Reservoir characterization of pressure sequestration boxes and its implications for hydrocarbon formation:A case study of the Well QHD35-A at the east pitching end of Shijiutuo Bulge in the Bozhong Depression, Bohai Bay Basin

  • Jiangming YU , 1 ,
  • Xiyu QU 1 ,
  • Qingbin WANG 2 ,
  • Changsheng MIAO 3 ,
  • Zhen YAN 1
Expand
  • 1. School of Geoscience and Technology,China University of Petroleum (East China),Qindao 266580,China
  • 2. Tianjin Branch of CNOOC,Tianjin 300450,China
  • 3. College of Surveying and Mapping Engineering,Changchun Engineering College Changchun 130021,China

Received date: 2023-10-15

  Revised date: 2023-12-05

  Online published: 2024-01-09

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41372133)

the Natural Science Foundation of Shandong Province,China(ZR 2020MD027)

Abstract

The Bozhong Depression, situated in the heart of the Bohai Bay Basin, is the largest hydrocarbon-rich depression in the Bohai Sea. It is characterized by the development of deep Paleoproterozoic Dongying and Shahejie formations, which are generally associated with overpressure. This study focuses on the deep anomalous high porosity zone in the Well QHD35-A at the east pitching end of Shijiutuo Bulge in the Bohai Bay Basin. The research employs microscopic observation and well logging analysis to investigate the cause of the anomalous high porosity zone and its influence on oil and gas reservoirs. The existence of a pressure sealing box was confirmed based on the research results on tectonic background, depositional background, type of reservoir space, and physical properties of reservoirs. The pressure sealing box, characterized by thick mudstone at the top and bottom and large primary pores in the thick sandstone in the middle, has a significant impact on the transportation and preservation of oil and gas. The sealing of the top, bottom, and lateral directions, along with the internal anomalous pressure, provides conditions conducive to oil and gas preservation and transportation. The findings of this research are beneficial for the identification and utilization of storage tanks and the effectiveness of their closure under such geological conditions.

Cite this article

Jiangming YU , Xiyu QU , Qingbin WANG , Changsheng MIAO , Zhen YAN . Reservoir characterization of pressure sequestration boxes and its implications for hydrocarbon formation:A case study of the Well QHD35-A at the east pitching end of Shijiutuo Bulge in the Bozhong Depression, Bohai Bay Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(6) : 949 -960 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.12.007

0 引言

压力封存箱的概念最早由POWLEY于1990年使用了流体封存箱(Fluid Compartment)的概念,并对其进行了分类1-2。后经美国学者HUNT3完善,其定义是具有较好水力连通性和较高孔隙度的岩体被渗透率极低的壳状岩体包围所形成的封闭的水力系统和封闭的化学系统4-7。沉积盆地中形成压力封存箱的上下封隔层呈区域平板状,而边部封隔带呈垂直的板状,通常是具有相对封隔或屏障的地质要素8-9。封存箱常被划分为上、中、下3个压力带,上部和下部均为压力过渡带,压力呈突变状态;中部为封存箱箱体,各种岩性压力梯度大致统一,其中往往具有异常地层压力10-12。箱体内超压表现为声波时差垂向上的低速异常,孔隙率的较高异常等13-14。压力封存箱作为一个封闭的水动力系统和物理化学系统,油气的生成、运移、聚集均能在封存箱内完成,形成与外界水动力环境相分隔、独立的流体压力系统15-16,不仅延缓了上覆地层的压实作用,留存粒间原生孔隙,形成异常高孔隙带及良好的保存条件,使原地生成的油气在箱内富集成藏17。目前对超压封存箱压力封闭机制的讨论主要集中在理论和数学模型方面以及封闭层的渗透性、封闭层的厚度、封存箱的地质模型及封存箱内部压力调整所需的时间等方面18-21。其形成、分布、演化及与油气成藏的关系将成为长期研究的重点问题。
QHD35-A井东营组、沙三段2套泥岩之间的沙二段砂岩发育有异常高孔隙带,为典型的“三明治”组合,而渤海湾盆地目前最大的2个天然气田——板桥气田和JZ20-2气田也具有同样的特征22。同时在QHD35-A井附近的BZ13-1-1井也发现了日产油3.79 m3、日产气 2.17×104 m3的高产工业油流井23。针对上述岩性组合中异常高孔隙带的成因及其对油气成藏影响,以QHD35-A井东三段至沙三段为研究对象,利用镜下观察及测录井分析等手段,开展储层岩石学、孔隙结构、成岩作用等方面的研究,明确压力封存箱的识别标志及其对油气成藏的影响,为后续相似地质条件下封存箱识别提供借鉴。

1 地质概况

QHD35-5油田位于渤海中部海域,大沽灯塔83°方向约154 km处,东经119°44′,北纬39°08′。其构造位于渤中坳陷石臼坨凸起东倾末端南侧陡坡带(图1)。QHD35-A井馆陶组—沙三段砂岩普遍见到油气显示,含油级别不高,主要见荧光显示;含气时气测含量中甲烷均为最高,在6%~9%之间。
图1 石臼坨凸起QHD35-5构造区域位置

Fig.1 Location of QHD35-5 tectonic area in Shijiutuo Bulge

渤海湾盆地构造沉降中沉降量最大的为渤中坳陷的渤中凹陷24,自沙三段沉积时期开始迅速沉降,存在一段较快的沉降期,导致渤海湾盆地渤中凹陷古近系发育较强的超压25。渤海油田古近系超压具有“窝状”分布特点,除了渤中凹陷具有较大的超压范围外,其他地区的超压范围都比较小,且相对零散;渤中凹陷、黄河口凹陷、辽东湾南部和北部为超压强度较大的区域,其中渤中凹陷沙河街组压力强度最大,压力系数几乎全部处在1.8~2.0区间内;凹陷与凸起之间的斜坡带往往是压力系数变化最快的区域26,本文研究的QHD35-A井位于石臼坨凸起东南侧与渤中凹陷之间的斜坡带,压力系数在纵向上变化明显23图2)。
图2 渤中地区沙一段及沙二段(a)、沙三段(b)最大压力系数平面展布特征(据文献[23])

Fig.2 Characteristics of the planar spread of maximum pressure coefficients in Es 1 and Es 2(a),Es 3 (b) in the central Bohai region (according to Ref.[23])

QHD35-A井位于渤海中部石臼坨凸起东倾末端陡坡带,研究主要层位为古近系东营组及沙河街组,结合前人研究成果,渤海海域古近纪为典型的湖泊体系27。沙三段沉积末期发生地壳抬升造成地层缺失,导致与下伏地层沙二段形成一个不整合面。沙二段厚度薄,下部为砂砾岩沉积,向上过渡为泥岩夹薄层云岩,局部见白云岩或生物灰岩。随后湖盆开始扩张,形成河流、三角洲、浅湖沉积,砂岩、泥岩互层,砂岩分选好、磨圆好,成分成熟度较高,是渤海盆地一套区域性储层28

2 QHD35⁃A井储集空间类型及物性特征

2.1 储层岩石学特征

QHD35-A井位于石臼坨凸起东南部,为西北辫状河三角洲沉积体系前端的滩坝相沉积,是湖盆波浪、沿岸流影响下已沉积砂体被搅起、搬运再沉积而成。受反复淘洗与搬运再沉积影响,滩坝砂体往往具有较高的成分成熟度与结构成熟度,原始储层物性普遍较好。QHD35-A井沙二段厚层中细砂岩夹灰色泥岩薄层,单层砂体最厚可达50 m,砂体含砂量较高、岩性相对单一。砂岩岩性以长石为主,填隙物与杂基含量较少,整体成分成熟度较高;颗粒多呈次圆—次棱角状,砂体结构成熟度较好[图3(a),图3(b)]。
图3 QHD35-A井沙二段高孔隙带砂岩分类图解

Fig.3 Illustration of the classification of sandstones with high porosity zones in the Sha 2 Member of Well QHD35-A

QHD35-A井沙二段异常高孔隙发育段储集层的岩石碎屑主要成分为长石、石英和岩屑,平均含量分别为38.24%、28.06%、33.70%,主要为岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩(图3)。高孔隙带砂岩粒径大多在0.1~0.5 mm之间,粒度以细粒为主,且粒级明显高于低孔隙带;颗粒保存完整,分选程度优于低孔隙带;压裂现象极少,粒间多以点—线接触为主,杂基含量相比于低孔隙带明显较少。

2.2 储层物性及储集空间特征

2.2.1 储集空间类型

QHD35-A井沙二段孔隙发育,保留早成岩期的孔隙结构面貌,颗粒以线接触和点—线接触为主,粒间存在大量的原生孔隙,发育少量次生孔隙[图4(a),图4(b)]。原生孔是沙二段厚层砂岩中最主要的储集空间类型,在多数深度段中占储集空间的半数以上。多为由于颗粒保存完好,颗粒间挤压较少从而点—线接触形成的正常粒间孔,以及由于胶结作用较弱,不完全充填粒间所形成的剩余粒间孔,极少见原生粒内孔;次生孔隙少量发育,多为溶蚀孔。其中粒内次生孔隙主要成因为长石的粒内溶蚀,溶蚀严重部位可形成铸模孔,除此之外也存在部分岩屑的粒内溶蚀孔;研究井段中仅有少量裂缝出现,多为在厚层砂岩下段的长石因压实作用形成的压裂缝[图4(c)—图4(h)]。
图4 QHD35-A井沙二段砂岩结构镜下特征

(a)QHD35-A井, 3 872 m,颗粒点—线接触,大量原生孔;(b)QHD35-A井,3 895 m,颗粒点接触,大量原生孔; (c)QHD35-A井,3 910 m,长石粒内溶蚀;(d)QHD35-A井, 3 889 m,铸膜孔;(e)QHD35-A井, 3 916 m,岩屑溶蚀;(f)QHD35-A井, 3 910 m,中酸性喷出岩岩屑溶蚀;(g)QHD35-A井, 3 910 m,长石压裂缝发育;(h)QHD35-A井, 3 917.2 m,长石粒内缝

Fig.4 Structural microscopic characterisation of sandstone structure in the Sha 2 Member in Well QHD35-A

统计QHD35-A井沙二段高孔隙发育段的储集空间垂向变化(图5)发现,厚层砂岩中部是原生孔隙最为发育的层段,比如埋深3 884 m处原生孔隙占比达90%以上,颗粒间点—线接触的粒间孔,几乎未见次生孔隙及裂缝;而在厚层砂岩的中下部,随深度增加原生孔隙的占比逐渐减少,次生孔隙逐渐增多,比如埋深3 920 m砂泥交界处,溶蚀作用最强,粒内溶孔占比达90%。
图5 QHD35-A井沙二段厚层砂岩储集空间类型占比随深度变化

Fig.5 Variation of the ratio reservoir space types of thick sandstone with depth for Es 2 in Well QHD35-A

2.2.2 物性特征

总体上QHD35-A井由上至下东三段至沙一段、沙二段及沙三段岩性变化为厚层泥岩—厚层砂岩—厚层泥岩。其中沙二段内部岩性变化为泥岩与砂岩交错,沙二段上部存在厚度约为50 m的厚层砂岩,中下部砂岩段与泥岩段均匀交错分布,且每段厚度均匀,均为5 m左右。
细砂岩孔隙度集中在12%~17%之间,平均值为13.6%,渗透率为(0.2~161.1)×10-3 μm2,平均值为21.0×10-3 μm2图6)。孔隙度在沙二段上部厚层砂岩处较高,随深度变化不大,基本维持在10%~17%之间。其下部砂岩孔隙度变化较大,储层物性不均匀,孔隙度低至5.5%,最高为17.2%;沙二段上部厚层砂岩处渗透率始终处于高值,甚至在埋深3 884~3 895 m处出现了136.51×10-3 μm2及161.13×10-3 μm2的异常高值。沙二段中下部砂岩层中渗透率快速下降,均在10×10-3 μm2以下,远不及上部厚层砂岩。
图6 QHD35-A井沙二段孔隙度(a)及渗透率(b)分布统计直方图

Fig.6 Histogram of porosity (a) and permeability (b) distribution statistics for Es 2 in Well QHD35-A

沙二段厚层砂岩顶部钙质、铁质及铁白云石胶结发育,粒间可见大量绿泥石充填,说明存在压力释放和流体交换;厚层砂岩底部绿泥石大量发育,铁白云石交代现象明显,偶见长石溶蚀。上下的厚层泥岩成为中部压力与流体封存的有利条件,使得流体交换与压力的释放只存在于外部的厚层泥岩中,处于以上二者之间的厚层砂岩由于地层封闭性较好,几乎不存在压力与流体交换,长期稳定的特殊环境使得中部的厚层砂岩保留了大量的原生孔,形成了中部异常高孔隙带(图7)。
图7 QHD35-A井综合柱状图

Fig.7 Composite histogram of Well QHD35-A

2.2.3 成岩作用特征

QHD35-A井沙二段砂岩储层成岩作用整体较弱,可见少量压实作用、压溶作用、溶蚀作用和交代作用,且不同深度的成岩作用程度差别较大。

2.2.4 压实作用

超压极大程度地延缓了厚层砂岩内部所受的上覆地层压力,沙二段压实作用表现不明显,可见颗粒保存完整、塑性矿物变形微弱等现象。仅在厚层砂岩中下部如埋深3 902 m处存在局部的长石碎裂、压裂和晶型错乱,以及埋深3 910 m和埋深3 914 m处的长石因压实作用所产生的压裂缝发育。云母的压实变形仅在沙二段下部少量出现,比如埋深3 966.3 m处。偶见压溶作用如埋深3 902 m处,颗粒间呈明显的缝合线接触[图8(a)—图8(d)]。
图8 QHD35-A井成岩作用类型镜下照片

(a)QHD35-A井,3 902 m,长石压裂,晶形错断;(b)QHD35-A井,3 910 m,长石压裂缝发育;(c)QHD35-A井,3 914 m,长石碎裂;(d)QHD35-A井,3 902 m,缝合线接触;(e)QHD35-A井,3 920 m,长石溶蚀;(f)QHD35-A井,3 916 m,岩屑溶蚀;(g)QHD35-A井,3 929.2 m,铁白云石交代白云石;(h)QHD35-A井,3 950.2 m,铁方解石交代颗粒;(i)QHD35-A井,3 872 m,钙质、泥质胶结物充填粒间;(j)QHD35-A井,3 889 m,石英次生加大;(k)QHD35-A井,3 949 m,绿泥石大量发育;(l)QHD35-A井,3 960 m,粒间铁白云石完全充填

Fig.8 Microscopic photo of the type of diagenetic in Well QHD35-A

2.2.5 溶蚀作用及交代作用

沙二段溶蚀作用较为少见,仅存在于其上部厚层砂岩的砂泥接触部位,如埋深3 889 m处存在明显的蚀变长石的粒内溶蚀,埋深3 916 m和埋深3 920 m处存在沿长石解理溶蚀形成的明显的溶蚀孔。除长石溶蚀外,岩屑溶蚀也是研究井段溶蚀作用主要类型。如埋深3 916 m处存在明显的岩屑粒内溶蚀;交代作用在沙二段中较少,仅有铁白云石交代白云石和铁方解石交代颗粒2种交代形式,分别出现在埋深3 924 m、3 929.2 m、3 950 m处和埋深3 950.2 m处[图8(e)—图8(h)]。

2.2.6 胶结作用

研究井段整体胶结作用较弱,仅局部存在明显的胶结作用,如高岭石及绿泥石的胶结作用、石英的次生加大和碳酸盐的胶结作用等。在沙一段的泥岩夹砂岩段,多见泥质与钙质充填粒间,石英的次生加大和铁白云石胶结也较为发育。埋深3 869~3 938 m厚层砂岩段内,胶结作用明显减弱,偶见石英次生加大及高岭石充填,仍保留着早成岩阶段的特征。在埋深3 940~3 984 m砂泥互层段,胶结作用明显增强,粒间铁白云石完全充填,泥晶包壳和绿泥石大量发育[图8(i)—图8(l)]。

3 压力封存箱特征及其对成藏影响

3.1 压力封存箱特征

3.1.1 压力封存箱宏观特征

快速沉降使孔隙水难以从沉积物中逸出,并不得不承受覆盖沉积物的重量29,因此快速沉降是形成超压的一个重要原因。祁口洼地存在Es—Ed组和明华镇组2个快速沉降阶段,所以从东营组开始出现超压,发育有“双超压系统”。而渤海湾盆地构造沉积中渤中凹陷沉降量最大24,且沙三段沉积时期,断裂活动速率大,凹陷快速沉降,沉降速率为202~223 m/Ma31,形成较大的沉积可容空间31。因此,与祁口洼地类似,可以初步推断,沙三段的快速沉降阶段同样会导致一定程度的超压。
压力封存箱从宏观结构特征来说,是一个在三维空间被物理屏障包围的相对独立的地质体。从垂向岩性组合分析,QHD35-A井沙二段厚层砂岩上下均有厚层泥岩的封堵,即东三段至沙一段的厚层泥岩为盖层顶板,沙三段的厚层泥岩为底板,这也与彭靖淞等13在渤海湾盆地辽中南洼发现的压力封存箱“三明治”结构类似。侧向来看,一方面存在断裂的封隔,另一方面存在泥岩的岩性封闭(图9),配合其构造地貌,在埋深3 500~4 000 m处形成了一个完全封隔的地质单元,且油藏也被封隔其中,具备典型压力封存箱特征。
图9 QHD35-A井油藏预测剖面

Fig.9 Reservoir prediction profile of Well QHD35-A

3.1.2 压力封存箱微观特征

3.1.2.1 孔隙特征

箱体中发育异常高孔渗性储层是封存箱的典型特点之一。巴什托构造石炭系—二叠系压力封存箱中发育有孔隙度在10%~25%之间的粉晶白云岩储层20,四川盆地西北部地区中三叠统压力封存箱箱体存在大量晶间溶洞、粒间溶洞等储集空间14,本文研究井段具有同样的特点。沙二段中部厚层砂岩颗粒接触关系保留早成岩期甚至沉积期的成岩面貌,以线接触和点—线接触为主,粒间保存有大量的原生孔隙;粒间洁净,无黏土杂基,仅有局部见泥质杂基充填粒间,偶见弱胶结作用,整体上原生孔隙得到大量保存;粒间未见碳酸盐胶结物的残余;刚性颗粒破裂缝中无黏土充填,长石裂缝洁净,无任何杂基与胶结物填充。

3.1.2.2 成岩作用特征

压力封存箱是一个在三维空间被物理屏障(大多是渗透性很低的封隔层和断裂带)包围的相对独立的地质体,在大部分地质时期,其内部的物质、能量与外界没有明显交换,只有箱壳处的物质和能量变化比较急剧32。这使得箱体中部储层在相对稳定的环境下保有早成岩阶段特征,而箱体边缘处由于气体流体交换频繁,表现出实际的成岩阶段特征。
研究井段成岩作用主要以压实作用、压溶作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用为主。压实作用主要表现为长石的碎裂、压裂和晶型错乱(埋深3 902~3 914 m)以及云母的压实变形(埋深3 938 m;3 966 m);压溶作用较少,仅表现为颗粒间的缝合线接触(埋深3 902 m);溶蚀作用多见于长石的粒内溶蚀(埋深3 889~3 895 m,3 966~3 977 m)和岩屑的粒间溶蚀(埋深3 916 m);交代作用在沙二段中也不常见,仅存在铁白云石交代白云石(埋深3 924~3 929 m,3 950 m)和铁方解石交代颗粒(埋深3 850 m)2种存在形式。
相对明显的胶结作用:沙一段砂泥互层,多见泥质与钙质充填粒间,石英的次生加大和铁白云石胶结也较为发育;沙二段中部埋深3 869~3 938 m的厚层砂岩内,胶结作用明显变弱,只偶有I级石英次生加大;沙二段下部埋深3 940~3 991 m砂泥互层处,胶结作用明显变强,常见粒间铁白云石完全充填,泥晶包壳和绿泥石大量发育。
综上所述,QHD35-A井压力封存箱箱体内部厚层砂岩处几乎未见成岩作用,而在箱体上下边缘砂泥接触部位成岩作用较强。厚层砂岩中部仍保留有早成岩阶段的特征,而上下箱壳处的成岩作用揭示其已进入晚成岩阶段。这样的矛盾说明在上下厚层泥岩封隔下,中部厚层砂岩几乎不与外界进行流体压力交换,形成了一个完全封闭的储集空间,即压力封存箱体。

3.1.2.3 流体及气体特征

压力封存箱显著特征为箱体内的高孔渗性储层与油气水等流体20。QHD35-A井沙二段细砂岩孔隙度集中在12%~17%之间,平均值为13.6%,渗透率为(0.2~161.1)×10-3 μm2,平均值为21.0×10-3 μm2,属于高孔渗性储层,普遍见到油气显示,特别是钻遇孔隙裂缝发育的细砂岩、泥质粉砂岩地层时,油气显示特征明显,出现了钻时明显降低、气测值升高、钻井液黏度上升的现象。说明沙二段中部厚砂岩层饱含油气水流体,即压力封存箱典型特征之一。
除流体特征外,部分气体在一定程度上也能反映地层封闭性。轻烃因碳数较低,容易挥发,并且不同轻烃在水中的溶解度和抵抗生物降解作用的能力不同,当其在全烃中含量过低时可能与油藏保存条件(水洗作用、生物降解和散失作用)有关,因此可利用轻烃的含量来说明地层封闭性33。即轻烃占烃类总量的比值越大,轻烃越多,说明其保存条件越好,封闭性越强。QHD35-A井沙二段中部厚层砂岩中,轻烃占气测全量的比值最大,均能达到50%左右,说明在此区段易挥发变质的轻烃保存完好,具有地层封闭性较强这一压力封存箱的关键特征。

3.2 压力封存箱特征对成藏影响

压力封存箱中的异常压力是油气运移的重要驱动力,是油气初次运移的有利条件34,为烃源岩排烃及二次运移提供源源不断的动力。现今渤中凹陷深部依然保持着较高的过剩压力(高达24.13 MPa),在过剩压力驱动下天然气仍在持续运移成藏35。渤海海域天然气成藏主要受烃源岩特征和具超压的厚层泥岩的控制,超压、厚层泥岩是否存在尤其关键,古近系存在的高压异常,使得天然气容易保存2236,同时箱体顶部的厚层泥岩封盖天然气成藏,因而富气。
同时封存箱内由于异常压力的积累,泥岩会发生微裂缝,封存箱内的流体以涌流或渗流的方式进入封存箱上的压力过渡带中的渗透砂层并使油气在其附近的地层、构造圈闭中聚集成藏13。当孔隙流体压力下降到上覆地层的大约60%时,裂缝闭合而形成新的封闭系统37。在异常压力的作用下,封存箱破裂—泄压—再封闭的过程是反复进行的,使得成藏作用反复进行。
异常高压减缓了泥岩的压实作用,使封存箱上部的泥岩在深部仍具有相对较大的孔隙度及渗透性37,为烃类运移提供畅通的渠道,加快烃类排驱。同时压力封存箱中饱含孔隙流体,其形成和发育的超压系统也大大削弱了正常压实作用对箱体中部厚层砂岩的影响,使得箱体中部砂岩得以保留有大量的原生孔隙,大大改善了储集层的性能。
石臼坨凸起主要发育以汇聚流为主的成藏动力系统38,油气聚集条件极佳。渤中地区良好的生储盖组合,是油气得以保存的前提,压力封存箱的存在使得超压段泥岩顶板与油气藏直接接触,表现为有效封闭(图10)。因此,QHD35-A井压力封存箱的物性封存及压力封存作用与消亡型、继承—改造型断裂的匹配共同作用,控制着油气藏的富集与保存。内含压力封存箱的油藏在开发时,初期由于箱体内部压力高,可以利用天然能量进行衰减式开采39。极大程度地节省了人工注水或注气补充能量的成本,只需待地层压力降至一定程度时开始注水,这样既可以采出较多的弹性无水原油,又有利于注水工程的实施。
图10 QHD35-A井压力封存箱组构模式

Fig.10 Pressure storoge box fabric model in Well QHD35-A

4 结论

(1)渤海湾盆地渤中坳陷石臼坨凸起东倾QHD35-A井沙二段具有明显的压力封存箱特征:宏观表现为侧向与垂向均存在有效封隔,使其形成了一个相对独立的地质单元,因快速沉降所导致的异常高压被封存其中,具有独立的流体压力系统;微观表现为在研究深度段中部(箱体中部)保留有大量原生孔隙,处于早成岩阶段且几乎不存在成岩作用,饱含油气水等流体。而上部和下部(箱体边缘)成岩作用明显强于中部,存在较强的气体与流体交换。
(2)压力封存箱的存在对油气成藏具有一定的积极影响。封存箱的空间结构不仅为油气的保存提供良好的条件,其内含的异常压力也为油气的运移提供动力,使得封存箱反复进行破裂—泄压—再封闭的过程,同时也反复成藏;封存箱的微观结构也削弱了正常压实对中部砂岩带来的影响,极大地改善了储层物性,同时为烃类的顺利运移提供有保障的渠道,加快其排驱与成藏。基于封存箱的整体特点,该类油藏在开采时可以充分利用其内部压力释放替代一部分人工能量,从而极大地降低开采成本,在生产方面具有“高压—高产—稳产”的特征。
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Outlines

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