含油气盆地古超压普遍存在,超压的发育与压实不均衡、烃类生成、构造挤压、孔隙流体热膨胀、黏土矿物脱水等多种因素有关。超压演化与油气生成、运移、聚集具有密切关系,不同成因机制所形成的超压演化过程也不尽相同。对于非挤压型盆地,压实不均衡和烃类生成是可以独立形成大规模超压的两种主要机制。本文在建立生烃增压方程的基础之上,通过物理模拟实验验证生油增压成因机制和建立的生油增压方程,利用盆地模拟技术恢复烃源岩埋藏史、热史和成熟生烃史,同时采用流体包裹体确定油气充注期次和时间以及捕获压力,计算东营凹陷沙四上段和沙三下段烃源岩生油作用以及白云凹陷恩平组烃源岩生气作用形成的超压演化过程。论文主要研究内容和取得的主要成果认识如下。1、烃源岩生油增压物理模拟实验显示在生油过程中可以产生强超压,证实了生油作用可以使含油气盆地产生大规模超压,是一种重要的超压成因机制。生烃超压的形成主要是因为烃源岩中相对密度较大的干酪根转化为密度较小的石油和天然气而使孔隙流体体积膨胀。依据此原理建立了生油增压方程,方程不但考虑了地层压实对石油密度的变化、生油作用产生的超压对孔隙水压缩和干酪根的压实作用,而且考虑了生油过程中水和油的渗漏、氢指数对生油量的影响以及排烃对烃源岩生油增压的影响。通过生油增压物理模拟实验所测的烃源岩生油作用形成的超压与采用建立的生油增压方程计算的超压大小相当,反映了建立的生油增压方程的可靠性,可以用于研究生油增压演化过程。通过分析烃源岩有机碳含量、氢指数和石油残留系数(α)对生油增压的影响发现这三个参数中以氢指数的影响最小,石油残留系数(α)的影响最大。当烃源岩生油过程中,如果排出(渗漏)的油量达到生成石油总量的25%,则不能产生超压。生气增压方程的建立考虑了烃源岩生烃过程中天然气的渗漏、石油和天然气的排出、原油裂解成气、氢指数对生烃量的影响、生烃作用产生的超压对孔隙水压缩和干酪根的压实作用、压力对石油和天然气密度的影响、天然气在孔隙水和石油中的溶解作用以及高温高压下天然气中重烃相态的变化。烃源岩有机碳、氢指数和天然气残留系数(β)三个对生气增压影响的参数中,以烃源岩氢指数影响最大,而天然气残留系数(β)影响最小,当p>0.2时就可以产生超压。2、东营凹陷是一个新生代生油凹陷,烃源岩为始新统沙三下段和沙四上段灰黑色泥岩、钙质泥岩和油页岩,有机质丰度高,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。实测地层压力和测井资料均显示在东营凹陷沙三段和沙四段存在异常高压,最大压力系数可以达到1.99。泥岩超压与声波时差具有很好的响应关系,超压段对应异常高的声波时差值,而且泥岩声波时差随垂直有效应力的增加而减小,但泥岩电阻率和密度与超压的响应不明显。生油作用为东营凹陷泥岩超压主要成因,主要证据有：①超压段泥岩不具有低密度特征；②超压段泥岩密度与岩石颗粒有效应力没有正相关关系；③超压段砂岩不具有异常高的原生孔隙度；④超压段与常压段具有相似的地温梯度。⑤超压顶界面深度为2000-3000米,随着烃源岩埋深的增加而增大,所对应的成熟度Ro(%)为0.5-0.75%,温度大约为87-123℃；⑥超压封闭条件好；⑦超压带内的烃源岩现今仍具有很强的生烃能力；⑧烃源岩中发育大量的裂缝；⑨超压储层主要为油层,水层很少。砂岩超压主要是由于从烃源岩中排出的高压流体运移至储层中而发生超压传递的结果。烃源岩成熟生烃史模拟结果表明：①沙四上段烃源岩最早在距今37Ma就可以开始生烃,在距今大约32Ma就可以达到生烃高峰；沙三下段烃源岩最早在距今35Ma也开始生烃,但只有在深埋藏地区距今大约2Ma达到生烃高峰,大部分地区现今还没有达到生烃高峰；②东营凹陷烃源岩生油主要发生在两个阶段,第一个阶段为距今37-20Ma,第二阶段为距今5-0Ma；③现今沙四上段烃源岩转化率都比较高,最大已经接近100%,一般都在60%以上,转化率最早在距今35Ma就达到10%,距今32Ma达到60%,在距今27Ma已经达到90%；沙三下段底界烃源岩转化率变化比较大,转化率最大在90%以上,最低的不到10%,烃源岩转化率最早在距今29Ma达到10%,距今5Ma达到60%。在东营凹陷北带所取得砂岩样品中,观察大量发黄色至发蓝白色荧光的油包裹体,发蓝白色荧光的油包裹体荧光光谱主波长均小于500nm,发黄色荧光的包裹体荧光光谱主波长大于500nm；颜色坐标CIE_X和CIE_Y几乎呈现出连续分布的特征,而且随着油包裹体荧光光谱主波长的增加IE_X和Q值也逐渐增大,反映东营凹陷北带油包裹体成分和成熟度具有连续分布的特征。流体包裹体研究结果表明在东营凹陷北带沙三段和沙四段储层发生过两期油气充注,第一期油气充注发生在东营组沉积末期,大约距今24-20Ma,第二期发生在明化镇组沉积末期,时间为大约距今3-2Ma。运用激光扫描共聚焦显微镜分析东营凹陷的12块砂岩样品中的68个油包裹体气液体积比结果反映在常温条件下油包裹体气液体积比分布范围在2.6%到14%之间,所测的油包裹体均—温度与气液体积比具有正相关关系。在采用澳大利亚CSIRO实验室开发的包裹体在线压碎分析方法和色谱-质谱连用测定发蓝白色和黄色荧光的油包裹体成分的基础之上模拟了油包裹体捕获压力,结合东营凹陷沙三段和沙四段储层超压成因为高压流体传递的特点分析认为储层孔隙流体压力演化分为5种类型,类型一：储层只接受第二期油气充注,油气充注到储层中时为超压,保存到现今依然是超压；类型二：储层也只接受第二期油气充注,由于油气充注到储层中使储层形成的超压强度不大到现今降低为常压；类型三：油气充注到储层中时为常压,保存到现今也为常压；类型四：储层只接受第一期油气充注,油气充注到储层中时为超压,到现今仍为超压；类型五：储层接受两期油气充注,储层接受第一期油气充注时为超压,但由于从东营组沉积末期到明化镇组沉积末期这段保存时间里流体渗漏使孔隙流体压力降低甚至降低到常压,在明化镇组沉积末期接受第二期油气充注使储层孔隙流体压力再次增大,保存到现今也为超压。利用建立的生油增压模型计算的东营凹陷烃源岩生油增压演化过程反映出东营凹陷沙三下段和沙四上段烃源岩生油增压可以分为三种类型。类型一为超压在距今25Ma发育,在东营组沉积末期之后为常压,现今为常压；类型二为超压在距今25Ma之前和2Ma之后均发育；类型三的特征是烃源岩只在晚期发育超压。生油增压演化剖面显示东营凹陷沙三下段和沙四上段烃源岩在地史时期发育过三个超压旋回：第一个旋回为东营组沉积末期之前,第二个旋回为馆陶组至明化镇组沉积时期,第三个旋回是从明化镇组沉积时期到现今。3、白云凹陷是珠江口盆地最大的一个深水凹陷,具有巨大的天然气勘探潜力。气源岩主要为恩平组泥岩和煤系地层，有机质类型主要为Ⅱ2型和Ⅲ型,以生气为主。砂岩实测压力、泥岩声波时差和地震层速度均反映现今白云凹陷地层属于常压。但在白云凹陷发现大量的底辟构造,底辟构造的顶部和和周围可见“亮点”,在白云凹陷北坡的钻井已经证实了这些“亮点”与气层存在很好的对应关系。镜质体反射率(Ro)、蒙脱石-伊利石矿物不正常转化和流体包裹体均—温度揭示了在底辟构造区可能存在热异常,这种热异常是深部高温高压热流体沿底辟构造垂向运移到浅层作用的结果。白云凹陷西凹、主凹和东凹恩平组烃源岩开始生烃时间分别为距今20Ma、30Ma和22Ma,达到生烃高峰时间分别为距今10Ma、22Ma和8Ma,达到高成熟阶段的时间分别为距今8Ma、17Ma和1Ma。白云凹陷西凹恩平组烃源岩现今转化率绝大部分在80%以下,大约在距今14Ma达到5%；在距今10Ma其转化率可达到30%,在距今5Ma转化率最大达到45%；主凹恩平组烃源岩烃源岩转化率均在70%以上,在距今25Ma达到5%,在距今15Ma转化率最大就可达到60%,在距今5Ma转化率最大超过90%；东凹恩平组烃源岩转化率大部分地区在50%以上,在距今16Ma达到5%,在距今10Ma转化率最大只有45%,在距今5Ma最大达到65%。生气增压模型计算白云凹陷恩平组烃源岩生气增压演化结果表明经历了两个阶段的压力增加和释放过程：第一个阶段是发生在东沙运动之前,第二个阶段是距今5Ma到现今。由于恩平组烃源岩埋藏深度的差异导致开始形成生气增压时间上的差异。白云凹陷西凹、主凹和东凹恩平组烃源岩由于生气作用开始形成超压的时间分别为距今15Ma、30Ma和19Ma。