La región de Huazhuang en la depresión de Gaoyou, en la cuenca de Subei, es un bloque clave para la exploración de petróleo de esquisto en el campo petrolero de Jiangsu. En particular, el bloque Huazhuang II tiene una profundidad de enterramiento superior a 4000 m, y contiene el 42% de los recursos totales de petróleo de esquisto en el área de Huazhuang, lo que hace que el desarrollo eficiente de este bloque tenga una gran importancia estratégica para la exploración y desarrollo de petróleo de esquisto en el campo petrolero de Jiangsu. Sin embargo, a medida que la profundidad aumenta, la fracturación de petróleo de esquisto en este bloque enfrenta desafíos como alta presión de operación y dificultad para agregar arena. Para abordar estos problemas, el equipo de investigación llevó a cabo experimentos de simulación física de fracturación hidráulica, con el objetivo de aumentar la complejidad, ampliar el área de soporte y mejorar la capacidad de flujo, analizando el efecto de distintos caudales y viscosidad del fluido de fractura en la forma de las fracturas. También se utilizó simulación numérica para optimizar el diseño de segmentación y agrupación, la técnica de taponamiento temporal con bolas y la combinación de agentes de soporte. El estudio muestra que la inyección de fluidos de fractura con viscosidad media-alta y alto caudal puede mejorar la capacidad de las fracturas para atravesar capas, pero reduce el número de planos abiertos y el área relativa de expansión de las fracturas; mientras que el uso de fluidos de baja viscosidad y caudales convencionales facilita la comunicación entre planos abiertos. En el diseño de segmentación y agrupación, un menor número de racimos por segmento favorece la concentración de la energía de fracturación y promueve la entrada equilibrada de fluido y arena en cada racimo. Los resultados de simulación indican que establecer de 5 a 6 racimos por segmento satisface la expansión equilibrada de fracturas y el efecto de soporte. También se realizaron estudios de simulación sobre el impacto de distintos caudales de envío de bolas, cantidades y diámetros de bolas temporales sobre el taponamiento temporal del pozo, optimizando los parámetros del proceso: caudal de envío de bolas entre 12 y 14 m³/min, diámetro de bolas de 15 mm y cantidad de bolas entre el 50% y el 60% del número de orificios. Combinando la simulación de la migración y colocación de agentes de soporte en fracturas complejas, se determinaron las mejores combinaciones de agentes y parámetros de bombeo para mejorar el efecto de estimulación. Esta técnica se implementó con éxito en el pozo HY7, alcanzando una producción máxima diaria de 52,3 toneladas, con una reserva recuperable final por pozo de 4,6×10⁴ toneladas, representando un avance significativo para la exploración profunda de petróleo de esquisto en el bloque Huazhuang II del campo petrolero de Jiangsu, y aportando una referencia importante para el desarrollo de petróleo de esquisto similar.

Cuenca de Subei; petróleo de esquisto profundo; fracturación estrecha y precisa; taponamiento temporal con bolas; combinación granulométrica