Das Huazhuang-Gebiet in der Gaoyou-Senke des nördlichen Subei-Beckens ist ein wichtiger Block für die Erkundung von Schieferöl im Jiangsu-Ölfeld. Im Huazhuang II-Block liegt die Schiefertiefe bei über 4000 m, und dieser Block macht 42 % der Gesamtschieferölressourcen in der Huazhuang-Region aus, was eine effiziente Entwicklung dieses Blocks von großer strategischer Bedeutung für die Erkundung und Entwicklung von Schieferöl im Jiangsu-Ölfeld macht. Mit zunehmender Tiefe steht die Schieferöl-Hydraulikfrakturierung in diesem Block jedoch vor Herausforderungen wie hohem Ausführungsdruck und Schwierigkeiten beim Sandeintrag. Um diese Probleme anzugehen, führte das Forschungsteam physikalische Simulationsexperimente zur hydraulischen Frakturierung durch, mit dem Ziel, die Komplexität zu erhöhen, die Stützfläche zu erweitern und die Durchflussfähigkeit zu verbessern, und analysierte die Auswirkungen verschiedener Fördermengen und Viskositäten der Frakturflüssigkeit auf die Rissmorphologie. Darüber hinaus wurde eine numerische Simulation eingesetzt, um das Abschnitts- und Clusterdesign, das vorübergehende Verstopfungsverfahren mit Kugeln und die Kombination der Stützmittel zu optimieren. Die Studie zeigt, dass die Injektion mittel- bis hochviskoser Frakturflüssigkeiten in hoher Fördermenge die Fähigkeit der Risse verbessert, Schichten zu durchdringen, jedoch die Anzahl der geöffneten Laminationsrisse und die Ausbreitungsfläche der Risse verringert; während die Verwendung niedrigviskoser Frakturflüssigkeiten bei konventioneller Fördermenge eine bessere Kommunikation der geöffneten Laminationsrisse ermöglicht. Im Abschnitts- und Clusterdesign begünstigt eine geringe Anzahl von Clustern pro Abschnitt die Konzentration der Frakturierungsenergie und fördert ein ausgeglichenes Eindringen von Fluid und Sand in die Cluster. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass 5 bis 6 Cluster pro Abschnitt eine ausgewogene Rissausbreitung und gute Stützwirkung gewährleisten. Zudem wurden Simulationen zum Einfluss verschiedener Fördermengen, Mengen und Durchmesser der temporären Verstopfungskugeln auf die Verstopfung der Bohrlochöffnung durchgeführt und die Verfahrensparameter optimiert: Fördermengen der Kugeln liegen zwischen 12 und 14 m³/min, Kugeldurchmesser bei 15 mm, Kugelanzahl bei 50 % bis 60 % der Öffnungsanzahl. In Kombination mit Simulationen des Transports und der Platzierung von Stützmitteln in komplexen Rissen wurde die optimale Kombination von Stützmitteln und Pumpparametern bestimmt, um die Umgestaltungseffizienz zu erhöhen. Das Verfahren wurde erfolgreich im Bohrloch HY7 implementiert, mit einer Spitzen-Tagesproduktion von 52,3 t und einer letztendlichen förderbaren Reserve von 4,6×10⁴ t pro Bohrloch, was einen bedeutenden Durchbruch bei der Tiefenerkundung von Schieferöl im Huazhuang-II-Block des Jiangsu-Ölfelds darstellt und wichtige Hinweise für die Entwicklung ähnlicher Schieferölarten bietet.

Subei-Becken; Tiefenschieferöl; eng geschnittene Rissbildung; temporäres Verschlussverfahren mit Kugeln; Partikelgrößenkombination