近年来在塔里木盆地顺托果勒地区奥陶系一间房组发现了超深层碳酸盐岩油气藏，其埋藏深度主要在6300~7850m，其中顺北地区以油藏为主，顺南地区以天然气藏为主(漆立新, 2016; 王铁冠等, 2014)。奥陶系碳酸盐岩储层的发育对油气藏的形成和分布起到了主要控制作用，也制约了勘探开发计划方案的部署实施。该区奥陶系沉积层序完整，缺少区域不整合和喀斯特岩溶发育条件，对储层类型的研究尤其是储集空间特征的研究成为关键核心问题。钻探表明，该区一间房组发育缝洞型和孔隙型两大类储层，前者受断裂带控制，成条带状分布，是目前开发的主要对象；后者主要受沉积相、准同生大气水和构造热液作用，具有分布广、规模大的特点，勘探潜力大，明确其储集类型和储集空间特征对该层系的油气潜力评价和勘探开发具有重大意义。

本文通过对该区系统的岩心、薄片和铸体薄片观察，应用扫描电镜、EBSD二维表征方法和最新的岩心微-纳米CT三维重构及图像处理技术，对该区一间房组孔隙型灰岩储层的岩石类型及其孔隙结构类型和分布特征进行了深入的分析，精细刻画了储层微-纳米尺度下的孔隙结构，定量分析不同类型储层三维孔隙的结构参数，为进一步开展储层评价和勘探开发方案的制定提供了依据。

1 地质概况

顺托果勒地区位于塔克拉玛干沙漠中部，构造上位于塔里木盆地北部坳陷带顺托果勒低隆起之上，其南、北分别是卡塔克隆起和塔北隆起，东、西分别是满加尔坳陷和阿瓦提断陷，为一构造发育相对稳定的“凹中低隆”构造区(图 1)。该区具备较好的石油地质条件，近年来对其深层奥陶系碳酸盐岩的勘探获得了一系列突破，进一步证实该区奥陶系碳酸盐岩油气藏具有多类型、多层系分布，可能是一个受储层非均质性控制的大型油气聚集区(云露和曹自成, 2014; 黄太柱, 2014; 王铁冠等, 2014)。

与卡塔克隆起和塔北隆起相比, 该区具有较为独特的石油地质条件.其构造发育以缓慢沉降为主, 大型断裂不发育, 发育一系列NE、NNE向和NW向的小型走滑、逆冲断裂及拉张断裂, 地层产状平缓(黄太柱, 2014).古生界层序发育较为齐全, 其中上奥陶统由恰尔巴克组、良里塔格组、桑塔木组组成, 为一套巨厚的深灰色泥岩夹薄层粉砂岩和灰岩沉积, 可形成一套巨厚的盖层; 中-下奥陶统一间房组和鹰山组上部为开阔台地相灰岩沉积, 鹰山组下部和蓬莱坝组主要是白云岩(蔡习尧等, 2007; 高志前等, 2006; 赵宗举, 2006; 赵宗举等, 2009; Jia et al., 2016), 为半局限-局限台地相碳酸盐岩沉积.中-下奥陶统与上奥陶统共同构成了一套良好的储盖组合.随着勘探程度的深入, 顺托果勒地区SN5、SN7和ST1井先后在一间房组获得油气突破, 获得高产油气流, 展现了巨大的勘探潜力.主要目的层一间房组埋深在6300m以下, 超深层储层的发育程度、储层物性的定量表征成为深层油气富集高产和稳产的关键因素.

顺托果勒地区一间房组稳定发育，全区均有分布，垂向上一间房组与上奥陶统恰尔巴克组和下部鹰山组呈整合接触，其发育时代为中奥陶世达瑞威尔期。顺托果勒低隆起的中部广大地区一间房组较厚，向低隆起的南北两翼、古城墟隆起、满加尔-阿瓦提坳陷厚度均变薄，如SN7井一间房组厚达212.5m，南部古城墟隆起地区一间房组厚度为130m左右，北部ST1井厚度为140m，跃进地区为120m左右。受加里东中期构造运动影响，在顺托果勒低隆起西南与卡塔克隆起分界的塔中1号断裂带附近一间房组被剥蚀尖灭。在卡塔克隆起西部构造低部位顺托果勒西地区存在一间房组，沿TZ88井、TZ452井、TZ49井、TZ63井区均有分布，井区内发现一间房组的标志性牙形石组合带(Periodon aculeatus刺状围牙形石，Ansella jemtlandica杰姆特小柄牙形石，Protopanderodus procerus伸长原潘德尔牙形石)，可与露头区对比(张正红等, 2015)。一间房组的尖灭线沿塔中1号断裂带在顺托果勒西、阿东地区成弧形分布(焦存礼等, 2010; 谭荃等, 2015)(图 1)。

研究表明，塔里木盆地鹰山组上段-一间房组主要发育盆地相、台地边缘相和开阔台地相沉积(王成林等, 2011; 朱东亚等, 2009)。顺托果勒地区一间房组为一套开阔台地相沉积，主要发育台内滩、灰泥丘、滩间海和台坪亚相沉积(图 1、图 2)，其东缘为与满加尔坳陷陆棚-盆地相相接的碳酸盐岩台地边缘相带。根据岩性和电性特征一间房组可以划分为一个三级准层序(OSQ4)和4个高频旋回。连续的两个高频旋回构成了一间房组两个体系域；下部为海侵体系域，以滩间海和台内滩为主；上部为高位域沉积，发育潮坪、灰泥丘和丘间海，局部发育有台内滩(图 2)。上部高位域沉积岩性以灰色、深灰色粉屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩、藻粉屑灰岩、微亮晶藻屑、球粒灰岩为主，夹少量浅灰色、灰色亮晶生屑灰岩和砂屑灰岩、鲕粒砂屑灰岩，具有较高的自然伽马和较高的电阻率特征。下部主要为深灰色藻粘结灰岩、凝块灰岩、藻粉屑灰岩夹浅灰色亮晶藻屑砂屑灰岩、鲕粒砂屑灰岩、极细粒粉屑灰岩、亮晶生屑灰岩。亮晶砂屑灰岩和鲕粒灰岩含量少，岩石以灰色、浅灰色为主。钻井取心见到少量分散的个体较小的角石和腕足化石，其余均为藻类、介形虫等微体化石，反映出该时期顺托果勒较周缘地区处于较深水的沉积环境。

2 储层岩石类型与岩相特征

该区已钻井在一间房组均有取芯，根据岩心和铸体薄片观察，一间房组发育多种类型灰岩，以富含微生物岩为特征。岩石中虽然常见葛万藻、直管藻等组成的微生物岩，但是缺少宏体生物化石。根据沉积作用对于灰岩的分类目前普遍采用Folk和Dunham的分类方案，而为了便于镜下描述常采用前者。微生物碳酸盐岩以其明显的微生物作用特点而具有自己的分类体系；梅冥相(2007)将微生物碳酸盐岩重新分为叠层石、凝块石、核形石、树形石、纹理石和均一石6大类。为了更确切和全面反映本区一间房组沉积特点，根据沉积环境和沉积相将一间房组主要岩性归纳为砂屑灰岩、凝块灰岩、藻粘结灰岩、藻粉屑灰岩和泥晶灰岩。

2.1 砂屑灰岩

砂屑灰岩是顺托果勒地区一种主要的储集岩性，包括亮晶鲕粒砂屑灰岩、亮晶藻屑砂屑灰岩和泥晶砂屑灰岩等，一般集中分布于缓坡型碳酸盐岩台地坡脊上(Mallinson et al., 2003; Koehrer et al., 2011)。砂屑成分较复杂，多富含藻屑。极细砂级粉屑较多，少量为中-粗砂屑，局部地区见少量鲕粒砂屑灰岩。亮晶鲕粒砂屑灰岩多以浅灰色为主，含有少量藻屑、核形石以及藻鲕粒，见少量小的腕足化石，砂屑的分选与磨圆较好，反映其高能沉积环境；岩石中常见生物逃逸孔，被多期方解石和白云石充填，充填胶结序次依次为高镁方解石、自形白云石、鞍形白云石和冰洲石；粒间残余少量早期生物活动形成的遮蔽孔、逃逸孔等小型孔洞；亮晶鲕粒砂屑灰岩为台内滩相产物(图 3a)。亮晶藻屑砂屑灰岩中以藻屑为主，亮晶胶结，含有少量颗粒较大的核形石，常与灰泥丘伴生(图 3b)。泥晶砂屑灰岩多为灰色、深灰色，砂屑含量大于60%，颗粒支撑，颗粒与颗粒之间为泥晶基质，多分选较差，经历较强的成岩作用，常发育黑色网状缝合线和灰色锯齿状缝合线，少量的鸟眼构造充填白色亮晶方解石，无孔洞发育；该类岩石以含有丰富的藻屑(蓝绿藻类)为特征(图 3c)，含有少量介形虫、腹足、钙球等，显示出水体较深、能量较低的台内沉积环境。

2.2 凝块灰岩

凝块灰岩在SN2井一间房组中部和ST1井一间房组上部发育，呈薄层状夹于藻粘结灰岩和生屑砂屑灰岩之中，是重要的储集层类型。凝块灰岩多表现为浅灰色凝块结构，块状构造(图 3d)，是高能环境的一种表现；有时由于不均匀充填沥青质而形成角砾状构造。显微镜下凝块灰岩由团块状藻团粒和亮晶方解石构成。凝块灰岩单层厚度较薄，一般20~30cm，其底部常发育浅灰色生屑灰岩，顶部常发育亮晶砂屑灰岩或藻粘结灰岩。

2.3 藻粘结灰岩

藻粘结灰岩呈灰色、深灰色，具藻粘结结构，形成藻粘结格架岩，常与凝块岩相伴生, 是台内灰泥丘的重要组成部分(Krause et al., 2004)。常见藻凝块和藻团块以及蓝细菌对介形虫、海百合、三叶虫、腕足等底栖生物的粘结，与微生物作用相关的泥晶化作用、微生物钻孔亦较为常见。藻凝块、葛万藻、介形虫等常存在严重的沥青化。藻粘结灰岩具有强烈的成岩改造特点，结构的非均一性导致孔隙发育亦具有较强的差异。成层状分布的窗格孔呈扁平状，被白色亮晶方解石胶结充填，是高能环境的一种表现(图 3e)。

2.4 泥晶藻屑灰岩

泥晶藻屑灰岩颜色为灰色、深灰色，基质以藻类为主，多为泥晶胶结，无明显藻粘结结构，含有少量的介形虫等生物碎屑，属于低能环境下的产物。岩石中有少量的长条状窗格孔，孔内被环带状方解石充填(图 3f)。泥晶藻屑灰岩常与藻粘结灰岩相伴生。

2.5 泥晶灰岩

泥晶灰岩是一间房组常见的岩石类型，在一间房组中上部较多。泥晶灰岩多表现为深灰色和灰色泥晶灰岩，均为泥晶结构或粉屑泥晶结构，薄层状构造，常夹少量的砂屑和介形虫等生物碎屑。泥晶灰岩中常发育大量的黑色网状、锯齿状缝合线和斑点状构造，与网状微裂缝相伴生，沿缝合线常有白云岩化现象(图 3g)。在一间房顶部的泥晶灰岩中常见纹层状泥质条纹和较多的黄铁矿颗粒，反映出较深水的沉积环境。

2.6 蚀变灰岩

由于本区发育多条北东向走滑断裂，构造热液作用普遍发育，在断裂附近强度明显增加。这使得一间房组灰岩经常受到不同程度的富硅流体的热液改造蚀变，表现为自形石英交代、隐晶硅质交代和重结晶作用。隐晶硅质交代常成团块状交代，形成半充填蜂窝状孔洞(图 3h)。交代形成的自形石英分散分布于各种灰岩中，常与颗粒形成嵌入结构。在断裂带附近经常因交代作用形成硅质灰岩，保留了灰岩原始的结构构造。

3 储集空间特征 3.1 储集空间类型

顺托果勒地区一间房组储集空间按产状、大小与成因可划分为四类：胶结残余孔洞(遮蔽孔、残余窗格孔、鸟眼等)、微孔隙(藻屑内部与胶结物内部)、微裂缝和溶蚀孔洞。岩心以小型孔洞、微孔隙和微裂缝为主，微孔隙包括粒内孔、粒间孔、晶内孔等。偶见大的胶结残余孔洞。溶蚀孔洞在断裂、裂缝带附近较为发育。

(1) 胶结残余孔洞

在一间房组岩心中可以见到少量胶结残余孔洞，其尺度较大，孔洞直径多在2~4mm，少数可达15~20mm，多被方解石或白云石充填或半充填。胶结残余孔洞可以是遮蔽孔、残余窗格孔、鸟眼、逃逸孔等。在藻粘结灰岩、凝块灰岩和藻砂屑灰岩中发育大量的早期孔洞，岩心中绝大多数都被充填殆尽，未充填的残余孔洞为孤立的小孔洞，孔径多为1~2mm，个别生物遮蔽孔可达1.5cm。

从充填矿物代表的流体性质看主要为富镁的海水或浓缩的海水，表现为纤柱状高镁方解石与白云石的充填(图 4a, b)；局部较大的窗格孔可以表现为多个环带的胶结物，矿物类型的变化与其微观结构的差异主要反应了富镁孔隙流体性质的波动，深埋藏期局部孔隙中间沉淀了干净明亮的方解石晶体；孔洞边缘的白云石晶体晶面平直、晶形完好，局部可见晶面弯曲的鞍形白云石(图 4b)。

(2) 微孔隙

铸体薄片、扫描电镜与岩石纳米CT扫描分析表明，虽然一间房组储层孔洞不发育，但在基质部分多种微孔隙成为一间房组的主要储集空间，包括粒内孔、粒间孔、晶内孔等。

粒内孔主要分布于藻屑、藻团块的内部，是一间房组主要孔隙，包括砂屑和藻屑粒内孔，生屑也是微孔隙发育的主要场所之一(图 5a, b)。扫描电镜下，微孔隙为方解石晶间孔，孔径大小不等(几百纳米至几微米，图 5c)，但基本小于10μm。微孔隙的发育具有较强的非均质性。高倍镜下与纳米CT扫描分析发现沥青质充填于藻屑方解石晶间(图 5d)。岩心中裂缝和孔洞大都被方解石和白云石充填。但是在薄片和电镜下可以发现，在蚀变灰岩中隐晶石英和自形石英都存在规模不等的粒间孔(图 5e)和晶内孔，在亮晶鲕粒砂屑灰岩中大量的粒间孔被白云石和方解石充填(图 3a, b)，充填的方解石和白云石中存在大量的晶内微孔和微裂缝(图 5f)。

(3) 微裂缝

顺托果勒地区北东向和北北东向走滑断裂发育，形成的裂缝也多是高角度缝。岩性观察发现垂直缝和高角度缝多被方解石或石英充填(图 5g)。SN7井岩心上发现多处呈“X”型的垂直微裂缝，薄片上为开启缝，可能是晚期构造作用的产物(图 5h)。在充填方解石的裂缝中也能存在残余微裂缝和次生微裂缝。微裂缝除了被方解石充填外，有的被硅质半充填。在压实成岩过程中，流体的活动沿缝合线可以溶蚀形成不规则微裂缝储集空间。

(4) 溶蚀孔洞

在顺托果勒及邻区发育多期构造作用及相关的热液溶蚀作用(朱东亚等, 2009; 吕修祥等, 2005; 吴茂炳等, 2007; 潘文庆等, 2009)，气-液两相盐水包裹体显微测温统计结果表明，该区鹰山组上段发育6幕热流体活动(陈红汉等, 2016)。溶蚀作用多与硅质交代和方解石、石英充填作用伴生，是明显的热液作用产物。该类孔洞在断裂附近岩心上表现明显。在紧邻断裂带的ST1井一间房组第二回次取芯发现了多个孔洞，孔洞直径在1.5~5.5cm，洞内半充填隐晶质石英和沥青(图 3h、图 5e)。

3.2 储集空间定量表征

目前岩石CT扫描分析技术已经成为储层定量表征的重要技术手段之一(Loucks et al., 2009; Bera et al., 2011; Peng et al., 2012；Voorn et al., 2015)。为了进一步认识该区灰岩储层储集空间特征，结合薄片和电镜观察，选取典型样品采用X-RAY岩石CT扫描技术对不同类型储层储集空间的类型、三维立体几何特征、孔隙结构特征开展了多尺度的精细研究。CT扫描实验样品均为选自一间房组的不同类型的灰岩样品，代表了不同的岩性和物性。前期对所有样品进行岩心宏观描述、铸体薄片、扫描电镜等二维特征观察。为了进行不同尺度表征，样品有直径25mm和3mm两种。

CT扫描实验在上海英华检测科技-CT检测应用中心进行。X-CT设备由放射源和探测器组成。X-CT的基本原理是当X射线穿透物体时，射线强度因样品密度的差异发生相应的衰减，衰减程度遵循比尔定率。探测器采集连续变化角度下衰减的X射线强度数据，存储为一系列的二维射线照片，最终重建成物体的CT横断面扫描图像。即当X射线穿透岩心时，样品内部密度的差异引起不同程度的衰减，在探测器探头上形成一系列的灰度值图像。

本研究中Φ25mm样品的微纳米CT扫描实验使用V|tome x m CT检测系统，扫描电压/电流为160kV/90μA，曝光时间1000ms，图片采集数量1400，整体扫描时间120min，空间分辨率为15.5μm。Φ3mm样品的微纳米CT扫描实验使用Nanotom m CT检测系统，扫描电压/电流为100kV/120μA，曝光时间1250ms，图片采集数量1300，整体扫描时间120min，空间分辨率为2.5μm。

(1) 亮晶砂屑灰岩

在薄片和岩石物性实验基础上，选取孔隙度为3.4%的SN7井典型亮晶含鲕粒砂屑灰岩(图 3a、图 4b)，开展了全直径岩心扫描和3mm样品孔隙扫描。全直径样品扫描分辨率为45μm(图 6a, b)，3mm样品扫描分辨率为1.8μm(图 6c, d)。结果发现，岩心中直径30μm以上大尺度的孔隙数量很少，多为圆形的孤立的粒间孔隙，平均孔隙度为0.2371%，孔隙分布区间为30~170μm，孔喉半径分布于50~120μm。直径30μm以下小尺度微孔隙是其主要孔隙，孔隙度为2.468%，孔隙呈团粒状分布，与薄片和电镜下粒内孔隙相吻合。连通体积为百分比35.92%，孔隙半径最大11.1μm，最小0.7814μm，平均3.684μm。孔喉半径最大8.761μm，最小0.7451μm，平均2.399μm。其结果反映了尽管岩石表面宏观上孔隙不发育，但内部微孔隙发育，粒内孔是重要的储集空间，可以形成良好的油气储层。

(2) 亮晶藻屑砂屑灰岩

ST1井一间房组获得了高产油气流。通过岩心观察和实验，选取ST1井7705.2m井深、孔隙度为2.5%的硅化亮晶藻屑砂屑灰岩，进行小直径2.5cm岩心样品扫描。样品扫描分辨率为17.8μm；扫描结果孔隙度为2.29%，孔隙多为藻屑成因有关的粒内孔，粒内孔不均匀呈团粒状分布并发育不规则微裂缝(图 7)，微裂缝可能是与缝合线有关的压溶缝。孔隙连通体积百分比占25%，孔隙半径最大660.93μm，最小11.17μm，平均28.90μm。孔喉半径最大36.52μm，最小9μm，平均11.22μm。其结果反映了硅化亮晶藻屑砂屑灰岩内部微孔隙发育，粒内孔是较好天然气储集空间。

(3) 亮晶藻屑灰岩

通过岩心观察和实验，选取ST1井7674.5m的亮晶藻屑灰岩开展直径2.5cm岩心样品扫描。样品扫描分辨率为15.5μm。扫描孔隙度为0.7%，孔隙主要为一条较规则的微裂缝，连通体积百分比7.73%，孔隙半径最大569.77μm，最小9.31μm，平均20.49μm。孔喉半径最大8.27μm，最小7.5μm，平均7.51μm。开展直径3mm岩心样品扫描, 扫描分辨率为2.5μm。扫描孔隙度为0.38%，孔隙主要为一条较规则的微裂缝(图 8)，连通体积百分比10%，孔隙半径最大101.78μm，最小1.55μm，平均3.97μm。孔喉半径最大6.33μm，最小1.25μm, 平均1.61μm。反映了该储层不均质性强，微孔隙不发育，或者藻屑内微孔隙被沥青质充填，开启的微裂缝是其主要储集空间。

(4) 泥晶灰岩

通过岩心观察和实验，选取ST1井7861.08m的泥晶灰岩开展直径2.5cm岩心样品扫描。直径25mm样品扫描分辨率为17.4μm，扫描孔隙度为0.43%，孔隙主要为一条较规则的微裂缝，连通体积百分比21.78%，孔隙半径最大623.86μm，最小10.49μm，平均34.06μm。孔喉半径最大52.4μm，最小8.7μm，平均12.97μm(图 9a)。直径3mm样品扫描分辨率为2.67μm，孔隙度为0.03%(图 9b)，孔隙半径最大33.93μm，最小1.66μm，平均3.02μm。孔喉半径最大4.94μm，最小1.34μm，平均1.72μm。其结果反映了泥晶灰岩内部微孔隙基本不发育。泥晶灰岩不能形成储层，微裂缝的发育可以形成油气通道。

(5) 蚀变灰岩

砂屑灰岩或藻粘结灰岩经过热液交代改造后，储集性能会发生重大变化，明显提高储层物性，物性实验证明其孔隙度可以达到5%~17%。该类岩心常表现为浅灰色条带状或者团块状硅质灰岩，厚度2~5mm；有时呈灰黄色不规则蜂窝状孔洞，内部充填隐晶质石英，不规则石英颗粒之间发育1~5μm的微孔隙和7~30μm的较大孔隙。岩心切片和CT横切面上显示孔洞边界与基质之间存在明显的侵蚀交代边界；三维图像显示蜂窝状孔洞自岩芯壁向岩芯内部具有一定的延伸性；岩石学特征分析表明内部充填矿物主要为方解石与隐晶质硅质矿物(图 3h、图 5e)。采用2.5cm小柱样在分辨率9.6μm条件下扫描，结果孔隙度为12.14%，孔隙之间连通性好。分析实验证明，富硅流体对灰岩的交代和蚀变并不是完全的充填和致密化，而是增加了储集空间和联通性，改善了储层储集性能。

4 讨论与结论

根据铸体薄片、电镜资料和岩石CT表征，结合物性分析资料分析可以看出，顺托果勒地区奥陶系一间房组亮晶砂屑灰岩、凝块灰岩、藻粘结灰岩为较好的致密储层，孔隙度较高，一般在2%~4%，经热液改造后孔隙度可以达到12.4%~17%。亮晶粉屑、藻屑灰岩也有一定的储集性能，但相对较差。泥晶粉屑灰岩、泥晶砂屑灰岩、泥晶藻屑灰岩以及泥晶灰岩多是非储集岩，钻井过程中也基本没有任何油气显示。综合上述可以得出以下结论：

(1) 顺托果勒地区中奥陶统一间房组以孔隙型灰岩储层为主，储层受台内滩和灰泥丘控制，主要发育亮晶藻屑砂屑灰岩储层、凝块灰岩储层、藻粘结灰岩储层，其次是粉屑藻屑灰岩储层。这些灰岩储层受沉积相控制，在区域上具有广泛分布的特点。

(2) 顺托果勒地区中奥陶统一间房组储层储集空间以微孔隙为主，包括多种粒内孔、粒间孔、晶间孔、晶内孔和微裂缝，局部保存有残余的生物遮蔽孔、逃逸孔、骨架内孔。粒内孔占总孔隙的80%以上，常有多个微孔隙构成孔隙集合体，其单个孔隙直径从纳米级到微米级，一般小于50μm。微孔隙和微裂隙构成储集空间体系，对超深层天然气勘探具有重要价值。亮晶砂屑灰岩和凝块灰岩等高能微相储层具有较高的孔隙度和连通率，形成有利的储集体系。

(3) 顺托果勒地区中奥陶统一间房组灰岩储层经过交代蚀变以后，能够形成一定规模的溶蚀孔洞型储层，并伴生网状的微裂缝，孔洞周缘藻屑、砂屑或者生屑灰岩的储集性能得到明显改善，最终能够形成优质灰岩储层，该类储层是油气高产的有利目标。

(4) 一间房组灰岩储层明显受到沉积微相和热液作用的控制，其中准同生大气水的溶蚀作用和埋藏热液溶蚀交代作用对高能相带的灰岩储层具有建设性作用。取心发现亮晶砂屑灰岩等高能相带的储层单层较薄，不同微相储层呈薄互层沉积。因此寻找规模较大的台内丘滩体为油气勘探的重要目标。

致谢 研究过程中得到中石化西北油田分公司研究院实验室、中国地质科学院地质研究所大陆动力学实验室和上海英华检测科技有限公司的大力支持和帮助；得到樊太亮教授、漆立新教授、陈惠超教授、钱一雄教授、陈代钊教授、李强高工等指导和建议；在此一并表示感谢。