第四章岩石的特殊物理性质.docx
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第四章岩石的特殊物理性质
第四章岩石特殊物理性质
岩石物理性质的分析测试已是一项成熟的技术，其分析测试结果已广泛应用于油气田的勘探开发计算中。
由于常规分析测试是在实验室常温常压下进行，因此所测得参数与实际情况是有差距的，有的参数甚至是无法测得的。
为适应科学研究水平不断提高对资料精度的需求，模拟地层条件下岩石物理性质的研究和测试则显得尤为重要。
本章就地层条件下的物理性质及其分析测试技术进行介绍。
第一节地层条件下的孔隙度
一、概念
油田开发前，产层上覆岩石和流体自重所产生的应力（外压）、产层中的流体压力（孔隙内压）以及岩石骨架所承受的压力（外压与内压的差值）处于平衡状态。
油田投入开发后，随着产层中的流体被采出，油层压力不断下降，平衡遭到破坏，从而使外压与内压的差值（压差—有效应力）变大。
此时，岩石颗粒被挤压变形，排列更加紧密而使孔隙体积缩小。
孔隙体积的减少（ΔVP）与地层岩石体积大小或实验岩样外表总体积（VT）的大小、地层压力的降低幅度（ΔP）以及岩石本身的弹性压缩系数Cf有关：
上式可改写成：
（4-1）
式中,Cf——岩石的压缩系数，10-4MPa-1；
VT——岩石总体积，cm3；
ΔVP——油层压力降低ΔP时，孔隙体积减小值，cm3。
式（4-1）表示：
当油层压力每降低单位压力时，单位体积岩石中孔隙体积的减小值。
正是由于压力降低表现出孔隙体积的缩小，才使油气不断地从产层流向井底。
从驱油的角度而言，它驱使地层岩石孔隙内的流体流向井底。
因此，岩石压缩系数的大小，也表示岩石弹性驱油能力的大小，所以，又称为岩石弹性压缩系数。
岩石压缩系数一般约为1~2×10-6MPa-1。
尽管岩石的压缩系数很小，但考虑到还有流体的压缩系数，特别是当边水或底水水体很大时，岩石的压缩使孔隙体积缩小以及流体的压缩系数使流体发生膨胀，两者的共同作用，就可以从产层中将大量的流体驱替到生产井中去[1]。
地层压力下降，由于岩石孔隙体积的缩小和孔隙中原油的膨胀所产生的弹性驱油量可从下面的推导得到：
根据孔隙度概念
所以
（4-2）
式中，CL——液体压缩系数，MPa-1；
ϕ——岩石孔隙度；
CP——岩石压缩系数。
设
（4-3）
则式4-2可写成：
（4-4）
C*为地层综合弹性压缩系数，其物理意义是：
地层压力每降低单位压降时，单位体积岩石中孔隙和液体总的体积变化。
它代表了岩石和流体弹性的综合影响，是考虑地层的弹性储量和弹性能量的一个重要参数。
由此可以看出，岩石压缩性的大小，直接影响到岩石的储集能力的大小。
岩石压缩系数的概念，我国所用Cf=ΔVp/（VTΔp）与前苏联相同，而美国常定义岩石压缩系数Cf为油层每改变单位压降时，对单位孔隙体积而言的孔隙体积变化值，即
（4-5）
式中，VP——岩石孔隙体积，其他符号同前。
因此，两种压缩系数之间的关系为：
常规岩石孔隙度可通过测定岩石的压缩系数CP，采用В.Н.尼科拉耶夫斯基所推导的公式
（4-6）
即可将实验室条件下所测的孔隙度值转换为地层条件下的孔隙度。
在用物质平衡方法计算储量时要用到孔隙体积压缩系数，特别是对于不饱和油藏，这个系数更加重要。
二、实验室测定方法
1.测定装置
图4-1-1单轴压缩仪
按加载方式的不同，实验室岩石压缩系数的测定有三种装置：
单向压缩仪、三轴压缩仪和流体静力压缩仪。
1）单向压缩仪（图4-1-1）
单向压缩仪的岩心室是一个厚壁、刚性很好，底部开孔的金属园筒，岩样和筒的内壁粘合很好。
当对岩样垂向加载时，实验装置能够有效地控制岩样不发生横向形变。
因此，可通过垂向位移传感器测量不同压力条件下的岩石体积的变化量。
岩样上下端面连接的孔隙流体管路与孔隙压力控制系统和计量装置相连，用以测量孔隙压力和相应的孔隙体积变化量。
这种加载方式与地层岩石受压状况非常相似：
岩石只在垂向上发生形变，横向形变趋于零。
因此，该装置可直接测量相应地层有效上覆压力下的岩石压缩性。
2）三轴压缩仪（图4-1-2）
三轴压缩仪可根据需要任意控制垂向压力和横向压力，以模拟各种不同的承压条件（见图）。
样品装在上下压头之间，岩心外面用不渗透热收缩塑料密封。
围压系统向三轴腔体供液并控制压力，给岩样施加一均匀的横向压力；垂向压头（液压伺服控制）给岩样施加垂向压力。
装在压头上的压力传感器可测量垂向压力及位移。
在岩心上还可装上测垂向和横向应变的引伸计，可精确测定岩心的垂向和横向变形量。
压头开孔并与孔压系统连接，使孔隙压力可以控制并可测量各种加载条件下的孔隙体积变化。
三轴压缩仪可直接精确测量岩石在地层条件下的压缩，并可计算岩石泊松比。
但试验程序、控制较复杂，
对岩样形状要求很高，难以作大量的样品测量。
3）流体静力压缩仪（图4-1-3）
流体静力压缩仪是采用静水压力加载（如图4-1-3），各方向受到相同压力作用，这与在上覆地层压力下垂向上产生形变、横向形变趋于零的情况不同。
所以测量值要通过转换才能与上述方法进行对比。
这是目前应用广泛的实验装置。
试验时，岩心用特制热收缩塑料套包好，装入岩心室加初压密封后，样品内饱和液体（盐水）并与孔隙压力控制、测量系统（微量柱塞泵）连通；通过建立不同的内（孔压）外（围压）压差，测量相应的孔隙体积变化，即可测得岩石孔隙体积的压缩性。
上述三种装置，孔压流体都是用的液体（盐水），孔隙体积的变化量是通过测试时从岩心中排出液体的体积来反映，而一般试验时从岩心中排出的流体体积量比较少，所以对计量装置的计量精度要求很高。
4）氦气孔隙体积压缩仪（图4-1-4）
装置如图所示。
它主要由围压系统、岩心室、精确标定的微量泵、气源、压力控制、调节装置几部分组成。
试验时，干燥样品放入岩心夹持器，施加一初始围压（1.4MPa）密封样品；氦气以恒定压力（1.5MPa）进入岩心，压力稳定后，微量泵体积不再产生变化（初始值）。
然后逐级增加上覆压力，上覆压力增加时，孔隙体积的减少将导致孔隙压力升高，通过调节微量泵活塞位置保持孔隙体积恒定于初值压力（1.5MPa），这样就可直接测出对应压力值增量下孔隙体积的变化。
压力的平衡通过与压力传感器相连的数字记录仪观察。
这种方法测出的孔隙体积变化，与同样条件下液体饱和法测出的孔隙体积变化基本一致。
这种方法的主要优点是：
压力平衡时间短，测量快速；岩石不接触液体，也不存在与矿物发生反应对孔隙体积测量的影响。
测试精度的关键是温度控制问题，因为气体膨胀造成的体积变化可能掩盖真实的孔隙体积变化，所以试验时要求严格保证温度的恒定。
此外，我们在引进英国罗伯逊公司常规氦气孔隙度仪的基础上，设计并改装了能提供50MPa有效上覆压力的岩石氦气孔隙体积压缩系数、渗透率测定仪（见图4-1-5）。
图4-1-5有效应力的氦气岩石孔隙体积压缩、孔隙度测定装置
该仪器由标准容器、上覆压力源、控制显示单元、孔隙压力源、高压岩心室及有关管汇组成。
它可提供50MPa有效上覆压力作恒定孔隙压力下的孔隙度和孔隙体积压缩系数测定，且操作简单，测试准确可靠。
2.有效上覆压力的计算：
不同地区有效上覆压力的计算可根据下式：
式中，P——有效上覆压力，MPa；
D——岩心的实际深度，m；
——上覆岩石的平均密度，g/cm3；
PL——孔隙压力，MPa。
国外的计算方法是根据深度每增加一呎，地层压力增加1磅来计算上覆压力，然后减去一半的上覆压力（地层压力）。
即：
P=1.0磅/呎×D（呎）—
（1.0磅/呎×D）
式中，P——有效上覆压力，磅；
D——地层深度，呎；
3.实验测定方法
实验室测定一般用长度5~6cm，直径2.5cm岩心，先用有机溶剂冼净烘干，套上热缩管，然后放在夹持器内，以1.4MPa的环压密封岩心。
用氦气法测定岩样孔隙体积及孔隙度，然后抽空饱和盐水。
1）岩心烘干，测定孔隙度；
2）岩心抽空饱和水；
3）岩心周围施加密封压力，然后升温至油藏温度，恒温至少1小时，然后按选定的
压力间隔逐渐提高环压至设计的有效上覆压力，记录相应压力点所挤压出水的体积，将此值与上覆压力做图。
4）根据孔隙体积压缩系数公式进行计算。
深埋地下的岩石单元，由于侧向延伸长度比垂向延伸长度大得多，因此弹性压缩看作只发生在纵向上，横向上应变视为零。
根据Teeuw在1971年提出的三轴压缩转换成单轴压缩（地层条件）下的压缩系数公式为：
式中，CP——单轴压缩时岩石孔隙体积压缩系数，10-4MPa-1；
CPT——静水压（三轴）条件下岩石孔隙体积压缩系数，10-4MPa-1；
——泊松比。
当泊松比平均值取0.3时，其转换系数为0.619。
这样，可以将静水压力条件下测定的（实验室）孔隙体积压缩系数，转换成单轴条件下的孔隙体积压缩系数（见图4-1-6）。
瞬时孔隙体积压缩系数定义为某一有效压力值下的孔隙体积压缩系数（见图4-1-7）。
瞬时孔隙体积压缩系数计算：
通常，随着上覆压力的增加瞬时孔隙体积压缩率会减小。
地层压力下降造成孔隙体积减少的原因：
一是岩样基质的膨胀，二是内外压差增大使岩样变形造成孔隙变小。
实验表明，基质膨胀对孔隙体积减小的影响很小，可忽略不计，因而通常采用保持内压不变，逐渐加围压至有效上覆压力为止来测定。
图4-1-8和表4-1-1表示有效上覆压力和孔隙度与孔隙体积压缩系数间的关系。
从图表中可以看到：
原始孔隙度小的压缩系数大，原始孔隙度大的压缩系数小，因而对于低渗透油气田更应该开展此项实验工作。
通常岩心分析求得的孔隙度和渗透率是在实验室条件下，即在常温和常压下求得的。
在实际油藏中，岩样处于高温高压条件下，孔隙大小在有效压力下将会缩小，这样将可能影响渗透率和孔隙度值，使之与常规岩心分析不一致，特别是对松散砂岩及致密低渗透率岩心影响较大。
试验岩样要用冼净的干岩样，对于胶结差或未胶结的松散岩样应放入薄的金属套筒里，然后再冼油、烘干、测试。
图4-1-8孔隙体积压缩系数与有效上覆压力及孔隙度的关系
Ф=4.6%Ф=7.1%Ф=11.0%
07.014.021.028.035.0
有效上覆压力（MPa）
表4-1-1岩石孔隙体积压缩系数测定数据表
样品号
有效上覆压力
（MPa）
孔隙体积
（cm3）
岩石体积
（cm3）
孔隙度
（%）
孔隙体积压缩系数
（10-4MPa-1）
（1）
（2）
A
1.36
5.99
78.72
7.6
6.52
5.93
78.66
7.5
20.58
12.55
12.63
5.86
78.59
7.5
18.96
11.57
18.50
5.80
78.53
7.4
14.85
9.06
25.09
5.74
78.47
7.3
13.38
8.16
31.35
5.70
78.43
7.3
12.20
7.44
37.95
5.65
78.38
7.2
10.88
6.63
44.61
5.61
78.34
7.2
9.70
5.92
51.44
5.58
78.31
7.1
4.26
5.29
B
1.36
2.16
58.00
3.7
6.52
2.13
57.97
3.7
43.22
26.31
9.26
2.09
57.93
3.6
42.78
26.17
14.10
2.04
57.88
3.5
42.48
25.87
20.11
1.99
57.83
3.4
35.43
21.61
26.99
1.95
57.79
3.4
29.99
18.23
34.15
1.91
57.75
3.3
24.84
15.14
42.05
1.88
57.71
3.3
18.66
11.39
48.64
1.86
57.68
3.2
12.35
7.53
55.52
1.85
57.67
3.2
3.23
1.97
注：
（1）实验室液压载荷状态测定值
（2）实验室液压载荷状态转换成单轴应力状态值
第二节地层条件下的渗透率
地层条件下的渗透率与常规渗透率从概念上讲并没有什么不同，只是由于压力与温度的综合作用导致岩石孔隙喉道的缩小而使渗透率降低。
因此，从油气田的勘探和开发角度考虑，更应该研究和测定地层条件下的渗透率值，以正确评价油层允许流体通过的能力。
一、地层条件下的渗透率
岩石的渗透率是地应力的函数，相对于孔隙度，渗透率随埋藏深度的增加而减小的程度远远超过孔隙度的变化。
模拟地层条件下岩石渗透率的测定是根据岩样所处的深度计算有效应力值，在岩心周围施加这一压力和温度，然后采用常规的渗透率测定方法进行测定。
资料的整理一般可以采用地面条件下测定的渗透率K与地层条件下测定的渗透率K’的比值来衡量渗透率的变化：
在使用渗透率比值或者渗透率降低百分数时，必须注明是在什么温度和压力下的数值，因为测试条件不同，对同一块样品其渗透率值也是不同的。
对于含有裂隙或易破碎的样品，在施加围限压力时需防止岩样被压碎。
二、压力和温度对渗透率的影响
怀特等人用纯净干燥砂岩样品作压实实验，测得Ki/K（Ki为目前压力下的渗透率，K为起点压力下的渗透率）与上覆有效应力p的关系，得到如图4-2-1所示结果。
从图中不难看出，当作用于岩样上的压力越大时，渗透率相应减小，当压力超过某一数值（20MPa）时，渗透率K就急剧下降。
对泥质砂岩，渗透率减小得更厉害，甚至降为零。
不同的岩石由于粒度和组成，尤其是泥质含量的差异，其渗透率随压力增加而下降的幅度各不相同。
纯石英砂岩（图4-2-2中的17号样品），在30MPa围限应力下，渗透率下降了大约17%；而泥质砂岩（图4-2-2中的16号样品），在30MPa的围限应力下，渗透率可下降78%~86%；长石砂岩或石英—长石砂岩则居中间位置。
从图4-2-2中还可以注意到，渗透率在10MPa以前的围限应力下，其下降幅度很陡，而在10MPa以后，趋于平缓，甚至基本不变。
各个地区的岩石有不同的成分和结构，因此，很难用统一的标准来衡量渗透率下降的数值。
不同地区必须有必要数量的样品进行实验技术分析后，才能找出其渗透率降低的规律性。
Н.А.Вyplakof（乌尔拉柯夫）等人发现，随温度升高，压力对渗透率的影响将减小，特别是在压力较低的情况更是如此。
当压力保持不变时，压力的作用限制了岩石体积向外扩张而产生变形，热效应使岩石颗粒体积要增大必然只能以降低孔隙空间大小来弥补，因此，岩石渗透率随着压力升高而降低的程度自然会减弱。
总之，压力、温度的升高，总是使岩石的渗透率降低。
因此，研究岩石的渗透率，则更应该研究和测定岩石在地层条件下的渗透率，以反映岩石在地下的真实面目。
需要注意的是:
储层岩石的渗透率并非固定不变，尤其是在钻完井过程中，由于外来工作液与岩石的不配伍和固相颗粒侵入，不恰当的施工措施和不合理的开采速度都会引起地层渗透率的改变[1]。
第三节有效应力下的孔喉大小分布
突破压力是在油气运移定量计算中的关键参数之一。
尤其是二次运移和油气柱的定量计算中，都使用了突破压力这一关键参数。
但是，随着对突破压力研究的深入，对实验室测试技术的要求也越来越高。
目前四面进汞的压汞技术并不符合地层中油气流动的实际情况，所测得的是“视孔喉分布”，采用排驱压力作为二次运移和油气柱的定量计算显然也是不合适的。
如果将样品的侧面和一个端面用塑料封住，则可形成单向进汞，使之更接近油气流动的实际情况。
此时，测得的压汞曲线就会有明显的差异。
1.测试仪器
图4-3-1有效应力下的水平单向流动压汞仪
为了获取更为准确的突破压力，成都理工大学设计研制了测定岩石在地层条件下突破压力的水平单向流动压汞仪（图4-3-1）。
仪器主要由提供注入压力的高压注入计量汞、隔离装置、水银计量和压力显示单元（A）提供上覆有效应力的高压泵及高压显示单元（B），
能承受70MPa上覆应力的高压进汞岩芯室（D）及判断水银突破的电子显示单元和真空系统（C）等部分组成。
测试前，仪器预热半小时以达到稳定平衡，根据实验程序用标准块做空白试验，然后将被测岩芯放入高压岩芯室抽空，并将上覆有效应力提高到被测岩芯的有效上覆应力值，待压实平衡后，根据预先选定的压力间隔由低压起，逐点提高压力做水银注入试验。
根据每一压力点的进汞量和压力即可绘制出该岩芯相应有效应力下的毛管压力—汞饱和度关系
曲线。
水银的突破是依据显示单元通过蜂鸣器提示操作者，并同时显示出突破时的水银体积值。
由于岩心处于温、压状态下，因此，注入水银的每个压力点都必须让其达到充分的稳定平衡，否则实验结果将会被歪曲。
一般情况下，单点稳定平衡时间在5分钟左右。
地层压力条件下孔分布测定包括：
（1）地层条件下的孔隙度测定；
（2）地层条件下的孔分布测定；
2.资料解释应用
图4-3-2是两块不同孔隙结构特征岩芯的实测毛细管压力—水银饱和度关系曲线。
其中a为溶孔十分发育的白云岩，b为常规砂岩。
图4-3-2不同孔隙介质的毛管压力曲线
图中A点为水银突破点，它所相应的压力叫做突破压力。
它是水银进入岩芯并突破岩芯时所需的最小压力。
由于岩芯处于有效应力，并模拟了地层情况下烃类物质作单向运移的实际情况，故称为有效应力的真实突破压力。
图中A’点叫做水银二次突破，它反映了烃类物质突破基质孔隙系统所需的最小驱动力，其相应的毛细管压力被称为二次突破压力。
出现两次突破是双重孔隙介质系统的特征。
对于双重孔隙介质而言，A点称为一次突破点，一次突破压力反映了次生孔隙空间被水银突破时所需的最小毛细管驱动力，其进汞量反映了在有效应下次生孔隙空间的容积大小，它与地层情况下岩芯体积之比，叫做该岩芯的次生孔隙度。
由于岩石孔隙结构的复杂性，水银还可能出现三次突破。
对单一孔隙介质，其突破压力可由毛管压力曲线首尾端切线的交点作x轴平行线与纵轴交点所对应的毛细管力，它所对应的水银饱和度即为突破饱和度。
对于多重介质，首次突破（一次突破法）可用毛管压力曲线的初始拐点，而基质孔隙系统的突破点则可参照单一孔隙介质的的确定方法。
地层条件下的水平单向流动压汞曲线的其他特征值与常规压汞的确定方法一致。
3.毛管压力曲线的特征
地层条件下水平单向流动压汞得到的注入曲线位于常规压汞曲线的上方并普遍向上抬起，它反映了岩石孔隙空间在上覆压力作用下的缩小（见图4-3-3），特别是最大连通喉道半径缩小较多。
同一岩芯的突破压力比排驱压力平均高49.78%。
，由此看来，压力、温度对孔喉大小的影响将直接影响勘探和开发中对储盖层的评价。
单向水平流动压汞的退出效率普遍偏小（见图4-3-4）的事实证明，单向水平流动压汞，由于上覆应力对孔隙空间缩小的影响而使大量的水银被捕集在孔隙空间，这也是常规水驱油实验室数据与地层实际相差甚大的主要因素。
因此，简单地应用常规退出效率来评价油气采收率的高低的作法尚待研究考证。
突破压力所对应的汞饱和度即水银突破饱和度为10.25~55.7%。
突破饱和度反映烃类物质在孔隙介质中构成连续流动维持量的大小。
多数岩芯的突破饱和度大于30%，非均
质性强的多重孔隙系统的碳酸盐岩样品，其首次突破饱和度才接近10%。
变化幅度最大的是排驱压力，其次是饱和度中值压力和最小非饱和孔隙体积百分数，这是温、压对孔隙结构影响所造成的。
非均质十分严重，既含裂缝，又含有较多肉眼可见不同直径溶孔和针孔白云岩，常规压汞可反映裂缝、洞、溶孔和针孔的三重孔隙系统（图3-55），而地层条件下单向流动压汞曲线明显地反映出裂缝闭合，而只保留了两个平台。
第四节地层岩石的电阻率
图4-3-4两种压汞的
注入和退出曲线
电阻率，它是表征物质导电能力强弱的物理量。
在油气储层的研究中，通过电阻率测井所得到的测井曲线可获得有关许多油气储集层的主要信息—孔隙度、渗透率以及含油气饱和度，从而为油气储层的划分对比、油气水层的识别和储层的评价提供具有十分重要的定量依据。
一、电阻率
1.概念
一种物质的电阻是指该物质阻止电流通过的能力。
通常，干燥的储集油气层岩石是不导电的。
当储层岩石孔隙中充满（或部份充满）了地层水时，岩层就变成导电的。
地层水之所以有导电能力，是因为水中溶解了盐分。
盐在水中会电离出正离子和负离子，在电场作用下，离子产生运动，从而传导了电流。
显然，地层水中盐浓度愈大，则地层传导电流的能力愈强，电阻则愈小。
泥质（指粘土矿物及其束缚和吸附的水）也使地层具有导电性。
它们导电的方式与盐溶液的离子导电不同。
泥质导电过程是一种阳离子的交换过程，即在外电场作用下，阳离子在泥质颗粒表面移动依次交换它们的位置。
这种泥质颗粒表面导电性的大小取决于泥质的成分、含量与分布情况，以及地层水的组分和相对含量。
电阻率是描述物质中电荷迁移难易程度的物理量，它是边长为1M的立方体物质的电阻。
在物理学中，导体的电阻可用如下公式表示：
式中，R——导体的电阻，欧姆；
L——导体的长度，米；
A——导体的横截面积，平方米；
ρ为导体的电阻率，它描述导体的物理物质，即是说，长度、直径一样的导体，其电阻的大小取决于导体的材料组成，只与材料有关。
对上式变形后可得到：
式中，A、L是导体的外观几何尺寸，由此可知：
在实验室测定一种材料的电阻率，实际上就是测定该材料的电阻，因为L和A可通过丈量得到。
实验室测定岩石的电阻率，通常是在室温和近似1个大气压条件下测定。
为了使测定的结果能反映地层实际，测试必须在油层温度和上覆压力下进行。
100%含盐水饱和度岩样的电阻率Ro正比于地层水的电阻率Rw，反比于含水总量（即孔隙度）Ф，正比于岩样的迂曲度Le/L，如图4-1-1所示。
Le
a
A
L
图4-1-1电阻率测试的孔隙介质模型
即
式中，Le——岩样内孔隙长度；
L——岩样长度。
2.电阻率测定装置
实验室有多种测量岩石电阻率的装置。
测试时需要测定岩石外观几何尺寸、岩石内流体的饱和度，饱含在岩石孔隙中水的电阻率。
图4-1-2是一个简单的电阻率测定装置的示意图。
把被测岩样紧夹在两个电极A、B之间，测量通过电极A（B）流经岩样至B（A）时的电流和电极C、D之间的电压，用欧姆
定律计算出样品的电阻：
用下式计算电阻率R：
式中，U——电压降，伏；
I——电流，安培；
r——电阻，欧姆；
A——样品的横截面积，平方米；
L——电极B和C之间的距离，米。
测定岩石电阻率，多数实验室没有专用的设备，都是通过电压表、电流表作简单的连接测定岩石的电阻来实现，但受接触电阻、水的极化、水的电解、频率、稳定性的影响，使用起来并不可靠。
目前测量岩石电阻率的装置不外乎分两电极和四电极补偿测量线路两种（见图4-1-3）。
两电极法测量效率高，测试简单，而四电极法的优点是在供电和测量电极上几乎没有接触电阻。
为了减少极化效应和电极附加电阻的影响，广泛采用了交流电极法测定岩石的电阻率值，在交流电场中，随电流频率的增加，电极体积极化的作用也随之减小。
目前国内外已有正规的适用于岩石在不同条件下电阻率测量的专用设备。
ARS-300TM岩石电阻率测试系统
ARS-300TM岩心电阻率测试系统（见图4-1-4）是引进美国CORELAB公司产品，用于测定常温常压和常温上覆压力条件下岩石的电阻率。
8
9
10
11
1-气瓶2-气压控制仪3-压力表4-AC220V5-盐水电阻率仪6-塞状岩心室
7-全径岩心夹持器8-上覆压力装置9-FLUKRCL10-计算机1
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