CN104989360A - 一种低渗透油藏动态裂缝的表征方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种低渗透油藏动态裂缝的表征方法，所述方法包括如下步骤：(1)明确动态裂缝的成因机理；(2)提出动态裂缝的特征及识别方法；(3)获得动态裂缝的分布规律并进行表征。通过本发明的方法，针对特低渗透油藏动态裂缝，能够更加准确的提出其表征方法.选择塞160区块应用了动态裂缝表征的研究成果，油田含水率大幅降低，增产明显，为油田开发带来了较大的经济效益。

Description

一种低渗透油藏动态裂缝的表征方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别是关于一种特低渗透油藏动态裂缝的表征方法。

背景技术

随着油田开发的深入，安塞、新民等典型特低渗透油田相继进入中、高含水阶段，目前油田含水已接近或高于60％，油田开发主要矛盾表现为油井见水具有明显的方向性。从安塞王窑老区资料统计来看，高含水关井及转注井中主向见水井(平行于现今构造应力场最大水平主应力方向井)占89％，其含水呈台阶式上升；注水井试井解释分析表现出裂缝渗流特征，吸水剖面表现为局部层段尖峰状吸水，示踪剂监测具有明显的方向性。通过时间推移试井分析表明，裂缝规模不断扩大，裂缝半长在增加。鄂尔多斯盆地延长组长6段特低渗透油藏渗透率普遍小于10×10^-3μm²，安塞油田主力开发层段长61段渗透率平均为1.29×10^-3μm²，孔隙度与渗透率的相关性较差，受泥质含量影响有相对高孔、低渗层段发育。但目前试井解释分析的有效渗透率比岩心分析的渗透率高出一到两个数量级。从王窑老区试井解释统计分析来看，渗透率平均为10.54×10^-3μm²，与基质的渗透率级差可达5～8以上，试井解释裂缝半长在200m以上，并且裂缝半长与渗透率具有较好的相关性。主向油井高含水的原因主要是长期水驱过程中形成动态裂缝造成油井方向性水淹。随着开发程度的不断深入，特低渗透油藏表现出新的储层地质属性—储层动态裂缝。储层动态裂缝成为特低渗透油藏中、高含水阶段最强的非均质特性。国外文献中提到的“注水生长缝”与之形成机理类似。

针对低渗透裂缝的研究，任雁鹏等(专利号201010124334.1)于2010年提出了低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法；樊建明(专利号201210076667.0)于2012年提出了油藏的有效天然裂缝平面分布规律的预测方法；王玉功等(专利号201310274563.5)于2013年提出了一种低渗裂缝性油藏油井堵水屏蔽方法。这些方法都涉及到了低渗透油田中的天然裂缝研究问题，但是并未对油田开发中出现的动态裂缝进行研究，特别是动态裂缝已经成为低渗油藏开发进入中高含水期后最突出的开发矛盾和最强的非均质特性，是低渗透油藏中高含水期剩余油分布的重要影响因素。因此需要发展一种描述与表征低渗透油藏动态裂缝的新技术。

发明内容

本发明的一个目的在于提供一种低渗透油藏动态裂缝的表征方法，所述方法能够针对特低渗透油藏动态裂缝，提出研究其成因机理、特征识别及表征。

为达上述目的，一方面，本发明提供了一种低渗透油藏动态裂缝的表征方法，所述方法包括如下步骤：

(1)明确动态裂缝的成因机理；

(2)提出动态裂缝的特征及识别方法；

(3)获得动态裂缝的分布规律并进行表征。

本发明首先定义动态裂缝是指特低渗透油藏在长期注水过程中，由于注水井近井地带憋压，当井底压力超过岩层破裂、延伸压力，或原始状态下闭合、充填的天然裂缝被激动、复活，所产生的有效裂缝通道。这些裂缝随着注水量的增长和井底压力的升高，还不断向油井方向延展，直至与油井压裂缝连通。

如本领域有关于动态裂缝的其他定义而与本发明不完全一致，则在本发明中以本发明上述定义为准。

根据本发明所述的表征方法，所述动态裂缝的成因机理包括：

(1)新缝开启；(2)人工压裂缝的扩展；(3)无效天然缝被激活。

所述动态裂缝成因机理根据定义有三种，一是新缝开启：井底压力超过岩层破裂压力，导致新的裂缝开启；

岩层的破裂压力的计算公式如下：

R.Douglas公式：P_f＝3σ_Hmin-σ_Hmax-P_p+S_t

黄荣樽修正公式： $P_f=P_p+(S-P_p)(\frac{2\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}-k)+S_t.$

式中P_f为岩层破裂压力，P_p为孔隙压力，S为上覆岩层压力，S_t为抗张强度，k为地质构造应力系数，μ为泊松比。

二是人工压裂缝的扩展：注水井附近小规模缝(爆燃、爆炸压裂投注或者是复合射孔造成)随着注水量的增长和井底压力的升高，不断向油井方向延展；

裂缝压力计算公式如下：

裂缝延伸压力计算公式： $P_{tip}={\mathrm{\σ}}_{H\min }+\sqrt{\frac{\mathrm{\π}UE}{2(1-U^2)r_f}}\≈{\mathrm{\σ}}_{Hmin}+S_t$

计算缝长的公式如下：

经典方法PKN模型： $L=b\[\frac{{\mathrm{GQ}}^3}{(1-\mathrm{\μ}){\mathrm{\γH}}^4}\]t^{\frac{4}{5}}=b\[\frac{{\mathrm{EQ}}^3}{(1-\mathrm{\μ}2){\mathrm{\γH}}^4}\]t^{\frac{4}{5}}.$

三是无效天然缝被激活：天然裂缝在注水过程中由无效缝激活为有效缝。

根据本发明所述的表征方法，所述动态裂缝的特征是通过地表露头、岩心观察、镜下薄片、成像测井和微地震监测中的一种或多种的组合进行统计。

根据本发明所述的表征方法，所述动态裂缝的特征具体是对裂缝的优势方位、倾角、延伸长度、发育岩性、填充情况的一种或多种的组合进行统计。

根据本发明所述的表征方法，所述动态裂缝的识别，是通过裂缝监测、示踪剂、试井、测井曲线、测试资料及油水井生产动态资料来实现。

根据本发明所述的表征方法，通过测井曲线来对动态裂缝的识别是通过测井曲线的异常特征来识别。

根据本发明所述的表征方法，所述测井曲线的异常特征包括：(1)自然伽马异常高值；(2)电阻率低值；(3)井径增大以及(4)声波时差增大中的一种或多种。

根据本发明所述的表征方法，所述测试资料及油水井生产动态资料包括：(1)微裂缝监测；(2)示踪剂监测；(3)试井测试；(4)吸水剖面与吸水指示曲线；(5)油水井生产动态。

根据本发明所述的表征方法，步骤(3)所述获得动态裂缝的分布规律是根据动态裂缝识别的结果，并结合步骤(2)提出动态裂缝的特征及识别方法所获得的参数的统计分析，完成动态裂缝的平面和纵向分布。

根据本发明所述的表征方法，对动态裂缝的分布规律进行表征是结合裂缝参数的统计结果，绘制裂缝方位统计玫瑰图，将井点裂缝资料输入到PKN模型中，产生裂缝属性及密度曲线及累计密度曲线，最后建立离散型裂缝网络模型。

所述PKN模型为本领域所熟知的，其公式为：

$L=b\[\frac{{\mathrm{GQ}}^3}{(1-\mathrm{\μ}){\mathrm{\γH}}^4}\]t^{\frac{4}{5}}=b\[\frac{{\mathrm{EQ}}^3}{(1-\mathrm{\μ}2){\mathrm{\γH}}^4}\]t^{\frac{4}{5}}$

综上所述，本发明提供了一种特低渗透油藏动态裂缝的表征方法。本发明的方法具有如下优点：

通过本发明的方法，针对特低渗透油藏动态裂缝，能够更加准确的提出其表征方法.选择塞160区块应用了动态裂缝表征的研究成果，油田含水率大幅降低，增产明显，为油田开发带来了较大的经济效益。

附图说明

图1为本发明实施例提供的方法流程图；

图2为本发明实施例提供的王窑水井吸水指示曲线图；

图3为本发明实施例提供的裂缝抗张强度图；

图4为本发明实施例提供的鄂尔多斯盆地构造运动与地应力关系图；

图5a-5d为本发明实施例提供的研究区露头观测、岩心观察及成像测井中的裂缝特征图；

图6为本发明实施例提供的典型裂缝测井响应特征图；

图7a-7g为本发明实施例提供的测试及动态资料识别裂缝图；其中图7a为研究区示踪剂测试结果，图7b为一口井的试井解释图，图7c为注水井王20-06的注水动态曲线，图7d为采油井王21-08井的生产动态曲线，图7e为王22-03井测井曲线，图7f为王22-03井2010年9月吸水情况，图7g为王22-03井2011年3月吸水情况；

图8为本发明实施例提供的离散型裂缝建模流程图；

图9a-9c为本发明实施例提供的砂体2、孔隙度、渗透率模型图；

图10a-10b为本发明实施例提供的裂缝方位统计、裂缝属性和裂缝密度曲线图；

图11a-11b为本发明实施例提供的裂缝几何模型、基质渗透率模型、裂缝渗透率模型图。

具体实施方式

以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。

实施例1

如图1所示为本发明实施例一种特低渗透油藏动态裂缝的表征方法的流程图。

包括步骤101，提出动态裂缝的概念；

步骤102，明确动态裂缝的成因机理；

步骤103，提出动态裂缝的特征及识别方法；

步骤104，获得动态裂缝的分布规律并进行表征。

本实施方式以长庆安塞油田王窑区块为例介绍本发明，具体阐述如下：

首先，提出动态裂缝的概念；

动态裂缝是指特低渗透油藏在长期注水过程中，由于注水井近井地带憋压，当井底压力超过岩层破裂、延伸压力，或原始状态下闭合、充填的天然裂缝被激动、复活，所产生的有效裂缝通道。这些裂缝随着注水量的增长和井底压力的升高，还不断向油井方向延展，直至与油井压裂缝连通。

其次，明确动态裂缝的成因机理。

成因机理根据定义有三种。

一是岩层新缝开启。井底压力超过岩层破裂压力，导致新的裂缝开启。岩层的破裂压力的计算公式如下：

R.Douglas公式：P_f＝3σ_Hmin-σ_Hmax-P_p+S_t

黄荣樽修正公式： $P_f=P_p+(S-P_p)(\frac{2\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}-k)+S_t$

式中P_f为岩层破裂压力，P_p为孔隙压力，S为上覆岩层压力，S_t为抗张强度，k为地质构造应力系数，μ为泊松比。

图3为裂缝抗张强度示意图，如图3所示，裂缝产生过程中压力变化规律为：首先井底压力不断升高至岩层破裂压力产生裂缝；随后压力略有下降，在裂缝延伸压力下，裂缝不断生长延伸，扩大规模。下表为破裂压力计算表。

表1、破裂压力表

二是人工压裂缝的扩展。注水井附近小规模缝(爆燃、爆炸压裂投注或者是复合射孔造成)随着注水量的增长和井底压力的升高，不断向油井方向延展。

低渗透油藏油井一般是水力压裂投产，水井为增强注水能力大多采用爆燃、爆炸压裂投注或者是复合射孔投注。爆炸压裂使岩石表面粉碎性破坏，使岩石表面形成压实层和产生少量微细裂缝；爆燃压裂不受地应力控制，可形成径向入射状多条短裂缝。但爆燃、爆压缝规模远比人工压裂缝规模小得多，其改造的是近井带地层。复合射孔技术是射孔与高能气体压裂合二为一，实现射孔和高能气体压裂同时完成。不但提高了储层孔渗性，而且使射孔孔道以裂缝的形式向前延伸扩展，形成多方位裂缝。爆燃、爆压或复合射孔造成的近井地带小规模裂缝在裂缝推进压力下，沿现今最大水平主应力方向延伸，造成主向油井暴性水淹。

裂缝压力计算公式如下：

裂缝延伸压力计算公式： $P_{tip}={\mathrm{\σ}}_{Hmin}+\sqrt{\frac{\mathrm{\π}UE}{2(1-U^2)r_f}}\≈{\mathrm{\σ}}_{Hmin}+S_t$

计算缝长的公式如下：

经典方法PKN模型： $L=b\[\frac{{\mathrm{GQ}}^3}{(1-\mathrm{\μ}){\mathrm{\γH}}^4}\]t^{\frac{4}{5}}=b\[\frac{{\mathrm{EQ}}^3}{(1-\mathrm{\μ}2){\mathrm{\γH}}^4}\]t^{\frac{4}{5}}$

下表为王窑取心井岩石力学参数统计表，通过得到岩石力学参数，从而计算上面的裂缝延伸压力和裂缝长度。

表2、岩石力学参数统计表

三是无效天然缝被激活。天然裂缝在注水过程中由无效缝激活为有效缝。

延长组地层受到燕山期和喜山期两期古构造应力场的影响，发育两组共轭剪切裂缝。随着石英等脆性矿物含量增加，岩屑和泥质含量减少，粒度变小，物性变差，裂缝的发育程度增加；天然裂缝在粉砂岩中发育密度最大。图5a-5c为露头、岩心及成像测井天然裂缝发育情况.在图5a所示的野外地质露头中，可见多组天然裂缝发育；图5b为岩心观测到的一条裂缝，可见明显的裂缝切面；图5c为成像测井观察到一口井的裂缝，图中下部分，深度1058m处可见一条暗色充填裂缝。

第三，提出动态裂缝的特征及识别方法；

动态裂缝的特征包括，通过地表露头、岩心观察、镜下薄片、成像测井、微地震监测等资料对裂缝的参数特征进行统计。具体包括，对裂缝的优势方位、倾角、延伸长度、发育岩性、充填情况等进行统计。

对延河、铜川等地表露头的资料统计表明，鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层发育东西向(EW)、北东-南西向(NE-SW)、北西-南东(NW-SE)向及南北向(NS)共4组裂缝。裂缝主要形成于燕山期和喜山期，燕山期主要产生E-W向和S-N向区域裂缝，而喜山期则主要产生NE向裂缝。在特定地区常表现为两组近似共轭的裂缝分布形式。通过对研究区进行地磁定向岩心、薄片观察及成像测井解释，如图4所示鄂尔多斯盆地构造运动与地应力关系图表明，王窑区主要表现为北东向(NW)和北西向(NE)2组裂缝系统，其中优势方位为北东向(图4)。

如表3所示，对所有成像测井观察到的裂缝参数进行统计，统计表明(表3)，裂缝走向集中在NE-SW向，产状以高角度裂缝为主，倾角主要在71～85^。之间，发育岩性主要为细砂岩，泥岩中不发育。图5b为岩心观测到的一条高角度裂缝，高度为40～70cm，倾角为80^°左右。利用试井解释结果对裂缝延伸长度进行了统计。结果表明，裂缝半长为38m～475m，平均为143.6m。如表4所示，对所有微地震监测的人工裂缝参数进行统计，结果表明(图5d，表4)，人工压裂缝主要方向为北东向，走向为NE46.4^°～NE75.1^°，裂缝平均长度161.9m，高度为8.5m。

表3

表4

结合成像测井资料及岩心观察结果，对裂缝的有效性进行分析。图5c成像测井中裂缝显示为深色低阻现象，表明该裂缝为未充填状态；而图5b岩心缝面可见方解石胶结现象。呈现局部充填状态。总体而言，研究区裂缝多为未充填裂缝，具有较好的孔、渗特性。这些裂缝在地层中由于受到较高的地层压力有时处于“暂时闭合”状态，即所谓的“潜裂缝”。在油藏注水开采时，随着水驱开发过程的进行，地层压力随之提高，导致这些“潜裂缝”张开形成“显裂缝”，油井迅速水淹，严重影响了水驱效果。

动态裂缝的识别，是通过测井曲线、测试资料及油水井生产动态资料来实现，完成动态裂缝的识别及预测。

通常利用测井曲线上的异常特征来识别裂缝，这些特征包括：①自然伽马异常高值：裂缝产生后，放射性元素铀被析出，吸附在裂缝处，导致自然伽马值异常升高；②电阻率低值：裂缝充填钻井液，使电阻降低；③井径增大：裂缝处井径垮塌，导致出现扩径现象；④声波时差增大：裂缝导致声波时差增大，甚至出现跳跃现象。图6为一口井的测井曲线图，从图中裂缝段对应的测井曲线上可见明显的裂缝特征。图6所示，在W20-064井1248.9m处，阵列感应测井响应上表现为明显的低阻特征，自然伽马异常，声波时差增大，同时脉冲中子饱和度测井(PNN)解释结果表明，该深度段为强水淹储层。综合以上测井信息，该深度段发育裂缝。另外钙质砂岩岩性较脆，岩石抗压强度低，更易发生破裂产生裂缝，呈现低伽马，低声波，低电阻的“三低”测井响应特征。利用成像测井资料，通过分析图像上的颜色、形态来推断裂缝的产状及充填特征。如图5c所示，深度1055m处发育一条未充填、倾角为84.7的高角度裂缝。

通过裂缝监测、示踪剂、试井、生产动态资料可以有效地识别裂缝。这些动态特征包括：①微裂缝监测：通过识别、定位微地震事件，反演出这些压裂缝的位置和规模；②示踪剂监测：通过监测示踪剂浓度，判断注入水渗流方向、速度和变化规律，判断裂缝方向；③试井测试：随着注水时间延长，试井分析有效渗透率比岩心分析值高出1～2个数量级，呈现明显的裂缝型渗流特征，且有持续延伸的趋势；④吸水剖面与吸水指示曲线(如图2所示)：发育裂缝的层位，吸水剖面呈尖峰状吸水特征，吸水剖面同位素API>500，同位素峰值、强度峰值大于均值3倍，吸水指示曲线常出现拐点。图2为4口井的吸水指示曲线，区段出现明显拐点，表明吸水能力出现明显变化，为裂缝形成的标志之一；⑤油水井生产动态：裂缝产生导致水井注入量增加、油压降低，油井液量及含水增加、油量递减。

本区有王20-06、王20-04、王22-03共3个井组进行了示踪剂监测，来水方向主要为NE方向(图7a)。图7a为示踪剂测试结果，图中标示方向的线段表明示踪剂监测方向，线段的粗细表明示踪剂速度的大小，线段越粗，示踪剂传播速度越快，越早见到示踪剂，表明可能有裂缝发育。试井解释裂缝半长为221m(图7b)。图7b为一口井的试井解释图，图中压力及压力导数的曲线形态表现为裂缝渗流的特征，解释的裂缝半长为221m。注水井王22-03井2010年及2011年钙质层呈现尖峰状吸水特征，该段吸水总量超过总吸水量的75％，表现出注入水沿裂缝方向窜流的特征(图7d)。图7c、7d分别为注水井王20-06与采油井王21-08井动态曲线。图7e为王22-03井测井曲线，图7f为王22-03井2010年9月吸水情况，图7g为王22-03井2011年3月吸水情况。油井在生产45个月后，含水率迅速上升，呈裂缝水窜的特征，而与此同时水井油压不变，但注入量迅速增大，说明水井注入能力迅速增强。这种现象是由于长期注水后地层憋压破裂产生动态裂缝，形成了注入水流动的快速通道，从而使得油井含水迅速上升，水井注入能力迅速增大。

第四，获得动态裂缝的分布规律并进行表征。

根据动态裂缝识别的结果，并结合裂缝参数的统计分析，完成动态裂缝的平面和纵向分布，并用裂缝建模软件进行实现，完成动态裂缝的表征。

结合裂缝参数的统计结果，绘制裂缝方位统计玫瑰图，将井点裂缝资料输入到模型中，产生裂缝属性及密度曲线及累计密度曲线，最后建立离散型裂缝网络模型(DFN模型)。根据动态裂缝的发育特征及DFN模型，明确剩余油的分布规律。

裂缝建模的基本思路如下：①准备基础数据，包括工区井的钻井、测井曲线、分层等基础资料；②根据精细地层对比建立的地层对比格架，建立构造模型；③利用沉积相成果对测井解释建立的砂体模型进行约束，建立沉积相控制下的砂体模型，然后建立属性模型；④根据岩心观察结果、成像测井等资料，对裂缝参数进行统计分析，建立离散型裂缝模型。图8为裂缝建模的流程图。

密闭取心井组建模工区内完钻油水井23口，其中老井14口，新检查井9口。资料包括：井位、井斜、补心海拔、测井曲线、分层数据、解释数据等；密闭取心井组建模工区范围为0.63km²，采用了5m×5m的网格间距，纵向划分57个网格，网格总数为2407680个。目的层地层厚度相对稳定。根据标志层特征，按照旋回对比、分级控制的原则，结合结合密闭取心井组精细解剖，厘定了两个区块的地层格架，建立了构造模型。在构造模型的基础上，利用测井解释和沉积相成果进行砂体建模工作，选择序贯指示建模方法，建立沉积相控制下的砂体模型。利用测井解释孔隙度，并用砂体模型进行控制，选择序贯高斯随机建模方法，建立起孔隙度模型；利用测井解释渗透率，并用孔隙度模型进行约束，选择序贯高斯随机建模方法建立起渗透率模型，见图9a-9c。图9a-9c依次为研究区砂体、孔隙度、渗透率模型图。

结合地质露头、岩心观察及成像测井资料，完成研究区裂缝参数的统计。分析表明，裂缝倾角主要在71-85°之间，裂缝走向集中在北东东-南西西向。表3为取心井组成像测井裂缝参数统计，图10a为裂缝方位统计玫瑰图。将井点裂缝资料输入到模型中，产生裂缝密度曲线及累计密度曲线，见图10b。图10b为产生的裂缝密度及累计密度曲线。

建立裂缝模型有多种实现方法。常用的有确定性建模与随机性建模。前者通常利用地震资料获取的蚂蚁追踪结果，通过建模软件直接应用到裂缝模型中，建立DFN裂缝模型。而后者是根据裂缝分布、几何形态及方向，用地质统计学的方法进行随机模拟，建立DFN裂缝模型。以一系列输入裂缝参数为基准，在三维网格中的特定区域建立裂缝几何模型，如图11a。用地质统计学方法粗化裂缝网格属性，生成可用于模拟计算的裂缝属性模型，裂缝渗透率模型，见图11b。图11a-11b依次为研究区裂缝几何模型、裂缝渗透率模型图。定量预测裂缝分布及属性，为下步合理开发油藏、制定开发战略和技术措施提供可靠的地质依据。

Claims (10)

1.一种低渗透油藏动态裂缝的表征方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：

(1)明确动态裂缝的成因机理；

(2)提出动态裂缝的特征及识别方法；

(3)获得动态裂缝的分布规律并进行表征。

2.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，所述动态裂缝的成因机理包括：

(1)新缝开启；(2)人工压裂缝的扩展；(3)无效天然缝被激活。

3.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，所述动态裂缝的特征是通过地表露头、岩心观察、镜下薄片、成像测井和微地震监测进行统计。

4.根据权利要求3所述的表征方法，其特征在于，所述动态裂缝的特征具体是对裂缝的优势方位、倾角、延伸长度、发育岩性、填充情况的一种或多种的组合进行统计。

5.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，所述动态裂缝的识别，是通过裂缝监测、示踪剂、试井、测井曲线、测试资料及油水井生产动态资料的一种或多种的组合来实现。

6.根据权利要求5所述的表征方法，其特征在于，通过测井曲线来对动态裂缝的识别是通过测井曲线的异常特征来识别。

7.根据权利要求6所述的表征方法，其特征在于，所述测井曲线的异常特征包括：(1)自然伽马异常高值；(2)电阻率低值；(3)井径增大以及(4)声波时差增大中的一种或多种。

8.根据权利要求5所述的表征方法，其特征在于，所述测试资料及油水井生产动态资料包括：(1)微裂缝监测；(2)示踪剂监测；(3)试井测试；(4)吸水剖面与吸水指示曲线；(5)油水井生产动态。

9.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，步骤(3)所述获得动态裂缝的分布规律是根据动态裂缝识别的结果，并结合步骤(2)提出动态裂缝的特征及识别方法所获得的参数的统计分析，完成动态裂缝的平面和纵向分布。

10.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，对动态裂缝的分布规律进行表征是结合裂缝参数的统计结果，绘制裂缝方位统计玫瑰图，将井点裂缝资料输入到PKN模型中，产生裂缝属性及密度曲线及累计密度曲线，最后建立离散型裂缝网络模型；优选所述离散型裂缝网络模型为DFN模型。