油气成藏动力学讲解.docx

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油气成藏动力学讲解

运用测井曲线预测压力以及超压与油气成藏的关系

摘要随着国内外油气勘探开发的不断深入，超压已成为当前石油地质学研究的热点领域。

本文综合总结前人的一些研究成果，对超压的成因，机制进行了分析，并对超压与油气成藏条件关系，超压对油气成藏过程影响，以及超压对油气分布的影响进行了阐述。

最后对超压研究一些现状问题以及对未来的研究趋势进行了小结。

关键词超压油气成藏条件油气成藏过程油气分布

0引言

随着国内外油气勘探开发的不断深入，超压已成为当前石油地质学研究的热点领域。

石油地质理论认为，地层超压的形成、发育、演化与油气藏关系密切，对油气藏各个成藏要素和过程都有显著影响（刘玉华，2011）。

因此在进行以油气藏为核心的成藏机理研究时，就必须研究超压的重要影响作用。

据统计，在世界范围内已知有180多个沉积盆地具有超压地层体系，占世界盆地的2/3，其中超压体系与油气分布有成因联系的约有160个沉积盆地。

在我国含油气盆地中，已发现29个地区具有超压，其中海域8个，陆地21个。

上世纪60年代初开始在四川盆地的超压层中寻找天然气，总结了一些超压与油气的经验关系。

70年代以后再东部陆地与海上许多含油气盆地中接连不断地发现超压层，以及许多与超压有关的油气田。

沉积盆地中超压研究已经成为盆地分析与研究中不可缺少的组成部分，在油气资源勘探与远景预测中起着越来越重要的作用。

超压分布特征：

1.超压区的形成常与烃类生成有关；2.超压区纵向分布范围很大，多分布于中深层（3000m以下），在我国从石炭系至新近系均有分布，以新生代为主；3.超压体系赋存于各种地质环境中，如我国东部的伸展盆地、转换——伸展盆地以及西部挤压型前陆盆地各部位，盆地类型不同，超压成因不同，埋藏深度各异但对油气都起着重要的控制作用。

4.超压区的地热梯度通常较高；5.超压是流体滞留引起的一种不平衡状态，控制其存在和分布的主要因素是渗透率及孔隙的可压缩性。

前人已对其定义、成因类型、及对油气成藏的影响做过极为详细的分析，因为超压不仅在油气生成、储层储集物性、超压封盖等方面起了重要作用，而且为烃类的运移提供了动力。

我们都知道，流体势定义为位能、动能与压能的加和，压能作为了流体势的一个重要的、不可分开的部分，而如果盆地存在超压，必然会影响其流体势能场，对储层孔隙流体的分布与重排起非常重要的作用，因此超压体系与相邻砂岩层的压差促使超压体系向外排烃运聚。

因此，搞清盆地中压力分布规律及其与油气的关系，对指导今后油气勘探的方向具有深远意义。

1.超压成因分析

沉积盆地中超压的形成往往是地质、物理、化学等多方面因素共同作用的结果，另外在超压不同的演化阶段中，引起超压的主导因素也可能是不断改变的（崔杰，2007）。

关于超压的成因机制，前人也已作出大量的分类，根据产生超压的过程，可以将超压的发育机理划分为三类:

1.1与应力有关的超压

与应力有关的生压过程，包括压实不均衡（垂向负载应力）和构造应力（侧向挤压）等；

1.欠压实作用

沉积物随着埋深增加，其孔隙度和渗透率逐渐降低，孔隙中的水则会缓慢排出。

当沉积岩的渗透率、埋藏速度和排水效率达到平衡时，为正常压实状态。

而当沉积岩埋藏速度过快，孔隙中的水来不及排出时，就会导致地层孔隙压力增大，为欠压实状态（王志站，2009）。

沉积物欠压实状态一般有以下两大特征：

（1）沉积物埋藏速度较快，且颗粒一般较细。

（2）超压带内的地层往往具备异常高的孔隙度。

主要发育于沉降沉积速率较高、充填岩性较细的新生代沉积盆地，国外典型的欠压实超压地区有意大利的Adriatic盆地、哈萨克斯坦的SouthCaspian盆地、尼日利亚的Niger三角洲等，国内典型的欠压实超压地区有莺歌海盆地、西湖凹陷、歧口凹陷、泌阳凹陷等。

与同深度的常压相比，压实不均衡型超压通常具有高孔隙度与较低的密度。

2.构造挤压作用

褶皱、断层、侵入岩底辟、地震等构造活动会产生水平挤压应力，在水平挤压应力作用下，地层孔隙会降低，这时若孔隙中的水无法及时排出便会导致孔隙压力增大，形成超压（张亮，2008）。

由构造挤压作用引起的超压一般发育于构造活动强烈，水平挤压应力背景下的地区如前陆盆地，山间盆地等。

构造挤压型超压主要由于造山运动、逆冲推覆与剪切产生的压应力可在前进褶皱带传播数百公里远（LorenzJC，etc.1991），因此修改了水平应力方向，应力增加使孔隙缩小过程收阻，流体承受部分挤压应力，造成超压。

1.2孔隙流体体积增大引起的超压

孔隙流体体积增大引起的生压过程，包括水热增压、粘土矿物脱水、生烃作用和烃类裂解成气等；

1.水热增压作用

水热膨胀增压的原理为：

随着埋深的增加，地层温度升高，而孔隙流体的膨胀率要远远大于岩石的膨胀率，从而产生超压。

一般来说，与欠压实相比，膨胀增压的贡献很小，当在封闭性良好的层段内，有岩浆侵入、热流体上涌导致该层段地温梯度升高时，水热增压较为明显（高岗，等，2005）。

2.粘土矿物脱水

粘土矿物一般以蒙脱石为主，蒙脱石在一定温度和深度条件下会向伊利石转化。

在成岩过程中，蒙脱石含量随深度增加而不断减少，而伊利石含量会随深度增大而增多。

在一定深度上会出现蒙脱石—伊利石混层带，一般情况下，该混层带正好对应了异常超压带。

杜栩（1995）认为粘土矿物引起增压效应主要体现在以下两个方面：

（1）粘土矿物自身会堵塞孔隙吼道，从而降低泥岩的渗透性。

（2）粘土矿物在转化过程中会脱出的水，从而增加了孔隙流体的体积。

目前，普遍认为粘土矿物脱水只能在局部引起异常超压现象，而不是区域性异常超压形成的主要原因。

3.生烃作用

烃类的生成是有机质演化的自然结果。

有机质的大量生气可导致流体体积的明显增大，源岩的大量生气被普遍认为是产生超压的主要机制。

与生气过程相比，生油所产生的超压有效性尚存在一定的争议，Tissot经典生油理论认为，烃类的生成过程可分为两个阶段：

第一阶段为热解阶段，指成熟的干酪根生成油和气，深度范围一般为2000—4000m。

第二阶段为裂解阶段，指生成的油和沥青裂解成气，深度范围一般为3000—5500m。

目前普遍认为烃类气体的生成是产生超压的重要原因，因此生烃作用引起的超压一般发育于埋藏较深，成熟度较高的烃源岩层段。

Nordgas等（2004）就对生油作用作为发育大规模超压的有效机制产生过怀疑，然而，近年来在很多盆地中发现，超压的分布其实与成熟源岩的分布密切相关。

Lopatin等（2003）通过对西西伯利亚盆地上侏罗统Bazhenov组泥岩超压的研究，认为期超压主要由生油作用引起。

郭小文等（2010）通过对渤海湾盆地新生代东营凹陷的主生压机制的研究，认为上覆始新统地层超压是由高沉积速率这种单一因素引起，而下覆沙三、沙四段的超压，是由本段内烃源岩的生油作用引起，也因此证实了生油作用可以作为发育大规模超压的有效机制之一。

有机质在一定的热演化成熟阶段会生成大量烃类，而且烃类流体的体积大大超过原有有机质的体积。

生成的大量烃类源源不断地涌入孔隙，使得孔隙中的流体体积大大增加，更进一步增大了流体排出的难度，从而形成异常超压（MarkR.P.，etc.，2009）。

1.3流体流动和浮力的超压

流体流动和浮力的增压作用，包括重力水头、浮力等。

1.浮力作用

地下流体（气、水、油）由于密度之间的差异会产生浮力作用，如气体上浮于水和油，油上浮于水。

浮力的作用会改变流体的密度体积分配，从而引起超压，但是这种地层超压一般幅度较小，且需要封闭条件来维持。

故浮力作用也不可能是区域性超压的主因。

2.渗透作用

在渗透压力的作用下，溶剂会从离子浓度较稀的一侧穿过半透膜进入离子浓度较浓的一侧，直至两侧溶液离子浓度相同。

孔隙中流体如果具备不同的离子浓度差，而且较高离子浓度的孔隙流体封闭条件很好，那么由于渗透作用会使较高离子浓度的流体体积增加，从而引起异常超压。

但是该机制需要具备的条件过于苛刻，因此渗透作用不可能成为区域性超压的主要成因。

以上几种成因机制中，欠压实作用和生烃作用被认为是盆地大规模超压形成的主因，而构造挤压作用只在一定时间内，在构造活动强烈的局部区域引起超压。

剩下的其他成因如粘土矿物脱水，渗透作用增压效果却不明显，在地质历史时间可以忽略。

2异常超压预测方法

异常超压预测方法的研究始于1965年，至今经历了40多年。

在国内外众多学者的共同努力下，异常超压预测的研究主要在现今地层压力预测和古压力恢复两个方面取得了重大的进步。

2.1现今地层压力预测

现今地层压力预测方法主要可分为两大类：

一是利用测井资料预测地层压力。

二是利用地震资料预测地层压力。

测井资料中的声波时差曲线往往能较好地反映泥岩的压实情况，且受井眼等外在因素影响较小，故目前普遍利用声波时差曲线来预测地层压力。

该方法假定声波时差能完全反映泥

岩的压实情况，即对应于正常压实趋势线上的泥岩孔隙度反映正常压实状态，该泥岩的孔隙流体压力为正常压力；而高于正常压实趋势线的孔隙度值是由欠压实造成的，其孔隙流体具异常高的压力。

同时还可以在建立正常压实趋势线后，利用等效深度法和伊顿法来定量计算地层压力值。

等效深度法认为不同深度相同岩石物理性质的泥页岩骨架所受到的有效应力相等。

基于这一点，就可以通过建立合理的正常压实趋势方程来得出等效深度，再利用等效深度计算超压带的实际地层压力。

而伊顿法则是根据美国墨西哥湾等地区经验及测井资料建立起来的计算地层压力的模型，通常需要确定全区的伊顿指数后，才能计算实际地层压力。

利用测井资料预测地层压力优点在于预测精度较高，但局限性在于只能应用于钻井资料比较丰富的泥页岩层段。

地震资料中的速度谱常常被用来预测和计算地层压力，一般情况下，地层埋藏深度越大、岩石密度越高、压实程度越大，则地震波的传播速度越高，而在高孔隙度、超压地层中地震波传播速度则偏低，基于这一点，利用地震速度的异常就可以用来判断超压[20—21]。

同时，利用地震速度谱资料也可以定量计算地层压力。

其计算方法目前主要有图解法和公式法：

图解法需要大量已知地质数据建立压力与岩石速度的统计规律，在勘探程度较低的地区难以适用；公式法主要包括等效深度法、伊顿法和Fillippone法等，前两者关键问题在于建立正常压实趋势线，Fillippone法则不需要，但研究地区实际情况与经验参数存在多多少少差异，这势必会影响其预测效果。

利用地震资料预测地层压力优点在于地震资料分布范围广，常常可以在无井、少井的勘探情况下进行地层压力预测，往往也能在钻井前先行，但局限性在于预测结果精度往往受控于地震资料的质量。

无论是利用测井资料还是地震资料来预测现今地层压力，其方法原理都是仅考虑了欠压实作用而忽略了其他引起超压的因素，造成预测地层压力与实际地层压力存在较大误差，这是现今地层压力预测研究中存在的主要问题。

目前，该研究发展的趋势倾向于对以上方法进行误差修正和利用多方法相互印证来提高现今地层压力预测的精准度。

2）古压力恢复

古流体压力的恢复是油气成藏动力学研究的重要内容之一，目前古流体压力恢复的常用研究方法有流体包裹体法和数值模拟法。

（1）流体包裹体法

流体包裹体是指矿物结晶生长时被包裹在矿物晶格的缺陷或窝穴内的那部分成矿流体，并被保存至今。

流体包裹体中保存了大量地质历史时期矿物流体的物化信息，包括成矿流体的成分，密度，温度等，并且矿物中普遍存在包裹体。

因此利用流体包裹体来研究古压力便成了可能。

不像古地温，流体包裹体被捕获时期的压力是无法直接测量的，只能通过其共生的盐水和烃类包裹体P—T相图来估算。

目前利用流体包裹体来预测古流体压力的方法有CO2浓度法、盐度—温度法、流体包裹体PVT模拟法[26—28]。

流体包裹体法为古压力的研究提供了一定的证据，但该方法所得出的压力只是流体包裹体被捕获时的最小压力，无法得知异常超压形成的时间以及其演化特征。

因此需要将该方法与二维盆地模拟技术结合起来研究异常超压的演化史。

（2）数值模拟法

计算机技术与数值计算方法的飞速发展为盆地模拟技术的诞生提供了必要基础，前人研究结果显示盆地模拟技术是研究古压力的有效手段之一。

盆地模拟技术充分考虑了沉积盆地中沉积埋藏过程、成岩过程、温度场演化、压力场演化及其相互间的耦合关系并且是在确定参数控制下所作的确定性模拟，其结果可靠可信程度较高[29]。

目前盆地模拟软件主要有德国的PetroMod盆模系统，法国的TEMISPACK盆模系统，美国的BasinMod盆模系统，我国的BASIMS和Probase盆模系统。

以上软件都可以用来定量描述古压力的演化特征。

尽管盆地模拟技术现在已经广泛应用于石油地质研究和生产中，但该技术现阶段还存在着不足，需要进一步完善。

例如模拟对象只能以区域性盆地为主，模拟维数还无法达到三维立体，模拟过程无法实现人工可视化干预等。

2.2结合西湖凹陷实例说明

从7口钻井的泥岩声波时差散点图（如图2—1～2—7所示）上可以看出，平北地区不同钻井不同层位的压力状况是不尽一致的，且存在着横向上的差异。

总体而言，东海群（Qd）、三潭组（N2s）、柳浪组（N1l）、玉泉组（N1y）、龙井组（N1l）和花港组（E3h）地层普遍为正常压实，处于正常压力状态，仅平湖组地层（E2p）尤其是平湖组中—下段地层为欠压实，处于异常高压状态；在7口钻井中，武云亭一井、孔雀亭一井、宝云亭一井和宝云亭三井的平湖组地层异常压力明显，而武北一井、来鹤亭一井和宝云亭二井的平湖组地层压力异常不甚明显。

这与地层压力测试结果基本相符。

也即本区单井压实曲线在横向上和纵向上均可划分为正常压实型和单欠压实型两种。

另外，从泥岩声波时差散点图中可知，三潭组与柳浪组之间可能为本区一较重要的剥蚀面，存在较大的剥蚀厚度，但各井在横向上有明显的差异。

2.2.1利用钻井测试资料研究超压系统

由于平北地区钻井较少，且每口井测压资料非常零星，综合分析武云亭一井、武北一井、孔雀亭一井、宝云亭一井、宝云亭二井和宝云亭三井共6口钻井的各测试层压力（DST）数据（如图2—8所示）可知，平北地区现今地下压力场大致以3800m深度为界（位于平湖组中下部），之上为常压（压力系数小于1.2），而之下则表现为超压（压力系数大于1.2），但本区超压幅度较小，多介于1.2至1.4之间。

综合对比分析平湖、平北和苏堤地区的测压（DST）资料（如图2—9所示），可得到与上面所述相一致的结论，这说明平湖、平北和苏堤地区的现今压力场既有一定的相似性，又有差异性。

其中苏堤区的现今压力系数较小，多为正常压力；平湖区压力系数变化较大，其在深部具较高的异常压力。

2.3超压与油气成藏的关系

超压对油气成藏要素和成藏过程都有一定的影响作用，因此在这里分这两方面简述：

2.3.1超压对成藏条件的影响作用

1.超压与烃源岩

基于镜质体反射率是最重要的有机质热演化指标，DallaTorre（1997）等提出时间-温度-压力模型，但该模型将压力与镜质体反射率的变化直接联系，意味着压力对Ro演化的抑制作用指令无条件服从；Carr（1999）提出的时间-温度-超压模型（PresRo模型），认为只有超压才能影响镜质体反射率，即只要存在剩余压力，就对镜质体反射率产生抑制作用，也是无条件抑制有机质热演化和生烃作用；Zou（2001）提出的T-P-Ro模型，将超压效应归结为增加化学反应的活化能，而不是降低化学反应的指前因子，同样承认超压的无条件抑制效应。

由上面的层次分析可知，不同类型的盆地超压抑制的方式不同，因此上述几种模型均不可靠。

而McTavish（1998）提出的累积热流-镜质组反射率模型（CHF-Ro%）模型，把超压效应转化为温度和时间的综合作用效应，抛开化学动力学繁琐的机理性研究不谈，而侧重于过程状态的研究，相对而言，更为简单实用，Khorasan的实验结果表明，强超压只是使地层温度的改变量很小，不足以影响有机质生烃，因此此模型也缺乏可靠性。

肖七林（2007）认为超压/压力对有机质转化的阶段性表现在需要达到门限值才能发生显著作用，由此，在笔者看来，只要找到这个门限值，在门限值之上再套用前面四种模型，在研究超压对于有机质的抑制影响时，应该具有一定可靠性。

叶尔英金（1989）等通过总结上百个油气田的实际资料，提出超压的存在不同程度地使生物气、未熟油、石油、凝析油和天然气带的下限下移。

Price等（1998）所做的封闭体系下的含水热解实验结果显示压力的升高能抑制石油的裂解。

郝芳等（2004）通过综合分析莺歌海盆地、琼东南盆地和渤海湾盆地不同的压力系统下的有机质热演化特征，得出了超压的抑制作用差异层次并阐述了其动力学机理。

众多国内外学者研究结果都表明，超压能抑制或延迟烃源岩的热演化，拓宽了油气窗的范围，为盆地深部超压环境中寻找油气提供了一定的理论可行性。

2.超压与储层物性

目前普遍认为超压对盆地深部储层所起的是积极作用，超压从以下两个方面改善了深部储层的物性：

一则减缓压实作用、抑制成岩作用，而有效保护原始孔隙；二则致泥页岩形成微裂缝。

然而根据郝芳学者的研究，莺歌海盆地YD1B井1337.3-1364.9m砂岩孔隙度明显低于YD1E井埋藏深度较大、压实程度更高的砂岩，证明超压流体流动导致砂岩成岩作用增强、胶结程度增高、孔隙度降低，只是液态石油的充注导致成岩作用减弱。

微裂缝的作用不可忽略，当超压达到围岩的破裂强度时，就会在泥岩内产生微裂缝，促使超压流体的间歇性排放。

然而，Zeng（2010）的研究表明，微裂缝同样改善了致密砂岩气层得储集性能与渗透率，且微裂缝反应了构造、超压及成岩作用的起源。

3.超压与盖层封闭

对正常压实泥岩盖层来说，其内的孔隙流体压力位静水柱压力，泥岩盖层与下伏储集层之间不存在向下的孔隙流体压力差，不能依靠孔隙流体压力来阻止油气向上运移，而只能依靠毛细管压力来阻止油气的向上运移。

然而对于欠压实泥岩盖层来说，由于存在异常孔隙流体压力，形成向下的孔隙流体压力差，阻止了流体向上运移，亦即对油气形成了压力封闭。

然而，付广等（2006）认为，超压泥岩盖层内部是一个封闭体，内部流体与下伏储层中正常压实流体为两个不同的压力系统，二者不能直接发生作用，由于流体的导压性，二者一旦接触，不但不能阻止油气运移，反而使超压得以释放。

基于此，他提出超压泥岩盖层封闭性演化分阶段进行，每一次超压释放表明上一次封闭性演化阶段的结束，下一次封闭性演化阶段的开始，且每一次演化过程中封闭性逐渐增强，在超压释放期封闭性降为最低点。

吕延防等（2000）在通过定量研究超压盖层封烃能力后指出盖层超压的存在大大增强了盖层对烃类流体的封闭能力。

他还指出盖层的超压封闭属于物理封闭，既能阻止水溶相又能阻止游离相烃类的逸散，而且超压盖层不易受断层和裂缝的破坏，同时也能防止地下水渗入破坏油气藏。

这都说明超压能增强盖层的封闭能力，为油气藏的保存提供了保障。

2.4超压对成藏过程的影响作用

1.超压与油气生成

传统的常压时温双控型油气生成模式只考虑温度与时间的作用，而在超压系统中，压力是否对有机质的成熟与生烃化学反应中起了作用？

关于压力与有机质热演化、生烃过程的关系众说纷纭，有人认为压力对有机质热演化和生烃作用无明显影响，有人认为压力促进烃源岩有机质的热演化与烃类的热裂解，但近年来更多人认为压力抑制烃源岩有机质的热演化与烃类的热裂解。

卢双舫等通过模拟实验证实课超压环境下有机质成烃演化的滞后现象。

在超压条件下，烃源岩生油、气率曲线将下移（图1）。

笔者更偏重于郝芳学者（2005）的研究，即超压对烃源岩的热演化的抑制具有层次性，此种理论几乎主导了近年来超压对烃源岩热演化的影响：

第一层次：

超压抑制了有机质热演化的各个方面，包括了不同干酪根组分的热降解和热演化；第二层次：

超压抑制了有机质的热演化和富氢干酪根组分的热降解，而对贫氢组分的热演化包括镜质体的成熟作用基本不产生什么影响；第三层次：

超压抑制了烃类的热裂解，而未对热降解产生可识别影响；第四层次：

超压对有机质热演化的各个方面均未产生可识别的影响。

图1超压条件下油气生成演化模式

压力对成烃演化的影响可根据有机质成烃动力学院里解释。

干酪跟降解生烃史一个体积增大的过程，根据平衡原理，随着压力增大，不利于继续降解，总的烃产量会下降；另一方面，超压会阻止排烃，使封闭反应体系中生成物的浓度增大，也不利于成烃反应。

此外，超压下有余烃分子相互碰撞的概率增加，为了克服压力作用就需要消耗内能、使温度的增加率减缓，结果也会延迟或抑制有机质的成熟和油气的生成。

2.超压与油气运聚

油气总是从高势区向低势区运移。

在超压系统的顶部通常存在一个封隔层，阻止油气向上运移，油气在封隔层之下运移、聚集，压力不断增加，当压力超过封隔层的破裂压力时，可产生大量微裂缝，使已聚集的高压流体再次运移至封隔层之上或周围地层中，或者逸散，或者形成新的聚集，称为模式排烃。

之后微裂缝闭合，封隔层再次形成遮挡。

形成了压力聚集-释放-再聚集的周期性过程。

万念明等（2010）通过东营凹陷民丰洼陷北带沙四段深层超压封存箱的研究，认为深层近岸水下扇具有“扇根封堵、扇中富集、扇缘输导”的油气成藏特征，油气来自同期发育的、与近岸水下扇侧向接触的烃源岩，主要形成“自生自储”型岩性油气藏。

超压为从源岩排出的烃类运移提供了动力，促使高压流体向外排烃运聚。

微裂隙排烃为初次运移模式，而活跃断层、不整合、渗透层的沟通则为二次运移模式。

郭小文（2011）通过中国南海珠江口盆地番禺隆起PY30-1油凝析气的研究，认为临近白云凹陷深部源岩超压释放产生流体底辟，而流体底辟产生的活跃断层促进了凝析气的垂向运移与聚集。

Mark（2009）、郭小文（2010）、Zeng（2010）的研究也证明了微裂隙、活跃断层在源岩超压体系产生的烃类在分配中的重要作用。

众多国内外学者在研究超压与油气运移关系时就强调超压既为油气运移提供了动力同时也为其开辟了通道。

初次运移中，烃源岩中的超压值若大于泥页岩突破压力，泥页岩就会产生微裂缝，异常超压流体便会沿着这些通道有效地从烃源岩中排出。

二次运移中，储层中的异常压力和浮力、重力、水动力一起共同驱动着油气流动。

总之，超压几乎是全世界范围内含油气盆地的普遍现象，超压的存在对油气的生成、运移和聚集产生重要的影响。

超压与油气的作用主要有：

对烃源岩的热演化有抑制作用；是油气运移的重要动力；使盖层的封闭性更好；压力过渡带石油气聚集的有利场所。

2.5超压与油气分布

超压影响油气运移的直接结果就是控制了油气藏的分布。

Shell（1991）统计发现，墨西哥湾大陆架油气田和油气储量主要分布于超压过渡带以及超压过渡带以上的正常压力带内；田世澄等（2004）在探讨异常压力封存箱的成藏作用时提出油气在封存箱上封闭层中成藏是发育封存箱盆地中一种最常见的成藏模式。

李仲东等（2007）在研究鄂尔多斯盆地上古生界压力封存箱与天然气聚集关系时也发现压力封存箱的形状、内幕结构、箱内砂泥岩的配置关系共同控制了箱内天然气藏的分布。

以上研究都说明，超压条件下油气藏的分布与超压带分布关系密切，压力过渡带是油气聚集的有利场所。

研究超压现今分布特征、动态演化过程以及成因类型可有效地指导超压背景下油气的勘探与开发。

3.超压研究存在问题

3.1地质因素引起的陷阱

1.地层年代问题

不同年代的地层之间速度谱能量团变化率一般是不一样的，主要表现在：

在各年代地层分界面处，对应的速度谱能量团通常会出现内凹或外凸现象，此处的叠加速度值会产生变小或增大的现象；在地层年代变更处，通常会出现速度谱能量团异常跳动，分布零乱，变化没有规律。

这些地层年代因素在速度谱上的变化往往会影响到压力预测计算结果，因此用地震速度谱计算层速度时，必须对速度谱资料上的地层年代因素做出正确校正。

2.构造因素

构造因素是速度谱预测地层压力的主要影响因素之一，特别是断层发育、构造复杂地区，通常会产生地震反射模糊带，对应叠加速度值大小变化没有一定的规律性。

根据实践钻探结果，断层发育、构造复杂地区，地层压力一