煤层渗透检测方法

‘壹’ 煤层气测井

7.3.1 煤层气地层评价的测井资料

测井是指井中的一种特殊测量，这种测量作为井深的函数被记录下来。它常常作为井深函数的一种或多种物理特性的测量，然后从这些物理特性中推断出岩石特性，从而获得井下地质信息。但是，测井结果也并非仅限于岩石特性的测量，其他类型的测井方法有泥浆、水泥固结质量、套管侵蚀等。

测井一般可分为借助电缆传输进入井内仪器获得信息的电缆测井和无电缆的测井，如泥浆测井（钻井泥浆特性）、钻井时间测井（钻头钻进速率）等，本节重点介绍电缆测井。在煤层气工业中，要评价煤层的产气潜力，首先应了解煤的储层特性和力学特性，这些特性的获得主要有3种途径：①钻取煤心做室内测试；②利用测井进行数据分析；③进行试井等。评价煤层特性的资料来源见表7.1和表7.2。

表7.1 评价储层特性的主要非测井资料来源

表7.2 评价储层特性的测井资料来源

煤心、测井和试井数据的综合运用可以增加数据可靠性，提高资源评价精度。煤层厚度、煤质（工业分析）、吸附等温线、含气量和渗透率，对以储层模拟为基础的产量预测有重大影响。取自煤心的分析通常用来确定吸附等温线、含气量和煤质；测井数据用来确定煤层厚度；确定煤层渗透率的最可靠的方法则是通过试井作业的试验数据分析。这些方法通常被看做是确定储层特性的基础或“依据准则”。但是，由于某些煤心和试井带来的误差，煤心测试程序缺乏标准化，特别是取心和试井费用昂贵，人们希望能有一种确定每个储层特性的替代方法。通过这种替代方法获得测定关键储层的特性，并校正那些不一致的或错误的试验数据。目前，测井作业被认为是最具前途的一种手段。一旦用煤心数据标定了测井记录数据，技术人员就可以单独利用测井记录数据精确估计补充井的储层特性（表7.3）。据Olszewski等对40口井开发项目地层评价费用的估算，使用标定的测井方法可以比现行的地层评价方法降低约16% 的费用。因此，测井在煤层气工业中正发挥着愈来愈重要的作用。

表7.3 用于煤层气地层评价的测井资料

续表

①建议只用于煤评价；②用于煤和砂层评价；③用于取心时；④用于原地应力评价。

7.3.2 从测井资料获得储层特性

测井资料的价值取决于井孔作业者的目的，而测井信息与其他来源的信息（如煤心、试井）相结合，可使技术人员逐步获得某一矿区所有钻井全部潜在目标煤层的关键储层特性，以达到最佳的产量决策，这比单独考虑测井、煤心或试井获得的储层特性更为可靠。再者，利用经过选择的煤心和试井数据来标定测井数据，可以建立起矿区特有的测井曲线解释模型。然后再利用测井曲线模型获取以测井记录为基础的储层特性。这一方法显得尤为重要，可以根据每个钻井的测井记录和少数选定的“标准”井的煤心和试井数据，得出关键储层特性的综合估计。可以看出，随着开发深度的增加，测井记录和其他数据来源之间的关系更多地依赖于测井资料。

7.3.2.1 含气量

含气量是指煤中实际储存的气体含量，通常以m³/t来表示，它与实验室测得的吸附等温线确定的含气量不同，煤的实际含气量通常包括3个分离的部分：逸散气、解吸气和残余气。目前，实际含气量往往通过现场容器解吸试验测得，精确确定含气量需要采用保压岩心。

间接计算含气量可使用Kim方程的修正形式，它是由Kim提出的计算烟煤含气量的经验方法，即

煤成（型）气地质学

煤成（型）气地质学

煤成（型）气地质学

式中：G_daf为干燥无灰基气体储集能力，cm³/g；α为灰分，质量百分比；w_c为水分，%；d为样品深度，m；x_fc为固定碳，%；x_vm为挥发分，%。

另一种间接计算含气量的方法是体积密度测井校正法，该方法是根据由岩心实测含气量和灰分的关系进行计算的，因为气体只吸附于煤体上，所以岩心中气体含量和灰分存在反比关系。从数学角度看，岩心灰分含量与高分辨体积密度测井数据有关，因为灰分含量严重影响煤储层的密度。因此，若有了代表性的原地含气量收集数据，就可由体积密度测井数据计算含气量。

由于煤心灰分与含气量有关，亦与密度测井数据有关，因此有可能根据高分辨整体密度测井资料精确估算含气量（图7.4），并推断灰分含量为多少时预测的含气量可忽略不计。

图7.4 由测井获得的含气量与实测含气量之对比

（据苏现波等，2001）

用测井数据合理估计煤中含气量需要满足3个条件：①由测井数据导出的等温线是正确的（包括水分、灰分和温度校正）；②煤被气体饱和；③温度和压力可以准确估计。

7.3.2.2 吸附等温线

如前所述，煤中气体主要储存于煤基质的微孔隙中，这与常规油气储层中观察到的孔隙截然不同。煤中孔隙更小，要使气体产出，气体必须从基质中扩散出来，进入割理到达井筒。气体从孔隙中迁出的过程称为解吸，按照气体解吸特性描述的煤的响应性曲线称为吸附等温线。目前，吸附等温线是根据单位质量的煤样在储层温度下，储层压力变化与吸附或解吸气体体积关系的实验数据而绘制的曲线，压力逐渐增加的程序称为吸附等温线，压力逐渐降低的程序称为解吸等温线，在没有实验误差的条件下，这两种等温线是相同的。

等温线用于储层模拟的输入量，采用两个常数组，即Langmuir体积和压力。由于缺乏工业标准，许多已有的等温线数据出现不一致现象，而且在许多情况下不适用于储层模拟。不同水分和温度条件会导致煤心测定的等温线有大的波动，煤层吸附气体的能力随水分含量的增加而降低，直至达到临界水分含量为止；温度对煤吸附气体能力的影响在许多文献中已有报道，温度增加会降低煤对气体的吸附能力。因此，强调用煤心测定等温线时，必须将温度严格限定在储层温度下，避免因温度波动引起的数据误差。温度和水分的综合影响，连同其他煤心取样或测试的不一致，往往产生与图7.5 所示相似的数据组。

图7.5 美国圣胡安盆地某矿区水果地组煤的吸附等温线

（据苏现波等，2001）

测井数据能帮助解释用煤心确定的吸附等温线精度。现在已导出了用测井数据估计干燥基煤的吸附等温线的一般关系式，它采用Langmuir方程，在该方程中由固定碳与挥发分的比率导出Langmuir常数，并按温度和水分加以校正。图7.4 提供了由测井数据确定等温线的实例，该等温线与新采集的煤心数据在标准程序下测定的等温线相一致。

实践证明，以测井数据为基础的煤的等温线估计，对确认煤心等温线测试结果和解决因取样或实验不一致而造成的煤心等温线数据中的误差极为有用。但是，由于研究程度有限，加上水分和温度估计中的误差，对以测井数据为基准的等温线计算有很大影响，所以，目前尚不能确信测井数据能够独立应用于等温线确定，确认这项技术的准确性，还需要有更多的数据组做进一步研究。

7.3.2.3 渗透率

试井是确定渗透率的最准确方法，但试井费用很高（一次约7000～15000美元），若为多煤层则其成本更高。这一方法在处理多煤层、两相流和气体解吸时还易受推断的影响。现已证明，自然电位、微电阻率和电阻率曲线的测井数据可用于估算煤层渗透率。

一种用测井数据确定裂隙渗透率变化的方法是由Sibbit等提出的，它更适用于常规储层裂隙。煤层渗透率取决于煤的裂隙系统，裂隙系统占煤体孔隙度的绝大部分。裂隙孔隙度是裂隙频率、裂隙分布和孔径大小的组合。因此，裂隙孔隙度直接与煤的绝对渗透率有关，是渗透率量级的决定性因素，也是控制煤层气产率、采收率、生产年限以及设计煤层气采收计划的主要因素。双侧向测井（DLL）对裂隙系统的响应，为渗透率的确定提供了依据。

Sibbit等提出的技术是用来确定裂隙宽度的，假定纵向裂隙和岩层电阻率比泥浆电阻率大得多，用下式表示：

煤成（型）气地质学

式中：Δc为浅侧向测井与深侧向测井的电导率差值（Δc＝CLIS－CLLD），mS/m；c_m为侵入流体（泥浆）的电导率，S/m；ε为开启裂隙宽度，μm。

模拟显示Δc对于裂隙宽度为ε的单一裂隙与裂隙宽度为ε的多重裂隙组合是相同的。因此，式中ε也可用于表示多重裂隙的组合宽度。

模拟还揭示出这样一种现象，即它能应用于几乎垂直的裂隙（75°～90°），而这种裂隙在钻穿煤层的井孔中常见。Hoyer将Sibbit的DLL模拟数据应用于煤层裂隙评价，并用交绘图技术证实了用DLL确定煤层裂隙孔隙度指数的可行性，得出如下方程：

煤成（型）气地质学

式中：CLLD为深侧向测井电导率，mS/m；VFRAC为裂隙宽度，μm；c_m为泥浆电导率，S/m；c_b为基质块电导率，mS/m。

该方法排除了在裂隙未扩展、无严重侵入或电阻性泥浆侵入情况下的判读误差，图7.6为这一技术的具体应用实例。

图7.6 由测井显示的低、中、高裂隙孔隙度

（据苏现波等，2001）

GR—自然伽马；CALI—井径；MCRD—微电阻；LLD—深侧向测井；LLS—浅侧向测井；VFRAC—裂隙宽度；RHOB—体积密度；NPHI—中子孔隙度；S DCOND—浅侧向测井与深侧向测井电导率之差

受人关注的微电阻率装置（MGRD、MLL、MSFL或PROX，取决于电极排列）常使用DLL来记录，并用于映射煤层的裂隙孔隙度。微电阻率装置具有极好的薄层解译能力，与VFRAC亦存在线性关系（图7.7），但应注意，微电阻率装置可能受井孔粗糙度影响。

图7.7 井中裂隙宽度与微电阻率关系

（据苏现波等，2001）

确定煤层渗透率变化的另一种方法是依靠微电极测井。微电极测井历来用于识别常规储层中的渗透性岩层。微电极测井仪是一种要求与井壁接触的极板式电阻率仪，微电极仪记录微电位电阻率（探测深度10.2cm）和微梯度电阻率（探测深度3.8cm），微电极测井的多种探测深度使这种设备可用于渗透率指示仪。随钻井泥浆侵入渗透性岩层，在入口前方形成泥饼，泥饼对浅探测微梯度电阻率影响比深探测微电位电阻率影响要大，这种泥饼效应引起两种电阻率测值的差异，进而表明渗透性岩层的存在。尽管微电极测井也常常作为煤层渗透率指标，但由于在不同钻井中泥浆特性有变化和泥浆侵入程度有变化，所以微电极测井的定量解释是困难的，目前煤中裂隙定量评价的唯一方法仍是使用DLL测井技术来实现。

7.3.3 测井资料的计算机模拟

某些煤特性必须用测井资料通过计算机模拟得出，因为不同测井设备对煤的响应程度不同，且随煤特性不同有所变化。因此，很难利用各类测井仪器响应同时界定或识别某些煤特性。有了计算机这一技术，特殊煤特性可由测井响应加以推断而无需测定。例如，当某种测井记录出现特定数据组时，可能显示灰分存在。类似的测井技术（不同测井系列）还可用于确定煤阶，识别常见矿物，如方解石常常沉积于煤的割理之中，是一种重要矿物，可作为割理的指示矿物之一。含气量、煤阶、灰分含量及矿化带等与测井响应之间的关系，可通过计算机模拟来实现。

图7.8 煤岩组分、矿物、灰分和工业分析的计算

（据苏现波等，2001）

图7.9 通过计算机模拟计算出的煤的特性参数

（据苏现波等，2001）

计算机模拟的第一阶段是利用测井响应推断煤岩成分、灰分百分比、灰成分、矿化物和煤阶（图7.8）。目前，已建立的计算机模型中采用的煤岩组分是镜质组、类脂组和惰性组。将这些参数与附加的测井响应一起用于模拟的第二阶段，进行含气量和割理指数推断（图7.9）。含气量与灰分含量关系密切，且与煤阶有关，割理的存在可通过识别方解石、煤阶、某种煤岩组分、灰分含量进行推断。近期有证据表明，薄煤层或灰分层增加了割理存在的可能性，因此必要时可使用计算机增强高分辨处理。计算机模拟的第三阶段是融合含气量、割理指数推断产量指数（图7.9）。尽管预测每个煤层的绝对产率非常困难，但在同一井内预测每一煤层与其他煤层相比时的相对产量指数，对完井决策很有价值。具有最大潜力的煤层是完井的首选对象，而其余煤层可作为第二阶段的生产计划。

另外，计算机模拟还能提供一种称为“自由水”的曲线，这种曲线对预测初始水产率十分有用。为推迟水产量，可让相对无水的煤层首先生产。

计算机模拟的优点是，可以观察到某种煤特性（一定区域内）与某种测井响应之间有良好的相关性，这为在减少所需测井设备数量的同时、最大限度地获得有价值的煤层信息奠定了基础。更为先进的测井程序，可仅用于那些与质量控制有关的关键井孔。

‘贰’ 煤层瓦斯压力测定仪如何操作

瓦斯压力测定仪是用于各类矿井，不同岩层条件测定煤层瓦斯压力的一种仪器。采用两组胶圈封孔，并向两组封孔胶圈之间注入压力始终高于瓦斯压力的粘液。压力粘液渗入钻孔周围的微裂隙，因形成了胶圈封粘液，粘液封瓦斯的封孔系统。从而严密地封闭了钻孔防止了瓦斯的泄漏，测定出真实的煤层瓦斯压力。
3 测定原理
通过钻孔揭露煤层，安设测定仪表并密封钻孔，利用煤层中瓦斯的自然渗透原理测定在钻孔揭露处达到平衡的瓦斯压力。
4 方法分类
4.1 按测压方式分
4.1.1 主动测压法
钻孔封完孔后，通过钻孔向被测煤层充入补偿气体达到瓦斯压力平衡而测定煤层瓦斯压力的测压方法。补偿气体可选用高压氮气(N2)，高压二氧化碳气体(CO2)或其他惰性气体。补偿气体的充气压力应略高于预计煤层瓦斯压力。
4.1.2 被动测压法
钻孔封完孔后，通过被测煤层瓦斯的自然渗透，达到瓦斯压力平衡而测定其瓦斯压力的测压方法。
4.2 按封孔材料分
4.2.1 黄泥、水泥封孔测压法
封孔材料为黄泥，水泥或黄泥水泥混合物，封孔方式为手工操作，主要适用于石门揭煤的瓦斯压力测定。
4.2.2 胶囊—密封粘液封孔测压法
封孔材料为胶囊、密封粘液，封孔方式为手工操作。适用于松软岩层或煤巷瓦斯压力测定。
4.2.3 注浆封孔测压法
封孔材料为膨胀不收缩水泥浆加粘液，封孔方式为压气注浆器或泥浆泵注浆封孔。适用于井下各种条件下的瓦斯压力测定，特别适用于近距离煤层群分煤层的瓦斯压力测定。
5 设备材料、仪表及工具
5.1 钻孔设备：
打钻孔用的钻机可根据实际情况选用，其能力必须应满足测压钻孔长度的要求，钻头直径选用φ650～90mm。
5.2 材料：
木楔，压力表联接头，密封垫，密封带以及真空密封膏。
5.3 仪表：
压力表 量程为预计煤层瓦斯压力的1.5倍，准确度优于1.5级，必须符合JJG 52的规定。
5.4 工具：
管钳，扳手，剪刀，皮尺，水桶，螺丝刀，手工封孔送料管。
5.5 用黄泥、水泥封孔测压法时，还需：
黄泥 将质地致密可塑性好的粘土制成两端头呈球状，通过阴干，烤或晒，使其外皮半干，里面湿软;
水泥 不低于425#;
黄泥水泥混合物 由黄泥和水泥按适当比例混合;
速凝水泥 凝结时间≤20min;
管材φ6×1 mm紫铜管，φ6mm尼龙管，φ3mm铁管，以及相应联接头;其他 木塞，挡板，铁丝，肥皂。
5.6 用胶囊—密封粘液封孔测压法时，还需：密封粘液;
密封粘液罐和压力水罐 用于预计的煤层瓦斯压力小于5 MPa时的封孔，液压和水压由液态CO2提供;封孔器组件 进液管、进水管、测压管、胶囊及测定仪表。
5.7 用注浆封孔测压法时，还需:手摇注液泵;压气注浆器 用于测压钻孔长度小于20m时的封孔注浆，其容量应大于封20m钻孔所需的水泥浆容量，动力为井下压缩空气;泥浆泵 宜用柱塞泥浆泵，其流量为20～50L/min，压力为3～4MPa;密封粘液 密封粘液由骨料、填料和粘液混合而成。密封粘液(封堵间隙为不大于4 mm)的配方为：化学浆糊粉(淀粉+防腐剂)与水的比例(质量比)1：16制成粘液，骨料与粘液的比例(体积比)为1：8，填料与粘液的比例(体积比)为1：16。其中骨料由粒度为0.5～1.0，1.0～2.5，2.5～5.0mm的炉渣按体积比1：2：3混合而成;填料由0.25～0.5，0.5～1，1.0～2.5 mm的锯末按体积比1：1：1均匀混合而成;膨胀不收缩水泥浆 由膨胀不收缩水泥与水(井下清洁水)按一定比例制成;测压管、注浆管(φ13 mm铁管)及附件。
5.8 用主动测压法时，还需：
高压储气罐 必须符合劳动部《气瓶安全监察规程》的要求;
充气联接装置 必须联接方便、可靠;
补偿气体 高压N2，高压CO2气体或其他惰性气体。
6 瓦斯压力测定工艺
6.1 测定地点的选择
6.1.1 同一地点应打两个测压钻孔，钻孔口距离应在其相互影响范围外，其见煤点的距离除石门测压外应不小于20m。石门揭煤瓦斯压力测定按《防治煤与瓦斯突出细则》(简称《细则》)的有关规定进行。
6.1.2 除在煤巷中测定本煤层瓦斯压力外，测定地点应选择在石门或岩巷中。
6.1.3 钻孔应避开地质构造裂隙带、巷道的卸压圈和采动影响范围。
6.1.4 测定煤层原始瓦斯压力的见煤点应避开地质构造裂隙带、巷道、采动及抽放等的影响范围。
6.1.5 选择瓦斯压力测定地点应保证有足够的封孔深度。
6.1.6 瓦斯压力测定地点宜选择在进风系统，行人少且便于安设保护栅栏的地方。
6.2 测定方法的选择
6.2.1 测压处岩石坚硬、少裂隙，可采用黄泥、水泥封孔测压法。
6，2.2 在松软岩层及煤巷中测定煤层的瓦斯压力时：
钻孔长度≤15m时应采用胶囊—密封粘液封孔测压法;
钻孔长度>15m时应采用注浆封孔测压法。
6.2.3 竖井揭煤可采用注浆封孔测压法。
石门揭煤的测压，按《细则》的有关规定进行。
6.2.4 测定邻近煤层的瓦斯压力或煤层群分层测压应采用注浆封孔测

‘叁’ 渗透探伤操作有哪几个基本步骤

渗透探伤的优点是1、缺陷显示直观； 2、灵敏度较高； 3、检验不受工件几何形状和缺陷方向的影响； 4、不用水电，特别适用于现场检验。
渗透探伤的缺点是 1、只能大致确定缺陷的性质。 2、检测速度比较慢。尝厂佰断脂登拌券饱猾> 3、污染比较重。渗透检测适用于任何非多空性材料工件表面开口缺陷的检测，包括裂纹、白点、疏松、针孔及夹杂物。天源探伤的回答希望已经解决了您的疑问。

‘肆’ 渗透检测是什么样的检测方法

无损检测是利用物质的声、光、磁和电等特性，在不损害或不影响被检测对象使用性能的前提下，检测被检对象中是否存在缺陷或不均匀性，给出缺陷大小，位置，性质和数量等信息。
渗透检测是利用毛细管作用原理检测材料表面开口性缺陷的无损检测方法。

‘伍’ 渗透检测的方法

渗透检测方法，即在测试材料表面使用一种液态染料，并使其在体表保留至预设时限，该染料可为在正常光照下即能辨认的有色液体，也可为需要特殊光照方可显现的黄/绿荧光色液体。
此液态染料由于“毛细作用”进入材料表面开口的裂痕。毛细作用在染色剂停留过程中始终发生，直至多余染料完全被清洗。此时将某种显像剂施加到被检材质表面，渗透入裂痕并使其着色，进而显现。具备相应资质的检测人员可对该显现痕迹进行解析。

‘陆’ （二）沁水盆地煤层气成藏条件分析

沁水盆地宏观煤岩类型，太原组15煤和山西组2、3煤以光亮、半亮煤为主，半暗、暗淡煤次之。煤岩显微组分以镜质组为主，含量68.2%～93.3%，并以无结构镜质体和基质镜质体为主。镜质组和半镜质组平均含量太原组略高于山西组，太原组15煤为80.4%，山西组2、3煤为78.14%，余为丝质组。无机物矿物成分以粘土矿物为主，少量碳酸盐岩与硫化物。煤岩灰分太原组15煤为1.5%～25%，山西组2、3煤为3.6%～15.9%，属中低灰煤。霍西、潞安原煤灰分为10%左右，属低—中灰煤，盆地北部和南部20%左右，多为中—高灰煤。原煤硫分太原组大于1%，为中、高硫煤，山西组小于1%，为低硫煤。煤岩水分0.83%～2.26%，西山、霍山、潞安1%左右，阳泉大于1%，晋城大于2%。煤岩挥发分由于煤种复杂变化亦较大，为4.33%～32.84%，西部煤变质程度低，挥发分相对较高，为20%～30%，东部变质程度高，挥发分较低，潞安小于15%，阳泉10%左右，晋城5%～7%。纵向上挥发分随埋深而降低。整个盆地挥发分变化，西部交城至古县以西挥发分大于20%，霍山以西洪洞、万安达40.41%，是盆地内煤岩变质程度最低的地区。东部左权至子长挥发分大于15%，为高变质烟煤区，盆地腹部挥发分小于15%，为高变质烟煤、无烟煤区。盆地南部晋城挥发分5%～7%，属Ⅱ号无烟煤，是全盆地煤变质程度最高地区。

沁水盆地煤岩变质程度较高，太原组和山西组含煤地层除西山和盆地中部的东西两侧狭窄地带为肥、焦、瘦煤外，绝大部分地区为贫煤和无烟煤，R_o，max为1.9%～4.35%。太原组无烟煤分布面积较山西组大，主要分布于盆地南北两端，山西组无烟煤分布面积较小，仅分布在盆地北部阳泉和南部晋城、阳城一带。石炭、二叠系含煤地层其上覆二叠、三叠系地层厚2000～3000 m，以此推算三叠纪末R_o，max为0.57%～1.04%，应属气、肥煤阶，但整个盆地煤岩变质程度高达贫煤、无烟煤煤阶。燕山期构造运动强烈，太原以西和临汾至侯马有二长斑岩、闪长岩出露，昔阳一带有玄武岩出露，物探显示太谷—平遥间有闪长岩侵入体，盆地北部和南部正磁异常推测亦为侵入体，由此推断盆地深部有侵入体岩基存在，隐伏岩体埋深北部2500～3000 m，南部500～1500 m，花岗岩体与喷溢玄武岩为燕山期与喜马拉雅期，形成区域性地热异常区，在较高地热场背景下受区域性岩浆热变质叠加作用，除盆地中部和东西两侧煤阶较低外，盆地北部、南部以及整个盆地含煤地层变质程度相对较高。

沁水盆地太原组、山西组含煤地层有效孔隙度为1.15%～7.69%，一般小于5%。资料表明，煤岩孔隙度随煤岩变质程度增高呈现两头高中间低，肥煤、焦煤孔隙度最低，瘦煤以后有所增高。不同变质程度煤孔隙大小、孔隙体积有所不同，中变质煤大、中孔发育，高变质煤过渡孔较多，各煤种微孔均较发育。

沁水盆地煤岩煤体结构类型较多，阳泉、晋城3、15煤变质程度高，煤体结构基本为原生结构，其中3煤底部1m厚的软煤层为粒状、鳞片状结构。西山、潞安2、8煤和3煤多为原生—碎裂结构，潞安3煤亦有碎粒、糜棱结构。

沁水盆地煤岩裂隙一般为两组，即主裂隙与次裂隙，两组正交或斜交相伴而生，并与煤层层理面垂直或斜交。西山主裂隙走向35°～70°，次裂隙走向310°～345°，潞安主裂隙走向280°～340°，次裂隙走向27°～60°，阳泉有两组裂隙，晋城有三个裂隙系统。宏观观测煤岩裂隙密度与间距，阳泉大型裂隙密度2.7条/m，间距37 cm；中型裂隙密度33条/m，间距3.0 cm；小型裂隙密度200条/m，间距0.5 cm；微型裂隙密度500条/m，间距0.2 cm。晋城除大型裂隙外，密度均低于阳泉，间距均高于阳泉。西山3煤和8煤大、中型裂隙密度分别为15条/m和7.5条/m，间距为6.7～13.3 cm。潞安3煤大、中型裂隙密度为9条/m，间距11.1 cm。微观观测微小裂隙密度，西山裂隙密度2.0～10.2条/cm，间距1～7.7 mm；潞安裂隙密度1.7～8.7条/cm，间距1.2～5.9 mm；阳泉裂隙平均密度3.5条/cm，平均间距2.8 mm；晋城裂隙平均密度2.1条/cm，平均间距4.7 mm。可见盆地内微小裂隙密度和间距变化都不大。西山、潞安主要煤层裂隙无矿物质充填，阳泉、晋城多有方解石或黄铁矿、粘土矿物充填。对煤层主、次裂隙发育特征研究可见，阳泉、潞安、晋城主裂隙为北西向，次裂隙为北东向，西山主要裂隙为北东向，次裂隙为北西向，说明裂隙的发育与区域应力场和局部应场的关系密切。不同煤质煤岩裂隙发育程度不同，太原组15煤的光亮煤成分比山西组3煤高，15煤裂隙较3煤发育，太原组煤层比山西组裂隙网络发育要好，其渗透性相对较好。

在隆起背景经变形改造形成的沁水盆地，受区域岩浆地热场影响，埋深较浅的含煤岩系变质程度却相对增高，但其内生裂隙发育程度并未变差。据盆地边部煤样光面统计，贫煤、无烟煤面割理密度为9～16条/5cm，端割理密度5～18条/5cm，以网状割理组合为主，孤立—网状和孤立状组合为次，开启性较好，偶见充填。割理密度随煤岩变质程度加深和煤岩类型变差而降低。统计表明，面割理走向与褶皱轴向大致垂直，端割理走向与褶皱轴近乎平行。

据煤炭统计资料，1966年至1990年沁水盆地煤矿发生煤层瓦斯突出3654次，最大瓦斯涌出量17640 m³/次，瓦斯抽放率11.34%～22.57%，平均吨煤瓦斯抽放量为3.32～8.02 m³/t，以此可以间接判断煤层含气量高低。通过煤层气评价研究认为，沁水盆地煤层含气量较高，为5～29 m³/t。盆地北部阳泉含气量6～25 m³/t，东部潞安8～12 m³/t，晋城8～29 m³/t，屯留4.60～17.68 m³/t。盆地南部阳城潘庄7口煤层气试验井，3煤含气量13 m³/t，15煤为18 m³/t；樊庄3煤含气量8～23 m³/t，均值12.3 m³/t；15煤含气量10～19 m³/t，均值11.3 m³/t。晋试1井含气量较高，达19.29～31.75 m³/t，均值25.1m³/t。

统计资料表明，煤层含气量与煤层埋藏深度相关，煤层含气量有随煤层埋深增大而增加的趋势，自盆边向盆地腹部含气量逐渐增大。煤层埋深小于300 m地带，含气量一般低于8.00 m³/t，晋城煤变质程度高，含气量为10～12 m³/t；煤层埋深300～600 m间，含气量为10～16 m³/t；在600～1000 m深度含气量为14～22 m³/t，至1500 m深度含气量达25 m³/t；盆地北部煤层埋深近2000 m，含气量最大可达30 m³/t。含气量变化梯度有由浅至深逐渐变小的趋势。

沁水盆地煤层含气量与煤岩变质程度相关，煤岩变质程度越高，含气量越高。屯留为瘦煤（R_o，max1.7%），寿阳韩庄为贫煤（R_o，max1.8%～2.4%），阳城为无烟煤（R_o，max4.1%）。煤层埋深均为500 m条件下，最高含气量屯留和韩庄为16.5～17 m³/t，阳城为38 m³/t。煤层埋深增加含气量增大，韩庄为贫煤（R_o，max1.8%～2.4%），煤层埋深510～620 m含气量为16.5 m³/t，埋深550～780 m含气量为17.7 m³/t，埋深620～920 m含气量为18.9 m³/t。潞安屯留3煤为瘦煤（R_o，max1.73%），阳城潘庄为无烟煤（R_o，max4.058%～4.134%），煤层含气量统计资料均表明，随煤层埋深增大含气量有随之增加的趋势。

煤岩吸附能力是评价研究煤层气藏的重要因素，煤岩等温吸附参数包括兰氏体积和兰氏压力。沁水盆地太原组15煤和山西组3煤，在平衡湿度条件下恒温30℃进行甲烷解吸测试，结果测试压力小于1.0 MPa时，两条曲线基本重合，而压力大于1.0 MPa时，15煤的等温吸附曲线位于上方较3煤陡，煤阶较高的15煤兰氏体积和兰氏压力明显高于3煤，说明15煤吸附能力较3煤强。在含气量相同时，3煤临界解吸压力高于15煤。其中3煤兰氏体积为33.43 m³/t._daf，兰氏压力为1.78 MPa，R_o，max为1.73%。15煤兰氏体积为40.91 m³/t._daf，兰氏压力为2.09 MPa，R_o，max为2.04%。西安煤炭研究分院对盆地12个样品测试说明，沁水盆地太原组、山西组主要煤层吸附能力相对比较高，原煤饱和吸附量为20.54～39.06 m³/t，平均29.81 m³/t；可燃质饱和吸附量为23.90～51.81 m³/t，平均36.58 m³/t；兰氏压力中等为1.93～3.43 MPa，平均2.62 MPa。测试结果表明，在等温条件下，吸附量与储层压力呈正相关，压力增高吸附量增大，在0～1 MPa区间吸附量随压力增高，斜率较高呈似直线，此后增长率逐渐变小，不同区间吸附量增长不等，直至吸附增量为零，煤岩吸附量达到饱和状态。在相同温度、压力条件下，随煤阶增高吸附量增大，在煤阶变化过程中，兰氏体积与兰氏压力呈互为消长趋势，即煤岩变质程度增高，兰氏体积增大而兰氏压力减少。在盆地的不同位置、不同煤层等温吸附曲线形态均有差异。一般为14.06～38.12 m³/t，均值 24.27 m³/t。盆地北部阳泉、东部潞安、南部晋城兰氏体积大，西部西山、古交、霍州兰氏体积较小。阳城北樊庄晋试1井测试兰氏体积为39.91～46.84 m³/t。兰氏压力值晋城、西山较高，阳泉、潞安次之，一般为0.9～2.249 MPa，均值2.03 MPa。晋试1井兰氏压力为3.034～3.184 MPa。一般情况兰氏体积大兰氏压力亦高。

沁水盆地煤岩等温吸附特征表明，山西组和太原组主要煤层的兰氏体积，瘦煤（R_o，max1.73%～1.80%）为26.27～33.43 cm³/g，贫煤（R_o，max2.04%）为40.91 cm³/g，无烟煤（R_o，max3.76%～3.90%）为46.66～49.16 cm³/g，呈现兰氏体积随煤阶升高而增加的趋势。主要煤层的兰氏压力，瘦煤1.38～1.78 MPa，贫煤2.09 MPa，无烟煤2.98～3.47 MPa，兰氏压力与煤阶亦为正相关。资料表明，贫煤、无烟煤的平衡湿度为6.14%～9.26%，明显高于瘦煤2.18%～3.45%平衡湿度。样品测试气体扩散速率为0.867074×10^-4～0.236990×10^-2l/s，表明沁水盆地煤层气扩散能力较强，有利于煤层气的产出。

煤层气含气饱和度是实测含气量与理论吸附量之比。沁水盆地勘探程度有限，现有资料反映出含气饱和度较高，接近饱和甚至过饱和状态。阳城潘庄潘1井3煤在井深322.7～328.2 m，实测含气量为22.58 m³/t，理论吸附量为21.05 m³/t，煤层含气饱和度为107%。CQ—9井3煤井深286.5～293.6 m，实测含气量21.54 m³/t，理论吸附量18.40 m³/t，含气饱和度117%；15煤井深380.9～383.4 m，实测含气量23.45 m³/t，理论吸附量24.32 m³/t，含气饱和度96%。晋试1井测试资料反映含气饱和度较高，3煤埋深522.10 m，兰氏体积39.91 m³/t，兰氏压力3.034 MPa，储层压力5.10 MPa，含气量23.80 m³/t，临界解吸压力4.48 MPa，含气饱和度为95.11%。15煤埋深606.10 m，兰氏体积46.84³/t，兰氏压力3.184 MPa，储层压力6.017 MPa，含气量26.51 m³/t，临界解吸压力4.15 MPa，含气饱和度为86.28%。从测试资料统计测算，潞安长治3煤含气饱和度为87%，寿阳15煤含气饱和度为80%，阳城潘庄太原组煤层含气饱和度为中等至较高。从沁水盆地沉积构造发育来看，石炭、二叠系含煤岩系在印支末至燕山期隆升，亦是煤岩成煤、成烃转化期，喜马拉雅期仅在局部形成断陷，一般不存在煤层欠饱和的构造条件。但沁水盆地地下水径流活动，地下水与地表水交换活跃，可能是盆地内出现欠饱和的主要因素。

沁水盆地煤层渗透率较低，一般小于1×10^-3μm²，面割理走向渗透率大于端割理走向方向。盆地南部煤层气井用试井方法测试的煤储层渗透率一般小于1×10^-3μm²，最大3.16×10^-3μm²，不同试井方法测值不同，DST测试结果一般偏低。潘2井、晋CQ—9井构造裂缝发育，储层渗透率变好。潘1井3、9、15煤用DST方法测试渗透率为（0.001～0.130）×10^-3μm²，潘2井主煤层用注入压降试井方法测试渗透率为1.53×10^-3μm²。屯留1井和2井均用DST方法测试3煤为（0.025～0.034）×10^-3μm²，15煤为0.015×10^-3μm²。晋CQ—9井用注入压降法试井3煤为3.16×10^-3μm²，阳泉HG—6井7煤为（0.93～5.67）×10^-3μm²，9煤为0.42×10-3μm²，15煤为（0.43～6.73）×10^-3μm²。

煤储层压力参数是评价研究煤层气藏的重要依据。沁水盆地42口水文钻孔资料测算地层压力及压力梯度在垂向和横向上均有较大差异。阳城太原组深度200～450 m，地层压力1.97～3.72 MPa，压力梯度0.0083～0.0105 MPa/m；山西组深度117～350.26 m，地层压力1.13～2.95 MPa，压力梯度0.00841～0.00945 MPa/m。潞安、长治太原组深度624.36～677.50 m，地层压力4.16～4.53 MPa，压力梯度0.0062～0.0072 MPa/m；山西组深度212.06～577.80 m，地层压力1.54～3.27 MPa，压力梯度0.0057～0.0073 MPa/m。寿阳、阳泉太原组深度222.38～633.84 m，地层压力1.21～3.42 MPa，压力梯度0.0054～0.0057 MPa/m；山西组深度310～544.80 m，地层压力1.21～3.42 MPa，压力梯度0.0027～0.0047 MPa/m。盆地4口井3个层位测试结果，采用注入压降试井的晋CQ—9井，3煤井深289 m，地层压力2.31 MPa，压力梯度0.008 MPa/m；阳泉HG1井3煤井深512 m，地层压力3.99 MPa，压力梯度0.008 MPa/m；15煤井深627 m，地层压力5.93 MPa，压力梯度0.009 MPa/m。采用DST试井方法的阳城潘1、2井为3、9、15煤，井深为328、328和369 m，地层压力为3.28、3.88和3.43MPa，压力梯度为0.010、0.012和0.009MPa/m。以上资料表明，上二叠统上石盒子组地层是区域性正常—微超压层，地层压力梯度为0.01 MPa/m左右，钻井钻进常有涌水，水头可达数米之高。自上石盒子组至中奥陶统马家沟组，地层压力逐渐增高，压力梯度逐渐减小。地层压力在盆地不同部位有所差异，盆地南部阳城压力近于正常，盆地东部潞安长治，盆地北部寿阳、阳泉，山西组、太原组和奥陶系灰岩地层压力梯度较低，地层欠压严重。沁参1井山西组煤层测试资料表明，盆地中部地层属微欠压或近于正常压力。沁水盆地为印支期后形成的构造盆地，沉积岩层经变形改造后形成复式向斜，不同含水层均以向斜构型形成水动力系统，达到总体的平衡。由于盆地构造部位不同，受挽近构造运动改造程度不同，以及大型复式向斜自身的复杂性，造成盆地内地层压力的差异。地层欠压严重的寿阳、阳泉一带，已有资料证实与岩溶陷落有关。在阳泉已揭露陷落柱348个，西山达573个，局部地区陷落柱密度可达28个/km²。岩溶陷落柱多为椭圆形，直径小者10 m，大者200～500 m。

有效地应力与煤层渗透性密切相关，有效地应力为地应力与地层压力之差，地应力由构造应力和静岩压力构成，随地层埋深增加而增高，当地层压力保持不变时，有效地应力随之增高。有效地应力越高，煤层渗透率越低，有效地应力越低，煤层渗透率越高。对盆地勘探目标层位有效地应力的测定需随煤层气勘探程度提高而获取，就已有测试井获取的资料说明，测试区有效地应力相对较低，对煤层渗透性改善有利。HG1井太原组15煤煤层中部深627.31 m，最小原地水平主应力7.45 MPa，原始地层压力5.93 MPa，原始地层压力梯度0.0095 MPa/m，最小原地水平主应力梯度0.0119 MPa/m，最小原地有效地应力梯度0.0024 MPa/m。沁参1井山西组煤层中部井深1021.9 m，最小原地水平主应力15.5 MPa，原始地层压力9.635 MPa，原始地层压力梯度0.0094 MPa/m，最小原地水平主应力梯度0.0152 MPa/m，最小原地有效地应力梯度0.0057 MPa/m。

沁水盆地石炭、二叠系含煤岩系具有较好的封盖层，对煤层气成藏、保存较为有利。上石盒子组泥岩段厚度大，单层最大厚度60 m。下石盒子组泥岩单层厚度16～25 m，最厚37 m，累厚422.9 m，在全盆地发育稳定，是良好的区域性盖层。山西组泥岩累计厚度反映盆地中部以南泥岩较发育，沁参1井泥岩累厚90 m，盆地北部太原、阳泉一带变薄。山西组3煤之上泥岩在盆地北部、南部较厚，潘2井累厚25.4 m，盆地中部沁县为23 m，盆地南部和边缘较薄。太原组泥岩比较发育，盆地自西而东逐渐变厚，沁1井最厚为64 m。太原组15煤之上泥岩在盆地东部较稳定，沁1井最厚46 m。本溪组铝土岩在盆地分布广泛，南部厚4～5 m，北部厚1.5～6.3 m，中部较厚，最厚达13 m，是石炭系与奥陶系的良好隔水层。从主煤层顶底板封盖条件分析，15煤顶板厚2～16 m，盆地北部为泥岩，中部为砂岩，南部为灰岩，顶板之上为庙沟灰岩，可见封盖条件北部优于南部。3煤顶板岩性变化较大，厚2～6 m，为砂质泥岩、泥质粉砂岩和致密砂岩，封盖性较好，3煤底板是1～4 m厚泥岩，最厚14 m，分布稳定，是良好的封隔层。

沁水盆地为一沉积构造盆地，北北东向似椭圆形的盆地周围被下古生代老岩层所围限，盆地周缘高、中间低呈盆地地貌，四周为海拔1500～2000 m的中高山，盆地中部上古生界、中新生界地层组成低山、丘陵或平原，盆地中部自霍山东翼至昔阳为海拔1600～1800 m的分水岭。受盆地地势控制地表水系形成以汾河为主体的水系，地下水与地表径流供水和泄水组成统一的水动力系统。沁水盆地区域含水层可分三类，松散孔隙含水层、裂隙含水层和裂隙岩溶含水层。松散孔隙含水层为第三系、第四系砂砾石层。裂隙含水层为石炭、二叠系和三叠系砂岩、页岩裂隙含水层。裂隙岩溶含水层为太原组薄层灰岩和奥陶系灰岩。太原组和山西组煤层普遍含水，储水空间是煤层割理及外生裂隙，孔隙度在无应力状态测试＜1%至4%，富水性很弱。

据盆地含水层特征与煤层关系分析，新生界疏散孔隙含水层底部粘土层隔水性好，与含煤岩系相隔较远，与煤层水力联系较小。三叠系裂隙含水层下伏石千峰组有约100 m泥质岩隔水层对煤层影响亦很小。上石盒子组砂岩裂隙含水层其下具多层较厚泥质岩，隔水性能良好，对煤层影响亦小。影响山西组煤层的是上、下围岩裂隙含水层，主煤层3煤顶板砂岩裂隙含水层位于煤层之上数米，至中部地区为直接顶板，由1～3层细—粗粒砂岩组成，厚6 m，最大23 m，富水性弱，盆地南部抽水试验涌水量0.0011 l/，盆地东部潞安部分钻孔一抽即干，说明3煤顶板砂岩裂隙含水对煤层水浸有限。裂隙含水层与煤层关系复杂，太原组15、13、11 煤层直接顶板为灰岩，岩溶不发育，裂隙不发育—较发育，多被方解石充填，富水性弱，对煤层影响不大，但寿阳钻井涌水量达8.102 l/，因此局部可能富水性强。奥陶系马家沟灰岩裂隙岩溶含水层，其水头标高高于15 煤底标高，寿阳、阳城都高于15煤标高，愈向盆地标高差愈大，奥陶系灰岩裂隙岩溶含水层与15煤底板相隔5～60 m，一般能起到隔水层作用，但当有裂隙通道时可能会连通。可见，煤层含水性弱，与围岩水力沟通程度取决于围岩的裂隙开启及岩溶发育程度。石炭、二叠系砂岩裂隙含水层富水性较弱，泥岩隔水层发育，对煤层气开发影响有限。奥陶系灰岩和石炭系太原组灰岩层局部富水性强，在断裂及岩溶陷落柱发育区对煤层有直接影响，对煤层气开发不利。

煤层气资源量是评价含煤盆地或煤层气藏资源前景的综合性量化参数，沁水盆地资源量测算以300～1000 m煤层埋深计算潜在资源量，1000～2000 m煤层埋深计算推测资源量。潜在资源量计算面积12700 km²，资源丰度（0.5～1.5）×10⁸m³/km²，潜在资源量为（6375～19125）×10⁸m³，均值12750×10⁸m³。推测资源量煤层埋深1000～2000 m，含煤面积15400 km²（山西组与太原组面积之和），含气量23～26 m³/t，推测资源量（23299～26338）×10⁸m³，均值25325×10⁸m³；无烟煤面积4500 km²，含气量25～28 m³/t，推测资源量（14350～16072）×10⁸m³，均值14925×10⁸m³。沁水盆地煤层气总资源量（44024～61535）×10⁸m³，均值53000×10⁸m³。以此并综合煤层气地质条件，华北石油局对沁水盆地潞安长治、寿阳、阳城三个区块进行了综合评价并提出勘探开发建议。

西安煤炭研究分院对沁水盆地煤层气资源量亦进行测算，测算时删除200 m以浅甲烷风化带，将之下分为200～600 m，600～1000 m，1000～1500 m，＞1500 m四段，可采煤层以大于0.6 m厚为限（阳泉＞0.8 m）。计算结果：煤层气总资源量82032.91×10⁸m³，总面积31911.62 km²，其中3煤17631.63×10⁸m³，15煤30176.26×10⁸m³。埋深200～600m，面积9297.28 km²，资源量15619.56×10⁸m³；埋深600～1000 m，面积7515.39 km²，资源量18514.98×10⁸m³；埋深1000～1500 m，面积8276.62 km²，资源量 25106.89×10⁸m³；埋深＞1500 m，面积6822.33 km²，资源量22791.47×10⁸m³。

沁水盆地是由华北古生代克拉通盆地经后期构造运动改造、分割变形的中型含煤沉积构造盆地，改造后的盆地呈复式向斜样式保存较为完整，内部构造较为简单，含煤岩系分布较为稳定，煤层厚度较大，煤层埋深适中，煤炭资源丰富。盆地主要含煤岩层上石炭统太原组、下二叠统山西组，含煤11～20层，煤层厚5～17 m，山西组3煤和太原组15煤在盆地内部稳定，埋深300～1500 m主采煤层占含煤总面积一半。石炭、二叠系含煤岩系变质程度相对较高，煤岩吸附能力较强，含气量达8～25 m³/t，2000 m以浅的煤层气资源量达53000×10⁸m³，资源丰度（0.5～1.5）×10⁸m³，是煤层气资源较为丰富的含煤盆地。沁水盆地是处于隆升构造背景下早期沉积晚期成盆的含煤盆地，具有较高的区域地热场背景，含煤岩系变质程度较高，是制约煤层气可采性的不利条件，但从煤岩储集层综合分析还有诸多有利因素。沁水盆地含煤岩系煤层割理较发育，外生裂隙亦发育，等温吸附特征较好，兰氏体积高，兰氏压力亦高，含气饱和度中等—偏高，气体扩散速率高，对气体解吸有利，煤层压力较正常或偏高，有利于煤层渗透性的改善和储层流体产出动能的提高。地层有效地应力低，利于煤层渗透性变好。煤体结构多为原生结构，对钻井完井和煤层渗透性改善有利。太原组、山西组煤层顶、底板岩性多为泥质岩，对煤层封盖较为有利，盆地水动力条件亦有较有利的条件。综合各种因素总体评价沁水含煤盆地煤层气资源前景较好，开发煤层气条件较为有利。

‘柒’ 渗透系数的常用测定方法有哪些

渗透系数的测定方法主要分“实验室测定”和“野外现场测定“两大类。
1.实验室测定法
目前在实验室中测定渗透系数 k 的仪器种类和试验方法很多，但从试验原理上大体可分为”常水头法“和变水头法两种。
常水头试验法就是在整个试验过程中保持水头为一常数，从而水头差也为常数。 如图：
试验时，在透明塑料筒中装填截面为A，长度为L的饱和试样，打开水阀，使水自上而下流经试样，并自出水口处排出。待水头差△h和渗出流量Q稳定后，量测经过一定时间 t 内流经试样的水量V，则
V = Q*t = ν*A*t
根据达西定律，v = k*i，则
V = k*（△h/L）*A*t
从而得出
k = q*L / A*△h=Q*L /( A*△h)
常水头试验适用于测定透水性大的沙性土的渗透参数。粘性土由于渗透系数很小，渗透水量很少，用这种试验不易准确测定，须改用变水头试验。
变水头试验法就是试验过程中水头差一直随时间而变化，其装置如图：水从一根直立的带有刻度的玻璃管和U形管自下而上流经土样。试验时，将玻璃管充水至需要高度后，开动秒表，测记起始水头差△h1，经时间 t 后，再测记终了水头差△h2，通过建立瞬时达西定律，即可推出渗透系数 k 的表达式。
设试验过程中任意时刻 t 作用于两段的水头差为△h，经过时间dt后，管中水位下降dh，则dt时间内流入试样的水量为
dVe = －a dh
式中 a 为玻璃管断面积；右端的负号表示水量随△h的减少而增加。
根据达西定律，dt时间内流出试样的渗流量为：
dVo = k*i*A*dt = k*（△h/L）*A*dt
式中，A——试样断面积；L——试样长度。
根据水流连续原理， 应有dVe = dVo，即得到
k = （a*L/A*t）㏑（△h1/△h2）
或用常用对数表示，则上式可写为
k = 2.3*（a*L/A*t）lg（△h1/△h2）
2. 野外现场测定法
渗水试验(infiltration test)一般采用试坑渗水试验，是野外测定包气带松散层和岩层渗透系数的简易方法。试坑渗水试验常采用的是试坑法、单环法、和双环法。 是试坑底嵌入两个铁环，增加一个内环，形成同心环，外环直径可取0.5米, 内环直径可取0.25米。试验时往铁环内注水，用马利奥特瓶控制外环和内环的水柱都保持在同一高度上，（例如10厘米）。根据内环取的的资料按上述方法确定松散层、岩层的渗透系数值。由于内环中的水只产生垂直方向的渗入，排除了侧向渗流带的误差，因此，比试坑法和单环法精确度高。内外环之间渗入的水，主要是侧向散流及毛细管吸收，内环则是松散层和岩层在垂直方向的实际渗透。
当渗水试验进行到渗入水量趋于稳定时，可按下式精确计算渗透系数（考虑了毛细压力的附加影响）：K(渗透系数)= QL/ F(H+Z+L)。
式中：
Q-----稳定的渗入水量(立方厘米/分)；
F------试坑内环的渗水面积(平方厘米)；
Z-----试坑内环中的水厚度(厘米)；
H-----毛细管压力（一般等于岩土毛细上升高度的一半）(厘米)；
L-----试验结束时水的渗入深度（试验后开挖确定）(厘米)。

‘捌’ 渗透检测的检测方法的分类

根据渗透剂和显像剂种类不同，检测方法可按照表1和表2进行分类：
表1 方法名称 渗透剂种类 方法代号 荧光渗透检测 水洗型荧光渗透剂 FA 后乳化型荧光渗透剂 FB 溶剂去除型荧光渗透剂 FC 着色渗透检测 水洗型着色渗透剂 VA 后乳化型着色渗透剂 VB 溶剂去除型着色渗透剂 VC
表2 方法名称 显像剂种类 方法代号 干式显像法 干式显像剂 D 湿式显像法 湿式显像剂 W 快干式显像剂 S 无显像剂显像法 不用显像剂 N
1、根据渗透剂所含染料成分分类
根据渗透剂所含染料成分，渗透检测分为荧光渗透检测法、着色渗透检测法和荧光着色渗透检测法，简称为荧光法、着色法、和荧光着色法三大类。渗透剂内含有荧光物质，缺陷图像在紫外线能激发荧光的为荧光法。渗透剂内含有有色染料，缺陷图像在白光或日光下显色的为着色发。荧光着色法兼备荧光和着色两种方法的特点，缺陷图像在白光或日光下能显色，在紫外线下又能激发出荧光。
2、根据渗透剂去除方法分类
根据渗透剂去除方法，渗透检测分为水洗型、后乳化型和溶剂去除型三大类。水洗型渗透法是渗透剂内含有一定量的乳化剂，工件表面多余的渗透剂可以直接用水洗掉。有的渗透剂虽不含乳化剂，但溶剂是水，即水基渗透剂，工件表面多余的渗透剂也可直接用水洗掉，它也属于水洗型渗透法。后乳化型渗透法的渗透剂不能直接用水从工件表面洗掉，必须增加一道乳化工序，即工件表面上多余的渗透剂要用乳化剂“乳化”后方能用水洗掉。溶剂去除型渗透法是用有机溶剂去除工件表面多余的渗透剂。
3、根据显像剂类型分类
根据显像剂类型，渗透检测分为干式显像法、湿式显像法两大类。干式显像法是以白色微细粉末作为显像剂，施涂在清洗并干燥后的工件表面上。湿式显像法是将显像粉末悬浮于水中（水悬浮显像剂）或溶剂中（溶剂悬浮显像剂），也可将现象粉溶解于水中（水溶性显像剂）。此外，还有塑料薄膜显像法；也有不使用显像剂，实现自显像的。

‘玖’ 渗透检测方法如何分类

渗透检测(penetrant testing,缩写符号为PT），又称渗透探伤，是一种以毛细作用原理为基础的检查表面开口缺陷的无损检测方法。渗透检测是无损检测五大常规检测技术之一，是高等院校无损检测专业基础课。本教材编写的目标和出发点都是立足于为无损检测专业的高年级本科生或研究生教学使用，同时又兼顾高职学院学生教学及工程技术人员需要。强调理论基础的重要性，始终以理论基础贯穿全文；考虑教学、培训的双重需要，将理论、工程、资格考核有机结合；教材编排注重结构层次、渗透检测过程的逻辑关系。内容包括绪论、渗透检测的基本原理、渗透检测探伤剂、渗透检测方法、渗透检测技术、痕迹显示的解释与评定、渗透检测设备和器材、渗透检测应用、安全与健康、渗透检测质量控制和渗漏检测等。教材全面反映渗透检测技术的各种分支内容，同时考虑渗透检测的最新发展。

‘拾’ 渗透检测的基本原理及步骤

渗透检测是基于液体的毛细作用（或毛细现象）和固体染料在一定条件下的发光现象。
渗透检测的工作原理是：工件表面被施涂含有荧光染料或者着色染料的渗透剂后，在毛细作用下，经过一定时间，渗透剂可以渗入表面开口缺陷中；去除工作表面多余的渗透剂，经过干燥后，再在工件表面施涂吸附介质——显像剂；同样在毛细作用下，显像剂将吸引缺陷中的渗透剂，即渗透剂回渗到显像中；在一定的光源下（黑光或白光），缺陷处的渗透剂痕迹被显示（黄绿色荧光或鲜艳红色），从而探测出缺陷的形貌及分布状态。
渗透检测的基本步骤
无论是那种渗透检测方法，其步骤基本上是差不多的，主要包括以下几步：
1、预处理；
2、渗透；
3、清洗；4、显像；
5、观察记录及评定；
6、后处理。
渗透检测的结果主要受到操作者的操作影响，所以进行渗透检测的人员一定要严格按照相关的工艺标准、规程及技术要求来进行操作，这样才能确保检测结果的可靠性。