岩层不同方向渗透能？岩石渗透性随埋深的变化规律
一、岩石渗透性随埋深的变化规律
田开铭教授和万力教授在《各向异性裂隙介质渗透性的研究与评价》著作中指出：岩石渗透性随埋深的变化普遍具有下列规律。
(1)各向渗透主值都随深度的增加按幂指数规律减小；
(2)各向渗透主值随埋深衰减的速率并不相同，垂直方向衰减速率大，水平方向衰减速率小。
(3)由于垂直方向和水平方向渗透主值随埋深衰减的速率不同，在某一深度上垂直方向上的渗透性，必然会大于水平方向上的渗透性，而该深度以下则相反。岩石的这一各向异性渗透性特征的转变，是连续介质流场中在特定条件下出现局部非连续流现象的基础(图3-5，图3-6，图3-7)。
在各向同性渗透性岩层中，其渗透性随埋深的增加也存在上述规律。前苏联学者马克西莫夫，瑞典学者安达斯·卡尔逊和汤米·阿尔逊等，通过对各种不同岩石的分段压水及物性试验，测出了不同深度或不同围压条件下岩石的渗透性，用来研究裂隙岩石渗透性随埋深或围压的变化规律，最后分别提出了如下经验公式：
双层水位矿床地下水深层局部疏干方法的理论与实践
K=K0·A·e-αs(3-2)
K=K0·AS-α(3-3)
式中：K为深度为S时或围压为P时的渗透系数(m/d)；K0为初始深度或围压时的渗透系数(m/d)；α为渗透系数的变化系数；A为实际值与理论值的偏差系数(1.01×105Pa)。
1974年Louis提出公式：K=K0·eαp
1975年Jones提出公式：
1981年Waish又据上式导出近似的理论公式：
双层水位矿床地下水深层局部疏干方法的理论与实践
图3-5铁山剖面上渗透张量各主值随埋深变化曲线
图3-6铁山渗透张量各主值之比随埋深变化关系曲线
上述几个公式虽然形式各不相同，但有一个基本规律是相同的，那就是岩石渗透系数随深度的增加而减少。
目前用于描述渗透系数垂直变化规律的公式有若干个，但应用最广泛的当属1974年由Louis提出的经验公式：
KL=K0e-AL(3-4)
式中：KL为深度L时的渗透系数(m/d)；K0为初始渗透系数(m/d)；A为渗透系数衰减指数；L为埋深(m)。
大量现场分段压水、抽水试验和室内物理试验资料证实，该式具有足够的精度，能够满足各类生产实际工作和工程的需要。
在同一个渐变型双层水位矿床中，根据相似性原理，在同一地层剖面中(3-4)式上部和下部所代表的岩层渗透性具有相似性。根据这一特点，在已知某一深度渗透系数的条件下，可以计算出任意深度L处的渗透系数，再根据公式(4-72)则可以计算出任意深度的单米巷道涌水强度。
图3-7渗透张量随含水层埋深变化特征示意图
根据式(4-71)知，利用传统水文地质方法早先已经求出的上、下层灰岩的渗透系数K上和K下，令K上和K下分别代表上、下含水层中心层位的渗透系数，再令L上和L下分别代表含水层顶板至各自中心层位的距离。则可得下述两式：
双层水位矿床地下水深层局部疏干方法的理论与实践
根据相似性原理可知：
双层水位矿床地下水深层局部疏干方法的理论与实践
整理可得：
双层水位矿床地下水深层局部疏干方法的理论与实践
根据式(3-7)透系数，据此可以根据式(4-72)计算出任意埋深处的单米巷道涌水强度。
二、层状岩层的等效渗透系数
在自然界中很常见的非均质岩层多是由许多透水性各不相同的薄层相互交替组成的层状岩层。每一单层的厚度比其延伸长度小得多（图1—20）。其平行于层面的渗透系数Kp和垂直于层面的渗透系数Kv不等。当每一分层的渗透系数Ki和厚度Mi已知时，可求出Kp和Kv。当水流平行于层面时（图1—20），通过层状含水层的总的单宽流量q等于各分层的单宽流量之和，总厚度M等于各分层厚度之和。对于每一分层而言，水力坡度J均为△H/l。因此，每一分层的流量为：
地下水动力学（第二版）
如果我们用一等效的均质含水层代替层状岩层，显然等效层的厚度等于层状岩层的总厚度，并且在同一水力坡度△H/l作用下应当有相同的流量q，因而有：
地下水动力学（第二版）
由此得
地下水动力学（第二版）
因而求得平行层面方向的等效渗透系数为：
地下水动力学（第二版）
等效导水系数为：
地下水动力学（第二版）
类似地，如果渗透系数在垂直方向变化，且没有明显的分层界线，而是逐渐连续过渡的，即：
K=K（z）
地下水动力学（第二版）
下面考虑水流方向垂直于岩层层面的情况（图1—21）。该情况下通过各分层的流量相同，即：
q1=q2＝…＝qi＝…＝qn=q
但水头降落和水力坡度不同，总的水头降落△H等于各分层水头降落△Hi之和。因此，对每一层都有：
地下水动力学（第二版）
用类似方法可得垂直于层面方向的等效渗透系数为：
地下水动力学（第二版）
由（1—46）式可以发现一个有趣的现象：垂直于层面的等效渗透系数主要取决于渗透系数最小，即阻力最大的分层。如有一层Ki=0，为不透水层，则Kv=0。
图1—21层状岩层中垂直于层面的渗流（据J.Bear修改）
（a）—水在承压含水层中流动；（b）—通过层状土的垂直下渗，水在一个大气压（101325Pa）下流出
平行层面的等效渗透系数Kp总是大于垂直于层面的等效渗透系数Kv。
思考题：
1.假设有一层状岩层，由三层组成，K1=K3。当K2大于K1和K3，水流斜向穿过该层状岩层时，应如何折射？当K2小于K1和K3时，应如何折射？画出示意图。
2.试自行证明，由二层组成的层状岩层，Kp＞Kv。
三、表征岩层渗透性的指标有
表征岩层渗透性的指标有渗透系数。
拓展资料：
地层岩石力学性能测井表征方法包括：
1、声波测井。声波测井是最常用的方法之一，它通过测量声波在地层岩石中传播的速度和衰减程度来确定岩石的弹性模量和泊松比。
2、密度测井.密度测井则是通过测量地层岩石的密度来计算岩石的抗压强度。
3、核磁共振测井。核磁共振测井则是通过测量地层岩石中的水分子的信号来确定岩石的孔隙度和渗透率等参数。
4、在油气井完井设计中，需要根据地层岩石的力学性能参数来确定井壁稳定性和井筒完整性。
5、在油气储层评价中，需要根据地层岩石的孔隙度和渗透率等参数来确定储层的储量和产能。地层岩石力学性能测井表征方法指利用测井技术对地层岩石的物理性质进行测量，并通过分析这些数据来确定地层岩石的力学性能，包括弹性模量、泊松比、抗压强度等。
岩石介绍：
岩石是地球的主要组成部分。地质学家根据岩石的成因，把岩石分为岩浆岩、沉积岩和变质岩三类。
1、岩浆岩是指由岩浆冷却凝固形成的岩石。在地表的深层，温度很高，足以将岩石熔化！在地下熔化的岩石叫做岩浆。当火山喷发时，炽热的岩浆冲出地表冷却后形成熔岩。玄武岩、浮石、绳状岩、流纹岩、气泡石都是火山喷发后岩浆冷却形成的岩石。
2、沉积岩是在水中形成的。流水冲击和携带着碎石、泥沙、动植物遗体，并把它们带到平缓的地方沉积下来。经过漫长的时间和无数次的沉积，沉积物越堆越厚。在压力和水中胶结物的作用下，沉积物逐渐形成岩石，其中被泥沙掩埋的动植物遗体变成了化石。
3、岩石受到一定的压力和高温而发生变化，矿物会重新排列，性质也会发生变化。这样形成的岩石叫做变质岩。比如，石灰岩变直形成大理岩，页岩变质形成板岩。
四、中国陆相低渗透储层
一、陆相低渗透储层
据赵霞飞等(2002)研究，陆相储层以其沉积和成岩过程的特殊性而显著有别于海相储层。依储层最直观而又易获得的评估参数———孔隙度和渗透率而言，除一些盆地中埋藏较浅的砂岩具较高的孔隙度和渗透率外，绝大多数陆相沉积盆地储层的这两个数值，特别是渗透率值均明显偏低(表4－5)。
中国低渗透油气资源的主要聚集盆地有:鄂尔多斯、塔里木、四川海陆相叠合盆地以及松辽陆相沉积盆地和中、小湖相沉积盆地。中国陆相沉积盆地普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了大量、丰富的低渗透油气资源(胡文瑞，2009)，并具如下四个特点:①含油气层系多。古生界、中生界和新生界都有油气发育;②油气藏类型多。有砂岩、碳酸盐岩、火山岩等多种油气藏;③分布区域广，主要盆地都有分布。东部有松辽、渤海湾、二连、海拉尔、江汉盆地砂岩油藏和松辽、渤海湾盆地火山岩油气藏;中部有鄂尔多斯、四川盆地砂岩油气藏和海相碳酸盐岩气藏;西部有准噶尔、柴达木、塔里木、三塘湖盆地砂砾岩油气藏、火山岩油气藏和海相碳酸盐岩油气藏;④具有“上油下气，海相含气为主、陆相油气兼有”的特点。
表4－5若干陆相储层的物性数据
低渗透储层是一个相对模糊的概念，它既指渗透率较低的孔隙性储层，也包括基质致密的裂缝性储层(如裂缝性泥岩层)，至今国际上并无严格而明确的标准和界限。根据中国油气田勘探和开发实践，在1992年的西安国际会议上确定上限为50×10－3μm2，下限为0.1×10－3μm2(蒋凌志等，2004)。
赵霞飞等(2002)以油田开发为例，认为有的储层一时不具工业价值，但以后的技术进步可以使其成为开发对象，划分界限是:低渗透层为(0.1～1.0)×10－3μm2，特低渗透层为(1.0～0.1)×10－3μm2，致密层为小于0.1×10－3μm2。按此界限，中国CO2地质储存的对象主要是低渗透储层，这是不可回避的现实。
表4－5中各地区数据的代表性不一，但都包含了大量样品分析的结果，仍旧可以给我们如下客观事实。四川盆地的上三叠统须家河组，具低孔隙度，且一般属于致密层。除准噶尔盆地两个地区数据不全外，宋家洼陷上侏罗统属低—中孔隙度及低渗透层外，表中其他各地区的储层都属中等孔隙度，但渗透率变化颇大，一般属特低渗透、低渗透和中渗透层。
东濮凹陷位于渤海湾盆地南缘，是一个新生代断陷盆地，气藏分布于斜坡上，圈闭的形成与鼻状背斜和断裂有关，盖层为膏盐或厚泥岩。储层地下孔隙度为5%～10%，甚至更小，渗透率为(0.1～0.01)×10－3μm2或更小。鄂尔多斯盆地榆林、乌审旗一带的大型深盆气致密砂岩储层孔隙度为5%～10%，渗透率一般为0.4×10－3μm2，原生孔隙不发育，主要为次生孔隙。川西坳陷储层平均孔隙度为3.4%～16.2%，基质渗透率为(0.007～5.380)×10－3μm2。
二、碎屑岩低渗透储层的主要特征
蒋凌志等(2004)研究和总结了中国低渗透储层的特点。认为沉积物偏细、结构和矿物成熟度低、储层物性差、孔喉半径小、基质渗透率低、成岩差异大、应力敏感性强、裂缝比较发育以及宏观和微观上非均质性强是中国碎屑岩低渗透储层的主要特征。
中国低渗透储层在不同时代、不同岩性的地层中所占的比例相差很大，以古生代、三叠系、白垩系和古近系为主，分别占18.06%、12.79%、25.35%和31.18%。从岩性看，以砂岩和粉砂岩为主，分别占39.8%和32.9%(李道品，1997)。由于低渗透储层形成有其独特的沉积环境及沉积后的成岩作用和构造作用影响，主要表现为储层物性差，沉积物成熟度低，孔喉半径小，基质渗透率低，成岩差异大，应力敏感性强，裂缝比较发育和非均质性强等特征。
1)岩石学特征:成分成熟度和结构成熟度低是陆相低渗透储层的一大特点，主要表现为长石和岩屑含量普遍较高，多为长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，石英砂岩少见(表4－6)。粒度分布范围比较宽，颗粒大小混杂，分选和磨圆较差，泥质含量高。由于这一特征，使得沉积物在成岩过程中容易发生压实作用，且压实强度较大，从而使孔隙度大大减少，储层物性较差。
表4－6中国部分油田砂岩低渗透储层有关参数
2)孔隙结构特征:渗透率的大小除受孔隙大小的影响外，更主要是受孔隙连通情况，即受喉道半径大小、几何形态和结构系数等因素控制。低渗透储层孔喉半径小是其渗透率低的主要原因。砂岩低渗透储层孔隙喉道类型包括收缩喉道、片状或弯曲片状喉道和管束状喉道，但以后两者为主。据鄯善油田27个油层组2670块样品统计资料，片状和管状为主的喉道占72.8%～85.7%，而且所占比例越大，渗透率越低，主流喉道半径小于2.4717μm，平均喉道半径1.0519～0.0588μm(严衡文等，1997)。低渗透储层的孔隙结构主要分为大孔细喉型和小孔细喉型两种，前者孔隙类型主要为残余原生粒间孔、粒间溶孔，喉道主要为细颈型和窄片型，孔喉比较大;后者孔隙类型以粒间溶孔和晶间微孔为主，喉道主要为管束状、细管状和窄片状，孔隙较小，喉道也较小，孔喉比较低。
3)储层物性特征:孔隙度和渗透率低是中国砂岩低渗透储层的又一重要特征。从中国各油田的统计资料可以看出，孔隙度一般小于20%，渗透率一般小于30×10－3μm2(表4－6)。对于中国主要的低渗透天然气储层来说，孔隙度一般小于10%，渗透率小于0.5×10－3μm2。
4)成岩作用差异大:低渗透储层的形成受成岩作用的影响较大，主要包括压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用和粘土矿物转化作用等。而且不同成岩作用影响的程度相差较大，一般以压实作用和胶结作用为主。
5)应力敏感性:低渗透储层具有强烈的应力敏感特征，即当围限压力增加时，储层的渗透性会急剧变差，一般要降低1/2～1/10。主要原因是致密储层中存在许多扁平或片状的喉道及毛细管，围限压力增大引起的片状喉道关闭必然会使渗透率大大降低，而对孔隙度的影响要小得多。岩石越致密，这种敏感特征越明显。
6)裂缝比较发育:低渗透储层由于压实作用强，脆性大，出现裂缝的可能性更大。低渗透油田能够开发，很大程度上是因为裂缝系统的存在。裂缝主要包括由构造活动引起的构造缝和由异常高的地层压力产生的微裂缝。
7)非均质性:低渗透储层的非均质性主要包括层内非均质性和层间非均质性。层内非均质性主要是由于沉积物形成时水动力条件、水流方向、沉积时的古地形等差异，使同一层内沉积物粒度分布不均，且大小混杂，导致孔隙度和渗透率大小也相差较大，同时也有一些是因为裂缝的存在，使得岩层内部不同部位的非均质性增强，裂缝发育的部位渗透率较大，而其他地方渗透率较低。层间非均质主要是因为低渗透储层多呈砂、泥岩薄互层，泥质层的渗透率比砂质层小，从而形成薄互层之间的层间非均质性。总之，低渗透储层无论是宏观还是微观非均质性都比较强。
三、陆相低渗透储层的非均质性
研究储层的非均质性，实际上就是研究储层的各向异性。据金毓荪等(2006)研究，中国陆相低渗透储层非均质性有如下主要特征。
1.储集层的层间非均质性
由于陆相沉积盆地多旋回的构造作用，湖盆升降频繁，水体变化大，为沉积物提供了多旋回沉积作用。因此，陆相碎屑岩储集层具有多层砂泥岩交互的特点，不同沉积环境和不同沉积相带的储集层共存于一个油藏，并且经常是多相带储集层的垂向叠合，这就加剧了储集层的层间非均质性。如大庆油田白垩纪沉积，自下而上分布有扶余、高台子、葡萄花、萨尔图和黑帝庙等6个油层组，数百个单油层。其中，萨尔图油田构造顶部，仅萨、葡、高油层组就有小层数136个，同一口井钻遇的油层各种类型沉积相都有，单层厚度有10m以上的河流相沉积，薄的只有0.2m的外前缘相沉积，空气渗透率高的达数千10－3μm2，低的只有几个10－3μm2。
储层的层间非均质性主要反映在渗透率的非均质性上，通常用渗透率级差、渗透率变异系数和渗透率突进系数来表示。一般将储集层分为单砂层、小层、砂岩组、油层组4个级别，不同的组合其非均质程度差别很大。如濮城油田3～36井沙三下1－5油层，单砂层的渗透率变异系数只有0.38～0.56;小层的变异系数增加到0.48～0.67，突进系数为1.24;砂岩组的变异系数为0.66～0.70，突进系数增加到1.53～2.14;当整个沙三下1－5，共10个小层，3个砂岩组组合到一起时，变异系数增至0.74，单层突进系数增至2.98。
2.储集层的平面非均质性
陆相湖盆规模较小，周围山地的碎屑物源区距湖区距离较近，一个沉积体系从近源端的冲积扇至最远端的湖泊中心，整个搬运流程，近则数千米，远者数十千米，最大沉积体系流程仅300km，如松辽盆地。因此，陆相油藏的储集层平面上砂体几何形态复杂，面积较小，相变快，渗透率各向异性变化大。各个砂体平面非均质状况，主要受当时的沉积环境和沉积相带所控制。
松辽盆地属大型陆相沉积盆地，储层平面非均质较为严重。一个分布面积和厚度都比较大的砂体，大都由多条曲流河和分流河沉积作用形成的多个窄砂体连接而成，各单砂体之间有的连通好，有的连通关系很差，较为复杂。
另外，还有一些因素也影响储集层平面的非均质性，如储集层的断层、倾角、微型构造、裂缝发育、层理倾向和沉积方向形成的颗粒排列引起渗透率方向性等，都会加剧储集层平面的非均质性。
3.储集层的层内非均质性
层内非均质性主要是指单个砂层内垂向上岩石粒度和物性多种多样的变化。中国陆相湖盆沉积的单砂层，从冲积扇到河流－三角洲，不同的沉积成因，具有不同的层内非均质性。
中国陆相油藏储集层层内非均质类型可归纳为以下5种。
1)正韵律储集层:层内下部渗透率高，向上逐渐变低。这类砂体主要是河流相沉积，包括冲积平原、三角洲平原和三角洲前缘水下分流河道沉积的砂体。
2)反韵律储集层:层内下部渗透率低，向上逐渐变高。这类砂体主要是三角洲前缘相的河口坝及席状砂，具有反韵律的特征。另外有些分流河道砂、水下分流砂在一定条件下，局部也可以垂向或侧向加积形成反韵律特点的储集层。
3)多段多韵律储集层:这类储集层是多次沉积、多次叠加形成的砂体，厚度比较大。层内一般都有稳定程度不同的岩性或物性薄夹层，将厚储集层分为几个厚度不等的小段，夹层的存在增加了储集层的非均质性。
4)复合韵律储集层:层内非均质特点是自下而上，渗透率由低逐渐变高又逐渐变低，或者是相反，层内自下而上渗透率由高逐渐变低又逐渐变高的砂体。这类砂体也是多次沉积形成的，层内一般没有岩性或物性薄夹层。
5)韵律性不明显的储集层:层内非均质性呈无规律的随机变化，渗透率高的部位不一定总在底部。这类砂体主要是辫状河沉积，是由一系列洪泛时所携碎屑物垂向加积形成。由于每次洪泛时的水动能量不同，垂向上粒度和沉积构造变化没有一定的规律，层内渗透率分布也随之无明显规律性。这类辫状河砂坝砂体内很少有泥质夹层，因此砂体内的垂直和水平渗透率比较接近。
虽然陆相油藏储集层层内非均质类型较多，但就整体来讲仍以正韵律储集层为主，其储集层占的比例较大，而反韵律储集层较少。另外，储集层内部层理结构发育，也加剧了层内的非均质性。
4.储集层的孔隙非均质性
陆相湖盆沉积的特点是近物源短距离搬运，导致碎屑岩的矿物和结构成熟度都很低，大都属长石—岩屑砂岩类，很少发育石英砂岩。颗粒分选以中—差为主，杂质含量较高，导致了储集层孔隙结构复杂，非均质严重。
目前主要采用压汞法测得的毛管压力曲线，根据其曲线形态和求得的均质系数，表征储集层孔隙结构的均匀程度。中国陆相油藏大多数储集层的均质系数都小于0.5，曲线形态常见双模态和一些非常规现象，表明储集层孔隙结构的复杂性。
总之，同海相沉积的碎屑岩储层相比较，由于湖盆规模相对较小，物源区近而且多，一般不存在相对洁净的石英砂岩或长石石英砂岩，主要为岩屑长石杂砂岩或岩屑长石砂岩，并且砂岩体的非均质性比海相砂岩要强(胡见义等，1991)。
