任梦怡， 汪泽成， 江青春， 胡光义， 范廷恩， 范洪军

(1. 中海油研究总院有限责任公司，北京 100028； 2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083 )

0 引言

古老碳酸盐岩储层经历多重成岩作用改造，孔隙结构复杂多样，导致储层渗流能力和油气藏产能存在差异分布[1]。中二叠统茅口组作为四川盆地中部和南部的重点勘探层系，在断裂发育的构造高部位发现一批小规模的“缝洞型”气藏。近年来，老井复查发现川南天然气富集不完全受构造和裂缝带控制，证实茅口组储层具有连片分布的特征[2]。黄士鹏等[3]、郭旭升等[4]分析川南茅口组储层，细化茅口组储集层类型划分方案，提出茅口组发育除受裂缝—岩溶控制的缝洞型和裂缝型储层外，还发育受岩溶和生屑滩控制的孔隙—孔洞型储层。目前，四川盆地缝洞体测井识别和地震预测研究较多，缺乏碳酸盐岩储层微观特征和储集性能的研究。明确储层微观孔隙特征，研究孔隙—孔洞型储层的储集性能，对茅口组油气勘探开发具有重要意义。

储层微观表征的主要内容是定量描述储集岩的孔隙和喉道大小、形状、连通性、空间分布特征[5-6]。二维表征技术主要基于岩心观察、薄片鉴定和扫描电镜图像分析，岩心观察不能识别微米级孔隙及岩心内部孔隙特征，薄片鉴定对小于10 μm的微孔隙识别能力差，扫描电镜分析只能反映二维微孔的形状和孔喉大小。随CT技术的发展，孔隙结构研究逐渐从二维空间演变到三维空间。CT扫描可以观测岩石的孔隙结构、矿物与流体的分布状态，构建描述岩石真实孔隙空间的三维数字岩心，但分辨率有限(最高分辨率为30 nm)，不能对大量发育的纳米级孔隙三维进行表征[1,7]。……