位转化潜力大。

⑦热模拟实验结果显示，长 7段页岩原位转化潜力大。两年前在壳牌原位转化实验室完成了 2组热模拟实验：岩心样品的TOC值为23.7%、Ro值为0.82%、氢指数值为347 mg/g，模拟结果是，1 t页岩的产油量为 36 kg、产气量为 22.5 m3；露头样品的TOC值为24.7%、Ro值为0.51%、氢指数值为405 mg/g，模拟结果是，1 t页岩的产油量为52 kg、产气量为26 m3。从模拟结果看，生成的油品均为轻质油（见图 6）。基于实际样品热模拟实验结果，完成鄂尔多斯盆地长 7段中—低成熟度页岩原位转化资源潜力评价，表明盆地长 7段页岩地下原位转化石油技术可采资源量约（400～450）×108t、天然气技术可采资源量约（30～35）×1012m3。在油价 377～409美元/m3（60～65美元/bbl）时，经济可采资源量约（150～180）×108t，是该盆地常规石油技术可采资源量的4～5倍，潜力十分巨大。

壳牌对科罗拉多绿河页岩原位转化现场先导试验获得成功，不仅验证了地下原位转化加热器制造工艺成熟、生产流程配套、技术可行，同时也验证了实验室参数的合理性、用于资源预测的可行性。对比鄂尔多斯盆地长7段页岩与科罗拉多绿河页岩，长7段页岩的含氮量、Ro值、页岩含水率、活动水以及地面设施等方面明显优于绿河页岩（见表 4）。因此，有理由相信鄂尔多斯盆地长7段页岩原位转化条件比绿河更好。

图4 鄂尔多斯盆地乐85井延长组7段页岩综合柱状图

4.3.2 松辽盆地嫩一段页岩油的基本条件与潜力

松辽盆地白垩系发育青山口组与嫩江组 2套烃源岩，其中青山口组页岩为大庆长垣世界级大油田的主力烃源岩。对比青山口组与嫩江组烃源岩，青山口组烃源岩TOC平均值为3.8%、Ro值为0.8%～1.4%；嫩江组烃源岩TOC平均值为4.5%、Ro值普遍小于0.8%，成熟度偏低，页岩油原位转化潜力相对更好。

松辽盆地嫩江组一段页岩埋深小于1 400 m，分布面积约2.5×104km2。其中TOC值大于6%的页岩集中段厚度为 8～12 m，TOC平均值为 7%，分布面积约2×104km2，Ro值为0.4%～0.8%。对比松辽盆地嫩一段和鄂尔多斯盆地长 7段页岩，松辽盆地嫩一段页岩氢指数值更高，是鄂尔多斯盆地长 7段页岩的 1.73倍（见图7），页岩油原位转化潜力值得关注。

借用鄂尔多斯盆地长 7段页岩热模拟结果进行原位转化潜力评价，松辽盆地嫩一段页岩原位转化技术可采资源量：石油为（120～150）×108t、天然气为（9～10）×1012m3。根据鄂尔多斯盆地长 7段相似性类比，在油价 377～409美元/m3（60～65美元/bbl）条件下，经济可采资源量至少为（20～25）×108t。

4.4 页岩油地下原位转化的战略意义

页岩油可能是石油工业下一个“革命者”，如能率先在中国实现页岩油商业开发的突破，不论对提高中国原油自给保障能力，还是引领世界石油工业未来发展都具有重要意义。

①页岩油地下原位转化技术突破，将有效解放潜力巨大的页岩油资源的开发利用，保障国内原油长期稳产甚至上产。经过一段时间技术攻关和先导试验准备，如技术与经济性有突破，中国页岩油原位转化原油产量可望达到年产油2×108t以上，稳产期可超过50年。到那时，中国原油对外依存度可以从目前的65%～70%，降至50%以下，安全性会大大改观。

图5 鄂尔多斯盆地长7段页岩Ro分布图

图6 鄂尔多斯盆地长7段页岩模拟实验结果

②页岩油突破的科技含量高，有助于解决低品位石油储量难以大规模动用的难题。页岩油是石油资源开发利用最具挑战性的类型，攻克页岩油瓶颈技术，可以为特低渗乃至致密储集层石油、高黏度石油规模开发提供可借鉴的技术手段。目前，页岩油地下原位转化已经引起国际同行的广泛关注，如中国能在页岩油的规模开发利用方面先行一步，将在改变全球油气供应格局中扮演重要角色。

表4 鄂尔多斯盆地长73亚段页岩与科罗拉多绿河页岩主要特征对比

图7 松辽盆地嫩一段与鄂尔多斯盆地长7段页岩氢指数对比图（HI—氢指数；Tmax—热解峰温）

5 结论

基于有机质生排烃演化机理，富有机质页岩中能成熟并排出母体的液态和气态烃类占页岩有机物总量的比例很小，相当多的有机物，包括已形成的液态烃、排烃后留下的重烃/沥青质和尚未转化的未成熟有机质，都残留在页岩内部，如果能够找到技术手段实现地下原位转化，就等于在地下建立了数座炼厂，会向地表输送源源不断、品质优良的油气，同时把污染物留在地下，实现资源开采与环境保护的协调发展，这正是本文倡导的真谛。

适宜页岩油地下原位转化的页岩需具备以下条件：①页岩集中段TOC值大于 6%，且越高越好，有机质以Ⅰ和Ⅱ1类最优；②Ro值为 0.5%～1.0%；③厚度大于15 m；④埋深小于3 000 m、面积大于50 km2；⑤页岩段顶底板封闭性好；⑥地层含水率小于5%等。

中国陆相页岩油原位转化资源主要分布在鄂尔多斯、松辽和准噶尔 3大盆地陆相页岩层系，初步评价地下原位转化石油技术可采资源量约（700～900）×108t，油价377～409美元/m3（60～65美元/bbl）条件下，经济可采资源量约（200～250）×108t，与常规石油技术可采资源总量相当；天然气技术可采资源量约（60～65）×1012m3，是中国常规天然气资源总量的3倍。其中鄂尔多斯盆地延长组 7段页岩油原位转化现实性最好。

推动页岩油地下原位转化先在中国开展工业化试验、实现商业化突破，对国内石油稳产上产、技术升级换代等均有具有革命性的战略意义。国家应该积极关注并给予立项研究和先导试验经费支持。