0 引言
国际通行的分类标准中，轻质油是指35<API<50的原油（对应原油相对密度范围约为0.78~0.85）。PETERS等［1］认为轻质油为35<API<45（对应原油相对密度约为0.80~0.85），凝析油为API>45（对应原油相对密度约为<0.80）。石油天然气行业标准《陆相烃源岩评价标准》（SY/T 5735—1995）认为原油相对密度范围介于0.805~0.87之间的为轻质油。不同国家和石油公司对原油相对密度的划分标准存在一些差异，在现实中并不完全机械地遵循这些标准，往往还会考虑定价基准等其他因素。在我国，轻质油一般指原油相对密度小于0.87的液态原油。根据我国凝析油密度统计数据显示，我国凝析油相对密度一般小于0.82，主要介于0.7~0.82之间。塔里木盆地海相凝析油密度有小部分高于0.82，介于0.82~0.85之间。需要特别说明的是凝析油和凝析气的区别。我们常说的凝析气实际上指的是凝析气藏，是针对“藏”的概念。凝析气藏是介于常规油藏与干气藏之间的特殊气藏。凝析气藏在原始地层温度下为气态，压力和温度下降气体逆凝结出现凝析油，形成气液两相，液态原油和天然气同时产出，其中产出的液态原油即为凝析油。凝析气藏在相图中处于临界温度和临界凝析温度之间。凝析油虽然属于轻质油，但是属于一种特殊的轻质油，特殊性主要表现在相态特殊，凝析油在原始地层条件下呈气态，而轻质油始终为液态。近年来，全国凝析气藏（田）、轻质油藏（田）发现接连不断，展示出凝析油、轻质油规模发展的前景。轻质油、凝析油作为未来增储上产的重要、优质能源，随着深层—超深层油气勘探与开发技术的提高以及我国能源安全的需要，深层—超深层凝析油的勘探将会越来越受到业内专家关注［2-5］。
我国深层地质条件非常复杂，埋藏深，高温高压，多期构造活动叠加，多套源岩，多期成藏，多期调整再分配等，凝析气藏的成因机制认识不清；轻质油由于低密度、易挥发性等特点，难以准确定量；轻质油在合适的温压条件下，在地下形成凝析气藏，深层的温压条件复杂，油气组分特征受热演化阶段、气侵、生物降解、运移等多种因素影响，变化规律复杂，导致相态预测困难。凝析油气研究存在多方面科学问题，笔者将分多篇文章对相关研究成果进行陈述，本文主要是梳理了凝析油勘探开发历史，然后根据凝析油探明储量数据，总结我国凝析油分布特征。鉴于深层、非常规油气储层类型多样，凝析气藏既有近源（或源内）成藏也存在远源（或源外）成藏模式；既存在海相凝析气藏，也存在陆相凝析气藏。最后在以往凝析气藏成因分类的基础上，细化了分类标准，建立了新的凝析气藏成因分类方案。
1 凝析油勘探开发历史
我国最早发现的凝析气藏是渤海湾盆地的板桥古潜山凝析气藏，发现于1973年。1977年发现的柯克亚高产凝析油气田是塔里木盆地最早发现的凝析油产区。1980—1985年，陆续发现了渤海湾盆地苏桥凝析气藏（1982年）、塔里木盆地塔北隆起上的雅克拉凝析气田。1990—2000年是凝析油的大发现时期［6-11］，塔里木盆地的牙哈、英买7，南海崖13-1，渤海湾的千米桥、乌马营潜山等凝析油气田（藏）陆续被发现，其中牙哈凝析油气田的凝析油目前仍保持30×104 t年产量。2000—2010年，我国超大规模的迪那2、塔中Ⅰ号凝析气田建成投产，之后的5年凝析油几乎没有大发现，直至2016年，渤中19-6-1开钻，于2019年发现首个中国东部千亿方高产大型凝析气田——太古界低潜山圈闭群［12］。2017年博孜9井开钻，2019年3月完钻，在博孜—大北区块又发现了一个千亿方级凝析气藏［13-14］。2018年库车坳陷秋里塔格构造带中秋1井在白垩系发现高产凝析油气，为千亿立方米级别的整装大型凝析气藏。2021—2023年，中国石化顺北油田连收13口初测日产千吨井，将在该地区增加凝析油资源量为8 800×104 t。
2 中国凝析油分布
根据2022年底自然资源部发布数据显示，中国凝析油探明地质储量约为7.1×108 t，凝析油气田（藏）共163个（图1），图1展示了我国典型凝析油气田（藏）的具体分布位置与探明储量。从图1可以看出，我国14个盆地有凝析油分布，涉及西部盆地、东部盆地、中部的四川盆地、东南部盆地。其中探明储量大于1 000×104 t的凝析油气田主要分布在塔里木盆地和渤海湾盆地。截至2022年底，凝析油探明储量数据显示（图2），塔里木盆地位居第一，渤海湾盆地位居第二，其次是四川盆地和南海地区。渤中19-6凝析气田的发现改变了中国以往凝析油主要分布在中国西部的格局，形成了中国目前东部和西部大型凝析油气田并存的分布特征。
图1 中国各大盆地凝析油气田（藏）分布（数据来源于自然资源部2022年底数据）Fig.1 Distribution map of condensate oil and gas fields in major basins of China （data from the Ministry of Natural Resources at the end of 2022） |
3 凝析气藏成因类型
表1 凝析气藏按凝析油含量划分Table 1 Condensate gas reservoirs are classified according to condensate content |
| 类型 | 凝析油含量/（g/m3） |
|---|---|
| 低含凝析油凝析气藏 | ~50<100 |
| 中含凝析油凝析气藏 | ~100<250 |
| 高含凝析油凝析气藏 | 250~600 |
| 特高含凝析油凝析气藏 | >600 |
随着深层油气勘探开发的持续推进，热演化程度更高，深层烃类分子相对较小，干酪根裂解、原油裂解等有机质多元复合现象普遍存在。对于原生型凝析气藏的认识，也需要与时俱进。本文对原生型凝析气藏的定义为，原生含义既包括干酪根直接裂解生成的油气，也包括原油（或沥青）二次裂解等生成的油气。在演化阶段上，原生型凝析气藏不仅仅是指高演化阶段的油气形成的凝析油。许多陆相盆地偏腐殖型或者腐殖型烃源岩，生成的原油主要以轻质油为主，在适宜温压条件下，也可形成凝析气藏。比如吐哈盆地凝析气藏，成藏模式主要以“原地生储、近源聚集”为主，原生型特征明显，但是烃源岩的有机质成熟度R O值多数小于1.0%，属于低熟—成熟演化阶段。所以原生型凝析气藏不仅包括由高演化阶段生成的轻质油所形成的凝析气藏，还包括低熟—成熟阶段形成的凝析气藏。上文提到的母源和形成阶段是原生型凝析气藏定义需要关注和重新认识的2项重要内容。需要特别关注的是，原生凝析气藏的源储关系问题。原生的含义主要是为了表明油气由母源生成后在适宜温压条件下形成，而不是经过气侵、生物改造等作用改变了油气的组成，所以原生型凝析气藏既可以是近源（或源内）聚集形成，也可以是沿着断裂带，运移至远离源岩的地层聚集成藏，这些都属于原生型凝析气藏的范畴。所以说原生型凝析气藏既可以是近源（源内）聚集成藏，也可以是源外（远源）聚集成藏。随着非常规页岩油气勘探新发现越来越多，像页岩油气这种自生自储型凝析气藏也会逐渐被发现。这种自生自储型凝析气藏既有陆相的页岩型凝析气藏（比如四川盆地下侏罗系凉高山组和自流井组凝析气藏、松辽古龙地区凝析气藏），也有海相自生自储型的凝析气藏（比如四川盆地的充探1井凝析气藏，储层为三叠系雷口坡组泥灰岩，油气源对比结果表明烃源岩也是这套泥灰岩，属于类似页岩的自生自储型成藏模式，原油密度为0.75~0.78 g/cm3，日产气为10.87×104 m3，日产油为47.044 t）。综上所述，除了自生自储型页岩凝析气藏与常规砂岩凝析气藏源储关系不同外，原生型凝析气藏也存在近源聚集和远源（源外）聚集，所以进一步考虑源储关系（近源、远源），根据成因类型对凝析气藏进行划分和指导凝析油勘探发现的意义重大，这对原生型凝析气藏定义的重新深入认识和界定也是非常重要。
海相或者陆相腐泥型烃源岩在低熟—成熟阶段，以大量生成正常原油和原油伴生气为主，目前这种低熟—成熟阶段的正常原油和原油伴生气直接聚集成藏形成的凝析气藏尚未见到公开报道。国内大量发现的正常原油油藏形成的凝析气藏，比如塔里木盆地塔中Ⅰ号凝析气藏，是早期（烃源岩成熟阶段）生成的正常油，在长期的构造演化过程中形成古油藏，古油藏后期有大量高成熟—过成熟天然气（包括晚期干酪根裂解气和原油裂解气）的生成和充注，经过气洗后形成储量规模较大的凝析气藏，这种凝析气藏属于气侵型次生凝析气藏。塔中Ⅰ号气侵型次生凝析气藏是塔里木台盆区海相凝析气藏的主要形成模式，已经得到许多学者的认可［4，6，24-28］。这种类型的凝析气藏，多以远源（源外）聚集为主。腐泥型烃源岩在高—过成熟阶段（R O=1.3%~2.0%），主要生成轻质油和天然气，轻质油和天然气在适宜温压条件下形成的凝析气藏为原生型凝析气藏（比如顺北53X凝析气藏，下文会做详细描述）。
3.1 中国凝析气藏成因新类型划分方案
根据目前已发现的凝析气藏类型，在凝析气藏成因类型划分为原生型和次生型两大类的基础上，根据源储关系又可以进一步划分为远源（源外）型和近源（源内）型2个亚类。根据烃源岩的有机质类型，可进一步划分为腐泥型、腐殖—腐泥型、腐泥—腐殖型和腐殖型。陆相偏腐殖型和腐殖型烃源岩主要以形成原生型凝析气藏为主。腐泥型有机质来源的油气既有原生型凝析气藏，也有次生型凝析气藏。次生型凝析气藏主要以气侵型为主，还包括运移分馏型和蒸发分馏型。
原生型凝析气藏是指干酪根（也包括原油、沥青等）在低熟—高过成熟演化阶段生成的轻质油和天然气在一定的温压条件下形成的凝析气藏。次生型凝析气藏是已形成的重油或正常油油藏经过气侵、运移分馏、蒸发分馏等次生作用改造在一定的温压条件下形成的凝析气藏。
远源（源外）型是指储层和烃源岩不同层，例如库车坳陷迪那2气田的凝析气藏，储层分布在古近系苏维依组与库姆格列木群，油气主要来源于侏罗系煤系源岩，混有三叠系煤系地层的天然气。而近源（源内）是指储层和烃源岩在同层（比如页岩油气这种自生自储型）或者烃源岩生成的油气经过短距离运移至同层孔渗条件较好的有效储层聚集成藏。从我国已发现的凝析气藏来看，海相成因的凝析气藏，以远源（源外）型为主，而近源（源内）型凝析气藏并不多。经项目组研究认为中国四川盆地的充探1井三叠系雷口坡组泥灰岩凝析气藏是近2年发现的国内极少数典型的海相近源（源内）原生型凝析气藏。加拿大西部Simonette区块海相Duvernay特高含和高含凝析油的页岩凝析气藏也属于这类［29］。尽管目前这类凝析气藏的发现相对较少，但随着勘探深度的增加，非常规页岩型凝析油气增储明显，这种近源（源内）型海相凝析油也是未来增储上产的重要领域。陆相凝析气藏以近源（源内）为主，断裂发育区也存在远源（源外）聚集成藏的陆相凝析气藏。
图4（b）为渤海湾盆地渤中19-6潜山凝析气藏的成藏模式示意图。渤中19-6位于渤中凹陷西南部近SN向构造带上，为千亿立方米级气田。渤中19-6凝析气藏主要赋存于太古宇潜山和孔店组中。根据该区的生产气油比主要分布在（1 023~1 439） m3/m3之间，结合地层流体PVT模拟实验，表明该地区深层烃类流体赋存相态为凝析气，且凝析油含量非常高［22］。该区凝析油与天然气属于同一套烃源岩在同一阶段生成的，均属于沙河街组烃源岩原生产物［31］。通过凝析油样品的地球化学分析表明，凝析油属于混合偏腐殖型高熟原油，油气主要是烃源岩在R O值介于1.4%~1.6%之间的演化阶段生成［27］。东营组泥岩为主要有效盖层，所以渤中19-6构造潜山凝析气藏类型为远源（源外）成藏/陆相腐泥腐殖/原生型凝析气藏。
图4（d）为准噶尔盆地西部莫北鼻凸构造上的石西16井区凝析气藏成藏模式示意图。该地区的凝析气藏主要层位为图中①处的石炭系储层内。石炭系油气藏类型以古潜山为主，储层主要为火山岩。上覆盖层为三叠系泥岩或致密砂岩。和渤海湾盆地渤中19-6凝析气藏成因类型相同，为新生古储型油气藏。根据近几年关于石西16地区石炭系油气源研究的结果［33-34］，石炭系储层的油气主要来源于二叠系风城组和乌尔禾组源岩，也有石炭系源岩的贡献。风城组烃源岩为典型湖相腐泥型烃源岩，乌尔禾组和石炭系烃源岩为偏腐殖型或腐殖型烃源岩。此类凝析气藏，源储不同层，烃源岩生成的轻质油气，在储层条件较好的石炭系聚集成藏，形成这种远源（源外）成藏/陆相腐泥腐殖/原生型凝析气藏。图4（d）中的凝析气藏②，储层为侏罗系。石西16井区侏罗系油气主要来源于深部油气向上调整和下乌尔禾组生成的轻质油气的充注［34］。从断裂发育情况看，断裂从石炭系向上贯穿了二叠系、三叠系、侏罗系，油气从下部的石炭系油气藏沿着断裂向上运移至侏罗系聚集成藏是可能的。所以对于凝析气藏②来说，虽然存在油气的二次运移，但是油气组分基本没有发生变化，和气侵和生物降解等因素导致油气组分发生分异后形成次生型凝析气藏机理完全不同，所以石西16井区的石炭系和侏罗系凝析气藏皆为原生型凝析气藏，又因源储均不同层，所以根据凝析气藏新成因类型的划分方案，凝析气藏①②均为远源（源外）成藏/陆相腐泥腐殖/原生型凝析气藏。
图4（f）为四川盆地川中充探1井凝析气藏成藏模式示意图。充探1井储层为中三叠统雷口坡组泥灰岩。泥灰岩富含有机质，TOC值大多介于0.6%~0.9%之间，为偏腐泥混合型有机质。根据项目组成员近两年的气源对比研究认为，充探1油气为湿气、不含H2S，与来源于须家河组源岩的川中磨溪和川西雷口坡组天然气（干气、含H2S）不同，充探1井的油气和页岩油气类似，属于自生自储型成藏模式，从而得出充探1凝析气藏为一种新的非常规天然气藏类型。其中凝析油对应的源岩来源于有机质成熟度为1.65%~1.86%凝析油气生成阶段；天然气为湿气，类型为油型气［36-37］。所以充探1凝析气藏为近源（源内）成藏/海相腐泥/原生型凝析气藏。
3.2 新成因类型下中国典型凝析油气田（藏）
在我国凝析油气田（藏）平面分布研究基础上，结合前人研究成果，按照前文提及的成因类型划分方案，系统梳理了我国凝析气藏的烃源岩、储层、盖层、成因类型及成藏特征（表2），并指出无论是从凝析油气田（藏）的个数还是探明储量来看，我国凝析油气均以原生型成因为主。数据显示，我国原生型凝析油的探明地质储量约占凝析油总探明地质储量的70%，次生型占比约为30%。远源（源外）聚集成藏型占比（约57%）要比近源（源内）聚集成藏的占比（43%）高。
表2 中国典型凝析油成因类型及成藏特征Table 2 Genetic types and reservoir formation characteristics of typical condensate oil in China |
| 盆地/地区 /气田 | 代表油气井（藏） | 成因类型 | 储层 | 烃源岩 | 源岩沉积环境 | 源岩有机质类型 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 塔中I号气田 | 塔中82、83、86、24、62、16、26；中古8、中古2等 | 远源（源外）/气侵次生型 | 奥陶系 | 寒武系玉尔吐斯组 | 海相 | II1型 |
| 轮古气田 | 轮古15、轮古34、轮南1、 轮南2、轮南46 | 远源（源外）/气侵次生型 | 奥陶系 | 寒武系玉尔吐斯组 | 海相 | II1型 |
| 塔北牙哈气田 | 牙哈2 | 远源（源外）/原生型 | 吉迪克组、古近系、白垩系 | 三叠系油， 侏罗系气 | 湖相或湖沼泽相 | Ⅲ+Ⅱ2型 |
| 库车迪那气田 | 迪那2气田（迪那22、 迪那102、迪那202） | 远源（源外）/原生型 | 古近系 | 侏罗系 | 湖相/沼泽相 | Ⅱ2—Ⅲ型 |
| 库车博孜—大北 | 博孜区块 | 远源（源外）/原生型 | 古近系、白垩系 | 侏罗系、三叠系 | 湖相 | II—Ⅲ型 |
| 准噶尔 | 玛河 | 近源（源内）/原生型 | 侏罗系 | 侏罗系 | 湖沼相 | II2—Ⅲ型 |
| 准噶尔 | 克拉美丽气田 （滴西10、滴西14、美8） | 近源（源内）/原生型 | 石炭系 | 石炭系 | 海陆交互相 | Ⅱ2—Ⅲ型 |
| 准噶尔 | 前哨2气藏 | 远源（源外）/原生型 | 侏罗系 | 二叠系— 下乌尔禾组 | 深水湖相 | Ⅰ—Ⅱ型 |
| 准噶尔 | 呼探1井区 | 远源（源外）/原生型 | 白垩系 | 侏罗系+二叠系 | 浅水湖沼泽相+深水湖相 | Ⅲ+Ⅰ— Ⅱ型 |
| 准噶尔 | 莫索湾油气田（莫10、莫101） | 远源（源外）/原生型 | 侏罗系 | 二叠系 | 深水湖相 | Ⅰ—Ⅱ型 |
| 准噶尔 | 呼图壁气田（呼2） | 远源（源外）/原生型 | 古近系 | 侏罗系 | 浅水湖沼泽相 | Ⅲ型 |
| 准噶尔 | 中佳气田（中佳1、2_H、7） | 近源（源内）/原生型 | 二叠系 | 二叠系 | 深水湖相 | Ⅰ—Ⅱ型 |
| 准噶尔 | 盆5气田 | 远源（源外）/原生型 | 侏罗系 | 二叠系 | 深水湖相 | Ⅰ—Ⅱ型 |
| 准噶尔 | 石西16井区 | 远源（源外）/原生型 | 石炭系 | 二叠系 | 深水湖相 | Ⅰ—Ⅱ型 |
| 准噶尔 | 阜东022井 | 近源（源内）/原生型 | 侏罗系 | 侏罗系 | 浅水湖沼泽相 | Ⅲ型 |
| 柴达木牛东 | 牛1 | 近源（源内）/原生型 | 侏罗系 | 侏罗系 | 湖沼相 | II—Ⅲ型 |
| 柴达木南八仙 | 仙中44井 | 远源（源外）/原生型 | 新近系 | 侏罗系 | 湖沼相 | II—Ⅲ型 |
| 渤海湾 | 渤中19-6 | 远源（源外）/原生型 | 太古界 | 古近系 | 湖相 | Ⅱ2—Ⅱ1型 |
| 四川 | 中坝 | 近源（源内）/原生型 | 三叠系 | 三叠系 | 湖沼相 | II—Ⅲ型 |
| 吐哈 | 葡北 | 近源（源内）/原生型 | 侏罗系 | 侏罗系 | 湖沼相 | II—Ⅲ型 |
| 珠江口 | 番禺30-1 | 远源（源外）/原生型 | 新近系 | 古近系 | 湖相/海陆过渡相 | Ⅰ/Ⅱ—Ⅲ型 |
| 琼东南 | 陵水13-2、陵水17-2 | 近源（源内）/远源（源外）原生型 | 新近系 | 古近系—新近系 | 海陆过渡相 | II—Ⅲ型 |
4 结论
（1）根据我国凝析油提交探明储量数据（截至2022年底），中国凝析油探明地质储量约为7.1×108
t，凝析油气田（藏）共163个，探明储量大于1 000×104 t的凝析气田主要分布在塔里木盆地和渤海湾盆地。从探明储量上看，塔里木盆地位居第一，渤海湾盆地位居第二，其次是四川盆地和南海地区。渤中19-6凝析气田的发现改变了中国以往凝析油主要分布在中国西部的格局，形成了中国目前东部和西部大型凝析油气田并存的分布特征。
（2）在前人将凝析气藏按照成因分类划分为原生型和次生型的基础上，进一步考虑了源储关系，将凝析气藏划分为远源（源外）聚集型和近源（源内）聚集型2个亚类。根据烃源岩的有机质类型，又可以划分为（海相或湖相）腐泥型、腐殖—腐泥型、腐泥—腐殖型和腐殖型4类凝析气藏。对于原生型凝析气藏的认识重新进行了定义：在生烃母质上，原生的含义不仅仅是指干酪根直接热解或裂解生成轻质油，还包括原油或沥青二次裂解生成轻质油，在适宜温压条件下聚集成藏的凝析气藏；在演化阶段上，原生型凝析气藏不仅仅是指高演化阶段生成的轻质油聚集成藏，陆相偏腐殖型或者腐殖型烃源岩在低—成熟阶段也主要生成轻质油，适宜温压下形成的凝析气藏也属于原生型。且原生凝析气藏可能是近源聚集形成的，也可能是沿着断裂带，运移至其他地层聚集成藏。
（3）根据建立的凝析气藏新成因类型，重新梳理了我国凝析气藏的烃源岩、储层、盖层、成因类型及成藏特征，陆相偏腐殖型烃源岩主要生成轻质油、气，以形成原生型凝析气藏为主。海相或湖相腐泥型烃源岩在高过成熟阶段生成轻质油、气，在适宜温压条件下聚集成藏形成原生型凝析气藏。海相或湖相腐泥型烃源岩在低—成熟阶段以生成正常油为主，正常油聚集形成的古油藏遭受气侵、运移分馏、蒸发分馏等次生作用，在适宜温压条件下以形成次生型凝析气藏为主。我国凝析气藏从个数或探明储量来看，均以原生型成因为主，我国原生型凝析油的探明地质储量约占凝析油总探明地质储量的70%，次生型占比约为30%。原生型和次生型凝析气藏均有近源（源内）聚集和远源（源外）聚集成因，从已探明地质储量上看，远源（源外）聚集成藏型占比（约57%）要比近源（源内）聚集成藏的占比（43%）高。
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