海相碳酸盐岩储层损害的室内评价及损害机理
当储层受到损害时，宏观上表现为渗透率下降，有效渗透率的下降包括绝对渗透率的下降（即渗流空间的改变）和相对渗透率的下降。渗透空间的改变包括：外来固相侵入、水敏性损害、酸敏性损害、碱敏性损害、微粒运移、结垢、细菌堵塞和应力敏感损害；相对渗透率的下降包括：水锁、碱敏、润湿反转和乳化堵塞等。从微观上讲，影响储层渗透率的内在因素主要包括：岩石矿物组成、结构、构造、储集空间结构、岩石表面润湿性、流体性质；储层损害的外因主要指：入井流体性质、压差、温度和作业时间等。到目前为止，还没有真正形成一套系统的海相碳酸盐岩储层保护的实验技术和 *** ，大部分工作都是借鉴碎屑岩储层保护的研究思路和 *** 。
3.5.1.1 储层损害的室内评价
储层损害评价技术包括室内评价和矿场评价，室内评价的目的是研究油气层敏感性，配合进行机理研究，同时对即将采用的保护技术进行可行性和判定性评价，为现场实施提供依据。图3-167是储层损害室内评价实验流程框图，常规的储层损害室内评价 *** 主要是通过获取所研究地区储层岩心或采用标准岩心，在模拟储层现场条件的情况下，进行岩心流动试验，在观察和分析所取得试验结果的基础上，研究岩心损害的机理。
图3-167 储层损害室内评价实验流程框图
从20世纪60年代初期开始，中国大部分油气地质实验室建立了以水敏、酸敏、碱敏、盐敏、速敏为主的五敏测试 *** 。测试结果被用作抑制黏土膨胀、合理运用酸化用液、调节适宜的水矿化度、正确控制生产流速等系列技术的重要参考。常规五敏室内评价 *** 较为成熟，石 *** 业标准SY/T5358—2002储层敏感性流动实验评价 *** 中有关水敏、酸敏、碱敏、盐敏、速敏为主的五敏损害实验 *** 和评价指标经多次修订已基本能符合生产实际的要求。
（1）温度敏感性评价
在钻井完井过程中，由于外来流体进入油气层，可使近井筒附近的地层温度下降，从而对地层产生一定的影响，主要体现在以下几个方面：一是由于地层温度下降，导致储层中胶质、沥青质等有机质的沉积结垢；二是由于地层温度下降，导致无机物沉淀结垢；三是由于地层温度下降，导致地层中的某些矿物发生变化。因此，温度敏感就是指由于外来流体进入地层引起温度下降从而导致地层渗透率发生变化的现象。定量评价这种影响比较复杂，特别是当地层温度较高时，因为整个实验装置都必须处在高温恒温装置内，实验流体有两类，一类是用地层水来进行实验，另一类是用地层原油来进行实验。当实验流体为地层水时，其具体 *** 如下：
1）选择实验岩心，测量长度、直径。
2）选择实验温度点分别为T1、T2、T3、T4、T5、T6；其中T1为地层温度，T6为地面温度，每点之间的温差为ΔT=（T6-T1）/5。
3）在实验温度点T1时，在低于临界流速的条件下，用地层水测出岩心稳定的渗透率K1。
4）改变实验温度（必须保持恒温2h以上），重复第3）步，直至测出最后一个实验温度点T6所对应的岩心稳定渗透率K6。
如果Ti-1对应的渗透率Ki-1于Ti对应的渗透率Ki之间满足下式：
（Ki-1-Ki）/Ki-1×100%≥5%
说明已发生温度敏感，则Ti-1即为临界温度值。损害程度的计算 *** 如下：
损害程度=（Kmax-Kmin）/Kmax×100%式中：Kmax为渗透率变化曲线中各渗透率点中的更大值，μm2；Kmin为渗透率变化曲线中各渗透率点中的最小值，μm2
评价指标目前尚无统一的标准，可以用表3-16的标准来评定。
表3-16 温度敏感性评价指标
当实验流体为地层原油时，在测定渗透率K1之前，先将岩心抽真空饱和地层水，再用地层原油驱替岩心，建立束缚水饱和度，其余 *** 和实验流体为地层水时类似，将地层原油取代地层水，测定不同温度下岩心的油相渗透率。损害程度的计算 *** 和评价指标与实验流体为地层水时相同。
（2）应力敏感性评价
应力敏感性是考察在施加一定的有效应力时，岩样的物性参数随应力变化而改变的性质，它反映了岩石孔隙几何学及裂缝壁面形态对应力变化的响应，对于裂缝较为发育的碳酸盐岩储层，应力敏感程度是一项值得关注的指标。近年来有关应力敏感性的相关研究较多，但其评价实验 *** 和评价指标还在研究和探索中，石 *** 业标准SY/T5358-2002储层敏感性流动实验评价 *** 中有关于应力敏感性评价实验 *** ，公开出版的保护油气层技术书籍中也有关于应力敏感性评价实验 *** 和评价指标，但侧重点各有不同，这里介绍一种裂缝储层应力敏感性评价实验 *** 。
1）确定围压、驱替压力与有效应力之间的函数关系。储层岩石在井内实际承受的有效应力σ有效可由下式求得：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：P上覆、P孔隙分别为上覆岩层压力和地层孔隙压力。
在岩心流动实验中，由于P上覆≈P围，P孔隙≈0.5P驱替，因此可得到
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：P围、P驱替分别为围压和驱替压力。
2）评价应力敏感性的两种实验 *** 。从式（3-129）可知，有效应力的变化有两种途径，一是保持P围不变，改变P驱替；二是保持P驱替不变，改变P围。
之一种 *** ：将饱和了模拟地层水的岩样装入岩心夹持器，保持围压不变，出口通大气，进口压力由预定的更高压力逐步降低到预定的更低压力，并逐点用模拟地层水测岩样的渗透率，该过程模拟了油气田生产过程。
第二种 *** ：固定驱替泵的流量低于岩样的临界流速，保持驱替压力不变，围压从更低压力（密封岩样所需的最小压力）开始逐步增加到预定的更高压力，实验过程中有效应力逐渐增加；在围压达到预定的更高值后，再逐步降低围压至初始压力值，这是有效应力逐渐降低的过程。渗透率与有效应力典型关系曲线如图3-168所示。
由图3-168可以看出，在升围压实验曲线上，岩样渗透率随有效应力上升而逐渐下降，下降到一定渗透率值以后，下降趋势变缓；在降围压实验曲线上，渗透率随有效应力减小而缓慢增加。但升围压曲线与降围压曲线之间有一定距离，且低压段距离大于高压段。这是岩样形变没有完全恢复所致（即存在渗透率滞后效应）。
图3-168 岩样渗透率与有效应力的典型关系曲线
之一种实验 *** 中。只能观察到有效应力增加对岩样渗透率的影响；同时由于驱替压力的改变会引起流速改变，从而会引起流态变化，影响实验数据的精确性；还可能使岩样中的微粒发生运移，造成渗流阻力的改变。这不利于对应力敏感性单个因素的影响作出明确而清楚的分析。而第二种实验 *** 排除了流速的影响，可同时观察到有效应力增加及减少两个过程中渗透率的变化，而且实验过程较简单。另外，还可对有效应力变化引起的岩样渗透率滞后效应进行评价。因此，建议采用第二种 *** 进行应力敏感性评价实验。
3）评价应力敏感性的实验程序及指标。
A.选取天然裂缝性岩心，准确量取裂缝性岩样的几何尺寸，并称取岩样的干重，测其氮气渗透率。
B.将裂缝性岩样用标准盐水真空饱和，然后称取岩样的湿重，并计算其孔隙度。
C.将岩样放入岩心夹持器中，首先用标准盐水进行驱替，待压力稳定后测其盐水渗透率。
D.用煤油驱替建立束缚水饱和度，然后测定在不同有效应力条件下裂缝性岩样的油相渗透率，实验时泵流量固定在0.8倍临界流速，围压控制在1～24MPa。
E.利用计算机绘制裂缝性岩样的渗透率与有效应力之间的关系曲线.计算应力敏感损害度。目前，国内外尚未提出公认的评价应力敏感性的定量指标，因此，只能对应力敏感性进行定性评价。在大量的应力敏感性实验研究的基础上，笔者提出了评价应力敏感性的定量指标，即应力敏感性损害度Rσ，其定义如下：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：K为初始渗透率（升高围压曲线起始点），10-3μm2；Kmin为更低渗透率（一般为升围压曲线终止点），10-3μm2；Δσ为有效应力变化值，MPa。评价应力敏感性的定量指标：Rσ为3～2，2～1，1～0时，损害程度分别为弱，中，强。
传统的油层损害的损害度R，只是岩样渗透率降低的百分率，没有考虑有效应力的变化幅度。不能直接反映有效应力的影响。应力敏感性损害度Rσ，则反映了有效应力变化因素，更具科学性和实用性。
（3）工作液对储层的损害评价
主要指借助各种仪器设备，预先在室内评价包括钻井液、完井液、压井液、洗井液、修井液、射孔液、压裂液、酸化液等工作液对油气层的损害程度，达到优选工作液配方和施工参数的目的。
1）工作液的静态损害评价。该 *** 主要利用各种静态滤失实验装置测定工作液静态滤失系数和工作液滤入岩心前后渗透率的变化，来评价工作液对油气层的损害程度并优选工作液配方。实验时，尽可能模拟储层温度和压力条件。用式来计算工作液的损害程度：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：Rs为损害程度；Ko为损害后岩心的油相有效渗透率，μm2；Ko为损害前岩心的油相有效渗透率，μm2。
Rs值越大，损害越严重，评价指标同表1。
2）工作液动态损害评价。在尽量模拟地层实际条件下，评价工作液对油气层的综合损害，为优选工作液配方和优化施工工艺参数提供科学依据。动态损害评价与静态损害评价的区别在于：静态评价时，工作液处于静止状态，而动态评价时，工作液处于循环或搅动的运动状态。采用多点渗透率伤害评价仪还可以测定工作液浸入岩心后的损害深度和损害程度。
3.5.1.2 中国海相碳酸盐岩油气层损害机理
由于海相碳酸盐岩和砂岩在成因上的不同，储层在矿物组成、储集空间和储渗性能方面有很大的差别。
●碳酸盐岩储层的裂缝相对砂岩较为发育，使得储集空间体积的总孔隙度一般很低，但局部孔洞缝发育带的孔隙度和渗透率值很高，其孔隙度和渗透率之间的相关关系不如孔隙型储层。
●碳酸岩储层和碎屑岩储层中的敏感性矿物类型、含量和产状有着很大的差别。碎屑岩储层中的敏感性矿物主要是黏土矿物，且通常位于外来流体和储层中本身流体首先与之接触的粒表、粒间暴露处，因而敏感性矿物，特别是黏土矿物，是碎屑岩储层敏感性的主要内因。而碳酸岩储层黏土矿物含量较少，并且主要是沉积成因，与碎屑岩中的黏土矿物相比，在岩石中分布相对均匀，而孔喉的表面和裂缝的缝面通常不具有优势分布，因此由黏土矿物所造成的“外来流体与地层岩石不配伍”伤害比碎屑岩要弱得多，但碳酸岩或白云岩储层有本身特征的敏感性矿物，如铁方解石、铁白云石等，遇酸会释放大量的Ca2+、Mg2+离子，Mg2+离子在碱性条件下比Ca2+离子相对易于沉淀，形成Mg（OH）2沉淀，黄铁矿和铁方解石和铁白云石遇酸后会释放出铁离子，在碱性环境下易形成Fe（OH）3沉淀。因此，储层有潜在的较强酸碱性。
●裂缝作为主要渗流通道的储层，其渗透率大小直接决定着储层的产量。裂缝的平、直、宽特点，使其通常具有较高的流体通过能力，固相颗粒易侵入储层较深部位，而侵入的滤液则在裂缝壁上形成泥膜，使孔喉明显缩小。
●在生产过程中由于孔隙压力不断下降，上覆岩层负荷应力与孔隙压力之间的差值（即有效应力），可使裂缝在高围压下闭合，使渗透通道缩小，造成伤害。
一般认为，碳酸盐岩油气层的损害主要是外来固相侵入、滤液侵入、应力敏感等。固相颗粒及滤饼是造成碳酸盐岩裂缝型油气层损害的主要因素，水相圈闭和滤膜是损害孔隙型碳酸盐岩油气层的主要因素。裂缝-孔洞型碳酸盐岩油气层一般基质渗透率很低，裂缝是主要储集空间和渗流通道，因此工作液对基质的入侵可忽略，应集中考虑裂缝可能受到的损害。从储层保护的角度，根据储层裂缝在油藏条件下的宽度对这些裂缝进行分类：一类是由中—小裂缝组成的储层，所谓中裂缝指宽度介于10～100μm的裂缝；小裂缝指宽度介于1～10μm的裂缝；而微裂缝指宽度小于1μm的裂缝，因其与岩块基质的平均孔隙、直径相近，可列入基质孔隙范畴；另一类为大裂缝储层，指裂缝的宽度大于100μm的裂缝。油气层岩性可分为泥质碳酸盐岩和灰质碳酸盐岩。滤液和固相颗粒堵塞是损害碳酸盐岩油气层的共同因素；但裂缝宽度不同和岩性差异导致的化学组成不同；损害机理不尽相同；较大裂缝主要是固相堵塞造成的损害，液相损害对泥质碳酸盐岩裂缝更为严重。对于碳酸盐岩油气层（特别是气层）中的微裂缝，水锁损害尤为严重，原始含水饱和度、渗透率、储层润湿性和界面张力均有较大影响。
（1）固相颗粒浸入
储层压力条件下，对裂缝宽度大于100μm的储层，在钻井施工中遇到的更大问题是储层漏失，其漏失的原因可能有如下类型：①正压差下的漏失；②重力诱导型漏失；③置换性漏失；④溶洞性漏失；⑤其他漏失（漏失同层、边喷边漏、地下井喷等）。这些漏失造成最严重的地层伤害是固相伤害。由于在钻井液中90%的固相颗粒粒径小于50μm，所以当裂缝的直径大于50μm时，几乎所有的固相可进入裂缝中，造成严重的填充堵塞。
（2）储层流体敏感性
在钻井完井过程中，侵入的滤液与储层中的矿物发生物理化学作用，引起储层渗透率的变化，称之为储层的流体敏感性。敏感性矿物包括黏土矿物和非黏土敏感性矿物。王欣等从微粒的受力分析出发，从理论上讨论了重力、范氏力、双电层力和水动力对微粒的影响，并着重研究了微粒水化分散、运移的临界浓度和临界启动速度等多种影响因素。引起速敏伤害的可运移微粒，既有黏土矿物微粒，也有方解石、钙长石等其他非黏土矿物的地层微粒。
现阶段对储层流体敏感性损害机理的认识主要集中在由于黏土矿物遇水膨胀，或微粒分散运移而导致地层孔隙度和渗透率下降。Land等指出，尽管做了数百块岩心实验，仍未能建立蒙脱石含量与水敏损害程度的关系，即蒙脱石膨胀与引起地层损害没有直接的关系，这意味着不含膨胀性黏土矿物的地层也会受到损害。
（3）应力敏感性
Duan对不经打磨的自然裂缝（储层的自然裂缝和地面露头的自然裂缝以及大量的人造裂缝）表面特性进行了深入分析，并对自然裂缝的应力敏感性进行了数值模拟，建立了裂缝-孔隙型储层应力损害的分析 *** 和评价 *** 。
蒋官澄对裂缝型储层的应力敏感性进行了研究，通过对裂缝型储层的渗透率和裂缝宽度与有效应力之间的关系进行回归分析，认为裂缝型碳酸盐岩储层还存在着应力敏感性和滞后效应。景岷雪等通过实验得出，应力变化幅度对岩心最终渗透率损害程度影响不大。孔隙型岩心应力敏感性小于裂缝型岩心，而天然裂缝型岩心应力敏感性小于人造裂缝岩心，且人造裂缝岩心受应力发生渗透率损害后，该损害过程几乎不可逆。
Ayoub研究了有效应力与碳酸盐岩岩样渗透率之间的关系。随着有效应力的增加，渗透率呈现三种变化趋势：①由于实验岩样含有粒间孔，渗透率平缓下降；②岩样含有溶蚀孔时，渗透率先是急剧下降，然后平缓的降低；③由于岩样中黏土矿物反抗净压力而导致渗透率升高。
何健等指出，裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层应力敏感中等偏强，孔隙型储层应力敏感程度弱。对于模拟地层温度、地层上覆压力、地层孔隙压力、地层含水饱和度的全直径岩心的渗透率应力敏感性分析和测试实验目前在国内外尚属空白。
（4）气层损害机理
气层与油层相比，有很多不同之处。自然界中存在的气藏大多数是低渗气藏，储层普遍具有低孔、低渗、强亲水、大比表面积、高含束缚水饱和度、高毛细管力和低储层压力特点。这些特点决定了气层易受到损害，并且一旦损害，解除比较困难。因此进行气层损害有关研究也是十分重要的。
与油层损害相比，对气层损害的研究深度远远不够。从历史上看，国内外均长期有“重油不重气”的倾向，所以低渗气藏的研究得不到重视；另一方面从渗流力学的观点分析，气体本身具有可压缩性，在储层中渗流时，因滑脱效应而表现出与液体不同的渗流行为，特别是在低渗储层中，有些学者认为，气体渗流具有非达西特性，这些均增加了渗流行为的复杂性。另外，气层表面绝大多数是水湿的，亲水现象严重，增加了渗流行为的不定性。这些都增加了气层损害研究的难度。近几年来，D.Bennion等人对气层损害机理进行了比较系统的概括性总结，对钻井过程中的气层损害机理总结为：①储层本身质量问题；②水锁效应；③欠平衡钻井中的反向自吸；④钻井液固相侵入；⑤钻具在孔壁磨光和压碎现象；⑥岩石-流体间相互作用；⑦流体-流体间相互作用。
另有研究表明气层由于具有较强的应力敏感性，越是低渗气藏，特别是裂缝-孔隙性流道，应力敏感性越明显。应力敏感性是由于很多扁平或裂缝状的孔隙和毛细管的关闭引起的，在气藏开采过程中，随着储层中天然气的采出，这种由于储层有效应力改变而引起的渗透率的降低是非常严重的，据国内外资料报导，应力敏感性可导致低渗气藏的渗透率下降50%～90%。目前国内外还没有建立起一整套针对低孔低渗气藏损害的评价指标，包括对应力敏感性的评价指标。
水锁效应对低渗气藏渗透率的影响尤为严重。据国内外资料报道，液相在气藏中滞留（即水锁）是气藏的主要损害因素，气藏渗透率越低，影响越严重。
Bennion探讨了水锁形成机理、影响因素和损害消除 *** ，Bennion等认为水锁是由于储层初始含水饱和度远远小于束缚水饱和度引起的。贺承祖根据毛细管束模型，从理论上分析指出外来流体在油气层中的毛细管力是控制水锁效应的主要因素，而表面张力只是影响毛细管力的一个因素，此外还必须考虑接触角和毛细管的有效半径影响。碳酸盐岩油气藏也存在超低含水饱和度的现象，当气藏初始含水饱和度低于束缚水饱和度或不可动水饱和度时，即处于“亚束缚水状态”，一旦水基工作液接触气层或地层中其他部位的水窜入气层，或凝析水在气井附近集结等过程，导致气井周围含水饱和度增高，甚至超过不可动水饱和度，结果气相的相对渗透率大幅降低，造成水锁损害。水锁是气层之一位也是最基本的损害因素，严重制约碳酸盐岩气藏的发现成功率和经济开采。
张振华等人对来自轮南古潜山裂缝性碳酸盐储层的岩心研究后认为，古潜山储层存在明显的水锁效应。储层的初始含水饱和度越低，岩心的绝对渗透率越小，水锁效应越严重，并认为加入表面活性剂是减小水锁效应的有效途径。
CMS-300覆压孔渗测试仪有几种配置？主要的技术参数？
工作原理：
常规的渗透率仪是以稳态法为基础，即气流服从达西定律。当气体的压力沿样品长度的分布呈稳定态时，样品沿长各点的气体压力只随位移变化而不随时间变化；稳态法渗透率仪只能用于中高渗透率样品；稳态法渗透率仪测量的特点是在样品的进口施加一定的压力，待进出口压力维持不变时，再按照达西公式计算其渗透率；这种 *** 不适合测量不服从达西定律的低渗透样品，而且，即便对中高渗透率样品，当其渗透性越低，压力稳定所需的时间就越长，所以测量速度慢；
CMS-300是达西-克氏-费氏综合计算模型为基础。它不仅适合中高渗透率样品，而且特别适合不服从达西定律的低渗透样品。CMS－300在样品进口端处有一个充满一定压力的气体容器，测量开始时，将该容器与样品进口接通，然后测量压力随时间的变化。这时，气体压力沿样品长度的分布既随位置变化，也随时间变化。根据储气容器压力随时间的变化和有关参数，即可计算样品的渗透率，无需压力稳定。它适合测量各种范围的渗透率，特别是低渗透样品。而且测量速度较快。CMS-300以波义尔定律，并结合先进的标定技术，测试岩芯孔隙度。对渗透率和孔隙度的测量，都可以在施加围压的条件下进行。
主要技术指标及参数：
型号版本：300型4.50版
自动化程度：计算机自动控制
岩样直径：1” /1.5"
岩样长度：3/4” – 3 1/8”
工作介质：氦气和氮气
孔隙度测量范围：0.01% - 40%
渗透率测量范围：0.00005mD - 15D
围压范围：500 - 9,800 psig
压力传感器测量范围： 0 - 10,000psig，
压力传感器精度 0.1% F.S.
装岩样数：1”直径岩样18个
主机与计算机通讯：2.0高速USB
界面：图形化界面 – 流程、在线帮助和故障诊断及维护
数字式游标卡尺自动测量录入岩心尺寸
配置直驱真空泵一台
配置不锈钢标定件一套
数据采集系统包括计算机、视窗XP专业版操作系统、1GB内存、120GB硬盘、带CD-ROM、
17寸液晶显示器、点阵行式和喷墨彩色打印机。
比莱石油
孔隙度和颗粒几何特征对岩石渗透率的影响
对于碎屑岩，在渗透率与颗粒大小之间（Schopper，1982）得到如下经验关系：
储层岩石物理学
式中：K为渗透率，md；d为颗粒平均直径，μm。
颗粒越细，孔隙通道的直径越小。如果把孔隙孔道想象为等直径的圆形直管，则渗透率与孔隙通道半径之间有下列理想关系（卡佳霍夫，1958）：
储层岩石物理学
式中φ为孔隙度。
如果在渗透率与孔隙度关系中考虑颗粒粗细的影响，则有如下的经验关系（曾文冲，1991）：
储层岩石物理学
式中：D1是和压实有关的系数；Md是粒度中值。
显然，颗粒越细，岩石的比面越大。如果仍把孔隙孔道想象为等直径的圆形直管，则渗透率与岩石比面之间有下列理想关系：
储层岩石物理学
式中S是以岩石体积为基础的比面。
Sen（1990）根据100块含泥质砂岩岩心的实验室分析数据得到如下关系：
储层岩石物理学
回归的相关系数达0.9。式中：m为阿奇公式中的胶结指数；K为渗透率，md；SD是以孔隙为基准定义的比面，μm－1。
孔隙空间几何特征既影响渗透率，同时也决定毛细管力。岩石微毛细管中束缚水的含量受毛细管力控制，在正常地层压力下束缚水不能被排除。因此，在微毛细管发育的低渗透率岩石中，束缚水饱和度Swi将增大。在这种认识的基础上，Wyllie等提出了一个一般形式的渗透率K与孔隙度φ和束缚水饱和度Swi的关系式：
储层岩石物理学
式中a、b、c是和孔隙结构有关的系数。针对不同岩心分析数据，不同研究人员得到一系列渗透率K与孔隙度φ和束缚水饱和度Swi的具体表达式：
储层岩石物理学
式中w是和阿奇公式中m与n有关的结构系数w≈m≈n。
曾文冲（1991）针对我国北方砂岩储层，对式（1－34）中的系数做了深入研究，得出a＝a0＋［a1/log（φ/A）］；b＝7.11；c＝－11/log（φ/A）。式中a0，a1和A与压实和胶结程度等有关，可按下列规则选取：高孔隙度（φ≥25％）疏松砂岩取a0＝3.8，a1＝0.2，A＝0.18；高孔隙度（φ≥25％）弱中等胶结砂岩取a0＝4.4，a1＝0.4，A＝0.114；孔隙度在20％～30％之间中等胶结砂岩取a0＝4.75，a1＝0.4，A＝0.1；孔隙度在15％～20％之间的胶结砂岩取a0＝4.95～5，a1＝0.4，A＝0.1。
图1－10 粒度中值一定时，分选系数与渗透率的关系（转引自何更生，1994）
岩石颗粒的分选程度对渗透率有明显的影响，图1－10是在粒度中值一定时，分选系数与渗透率的关系。图中是粒度分析时常用的粒径单位，它与以毫米为单位的颗粒直径D的关系为：＝－log2D。即等于颗粒直径D以2为底的对数的负值。
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