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Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Formation
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Formation. Insbesondere bezieht sich die Erfindung auf die Sekundärgewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Formation durch Mischtreibverfahren.
Erdöl wird anfangs aus den meist unterirdischen Formationen gewöhnlich durch Gasdruck oder natürlichen Wassertrieb gewonnen, wodurch das Öl aus der Erdöl enthaltenden Formation oder aus dem Reservoir in ein Produktionsbohrloch und dann an die Erdoberfläche gedrückt wird. Mit fortschreitender Erdölge- winnung aus der Formation lässt die Energie des Reservoirs allmählich nach. Ein Hauptteil des Erdöls verbleibt noch in der Formation und zu jedem Zeitpunkt, nach dem die Energie des Reservoirs abzufallen beginnt, können sekundäre Gewinnungsarbeitsweisen in Gang gebracht werden, um die Gewinnung dieses restlichen Öls zu erhöhen. Zu diesem Verfahren gehören solche, die als Misch-Treib- oder als MischFlut-Verfahren bezeichnet worden sind.
Bei Misch-Treib-Verfahren wird eine gasförmige oder flüssige Phase durch die unterirdische Formation von einem Einlassbohrloch aus mit Hilfe eines Treibgases, das unter Druck durch die Formation gepresst wird, zu einem oder mehreren Austrittsbohrlöchern getrieben. Bei dem Material, das die flüssige oder gasförmige Phase bildet, handelt es sich um eines, das nicht nur mit dem Erdöl in der Formation, sondern auch mit dem Treibgas mischbar ist.
Auf Grund dieser Mischbarkeit mit dem Erdöl und dem Treibgas begrenzt die Mischphase oder Druckmittelphase, während sie sich durch die Formation bewegt, eine Zone, die sich hinsichtlich ihrer Zusammensetzung von einer Lösung der Druckmittelphase in Erdöl an der Führungsseite über die Druckmittelphase selbst in der Mitte zu einer Lösung der Druckmittelphase und des Treibgases an der Rückseite ändert. Auf diese Weise sieht die Misch-Druckmittelphase bei diesen Verfahren eine mehr oder weniger bestimmte Zone gleichförmig fliessenden Druckmittels vor. Auf seinem Weg durch die Formation verdrängt diese Druckmittelphase das Erdöl wirksam und bewegt es zu einem Austrittsbohrloch, von dem aus es gewonnen werden kann.
Während Misch-Treib-Verfahren zur Gewinnung von Erdöl sehr zufriedenstellend sind, weisen sie gewisse Schwierigkeiten auf, die aus der Ungleichförmigkeit oder Unterschiedlichkeit der Formation hinsichtlich ihrer Durchlässigkeit erwachsen. Änderungen in der relativen Durchlässigkeit der Formation führen zu dem Problem, eine gleichförmige Durchspülung der Formation durch die Misch-Druckmittelphase zu erzielen. Wenn die Formation Zonen unterschiedlicher relativer Durchlässigkeit hat, passieren die Misch-Druckmittelphase und das Treibgas bevorzugt die Zone oder Zonen mit höherer relativer Durchlässigkeit.
Die Misch-Druckmittelphase und das Treibgas, welche durch die Zone oder Zonen höherer relativer Durchlässigkeit gehen, erreichen ein Austrittsbohrloch vor der Misch-Druckmittelphase und dem Treibgas, die eine Zone oder Zonen geringerer relativer Durchlässigkeit passieren. Der Durchbruch, d. h. die Ankunft der Misch-Druckmittelphase und des Treibgases beim Austrittsbohrloch, haben zur Folge, dass das Treibgas die Zone geringerer relativer Durchlässigkeit umgeht. Demzufolge wird das Erdöl in der Zone geringerer relativer Durchlässigkeit nicht gewonnen, es sei denn, dass weitere Massnahmen angewendet werden, die zusätzliche Kosten bedingen. Ferner hat der Abfluss aus einem Austrittsbohrloch ein hohes Verhältnis von Treibgas zu Erdöl, was die Trennung grosser Mengen Treibgas von dem Erdöl erforderlich macht.
So ist das Ausmass, in dem eine einheitliche Durchspülung der Formation durch die Misch-Druckmittelphase und das Treibgas erzielt wird, ein Massstab für die Leistungsfähigkeit der Erdölgewinnung.
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Es ist ein Zweck der Erfindung, die Erdölgewinnung aus einer unterirdischen Formation zu erhöhen.
Weiter ist es ein Zweck der Erfindung, eine gleichförmige Durchspülung einer erdölhaltigen Formation durch eine Misch-Treib-Arbeitsweise zu erzielen. Ein weiterer Zweck der Erfindung ist die Erhöhung der Leistungsfähigkeit bei einer Misch-Treib-Arbeitsweise. Ein anderer Zweck der Erfindung besteht darin, das Verhältnis von Treibgas zu Erdöl im Abfluss aus einer unterirdischen Formation, die einem MischTreib-Verfahren unterworfen wurde, zu verringern. Weitere Zwecke der Erfindung werden aus der nachstehenden Beschreibung ersichtlich.
Gemäss der Erfindung wird Erdöl aus einer ölhaltigen unterirdischen Formation, die mit einem Einlassbohrloch und mindestens einem Austrittsbohrloch versehen ist, durch ein Verfahren gewonnen, bei welchem nebenandern Stufen Wasser durch das Einlassbohrloch eingeführt wird, um in der Formation eine Wasserphase zu bilden. Bei dieser Arbeitsweise besteht die erste Stufe in der Bildung einer flüssigen oder gasförmigen Phase in der Formation, die aus einem Material besteht, das mit dem Erdöl der Formation mischbar ist. Eine zweite Stufe besteht darin, ein Treibgas in das Einlassbohrloch einzuführen und die flüssige oder gasförmige Phase durch die Formation in Richtung auf ein Austrittsbohrloch zu drücken, wobei das Treibgas aus einem Gas besteht, das mit dem Material, welches die flüssige oder gasförmige Phase bildet, mischbar ist.
Das Treibgas wird so lange in das Einlassbohrloch eingeführt, bis es in das Austrittsbohrloch eintritt. Eine dritte Stufe besteht darin, die Einführung von Treibgas in das Einlassbohrloch nach der Zeit zu unterbrechen, in der das Treibgas in das Austrittsbohrloch eintritt. An dieser Stelle wird die Stufe durchgeführt, bei der Wasser in das Einlassbohrloch eingeführt wird, um eine Wasserphase in der Formation zu bilden. Eine letzte Stufe besteht darin, danach ein Treibmittel in das Einlassbohrloch ein- zuführen, um die Wasserphase durch die Formation in Richtung auf das Austrittsbohrloch zu drücken.
Das Verfahren gemäss der Erfindung wird nachstehend an Hand der Zeichnung näher erläutert. Fig. l ist eine schematische Darstellung, die eine unterirdische Formation bei einer Stufe des Verfahrens gemäss der Erfindung veranschaulicht ; Fig. 2 ist eine schematische Darstellung, welche die unterirdische Formation bei einer andern Stufe des Verfahrens gemäss der Erfindung veranschaulicht ; Fig. 3 ist eine schematische Darstellung, welche die unterirdische Formation bei einer weiteren Stufe des Verfahrens gemäss der Erfindung veranschaulicht ;
Fig. 4 ist eine schematische Darstellung, welche die unterirdische Formation bei einer späteren Stufe des Verfahrens gemäss der Erfindung veranschaulicht, und Fig. 5 ist eine graphische Darstellung, welche die Ölproduktionsgeschwindigkeit, das Gas-Öl Verhältnis und die kumulativ Erdölproduktion einer unterirdischen Formation veranschaulicht, die nach dem Verfahren gemäss der Erfindung behandelt wurde.
Gemäss Fig. l ist eine unterirdische Formation, die allgemein mit 1 bezeichnet ist, von einem Einlassbohrloch 2 und einer grösseren Anzahl von Austrittsbohrlöchern durchbohrt, von denen zur Vereinfachung der Darstellung nur ein Bohrloch 3 gezeigt ist. Die Formation ist ebenfalls aus Gründen der Vereinfachung als nur aus zwei Zonen bestehend gezeichnet, nämlich aus der oberen Zone 4 und der unteren Zone 5, wovon jede eine andere relative Durchlässigkeit gegenüber dem Fluss von gasförmigen oder flüssigen Mitteln hat. Die Zone 4 hat gegenüber dem Fluss von gasförmigen oder flüssigen Mitteln eine höhere relative Durchlässigkeit als die Zone 5. Ausserdem sind die Zonen 4 und 5, aus Gründen der Vereinfachung der Zeichnung, als gleich dick angenommen worden. Ursprünglich enthält jede der Zonen Erdöl.
Obgleich zwei Zonen dargestellt sind, ist ersichtlich, dass die Formation 1 mehr als zwei Zonen enthalten kann und dass angrenzende Zonen unterschiedliche relative Durchlässigkeiten haben können. Jede der Zonen stellt einen Fliessweg durch die Formation vom Einlassbohrloch zum Austrittsbohrloch dar.
Eine gasförmige oder flüssige Phase aus einem mit dem Erdöl in der Formation mischbaren Material wird in der Formation 1 errichtet. Dies erfolgt durch Einführung des Materials, welches die gasförmige oder flüssige Phase bildet, in die Formation durch das Einlassbohrloch 2. Das die mischbare Phase bildende Material, das durch Bohrloch 2 eingeführt ist, verteilt sich in den Zonen 4 und 5 in Mengen, die proportional dem Produkt aus ihrer Dicke und ihrer relativen Durchlässigkeit gegenüber dem Material, welches die mischbare Phase bildet, sind. Da die Zone 4 eine höhere relative Durchlässigkeit gegenüber dem die mischbare Phase bildenden Material als die Zone 5 hat aber von gleicher Dicke ist, wird ein grösseres Volumen des Materials, welches die mischbare Phase bildet, in die Zone 4 als in die Zone 5 eintreten.
Nach Errichtung der mischbaren gasförmigen oder flüssigen Phase in den Zonen 4 und 5 wird die Mischphase in Richtung auf das Austrittsbohrloch 3 durch die Formation fortbewegt. Der Durchgang der Mischphase durch die Formation wird dadurch erreicht, dass Treibgas in das Einlassbohrloch 2 eingeführt wird. Das Treibgas wird sich in den Zonen 4 und 5 so verteilen, dass die Mengen proportional dem Produkt aus der Dicke und der relativen Durchlässigkeit gegenüber dem Treibgas in den Zonen 4 und 5 sind.
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Dementsprechend wird eine grössere Menge Treibgas je Dickeneinheit der Zone in die Zone 4 als in die Zone 5 eintreten. Ebenso wird in diesem Zusammenhang bei jeder gegebenen Zuführgeschwindigkeit des Treibgases in die Formation durch das Einlassbohrloch 2 das Treibgas bei einer grösseren Geschwindigkeit je Dickeneinheit der Zone in die durchlässigere Zone 4 als in die weniger durchlässige Zone 5 eintreten.
Deshalb wird die Mischphase in Zone 4 nach Errichtung der mischbaren gasförmigen oder flüssigen Phase in der Formation 1 und Einführung des Treibgases eine grössere Strecke durch die Formation in Richtung auf das Austrittsbohrloch 3 vorangegangen sein als die Mischphase in Zone 5. Fig. 1 veranschaulicht dieses Stadium des Verfahrens. Die Mischphase 10 in der Zone 4 hat ein grösseres Volumen als das mischbare Mittel 11 in der Zone 5. Weiterhin ist die Treibgasmenge 12, die in die Zone 4 eingetreten ist, grö- sser als die Treibgasmenge 13, die in die Zone 5 eingetreten ist, und auf diese Weise ist die Mischphase 10 eine grössere Strecke durch die Formation vom Einlassbohrloch vorangegangen als die Mischphase 11.
Folglich ist eine grössere Menge Erdöl je Dickeneinheit der Formation aus der Zone 4 in das Austrittsbohrloch 3 befördert worden als aus der Zone 5 und das in der Zone 4 zurückbleibende Erdöl 14 wird je Dikkeneinheit der Formation mengenmässig geringer sein als das Erdöl 15, das in der Zone 5 zurückbleibt.
Bei fortgesetzter Einführung von Treibgas in die Formation 1 durch das Einlassbohrloch 2 gehen die Mischphasen 10 und 11 in der Formation 1 in Richtung auf das Austrittsbohrloch 3 voran, verdrängen das Erdöl in der Formation und bewegen es vor sich her in Richtung auf das Austrittsbohrloch. Schliesslich ver- drängt die Mischphase 10 das gesamte Öl aus der Zone 4 in das Austrittsbohrloch 3 und die Mischphase 10 tritt in das Austrittsbohrloch ein. Während der Zeit, in der das Erdöl in den Zonen 4 und 5 in das Austrittsbohrloch 3 befördert wird, besteht der Ausfluss, der an der Erdoberfläche aus dem Austrittsbohrloch gewonnen wird, aus Erdöl sowie Gas und Wasser, die von Natur zusammen mit dem Öl in der Formation 1 vorhanden sind.
Bei Ankunft der Mischphase 10 am Austrittsbohrloch und Eintritt der Mischphase in das Austrittsbohrloch besteht der Ausfluss aus der Mischphase und Erdöl sowie aus Gas und Wasser, mit welchen das Öl von Natur in der Formation zusammen war, aus der Zone 5. Daran anschliessend wird, wenn die gesamte Mischphase entlang irgendeines Fliessweges in das Austrittsbohrloch gelangt ist, auch das Treibgas in das Austrittsbohrloch eintreten, und die Beschaffenheit des Ausflusses aus dem Austrittsbohrloch wird sich abermals ändern. Dieser Wechsel ist durch das Auftreten von Treibgas im Ausfluss gekennzeichnet. Wenn das Treibgas das gleiche ist wie das von Natur aus mit dem Erdöl in der Formation 1 vorkommende Gas, wird das Eintreten des Treibgases in das Austrittsbohrloch durch ein Ansteigen der Menge dieses Gases im Verhältnis zu der Erdölmenge angezeigt.
Auf jeden Fall wird der Durchbruch des Treibgases in das Austrittsbohrloch durch ein Ansteigen des Verhältnisses der Gasmenge zur Erdölmenge im Ausfluss angezeigt.
Beim Durchbruch des Treibgases aus der Zone 4 zum Austrittsbohrloch 3 werden die Bedingungen in der Formation 1 so wie in Fig. 2 veranschaulicht sein. Das Treibgas 12 hat die ganze Zone 4 eingenommen und ist durch die Zone 4 vom Einlassbohrloch 2 bis zum Austrittsbohrloch 3 vorangegangen. Abgesehen von in die Zone 5 aufgenommenen kleineren Erdölmengen 15 ist das Vorgehen des Treibgases 12 durch die Zone 4 nicht durch ein Vorgehen des Erdöls zum Austrittsbohrloch 3 begleitet. Die Mischphase 11 geht durch die Formation in Richtung auf das Austrittsbohrloch vor und dieses Vorgehen hat eine Bewegung des Erdöls in das Austrittsbohrloch zur Folge.
Nach dem Durchbruch des Treibgases in das Austrittsbohrloch 3, der durch eine Änderung im Verhältnis der Gasmenge zur Erdölmenge im Ausfluss aus dem Bohrloch angezeigt wird, wird die Einführung von Treibgas in die Formation 1 durch das Einlassbohrloch 2 eingestellt. Die Einführung von Treibgas kann zu dem Zeitpunkt unterbrochen werden, in dem das Treibgas in das Austrittsbohrloch eintritt. Jedoch kann die Einführung von Treibgas in jedem andern Augenblick danach unterbrochen werden. Zum Beispiel können es technische oder wirtschaftliche Überlegungen wünschenswert erscheinen lassen, mit der Einführung von Treibgas nach dem Durchbruch zum Austrittsbohrloch fortzufahren.
Mit dem Eintritt von Treibgas von immer mehr Fliesswegen erreicht das Verhältnis von Gas zu Erdöl im Ausfluss schliesslich einen genügend hohen Punkt, so dass die vorherigen Überlegungen, die es wünschenswert erscheinen liessen, mit der Einführung von Treibgas fortzufahren, nicht mehr gültig sind. Zu diesem Zeitpunkt wird die Einführung von Treibgas eingestellt. Gewöhnlich wird die Einführung von Treibgas dann eingestellt, wenn das Verhältnis von Gas zu Erdöl im Abfluss aus dem Austrittsbohrloch von mehr als 8,9 m3 Gas je hl Öl über dem Verhältnis liegt, das vor Durchbruch des Treibgases erreicht war.
Meistens wird die Einführung von Treibgas dann eingestellt, wenn das Verhältnis von Gas zu Erdöl im Abfluss aus dem Austrittsbohrloch mehr als 178 m3 Gas je hl Öl über dem Verhältnis liegt, das vor dem Durchbruch des Treibgases erreicht war.
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Anschliessend an die Unterbrechung der Einführung des Treibmittels wird Wasser durch das Einlassbohrloch 2 in die Formation 1 eingeführt, um in der Formation eine Wasserphase zu bilden. Das Wasser, das durch das Einlassbohrloch eingeführt wird und in die Formation eintritt, verteilt sich zwischen die Zonen 4 und 5 in Mengen, die im Verhältnis zu dem Produkt aus der Dicke und der relativen Wasserdurchlässigkeit beider Zonen stehen. Bei jeder in die Formation eingeführten Wassermenge oder jeder gegebenen Wassereinführgeschwindigkeit wird der grössere Teil Wasser je Dickeeinheit der Formation in die Zone 4 als in die Zone 5 eintreten.
Nach der Stufe der Wassereinführung in die Formation wird ein Treibmittel in die Formation durch das Einlassbohrloch 2 eingeführt. Das Treibmittel wird sich zwischen die Zonen 4 und 5 in Mengen, die zu dem Produkt aus der Dicke und der relativen Durchlässigkeit der beiden Zonen proportional sind, verteilen. Fig. 3 veranschaulicht die Formation in diesem Stadium des Verfahrens. Die Wasserphase 20 in der Zone 4 hat ein grösseres Volumen als die Wasserphase 21 in der Zone 5. Die Treibmittelmenge 22 in der Zone 4 ist grösser als die Treibmittelmenge 23 in der Zone 5. Folglich wird die Wasserphase 20 in der Formation 1 einen grösseren Weg zum Austrittsbohrloch 3 zurückgelegt haben als die Wasserphase 21. Die Mischphase 11 wird weiter in der Formation in Richtung auf das Austrittsbohrloch 3 vorangegangen sein und das Erdöl 15 verbleibt noch in der Zone 5.
Bei der fortgesetzten Einführung des Treibmittels in die Formation durch das Einlassbohrloch werden die Mischphasen in der Formation in Richtung auf das Austrittsbohrloch vorangehen. Infolge der Einführung von Wasser und der Anwesenheit der sich bewegenden Wasserphase in der Formation wird jedoch die Geschwindigkeit des Vorangehens der Mischphasen in der Formation für jedengegeben6llDruckunterschied zwischen dem Einlassbohrloch und dem Austrittsbohrloch reduziert werden. Weiterhin wird das Ausmass, in dem die Geschwindigkeit des Vorangehens der Druckmittelphase reduziert worden ist, in der durchlässigeren Formation 4 grösser sein als in der weniger durchlässigen Formation 5. Auf diese Weise wird die Geschwindigkeit, mit der das Treibgas 12 und das Erdöl 15 in das Austrittsbohrloch eintreten, reduziert.
Jedoch wird die Geschwindigkeit, mit der das Treibgas indas Austrittsbohrloch eintritt, in grösserem Masse als die Geschwindigkeit, mit der das Erdöl in das Austrittsbohrloch eintritt, verringert. Demzufolge ist das Verhältnis von Treibgas zu Erdöl in dem Abfluss aus dem Austrittsbohrloch 3 vermindert.
Mit dem Vordringen der Wasserphase durch die Formation verlieren sich Teile der Wasserphase in den zurückbleibenden Poren oder den Sackgassen der Formation oder werden auf andere Weise von der vorangehenden Wasserphase getrennt. Dementsprechend versickert es und wird mengenmässig immer weniger, je weiter die Wasserphase in der Formation vorangeht. Es ist anzunehmen, dass das verhältnismä- ssig grössere Absinken der Geschwindigkeit des Vorangehens der Mischphasen in der durchlässigeren Zone zwei Faktoren zuzuschreiben ist, nämlich erstens dem Versickern der Wasser phase beim Vorangehen in der Formation und zweitens dem Eintreten einer verhältnismässig grösseren Wassermenge je Dickeeinheit in die durchlässigere Zone.
Durch die Einführung der Wasserphase in die Formation wird die relative Durchlässigkeit der Formation gegenüber dem später eingeführten Treibmittel verringert. Die Wasserphase in der Zone 5 ist ursprünglich mengenmässig kleiner je Dickeeinheit als die Wasserphase in der Zone 4. Die das Versickern der vorangehenden Wasserphase verursachenden Faktoren sind in den Zonen 4 und 5 im wesentlichen die gleichen. Dementsprechend wird die Wasserphase in der Zone 5 auf einer bestimmten Bewegungsstrecke
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Zone 4. Die vorangehende Wasserphase in der Zone 5 wird schliesslich so weit versickern, dass sie ganz verschwindet, während die Wasserphase in der Zone 4, wenn auch mengenmässig reduziert, weiterbesteht. Gleichzeitig mit dem Versickern der vorangehenden Wasserphase lässt ihre Wirkung auf die relative Durchlässigkeit der Formation gegenüber dem Treibmittel nach.
Beim Verschwinden der vorangehenden Wasserphase wird ihre blockierende Wirkung gegenüber dem Fluss des Treibgases wesentlich verringert. Dementsprechend wird die blockierende Wirkung der vorangehenden Wasserphase in der Zone 5 in einem grösseren Masse verringert als die blockierende Wirkung der vorangehenden Wasserphase in der Zone 4.
Die letzte Stufe des Verfahrens der Erfindung ist so, wie in Fig. 4 veranschaulicht. Die Gesamtmenge an Erdöl 15 von Fig. 3 ist durch das Austrittsbohrloch 3 gewonnen worden. Die Mischphase 11 in der Zone 5 ist zum Austrittsbohrloch 3 vorangegangen und tritt in dieses ein. Die vorangehende Wasserphase 21 in Fig. 3 ist verschwunden. Das Treibmittel 23 befindet sich unmittelbar hinter dem Treibgas 13. In der Zone 4 bleibt die vorangehende Wasserphase 20 erhalten, obwohl sie mengenmässig abgenommen hat, und hat sich dem Austrittsbohrloch 3 genähert.
Eine wesentliche Stufe des Verfahrens gemäss der Erfindung besteht darin, dass Wasser nur einmal in
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die Formation eingeführt wird. Wie schon erwähnt, wird durch die Einführung von Wasser in die Formation eine grössere Menge eingeführten Wassers je Dickeeinheit in die durchlässigere Zone und eine kleinere Menge in die weniger durchlässige Zone eintreten. Wie ebenfalls bereits erwähnt wurde, ist die Menge, die in jede Zone eintreten wird, proportional zu der relativen Durchlässigkeit für Wasser in jeder Zone. Auf diese Weise wird zumindest ein Teil des eingeführten Wassers in die weniger durchlässige Zone eintreten. Dieses Wasser, das in die weniger durchlässige Zone eintritt, verringert die Geschwindigkeit des Vorangehens in dieser Zone.
Es ist erwünscht, dass die Geschwindigkeit des Vorangehens in der weniger durchlässigen Zone nicht verringert wird, und deshalb sollte kein Wasser in die weniger durchlässige Zone eingeführt werden. Anderseits ist das im allgemeinen in der Praxis nicht möglich. Die in die weniger durchlässige Formation eingeführte Wassermenge kann jedoch auf ein Minimum beschränkt werden. Dies geschieht dadurch, dass das ganze Wasser auf einmal in die Formation eingeführt wird. Bei einer einmaligen Einführung von Wasser wird der grössere Teil in die durchlässigere Zone eintreten. Demzufolge wird die Geschwindigkeit des Vorangehens in der durchlässigeren Zone in stärkerem Masse reduziert als in der weniger durchlässigen Zone. Anders ausgedrückt werden die Durchlässigkeiten in beiden Zonen relativ zueinander ausgetauscht.
Bei den auf diese Weise vertauschten Durchlässigkeiten würde eine spätere Einführung von Wasser dazu führen, dass ein relativ grösserer Teil in die weniger durchlässige Zone eintritt. Entsprechend würde die Durchlässigkeit der weniger durchlässigen Zone in relativ stärkerem Masse als die der durchlässigeren Zone verringert werden. Auf diese Weise wird das Eintreten einer minimalen Wassermenge in die weniger durchlässige Zone mit einer kleinstmöglichen Verringerung der relativen Durchlässigkeit dieser Zone durch eine nur einmalige Einführung von Wasser erreicht.
Die Mischphase kann aus irgendeinem Material bestehen, das bisher für diesen Zweck bei MischTreib-Verfahren angewendet worden ist. Das Material kann eine Flüssigkeit oder ein Gas sein. Vorzugsweise ist das Material ein verflüssigter, normalerweise gasförmiger Kohlenwasserstoff. Kohlenwasserstoffe, die für diesen Zweck verwendet werden können, sind z. B. Propan, Butan und Pentan. Ebenso können Mischungen dieser Kohlenwasserstoffe verwendet werden. Eine bevorzugte Mischung verflüssigter, normalerweise gasförmiger Kohlenwasserstoffe ist die allgemein verflüssigtes Petroleumgas genannte Mischung.
Diese Mischung besteht normalerweise vorwiegend aus Propan und Butan mit kleineren Mengen Äthan und Pentan. Schwerere, normalerweise flüssige Kohlenwasserstoffe, wie z. B. Naphta, können ebenfalls verwendet werden. Darüber hinaus können andere Stoffe als Kohlenwasserstoffe verwendet werden. Beispielsweise können sauerstoffhaltige Verbindungen, wie Alkohole, Ketone, Dioxan und Kohlendioxyd verwen- det werden.
Der zur Einführung des Materials, welches die Mischphase in der Formation bildet, verwendete Druck kann beliebig sein. Gewöhnlich liegen die Drücke, bei welchen das die mischbare Flüssigkeitsphase bildende Material in die Formation eingeführt wird, zwischen 70. 3 kg/cm2 und 351,5 kg/cm2. Jedoch können auch höhere oder niedrigere Drücke verwendet werden.
Die Menge an Material, das die mischbare Flüssigkeitsphase, die verwendet werden soll, bildet, kann durch Untersuchung der Formation, durch Bodenanalyse oder durch Verwendung von Modellen der Formation, die in der Technik bekannt sind, festgesetzt werden. Die zu verwendende Menge hängt in gewissem Masse von der Strecke und damit von dem Gebiet der Formation ab, das zwischen dem Einlassund einem Austrittsbohrloch durchspült werden soll. Gewöhnlich liegt die zu verwendende Materialmenge zwischen 1 und 10 ufo des Kohlenwasserstoff-Porenvolumens der Formation zwischen dem Einlass- und dem Austrittsbohrloch. Unter Kohlenwasserstoff-Porenvolumen ist das Porenvolumen der Formation gemeint, den das Kohlenwasserstoff-Druckmittel einnimmt.
Als Treibgas kann jedes Gas verwendet werden, das mit dem die Mischphase bildenden Material mischbar ist. Wenn das Misch-Druckmittel bei den angewendeten Druckbedingungen und der Temperatur der Formation in gasförmigem Zustand ist, kann jedes Gas verwendet werden, da Gase in jedem Verhältnis mischbar sind. Wenn das die Mischphase bildende Material bei den angewendeten Druckbedingungen und der Temperatur der Formation eine flüssige Phase ist, muss das Treibgas ein Gas sein, das mit der flüssigen Phase mischbar ist. Wenn die Flüssigkeitsphase beispielsweise ein Kohlenwasserstoff ist, kann das Treibgas ein Kohlenwasserstoffgas sein. Ein geeignetes Kohlenwasserstoffgas ist Methan. Das Treibgas braucht nicht vollständig aus Methan zu bestehen, sondern kann auch kleinere Mengen anderer Bestandteile enthalten.
Ein geeignetes Treibgas ist Separatorgas, das vorwiegend aus Methan, etwas Äthan und kleineren Mengen Propan und Kohlenwasserstoffen von höherem Molekulargewicht besteht. Wenn das die Mischphase bildende 84arterial ein sauerstoffhaltiges Material, wie ein Alkohol, ein Keton oder Di oxan ist, kann Kohlendioxyd als Treibgas verwendet werden.
Die in der Wasserzuführungsstufe zu verwendende Wassermenge hängt von der Wasserdurchlässigkeit
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der verschiedenen Zonen der Formation im Verhältnis zueinander ab. Wie bereits erwähnt, wird die Wassermenge, die in die Zone geringerer D urchlässigkeit eingeführt wird, vorzugsweise auf einem Minimum gehalten. Auf diese Weise wird eine grössere Menge Wasser dort verwendet, wo das Verhältnis der Durchlässigkeit der Zonen gross ist als dort, wo das Verhältnis kleiner ist, da der grössere Teil dieses Wassers in die Zone grösserer Durchlässigkeit eintritt. Im allgemeinen wurden zufriedenstellende Ergebnisse erzielt, wenn die in die Formation eingeführte Wassermenge mindestens 5 % des gesamten Kohlenwasserstoff-Porenvolumens ausmachte, das zuvor von dem Treibgas durchspült wurde.
Jedoch können auch Wassermengen bis zu 40 % des gesamten Kohlenwasserstoff-Porenvolumens, das zuvor von Treibgas durchspült wurde, verwendet werden.
Das Treibmittel, das durch das Einlassbohrloch nach der Einführung von Wasser in die Formation eingeführt wird, kann jede Art eines nicht-wässerigen Druckmittels sein, das zuvor als Treibmittel bei den Sekundärgewinnungsverfahren angewendet worden ist. Zweckmässigerweise besteht das Treibmittel aus dem gleichen Material, das für das Treibgas verwendet wurde. Auf diese Weise kann das Treibmittel ein Kohlenwasserstoff, wie Methan, oder ein Gas, das Methan enthält, beispielsweise Separatorgas, sein.
Das Gas kann auch Kohlendioxyd sein.
Misch-Flut-Verfahren können grob in drei Methoden unterteilt werden, je nach den Mitteln, mit denen die Mischphase innerhalb der Formation entwickelt wird. Bei einer Methode wird die Mischphase in der natürlichen Lagerung durch Einführung eines normalerweise gasförmigen Materials in die Formation, beispielsweise eines Gases, das eine grosse Menge Methan enthält, entwickelt. Die Einführung wird unter Drücken von über etwa 210,9 kg/cm2 vorgenommen und das Gas löst sich in den kondensierbaren Kohlenwasserstoffen des Erdöls auf und bildet eine flüssige Phase. Diese Methode ist als Hochdruckgas-Misch- Flutverfahren bekannt. Die zweite Methode ist der ersten ähnlich, sie umfasst jedoch die Einführung des Gases unter niedrigerem Druck.
Um die Entwicklung einer mischbaren Flüssigkeitsphase in der natürlichen Lagerung unter niedrigeren Drücken zu erzielen, wird das eingeführte Gas mit Kohlenwasserstoffen, die schwerer als Methan sind, beispielsweise Propan, und kleineren Mengen Butan und Pentan angereichert. Durch die Anwesenheit der schwereren Kohlenwasserstoffe in dem Gas kondensiert das Gas bei den verwendeten niedrigeren Drücken, nachdem es niedrigsiedende Kohlenwasserstoffe aus dem Erdöl in der Formation aufgenommenhat. Die in dieser zweiten Methode verwendeten Drücke liegen über 70,3 kg/cm2, sind jedoch niedriger als die Drücke, die erforderlich sind, wenn das eingeführte Gas vorwiegend aus Methan besteht.
Diese Methode wird angereichertes Gas-oder kondensiertes Misch-Flut-Verfahren genannt.
Bei der dritten. Methode wird die Mischphase durch Einführung eines kondensierbaren Kohlenwasserstoffes, wie z. B. verflüssigtes Erdölgas, Propan, Butan oder Naphtha, unter solchen Drücken entwickelt, dass das eingeführte Gas sich in der Flüssigkeitsphase innerhalb der Formation befindet. Die bei diesem Verfahren angewendeten Drücke sind normalerweise etwa 70, 3 kg/cm2. Diese Methode ist als Misch-Stopfen-Ver- fahren bekannt. Das Verfahren gemäss der Erfindung ist in Verbindung mit irgendeiner dieser Methoden sowie mit andern Methoden zur Gewinnung von Erdöl durch Misch-Treib-Verfahren anwendbar.
Das Verfahren gemäss der Erfindung wird an Hand eines Beispiels näher erläutert. Zur Sekundärgewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Formation wurde das Misch-Treib-Verfahrenangewendet. Die Formation wurde mit einem Einlassbohrloch und vier Auslassbohrlöchern in gleichem Abstand voneinander und in gleichem Abstand von dem Einlassbohrloch durchbohrt. Jedes der Bohrlöcher durchbohrte die gleichen Zonen dieser Formation. Die Formation enthielt eine grosse Anzahl von Zonen und die Zonen unterschieden sich in der Durchlässigkeit von etwa 1 - 200 Millidarcy, wie durch eine Laboratoriumprüfung
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Als erste Stufe wurde eine Menge verflüssigten Erdölgases unter Druck in das Einlassbohrloch eingeführt.
Das verflüssigte Erdöl bestand aus den folgenden Kohlenwasserstoffen in den angegebenen Mengen :
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und die Menge des eingeführten verflüssigten Erdölgases war gleich 5 %0 des Kohlenwasserstoff-Porenvo- lumens der Formation zwischen dem Einlassbohrloch und den vier'Austrittsbohrlöchern.
Als zweite Stufe wurde ein Treibmittel in das Einlassbohrloch und in die Formation eingeführt. Das Treibgas war ein Separatorgas und enthielt die nachstehenden Kohlenwasserstoffe in den angegebenen Mengen : Methan 840/0, Äthan 7 lu, Propan 60/0, Butan 2 lu und Spuren von Pentan- und höheren Kohlenwasserstoffen. Während der Einführung des Separatorgases wurde Erdöl aus den vier Austrittsbohrlöchern gewonnen. Zu Beginn der Einführung des Abscheidergases betrug das mittlere Gas-Öl-Verhältnis im Ab-
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In Fig. 5 ist die anfängliche Geschwindigkeit der Ölproduktion mit 30 und das anfängliche Gas-Öl-Verhältnis mit 31 angegeben.
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Bei fortgesetzter Zuführung des Treibmittels erhöhte sich das Gas-Öl-Verhältnis in dem Abfluss aus den vier Austrittsbohrlöchern allmählich, während das Treibmittel von verschiedenen Fliesswegen zu jedem Austrittsbohrloch das Austrittsbohrloch erreichte. Weiterhin erhöhte sich die Geschwindigkeit der Öl- produktion aus den vier Austrittsbohrlöchern. Schliesslich erreichte die Ölproduktionsgeschwindigkeit ein Maximum von 952, 55 hl je Tag, wie mit 33 angegeben, jedoch nahm die Produktionsgeschwindigkeit danach allmählich ab. Das Gas-Öl-Verhältnis blieb weitgehend konstant, während die Ölproduktionsgeschwindigkeit anstieg. Jedoch nahm das Gas-Öl-Verhältnis im gleichen Augenblick zu, in dem die Öl- produktionsgeschwindigkeit abnahm.
Die Abnahme der Ölproduktionsgeschwindigkeit und das Ansteigendes Gas-Öl-Verhältnisses waren ein Beweis dafür, dass das Treibmittel aus verschiedenen Fliesswegen in die Austrittsbohrlöcher durchgebrochen war. Jedoch fuhr man mit der Einführung von Separatorgas als Treibmittel aus Gründen der Wirtschaftlichkeit fort, da das Absinken der Ölproduktionsgeschwindigkeit nicht übermässig war und das Gas- Öl-Verhältnis nicht übermässig hoch war. Schliesslich sank die Ölproduktionsgeschwindigkeit unter einen Punkt, der unter der Anfangsgeschwindigkeit lag. Dies trat, wie bei 35 angegeben, ein, wenn die kumulative Ölproduktion etwa 89000 hl Öl betrug. Zu diesem Zeitpunkt wurde errechnet, dass etwa 68 0/0 Öl in der Formation zwischen dem Einlassbohrloch und den vier Austrittsbohrlöchern erzeugt worden waren.
Weiter betrug zu diesem Zeitpunkt das Gas-Öl-Verhältnis, wie bei 40 angegeben, etwa 195, 5 ms Gas pro hl Öl.
Wenn das Gas-Öl-Verhältnis bei den Austrittsbohrlöchern 195,5 m3 pro hl betrug, wurde als dritte Stufe des Verfahrens die Einführung des Treibmittels eingestellt. Als vierte Stufe des Verfahrens wurde dann Wasser in die Formation eingeführt, um innerhalb der Formation eine Wasserphase zu errichten. Ungefähr 11950 hl Wasser wurden in die Formation eingeführt. Diese Wassermenge war gleich etwa 11 lu des Porenvolumens der Formation, der durch das eingeführte Separatorgas eingenommen wurde. Vor der Einführung des Wassers betrug die Ölproduktionsgeschwindigkeit etwa 159 hl je Tag, wie bei 35 angegeben. Während der Zeitspanne, während der die Wasserphase in der Formation errichtet wurde, sank die Ölproduktionsgeschwindigkeit auf etwa 79,5 h1 je Tag, wie bei 41 angegeben.
Weiterhin sank das Gas- Öl-Verhältnis auf etwa 105 m3 je hl.
Als fünfte Stufe des Verfahrens wurde nach der Einführung von Wasser ein Treibmittel in die Formation eingeführt, wie bei 42 angegeben. Dieses Treibmittel war das gleiche Separatorgas, das als Treibgas in der zweiten Stufe des Verfahrens verwendet worden war. Mit der Einführung des Treibmittels stieg die Ölgeschwindigkeit auf etwa 238 hl je Tag, wie bei 43 angegeben, und das Gas-Öl-Verhältnis erhöhte sich etwas, wie bei 44 angegeben. Danach blieb das Gas-Öl-Verhältnis konstant auf etwa 112 m3 je hl und die Ölproduktionsgeschwindigkeit blieb konstant auf etwa 238 hl je Tag.
Die Abnahme des Gas-Öl-Verhältnisses von 195, 5 m3 je hl auf 112 mS je hl war die Folge der Abnahme der Fliessgeschwindigkeit durch die durchlässigere Zone der Formation durch Einführung der Wasserphase in die Formation. Mit der Errichtung der Wasserphase in der Formation wurde die effektive Durchlässigkeit der Formation für das danach eingeführte Treibmittel verringert. Auf diese Weise wurde der Anteil, mit dem das Treibgas in das Austrittsbohrloch eintrat, verringert. Gleichzeitig erhöhte sich die Ölproduktionsgeschwindigkeit von etwa 159 hl je Tag auf etwa 238 hl je Tag. Auf diese Weise trat eine grössere Menge des Treibmittels in die weniger durchlässige Zone der Formation ein, die noch immer Öl enthielt und dieses Öl wurde an den Austrittsbohrlöchern gewonnen.
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