世界范围内低渗透油藏的储量相当丰富,在油气资源日益枯竭的今天,它无疑是一种有待开发的油气资源。但是由于低渗透储层有着孔隙结构复杂、孔隙度和渗透率低、含水饱和度高、储存物性差等特点,制约了低渗透油藏的开发与开采。并且当下的实验室常规实验,只能从宏观层面上对低渗油藏的渗流规律进行描述,无法在微观层面上,对岩石中流体的渗流机理进行描述,于是如何能在常规实验方法上取得突破成为一个重要的问题。本文通过数字岩心技术,自主构建了一套建立数字岩心模拟不同温度下油水相渗的方法,同时结合常规室内实验,对使用数字岩心模拟替代常规实验的可行性进行了论证。除此之外为了确保本校国家重点实验室中的MicroXCT-400仪器能够满足样本低渗砂岩的精度要求,本文创新性的结合了 MCMC和CT扫描这两种建立数字岩心的方法,以不同分辨率下MCMC法建立的数字岩心为基础,为CT扫描法建立数字岩心的准确性提供精度依据。以下为研究的主要流程和认识:首先,利用MCMC法,建立样本岩心4种不同分辨率下的数字岩心及孔隙网络模型,将模拟结果与实验方法测得的孔隙度、渗透率进行对比,选出能够准确表征该低渗砂岩孔隙结构的分辨率,为后续使用X-CT扫描法建立数字岩心奠定基础。然后,通过X-CT扫描法再次建立数字岩心(此过程需要利用可视化软件Pergeos对X-CT扫描图像进行降噪、二值化、连通性测试、孔隙分割等操作),通过比较MCMC、X-CT扫描和真实实验条件下岩心的孔隙度及渗透率,发现X-CT扫描所得到的模型更加接近实验结果。最后,对CT扫描法建立的数字岩心模型进行简化和修复,结合渗流模拟软件对数字岩心进行不同温度下油水相渗模拟。通过对比模拟和实验结果,发现两者相渗曲线拟合较好,形态位置相近,验证了数字岩心方法的可行性。