0 引 言

储集层微观孔隙结构是指储集岩中孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系^[1]，储层岩石的微观孔隙特征直接影响着储层的储集与渗流能力^[2]。近年来，X射线断层成像技术(radiation X-ray computed tomography，X-CT)在致密砂岩储层微观孔隙结构表征中越发成为强有力的检测手段^{[3, 4, 5, 6]}，它是利用锥形X射线穿透物体，通过不同倍数的物镜放大图像，由360°旋转所得到的大量X射线衰减图像重构出孔喉三维结构特征^{[7, 8]}。通过三维数字岩心可以对孔喉大小、连通性、形态做出定性分析和定量评价^{[9, 10, 11, 12, 13]}，相对于压汞实验和扫描电镜等实验分析方法，CT扫描法的优势在于对岩石样品全方位、大范围快速无损扫描成像，通过CT扫描得到的数字岩心可以更加直观地研究储层的微观孔隙特征^{[9, 10, 11, 12, 13]}，其在微观孔隙结构评价方向的应用将更加广阔。

松辽盆地具有致密油形成的地质条件，松辽盆地致密油以青山口组为主要烃源岩，发育源内和源下两种类型。源内型致密油主要分布在松辽盆地北部青山口组高台子油层高三高四段，主要位于松辽盆地北部齐家地区；源下型致密油主要分布于松辽盆地齐家古龙凹陷长岭断陷泉四段扶余油层,扶余油层大面积分布的河道砂体与青山口组一段烃源岩紧邻，源储匹配关系好，为致密油的形成提供了良好的地质基础。

大安油田区域构造位于松辽盆地南部中央坳陷区大安红岗阶地二级构造带上。研究区位于红岗大安阶地上的最深洼槽轴线上，是一个北倾的向斜构造，主要由两侧斜坡所夹的洼陷区域构成，目的层段为泉头组四段扶余油层。本文以大安油田扶余油层的致密砂岩样品为研究对象，利用VGStudio MAX强大的CT数据分析功能结合Avizo软件多种先进的数学算法，实现了多尺度孔喉网络模型的可视化提取和孔喉参数的定量表征，为进一步开展致密砂岩渗流机理的研究打下了基础，同时为准确评价致密油甜点区提供了依据。

本次实验依托于东北石油大学“非常规油气成藏与开发”省部共建国家重点实验室的培育基Phoenix Nanotom S 微米CT扫描仪和中国石油大学(北京)纳米岩石物理实验室的Ultra-XRM-L200型纳米CT扫描仪。如微米CT的X射线CT布局系统(图 1)所示，X射线源和探测器分别置于转台两侧，锥形X射线穿透放置在转台上的样本后被探测器接收，样本可进行横向、纵向平移和垂直升降运动，以改变扫描分辨率，放置岩心样本的转台本身是可以旋转的，在进行CT扫描时，转台带动样本转动，每转动一个微小的角度后，由X射线照射样品获得投影图，将旋转360°后所获得的一系列投影图进行图像重构后得到岩心样品的三维图像。纳米CT与微米CT测试原理基本相同，不同之处是纳米CT的光源是平行光，旋转角度为180°。

图 1 X射线布局系统示意图 Fig.1 X-ray layout system schematic diagram

图选项

根据岩心物性统计，松辽盆地南部大安油田扶余油层孔隙度多为3%~11%，占样品总数的80%，平均孔隙度8%，水平渗透率一般为(0.016~1.430)×10^-3 μm²，平均渗透率为0.172×10^-3 μm²，其中小于0.300×10^-3 μm²的占样品总数的90%；本次选取红75-9-1和红88两口重点取心井，对不同孔渗的样品(表 1)进行对比分析，样品总体符合致密油的孔渗的基本特征^{[14, 15]}，具有一定的代表性。利用微米CT扫描2 mm直径圆柱体样品(分辨率1 μm)，建立了微米级三维孔喉模型，对不同孔渗条件下微米级别孔喉结构特征进行对比分析(微裂缝、溶蚀孔隙及微观非均质性等)；根据样品微米孔喉发育程度，同时结合Maps成像技术，制备直径为65 μm的样品(分辨率65 nm)进行高分辨率纳米尺度扫描，建立纳米级三维数字岩心模型。

微米尺度二维图像分析表明：大安油田扶余油层致密砂岩微米级孔隙以溶蚀型孔隙和微裂缝为主，大致分为 3 种类型(图 2)：①原生粒间孔隙(图 2a)，原生孔隙二维灰度图像上孔隙界面清晰规整，孔隙与颗粒边缘平直；②溶蚀型孔隙，主要分为粒间溶蚀孔隙(图 2b，f)和粒内溶蚀孔隙(图 2c，g)，溶蚀型孔隙在二维灰度图像上孔隙形状不均匀，孔隙界面模糊，呈条带状分布，长石和岩屑遭受的溶蚀作用明显；③微裂缝发育型，发育微裂缝为主，微观孔喉不发育，微裂缝宽度为 4.73~10.35 μm，平面延伸200 μm 左右(图 2d)。

a. 原生粒间孔隙，红75-9-1井，2 168.90 m，微米CT二维灰度切片，细砂岩；b. 粒间溶孔，红75-9-1 井， 2 168.90 m，微米CT二维灰度切片，细砂岩；c. 粒内溶蚀孔隙，红75-9-1井, 2 168.90 m，微米CT二维灰度切片，粉砂岩；d. 微裂缝，红75-9-1井，2 310.58 m，微米CT二维灰度切片，粉砂岩；e. 纳米级微裂缝，红88井，纳米尺度CT二维灰度切片，2 343.40 m，粉砂岩；f. 长石粒间溶蚀孔隙，大20-3井，2 132.30 m，铸体薄片，单偏光，粉砂岩；g. 长石粒内溶蚀孔隙，大20-3井，2 132.30 m，铸体薄片，单偏光，粉砂岩；h. 纳米级微裂缝，红88 井，2 343.50 m，Maps图像拼接( FIB-SEM)，粉砂岩；i. 长石沿解理缝发育的楔状-长方形状纳米孔，大北10-12井，2 275.00 m，ESEM，粉砂岩。 图 2 大安油田扶余油层储集空间类型 Fig.2 Types of reservoir space in Fuyu oil layer of Daan oilfield

图选项

纳米尺度二维扫描图像分析表明：纳米尺度微观孔隙以粒内溶蚀孔隙为主(图 2i)，要分布在矿物颗粒内部或表面，局部存在微裂缝(图 2e，h)，微裂缝对纳米孔隙具有很好沟通作用，利用Maps成像技术确定了纳米尺度下二维孔隙半径主体分布范围为0.10~0.50 μm(图 3)。

图 3 纳米尺度下不同孔隙半径频率分布图 Fig.3 Different pore radius distribution of nanoscale

图选项

二值化的关键在于阀值的选择，鉴于本文CT扫描的样品用物理实验的方法测定了孔隙度和渗透率，所以采用基于岩心实测孔隙度的二值化分割方法，当小灰度值表征孔隙时，分割阀值k^*求解公式如下：

通过CT扫描获得的灰度图像中存在着系统噪声，这样会降低图像质量，不利于后续图像分割以及定量分析，利用VGStudio MAX 软件的滤波算法功能增强信噪比，并利用其三维重构及图像分割功能，对重构出的微米级CT灰度图像进行二值化分割(图 4)，划分出孔隙与颗粒基质，将孔隙区域用黄色渲染(图 4b)，进一步得到可用于孔隙网络建模与渗流模拟的二值化分割图像(图 4c)，其中黑色区域代表样本内的孔隙，白色区域代表岩石的基质。

a. 原始二维灰度图像；b. 二维灰度图像孔隙填充效果图(黄色代表孔隙)；c. 二值化结果(黑色代表孔隙，白色为岩石基质)。 图 4 图像二值化分割流程示意图 Fig.4 Image binarization segmentation schematic diagram

图选项

三维孔隙网络模型建立是指通过某种特定的算法，从二值化的三维岩心图像中提取出结构化的孔隙和喉道模型，同时该孔隙结构模型保持了原三维岩心图像的孔隙分布特征以及连通性特征。将VGStudio MAX产生二值化结果导入Avizo软件中，利用Avizo软件内置模块先进的数学算法构建了4种数字岩心模型(图 5，6)，其中包括三维灰度模型(图 5a，b，c，6a)、颗粒间接触关系模型(图 5d，e，f，6b)、孔隙连通性渲染模型(邻色相同表示微孔连通；邻色不同或同色距离远，代表微孔不连通)(图 5g，h，i，6c)及三维孔喉网络结构模型(图 5j，k，l，6d)。

a.微米尺度CT扫描灰度三维图像，S1号样品，红75-9-1井，2 168.90 m，分辨率1 μm；b.微米尺度CT扫描灰度三维图像，S2号样品，红88井，2 343.40 m，分辨率1 μm；c.微米尺度CT扫描灰度三维图像，S3号样品，红75-9-1井，2 310.58 m，分辨率1 μm；d.颗粒接触关系模型，S1号样品，红75-9-1井，2 168.90 m；e.颗粒接触关系模型，S2号样品，红88井，2 343.40 m；f.颗粒间接触关系模型，S3号样品，红75-9-1井，2 310.58 m；g.孔隙连通性模型，S1号样品，红75-9-1井，2 168.90 m；h.孔隙连通性模型，S2号样品，红88井，2 343.40 m；i.孔隙连通性模型(球为孔隙，管为喉道)，S3号样品，红75-9-1井，2 310.58 m；j.三维孔喉网络结构模型，红75-9-1井，2 168.90 m；k.三维孔喉网络结构模型，红88井，2 343.40 m；l.三维孔喉网络结构模型，红75-9-1井，2 310.58 m。 图 5 大安油田扶余油层微米级不同孔渗数字岩心对比图 Fig.5 Micro-scale digital core model of tight sandstone in Fuyu oil layer of Daan field

图选项

a. 纳米尺度CT扫描灰度三维图像；b. 颗粒间接触关系模型；c. 连通性模型；d. 孔隙网络结构模型。 图 6 大安油田扶余油层S2号样品纳米级三维数字岩心模型 Fig.6 Nanoscale digital core mode of tight sandstone of Sample 2 in Fuyu oil layer of Daan oilfield

图选项

选择不同物性的样品S1，S2，S3(表 1)进行对比，通过对比发现：①从样品S1到样品S3颗粒接触关系间越来越致密(图 5a，b，c，d，e，f)，条带状粒间溶孔逐渐减少，孤立状粒内溶孔逐渐增多，连通性逐渐变差(图 5g，h，i)，喉道越来越细小(图 5j，k，l)。②孔喉分布状态主要有连片状微孔隙和孤立状微孔隙两种(图 5g，i)，孤立状微孔隙连通性较差，多为“死”孔隙，连片状微孔隙连通性较好。③不同孔渗的样品孔喉的形态和尺寸有所不同：储集物性较好的样品S1孔喉在三维空间多为粗大的管状和条带状分布(图 5g，j)；储集物性中等的样品S2孔喉在三维空间多为条带状和球状分布(图 5h，k)；储集物性相对较差的样品S3孔喉在三维空间多为孤立的小球状(图 5i，l)。物性较好的储层S1样品存在 44%连通性好的喉道，平均喉道半径1.89 μm，喉道长度16.9 μm(表 2)；而物性较差的储层S3样品喉道细小，平均喉道半径0.52 μm，喉道长度10.9 μm，仅有5%连通性好的喉道(表 2)，其余连通性差(图 5i)。④微孔分布具有微观非均质性，微孔局部较为发育，微孔较为集中的部位主要为粒间溶蚀微孔隙，粒间溶蚀孔隙在空间上多呈条带状，较为分散的部位多为粒内溶蚀微孔隙，在空间上多呈球状孤立分布。由于样品较为致密，受CT扫描分辨率的影响，岩心中更细小的纳米级孔隙未能识别，导致计算孔隙度和岩心实测孔隙度结果相比有一定误差(表 2)。

利用红75-9-1井3个恒速压汞测试样品参数对比分析(图 7)，实验数据显示：喉道半径对样品渗透率的大小起决定作用，渗透率不同，喉道半径分布有明显差异，孔隙半径对样品渗透率的控制作用相对较小，渗透率不同的样品孔隙半径分布变化很小，只有渗透率差异较大的样品其孔隙半径分布才有一定差异。利用CT和恒速压汞相结合的方法验证了喉道半径较窄是造成样品的实测渗透率较低的主要原因。

图 7 不同孔渗恒速压汞测试样品参数对比 Fig.7 Contrast of constant speed mercury injection test sample with different porosity and permeability

图选项

利用Avizo软件建立了大安油田扶余油层纳米级数字岩心模型(图 6)，纳米孔在三维空间上整体连通性较差(图 6c)，32%的孔喉配位数为1(图 8)，局部受微裂缝控制连通性相对较好(图 6c，d)。纳米孔形态上多呈小球状、管状(图 6c，d)，主要分布于矿物颗粒内部或表面，属于颗粒内微孔或晶内微孔(图 6a，2i)，孔隙平均半径100 nm，喉道平均半径35 nm，小球状纳米孔连通性较差，空间呈孤立状(图 6c)，管状纳米孔具有一定连通性(图 6d)，属于纳米级微裂缝，与邻近小球状纳米孔具有一定连通性。

图 8 大安油田扶余油层纳米级孔喉配位数直方图 Fig.8 Connection number histogram of nanoscale pore throat in Fuyu oil layer of Daan oilfield

图选项

利用VGStudio MAX强大的CT数据分析功能结合Avizo软件先进的数学算法，建立了大安油田扶余油层多尺度致密砂岩数字岩心模型，实现了孔喉网络模型的可视化提取和孔隙参数的定量表征。微米尺度下，不同孔渗的样品孔喉的形态和尺寸有所不同，储集物性较好的样品三维空间多为粗大的管状和条带状分布，喉道半径对样品渗透率的大小起决定作用，孔喉分布状态主要有连片状和孤立状两种，微孔分布具有微观非均质性；纳米尺度下，三维空间上整体连通性较差，纳米孔喉形态上多呈小球状、管状，管状纳米微裂缝对临近球状孤立纳米级孔隙有很好的沟通作用，具有喉道与孔隙的两重功能。

1)微米尺度下，大安油田扶余油层以粒间溶蚀型孔隙、粒内溶蚀孔隙和微裂缝为主；不同孔渗的样品孔喉的形态和尺寸有所不同；孔喉分布状态主要有连片状微孔隙和孤立状微孔隙两种；微孔分布具有微观非均质性，微孔局部较为发育，微孔较为集中的部位主要为粒间溶蚀孔隙，其在空间上多呈条带状；喉道半径较窄是造成样品的实测渗透率较低的主要原因。

2)纳米尺度下，大安油田扶余油层储集空间以粒内溶蚀孔隙为主，大多分布于矿物颗粒内部或表面，纳米孔形态上多为呈小球状、管状，孔隙平均半径100 nm，喉道平均半径35 nm；纳米孔三维空间上整体连通性较差，局部受微裂缝控制连通性相对较好。

3)本文提出的基于微纳米CT条件下储层微观孔喉表征技术为进一步开展大安油田扶余油层致密砂岩渗流机理的研究打下了基础，同时为准确评价致密油甜点区提供了依据。随着计算机技术的进一步发展，数字岩心技术必将成为一项重要的技术手段参与油田的勘探开发中。