準噶爾盆地南緣前陸沖斷帶超壓發(fā)育特征、成因及其控藏作用

魯雪松，趙孟軍，張鳳奇，桂麗黎，劉剛，卓勤功，陳竹新

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油天然氣集團有限公司盆地構造與油氣成藏重點實驗室，北京 100083；3.西安石油大學地球科學與工程學院，西安 710065）

0 引言

準噶爾盆地南緣前陸沖斷帶（以下簡稱準南沖斷帶）是受天山陸內(nèi)造山作用控制的疊加型再生前陸盆地[1-3]，研究區(qū)內(nèi)油氣資源豐富，勘探潛力大。受新近紀以來的快速深埋作用和強烈構造擠壓作用的共同影響，準南沖斷帶形成了廣泛分布、強度不等的超壓。古近系安集海河組（E2-3a）與下白堊統(tǒng)吐谷魯群（K1tg）區(qū)域性泥巖異常高壓帶的發(fā)育，造成準南沖斷帶鉆井難度大、成本高，勘探成功率低?？碧綄嵺`與研究表明，準南沖斷帶油氣成藏及勘探與“異常高壓帶”密切相關：突破安集海河組異常高壓帶，發(fā)現(xiàn)了呼圖壁與瑪河氣田；突破吐谷魯群異常高壓帶，發(fā)現(xiàn)了高探1、呼探1超深層油氣藏[4-5]。前人主要針對研究區(qū)儲集層超壓的成因開展了一些研究，主要觀點如下：不均衡壓實、構造擠壓和超壓傳遞是超壓的主要成因[6-10]，局部地區(qū)由于地勢造成的高流體勢承壓也對超壓有一定的貢獻[8]；不同地區(qū)超壓成因有差異，西部地區(qū)超壓成因以不均衡壓實為主，東部則與構造擠壓、斷層活動導致的超壓傳遞等有關[6]。前人研究主要側重于對單井超壓成因的判識，且主要以靜態(tài)和定性分析為主，對下部成藏組合儲集層超壓形成機制的研究較少，對不同地區(qū)、不同層系的超壓差異分布及原因分析較少，對超壓形成演化過程及其對油氣藏形成與分布的控制作用分析欠缺。為此，本文通過對重點探井實測地層壓力、鉆井液密度、測井等資料的整理，分析超壓在縱向上和橫向上的分布規(guī)律，在對超壓成因及其貢獻率進行定量判識和數(shù)值模擬計算的基礎上，討論超壓差異分布的形成原因，探討超壓發(fā)育演化對油氣藏形成和分布的控制作用，以期為準南沖斷帶及其他超高壓發(fā)育區(qū)的油氣勘探部署起到重要指導作用。

1 地質概況

準南沖斷帶南依北天山和博格達山，西起四棵樹凹陷，東至東部隆起，北止于中央凹陷南緣，長約400 km，寬約80 km，構造變形表現(xiàn)出明顯的“東西分段、南北分帶、垂向分層”特征[11-12]。大體以奎屯、烏魯木齊為界，可將準南沖斷帶自西向東劃分為西段（奎屯以西，Ⅰ）、中段（烏魯木齊以西至奎屯以東，Ⅱ）和東段（烏魯木齊以東，Ⅲ）。其中，沖斷帶中段由南向北可劃分為三排雁列式排列、近東西延伸的背斜帶（見圖1a），依次為清水河—齊古背斜帶（Ⅱ1）、霍爾果斯—瑪納斯—吐谷魯背斜帶（Ⅱ2）、西湖—獨山子—安集?！魣D壁背斜帶（Ⅱ3）。準南沖斷帶發(fā)育多套烴源巖、儲集層和蓋層，形成多個含油氣系統(tǒng)和多套成藏組合[13-14]，在縱向上可劃分為上、中、下 3套成藏組合（見圖1b、圖2）：上組合指新近系儲蓋組合，以新近系沙灣組及塔西河組砂巖為儲集層，塔西河組上部泥巖為區(qū)域性蓋層；中組合指古近系及上白堊統(tǒng)東溝組儲蓋組合，以安集海河組、紫泥泉子組和東溝組砂巖為儲集層，安集海河組泥巖為區(qū)域性蓋層；下組合指白堊系吐谷魯群及其以下的儲蓋組合，以吐谷魯群厚層泥巖為區(qū)域蓋層，清水河組底部砂礫巖和侏羅系砂巖為儲集層。

圖1 準南前陸沖斷帶構造綱要與油氣田分布圖

圖2 準南前陸沖斷帶地層綜合柱狀圖與儲蓋組合

構造演化和構造樣式的復雜性、異常高壓帶的發(fā)育使得該區(qū)油氣成藏條件復雜，油氣勘探歷程曲折。2008年之前，油氣勘探主要集中在中上組合，中組合構造高部位，以中小型油氣田為主，未能發(fā)現(xiàn)大型油氣田[15]。2008年之后油氣勘探逐步轉向下組合。2010—2012年針對下組合先后鉆探了西湖1井、大豐1井和獨山1井，但均告失利。直到2019年高探1井、2020年呼探 1井下組合喜獲高產(chǎn)油氣流，證實了準南下組合油氣勘探前景廣闊，推動了準南下組合的規(guī)?？碧絒15]。準南下組合一個最重要的特征就是發(fā)育強超壓，搞清超壓發(fā)育特征、超壓成因及其分布規(guī)律，厘清超壓發(fā)育演化對油氣成藏的控制作用，對于準南下組合的選區(qū)評價和勘探部署具有重要的意義。

2 超壓發(fā)育特征

依據(jù)實測地層壓力、鉆井液密度等資料分析，準南沖斷帶普遍發(fā)育異常高壓，超壓主要分布在古近系、下白堊統(tǒng)和中下侏羅統(tǒng)，但不同地區(qū)、不同層系超壓發(fā)育程度差別較大（見圖3）。為了對超壓強度更準確的描述，本文采用李偉等[16]的超壓劃分方案，將壓力系數(shù)0.9～1.2定義為常壓、大于1.2統(tǒng)稱為超壓，其中壓力系數(shù)1.2～1.6為弱超壓，1.6～2.0為強超壓，大于2.0為極強超壓。

圖3 準南前陸沖斷帶實測地層壓力與深度關系圖

縱向上，異常高壓的分布主要受地層層位和巖性組合的控制。準南沖斷帶主要發(fā)育 3套厚層泥巖段（見圖 4、圖 5），從下到上分別是吐谷魯群下部、安集海河組中段、塔西河組下部，這 3套厚層泥巖段由于巖性致密、排液不暢，是區(qū)域上超壓發(fā)育的主要層位。受安集海河組和吐谷魯群下部這兩套區(qū)域性超壓泥巖段的封隔，在縱向上形成了超壓封存箱的結構，在縱向上將地層劃分為3套成藏組合和壓力系統(tǒng)，E2-3a組之上的上組合主要為常壓—弱超壓系統(tǒng)，安集海河組和吐谷魯群下部泥巖段之間的中組合主要為強超壓—局部弱超壓系統(tǒng)，吐谷魯群下部泥巖段之下的下組合主要為強超壓—極強超壓系統(tǒng)（見圖 4、圖 5）。在橫向上，不同構造帶巖性組合的差異對超壓的發(fā)育也具有一定的影響。四棵樹凹陷東部塔西河組泥巖厚度超過1 000 m，疊加新近系以來的快速沉積，在塔西河組就開始出現(xiàn)超壓，以高探 1井在塔西河組組的超壓最為顯著，壓力系數(shù)約為1.2～1.6；西湖1井由于塔西河組泥巖厚度減小，超壓強度降低；往東由于塔西河組泥巖厚度減薄和上覆地層厚度減薄，塔西河組整體上不再發(fā)育超壓；但呼探 1井區(qū)塔西河組泥巖厚度局部增厚，厚度達到600 m，因此也具有一定幅度的局部超壓（見圖4）。除了塔西河組局部發(fā)育的超壓帶之外，區(qū)域上穩(wěn)定發(fā)育的超壓頂界面在安集海河組厚層泥巖段開始出現(xiàn)。

圖4 準南沖斷帶5口深井地層壓力剖面對比圖（剖面位置見圖1）

古近系超壓主要分布于褶皺背斜帶和四棵樹凹陷東部（見圖6a）。前人認為新近系與古近系的超壓主要分布于霍爾果斯—瑪納斯—吐谷魯背斜帶[6-8]，但近期勘探揭示四棵樹凹陷高泉背斜與西湖背斜的新近系與古近系也同樣發(fā)育超壓[16-17]。褶皺背斜帶西段古近系超壓強度最大，最強超壓位于霍爾果斯、安集海地區(qū)，霍爾果斯油氣藏古近系壓力系數(shù)為2.36～2.46，安集海油藏古近系壓力系數(shù)為 2.30。由超壓中心向外，壓力系數(shù)逐漸降低，呼圖壁氣藏的古近系壓力系數(shù)降為0.93～1.25，卡因迪克油藏古近系壓力系數(shù)為1.03。

侏羅系超壓體系具有南強北弱、西強東弱的基本特征（見圖6b）。超壓中心位于四棵樹凹陷東部，如高探1井頭屯河組儲集層壓力系數(shù)為2.20，西湖1井頭屯河組儲集層壓力系數(shù)為 2.18，為極強超壓。由超壓中心向外，壓力系數(shù)逐漸降低，褶皺背斜帶東部呼探1井侏羅系儲集層壓力系數(shù)降為1.82～1.83。往四棵樹凹陷西側的斜坡區(qū)壓力系數(shù)快速降低，如卡因迪克油藏侏羅系壓力系數(shù)僅為 1.25，四參 1井侏羅系壓力系數(shù)為 1.06，反映埋深變淺，與盆緣的常壓流體相通，壓力逐漸恢復正常。往北部斜坡區(qū)，侏羅系壓力系數(shù)同樣逐漸降低，主要為弱超壓，如盆參 2井三疊系—侏羅系壓力系數(shù)為 1.5～1.6[16]。山前斷褶帶侏羅系直接出露地表，缺少安集海河組和吐谷魯群下部泥巖段這兩套區(qū)域超壓泥巖蓋層的封蓋，保存條件較差，超壓逐漸釋放，現(xiàn)今主要為常壓—弱超壓，如齊古構造的壓力系數(shù)為1.21～1.40。

綜上所述，準南沖斷帶超壓體系縱向上具有多層系發(fā)育、越深超壓規(guī)模越大的基本特征，橫向上超壓體系在山前帶最不發(fā)育，褶皺背斜帶和四棵樹凹陷東部最發(fā)育、斜坡區(qū)較發(fā)育的特征（見圖 5、圖 6）。對比古近系與侏羅系超壓分布可以看出，這兩個層系的共性特征是強超壓區(qū)都位于高泉—獨山子—安集?！魻柟贡承睅?。兩者不同之處在于：①侏羅系超壓的分布范圍要大于古近系，往北部斜坡區(qū)，侏羅系仍存在弱超壓，而古近系超壓分布相對局限。②侏羅系和古近系的最大壓力系數(shù)雖然相近，但過剩壓力值侏羅系要遠大于古近系（見圖5），說明下組合的動力條件要強于中組合。③下組合超壓帶發(fā)育的厚度規(guī)模要遠大于中組合（見圖5）。下組合從清水河組底部砂礫巖到巨厚的侏羅系，乃至下伏的三疊系、二疊系的巨厚地層中都發(fā)育強超壓，這與下組合埋深大、儲集層整體致密、排液不暢的封閉流體環(huán)境有關。

圖5 過齊古1井—大豐1井的南北向過剩壓力剖面分布圖（剖面位置見圖1）

圖6 準南沖斷帶重點層系地層壓力平面分布圖

3 超壓形成機制及超壓差異分布原因

3.1 超壓成因判識及其貢獻率計算

有關超壓的形成機制前人研究較多，歸類后可將沉積盆地超壓成因分為5種類型[18-21]：不均衡壓實（垂向負荷為主）、流體膨脹、水平構造擠壓、超壓傳遞和成巖作用，其中流體膨脹主要包括生烴作用、油裂解生氣和水熱作用。上述超壓機制中流體膨脹、超壓傳遞、水平構造擠壓和成巖作用等產(chǎn)生超壓后可引起上覆載荷的卸載，可統(tǒng)稱為卸荷增壓。針對前陸盆地超壓成因與演化，建立了適用于前陸擠壓特色的超壓成因判識及超壓演化定量模擬方法，構建了不同類型超壓成因的判識圖版[9-10]，并綜合考慮構造應力和垂向載荷雙重壓實作用對地層壓力的影響，自主開發(fā)形成前陸盆地超壓演化數(shù)值模擬PressMod軟件，實現(xiàn)了對不同成因類型超壓形成與演化的定量化數(shù)值模擬[9]。

下面以高探 1井為例，分析不同類型超壓成因判識及各成因超壓貢獻率計算的方法。①根據(jù)泥巖綜合壓實曲線、泥巖聲波速度與垂向有效應力、密度的關系圖版，判斷超壓的主要成因機制。高探 1井泥巖在2 710 m以淺基本為正常壓實，而該深度以下具有異常高孔隙度的欠壓實特征，且卸荷增壓對泥巖超壓的形成具有重要貢獻[17]。而高探 1井清水河組及以上的泥巖中有機質含量低或不含有機質，且該地區(qū)整體上熱演化程度較低，還沒有進入大量生油氣階段，其卸荷作用的產(chǎn)生不應為生烴增壓所致[17]。另外，前人研究認為泥巖中黏土礦物轉化等成巖作用不是該地區(qū)超壓形成的主要機制[9-10]。因此，綜合分析認為泥巖中卸荷作用應主要為構造擠壓增壓所致。②利用PressMod軟件定量模擬沉積和構造擠壓作用對地層超壓的影響[9]。研究區(qū)在喜馬拉雅期以來特別是喜馬拉雅晚期經(jīng)歷了來自北天山的強烈構造擠壓作用，構造應力大小設置參考前期研究成果[22]，數(shù)值模擬得到欠壓實增壓、構造擠壓增壓和超壓傳遞增壓的大小及其演化（見圖7）。超壓傳遞的產(chǎn)生與背斜的形成和斷裂的開啟有密切關系，四棵樹凹陷西湖和獨山子背斜形成于距今1 Ma之后[23]，這些構造形成時伴隨著斷裂的形成和開啟，促使了沿儲集層砂體側向上和沿斷裂垂向上的超壓傳遞產(chǎn)生。從圖7可以看出，高探1井清水河組在塔西河組沉積期已基本形成欠壓實作用，而強烈構造擠壓發(fā)生在該時期之后，已形成的較好的封閉條件為構造擠壓增壓的形成奠定了基礎，伴隨著沉積速率的增大和構造擠壓作用的增強，地層超壓程度逐漸增大，距今1 Ma以來斷背斜構造的形成促進了超壓傳遞，使得清水河組的地層壓力進一步增大。

圖7 高探1井清水河組不同成因類型超壓發(fā)育演化圖

利用以上方法定量分析了高探1、獨山1、西湖1、霍10、安001、瑪納001、吐谷1、東灣1、大豐1等重點探井的欠壓實增壓、構造擠壓增壓和超壓傳遞增壓的大小及其對侏羅系頂部現(xiàn)今超壓的貢獻率（見圖8、圖 9）。

圖8 準南沖斷帶典型井侏羅系頂部儲集層超壓構成直方圖

圖9 準南沖斷帶典型井紫泥泉子組儲集層超壓構成直方圖

3.2 超壓差異分布的原因

不同區(qū)帶、不同層位儲集層由于超壓成因構成及各成因超壓貢獻率有差異，造成超壓強度在縱向上和橫向上具有差異性的分布。分析認為，準南沖斷帶超壓在橫向上的差異分布主要受控于不均衡壓實和構造擠壓作用強度在不同區(qū)帶上的差異。①古近紀以來，沉積沉降中心逐漸從中段向西段遷移，新近紀以來地層厚度中心位于高探1—西湖1—獨山1井區(qū)，地層厚度最高達到4 400 m，而中段呼圖壁背斜新近系厚度僅為2 600 m。受這種差異沉降的影響，位于四棵樹凹陷的高探1、獨山1、西湖1井區(qū)侏羅系在早期淺埋、晚期快速深埋的作用下，欠壓實作用顯著[24]，欠壓實增壓對侏羅系總超壓的貢獻率為 33%～40%，大于中段的貢獻率 10%～22%（見圖 8）。②研究區(qū)在喜馬拉雅晚期經(jīng)歷了強烈構造擠壓作用，根據(jù)構造應力場模擬結果[22]，侏羅系齊古組最大主應力位于四棵樹凹陷—霍爾果斯地區(qū)。從超壓成因貢獻率來看，四棵樹凹陷的高泉背斜、西湖背斜和獨山子背斜，霍爾果斯、安集海背斜的構造擠壓作用的增壓貢獻率相比于東部的瑪納斯、吐谷魯、呼圖壁背斜帶整體要大（見圖8、圖9），這與西段的構造擠壓應力值最大是一致的。

此外，超壓傳遞增壓對準南沖斷帶的超壓構成也有重要貢獻[8-10]。褶皺背斜帶下組合發(fā)育多條與深部油氣源溝通的斷裂[24-25]，這些背斜超壓傳遞引起的增壓作用普遍較大，為19～33 MPa，其超壓傳遞增壓對總超壓的貢獻率在 25%～54%，其中中段霍爾果斯—瑪納斯—吐谷魯背斜帶、安集海背斜、呼圖壁背斜其超壓傳遞增壓貢獻率最大，為37%～54%（見圖8、圖9），這可能與該地區(qū)深部侏羅系烴源巖生烴增壓更大，油氣充注動力更強有關。由于斷裂-蓋層組合樣式以及斷裂與油源的溝通程度不同，導致上述背斜中組合儲集層與深部油氣源的溝通能力有較大差異[12-13,17]。如霍爾果斯和安集海河背斜中組合儲集層斷裂與深部油源溝通性較好，中組合儲集層的壓力系數(shù)高達2.2～2.4，超壓傳遞增壓貢獻率為 60%～65%，而高泉背斜、西湖背斜、獨山子背斜中組合儲集層斷裂與深部油源溝通性較差，中組合儲集層超壓傳遞增壓貢獻率僅為0～24%（見圖8、圖9）。

4 超壓對油氣成藏的控制作用

準南沖斷帶超壓形成演化對油氣成藏和分布具有重要的控制作用，主要表現(xiàn)為以下3個方面。

4.1 超壓對儲集層物性變差的抑制作用

通過對準南沖斷帶深部白堊系—侏羅系儲集層物性統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，6 000 m以深的超深層儲集層物性普遍為5%～10%，且以原生孔隙為主，普遍占總孔隙的65%～95%[26]，在同等埋深下具有異常高孔隙度的特征，充分說明超壓作用對儲集層物性具有一定的保持作用[17]。清水河組及以下儲集層往往發(fā)育超高壓，這種超壓的形成可較好抑制儲集層孔隙度的降低，因此，深層儲集層中亦可發(fā)育相對優(yōu)質儲集層，極大拓展了深層—超深層的勘探深度。超壓對儲集層物性變差是否具有較強的抑制作用還取決于超壓形成與儲集層致密化時間的先后關系，可分為兩種情況。①超壓形成于儲集層致密化之前，對儲集層物性演化有較強的抑制作用。以西湖 1井為例，該區(qū)具有早期長期淺埋、晚期快速深埋的埋藏歷史（見圖10a），數(shù)值模擬發(fā)現(xiàn)，在不考慮超壓抑制減孔的正常壓實作用下，現(xiàn)今儲集層孔隙度約為2%；而實際上，在距今18 Ma以來的快速深埋和強烈擠壓過程中，儲集層中開始形成了強超壓，超壓形成后降低了有效垂向應力，抑制了儲集層孔隙度的降低，該抑制減孔作用可保存約6%的孔隙度免受破壞，最終保持現(xiàn)今為 8%左右的儲集層孔隙度（見圖 11a）。根據(jù)流體包裹體分析可以確定西湖 1井上侏羅統(tǒng)原油充注時間約為 13 Ma[27]，油充注時間與超壓開始形成時間較為一致，且油充注時儲集層尚未進入致密化階段，原油充注和超壓抑制減孔作用共同保持了儲集層物性。②強超壓形成于儲集層致密化之后，超壓對儲集層物性變差的抑制作用相對較弱。以大豐 1井為例，該井具有持續(xù)穩(wěn)定埋藏的特點（見圖 10b），儲集層物性在強超壓形成之前就已進入致密化階段，后期超壓對儲集層孔隙度降低同樣產(chǎn)生了抑制作用，但僅保存了大約2%的孔隙度免受破壞（見圖11b）。盡管該地區(qū)下組合儲集層物性相對較差，但該地區(qū)油氣充注動力較強，深部侏羅系和二疊系生成的油氣同樣可有效充注進入下組合儲集層之中，大豐 1井侏羅系儲集層超壓構成評價顯示超壓傳遞增壓占總過剩壓力的比例可達43%左右（見圖8），證實其經(jīng)歷了強勁的油氣充注作用，呼探 1井的高產(chǎn)也證實了這一觀點。

圖10 準南沖斷帶西湖1井與大豐1井埋藏熱演化史

圖11 準南沖斷帶西湖1井與大豐1井過剩壓力與孔隙度演化史

4.2 超壓泥巖蓋層對烴的封存作用

超壓泥巖蓋層依靠毛管壓力封閉和超壓封閉雙重封閉機理，對下伏油氣起到很好的封閉作用，是中組合和下組合兩套超高壓系統(tǒng)得以形成和保持的關鍵。一方面，超壓泥巖蓋層的壓力往往大于下伏儲集層中的壓力，這一壓力差將增大蓋層的毛細管封蓋能力，增加能夠封閉的烴柱高度[28]。另一方面，安集海河組和吐谷魯群超壓泥巖段的彈性模量及抗剪強度低，為區(qū)域上的力學軟弱層，作為滑脫層控制了垂向上的分層構造變形（見圖1b）[29]；斷層在塑性的超壓泥巖段傾角變緩或發(fā)生愈合，使得斷層封閉性在超壓泥巖段增強。因此，在斷層的溝通和在超壓泥巖段的封閉作用下，安集海河組和吐谷魯群超壓泥巖蓋層之下是油氣規(guī)模富集的主要場所。

在中組合，安集海河組超壓泥巖蓋層嚴格地控制了油氣藏的垂向分布，已發(fā)現(xiàn)油氣藏主要位于安集海河組超壓泥巖之下，只有獨山子、安集海和霍爾果斯背斜受到穿層斷層的破壞作用，少量油氣調整至上組合（見圖12）。在下組合，吐谷魯群下部的厚層超壓泥巖為下組合油氣的聚集和保存提供了有利條件。在吐谷魯群厚層超壓泥巖滑脫層的控制下，中組合的斷層在吐谷魯群泥巖段發(fā)生順層滑脫，下組合的斷層未切穿吐谷魯群厚層泥巖，從而為下組合的構造圈閉的完整性提供了重要保證（見圖5）。近幾年獲得重大突破的高探1井、呼探1等井揭示了下組合超高壓油氣系統(tǒng)的油氣勘探潛力。在缺失安集海河組和吐谷魯群這兩套超壓泥巖蓋層的山前斷褶帶地區(qū)，侏羅系多數(shù)直接出露地表，超壓逐漸釋放，目前主要為常壓—弱超壓，在三疊系—侏羅系內(nèi)部泥巖封隔層的封蓋下可以形成少量的油氣聚集，但規(guī)模和產(chǎn)能十分有限（見圖12）。

圖12 準南沖斷帶區(qū)域蓋層、成藏組合與油氣發(fā)育層位的關系

4.3 中等超壓強度有利于油氣富集和保存

從準南沖斷帶單井油氣產(chǎn)能與地層壓力系數(shù)的統(tǒng)計關系圖（見圖 13）上可以看出，總體上，隨著壓力系數(shù)的增大，單井油氣日產(chǎn)量逐漸增大，對于壓力系數(shù)大于1.6的油氣層，單井日產(chǎn)量呈跳躍式的增長，但當壓力系數(shù)大于2.1之后，單井日產(chǎn)量整體呈下降的趨勢。高探 1井白堊系壓力系數(shù)為 2.32，雖然測試產(chǎn)量達到1 259.7 t/d，但試產(chǎn)階段產(chǎn)量快速降低并見水，不能代表真實的油氣產(chǎn)能。因此，在整體強超壓背景下，超壓強度太高和太低均不利于油氣的富集和保存，其壓力系數(shù)一般為 1.6～2.1相對較好，這與前人研究指出的壓力系數(shù)中等的超壓帶、過渡帶是油氣勘探的有利部位[30]的認識是一致的。這主要是因為 3個方面的原因。

圖13 準南沖斷帶單井測試日產(chǎn)量與壓力系數(shù)關系圖

①超壓充注是致密砂巖形成高含氣飽和度和高產(chǎn)的前提條件[31]，由于準南下組合儲集層物性普遍較差，儲集層超壓強度越大，說明充注動力越強，越有利于油氣的充注。

②現(xiàn)今超壓強度太高（壓力系數(shù)大于2.1）時，一方面容易發(fā)生水力破裂而不利于油氣的保存，一方面造成源儲之間過剩壓力差降低，不利于油氣的充注。超壓強度太高，壓力系數(shù)超過2.2時，接近巖石破裂壓力線，容易發(fā)生水力破裂，從而導致油氣的漏失，在水力破裂的控制下，極強超壓圈閉能夠封存的動態(tài)烴柱高度十分有限，形成不了大規(guī)模油氣藏[17,32-33]。典型實例為高探1井白堊系油藏，清水河組5 771.5 m實測地層壓力系數(shù)為 2.32，十分接近蓋層內(nèi)先存斷層重新滑動的最大臨界壓力系數(shù) 2.35，說明清水河組油藏壓力已接近臨界狀態(tài)，預測高探 1井清水河組底礫巖段最大油柱高度為200 m左右[17]，遠小于高泉背斜圈閉閉合高度500 m。在高探1井突破后，針對高泉構造鉆探的兩口評價井——高 101和高 102井油氣顯示較差，高探 1井試產(chǎn)階段產(chǎn)量快速降低并見水，充分說明高探 1井白堊系油藏規(guī)模較小，極強超壓的發(fā)育造成的蓋層水力破裂限制了油藏的烴柱高度[17]。在準南前陸沖斷帶的西段發(fā)育著眾多的泥火山，且出露油氣苗，如獨山子泥火山、托斯臺泥火山和四棵樹泥火山等[34]，這些泥火山的形成和發(fā)育與西段中深層極強超壓油氣藏的發(fā)育有關，反映了超高壓油氣圈閉的動態(tài)釋壓和流體釋放作用。

③在準南沖斷帶整體超壓的背景下，超壓強度太低（壓力系數(shù)小于1.4）則說明保存條件較差，造成壓力和油氣的泄露。如山前斷褶帶侏羅系儲集層大幅抬升剝蝕后，保存條件變差、超壓釋放，現(xiàn)今儲集層壓力系數(shù)降低，一般小于1.4。在大幅抬升過程中，泥巖蓋層易發(fā)生破裂而失效，導致油氣發(fā)生泄漏，油氣藏多被破壞[35-36]。因此，山前斷褶帶除了在齊古背斜發(fā)現(xiàn)少量殘留油氣之外，其他構造僅見到少量油氣顯示。

5 結論

準南沖斷帶普遍發(fā)育異常高壓，超壓體系縱向上具有多層系發(fā)育、越深超壓規(guī)模越大的基本特征。超壓主要分布在古近系、下白堊統(tǒng)和中下侏羅統(tǒng)，但不同地區(qū)、不同層系超壓發(fā)育程度差別較大。在縱向上，異常高壓的分布主要受地層層位和巖性組合的控制。在橫向上，褶皺背斜帶超壓強度最大，并以此為中心向周圍超壓強度逐漸降低。

構造擠壓作用是準南沖斷帶儲集層超壓形成的最主要成因，其次為欠壓實和超壓傳遞作用。準南沖斷帶超壓平面分布差異主要受控于不同地區(qū)欠壓實作用和構造擠壓作用強度的差異。溝通深部超壓層系的斷層造成的垂向超壓傳遞作用對該區(qū)超壓幅度的進一步增大有重要貢獻。

準南沖斷帶超壓形成演化對油氣成藏和分布具有重要的控制作用，具體表現(xiàn)在：當強超壓形成于儲集層致密化之前時，超壓對深層儲集層物性具有重要保持作用，拓展了深層—超深層的勘探深度；安集海河組和吐谷魯群超壓泥巖蓋層之下是油氣規(guī)模富集的主要場所；在整體強超壓背景下，超壓強度太高或太低均不利于油氣富集與保存，壓力系數(shù)為1.6～2.1最好。