超压体的特征与油气分布关系,长期以来，我们习惯在常压带内找油，一旦遇到超压带时，不是由于钻井技术问题久攻不下，就是由于认识跟不上去而轻易放弃美国墨西哥湾地区，15年前也是这样，一见到超压就完钻最近15年以来，由于对超压体认识的深化，已找到一批超压油气田在墨西哥湾陆坡区的深水区（图1-1），近10年间花了近40亿美元，在第三纪地层中发现了25个有开发前景的油气田，找到约40亿桶的可采储量其中有9个油气田是在超压带中，占所发现油气田数的30％，储量占到65％最大的金星油田（ Venus）可采储量为582MOEB（百万油气当量桶），就是超压油田图1-1 墨西哥湾陆架深水油（气）田位置图,壳牌（SHELI）石油公司1989年发现的火星（Mars）油田，也是超压大油田，水深915m，井深5732m，发现134m含油浊积砂岩它是夹持在外来盐体之间的半深海浊积岩，砂岩倾向西北，三面受盐体封闭的地层油藏，可采储量为1.1×108t地层压力梯度为 0.75 psi/ft，是墨西哥湾最大的超压油藏随着对深水区的勘探，越来越多的石油公司认识到超压带的油气潜力，它已成为近期勘探开发的热点，不但在墨西哥湾盆地的超压层中的勘探有长足的进展，而且在北海盆地的超压层中的勘探也有很大的发 展（图1－2）。
1985年油价下跌以后，钻探高压的探井急剧减少，仅有11口井，探井成功率近20％从1989年开始，由于高温高压钻井技术的发展和对高压带认识的提高，钻井数增加了一倍，成功率也有明显的提高，发现井占总井数之半总之，随着超压区油气的不断发现，对超压层的成烃条件、油气分布规律的研究，无论在理论上和实践上，都有很大的提高我国过去也多在常压带内找油气近年来，随着对天然气勘探的重视和各地区加强对深层油气的探索，也将面临着更多的高温超压的地质条件对于这个特殊的地质环境，当然有它不同于常压条件下的油气分布规律和特点如果用常压条件的规律和方法来认识和指导勘探，必然要走弯路，取不到好的效果第一节 压 力 带 的 划 分,根据统计，在世界范围内已知有180个沉积盆地具有超压地层体系（表1－1），占世界沉积盆地的2/3其中，超压体与油气分布有因果关系的约有160个沉积盆地这说明超压体存在的普遍性，并与油气成因有紧密的联系注： AAPG（美国石油地质学家协会）；Vol.24,No.1,1990在超压盆地内，一般存在着两个或两个以上的水力压力系统当地层孔隙间的流体（油、气、水）压力等于地表到某一地层深度的静水压力时，为正常的地层压力，压力系数为1；低于静水压力的地层压力或压力系数（实测压力／静水压力）小于1者为低压异常；高于静水压力的地层压力或压力系数大于1者为高压异常。
正常地层压力与异常压力之间的压力递变带，称为压力过渡带各个国家和公司对于压力界线的划分有不同的划分标准原苏联在80年代根据实践经 验和大量的研究成果，用压力系数对异常压力做了界定(如表l—2、l—3、l—4)埃克森(EXXON)公司根据美国墨西哥湾的地质情况，提出了一个分类方案(表1—3) 国内有些专家对地层压力分类也提出了一些建议 中国海洋石油勘探开发研究中心杜 栩等提出的分类方案，见表1—4表1-2,,在这些分类中，我们采用埃克森公司的分类方案它明确地把压力过渡带划分出来，并将高压带划分为超压和强超压两个带，更有实用意义这样的划分与油气分布关系比较密切，大致可划分出有实用意义的三个界线 1．超压体的“过渡带”是含气的富集带 过渡带的压力系数为1．27～1．5，相应压力梯度为0．55—0．65psi／h，是富含气的压力带 2．一般以盖层的破裂压力作为成藏界线 从理论上讲，当地层孔隙流体压力大于地层岩石的自然破裂压力时就开始漏失，气藏就难保存除盐岩、石膏和粘土外，一般岩石的自然破裂压力相当压力系数为1．963实际上，当孔隙流体压力相当于破裂压力的70％～90％时，就开始漏失也就是说，当地层压力超过所划分的“超压带”时，气藏就难保存。
3．超压与经济界限的关系根据目前的技术水平认为，油气勘探的经济界限相当于压力系数为1．96左右，即压力梯度为0．85psi／h当超过这个压力界线时，钻井费用明显增高，工程风险加大也就是说，当压力超过所划分的“强超压带”时，即使有油气井存在，就目前的技术水平而言，仍然缺少经济价值第二节 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）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）,1993年，美国 W．G．I.each根据墨西哥湾沿岸区钻达第三系的 25204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 300 m（1000 fi）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12000～13000 ft、14000～15000 ft、16000～17000 ft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 18000～19000 ft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（osmotic Pressuring）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。