油水相对渗透率测定
稳态法
【实验目的】
（1）加深对相对渗透率概念的理解，掌握测定油水相对渗透率曲线的方法及数据处理方法。
（2）使学生综合运用已掌握的油藏物理实验基本知识，基本原理和实验技能，设计实验具体方案，独立完成实验并能够对实验结果进行分析。
【实验原理】
油水以一定的流速同时注入岩心，在岩心两端产生压差，当油水流速恒定以后，岩心中的油水饱和度不再变化，根据达西定律，计算某一饱和度下油水相的渗透率，改变油水流速比，可计算不同饱和度下油水相的渗透率。
稳态法测定油水相对渗透率是将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进口、出口压力及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度分布也已稳定，此时油、水在岩样孔隙内的分布是平衡的，岩样对油田水的有效渗透率值是常数。因此，可利用测定岩样进口、出口压力及油、水流量，由达西定律直接计算出岩样的油、水有效渗透率及相对渗透率值，用称重法或物质平衡法计算出岩样相应的平均饱和度值，改变油水注入流量比例，就可得到—系列不同含水饱和度时的油，水相对渗透率值，并可绘制岩样的油、水相对渗透率曲线
【实验装置】
油水相对渗透率测定仪
图5-1 稳定流油水相对渗透率实验流程示意图
1—过滤铭；2—储油罐；3—储水罐；4．—油泵；5—水泵；6—环压；7—岩心：8—压力传感器；9—计量分离器。
【实验步骤】
1、实验准备
（1）岩样的清洗
根据油藏的原始润湿性，选择清洗溶剂。如果油藏原始润湿性为水湿，则用苯加酒精清洗岩样；如果油藏原始润湿性为油湿，则用四氯化碳、高标号(120号)溶剂汽油清洗岩样。使用这些溶剂清洗后的岩样不用再恢复润湿性。
（2）实验用油水配制
实验用油采用精制油或用新鲜脱气原油加中性煤油配制的模拟油。对新鲜岩样采用精制油，对非新鲜岩样(恢复润湿性岩样)采用模拟油。
实验用的注入水或地层水(束缚水)均使用实际注入水、地层水或人工配制的注入水，地层水。
（3）岩心称干重，抽空饱和地层水，将饱和模拟地层水后的岩样称重，即可按下式求得有效孔隙体积和孔隙度。
w p m m V ρ0
1-=
100?=t p
V V φ
式中：0m ——干岩样质量，g ；1m ——岩样饱和模拟地层水后的质量，g ； w ρ——在测定温度下饱和岩样的模拟地层水的密度，g ／cm 3； p V ——岩样有效孔隙体积，cm 3； t V ——岩样总体积，cm 3； φ——岩样孔隙度，％。
岩样饱和程度的判定：判定方法是检查岩样抽空饱和是否严格符合要求，或按以下方法进行，即将岩样抽空饱和地层水后得到的有效孔隙度与气测孔隙度对比，二者数据应满足以下关系：
%1≤-g φφ
式中：g φ——气测孔隙度，％。
（4）建立束缚水饱和度
油驱水造束缚水，驱替10倍孔隙体积，记录驱出水量，测量油相渗透率。
束缚水饱和度按式(4-7)计算： 100?-=p wi
p wi V V V S
式中：wi S ——束缚水饱和度，％； wi V ——岩石内被驱出水的体积，cm 3。
（5）束缚水状态下的油相渗透率的测定。
新鲜岩样：
a ）将浸泡在原油中或煤油中的岩样在试验强度下恒温2h 并抽空1h 后．装入岩心兴持器中，并在试验温度下恒温4h 。
b ）用精制油驱替达10倍孔隙体积后，测油相有效渗透率。束缚水饱和度下的油相有效渗透率按下式计算：
()()
12110-?-=p p A L q K o o s o wi μ ()wi s o K ——束缚水饱和区条件下的油相有效渗透率，2m μ； o q ——油流量，mL ／s ；
o μ——实验温度下油的粘度，（） L ——岩样长度，cm, A ——岩样截面积，cm 2： 1p ——岩样进口压力，MPa ； 2p ——岩样出口压力，MPa 。
测定束缚水条件下的油相有效渗透率时，连续测定三次，束缚水时油相有效渗透率的相对误差小于3％。
非新鲜岩样：
a) 将建立了束缚水饱和度（或经过恢复润湿)的岩样装入岩心夹持器中用实验油驱替达10倍孔隙体积后，测油相有效渗透率。其计算公式和测量次数及偏差要求同新鲜岩样。
b) 将油、水按设定的比例注入岩样，等到流动稳定时记录岩样进口、出口压力和油、水流量，称量岩样质量(用称重法时)或计量油水分离器中的油、水量变化(用物质平衡法时)。
稳定的评判依据 ：a)在每一级油水流量比注人时，每一种液体至少应该注入岩样3倍孔隙体积；b)岩样两端的压差稳定。同时满足以上两个条件时判定为稳定。
c) 改变油水注入比例，重复步骤（2），直至结束试验。
在总速度不变的条件下，油水按照以下比例注入：
油 水
20 1
10 1
5 1
1 1
1 5
1 10
0 1
【数据处理】
1、岩心含水饱和度确定
a) 用称重法求含水饱和度
()1001?-*=-=o w p o
p i w V V m m S ρρρ
式中：w S ——岩样含水饱和度，％； i m ——任一刻的含油水岩样的质量，g ；
o ρ——在测定温度下模拟油的密度，g ／cm 3。
b) 用物质平衡法确定岩样含水饱和度
用此种方法确定岩样含水饱和度的前提是计量岩样进口、出口压力必须用精密的压力传感器，保证整个回路出口端计量油水较为准确。 100?-+=p
o i wi w V V V S S 式中：o V ——计量管中原始油的体积，cm 3； i V ——第i 种油水比下油水稳定后计量管内油的体积，cm 3； wi S ——束缚水饱和度，％。
2、油水相对渗透率计算
按式(4-11)～式(4-13)计算油、水相对渗透率
()
12110-?-=p p A L q K w w w μ ()
12110-?-=p p A L q K o o o μ ()wi S o w rw K K K =
式中：w q ——水流量，mL ／s ； o μ——在测定温度下油的粘度，mPa ·s ； w μ——在测定温度下水的粘度，mPa ·s ； w K ——水相有效渗透率，μm 2； rw K ——水相相对渗透率； o K ——油相有效渗透率，μm 2 ；ro K ——油相相对渗透率。
油水相对渗透率测定 稳态法 【实验目的】 （1）加深对相对渗透率概念的理解，掌握测定油水相对渗透率曲线的方法及数据处理方法。 （2）使学生综合运用已掌握的油藏物理实验基本知识，基本原理和实验技能，设计实验具体方案，独立完成实验并能够对实验结果进行分析。 【实验原理】 油水以一定的流速同时注入岩心，在岩心两端产生压差，当油水流速恒定以后，岩心中的油水饱和度不再变化，根据达西定律，计算某一饱和度下油水相的渗透率，改变油水流速比，可计算不同饱和度下油水相的渗透率。 稳态法测定油水相对渗透率是将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进口、出口压力及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度分布也已稳定，此时油、水在岩样孔隙内的分布是平衡的，岩样对油田水的有效渗透率值是常数。因此，可利用测定岩样进口、出口压力及油、水流量，由达西定律直接计算出岩样的油、水有效渗透率及相对渗透率值，用称重法或物质平衡法计算出岩样相应的平均饱和度值，改变油水注入流量比例，就可得到—系列不同含水饱和度时的油，水相对渗透率值，并可绘制岩样的油、水相对渗透率曲线 【实验装置】 油水相对渗透率测定仪 图5-1 稳定流油水相对渗透率实验流程示意图 1—过滤铭；2—储油罐；3—储水罐；4．—油泵；5—水泵；6—环压；7—岩心：8—压力传感器； 9—计量分离器。
【实验步骤】 1、实验准备 （1）岩样的清洗 根据油藏的原始润湿性，选择清洗溶剂。如果油藏原始润湿性为水湿，则用苯加酒精清洗岩样；如果油藏原始润湿性为油湿，则用四氯化碳、高标号(120号)溶剂汽油清洗岩样。使用这些溶剂清洗后的岩样不用再恢复润湿性。 （2）实验用油水配制 实验用油采用精制油或用新鲜脱气原油加中性煤油配制的模拟油。对新鲜岩样采用精制油，对非新鲜岩样(恢复润湿性岩样)采用模拟油。 实验用的注入水或地层水(束缚水)均使用实际注入水、地层水或人工配制的注入水，地层水。 （3）岩心称干重，抽空饱和地层水，将饱和模拟地层水后的岩样称重，即可按下式求得有效孔隙体积和孔隙度。 w p m m V ρ0 1-= 100?=t p V V φ 式中：0m ——干岩样质量，g ；1m ——岩样饱和模拟地层水后的质量，g ； w ρ——在测定温度下饱和岩样的模拟地层水的密度，g ／cm 3； p V ——岩样有效孔隙体积，cm 3； t V ——岩样总体积，cm 3； φ——岩样孔隙度，％。 岩样饱和程度的判定：判定方法是检查岩样抽空饱和是否严格符合要求，或按以下方法进行，即将岩样抽空饱和地层水后得到的有效孔隙度与气测孔隙度对比，二者数据应满足以下关系： %1≤-g φφ 式中：g φ——气测孔隙度，％。 （4）建立束缚水饱和度 油驱水造束缚水，驱替10倍孔隙体积，记录驱出水量，测量油相渗透率。
膜孔隙率的几种常用测试方法 在薄膜、中空纤维膜等膜材料的应用与研究中，孔隙率是一项常用的重要指标。孔隙率一般被定义为多孔膜中，孔隙的体积占膜的表观体积的百分数，即：ε=V 孔/V 膜外观。 孔隙是流体的输送通道，这里的“孔隙”准确的说应该指“通孔孔隙”。通常研究人员希望采用此参数来评价膜的过滤性能、渗透性能和分离能力。但由于定义以及测试方法限制等原因，造成目前大家经常看到的和并被普遍应用的“孔隙率”这个参数中的“孔隙”，并非指的是“通孔孔隙”，所以，这种定义的孔隙率，与膜的过滤性能、渗透性能、分离能力并不构成正相关性。也就是说，孔隙率大的，过滤性能并不一定好；渗透率为零，孔隙率不一定为零。 对于泡压法原理的贝士德仪器膜孔径分析仪，如果膜上的孔非理想的圆柱形孔，其实是不能用来分析孔隙率的，因为该原理的仪器测试出来的孔径分布是通孔孔喉的尺寸信息。用通孔孔喉尺寸计算得到孔面积，从而依据ε=V 孔/V 膜外观=S 孔/S 膜外观来计算出的孔隙率，这个值在实际中会远小于目前常用方法所 得到的孔隙率。只有当该膜的孔为理想的圆柱孔时，即孔喉和孔口的尺寸相同且无其它凸凹、缝隙结构时，由通孔孔喉尺寸得到的孔隙率才与目前常用方法得到的孔隙率接近（这种情况在实际中几乎不存在）。 下面列举膜孔隙率的几个常用测试方法： 方法一：称重法（湿法、浸液法） 原理：根据膜浸湿某种合适液体（如水等）的前后重量变化，来确定该膜的孔隙体积V 孔；该膜的骨架 体积V 膜骨架可以通过膜原材料密度和干膜重量获得；则该膜的孔隙率： ε=V 孔/V 膜外观=V 孔/(V 孔＋V 膜骨架) 方法二：密度法（干法、体积法） 原理：见如下公式推导，所以，只需要膜原材料的密度ρ膜材料和膜的表观密度ρ膜表观，就可计算得到孔 隙率ε。其中表观密度ρ膜表观可由外观体积和质量获得。 ε=V 孔/V 膜外观=(V 膜外观－V 膜骨架)/V 膜外观＝（ρ膜表观－ρ膜材料）/ρ膜表观 方法三：气体吸附法 原理：根据低温氮吸附获得孔体积，从而得到孔隙率。该方法只能获得200nm 以下尺寸孔结构的孔体积，无法表征200nm 以上孔的信息，对于大量滤膜不适用。 方法四：压汞法 原理：根据压汞法原理，利用压力将汞压入膜的各种结构的“孔隙”中，根据注入汞的压力、体积来获得膜的孔隙体积及尺寸数据；该方法的缺点是将汞压入微孔需要的压力较大，该方法更适合于分析刚性材料，对于大多数膜材料为弹性材料，在注入汞的过程中容易发生变形或“塌陷”，从而产生较大误差。 3H-2000PB 贝士德仪器泡压法滤膜孔径分析仪，其基本原理为气液排驱技术（泡压法）：给膜两侧施加压力差，克服膜孔道内的浸润液的表面张力，驱动浸润液通过孔道，依此获得膜类材料的通孔孔喉的孔径数据，同时该方法也是ASTM 薄膜测定的标准方法。 以上四种膜孔隙率的常用测试方法，所获得孔隙率数据中的“孔隙”都不是“通孔孔隙”，更不是“通孔孔喉孔隙”；若不是“通孔孔隙”，那么，这个“孔隙率”就无法达到研究人员所希望的评价过滤性能、渗透性能和分离能力的目的。举例说明：A 膜通孔为零，表面“凸凹、闭孔、盲孔”等结构形成的孔隙率为40%；B 膜孔隙率为20%且有通孔；那么，我们并不能依据该孔隙率数据对该两种膜的过滤性能做出比较。这点在研究和应用中是需要注意。
图片简介: 本技术介绍了一种测试气水相对渗透率曲线的系统及方法，系统包括岩心夹持器，岩心夹持器的围压出口端到围压入口端之间串联第一回压阀、工质瓶、循环泵、加热器，岩心夹持器的入口端设置一号并联管线、二号并联管线、三号并联管线，一号并联管线连接中间容器、恒速恒压泵，二号并联管线连接加湿器、稳压器、减压阀、气瓶；三号并联管线设放空阀；岩心夹持器的出口端设第一并联管线、第二并联管线，第一并联管线连真空泵，第二并联管线连第二回压阀、计量装置。方法包括：S1、准备；S2、岩心饱和地层水；S3、岩心束缚水状态下气相有效渗透率测定；S4、气水相对渗透率测定；S5、岩心残余气状态下水相有效渗透率测定；S6、气水相对渗透率曲线绘制。 技术要求 1.一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，包括岩心夹持器、核磁共振装置，所述核磁共振装置用于检测岩心夹持器内的岩心，所述岩心夹持器具有入口端、出 口端、围压入口端、围压出口端，所述岩心夹持器的入口端、出口端均设有阀门，常态下，所述岩心夹持器入口端、出口端的阀门处于关闭状态，其特征在于： 所述岩心夹持器的围压出口端到围压入口端之间依次串联第一回压阀、工质瓶、循环 泵、加热器，并形成环路，所述第一回压阀连接用于控制第一回压阀压力的第一回压 泵，所述工质瓶内装有用于核磁共振驱替实验中施加围压的液体工质；
所述岩心夹持器的入口端设置一号并联管线、二号并联管线、三号并联管线，所述一号并联管线依次连接有中间容器、恒速恒压泵，所述中间容器中装有实验地层水；所述二号并联管线依次连接有加湿器、稳压器、减压阀、气瓶；所述三号并联管线设置放空阀； 所述岩心夹持器的出口端设置第一并联管线、第二并联管线，所述第一并联管线连接真空泵，所述第二并联管线依次连接第二回压阀、用于计量液体的计量装置，所述计量装置连接有气体流量计，所述第二回压阀连接用于控制第二回压阀压力的第二回压泵。2.根据权利要求1所述的一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，其特征在于，还包括计算机控制终端，所述计算机控制终端与核磁共振装置、恒速恒压泵、循环泵、加热器、第一回压泵、第二回压泵、计量装置连接。 3.根据权利要求1所述的一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，其特征在于，所述中间容器中的实验地层水根据实际气藏实验地层水矿物组分配置。 4.一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的方法，其特征在于，包括权利要求1-3任一所述的一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，方法包括以下步骤： S1、实验准备 S2、岩心饱和实验地层水 S21、将岩心装入岩心夹持器，启动循环泵、加热器和第一回压泵，设置循环泵驱替压力、第一回压阀压力和加热器温度，循环泵的驱替压力略高于回压阀压力，建立测试所需的温度压力条件； S22、打开放空阀，启动恒速恒压泵恒压驱替，驱替压力低于围压，用实验地层水排空恒速恒压泵出口端管线中的空气，然后关闭放空阀，使恒速恒压泵出口端管线流体压力达到恒速恒压泵的驱替压力后，关闭恒速恒压泵； S23、打开岩心夹持器出口端的阀门，启动真空泵，将岩心抽真空，然后关闭出口端阀门，关闭真空泵；
土粒密度的测定（比重瓶法） 严格而言，土粒密度应称为土壤固相密度或土粒平均密度，用符号ρs 表示。其含义是： s s s V m = ρ 绝大多数矿质土壤的ρs 在 2.6g·cm -3～2.7 g·cm -3之间，常规工作中多取平均值 2.65 g·cm -3。这一数值很接近砂质土壤中存在量丰富的石英的密度，各种铝硅酸盐粘粒矿物的密度也与此相近。土壤中氧化铁和各种重矿物含量多时则ρs 增高，有机质含量高时则ρs 降低。 文献中传统常用比重一词表示ρs ，其准确含义是指土粒的密度与标准大气压下4℃时水的密度之比又叫相对密度（（d s =ρs ·ρw -1）。一般情况下，水的密度取1.0 g·cm -3，故比重在数值上与土粒密度ρs 相等，但量纲不同，现比重一词已废止。 测定原理 将已知质量的土样放入水中（或其他液体），排尽空气，求出由土壤置换出的液体的体积。以烘干土质量（105℃）除以求得的土壤固相体积，即得土粒密度。 仪器和设备 天平（感量0.001g ）；比重瓶（容积50mL ）；电热板；真空干燥器；真空泵；烘箱。 操作步骤 1、称取通过2mm 筛孔的风干土样约10g （精确至0.001g ），倾入50mL 的比重瓶内。另称10.0g 土样测定吸湿水含量，由此可求出倾入比重瓶内的烘干土样重m s 。 2、向装有土样的比重瓶中加入蒸馏水，至瓶内容积约一半处，然后徐徐摇动比重瓶，驱逐土壤中的空气，使土样充分湿润，与水均匀混合。 3、将比重瓶放于砂盘，在电热板上加热，保持沸腾1h 。煮沸过程中经常要摇动比重瓶，驱逐土壤中的空气，使土样和水充分接触混合。注意，煮沸时温度不可过高，否则易造成土液溅出。 4、从砂盘上取下比重瓶，稍冷却，再把预先煮沸排除空气的蒸馏水加入比重瓶，至比重瓶水面略低于瓶颈为止。待比重瓶内悬液澄清且温度稳定后，加满已经煮沸排除空气并冷却的蒸馏水。然后塞好瓶塞，使多余的水自瓶塞毛细管中溢出，用滤纸擦干后称重（精确到0.001g ），同时用温度计测定瓶内的水温t 1（准确到0.1℃），求得m bws1。 5、将比重瓶中的土液倾出，洗净比重瓶，注满冷却的无气水，测量瓶内水温t 2。加水至瓶口，塞上毛细管塞，擦干瓶外壁，称取t 2时的瓶、水合重（m bw2）。若每个比重瓶事先都经过校正，在测定时可省去此步骤，直接由t 1在比重瓶的校正曲线上求得t 1时这个比重瓶的瓶、水合重m bw1，否则要根据m bw2计算m bw1。 6、含可溶性盐及活性胶体较多的土样，须用惰性液体（如煤油、石油）代替蒸馏水，用真空抽气法排除土样中的空气。抽气时间不得少于0.5h ，并经常援动比重瓶，直至无气泡逸出为止。停止抽气后仍需在干燥器中静置15min 以上。 7、真空抽气也可代替煮沸法排除土壤中的空气，并且可以避免在煮沸过程中由于土液
目录 前言 (1) 第1章孔隙度和渗透率的测量原理 (2) 1.1孔隙度的概念 (2) 1.2孔隙度的基本类型及关系 (3) 1.3渗透率的基本概念 (4) 1.4达西直线渗流定律 (7) 第2章岩心的预处理及处理规则 (9) 2.1岩心的预处理流程 (9) 2.2岩心的处理规则 (9) 第3章孔隙度和渗透率的实验室测量 (12) 3.1实验仪器简介 (12) 3.2实验软件操作步骤说明 (15) 第4章孔渗数据表及其高温覆压下的变化曲线 (24)
前言 目前，油田勘探开发技术围绕着提高油田综合采收率这个目标不断发展。提高采收率所面临的最重要的挑战之一就是提高油藏描述水平, 建立精细地质模型,精确认识油气在地层的分布特征，而岩石的孔隙度和渗透率是岩石最重要的物性参数，它们的测量和解释是油藏描述的关键。 孔隙度和渗透率是描述储集层特征最常用也是最重要的两个参数，它们和储层所含流体数量及流体流动能力有关。地球物理人员的主要任务，就是利用各种测井方法发现油气资源，并且帮助采油工程师最大限度地把油气开采出来。当前油气勘探开发不断向低孔、低渗、薄互层和深、浅层方向发展，勘探工作的难度越来越大，对我们地球物理工作者的要求也越来越高，岩石物理参数的测量研究，是各种测井方法和解释方法的基础，它是改进现有的勘探方法，发展新的测井方法，构思新的测井仪器和提出完善、合理的解释模型，综合利用测井资料、地质资料的重要依据。 一般岩石孔隙度和渗透率测量是在常温常压下完成的，但这并不能代表油藏储层物性的真实特征。温度和压力的环境因素对岩石孔、渗的测定有着重要的影响。测井所获得是在地层条件下的物性参数，为了在地面上测得的参数能够真实反映原始地层的情况，这就要求我们在实验室内模拟一定压力和温度，形成类似井下真实的环境，才能比较真实的反映地层情况。另外在测量前，岩石的制备工作，如取心尺寸的选择、烘干、饱和、加温、加压等每一道工序，都要特别谨慎，不能破坏岩心原始状态的结构本项目就是利用实验室的相应仪器模拟地下温度压力条件，完成在高温覆压情况下测量岩心孔隙度和渗透率，并分析岩心孔渗参数随温度、压力的变化规律，为油田储集层解释提供参考的依据，提高解释复合率。
第四节储层岩75中的想对滲透率 ? *-*相对冰遑率和流夂比 ? k 有败渗it 率：务多相渝体拱存对，岩石对其中 备一相浇体的通2L 能力。 例： 70%的饱和盐於，r 水的枯度为icp), 30%的饱和油， C 油的粘度为3cp), △ p=2at ,Qw=0.3cmVs,Qo=0.02cmVs, 计#水的有效券遗率Kw,油的有欢涣it 率Ko 心==0.225(“制 Ko + Kw =0.27 ( pm2 ) < K 绘=0.375 ( pm^ ) -两相渗透率之和小于绝对渗透率 ?这是为什么老？ ? (})站水同对浇动对，诂水发生干扰。 ? r2)毛管阻力对凑it 卑的彩响。 -(3) t?Ao ? (4)静止從滝或球泡所，生的附加阻力。 宿对海車 A=2cm* -解: 心=塔存° (血)
- 走义：多向流体共存肘，每一相流体的有效湊透率与一个基准渗选率的比值 K,,=KJK J=KJK Kro+Krw <100 % 3、渝度与渝盛比 水的流度一_ Kw Av = Av ?流度比： M=^ 几o Qw 二KwAAP/“詁a K/AP/“昇_ Kw / /Av K o / Po
二相对渗透率曲线 Jt 乂：相对凑it 率与他和废之同的关**筑，森％ 三相对渗透率的影响因素 ? 1?彩石孔僚轴构的彩响 K“S 」4?M \Kn> K“SM JW O d 2 4^?w ? Km 100 ES 3- -31 ? a ■ W 64 co 8C % JU5 (b> 孔 W 人小以MA 通性好杯対矽好曲水*曲谗彫和 K,w Sw %
5 图 3-90嵐水&密石油水相対*遗特(￡ 2?君石湄邊性的影响 ① *木岩石： 普券点含水他和度丸 于 50%； ② 富诂岩石： 等凑点舍水他和废小 于 50%。 St 按雜角增如，诂 相相对込卑很次酷低， 水^肩对*込*碱^次升 嵩。 AM 傀 O' 4T" 90 ' Bft* ITO" 湘耳^?.点Hfit ?请車(孔隙度测定
一.孔隙度定义： 岩石的总体积V b ，是由孔隙的体积V p 及固体颗粒体积（基质体积）V s 两部分组成。孔隙度（?）是指岩石中孔隙体积V p 与岩石总体积V b 的比值。表达式为 ?=V p V b ×100% 它是说明储集层储集能力的相对大小的基本参数。 二.孔隙度的分类 1.岩石的绝对孔隙度（?a ） 岩石的绝对孔隙度（?a ）指掩饰的总孔隙体积（V a ）与岩石外表体积（V b ）之比，即 ?a =V a V b ×100% 2.岩石的有效孔隙度（?e ） 有效孔隙度是指岩石中有效孔隙的体积（V e ）与岩石外表体积（V b ）之比，即： ?e =V e V b ×100% 计算储量和评价油气层特性时一般之有效孔隙度。 3.岩石的流动孔隙度（?f ） 微毛细管孔隙虽然彼此连通，但未必都能让流体流过。例如对于喉道半径极小的孔隙来说，通常的开采压差难以使流体流过；亲水岩石孔壁表面附着的水膜使得孔隙通道大大缩小。所以流动孔隙度是指含油岩石中，可流动的孔隙体积（V f ）与岩石外表体积（V b ）之比，即： ?f =V f b ×100% 流动孔隙度与有效孔隙度不同，它既排除了死孔隙，又排除了微毛细管孔隙体积。流动孔隙度不是一个定值，它随地层中的压力梯度和液体的物理化学性质而变化。在油气田开发中，流动孔隙度具有一定的实用价值。 三者的关系为：绝对孔隙度>有效孔隙度>流动孔隙度 三.孔隙度分级标准 四.双重介质岩石空孔隙度 双重孔隙介质储层具有两种孔隙系统。第一类是岩石颗粒之间的孔隙空间构成的粒间孔隙构成的孔隙度，称为原生孔隙度；第二类是裂缝和空洞的空隙空间形成的系统构成的孔隙度，称为次生孔隙度。 总孔隙度?t 、裂缝孔隙度?f 和岩石原生孔隙度?p 之间有如下关系： ?p =?p +?f
材料密度、吸水率及气孔率的测定 一．目的 在无机非金属材料中，，有的材料内部是有气孔的，这些气孔对材料的性能和质量有重要的影响。 材料的体积密度是材料最基本的属性之一，它是鉴定矿物的重要依据，也是进行其它许多物性测试如颗粒粒径测试的基础数据。材料的吸水率、气孔率是材料结构特征的标志。在材料研究中，吸水率、气孔率的测定是对制品质量进行检定的最常用的方法之一。在这些材料的生产中，测定这三个指标对生产控制有重要意义。 本实验的目的： 1．了解体积密度、气孔率等概念的物理意义； 2．掌握体积密度、气孔率的测定原理和测定方法； 3．了解体积密度、气孔率测试中误差产生的原因及防止方法， 二．原理 密度的物理意义是指单位体积物质的质量。 颗粒密度和材料吸水率、气孔率的测定都是基于阿基米德原理。将粉末浸入可润湿粉体的液体中，抽真空排除气泡，计算颗粒排除液体的体积。便可计算出颗粒的密度。当颗粒的闭气孔全部被破坏时，所测密度即为颗粒的真密度，否则为颗粒的有效密度。与此类以，可以将块体材料视为大的“颗粒”，采用类似颗粒测试的方法测定材料的吸水率、气孔率。 粉体材料的密度，可以分为颗粒的真密度，有效密度，松装密度和振实密度。测定颗粒的真密度必须采用无孔材料，一般情况下，颗粒的密度指的是颗粒的有效密度。 无机非金属材料难免含有各种类型的气孔。块体材料如水泥、陶瓷等制品，含有部分大小不同，形状各异的气孔。浸渍时能被液体填充或与大气相通的气孔称为开口气孔；不能被液体填充或不与大气相通的气孔称为闭口气孔。块体材料中固体材料的体积、开口及闭口气孔的体积之和称为总体积。材料所有开口气孔的体积与其总体积之比称为开口气孔率或显气孔率；材料所有闭口气孔的体积与材料总体积之比称为闭口气孔率；材料所有气孔的体积（开
4.3孔隙率检测 孔隙率是指土中孔隙的体积与土的总体积之比，以百分数表示。孔隙率越大，表示土的密实度越小，孔隙率越小，表示土的密实度越大。因此，孔隙率可以作为路基压实质量的一个控制指标。特别是对于级配碎石等粗颗粒填料来说，最大干密度难于测得，难于测准，用压实系数不易控制施工质量，用孔隙率则能较好的控制施工质量。 表4.3-1 级配砂砾石基床表层压实标准 表4.3-2 级配碎石基床表层厚度及压实标准 表4.3-3 基床底层技术标准 表4.3-4 路堤填料及压实标准 我国铁路设计和施工规范，第一次采用孔隙率标准是在秦沈客运专线上，具体指标是按日本标准确定的。见表4.3-1、表4.3-2、表4.3-3、表4.3-4。 根据孔隙率的定义，孔隙率计算公式如下： n=（1－ρd/G S）×100 （4.3-1） 式中 n——孔隙率（%）
ρd——填料干密度（g/cm3） G S——颗粒视密度 但是，铁道建筑研究设计院在秦沈客运专线上对用上述公式测算的孔隙率（n）与压实系数（K）和地基系数（K30）进行了一系列的对比试验却表明，当压实系数（K）和地基系数（K30）达到设计规范标准时，孔隙率（n）却很难达到，三者不匹配。原因在于压实的过程只是使填料单个颗粒互相接近，减少颗粒与颗粒间的空隙，而不能使单个颗粒内部的孔隙和颗粒细微裂隙减少。因此，在测算填料的孔隙率时，不能采用填料颗粒视密度，而应采用填料颗粒毛体积密度。对比试验表明，采用颗粒毛体积密度计算孔隙率后，与压实系数、地基系数三者之间较为匹配。计算公式如下： n=（1－ρd/G m）×100 （4.3-2） 式中 n——孔隙率（%） ρd——填料干密度（g/cm3） G m——颗粒毛体积密度（g/cm3） 颗粒毛体积密度的试验计算方法见第二章第1节颗粒密度试验。 填料干密度的试验计算方法见本章第2节。
在高于饱和压力采油的情况下，一般可以把油井产纯油时的有效渗透率近似是地当作绝对渗透 近似值。 当本井开始产水以前，根据指示曲线，以及采油指数与油层流动系数的经验关系，假定井底为完善的，可以大致地估算本井的油层流动系数如下： 流动系数（KH/U）=产油指数（J）/5；井的产能为KH 有效渗透率（K）=KH/H 则任一时间的油、水相对渗透率可以通过产油和产水指数计算如下： 油的相对渗透率--------K0/K=当时的产油指数/见水前的产油指数； 水的相对渗透率-------KW/K=当时的产水指数/见水前的产油指数×水的粘度/油的粘度 多层迭加的似相对渗透率曲线中水相相对渗透率曲线向上弓的，而单层与之相反。 注水条件下油水同层生产井的产状分析： 以面积注水试验井组为例说明在人式注水采油时，如何在开采初期利用生产资料确定本井的油层相对渗透率曲线，并进一步用它来预测未来的油井产状。 采出程度=-（S W-S WO）/（1-S WO）；含油饱和度S O=1-S W。 不同时间井底完善系数和完善程度的估算： 井底完善系数是指生产压差和压力恢复曲线代表斜率的比值。 ΔP/I=（油层静压井底流压）/（压力恢复曲线的斜率） 理论和实践证明：在一般正规井网情况下，完善井的完善系数约为7左右。完善程度是另一种用来表现井底完善程度的概念。它代表的是理想井完善系数和实际完善系数的比值。如果井底是完善的，则完善程度等于1。大于1是超完善；小于1则是不完善。 各阶段有效渗透率和相对渗透率的估算： 以无水采油期的油相渗透率为基准渗透率（以压力恢复曲线为资料） 等到油井开始产水后，根据油、水产量分别计算油、水两相的流动系数、流度、有效渗透率和相对渗透率。 模拟相对渗透率曲线的绘制 1、油、水相渗透率随油、水饱和度变化的数据表 首先算出每次测压力恢复曲线时本井供油面积内的油、水饱和度（S0和Sw）的近似值。这一数据是根据每次测压时井的供油面积内的原油采出程度（R）和假设的原始含水饱和度（Swo）估算出来的。计算公式如下：
第6章 相对渗透率的相关关系 6.1 前言 相相对渗透率和残余油饱和度在界面张力上的相互关系在实验中已经经历了长时间的观察（Moore 和 Slobod ，1956；Pirson,1958;Mungan,1966;Wagner 和Leach,1966;Lefebvre du Prey 等等1968）。Bardon 和Longeron 在试验中证实了界面张力对气油两相系统较强的影响。他们处理不稳定状态下的测量是通过将界面张力从0.0014mN/m 到12.7mM/m 之间进行。他们的研究以及Asar 和Handy(1988),Hanif 和Ali(1990)，Gravier 等（1993），Danesh 等都强调相对渗透率和临界凝析油饱和度的值在界面张力特别是在较低的界面张力条件下是相互依赖的。一些研究者试图去定义临界界面张力的值（界面张力的值低于这些不能被忽略的依赖关系的值）。不同的作者对临界界面张力给出了不同的值，因为该值依赖于其他的因素，在本文中主要是流动体系的属性。 对气油或油水相对渗透率作为界面张力的函数已经进行了大量的研究。这些相互的关系通过界面张力或其他的与无因此量的毛管数来直接表达。毛管数代表了在粘度和毛管力之间的比值；然而它是以粘度的形式来表述的，下式是最通用的格式： σ μνg g c N = （6.1） 其中，g ν：气相的孔隙速度，定义如下： ()wi g g S A q -=1φν （6.2） g μ：气体的粘度。σ：气油间的界面张力。 最早试图分析气油相对渗透率和界面张力的关系的是Coats(1980)。Coats ’的相关式是建立在这些因素的基础上的，包括近临界点，在两相界面间张力趋于0，残余饱和度递减至0，以及相对渗透率曲线必须成直线关系等因素。并且，他的相关式是对所观察的形态的直观的处理并且它不是建立在任何理论和试验结果基础上的。 ()()[]{}g ng g rgcw rg s f s f k k σσ-+=1 （6.3） ()()[]o no o ro s f s f k σσ-+=1 （6.4） 其中 * * 1gr wir g g s s s s s gr ---= （6.5） **1or wir or o o s s s s s ---= （6.6）
一.孔隙度定义： 岩石的总体积V b，是由孔隙的体积V p及固体颗粒体积（基质体积）V s两部分组成。孔隙度（?）是指岩石中孔隙体积V p与岩石总体积V b的比值。表达式为 ?=V p V b ×100% 它是说明储集层储集能力的相对大小的基本参数。 二.孔隙度的分类 1.岩石的绝对孔隙度（?a） 岩石的绝对孔隙度（?a）指掩饰的总孔隙体积（V a）与岩石外表体积（V b）之比，即 ?a=V a V b ×100% 2.岩石的有效孔隙度（?e） 有效孔隙度是指岩石中有效孔隙的体积（V e）与岩石外表体积（V b）之比，即： ?e=V e V b ×100% 计算储量和评价油气层特性时一般之有效孔隙度。 3.岩石的流动孔隙度（?f）
微毛细管孔隙虽然彼此连通，但未必都能让流体流过。例如对于喉道半径极小的孔隙来说，通常的开采压差难以使流体流过；亲水岩石孔壁表面附着的水膜使得孔隙通道大大缩小。所以流动孔隙度是指含油岩石中，可流动的孔隙体积（V f）与岩石外表体积（V b）之比，即： ×100% ?f=V f V b 流动孔隙度与有效孔隙度不同，它既排除了死孔隙，又排除了微毛细管孔隙体积。流动孔隙度不是一个定值，它随地层中的压力梯度和液体的物理化学性质而变化。在油气田开发中，流动孔隙度具有一定的实用价值。 三者的关系为：绝对孔隙度>有效孔隙度>流动孔隙度 三.孔隙度分级标准 四.双重介质岩石空孔隙度 双重孔隙介质储层具有两种孔隙系统。第一类是岩石颗粒之间的孔隙空间构成的粒间孔隙构成的孔隙度，称为原生孔隙度；第二类是裂缝和空洞的空隙空间形成的系统构成的孔隙度，称为次生孔隙度。 总孔隙度?t、裂缝孔隙度?f和岩石原生孔隙度?p之间有如下关系： ?p=?p+?f 式中?f=裂缝空隙体积/岩石总体积 ?p=基质孔隙体积/岩石总体积 五.孔隙度的影响因素 A 颗粒的排列方式：等径颗粒理想排列的孔隙度计算公式：
一、概述 ******有限公司拟对****尾矿库工程初期坝堆石工程采用附近采区排岩场地的碎石进行堆石筑坝，委托我公司对该工程孔隙率进行检测。 二、工程概况 **********尾矿库初期坝堆石工程采用附近采区排岩场地的碎石为材料，对坝体标高677.50米至709.60米进行堆石筑坝。堆石高度32.10米。 三、任务要求 主要对初期坝堆石孔隙率进行检测，检测孔隙率实测值是否满足设计要求，是否满足国家规程、规范要求，为尾矿库技改工程整体验收提供真实、可靠的技术参数。 四、检测依据 ①、检测合同； ②、《岩土工程勘察规范》GB50021-2001（2009版）； ③、《尾矿库安全技术规程》AQ2006-2005； ④、《尾矿设施施工及验收规范》（YS54718-95）； ⑤、《建筑地基基础工程质量验收规范》（GB50202-2002）； ⑥、《土工试验方法标准》（GB/T50123-1999）。 五、技术要求 根据《岩土工程勘察规范》GB50021-2001（2009版）及相应规程规范要求，经与建设单位、设计单位、监理单位共同协商，并根据该工程具体情况，共布置检测点325个（其中：8个检测点孔隙率数据结果在31.6 %～33.1 %之间。大于30%，不符合设计要求，现场要求施工单位对该检测点重新碾压
后进行补测，检测结果均已合格）。本着客观、准确、真实、全面的原则，由建设单位及监理单位现场随机抽取检测点，从高程677.50米开始～高程709.60米结束。高程677.50～681.7米每增高0.50～0.80米高程抽取5个检测点进行检测，高程682.50～700.00米每增高0.60～0.80米高程抽取9个检测点进行检测，高程700.80～704.80米每增高0.80米高程抽取6个检测点进行检测，高程705.6～709.60米每增高0.80米高程抽取5个检测点进行检测。 六、检测进程 2012年12月22日开始至2014年01月10日结束 七、检测方法 孔隙率检测采用现场灌水法。 7.1、孔隙率的物理意义 孔隙率n=V V∕V=土中孔隙体积∕土的总体积 7.2、本实验所用主要仪器设备 标准量杯：1L、2L、5L； 台秤：称量50公斤，最小分度值10g； 储水桶：直径均匀，附有刻度及出水管； 量尺：国家标准钢尺 水平尺：国家标准 铁环：直径1.1285m,圆度均匀，铁环自身直径均匀，且在同一平面。 塑料薄膜：软薄膜易于铺设，且要结实不易划碎。 7.3、现场操作步骤
油水相对渗透率曲线应用 油水两相相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映，也是油水两相在渗流过程中，必须遵循的基本规律。它在油田开发方案编制、油田开发专题研究、油藏数值模拟等方面得到了广泛应用。因此，对油田开发来说，油水两相相对渗透率曲线既是一个重要的基础理论问题，也是一个广泛性的应用问题。以下部分主要介绍油水相对渗透率的有关概念及其在实际工作中的应用。 一、油水两相渗流的基本原理 天然或注水开发的油藏，正常情况下从水区到油区的油层中，其原始的油水饱和度是逐渐变化的，在水区与油区之间有一个油水过渡带。生产过程中，当水渗入油区驱替原油时，由于油水流体性质的差异，如油水粘度差、密度差、毛细管现象及岩石的非均质等,使得水驱时水不可能将流过之岩石的可动油部分全部洗净，形成了油水两相区。在驱替过程中，此两相区不断向生产井推进，当生产井见水后，很长时间内油水同时开采；水驱油试验过程中，出口端见水以后，也是长时间的油水同出。从整个水驱油的过程可以看出，水驱油的过程为非活塞过程，油水前缘推进过程相当于一个漏的活塞冲程。 二、油水两相相对渗透率曲线 【定义】在实验室中，用水驱替原油作出的油相和水相相对渗透率与含水饱和度的关 系曲线，称为油水两相相对渗透率曲线。随着含水饱和度s w 的增加，油相相对渗透率k ro 减小，水相相对渗透率k rw 增大。 【说明】1、油水两相相对渗透率曲线共有五个特征点(如图2-1-1)： S wi：束缚水饱和度。它对应着最大含油饱和度S oi，即原始含油饱和度，S oi=1-S wi； S or ：残余油饱和度。它对应着最大含水饱和度S wmax，S wmax=1-S or； K romax ：束缚水条件下的油相相对渗透率(最大)； K rwmax ：残余油条件下的水相相对渗透率(最大)； 等渗点：油相与水相相对渗透率曲线的交点。 2、油水两相渗流区的含油饱和度变化为ΔS o=1-S wi-S or=S oi-S or。ΔSo愈大，说明岩样的水驱油效果愈好，其最终采收率也愈高。 3、无论油相还是水相都存在一个刚刚能开始流动时的最低饱和度(也称平衡饱和度)，当含水饱和度小于最低饱和度时，则不能流动。一般情况下亲水岩石的束缚水饱和度大于残余油饱和度。
土壤的孔隙度试验方法: 分别选择土壤为沙土、壤土和黏土的田地各100m2进行田间持水量试样,把100m2等分两块,一块用1.3kg的液体肥与水一起冲施,一块用水灌溉。一周后,同时在施肥田地与不施肥的田地采取土壤并编上编号作试验。试验步骤如下: 1、孔隙度,%=(1-土壤容重/土壤比重*100 2、土壤容重的测定 先用铁铲刨平耕层的土面,将环刀托套在环刀无刃的一端,环刀刃朝下,用力均衡地压环刀托把,将环刀垂直压入土中。如土壤较硬,环刀不易插入土中时,可用土锤轻轻敲打环刀托把,待整个环刀全部压入土中,且土面即将触及环刀托的顶部(可由环刀托盖上之小孔窥见时,停止下压。用铁铲把环刀周围土壤挖去,在环刀下方切断,并使其下方留有一些多余的土壤。取出环刀。将其翻转过来,刃口朝上,用削土刀迅速刮去黏附在环刀外壁上的土壤,然后从边缘向中部用削土刀削平土面,使之与刃口齐平。盖上环刀顶盖,再次翻转环刀,使已盖上顶盖的刃口一端朝下,取下环刀托。同样削平无刃口端的土面并盖好底盖。将装有土样的环刀迅速装入木箱带回室内,在天平上称取环刀及湿土质量,将称重后的环刀和土壤在105℃烘箱中烘至恒重,称量。 计算:土壤容重,g/cm3=烘干土样质量(g/环刀容积(cm3 3,、土壤比重的测定 取通过2mm孔径筛的风干试样约10g,经小漏斗装入已知质量的比重瓶中,称取瓶加风干试样质量。另称取5g左右试样按3.1方法测定水分含量。 向装有样品的比重瓶中缓缓注入水,至水和土的体积约占比重瓶的1/3~1/2为宜。缓缓摇动比重瓶,使土粒充分浸润,将比重瓶放在电砂浴上加热,沸腾后保持微沸1h,煮沸过程中应经常摇动比重瓶,驱除土壤中的空气。煮沸完毕,将冷却的无CO2水沿瓶壁徐徐加入比重瓶至瓶颈,用手指轻轻敲打瓶壁,使残留土中的空气逸尽,粘附在瓶壁上的土粒沉入瓶底。静止冷却,澄清后测量瓶内水温。加水至瓶口,塞上毛细管塞,瓶中多余的水即从塞上毛细管孔中溢出,用滤纸擦干后称取瓶+水+土质量。
镀层的孔隙是指镀层表面直至基体金属的细小孔道。镀层孔隙率反映了镀层表面的致密程度，孔隙率大小直接影响防护镀层的防护能力(主要是阴极性镀层)。作为特殊性能要求的镀层(如防渗碳、氮化等)，孔隙率测量也极为重要，它是衡量镀层质量的重要指标。国家标准GB 5935规定了测定镀层孔隙的方法有贴滤纸法、涂膏法、浸渍法、阳极电介测镀层孔隙率法、气相试验法等。电镀专业最新国家标准中，孔隙率试验的标准为：GB／T l7721—1999 金属覆盖层孔隙率试验：铁试剂试验，GB／T l8179--2000 金属覆盖层孔隙率试验：潮湿硫(硫化)试验。 一、贴滤纸法 将浸有测试溶液的润湿滤纸贴于经预处理的被测试样表面，滤纸上的相应试液渗入镀层孔隙中与中间镀层或基体金属作用，生成具有特征颜色的斑点在滤纸上显示。然后以滤纸上有色斑点的多少来评定镀层孔隙率。 本法适用于测定钢和铜合金基体上的铜、镍、铬、镍／铬、铜／镍、铜／镍／铬、锡等单层或多层镀层的孔隙率。 1．试液成分试液由腐蚀剂和指示剂组成。腐蚀剂要求只与基体金属或中间镀层作用而不腐蚀表面镀 层，一般采用氯化物等；指示剂则要求与被腐蚀的金属离子产生特征显色作用，常用铁氰化钾等。试液的选择应按被测试样基体金属(或中间镀层)种类及镀层性质而定，如表l0—1—16 所列。配制时所用试剂均为化学纯，溶剂为蒸馏水。 表10—1—16 贴滤纸法各类试液成分 2．检验方法 (1)试样表面用有机溶剂或氧化镁膏仔细除净油污，经蒸馏水清洗后用滤纸吸干。如试 样在镀后立即检验，可不必除油。 (2)将浸润相应试液的滤纸紧贴在被测试样表面上，滤纸与试样间不得有气泡残留。至 规定时间后，揭下滤纸，用蒸馏水小心冲洗，置于洁净的玻璃板上晾干。 (3)为显示直至铜或黄铜基体上的孔隙，可在带有孔隙斑点的滤纸上滴加 4％的亚铁氰 化钾溶液，这时滤纸上原已显示试液与镍层作用的黄色斑点消失，剩下至钢铁基体的蓝色斑
浅谈压铸件孔隙率的检测与等级测定 王振洪王硕实凌辉 长春一汽联合压铸有限公司 摘要：压铸件孔隙率的检测分析是一汽大众和上海大众对新产品和新工装样件认可的一项要求，其结果是评判产品是否被认可的关键数据之一，直接影响新产品开发周期和新工装样件认可进度。 关键词：压铸件孔隙率检测等级测定 1 引言 近1年多来，压铸件孔隙率的检测被广泛地应用在中国南北大众汽车零部件开发和工装样件的认可中。由于压铸工艺的特殊性，压铸产品中必然存在气孔和缩孔等孔洞，而国内绝大多数供应商对孔隙率检测方法和标准要求不了解，同时也没有检测手段，只是使用工业X光探伤设备进行检测后，将样品提交一汽大众和上海大众进行认可。一汽大众和上海大众进行孔隙率检测后，结果多数情况下因孔隙率不符合产品标准要求而被拒绝认可或只给予让步认可。有些供应商甚至使用工业CT或医用CT来挑选样品，以满足大众对孔隙率的认可，极大地增加了检测成本。 2 压铸件孔隙率标准要求 为了便于检测分析和对结果的判定，首先对压铸件孔隙率标准进行说明： 2.1 适用范围 仅适用于压铸方法以及类似的特殊铸造方法（如挤压铸造和充氧压铸等）生产的铝基、铜基、镁基和锌基合金的铸件内部和外部的体积亏空–孔隙的检测。其它的缺陷，例如缩陷、冷隔、拉伤、毛刺和热裂纹等不予考虑。 2.2 孔隙率 对于所约定的平面，载荷类型为 G、S 和 D 时，孔隙率参数规定了在一个基准面上所允许的最大孔隙百分比；载荷类型为 F 时，规定了在一个基准面上所允许的最多的确定孔隙的数量。此时基准面总是正方形、三角形(等腰三角形)或者圆形，其形状取决于零件的几何形状。 2.3孔隙等级的基准面 如果在零件中插入一个任意的平整的截面(孔隙等级为F时观察功能面)，则会得到一个面，这个面可分为正方形、三角形(等腰三角形)、圆形以及任意形状的分面。选择这些分面的各自的基准面，使得基准面所覆盖的面积达到最大；基准面的形状与分面的外形尽可能的匹配(如图)。孔和螺纹周围的区域，如果孔和螺纹垂直于长轴，则基准面是围绕孔和螺纹的最大的圆环面。这时圆环的厚度为可行的壁厚。
用语的定义 孔隙率 :隔膜中孔隙率按以下方法计算. 隔膜中的孔隙率(%) = (总孔隙率的体积 / 隔膜的体积) X 100 4.0 业务顺序 孔隙率测试准备物品 测试样品 样品裁切机 镊子 Emveco 厚度测试仪 PC 及 Excel 软件 孔隙率测试方法 准备测试样品 1) 用样品裁切机将样品裁切成10cmX10cm 大小。 (参考以下照片)注意刀割伤。 检测试料重量 1) 裁切成10X10cm 的试料，上下各折一遍成1/4 大小。是为检测重量减 照片 1. 10X10 Punch 照片 2-1. 裁切前 照片 2-1. 裁切后
少误差。 2) 确认天平水平状态。如天平水平不符调节天平下部调节钮。 3) 关闭侧面及上面滑动玻璃，按TARE设定0点。 4) 打开侧面滑动玻璃用镊子摆放到秤中心位置。. 5) 投入试料后电子称画面的数字读取到小数点后4为后直接记录在试料 上 6) 准备好的所有试料反复3)~5)顺序. 试料的厚度测试 1) 对测试厚度的试料展开成原来大小，用测厚仪测试两端1cm的4点， 记录试料的测定值。详细厚度检测方法参考厚度检测标准书。 2) 准备的所有试料按1)方法测试厚度. 孔隙率计算方法 1) 对测定的试料和重量和厚度值(4Point)输入到Excel软件中计算孔隙率 值。孔隙率计算方法如下。 10cmX10cm的宽度和平均厚度算出体积(cm3)后重量÷体积得出密度. 试料密度(g/cm3) = 重量(g) / [10cm*10cm*(厚度(um)/1000)] (2) 试料的孔隙率计算方法如下 . 孔隙率(%) = 1- 试料密度(g/cm3)/ 参考) 我公司Polyethylene（聚乙烯）的密度指定为cm3.
铁路路基孔隙率检测方法实验研究 口孙喜书 （河北省丰宁满族自治县交通局河北－承德０６８３００） 摘要针对新建客用专线首次采用的铁路路基孔隙率检测标准进行了检测方法的研究试验，介绍了两种孔隙率测试方法，并分析了对比试验的结果，得出了通过测定填料颗粒毛体积密度和现场碾压干密度来检测孔隙率的方法适用于路基压实检测的结论。 关键词铁路路基孔隙率检测 中图分类号：Ｄ５６文献标识码：Ａ文章编号：１００７．３９７３（２００７）０２．０８８．０２ １．概述 《时速２００ｋｍ新建铁路线桥隧站设计暂行规定》（下称《暂规》）首次在我国铁路路基施工检测中采用孔隙率指标，具体标准见表１、２、３和４，中压实系数Ｋ采用重型击实标准。此前，《铁路土工实验方法》中没有明确孔隙率的测算方法，其它行业有关孔隙率的测算方法也不尽相同，需要通过实验研究，验证并制定适合于铁路路基压实质量检测的空隙率检测方法。本实验就是根据铁建字（９９）第１３号合同进行的，其研究成果将为今后制定正是规范提供科学依据。 表ｌ级配沙砾石基床表层压实标准 填料地基系数Ｋ３０／（ＭＰａ．ｍ－１）孔隙率ｎ／％级配沙砾石量１９０＜１５ 表２级配碎石机床表层厚度及压实标准 压实标准 填料厚度／ｍ适用范围 地基系数Ｋ３０／（ＭＰａ．ｍ．１）孔隙率ｎ／％ 级配碎石０．６０１９０＜１５路堤 级配碎石０．５０１９０＜１５易风化软质岩、风化严重的应中粗砂０．１０１９０＜１５治眼及土质路堑 表３基床底层技术标准 填料厚度／ｍ压实标准细粒土粗粒土碎石土 久、Ｂ、组填料及改 地基系数Ｋ３０／（ＭＰａ．ｍ．１）兰１１０耋１２０量１２０良土 １．８～２．５压实系数Ｋ兰Ｏ．９５ 孔隙率ｎ／％＜２０＜２０ 表４路堤填料及压实标准 填料压实标准细粒土粗粒土碎石土 Ａ、Ｂ、Ｃ组填料及改 地基系数Ｋ３０／（ＭＰａ．ｍ．１）耋９０兰１１０兰１２０ 孔隙率ｎ／％＜２５＜２５良土 压实系数Ｋ耋Ｏ．９ ２．孔隙率测试方法分析（１）式中：ｎ一孔隙率； ２．１孔隙率基本概念Ｖ一图总体积； 孔隙率的定义为“土的空隙体积与土总体积的比值，以ｖｓ一土中固体部分体积。 百分率表示”。即：由（１）式可推导出另一实用计算公式ｒｌ＝（Ｖ—ｖｓ）／ＶＸ１００％＝（１一Ｐ。／Ｇ）Ｘ１００％ 婢《ｂ科协论坛?２００７年第２期