Die natürliche Förderrate von horizontalen Schieferölbohrungen in kontinentalen Umgebungen nimmt schnell ab und der Fördergrad ist gering, während eine einzelne Wasserinjektionstechnik die Porenenergie effektiv ergänzen und den Fördergrad verbessern kann. Am Beispiel eines siebenabschnittigen Schieferölvorkommens in Ordos wurde eine numerische Simulationsmethode zur Optimierung der Wasserinjektion in horizontale Schieferölbohrungen angewandt. Um die Genauigkeit des numerischen Simulationsmodells nach der volumetrischen Frakturierung des Schieferölbeckens zu verbessern, wurde das EDFM-Modell (Embedded Discrete Fracture Model) eingeführt, das natürliche Klüfte im Speicher und hydraulische Frakturen durch Volumenfrakturierung darstellt. Es wurde ein konzeptuelles Modell entwickelt, das Adsorption und Speicher-Stresssensitivität berücksichtigt. Die Optimierung von Injektionszeitpunkt, Wassermenge, Injektionsgeschwindigkeit, Stillstandszeit und Zyklen wurde durchgeführt. Die Simulationsergebnisse zeigen: Bei zu hoher Injektionsgeschwindigkeit fließt Wasser leicht entlang der Frakturen und die Nutzung der injizierten Wassermenge nimmt ab; mit zunehmendem Zyklus nimmt die Ölmengensteigerung pro Zyklus ab. Für das im Modell referenzierte Ölfeld in Ordos wurden die optimalen Parameter für die Wasserinjektion gefunden: Injektion bei einem Druckkoeffizienten von 0,706, bevorzugte Wassermenge 4000 m³, Injektionsgeschwindigkeit 300 m³/Tag, Stillstandszeit 15 Tage, sechs Zyklen, was den Fördergrad um 4,95 % erhöht und die Gesamtwasser-Öl-Verdrängungsrate auf 6,65 % bringt. Diese Studie kann als Referenz für die Forschung zur Wasserinjektion in Schieferölvorkommen dienen.

Schieferöl; Wasserinjektion; numerische Simulation; EDFM; Parameteroptimierung