A região da borda sul da bacia de Junggar possui reservatórios de rochas detriticas ultra profundas e densas com desenvolvimento de fraturas naturais, que são canais de fluxo importantes para reservatórios compactos. Para garantir a estabilidade do poço e a proteção do reservatório, essa área utiliza amplamente lama de perfuração à base de óleo. Devido à baixa condutividade elétrica da lama à base de óleo, as características das fraturas nas imagens são de interpretação múltipla, dificultando o reconhecimento efetivo das fraturas. Além disso, a capacidade de produção de líquidos em poços individuais ultra profundos da borda sul varia muito, e o principal fator controlador da produtividade ainda não está claro. Primeiramente, com base em dados de testemunhos e lâminas delgadas, foi feita uma síntese dos tipos de desenvolvimento de fraturas na área de estudo, analisada a resposta das fraturas de diferentes tipos de preenchimento na imagem com lama à base de óleo e na medição acústica matricial, estabelecendo um modelo de identificação de fraturas sob lama à base de óleo baseado em dados de imagem e acústicos. Com base na compreensão das características de desenvolvimento das fraturas ultra profundas na área de estudo, e combinando dados de teste de petróleo de poços individuais, analisou-se o controle das fraturas sobre a produtividade natural, esclarecendo que a densidade de fraturas e o modo de combinação de fraturas são os principais elementos que controlam a produtividade. Combinações de fraturas em rede e cruzadas, devido à boa conectividade e alta capacidade de fluxo, tornaram-se tipos de combinação de fraturas superiores, e foi construída uma tabela de índices de modo de combinação de fraturas para representar as diferenças de fluxo entre diferentes tipos de combinação. Além disso, foi desenvolvido um modelo de dois parâmetros de “qualidade da fratura” e “qualidade da matriz” para representar separadamente a contribuição das fraturas e da matriz para a produtividade natural ultra profunda. A qualidade da fratura é caracterizada conjuntamente pela densidade de fratura e índice do modo de combinação de fraturas, enquanto a qualidade da matriz é caracterizada de forma abrangente pelo fator de qualidade do reservatório e pressão do estrato. Finalmente, combinando dados reais de produção, foi estabelecido um mapa de classificação e avaliação de reservatórios ultra profundos da borda sul e padrões de classificação de produtividade natural, orientando efetivamente a seleção de camadas para testes de petróleo e medidas de operação, além de fornecer base para exploração e desenvolvimento eficiente de reservatórios de arenito compacto ultra profundo.

Bacia de Junggar;reservatórios de arenito compacto ultra profundo;lama à base de óleo;identificação de fraturas;avaliação de reservatórios