渤中—辽东湾坳陷是渤海湾盆地的海域部分,面积广阔,发育有多套生储盖组合,具有丰富的石油天然气资源。该区勘探开发实践中发现区内广泛发育超压,研究超压的特征、成因、预测及分布,可为本区预测有利储层、探讨油气运移规律和油气藏分布,以及规避钻井风险提供科学依据。本文以石油天然气地质学、地球物理勘探、油气成藏等理论与方法为指导,综合利用地质、钻井、地球物理、实验室测试分析等大量资料,结合前人认识,对渤中—辽东湾地区超压特征、成因、演化、分布及其与油气成藏的关系等方面开展了深入的研究,主要工作包括：①现今实测压力数据的整理与分析,总结研究区实测压力特征；②利用测井与地震速度谱等地球物理资料对本区超压进行地球物理响应特征研究,从单井、二维到三维对区内超压进行预测,得出超压三维数据体及主要层位超压平面分布图；③综合利用地质、测井、测试等资料分析超压成因,并对区内单井和剖面埋藏史、热史、压力演化史等进行模拟,④研究超压的封盖作用和对储层质量等油气成藏条件的影响。论文主要得到以下几点认识：1、钻杆测试实测压力714口井的1430组数据揭示研究区超压发育的主要层位为古近系东营组与沙河街组,发育部位主要为区内主要凹陷及其邻近部位。渤中坳陷新近系馆陶组、明化镇组均无超压显示；古近系东营组东二段、东三段发育较明显的超压,实测超压从2725m深度处开始出现,最深可达3995m,最大异常高压在3650m处可达60MPa,压力系数1.78；沙河街组有明显的超压显示,其中沙一段与沙三段超压幅度相对较高,超压主要出现于2500m以下,压力系数最大可达1.79。辽东湾坳陷新近系馆陶组、明化镇组无超压显示；东营组二、三段发育较明显的超压,实测超压最浅从2112m深度处开始出现,最深可达3435m,最高异常压力在3435m处可达68MPa,压力系数1.92；本区沙河街组普遍发育超压,超压最浅出现于1825m深处,最深可达3825m,实测压力系数1.2～1.78。2、本区116口井的泥岩声波时差、电阻率和密度测井曲线对超压表现出较好的响应特征,声波时差对压力的响应更为明显,超压段泥岩声波时差随深度变化特征与正常压实泥岩声波时差相比明显不同,表现出高于正常压实趋势的声波时差；单井井旁地震速度资料对超压也表现出很好的响应特征,超压段地震速度低于正常趋势,与声波时差响应特征吻合。因此可根据泥岩声波时差与地震速度资料对本区地层压力进行单井和剖面预测,从而得出渤中—辽东湾坳陷发育超压的整体特征及分布规律。3、在实测压力数据控制下,本文利用地球物理资料进行的单井和剖面压力预测得出区内地层压力发育特征及分布规律的认识主要有：①渤中坳陷超压顶界面埋深约为2000-4500m,在凹陷边缘凸起部位顶界面较高,在凹陷中部顶界面较深；超压主体主要发育在东营组与沙三段,剩余压力幅度可达12-30MPa,沙一、二段也有发育,但幅度相对较小,以此两层地层为界,可将本区超压纵向上分为两个系统,上部为东营组超压系统,下部以沙三段为主的沙河街组超压系统；②在平面上,渤中坳陷东营组超压主体发育在渤中凹陷中央,压力系数最大可达1.8以上,超压幅度向四周减弱；在渤东凹陷、黄河口凹陷发育有规模较小的超压中心,压力系数最大可达1.5；沙河街组超压在渤中坳陷表现为以渤中凹陷为主体的一个统一的环带状分布的压力体,压力系数最大可达1.8以上；③辽东湾坳陷超压顶界面埋深约为1000-3500m,在北端辽西凹陷邻近的凸起部位压力顶界面埋深最浅仅为1000m左右；在辽中凹陷中部顶界面较深；超压主体主要发育在东二段与沙河街组沙一段、沙三段,剩余压力可达8-20MPa,东三段与沙二段也发育超压,但与上下相比超压幅度相对较小。本区超压纵向上也可分为两个系统,上部为东营组超压系统,主要东二段巨厚泥岩层中的超压,下部为沙一、三段为主的沙河街组超压系统；④在平面上,辽东湾坳陷东营组超压在坳陷北端发育有一个沿凹陷走向的超压中心,压力系数最大可达1.8；在辽中凹陷中南段、辽西凹陷中段分别发育两个幅度较低的压力带,压力系数最大可达1.5；沙河街组超压在辽东湾坳陷北端表现为强烈的超压中心,压力系数最大可达1.9,；在辽西凹陷和辽中凹陷的中南段表现为条带状分布,分布范围较广,压力系数最大为1.6。4、综合分析渤中坳陷沉降／沉积速率、实测压力段声波速度—有效应力关系、测井采样声波速度—密度关系、烃源岩热成熟史等表明,渤中坳陷东营组超压主要形成于快速沉积过程中的压实不均衡,而在凹陷深部埋深大于3500m以下的部位,距今约10 Ma以来的油气生成作用对该组现今的超压有一定贡献；沙河街组超压主要成因亦为欠压实,在埋深大于4000m的深部,距今约14 Ma以来的生烃作用对沙河街组现今超压面貌有较大贡献。5、通过对辽东湾坳陷沉降/沉积速率、实测压力段声波速度—有效应力关系、测井采样声波速度—密度关系、烃源岩热成熟史等的综合分析,本论文认为辽东湾坳陷东二段超压主要形成于快速沉积过程中的压实不均衡,而埋深大于3000m的东营组底部成熟烃源岩的生烃作用对该组现今超压略有贡献；沙河街组超压形成于欠压实,沙四段与沙三段的生烃作用形成了沙河街组现今超压幅度。6、渤中坳陷主要剖面的演化模拟表明本区沙三段沉积期沉积速率超过450m/Ma,极高的细粒沉积速率使得沙三段底部发育有欠压实超压；沙三段湖相烃源岩在距今36 Ma时已进入热成熟阶段,埋深大于2000m,R0大于0.7%,其后的生烃作用增大了该段的超压,并将超压传递到沙二、沙一段储层之中；沙一段末期的抬升作用使得沙河街组整体超压幅度下降；东营组湖相地层也为快速沉积的产物,在此阶段发育了东营组欠压实超压,而持续不断的沉积使得下伏沙河街组烃源岩生烃作用得以继续,增大了沙河街组超压幅度；馆陶组末期的抬升使东营组的超压幅度降低,但之后明化镇组、平原组的持续沉积使得古近系烃源岩埋深增大,成熟度升高,生烃增压效应明显,并传递至砂岩储层中,距今14Ma以来的生烃和传递的共同作用形成了本区大面积超压状态。7、由于沉积特征不同,辽东湾坳陷北段与中—南段超压演化史有所差别。在辽东湾坳陷北段,在辽西凹陷与辽中凹陷分别有一个超压中心,辽中凹陷超压幅度略大于辽西凹陷,两个凹陷中超压主要形成于沙三段与东营组的欠压实及生排烃作用,其中辽西凹陷由于其埋深较浅,东营组超压主要为东二段的欠压实超压,而辽中凹陷10 Ma以来东三段的生烃作用决定了凹陷内东营组超压现今的形态；在坳陷中—南段,古近系超压最初形成于沙三段的欠压实作用,该段烃源岩热成熟之后的生烃作用增加了超压的幅度；本区东二段沉积厚度较北段为小,欠压实作用较不明显；馆陶组之后随着埋深不断增加,沙河街组与东营组烃源岩成熟度逐渐增大,生烃增压作用较为明显,整体超压幅度增大,持续至今。8、辽东湾坳陷北端在埋深1000～3000m的中浅层地层中发育了较大规模的超压,含超压层位主要为东营组半深湖—深湖相泥岩层,统计表明泥岩总厚度占地层厚度的比例可达90%以上,各部位超压层泥岩总厚度在276-952m,单层厚度可达数百米,超压幅度高,剩余压力在2.4-17.3MPa。从已发现的油气层来看,辽东湾坳陷超压区油气层主要分布在超压泥岩段的下方,说明中浅层的超压泥岩段封盖能力强,很好地阻挡了油气的向上渗漏或沿断裂的运移。9、渤中坳陷砂岩储层孔隙度整体随深度增大而逐渐减小,但在3000m以下出现偏离正常压实趋势的高孔隙度,在3000m左右正常压实孔隙度为12～23%,偏离正常趋势的孔隙度最大可达33%；在3500m左右正常压实孔隙度为10～20%,偏离正常趋势的孔隙度可达近30%；在4000m以下的深部储层中,出现了最大为28%的实测孔隙度,远高于正常趋势,几乎所有的异常孔隙度都分布在超压层段。孔隙特征观察表明渤中坳陷超压段砂岩孔隙多为粒间原生孔隙,溶蚀作用较弱。实测砂岩孔隙度与剩余压力关系分析得出孔隙度与剩余压力具有正相关关系；垂直有效应力分析可说明在相同有效应力下,超压段孔隙度一般大于正常压实段孔隙度,即欠压实超压的发育减缓了压实作用,从而保存了原生孔隙。综合分析认为本区埋深大于3300m的深部超压地层中有利于发育孔隙度较高的优质储层。