随着松辽盆地油气勘探开发的不断深入，常规油气勘探难度越来越大，而致密油气具有广阔的勘探前景，致密气已经成为松辽盆地深层天然气勘探的热点^[1-2]。近年来，盆地内徐家围子断陷SS9H井、XT1井在白垩系深层沙河子组相继获得高产工业气流，证实了沙河子组致密气巨大的勘探潜力^[3]。目前，徐家围子断陷白垩系沙河子组已探明致密气资源量为3 514×10⁸ m³，已探明天然气地质储量为189.24×10⁸ m³，致密气分布面积广、储量丰度高，是深层重要的非常规天然气资源^[3-5]。随着松辽盆地深层勘探的不断深入，发现深层气藏普遍发育超压^[6]，而地层超压的形成和演化对致密气藏的形成、分布及运聚等都可产生重要影响，具体表现为，①超压可为油气运移提供充足的动力^[7]；②当超压形成于储集层致密化之前时，对深层储集层物性具有重要保持作用^[8]；③超压可以产生微裂缝，为油气提供储集空间；④泥岩盖层依靠超压封闭机理对下伏油气可以起到很好的封闭作用^[9]。因此，开展徐家围子断陷深层沙河子组超压的形成机制及其演化研究非常有必要。前人针对徐家围子断陷沙河子组超压的研究主要集中于成因方面，认为生气作用是主要原因，而欠压实作用对沙河子组超压贡献较小^[10-11]。目前，对该区沙河子组超压形成演化过程及在不同构造部位、不同岩性之间的差异还不清楚，制约了其勘探开发。

基于前人研究成果，利用测井、钻井、录井、压力测试与试气等资料，对松辽盆地徐家围子断陷沙河子组超压的成因机制进行分析；利用数值模拟方法，定量恢复不同构造部位、不同岩性地层超压的演化，并定量计算超压贡献率，总结沙河子组超压的差异演化和分布特征，以期为徐家围子断陷深层油气勘探和油气田安全钻探工作提供一定的指导。

松辽盆地位处中国东北部，横跨黑龙江、吉林和辽宁三省，整体呈北北东向，长为750 km，宽为350 km，面积约为2.6×10⁵ km²，石油资源量为134.28×10⁸ t，天然气资源量为4.96×10¹² m³，是大型的陆相含油气盆地^[12-14]。受太平洋板块俯冲形成的近东西向拉张应力影响，松辽盆地形成了彼此分割且发育大小不一的多达七十多个断陷盆地，可以划分为6个一级构造单元和32个二级构造单元。其演化可以划分为5个阶段，基底形成阶段（Є—T₃）、盆地隆升阶段（J₁—J₂）、断陷盆地阶段（J₃—K₁d）、沉积坳陷阶段（K₂q—K₂n）和萎缩平衡阶段（K₂s—Q）^[14]。

本文研究区徐家围子断陷是松辽盆地北部规模较大的侏罗系断陷，是东南断陷区内的二级构造单元，西与安达—肇州背斜带相连，南东、北东以爬坡形式向肇东—朝阳沟背斜带过渡，北邻明水斜坡，是盆地内最重要的油气勘探区域^[15]（图 1a）。研究区自下而上依次发育上侏罗统火石岭组（J₃h），下白垩统沙河子组（K₁sh）、营城组（K₁yc）、登娄库组（K₁d）和泉头组（K₁q），上白垩统青山口组（K₂qn）、姚家组（K₂y）、嫩江组（K₂n）、四方台组（K₂s）、明水组（K₂m），古近系依安组（Ey），新近系（N）和第四系（Q），发育多套烃源岩、储集层和盖层，形成了多个含油气系统和多套成藏组合。沙河子组为自生自储式成藏组合，发育还原条件下的湖沼相-扇三角洲相，局部为火山碎屑岩相，自下而上可划分为沙一段，沙二段和沙三段。沙一段（K₁sh¹）主要发育灰黑色泥岩与灰色砾岩、灰黑色煤层呈不等厚互层，泥岩和煤层为研究区主力烃源岩层；沙二段（K₁sh²）岩性复杂，发育灰黑色泥岩、粉砂质泥岩，灰色泥质粉砂岩、粉砂岩，杂色砂砾岩，深灰色安山质火山角砾岩和灰黑色煤层，其中粉砂岩和砂砾岩为主要储集层；沙三段（K₁sh³）岩性主要为灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩，其中泥岩为区域盖层（图 1b）。整体上，沙河子组自下而上颗粒粒度逐渐变小、煤层逐渐减少，宏观上呈正旋回特征，指示大规模水进过程。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 松辽盆地徐家围子断陷构造地质图（a）和白垩系沙河子组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic geological map(a)and stratigraphic column of Cretaceous Shahezi Formation(b)in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

以徐家围子断陷5口探井共14个沙河子组实测地层压力数据（钻杆测试压力DST）为基础，计算地层压力系数，并绘制实测地层压力和压力系数随埋深的关系图。结果（图 2）显示，沙河子组过剩压力为4.01~14.66 MPa，压力系数为1.12~1.37。依据前人对异常压力的划分方案^[16-17]，该地层为常压-弱超压系统，且不同构造单元沙河子组发育的超压存在差别，整体上凸起区超压略高于凹陷区和斜坡带。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组压力与埋深关系 Fig. 2 Relationship between pressure and buried depth of Cretaceous Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

前人研究认为沉积盆地超压成因机制主要有欠压实作用^[18]、流体膨胀作用^[19]、成岩作用^[20]、超压传递作用^[21-22]和构造挤压作用^[23]等5类，其中流体膨胀超压成因主要有生烃作用、油裂解生气作用等^[19]。徐家围子断陷沙河子组烃源岩地层超压的主要机制为生烃膨胀作用和欠压实作用，其中泥岩层超压的主要机制为欠压实作用，而储层超压的主要形成机制为超压传递。

欠压实作用是沉积物在快速埋藏过程中，由于孔隙水未能及时排出阻止了岩石被压实，从而导致沉积物孔隙流体压力增大。欠压实作用往往表现出异常高孔隙度的特征，可通过测井、地震等响应特征进行识别，如声波时差、电阻率等出现正异常，密度、地震速度出现负异常等^[18]。欠压实超压的形成往往还伴随着厚层泥岩发育、砂泥岩互层和快速埋藏等^[24-25]。前人研究认为，当地层沉积速率超过40 m/Ma时，孔隙流体的排出就会受阻，泥岩就会产生欠压实作用，从而产生超压^[26-27]。以研究区XS1井为例，将地质历史时期的沉积厚度与沉积时间相除，即得到该井不同地质历史时期的沉积速率（图 3），该井在早白垩世沙河子组沉积期—晚白垩世的沉积速率超过40 m/Ma。此外，该时期研究区断陷中心快速沉积了一套半深湖—深湖相泥岩，厚度较大，普遍超过200 m，在深凹中心厚度可达1 200 m^[13]。因此，研究区沙河子组泥岩满足欠压实超压成因所必备的地质条件。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 松辽盆地徐家围子断陷XS1井白垩系沙河子组沉积速率 Fig. 3 Sedimentation rate of Cretaceous Shahezi Formation of well XS1 in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

欠压实作用会导致泥岩超压段内的沉积物孔隙度异常偏高^{[19, 27-28]}，孔隙度测井曲线可以较好地反映地层孔隙度随埋深的变化，但由于研究区密度测井和中子孔隙度测井数据不足，因此本文主要使用声波时差测井曲线观察沙河子组孔隙度的变化情况。如图 4所示，在正常压实地层段，声波时差值随深度的增加呈指数减小趋势，而泥岩段声波时差值偏离了这一趋势，出现异常偏高的特征。这也进一步证实欠压实作用是沙河子组泥岩层段超压的成因机制之一。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 松辽盆地徐家围子断陷典型井白垩系沙河子组泥岩压实曲线 Fig. 4 Mudstone compaction curve of typical wells of Cretaceous Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

烃源岩层中固态干酪根转化为液态石油、气体、不溶残余物及副产品时常常伴有体积膨胀，在封闭系统内，这种变化可导致流体增压^[29-30]。研究区沙河子组烃源岩实际地球化学资料显示，有机碳含量（TOC）为0.10%~59.14%，平均值为11.81%；镜质体反射率R_o为2.42%~3.47%，平均值为2.81%，有机质处于过成熟阶段，干酪根类型主要为Ⅲ型。前人研究指出该烃源岩从泉头组沉积早期（110.0 Ma）开始快速生气，在青山口组沉积早期（95.0 Ma）和嫩江组沉积中期（75.0 Ma）出现了2次生烃高峰^[31-32]。综上分析认为，沙河子组烃源岩具备生烃增压的基础条件。

泥岩的声波速度-密度关系图版常被用来区分泥岩超压的主要形成机制，由于泥岩中欠压实增压形成后孔隙度基本不变，声波速度和密度均不发生变化，所以泥岩中仅欠压实增压时，超压泥岩点将落在泥岩加载趋势线上。已形成欠压实封闭的富有机质泥岩在达到一定的热演化程度后，会由于生烃膨胀作用而产生流体增压，这时由于生烃增压前后其泥岩孔隙度（密度）基本不变，而生烃增压引起泥岩有效应力降低会导致声波速度降低，因此，产生生烃增压的泥岩点将落在加载趋势线下方^{[22-23, 31]}。利用XS1井的泥岩正常压实段声波速度和密度拟合加载趋势线，绘制声波速度-密度交会图版，将与XS1井相邻的XS401井沙河子组超压泥岩点投放在该图版中。结果（图 5）显示：XS401井沙河子组超压泥岩点大部分位于加载趋势线上，但也有少数点发生偏离，分析认为XS401井沙河子组泥岩超压机制除了有欠压实作用，也有生烃增压作用。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组声波速度-密度关系图版 Fig. 5 Sonic velocity density relation chart of Cretaceous Shahezi Formation of well XS401 in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

超压传递作用主要有2种方式，一是垂向上沿断裂传递，二是横向上沿倾斜的渗透性砂体传递，超压传递增压的产生与背斜的形成和断裂的开启有密切关系^[22]。研究区沙河子组沉积时期经历了较强烈的构造运动，断裂发育，其中多条断裂与深部油气源沟通，在强烈的构造作用下断裂会周期性开启，具备发生垂向超压传递作用条件。此外，区域中北部发育2个背斜构造，背斜的形成经历了沙河子组沉积末期和营城组沉积末期2个阶段，以沙河子组沉积末期为主^[32]，背斜两翼地层发生倾斜，同一渗透性地层在不同深度与具有不同过剩压力的泥岩层相接触。综合分析认为，研究区沙河子组具备沿倾斜渗透性砂体发生侧向超压传递作用的条件。

声波速度-垂向有效应力图版是判断砂岩储层超压传递作用的常用方法，利用正常压实段泥岩层的声波速度和垂向有效应力建立图版，将实测超压段邻近泥岩段的储层声波速度和垂向有效应力关系点投到图版中，依据“超压传递增压会引起地层垂向有效应力减小，同时引起声波速度略微降低”这一特征，可知实测超压点会落在正常压实趋势线的左方，据此可判断储层中的超压传递增压机制^[21-22]。由XS1，ZS32，ZS12，SS9H，SS10和SS111等6口井沙河子组声波速度-垂向有效应力图版（图 6）可知，储层超压点都明显偏离了正常压实趋势线。这说明储层超压存在卸荷增压机制（超压传递作用和构造挤压作用）的贡献，而根据前人的研究，构造挤压作用形成的超压只发育于挤压盆地，而普遍认为松辽盆地在绝大多数时间是处于伸展作用之中，挤压作用主要发生在晚白垩世，且比较短暂^[33-35]，因此可以认为沙河子组储层的卸荷增压作用主要为超压传递作用。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 松辽盆地徐家围子断陷典型井白垩系沙河子组声波速度-垂向有效应力关系图版 Fig. 6 Acoustic velocity-vertical effective stress relationship chart of Cretaceous Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

研究区储层为碎屑岩储集层，从6口典型井沙河子组储层124个孔隙度数据和117个渗透率数据可知，孔隙度为0.91%~10.80%，平均值为4.82%；渗透率为0.001~4.707 mD，平均值为0.211 mD（图 7）。整体而言，沙河子组储层发育致密、物性差，欠压实作用难以形成，储层中的超压基本为超压传递作用导致。烃源岩层在生烃作用和欠压实作用的双重影响下形成了较强的超压，超压沿着断裂从垂向上、沿着背斜中倾斜且具有渗透性的砂体从横向上传递到储层中，使储层中形成超压。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组孔隙度（a）、渗透率（b）分布直方图 Fig. 7 Distribution histogram of porosity(a)and permeability(b)values of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

在对徐家围子断陷沙河子组超压成因机制进行分析的基础上，利用数值模拟方法恢复不同构造单元、不同岩性地层超压的演化过程，并定量分析超压机制的贡献率，明确超压的差异演化和分布特征。

本次数值模拟通过PressMod数值模拟软件实现，该软件可实现一维欠压实增压史、生烃增压史的模拟恢复，在准噶尔盆地、库车坳陷等地区的应用均取得了较好的效果，具有较强的可靠性^{[21, 23]}。模拟过程中，建立了埋藏史、热演化史、欠压实超压演化史、生烃增压史等多个模型。埋藏史模型采用反演回剥法^[36]，地质历史时期的相应地层剥蚀量数据主要参考李儒峰等^[37]和张大智等^[38]的研究成果。烃源岩热演化史模型采用Easy%R_o模型^[39]，并通过实测温度和R_o值对模拟结果进行约束，以XS1井为例，实测温度和实测R_o与各自的模拟结果对照来看，整体吻合较好（图 8）。欠压实超压数值模拟所用的地质模型主要参考王震亮等^[40]建立的考虑垂向载荷压实作用的流体动力学方程，该方程可较好地反映欠压实增压的形成及演化过程。生烃增压评价模型采用郭小文等^[41-42]的研究成果。超压传递增压评价时，将现今储层实测压力计算的超压全部视为超压传递增压，依据目的层断裂开启和背斜形成的主要发生时期，推断沙河子组储层超压传递增压发生的关键时期，并与数值模拟恢复的烃源岩层超压演化结果相结合来分配几个关键时期的超压传递增压占比，以此评价超压传递增压的演化过程。此外，数值模拟的边界条件有大地热流值和古水深等，古水深资料将申家年等^[43]对松辽盆地白垩纪湖泊水体温度和古气候温度的研究，与张世奇等^[44]对松辽盆地中生代沉积基准面变化的研究成果相结合，确定了不同时期的古水深数值^[45-46]；大地热流值参考孟张勇^[14]的研究成果，将研究区现今大地热流取值86 mW/m²，大地热流的演化则参考李志安^[47]的研究成果。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 松辽盆地徐家围子断陷XS1井白垩系沙河子组埋藏史（a）和热史（b） Fig. 8 Burial history(a)and thermal history(b)of Cretaceous Shahezi Formation of well XS1 in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

以宋站低凸起（SS9H井）、肇州凹陷（ZS32井）、安达凹陷（SS111井）、徐东斜坡带（SS10井、XT1井）和徐西凹陷（XS401井、XS1井）等5个不同构造单元共7口代表井为例进行模拟，其中模拟井的现今地层厚度、各地层的沉积时间及岩性、烃源岩层的基础数据都是以实际钻井资料和地球化学参数为依据。由于研究区沙河子组烃源岩层主要发育煤层、富有机质泥岩和贫有机质泥岩^[48]，因此，设置了3种不同岩性的烃源岩参数（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组烃源岩层不同岩性数值模拟参数统计（据文献[48]修改） Table 1 Numerical simulation parameters of different lithologies of Cretaceous Shahezi Formation source rocks in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin 井名 构造位置 岩性 厚度/m TOC/% 干酪根类型 原始氢指数/（mg·g-1） SS10 徐东 斜坡带 富有机质泥岩 贫有机质泥岩 煤层 200 100 35 3.5 0.8 37.1 Ⅲ Ⅲ Ⅲ 130 140 120 XS1 徐西 凹陷 富有机质泥岩 贫有机质泥岩 煤层 200 100 70 3.0 0.9 41.0 Ⅲ Ⅲ Ⅲ 130 140 110 SS9H 宋站 低凸起 富有机质泥岩 贫有机质泥岩 煤层 500 100 100 2.7 0.7 42.0 Ⅲ Ⅲ Ⅲ 110 140 100 ZS32 肇州 凹陷 富有机质泥岩 贫有机质泥岩 煤层 250 200 20 2.1 0.5 35.0 Ⅲ Ⅲ Ⅲ 130 140 130 SS111 安达 凹陷 富有机质泥岩 贫有机质泥岩 煤层 300 100 80 3.1 0.6 37.0 Ⅲ Ⅲ Ⅲ 130 140 110 XT1 徐东 斜坡带 富有机质泥岩 贫有机质泥岩 煤层 300 100 10 2.5 0.7 37.0 Ⅲ Ⅲ Ⅲ 120 140 130 XS401 徐西 凹陷 富有机质泥岩 贫有机质泥岩 煤层 250 150 10 2.8 0.8 38.0 Ⅲ Ⅲ Ⅲ 120 140 130

下载CSV 表 1 松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组烃源岩层不同岩性数值模拟参数统计（据文献[48]修改） Table 1 Numerical simulation parameters of different lithologies of Cretaceous Shahezi Formation source rocks in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

对7口模拟井的3种不同岩性烃源岩进行超压数值模拟，结果（图 9）表明，3种不同岩性烃源岩的超压演化特征基本相同，大致可分为缓慢增压、快速增压和保持稳定3个阶段；煤层产生的过剩压力普遍大于富有机质泥岩和贫有机质泥岩，仅XT1井和XS1井沙河子组富有机质泥岩产生的过剩压力最高，分析认为是由于这2口井靠近或位于生烃中心，富有机质泥岩发育厚度大，有机碳含量较高^[48]所致。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组烃源岩层不同岩性过剩压力演化特征 Fig. 9 Evolution of excess pressure of different lithologies of Cretaceous Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

以XS1井（图 9b）为例阐述沙河子组烃源岩超压演化特征。白垩纪早—中期（138.0~85.5 Ma）缓慢增压阶段，由于欠压实作用和烃源岩缓慢生烃作用，烃源岩产生过剩压力，煤层、富有机质泥岩和贫有机质泥岩的过剩压力分别为9.87 MPa，19.92 MPa和2.33 MPa；白垩纪晚期（85.5~65.0 Ma）快速增压阶段，沙河子组烃源岩层大量生气，地层过剩压力快速增大，煤层、富有机质泥岩和贫有机质泥岩过剩压力分别为24.48 MPa，41.91 MPa和6.31 MPa；古近纪早期（65.0 Ma）至今为保持稳定阶段，沙河子组缓慢沉积，烃源岩层中的生烃增压作用一直保持到第四系，地层过剩压力基本保持不变，煤层、富有机质泥岩和贫有机质泥岩过剩压力大小为24.53 MPa，41.40 MPa和6.27 MPa。

通过数值模拟结果计算7口代表井沙河子组烃源岩的欠压实作用和生烃增压作用对现今沙河子组超压的贡献率。结果（图 10）表明，不同岩性的烃源岩生烃增压贡献率差异大，煤层的生烃增压贡献率较大，为67.06%~88.70%，欠压实增压贡献率较小，为11.30%~32.94%，在不同构造单元中的贡献率变化不大。富有机质泥岩以生烃增压为主，在不同构造单元中生烃增压贡献率差异大，表现为凹陷区（67.63%~94.90%）>斜坡带（74.6%~84.92）>凸起区（48.85%），欠压实增压贡献率则相反，表现为凸起区（51.15%）>斜坡带（15.08%~25.40%）>凹陷区（5.10%~32.37%）。贫有机质泥岩生烃增压贡献率相对较低，表现为凹陷区（37.52%~66.13%）>斜坡带（21.31%~27.50%）>凸起区（19.63%），欠压实增压贡献率表现为凸起区（80.37%）>斜坡带（72.50%~78.69%）>凹陷区（33.87%~62.48%）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 松辽盆地徐家围子断陷不同构造位置白垩系沙河子组不同岩性烃源岩超压构成直方图 Fig. 10 Overpressure histograms of coal seams in different structural positions of Cretaceous Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

综上所述，研究区沙河子组烃源岩层超压主要为生烃增压作用，其中以煤层和富有机质泥岩的生烃增压作用为主；凹陷区烃源岩的生烃增压贡献率高于斜坡带和凸起区。

研究区沙河子组储层超压演化与断裂、背斜形成的关键时期有密不可分的关系。分别以XS1井和SS9H井为例，分析沙河子组储层的超压演化过程。结果（图 11）显示：白垩纪早—中期（138.0~85.5 Ma），是区域北部背斜构造的主形成期，沙河子组和营城组沉积期断裂活动性较强，断裂活动和背斜形成为储层超压传递增压作用提供了可能；由于该阶段烃源岩层的超压较低，因此，其引起的储层过剩压力增加幅度不大，XS1井和SS9H井储层过剩压力分别达到1.03 MPa和1.40 MPa，占现今总超压传递增压的10%（阶段储层过剩压力增量/储层总过剩压力增量）。白垩纪晚期（85.5~65.0 Ma），沙河子组烃源岩大量生气，生烃增压作用和欠压实作用使得烃源岩过剩压力增大，XS1井和SS9H井烃源岩过剩压力分别达到41.96 MPa和34.04 MPa；烃源岩的过剩压力通过断层和背斜构造传递至储层，储层的过剩压力随之增大，XS1井和SS9H井储层过剩压力分别增至9.30 MPa和12.62 MPa，增量分别为8.27 MPa和11.22 MPa，这是引起的储层超压值增大的主要部分，均约占现今总传递超压的80%。古近纪早期（65.0 Ma）至今，区域构造稳定，沙河子组烃源岩的生烃增压作用和欠压实作用均保持稳定，储层的过剩压力稳定增长，XS1井和SS9H井储层过剩压力分别为10.33 MPa和14.02 MPa，增量分别为1.03 MPa和1.40 MPa，均占现今总传递超压的10%。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 松辽盆地徐家围子断陷XS1井和SS9H井白垩系沙河子组储层过剩压力演化示意图 Fig. 11 Reservoir excess pressure evolution of Cretaceous Shahezi Formation of XS1 and SS9H in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

前人的研究结果表明，研究区沙河子组发育源-储共生型和源-储分离型2种天然气藏类型^[49]，从白垩纪早期（110.0 Ma）开始快速生气，南部徐西—徐东地区沙河子组存在2期油气充注，分别为100.0~94.0 Ma（泉头组沉积期）和90.0~80.0 Ma（青山口组—嫩江组沉积初期），北部安达—宋站地区沙河子组也存在2期油气充注，分别为94.0~82.0 Ma（青山口组—嫩江组沉积初期）和82.0~68.0 Ma（嫩江组末期—明水组时期），第2期油气充注强度均较第1期大，为关键油气运聚时期^[50]。沙河子组天然气既可以就近聚集于与烃源岩相邻的砂砾岩中，也可以通过断裂沿不整合面和大断裂向构造高部位运移（图 12）。综合分析认为，研究区关键油气运聚时期，沙河子组烃源岩生烃增压及欠压实作用均已经形成，源、储间的过剩压力差在凸起区（V2井）、斜坡带（V4井）和凹陷区（V1井、V3井和XS1井）分别为4.35 MPa、5.88 MPa和15.86~24.68 MPa，这为油气沿断裂或就近运移提供了充足的动力。同时，沙河子组上部贫有机质泥岩盖层的厚度普遍为55~110 m，在凹陷区可达200 m，在凸起区、斜坡带和凹陷区的过剩压力分别为13.87 MPa、15.15 MPa和6.21~21.20 MPa，该泥岩盖层中发育的超压可以为储层中油气提供超压封闭条件，进一步增强盖层的封闭能力。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组超压特征与油气分布示意图（据文献[51]修改，剖面位置见图 1a） Fig. 12 Schematic diagram of overpressure characteristics and oil and gas distribution of Cretaceous Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

（1）松辽盆地徐家围子断陷沙河子组储层属于常压-弱超压系统，沙河子组烃源岩超压以生烃增压作用为主，其次为欠压实作用，煤层和富有机质泥岩生烃增压贡献率较高；凹陷区烃源岩层的生烃增压贡献率较大，斜坡带和凸起区相对较小；储层超压为烃源岩超压对其的超压传递作用，与断裂及背斜的形成和发育密切相关。

（2）研究区沙河子组超压演化可分为白垩纪早—中期（138.0~85.5 Ma）缓慢增压，白垩纪晚期（85.5~65.0 Ma）快速增压，古近纪早期（65.0 Ma）至今保持稳定3个阶段。

（3）研究区沙河子组不同岩性地层超压差异性形成演化对深层天然气分布具有重要影响，源、储过剩压力差为油气沿断裂运移提供充注动力条件，贫有机质泥岩盖层发育的超压为下覆储层中油气提供超压封闭条件，进一步增强盖层的封闭能力。