多孔介质渗透率测试标准_多孔介质渗透率测试

孔渗特征评价

6.2.3.1 主煤层渗透率

渗透率作为衡量多孔介质允许流体通过能力的一项指标，是影响煤层气产量高低的关键参数，也是煤层气中最难预测的一项参数。渗透率的测定 *** 主要有实验室测定、试井和储层模拟三种，其中历史拟合 *** 所确定的渗透率在各种 *** 中是最准确的，代表煤储层的真实渗透率，但就目前国内的煤层气开发阶段而言，还不能够得到足够量历史拟合渗透率用于研究。一般利用历史拟合 *** 确定煤层渗透率变化幅度，对试井渗透率进行校正，从而确定勘探区的煤储层渗透率。

据现有试井渗透率资料，国外的煤储层的渗透率一般较高，一般都在10×10-3μm2以上，如拉顿盆地渗透率为（10～50）×10-3μm2，黑勇士盆地为（1～25）×10-3μm2，圣胡安盆地为（5～15）×10-3μm2，粉河盆地高达（500～1000）×10-3μm2（Zuber，1998；AyersJr，2002）。与国外相比，国内的煤储层渗透率一般都低于1×10-3μm2，较好的煤储层也一般都在（1～10）×10-3μm2之间，大于10×10-3μm2的储层很少。根据《中国煤层气资源》（叶建平等，1998）的数据统计，我国煤储层渗透率变化于（0.002～16.17）×10-3μm2，平均为1.273×10-3μm2。其中：渗透率小于0.10×10-3μm2的层次占35％，（0.1～1.0）×10-3μm2的层次占37％，大于1.0×10-3μm2的层次占28％，小于0.01×10-3μm2和大于10×10-3μm2的层次均较少。

根据笔者对沁水盆地南部煤储层的试井渗透率统计结果，该区3＃煤层渗透率为（0.004～3.98）×10-3μm2，平均0.764×10-3μm2；太原组15＃煤层渗透率为（0.013～5.707）×10-3μm2。郑庄—樊庄区块煤储层渗透率可划分为0.125×10-3μm2，（0.09～0.125）×10-3μm2和0.09×10-3μm2三个分布区间，三者的分布范围大致相当。此外，在沁水盆地无论是在区域上还是在层域上，渗透率的非均质变化都非常大，即使是同一井组的不同气井，其渗透率值也相差几个数量级。

根据我国的主要煤储层的试井渗透率分布情况，结合国内的煤层气开发实践（Lin et al.，2000；Tanget al.，2004），本次评价中将煤储层渗透率（K，单位：×10-3μm2）的评价隶属度函数定义为：

煤储层精细定量表征与综合评价模型

6.2.3.2 大裂隙发育特征

大裂隙主要指宽度达到厘米级以上的外生裂隙或节理等，多由褶皱或断层引起。大裂隙研究 *** 一般是在煤矿巷道或掘进面进行实际观察描述，统计裂隙的密度、长短、间距，裂隙的方向、形状和连通性，以及裂隙的矿物充填情况等。大裂隙的宽度通常是中裂隙缝的2倍，而高度通常是中裂隙缝的3～10倍。

（1）大裂隙密度。一般指在20cm下统计所得的裂隙条数。据王生维等（2005）的研究，煤层的大裂隙密度一般都在1～30条/20cm，大部分在3～15条/20cm。这里将煤层的大裂隙密度（F，条/20cm）的隶属度函数定义为：

煤储层精细定量表征与综合评价模型

（2）大裂隙连通性。大裂隙起着沟通裂隙与孔隙的作用，因此其发育的连通性好坏对储层渗透率的影响较大（Laubachet al.，1998）。如果大裂隙的连通性较差，则即使裂隙再发育，也起不到沟通裂隙与孔隙的作用，因此对渗透率贡献较小。

大裂隙的连通性主要取决于裂隙的形态，裂隙的规模和矿物充填情况等。这里将裂隙的形态分为网状、孤立—网状和孤立状三种，裂隙越接近于网状越有利（樊明珠和王树华，2002）。这里在评价裂隙的规模时，取裂隙的载体比例来表示（王生维等，2005）。裂隙的载体比例即整个裂隙所控制的煤体比例，载体比例越高，对渗透率贡献越高。裂隙的矿物充填情况用充填率表示，即矿物充填比例占总裂隙空间的体积百分比，矿物充填率越低越有利。大裂隙连通性评价的隶属度定量模型见表6.10。

表6.10 煤储层评价中的大裂隙连通性评价模型

6.2.3.3 中裂隙发育特征

中裂隙主要指煤中宽度在毫米级的割理或内生裂隙。中裂隙一般近于垂直层面，其研究 *** 主要是通过对岩心样或煤矿新鲜面样进行煤岩描述而获得。

（1）中裂隙密度。中裂隙密度指一定距离内（一般以5cm为标准）割理或裂隙数量的多少，它反映中裂隙发育程度的好坏。密度的测量与研究 *** 有关，肉眼仅可分辨大于0.1mm的割理；而光学显微镜下可分辨出大于1μm的割理。为了达到精细储层评价的目的，这里将肉眼识别的中裂隙和显微镜下的微裂隙进行分别评价，分别给予不同的评价标准，关于微裂隙的定量评价体系将在后文单独叙述。

据大量的前人的研究资料，煤岩的中裂隙密度一般都在1～40条/5cm，中变质煤的中裂隙最发育，可达40～60条/5cm，向低变质煤烟煤阶段迅速减少，向高变质煤阶段缓慢变少（Suet al.，2001）。中裂隙密度用C（条/5cm）表示，其评价隶属度函数定义为：

煤储层精细定量表征与综合评价模型

（2）中裂隙连通性。中裂隙的连通性评价包括裂隙之间的相互组合形态及裂隙是否为其他矿物充填两项。将其评价隶属度函数模型的定义列于表6.11。

表6.11 煤储层评价中的中裂隙连通性评价模型

6.2.3.4 微小裂隙发育特征

微小裂隙是指煤中微米级的割理或裂隙，简称微裂隙，它是沟通孔隙与宏观裂隙的桥梁。

（1）微裂隙密度。如本书第二章所述，微裂隙密度可定义为：在9cm2的范围内，50倍物镜下所见的裂隙的总条数，单位为条/9cm2。微裂隙可分为外生微裂隙和内生微裂隙。在外生微裂隙中存在一种过度发育微裂隙类型（裂隙密度200条/9cm2）。这种外生微裂隙密度虽大，但由于方向性非常差，多指示构造煤的煤储层，因此对煤储层的开发不利。

图6.4为我国华北、东北、西北共24个矿区（矿或煤田）189件样品的实测微裂隙结果。基于这些实测数据的统计规律，这里将微裂隙密度在80～100条/9cm2的作为指示高渗储层的微裂隙发育区间，而大于和小于这个区间的微裂隙密度对渗透率的贡献都将减小。综合分析后，将微裂隙密度（M，单位：条/9cm2）的评价隶属度函数定义为：

煤储层精细定量表征与综合评价模型

（2）微裂隙连通性。微裂隙对渗透率的影响不仅体现在微裂隙密度上，微裂隙的形态、长短及是否有矿物充填等，对渗透率的影响也很大。因此这里将微裂隙形态单独作为一项评价参数进行研究。微裂隙形态的评价隶属度模型见表6.12。

图6.4 部分煤矿实测煤岩微裂隙分布箱图

表6.12 煤储层评价中的微裂隙连通性评价模型

注：W表示裂隙宽度，L表示裂隙长度；A型：W5μm且L10mm；B型：W5μm且1mm≤L≤10mm；C型：W5μm且300μmL1mm；D型：W5μm且L300μm。

渗透率怎么算

Q=KΔPA/μL。

式中：Q——单位时间内流体通过岩石的流量，cm3/s；A——液体通过岩石的截面积，cm2；

μ——液体的粘度，ΔP——液体通过岩石前后的压差，MPa；

渗透率单位和相对渗透率

其大小与孔隙度、液体渗透方向上孔隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关，渗透率（k）用来表示渗透性的大小。

与有效渗透率一样，相对渗透率的大小与液体饱和度有关。同一多孔介质中不同流体在某一饱和度下的相对渗透率之和永远小于1。根据测得的不同饱和度下的相对渗透率值绘制的相对渗透率与饱和度的关系曲线，称相对渗透率曲线。

水合物渗透率的测定

渗透率是反映多孔介质的渗流能力的参数，是影响天然气水合物分解后的产气速度的重要因素。因此，在天然气水合物的开采利用阶段，含水合物沉积层的渗透率以及初始天然气水合物饱和度、生产压力等都将对天然气水合物的开采效果产生重要影响。

实验装置

实验装置的水合物生成与驱替部分采用同一个容器，即水合物生成后可以立即进行驱替试验，测定该种状态下的渗透率。容器的温度由外部夹套中的冷却水控制，温度范围为-30℃至室温。容器的更高工作压力为30MPa，工作温度范围为-30～30℃，内径为60mm。驱替压差采用高静压差压变送器，同时采用压力传感器测量两端的压力，以便在压差超出差压传感器的测量范围时，可以直接测量两端压力以求出压差。由于压力传感器的精度等级为0.05，所以在30MPa的量程下，其最小分辨率为15kPa，差压传感器的量程应取150kPa。趋替动力采用MOSTB精密平流泵，在双机轮替的工作模式下，可以确保驱替压力波动小于0.01MPa，同时，通过计算机控制系统设定泵的控制参数及取回数据。图75.12为整个装置系统的示意图:

图75.12 水合物渗透率测定装置示意图

实验技术与 ***

在实验装置内可模拟低温高压环境下在沉积物中生成天然气水合物，实验过程中使用TDR技术测量沉积物中的含水量，以此确定沉积物中天然气水合物的饱和度，在不同天然气水合物饱和度情况下，测量水的渗透率。水合物与容器内壁间采用导热橡胶套隔开，目的是阻断水合物与容器内壁间可能的流道，以确保驱替液体确实是通过水合物的内部通道。考虑到TDR的测量精度，确定的反应区长度取为150mm，TDR探针同时作为热电阻的载体。在测定的反应区外，考虑到不能产生管道阻塞的现象，两端必须保持有不生成水合物的区域，这两个区域设定为50mm，具体试验中的长度由TDR测试结果实测计算得出。具体实验步骤如下:

1)反应容器内预先装填好沉积物并压实;系统抽真空后，在饱和水容器中，制备指定压力下的饱和水。此时的压力将在整个水合物生成过程中稳定不变。

2)背压阀全开，启动平流泵，使饱和水在系统中循环流动，以便饱和水充分浸润沉积物。

3)关闭平流泵，同时关闭反应容器两端的阀门以稳定容器内压力，启动制冷，开始水合物的生成。同时采集温度及TDR数据。

4)水合物生成结束后，可开始水渗透率的测试。设定驱替压力差，动态控制平流泵出口压力，保持压差恒定。纪录压差、流量，以及温度和TDR数据。

5)通过下列公式计算含水合物样品的水渗透率:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:ka为水渗透率，μm2;qw为水的流量，mL/s;μw为测定温度下水的黏度，mPa·s;L为试样的长度，cm;A为试样截面积，cm2;p1为试样进口压力，MPa;p2为试样出口压力，MPa。

6)同时，根据TDR波形，计算多孔介质中水合物的饱和度，由此得出不同水合物饱和度情况下试样的水渗透率，了解水渗透率随水合物饱和度的变化趋势。

储油气层的检测 *** 常规分析有哪些？

1）薄片及铸体薄片鉴定

表2—3 岩浆岩及变质岩储油气层特征（1）砾岩。

镜下一般只能鉴定细砾岩，鉴定时使用低倍镜。在手标本鉴定基础上进一步鉴定砾石成分与填隙物成分和结构等。

（2）砂岩。

①成分及含量。

a.碎屑颗粒，指石英、长石、岩屑（包括岩浆岩、变质岩、沉积岩）及其它如重矿物及云母等颗粒。

b.杂基，主要指泥质和细粉砂。

c.胶结物，指铁质、硅质、碳酸盐矿物（方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿等），自生的粘土矿物（高岭石、蒙皂石、绿泥石、伊/蒙混层等），其次还有石膏、硬石膏、海绿石等，判断它们含量及形成顺序。

②结构：a.颗粒结构，颗粒大小、形状、磨圆等；b.填隙物结构；c.孔隙（包括孔隙含量类型、大小、几何形状、连通性、分选性），铸体薄片可有效地统计面孔率；d.支撑型与胶结类型。

③显微构造：如微递变、微冲刷、微细层理等。

④含油及化石情况。

⑤岩石定名：颜色+构造+粒度+成分。一般砂岩类型可分为纯石英砂岩、石英砂岩、次岩屑长石砂岩或次长石岩屑砂岩、长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩、长石砂岩、岩屑砂岩等。

⑥砂岩的成岩作用。

⑦砂岩成因分析。

应从以下几方面入手：

a.从碎屑成分看陆源区母岩性质及大地构造情况；b.从成分成熟度看风化作用强弱和搬运距离；c.从结构成熟度（分选、磨圆、杂基含量）及沉积构造看搬运介质方式，推断沉积环境；d.从化学胶结物推断成岩环境及成岩作用；e.从颜色（岩石及胶结物）推断沉积环境。

（3）火山碎屑岩。

火山碎屑岩是火山作用产生的各种碎屑物沉积后，经熔结、压结、水化学胶结等成岩作用形成的岩石。

在薄片下可确定火山碎屑物由石屑（包括岩屑、火山弹、塑性岩屑）、晶屑、玻屑（刚性及塑性岩屑）组成。

与石油储层密切相关的岩石为凝灰岩、沉凝灰岩及火山碎屑沉积岩。

在薄片鉴定中要密切注意火山碎屑岩中原生或次生孔、洞、缝发育、保存与充填情况。

（4）泥岩（粘土岩）。

在手标本基础上进一步鉴定粘土岩成分。包括机械混入物成分及含量，自生矿物种类，形状、含量，生物化石等，鉴定结构、构造次生变化、结合X衍射资料对泥岩定名。

（5）碳酸盐岩。

在手标本肉眼观察鉴定的基础上，偏光显微镜下系统描述鉴定岩石薄片：

①矿物成分。碳酸盐岩中常见矿物有：a.碳酸盐矿物主要是方解石、白云石，其次是铁白云石、铁方解石、菱铁矿、菱镁矿和菱锰矿等；b.自生的非碳酸盐矿物，如石膏、硬石膏、重晶石，天青石、石英、海绿石等；c.陆源碎屑混入物，如粘土矿物、石英、长石及一些重矿物等。

②结构组分和结构类型。

碳酸盐岩的结构在一定程度上反映了岩石的成因，它是岩石的重要鉴定标志，也是岩石分类命名的依据。

a.具颗粒结构的碳酸盐岩，颗粒类型包括内碎屑、鲕粒、生物颗粒、球粒、藻粒等；填隙物由化学沉淀物（亮晶胶结物）及泥晶基质及少量陆原杂基及渗流粉砂组成；注意它们的胶结类型。

b.具晶粒结构的碳酸盐岩，注意晶粒的大小，自形程度。

c.具生物格架的碳酸盐岩描述造礁生物种类、骨架的显微结构、矿物成分，大小分布等特点。

③沉积构造。

包括显微层理、微型冲刷、充填构造、结核构造、缝合线及成岩收缩缝等，乌眼及示底构造、生物钻孔、潜穴生物扰动等。

④成岩作用。

主要有溶解作用、矿物的转化作用和重结晶作用、胶结作用、交代作用、压实作用和压溶作用。注意观察这些成岩阶段（同生期、早成岩期、晚成岩期、表生期）、不同成岩环境（海底成岩环境和大气淡水成岩环境，浅—中埋藏成岩环境、深埋藏成岩环境、表生成岩环境）中的特点和识别标志。

⑤孔隙和裂缝。

用铸体薄片观察原生及次生孔隙，以次生孔隙发育为特征的储层还包括构造裂缝描述与观察。从孔隙结构类型来讲，主要有粒内、粒间、晶间、生物格架、遮蔽、鸟眼、铸模等孔隙，还有溶孔、溶缝、溶沟、溶洞等。

⑥岩石综合定名。

附加岩石名称（颜色+成岩作用类型+特殊矿物+特殊结构）+岩石基本名称（结构命名+矿物成分）命名，主要岩石类型有：泥晶灰岩或白云岩、粒屑泥晶灰岩或白云岩、泥晶粒屑灰岩或白云岩、亮晶粒屑灰岩或白云岩。

⑦环境分析。

a.颗粒形成环境；b.颗粒沉积环境；c.成岩研究。

（6）岩浆岩与变质岩。

①岩浆岩。我国岩浆岩储层的岩石类型以熔岩为主，最主要的是玄武岩和安山岩、次火山岩、流纹岩和脉岩类。

②变质岩。包括区域变质岩、混合岩、接触变质岩和动力变质岩。

2）孔隙度、渗透率、含油气饱和度、含水饱和度测定储层孔隙特征的研究是储层研究的一项重要内容，这是因为关系着储层的储集性能和产能。流体在储集层中的渗流不仅受限于宏观储层的几何形态而更多的受微观的孔隙特征所制约，因而研究储层的孔隙特征对储层的认识与评价，油气层产能的预测、油水在油层中的运动、水驱油效率及提高采收率均具有实际意义。

（1）孔隙度。

岩样的总孔隙度Φ=Vp/Vf是指岩样所具有的孔隙度容积Vp与岩样的外表体积Vf的比值，通常以百分数表示。

通常使用的孔隙度为有效孔隙度Φe=Vep/Vf，其中Φe为有效孔隙度（流动连通孔隙度），Vep为有效孔隙体积（除去死孔隙及微毛细管孔隙）。有效孔隙度是计算储量和评价储层特性的重要指标，在实验室常用饱和煤油法及气体法进行测定。

（2）渗透率。

在一定的压差下岩石连通的孔隙系统可以让油、气、水在其中流动。为衡量流体通过多孔介质的能力通常采用渗透率来量度。当岩石为单流体100%饱和且流体与岩石不发生任何物理化学作用时所测得的岩石渗透率为绝对渗透率。

决定渗透率的因素：①孔隙半径，K=Φr2/8（K渗透率、Φ孔隙度、r孔隙半径）；②岩石比表面，岩石比表面越大，渗透率越小；③渗透率随岩石颗粒变细而急剧下降，砂岩渗透率随着泥质含量增加而急剧下降，另外油层岩石的沉积条件及埋藏深度也影响渗透率大小。

孔隙度、渗透率资料必须绘制孔隙度直方图、渗透率直方图等。

（3）流体饱和度。

所谓饱和度系指单位体积内油、气、水所占的体积百分数。

式2—1中：Vo、Vg、Vw分别为油、气、水在油层孔隙中所占体积；So、Sg、Sw分别为油、气、水饱和度。

3）粒度分析、重矿分析（1）粒度分析。

测定碎屑沉积物中不同粗细颗粒含量的 *** 称粒度分析。粒度是碎屑沉积物的重要结构特征，是其分类命名（如砾、砂、粉砂、粘土等）的基础，是用来研究其储油性能的重要参数（如粒度中值、分选系数等），有时也可用粒度资料作为地层对比的辅助手段。但是粒度分析更广泛地应用于沉积学的研究，近几年来已成为沉积环境研究的重要标志。

①粒度分析 *** 。

a.筛析法；b.沉降法；c.薄片粒度分析。

目前已发展成用图像法及颗粒计数法来取代人工薄片颗粒计数法。

②粒度分析资料整理。

a.编制粒度分析数据表（各粒度的重量百分比及各粒级累积重量百分比），数据绘制成图（包括直方图、频率曲线图、累积曲线图、概率曲线图、C—M图）；b.粒度参数：粒度平均值（Mz）、中值（Md）、众数（Mo）、标准偏差（σ1）、偏度（SK1）、峰度（Kg）。

（2）重矿分析。

将砂岩中比重大于2.86的矿物分离出来进行专门研究的 *** 叫重矿分析，重矿物在碎屑岩中含量很少，一般不超过1%，主要分布在0.25～0.05mm粒级内。

重矿物资料分析及意义。

①母岩性质分析：不同类型母岩其重矿物组合不同，利用重矿物组合与含量变化来解释母岩区（表2—4）。

②物质来源方向分析：利用水平方向上重矿物种类和含量变化图，可以推测物质的几个来源方向。

③母岩侵蚀顺序确定：重矿物剖面同一侵蚀区上下层位可有不同的母岩，随时间进展，更先侵蚀的最上面层位的岩层，它们产生的物质（包括重矿物组合）在沉积区是沉积在更底层；最后受侵蚀的是最下部层位的母岩，但沉积在最上部层位中。

表2—4 不同母岩的重矿物组合④划分和对比地层。

多孔介质及其描述

多孔介质是含有大量空隙的固体。在岩石中，空隙由孔隙、微小的裂缝及各种类型的毛细管组成。

从岩石物理学的角度，可以从以下几个方面来定义和描述多孔介质：

（1）多孔介质是多相介质占据的空间，其中的固相部分称为固体骨架，被非固相部分所占据的空间称为孔隙。非固相部分可以是气体或液体，也可以是多相混合的流体。

（2）固相骨架和孔隙均应遍布在整个介质中。如果在介质中任意取一个适当大小的体积元，则在该体积元内必定含有一定比例的固体颗粒和孔隙。

（3）由孔隙所占据空间的部分或大部分必须是相互连通的。换句话说，流体应能在部分或大部分孔隙之间相互流动。相互连通的孔隙空间称为有效孔隙空间，不相互连通的空间称为无效孔隙空间。如果孔隙只在一个确定的局部空间内相互连通而与该空间之外的孔隙不连通，则对于整个空间来讲该局部空间相当于是一个无效孔隙空间。

无论是天然的还是人造的多孔介质，其在结构上都是非常复杂和无规律的，因而不可能对多孔介质的内部结构进行精确的数学描述。为了克服这一困难，一般是选取一个在宏观上足够小（宏观无限小）的体积来考察多孔介质的性质。因此，对于多孔介质的描述只能通过一定意义下的平均值来进行。

对多孔介质的描述主要通过下列参数进行：①孔隙度；②比面；③曲折度；④渗透性；⑤可压缩性。

1.孔隙度

孔隙度定义为孔隙所占据的体积与所考察的宏观无限小体积的比值。如果令VM代表以M点为中心的宏观无限小体积，而令Vp代表VM内的孔隙所占据的体积，则在体积元VM内的平均孔隙度定义为Vp与VM的比值，即

岩石物理学基础

式中：φ为孔隙度。在物理上，孔隙度代表单位体积中所具有的孔隙体积。

平均孔隙度φ的值与体积元VM取值大小有关。如果VM取得足够大，孔隙度基本上与VM的变化无关；当VM取得足够小时，孔隙度将随着VM的变化而变化（图2-2-1）。孔隙度从与VM无关到随VM变化的点所对应的体积元称为特征体积元，用

表示。在物理上，

一方面必须足够大，以便能包含有足够多的孔隙；另一方面，

必须小于物理场的尺度，以便能代表M点处的物理量。因此，我们定义M点的孔隙度为VM趋于

时Vp/VM的极限值，即

岩石物理学基础

如果孔隙度与M点的位置无关，则称该介质相对于孔隙度而言是均匀的；如果φ与M点的位置有关，则是非均匀的。根据定义式（2-2-1），孔隙度是无量纲的标量。

由公式（2-2-1）定义的孔隙度称为体孔隙度。如果将体积元换成面积元，则可以定义面孔隙度。

图2-2-1 孔隙度和特征体积元的定义

令AM是包含M点的一个平面，其单位法线矢量为n。另外，设

为由法线矢量n所定义的特征面元。与体孔隙度的定义类似，面孔隙度由下列极限关系式给出：

岩石物理学基础

式中：φAn为面孔隙度；特征面元的法线方向由单位矢量n所确定。

现在讨论面孔隙度和体孔隙度之间的关系。显然，在特征体积元内的每一个平面上都可以定义一个面孔隙度，而且根据不同方向的特征平面所定义的孔隙度会有所不同。考虑到孔隙度的标量性，沿不同方向上的面孔隙度的和应该相等。所以，我们只要考虑一个单一方向上的关系即可。

设n方向上的面孔隙度为连续函数，即φAn（M）=φAn（x）。根据定义，在特征体积元

内的孔隙体积为

岩石物理学基础

当

足够小时，上式可以写成

岩石物理学基础

式中：

（x）为面孔隙度在特征体积元

内的平均值。将由式（2-2-5）给出的Vp代入体孔隙度的定义式（2-2-1）中，有

岩石物理学基础

这说明，体孔隙度是面孔隙度的平均值。

2.比面

多孔介质的比面定义为单位体积内孔隙的内表面积，其数学表达式为

岩石物理学基础

式中：S为比面，cm2/cm3或1/cm；A为孔隙的内表面积，cm2；V为岩石的体积，cm3。显然，比面的量纲是长度的倒数。

根据公式（2-2-7），细颗粒物质的比面要比粗颗粒物质的比面大。例如：砂岩（颗粒半径为1～0.25mm）的比面小于950cm2/cm3；细砂岩（颗粒半径为0.25～0.1mm）的比面范围是950～2300cm2/cm3；泥质砂岩（颗粒半径为0.1～0.001mm）大于2300cm2/cm3。

对于由N种不同半径的球体所堆积而成的多孔介质，其孔隙总面积与球形颗粒的总表面积相等，即

岩石物理学基础

而球形颗粒的总体积为

岩石物理学基础

所以比面为

岩石物理学基础

在上列公式中，Ni为半径为ri的球的数量。

引入平均半径r：

岩石物理学基础

则

岩石物理学基础

3.曲折度

在多孔介质中，由孔隙连通形成的流体通道是迂回曲折的。为了描述这种曲折性，人们引入了曲折度的概念。

设样品的几何长度为L，而流体流经的路径长度为l，则曲折度T*定义为流体路径与样品几何长度之比：

岩石物理学基础

在物理上，曲折度描述孔隙通道的延长率，它刻画和描述了孔隙介质的内部结构。

4.渗透率

渗透率描述多孔介质对流体的渗透能力，其量纲是长度的平方。作为多孔介质的一个重要参数，渗透率是在Darcy定律中定义的。我们将在讨论岩石中的渗流运动时再对渗透率进行进一步的讨论。

5.压缩性系数

在天然条件下，一定深度的孔隙性岩石要受到上覆岩层的压力。设在所考虑的岩层层面上的压力是p。如果压力p增加，要引起多孔介质的压缩。与水的压缩类似，多孔介质的压缩系数α可以表示为

岩石物理学基础

式中：V=Vs+Vp，是在多孔介质中所取的单元体的体积；Vs是骨架的体积；Vp是孔隙的体积。因此

岩石物理学基础

而Vs=（1-φ）V，Vp=φV。将这两个关系式代入上式，有

岩石物理学基础

令

岩石物理学基础

表示骨架的压缩性并称其为骨架压缩系数，而令

岩石物理学基础

表示孔隙的压缩性并称其为孔隙压缩系数，则

α=（1-φ）αs+φαp （2-2-19）

一般来讲，固体骨架的压缩性要比孔隙的压缩性小得多，即（1-φ）αs≪φαp。所以

α≈φαp （2-2-20）

多孔介质的几个重要概念

渗流力学的多孔介质理论中，有以下几个重要概念： 在固体和两种流体（两种非互溶液体或液体与气体）的三相接触面上出现的流体浸润固体表面的一种物理性质。浸润现象是三相的表面分子层能量平衡的结果。表面层的能量通常用极性表示，浸润性也可用固体液体之间的极性差来表示。极性差愈小，就愈易浸润。例如，金属表面的极性较小，水的极性比油脂的极性大，金属表面往往容易被油湿而不易被水湿，因此可称金属具有亲油性或憎水性；玻璃和石英的表面极性较大，容易被水浸润而不易被油脂浸润，因此可称玻璃和石英具有亲水性或憎油性。

在一定条件下，浸润性与温度、压力等因素有关。流体的性质等因素也可能影响固体表面的浸润性。例如，含有表面活性物质的流体与固体表面接触后，可能改变后者的浸润性。有些固体表面的浸润性呈现复杂的状态，例如，由于曾经与不同的液体接触，在同一块储油岩石上可能出现亲油表面和亲水表面同时存在的现象。

浸润性对多孔介质中流体运动的规律及有关的生产过程有重要影响。例如，储油岩石的浸润性不同，则渗流力学计算 *** 、油田开发原则和生产控制措施都不同。 表示多孔介质渗透性强弱的量。多孔介质允许流体通过相互连通的微小空隙流动的性质称为渗透性。常见的多孔介质均具有一定的渗透性。渗透率与多孔介质的另一物理性质──孔隙度之间不存在固定的函数关系，而与孔隙大小及其分布等因素有直接关系。渗透率值由达西渗流定律确定。物理系统的渗透率计量单位为平方厘米,而工程上常用达西和千分达西,即千分之一达西。一个达西等于1.02×10厘米。具有工业价值的砂岩油层的绝对渗透率值从几个到3000千分达西，大多数砂岩油层的渗透率为200～1000千分达西;砖的渗透率为5～220千分达西；土壤的渗透率一般为0.29～14达西。

渗透率可分三类：绝对渗透率，是通常以空气通过多孔介质测定的渗透率值；有效渗透率，是考虑了流体性质及其运动特征的渗透率，例如，二相或多相流体渗流时，多孔介质对每一相流体的渗透率总是小于绝对渗透率,称为相渗透率；相对渗透率,即相渗透率与绝对渗透率的比值。相渗透率由多相渗流的达西公式计算。实验证明，相渗透率值与该相流体在空隙中所占的体积百分比即该相的饱和度等因素有关。相对渗透率与饱和度之间的关系曲线称为多孔介质的相对渗透率曲线。

渗透性是多孔介质的基本物理- 力学性质之一。渗透率是渗流力学及有关的工程技术的一项重要基础数据，它表征渗流过程的特征。以地下流体资源和能源为例，地层渗透率愈大，生产能力及采收率也愈大。