Los reservorios profundos y ultra profundos se están convirtiendo en áreas importantes para el aumento de la producción de petróleo y gas, pero estos reservorios tienen gran profundidad, la diagénesis es compleja, las redes de fracturas y las condiciones de esfuerzo geológico varían, lo que conduce a diferencias significativas en la capacidad de producción entre pozos, por lo que es urgente identificar los principales factores geológicos que controlan la productividad. El objeto de estudio es el Grupo Bashkichik-Basigay del Cretácico en la región Bozi-Norte del Depresión Kuqa en la Cuenca Tarim. Utilizando integralmente núcleos, láminas delgadas, registros convencionales y de imagen, y datos dinámicos de producción, y tras aclarar las características básicas del reservorio, se analizan sistemáticamente los principales factores geológicos que controlan las diferencias en la productividad de pozos individuales. Los resultados indican que el reservorio en la zona de estudio es un reservorio clástico fisurado típico profundo a ultra profundo, con baja porosidad y permeabilidad, donde el espacio de almacenamiento está dominado por poros intergranulares primarios, coexistiendo con poros intergranulares de disolución, poros intragranulares y microfracturas; las fracturas naturales están ampliamente desarrolladas, predominando las fracturas estructurales de ángulo medio a alto, las microfracturas incluyen fracturas a través de granos, en los bordes de granos y dentro de granos. Las diferencias en la capacidad de producción están influenciadas conjuntamente por los microfacies sedimentarios, la diagénesis, el esfuerzo geológico actual, el sobrepresión de fluidos y el grado de desarrollo y efectividad de las fracturas, siendo la tasa de desarrollo y la efectividad de las fracturas las claves para controlar estas diferencias, con la capacidad de flujo de fracturas siendo la más importante para una alta producción. Sobre esta base se estableció un índice de evaluación de efectividad de fracturas (FRA), el cual integra la permeabilidad de las fracturas, la longitud de las fracturas, la diferencia actual del esfuerzo principal horizontal bidireccional y el coeficiente de fricción de la superficie fracturada, representando eficazmente la capacidad de conducción de las fracturas y su papel en controlar la productividad; combinando FRA con la relación entre permeabilidad y productividad, las fracturas se clasificaron en tipo I (FRA > 0,43), tipo II (0,25 ≤ FRA ≤ 0,43) y tipo III (FRA < 0,25), reflejando intuitivamente las diferencias de productividad bajo diferentes condiciones de efectividad de fracturas. La sedimentación y la diagénesis determinan conjuntamente las propiedades físicas del reservorio, los canales de derivación submarinos y las barras deltaicas de areniscas medias a finas son facies favorables para el desarrollo de reservorios de alta calidad; el cemento carbonatado reduce la porosidad y la efectividad de fracturas, mientras que la disolución tardía puede mejorar localmente el espacio de almacenamiento y la capacidad de flujo. La sobrepresión estratigráfica ayuda a preservar los poros primarios y abrir las fracturas al reducir el esfuerzo efectivo y mitigar la compactación mecánica; las condiciones actuales de esfuerzo geológico tienen un control significativo sobre la apertura de fracturas y la efectividad del reservorio, siendo una menor diferencia del esfuerzo principal horizontal bidireccional más favorable para mantener abiertas las fracturas y formar canales de flujo efectivos. El análisis integral indica que las diferencias de productividad en los reservorios clásticos profundos y ultra profundos de la zona están controladas conjuntamente por "poro-fractura-presión-esfuerzo", y que los cuerpos de arena de alta calidad, la diagénesis constructiva, el desarrollo efectivo de fracturas, la sobrepresión y las condiciones de esfuerzos compresivos débiles son claves para la formación de pozos de alta producción. Los resultados proporcionan una base geológica para la selección de objetivos de exploración y desarrollo del gas natural profundo y ultra profundo, y una referencia teórica para el desarrollo de energía en profundidades de hasta 10.000 metros.

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