La région de Huazhuang dans le bassin de Gaoyou, au nord de Jiangsu, est une zone clé pour l'exploration du pétrole de schiste dans le champ pétrolier du Jiangsu. La profondeur de la formation schisteuse dans le bloc Huazhuang II dépasse 4000 m, et représente 42 % des ressources totales en pétrole de schiste de la région, ce qui confère un grand importance stratégique au développement efficace de ce bloc pour l'exploration et le développement du pétrole de schiste dans le champ pétrolier du Jiangsu. Cependant, avec l'augmentation de la profondeur, la fracturation hydraulique dans ce bloc fait face à des défis tels que des pressions élevées d'opération et des difficultés d'ajout de sable. Pour résoudre ces problèmes, l'équipe de recherche a mené des expériences de simulation physique de fracturation hydraulique visant à augmenter la complexité, élargir la surface de support et améliorer la capacité de drainage, analysant l'effet de différents débits et viscosités de fluide de fracturation sur la morphologie des fissures. Une simulation numérique a également été utilisée pour optimiser la conception segmentée et groupée, la technologie de bouchage temporaire par injection de billes, et la combinaison des agents de soutènement. Les résultats montrent que l'injection à haut débit avec un fluide de fracturation à viscosité moyenne à élevée améliore la capacité des fissures à traverser les couches, mais réduit le nombre de plans de schiste ouverts ainsi que la surface de propagation des fissures ; en revanche, l'injection avec un fluide à faible viscosité et un débit conventionnel facilite la communication entre les plans de schiste ouverts. En termes de conception segmentée et groupée, un nombre réduit de groupes par segment favorise la concentration de l'énergie de fracturation et un écoulement équilibré de fluide et de sable dans chaque groupe. La simulation indique que 5 à 6 groupes par segment assurent une propagation équilibrée des fissures et un bon soutien. Des études de simulation sur les effets du débit d’injection des billes, du nombre et du diamètre des billes temporaires sur le bouchage du trou ont permis d’optimiser les paramètres du procédé, avec un débit d’injection des billes entre 12 et 14 m³/min, un diamètre de bille de 15 mm, et un nombre de billes correspondant à 50 à 60 % du nombre d’orifices. Combinée à la simulation de la migration et la disposition des agents de soutènement dans les fissures complexes, la composition optimale des agents et les paramètres de pompage ont été déterminés pour améliorer l’efficacité de la stimulation. Cette technologie a été mise en œuvre avec succès dans le puits HY7, avec une production maximale journalière de 52,3 t et un volume de réserve récupérable final de 4,6×10⁴ t par puits, représentant une percée majeure dans l’exploration en profondeur du pétrole de schiste dans le bloc Huazhuang II du champ pétrolier Jiangsu, et apportant une référence importante pour le développement de pétrole de schiste de type similaire.

Bassin nord de Subei;huile de schiste en profondeur;fracturation à découpe fine serrée;bouchage temporaire par injection de billes;combinaison granulométrique