<0．433
<10
<8．34
低压
1．0～1．27
0．433～0。
55
10～12．7
8．34～10．5
常压
1．27～1．5
0．55～0．65
12．7一15。
0
lO．5～12，5
过渡带
1．5～1．?
3
0．65～0．75
15．0～17，3
12．5～“．5
超压
1．73～l，96
0．75～0．85
17．3～19。
6
14．5～16．5
强超压
①lPPg＝lbf～alq0．128／cm3。
表1—4
压力梯度
psi．ft-1
压力系数
压力分类
备注
<0．4l
<0．96
低压异常
0．4l～0．46
0．96～1．06
常压
0．46—0，6
1．06～l，38
高压异常
过渡带
>O．6
>1．38
异常高压
第二节超压体的过渡带是找油气的有利地带
超压体的存在是含油气盆地的普遍特点。
超压体是油气运移的动力、封存力，也是一个大的油气资源库。
随着资料的增加，人们发现墨西哥湾陆架区内，油气田和油气储量集中分布在超压面附近，主要储量不在正常压力带内，也不在强超压带内，而在弱至中等压力带内分布（图1-3）。
1993年，美国W．G．I.each根据墨西哥湾沿岸区钻达第三系的25204
图1-3墨西哥湾大陆架油气田分布与超压面关系图
（据Shell，1997）
口、深度为600～6000m已完井的资料进行了统计分析，在探讨油气在超压层中的分布规律时发现，油气比较集中分布于超压顶面上下300m（1000fi）附近（图1－4），油的高峰值偏上，位于超压面之上，而气的高峰值偏下，在超压面上，与超压带的过渡带相近。
同时发现天然气的高峰值随着产层埋藏深度的变化，与超压顶面的相对关系也不同（图1－5）。
在12000～13000ft、14000～15000ft、16000～17000ft三个深度内，随着生产层埋深的增加，高峰值远离超压顶面的深度逐渐加大；在18000～19000ft时，峰值反而变浅，向超压顶面靠近，说明随着埋深加大、压力增加，盖层的完整性受到破坏，不利于天然气的保存。
油气储量较多地分布于超压层顶面附近，其它地区也有这样的规律。
如土库曼凹陷内，油气储量的89％分布在压力系数为1．1～1．4的压力带内，在压力系数为1．1～1．3的地层中分布着许多凝析气藏，仅有11％的油气储量分布在压力系数为1．4～1．7的地层内。
南里海盆地也有这种规律，在古地台内烃类大多数聚集在压力系数为工．3以上的压力带内；在准地台则聚集在压力系数为l．06～1．3之间的压力带内；而活动带的烃类多聚集在压力系数为1．1～1．7的压力带内，虽然变化比较大，但同样也是压力过渡带为烃类集中分布带。
这一分布特点是由其内在规律所决定的。
很多盆地的生烃岩都位于超压带内，超压本身就是一个岩性物性封堵面，也是油气运移的平衡面，有利于油气的聚集。
在强超压存在时，盖层的完整性受到破坏，一般情况下不利于油气的保存。
因此，油气富集于压力过渡带的附近是其内在规律性的表现。
无可否认，随着超压带钻井的增加，其所占储量的比重也会有所增加，但不会改变其基本特点。
过渡带的厚度和强度因具体的地质条件不同而有变化。
如墨西哥湾西部地区，上部为砂岩，下部为泥岩，砂岩与泥岩分界明显，压力过渡带就在分界面附近，压力过渡带的厚度较小；而在墨西哥湾中心部分为砂泥岩互层，砂泥岩没有明显界面，压力过渡带较宽。
所以过渡带的宽窄，与砂泥岩比例有关（图1－6）。
第三节不同成因的超压带与油气分布的关系
超压体的成因是由多种因素造成的，可归纳为沉积型和构造型两类。
沉积型成因以快速沉积造成的不均衡压实作用为主，带动水热增压作用、蒙脱石变成伊利石的成岩作用和烃类生成作用。
构造型成因主要是由区域性抬升隆起等构造应力作用形成的。
快速沉积（形成时欠压实）作用长期被认为是导致超压形成的主要原因，其实质就是快速沉积引起沉积物的压实和孔隙中流体逸散之间不平衡关系所造成的。
但是，要使超压在地质时期内得以保持，必须有充分限制流体外泄的封闭条件。
超压体多出现在连续性较好、分布较广的区域性厚泥岩层（常为烃源岩）之中。
Power（1967）提出，蒙脱石转化为伊利石能导致高孔隙压力的形成，是基于粘土表面结构水的密度大于孔隙水，高密度水进人孔隙会使流体体积增大，导致高压产生。
Foster、Custard和Plumleg等（1980）提出，粘土脱水导致渗透性的丧失，有利于超压形成的观点。
而Anderson和Low的研究则认为，结构水的密度并不大或仅稍大，难以形成异常高压。
尽管对粘土转化导致增压的原因尚有不同认识，但粘土转化带与超压带之间在墨西哥湾区存在明显相关性的事实，使许多研究者（Bruce等，1984）认为，至少在海湾地区，粘土转化无疑是超压带形成的重要机理之一。
Bruce（1984）还认为，粘土转化的温度在不同地区有所差异，且一般都超过Burst（1969）给出的90～110℃的范围。
干酪根成烃作用引起的超压作用是由Momper（1978）提出的。
Momper认为，“烃类的形成有助于增压，但在成油高峰期，沥青质可能是孔隙增压的最大源泉，因为烃类生成能引起体积增加。
根据有机质原始浓度及产油量计算，在有效烃源岩系统内体积的纯增量可达到原始有机质体积的25%”。
Meissner曾以威利斯顿盆地的巴肯页岩为例加以说明。
该页岩是主要烃源岩，同时也是超压带。
如果有机质热演化达到成气阶段，干酪根成气或石油裂解成气都可使气态烃的体积增大，增压现象更为显著。
这是油气盆地中超压体形成的重要机制。
Barker（1972）提出水热增压的观点。
他认为，对一个封闭的多孔岩石系统，增温必然导致超压。
这是因为石英颗粒的热膨胀率仅是水的1/15，热膨胀引起的水体积增大是不容忽视的。
据Barker的资料，在地下6km处，地温梯度分别为1.8℃/hm、2.5℃/hm和3.6℃/hm时，水的体积增大率分别为3%、7%和15%。
Hanshaw和Zen（1965）提出渗透（析）增压（osmoticPressuring）作用。
他们认为，半渗透性的页岩与含盐度较高的储层接触带，具有类似于薄膜渗透性质，可以造成很大的压差。
异常高的流体压力可以因局部或区域性的断裂、褶皱、侧向滑动、泥或盐的底辟、刺穿
以及地震等因素，使深部高压流体侵人被封闭的浅部储集层，引起局部异常高压。
要强调的是，超压是上述多种因素互相叠置的结果，一般是以一种因素为主，其它因素为辅。
有的专家认为，第三系盆地以不均衡压实作用为主，水热增压作用对体积影响较小（图1－7）；同时，粘土矿物成岩作用，水的体积增量容易被粘土体积的减量所抵消，这两种因素对形成超压影响较小。
不同地区的主要因素也不同，如美国落基山诸盆地就是由于烃类生成作用形成的超压，而墨西哥湾沿岸盆地的超压则是以快速沉积所形成的不平衡压实作用所造成的。
从这两个地区的情况出发，形成了两个鲜明的学派。
有的专家认为，二者关系密切，早期可能由于快速沉积水排不出去形成超压，但要保持长时间的超压状态，还有赖于后期生成的气体的介入。
更为重要的是，由于成因不同，油气分布特点也有所差别。
下面对比快速沉降和热生烃这两种主要因素对油气分布的影响。
快速沉积
烃类生成
1．新地层（第三系）
1．老地层
2．快速沉积
2．可快可慢
3．经常见于三角洲环境，特别是海退三角洲
3．很多环境均可形成
4．成岩作用与充气同时进行，物性很好
4．多发生在成岩作用后期，物性差
5．常规油气聚集，油气可远离烃源岩
5．常规或非常规油气聚集并分布在烃源岩附近
6．水尚未排干净，无论压力多高的地层，均有边、底水
6．水被排出，超压面以下充满气，水分布在气层之上
不均衡压实作用：
油气分布除位于生烃岩附近外，往往还远离生烃岩，特别是由于差异压实伴生着泥拱、盐丘和断层发育的地区或有大型三角洲插入的地区，油气往往沿着断层、泥拱、盐丘、三角洲砂岩体，做大规模的纵向和横向的运移。
如墨西哥湾地区大量第三系的油气，越来越多的人认为主要来自几千公尺以下的佛罗纪一白垩纪地层，油气是由深层的超压体向浅部的压力过渡带和正常压力区运移聚集。
由烃类生成形成的高压异常，油气分布在生烃岩附近。
近年发展起来的异常高压箱体化的概念——封存箱，就对这种类型做了很好的描述。
Surdam等根据落基山拉勒拉米盆地第三系和中生代地层含油气情况建立了异常高压箱内气藏形成和破坏过程的模式（图1－8）。
在岩性比较细的区域，超压系统顶部镜煤反射率、生烃指数、盖层能力明显增高，伊利石转化率由20%增加到85%，而且从无序变为有序。
水的矿化度在常压区为10000×10-6，而超压带为35000×10-6。
这些特点可作为划分超压面的特征，这也说明超压与常压之间是不联通的。
在超压体内，随着越来越多的液态烃的生成及油转化为气，系统被气饱和，排驱自由水的压力大大提高，从而使得低渗透单元阻碍流体流动，形成毛细管压力封闭。
内部毛细管三维圈闭可引起砂岩内流体互相隔离或压力箱体化，有时可把砂岩分隔成不同的箱体。
但在箱内的砂岩也可能由于抬升或断裂活动，造成泄压。
因此，超压体内的砂岩可以是高压也可能是低压（图1－9）。
同时，在上述中生代下部富含有机质的页岩超压体以下，又出现常压的单相流动压力系统。
落基山拉勒拉米盆地第三系和中生代地层中，在7000～9000ft层段以上为常压单相流，油气聚集受构造圈闭或地层圈闭控制。
而在7000～9000ft以下为超压系统，形成于白垩系泥岩，为富含油气的多相流体超压系统。
这个系统的油气聚集不受构造和地层圈闭控制，而受控于孔隙度和渗透率较高的层段。
对于储层物性相对较好、供烃能力强的地区，称之为“甜点”，成为“封存箱”超压系统内的找烃目标。
怀俄明州立大学能源研究院估计，该州白垩系和古生界这种“封存箱”气藏的储量就有9600TCF。
对于烃类生成所形成超压体的关键是确定超压体的界面、确定超压体的三维边界和寻找超压体内的“甜点”。
第四节超压体对生烃有抑制作用
超压盆地可以是含油盆地，也可以是含气盆地，这主要取决于烃源岩的于酪根类型和所处的生烃门限，这与正常压力系统的盆地相似。
但实际上很多含气盆地多具有超压的特点，超压油气生成的条件有别于正常压力盆地，除上述控制因素外，还与超压体有关。
关于超压体对油气形成的作用，有三种看法；有人认为超压体比正常压力系统可增加镜煤反射率；有人则认为镜质反射率会减少；也有人认为与正常压力系统相同，没有变化。
但越来越多的专家认为超压体对油气的生成有抑制作用。
据尤英塔盆地显示，镜煤反射率的变化在常压区是正常的，随埋深增加而增加。
但在超压体内，镜煤反射率R。
随深度增加变化不大。
在马哈坎三角洲也有相似的情况，镜煤反射率随深度的变化在压力过渡带迅速增加，而进人超压作则增加不明显（图1-10）。
从莺一琼盆地崖城21-l、崖城35－l-l和乐东30-1-1A井埋深与R0关系图（图1－11）也可看出这种关系，在进人超压体后，Ro增加不明显。
这些事实说明，超压体对干酪根的转化起着抑制作用。
原苏联莫斯科古勃金石油学院B·11·叶尔英金等总结世界600个油气田的实际资料后，提出了有机质的演化不仅受温度的影响，尤其受超压的影响。
随着压力系数的增加，油气演化受到明显的抑制（图1－12）。
既然在超压体内油气的生成受到抑制，超压体内饱含的大量的天然气又是从哪里来呢？
在正常压力系统内，天然气的形成无疑取决于生烃母质和是否进人生气门限。
很多学者认为，在高温超压条件下，这些天然气主要不是来自干酪根的转化，而是由石油裂解形成的。
对粉河盆地Mowry页岩，采用TlssotSuw。
lie动力学参数计算结果说明，常压中大多数烃源岩生成的液态烃已被排出。
超压地层中液态烃仍遗留于富含有机质的页岩中。
通过对Mowry页岩样作核磁共振（NMR）的分析结果表明，在超压顶面以下，脂肪族不存在了，但残余油还没有排出，这说明超压体页岩中没有生成液态烃的能力（图I－13）。
1988年，根据Mack和Guigley两人提供的动力学参数，计算出粉河盆地中心油变成气和干酪根变成气的转换比，说明超压体内干酪根转化为气的转换比很小，主要是由油转换为气，其转换比相差近10倍，说明气体主要是由液态烃裂解而成的。
对其形成的过程，R．S．Sundam曾提出过较详细的模式。
周中毅等（1985）针对新疆塔北中生代生油岩的成熟度较低，其R0值只有0.6％，生物标记化合物及可溶组分有机地球化学成熟度也比较低，但粘土矿物的热演化程度则比较高等。
造成有机质比粘土矿物成熟度及热演化程度偏低的原因，曾明确地提出是由于地层压力对烃类有保护作用，即异常高的地层压力抑制和延缓了有机质的热演化。
为了证实这个推断，他们选择了一块泥岩样品和一块灰岩样品进行试验，实验温度为300℃和400℃两个温度点，这是因为以往的实验已证明，在一定压力条件（5kgf/cm2）下，产油高峰时的温度为350℃，在常压下要低一些。
这两个温度点能在不同压力条件下观察到生油高峰前后的变化。
分别取2000kgf/cm2、750kgf/cm2和常压三个压力点进行试验。
试验结果有以下几点结论：
（1）在温度为300℃时，随着压力的增加，泥岩和灰岩样品的液态烃产量均增加，泥岩增加比灰岩大。
从常压2000kgf/cm2压力下，液态烃产量增加一倍以上，但总产气率和可燃气体产率均相应地下降。
当温度为400℃时，随着压力的增加，总产气率也下降，而液态烃的产量表现为先增加而后下降。
氢指数（IH）在2000kgf/cm2压力下比在750kgf/cm2压力下高出一倍。
这些都说明，处于生油阶段的生油岩，如果施加一定压力，将会延缓由油向气转化的过程；而进入生油阶段的生油岩，如果热力作用相同，则较大的压力将抑制干酷根的成油降解，直接由干酷根降解成气。
这证明，压力无论对干酷根或油气都能延缓其成熟演化的进程。
（2）在主要产出无机气体阶段（300℃左右），随压力增加，将会产出更多的无机气体。
在主要产出烃类气体阶段（>380℃），压力增加会产出更多的烃类气体，但气体的总产率随
着压力的增加而下降。
（3）在相同的温度条件下，压力上升促使液态烃中烷烃的含量增加，而极性组分（包括沥青质）的含量下降。
芳香烃的变化是随压力的增加，含量下降。
这说明，在相同热力作用下，压力有助于沥青质进一步裂解为饱和烃和芳香烃。
因此，适当的压力才有助于芳香烃的形成。
他们的试验说明，压力的增大，对有机质的热演化起到抑制作用，相对而言，压力对粘土矿物的热演化以及裂变径迹退火作用就没有影响。
1979年，Durand和Oudin通过对马哈坎油气成因的分析提出，在达到超压带之后，游离烃含量迅速减少。
钻达这一层段时，在储层中见到的烃类仅仅是气体。
经显微镜鉴定表明，超压带内的干酪根是由液态烃类热解产生的残余物（焦沥青）组成的。
由于在超压带中流体延迟驱出和温度增加，液态烃历经热裂解，一方面产生轻质产物，如天然气，另一方面芳香族浓缩导致焦沥青的形成。
焦沥青较原始有机质更易裂化，一旦达到超压带，只能找到轻质的烃类，即主要是天然气。
因此，他们依据生油窗带和超压带的相对关系，解析了马哈坎三角洲从生油岩中生成不同烃类类型的以下三种成因（图1－14）。
（1）生油窗全部或大部处于超压带之上。
该当区生油窗都没有超压梯度，以产液态烃为主，如克兰布区。
（2）生油窗局部与超压带重合，能生成液态烃类的生油窗区间很狭。
生油窗局部与超压带重合部分产生的石油全部裂解为气，如汗迪尔油田，既有油又有气。
（3）生油窗全部在超压带内，生成的石油不能被驱走，而在原地转化为气。
如巴达克地区，生油窗一开始就在超压带内，以产气为主。
上述例子说明，超压带对油气生成的影响不同于正常压力带。
它对于沉积剖面中油气生成和流体性质起着重要的作用，也对其运移机理具有重大的影响。
第五节孔隙流体压力和盖层影响超压带油气的富集
天然气与石油相比，无论在物理或化学特性上均存在明显的差异。
天然气能以水溶、油溶、游离扩散等多种方式运移，活动性强。
这使天然气在纵横向的运移强度都可能比石油大得多。
由于天然气的分子直径小、密度小扩散能力强，对盖层封闭的要求也就更高。
因此，人们研究天然气聚集条件时，首先想到的往往是盖层条件。
由于天然气与石油在性质上的差异，天然气在运聚上也有它的特性。
郝石生等明确提出了“天然气运聚动平衡的原理”，认为在气藏形成过程中，始终存在着两个同时发生而又相互消长的过程：
一是从烃源岩生
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