后继续注水等原因形成，因此一般高压层段较少，而且压力系数高，多在1．60～1．85之间，个
别层位压力系数甚至高达1．90以上。
  三、异常高压层的形成原因
  杏10～11区东部过渡带外扩井区试验井试油、试采资料表明，该区油水边界不遵循构造
油气藏特点，而是受砂体与断层共同控制，不具备与区域构造统一的油水边界，因此该区也不
具备与区域构造统一的油藏压力系统。该区压力系统为原始压力系统，异常高压层为原始异
常高压。原始异常高压形成主要有以下几个因素。
  (一)沉积环境和沉积相
  松辽盆地在s2、s3组沉积时湖泊发生了明显扩张，水体随湖底的沉降加深，但通常不超过
lOm，是一个典型的湖面开阔的大型浅水湖盆。杏10～1l区东部过渡带外扩井区s2、s3组位
于河湖过渡相区，以三角洲外前缘亚相沉积为主，沉积物较细，砂／泥比例低。单砂体数量多、
形态复杂，零散的薄砂层以零星、透镜状、窄条带状、局部连片状被包围于泥岩中，形成平面上
连通性差的泥包砂状态，差异压实作用明显。这是原始异常高压形成的基本因素，沉积环境和
沉积相决定了沉积物的物理性质，沉积物的物性决定了以后各因素所产生的压力得以保存
下来。
  (二)压实不平衡
  沉积盆地中沉积物的上覆地层负载压力是由岩石骨架颗粒和孔隙流体共同支撑的。
沉积过程中，当上覆地层负载压力增加时，要保持压实与排水的平衡使孔隙流体压力维持
静水压力状态，就要求沉积物有足够快的排水速度，相应的要求沉积物有较高的渗透率。
而压实作用的结果是使孔隙度不断变小、渗透率不断降低，当压实程度达到使地层维持平
衡所需的*低渗透率以下时，地层流体就不能随压实作用的进行而充分排出，从而产生异
常孔隙流体高压。
    该区s2、s3组的薄差砂岩纵向与泥岩互层，横向上连通不好，压实作用进行时孔隙流体不
能充分排出而形成原始异常高压。相反P1组及以下由于砂层渗透率高、厚度大，横向上连通
好，压实作用进行时孔隙流体可以充分排出，因而为正常原始压力。
  (三)水热增压作用
  沉积物在埋藏深度增加时，岩石骨架及孔隙水的体积因温度升高而不断膨胀，而前者远远
小于后者，石英膨胀率仅为水1／15。水的体积膨胀，密度减少，据K．Magaral988年所做图版
显示：其密度减少的速度随埋藏深度和地温的增加而增加。水的体积不断增加，如果排水通
畅，孔隙流体压力也不会增加。但在欠压实层由于排水不畅，为水热增压效应创造了有利条
件，加上较高的地温梯度(3℃／100m)。这样，由于温度升高所造成的水的体积膨胀必然进一
步增大孔隙流体的压力。
  (四)油气生成和聚集
  在生油门限以下，由于干酪根热降解而开始生成烃类的同时，有大量的二氧化碳、甲烷等
气体生成，据Hot lman，c．E．计算，沉积物颗粒的线性膨胀系数为9×10负6的平方单位体积/℃；气体
理想膨胀系数为4000×10负6的平方单位体积/℃；原油为1000×10负6的平方单位体桫℃；盐水为200×10负6的平方
单位体积/℃。因此当埋藏深度达到生油门限以下，干酪根大量降解生成液态烃和气体烃后，
它的膨胀系数是沉积物颗粒膨胀系数的几十甚至几百倍，这必然将大大增加岩石孔隙流体的
压力。

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