CN105628575A - 页岩性质测定方法、装置和页岩性质测定仪 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种页岩性质测定方法、装置和页岩性质测定仪，属于测量技术领域。所述方法包括：获取n组压力值，该n组压力值为气体在页岩样品中扩散的过程中，每隔预定时间间隔记录的页岩样品两端的压力值；根据上述n组压力值计算出对应的n组浓度值；根据上述n组浓度值求解一维扩散方程得到页岩样品的扩散系数D，该扩散系数D用于反映气体在页岩样品中的扩散程度；使用下述公式计算页岩样品的渗透率k：k＝Dμφβ_t。本发明解决了背景技术涉及的测定方法在测定页岩的渗透率时未考虑页岩气的非达西流动特性和吸附气的影响，所导致的测定结果不准确的问题；充分提高了测定结果的准确度。

Description

页岩性质测定方法、装置和页岩性质测定仪

技术领域

本发明涉及测量技术领域，特别涉及一种页岩性质测定方法、装置和页岩性质测定仪。

背景技术

页岩气是一种储存于页岩层中的非常规天然气资源，其具有分布范围广、开采寿命长以及生产周期长等优点，具有很好的应用前景。

页岩气在页岩层中的流动能力是评价页岩气能否经济开采的重要因素。其中，常用的流动能力评价参数为渗透率。在相关技术中，通常采用达西稳定流法测定页岩渗透率。通过计量一定压力下通过页岩样品的气体的流量，然后根据达西直线渗滤定律计算出页岩样品的渗透率。

另外，相关文献也提出了采用脉冲衰减法测定页岩渗透率。主要包括岩芯柱脉冲衰减法、颗粒脉冲衰减法和脱气法这三种测定方法。其中，岩芯柱脉冲衰减法对实验仪器和页岩样品的要求较为严格，虽然具备较高的测定效果和精度，但数学处理上还需进一步研究；颗粒脉冲衰减法将页岩样品简化为规则外形，破坏了孔隙结构，对测定结果有一定影响；脱气法仅适用于现场密闭取芯的测试，与页岩储层含气量测试相关，精度不高。

在实现本发明的过程中，发明人发现上述技术至少存在以下问题：气体在页岩中的渗流存在非达西流动特点，此时应用达西直线渗流定律计算页岩的渗透率必然导致测定结果不准确的问题。另外，上述技术涉及的各种测定方法，在测定页岩的渗透率时均未考虑吸附气的影响，导致测定结果不准确的问题。

发明内容

为了解决上述技术涉及的测定方法在测定页岩的渗透率时未考虑页岩气的非达西流动特性以及吸附气的影响，所导致的测定结果不准确的问题，本发明实施例提供了一种页岩性质测定方法、装置和页岩性质测定仪。所述技术方案如下：

第一方面，提供了一种页岩性质测定方法，所述方法包括：

获取n组压力值，所述n组压力值为气体在页岩样品中扩散的过程中，每隔预定时间间隔记录的所述页岩样品两端的压力值，对于每一组压力值，所述压力值包括放置有所述页岩样品的岩芯夹持器的进口端的压力值P_in和出口端的压力值P_out，n≥2且n为整数；

根据所述n组压力值计算出对应的n组浓度值，对于每一组浓度值，所述浓度值包括所述进口端的浓度值N_in和所述出口端的浓度值N_out；

根据所述n组浓度值求解一维扩散方程得到所述页岩样品的扩散系数D，所述扩散系数D用于反映气体在所述页岩样品中的扩散程度；

使用下述公式计算所述页岩样品的渗透率k：

k＝Dμφβ_t；

其中，所述D表示所述扩散系数(m²/s)；所述μ表示流体粘度(Pa·s)；所述φ表示所述页岩样品的有效孔隙度(％)；所述β_t表示初始孔隙压力下的压缩系数(Pa^-1)。

可选的，所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;\mathrm{0,0}<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；

或者，

所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2\frac{\&PartialD;Q}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;0,0<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；表示时刻t所对应的吸附气含量的增加量；所述ρ₁表示所述页岩样品的密度(kg/m³)；所述ρ₂表示气体密度(kg/m³)。

可选的，所述使用下述公式计算所述页岩样品的渗透率k之前，还包括：

使用下述公式计算所述页岩样品的有效孔隙度φ：

$\mathrm{\&phi;}=\frac{\frac{Z_2{P}_1{V}_1}{Z_1{P}_2}-V_1-V_x}{\mathrm{SL}};$

其中，所述S表示所述页岩样品的截面积(m²)；所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述P₁表示脉冲压力(MPa)；所述P₂表示平衡压力(MPa)；所述Z₁表示气体在压力P₁下的压缩因子；所述Z₂表示气体在压力P₂下的压缩因子；所述V₁表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)；所述V_x表示所述上游气体容器、所述上游进气阀、所述岩芯夹持器以及所述下游进气阀之间的管线的体积(m³)。

可选的，所述方法还包括：

使用下述公式计算所述页岩样品的吸附气含量Q_n：

$Q_n=\frac{V_n}{m};$

其中，所述Q_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，单位质量的所述页岩样品所吸附的气体体积(m³/kg)；所述m表示所述页岩样品的质量(kg)；所述V_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，所述页岩样品所吸附的气体体积(m³)；所述T₀表示常温(℃)，所述T表示实验温度(℃)，所述P₀表示标准大气压(MPa)，所述V_h表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)，所述V_φ表示所述岩芯夹持器的孔隙体积(m³)，所述P_n表示第n个脉冲压力(MPa)，所述P_n ^*表示第n个吸附平衡压力(MPa)，所述Z_n表示气体在压力P_n下的压缩因子，所述Z_n ^*表示气体在压力P_n ^*下的压缩因子；当n＝1时， $V_1=\frac{T_0}{T{P}_0}(\frac{P_1{V}_h}{Z_1}-\frac{P_1^{*}{V}_h}{Z_1^{*}}-\frac{P_1^{*}{V}_{\mathrm{\&phi;}}}{Z_1^{*}}).$

第二方面，提供了一种页岩性质测定装置，所述装置包括：

压力获取模块，用于获取n组压力值，所述n组压力值为气体在页岩样品中扩散的过程中，每隔预定时间间隔记录的所述页岩样品两端的压力值，对于每一组压力值，所述压力值包括放置有所述页岩样品的岩芯夹持器的进口端的压力值P_in和出口端的压力值P_out，n≥2且n为整数；

浓度计算模块，用于根据所述n组压力值计算出对应的n组浓度值，对于每一组浓度值，所述浓度值包括所述进口端的浓度值N_in和所述出口端的浓度值N_out；

扩散系数计算模块，用于根据所述n组浓度值求解一维扩散方程得到所述页岩样品的扩散系数D，所述扩散系数D用于反映气体在所述页岩样品中的扩散程度；

渗透率计算模块，用于使用下述公式计算所述页岩样品的渗透率k：

k＝Dμφβ_t；

其中，所述D表示所述扩散系数(m²/s)；所述μ表示流体粘度(Pa·s)；所述φ表示所述页岩样品的有效孔隙度(％)；所述β_t表示初始孔隙压力下的压缩系数(Pa^-1)。

可选的，所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;\mathrm{0,0}<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；

或者，

所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2\frac{\&PartialD;Q}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;0,0<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；表示时刻t所对应的吸附气含量的增加量；所述ρ₁表示所述页岩样品的密度(kg/m³)；所述ρ₂表示气体密度(kg/m³)。

可选的，所述装置还包括：

孔隙度计算模块，用于使用下述公式计算所述页岩样品的有效孔隙度φ：

$\mathrm{\&phi;}=\frac{\frac{Z_2{P}_1{V}_1}{Z_1{P}_2}-V_1-V_x}{\mathrm{SL}};$

其中，所述S表示所述页岩样品的截面积(m²)；所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述P₁表示脉冲压力(MPa)；所述P₂表示平衡压力(MPa)；所述Z₁表示气体在压力P₁下的压缩因子；所述Z₂表示气体在压力P₂下的压缩因子；所述V₁表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)；所述V_x表示所述上游气体容器、所述上游进气阀、所述岩芯夹持器以及所述下游进气阀之间的管线的体积(m³)。

可选的，所述装置还包括：

吸附气计算模块，用于使用下述公式计算所述页岩样品的吸附气含量Q_n：

$Q_n=\frac{V_n}{m};$

其中，所述Q_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，单位质量的所述页岩样品所吸附的气体体积(m³/kg)；所述m表示所述页岩样品的质量(kg)；所述V_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，所述页岩样品所吸附的气体体积(m³)；所述T₀表示常温(℃)，所述T表示实验温度(℃)，所述P₀表示标准大气压(MPa)，所述V_h表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)，所述V_φ表示所述岩芯夹持器的孔隙体积(m³)，所述P_n表示第n个脉冲压力(MPa)，所述P_n ^*表示第n个吸附平衡压力(MPa)，所述Z_n表示气体在压力P_n下的压缩因子，所述Z_n ^*表示气体在压力P_n ^*下的压缩因子；当n＝1时， $V_1=\frac{T_0}{T{P}_0}(\frac{P_1{V}_h}{Z_1}-\frac{P_1^{*}{V}_h}{Z_1^{*}}-\frac{P_1^{*}{V}_{\mathrm{\&phi;}}}{Z_1^{*}}).$

第三方面，提供了一种页岩性质测定仪，所述页岩性质测定仪包括：上游气体容器、上游进气阀、用于放置页岩样品的岩芯夹持器、下游进气阀、下游气体容器、上游液压泵、围压液压泵、下游液压泵、压力传感器、压差传感器、围压进气阀、放空阀、恒温箱、计时器和计算设备；

其中，所述岩芯夹持器的进口端依次通过所述上游进气阀的第一阀门、所述上游进气阀的第二阀门与所述上游气体容器的第一端相连；所述岩芯夹持器的出口端依次通过所述下游进气阀的第一阀门、所述下游进气阀的第二阀门与所述下游气体容器的第一端相连；所述岩芯夹持器、所述上游气体容器和所述下游气体容器安装于所述恒温箱中；所述上游液压泵通过第一管线与所述上游进气阀的第三阀门相连，所述下游液压泵通过第二管线与所述下游进气阀的第三阀门相连；所述上游进气阀的第四阀门通过第三管线与所述下游进气阀的第四阀门相连；所述上游进气阀的第五阀门经所述压差传感器与所述下游进气阀的第五阀门相连；所述围压液压泵经所述围压进气阀与所述岩芯夹持器的侧壁相连；所述上游气体容器的第二端与所述压力传感器相连，所述下游气体容器的第二端与所述放空阀相连；所述压力传感器、所述压差传感器和所述计时器分别与所述计算设备相连；

所述计算设备，包括如第二方面所述的页岩性质测定装置。

本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

通过求解预先建立的一维扩散方程得到页岩样品的扩散系数，进而根据扩散系数求得页岩样品的渗透率；解决了背景技术涉及的测定方法在测定页岩的渗透率时未考虑页岩气的非达西流动特性以及吸附气的影响，所导致的测定结果不准确的问题；充分提高了测定结果的准确度。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明一个实施例提供的页岩性质测定仪的结构示意图；

图2是本发明一个实施例提供的页岩性质测定方法的方法流程图；

图3A是本发明另一实施例提供的页岩性质测定方法的方法流程图；

图3B是本发明另一实施例所涉及的气体在页岩样品中扩散的示意图；

图4是本发明一个实施例提供的页岩性质测定装置的结构方框图；

图5是本发明另一实施例提供的页岩性质测定装置的结构方框图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

请参考图1，其示出了本发明一个实施例提供的页岩性质测定仪的结构示意图，该页岩性质测定仪包括：上游气体容器101、上游进气阀102、用于放置页岩样品的岩芯夹持器103、下游进气阀104、下游气体容器105、上游液压泵106、围压液压泵107、下游液压泵108、压力传感器109、压差传感器110、围压进气阀111、放空阀112、恒温箱113、计时器114和计算设备115。其中：

岩芯夹持器103的进口端103a依次通过上游进气阀102的第一阀门102a、上游进气阀102的第二阀门102b与上游气体容器101的第一端相连；岩芯夹持器103的出口端103b依次通过下游进气阀104的第一阀门104a、下游进气阀104的第二阀门104b与下游气体容器105的第一端相连。

岩芯夹持器103用于放置页岩样品。在通常情况下，页岩样品为柱状，直径在2.5cm-10cm之间，长度在2cm-20cm之间。

岩芯夹持器103、上游气体容器101和下游气体容器105安装于恒温箱113中。恒温箱113的最高温度可设定为120℃。

上游液压泵106通过第一管线与上游进气阀102的第三阀门102c相连，下游液压泵108通过第二管线与下游进气阀104的第三阀门104c相连。上游液压泵106和下游液压泵108用于将实验气体分别压入上游气体容器101和下游气体容器105中。实验气体可以选择纯度为99.9％的CH₄(甲烷)、纯度为99.9％的CO₂(二氧化碳)、纯度为99.9％的N₂(氮气)或者纯度为99.9％的He(氦气)。液压泵用水通常选择蒸馏水。

上游进气阀102的第四阀门102d通过第三管线与下游进气阀104的第四阀门104d相连。上游进气阀102的第五阀门102e经压差传感器110与下游进气阀104的第五阀门104e相连。压差传感器110用于采集岩芯夹持器103的进口端103a与岩芯夹持器103的出口端103b之间的压力差。上游进气阀102和下游进气阀104可以选择六通阀。

围压液压泵107经围压进气阀111与岩芯夹持器103的侧壁相连。围压液压泵107用于给页岩样品提供一定的围压和轴向压力。

上游气体容器101的第二端与压力传感器109相连，下游气体容器105的第二端与放空阀112相连。压力传感器109用于采集岩芯夹持器103的进口端103a的压力值。

压力传感器109、压差传感器110和计时器114分别与计算设备115相连。比如，压力传感器109、压差传感器110和计时器114可分别通过数据线与计算设备115相连。计算设备115通常为计算机，可以是台式计算机，或者膝上型便捷式计算机。计算设备115可以包括如下图4或者图5所示实施例提供的页岩性质测定装置，该页岩性质测定装置被配置为执行如下图2或者图3A所示实施例提供的页岩性质测定方法。

另外，在其它可能的实施例中，压力传感器109或者压差传感器110可以由另一个压力传感器代替，该另一个压力传感器与下游气体容器105相连，用于采集岩芯夹持器103的出口端103b的压力值。

在本发明实施例提供的技术方案中，通过图1所示页岩性质测定仪可以测定页岩样品的孔隙度、渗透率、游离气含量以及吸附气含量等参数。

具体来讲，在测定页岩样品的孔隙度时，可以包括如下几个实验步骤：

(1)测定页岩样品的直径d、长度L以及质量m；

(2)测定死体积V_x，死体积V_x包括上游气体容器101、上游进气阀102、岩芯夹持器103以及下游进气阀104之间的管线的体积；

(3)根据图1所示结构连接各个仪器，并将页岩样品放入岩芯夹持器103中；

(4)关闭所有阀门，通过围压液压泵107给页岩样品加载一定的围压和轴向压力；

(5)打开上游进气阀102的第二阀门102b和第三阀门102c，通过上游液压泵106向上游气体容器101内充入实验气体，并在压力传感器109的示数达到预定阈值P₁时，关闭上游进气阀102的第三阀门102c；

(6)打开上游进气阀102的第一阀门102a，使得实验气体经过页岩样品扩散，待压力传感器109的示数为恒定值P₂时，记录压力传感器109的示数P₂。

在测定页岩样品的渗透率时，可以包括如下几个实验步骤：

(1)测定页岩样品的直径d、长度L以及质量m；

(2)测定死体积V_x，死体积V_x包括上游气体容器101、上游进气阀102、岩芯夹持器103以及下游进气阀104之间的管线的体积；

(3)根据图1所示结构连接各个仪器，并将页岩样品放入岩芯夹持器103中；

(4)关闭所有阀门，通过围压液压泵107给页岩样品加载一定的围压和轴向压力；

(5)打开上游进气阀102的第二阀门102b和第三阀门102c以及下游进气阀104的第二阀门104b和第三阀门104c，分别通过上游液压泵106和下游液压泵108向上游气体容器101和下游气体容器105内充入一定量的实验气体；

(6)关闭上游进气阀102的第三阀门102c和下游进气阀104的第三阀门104c，并打开上游进气阀102的第一阀门102a、第四阀门102d和第五阀门102e以及下游进气阀104的第一阀门104a、第四阀门104d和第五阀门104e，使得实验气体扩散，在上游气体容器101、下游气体容器105以及页岩样品中充分达到平衡，待压差传感器110的示数为0MPa时，关闭上游进气阀102的第一阀门102a、第四阀门102d以及下游进气阀104的第四阀门104d；

(7)打开上游进气阀102的第三阀门102c，通过上游液压泵106向上游气体容器101施加一个预先设定的脉冲压力，关闭上游进气阀102的第三阀门102c，并记录压力传感器109和压差传感器110的示数；

(8)打开上游进气阀102的第一阀门102a，在压力差引起的浓度差的作用下，使得实验气体通过页岩样品扩散，每隔预定时间间隔记录压力传感器109和压差传感器110的示数，直至压差传感器110的示数为0MPa。

在测定页岩样品的吸附气含量时，可以包括如下几个实验步骤：

(1)根据图1所示结构连接各个仪器，并将页岩样品放入岩芯夹持器103中；

(2)关闭所有阀门，通过围压液压泵107给页岩样品加载一定的围压和轴向压力；

(3)打开上游进气阀102的第二阀门102b和第三阀门102c，通过上游液压泵106向上游气体容器101内充入一定量的实验气体，并记录压力传感器109的示数P1,关闭上游进气阀102的第三阀门102c；

(4)打开上游进气阀102的第一阀门102a，使得实验气体经过页岩样品扩散，待压力传感器109的示数为恒定值P₁ ^*时，记录压力传感器109的示数P₁ ^*，关闭上游进气阀102的第一阀门102a；

(5)重复上述步骤(3)和(4)，记录P₂、P₂ ^*、…、P_n、P_n ^*，直至吸附平衡压力P_n ^*达到预先设定的实验最高压力；

可选的，步骤(5)之后还可包括如下几个解吸实验步骤：

(6)降低岩芯夹持器103中的压力，通过压力传感器109记录平衡前压力；

(7)待压力平衡时，记录解吸平衡压力，同时通过计时器114记录上述压力平衡过程所耗费的时间；

(8)重复上述步骤(6)和(7)，直至解吸平衡压力达到预先设定的实验最低压力。

需要说明的一点是：在上述任一实验中，在根据图1所示结构连接各个仪器之后，需要检查实验装置的气密性；另外，还需将整个实验装置抽真空，确保各个仪器内没有空气混入，减小实验误差。

在实现本发明的过程中，发明人发现：气体在页岩中的流动符合扩散定律，在压力差引起的浓度差下，气体在页岩中发生一维扩散。因此，提出扩散系数来评价气体在页岩中的流动能力。扩散系数是表示气体扩散程度的物理量，扩散系数是指沿扩散方向，在单位时间每单位浓度梯度的条件下，垂直通过单位面积所扩散气体的质量，单位为m²/s或cm²/s。进一步地，根据扩散系数求解出页岩的渗透率，可以使得测定结果更为准确。

下面，将通过几个实施例对本发明提供的技术方案进行详细介绍和说明：

请参考图2，其示出了本发明一个实施例提供的页岩性质测定方法的方法流程图，本实施例以该页岩性质测定方法应用于图1所示页岩性质测定仪中的计算设备115中进行举例说明。该页岩性质测定方法可以包括如下步骤：

步骤202，获取n组压力值，该n组压力值为气体在页岩样品中扩散的过程中，每隔预定时间间隔记录的页岩样品两端的压力值，对于每一组压力值，该组压力值包括放置有页岩样品的岩芯夹持器的进口端的压力值P_in和出口端的压力值P_out，n≥2且n为整数。

步骤204，根据上述n组压力值计算出对应的n组浓度值，对于每一组浓度值，该组浓度值包括进口端的浓度值N_in和出口端的浓度值N_out。

步骤206，根据上述n组浓度值求解一维扩散方程得到页岩样品的扩散系数D，该扩散系数D用于反映气体在页岩样品中的扩散程度。

步骤208，使用下述公式计算页岩样品的渗透率k：

k＝Dμφβ_t；

其中，D表示扩散系数(m²/s)；μ表示流体粘度(Pa·s)；φ表示页岩样品的有效孔隙度(％)；β_t表示初始孔隙压力下的压缩系数(Pa^-1)。

综上所述，本实施例提供的页岩性质测定方法，通过求解预先建立的一维扩散方程得到页岩样品的扩散系数，进而根据扩散系数求得页岩样品的渗透率；解决了背景技术涉及的测定方法在测定页岩的渗透率时未考虑页岩气的非达西流动特性以及吸附气的影响，所导致的测定结果不准确的问题；充分提高了测定结果的准确度。

请参考图3A，其示出了本发明另一实施例提供的页岩性质测定方法的方法流程图，本实施例以该页岩性质测定方法应用于图1所示页岩性质测定仪中的计算设备115中进行举例说明。该页岩性质测定方法可以包括如下步骤：

步骤301，计算页岩样品的有效孔隙度φ：

$\mathrm{\&phi;}=\frac{\frac{Z_2{P}_1{V}_1}{Z_1{P}_2}-V_1-V_x}{\mathrm{SL}};$

其中，S表示页岩样品的截面积(m²)；L表示页岩样品的长度(m)；P₁表示脉冲压力(MPa)；P₂表示平衡压力(MPa)；Z₁表示气体在压力P₁下的压缩因子；Z₂表示气体在压力P₂下的压缩因子；V₁表示与岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)；V_x表示上游气体容器、上游进气阀、岩芯夹持器以及下游进气阀之间的管线的体积(m³)。

首先，由波义耳定律计算页岩样品的有效孔隙体积V_p：

Z₂P₁V₁＝Z₁P₂(V₁+V_x+V_p)；

其中，P₁表示脉冲压力(MPa)，也即在上述测定页岩样品的孔隙度的实验步骤(5)中记录的压力值；P₂表示平衡压力(MPa)，也即在上述测定页岩样品的孔隙度的实验步骤(6)中记录的压力值；Z₁表示气体在压力P₁下的压缩因子；Z₂表示气体在压力P₂下的压缩因子；V₁表示与岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)；V_x表示上游气体容器、上游进气阀、岩芯夹持器以及下游进气阀之间的管线的体积(m³)，也称为死体积；V_p表示页岩样品的有效孔隙体积(m³)。

由上式可推导出：有效孔隙体积

页岩样品的有效孔隙度φ等于页岩样品的有效孔隙体积V_p与页岩样品的体积V的比值，也即：

$\mathrm{\&phi;}=\frac{V_p}{V}=\frac{\frac{Z_2{P}_1{V}_1}{Z_1{P}_2}-V_1-V_x}{\mathrm{SL}};$

其中，S表示页岩样品的截面积(m²)；L表示页岩样品的长度(m)。

可选的，当页岩样品为直径为d、长度为L的柱状样品时，由于页岩样品的截面积 $S=\frac{{\mathrm{\&pi;d}}^2}{4},$ 所以 $\mathrm{\&phi;}=\frac{{4V}_p}{\mathrm{\&pi;}{d}^{2}L}.$

在计算页岩样品的渗透率k之前，首先建立数学模型。如图3B所示，其示出了气体在页岩样品中扩散的示意图。请结合参考上述测定页岩样品的渗透率的实验步骤，在上游气体容器、下游气体容器以及页岩样品中的气体充分达到平衡时，一个预先设定的压力脉冲作用于上游气体容器内，使得气体在页岩样品内形成一维扩散，图3B箭头所指方向表示气体扩散方向。在整个扩散过程中，上游气体容器内的压力逐渐降低，下游气体容器内的压力逐渐升高，页岩样品两端的压力差逐渐减小，待上游气体容器、下游气体容器以及页岩样品中的气体再次达到平衡时，页岩样品两端的压力差变为0MPa。

以函数N(x,t)表示物体G在位置x及时刻t的浓度值，该浓度值表示单位体积中所扩散物质的质量。由于页岩样品放在岩芯夹持器中，具有一定的围压，页岩样品与岩芯夹持器紧密接触，可以认为页岩样品侧面部产生扩散。因此，气体在页岩样品中的扩散现象满足一维扩散，通过微元法和质量守恒原理推导出气体在页岩样品中发生一维扩散的数学模型。

由于页岩具有吸附特性，在考虑吸附气的情况下，流入页岩样品的气体一部分使内部浓度增加，另一部分使得吸附气含量增加，由此可以建立一维扩散方程：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2\frac{\&PartialD;Q}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;0,0<x<L);$

其中，L表示页岩样品的长度(m)；N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；表示时刻t所对应的吸附气含量的增加量；ρ₁表示页岩样品的密度(kg/m³)；ρ₂表示气体密度(kg/m³)。

另外，如果初始的平衡压力设计的足够大，在脉冲压力的作用下，吸附气含量的增加量将会非常小，可以忽略不计，则在不考虑吸附气的情况下，一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;\mathrm{0,0}<x<L);$

其中，L表示页岩样品的长度(m)；N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)。

在建立一维扩散方程后，确定该一维扩散方程的定解条件。

其中，初始条件为：表示初始时刻(也即t＝0)在页岩样品的不同位置x的气体的浓度值。

边界条件为：N(0,t)＝N₁(t)，N(L,t)＝N₂(t)(t≥0,0＜x＜L)；N₁(t)表示在页岩样品的x＝0位置不同时刻t的气体的浓度值，N₂(t)表示在页岩样品的x＝L位置不同时刻t的气体的浓度值。

为了保证解的连续性，上述初始条件和边界条件必须满足相容性条件，即：

之后，便可结合压力传感器、压差传感器以及计时器在气体扩散过程中记录的数据，并采用分离变量法或者差分法求解上述一维扩散方程，得到页岩样品的扩散系数D。具体来讲，如下步骤302至步骤304：

步骤302，获取n组压力值，该n组压力值为气体在页岩样品中扩散的过程中，每隔预定时间间隔记录的页岩样品两端的压力值。

对于每一组压力值，该组压力值包括放置有页岩样品的岩芯夹持器的进口端的压力值P_in和出口端的压力值P_out，n≥2且n为整数。

步骤303，根据上述n组压力值计算出对应的n组浓度值。

对于每一组浓度值，该组浓度值包括进口端的浓度值N_in和出口端的浓度值N_out。其中，进口端的浓度值N_in可以根据进口端的压力值P_in和上游气体容器的体积进行计算求得；出口端的浓度值N_out可以根据出口端的压力值P_out和下游气体容器的体积进行计算求得。

步骤304，根据上述n组浓度值求解一维扩散方程得到页岩样品的扩散系数D。

扩散系数D用于反映气体在页岩样品中的扩散程度。

在考虑吸附气的情况下，一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2\frac{\&PartialD;Q}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;0,0<x<L).$

将上述一维扩散方程和定解条件进行差分离散，得到的差分格式为：

$\frac{N_i^{n+1}-N_i^n}{\mathrm{\&Delta;t}}+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2\frac{Q_L^{n+1}-Q_L^n}{\mathrm{\&Delta;t}}-D\frac{N_{i+1}^{n+1}-2N_i^{n+1}+N_{i-1}^{n+1}}{{\mathrm{\&Delta;x}}^2}=0$

$N_0^n=N_1\left(\mathrm{n\&Delta;t}\right),N_I^n=N_2\left(\mathrm{n\&Delta;t}\right)$

记则上述差分格式可变为：

$-\mathrm{\&alpha;}{N}_{i-1}^{n+1}+(1+2\mathrm{\&alpha;})N_i^{n+1}+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2{Q}_L^{n+1}-\mathrm{\&alpha;}{N}_{i+1}^{n+1}=N_i^n+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2{Q}_L^n$

$N_0^{n+1}=N_1\left(\mathrm{n\&Delta;t}\right),N_I^{n+1}=N_2\left(\mathrm{n\&Delta;t}\right)$

根据记录的边界值和初始值(也即上述n组浓度值)进行求解计算，可以得到任意时刻t、任意位置x的游离气的浓度值N(x,t)。当上游气体容器、下游气体容器以及页岩样品中的气体再次达到平衡时，也即浓度值相同时，求解出α，进而求解出扩散系数D。具体求解过程可建立线性方程组求解，本实施例对此不作具体介绍。

在不考虑吸附气的情况下，一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;\mathrm{0,0}<x<L).$

同样的，将上述一维扩散方程和定解条件进行差分离散，得到的差分格式为：

$\frac{N_i^{n+1}-N_i^n}{\mathrm{\&Delta;t}}-D\frac{N_{i+1}^{n+1}-2N_i^{n+1}+N_{i-1}^{n+1}}{{\mathrm{\&Delta;x}}^2}=0$

$N_0^n=N_1\left(\mathrm{n\&Delta;t}\right),N_I^n=N_2\left(\mathrm{n\&Delta;t}\right)$

记则上述差分格式可变为：

$-\mathrm{\&alpha;}{N}_{i-1}^{n+1}+(1+2\mathrm{\&alpha;})N_i^{n+1}-\mathrm{\&alpha;}{N}_{i+1}^{n+1}=N_i^n$

$N_0^{n+1}=N_1\left(\mathrm{n\&Delta;t}\right),N_I^{n+1}=N_2\left(\mathrm{n\&Delta;t}\right)$

根据记录的边界值和初始值(也即上述n组浓度值)进行求解计算，可以得到任意时刻t、任意位置x的游离气的浓度值N(x,t)。当上游气体容器、下游气体容器以及页岩样品中的气体再次达到平衡时，也即浓度值相同时，求解出α，进而求解出扩散系数D。具体求解过程可建立线性方程组求解，本实施例对此不作具体介绍。

步骤305，计算页岩样品的渗透率k：

k＝Dμφβ_t。

将上述关于浓度的一维扩散方程转化为关于压力的一维扩散方程后，可以得到扩散系数D与渗透率k的关系式：

$D=\frac{k}{\mathrm{\&mu;\&phi;}{\mathrm{\&beta;}}_t};$

其中，D表示扩散系数(m²/s)；μ表示流体粘度(Pa·s)；φ表示页岩样品的有效孔隙度(％)；β_t表示初始孔隙压力下的压缩系数(Pa^-1)。

因此，渗透率k＝Dμφβ_t。

需要说明的一点是：本实施例中计算得到的渗透率k为基于扩散的表观渗透率。在计算过程中，由于考虑了吸附气的影响，使得计算结果相对偏小，计算结果更为准确。

可选的，结合参考上述测定页岩样品的吸附气含量的实验步骤，本实施例提供的页岩性质测定方法还可通过如下步骤306计算页岩样品的吸附气含量。

步骤306，计算页岩样品的吸附气含量Q_n：

$Q_n=\frac{V_n}{m};$

其中，Q_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，单位质量的页岩样品所吸附的气体体积(m³/kg)；m表示页岩样品的质量(kg)；V_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，页岩样品所吸附的气体体积(m³)；T₀表示常温(℃)，T表示实验温度(℃)，P₀表示标准大气压(MPa)，V_h表示与岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)，V_φ表示岩芯夹持器的孔隙体积(m³)，P_n表示第n个脉冲压力(MPa)，P_n ^*表示第n个吸附平衡压力(MPa)，Z_n表示气体在压力P_n下的压缩因子，Z_n ^*表示气体在压力P_n ^*下的压缩因子；当n＝1时， $V_1=\frac{T_0}{T{P}_0}(\frac{P_1{V}_h}{Z_1}-\frac{P_1^{*}{V}_h}{Z_1^{*}}-\frac{P_1^{*}{V}_{\mathrm{\&phi;}}}{Z_1^{*}}).$

进一步地，利用兰氏(Langmuir)方程：可得到任意压力下的吸附气含量。其中，v表示气体在平衡压力p下的吸附量(cm³/g)；v_m表示单分子层饱和吸附量(cm³/g)；p表示气体压力(MPa)；b表示与温度和吸附剂有关的常数；v_L为Langmuir体积，代表最大吸附能力，其物理意义是：在给定的温度下，页岩吸附甲烷达到饱和时的吸附气含量(cm³/g)；p_L为Langmuir压力，Langmuir体积的一半所对应的压力，其值相当于1/b(MPa)。

另外，在解吸过程中，第1个解吸平衡压力p′_J(1)所对应的解吸气体积V_J(1)：

第n个解吸平衡压力p′_J(n)所对应的解吸气体积V_J(n)：

可得，在第n个解吸平衡压力下，页岩样品的解吸量Q_J(n)：

$Q_J\left(n\right)=\frac{V_J\left(n\right)}{m};$

解吸速度v(n)：

$v\left(n\right)=\frac{V_J\left(n\right)}{t\left(n\right)};$

其中，V_J(1)表示第1个解吸平衡压力P_J′(1)所对应的解吸气体积(m³)；V_J(n)表示第n个解吸平衡压力p_J′(n)所对应的解吸气体积(m³)；P_J(1)表示第1次降低岩芯夹持器中的平衡压力前的平衡压力(MPa)；P_J′(1)表示第1个解吸平衡压力(MPa)；P_J(n)表示第n次降低岩芯夹持器中的平衡压力前的平衡压力(MPa)；p_J′(n)表示第n个解吸平衡压力(MPa)；Z_J(1)表示气体在压力P_J(1)下的压缩因子；Z_J′(1)表示气体在压力P_J′(1)下的压缩因子；Z_J(n)表示气体在压力P_J(n)下的压缩因子；Z_J′(n)表示气体在压力p_J′(n)下的压缩因子；m表示页岩样品的质量(kg)；t)n(表示第n次解吸过程所耗费的时间(s)。

综上所述，本实施例提供的页岩性质测定方法，通过求解预先建立的一维扩散方程得到页岩样品的扩散系数，进而根据扩散系数求得页岩样品的渗透率；解决了背景技术涉及的测定方法在测定页岩的渗透率时未考虑页岩气的非达西流动特性以及吸附气的影响，所导致的测定结果不准确的问题；在求解页岩样品的渗透率时，既考虑了非达西流动特性，又考虑了吸附气的影响，充分提高了测定结果的准确度。

另外，本实施例提供的页岩性质测定方法，还提供了页岩样品的孔隙度、游离气含量、吸附气含量等相关物理量的计算方法，实现了全方位、多角度的综合测定效果。

在基于上述图2和图3A所示实施例的基础上提供的又一实施例中，通过图1所示页岩性质测定仪还可测定页岩滑脱流动及发生条件。具体的，可以包括如下几个实验步骤：

(1)测定页岩样品的直径d、长度L以及质量m；

(2)采用上述介绍的实验步骤测定页岩样品在地层条件下的孔隙度φ和渗透率k；

(3)给一个极小的压力脉冲，使得上游气体容器101、下游气体容器105以及岩芯夹持器103中的压力达到平衡；

(4)给上游气体容器101若干个压力脉冲，直至实验最高压力；在此过程中，分别测定页岩样品的渗透率k_i，待上游气体容器101、下游气体容器105以及岩芯夹持器103中的压力达到平衡时，测定平衡压力p_i，并将此平衡压力记为平均压力；其中，渗透率k_i对应于平均压力p_i；

(5)采用不同平均压力p_i下的渗透率k_i值与渗透率k的比值评价页岩滑脱流动能力。

在上述实验中，需要注意以下几点：

1、在根据图1所示结构连接各个仪器之后，需要检查实验装置的气密性；

2、在实验之前，需将整个实验装置抽真空，确保各个仪器内没有空气混入，减小实验误差；

3、实验温度控制在地层温度90℃左右；

4、围压模拟地层深度为2000m左右处的压力，近似为50MPa；其中，围压p＝Zgρ，Z表示页岩储层埋深(m)，g表示重力加速度(N/kg)，ρ表示页岩样品密度(g/cm³)；

5、实验设计最大平均孔隙压力为原始地层压力，也即50MPa；

6、压力脉冲可以分别设置为2MPa、3MPa、5MPa、6MPa和8MPa；当压力脉冲达到8MPa之后，以恒定的8MPa压力脉冲进行渗透率测定，直至平均孔隙压力达到实验设计最大平均孔隙压力。

在基于上述图2和图3A所示实施例的基础上提供的又一实施例中，通过图1所示页岩性质测定仪还可测定页岩在不同围压下的渗透率和孔隙度，也即应力敏感性。具体实验步骤可参照上述测定渗透率和孔隙度的实验步骤，仅需在实验过程中调整围压即可。

下述为本发明装置实施例，可以用于执行本发明方法实施例。对于本发明装置实施例中未披露的细节，请参照本发明方法实施例。

请参考图4，其示出了本发明一个实施例提供的页岩性质测定装置的结构方框图，该页岩性质测定装置可以通过软件、硬件或者两者的结合实现成为图1所示页岩性质测定仪中的计算设备的部分或者全部。该页岩性质测定装置可以包括：压力获取模块410、浓度计算模块420、扩散系数计算模块430和渗透率计算模块440。

压力获取模块410，用于获取n组压力值，所述n组压力值为气体在页岩样品中扩散的过程中，每隔预定时间间隔记录的所述页岩样品两端的压力值，对于每一组压力值，所述压力值包括放置有所述页岩样品的岩芯夹持器的进口端的压力值P_in和出口端的压力值P_out，n≥2且n为整数。

浓度计算模块420，用于根据所述n组压力值计算出对应的n组浓度值，对于每一组浓度值，所述浓度值包括所述进口端的浓度值N_in和所述出口端的浓度值N_out。

扩散系数计算模块430，用于根据所述n组浓度值求解一维扩散方程得到所述页岩样品的扩散系数D，所述扩散系数D用于反映气体在所述页岩样品中的扩散程度。

渗透率计算模块440，用于使用下述公式计算所述页岩样品的渗透率k：

k＝Dμφβ_t；

其中，所述D表示所述扩散系数(m²/s)；所述μ表示流体粘度(Pa·s)；所述φ表示所述页岩样品的有效孔隙度(％)；所述β_t表示初始孔隙压力下的压缩系数(Pa^-1)。

综上所述，本实施例提供的页岩性质测定装置，通过求解预先建立的一维扩散方程得到页岩样品的扩散系数，进而根据扩散系数求得页岩样品的渗透率；解决了背景技术涉及的测定方法在测定页岩的渗透率时未考虑页岩气的非达西流动特性以及吸附气的影响，所导致的测定结果不准确的问题；充分提高了测定结果的准确度。

请参考图5，其示出了本发明另一实施例提供的页岩性质测定装置的结构方框图，该页岩性质测定装置可以通过软件、硬件或者两者的结合实现成为图1所示页岩性质测定仪中的计算设备的部分或者全部。该页岩性质测定装置可以包括：压力获取模块410、浓度计算模块420、扩散系数计算模块430和渗透率计算模块440。

压力获取模块410，用于获取n组压力值，所述n组压力值为气体在页岩样品中扩散的过程中，每隔预定时间间隔记录的所述页岩样品两端的压力值，对于每一组压力值，所述压力值包括放置有所述页岩样品的岩芯夹持器的进口端的压力值P_in和出口端的压力值P_out，n≥2且n为整数。

浓度计算模块420，用于根据所述n组压力值计算出对应的n组浓度值，对于每一组浓度值，所述浓度值包括所述进口端的浓度值N_in和所述出口端的浓度值N_out。

扩散系数计算模块430，用于根据所述n组浓度值求解一维扩散方程得到所述页岩样品的扩散系数D，所述扩散系数D用于反映气体在所述页岩样品中的扩散程度。

其中，所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;\mathrm{0,0}<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)。

或者，所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2\frac{\&PartialD;Q}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{\&PartialD;x^2}(t\&GreaterEqual;0,0<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；表示时刻t所对应的吸附气含量的增加量；所述ρ₁表示所述页岩样品的密度(kg/m³)；所述ρ₂表示气体密度(kg/m³)。

渗透率计算模块440，用于使用下述公式计算所述页岩样品的渗透率k：

k＝Dμφβ_t；

其中，所述D表示所述扩散系数(m²/s)；所述μ表示流体粘度(Pa·s)；所述φ表示所述页岩样品的有效孔隙度(％)；所述β_t表示初始孔隙压力下的压缩系数(Pa^-1)。

可选的，所述装置还包括：孔隙度计算模块402。

孔隙度计算模块402，用于使用下述公式计算所述页岩样品的有效孔隙度φ：

$\mathrm{\&phi;}=\frac{\frac{Z_2{P}_1{V}_1}{Z_1{P}_2}-V_1-V_x}{\mathrm{SL}};$

其中，所述S表示所述页岩样品的截面积(m²)；所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述P₁表示脉冲压力(MPa)；所述P₂表示平衡压力(MPa)；所述Z₁表示气体在压力P₁下的压缩因子；所述Z₂表示气体在压力P₂下的压缩因子；所述V₁表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)；所述V_x表示所述上游气体容器、所述上游进气阀、所述岩芯夹持器以及所述下游进气阀之间的管线的体积(m³)。

可选的，所述装置还包括：吸附气计算模块442。

吸附气计算模块442，用于使用下述公式计算所述页岩样品的吸附气含量Q_n：

$Q_n=\frac{V_n}{m};$

其中，所述Q_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，单位质量的所述页岩样品所吸附的气体体积(m³/kg)；所述m表示所述页岩样品的质量(kg)；所述V_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，所述页岩样品所吸附的气体体积(m³)；所述T₀表示常温(℃)，所述T表示实验温度(℃)，所述P₀表示标准大气压(MPa)，所述V_h表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)，所述V_φ表示所述岩芯夹持器的孔隙体积(m³)，所述P_n表示第n个脉冲压力(MPa)，所述P_n ^*表示第n个吸附平衡压力(MPa)，所述Z_n表示气体在压力P_n下的压缩因子，所述Z_n ^*表示气体在压力P_n ^*下的压缩因子；当n＝1时， $V_1=\frac{T_0}{T{P}_0}(\frac{P_1{V}_h}{Z_1}-\frac{P_1^{*}{V}_h}{Z_1^{*}}-\frac{P_1^{*}{V}_{\mathrm{\&phi;}}}{Z_1^{*}}).$

综上所述，本实施例提供的页岩性质测定装置，通过求解预先建立的一维扩散方程得到页岩样品的扩散系数，进而根据扩散系数求得页岩样品的渗透率；解决了背景技术涉及的测定方法在测定页岩的渗透率时未考虑页岩气的非达西流动特性以及吸附气的影响，所导致的测定结果不准确的问题；在求解页岩样品的渗透率时，既考虑了非达西流动特性，又考虑了吸附气的影响，充分提高了测定结果的准确度。

另外，本实施例提供的页岩性质测定装置，还提供了页岩样品的孔隙度、游离气含量、吸附气含量等相关物理量的计算模块，实现了全方位、多角度的综合测定效果。

需要说明的是：上述实施例提供的页岩性质测定装置在测定页岩性质时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将设备的内部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。另外，上述实施例提供的页岩性质测定装置与页岩性质测定方法的方法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再赘述。

应当理解的是，在本文中使用的，除非上下文清楚地支持例外情况，单数形式“一个”(“a”、“an”、“the”)旨在也包括复数形式。还应当理解的是，在本文中使用的“和/或”是指包括一个或者一个以上相关联地列出的项目的任意和所有可能组合。

上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种页岩性质测定方法，其特征在于，所述方法包括：

获取n组压力值，所述n组压力值为气体在页岩样品中扩散的过程中，每隔预定时间间隔记录的所述页岩样品两端的压力值，对于每一组压力值，所述压力值包括放置有所述页岩样品的岩芯夹持器的进口端的压力值P_in和出口端的压力值P_out，n≥2且n为整数；

根据所述n组压力值计算出对应的n组浓度值，对于每一组浓度值，所述浓度值包括所述进口端的浓度值N_in和所述出口端的浓度值N_out；

根据所述n组浓度值求解一维扩散方程得到所述页岩样品的扩散系数D，所述扩散系数D用于反映气体在所述页岩样品中的扩散程度；

使用下述公式计算所述页岩样品的渗透率k：

k＝Dμφβ_t；

其中，所述D表示所述扩散系数(m²/s)；所述μ表示流体粘度(Pa·s)；所述φ表示所述页岩样品的有效孔隙度(％)；所述β_t表示初始孔隙压力下的压缩系数(Pa^-1)。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，

所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{{\&PartialD;x}^2}(t\&GreaterEqual;\mathrm{0,0}<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；

或者，

所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2\frac{\&PartialD;Q}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{{\&PartialD;x}^2}(t\&GreaterEqual;\mathrm{0,0}<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；表示时刻t所对应的吸附气含量的增加量；所述ρ₁表示所述页岩样品的密度(kg/m³)；所述ρ₂表示气体密度(kg/m³)。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述使用下述公式计算所述页岩样品的渗透率k之前，还包括：

使用下述公式计算所述页岩样品的有效孔隙度φ：

$\mathrm{\&phi;}=\frac{\frac{Z_2{P}_1{V}_1}{Z_1{P}_2}-V_1-V_x}{\mathrm{SL}};$

其中，所述S表示所述页岩样品的截面积(m²)；所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述P₁表示脉冲压力(MPa)；所述P₂表示平衡压力(MPa)；所述Z₁表示气体在压力P₁下的压缩因子；所述Z₂表示气体在压力P₂下的压缩因子；所述V₁表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)；所述V_x表示所述上游气体容器、所述上游进气阀、所述岩芯夹持器以及所述下游进气阀之间的管线的体积(m³)。

4.根据权利要求1至3任一所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

使用下述公式计算所述页岩样品的吸附气含量Q_n：

$Q_n=\frac{V_n}{m};$

其中，所述Q_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，单位质量的所述页岩样品所吸附的气体体积(m³/kg)；所述m表示所述页岩样品的质量(kg)；所述V_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，所述页岩样品所吸附的气体体积(m³)；所述T₀表示常温(℃)，所述T表示实验温度(℃)，所述P₀表示标准大气压(MPa)，所述V_h表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)，所述V_φ表示所述岩芯夹持器的孔隙体积(m³)，所述P_n表示第n个脉冲压力(MPa)，所述P_n ^*表示第n个吸附平衡压力(MPa)，所述Z_n表示气体在压力P_n下的压缩因子，所述Z_n ^*表示气体在压力P_n ^*下的压缩因子；当n＝1时， $V_1=\frac{T_0}{{\mathrm{TP}}_0}(\frac{P_1{V}_h}{Z_1}-\frac{{P_1}^{*}{V}_h}{{Z_1}^{*}}-\frac{{P_1}^{*}{V}_{\mathrm{\&phi;}}}{{Z_1}^{*}}).$

5.一种页岩性质测定装置，其特征在于，所述装置包括：

压力获取模块，用于获取n组压力值，所述n组压力值为气体在页岩样品中扩散的过程中，每隔预定时间间隔记录的所述页岩样品两端的压力值，对于每一组压力值，所述压力值包括放置有所述页岩样品的岩芯夹持器的进口端的压力值P_in和出口端的压力值P_out，n≥2且n为整数；

浓度计算模块，用于根据所述n组压力值计算出对应的n组浓度值，对于每一组浓度值，所述浓度值包括所述进口端的浓度值N_in和所述出口端的浓度值N_out；

扩散系数计算模块，用于根据所述n组浓度值求解一维扩散方程得到所述页岩样品的扩散系数D，所述扩散系数D用于反映气体在所述页岩样品中的扩散程度；

渗透率计算模块，用于使用下述公式计算所述页岩样品的渗透率k：

k＝Dμφβ_t；

其中，所述D表示所述扩散系数(m²/s)；所述μ表示流体粘度(Pa·s)；所述φ表示所述页岩样品的有效孔隙度(％)；所述β_t表示初始孔隙压力下的压缩系数(Pa^-1)。

6.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，

所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{{\&PartialD;x}^2}(t\&GreaterEqual;\mathrm{0,0}<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；

或者，

所述一维扩散方程为：

$\frac{\&PartialD;N}{\&PartialD;t}+{\mathrm{\&rho;}}_1{\mathrm{\&rho;}}_2\frac{\&PartialD;Q}{\&PartialD;t}=D\frac{{\&PartialD;}^{2}N}{{\&PartialD;x}^2}(t\&GreaterEqual;\mathrm{0,0}<x<L);$

其中，所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述N表示气体在位置x及时刻t所对应的浓度值(kg/m³)；表示时刻t所对应的吸附气含量的增加量；所述ρ₁表示所述页岩样品的密度(kg/m³)；所述ρ₂表示气体密度(kg/m³)。

7.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：

孔隙度计算模块，用于使用下述公式计算所述页岩样品的有效孔隙度φ：

$\mathrm{\&phi;}=\frac{\frac{Z_2{P}_1{V}_1}{Z_1{P}_2}-V_1-V_x}{\mathrm{SL}};$

其中，所述S表示所述页岩样品的截面积(m²)；所述L表示所述页岩样品的长度(m)；所述P₁表示脉冲压力(MPa)；所述P₂表示平衡压力(MPa)；所述Z₁表示气体在压力P₁下的压缩因子；所述Z₂表示气体在压力P₂下的压缩因子；所述V₁表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)；所述V_x表示所述上游气体容器、所述上游进气阀、所述岩芯夹持器以及所述下游进气阀之间的管线的体积(m³)。

8.根据权利要求5至7任一所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：

吸附气计算模块，用于使用下述公式计算所述页岩样品的吸附气含量Q_n：

$Q_n=\frac{V_n}{m};$

其中，所述Q_n表示在第n个吸附平衡压力P_n ^*下，单位质量的所述页岩样品所吸附的气体体积(m³/kg)；所述m表示所述页岩样品的质量(kg)；所述V_n表示在第n个吸附平衡压力P_n*下，所述页岩样品所吸附的气体体积(m³)；所述T₀表示常温(℃)，所述T表示实验温度(℃)，所述P₀表示标准大气压(MPa)，所述V_h表示与所述岩芯夹持器的进口端相连的上游气体容器的体积(m³)，所述V_φ表示所述岩芯夹持器的孔隙体积(m³)，所述P_n表示第n个脉冲压力(MPa)，所述P_n ^*表示第n个吸附平衡压力(MPa)，所述Z_n表示气体在压力P_n下的压缩因子，所述Z_n ^*表示气体在压力P_n ^*下的压缩因子；当n＝1时， $V_1=\frac{T_0}{{\mathrm{TP}}_0}(\frac{P_1{V}_h}{Z_1}-\frac{{P_1}^{*}{V}_h}{{Z_1}^{*}}-\frac{{P_1}^{*}{V}_{\mathrm{\&phi;}}}{{Z_1}^{*}}).$

9.一种页岩性质测定仪，其特征在于，所述页岩性质测定仪包括：上游气体容器、上游进气阀、用于放置页岩样品的岩芯夹持器、下游进气阀、下游气体容器、上游液压泵、围压液压泵、下游液压泵、压力传感器、压差传感器、围压进气阀、放空阀、恒温箱、计时器和计算设备；

其中，所述岩芯夹持器的进口端依次通过所述上游进气阀的第一阀门、所述上游进气阀的第二阀门与所述上游气体容器的第一端相连；所述岩芯夹持器的出口端依次通过所述下游进气阀的第一阀门、所述下游进气阀的第二阀门与所述下游气体容器的第一端相连；所述岩芯夹持器、所述上游气体容器和所述下游气体容器安装于所述恒温箱中；所述上游液压泵通过第一管线与所述上游进气阀的第三阀门相连，所述下游液压泵通过第二管线与所述下游进气阀的第三阀门相连；所述上游进气阀的第四阀门通过第三管线与所述下游进气阀的第四阀门相连；所述上游进气阀的第五阀门经所述压差传感器与所述下游进气阀的第五阀门相连；所述围压液压泵经所述围压进气阀与所述岩芯夹持器的侧壁相连；所述上游气体容器的第二端与所述压力传感器相连，所述下游气体容器的第二端与所述放空阀相连；所述压力传感器、所述压差传感器和所述计时器分别与所述计算设备相连；

所述计算设备，包括如权利要求5至8任一所述的页岩性质测定装置。