準噶爾盆地車排子周緣地層超壓特征及其與油氣成藏的關系

徐正建，劉洛夫，吳康軍，肖飛，周長嘯

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準噶爾盆地車排子周緣地層超壓特征及其與油氣成藏的關系

徐正建1, 2，劉洛夫1, 2，吳康軍3，肖飛1, 2，周長嘯1, 2

(1. 中國石油大學(北京) 盆地與油藏研究中心，北京，102249；2. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249；3. 重慶科技學院石油與天然氣工程學院，重慶，410331)

以鉆井、測井相關資料為基礎，分析車排子周緣的超壓分布特征及形成機制，研究超壓對油氣藏形成的影響，結合油氣藏空間分布特征，探討研究區超壓分布與油氣成藏的關系。研究結果表明：在縱向上，發育古近系安集海河組與侏羅系八道灣組—三工河組上下2套超壓層，其主要形成機制分別為泥巖欠壓實和有機質生烴；在平面上，超壓主要分布在研究區南部，向北壓力逐漸減小。超壓對抑制成巖作用、減緩壓實作用、產生微裂縫以提高儲層儲集性能、增強對油氣的封蓋能力以及促進油氣的初次運移具有重要控制作用。超壓與油氣藏分布具有3種空間配置模式，即油氣藏分布于超壓層之上、油氣藏分布于超壓層內部以及油氣藏分布于超壓層之下。

超壓特征；油氣成藏；車排子凸起；準噶爾盆地

據不完全統計，世界上有180個沉積盆地發育超壓地層體系，其中油氣分布與超壓存在因果關系的約有160個，約占全球含油氣盆地的30%[1]，而我國有30多個地區或盆地發育超壓，并在超壓層系中發現大量油氣[2?3]，反映異常地層壓力與油氣生、運、聚以及鉆井工程具有緊密聯系[4?8]，因此，研究異常高壓的形成、分布及其與油氣成藏的關系是指導超壓盆地油氣勘探的一個重要課題[9]。前人對地層超壓的特征、成因及其與油氣成藏的關系做了大量研究，如查明等[10]研究準噶爾盆地異常高壓特征、成因及勘探意義；張衛海等[9]分析準噶爾盆地南緣古近系—新近系異常高壓系統與油氣成藏機制；郝芳等[11]探討超壓環境有機質熱演化和生烴作用機制；楊智等[12]對準噶爾盆地腹部超壓層分布與油氣成藏做了相關分析。但目前對準噶爾盆地車排子周緣超壓特征及其與油氣成藏方面的研究較少。本文作者根據鉆井實測壓力、泥漿密度、dc指數以及測井資料，分析研究區超壓的分布特征及其形成機制，研究超壓對油氣藏形成的影響，并結合研究區油氣藏的空間分布特征，綜合探討超壓層分布與油氣成藏的關系，指出有利油氣區，以期為車排子周緣油氣勘探提供參考。

1 地質概況

準噶爾盆地是我國西部大型含油氣盆地之一，盆地形態呈三角形，夾持于阿爾泰山造山帶與天山造山帶之間。研究區車排子周緣位于準噶爾盆地西北緣南部，主要包括車排子凸起、沙灣凹陷西部以及四棵樹凹陷東北部(如圖1所示)。車排子凸起形成于晚海西早期，是石炭系火成巖基底之上發育的繼承性凸起[13]。車排子周緣主要經歷了3個階段的構造演化(圖1)，石炭紀至侏羅紀為強烈隆升階段，車排子凸起地層剝蝕嚴重，直至出露石炭系，白堊紀以后構造活動平穩，研究區整體處于緩慢沉降階段，新近紀以后處于快速沉降階段。因此，車排子凸起主要發育侏羅系、白堊系、古近系、新近系和第四系地層。縱向上本區發育多套含油層系，分別為二疊系(P)、三疊系(T)、下侏羅統八道灣組(J1b)、下侏羅統三工河組(J1s)、上侏羅統齊古組(J3q)、下白堊統清水河組(K1q)以及新近系沙灣組(N1s)，并構成多種生儲蓋組合。

圖1 研究區構造單元示意圖與地層綜合柱狀圖

2 超壓層分布特征

根據研究區資料情況，可綜合運用平衡深度法和實測壓力預測研究區異常地層壓力。所謂平衡深度即在正常壓實曲線上與欠壓實地層孔隙度相等的深度。根據有效應力定律，孔隙度相同處有效應力相等。因此，可以利用聲波時差測井來定量計算異常地層壓力。利用聲波時差來計算泥巖地層壓力的公式為

式中：Z為欠壓實泥巖的孔隙壓力或地層壓力，Pa；r為沉積巖平均密度，kg/m3；為重力加速度，m/s2；為欠壓實泥巖埋藏深度，m；w為地層孔隙水密度，kg/m3；為正常壓實泥巖的壓實系數，m?1；Δ為欠壓實泥巖聲波時差，μs/m；Δ0為原始地表聲波時 差，μs/m。

根據平衡深度法的基本原理，計算單井地層壓力首先要根據泥巖正常壓實曲線計算出2個參數，即地表原始聲波時差Δ0和壓實系數，從而計算出欠壓實泥巖的地層壓力。

不同地區由于埋深、構造、沉積等要素的不同，地下相同深度孔隙度差別較大，從而導致恢復的地表聲波時差Δ0和泥巖壓實校正系數相對誤差較大。因此，為了提高計算精確度，對研究區5口井：對沙門2井、卡7井、車90井、車27井和紅光5井的正常壓實曲線進行擬合，正常壓實曲線上應有關系式Δ=Δ0·exp(?)，并在此基礎上計算單井縱向地層壓力，識別單井超壓層的縱向分布特征。圖2所示為沙門2井和卡7井擬合曲線。

(a) 沙門2井；(b) 卡7井

為了驗證平衡深度法計算地層壓力的可靠性，將車27井、卡7井、沙門2井和沙門3井計算的地層壓力與實測地層壓力進行對比，如圖3所示。由圖3可以看出：由平衡深度法計算的地層壓力與實測壓力具有很好的對應關系，故可運用平衡深度法計算研究區的地層壓力。

(a) 車27；(b) 卡7；(c) 沙門2；(d) 沙門3

因此，基于聲波時差，由平衡深度法計算的地層壓力可以判斷研究區縱向上發育2套超壓層，分別為古近系安集海河組和下侏羅統八道灣組—三工河組，如圖4所示。圖5所示為研究區超壓層平面分布圖。由圖5可知：安集海河組發育超壓幅度較大，八道灣組—三工河組發育超壓幅度中等，局部地區超壓向下或向上傳遞到白堊系清水河組。

(a) 安集海河組超壓層；(b) 八道灣組—三工河組超壓層

根據鉆遇超壓探井的等效泥漿密度、反映可鉆性的dc指數和試油測壓等資料，可有效驗證超壓層分布的深度范圍。結合超壓段聲波時差、深電阻率和中子孔隙度等測井曲線的變化情況，確定研究區超壓層縱向分布特征。

現以沙門1井為例來說明超壓層與鉆井、測井特征的對應關系。沙門1井在古近系安集海河組(E2-3a)和下侏羅統三工河組(J1s)—下侏羅統八道灣組(J1b)均鉆遇超壓，在安集海河組頂面泥漿密度從1.12 g/cm3增加到1.35 g/cm3，dc指數增大，偏離正常趨勢線，壓力系數從1.05增至1.45，測井曲線顯示為高聲波時差、低深電阻率和高中子孔隙度；在安集海河組底面至下侏羅統三工河組頂面泥漿密度恢復到1.15 g/cm3，dc指數逐漸靠近趨勢線，壓力系數為1.15~1.20，測井曲線顯示聲波時差、深電阻率和中子孔隙度均正常；在下侏羅統三工河組，泥漿密度從1.20 g/cm3增加到1.60 g/cm3，dc指數增大，偏離正常趨勢線，壓力系數從1.20增加到1.65，測井曲線顯示為高聲波時差、低深電阻率和高中子孔隙度，異常幅度較小；八道灣組底部以下由于資料受限，地層壓力情況未知。上述分析再次表明研究區在安集海河組和八道灣組—三工河組發育超壓。

在統計研究區43口井測井資料的基礎上，利用式(1)計算單井地層壓力，所得地層壓力系數如表1所示。識別出單井超壓層縱向分布特征，并圈出上下2套超壓層平面分布范圍。結果顯示：安集海河組超壓層主要分布在研究區南部(圖5(a))，八道灣組—三工河組超壓層主要分布在研究區紅車斷裂帶以東以及卡因迪克地區(圖5(b))。

表1 利用平衡深度法計算典型井的地層壓力

注：“—”代表目的層缺失或未鉆遇目的層，無法采集數據。

3 超壓層成因分析

目前，國內外研究人員已經提出10多種超壓形成機制[14?15]，主要包括：1) 機械壓實；2) 化學溶解與沉淀；3) 流體熱膨脹；4) 有機質生烴和裂解；5) 黏土礦物脫水；6) 構造作用(如側向擠壓等)；7) 承壓作用；8) 古壓力；9) 流體注入；10) 氣水密度差等。其中機械壓實造成的欠壓實、流體熱膨脹、有機質生烴和裂解、黏土礦物脫水和構造擠壓被大多數學者認為是超壓形成的主要因素。

3.1 古近系安集海河組超壓層成因分析

欠壓實超壓地層的測井響應表現為高聲波時差、高中子測井值、低巖石密度、低電阻率、泥巖層段泥巖基線發生偏移、砂巖層段自然電位異常幅度較低等特征[16?17]。安集海河組超壓層測井響應整體表現為高聲波時差、低電阻率、泥巖層段泥巖基線發生偏移、砂巖層段自然電位異常幅度較低等特征，因此，可以認為古近系安集海河組超壓層的成因機制主要為欠壓實作用。

欠壓實是指在壓實過程中孔隙流體排出受阻或者不能及時排出，孔隙度不隨埋深相應減少的壓實不平衡狀態[18]。欠壓實被認為是快速埋藏的厚層低滲透率層序中異常高壓形成的主要機制[19]。始新世—漸新世，車排子南部地區為半深湖—深湖環境，沙門3井安集海河組泥巖發育，累計厚度為344 m，占組厚的71.8%，最大單層厚度為90 m。沙灣—塔西河期，本區為辮狀河三角洲沉積，具有較大的沉積速率，北部沉積速率相對較小(10 m/Ma)，南部沉積速率相對較大(40 m/Ma)。白堊紀以后，研究區構造活動平穩，處于緩慢沉降階段，新近系以后研究區整體處于快速沉降階段，大部分地區速率在10~20 m/Ma，沉降中心為研究區南部，速率約為60 m/Ma[20]。綜合較高的沉積速率和沉降速率，研究區新近系下伏的安集海河組泥巖處于不均衡壓實狀態，造成排液不暢而形成超壓。由此造成安集海河組泥巖具有高孔隙度和高孔喉半徑的物理特征。

此外，構造擠壓和黏土礦物脫水是造成研究區安集海河組形成超壓的次要因素。當側向構造擠壓應力超過巖石靜巖壓力作用的側向應力時，巖石將在側向受到擠壓，孔隙度將傾向于降低，孔隙空間處于封閉條件，流體無法排出或排出受阻，從而形成異常高壓。這種機制引起的異常高壓主要出現于構造擠壓的地質環境中[21]。研究區位于喜馬拉雅期北天山向北逆沖形成的前緣斜坡帶之上，受到強烈的近南北水平擠壓力作用，故構造擠壓是安集海河組形成超壓的次要因素。黏土礦物脫水轉化也是異常高壓形成的原因之一，黏土表面結構水的密度大于孔隙水的密度，高密度水進入孔隙使流體的體積增大，形成超壓[22?24]。Bruce認為蒙脫石脫水理論上能使孔隙水含量增加6.6%。在超高孔隙壓力巖石中，蒙脫石性質較穩定，而在有效應力高的巖石中，蒙脫石性質不穩定，當溫度小于60 ℃時排出第1層水，67~81 ℃時排出第2層水，172~ 192 ℃排出第3層水[18]。研究區安集海河組超壓層主要深度為2.5 km以下，地溫為80 ℃以上，并且受到北天山的強烈擠壓作用，因此蒙脫石已排出第2層水，形成超壓。

3.2 侏羅系八道灣組—三工河組超壓層成因分析

生烴增壓超壓層的測井響應特征主要為高聲波時差、低電阻率、正常巖石密度等，但聲波時差和電阻率異常幅度低于欠壓實超壓層[25]。八道灣組—三工河組超壓層測井響應整體表現為高聲波時差、低電阻率、正常巖石密度等，故由測井響應特征可以看出該超壓層成因主要為有機質生烴。

對威利斯頓盆地Bakken組頁巖的研究表明：超壓與有機質生烴具有共生關系，生烴過程流體體積的增加幅度約為25%[26]。甲烷及其他低分子量烴類的生成是異常壓力的重要來源[27]。研究區侏羅系八道灣組烴源巖總有機碳質量分數(TOC)平均值為2.06%，其中大部分大于1.0%，生烴潛量(S1+S2)分布范圍為0.07~ 33.43 mg/g，平均值為3.83 mg/g，烴源巖氫指數平均值為332 mg/g，最高熱解溫度(max)平均值為435 ℃，鏡質體反射率(o)分布范圍為0.7%~1.3%[26]。三工河組烴源巖TOC平均值為2.0%，鏡質體反射率o分布范圍為0.7%~ 1.3%[28]。

綜上所述，八道灣組與三工河組烴源巖具有較高的有機質豐度和較好的有機質成熟度，兩者具有良好的生烴能力。根據四棵樹凹陷生烴史，侏羅系八道灣組生油時間為0~18 Ma，生氣時間為0~16 Ma，三工河組生油時間為0~13 Ma，生氣時間為0~12 Ma，目前，八道灣組和三工河組處于生烴高峰期。沙灣凹陷侏羅系八道灣組生烴時間較早，八道灣組生油時間為0~97 Ma，生氣時間為0~90 Ma，三工河組生烴時間相對較晚，目前，八道灣組和三工河組仍處于生烴高峰期[29]。因此，有機質生烴是八道灣組—三工河組超壓層形成的主要原因。

同時，三工河組泥巖作為八道灣組—三工河組生儲蓋系統的蓋層具有很高的烴濃度。泥巖蓋層的烴濃度越高，對下伏油氣的封閉作用越強。隨著生烴量增加，也進一步促使超壓層形成。

除此之外，構造擠壓和欠壓實也是造成八道灣組—三工河組超壓層形成的次要因素。研究區燕山期、喜馬拉雅期構造活動十分強烈，強烈的近南北向水平擠壓應力除了可以通過斷裂活動等形式釋放之外，有一部分還可以轉化為流體壓力形成超壓。在三工河組沉積期，研究區為濱淺湖環境，發育厚層泥巖，新近紀以后研究區處于快速沉降階段，為欠壓實形成提供了有利條件。

4 超壓層與油氣藏形成的關系

研究區超壓與油氣形成、運移、封蓋和成藏的關系極為密切，因此，認識和研究超壓對油氣的作用機制和控制規律，對于指導油氣勘探具有重要的參考價值[10]。

4.1 超壓對儲層的影響

超壓對儲層的影響主要表現在以下3方面：1) 超壓滯緩孔隙流體運動，減緩或抑制成巖作用，保留大量原生孔隙；2) 超壓支撐部分上覆巖體的負荷，減少地層的有效應力，減緩超壓層的壓實作用，保留原始儲集空間；3) 超壓使上覆封隔層和圍巖發生破裂，形成微裂縫，增加儲集空間，改善儲集層連通性，提高儲集層的滲透性能。

在安集海河組和八道灣組—三工河組超壓發育層位，超壓層內部的砂巖明顯具有高孔隙度特征，如圖6所示。

(a) 沙門3；(b) 卡9

4.2 超壓對蓋層的影響

超壓層對油氣的封閉性主要表現為2個方面，一方面，欠壓實泥巖層對油氣有超壓封閉作用，另一方面，具有生烴能力的蓋層對油氣有烴濃度封閉作用。

安集海河組超壓層主要由泥巖欠壓實形成，下伏儲集層中的游離相油氣欲穿過超壓層向上運移或散失，必須先克服下段致密層段的毛管阻力。當油氣能量小于或等于下段致密層段的毛管阻力時，油氣則被封閉在下段致密層段之下，這種封閉機制屬于毛管阻力封閉油氣。

但當油氣能量大于下段致密層段的毛管阻力時，油氣則繼續沿中間欠壓實層段滲濾運移。中間欠壓實層段毛管阻力小于下段致密層段毛管阻力，但其內部存在超壓，若二者綜合作用大于下段致密層段毛管壓力時，則可以阻止油氣通過欠壓實層段繼續向上滲濾運移，這種機制被稱作超壓封閉作用。

八道灣組—三工河組超壓層主要由有機質生烴形成。在濃度差的驅動下，油氣從高濃度區向低濃度區運移。若蓋層中不含油氣，則油氣在儲集層和蓋層之間濃度差的驅動下，通過蓋層發生擴散而散失。但若蓋層中含有高濃度油氣，且油氣濃度高于儲集層，儲集層中的油氣則不能向蓋層中擴散，反而蓋層中的油氣會向儲集層中擴散。高烴濃度蓋層，有效減緩或阻擋儲集層中油氣的擴散損失，這種機制被稱作烴濃度封閉作用。

4.3 超壓與油氣運移的關系

異常超孔隙流體壓力作用下的微裂縫排烴是油氣初次運移最重要的機制[30]。八道灣組—三工河組超壓層自身作為烴源巖，孔隙流體壓力大于巖石破裂壓力，形成微裂縫，生成的油氣在異常高壓驅動下通過微裂縫排出烴源巖，隨著上覆齊古組砂體、不整合面以及斷裂進入到儲集層，形成油氣藏。同時，在烴源巖內部，生成的油氣由相對高值超壓區向相對低值超高壓區或正常壓力區運移。

5 超壓層與油氣藏分布的關系

超壓不僅與油氣生成、運移、聚集和保存具有密切關系，而且控制著油氣成藏過程和分布，其關鍵是超壓層與烴源巖的空間配置關系，超壓形成時間與油氣運移期的配置關系等[10, 31]。

查明等[31]認為準噶爾盆地超壓控制油氣分布主要具有以下3種形式：1) 油氣突破封隔層，在其上部的砂巖儲集層中成藏；2) 油氣在超壓層內部成藏；3) 油氣緊鄰超壓層之下成藏。根據研究區鉆井測試結果與地層壓力的對比關系如表2所示。由表2可以看出：

表2 研究區試油結果與地層壓力的關系

注：“—”代表無產量或無數據；“*”代表計算結果

1) 研究區車89井和卡11井在新近系沙灣組具有油氣顯示，其油氣成藏屬于第1種聚集模式，即油氣突破下伏安集海河組超壓封隔層，在其上覆沙灣組砂巖中聚集成藏。這種聚集成藏模式屬于斷裂溝通封隔層上下進行油氣輸導，或是超壓引起封隔層產生微裂縫，封隔在封隔層之下的油氣通過幕式排烴進入上覆砂巖中聚集成藏。

2) 研究區車2井上侏羅統齊古組中油氣成藏同樣屬于第1種聚集模式，即油氣突破下伏八道灣組—三工河組超壓層，在其上覆齊古組砂巖中聚集成藏。車2井原油密度為0.851~0.888 g/cm3，平均密度為0.881 g/cm3，屬輕質—中質油系列，地層水水型以NaHCO3為主，礦化度較低，反映地層封閉性相對較差，這與微裂縫或斷層溝通下伏超壓層有關。

3) 研究區卡6井在古近系安集海河組中發現工業油流，其油氣成藏屬于第2種聚集模式。油氣在超壓層內部砂巖中聚集成藏，原油具有中間烴濃度高，揮發性較強的特點。安集海河組泥巖有機質成熟度較低，鏡質體反射率o為0.5%，生烴能力較差，故安集海河組中的油氣藏屬于下部油氣通過斷層向上運移，被安集海河組發育的超壓封閉所限，在超壓層內部砂巖中聚集成藏。

4) 研究區沙門1井區侏羅系八道灣組—三工河組中油氣成藏屬于第2種聚集模式，油氣在超壓層內部砂巖中聚集成藏。這種聚集模式屬于超壓層內部烴源巖生烴，形成自生自儲的模式，或者超壓層作為蓋層，下伏油氣被超壓封閉所限，阻止其繼續向上運移。據劉洛夫等[32]研究表明，侏羅系八道灣組中原油主要來自下伏二疊系烏爾禾組烴源巖，故八道灣組油氣成藏屬于超壓封閉的保存機制。

5) 研究區車80井白堊系清水河組中油氣成藏屬于第3種聚集模式，油氣在超壓層下伏砂巖中聚集成藏。這種聚集模式屬于超壓層下伏油氣受欠壓實泥巖下段致密層封閉所限，在下伏砂巖中聚集成藏，造成這一現象的原因是同一超壓致密層段在不同地區由于受到不同埋深、沉積、構造等因素的影響，其物性不同，故有的地區下伏油氣能通過下段致密層運移到上覆地層聚集成藏，而有的地區下伏油氣則只能被封隔在下段致密層下伏地層聚集成藏。

根據超壓層與油氣藏分布剖面配置關系的3種模式，繪制研究區超壓層與油氣藏分布的剖面配置關系圖如圖7所示，結合研究區油藏平面分布特征，探討超壓層平面分布范圍與油氣藏平面分布的疊合關系，做出兩者平面疊合關系圖如圖8所示。

圖7 研究區超壓層與油氣藏分布剖面配置模式圖

(a) 安集海河組超壓層與白堊系?新近系油氣藏平面分布疊合；(b) 八道灣組—三工河組超壓層與侏羅系油氣藏平面分布疊合

由圖7和圖8可以看出：超壓層與油氣藏分布的剖面配置關系和平面疊合關系，進一步指出油氣藏分布與超壓層分布具有良好的對應關系，即超壓層附近為油氣富集區，為研究區油氣勘探提供重要的指導意義。但是，超壓分布特征僅反映地下流體壓力分布情況，并不能直接決定油氣藏存在與否，故在使用超壓分布特征要結合沉積、構造、輸導體系等實際地質條件進行分析研究，以提高油氣勘探的有效性。

6 結論

1) 研究區在縱向上發育新近系安集海河組與侏羅系八道灣組—三工河組2套超壓層，其主要形成機制分別為泥巖欠壓實作用和有機質生烴增壓作用；在平面上，安集海河組超壓主要分布在研究區南部，八道灣組—三工河組超壓主要分布在研究區紅車斷裂帶以東以及卡因迪克地區。

2) 超壓對抑制成巖作用、減緩壓實作用、產生微裂縫并提高儲層儲集性能、增強對油氣的封蓋能力以及促進油氣的初次運移具有重要控制作用。

3) 研究區油氣藏分布與超壓層的空間配置主要存在3種模式：油氣突破超壓封隔層在其上砂巖儲集層中成藏(卡4井、卡11井、車2井等)、油氣通過斷層或突破下段致密層段在超壓層內部砂巖儲集體中成藏(卡6井、沙門1井等)及油氣被超壓層封隔在其下伏砂巖儲集體中成藏(車80井等)。

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Characteristics of formation overpressure and its relationship with hydrocarbon accumulation in Chepaizi and its surrounding area of Junggar Basin

XU Zhengjian1, 2, LIU Luofu1, 2, WU Kangjun3, XIAO Fei1, 2, ZHOU Changxiao1, 2

(1. Basin and Reservoir Research Center, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;3. School of Petroleum Engineering, Chongqing University of Science and Technology, Chongqing 401331, China)

Based on the drilling and logging information in Chepaizi and its surrounding area, the distribution characteristics and formation mechanisms of overpressure were analyzed. The impact of overpressure on the formation of hydrocarbon reservoirs was researched. Combined with the spatial distribution characteristics of reservoirs, the relationships between overpressure distributions and hydrocarbon accumulation were discussed. The results show that the overpressure systems are categorized into two sets in profile: the upper Paleogene Anjihaihe Formation and the Lower Jurassic Badaowan Formation?Sangonghe Formation, respectively. The main formation mechanisms of overpressure are mudstone undercompaction and hydrocarbon generation, respectively. On the plane, overpressure systems are mainly distributed in the south of the study area and the pressure decreases in the north. Overpressure plays an important role in restraining diagenesis, retarding compaction and producing micro-cracks in order to improve the reservoir bed physical properties, enhancing the sealing ability of cap rocks and promoting the primary migration of hydrocarbon. There are three spatial configuration modes between overpressure stratum and distributions of reservoirs, namely, reservoirs located above the overpressure stratum, reservoirs located in the overpressure stratum and reservoirs located below the overpressure stratum.

characteristics of overpressure; hydrocarbon accumulation; Chepaizi Uplift; Junggar Basin

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.10.039

TE122.1

A

1672?7207(2015)10?3848?11

2014?10?23；

2014?12?15

國家重大科技專項(2011ZX05003-001)；油氣資源與探測國家重點實驗室項目(prp2009-02)(Project (2011ZX05003-001) supported by the National Project of Science and Technology, China; Project (prp2009-02) supported by State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting)

劉洛夫，教授，博士生導師，從事石油地質及油氣地球化學研究；E-mail：liulf@cup.edu.cn

(編輯 劉錦偉)