農安縣柴崗油頁岩什麼時間開采
㈠ 吉林農安油頁岩含礦區(解剖區)資源評價
農安油頁岩含礦區地處松遼平原，為松遼盆地一部分，位於長春北部，南起小合隆，北至松花江，東起青山口，西至永安，總面積約1800km2。地理坐標:東經124°00'～126°00'，北緯44°00'～45°20'。含礦區內公路、鐵路四通八達，交通極為便利。
一、地質背景
(一)構造特徵
松遼盆地構造格架由北部傾沒區、東北隆起區、東南隆起區、中央凹陷區、西部斜坡區、西南隆起區組成。整體展示為隆凹相間的形式，盆地內地層傾角緩，0°～12°，僅局部較陡，但不超過30°，盆地內不發育較大的斷裂構造。農安油頁岩含礦區地處東南隆起區。
(二)地層特徵
松遼盆地沉積蓋層由中、新生界組成，總厚度可達10000m以上。
1. 上侏羅統白城組(J3b)
該組主要在吉林省西部白城市、洮南鎮、平安鎮一帶有零星分布，為山間盆地沉積。主要岩性為灰綠、灰白色砂岩、砂礫岩、灰黑色泥岩、粉砂岩、粉砂岩夾灰色、灰紫色凝灰岩及薄煤層，底部常見有凝灰質礫岩，角度不整合於二疊系之上。
2. 白堊系
下白堊統由火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組和泉頭組組成。
(1)火石嶺組(K1h)。
分布於盆地東南部，是盆地斷陷階段初期沉積的一套火山岩和火山碎屑岩建造。岩性主要為凝灰質角礫岩、凝灰岩、安山岩、玄武岩及凝灰質礫岩等，底部角度不整合於侏羅系之上。
(2)沙河子組(K1sh)。
廣泛分布於盆地各斷陷內，主要為一套水體相對較深的半深湖—湖沼沉積。岩性以灰黑色、深灰色泥岩為主，夾有灰白色砂岩、粉砂岩及少量凝灰岩。與下伏地層呈局部不整合接觸。
(3)營城組(K1y)。
分布范圍較為廣泛，發育了一套火山—陸源碎屑含煤沉積建造，主要岩性:下部為安山質玄武岩、火山角礫岩、凝灰質砂岩及灰色砂岩、砂礫岩、灰黑色泥岩夾煤層;上部為酸性火山岩、火山碎屑岩及砂岩、粉砂岩和黑色泥岩，含可採煤層，與下伏地層呈整合或平行不整合接觸。由於燕山運動三幕的影響，盆地內部分地區缺失營城組頂部地層。
(4)登婁庫組(K1d)。
是斷坳轉化過渡時期沉積的一套地層，岩性下部以灰白色、雜色砂礫岩為主，夾灰綠色、紫紅色泥岩及少量凝灰岩;上部為綠色、灰褐色泥岩與雜色砂礫岩互層。與下伏營城組地層呈角度不整合接觸。西部斜坡部分地區缺失部分登婁庫組地層。
(5)泉頭組(K1q)。
是松遼盆地坳陷期早期階段的沉積，盆地內以河流相為主，向盆地邊緣粒度變粗，按岩性可將該組分為四段:泉一段以紫灰、灰白色砂礫岩與暗紫紅色泥岩互層為主，局部夾少量凝灰岩;泉二段以紫紅、褐紅色泥岩為主，夾紫灰色、灰白色砂岩;泉三段以灰綠、紫灰色粉、細砂岩與紫紅色泥岩互層為主;泉四段為灰綠、灰白色粉、細砂岩與紫紅、棕紅色泥岩互層，頂部常為灰綠色泥岩。泉頭組與下伏登婁庫組地層呈整合—平行不整合接觸。盆地邊緣常超覆於不同層位老地層之上。
松遼盆地上白堊統由青山口組、姚家組、嫩江組、四方台組和明水組組成。
(6)青山口組(K2qn)。
是松遼盆地沉積范圍比較大的一個時期，下部以深湖—半深湖相泥岩、頁岩為主，夾油頁岩;上部為黑色、深灰色泥岩夾灰色、灰綠色鈣質粉砂岩和多層介形蟲層。本組向邊部粗碎屑增多，與下伏地層泉頭組呈整合—平行不整合接觸。古生物研究發現在西部斜坡帶可能缺失青山口組頂部部分地層，梨樹斷陷的青山口組頂部也有部分被剝蝕。
(7)姚家組(K2y)。
地層以紫紅色、棕紅色、灰綠色泥岩與灰白色砂岩互層為主。盆地中部可見有黑色泥岩，與下伏青山口組地層呈整合—不整合接觸。姚家組地層在區內分布較廣，但在梨樹斷陷被剝蝕。
(8)嫩江組(K2n)。
是盆地內分布范圍最廣的地層，在北部和東北部已超出現今盆地邊界。岩性下部主要為黑色、灰黑色泥岩、頁岩，夾油頁岩層;上部為灰綠、深灰、棕色泥岩與粉砂岩、細砂岩互層。嫩江組與下伏姚家組呈整合接觸。由於嫩江組時期末燕山運動四幕的影響，在西部斜坡部分地區嫩江組上部被部分剝蝕，德惠斷陷和梨樹斷陷被完全剝蝕。
(9)四方台組(K2s)。
屬盆地萎縮期的沉積，其分布范圍已大大縮小，且沉積中心也已向盆地西移，主要分布於盆地的中部和西部，以淺湖及河流相為主。其主要岩性是:下部是磚紅色含細礫的砂泥岩夾棕灰色砂岩和泥質粉砂岩;中部為灰色細砂岩、粉砂岩、泥質粉砂岩與磚紅色、紫紅色泥岩互層;上部以紅色、紫紅色泥岩為主，夾少量灰白色細砂岩、泥岩、粉砂岩，與下伏嫩江組地層呈角度不整合接觸。
(10)明水組(K2m)。
比四方台組分布范圍更為局限，主要分布於盆地中部和西部，東部普遍缺失。岩性主要為灰綠、灰黑色泥岩與灰、灰綠色砂岩，泥質砂岩交互組成，與下伏四方台組地層呈整合—平行不整合接觸。除分布局限外，在西部斜坡和乾安坳陷地區也有部分缺失。
3. 古近系
主要分布於松遼盆地西部，自下而上有依安組、大安組和泰康組三個組。依安組厚度100m，具大型交錯層理的細粉砂岩，含植物化石;大安組厚度260m，上部為黃灰—灰色泥岩，粉砂質泥岩，底部為砂礫層;泰康組分布最為廣泛，主要岩性為一套河流相為主的灰綠、黃綠、深灰色泥岩與砂岩、礫岩互層組成，與下伏地層呈角度不整合接觸。
4. 第四系
沉積非常發育，厚度為10～200m，主要為風成堆積和河湖相沉積。岩性多為黃土狀亞黏土、黑色淤泥質亞黏土、砂土、及砂礫層，與下伏古近系呈平行不整合—角度不整合接觸。
(三)火成岩
區內岩漿活動主要集中在下白堊統火石嶺組和營城組，上白堊統局部有玄武岩噴發堆積，對礦床無影響。
二、油頁岩特徵
(一)油頁岩物理性質
農安油頁岩一般呈灰—灰褐色，灰色條痕，貝殼狀斷口，泥質結構，緻密塊狀構造，很少呈片狀，用刀刮之捲曲，火燒冒煙，並帶有濃烈的瀝青味。
(二)油頁岩工藝性質
農安油頁岩含礦區的油頁岩含油率中等，最高可達12.10%，一般為5%左右。通過低溫干餾測試分析的工業指標看，油頁岩水分變化范圍為1.95%～4.83%，灰分變化范圍為77.71%～94.48%，揮發分變化范圍為11.74%～18.43%，發熱量變化范圍為2.74～10.88MJ/kg(表5－9)。通過數據的線性回歸分析，我們發現油頁岩的含油率與灰分、含油率與發熱量存在明顯的相關性(圖5－11、圖5－12)。
表5－9 農安油頁岩含礦區油頁岩特徵一覽表
圖5－11 油頁岩含油率與灰分的關系
圖5－12 油頁岩含油率與發熱量的關系
其中:
1. 含油率與發熱量的相關性
(1)農安本區油頁岩勘查區。
含油率與發熱量的相關系數為0.86，建立的線性回歸方程式為y=－662.88+334.55x
(2)農安外圍油頁岩勘查區。
含油率與發熱量的相關系數為0.95，建立的線性回歸方程式為y=0.15+172.85x
(3)小合隆油頁岩勘查區。
含油率與發熱量的相關系數為0.79，建立的線性回歸方程式為y=184.57+128.41x
(4)登婁庫油頁岩勘查區。
含油率與發熱量的相關系數為0.87，建立的線性回歸方程式為y=125.91+134.51x
通過含油率與發熱量的相關性分析，發現含油率越高發熱量越高。建立的線性回歸方程式中y代表含油率，x代表發熱量。
2. 含油率與灰分的相關性
(1)農安本區油頁岩勘查區。
含油率與灰分的相關系數為0.86，建立的線性回歸方程式為y=91.51－1.37x
(2)農安外圍油頁岩勘查區。
含油率與灰分的相關系數為0.89，建立的線性回歸方程式為y=90.57－1.39x
(3)小合隆油頁岩勘查區。
含油率與灰分的相關系數為0.94，建立的線性回歸方程式為y=91.93－1.74x
(4)登婁庫油頁岩勘查區。
含油率與灰分的相關系數為0.62，建立的線性回歸方程式為y=87.52－1.08x
通過含油率與灰分的相關性分析，發現含油率越高灰分產率越低。建立的線性回歸方程式中y代表含油率，x代表灰分產率。
(三)油頁岩類型及地球化學性質
1. 油頁岩成因類型
通過孢粉鑒定分類、透射光—熒光乾酪根顯微組分鑒定分析、化學元素分析以及熱解參數分析，農安油頁岩為腐泥型和腐殖腐泥型。其中腐泥組中主要為腐泥無定形，熒光較弱。油頁岩殼質組含量很少，偶見殼質碎屑體及孢粉體;惰性組含量也很少，主要為微量的絲質體。通過H/C原子比以及O/C原子比分析，H/C原子比介於0.65～1.75，O/C原子比介於0.01～0.12。因此，農安油頁岩含礦區的油頁岩屬於原始氫含量高和氧含量低的Ⅰ－Ⅱ型乾酪根類型。
2. 油頁岩成熟度
油頁岩成熟度的確定主要藉助了黏土礦物的標志及其油頁岩中油頁岩熱解參數和鏡質組反射率。通過X衍射分析鑒定，農安含礦區油頁岩黏土礦物中主要為伊利石和蒙脫石，其次為伊矇混層和高嶺石。農安含礦區油頁岩的鏡質體反射率一般為0.5左右，根據有機質演化模式和油氣生成階段，我國油頁岩中的有機質大部分為成岩階段，相當於黃第藩等(1991)的未成熟階段。通過熱解分析，農安油頁岩含礦區油頁岩一般Tmax(℃)<435。因此，油頁岩處於成岩作用的未成熟階段。
3. 油頁岩有機化學元素特徵
通過有機質元素分析，農安油頁岩含礦區C、H、N等元素與油頁岩的含油率存在一定的相關性(圖5－13、圖5－14、圖5－15)。
圖5－13 油頁岩含油率與C的關系
圖5－14 油頁岩含油率與H的關系
圖5－15 油頁岩含油率與N的關系
通過數據的線性回歸分析，發現油頁岩的含油率與C、H、N元素存在一定的正相關性，而含油率與S元素的相關性不太明顯(圖5－16)。
圖5－16 油頁岩含油率與S的關系
三、油頁岩成礦及分布規律
(一)油頁岩賦存特徵
1. 油頁岩賦存層位
油頁岩發育於白堊系的青山口組、嫩江組地層中。青山口組自下而上分為三段，只有青山口一段含油頁岩層，為灰黑色泥岩、頁岩夾油頁岩。嫩江組自下而上分為五段，只有一段、二段的底部發育油頁岩(表5－10)。
表5－10 農安油頁岩含礦區青山口組、嫩江組地層特徵表
2. 油頁岩賦存特徵
區內油頁岩呈層狀產出，含礦區內的油頁岩埋深(勘查區內7～258m)往盆地中央加大，最大達到2000m左右。青山口組油頁岩全區發育，僅在青山口背斜和登婁庫背斜勘查到，其他區由於埋藏深，勘查深度淺，所以未勘查到。嫩江組油頁岩地層則在青山口背斜和登婁庫背斜被剝蝕，兩區無嫩江組油頁岩。青山口組一段及嫩江組一、二段油頁岩均賦存於每段底部，青山口組一段油頁岩層與嫩江組一段油頁岩層間距為300～600m，一般400m。嫩江組一段油頁岩層與嫩江組二段油頁岩層間距為40～70m，一般50m，且較穩定。油頁岩層產狀與地層產狀一致，傾角平緩，一般不大於10°(表5－11;圖5－17、圖5－18)。
表5－11 農安油頁岩含礦區各層油頁岩礦體賦存特徵一覽表
圖5－17 農安—長嶺—登婁庫油頁岩含礦區(K2qn1－B)油頁岩厚度等值線圖
圖5－18 農安—長嶺—登婁庫油頁岩含礦區(K2n2－B)油頁岩厚度等值線圖
(二)油頁岩形成環境
1. 構造背景
松遼盆地是一個大型坳陷盆地，也是我國重要的含油氣盆地。含礦區位於松遼盆地東南隆起區內，北部為王府凹陷，南部為釣魚台隆起，東部為青山口背斜區，西部為登婁庫背斜區。
松遼大陸裂谷盆地的層序地層主要受湖平面(基準面)變化的控制，而湖平面(基準面)變化是構造、氣候、沉積物供給的函數，其中構造作用對低頻層序(主要指一、二級層序)影響較大。根據層序識別標志，將松遼大陸裂谷盆地這一巨層序進一步劃分為3個超層序組、7個超層序和19個層序及一系列體系域。
發育在青山口一段和嫩江組二段時期的油頁岩主要位於裂谷後熱沉降超層序組，該超層序組遍布整個松遼盆地，下界面(T4)和上界面(T30)均為角度不整合面，其中包括斷坳轉化超層序、下部坳陷超層序和上部坳陷超層序。青山口一段和嫩江組二段油頁岩分別發育於坳陷超層序的下部和上部，相當於層序XI和XV。
2. 沉積環境
(1)湖平面變化。
在地震資料解釋、單井和聯井基準面分析基礎上，通過多種方法綜合運用，編制了松遼盆地的基準面升降曲線。青山口組一段和嫩江組二段發育的厚層黑色油頁岩與松遼盆地基準面變化曲線中的兩次最大湖侵對應，顯示出油頁岩為盆地兩次最大湖泛期的產物。
①泉頭組—青山口組。泉頭—青山口組發育在松遼盆地的全盛階段即坳陷期。由於剝蝕區經過長期的剝蝕，地形趨於低緩，氣候由於早期的乾旱炎熱逐漸轉變為溫暖潮濕，盆地在泉頭—青山口組發育大規模湖侵，形成大面積的深湖沉積。K1qn1沉積時期湖區面積達到了31×105km2，盆地內主要發育半深湖—深湖沉積體系，並且直接超覆在K1q4的濱淺湖及沖積體系之上，湖泛面位於K1qn1底部，發育油頁岩及相應的黑色泥岩。
②姚家組—嫩江組。姚家組—嫩江組是繼泉頭—青山口組後松遼盆地內又一發育完善的沉積旋迴，經歷大約7Ma演化，盆地為整體坳陷。姚家組早期K2y1，盆地坳陷沉降較緩慢，邊部在K2y1還略有抬升，氣候乾熱。到K2y2+3開始向溫濕轉化，植被稀疏，剝蝕區以物理風化為主，湖區面積僅為9.8×103km2到K2y3後期也不過1.85×104km2。到嫩江組時期K2n1+2，盆地沉降速率較大，快速的沉降導致松遼盆地發生又一次大規模的湖侵事件。嫩江組晚期盆地沉降速度減慢，湖區不斷被充填，湖水面積收縮，結束沉積。沉積體系早期以沖積環境為主，然後突然過渡到半深湖/深湖環境，再漸漸的經濱/淺湖過渡到沖積環境。
(2)海平面變化。
根據大量研究資料表明，在青山口組和嫩江組層位中發現了半鹹水、鹹水生物群(如半鹹水溝鞭藻、鯊魚牙齒和瓣鰓類等)。古鹽度(Sr/Ba>0.5、B/Ga>5)等地化指標也表明松遼盆地存在海相沉積夾層，有與外海溝通的歷史。因此，油頁岩的形成的最大可能是由於海水的侵入，導致鹽度密度分層而形成缺氧環境。
松遼盆地基準面變化曲線與Haq的全球海平面變化曲線對比在二級曲線的形態上吻合程度很高。進一步表明松遼盆地青山口組一段和嫩江組二段時期發育的兩次湖侵事件與全球海平面上升有關，導致湖海溝通。
(3)缺氧事件。
根據國內外研究資料表明，黑色油頁岩的形成條件往往與盆地底層缺氧有關。而油頁岩的缺氧環境與水體分層有關。水體分層的核心問題是湖水因密度而分層，密度差可以通過溫度差和鹽度差來實現。一般而言，溫度差形成的分層湖不穩定，隨氣候變化而變化。鹽度差形成的分層湖則比較穩定。Bradlty(1963)和Bradlty與Eugster(1969)最早根據分層湖模式解釋綠河組油頁岩及伴生岩相的形成。按照該模式，湖的下部為鹽水。上部適合於湖泊生物如藍綠藻的生長，而下部由於高鹽度和強還原條件，不適合所有生物的生活。在一般情況下，湖底正在腐爛的有機質軟泥由上層水體的游泳—浮游生物所提供。春季或夏季浮游植物的過量繁殖導致碳酸鹽沉澱，形成季節碳酸鹽紋層。春季的洪水注入則導致季節性黏土紋層的形成。後來，Desborough(1978)又提出生物化學分層湖模式來解釋綠河組油頁岩的形成。從松遼盆地油頁岩分布特徵上看，青山口組一段和嫩江組二段油頁岩的形成與分層湖有關。而這一分層是否與海侵時間相關是值得進一步探討的問題。
3. 古生態環境
嫩江組沉積以暗色泥岩、油頁岩為主的生油岩系，嫩一段時期有碳酸鹽岩沉積，反映溫暖潮濕氣候。末期水體變淺，以粉砂及砂岩為主，在層繫上發育有冰晶痕構造，反映末期氣溫有所下降。
青山口組沉積時期氣溫較泉頭組明顯下降，以被子植物與喜濕熱溫暖的蕨類為主(少量喜熱的被子植物)，反映溫暖潮濕的環境。
嫩江組沉積時期，相對於青山口組、姚家組、泉頭組沉積時期的溫度有所下降。盆地面積擴大，地形高差變小，植物逐漸適應了新的環境而繁盛起來，被子植物花粉全面而廣泛地分布，形形色色的植物達到了最繁盛時期。
(三)油頁岩分布特徵
1. 油頁岩垂向分布特徵
含礦區油頁岩主要賦存於青山口組一段、嫩江組一段和二段。青山口組一段含有五個可採油頁岩層，自下而上礦層編號分別為K2qn1－A、K2n2－B、K2n2－C、K2qn1－D、K2qn1－E，該段油頁岩層厚度為0.75～5.44m，含油率為3.51%～9.31%。嫩江組一段含有三個可採油頁岩層，自下而上礦層編號分別為K2n1－A、K2n1－B、K2n1－C，該段油頁岩層厚度為1.97～4.60m，含油率為3.51%～4.85%。嫩江組二段含有三個可採油頁岩層，自下而上礦層編號分別為K2n2－A、K2n2－B、K2n2－C，該段油頁岩層厚度為0.75～7.25m，含油率為3.51%～12.10%(表5－12)。
表5－12 農安含礦區油頁岩垂向分布特徵
2. 油頁岩平面分布特徵
含礦區油頁岩在平面上主要分布於五個勘查區內，即農安本區、農安外圍、小合隆、永安和青山口。不同勘查區內油頁岩的分布特徵有所差別，其油頁岩平面分布特徵可以歸納為以下幾個方面:
(1)農安本區和農安外圍勘查區。
油頁岩均主要分布在嫩江組一段和二段，其中嫩江組一段含二個可採油頁岩層(K2qn1－A、K2n1－B)，嫩江組二段含二個可採油頁岩層(K2n2－B、K2n2－C)。
(2)小合隆勘查區和永安勘查區。
油頁岩均主要分布於嫩江組二段，含一個可採油頁岩層(K2n2－B)。
(3)青山口勘查區。
油頁岩主要分布於青山口組，含二個可採油頁岩層(K2qn1－A、K2n2－B)。
含礦區油頁岩在平面上總的分布規律是越往盆地沉降中心方向油頁岩含油率越高，厚度越大。從青山口組油頁岩厚度等值線圖上看，富礦中心(兩個)位於松原東西兩側，最大厚度40m，相距60km。從嫩江組二段油頁岩厚度等值線圖上看，富礦中心位於松原西側60km處，最大厚度12m。
四、油頁岩資源評價
(一)勘查工作程度分析
1. 地質勘探工作
1959年3月，由吉林省地質局吉中大隊農安地質隊提交了《農安油頁岩礦床儲量計算報告》，這件報告包括以下幾個報告:
(1)農安礦區油頁岩詳查報告(審查後降為詳細普查);
(2)農安外圍普查報告;
(3)小合隆普查報告;
(4)吉林省農安縣青山口油頁岩礦地質普查與勘探報告，1960年3月15日;
(5)吉林省農安縣八里營子油頁岩礦地質踏勘報告，1960年3月15日;
(6)吉林省農安縣永安油頁岩礦詳查地質勘探報告，1960年3月15日。
2. 勘查程度與精度
在資源評價中，對上述地質報告進行了分析。
(1)勘查程度與網度。
農安油頁岩礦床儲量計算報告(卷一)說明書內容摘要中指出，油頁岩層屬穩定持續的第一類型。
網度為1000×1000m求特級2000×2000m求甲級
4000×4000m求乙級8000×16000m求丙級
用此網度計算了農安、農安外圍、小合隆三個區的油頁岩資源儲量。1962年，吉林省礦產儲量委員會對《吉林省農安縣油頁岩報告》的復審核實決議書提出:本礦床雖然規模巨大，但質量不佳，含油率、發熱量均低，目前工業部門尚不能開發利用;又鑒於勘查網度過寬，選擇不當，對油頁岩質量研究程度不夠，礦區專門水文地質工程不足等主要原因，因此對該報告的處理作如下決定:其中第四條寫道批准截至1962年10月6日核實後的儲量降為C1+C級。
(2)勘查精度。
通過統計各勘查區面積、施工鑽孔、勘查線及網度，提交各級儲量的統計結果表明，農安區面積250km2，32個鑽孔;小合隆區面積112.5km2，13個鑽孔;其餘各勘查區面積1151.5km2，23個鑽孔。
報告提交是在1959年3月，正是大躍進期間施工。1961年4月9日，省儲委在《吉林省農安縣油頁岩礦床儲量報告》審查決議書中寫道「在勘探實際工作中，根據礦床的穩定性掌握了礦床規律，創造性應用規范，放稀勘探網度即加快勘查速度又節約大量資金，其勘查網度為B級2000×2000m(包括部分1000×1000m)，C1級4000×4000m」，這是當時真實的寫照。
油頁岩質量也因為鑽孔密度低，達不到相應的儲量級別要求。因此，勘查精度不夠。按DZ/T0215－2002，煤泥炭地質勘查規范規定。此區所有勘查為預查—普查程度，獲得的資源量為推斷級別(333)。暫不能做為開發依據，待進一步勘查獲得經濟的基礎儲量。
表5－13 農安油頁岩含礦區油頁岩、頁岩油資源儲量表
(二)資源評價
本次評價結果農安油頁岩含礦區查明資源儲量為1555748萬t，油頁岩查明技術可采資源儲量為606742萬t;頁岩油查明資源儲量為75499萬t，頁岩油查明技術可采資源儲量為29445萬t，頁岩油查明可回收資源儲量為22084萬t(表5－13)。
㈡ 人民幣的背景中有茂名油頁岩的開采圖嗎
據調查，全世界油頁岩的儲量要比煤、石油或天然氣多得多。我國是世界上油頁岩儲量最豐富的國家之一。以吉林的農安與樺甸、廣東的茂名和遼寧的撫順為最多，廣東茂名地區已探明的油頁岩儲量就有70多億噸。
油頁岩主要是由藻類等低等浮游生物經腐化作用和煤化作用而生成。一些微小動物、高等水生或陸生植物的殘體，如孢子、花粉、角質等植物組織碎片，也參與油頁岩的生成。
所以一般油頁岩應該是埋藏在地下的，如果你說某一版的五元，我只能說第三套的五元背面有點可能，但網路的詮釋是5元券正面為煉鋼工人圖，象徵工業以鋼為綱，背面為國徽露天煤礦，象徵發展能源工業；主色深棕色。所以應該不會是茂名油頁岩的開采，如果非要說有的話，那也只能是這一個版了
1959年設立茂名市
而只有第三套人民幣各卷別發行時間在茂名建市後
1962年4月20日：發行了1960版1角紙幣；
1964年4月15日：發行了1960版2元及1962版2角紙幣；
1966年1月10日：發行了1965版10元及1962版1角紙幣；
1967年12月15日：發行了換色1962版1角紙幣；
1969年10月20日：發行了1960版1元及5元紙幣；
1974年1月5日：發行了1972版5角紙幣；
1980年4月5日：發行了1角、2角、5角和1元硬幣。
㈢ 油頁岩原位開采關鍵技術研究
薛華慶 王紅岩 鄭德溫 方朝合 閆 剛
（中國石油勘探開發研究廊坊分院新能源研究所，河北廊坊 065007）
摘 要：我國油頁岩資源量為11602×108t，其中埋藏深度在500～1500m的油頁岩資源量為6813×108t，原位開采技術是開發該部分資源的有效手段。我國油頁岩原位開采技術處於起步階段，已經完成了不同溫度 下油頁岩微觀孔隙和滲透變化規律研究，電加熱和蒸汽加熱原位開采室內模擬實驗和數值模擬研究等。研究 表明，電加熱和蒸汽加熱開采方式都具有可行性。設計了電加熱器、注蒸汽井、生產井，為油頁岩原位開采 現場試驗提供技術支撐。
關鍵詞：油頁岩；原位開采；電加熱；蒸汽加熱
The Key Technique of Oil Shale In-situ Conversion Process
Xue Huaqing，Wang Hongyan，Zhen Dewen，Fang Chaohe，Yan Gang
（New Energy Department，Petrochina Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development-Langng，Langfang 065007，Hebei，China）
Abstract：The oil shale resources，bury in 500-1000m，are about 0.7 trillion tones in China，which count for 59％ of total resources and only are developed by in-situ conversion process.The in-situ conversion process are still in infancy in China.The regularity of oil shale micropores and permeability were studied in different temperature，the simulated experiment and numerical simulation were also respectively investigated in electrical heating and steam heating method of in-situ conversion process.As a result，both methods are available.The electrical heating well，injection steam well and procer well were designed，which provide the technique support for field test.
Key words：oil shale，in-situ conversion process，electrical heating，steam heating
引言
油頁岩（又稱油母頁岩）是一種高灰分的含可燃有機質的沉積岩，其有機物主要為乾酪根。在隔 絕空氣或氧氣的情況下，被加熱至400～500℃，油頁岩中的乾酪根可熱解，產生頁岩油、干餾氣、固 體含碳殘渣及少量的熱解水。目前油頁岩開發的主要有兩種方式：原位開采和地面干餾。原位開采是指 埋藏於地下的油頁岩不經開采，直接在地下設法加熱干餾，地下頁岩分解，生產頁岩油氣被導至地面。地面干餾則是指油頁岩經露天開采或井下開采，送至地面，經破碎篩分至所需粒度或塊度，進入干餾爐 內加熱干餾，生成頁岩油氣及頁岩半焦或頁岩灰渣。與地面干餾相比，原位開采具有節省露天開采費用 和降低地面植被破壞程度，佔地面積少等優點［1］。
中國油頁岩資源儲量非常豐富。2004～2006年新一輪全國油氣資源評估結果顯示［2，3］，全國油頁 岩資源為7199.4×108t，折算成頁岩油資源476.4×108t，其中埋深500～1000m的油頁岩資源量佔全國 的36％。該部分資源無法用成熟的地面干餾工藝進行開發，只有通過原位開采工藝才能得到有效的開 發和利用。目前，國際上油頁岩原位開采技術研究大部分都處於實驗研究階段，只有殼牌公司開展了現 場試驗［4］。我國油頁岩原位開采還處於起步階段。在國家重大專項「大型油氣田及煤層氣開發」項目 18「頁岩油有效開采關鍵技術」 的支撐下，研發了多台（套）油頁岩原位開采模擬實驗裝備，開展了 油頁岩微觀孔隙變化、物理模擬實驗和開采數值模擬研究等，沉澱了一批科研成果，為我國油頁岩原位 開采技術研究奠定了基礎。
1 國內外原位開采技術
國內外油頁岩原位開采技術種類較多，根據傳熱方式不同可分為三種類型：直接傳導加熱、對流加 熱和輻射加熱［5］，詳見表1。
表1 國內外油頁岩原位開采技術
開展油頁岩原位開采直接傳導加熱研究的單位主要有4家，加熱載體包括電加熱棒、導電介質、 燃料電池等。殼牌公司的ICP技術（In-situ Conversion Process）是直接將電加熱棒插入井內，對地下 油頁岩礦層進行加熱，目前正在進行第二代電熱棒（三元復合電加熱棒）的現場試驗研究［4，6］。埃 克森美孚公司的ElectrofracTM技術是指對地下頁岩層進行水力壓裂造縫，將導電介質（如煅燒後的 石油焦炭）注入裂縫中，通電後導電介質成為加熱體，該公司正在考慮進行現場試驗［7］。美國獨立 能源公司（Independent Energy Partners）的GFC技術（Geothermic Fuel Cell）是利用地熱能持續為燃 料電池反應堆提供能量，反應堆放熱來加熱頁岩層，油頁岩熱解生產的液態烴類和氣體從生產井排 出，部分氣體和其它剩餘的烴類物質返回燃料電池反應堆［7］。EGL能源公司（EGL Resources）是將 高溫空氣注入到封閉循環管道中，通過被加熱的管道對地下頁岩層加熱，因此也歸屬於直接傳導 加熱［8］。
開展油頁岩原位開采對流加熱研究的單位主要有4家，加熱載體主要為高溫水蒸氣、二氧化碳、空 氣、烴類氣體等。太原理工大學的水蒸氣加熱技術是通過常規油氣開采中的水力壓裂對頁岩層造縫後，將高溫水蒸氣注入頁岩層中加熱，同時高溫流體將熱解產生的頁岩油和烴類氣體攜帶至生產井［9］。雪 弗龍公司的CRUSH技術［7，10］也是利用壓裂技術對頁岩層進行改造，提高裂縫發育程度，其中壓裂液為 二氧化碳，然後將壓縮後的高溫空氣注入加熱井中對頁岩層加熱。美國地球科學探索公司（Earth Search Sciences）方法是將空氣在地表的鍋爐中預熱後注入井下，對油頁岩中乾酪根進行氣化［7］。美國 西山能源公司（Mountain West Energy）的IGE技術（In-Situ Gas Extraction）是將高溫天然氣注入目標 頁岩層中，通過對流方式來加熱頁岩層［7］。
開展油頁岩原位開采輻射加熱研究的單位主要有3家，加熱載體主要為無線射頻和微波等。20世 紀70年代後，美國伊利諾理工大學利用無線電波加熱油頁岩，隨後勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室（Lawrence Livermore National Laboratory）對該技術進行改進，通過將射頻傳送至直井中直接對地下頁岩 層進行加熱［11，12］。雷神公司（Raython）與海德公園公司（Hyde Park）聯合研發了RF/CF（Radio Frequency/Critical Fluids）技術，目前已經被斯倫貝謝公司收購［7］。該技術利用射頻加熱頁岩層，通過 注入二氧化碳來實現超臨界流體提高頁岩油的採收率的效果。懷俄明鳳凰公司（Phoenix Wyoming）是 將微波傳送至地下，對頁岩層加熱，研究發現微波加熱的速度是電加熱棒的50倍以上，但對微波源的 要求很高［7］。
2 中深層油頁岩勘探現狀
我國埋深0～1500m的油頁岩資源為11602×108t，折算成頁岩油626×108t，其中，埋藏深度在 500～1000m油頁岩資源量為3489×108t，頁岩油資源量為185×108t，1000～1500m資源量為3324× 108t，頁岩油資源量為155×108t。比2005年全國新一輪油氣資源評價結果顯示的油頁岩資源量7200× 108t多了4402×108t，主要增加了埋深1000～1500m資源量。
我國油頁岩資源分布與常規油氣資源相似，主要分布於北方，均表現為北富南貧。東部地區油頁岩 資源主要集中於松遼盆地，佔全國總資源的47％；中部地區油頁岩資源集中於鄂爾多斯盆地，佔全國 總資源的37％；西部地區油頁岩資源主要集中於准噶爾盆地，佔全國總資源的9％；南方地區主要集中 分布於茂名盆地，佔全國總資源的2％；西藏地區主要集中分布於倫坡拉盆地，佔全國總資源的5％。我國埋深500～1500m油頁岩資源十分豐富，占總資源量的59％，該部分資源只能通過原位開采技術才 能得到有效的開發和利用。
3 油頁岩原位開采開發技術現狀
3.1 油頁岩原位開采物理模擬實驗研究
3.1.1 熱破裂規律研究
油頁岩在熱解過程中形成大量的孔隙、裂隙，不僅提高了油頁岩的滲透性，而且也為頁岩油排采提 供了滲流的通道，使得原位開采技術開發中深層油頁岩資源成為可能。
一般認為，當加熱到105℃左右時，油頁岩的主要變化時乾燥脫水，待油頁岩水分脫出後，溫度 逐漸升高，在180℃左右，放出油頁岩中包藏的少量氣體。在這兩個階段油頁岩內部的裂隙多發育於 層理面及礦物顆粒的周圍，形成的破裂面基本上都與層理面互相平行，且數量不多，寬度較小。隨 著溫度進一步升高至300℃以上時，油頁岩內的有機質開始發生熱解生產頁岩油蒸氣和熱解氣體。油頁岩內部的裂隙數量、長度和寬度有了劇烈增加，裂隙面仍具有與層理面平行，同時也形成了 一些垂直於層理方向的微小裂隙。小裂隙與大裂隙相互連通，根本上提高了油頁岩的滲透 性［13～15］（圖1）。
3.1.2 熱解後滲透規律實驗研究
干餾前後的油頁岩樣品進行不同體積應力和孔隙壓力條件下的滲透系數的變化規律研究發 現［15，16］：當體積應力不變時，滲透系數隨孔隙壓力的增大而增大。主要原因是孔隙壓力的增高，頁岩 內部的孔隙數量增加、裂隙更加發育，使得單位時間內通過的流體流量增大，即滲透系數增大。當孔隙 壓力不變時，滲透系數隨體積應力的增大而減小。主要原因為體積應力的增大，岩體發生收縮變形，頁 岩內部的孔隙數量減少、有些發生裂隙會閉合，使油頁岩的微觀結構發生了變化，導致流體的滲流通道 減少，即滲透系數減小（圖2，圖3）。因此，在進行地下原位開採油頁岩時，對油頁岩地層滲透特性 的評價，必須考慮流體壓力和地應力的影響。
圖1 不同溫度下油頁岩裂縫發育情況
圖2 滲透系數隨孔隙壓力的變化曲線
圖3 滲透系數隨體積應力的變化曲線
3.1.3 油頁岩電加熱原位開采模擬實驗研究
電熱原位開采與常規地面干餾工藝原理類似，都是通過直接傳導方式將油頁岩加熱至熱解溫度。其 不同之處在於，原位開采工藝熱解過程有地下水介質參與，反應系統存在一定壓力，壓力大小與頁岩層 的埋藏深度有關。
馬躍、李術元等［17］將油頁岩與蒸餾水置於密閉的壓力容器中，模擬油頁岩原位開采熱解反應。研 究表明，隨著反應溫度的增加，頁岩油和氣體的產率隨溫度的升高不斷增加，中間產物瀝青的產率隨溫 度的升高先升高後減小。由於水介質的存在，降低了化學鍵斷裂所需要的能量，促進了熱解生烴過程，使油頁岩的熱解溫度比無水條件時降低了約120℃。
3.1.4 油頁岩蒸汽加熱原位開采模擬實驗研究
利用過熱水蒸氣對油頁岩進行加熱，干餾後的油頁岩殘渣中含油率約為0.30％，頁岩油的回收率 達到鋁甄干餾的90％以上［15］。因此高溫水蒸氣加熱油頁岩具有一定的可行性，而且能達到較高的採收 率。研究發現油頁岩熱解產生的氣體主要以CH4、C2H4、H2、CO、CO2氣體為主。對常溫至300℃、 300～500℃、500～580℃三個溫度段的干餾氣組成成分進行分析，發現隨著溫度的升高CH4和C2H4含 量具有相同的變化趨勢，基本上呈現單調下降的趨勢；CO2的含量呈逐漸下降，H2的含量一直上升的 趨勢，CO的含量呈現先降低後增加的趨勢。不同溫度和壓裂條件下，烴類氣體、殘炭、一氧化碳、二 氧化碳、水蒸氣等之間發生了不同程度的化學反應，反應機理十分復雜。因此，針對實驗過程中CH4、 C2H4、H2、CO、CO2的變化趨勢的主要原因還有待進一步的研究。
3.2 油頁岩原位開采數值研究
3.2.1 油頁岩原位開采電加熱數值研究［18，19］
基於油頁岩原位開采電加熱技術的原理上，建立了油頁岩熱傳導方程包括續性方程，動量方程，能 量方程，結合適當的初始條件和邊界條件，得到油頁岩原位開采電加熱數學模型。採用三維有限元法，對該模型進行研究，其中加熱井距為15m，運作周期為6年。通過研究油頁岩礦層溫度場隨時間的變化 規律，加熱時間為5年時礦層溫度大部分超過440℃，即幾乎所有的油頁岩完全發生熱解。
圖4 油頁岩原位開采高溫蒸汽加熱示意圖
3.2.2 油頁岩原位開采蒸汽加熱數值研究［15，20］
油頁岩是幾乎不滲透的岩層，蒸汽很難注入，因此需要 引進常規油氣的壓裂技術對頁岩層進行改造，製造裂縫，作 為注汽的良好通道，提高傳熱效率。然後向地下油頁岩礦層 注入高溫水蒸氣，使礦層溫度升高至油頁岩熱解溫度。最 後，將油頁岩熱解形成油氣，通過低溫蒸汽或水攜帶至生產 井進行排采（圖4）。
油頁岩原位開采高溫蒸氣加熱是一個復雜的物理化學反 應過程，涉及熱量的傳遞、固體變形、油頁岩熱解、油氣的 產出和滲流等。趙陽升、康志勤等［12，16］考慮到諸多影響因 素的背景下，建立了油頁岩原位開采高溫蒸汽加熱的固、 流、熱、化學耦合數學模型。通過對正九點井網的加熱方式 的數值模擬研究，加熱井距50m，加熱周期為2.5年。通過 研究油頁岩礦層溫度隨時間分布變化規律發現，加熱時間為 2.5年時，地下油頁岩地層的溫度大部分都達到了500℃，完成熱解。
僅從數值模擬研究發現，高溫水蒸氣加熱比電加熱的效率更高，加熱溫度達到油頁岩熱解所需的時 間更短。
3.3 油頁岩原位開采現場試驗研究
3.3.1 油頁岩原位開采電加熱器與生產井設計
針對油頁岩電加熱原位開采技術專門設計了靜態防爆電加熱器，如圖5。
圖5 靜態防爆電加熱器
靜態防爆電加熱器的發熱元件採用金屬礦物絕緣加熱電纜，它不同於一般管式電加熱元件，其形狀 屬於線形，加熱電纜發熱芯體和金屬護套之間溫差很小，導熱性能好。
油頁岩原位開採的排采工藝與稠油開采相似，生產井結構包括隔熱油管、泵、補償器、封隔器、篩 管等（圖6），將頁岩油排采至地面後進行油、氣、水分離。隔熱油管用於防止溫度下降後頁岩油的流 動性降低，篩管與封隔器起到防砂的作用。該生產井同時適用於電加熱和蒸汽加熱原位開采技術。
3.3.2 蒸汽加熱井設計
蒸汽加熱井與注蒸汽開采稠油的結構相似，主要由隔熱油管、補償器、封隔器、分層注汽閥、死堵 等部分組成（圖7）。蒸汽加熱井的最關鍵技術是井筒隔熱與密封技術，其中井筒隔熱總系統包括隔熱 油管、耐高溫的封隔器、補償器等。蒸汽通過注汽閥（分層注汽閥）進入地層，通過封隔器實現不同 層選注，有效的提高的熱量利用效率。
圖6 生產井
圖7 蒸汽加熱井
4 結束語
我國500～1500m的油頁岩資源豐富，只能通過原位開采技術才能加以有效的開發和利用。該部分 資源的開發和利用對促進我國頁岩油產業的發展具有重要意義，頁岩油作為石油的補充能源，也大大提 高了我國石油的供給能力。通過模擬實驗研究和數值模擬研究表明，油頁岩電加熱與蒸汽加熱原位開采 技術都具有一定的可行性。電加熱工藝相對簡單，加熱速度較慢，能耗大等特點，蒸汽加熱工藝加熱速 率快，高溫蒸汽對設備的要求較高等。「十二五」 期間，我國應繼續加大對油頁岩原位開采技術研究的 投入力度，加快原位開采現場試驗裝備的研發，推動現場試驗研究，為工業化生產提供有效的技術 支撐。
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㈣ 油頁岩開采利用工藝進展
雷光倫 李文忠 姚傳進 孫文凱
（中國石油大學石油工程學院，山東 青島 266555）
作者簡介：雷光倫，男，教授，博士生導師，主要從事油氣田開發方面的教學和科研工作。Email：leiglun＠163.com。
摘 要：常規油氣產量遠遠不能滿足國內對石油的需求，在諸多非常規油氣資源中，油頁岩以其巨大的 儲量和開發優勢越來越受到重視。生產頁岩油是油頁岩的主要用途之一。通過對油頁岩開采利用技術的研究，指出了生產頁岩油的兩條途徑，沿著這兩條途徑，介紹了油頁岩的開采工藝，地面干餾方法和原位開采技術。描述了油頁岩的露天開采和地下開采法。利用實驗模擬的方法，研究了影響頁岩油干餾產率的加熱溫度、加 熱時間和加熱速度等因素，實驗結果表明：加熱溫度為500℃左右為宜；加熱時間達到1h即可；加熱速度對 油產率影響較小。比較了撫順發生式爐、基維特爐、佩特洛瑟克斯爐、葛洛特爐和塔瑟克爐等地面干餾設備 的處理量、運轉率和油產率等指標，分析了各干餾設備的特點和適用性。闡述了殼牌ICP技術、埃克森-美 孚ElectrofracTM技術、IEP燃料電池技術、PetroProbe空氣加熱技術和Raytheon的RF/CF技術等油頁岩原位開 采技術的原理和工藝特點，指出了原位開采技術的發展趨勢是以各種技術相互滲透、綜合、集成和應用為基 礎，實現油頁岩開採的大規模化、低成本和高效益的重要發展方向為大規模、低成本、高效益。
關鍵詞：油頁岩；頁岩油；開采工藝；地面干餾；原位開采
Technological Advances In Oil Shale Proction
Lei Guangln，Li Wenzhong，Yao Chuanjin，Sun Wenkai
（School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qing 266555，China）
Abstract：Conventional oil and gas proction can not meet the domestic demand，among many of the unconventional resources，oil shale has gained more and more attention because of its huge reserves and advantages in development.Shale oil proction is one of the main uses of oil shale.Based on the study of oil shale mining and usage，two ways of shale oil proction were put forward，along with which，oil shale mining，retorting and in-situ mining technologies were introced in the paper.The open-pit mining and underground mining method were described.The influencing factors of shale oil recovery were studied through experimental simulation，including heating temperature，heating time and heating rate.The results shows that the best heating temperature and heating time were 500℃and 1h，while the heating rate has little influence.The treatment capacity，activity rate and shale oil recovery of oil shale retorting equipments were compared，which consist of Fushun retorts，Kiviter retorts，Petrosix retorts，Galoter and ATP retorts.The mechanism and characteristics of in-situ oil shale mining technologies were described，including ICP，ElectrofracTM，IEP fuel-cell technology，PetroProbe's air heating and Raytheon's RF/CF technology.Based on the permeation，combination and application of high technology，the development trends of oil shale in-situ mining were Large-scale，low-cost，high efficiency.
Key words：Oil shale；Shale Oil；mining and usage；open-pit mining in-situ mining
引言
早在1830年，人類就已經開始了對油頁岩的開發和利用。1890年以後，由於石油工業的迅速發 展，油頁岩工業迅速萎縮。我國對油頁岩的利用始於1928年。20世紀50～60年代，頁岩油曾是我國 合成液體燃料的三大支柱之一。1960年以後，大慶油田、勝利油田的發現和開采使我國的油頁岩工業 的進入停滯階段。
進入21世紀後，國際油價不斷攀升，2008年7月國際油價曾達到149美元/桶的歷史最高位。另一 方面，國內石油供應不足的矛盾也越來越突出，已成為我國經濟發展的 「瓶頸」，按國內油氣資源和生 產能力，未來供需缺口將會越來越大，石油進口量將不斷增多，對外依存度提高帶來的風險也將日益加 重。在保證液體燃料供應的諸多辦法中，頁岩油是一種較現實的石油替代能源。據國土資源部統計，我 國油頁岩預測資源7200億噸，折算為頁岩油的預測資源476億噸［1］。因此，大規模的油頁岩勘探開發 對於緩解國內油氣供需壓力具有重要的意義。
目前，油頁岩的開采工藝主要包括：露天開采、地下開采、原位開采等方法。其中頁岩油的製取主 要有兩條途徑：(1)把油頁岩礦開採到地上，然後進行地面干餾；(2)採用地下加熱技術使油頁岩在地下 干餾，然後采出頁岩油［1，2］。本文沿著這兩條途徑，介紹了油頁岩開采工藝的現狀，並指出了今後的發 展趨勢。
1 油頁岩開采工藝
1.1 露天開采工藝
露天開采是指先將覆蓋在礦體上面的土石剝離，自上而下把礦體分為若干梯段，直接在露天進行采 礦的方法。露天開采必須考慮的首要條件是油頁岩的埋深，一般不超過500m。另外還必須考慮剝采比，即覆蓋於頁岩層上就剝離的岩土量與可以采出的頁岩量之比，是露天開采經濟性的重要因素，如果油頁 岩層較薄，而覆蓋於其上的岩土又較厚，即剝離比很大，即使油頁岩埋深較淺，油頁岩開采費用也會 很高。
露天礦開採的主要工序有：岩層穿孔、爆破、岩土和油頁岩的采裝、岩土和油頁岩的運輸。對堅硬 岩石、中硬油頁岩用鑽機鑽孔進行爆破，以利於挖掘。如沒有堅硬的地層，可能不需要對其穿孔和爆 破。岩土和油頁岩的采裝可以用單斗挖掘機、輪斗挖掘機、吊斗挖掘機等采剝設備。當前露天開採油頁 岩，對於覆蓋層薄、油頁岩層厚、剝采比不大的礦區，在中國不同情況下，每噸油頁岩約需開采費用 40～80元。
圖1 長壁開采法示意圖
1.2 地下開采工藝
油頁岩的地下開采是指通過井巷進入地下工作面進行採掘，並將油頁岩輸送至地面。地下工作面是開採油頁岩的工作場 地，在工作面內進行油頁岩的採掘、裝運，以及支護、采空 區處理等工序。主要包括壁式開采法和房柱式開采法[1］。
1.2.1 壁式開采法
壁式開采法分短壁工作面和長壁工作面開采。短壁工作 面長度一般在50m以下，多在小礦井採用。長壁工作面較 長，一般為100m以上。圖為長壁式開采法的示意圖。工作面 的上方和下方沿走向分別布置回風平巷和運輸平巷，構成回 采工作面和采區之間的通風、運輸和行人通道。
1.2.2 房柱開采法
房柱開采法是指從采區區段平巷每隔一定距離掘出礦房，進行油頁岩礦開采，並留下油頁岩岩柱，以支撐頂板。礦柱為圓形、矩形或條帶形，排列規則。通常礦房寬6～12m，礦柱寬3～6m。頂板穩固 性稍差，礦石價值低或開采結束後采空區作地下建築物用時，採用條帶形連續礦柱。礦柱一般不再回 采，占總礦量的15％～40％。由於房柱式開采法不夠安全，應用越來越少。
2 油頁岩干餾工藝
2.1 油頁岩干餾影響因素
目前，頁岩油的生產主要通過油頁岩干餾實現。油頁岩干餾是在隔絕空氣的條件下，加熱至溫度為 450～550℃左右，使其熱解，生成頁岩油、頁岩半焦和熱解氣的方法。影響頁岩油產率的因素主要有加 熱溫度、加熱時間、加熱速度等。本文使用葛金氏干餾試驗裝置，以撫順典型油頁岩為例，對干餾的影 響因素進行實驗研究。
2.1.1 加熱溫度的影響
粒度為1～2mm的撫順油頁岩，以5℃/min的加熱速度加熱到不同的溫度，並恆溫加熱5h，然後測 定在該恆溫溫度下的頁岩油產率。試驗結果如圖2所示：
從圖2中可以看出：隨著恆溫加熱溫度的升高，分解所得的頁岩油產率不斷增加。但當溫度升高到 500℃以後，再進一步提高溫度時，頁岩油產率的增加就不顯著了。這表明顯當溫度達到500℃並恆溫 5h後，熱解反應基本完成，生產頁岩油所要求的溫度並不高，約在500℃。溫度過高會導致礦物質所含 的結晶水分解，從而消耗大量能量。故以獲得頁岩油為目的時，撫順油頁岩干餾的最終加熱溫度以 500℃為宜。
2.1.2 加熱時間的影響
粒度為1～2mm的撫順油頁岩，以2℃/min的加熱速度升溫，在不同的溫度下，加熱時間對頁岩油 產率的關系如圖3所示：
圖2 加熱溫度對頁岩油產率的影響
圖3 加熱時間對頁岩油產率的影響
從圖3中可以看出，當加熱溫度在375℃以前，頁岩油放出量始終隨著加熱時間的延長而增加。但 在450℃溫度下，加熱時間超過1h後，頁岩油就不再釋放出了。這表明有機質熱解反應已經完畢。因 此，加熱溫度愈高，油頁岩有機質分解速度愈快，達到最大頁岩油產率所需的時間愈短。如果熱解溫度 在500℃以上時，則在很短時間內有機質熱分解反應就能完全，而加熱時間對頁岩油產率沒有明顯影 響。所以最終加熱溫度是影響熱分解反應的主要因素。
圖4 加熱速度對頁岩油產率的影響
2.1.3 加熱速度的影響
粒度為1～2mm的撫順油頁岩，以不同的加熱速度加熱至500℃，並保持1h，不同加熱速度和頁岩油產率的關系曲線如圖4所示。
從圖4中可以看出，當加熱速度從2℃/min提高到20℃/min 時，其頁岩油產率有微幅的提高，但幅度非常小。因此，在設計 干餾設備時，可以採用強化干餾的方法，提高加熱速度，使油頁 岩很快地達到指定的最終溫度。這可以大大縮短干餾時間，提高 效率。
2.2 地面干餾設備
油頁岩的地面干餾主要是通過干餾爐實現。干餾爐的技術指 標主要有油產率、年開工率、適應性等。目前世界上比較成熟的爐型主要有：撫順發生式爐、基維特 爐、佩特洛瑟克斯爐、葛洛特爐、塔瑟克爐［3～6］。干餾設備參數對比見表1。
表1 油頁岩干餾設備比較
中國撫順式發生爐處理量小，相對於實驗室鋁甑的油收率較低，處理塊頁岩，工藝不太先進，但是 為成熟的爐型，能處理貧礦，操作彈性好，有長期操作經驗，而且投資少，建設快，適用於小型工廠。撫順式爐雖然單爐處理量小，但可以將20台爐合為一部，則一部爐每日油頁岩處理量也可以達2000～ 4000噸。
愛沙尼亞基維特爐處理量大，處理塊頁岩，相對於鋁甑的油收率不太高，是成熟的爐型，投資中 等，適用於中型廠。
巴西佩特洛瑟克斯爐處理量大，處理塊頁岩，相對於鋁甑的油收率高，產高熱值氣，是成熟的爐 型，投資高，適用於大中型廠。
愛沙尼亞葛洛特爐處理量大，可以處理顆粒頁岩，相對於鋁甑的油收率高，產高熱值氣，但結構較 復雜，維修費用高，是基本成熟的爐型，據報道年運行7200h，可用於大中型廠。
澳大利亞塔瑟克爐處理量很大，可以處理顆粒頁岩，油收率高，產高熱值氣。頁岩油經過加氫，質 量好，投資高，但尚不太成熟，2004年停運前運轉率僅為50％，大中型廠可考慮得用這種技術。
3 原位開采技術
原位開采技術是指採用地下加熱干餾的方式，使油頁岩在地下干餾，然後把產生的頁岩油氣導出到 地面的技術。按照油頁岩層受熱方式的不同，可將油頁岩原位開采技術分為傳導加熱、對流加熱、輻射 加熱3類技術。目前比較先進的原位開采技術如表2所示［7～9］。
表2 原位開采技術表
3.1 殼牌ICP技術
殼牌ICP（In-Situ Conversion Process）技術是唯一經過現場實驗的原位開采技術。它的主要原理是： 通過電加熱器將熱量傳遞給地下油頁岩礦層進行加熱和裂解，促使油頁岩中的乾酪根轉化為高品質的油 氣，再通過生產井將油、氣采出到地面（圖5）。工藝流程主要包括：首先，建立冷凍牆，防止地層水 流入開采區、防止油氣產品散失。其次，將電加熱器裝入加熱井內對油頁岩層加熱。最後，采出干餾油 氣，並監測水文、地質、溫度、壓力和水質等參數。
圖5 ICP技術示意圖
ICP技術特點：(1)ICP技術加熱熱均勻，加熱溫 度低，可開發深層、低含油率油頁岩；(2)建立的冷 凍牆，可以保護地下水資源；(3)加熱工藝復雜，故 障多，採收率低，成本高。
殼牌公司從1997年開始在科羅拉多州馬霍甘尼 進行了多項實驗。2004～2005年一個試驗區的結果表 明，升溫速率2℃/d，2004年5月開始出油，2004年 12月出油達到最多，然後減小，至2005年6月出油 終止。共計產油250t，為鋁甑的68％。
3.2 埃克森-美孚ElectroFracTM技術
埃克森-美孚ElectrofracTM技術先利用平行水平井對頁岩層進行水力壓裂，向油頁岩礦層的裂縫中 填充導電介質，形成加熱單元。導電介質通過傳導把熱量傳遞給頁岩層，使頁岩層內的乾酪根熱解，產 生的油氣通過採油井採到地面上來（圖6）。
圖6 ElectrofracTM技術示意圖
ElectroFracTM技術特點：(1)採用了壓裂技術增加了頁 岩層的滲透性，可開采緻密性油頁岩資源；(2)生產副產品 碳酸鈉，提高了經濟效益；(3)採用平面熱源的線性導熱方 式，有效地提高了熱效率；(4)沒有保護地下水，容易造成 水污染。
3.3 IEP燃料電池技術
利用高溫燃料電池堆的反應熱直接加熱油頁岩層，使其 中的有機質熱解產生烴氣，然後導入到採油井，被抽到地 面上來。除了部分氣體作為燃料被通入燃料電池堆外，其 余大部分烴氣經冷凝後獲得石油和天然氣。另外，在啟動 工藝裝置預熱油頁岩時期，需要向燃料電池中通入天然氣作為啟動燃料。工藝正常運轉後，能量 自給自足。
IEP燃料電池技術特點：(1)傳導加熱溫度分布均勻。採用固體間熱傳導傳遞熱量，大大提高了熱 量分布均勻性和利用效率；(2)利用流體壓裂製造 裂縫，提高油頁岩層孔隙度和滲透率；(3)能量自 給自足。該工藝不僅能量自給自足，還可向外部 提供電能。每生產1桶油，發電174kW · h； (4)操作成本低。操作成本大約為30美元/桶。若 將副產品電能和天然氣計算在內，成本可降為14 美元/桶；(5)環保。由於該工藝不是通過燃燒反 應來發電，而是通過電反應來發電，幾乎不產生 NOx、SO2等有害物質（圖7）。
圖7 IEP燃料電池技術示意圖
3.4 PetroProbe公司的空氣加熱技術
該工藝流程先將壓縮空氣與干餾氣通入燃燒器進行燃燒，加熱到一定溫度，消耗掉部分氧氣，然後 通入到油頁岩地層中加熱油頁岩使其中的有機質生成烴氣，最後把生成的烴氣帶到地面上來。采出的烴 氣冷凝後得到輕質油品（圖8）。
PetroProbe公司的空氣加熱技術特點：(1)通入的高溫壓縮空氣在地層中可壓裂油頁岩，增加油頁岩 的孔隙度，使生成的烴氣很容易地從油頁岩地層中導出來；(2)該工藝有4種產品：氫氣、甲烷、輕油、 水。產生的部分輕質烴氣通入燃燒器進行燃燒，加熱即將通入地層的空氣，能量自給自足。產生的CO2 等氣體又被打回油頁岩礦層中，污染小，可開發深層（深可達900m）的油頁岩礦；(3)開采後的油頁岩 仍能保持94％～99％的原始結構完整性，避免了地面塌方。
3.5 Raytheon公司的RF/CF技術
Raytheon公司的RF/CF（Radio-Frequency/Critical Fluids）技術是將一項利用射頻加熱和超臨界流 體做載體的專利轉化技術（圖9）。其工藝流程為：先將射頻發射裝置置於地下油頁岩層中，進行加熱，然後把向頁岩層中通入超臨界CO2把熱解生成的烴氣載到採油井，被抽到地面上冷凝，回收。冷凝後 的CO2又打回地層中循環利用。
圖8 空氣加熱技術示意圖
圖9 RF/CF技術示意圖
RF/CF技術特點：(1)採油率高。每消耗一個單位的能量有4～5個單位的能量被生產出來，相對 於ICP技術的3.5個單位，更具有經濟效益；(2)傳熱快，加熱周期短，只有幾個月；(3)用於油頁岩 開采時，生產的石油含硫低，還可通過調節裝置來生產不同的產品；(4)可用於開採油頁岩、油砂、 重油等資源，環保，無殘留物質滲透地下水層；(5)選擇性加熱，可使指定加熱目標區域快速達到目 標溫度。
4 結論
（1）目前頁岩油的製取途徑主要有開采-地面干餾工藝和原位開采技術。前者技術比較成熟，後者 還處於實驗驗證階段。
（2）實驗研究表明：油頁岩干餾溫度約為500℃為宜，干餾時間為1h即可，加熱速度對頁岩油產 率影響不大，工業生產中可以採用強化干餾的方法，提高加熱速度，使油頁岩快速達到指定的最終溫 度，提高效率。
（3）目前地面干餾設備都存在著一些問題比如處理量小，運轉率低，油產率低等問題需要進行進一 步優化。
（4）以大規模化、低成本、高效益為目標，各種技術相互滲透、綜合、集成和應用是當今原位開采 技術發展的主要方向。
參考文獻
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㈤ 能否簡單說明一下油頁岩、頁岩油和頁岩氣之間有什麼區別
油頁岩，就是含有較多有機質正在形成油氣的頁岩 這種油頁岩在很深的版地下經過高權溫高壓和很長的時間內部有機質形成石油和天然氣，如果形成的石油還在頁岩里就叫頁岩油，天然氣還在頁岩里就叫頁岩氣。 美國好像環境法規不讓開採油頁岩，現在大量開采頁岩氣，頁岩油的開采正在發展。
㈥ 國外油頁岩輻射加熱原位開采技術
一、內容概述
LLNL的射頻技術利用垂直組合電極緩慢加熱大規模深層的油頁岩層。後來由Lawrence Livermore國家實驗室（LLNL）進行開發。LLNL 提出利用無線射頻的方式加熱油頁岩，克服了傳導加熱需要大量的熱擴散時間的缺點。具有穿透力強、容易控制等優點。
RF/CF技術流程為：先將射頻發射裝置地下油頁岩層中，進行加熱，然後向油頁岩層中通入超臨界CO2把熱解生成的烴氣驅替到採油井，抽到地面上冷凝並回收。冷凝後的CO2又打回地層中循環利用。
二、應用范圍及應用實例
美國伊利諾理工大學提出的LLNL射頻技術和美國Raytheon 公司的RF/CF技術採油率高，每消耗一個單位的能量有4～5 個單位的能量被生產出來，相對於ICP技術的3.5個單位，更具有經濟效益；傳熱快，加熱周期短，只有幾個月；用於油頁岩開采時，生產的石油含硫低，還可通過調節裝置來生產不同的產品；可用於開採油頁岩、油砂、重油等資源，環保，無殘留物質滲透地下水層；選擇性加熱，可使指定加熱目標區域快速達到目標溫度。
三、資料來源
劉德勛，王紅岩，鄭德溫等.2009.世界油頁岩原位開采技術進展.天然氣工業，29（5）：128～132
㈦ 國內油頁岩研究歷史與現狀
一、國內油頁岩勘查
(一)油頁岩資料成果陳舊
我國油頁岩的勘探研究工作在 20 世紀五六十年代為一高潮期，取得一些基礎資料和成果。由於之後我國油氣田的大量發現，油頁岩中提煉油氣成本相對高，勘探研究進入低谷，因此，目前資料和數據陳舊，基本來自 20 世紀五六十年代的成果。
(二)勘查規范和資源儲量體系不同
以前，我國油頁岩資源評價結果的提交部門很多，有地質、煤炭、石油、冶金、化工、建材等部門。每個部門採用的勘查規范和資源儲量體系不同，共計勘查規范有 7種，資源儲量體系 4 種，這在資料使用上造成困難。
(三)評價邊界指標不一
不同時期、不同部門對油頁岩資源評價採用的邊界指標不一，僅含油率邊界指標就有 3. 0%、3. 5%、4. 0%和 5. 0%等。其他指標如油頁岩的有效厚度、面積等參數也存在很大的差別。因此，國家現掌握的資源儲量數據存在一定的不可對比性。
(四)資源預測部門多，結果相差懸殊
我國分別在 20 世紀 50 年代末期和 60 年代初期、90 年代進行過油頁岩預測工作，且大部分預測工作未做實際工作: 原煤炭工業部在 1959 年 (中國分省煤田預測圖)預測油頁岩資源量為 20 485 億 t; 撫順石油研究所在 1962 年 (中國油頁岩資源調查報告)估算遠景儲量大於 4 000 億 t; 據王慎余等 1990 年 (礦產資源戰略分析—單礦種分析系列課題成果)預測油頁岩資源量 13 698 億 t。通過統計對比，幾次的數據差別很大。
(五)勘探程度低，主要處於詳查和普查階段
我國油頁岩勘探程度較低，大部分礦區都沒有達到勘探階段。油頁岩查明資源儲量主要分布在吉林省農安、吉林省登婁庫、吉林省長嶺、遼寧省撫順、廣東省高州、海南省儋州、廣東省電白、廣東省茂名、遼寧省朝陽等含礦區。
二、國內油頁岩開發利用現狀
(一)20 世紀 50 年代繁盛時期
中國開發利用油頁岩已有 70 多年的歷史，20 世紀 50 年代，我國對油頁岩資源投入了較多的普查、勘探力量，在歷史中對我國油氣資源發揮了重要的作用，曾占我國整個石油產量的一半。撫順油頁岩礦曾經為當時世界上最大的頁岩油生產基地之一。
遼寧省撫順油頁岩礦是目前國內最大的油頁岩生產基地，於 1928 年開始興建頁岩制油廠 (現撫順石油一廠)，年生產頁岩油 7. 5 萬 t。1941 年開始建設東制油廠 (今撫順石油二廠)，1948 年撫順解放後，以油母頁岩為原料的石油工廠陸續恢復生產。到1952 年，石油一廠年生產頁岩油 22. 61 萬 t。1955 年石油二廠年產量達到 17. 1 萬 t。到1959 年，撫順石油一、二廠年產頁岩油達到 72 萬 t，成為我國第一個人造石油生產基地，也是世界上最大的頁岩油工業基地之一。
吉林省樺甸油頁岩礦開始於日偽時期，曾有日本人多次到樺甸調查油頁岩礦藏情況，做過少量地質工作。解放後開始小土爐子煉油。產量以 「擔」計。新中國成立後屬省工業廳管轄，建有 6m 高內外並熱式干餾爐。後由石油工業部東北石油管理局接管，改名為東北石油九廠。進行擴建，建 10m 高內外並熱式干餾爐，於 1953 年投產，年產頁岩油 5 萬 t。為進一步對石油九廠進行改擴建，根據資源情況計劃年產頁岩油 20萬 t，並加工為成品油，供應吉林省的需要。為此，國家建設委員會為此成立了樺甸工業區建設總甲方，正在開始建設之際，發現了大慶油田，為集中力量加快大慶油田的開發，樺甸暫緩建設。50 年代後期地方用自己的力量開拓了北檯子礦區及油頁岩干餾廠，並開展建設水泥廠等綜合利用工作，後來因虧損停產。
吉林省羅子溝油頁岩開發利用始於 1958 年，在國家支持下，由延邊州石油公司籌建了汪清縣羅子溝煉油廠，總投資約 300 萬元，生產頁岩油 40t，由於當時設備落後及其他原因，於 1960 年停產。
廣東茂名油頁岩開發歷史也很悠久，新中國成立之前，當地群眾已挖掘淺部頁岩供家庭生活用燃料，新中國成立後，政府組織了多個勘探隊伍，展開了大規模勘探工作，很快就提交了金塘區和羊角區的地質精查報告及低山區尚村層油頁岩和茂名油頁岩精查報告，並經國家儲量委員會批准，中央決定在茂名修建大型頁岩油廠，並被列入蘇聯援建的 156 個重點工程之一。當時設計一號礦年產油頁岩 2 400 萬 t，生產頁岩油 100 萬 t，二期開發低山礦區，年產油頁岩 1 700 萬 t，生產頁岩油 70 萬 t。金塘礦於1958 年 7 月開工建設，1962 年 1 月投產，至 1992 年 「暫時停產」，前後 30 年，共開採油頁岩 1. 6 億 t，生產頁岩油300 萬 t，同時生產銨水55 萬 t，褐煤14 萬 t，油頁岩最大年產量為 600 余萬 t，為社會作出了貢獻。
(二)20 世紀 60 年代至 90 年代停滯時期
進入 20 世紀 60 年代，隨著我國大慶油田的發現和開發，油頁岩的作用開始下降，油頁岩工業逐漸萎縮，投入的勘探力量逐步減少，目前探明的儲量已不能滿足油頁岩工業的需要，勘探工作基本處於停滯狀態。
從20世紀60年代起，大慶油田的發現，原油生產快速發展，頁岩油的產量明顯降低。撫順石油工業逐步從生產頁岩油轉向加工大慶天然原油。1957年開工，1960年投產以開採油母頁岩為主的東露天礦於1965年停產。撫順油頁岩發育的層位位於煤層之上，因此開採煤必須先開採油頁岩。先開采出來的油頁岩必須進行處理，堆積在地面將會對周圍環境及地下水產生污染。因此，60年代後，油頁岩工業一直沒有停止，原因是國家給予扶持政策，每年虧損的處理加工油頁岩。
其他如樺甸、羅子溝、茂名等油頁岩礦或停產或時斷時續的進行油頁岩開發，但主要轉向以油頁岩綜合開發利用為主。
(二)20世紀90年代後復甦至快速發展時期
隨著全球對能源的不斷需求，石油資源的不斷減少，油價飛漲，這給油頁岩工業的發展迎來了新的春天。目前，全國各地都競相開展油頁岩工業。並且，油頁岩開發利用的途徑也多種多樣。不僅作為液體能源，而且在化工、建材、農業、環保方面也具有巨大的潛力。
20世紀五六十年代發展起來的老油頁岩礦，如撫順、茂名、樺甸等油頁岩礦區，又重新迸發出新的活力。
2004年，撫順油頁岩礦在西露天礦坑南新建一座坑口頁岩煉油廠。目前，撫順礦區現有六部120台撫順式干餾爐，在建一部20台干餾爐將於今年下半年投產，年處理油母頁岩700萬t，頁岩油產量達到21萬t。目前，該礦以大力發展油母頁岩綜合利用產業，發展循環經濟，提高頁岩油生產技術水平為未來發展戰略的核心內容之一，規劃擴大現有頁岩煉油的生產規模，引進目前世界上最先進的干餾工藝，即加拿大ATP小顆粒煉油技術，採用德國克虜伯公司製造的煉油設備，規劃建設7部ATP干餾裝置，一期工程建設一部，年產頁岩油10萬t，二期再建四部，ATP生產能力達到50萬t，頁岩油產量達到71萬t，預計在2014年完成。在此之後規劃對現有煉油廠進行技術改造，再建二部ATP干餾裝置。
2005年11月23日，廣東粵電油頁岩礦電聯營有限責任公司在茂名宣告成立，標志著廣東省油頁岩資源開發綜合利用史上一個里程碑的誕生。該公司採取礦電聯營方式，統一投資、統一建設、統一經營的燃油頁岩發電廠，電廠規劃容量120萬千瓦。電廠首一期總投資約37億元(人民幣)，建設2台20萬千瓦燃油頁岩循環流化床機組，同步在金塘露天礦配套建設年產600萬t油頁岩礦區。
吉林省是我國油頁岩資源最豐富的省份，油頁岩的發展引起了國內外的注意。最初，吉林省政府和國家計劃投資27億元進行樺甸油頁岩的綜合開發利用，預計最高年處理油頁岩1400萬t。後來於2005年，中國電力投資集團與吉林省政府簽署了吉林樺甸油頁岩綜合開發項目合作框架協議。同時，國外的殼牌公司也看準機會，積極投資吉林省油頁岩的開發。2004年12月8日，中國國務院總理溫家寶、荷蘭首相鮑肯內德出席了在荷蘭海牙議會大廈舉行的殼牌勘探有限公司與吉林省地質礦產勘查開發局簽署一份合作框架協議書的簽字儀式。2005年1月，荷蘭殼牌公司與吉林省簽署了油頁岩合作開發協議，擬採用地下裂解技術通過打井和注入添加劑直接採油。2006年5月16日，吉林殼牌油頁岩開發有限公司第一口井在農安縣柴崗鎮開鑽(據《地質勘查導報》，2006年5月18日刊)，吉林省其他地區也不同程度的掀起油頁岩開發熱潮。先後有遼寧省葫蘆島龍騰公司、樺甸熱電廠、吉林樺甸北檯子油頁岩開發有限公司等投資開發油頁岩資源。
遼寧省葫蘆島龍騰公司投資8億元人民幣，在羅子溝建設油頁岩綜合開發利用工程。該工程分三期建設:一期工程投資3億元人民幣，2004年11月形成年產100萬t礦石和5萬t頁岩油的生產規模，年可實現產值1億元、利稅1500萬元;二期工程投資4億元人民幣，2004年年底開工，2006年6月投產，形成年產300萬t礦石、20萬t頁岩油的生產規模，並建成一所5000kW·h余熱發電廠，年產值可達4億元、利稅1.5億元;三期工程投資1億元人民幣，2007年年底前完成油頁岩綜合開發利用研究所、水泥廠、磚廠、稀貴金屬提煉廠等工程，屆時可形成年采礦300萬t、產頁岩油20萬t、稀貴金屬5000kg的生產規模，實現產值4.5億元、利稅1.5億元，並可拉動相關產業實現年產值5000萬元，間接稅金近1000萬元。樺甸熱電廠也在積極招商引資，籌劃項目總經費達42169萬美元的工程。工程預計建設年產250萬t油頁岩的礦區，利用采出的油頁岩建設年產20萬t原油的煉油廠，利用煉油殘渣建設10萬kW的半焦發電廠，利用電廠半焦灰渣建設砌塊、水泥、陶粒等建材產品項目。2003年6月5日，吉林樺甸北檯子油頁岩開發有限公司成立，成為吉林省油頁岩綜合開發項目的示範平台，是樺甸市重點招商引資項目，該項目總投資7100萬元，年產油頁岩21萬t，頁岩油5萬t，稅後利潤可達1000萬元以上。
此外，在其他地區，一些新興的油頁岩工業也像雨後春筍般的發展起來。山東省、黑龍江省等地都競相發展油頁岩工業。
2006年，山東勝龍礦集團計劃投資的20億元左右的「油頁岩綜合利用項目」年內將開工建設，預計2007年底建成投產。「油頁岩綜合利用項目」早在2003年就被正式納入國家重點技術改造「三高一優」項目，建油母頁岩煉油廠，引進國外先進的技術和設備，年處理能力150萬t，提煉原油18萬t;建一座40萬kW配套發電廠，粉煤灰做建築材料或塌陷地回填。根據目前的情況分析，預測煉油年銷售收入3.24億元，利潤5911萬元;年發電量22億kW·h，銷售收入7.04億元，利潤20560萬元。
2002年3月，黑龍江省哈爾濱燃氣化工總公司煤礦伴生廢棄物綜合利用項目由哈爾濱市發展計劃委員會以哈計能源2002131號文件批准立項，本項目擬採用愛沙尼亞技術工藝，加工處理依蘭煤礦的煤炭伴生物油頁岩。愛沙尼亞維魯化工集團現年處理矸石140萬t的工業化裝置正在運行，油品總產量22.5萬t。共有49套矸石干餾裝置，單台裝置最大處理能力已達1000t/d。本項目投產後，年處理57萬t油頁岩，年產各類油品4.4萬t。
㈧ 吉林省農安縣臻柴崗鄉大房身村10組所在的屯子叫啥名
看起來就是一個很偏僻的地方，這種地方很少人知道。