2025, Vol. 37
2. 中国石油天然气集团有限公司超深层复杂油气藏勘探开发技术研发中心，新疆 库尔勒 841000;
3. 新疆维吾尔自治区超深层复杂油气藏勘探开发工程研究中心，新疆 库尔勒 841000;
4. . 西南石油大学 地球科学与技术学院，成都 610500
2. R & D Center for Ultra-Deep Complex Reservoir Exploration and Development, CNPC, Korla 841000, Xinjiang, China;
3. Engineering Research Center for Ultra-Deep Complex Reservoir Exploration and Development, Xinjiang Uygur Autonomous Region, Korla 841000, Xinjiang, China;
4. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
裂缝是低孔低渗储层中改善渗透性能的重要通道，有效性决定致密油气储层的渗流和开发能力[1-3]。近年来，裂缝有效性研究逐渐成为储层评价领域的热点[4-6]，裂缝有效性不仅能从常规裂缝参数[7-8]、声波响应特征上进行评价[9-10]，也可通过分析地应力特征对裂缝的影响进行评价，特别是在构造应力复杂的区域，地应力对裂缝的形成、导向性、导通性及动态变化的控制作用尤为明显[11-12]。然而，地应力对裂缝有效性的具体影响机制及其量化评价方法仍然存在诸多挑战[13]。已有研究表明，地应力对裂缝的开启、滑移和闭合行为具有直接控制作用[14-15]。在弹性力学理论框架下，Fjaer等[16]指出了水平主应力是决定裂缝开启压力和导向性的关键参数，主应力方向不仅影响裂缝的初始分布，还决定了裂缝的连通性与导通性，裂缝有效性还与应力状态下的剪切滑移行为密切相关。Barton等[17]通过引入裂缝面的法向应力和剪切应力比值，建立了裂缝摩擦滑移模型，表明摩擦系数越低，裂缝越容易滑移并维持导通状态，这些理论研究为裂缝有效性的力学评价提供了理论依据。许多学者针对不同类型储层裂缝的渗流性和有效性展开了深入研究，为复杂地质条件下的裂缝储层评价提供了重要参考[18-20]。陆云龙等[21-22]将三维莫尔圆技术应用于裂缝有效性分析，结合摩擦系数对电成像测井数据中提取的井眼周围裂缝进行评估，研究表明摩擦系数的三维莫尔圆分析能够准确识别裂缝的力学状态，并为裂缝有效性评价提供可靠依据。李思亦等[23] 进一步结合声波远探测技术与岩石力学，针对碳酸盐岩储层裂缝开展了实际评价，研究同样证实三维莫尔圆技术和摩擦系数的结合能有效预测裂缝的流体输导能力。鞠玮等[24]通过对地应力状态与裂缝有效性关系的深入分析，发现天然裂缝的开启程度除与裂缝的产状有关，也与所处深度地应力的大小、方向紧密相关，只有综合考虑裂缝与应力场的关系，才能准确预测裂缝的渗流能力。王淼等[25]通过岩石力学与地应力的同步联测实验结果，结合测井计算的水平应力，提出了一种基于走向应力差的评价方法，该方法能较好地判断裂缝发育段储层的有效性。上述研究为裂缝有效性评价提供了多种评价方法，提升了预测精度。然而，对于裂缝系统高度发育的克拉苏构造带亚格列木组储层，这些技术方法目前尚缺乏系统实践。
针对克拉苏构造带白垩系亚格列木组裂缝系统，利用岩心资料、电成像测井与阵列声波测井处理解释，结合地应力场，分析力缝夹角差与摩擦系数对裂缝有效性的影响，构建研究区裂缝有效性指数（FEI）分类标准，对裂缝进行分类评价，以典型井为研究案例，验证裂缝分类标准的适用性与准确性，揭示了库车山前克拉苏构造带地应力与裂缝有效性之间的耦合机制，以期为预测相对优质的裂缝性储层提供地质依据。
1 地质概况库车坳陷位于塔里木盆地北部，北与南天山断裂褶皱带以逆冲断层相接，南为塔北隆起，东起阳霞凹陷，西至乌什凹陷，是一个以中—新生界沉积为主的叠合型前陆盆地。克拉苏构造带位于库车坳陷中部，其北靠北部构造带，南接拜城凹陷，东接秋里塔格冲断带，西毗乌什凹陷。克拉苏构造带的特点表现为“东西分段、南北分带”，自西向东克拉苏构造带划分为阿瓦特段、博孜段、大北段、克深段、克拉段5个段；而由北向南发育克北断裂、博孜—克拉断裂、克拉苏断裂、克深断裂和拜城断裂5条一级大断裂，并以此划分为博孜—克拉断裂带、克深断裂带、拜城断裂带和拜城南断裂带4个断裂构造带。研究区域位于克拉苏构造带东部克深—克拉段，北部克深—克拉断裂带（图 1a）。
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下载原图 图 1 库车坳陷克拉苏构造带克探地区位置图（a）及白垩系岩性地层综合柱状图（b）（据文献[26]修改） Fig. 1 Location map of Ketan area(a)and comprehensive stratigraphic column of Cretaceous(b)in Kelasu structural belt, Kuqa Depression |
研究目的层系为中生界白垩系下统亚格列木组（K1y），埋深为5 000~7 000 m，厚度为60~170 m，是一套扇三角洲-辫状河三角洲沉积体系下的砂、泥岩互层的沉积地层（图 1b），与下伏上侏罗统齐古组（J3q）、上覆舒善河组（K1s）呈整合接触。储层岩性以细砂岩、含砾砂岩为主，储层物性差、裂缝发育、非均质性极强，孔隙度为3.5%~9.0%，渗透率为0.006~500.000 mD。
2 裂缝对储层渗透性的贡献储层渗透率大小受裂缝影响大，裂缝的发育可明显提高储层的渗透率[27-28]。亚格列木组岩心渗透率与孔隙度交会显示，无裂缝的样品渗透率小于0.2 mD，具有明显的孔隙型储层特征；含裂缝的样品渗透率为0.2~1 000.0 mD（图 2a），表明裂缝是改善该储层渗流能力的主控因素。结合岩心滚扫照片与电成像测井，识别出未充填缝、半充填缝和全充填缝3类裂缝。岩心滚扫照片测井计算的渗透率与裂缝宽度交会结果（图 2b）表明，未充填缝、半充填缝中，渗透率随裂缝宽度的增大而增大，渗流能力越强，裂缝有效性越好；全充填缝中，充填物堵塞渗流通道，渗流能力差，裂缝有效性差，表明裂缝宽度是评价有效性的重要参数。
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下载原图 图 2 库车坳陷克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组岩心孔渗关系及充填性对裂缝渗透率影响 Fig. 2 Influence of core porosity-permeability relationship and filling properties on fracture permeability of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area of Kelasu structural belt, Kuqa Depression |
最大水平主应力方向通过识别井壁崩落或诱导缝的发育方位确定[29-30]，井壁崩落方向代表最小水平主应力方向，其正交方向即为最大水平主应力方向。当诱导缝在电成像图像中清晰可见时，其走向可直接作为判断最大水平主应力方向的依据，以KT101井为例，推算主应力方向为110°~120°（图 3）。
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下载原图 图 3 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组KT101井最大水平主应力方向确定 Fig. 3 Determination of the maximum horizontal principal stress direction in well KT101 of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
裂缝走向依据电成像测井计算的裂缝倾向确定，最大水平主应力对井筒作用为2个方向相反的共线力，因此计算裂缝走向与2个方向之间的夹角，取较小值作为力缝夹角差。该参数用于定量描述裂缝走向与地应力方向之间的偏离程度
| $ \gamma_{\mathrm{f}}=\bmod \left(\gamma \pm 90^{\circ}, 360\right) $ | (1) |
式中：γ为裂缝倾向，（°）；γf为裂缝走向，（°）。
| $ \left\{\begin{array}{l} \alpha_1=\min \left[\left|\bmod \left(\gamma_{\mathrm{m}}-\gamma_{\mathrm{f}}+360^{\circ}, 360\right)\right|, 360^{\circ}-\left|\bmod \left(\gamma_{\mathrm{m}}-\gamma_{\mathrm{f}}+360^{\circ}, 360\right)\right|\right] \\ \alpha_2=\min \left[\left|\bmod \left(\gamma_{\mathrm{n}}-\gamma_{\mathrm{f}}+360^{\circ}, 360\right)\right|, 360^{\circ}-\left|\bmod \left(\gamma_{\mathrm{n}}-\gamma_{\mathrm{f}}+360^{\circ}, 360\right)\right|\right] \\ \alpha=\min \left(\alpha_1, \alpha_2\right) \end{array}\right. $ | (2) |
式中：γm，γn分别为最大水平主应力的2个方向，（°）；α1，α2分别为裂缝走向与2个方向之间的夹角，（°）；α为力缝夹角差，（°）。
通过式（2）计算研究区部分井的力缝夹角差见表 1所列，各井平均力缝夹角差为5°~45°。以KS16井和KL2-J203JS井亚格列木组储层为例，2井力缝夹角差分布差异明显，KS16井力缝夹角差以30°~ 45°为主，表明大部分裂缝走向与主应力方向匹配程度一般，裂缝平均宽度小于1 mm（图 4a），裂缝渗流能力受到一定限制；KL2-J203JS井大部分力缝夹角差小于15 °，裂缝走向与主应力方向高度匹配，裂缝平均宽度大于1 mm（图 4b），具备较强的渗流能力。
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下载CSV 表 1 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组最大水平主应力方向与裂缝走向夹角差 Table 1 Angular difference between maximum horizontal principal stress direction and fracture orientation of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
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下载原图 图 4 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组 KS16 井（a）与 KL2-J203 JS 井（b）不同力缝夹角差分布箱形图 Fig. 4 Boxplot of stress-fracture angle difference in well KS16 and well KL2-J203 JS of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area，Kelasu structural belt |
米采气指数进一步验证了力缝夹角差与裂缝有效性之间的关系，可见米采气指数与力缝夹角差呈较好的线性负相关关系（R2=0.863 4）。当研究区构造裂缝的力缝夹角差小于30°时，米采气指数普遍大于100 m3/（ d·MPa·m），反映出储层裂缝的开启程度较大，渗流能力最强，裂缝的有效性最好；反之，随着力缝夹角差的增大，米采气指数越低，反映出储层裂缝的开启程度逐渐减小，渗流能力越差，裂缝的有效性越差（图 5），这表明力缝夹角差是裂缝渗透性的关键控制参数，是有效性定量评价的重要指标。
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下载原图 图 5 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组米采气指数与力缝夹角差的关系 Fig. 5 Relationship between the gas productivity index per meter and the stress-fracture angle difference of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
裂缝渗透性受法向应力和切向应力控制（图 6a），当岩石所承受的切应力等于或者大于抗剪强度时，会出现破裂现象，从而导致裂缝的形成[31]，此时裂缝面上的力学性质受裂缝面上有效正应力和有效切应力的共同控制[式（3）]
| $ \mu=\frac{\tau_{\mathrm{n}}}{\sigma_{\mathrm{n}}} $ | (3) |
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下载原图 图 6 裂缝所受应力状态（a）及摩擦系数约束下的三维莫尔圆示意图（b） Fig. 6 Schematic diagrams of stress state of fractures(a)and 3D Mohr Circle constrained by friction coefficient(b) |
式中：σn为有效正应力，MPa；τn为有效切应力，MPa；μ为摩擦系数。
要准确获取裂缝面的摩擦系数，关键在于有效正应力与有效切应力的计算[式（4）—（6）]，裂缝面上的有效法向应力和切向应力通过地应力分量与裂缝几何关系计算获得，而储层岩石所受的最大、最小水平主应力结合常规测井与阵列声波测井提取的纵波时差、横波时差，采用黄氏模型[32]进行计算。研究区目的井计算裂缝有效性评价参数的过程如表 2所列，垂向应力为143~152 MPa，最大水平主应力为122~134 MPa，最小水平主应力为62~ 68 MPa，应力状态整体较高，表明研究区亚格列木组储层地质压力具备诱发裂缝滑移与扩展的潜力。同时，低法相应力也伴随着高摩擦系数，裂缝面产生滑移则需要较高剪应力。
| $ \left\{\begin{array}{l} \stackrel{\rightharpoonup}{n}=(\sin \theta \cos \gamma, \sin \theta \sin \gamma, \cos \theta) \\ \stackrel{\rightharpoonup}{\sigma}=\left(\sigma_1 \sin \theta \cos \gamma, \sigma_2 \sin \theta \sin \gamma, \sigma_3 \cos \theta\right) \end{array}\right. $ | (4) |
| $ \begin{aligned} \sigma_{\mathrm{n}}=\frac{\vec{\sigma} \vec{n}}{|\vec{n}|}= & \sigma_1 \sin ^2 \theta \cos ^2 \gamma+\sigma_2 \sin ^2 \theta \sin ^2 \gamma+ \\ & \sigma_3 \cos ^2 \theta \end{aligned} $ | (5) |
| $ \tau_n=\sqrt{|\vec{\sigma}|^2-\sigma_{\mathrm{n}}^2} $ | (6) |
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下载CSV 表 2 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组过程参数及有效性评价参数 Table 2 Process parameters and effectiveness evaluation parameters of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
式中：σ1为垂向应力，MPa；σ2为最大水平主应力，MPa；σ3为最小水平主应力，MPa；θ为裂缝倾角，（°）；$\vec{n}$为裂缝面的法向量；$\vec{\sigma}$为裂缝面的应力向量，MPa。
裂缝可视为具有微观尺度特征的断层，结合Barton等[17]提出的断层临界应力理论，当μ ≥ 0.6时，裂缝处于临界滑移状态，有利于维持渗透性；当μ < 0.6时，裂缝滑移能力弱，渗透性差。三维莫尔圆可直观地可视化摩擦系数的分布，将所求取裂缝面上的应力状态投射在三维莫尔圆平面图像上，限制在3个莫尔圆划定的阴影区域内，且摩擦系数大于0.6与三维莫尔圆相交的红色区域为裂缝有效活动区域（图 6b），其中$\sigma_1{ }^{\prime}, \sigma_2{ }^{\prime}, \sigma_3{ }^{\prime}$分别表示垂向应力、最大水平主应力、最小水平主应力减去地层孔隙压力。同样，以KS16井和KL2-J203JS井为例，在KS16井中，尽管裂缝数量总体发育较多，但摩擦系数μ ≥ 0.6的裂缝占比仅为15.25%（图 7a），相较之下，KL2-J203JS井中有40.27%的裂缝分布在该区域（图 7b）。
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下载原图 图 7 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组KS16井（a）与KL2-J203JS井（b）裂缝在三维莫尔圆上的分布 Fig. 7 Distribution of fractures on 3D Mohr Circle of well KS16(a)and well KL2-J203JS(b)in Cretaceous Yageliemu Formation of Ketan area, Kelasu structural belt |
结合米采气指数与法向应力、摩擦系数之间的关系，可见米采气指数与法向应力呈明显的负相关关系（R2 = 0.859 9），法向应力越大，米采气指数越低，反映裂缝的闭合程度增加，渗流能力减弱，裂缝的有效性越差（图 8a）。米采气指数与摩擦系数呈较强的线性正相关性（R2 = 0.873 9），当裂缝面上的摩擦系数小于0.6时，米采气指数越低，反映裂缝面之间的剪切滑移性越低，渗流能力弱，裂缝的有效性越差；相反，当摩擦系数大于0.6时，米采气指数越高，反映裂缝面之间的剪切滑移性越高，渗流能力越强，裂缝的有效性越好（图 8b）。
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下载原图 图 8 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组米采气指数与法向应力（a）、摩擦系数（b）的关系 Fig. 8 Relationship of the gas productivity index per meter with normal stress and friction coefficient of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
通过上述裂缝有效性影响因素分析可知，影响裂缝有效性的地应力因素包括力缝夹角差、法向应力、摩擦系数及裂缝宽度。利用这些参数，根据权构建一个综合评价指数来对裂缝储层进行分类，并建立一个裂缝有效储层的分类评价标准。
由于各评价参数具有不同量纲及量级差异，为避免量纲效应对权重分配的干扰，采用式（7）极差标准化法对原始数据进行无量纲化处理。设原始参数值为xi，标准化后为$x_i^{\prime}$，定义极差标准化公式
| $ x_i^{\prime}= \begin{cases}\frac{x_i-x_{\min }}{x_{\max }-x_{\min }} & \text { (呈正相关) } \\ \frac{x_{\max }-x_i}{x_{\max }-x_{\min }} & \text { (呈负相关) }\end{cases} $ | (7) |
式中：xmax为参数样本最大值；xmin为参数样本最小值。
极差标准化分为2部分，当因变量参数与自变量参数呈正相关，使用该参数减去所在数列的最小值，如力缝夹角差、法向应力，使用该公式；反之，当因变量参数与自变量参数呈负相关，使用该参数所在数列的最大值减去该参数，如摩擦系数、裂缝宽度。标准化后数据分布于[0, 1]区间，数值越大表征裂缝有效性越高。基于裂缝有效性评价的多参数耦合特性，采用Pearson相关系数与多元线性回归系数赋权法，确定各参数的融合权重系数（表 3），可见各参数的权重较为相近，说明这4个参数对裂缝的有效性起到了较为同等的影响作用。
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下载CSV 表 3 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组评价参数权重系数 Table 3 Weight coefficient of evaluation parameters of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
根据确定的各参数权重系数，构建FEI
| $ F E I=0.205 \alpha+0.216 \mu+0.237 \sigma_{\mathrm{n}}+0.297 w $ | (8) |
式中：w为裂缝宽度，mm。
通过分析米采气指数与FEI之间的关系，可见米采气指数随着FEI的增大而增大，且数据存在3个不同的变化趋势阶段，因此根据FEI将裂缝划分为Ⅰ类（FEI ≥ 0.55）、Ⅱ类（0.25 ≤ FEI < 0.55）、Ⅲ类（FEI < 0.25）（图 9a）。Ⅰ类裂缝中，米采气指数对FEI的变化较为敏感，增大幅度较大；Ⅱ类、Ⅲ类裂缝中，米采气指数对FEI的变化较为缓慢，增大幅度较小。结合测井计算渗透率分析，渗透率随FEI的增大而逐渐增大，在Ⅰ类裂缝中，渗透率普遍大于10.0 mD，表明裂缝渗流能力强，属于优质裂缝，裂缝有效性最强；Ⅱ类裂缝中，渗透率为0.2~10.0 mD，表明裂缝渗流能力中等，属于中等裂缝，裂缝有效性中等；Ⅲ类裂缝中，渗透率普遍小于0.2 mD，趋于基质渗透率，表明裂缝渗流能力差，属于无效裂缝，裂缝有效性最差（图 9b），这表明划分的3类裂缝是合理的，确定FEI的分类标准阈值分别为0.25与0.55（表 4）。
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下载原图 图 9 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组FEI划分3类裂缝图版 Fig. 9 Three fracture types classified by fracture effectiveness index of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
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下载CSV 表 4 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组FEI分类标准 Table 4 Fracture effectiveness index classification standard for Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
为验证所建立的FEI分类评价标准在克拉苏构造带的应用效果，以研究区2口未参与标准建立的KT1井、KL2-J204井作为实例进行验证。首先利用电成像测井数据提取2口井的裂缝倾向、倾角、宽度等参数，结合倾向数据，通过式（1）计算每条裂缝的具体走向，再通过式（2）进一步计算每条裂缝的力缝夹角差。利用常规密度、阵列声波提取的纵横波时差计算每条裂缝所受最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力以及孔隙压力，进而计算出每个裂缝面所受法向应力与切向应力，得到裂缝面的摩擦系数（表 5）。
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下载CSV 表 5 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组验证井发育段裂缝有效性评价参数 Table 5 Parameters for fracture effectiveness evaluation of fracture-developed intervals in verification wells from Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
基于所建立的式（8）分别计算出2口井中每条裂缝的FEI值，根据建立的裂缝分类标准，从图 10中可以看出KT1井中Ⅰ类裂缝占47.43%、Ⅱ类裂缝占40.52%、Ⅲ类裂缝占12.05%。图 11为KL2-J204井裂缝有效性综合评价测井图，Ⅰ类裂缝占5.79%、Ⅱ类裂缝占43.49%、Ⅲ类裂缝占50.72%。测试部门对KT1井亚格列木组5 096.0~5 220.0 m层段进行试油测试，用8 mm油嘴放喷求产，折日产气524 048 m3，换算米采气指数为342.63 m3/（ d·MPa·m），测试结论为高产气层。对KL2-J204井亚格列木组5 584.5~ 5 622.0 m层段压裂后，采用7 mm油嘴放喷求产，折日产气24 292 m3，换算米采气指数为15.48 m3/（d·MPa·m），测试结论为低产气层。结果表明，所建立基于地应力的FEI能使用于研究区，且依靠建立的裂缝分类标准划分的Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类裂缝与实际产能能够高度吻合，验证了裂缝有效性分类标准的适用性。
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下载原图 图 10 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组KT1井与KL2-J204井FEI分布频率直方图 Fig. 10 Histogram of FEI distribution frequency of well KT1 and well KL2-J204 in Cretaceous Yageliemu Formation of Ketan area, Kelasu structural belt |
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下载原图 图 11 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组KL2-J204井裂缝有效性综合评价测井图 Fig. 11 Comprehensive evaluation logging of fracture effectiveness of well KL2-J204 in Cretaceous Yageliemu Formation of Ketan area, Kelasu structural belt |
有效性好的Ⅰ类裂缝和有效性中等的Ⅱ类裂缝为有效裂缝，在所有裂缝中的占比反映了储层整体的有效性。在对研究区亚格列木组各井中的裂缝进行FEI计算后，统计各井Ⅰ类、Ⅱ类裂缝的占比，绘制亚格列木组储层有效性平面展布图（图 12）。可见研究区Ⅰ类、Ⅱ类有效裂缝的占比为0.40%~ 0.90%，占比高值主要分布在研究区中部，低值分布于研究区西部及东部。有效裂缝的占比分布与各井的产能相吻合，表明研究区中部亚格列木组储层为优质储层，越往东部或西部，储层有效性越差，为较劣储层。
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下载原图 图 12 克拉苏构造带克探地区白垩系亚格列木组储层有效性平面展布 Fig. 12 Planar distribution of reservoir effectiveness of Cretaceous Yageliemu Formation in Ketan area, Kelasu structural belt |
（1）库车山前克拉苏构造带白垩系亚格列木组储层裂缝多被泥质、方解石充填，导致裂缝渗透性变差，有效裂缝与无效裂缝的渗透率界限约0.2 mD，主要裂缝宽度为0.5~1.5 mm。在有效裂缝中，渗透率随裂缝宽度的增大而增大，表明裂缝有效性随宽度的增大而变好。
（2）通过力缝夹角差、法向应力与摩擦系数3个参数，从地应力的方向、大小2个方面分析了其对裂缝性储层有效性的影响。随着力缝夹角差和法向应力的增大，储层米采气指数越低，表明裂缝有效性越差；随着摩擦系数的增大，储层米采气指数越高，表明裂缝有效性越好。
（3）根据力缝夹角差、法向应力、摩擦系数对裂缝有效性的影响，结合裂缝宽度，通过多参数耦合，构建了FEI，进一步结合产能与渗透率建立了研究区裂缝分类标准，划分出Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类裂缝，其中Ⅰ类裂缝有效性好，Ⅱ类裂缝有效性中等，Ⅲ类裂缝有效性差。通过实际井应用，验证了该裂缝分类标准的合理性与准确性，研究区中部亚格列木组储层Ⅰ类、Ⅱ类有效裂缝占比较高，储层有效性越好，越往东部或西部占比越低，储层有效性越差。
（4）所建立基于地应力的FEI评价方法，具有定量化强、适应性好、与产能匹配度高的特征，适用于深层—超深层、构造应力复杂、裂缝系统相对发育的致密储层。
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