中国陆相页岩油类型、资源潜力及与致密油的边界

赵文智，胡素云，侯连华，杨涛，李欣，郭彬程，杨智

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

2018年中国的石油对外依存度已达70%以上，伴随国民经济发展，石油对外依存度可能还会进一步攀升，亟需加大国内石油安全供应。然而，国内大多数已开发主力油田陆续进入产量递减期；近年大量新增储量品质变差，采收率偏低，单井产量低，稳产期短。中国石油稳产难度已经很大，上产难度更大，亟待找到有规模的重大接替资源，从根本上解决中国原油稳产乃至上产的资源保障问题[1-6]。中国陆相页岩油资源潜力巨大，在搞清页岩油富集机理、分布特征与开采方式以及技术取得突破基础上，页岩油会是今后相当长一个时期获取稳定石油和天然气产量的重要领域，将对中国原油自给供应的长期安全形成重大支撑[1,3]。

陆相页岩油领域的地质认识、勘探靶区选择、评价依据、技术与勘探对策等与传统油气勘探差别很大，尚有较大不确定性。目前业界对页岩油概念与内涵的理解，以及对页岩油与致密油关系的表述较多，差异较大。有些观点既有交叉又有冲突，极易造成误导，影响陆相页岩油革命进程的顺利发展。如不及时予以明确，不排除因误导而多走弯路的可能性。为此，笔者及研究团队围绕中国陆相页岩油基本类型、地质特征、资源潜力、勘探地位及不同类型页岩油评价标准，以及页岩油与致密油关系和边界等展开讨论，提出观点和建议，以期为即将到来的页岩油革命提供借鉴。

1 陆相页岩油内涵及与北美海相页岩油的差异

1.1 陆相页岩油的内涵

陆相页岩油是指埋藏深度大于 300 m、Ro值大于0.5%的陆相富有机质页岩层系中赋存的液态石油烃和多类有机物的统称，包括地下已经形成的石油烃、各类沥青物和尚未热降解转化的固体有机质。页岩油不同于油页岩油，后者是指埋藏深度小于300 m、含有丰度极高的尚未转化为液态石油烃的有机质页岩层，其中多数有机物以固态形式存在（见图1）。

有机质成熟度对陆相页岩油资源的形成具重要控制作用[7]。随着热演化程度增加，页岩中的有机质会发生降解，逐步向油气转化，烃类数量呈先增后减变化，形成液态“石油窗”，进而随温度升高，液态烃发生热裂解向天然气转化[1,7-10]。传统有机质生烃模式主要是针对常规油气藏勘探开发提出的，页岩油气的赋存状态与常规油气相比存在很大差别，为了更适合于页岩油气赋存状态和勘探开发的需要，本文根据资源类型对成熟度阶段进行了重新定义，按成熟度演化阶段划分不同类型页岩油分布段：①Ro值小于0.5%为有机质固态分布段，是油页岩赋存窗口；②Ro值为0.5%～1.0%是滞留液态烃、多类沥青物排出烃和未转化有机质共存段，是中低成熟度页岩油主要赋存窗口，该阶段滞留页岩中的液态烃数量因页岩厚度不同，及与围岩储集层段组合关系不同而有较大变化，滞留量最高可达40%～60%[8-9,11]，未转化有机质可达 40%～80%；③Ro值为1.0%～1.6%是液态烃大量生成阶段，一般油质较轻、气油比较高，是中高成熟度页岩油主要赋存窗口；④Ro值大于1.6%是液态烃大量裂解和天然气大量生成阶段，是页岩气主要赋存区（见图1）。

图1 陆相页岩Ⅰ型、Ⅱ1型有机质生、排、滞留油模式（据文献[1]修改）

1.2 与北美海相页岩油的差异

中国陆相页岩油与北美海相页岩油在含义、发育环境、地质特征、部分开采方式与评价标准等方面均有差异。北美页岩油主要发育于海相页岩层系中，多为与富有机质页岩间互发育的碎屑岩、碳酸盐岩和泥页岩致密储集层中赋存的烃类，主要通过水平井和体积改造方式进行开发生产[10-16]。北美海相页岩油具有以下特征（见表1）：①油层连续性好、厚度相对较大；②所处热成熟度窗口偏高（Ro值为 1.0%～1.7%），油质轻（密度为 0.77～0.79 g/cm3），气油比高（一般为50～300 m3/m3）；③TOC值普遍较高（平均值多为3%～5%），油层多存在异常高压，压力系数为1.3～1.8；④储集层平均孔隙度较高，一般为8%～10%；⑤单井初始产量高（一般为30～60 t/d），单井累计采出量高（大于4×104t）。中国陆相页岩油分中低成熟度和中高成熟度两大类，前者在内涵、开采方式、开采技术与评价标准上，不仅与美国的页岩油不同，与中国的中高成熟度页岩油也不同，所以不具可比性。中高成熟度页岩油因地质特征、开采方式与核心技术等与美国页岩油大致相当，可以进行对比。但应指出，本文讨论的页岩油不包含致密油，所以从沉积岩性组合与环境看，与北美页岩油差异也很大。中国中高成熟度页岩油厚度相对较小，所处热成熟度窗口以中低为主（Ro值为0.5%～1.1%，主体为 0.75%～1.00%），所以油质偏重（密度多大于0.85 g/cm3），气油比低（小于100 m3/m3，主体为20～60 m3/m3），烃源岩TOC值变化较大，多数偏低（2%～3%）；单井初始产量变化较大，单井累计采出量相对较小。由于目前生产时间较短，最终单井累计采出量还难于统计。本文设定布伦特油价为55美元/bbl来计算各页岩油试采区要达到商业开发条件单井累计采出量必须达到的最低值（见表 1）。从目前有限井试采一年或更长的情况看，单井累计采出量普遍不高，将是影响陆相中高成熟度页岩油是否具备规模开采的重要因素。总体看，北美海相页岩油厚度较大，油层连续性较好，处于轻质油—凝析油窗口，气油比较高，具有较高的地层能量，依靠水平井和压裂技术，单井可实现较高初产、较高累产以及平台式工厂化作业生产，可以快速实现规模建产，效益比较好[14]。中国陆相页岩油储集层横向分布变化大，热演化程度偏低，加之陆相原油含蜡量偏高和油层厚度偏小，在地层能量、单井日产与单井累计采出量等方面存在先天不足。所以，甜点区（段）评价和选择难度较大，未来发展规模尚有较大不确定性。

表1 中高成熟度海相、陆相页岩油地质条件与经济性对比表

2 陆相页岩油的基本类型、地质特征与典型实例

2.1 基本类型与地质特征

陆相页岩油的资源潜力主要取决于陆相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液态烃的数量。因此，陆相页岩油类型的划分主要依据有机质丰度和成熟度这两个参数，可划分为中低成熟度页岩油和中高成熟度页岩油两大类型（见图1），二者地质特征明显不同（见表2）。

表2 中国陆相页岩油分类与特征对比表

2.1.1 中低成熟度页岩油的基本特征

中低成熟度页岩油具有可转化资源潜力巨大、滞留液态烃油质偏稠、可动油比例偏低、固体有机物占比较高、常规压裂改造技术难以实现商业开发等特征（见表3）。有机质热成熟度不高，Ro值多小于1.0%。与中高成熟度页岩油在成熟度的上限划分有交叉，具体情况可根据研究区确定。如果一个探区页岩油以中高成熟度为主，则成熟度上限可适当向低值区移动，具体应以原油地下流动能力和单井累计采出量来决定，上限可以取0.9%，不宜太低。中低成熟度页岩油以重质油、沥青和尚未转化的有机质为主，靠水平井和压裂技术难以获得经济产量，必须采用地下原位加热转化技术才能获得经济产量。有机质含量一般大于6%，主体丰度宜在8%～12%，而且越高越好，以保证有足够多液态烃和多类有机物残留，以满足地下原位加热时有足够多的烃类生成。有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，以保证加热条件下向液态烃转化更容易，且数量足够大。页岩储集空间较小，孔隙度多数小于3%，有机孔不发育，主要为黏土矿物晶间孔、碎屑矿物粒间孔、层理缝、微裂缝等（见图2a1、图2b1、图2c1）。地层塑性大、脆性矿物含量少，人工压裂改造技术难以形成有效的流动通道。

表3 中国主要含油气盆地陆相中低成熟度页岩油特征参数表

图2 中低成熟度和中高成熟度条件下页岩热模拟微观照片对比[17]（a系列为不规则有机质，内部发育裂缝；b系列为块状有机质，内部不发育裂缝；c系列为富有机质页岩热模拟模式图）

2.1.2 中高成熟度页岩油的基本特征

中高成熟度页岩油具有以成熟的液态石油烃为主、油质较轻、可动油比例较高、地质资源潜力较大但可采资源总量不确定性较高、依靠常规水平井和压裂技术可开发动用等特征（见表2）。有机质热演化程度较高，Ro值多大于1.0%，以1.0%～1.4%为最佳。在确定一个探区页岩油的主发育类型后，中高成熟度页岩油Ro值的上限可以调整至 0.8%～0.9%，但不宜太低，以免油质偏重，加之气油比低，影响原油地下流动性，直接影响单井日产量和累计采出量。页岩层系储集空间较小，孔隙度以 5%～8%为主，高值可达10%～15%，但占比相对较小。液态烃多赋存于页岩的页理、生烃增压缝、构造缝以及建设性成岩作用形成的次生孔隙中（见图2a2、图2b2、图2c2），TOC值一般大于2%。以中质—轻质油为主，保存条件较好情况下的气油比相对较高、可流动性较好、地层压力系数多大于1.2。脆性矿物含量较高，依靠水平井和体积压裂技术可实现经济开发。中高成熟度页岩油是否具有经济性应从 3个方面评价：①单井产量应高于单井最小经济日产量下限标准；②在不同油价条件下，单井累计采出量应大于最小累计经济采出量；③分布面积和地质储量要达到一定规模，以保证一旦投入建产，能形成最小规模产量并能支撑足够长时间的稳产。很显然，只能在有限井形成经济产量、而无法实现规模建产和较长时间稳产的页岩油发现，一般很难投入生产建设。

2.2 典型实例

中国已发现的陆相页岩油层系集中分布在三叠系、白垩系和古近系。其中，中西部地区准噶尔、鄂尔多斯、四川、三塘湖等盆地陆相页岩油主要分布在二叠系、三叠系和侏罗系；东部松辽盆地陆相页岩油主要分布在白垩系；柴达木和渤海湾盆地陆相页岩油主要分布在古近系[17-29]。

2.2.1 沧东凹陷古近系孔店组二段

沧东凹陷是渤海湾盆地富油凹陷之一，古近系孔店组二段（简称孔二段）是页岩油主要发育段，以中等成熟度页岩油为主。孔二段沉积期，沧东凹陷处于亚热带半干旱—潮湿环境，发育内陆封闭咸水湖盆，粗碎屑供给少，湖盆中部是半深湖亚相富有机质页岩发育区，面积为430 km2，厚度为50～300 m。孔二段在纵向上分为 4个小层，富有机质页岩主要分布在上部 3个小层，岩性为碎屑岩、混积岩和碳酸盐岩，可识别出长英质页岩、云灰质页岩、白云质页岩与混合质页岩等。TOC值为1.5%～3.5%，干酪根类型主要为Ⅱ1—Ⅱ2型，Ro值为0.5%～1.1%。储集空间以页理缝、微孔和多类裂缝为主，孔隙度主体为 3%～7%，空气渗透率主体小于 1×10-3μm2。脆性矿物含量为 50%～80%。地层流体压力以常压—弱超压为主，含油饱和度为30%～70%，原油密度多为0.86～0.89 g/cm3，整体上地层条件下流动性较差。该区已有两口水平井在试采，试采时间最长的井是官1702H井，该井从2018年5月28日开始试采，至今已超过1年，累计采出原油7 983 t，累计产气 45.5×104m3[28-29]（见图3）。根据目前递减趋势，预计该井累计采出油量可达2.65×104t，经济性处于盈利和非盈利边界附近，需要通过降低成本或提高累计采出量才可能实现规模开发。

2.2.2 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部沙丘河—奇台隆起区，在侏罗纪末—白垩纪末曾发生强烈抬升，导致地层大量剥蚀。尽管页岩油发育于二叠系芦草沟组，但原油热成熟度并不高，这可能是该区页岩油实现经济开发的重要制约因素。吉木萨尔凹陷中二叠世为近海湖泊环境，间歇性海水注入使湖泊生物群体死亡，有利于有机质富集保存，凹陷中心是半深湖亚相富有机质页岩发育区，面积 1 086 km2，厚度为 50～160 m[19]。芦草沟组在纵向上分为 6个层段，富有机质页岩主要发育在“上甜点段”和“下甜点段”。岩性为泥页岩、碳酸盐岩和粉细砂岩，夹泥灰岩和凝灰岩。TOC值多大于3.5%，Ⅱ型干酪根为主，Ro值为0.6%～1.1%。发育溶孔、晶间孔、层理缝、微裂缝。孔隙度主体为6%～14%，空气渗透率多小于0.1×10-3μm2，含油饱和度为 80%～90%，脆性矿物含量在 85%以上，以常压—弱超压为主，原油密度平均为0.88～0.92 g/cm3，整体上地层条件下的原油流动性较差。目前该区已有试采井15口，累计试采超过一年的井共9口，单井累计采油1 110～20 343 t，其中试采时间最长的吉172H井，单井初期日产69.5 t，已经试采5年多，累计采出油量2.03×104t。根据投入产出关系计算，该区页岩油在布伦特油价55美元/bbl条件下，埋深在3 800 m以浅的地区单井累计采出量需大于3.5×104t，埋深在3 800 m以深的地区单井累计采出量需达到（3.8～4.2）×104t。总体看，经济性是决定吉木萨尔凹陷页岩油能否投入规模开发的关键。

2.2.3 鄂尔多斯盆地三叠系延长组

图3 渤海湾盆地沧东凹陷官1702H井试采曲线

鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育中低成熟度页岩油为主，中高成熟度页岩油为辅。不论从发育条件还是资源规模看，都是中国页岩油地下原位转化最有潜力和最具代表性的地区。晚三叠世延长组沉积期，湖盆水域宽阔，在延长组7段（简称长7段）沉积期发育了一套半深湖—深湖相黑色页岩、暗色泥岩，呈北西—南东向展布，面积约5×104km2。其中，黑色页岩主要发育在长7段底部，连续厚度大，一般为30～60 m，最厚可达130 m[17-18]。TOC值为6%～38%，平均值为13%，Ro值为0.7%～1.1%，平均生烃强度为560×104t/km2，总有效生烃量约1 300×108t。经排烃以后，仍有巨量的液态石油烃滞留在页岩层内。页岩孔隙度主体为2%～3%，含油饱和度70%～90%，脆性矿物含量 40%左右。页岩页理、砂质纹层和显微纹层发育，页岩油主要赋存于片状层理面或与之平行的微裂缝中。地层压力系数为 0.6～0.8，原油密度 0.84～0.86 g/cm3。中国石油已经决定在鄂尔多斯盆地选择靶区开展中低成熟度页岩油地下原位加热转化先导试验，如获突破，将会给中低成熟度页岩油商业开发带来巨大推动作用，也必将成为中国陆相页岩油革命的先驱。

3 不同类型陆相页岩油资源潜力与勘探地位

陆相页岩油是中国石油勘探从“源外”进入“源内”以后，最具发展潜力的非常规油气资源类型，是中国陆上最具战略性的接替资源[7]。根据原位转化热模拟实验产出油气量[1]、中国主要含油气盆地中符合页岩油原位转化的页岩TOC值、Ro值和滞留油量[1]分布数据，中国石油勘探开发研究院评价中国中低成熟度页岩油技术可采资源量约为（700～900）×108t；中高成熟度页岩油因试采井较少，试采时间较短，尚难评估页岩油经济可采资源总量。初步估算，依靠水平井和体积改造技术，中国中高成熟度页岩油地质资源量约100×108t。

中低成熟度陆相页岩油虽然在中国陆上主要含油气盆地均有分布，但资源主体分布在鄂尔多斯、松辽和准噶尔 3大盆地。现有的实验室分析数据和国外已进行的先导试验结果显示，通过地下原位加热转化，可以将页岩中的石油烃、多类沥青和固体有机物大规模转化为轻质油、凝析油和天然气，同时在页岩层中产生主要沿页理发育的缝网系统和超压，从而在页岩内部形成人工有效排烃驱替系统，最终获得高品质原油。原位加热转化页岩油，可实现从高能耗、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。

适合地下原位转化的富有机质页岩，需要具备以下条件：页岩集中段TOC值一般为6%～8%或更高，Ro值为0.5%～1.0%，页岩段厚度大于15 m，埋深小于3 000 m，面积大于50 km2，页岩段顶底板封闭性好，地层含水率小于5%[1,30]。初步评价油价60～65 美元/bbl条件下，中低成熟度陆相页岩油经济可采资源量约为（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为（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，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60～65 美元/bbl条件下，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；松辽盆地白垩系嫩江组一段是页岩油原位转化的重要层段，页岩有机质丰度较高，热演化程度较低，具有比鄂尔多斯盆地上三叠统延长组 7段更高的氢指数，地下原位转化潜力值得高度重视（见图4、图5）。借用鄂尔多斯盆地长 7段页岩热模拟结果进行潜力评价，松辽盆地嫩江组一段页岩原位转化石油技术可采资源量为（120～150）×108t、天然气技术可采资源量为（9～10）×1012m3。在油价60～65 美元/bbl条件下，经济可采资源量至少在（20～25）×108t[1]。

应该指出，要实现中国中低成熟度页岩油商业开采的技术突破，还面临一些科学问题亟待解决：①富有机质页岩形成与分布机理，如高TOC值页岩段沉积古环境学特征与生物过度繁盛控制因素不明，富有机质页岩页理形成的机理与控制因素待落实，富有机质页岩层内有机质类型分布及非均质性分布控制因素与环境学响应不清等；②原位转化的动力学机制及最佳转化条件，如热转化条件下有机质与无机矿物间相互作用及动力与阻力消长关系待明确，页岩有机物转化的最佳物理化学窗口与转化条件等需研究；③工程技术问题的解决方法有待于进一步探索，如千米级地下加热高恒温控制技术及稳定性待攻关，电加热管材料与制造技术需探索，小井眼与小井距（5～8 m）准确定位水平井钻井技术及控制系统需现场试验检验等。陆相中低成熟度页岩油能否进入商业开发周期，核心是以井组累计采出量能否形成商业规模、单井和井组产量规模是否有经济规模以及井下加热系统的耐久性是否支撑经济开采的最小时限为前提。应通过先导试验，攻关核心技术装备，形成自主知识产权的关键技术。同时，落实“甜点”区评价标准，并探索优化最佳工艺流程，以加快推进中国陆相页岩油革命尽早到来。

图4 松辽盆地白垩系嫩江组页岩综合柱状图（TOCt—实测TOC值；TOCc—计算TOC值）

图5 鄂尔多斯盆地三叠系长7段（a）和松辽盆地白垩系嫩一段（b）页岩地球化学参数比较

中高成熟度陆相页岩油主要分布在拥有较高地温场的中东部含油气盆地，主体在松辽、渤海湾等盆地。如前述，利用水平井和体积改造技术，可实现中高成熟度页岩油规模性开采。总体上，中国中高成熟度页岩油分布范围较小，埋藏深度较大，规模较为有限。初步估算，中高成熟度页岩油地质资源量约100×108t，经济可采资源尚待试采结果确认单井累计采出量是否可以达到经济门限后再定。

要实现中国陆相中高成熟度页岩油规模商业开采，还需要在选区条件和评价标准上进一步把严关口：①要在TOC值为3%～5%的页岩层系选择甜点和试采靶区，保证地层中有足够滞留烃量和较高的地层能量；②Ro值大于1.0%，气油比太低和油质偏重都不利于原油的地下流动性，会直接影响单井累计采出量；③油层单层厚度为5～10 m、累计厚度为25～30 m，保证单井控制储量的规模性和经济性；④单井产量和单井累计采出量均要达到经济门限。中国陆相中高成熟度页岩油要实现规模开发，尚面临一些科学技术问题亟待解决：①“甜点区”评价优选标准需要在试采中逐步建立；②储集层非均质性强，有利岩性岩相带的岩性组构特征、地球化学量化指标与测井响应参数需要边探索边明确；③针对中国陆相页岩油特点的井眼轨迹与储集层改造方案设计亟待优化；④页岩油总体流动性较差、单井产量低，低成本提高单井产量和累计采出量的工艺技术与开发方式需要创新。坚持“长水平井段、小井距、密切割、大规模体积改造”是目前主导技术方向。同时，需要积极探索沿水平层理分布的“页岩油直井、小井距、密切割、规模体积改造”方案的可行性，目标是提高单井产量和单井累计采出量，同时降低成本。

4 陆相页岩油与致密油的关系与边界

2018年5月1日国家颁布了致密油矿种和定义，界定储集在覆压基质渗透率小于或等于 0.1×10-3μm2的致密砂岩、致密碳酸盐岩或混积岩等致密储集层中的石油资源。页岩油是指产自于富有机质页岩层中的石油资源，包括地下已经形成的石油烃、沥青和尚未转化的有机质。页岩油与致密油存在两方面区别[1]：①烃类物质不同，页岩油包含已转化形成的石油烃、沥青物和未转化的固体有机质，是源内自生自储，而致密油全部是从邻近页岩地层中生成并排出的石油，是近源聚集；②天然储渗能力不同，页岩油储集层的孔渗相对较低，一般孔隙度小于3%，渗透率小于1×10-9μm2，致密油储集层的孔渗条件相对较高，孔隙度一般大于6%，多数在10%以上，渗透率一般小于1×10-3μm2。

陆相页岩油与致密油在相带分区、岩性组合与开采技术等方面存在明显差异：①沉积相边界不同，页岩油以发育于半深湖—深湖相为主，致密油主要发育于与烃源页岩毗邻接触的宽缓坳陷湖盆的浅湖—半深湖相区[31-32]和由重力流垮塌沉积形成的空间位置与页岩油相叠置的深湖—半深湖相区；②岩性边界清晰，静水环境形成的页岩层系中以页岩、泥质岩和化学沉积岩为主，富有机质页岩占比一般大于 70%，致密油储集层以牵引流和重力流形成的细粒碎屑岩及生物成因碳酸盐岩为主，非烃源岩占比一般大于 70%；③技术边界明确，中低成熟度页岩油关注页岩中滞留烃和未转化有机质两类物质，聚焦于滞留烃降黏、改质和有机物人工热转化，“地下炼厂”建造是中低成熟度、富有机质页岩油地下原位开采的重要技术路线。中高成熟度页岩油和致密油开发则关注致密储集层中已聚集的可动液态烃数量、地层能量与原油品质等，聚焦于储集层物性条件与人工改造缝网系统的建造。总之，页岩油与致密油宜独立分列，不宜合二为一。

5 结论与建议

以成熟度控制陆相富有机质页岩生排烃演化阶段为基础，明确中国发育中低成熟度和中高成熟度页岩油两大类，其中中低成熟度页岩油是主体，初步评价技术可采资源量为（700～900）×108t；60～65美元/bbl条件下经济可采资源量约（200～250）×108t。一旦通过先导开发试验，地下原位转化配套技术与经济性开采过关，将带来陆相页岩油革命。中高成熟度页岩油地质资源量也较大，约100×108t，但技术与经济可采量则尚难确定，需通过试采落实单井日产、累计采出量与甜点区储量规模后，方能确定。

中国陆相中低成熟度页岩油在开采方式、使用技术和评价标准等方面有其特殊性，不能与中高成熟度页岩油对比。后者与北美海相页岩油也有很大差异，总体看，中国中高成熟度页岩油在油层连续性、厚度与分布规模、烃源岩成熟度、原油品质、气油比与地层压力等方面有先天不足。因此，在确定中高成熟度页岩油资源规模与资源经济性时，既要看单井日产量是否经济，更要看单井累计采出量是否经济。同时也要对资源规模给予足够关注，以保证最小有经济性规模的建产与支撑足够长时间的稳产。建议下一步选区评价要满足高有机质丰度、高热演化程度（Ro值大于1.0%）、高单井产量、高累计采出量这几个条件。

页岩油与致密油在相带分区、岩性组合及使用技术 3方面存在明显不同，可依据岩性组合与相带分布区分致密油与页岩油，将二者并行存立，独立划分。