Les réservoirs profonds et très profonds deviennent un domaine clé pour l'augmentation de la production pétrolière et gazière, mais ces réservoirs sont très profonds, la diagénèse est complexe, le réseau de fractures et les conditions de contraintes géologiques varient, ce qui entraîne des différences significatives de productivité entre les puits et nécessite de clarifier les principaux facteurs géologiques contrôlant la productivité. L'étude porte sur les formations du Crétacé du groupe Bashkichik-Basigay dans la zone de Bozi-Graben au nord de Kuqa dans le bassin de Tarim. En utilisant de manière intégrée les carottes, les lames minces, les diagraphies conventionnelles et d’imagerie ainsi que les données dynamiques de production, l’étude a analysé systématiquement les facteurs géologiques principaux contrôlant la différence de productivité entre puits, après avoir clarifié les caractéristiques de base du réservoir. Les résultats montrent que le réservoir de la zone d’étude est un réservoir clastique fissuré typique, profond à très profond, faiblement poreux et faiblement perméable, l'espace réservoir est principalement constitué de pores intergranulaires primaires, avec aussi des pores intergranulaires et intragranulaires de dissolution ainsi que des microfractures ; les fractures naturelles sont généralement développées, principalement des fractures structurales d'angle moyen à élevé, les microfractures comprennent des fractures transgranulaires, aux bords des grains et intragranulaires. La différence de productivité est conjointement contrôlée par les microfaciès sédimentaires, la diagénèse, les contraintes géologiques actuelles, la surpression des fluides et le degré de développement et d'efficacité des fractures, le degré de développement et l'efficacité des fractures étant les clés du contrôle de la différence de productivité, la perméabilité des fractures étant la plus importante pour une haute production. Sur cette base, un indice d’évaluation de l’efficacité des fractures (FRA) a été établi, cet indice intègre la perméabilité des fractures, la longueur des fractures, la différence actuelle entre les deux contraintes principales horizontales et le coefficient de frottement de la surface des fractures, il caractérise efficacement la capacité de conduction des fractures et leur rôle dans le contrôle de la productivité ; en combinant FRA avec la relation entre perméabilité et productivité, les fractures sont classées en type I (FRA > 0,43), type II (0,25 ≤ FRA ≤ 0,43) et type III (FRA < 0,25), reflet clair des différences de productivité sous différentes conditions d’efficacité des fractures. La sédimentation et la diagénèse déterminent conjointement la propriété physique du réservoir, les chenaux de dérivation sous-marins et les barrages deltaïques en grès moyen à fin sont des bandes faciès favorables au développement de réservoirs de haute qualité ; le ciment carbonaté réduit la porosité et l’efficacité des fractures, tandis que la dissolution tardive peut localement améliorer l’espace de réservoir et la capacité de perméabilité. La surpression dans la stratification aide à préserver les pores primaires et à ouvrir les fractures en réduisant la contrainte effective et en atténuant le compactage mécanique ; les conditions de contrainte géologique actuelles ont un effet manifeste sur la capacité d’ouverture des fractures et l’efficacité du réservoir, une faible différence entre les deux contraintes principales horizontales favorisant le maintien des fractures ouvertes et la formation de voies de perméabilité efficaces. L’analyse globale suggère que la différence de productivité des réservoirs clastiques profonds et très profonds dans la zone d’étude est contrôlée conjointement par "pore-fracture-pression-contrainte", les corps de sable de qualité, la diagénèse constructive, le développement efficace des fractures, la surpression et les conditions de contrainte faiblement compactantes étant les clés de formation de puits à haute production. Les résultats fournissent une base géologique pour la sélection des objectifs d’exploration et de développement du gaz naturel profond et très profond, ainsi qu’une référence théorique pour le développement énergétique en profondeur jusqu’à 10 000 mètres.

caractéristiques de productivité; facteurs géologiques dominants; efficacité des fractures; fractures naturelles; caractéristiques du réservoir; profond-très profond; cuvette de Kuqa; bassin de Tarim