利用地震、钻井、测井、测试、岩心分析等资料,根据钻井测试实测地层压力数据分析了研究区地层压力分布特征,运用超压成因地质条件理论,结合以测井曲线综合分析为基础的超压成因判识实证方法,对马海东及周缘地区超压成因进行精细判识;结合研究油气分布特征,探讨了地层压力分布与油气分布的关系。马北凸起东段MB8—MB301井区为常温常压系统,马海东构造带MB3—SG1井区E₃¹为常压系统,E_1-2—Pt为异常(高)压力系统,压力系数范围为1.2—1.36;在E_1-2地层异常压力是欠压实和油气充注传导叠加的结果,Pt储层中油气充注传导是异常压力的主要成因,粘土矿物转化作用增强了上覆地层的封闭性,对异常压力保存有一定促进作用,构造作用对异常压力的影响不明显;研究区及周缘油气主要来源于尕西凹陷侏罗统烃源岩,马海东构造带目的层位主要发育元古界基岩裂缝、风化壳与其上致密/不整合、E₃¹储盖组合,中生界侏罗系J₂d储层及顶部局部性储盖组合和古近系E_1-2、E₃¹砂泥岩互层储盖组合;圈闭形成时间早,油气大量生成与充注时间与断层活动性强烈时期匹配,“下源上圈”配置、“多层楼”复式成藏,多层系、多类型油气藏,存在构造油气藏、构造-地层油气藏和基岩(断块)油气藏三种类型的油气藏。成藏模式总结为生烃早期(E₃²末)古凸起油气远源原生成藏模式,生烃高峰(N₁)二次充注、近源叠合成藏模式,以及湿气远源运聚(N₂后)、圈闭改造成藏模式;研究区超压分布与油气分布匹配关系良好,超压主要分布在埋深大的MB303井、MB3井基岩(Pt)以及SG1井和SG101井路乐河组(E_1-2),其中MB3井基岩(Pt)与SG1井路乐河组(E_1-2)实测异常超压所在层位均是研究区的主要产层。