陆相盆地油页岩成矿规律：以东北地区中、新生代典型盆地为例

刘招君，孟庆涛，贾建亮，孙平昌，柳 蓉，胡晓峰

1.吉林大学地球科学学院，长春 130061

2.油页岩与共生能源矿产吉林省重点实验室，长春 130061

3.东北亚生物演化与环境教育部重点实验室，长春 130026

陆相盆地油页岩成矿规律：以东北地区中、新生代典型盆地为例

刘招君1，2，3，孟庆涛1，2，3，贾建亮1，孙平昌1，柳 蓉1，2，3，胡晓峰1

1.吉林大学地球科学学院，长春 130061

2.油页岩与共生能源矿产吉林省重点实验室，长春 130061

3.东北亚生物演化与环境教育部重点实验室，长春 130026

油页岩作为常规油气的重要替代或补充能源，在全球资源战略中的地位日益彰显。为了更好地揭示我国陆相油页岩的特征与分布规律，在总结多年油页岩勘查成果的基础上，分析了东北地区松辽和桦甸典型含油页岩盆地矿床特征及成矿特点，揭示了陆相坳陷与断陷盆地油页岩成矿规律。油页岩主要发育于三级层序的高水位体系域和水进体系域；古气候和沉积环境对大型坳陷盆地油页岩的形成有重要的控制作用，温暖湿润的气候条件使湖泊自身生产力大大提高，为油页岩形成提供丰富的物质基础；油页岩的平面分布受控于沉积环境的变化，主要分布于深湖—半深湖相，盐度较高使水体处于盐度分层，有利于有机质保存。构造条件对小型断陷盆地油页岩成矿起着至关重要的控制作用，通过控制可容纳空间而影响了油页岩的厚度分布及品质特征，油页岩主要富集相带为靠近控盆同生断裂一侧的半深湖—深湖环境，且靠近控盆同生断裂一侧油页岩厚度明显加厚和含油率增大；同时，干湿交替的气候控制了油页岩的层数和保存条件。对比分析表明：坳陷含油页岩盆地规模多为大型，油页岩矿单独存在、分布面积大，以中薄层中低含油率为典型特点；断陷含油页岩盆地规模多为小型，油页岩矿单独存在或与煤相伴生，以薄层高含油率或巨厚层中等含油率为典型特点。在三级层序的水进和高水位体系域中，有机质丰度和湖泊生产力较高，层状藻和结构藻较为繁盛，外源输入较低、水体盐度较大、还原性较强，且呈碱性环境，是油页岩形成的有利时期。因此，古构造、古气候和沉积环境综合控制下的丰富有机质来源和良好的湖水盐度分层是油页岩有机质富集的有利因素。

陆相油页岩；坳陷盆地；断陷盆地；成矿规律；成矿模式；东北地区；油页岩

0 引言

油页岩作为常规油气的重要补充或替代能源，在我国资源丰富且分布范围广。2003—2006年全国油页岩资源评价结果表明，我国油页岩主要分布在20个省和自治区、47个盆地和80个含矿区，油页岩资源为7 199亿t，页岩油资源为476亿t，页岩油可回收资源为120亿t［1］。目前，中国油页岩查明程度较低，油页岩分布规律不清，缺乏相应的成矿理论及模式来指导勘探。

中国油页岩主要为陆相湖泊沉积，其油页岩成因及成矿规律研究都很薄弱。而对于湖相油页岩的成因，国外学者早已进行过研究，主要提出了3种模式，即绿河模式［2－4］、深水缺氧湖泊模式［5］和暂时性湖泊模式［6－7］；但是以上几个模式都是针对不同的特征地区提出自己的相应模式，带有一定的区域性，与我国陆相沉积存在明显差异。因此，我国油页岩成矿机制不能照搬国外的理论，急需建立适合我国特色的相应成矿模式。

东北地区是我国油页岩开发历史悠久且资源最为丰富的地区，油页岩资源为5 942.98亿t（折算成页岩油资源为294.40亿t），占全国总资源一半以上。其中，查明油页岩资源861.75亿t，仅占东北地区总资源的14.5%，资源探明程度很低，因此，提高东北地区油页岩资源探明率迫在眉睫。同时，东北地区在油页岩成因类型上具有代表性，断陷和坳陷含油页岩盆地均十分发育（图1），且赋存类型多样：有的油页岩与煤伴生（如抚顺盆地油页岩发育在煤层顶板、依兰盆地油页岩与煤互层），有的油页岩与油气伴生（如松辽盆地）。因此，笔者以东北地区中、新生代典型含油页岩盆地为例，开展陆相坳陷和断陷盆地油页岩成矿规律研究，不仅有助于东北地区油页岩成矿预测与资源勘探，促进东北老工业基地的腾飞发展，同时对今后全国其他地区的油页岩研究也将起到积极重要的借鉴意义。

图1 东北地区主要含油页岩盆地分布Fig.1 Distribution of main oil shale bearing basins in Northeast China

1 坳陷盆地油页岩成矿规律

陆相盆地深水环境是油页岩、暗色泥岩沉积的主要区域。例如，美国绿河组的Tipton段和Laney段油页岩［2］，中国准噶尔盆地南部上二叠统油页岩和松辽盆地白垩系青山口组一段和嫩江组一、二段油页岩均属于典型的深湖相成因［8］。本文以松辽盆地为例，建立坳陷深水型油页岩成矿模式。

1.1 油页岩矿床特征

松辽盆地油页岩主要发育于上白垩统青山口组和嫩江组。青山口组自下而上分为3段，其中青一段为灰黑色泥岩、页岩夹油页岩。嫩江组自下而上分为5段，其中嫩一段、二段的底部发育油页岩。区内油页岩呈层状产出，油页岩埋深往盆地中央加大，最大达到2 000m。青山口组一段油页岩累厚较大，为1～49m；嫩江组油页岩厚度相对较薄，其中嫩江组一段油页岩累厚为0.7～10.0m，嫩江组二段油页岩累厚为0.7～13.0m。

松辽盆地油页岩一般呈灰—灰褐色，灰色条痕，贝壳状断口，泥质结构，致密块状构造。油页岩水平层理发育，富含动植物化石，含油率中等，最高可达12.10%，一般为5%左右。有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型，有机质来源主要为代表湖泊自身生产力的水生生物，且以水生藻类占绝对优势［9］。

1.2 油页岩成矿规律

松辽盆地为典型的中生代大型含油页岩盆地，油页岩是松辽裂谷盆地坳陷期的产物。依据陆相层序地层四分原理，松辽盆地油页岩主要发育在水进体系域（TST）和高水位体系域（HST）中［8－9］（图2）。笔者研究表明，古气候和沉积环境对油页岩的形成有重要的控制作用。

图2 松辽盆地Ngn2井青山口组一段精细垂向古气候演化Fig.2 Vertical paleoclimatic evolution of the 1st Member of Qingshankou Formation in well Ngn2，Songliao basin

1.2.1 古气候控矿规律

气候变化是影响有机质生产力的主要因素。温湿的气候有利于植物的生长，从而使有机质生产力提高；而干燥少雨的气候植物生长受到限制，原始有机质生产力低下［10］。通过敏感古气候参数Rb／Sr、Th／U值等分析，重建松辽盆地青山口组和嫩江组油页岩沉积时期的古气候演化特征。Rb／Sr值可以作为古气候良好的指标，气候温暖潮湿时Rb／Sr和Th／U值相对较低，而气候炎热干旱时Rb／Sr和Th／U值相对较高［11－14］。松辽盆地青山口组油页岩段Rb／Sr值较低，整体上为0.25左右，Th／U值较低，整体上为2.2左右，要远低于下红色泥岩段和上绿色泥岩段（0.65和4.8）（图2），表明青山口组油页岩形成时期气候表现为温暖湿润。

通过气候敏感元素比值将松辽盆地青山口组目的层段划分成5个气候阶段（图2）：阶段A（底部→262.1m）Rb／Sr、Th／U和 Mg／Sr值表现为高值，指示相对炎热的气候，岩性以红色泥岩为主；阶段B（262.1m→241.2m）Rb／Sr、Th／U和Mg／Sr值呈现递减的趋势，指示一种半干旱—干湿润气候，岩性主要以灰绿色—灰色粉砂岩、细砂岩为主；阶段C（241.2m→217.6m）Rb／Sr和Th／U值相比阶段B均呈现较快的递减趋势，指示温暖湿润的气候，此阶段是青山口组油页岩发育的极盛期，巨厚优质油页岩均在此时期沉积，可见温暖湿润的气候对油页岩的形成起到至关重要的作用；阶段D（217.6m→161.8m）Rb／Sr和 Th／U 值相比阶段C均呈现幅度较小的上升趋势，可以指示当时湿度略微降低，为偏湿润气候；阶段E（161.8m→顶部）Rb／Sr和Th／U值相比阶段D均呈现快速的上升趋势，Mg／Sr值相比阶段D同样呈现更加快速上升的趋势，指示炎热干燥的气候。因此，整体上看，青山口组沉积时期松辽盆地呈现由半干热到温湿再到半干热的阶段气候特征，其中油页岩段主要发育在阶段C的更加温暖湿润的气候阶段，因此温暖湿润的气候条件有利于富有机质沉积（油页岩）的发育。

同样，嫩江组油页岩段Rb／Sr值较低，整体上为0.27左右，Th／U值较低，整体上为1.75左右，要远低于油页岩段顶部的泥岩段。嫩江组油页岩形成时期表现为与青山口组相似的温暖湿润气候特征，主要发育在温暖湿润气候演化阶段。温暖湿润的气候条件下湖泊自身生产力提高，藻类等水生生物繁盛，为油页岩的形成提供了良好的物质基础。

1.2.2 沉积环境控矿规律

青山口组一段和嫩江组一、二段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相对应，显示出油页岩为盆地两次最大湖泛期的产物，其发育明显受沉积环境控制；青一段时期沉积了大面积的厚层泥岩和油页岩。青一段整体沉积相呈现出以深湖—半深湖相为主，东南和西南狭小范围内发育滨浅湖相。油页岩颜色为褐黑色—灰黑色，水平层理或块状层理发育，且有机质丰度较好，含油率较高［9］；同时，结合油页岩的平面分布图（图3）可知，油页岩几乎全部分布在深湖—半深湖相。

嫩江组油页岩主要沉积于嫩江组一、二段时期。嫩一段时期水体较深，湖盆范围较大，在全区内沉积相呈现出深湖—半深湖相占绝对优势、滨浅湖相局部发育的特征。油页岩主体分布在深湖—半深湖相，浅湖相分布较少。嫩江组二段沉积初期湖盆面积进一步扩大，发生盆地历史上第二次湖侵事件，现今盆地范围内几乎全部为半深湖—深湖相，仅在盆地北部发育小范围的滨浅湖相。通过油页岩的平面分布（图4）可知，随着湖泊面积的增大，油页岩分布范围也随着扩大，并且达到了全区最大的分布范围。

由此可见，油页岩的平面分布受控于沉积环境的变化，油页岩的分布范围会随着湖泊的演化而呈现出规律性变化，油页岩最发育时期也是湖泊最繁盛时期，松辽盆地油页岩主要分布于静水的深湖—半深湖相。

此外，湖泊水体性质对油页岩富集成矿也起到一定的控制作用。伽马蜡烷是一种C30的三萜烷，首次发现于绿河页岩沥青中［15］，是湖相和海相沉积物中一种主要的生物标志化合物；伽马蜡烷可以指示沉积时水体的盐度分层［16－19］。松辽盆地青山口组油页岩段具有很高的伽马蜡烷指数（0.39），表明水体盐度分层较好，嫩江组一段也具有较高的伽马蜡烷指数（0.30）；而嫩二段伽马蜡烷指数（0.12）很低，表明嫩江组油页岩沉积时期的水体盐度从嫩一段到嫩二段快速降低。同时，Sr／Ba值也是确定水体古盐度的良好指标。松辽盆地青山口组和嫩一段油页岩段具有较高的Sr／Ba值（0.85和0.80），远高于嫩二段的0.46，表明青山口组和嫩一段湖泊水体盐度较高，具备盐度分层的条件，而到嫩二段快速降低，与伽马蜡烷的分析结果一致。由此可见，高盐度使水体处于盐度分层，有利于有机质的保存，形成优质油页岩。

图3 松辽盆地青山口组油页岩厚度等值线图Fig.3 Thickness contour map of oil shale in Qingshankou Formation，Songliao basin

2 断陷盆地油页岩成矿规律

东北地区沿敦密断裂带和依兰—伊通断裂带发育一系列新生代小型断陷含油页岩盆地，在较小的盆地面积内蕴含了丰富的油页岩资源，具有“小而肥”的典型特点，以敦密断裂带抚顺、桦甸和梅河等盆地为代表。其中：桦甸盆地含油率最高可达24.8%，资源潜力巨大；而抚顺盆地已经形成我国规模最大的油页岩开发基地。本文将重点解剖桦甸盆地，揭示断陷盆地油页岩成矿规律。

2.1 油页岩矿床特征

桦甸油页岩沉积层位为古近系始新统桦甸组，埋藏深度较浅，一般为0～500m。油页岩层数多，共发育可采油页岩13层，自盆地北缘向南缘同沉积断裂方向呈现由薄变厚的总趋势，北部厚度为100～120m，南部厚度为240m，显示盆地为半地堑式构造样式。

图4 松辽盆地嫩江组油页岩厚度等值线图Fig.4 Thickness contour map of oil shale in Nenjiang Formation，Songliao basin

该区油页岩为灰褐、棕褐色和深灰色，致密块状构造，贝壳状断口，质量较小，品质优良，含油率一般为10%～12%，最高可达24.80%。有机质丰度较高，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型，甾类和萜类等生物标志化合物特征表明，桦甸油页岩为水生生物和高等植物双重生源，但细菌及藻类等水生生物的贡献较大［20］。

2.2 油页岩成矿规律

桦甸盆地为典型的断陷含油页岩盆地。油页岩亦主要发育于水进体系域和高水位体系域中。古构造条件和气候演化对断陷盆地油页岩的形成起着至关重要的作用。

2.2.1 构造条件控矿规律

构造运动通过影响基准面的变化和可容空间的大小（即物源方向的变化）控制了油页岩在层序中的发育位置，油页岩主要发育于水进体系域和高水位体系域［21］。控盆同生断裂通过控制可容纳空间而影响油页岩的沉积位置、沉积厚度和含油率的分布。如图5所示，盆地北台子区油页岩累计厚度为0～15m，大城子—公郎头为15～35m，南缘断裂带内厚度大约35m，其变化趋势是由北向控盆断裂一侧厚度逐渐增大。控盆断裂控制了盆地沉积体系的展布，进而控制了油页岩的分布范围。并且，含油率也存在类似的变化规律：靠近控盆断裂位置，出现了油页岩含油率不断增加的趋势，在盆地内的其他断裂分布的局部位置也不同程度出现了含油率增加的规律。从北台子、大城子、公郎头勘查区向控盆断裂F1的含油率不断增加，其中，公郎头勘查区的含油率偏低，为7%～9%（图6）。这也是油页岩总是沉积在离陆源碎屑较远地方的原因［22－23］。

2.2.2 古气候演化的控矿规律

根据119个油页岩和泥岩样品的测试分析结果，揭示了桦甸盆地黏土矿物及无机地球化学特征及其所响应的古气候演化规律。

图5 桦甸盆地桦甸组油页岩累计厚度等值线图Fig.5 Acoumulative thickness thickness contour map of oil shale of Huadian Formation in Huadian basin

图6 桦甸盆地桦甸组油页岩含油率等值线图Fig.6 Oil yield contour map of oil shale of Huadian Formation in Huadian basin

2.2.2.1 古气候响应特征

通常，黏土矿物组合特征可以指示古气候演化特征。一般认为，自生蒙脱石易形成于干湿交替的气候环境［24－25］，而气候温暖潮湿有利于高岭石的形成和保存［26－29］，伊利石形成于寒冷少雨的气候条件下。桦甸盆地中部含油页岩段中黏土矿物组合为蒙脱石、高岭石和伊利石，以蒙脱石为主。蒙脱石质量分数为38.3%～100%，平均为70.8%，高岭石平均质量分数为16.1%，伊利石平均质量分数为13.1%，各组分质量分数在垂向上呈现出频繁波动变化特征，总体上反映出中部含油页岩段沉积时期气候呈现湿润—干旱交替变化的演化特征［30］。

同时，地球化学元素及其比值变化在一定程度上也指示了古气候与古环境演化。桦甸组泥岩和油页岩中 Mn、Sr、P、Cd、Cu、Cs等元素以及 Rb／Sr、Sr／Cu、Ba／Ga、Sr／Ba和 V／（V＋Ni）等元素比值呈现较好的规律性，与有机碳和含油率具有良好的响应关系。通常，在气候干旱炎热时，元素 Mn、Sr、Cd、P等浓度饱和时大量沉淀，在湖泊沉积物中显示为高值，而Cu、Cs等难以迁移入湖，在湖泊沉积物中显示低值，因此，这些元素对气候变化较为敏感。中部油页岩沉积时期，Mn、Sr、Cd、P的平均质量分数最高，而Cu、Cs的平均质量分数最低，这些元素在纵向上的含量分布也进一步指示了中部油页岩沉积时期处于半湿润—半干旱循环交替的气候变化。此外，Rb／Sr和Sr／Cu值与上述微量元素反映的古气候信息一致，与Sr／Ba、B／Ga和 V／（V＋Ni）值指示油页岩沉积于淡水—半咸水交替的厌氧沉积环境相对应［30］。

2.2.2.2 古气候控矿规律

桦甸盆地油页岩段沉积时期干湿交替的气候环境导致了其多层（13层）油页岩的发育、且单层油页岩较薄的特点，与大型松辽盆地坳陷油页岩成矿存在明显差别。油页岩层与上下泥岩层相比较而言，气候较温暖湿润，大的入湖径流量带来充足的营养物质，使水体中水生生物繁盛，大大增加了湖泊初始生产力，为油页岩的形成提供大量的物质来源；而当气候转为干旱时，湖泊径流量减小，湖水中营养物质含量较少，使湖泊生产力降低，这不利于有机质的形成。同时，由于气候波动变化所引起的湖泊水体盐度变化对油页岩中有机质保存起到控制作用，桦甸盆地油页岩沉积于淡水—半咸水交替的厌氧沉积环境，这种盐度的变化使湖盆处于盐度分层，保持底部水体处于缺氧还原环境，使上层水体中的营养物质在下层水体中得以保存［21］。

3 讨论

中生代坳陷盆地和新生代断陷盆地两种类型油页岩代表了东北地区大多数的典型特征，但不同类型油页岩在特征、分布及富集规律上也存在一定差别（表1）。

东北地区陆相断陷含油页岩盆地主要为新生代走滑盆地，盆地规模多为小型，油页岩矿或单独存在，或与煤层相伴生，有时发育在煤层之上（如抚顺油页岩），有时发育在煤层之下（如桦甸油页岩），分布面积较小，以薄层高含油率或巨厚层中等含油率为典型特点。同沉积构造通过控制可容纳空间影响了油页岩的厚度、分布及品质特征。油页岩主要富集相带为靠近控盆断裂一侧的半深湖—深湖环境，且靠近控盆断裂一侧油页岩厚度明显加厚和含油率增大。油页岩主要形成于温暖湿润和半湿润—半干旱两种气候条件：温暖湿润条件下形成的油页岩具有厚度大、分布稳定、含油率中等、有机质多呈混合型等特点，如抚顺油页岩等［31－32］；半湿润—半干旱条件下形成的油页岩具有厚度薄—中等、稳定性相对较差、含油率高、有机质多呈Ⅰ—Ⅱ1型等特点，如桦甸油页岩［21］。断陷盆地类型油页岩具有很大的经济价值，目前，我国露天及地下开采的油页岩矿主要属于该类型。

坳陷含油页岩盆地主要为中生代的大陆裂谷盆地，而且主要发育在裂谷盆地热沉降阶段的坳陷期，盆地规模多为大型，油页岩矿单独存在，分布面积大，以中薄层中低含油率为典型特点，往往形成超大型油页岩矿床。古气候和沉积环境对油页岩的形成有重要的控制作用。油页岩主要形成于温暖湿润的气候条件：一般在温暖潮湿气候条件，湖盆易于保持一定的水体深度、有机质丰盛、水介质具有一定盐度，有利于油页岩的形成。油页岩具有厚度中等—薄、分布稳定、含油率中—低、有机质多呈混合型等特点，主要形成于半深湖—深湖环境，湖盆范围控制油页岩的发育和平面分布。该类型油页岩是未来我国原位开采油页岩的首选目标。

表1 东北地区陆相断陷与坳陷盆地油页岩特征对比Table 1 Comparison of oil shale characteristics of continental fault and depression basin in Northeast China

无论小型断陷盆地还是大型坳陷盆地，油页岩均主要发育在水进体系域和高水位体系域中，低水位体系域和水退体系域不发育油页岩，而且优质油页岩相对集中于水进体系域晚期和高水位体系域早期。这两个时期，湖盆可容空间的增大速度大于碎屑物质的供给速率，为湖盆欠补偿阶段，沉积物的粒度很细，形成油页岩和暗色泥岩，该沉积特征在地球化学参数上也有良好的响应（图7）。以松辽盆地青山口组一段3个三级层序中的第1个三级层序为例，从LST→TST→HST→RST，反映有机质丰度的w（TOC）、（S1＋S2）／TOC、TOC／S和IH等参数均呈现由较小值→逐渐增大→保持稳定→逐渐减小的变化趋势，在 HST早期出现最大峰值，其中w（TOC）最高可达23.83%；有机显微组分在 TST和HST时期层状藻和结构藻含量逐渐增多，陆源高等植物逐渐减少，反映外源输入的w（Ti）在TST和HST时期较低，到RST时期逐渐增大；在水体性质上，在TST和HST时期，水体处于盐度较高的缺氧环境，尤其是在TST晚期和HST早期，水体盐度最大、还原性最强；在水体酸碱性上，通常碱性水体更有利于生产力勃发，青山口组一段层序Ⅰ中，由TST→HST，MnO和FeO的含量逐渐增高，反映水体呈碱性，湖泊生产力较大，而到RST时期，含量逐渐降低，反映酸性水体的SiO2含量逐渐增大。

综合上述分析表明，古构造、古气候和古沉积环境是控制油页岩有机质富集演化的控制因素。其中：古构造和古气候控制着古沉积环境的演化，而古沉积环境和古气候条件制约着有机质来源、保存条件、陆源注入、沉积速率等。上述因素综合控制下的丰富的有机质来源和良好的湖水盐度分层是油页岩有机质富集的制约因素。

4 结论

通过分析东北地区松辽和桦甸典型盆地油页岩矿床特征及成矿特点，揭示了陆相坳陷与断陷盆地油页岩成矿规律，初步得出以下结论：

1）陆相坳陷含油页岩盆地规模多为大型，油页岩分布面积大，以中薄层中低含油率为典型特点，古气候和沉积环境对大型坳陷盆地油页岩的形成有重要的控制作用。

2）陆相断陷含油页岩盆地规模多为小型，油页岩以薄层高含油率或巨厚层中等含油率为典型特点，古构造和古气候条件对小型断陷盆地油页岩的形成起着至关重要的控制作用。

3）在三级层序中，油页岩主要富集在水进体系域和高水位体系域。古构造、古气候和古沉积环境综合控制下的丰富有机质来源和良好的湖水盐度分层是油页岩有机质富集的制约因素。

本文所介绍的陆相盆地油页岩成矿规律仅以东北地区的典型裂谷坳陷型和走滑断陷型盆地为代表；但我国拥有48个含油页岩盆地，除上述两种类型外还存在克拉通盆地和前陆盆地等类型，其油页岩成因机制与富集规律存在明显差别，仍有待进一步深入研究与总结。因此，为揭示我国油页岩成矿富集规律，科学指导油页岩资源评价与预测，油页岩地质学家仍需不断努力探索。

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Metallogenic Regularity of Oil Shale in Continental Basin：Case Study in the Meso－Cenozoic Basins of Northeast China

Liu Zhao－jun1，2，3，Meng Qing－tao1，2，3，Jia Jian－liang1，Sun Ping－chang1，Liu Rong1，2，3，Hu Xiao－feng1

1.CollegeofEarthSciences，JilinUniversity，Changchun130061，China
2.KeyLaboratoryforOilShaleandCoexistentEnergyMineralsofJilinProvince，Changchun130061，China
3.Key－LabforEvolutionofPastLifeandEnvironmentinNortheastAsia，MinistryofEducation，Changchun130026，China

As an important replacement or supplement energy for traditional oil ＆gas，the position of oil shale in global strategy becomes more and more obvious.In order to reveal the characteristics and distribution regularity of oil shale in continental basins better，based on the summary of exploration results of oil shale for many years，the deposit and metallogenic characteristics of typical oil shale bearing basins such as Songliao and Huadian basin in Northeast China have been analyzed，and the metallogenic regularity of oil shale in continental depression and fault basins has been revealed.It is shown that oil shale mainly developed in HST and TST within the third order sequence.Paleoclimate and sedimentary environment play important control action on oil shale formation in large scale depression basin，warm and humid climate greatly improves the lake productivity，which provides abundant materials for oil shale formation.The distribution of oil shale changes regularly by the evolution of the lake，oil shale mainly deposit in semi－deep to deep lake，high salinity causes the salinity stratification of the lake water，which is benefit for organic preservation.Tectonic conditions play a vital control action on oil shale mineralization in small fault basins，which affect the thickness distribution and quality characteristics of oil shale by controlling the accommodation.The accumulation belts of oil shale locate in semi－deep to deep lake close to basin－controlling contemporaneous fault，and oil shale obviously thicken and the oil yield increase near by the side of fault.Meanwhile，the altering wet and dry climate controls the number of layers and the preservation conditions.Comparative analysis indicates that the scale of depression oil shale bearing basin is large，oil shale exists alone，the distribution area is large，and characterized by thin－middle layer and low－middle oil yield.The scale of fault oil shale bearing basin is small，oil shale exists alone or associated with coal，and characterized by thin layer and high oil yield or thick layer and middle oil yield.During the period of HST and TST within third－order sequence，the organic matter abundance and lake productivity are higher，the stratiform and texture algae are relatively prosperous，exogenous input is relatively low，the water salinity is higher，the reducibility is stronger and the environment is alkalinity，which are the favorable periods for oil shale formation.Therefore，the abundant organic matter and favorable lake salinity stratification that are comprehensively controlled by paleostructure，paleoclimate and sedimentary environment are restrictive factors for the organic matter enrichment of oil shale.

continental oil shale；depression basin；fault basin； metallogenic regularity；metallogenic model；Northeast China；oil shale

P618.13

A

1671－5888（2012）05－1286－12

2012－06－25

国家自然科学基金项目（40972076）；吉林省科技发展计划项目（20110427）；高等学校博士学科点专项科研基金项目（20110061110050）；高等学校博士学科点专项科研基金项目（新教师类）（20110061120066）；国土资源部公益性行业科研专项（201211051－04）；国家潜在油气资源（油页岩勘探开发利用）产学研用合作创新建设项目（OSR－01）；吉林省科技引导计划（青年科研基金）项目（201101022）；吉林大学创新团队项目（201004001）；吉林大学科学前沿与交叉学科创新项目（201003012）

刘招君（1951—），男，教授，博士生导师，主要从事沉积学、层序地层学、石油地质学、油页岩资源评价与成矿理论研究，E－mail：liuzj＠jlu.edu.cn

孟庆涛（1984—），女，讲师，博士，主要从事石油地质学、油页岩成矿理论、古湖泊学和沉积地球化学研究，E－mail：mengqt＠jlu.edu.cn。