页岩储层渗透率测量方法研究进展

赵立翠，王珊珊，高旺来，赵莉

（中国石油大学（北京）石油工程学院,北京 102249）

页岩储层渗透率测量方法研究进展

赵立翠，王珊珊，高旺来，赵莉

（中国石油大学（北京）石油工程学院,北京 102249）

非常规油气资源发挥着越来越重要的作用，页岩气以其巨大的资源量，成为当今非常规油气藏领域研究的热点。页岩储层渗透率是气藏开发过程中最重要也最难获得的储层物性参数之一，能否准确获得其渗透率值是制约页岩气藏有效开发的瓶颈之一。为此，文中对国内外页岩储层渗透率测量方法进行了广泛调研，详细阐述了各种方法的实验原理、实验步骤和数学求解过程，对比分析了各种方法的优缺点和影响因素，同时提出了当前页岩储层渗透率测量过程中存在的问题和研究方向，为国内该领域的研究提供了理论基础。

页岩储层；渗透率；测量方法；优缺点；影响因素

页岩气是以吸附、游离或溶解状态赋存于泥页岩中的非常规天然气，与常规天然气的区别在于它是“自生、自储”[1]，页岩气分布范围广，约占全球天然气资源总量的50%[2]，勘探前景广阔。目前，国内在页岩气资源评价及成藏机理等方面取得了较大成就，但是对如何测量页岩气储层渗透率的研究相对较少。

渗透率是储层物性特征研究中最重要的参数之一，对储层评价、开发方案设计、数值模拟及产能评级必不可少[3]。致密页岩储层渗透率通常在纳米级（小于0.001×10-3μm2）[4-6]，很难用常规方法测得。针对这一问题，本文参考国内外页岩储层渗透率的测量方法，在详细介绍各种方法实验原理和求解过程的基础上，对其优缺点和影响因素进行了对比分析，并提出了目前页岩储层渗透率测量存在的问题和研究方向。

1 测量方法

1.1 压力脉冲衰减法

压力脉冲衰减法（PDP）最早由Brace等[7]于1968年提出并用于测量花岗岩的渗透率，经过40多年的发展，已经成为致密储层渗透率测量方法中理论成熟、操作方便且求解简单的一种方法[8]。近年来，该方法在国内外页岩气储层渗透率测量中应用较为广泛。实验装置包括上、下游2个容器。首先对上游容器施加一个压力脉冲；在压力脉冲逐渐传到下游容器的过程中，实时记录2容器的压力差和下游容器的绝对压力；实验结束后，作出无因次压差-时间的半对数曲线图，通过拟合直线的斜率，便可求出岩心的渗透率。

无因次压差:

气体有效渗透率:

式中:p1（t），p2（t）分别为上、下游容器中的压力，MPa；Δp（t）为上、下游容器压差，MPa；C为单位换算因子；m1为ln（ΔpD）-t曲线直线段的斜率；μg为气体的黏度，mPa·s；L为样品长度，cm；fz为气体压缩系数的校正因子；f1为质量流量修正因子；A为岩心的横截面积，cm2；pm为平均孔隙压力，MPa；V1，V2分别为上、下游容器的体积，cm3；下标o表示初始时刻。

1.2 压力衰减法

1.2.1 岩屑压力衰减法

岩屑压力衰减法也称为GRI法，是由Luffel[9]在1993年首先提出的，实验装置见图1。

图1 GRI渗透率测量方法实验装置

实验开始时关闭阀2，打开阀1，气瓶向标准容器供气，待标准室中的压力达到热力学平衡之后，关闭阀1和阀3，打开阀2，气体便会在压差的作用下从标准室流入装有碎屑岩样的样品室，记录压力随时间的变化数据，便可求得样品的渗透率值[10]，见式（3）、式（4）。

式中:C2为单位换算因子；Ra为碎屑样品的半径，cm；φ为样品的孔隙度，小数；Fa为样品吸附的气体密度与总气体密度的比值；S1为剩余气体与样品排开气体体积比值FR的自然对数与时间关系曲线中直线段的斜率；α1为超越方程式（4）的第一个根；Fc为样品容器剩余体积与样品孔隙体积的比值；Cg为气体压缩系数，MPa-1。

1.2.2 岩心柱压力衰减法

Cui[11]提出了一种能模拟储层压力条件，同步测量岩心柱孔隙度和渗透率的ISPP法，也称为岩心柱压力衰减法，实验装置见图2。

图2 ISPP渗透率测量方法实验装置

实验时，对样品施加一定的围压psr和轴向应力psa后，首先打开所有阀门，用实验气体（氦气）驱替出装置中的空气，待装置压力达到平衡（ps）后，关闭阀1，然后用供气装置向Vr（阀2与阀3之间的管线体积）施加一压力脉冲（pr），打开阀1，气体便流入岩心夹持器中，记录压力随时间的变化数据，待系统达到新的平衡状态（pm）时，停止实验。

在给定psr和psa条件下，岩样的渗透率为式中:Vs为阀1到岩心左端面的管线体积，mL；ρ为气体的真实密度，g/m3；ρs，ρr和ρm分别为在压力为ps，pr和pm和相应温度时所对应的气体密度；S为无因次密度ρD与时间t的半对数曲线直线部分的斜率值。

无因次密度ρD的计算公式为

1.3 压力恢复法

该方法由Metwally等[12]首先提出，Tinni等[13]也用这种方法测量了泥盆系和奥陶系页岩岩心柱的渗透率，计算的页岩渗透率主要在10-9～10-6μm2。压力恢复法与压力衰减法的实验装置相似，只是实验方法存在一定的差异:压力恢复法测量页岩渗透率时，始终保持样品上游端压力为一定值（大于下游压力），记录样品下游端的压力恢复数据，直至上、下游压力相等时，停止实验。渗透率按式（7）进行计算:

式中:SL为上、下游压力差的自然对数与时间关系曲线中直线段的斜率；Vp为样品的孔隙体积，cm3；Vd为下游标准室的体积，cm3。

1.4 脱气法

在考虑页岩气吸附解吸这一特点的基础上，Luffel等[14]提出了一种用氦气或甲烷测量页岩基质渗透率的脱气法。实验原理为:对岩心柱施加一定的围压，并在一定的平衡压力下稳定一段时间后，将岩心一端的微小死体积迅速（小于2 s）抽空，在压差作用下，岩心中的自由气和解吸气便会流到死体积中，记录死体积中压力随时间的变化情况，可以得到岩心的脱气量M，之后将该页岩岩心切碎，进行等温吸附实验。渗透率计算公式为

式中:G为脱气能力，mol/（cm·MPa·s1/2）；AF为考虑微裂缝影响的岩样脱气面积，cm2；Δp为脱气引起的压力降，MPa；C3为单位换算因子；T为绝对温度，K；R为气体常数，MPa·cm3/（mol·K）；S为等温吸附线的斜率，mol/（MPa·cm3）；Z为气体压缩因子。

1.5 稳态法

稳态法测量常规储层渗透率已有多年历史，而对于致密储层样品来说，这种方法并不常用。Sinha等[15]在2012年进行了大胆尝试，他对常规稳态法实验装置进行了改进，运用稳态法原理直接测量了致密储层渗透率值。

改进后的装置与常规实验装置的不同之处在于，上游供气系统中，除供气瓶外，还包括一个气体压力泵，如图3所示。

该气体压力泵与供气瓶相连，当充气至设定压力后，关闭进气阀门1，由压力泵对样品上游施加压力。该压力泵与计算机控制系统相连，能通过计算机自动控制活塞的位置，从而维持上游压力的恒定，并能计量活塞的微小移动距离，绘出活塞位置随时间变化的曲线，换算后便能得到精确的流量值。下游回压系统通过回压调节器维持压力稳定（低于上游压力）。在已知样品几何尺寸、上下游压差和流量的基础上，直接运用达西公式便可求得样品的渗透率值。

图3 稳态法渗透率测量方法实验装置

1.6 其他方法

1.6.1 理论公式法

1975年，Bryant等[16]提出了2个计算储层渗透率的公式（式（9）、式（10）），并验证了这2个公式同时适用于粉砂岩、砂岩、碳酸盐等多种不同的岩石类型。

式中:SA为岩石与流体接触的特定面积，cm2/cm3；D为平均孔隙直径，cm。

Borst等[17]运用式（9）和式（10）计算了页岩储层渗透率，2个公式计算结果相近，203块页岩样品的渗透率主要分布在10-11～10-7μm2。Borst还发现，渗透率计算结果与样品的地质年代和埋藏深度有一定的关系，因此，在分析式（9）、式（10）所得结果的基础上，经过计算机模拟和优化后，得到了计算页岩渗透率的第3种方法。

式中:Ti为样品的地质年龄，Ma；B为样品的埋藏深度，m；C4，C5，C6，C7，C8分别为拟合系数。

1.6.2 核磁共振法

Christopher等[18]首先将核磁共振技术应用到致密页岩储层渗透率测量中，运用核磁共振法（NMR）测量了7块页岩样品的渗透率，得到渗透率的范围主要在10-8～10-5μm2。求解公式为

式中:φNMR为核磁共振法得到的样品孔隙度；BVM，BVI分别为页岩样品中可动流体、不可动流体的体积分数，其中BVI可通过岩心柱的束缚水饱和度实验确定[19]，BVM可通过核磁共振曲线间接求得；C9，m和n的取值分别为10，2和4。

1.6.3 压汞法

该方法根据毛细管压力数据建立预测模型，进而对储层渗透率进行预测，主要包括Poiseuille理论和渗流理论。国内一系列学者已经对该方法做了详细的总结分析，在此不再赘述。

2 渗透率测量方法对比分析

脉冲衰减法的理论完善，渗透率的测量范围广，但与压力衰减法和压力恢复法相比，其对样品非均质性及裂缝的影响极为敏感，所测渗透率并不一定完全代表整块岩样的渗透能力。

页岩性脆，取样过程中极易产生微裂缝，而这通常在储层中是不存在的。GRI法所用样品为岩屑，这从一定程度上减少甚至消除了微裂缝对样品渗透率的影响，更能代表页岩储层基质渗透率；同时，碎屑样品与实验气体接触面积大，系统更容易达到压力平衡状态，进而减少了测量时间。

GRI方法也存在一系列不足:1）GRI法不对样品施加围压，会导致测量结果偏大。2）GRI法对样品、实验过程及计算方法没有统一的标准，这就导致不同实验室所测结果相差2～3个数量级[20-22]。3）用岩屑进行实验不能完全消除微裂缝的影响。Tinni等[13]将粒径分别为3.5mm和0.7mm的样品进行压汞实验后，用CT成像技术观察发现仍存在微裂缝。4）岩屑的孔隙结构特征并不能代表储层真实情况。Comisky等[23]通过实验证明孔隙喉道分布与岩屑的粒径大小有关。

Cui对ISPP法和PDP法进行了对比，结果表明，对于均质或横向分层样品，2种方法测得的渗透率基本相同，而当样品沿其轴纵向分层时，ISPP法测得的渗透率明显小于PDP法。这是由于ISPP法测量的是分层样品的几何平均渗透率，而PDP法测的是算数加权平均值，这说明ISPP法不易受样品非均质性的影响，得到的渗透率结果较PDP法更准确可靠。

压力恢复法实验过程中，保证上游容器中的压力为一定值，从而模拟了无限大地层渗流情况；同时，该方法不易受到样品非均质性的影响，且对岩样中的微裂缝不敏感，能够代表整块岩样的渗透率。

脱气法同时模拟了页岩气在储层中解吸和渗流2个过程。该方法既可在实验室条件下进行，也可在现场密闭取心过程中进行。但与其他测量方法相比，脱气法得到的渗透率结果精度较低，而且需要同时进行脱气实验和等温吸附实验，实验过程复杂繁琐[24]。

稳态法测量渗透率原理简单，操作方便，但是这种方法测量时间长，对于渗透率大于10-7μm2的样品，测量时间大概需要几天，当渗透率更低时，需要的时间更长，因此，实验过程中对装置的密封性要求极高。

3 渗透率测量影响因素

3.1 岩心柱渗透率

该测量过程中的影响因素主要包括:气体吸附效应、滑脱效应、渗透率各向异性和样品微裂缝。

Sakhaee等[25]基于页岩储层特征，研究了气体吸附和滑脱效应对渗透率的影响程度。结果表明:投产初期储层压力较高时，吸附层的影响要大于滑脱效应对页岩储层气相渗透率的影响；生产一段时间后，储层压力下降，滑脱效应的影响占主导地位。

受沉积等地质因素的控制，页岩储层渗透率常表现出明显的各向异性。Sondergeld和Tinni等人均测量了页岩储层的各向异性渗透率，所得结果一致，即不同方向的渗透率相差可达2个数量级。

Tinni运用压力恢复法研究了页岩储层渗透率与围压之间的关系，发现当围压从7MPa变化到34MPa时，页岩样品渗透率值减小了1～3个数量级。为了进一步弄清渗透率变化的因素，采用1981年Walsh提出的裂缝渗透率模型（式（13）），对实验结果进行拟合。结果表明，大部分页岩岩心柱的渗透率受裂缝的控制。

式中:K0为初始压力p0下测得的渗透率，μm2；h为表面粗糙度，cm；a0为裂缝的半开度，cm1/2。

若岩心柱的渗透率受裂缝的控制，则（K/K0）1/3与ln（p/p0）呈线性相关。

3.2 碎屑岩样渗透率

Tinni研究了样品室充满程度、碎屑颗粒大小及是否经过筛选、平衡压力、测量气体，以及装置初始状态对渗透率的影响情况。结果表明:1）样品室充满程度应至少达到75%，否则测量结果偏大；2）页岩颗粒粒径越大，渗透率越高，且变化程度可达2个数量级；3）平衡压力越高，渗透率测量值越小；4）用氦气和氮气2种测量介质测得的渗透率相差35%左右；5）实验开始前，实验装置是否被气体充满对实验结果几乎无影响。

4 结论

1）目前，常用于页岩储层渗透率测量的方法如脉冲衰减法等，通常选用氦气或氮气作为测量气体，忽视了吸附效应的影响，尽管适用于致密储层，但所得结果并不一定代表实际情况，应该在渗透率计算公式中加入吸附项或是选用气藏中的主要气体组分进行实验。

2）测量碎屑样品渗透率时不能施加围压，测量岩心柱渗透率时易受微裂缝的影响，尽管围压的作用可以使这些微裂缝闭合，但裂缝的闭合压力随样品的不同而不同。如何减小或消除上述因素影响，应该引起学术界的关注。

3）目前还没有测量渗透率小于10-6μm2数量级的页岩储层渗透率实验方法的工业标准，实验过程中易受各种因素影响，而且对实验数据的数学处理方法也因人而异，这就导致不同实验方法、不同实验室所测页岩渗透率值相差甚远。因此，有必要建立一套完善的行业标准，以规范实验过程和数据处理过程。

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（编辑 高学民）

Research progress in permeabilitymeasurementmethod of shale gas reservoir

Zhao Licui,W ang Shanshan,Gao W anglai,Zhao Li

(College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

Nowadays,unconventionaloiland gas resourcesare playingan important role.Shalegas hasbecomeahotspot in current research due to itshuge resources.Permeability of shale gas reservoir isone of themostimportantparameters during gas development which is difficult to obtain.Therefore,whether or not tomeasure precisely the permeability of shale gas reservoir is one of the bottlenecks to develop shalegas reservoir effectively.Thus,this paperextensively reviewed the domestic and international references related to themethodsmeasuring shale permeability.The experimental principles,the experimental procedures,themathematical treatments,theadvantagesand disadvantagesand the influencing factorsofeachmethodwereelaborated,and then the problemsand lim itationsappeared during themeasurementswere summarized and the direction of research wasalso pointed out.All those studies abovecan providea theoreticalbasisfordomestic investigation.

shale gas reservoir;permeability;measurementmethod;advantagesand disadvantages;influence factors

中国石油科技创新基金研究项目“页岩气储层伤害机理研究”（2011D-5006-0207）

TE122.2+3

A

2013-04-23；改回日期：2013-09-15。

赵立翠，女，1988年生，在读硕士研究生，主要从事油气藏渗流与油气田开发研究。E-mail:xiaoxiaocui12321@163.com。

赵立翠，王珊珊，高旺来，等.页岩储层渗透率测量方法研究进展[J].断块油气田，2013，20（6）:763-767.

Zhao Licui，Wang Shanshan，Gao Wanglai，et al.Research progress in permeability measurementmethod of shale gas reservoir[J].Fault-Block Oil&Gas Field，2013，20（6）:763-767.

10.6056/dkyqt201306021