La région de la bordure sud du bassin de Junggar présente des réservoirs de roches sédimentaires très denses et ultra-profondes avec un développement naturel de fractures, constituant des voies de circulation importantes pour les réservoirs compacts. Pour assurer la stabilité du puits et la protection du réservoir, le forage avec des boues à base d'huile est largement utilisé dans cette zone. En raison de la faible conductivité électrique des boues à base d'huile, les caractéristiques des fractures sur les images sont très ambiguës, rendant difficile une identification efficace des fractures. Par ailleurs, la capacité de production de liquide des puits ultra-profonds à la bordure sud varie considérablement, et les principaux facteurs contrôlant la capacité ne sont pas encore clairs. Premièrement, à partir des données de carottes et de lames minces, les types de développement des fractures dans la zone d'étude ont été résumés, les réponses des différentes fractures remplies dans l'imagerie sous boues à base d'huile et dans les diagraphies acoustiques matricielles ont été analysées, et un modèle de reconnaissance des fractures sous boues à base d'huile basé sur les données d'imagerie et acoustiques a été établi. Après clarification des caractéristiques de développement des fractures ultra-profondes dans la zone d'étude, en combinant les données de tests pétroliers sur puits individuels, l'effet de contrôle des fractures sur la productivité naturelle a été analysé, confirmant que la densité des fractures et le mode de combinaison des fractures sont des facteurs clés contrôlant la productivité. Les combinaisons de fractures en réseau et croisées, en raison de leur bonne connectivité et de leur forte perméabilité, deviennent des types de combinaisons privilégiés. Une table d’indices de mode de combinaison des fractures a été construite pour caractériser les différences de perméabilité entre les différents types de combinaisons. Un modèle à double paramètre « qualité des fractures » et « qualité de la matrice » a été développé pour représenter respectivement la contribution des fractures et de la matrice à la productivité naturelle ultra-profonde. La qualité des fractures est caractérisée conjointement par la densité des fractures et l’indice du mode de combinaison, tandis que la qualité de la matrice est caractérisée globalement par le facteur de qualité du réservoir et la pression de la formation. Enfin, en combinant les données de production réelles, une carte d’évaluation et de classification des réservoirs ultra-profonds de la bordure sud ainsi que des normes de classification de la productivité naturelle ont été établies, guidant efficacement le choix des couches pour les tests pétroliers et les mesures d’exploitation, tout en fournissant une base pour l’exploration et le développement efficaces des réservoirs de grès denses ultra-profonds.

Bassin de Junggar;réservoirs ultra-profonds de grès compact;boues à base d'huile;reconnaissance des fractures;évaluation des réservoirs