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，E1-2—Pt为异常（高）压力系统，压力系数范围为1.2—1.36；在E1-2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E1-2、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（E1-2），其中MB3井基岩（Pt）与SG1井路乐河组（E1-2）实测异常超压所在层位均是研究区的主要产层。