La región del borde sur de la cuenca de Junggar presenta reservorios de rocas clásticas ultradensas y ultra profundas con fracturas naturales desarrolladas, que son canales importantes de flujo para los reservorios compactos. Para asegurar la estabilidad del pozo y la protección del reservorio, en esta área se utiliza comúnmente lodo base aceite para perforación. Debido a la baja conductividad eléctrica del lodo base aceite, las características de las fracturas en las imágenes presentan alta ambigüedad, dificultando la identificación efectiva de fracturas. Además, la capacidad de producción de líquido de pozos individuales en la zona ultra profunda del borde sur varía significativamente, y los factores principales que controlan la capacidad aún no están claros. Primero, basándose en datos de núcleos y láminas delgadas, se resumen los tipos de desarrollo de fracturas en la zona de estudio, se analizan las respuestas de fracturas con diferentes rellenos en la imagen del lodo base aceite y en los registros acústicos de matriz de arreglo, y se establece un modelo de identificación de fracturas bajo lodo base aceite basado en datos de imagen y acústicos. Tras aclarar las características de desarrollo de fracturas ultraprofundas en la zona de estudio y combinar los datos de prueba de pozo individual, se analiza el efecto de control de las fracturas sobre la capacidad natural, confirmando que la densidad de fracturas y el modo de combinación son factores clave que controlan la producción. Las combinaciones de fracturas en red y cruzadas, debido a su buena conectividad y alta capacidad de flujo, se convierten en los tipos de combinación dominantes. Se construyó una tabla de índice de combinación de fracturas para caracterizar las diferencias de flujo entre diferentes tipos de combinación. Además, se desarrolló un modelo de doble parámetro de "calidad de fracturas" y "calidad de matriz" que representa la contribución respectiva de las fracturas y la matriz a la capacidad natural ultra profunda. La calidad de las fracturas se caracteriza conjuntamente por la densidad y el índice del modo de combinación, mientras que la calidad de la matriz se caracteriza por el factor de calidad del reservorio y la presión de formación. Finalmente, combinando datos reales de producción, se establecieron mapas de evaluación y clasificación de reservorios ultra profundos del borde sur y estándares de clasificación de capacidad natural, orientando eficazmente la selección de capas para pruebas de petróleo y medidas de producción, y proporcionando una base para la exploración y desarrollo eficiente de reservorios de areniscas compactas ultraprofundas.

Cuenca de Junggar;reservorios de arenisca compacta ultra profunda;lodo base aceite;identificación de fracturas;evaluación de reservorios