室内岩心渗透率测定方法现状

卢德义

（西安石油大学，陕西西安710065）

专论与综述

室内岩心渗透率测定方法现状

卢德义

（西安石油大学，陕西西安710065）

确定地层岩石的渗透率作为油气田开发的一个重要的基础内容。当前，国内外对低渗、特低渗油气储层的研究与开发还存在一些技术上的限制。例如对致密储层渗透率的测定就是非常规油气田开发领域研究的重点与难点。

渗透率；测量方法；优缺点；影响因素

准确测定岩石渗透率是油气田开发领域研究油气藏类型不可或缺的一部分。通常对储层渗透率的测量过程为：先对钻穿该储层的井断进行取心，把岩心带到实验室中进行二次钻取，通常钻成圆柱状，再把其放入特定的渗透率测量仪器中进行测量。不同类型的岩石，其渗透率变化范围很大。随着国内外科学技术的发展，先后有多位科研工作者发明了多种岩心渗透率测试仪器与技术，笔者通过实际操作与调研，归纳总结了当前的几种测量技术，分析了各自的测量原理、范围、优缺点，希望可以具有一定的借鉴作用（见表1）。

表1 国内储层渗透率分级表

1 稳态测量法

稳态测量法的实验步骤：把岩心柱固定在特制的夹持器中，在夹持器内部装有密封氟胶耐压皮套，用来加围压，目的是模拟岩心在地层中的受力状态；岩心被围压夹紧后，对岩心柱两端连接的装有气体的活塞容器进行加压，用气体在岩心两端建立合适的压差，直到气体流动平稳时，由压力表和气体流量计读出测量岩心两端压力与气体的流量。结合地面标准压力、平均气体黏度以及岩心端面面积和岩心长度，利用达西定律计算出气测渗透率[1]。实验要多次测试取算术平均值，以降低实验误差。

这种方法的优点是相对可靠，不足是操作比较复杂，测量所需要的时间长而且数据的稳定性受到多种因素影响。对于渗透率比较低的岩心样品，需要很长的时间气体流动才能平稳[2]，此外，低渗岩石微小流量的测量是很困难的，存在较大的误差。故稳态法主要适用于测量渗透率k>10-3μm2的岩石（见图1）。

图1 稳态法渗透率测量方法实验装置简图

2 瞬时压力脉冲法

测量原理是把岩样装在压力容器中，由容器上的压力传感器记录压力容器中岩心两端的瞬时压力变化来测量渗透率。其测量过程为：（1）把岩心样品放入夹持器中，再对岩心施加一定的轴向与径向压力，目的是为了模拟岩心在地层中所处的环境；（2）向夹持器和与其左右两端相连的特定体积的腔室中通入一定压力的氮气，使整个实验体系压力达到平衡状态；（3）再把上游腔室和夹持器的阀门关掉，把上游腔室的压力增加到某一特定值，待其压力达到稳定后，打开阀门，连续监测，记录岩心样品两端容器内的压力数据；（4）用已知压力与渗透率关系的数学模型对测得的压力数据进行分析计算，得到岩心样品的渗透率。

瞬态压力脉冲法的优点（见图2）：测量时间短，测试结果比较精确，而且能够模拟所测的岩心在其所取地层中的受力状态，为测量在原始应力作用条件下的致密、低渗岩石的渗透率提供了一种有效方法。此方法要求实验装置的密闭性良好，传感器精度高，以及对岩样制备要求也较高。由于高渗岩石的孔隙度大，气压平衡过程太快，测量时间过短，以至于无法测量岩样两端的压力变化过程。所以，对于渗透性高的岩石，瞬态压力脉冲法不适于测量，只适用于测量渗透率低于0.1× 10-3μm2的岩样[3]。

图2 瞬时压力脉冲原理图

3 孔隙压力振荡法

孔隙压力振荡法的测量过程为：首先把岩样装入夹持器中，施加模拟地层条件的围压；接着，在岩样的左端面施加特定的正弦振荡压力，其频率和振幅都已知；然后在岩样的右端面接收到相位延迟和振幅减小的压力响应，并记录右端面压力响应参数；最后待振荡状态趋于稳定时，由下游压力波的振幅衰减和相移来推导计算渗透率。

孔隙压力振荡法的优点是测试时间短，测定范围大，其渗透率测试范围在10-3μm2～10 μm2，适应性强，可进行连续的测量，反应测量渗透率的变化过程。缺点是数据处理过程较为繁琐，需考虑许多影响因素，并在测量时将参数控制在合理的范围[4]（见图3）。

图3 孔隙压力振荡法原理图

4 核磁共振法

核磁共振法的测量原理是把岩心样品放入特定核磁仪器中进行扫描，测得岩心的T2分布以及其他相关参数。T2分布就相当于对岩心样品孔隙大小的表征，对于所测样品来说小孔隙组分对的T2值较小，大孔隙组分对应的T2值较大[5]。所以，岩样渗透率能够由核磁共振仪所测得的T2分布进行估算。基于NMR（核磁共振）岩心实验分析数据的渗透率预测模型，目前应用比较广泛的NMR渗透率根据模型主要有两种，分别是SDR模型和Coates模型，另外还有其他以两者为基础所改进扩展模型。SDR模型的原理是应用T2的几何平均值作为特征时间，并根据岩心渗透率与电阻率二者之间的关系，推导出了SDR的渗透率、NMR孔隙度、特征时间三者之间的关系式，有研究人员对结果进行分析与拟合，运用统计学方法推导，建立了SDR扩展模型。Coates模型的推导和原理也类似于SDR模型，它是从物理意义上采用NMR孔隙度和束缚水体积与可动水体积之比推导出的关系式来计算Coates渗透率。并且之后又有人推算出Coates模型的扩展模型[6]。

核磁共振法优点是在相应模型的基础上测量时间短，结果较精确，还有待进一步发展。但是操作比较复杂，设备价格昂贵。

5 脱气测试法

脱气法是对岩心样品在脱气过程中进行监测，在监测的过程中，用记录实验过程中气体的产量数据和压力数据来取得所测岩样的渗透率。实验的操作原理为：在一定压力条件下向装有样品的压力容器中注入气体（通常为甲烷或者氦气）。样品一端与给定的真空容器相连。等到系统压力平衡后，打开压力容器一端，气体便会从打开端溢出，此时连续测量压力变化数据[7]。最后代入相关公式求得不同压力时岩样渗透率，再求取平均值。

脱气法主要是在开采页岩气过程中，测量储层页岩的含气量，同时附加的可以测出岩样渗透率的大小。相对于其他的渗透率测试方法，脱气渗透率测试方法测试精度较低，而且要在现场密闭条件下进行取心。

6 压汞法

压汞法测试渗透率是指利用压汞毛管压力数据建立预测模型对渗透率进行预测。压汞预测模型的基础方程是压汞毛管力方程，该方程是由Washburn[8]在1921年首次提出。在利用压汞毛管压力曲线预测渗透率时，当前主要存在有两种基础理论。这就是渗流理论和Poiseuille理论。渗流理论认为流体在多孔介质中的流动过程受一个或几个特征尺度控制。Poiseuille理论则将多孔介质解释为具有不同孔隙半径的微观模型。相关具体计算方法与原理已经有学者详细论述，这里不再赘述。

利用压汞法对岩样渗透率预测主要受岩石样品类型的影响较大，不同类型岩石样品渗透率预测结果存在着较大的差异。不过，可以把压汞法作为一种室内渗透率测试方法的辅助工具，对渗透率大小变化的趋势进行预测。

7 岩石复电阻率法

复电阻率测量岩心渗透率的原理是先把岩样放入电测仪器中测出它的电导和介电响应，通过两者分别与所激发的自由电荷移动和孔隙颗粒介面上的极化现象的关联性，在岩心的复电阻率和岩心孔隙度之间建立联系[9]，再把岩心的孔隙度与岩心的渗透率和Kozeny-Carman模型[10]建立起联系。如此就可以在岩心的复电阻率与渗透率之间建立一种关联方程。这种方法虽然可以测得渗透率但是运算比较费时，运算因子过多导致准确性不高。

8 CMS-300岩心自动测量系统

CMS-300是由美国岩心公司研发并生产的岩心自动测定仪器，该仪器主要由：计算机中央处理系统、岩样夹持器、环压系统、电气系统、氦气系统五大部分组成。其测量原理以非稳态法为基础。测量时在岩心夹持器中装入岩心，在夹持器中充入氦气到某一初始压力，然后打开夹持器另一端阀门，此阀门连接大气，氦气由岩心一端流入从另一端流出到大气，在这个过程中测定流过岩样的气体流速与压力降，再根据压力变化率来计算克氏渗透率，该仪器操作十分简单，自动化程度非常高，一次可以同时测量18块岩样，测量效率高，测量范围广，精度高，同时还可以得出岩样的孔隙度值[11]。不足之处就是此系统价格昂贵，一台约300万人民币，还有该系统以氦气作为测量气体，测量成本较高。

9 结论

（1）通常的稳态测量方法不适用于低渗岩心渗透率的测量。

（2）瞬时脉冲法与压力振荡法都属于非稳态的方法，测量相对快速精确。是目前应用比较广的特低渗透率测量方法。

（3）CMS-300岩心自动测量系统是一套全自动智能化设备，它可对特低渗的岩样进行气体渗透率的测量，是目前效率最高，应用最广的岩心渗透率测量仪器。

（4）其他方法可以作为辅助方法，操作起来不太方便，还有待进一步研究。

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Current situation of core permeability measuring methods in laboratory

LU Deyi
（Xi＇an Shiyou University，Xi＇an Shanxi 710065，China）

To determine the formation rock permeability as an important basic content of oil and gas field development.At present,for the low permeability and ultra-low permeability reservoirs at Domestic and overseas researches,the researches and exploitation still exist some technical limitations.Such as tight reservoir permeability measurements are the key points and difficulties in research of unconventional oil and gas field development.

permeability；method of measurement；the advantages and disadvantages；influence factors

TE311

A

1673-5285（2017）02-0001-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.001

2016－12-25