宋 昊，蔣有錄，侯 帥，陳杏霞

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580；2.中國(guó)石化東北油氣分公司，吉林 長(zhǎng)春 130062)

0 引 言

異常壓力在油氣運(yùn)聚的過(guò)程中發(fā)揮了重要的作用，油氣成藏與異常壓力密切相關(guān)[1-2]。流體包裹體可記錄油氣運(yùn)移聚集的時(shí)間和期次，反映原始流體的性質(zhì)、組分、理化條件等，烴類包裹體捕獲壓力可以反映成藏期時(shí)的地層古壓力，進(jìn)而揭示成藏期地層壓力對(duì)油氣成藏的影響[3]。目前，流體包裹體研究主要被用于碎屑巖和碳酸鹽巖油氣藏，火山巖中流體包裹體主要被用于成藏期次的厘定，對(duì)于古壓力的恢復(fù)研究較少，利用包裹體恢復(fù)地層古壓力對(duì)火山巖油氣藏成藏動(dòng)力研究具有重要意義。龍鳳山地區(qū)下白堊統(tǒng)油氣資源豐富，但前人對(duì)地層壓力研究程度較低，地層壓力特征與油氣成藏的關(guān)系不明。隨著勘探開(kāi)發(fā)的不斷深入，油氣勘探的重點(diǎn)逐步轉(zhuǎn)向火山巖地層。因此，通過(guò)研究龍鳳山地區(qū)下白堊統(tǒng)地層壓力特征，綜合分析沙河子組超壓成因，并采用包裹體均一溫度-鹽度法和盆地模擬法恢復(fù)研究區(qū)古壓力演化過(guò)程，明確地層壓力演化對(duì)火石嶺組火山巖油氣成藏的影響。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

長(zhǎng)嶺斷陷位于松遼盆地中央斷陷區(qū)南部，是在中生代變質(zhì)巖基底上發(fā)育的斷坳疊置的火山巖、碎屑巖盆地，斷陷層面積約為7 240 km2，為松遼盆地規(guī)模最大的斷陷之一[4]。

龍鳳山地區(qū)位于長(zhǎng)嶺斷陷的南部，面積約為300 km2，是在西部拆離斷層控制下發(fā)育的北西斷、南東超的大型鼻狀構(gòu)造。龍鳳山地區(qū)經(jīng)歷了早白堊世火石嶺組—營(yíng)城組斷陷期、登婁庫(kù)組斷坳轉(zhuǎn)換期、泉頭組—白堊紀(jì)末坳陷期和白堊紀(jì)末期之后的構(gòu)造反轉(zhuǎn)期4個(gè)演化階段，自下而上充填了火石嶺組、沙河子組、營(yíng)城組、登婁庫(kù)組等地層(圖1)。根據(jù)構(gòu)造差異性，研究區(qū)可劃分為西部構(gòu)造帶、東南緩坡帶和北部洼陷帶[4]。沙河子組發(fā)育的大套泥巖為研究區(qū)主要的烴源巖層系，營(yíng)城組碎屑巖和火石嶺組火山巖為主要的儲(chǔ)集層，不同構(gòu)造位置油氣富集程度差異較大，油氣主要于東南緩坡帶中成藏。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造分區(qū)及地層發(fā)育情況Fig.1 The tectonic division and stratigraphic development in the study area

2 現(xiàn)今地層壓力特征和成因

2.1 現(xiàn)今地層壓力特征

關(guān)于異常壓力的分類，不同學(xué)者曾提出多種方案。參考前人對(duì)中國(guó)東部盆地地層壓力研究的分類[1]，結(jié)合研究區(qū)實(shí)際地層壓力特征，將地層壓力劃分為負(fù)壓(地層壓力系數(shù)小于0.90)、常壓(地層壓力系數(shù)為0.90～1.10)、超壓(地層壓力系數(shù)大于1.10)3種基本類型。

鉆桿測(cè)試(MFE)獲得的地層壓力數(shù)據(jù)是反映地下流體壓力信息較為準(zhǔn)確的資料。但由于地層滲透性較低、關(guān)井恢復(fù)時(shí)間較短、地層遭受污染等原因，使得MFE測(cè)試壓力數(shù)據(jù)不能代表真實(shí)的原始地層壓力，一般會(huì)出現(xiàn)測(cè)試值偏低的現(xiàn)象[5-6]。研究區(qū)火石嶺組和營(yíng)城組地層壓力系數(shù)為0.78～0.96，所測(cè)得的低壓受到地層滲透性低、關(guān)井恢復(fù)時(shí)間較短的影響，因而實(shí)際地層壓力應(yīng)比測(cè)試數(shù)據(jù)略高。研究區(qū)地層壓力縱向上為常壓-超壓-常壓結(jié)構(gòu)，火石嶺組和營(yíng)城組為常壓，沙河子組地層為超壓，壓力系數(shù)在1.20左右；地層壓力在不同構(gòu)造帶、不同深度具有較大差異，實(shí)測(cè)壓力數(shù)據(jù)和聲波時(shí)差測(cè)井顯示，沙河子組超壓主要發(fā)育在北部洼陷帶中，地層壓力系數(shù)由洼陷帶向四周(西部構(gòu)造帶和東部緩坡帶)逐漸減小，過(guò)渡為常壓，而火石嶺組和營(yíng)城組地層壓力在研究區(qū)范圍內(nèi)均為常壓。

2.2 超壓成因分析

超壓的成因主要可以分為4類：不均衡壓實(shí)、流體膨脹、構(gòu)造擠壓和壓力傳遞[5]。能夠形成大規(guī)模超壓的成因一般有2種：不均衡壓實(shí)成因和流體膨脹中的生烴增壓成因[2]。

不均衡壓實(shí)形成的超壓通常產(chǎn)生于快速沉積的細(xì)粒沉積物中，由于較快的沉降速率導(dǎo)致孔隙水無(wú)法排出而產(chǎn)生異常高壓。根據(jù)前人的研究可知，欠壓實(shí)成因超壓地層沉積速率至少超過(guò)200 m/Ma[6]。研究區(qū)最大沉積速率出現(xiàn)在營(yíng)城組Ⅲ砂組沉積時(shí)期，約為177 m/Ma，而沙河子組沉積時(shí)期最大沉積速率為110 m/Ma左右[7]，均無(wú)法達(dá)到欠壓實(shí)成因超壓形成的最低沉積速率。

生烴增壓是由于油氣生成(特別是天然氣的生成)造成孔隙流體膨脹，進(jìn)而導(dǎo)致孔隙流體壓力增大。研究區(qū)沙河子組泥巖埋深大多在3 000 m以上，北部洼陷帶埋深大于4 000 m，北2井沙河子組地層實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率達(dá)到1.8%，北部洼陷帶沙河子組烴源巖在泉頭組沉積時(shí)期就已經(jīng)達(dá)到高成熟階段[8]，具備大量生氣形成異常高壓的條件。研究區(qū)聲波時(shí)差異常段主要集中在沙河子組泥巖層段，而在沉積速率最大的營(yíng)城組并未出現(xiàn)聲波時(shí)差異常，超壓段與主要生烴層系匹配關(guān)系較好，因此初步判斷研究區(qū)超壓成因?yàn)樯鸁N增壓導(dǎo)致。

2.2.1 測(cè)井曲線組合分析法

目前，超壓成因的測(cè)井識(shí)別方法可歸納為測(cè)井曲線組合分析法、加載-卸載曲線法、孔隙度對(duì)比法、壓力計(jì)算反推法等[5，9-11]。各類成因地層超壓的形成過(guò)程中會(huì)引起巖石孔隙結(jié)構(gòu)的不同變化，因而超壓的成因判識(shí)可以結(jié)合相關(guān)的巖石物理參數(shù)。聲波時(shí)差和電阻率測(cè)井參數(shù)可以反映巖石的傳導(dǎo)屬性，對(duì)孔縫中流體連通性的變化較為敏感；而密度測(cè)井參數(shù)可以反映巖石的體積屬性，對(duì)巖石的物性改變較為敏感。因此，聲波時(shí)差、電阻率和密度測(cè)井曲線組合法是最為基本的超壓成因判別方法[5]。此外，測(cè)井曲線組合法和聲波速度-密度交會(huì)圖法不受研究區(qū)實(shí)測(cè)地層壓力點(diǎn)較少的限制，可以有效地識(shí)別超壓成因。

以研究區(qū)北部洼陷帶北2井為例(圖2)，隨著地層埋深的增大，聲波時(shí)差逐漸減小，電阻率和密度不斷增大，這是由于地層遭受正常壓實(shí)作用，孔隙度降低，連通性變差，3種測(cè)井曲線表現(xiàn)為正常壓實(shí)趨勢(shì)。隨埋深的繼續(xù)增大，地層壓力由常壓過(guò)渡為超壓，聲波時(shí)差不斷增大，電阻率增大，密度略有減小，均表現(xiàn)為偏離正常壓實(shí)曲線的現(xiàn)象，這說(shuō)明巖石傳導(dǎo)屬性發(fā)生了改變，流體連通性增強(qiáng)，孔隙流體中油氣含量增加，生烴膨脹造成了聲波時(shí)差和電阻率增大；密度略有減小，說(shuō)明巖石孔隙體積屬性基本不變，并無(wú)孔隙度異常的出現(xiàn)。即北2井沙河子組超壓所造成的巖石物理響應(yīng)偏離正常壓實(shí)趨勢(shì)主要是生烴膨脹所造成的，而不均衡壓實(shí)作用所導(dǎo)致的孔隙度異?，F(xiàn)象在測(cè)井參數(shù)上并未出現(xiàn)，因此可以判斷，研究區(qū)超壓是由于生烴增壓所導(dǎo)致的。

圖2 北部洼陷帶北2井測(cè)井曲線組合特征(箭頭指示測(cè)井參數(shù)偏離正常趨勢(shì)方向)Fig.2 The combination characteristics of logging curves of Well Bei 2 in northern subsag belt (The arrow indicates the direction of logging parameters deviating from the normal trend)

2.2.2 聲波速度-密度交會(huì)圖法

聲波速度-密度交會(huì)圖法根據(jù)聲波速度和密度測(cè)井所反映出地層巖石對(duì)于超壓的應(yīng)變特征，將地層的應(yīng)力-應(yīng)變關(guān)系分為加載曲線和卸載曲線2種類型，通過(guò)曲線的不同延伸方向判斷超壓的具體成因[5，10-11]。

當(dāng)巖石遭受正常壓實(shí)作用時(shí)，孔隙結(jié)構(gòu)變化導(dǎo)致聲波速度和密度增大，在聲波速度-密度交會(huì)圖上表現(xiàn)為加載曲線，該曲線隨深度增大指向聲波速度和密度均增大的方向。不均衡壓實(shí)是由于壓實(shí)作用停滯而存在異?？紫抖?，表現(xiàn)為隨著聲波速度減小，密度也隨之減小，因此，聲波速度-密度交會(huì)點(diǎn)落在加載曲線上，但方向與加載曲線相反。而生烴增壓和壓力傳遞作用不會(huì)造成孔隙度的明顯變化，只會(huì)造成巖石傳導(dǎo)屬性發(fā)生變化，聲波速度減小，而密度基本不變，在交會(huì)圖上表現(xiàn)為卸載曲線(圖3a)。

圖3 北部洼陷帶北2井聲波速度-密度交會(huì)圖Fig.3 The acoustic velocity-density crossplot of Well Bei 2 in northern subsag belt

研究區(qū)北2井沙河子組泥巖聲波速度-密度交會(huì)點(diǎn)并沒(méi)有落在加載曲線之上，而是表現(xiàn)為隨著聲波速度的減小，密度略有降低，在交會(huì)圖上表現(xiàn)為指向聲波速度減小方向的卸載趨勢(shì)。這是由于生烴增壓作用改變了地層的傳導(dǎo)屬性，流體膨脹產(chǎn)生了地層超壓，而對(duì)孔隙度影響較小(圖3b)。綜合測(cè)井曲線組合法和聲波速度-密度交會(huì)圖法可以確定研究區(qū)沙河子組超壓為生烴增壓成因。

3 古壓力演化

沉積盆地古壓力重建是油氣成藏研究的重要內(nèi)容之一。前人采取單一方法進(jìn)行古壓力的恢復(fù)時(shí)，往往僅考慮了單一因素造成的壓力變化，如流體包裹體法僅考慮流體充注時(shí)造成的壓力變化，僅能恢復(fù)單點(diǎn)的古壓力值，并不能恢復(fù)古壓力演化過(guò)程[12-13]。為克服這一缺陷，該研究在利用包裹體均一溫度-鹽度法恢復(fù)單點(diǎn)古壓力值的基礎(chǔ)上，結(jié)合盆地模擬技術(shù)，以期達(dá)到恢復(fù)研究區(qū)古壓力演化過(guò)程目的。

3.1 流體包裹體均一溫度-鹽度法

利用流體包裹體測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)計(jì)算地層壓力是恢復(fù)地層古壓力的常用方法之一[3，12]。根據(jù)Zhang等建立的溫壓關(guān)系的等容式，利用流體包裹體均一溫度、捕獲溫度、鹽度和古地層壓力之間的函數(shù)關(guān)系，通過(guò)實(shí)驗(yàn)測(cè)定包裹體均一溫度和鹽度，確定包裹體形成時(shí)的溫度，從而計(jì)算包裹體形成時(shí)的壓力，恢復(fù)地層古壓力[12-15]。流體包裹體捕獲壓力可由下式得到：

p=A1+A2T

(1)

A1=6.1×10-3+(2.383×10-1-a1)Th-(2.855×10-3+a2)Th2-(a3Th+a4Th2)m

(2)

A2=a1+a2Th+9.888×10-6Th2+(a3+a4Th)m

(3)

式中：p為古壓力，10-1MPa；T為捕獲溫度，℃；Th為包裹體的均一溫度，℃；m為鹽類物質(zhì)的量濃度，mol/m3，其與鹽度w(%)的換算公式為m=1 000w/[111(100-w)]；a1、a2、a3、a4為常數(shù)，對(duì)于CaCl2-H2O體系，a1=2.848×101，a2=-6.445×10-2，a3=-4.159×10-1，a4=7.438×10-3。

3.1.1 流體包裹體鏡下特征

選取不同構(gòu)造單元8口井30余張薄片進(jìn)行包裹體鏡下觀察，在鏡下觀察的基礎(chǔ)上，選取烴類包裹體伴生鹽水包裹體進(jìn)行均一溫度和鹽度的測(cè)定。

根據(jù)烴類包裹體相態(tài)、熒光顏色、賦存位置的差異，可將研究區(qū)的烴類包裹體分為2類：第1類為賦存于裂縫方解石充填物或長(zhǎng)石顆粒中的藍(lán)綠色單一液相包裹體(圖4a—d)，其形態(tài)通常為橢圓狀，長(zhǎng)軸一般小于1 μm，成群分布，包裹體成分為原油，對(duì)應(yīng)著較低的熱演化程度，推測(cè)為早期成藏的產(chǎn)物；第2類為賦存于石英顆粒表面或石英顆粒內(nèi)裂縫中液相或氣液兩相的藍(lán)白色包裹體(圖4e—h)，大多數(shù)為長(zhǎng)條狀或橢圓狀，少數(shù)為不規(guī)則多邊形，長(zhǎng)軸為5～10 μm，最大可達(dá)到15 μm，一般為定向排列，包裹體成分為原油和天然氣，對(duì)應(yīng)較高的熱演化程度，為晚期成藏的產(chǎn)物。

圖4 火石嶺組烴類流體包裹體鏡下特征Fig.4 The microscopic characteristics of hydrocarbon fluid inclusion in the Huoshiling Formation

3.1.2 包裹體測(cè)溫結(jié)果

烴類包裹體伴生鹽水包裹體均一溫度和冰點(diǎn)的測(cè)試結(jié)果表明：龍鳳山地區(qū)火石嶺組儲(chǔ)層烴類包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度為95.0～150.0 ℃。其中，藍(lán)綠色烴類包裹體伴生鹽水包裹體均一溫度峰值集中在95.0～110.0 ℃，藍(lán)白色烴類包裹體伴生鹽水包裹體均一溫度峰值集中在120.0～145.0 ℃。冰點(diǎn)溫度為-0.2～-19.6 ℃。按Bodnar冷凍溫度-鹽度換算法換算2期烴類包裹體伴生鹽水包裹體的鹽度[16]，可得鹽度為0.35%～22.17%，范圍跨度較大，主要分布區(qū)間為3.00%～12.00%和15.00%～20.00%，鹽度相對(duì)偏高。

包裹體鹽度和均一溫度顯示，早期捕獲的成熟度較低的藍(lán)綠色液相包裹體伴生的鹽水包裹體鹽度較低，后期捕獲的藍(lán)白色氣液兩相烴類包裹體伴生鹽水包裹體的均一溫度較高，對(duì)應(yīng)的鹽度值逐漸變大，且95.0～110.0 ℃和120.0～150.0 ℃之間存在明顯的溫度間斷，說(shuō)明存在2期油氣充注(圖5)。結(jié)合埋藏史圖劃分火石嶺組油氣成藏期次，火山巖油氣藏第1期成藏處于登婁庫(kù)組沉積時(shí)期，以原油充注為主；第2期成藏處于青山口組—明水組沉積時(shí)期，烴源巖熱演化程度升高，天然氣生成并充注于火山巖儲(chǔ)層中。

圖5 伴生鹽水包裹體均一溫度-鹽度交會(huì)圖Fig.5 The homogenization temperature-salinity crossplot of associated brine inclusion

3.2 盆地模擬法

應(yīng)用盆地模擬方法對(duì)古地層壓力進(jìn)行恢復(fù)主要是通過(guò)回剝的方法，將某一地層現(xiàn)今的地層厚度和地層壓力恢復(fù)到沉積時(shí)或埋藏中途某一時(shí)刻的地層厚度和地層壓力[12]。其關(guān)鍵在于建立的地質(zhì)模型與研究區(qū)的實(shí)際地質(zhì)情況是否吻合。此次研究以鏡質(zhì)體反射率、現(xiàn)今地層溫度、壓力等作為模擬校正的關(guān)鍵參數(shù)，經(jīng)過(guò)多次模擬得到研究區(qū)較為準(zhǔn)確的地層壓力演化史。將流體包裹體古壓力投影在疊合有壓力模擬結(jié)果的埋藏史圖上，再判斷投影位置的模擬壓力值與利用流體包裹體計(jì)算出的壓力值是否相等或相近，以對(duì)模擬的地層壓力演化結(jié)果進(jìn)行修正。

3.3 古壓力恢復(fù)結(jié)果

利用流體包裹體均一溫度-鹽度方法計(jì)算成藏期古壓力，研究區(qū)第1期成藏時(shí)生烴增壓可以產(chǎn)生10.00 MPa左右的剩余壓力；第2期成藏時(shí)北部洼陷帶古壓力最大，生烴增壓可以產(chǎn)生20.00 MPa的古剩余壓力，壓力系數(shù)可達(dá)1.50～1.60；東部緩坡帶古剩余壓力為15.00～17.00 MPa，古壓力系數(shù)為1.40～1.50；西部構(gòu)造帶距生烴中心較遠(yuǎn)，古剩余壓力為12.00～13.00 MPa，古壓力系數(shù)為1.40(表1)。

表1 包裹體均一溫度-鹽度法古壓力恢復(fù)結(jié)果Table 1 The results of paleopressure recovery by inclusion homogenization temperature-salinity method

結(jié)合2種方法恢復(fù)古壓力的結(jié)果，可將不同地質(zhì)歷史時(shí)期研究區(qū)的地層壓力演化和充注過(guò)程分為5個(gè)階段：①早期生烴增壓階段(117～105 Ma)；②壓力初次釋放階段(105～99 Ma)；③晚期生烴增壓階段(99～65 Ma)；④壓力再次釋放階段(65～35 Ma)；⑤壓力緩慢累積階段(35 Ma至今)。

以東南緩坡帶北213井為例(圖6)，隨地層埋深的逐漸增大，沙河子組烴源巖于登婁庫(kù)組沉積中期開(kāi)始生烴，此時(shí)烴源巖成熟度較低，少量生油，可產(chǎn)生10.00 MPa左右的古剩余壓力；登婁庫(kù)組末期地層剝蝕導(dǎo)致地層壓力不斷下降，古地層壓力接近于常壓；隨著地層埋深進(jìn)一步增大，烴源巖成熟度逐漸增大，青山口組—明水組沉積時(shí)期大量生氣導(dǎo)致地層壓力迅速上升；新生代大規(guī)模的構(gòu)造抬升后，地層壓力大幅降低，而后地層緩慢沉降，地層壓力逐漸趨于常壓。此外，火石嶺組火山巖地層不具備生烴增壓的條件，但由于成藏時(shí)期油氣的大量充注形成了傳遞型超壓，因此，也具有較大的古剩余壓力，并且表現(xiàn)為距生烴洼陷越近的區(qū)域，古剩余壓力越高。

圖6 北213井埋藏史及古剩余壓力演化Fig.6 The burial history and paleo-residual pressure evolution of Well Bei 213

4 地層古壓力對(duì)油氣成藏的影響

成藏時(shí)期的異常高壓是油氣運(yùn)移的重要?jiǎng)恿Γ绊懹蜌獾倪\(yùn)移方向和聚集效率，對(duì)油氣成藏具有重要影響[12]。

第1期成藏發(fā)生在登婁庫(kù)組沉積時(shí)期(圖7a)，此時(shí)研究區(qū)內(nèi)沙河子組烴源巖熱演化程度均較低，少量生油，剩余壓力增量較小，古剩余壓力在10.00 MPa左右。該期油氣以近源充注為主，洼陷帶處烴源巖生烴增壓提供了油氣運(yùn)移的動(dòng)力，油氣運(yùn)移至火山巖頂部。

研究區(qū)大規(guī)模油氣充注即第2期成藏發(fā)生在青山口組—明水組沉積時(shí)期(圖7b)，此時(shí)北部洼陷帶沙河子組泥巖埋深大，熱演化程度高，鏡質(zhì)體反射率大于1.3%，天然氣大量生成，生烴膨脹作用導(dǎo)致北部洼陷帶古剩余壓力迅速增大，此時(shí)北部洼陷帶古壓力系數(shù)大于1.50，古剩余壓力超過(guò)20.00 MPa，這為油氣向東南緩坡帶和西部構(gòu)造帶運(yùn)移提供了充足的動(dòng)力條件，天然氣在超壓的驅(qū)動(dòng)下沿著古剩余壓力減小的方向大規(guī)模遠(yuǎn)源充注。東南緩坡帶緊鄰北部洼陷帶，油氣來(lái)源充足，且位于古剩余壓力下降最快的方向。洼陷帶內(nèi)生烴增壓形成過(guò)程中產(chǎn)生大量的酸性流體，經(jīng)過(guò)短距離運(yùn)移排入東南緩坡帶火山巖儲(chǔ)層中，從而產(chǎn)生次生孔隙[17-22]。與第1期成藏相比，東南緩坡帶火山巖油氣成藏的來(lái)源和動(dòng)力更為充足，生成的大量油氣在超壓的作用下沿?cái)鄬踊蝻L(fēng)化帶運(yùn)移，大規(guī)模充注于火山巖儲(chǔ)層中。西部構(gòu)造帶受登婁庫(kù)組末期構(gòu)造抬升的影響，周圍沙河子組烴源巖熱演化程度低，生烴能力不足，油氣主要為遠(yuǎn)源充注。與東南緩坡帶相比，西部構(gòu)造帶距離北部洼陷帶較遠(yuǎn)，古剩余壓力梯度較小，油氣運(yùn)移動(dòng)力不足，油氣富集程度低于東南緩坡帶。

圖7 不同成藏期古剩余壓力與油氣運(yùn)移Fig.7 The Paleo-residual pressure and hydrocarbon migration in different accumulation periods

研究區(qū)在第2期成藏之后又發(fā)生過(guò)一次全區(qū)范圍的大規(guī)模抬升，但此時(shí)斷裂已經(jīng)基本停止活動(dòng)，無(wú)法作為油氣大規(guī)模垂向運(yùn)移的通道，油氣藏幾乎沒(méi)有發(fā)生次生調(diào)整，得以較好地保存[3]。因此，認(rèn)為成藏期時(shí)的異常壓力控制油氣運(yùn)移與現(xiàn)今油氣分布特征。

5 結(jié) 論

(1)長(zhǎng)嶺斷陷龍鳳山地區(qū)沙河子組超壓主要發(fā)育在北部洼陷帶，現(xiàn)今地層壓力系數(shù)為1.20，古壓力系數(shù)最大可達(dá)1.58，綜合分析表明超壓為生烴增壓成因。

(2)研究區(qū)下白堊統(tǒng)地層古壓力可分為早期生烴增壓、壓力初次釋放、晚期生烴增壓、壓力再次釋放、壓力緩慢累積等演化階段?；鹕綆r油氣主成藏期古壓力系數(shù)為1.38～1.50，超壓主要來(lái)源于北部洼陷帶沙河子組泥巖的超壓傳遞。

(3)研究區(qū)沙河子組烴源巖生烴增壓產(chǎn)生的超壓是油氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿Α|南緩坡帶處于剩余地層壓力下降最快的方向，為油氣優(yōu)勢(shì)聚集區(qū)，油氣富集程度較高。