Las características de permeabilidad de los sistemas de fracturas naturales son cruciales para el potencial de producción de los pozos de gas de esquisto. Para investigar el comportamiento de permeabilidad de una falla regional ubicada dentro de la Formación Wufeng, China, se midió la permeabilidad al gas de muestras de esquisto con micro-fracturas naturales a diferentes presiones de confinamiento y se complementó con piconometría de helio para la porosidad, imágenes de micro-tomografía computarizada (uCT) y una comparación con datos de pruebas de pozos. Los núcleos se originaron de un pozo de gas de esquisto (HD-1) perforado en el anticlinal Huayingshan en la cuenca oriental de Sichuan. Las permeabilidades de Klinkenberg medidas están en el rango de 0.059 a 5.9 mD, lo que coincide aproximadamente con la permeabilidad de la falla regional (0.96 mD) según lo estimado a partir de los datos de productividad del pozo HD-1. Una extrapolación de la permeabilidad medida a presiones de reservorio, en combinación con las imágenes de uCT, muestra que la sensibilidad al estrés de la permeabilidad está estrechamente correlacionada con la distribución y orientación de las micro-fracturas. Aquí, la permeabilidad de las muestras en las que las micro-fracturas están predominantemente orientadas a lo largo de la dirección del flujo es la menos sensible al estrés. Esto implica que las zonas tectónicas con un gran gradiente de potencial de fluido pueden definir áreas favorables para la explotación de gas de esquisto, potencialmente incluso sin requisitos para tratamientos de fractura hidráulica.