1 引言

关于裂缝有效性的概念，目前国内外普遍的观点认为是在油气藏条件下处于开启状态、能为流体提供有效流动空间的天然裂缝为之有效(Murry，1977；柳智利等，2010)；但对其有效性的判断及有效程度量化方面的研究目前还主要集中在对裂缝有效性参数(即裂缝张开度、裂缝渗透率、裂缝孔隙度) 的计算和评价。目前裂缝有效性参数研究的手段主要有两个方面，一是通过油气藏静态资料解释计算或者实验测试分析获得，如野外露头和钻井岩心上裂缝参数测量、测井资料解释、裂缝导流实验、岩心三维CT扫描等(童享茂和钱祥麟，1994；姚军等，2005; Prioul and Tocker, 2009)；另一个方面是采用油气藏动态资料进行模拟计算获取，如生产历史数据、试井资料等(郭大立等，2002)。裂缝有效性参数研究很显然是裂缝有效性评价的基础，但前人基于油气藏各类动静态资料获取的裂缝有效性参数往往存在很大的差异，如对某井段分别通过岩心、深浅双侧向测井资料、试井资料等所获取的裂缝宽度参数可以相差2~4个数量级；关于形成这一差异的原因还缺乏深入研究，这也导致了目前在裂缝参数评价问题上的含糊不清和缺乏统一性。另外由于油气藏中裂缝发育的随机性和对流体导流作用的复杂性，加之生产井段附近以及油气藏地质单元体内油气的流通主要通过裂缝网络进行；因此单条裂缝的有效性与裂缝网络系统的有效性是两个完全不同的概念，如果要解决油气成藏和油气开发中裂缝系统在流体导流过程中所起的实际作用，裂缝有效性的表征就不能局限于单条裂缝的研究，而应该建立一套基于裂缝网络系统的有效性评价方法和定量指标。本文以新场气田须二气藏作为研究对象，该气藏储层致密、物性差、天然裂缝发育，属于典型的裂缝-孔隙型气藏(何志国等，2006；邓少云等，2008)；该气藏各类动静态资料丰富，资料品质好，是开展裂缝研究的有利场所；通过该气藏天然裂缝有效性定量表征方法的研究将为该气藏下一步开发方案调整和产能建设提供基础，同时也为油气藏内天然裂缝的有效性评价和定量表征提供借鉴。

2 气藏地质概况

新场气田位于四川省德阳市以北约20km，东经104°17′~104°27′、北纬31°13′~31°19′的范围内；构造上位于川西坳陷中段孝泉-丰谷NEE向大型隆起带西段(图 1)。新场气田须二气藏勘探开发的序幕是随着2000年10月新851井获得高产而拉开的，目前新场气田须二气藏完钻井27口，投产12口(何志国等，2006；庞河清等，2012)。新场地区须二段(TX₂) 平均埋深4900m，平均沉积厚度580m；是一套三角洲前缘到前三角洲沉积环境的砂、泥岩不等厚互层沉积，其中砂岩厚度明显占优势；须二段自下而上划分为9个砂组，其中TX₂²、TX₂⁴、TX₂⁵、TX₂⁷为主力含气砂组(邓少云等，2008；关文均等，2007)。新场须二段储层以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩或石英岩屑砂岩为主；岩石普遍致密，孔隙度平均3.15%，渗透率平均0.1146×10^-3μm²(图 2、图 3)；储层由于成岩及后生作用的影响，孔隙空间以次生孔隙为主，原生孔隙次之，其中原生孔隙主要为粒间孔隙，次生孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、高岭石晶间孔等；气藏产出流体以天然气为主，不含凝析油，气藏压力系数为1.64左右，属于受构造圈闭控制的裂缝-孔隙型致密异常高压层状干气气藏(赵艳等，2010；吕正祥和刘四兵，2009；张鼐等，2008)。

新场气田须二气藏天然裂缝系统是在中生代以来川西坳陷应力场的复杂演化过程中形成的(表 1)。印支期主要受SE-NW向挤压应力作用，在四川盆地中部形成了N47°E (38°~60°) 走向的沪州-开江宽缓隆起，反映了该时期古构造应力场方向为S43°E左右；印支晚幕由于秦岭构造带向西剪切式闭合导致了由北向南的区域挤压应力场，致使川西坳陷呈NE向延伸，形成了NE向中坝构造等构造形迹，其主压应力方向约为N38°W；印支晚幕至燕山期四川盆地逐渐由NE走向隆坳格局向近EW方向转变，燕山中晚幕在川西坳陷中段形成了孝泉-新场-丰谷NEE向鼻状构造带，反映其主压应力方向由NW-SE向挤压逐渐过渡到近南北向挤压特征，该时期形成的孝泉一新场构造带走向为N65°E，对应主压应力方向为N25°W；喜山早期青藏高原开始隆升，四川盆地受到由西向东的挤压应力作用并形成川滇南北向构造带，川西坳陷中段主压应力方向为东西向；到喜山中晚幕，川西坳陷处于龙门山快速隆升并沿龙门山前缘大断裂向盆地逆冲推覆的主要时期，主压应力方向为N44°W；喜山晚幕晚期，四川盆地处于周缘挤压逆冲构造带的联合作用之下，川西坳陷一方面受秦岭造山带的再次活动导致的南北向挤压应力场作用，同时龙门山推覆构造带的继续活动施加了EW向挤压应力，致使川西坳陷中段主要表现为NW向挤压应力场作用(王世泽等，2009^①)。

①王世泽, 刘其明, 蒋晓红. 2009.川西深层须家河组工程地质特征研究.成都:中国石油化工股份有限公司西南油气分公司工程技术研究院内部报告, 71-77

中石化西南油气田分公司工程技术研究院利用岩心波速各向异性法、矿场成像测井、井径资料井眼崩落获得新场气田须家河组现今水平最大主应力方向总体为近EW向，水平最小主应力方向为近SN向(王世泽等，2009)。

3 裂缝特征及成因 3.1 裂缝特征

根据新场气田21口取心井须二段岩芯裂缝的观察描述和统计，裂缝产状主要以垂直裂缝和高角度斜交裂缝为主，低角度斜交裂缝和水平裂缝次之，其中倾角大于45°裂缝达到82.95%(图 4)。研究区内14口成像测井裂缝解释表明裂缝组系主要有NE、NW、近SN、EW向4个组系，其中EW向组系裂缝最为发育，其次为NE向和近SN向两组，而NW向裂缝发育程度相对最弱，EW向组系裂缝与新场地区现今水平最大主应力方位一致(图 5)。通过对裂缝缝面充填物及充填程度的描述和统计表明新场气田须二段天然裂缝70%以上缝面平滑干净，无明显充填特征，少数天然裂缝缝面见不同程度方解石或石英充填；未充填的有效裂缝主要以垂直和高角度裂缝为主，半充填和全充填的主要为低角度裂缝(图 6)。

新场气田须二段天然裂缝常规测井响应特征分析表明，有效裂缝(未充填和半充填裂缝) 在声波测井(AC) 和电阻率测井(RLLD、RLLS等) 系列具有较为明显的响应特征。其中未充填裂缝AC值主要分布在64~95μs/ft之间，平均值74.32μs/ft，全充填裂缝与非裂缝段样品混杂在一起，其AC值主要分布在45~58μs/ft之间，平均值为52.25μs/ft；未充填裂缝RLLD平均值为48.14Ω·m，全充填裂缝和非裂缝段样品RLLD平均值为213.3Ω·m (图 7)。

3.2 裂缝发育主控因素及形成期次

根据岩心和野外相似露头区裂缝力学性质的判断，新场气田须二段天然裂缝主要以构造张性垂直裂缝(图 8a)、剖面型剪切裂缝(图 8b) 及高角度扩张缝(图 8c) 为主。从野外、岩心裂缝调查统计及成像测井、常规测井裂缝解释结果来看，新场气田须二段裂缝发育主要受以下四个因素控制。

①受断层制约和控制的扩张缝及剖面型剪切缝是研究区内最为重要的一类裂缝。研究工区发育近SN、NE、EW向三组逆断层超过40条，断层横向延伸距离普遍小于5km，断距为30~50m；断层附近钻井成像测井解释裂缝组系与断层走向具有一致性，裂缝发育密度与EW向断层的距离呈指数关系递减，而与SN向断层的距离呈对数关系递减(图 9)。

②岩层厚度制约了裂缝发育规模，同时也是裂缝发育密度的主要控制因素之一。根据对野外露头调查、岩心裂缝描述和测井解释结果的统计，新场气田须二段裂缝穿层性弱，裂缝的纵向延伸一般不超过岩层厚度；因此岩层厚度越大，裂缝纵向发育规模越大，但裂缝发育密度越低，且裂缝密度与岩层厚度之间呈指数关系递减(图 9)。

③局部构造变形所致纵张缝也是研究工区发育的裂缝类型之一，该类裂缝与岩层的变形曲率和岩层厚度有关，变形曲率越大，厚度越小裂缝密度越发育(图 9)。

④不同的岩性其岩石力学性质不同也对裂缝的发育具有控制作用，统计表明泥岩因为弹性模量大，塑性强，破裂程度往往低于脆性程度大的砂岩(图 9)。

根据对新场气田须二段裂缝充填物碳氧稳定同位素分析(图 10)、流体包裹体分析(图 11) 以及岩石声发射实验(表 2)，反映了该区天然裂缝主要存在三期。研究区须二段沉积以来经历了川西地区印支运动的末期、燕山运动和喜山运动；其中印支运动和燕山运动是两期持续的褶皱造山运动，而喜山运动是龙门山冲断带所经历的又一次强烈地壳运动，它使整个龙门山冲断带发生强烈隆升、褶皱冲断和逆冲推覆(蔡希源和杨克明, 2010)。综合裂缝实验测试分析获取的裂缝期次与构造演化背景来看，新场气田须二段发育的三期裂缝分别对应为印支期、燕山期和喜山期，其中印支期影响作用于晚期，导致的裂缝发育程度相对低。

4 裂缝参数计算及评价 4.1 裂缝参数计算方法

目前用于确定裂缝参数(裂缝张开度、裂缝渗透率、裂缝孔隙度) 主要方法及在新场气田须二气藏的应用情况如下。

4.1.1 岩心及野外露头裂缝张开度的测量

通过岩心及野外露头可以对裂缝张开度进行实际测量，但受到测量精度及测量误差的影响，一般测量精确为0.05mm左右，同时由于岩心及野外露头出露地表，应力卸载后裂缝张开度参数往往偏大几个数量级，但仍然可以反映裂缝张开度的相对大小(童享茂和钱祥麟，1994；Marret et al., 2007; Bordet et al., 2010; 宋文燕等，2011)。新场气田以南新津熊坡构造东北翼野外露头及研究区钻井岩心裂缝张开度的测量结果表明，裂缝张开度数量级为毫米级，分布为0.05~4.2mm，平均1.95mm；其中EW、NW向裂缝张开度最大，平均分别为2.25mm、2.05mm，SN向裂缝张开度次之，平均为1.42mm，NE向裂缝张开度最小，平均为1.36mm。

4.1.2 常规测井裂缝孔隙度及张开度计算

常规测井裂缝参数解释模型是基于不同探测深度的电阻率测井系列进行的，其电流束主要沿裂缝通过，对有效裂缝敏感。本文利用Sibbit and Faivre (1985)、罗贞耀(1990)等根据裂缝与井眼关系所建立的裂缝孔隙度和张开度计算模型以及谭廷栋(1987)等通过实际物理模拟建立的井筒附近裂缝渗透率与孔隙度及张开度之间的关系对新场气田须二段裂缝参数进行了解释；其中裂缝孔隙度平均值为0.1858%~1.352%，裂缝张开度平均值为1.543~21.24μm，裂缝渗透率平均值为0.8465~14.2195μm²(表 3)；其中裂缝张开度的数量级较前文岩心和野外测量统计结果小2~3个数量级。

4.1.3 成像测井解释裂缝张开度

成像测井对裂缝张开度的解释主要是根据其影像特征对有效裂缝识别，然后根据裂缝产状、比例尺进行计算获得。文中利用研究区内12口成像测井资料识别了有效裂缝，并对裂缝张开度进行解释，各井裂缝张开度解释的平均值为0.2003~1.143mm；其数量级大于常规测井解释结果，而小于岩心和野外裂缝张开度的测量结果(表 3)。

4.1.4 岩心三维CT扫描技术确定裂缝孔隙度

岩心三维CT扫描是近几年国内发展起来的岩心分析技术，其原理主要是通过CT机内X射线管产生的X射线束从多个方向沿着岩心某个选定的破裂面进行照射，通过测定透过的X射线量数字化计算后得出该破裂面各单位体积的吸收系数，再根据吸收系数构成不同的数字矩阵在高速计算机中进行数模转换，并可以在屏幕上显示出裂缝的三维分布，最终可根据裂缝空间计算裂缝孔隙度(姚军等，2005；苏娜等，2011；Jasti，1993)。本文对新201、新8、新5井含裂缝样品进行了三维CT扫描分析，裂缝孔隙度解释结果为0.11%~1.13%，平均0.47%；与氦气法实测总孔隙度比较，裂缝孔隙度占总孔隙度的2.34%~12.42%，平均8.26%(表 4)。

4.1.5 岩心导流实验对裂缝渗透率的确定

本文岩心导流实验基于“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室MTS平台“裂缝参数测试系统”进行，实验考虑了应力加载和卸载两个过程中裂缝渗透率的对比。从实验结果来看，裂缝渗透率的变化明显受裂缝力学变形所控制，其加载过程中的大幅下降和卸载过程中的快速恢复主要发生在变形分界压力10~15MPa前，之后的绝对变化幅度较小；根据地层压力条件，全部试验岩样裂缝加载至50MPa应力下裂缝渗透率为0.12~115.75×10^-3μm²，平均9.9×10^-3μm²(图 12、图 13)。

4.1.6 试井或者生产历史资料对井筒附近裂缝导流能力及张开度的解释

井筒附近天然裂缝的试井响应可以通过关井或开井向井筒附近发出一个压力变化信号，压力信号在向外扩散时所遭遇的地层信息随时间的变化不断反馈到井底；通过对井底压力随时间的连续观测和对观测信息的处理可获得地层流动系数、井壁附近污染程度、井筒附近裂缝特征及边界状况等信息；目前对于试井资料裂缝信息的提取工作主要是基于图版分析技术获得(崔丽萍等，2009；Gringarten et al., 1975；Cinco-Ley and Samaniego, 1981)。而基于生产历史数据的裂缝参数解释类似于压力降落试井分析技术，因为一口井在生产过程中井筒附近的压力波表现为逐步向外扩散和降低的过程，该过程同样可以反映井筒附近裂缝网络信息；解释过程中可以通过垂直管流分析将井口油压换算为井底压力，然后通过生产历史的动态拟合来获得裂缝参数(郭大立等，2002；Cinco-Ley and Samaniego, 1981；Agawal et al., 1979)。本文采用Topaze软件，通过选择资料可靠的生产井，根据其井筒附近实际地质参数采用试井和生产动态资料对裂缝导流能力和张开度的解释结果表明，井筒附近裂缝导流能力为15.3~368md·m，裂缝张开度为0.057~0.118mm，其数量级为0.1mm数量级(表 5)。

4.2 不同来源裂缝参数的含义及关系

从前文裂缝参数获取方法及新场气田须二段裂缝参数计算结果的对比来看，不同方法对同一参数的获取结果相差甚远，如果对不同资料获取的裂缝参数具体含义不清必然导致应用上的混乱。通过对各类动静态资料获取的裂缝参数的分析认为，这些裂缝参数所反映的含义及关系主要表现在以下几个方面。

①根据岩心、野外露头测量、成像测井解释、裂缝导流实验所获取的裂缝参数是对某一条裂缝的具体刻画；而常规测井解释、试井分析、生产历史拟合、三维CT扫描是电信号、压力信号、X射线信号对井筒附近、完整岩心内所有裂缝的综合反映，所获取的裂缝参数是对一个裂缝网络系统的综合反映。

②成像测井、常规测井、试井、生产历史等资料获取的裂缝参数是在地层条件求取的；岩心、野外露头测量、三维CT扫描是在地表卸载条件下获取的；而裂缝导流实验是通过加载过程模拟地层条件来对裂缝参数进行实验测量的，但这种测量只能反映相对裂缝产状的某一个方向上的导流能力和裂缝参数。

③从上述各项参数的计算和测量原理来看，由生产动态资料(试井、生产历史数据) 对产层段井筒附近裂缝网络系统裂缝参数的计算在数量级上符合生产动态，能与生产历史匹配，是井筒附近裂缝网络系统裂缝参数确定的最为有效方法；成像测井是在地层条件下对井壁裂缝直观反映，对单一裂缝参数的表征具有客观性。

④常规测井可以在地层条件下反映任意井段井筒附近裂缝参数，在对全井段以及纵横空间上裂缝有效性评价方面具有优势，因此可以分别利用生产动态和三维CT扫描资料对常规测井解释的裂缝张开度和孔隙度进行校正(图 14、图 15)，作为裂缝有效性评价的基础。

基于上述对不同来源裂缝参数的含义及关系的认识，我们应该根据对油气藏天然裂缝的具体研究来使用上述参数，避免参数计算和评价中的混乱。

5 裂缝有效性定量表征指标的建立及应用 5.1 裂缝有效性定量表征指标的建立

裂缝有效性评价应该从油气藏的形成和开发角度出发，因此前文也论述了裂缝有效性评价对象应以一个地质单元内裂缝网络系统作为评价对象，单一裂缝的有效性不代表该地质单元内裂缝网络的有效性。

本文以井筒附近为对象建立裂缝网络有效性定量表征指标，根据裂缝有效性评价要求，常常需要对某一井点和某一井段的裂缝有效性进行评价。对于某一井点裂缝有效性的评价，可直接利用该点常规测井计算校正后的裂缝有效性参数来进行对比和评价；而对于一个井段附近裂缝网络有效性的评价，需通过该井段各个测点裂缝参数的分布特征来进行评价。图 16中Ⅰ_A、Ⅰ_B两种分布模式代表的是有效性差的裂缝网络系统，其中Ⅰ_A型代表了所有不同张开度的裂缝总频数很低，即该裂缝网络有效裂缝发育程度低，而Ⅰ_B型代表了该裂缝网络中有效裂缝主要以低张开度裂缝为主，且有效裂缝发育程度不高；Ⅱ_A型不同张开度裂缝的频数较Ⅰ_A型高，呈近似正态分布，裂缝网络中有效裂缝发育程度中等，Ⅱ_B型虽然有效裂缝发育程度接近Ⅰ_B型，但主峰值对应裂缝张开度大，因此该裂缝网络有效程度也达到中等；Ⅲ_A型裂缝网络有效裂缝发育程度最高，呈近似正态分布，Ⅲ_B型有效裂缝发育程度相对高，且主峰值区间分布的有效裂缝张开程度大，故Ⅲ_A型和Ⅲ_B型代表了裂缝网络有效性最好的两种分布形态。

按照上述裂缝参数分布形态与裂缝网络有效性的关系可知：一个裂缝网络的有效性取决于该网络中有效裂缝发育的数量和有效裂缝整体张开程度，因此基于裂缝张开度的分布建立了裂缝有效性定量表征指标(Y_b)。

(1)

式中：Y_b为裂缝有效性定量表征指标mm)；A为井段各测点常规测井解释裂缝张开度频数分布曲线与横坐标之间面积；B为井段上各测点附近裂缝网络系统裂缝张开度的平均值(mm)；f(b) 为裂缝张开度频数分布函数；b_min为井段各测点最小裂缝张开度(mm)；b_max为井段各测点最大裂缝张开度(mm)；K为代表井段上有效测点数；ξ_bi为井段各测点附近裂缝网络系统裂缝张开度(mm)。

对应上述指标的建立需做两点说明：①公式中井段上有效测点是依据有效裂缝的识别结果进行判断，如某一测点判为非有效裂缝发育点则该测点为无效测点，反之为有效测点；井段上测点有效裂缝的判别可结合该井对应取心及成像测井建立识别模型(邓虎成等，2009)。②公式是基于裂缝张开度建立的有效性定量表征指标，将公式中裂缝张开度换为裂缝孔隙度和渗透率同样可以建立对应的有效性定量表征指标。③公式中面积计算在实际操作过程中可通过确定裂缝张开度区间采用微元法来简化积分计算。

5.2 裂缝有效性定量表征指标在油气藏裂缝评价中的应用

基于井筒附近或油藏任意尺度地质单元内裂缝网络系统所建立的裂缝有效性定量表征指标可以在油气藏裂缝评价中得到很好的应用，本文以新场气田须二气藏天然裂缝有效性与裂缝组系的关系及对产能的控制为例阐述其应用。

以新场气田须二气藏14口钻井常规测井和成像测井资料对裂缝的识别、裂缝产状及组系的判别以及裂缝张开度的计算为基础，按照组系统计所有井有效测点的裂缝张开度(图 17)；统计结果表明EW组系裂缝Y_b值为150.4mm、NW组系裂缝Y_b值为55.2mm、NE组系裂缝Y_b值为31.7mm、SN组系裂缝Y_b值为24.0mm。对比各组系裂缝有效性定量表征指标，EW向组系裂缝有效性最好，是整个裂缝网络有效性的主要部分，这与野外调查、岩心观察和成像测井裂缝解释统计结果具有一致性。另外据新场气田现今地应力场的认识，EW方向水平主应力为最大主应力，SN向水平主应力为最小主应力，垂向主应力为中间主应力(王世泽等，2009)；现今主应力状态和天然裂缝组系之间的配置关系也表明了裂缝有效性评价结果的合理性(图 17)。采用不同组系裂缝有效性定量表征指标不仅实现了各组系裂缝有效性的对比，同时也定量的表征了各组系裂缝有效程度以及在整个裂缝网络系统中对有效性的贡献量。

新场气田测试、试采生产动态资料已经反映了井筒附近有效裂缝对产能、产量具有控制作用，往往是生产井获得高产的关键。本文对完成测试的11口气井的无阻流量与基于测试井段裂缝张开度计算的裂缝有效性定量表征指标Y_b进行了统计，二者之间具有很好的指数关系(除新11因产水54m³/d异常)，同时随着裂缝有效性定量表征指标的增加，气井无阻流量快速上升(图 18)。对于裂缝性油气藏，以该指标为基础如能进一步考虑产层条件、施工工艺参数等还可以建立产能预测评价的统计关系。

6 结论

(1) 研究认为新场气田须二气藏天然裂缝主要以垂直裂缝和高角度斜交裂缝为主，发育NE、NW、近SN、EW 4个组系裂缝，其中以EW组系裂缝为主。裂缝发育受断层、岩层厚度、局部构造变形、岩性控制，其中裂缝组系与断层走向协调一致，裂缝发育密度与EW、SN向断层的距离分别呈指数和对数关系递减；岩层厚度控制裂缝发育规模和密度，裂缝纵向延伸长度与岩层厚度呈正比，裂缝发育密度与岩层厚度呈指数关系递减；局部构造变形越大，纵张缝越发育；砂岩裂缝密度高于泥岩裂缝。裂缝主要发育三期，分别对应印支期、燕山期和喜山期，其中以燕山期和喜山期为主。

(2) 油气藏动静态资料对裂缝参数(裂缝张开度、裂缝渗透率、裂缝孔隙度) 计算结果的差异表现了其物理含义的不同。差异的一方面表现在对不同赋存条件下裂缝参数的计算，井筒地层条件下获得的资料如测井、试井、生产动态等资料反映的是地层条件下的裂缝参数，而岩心、野外露头、三维CT扫描等资料反映的是地表卸载条件下的裂缝参数；另一方面是刻画的对象不同，其中岩心、野外露头、成像测井、裂缝导流实验等是对单条裂缝参数的测量和统计，而常规测井、试井、生产动态、三维CT扫描等是各种测量信号对井筒附近、完整岩心内裂缝网络系统裂缝参数的综合反映。

(3) 油气藏生产动态资料(试井、生产历史数据) 对产层段井筒附近裂缝网络系统裂缝参数的计算与井筒附近压力和生产历史相匹配，是地层条件下裂缝网络系统裂缝参数的合理反映，其它对地层条件下裂缝网络系统裂缝参数的计算结果应以动态资料计算结果进行校正；成像测井是在地层条件下对井壁裂缝的直观反映，对单一裂缝参数的表征具有客观性，其它资料对单条裂缝参数的测量和计算结果应以成像测井解释结果进行校正。

(4) 基于裂缝参数(裂缝张开度、裂缝渗透率、裂缝孔隙度) 的计算方法和物理含义的认识，本文以裂缝网络系统裂缝有效性表征为对象，采用裂缝网络系统内裂缝参数分布的面积和均值两个统计特征量建立了裂缝有效性定量表征指标；该指标在对新场气田须二气藏裂缝组系有效性的评价以及对生产井产层段裂缝有效性与产能关系的研究结果符合现今应力场环境、天然裂缝特征、生产动态特征，能很好的解释气藏天然裂缝与生产动态的关系，表明了文中建立的裂缝有效性定量表征指标的客观性和实用性。