0 引言
中国深层—超深层油气资源丰富，勘探潜力巨大，主要集中于塔里木盆地、四川盆地等。近年来，中国油气勘探开发进入超深层领域，发现了元坝、顺北、富满及克深等一系列大型—特大型油气田［1］。全球油气剩余可采储量的47.5%（约2×1011 t）源自碳酸盐岩储层［2］。中国海相碳酸盐岩主要位于塔里木盆地、四川盆地等叠合盆地的下构造层，经历多旋回构造演化，具有深—超深埋藏、成岩改造强等特征，制约着油气勘探开发［3］。截至2020年年底，塔里木油田超深层探明油气地质储量占油田探明油气地质储量的55%，超深层油气产量快速增加至1.44×107 t/a［4］。超深碳酸盐岩油气藏是塔里木盆地勘探开发的主要领域之一，其中，富满油田发现探明油气储量6.25×108 t，落实油气资源超15×108 t，是中国目前已建成规模最大的超深层油田之一。
传统的碳酸盐岩储层品质主要基于储层孔隙度、渗透率等物性参数开展分析评价［5-8］。罗蜇潭等［6］依据有效含烃孔隙度、气体法孔隙度与变异系数乘积以及气体法孔隙度与均值的商等指标进行碳酸盐岩储层品质评价；王新建等［7］依据渗透率、有效孔隙度、裂缝宽度以及中值喉道宽度4个指标将碳酸盐岩储层品质划分为4级；曾伟等［8］在此基础上添加排驱压力指标。然而，针对塔里木盆地超深断控缝洞型碳酸盐岩储层，由于其独特的地质条件和渗流特征，传统依靠地质参数的评价指标忽略现今地应力场、天然裂缝等地质力学因素影响［9］，致使评价结果误差相对较大。超深层碳酸盐岩储层岩石力学性质的强非均质性，显著影响现今地应力状态，进一步控制天然裂缝有效性，而天然裂缝的存在又对储层岩石力学性质及现今地应力场产生影响［10-11］，所以，储层地质力学属性之间存在的复杂耦合作用对断控缝洞型碳酸盐岩储层品质存在显著影响。基于此，本文研究优选现今地应力、天然裂缝、弹性模量等地质力学参数，以富满油田X井区为例，借助碳酸盐岩储层缝洞体三维地质建模，定义并量化表征储层品质评价因子，并据其进行超深碳酸盐岩储层品质评价。
1 研究区地质背景
富满油田走滑断裂垂向具有明显的分层差异变形特点，通常以一间房组顶面为界划分为深、浅两大构造变形层，其下主要发育直立花状走滑断层，其上为雁列式正断层［16］。大量发育的走滑断裂和逆冲断裂对油气成藏具有显著控制作用。前人［15，17］研究显示：走滑断裂主要形成于中加里东期，发育在奥陶系碳酸盐岩中，逆冲断裂则主要活动在海西期，晚于走滑断裂的形成。富满油田的主力勘探开发目的层为奥陶系中统一间房组（O2 y）和鹰山组（O1-2 y），其主要为受断裂—岩溶作用控制的裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层［18-19］。储层的原生孔隙基本不发育，主要储集空间为受断裂破碎作用及岩溶作用影响形成的孔隙、洞穴、裂缝［20］。储层孔隙度介于1.2%~4%之间，但在断裂破碎带和岩溶作用强烈的区域，孔隙度显著提高，部分层段孔隙度可达5%以上。渗透率普遍较低，一般小于1×10-3 μm2，但在断裂和岩溶作用发育的区域，渗透率亦显著提高，部分层段渗透率可达（1~5）×10-3 μm2，甚至更高。由于断裂活动和岩溶作用的不均匀分布，奥陶系储层表现出极强的非均质性，储层类型、物性在纵横向上变化极大［13-14，17］。
2 超深碳酸盐岩储层品质评价方法
对于超深碳酸盐岩油气藏，由于受到高温、高压等地质条件影响，储层岩石力学性质与浅层存在明显差异，上覆地层压力大、水平应力差高，储层岩石孔隙度低，但在多期构造运动的影响下，天然裂缝普遍发育［9］，天然裂缝的发育程度直接关系到储层渗透率，影响岩石力学性质。天然裂缝密度高的部位可显著弱化岩石力学性能。此外，前人［11］研究表明，弹性模量与现今地应力大小具正相关性，较大的弹性模量一般指示较高的地应力值；现今地应力优势方位受岩石力学性质影响，当相邻单元的弹性模量差异明显时，可显著造成现今地应力方位转向。天然裂缝有效性受现今地应力控制，即与现今地应力优势方位夹角小的天然裂缝更容易发生剪切滑动，裂缝有效性好［12］。因此，本文研究考虑现今地应力、岩石力学和天然裂缝3方面，优选水平最小主应力、水平主应力差、天然裂缝密度和弹性模量等地质力学参数作为评价指标，利用熵权法定义并构建储层品质因子Q，实现超深断控缝洞型碳酸盐岩储层品质量化评价，技术路线如图3所示。
2.1 所选储层地质力学参数表征
对于天然裂缝参数表征，主要是借助成像测井解译，然后通过地震解译数据体和属性体，利用DFN离散裂缝网络方法预测空间展布状态，其核心是确定不同部位裂缝发育密度和形态几何参数。本文研究重点关注裂缝密度，主要在成像测井资料提取的天然裂缝参数量化统计分析的基础上，在相关地震属性（如蚂蚁体、最大似然属性等）的约束下，实现空间尺度天然裂缝发育分布定量预测。
三维条件下应力和应变张量用矢量表示为：
式中： σ 表示应力； ε 表示应变；T代表矩阵的转置。
2.2 三维地质模型
上述储层地质力学参数的量化表征与可视化呈现需要构建三维地质模型。三维地质建模通过对地质体的形态、结构、岩性及构造等特征进行综合分析和处理，以数字化的方式将地质信息转化为三维模型，是最终实现空间储层品质量化评价的关键内容。三维地质建模流程通常包括数据采集、数据处理、建模参数设定、模型构建和评价等步骤。通过地质调查、测量、钻探以及地球物理等手段获取地质数据，包括地层分布、岩性、构造及地层倾角等信息；进而对采集的数据进行整理、解释和校正，保证数据的准确性和可靠性。在建模参数设定阶段，需要确定模型的网格大小、插值方法等关键参数，以及考虑地质特征的不同选择合适的建模方法［25］。
2.3 储层品质评价因子
在上述优选的储层地质力学参数量化表征和三维地质建模的基础上，采用熵权法确定所有参数的权重系数，定义并构建储层品质评价因子计算模型，从而实现储层品质定量评价。
熵权法是一种多属性决策分析方法，它基于信息熵的概念，可以确定多因子在综合评价中的权重，相比传统主观赋权方法，既考虑了指标之间的相互影响，也避免了主观判断，前人［27］研究证实熵权法在储层非均质性评价具有较好应用，其过程包括如下步骤：
（1）确定参与储层品质评价的参数集合；
（2）确定指标因素集合，本文研究即为弹性模量、裂缝密度、水平最小主应力和主应力差，其中弹性模量、裂缝密度为正相关因素，水平最小主应力和主应力差为负相关因素；
（3）将具有不同量纲的指标因素数据进行归一化处理，注意因素的正、负相关性，得到归一化指标因素矩阵；
（4）利用熵权法计算获取权重后，定义并构建储层品质评价因子Q，其公式为：
式中：Q为储层品质评价因子，其值越高，储层品质越好；i表示不同的指标因素；w为指标因素的权值；b为归一化后的指标因素。
在此基础上，构建储层品质评价因子计算模型为：
式中：S h *为归一化的水平最小主应力；ΔS *为归一化的水平主应力差；E *为归一化的岩石弹性模量；F d *为归一化的裂缝密度，a、b、c、d为各个参数的权重系数。
3 应用实践
对于现今地应力场，需要首先确定加载的边界条件。依据区域地质背景和现今地应力方向标志解译，研究区超深碳酸盐岩储层整体处于NE—SW向最大主应力优势方位。综合差应变地应力实验等资料显示，研究区目的层垂向、水平最大和水平最小主应力梯度平均值分别为0.025 MPa/m、0.023 MPa/m和0.019 MPa/m，整体表现为正断型地应力机制（即垂向主应力最大、水平最小主应力最小）。
基于上述理论方法，计算塔里木盆地富满油田X井区超深碳酸盐岩储层岩石弹性模量、裂缝密度、水平最小主应力和主应力差的权重系数分别为0.21、0.35、0.28和0.16，由此，可构建适用于研究区储层品质的评价模型为（式5 ）：
式中：S h *为归一化的水平最小主应力；ΔS *为归一化的水平主应力差；E *为归一化的岩石弹性模量；F d *为归一化的裂缝密度。
利用上述模型，评价塔里木盆地富满油田X井区超深碳酸盐岩储层品质。结果显示：储层品质评价因子介于0.22~0.82之间，高值区主要集中于断裂带及其附近，X3井附近高值区范围大（图7）。基于收集获得的产能数据进行分析，在Q值高值区，单井油气产量更高。
油气的富集与高产通常兼具资源甜点、物性甜点和工程甜点3方面特点，需要进行综合考虑。相较于传统中浅层常规油气，超深碳酸盐岩储层非均质性强，勘探开发难度大。基于地质力学参数进行储层品质评价是地质工程一体化理念的体现，构建地质认识与工程技术之间的桥梁，可以支撑后续井位设计及改造方案优化。
4 结论与认识
本文研究形成了一种在断控缝洞体地质建模基础上综合水平最小主应力、水平主应力差、天然裂缝和弹性模量的超深碳酸盐岩储层品质评价方法，包括优选储层地质力学参数量化表征、三维地质建模以及储层品质评价因子计算模型构建等步骤。以塔里木盆地富满油田X井区超深碳酸盐岩储层为例，在三维地质模型的基础上量化表征力学参数，利用熵权法计算各评价因子的权重，进而构建起适用于研究区的储层品质评价计算模型，据其评价超深碳酸盐岩储层品质。结果表明，基于力学参数的储层品质评价方法精度较高，适用于超深断控缝洞型碳酸盐岩油气藏，重点井生产参数与储层品质评价因子呈正相关，研究方法和结果可为后续井位设计、改造方案优化以及注水工作提供重要参考。
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