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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erhöhen der Ölausbeute von untertägigen Ölfeldern durch Gas- und Wassereinpressung, vorzugsweise durch Einpressen von Kohlendioxyd oder Kohlendioxyd enthaltendem Erdgas bzw. von Kohlenwasserstoffgas, das nach einer ersten oder einer sekundären Ölförderung angewendet wird.
Dieses Verfahren wird mit Vorteil bei inhomogenen Öllagerstätten zur Erhöhung des Volumentreibfaktors und bei homogenen und inhomogenen Lagerstätten, die auch schon ursprünglich ölnassen Charakter aufweisen oder infolge der im Ergebnis der beim Einpressen des Gases eintretenden Gaslösung unter Einwirkung der Adsorption der aus dem Öl ausscheidenden hochmolekularen aktiven Komponenten (im weiteren als Asphalte - Asphaltene - und Harz bezeichnet), einen ölnassen Charakter annehmen, zur gemeinsamen Erhöhung des Volumentreibfaktors und des mikroskopischen Verdrängungsfaktors, so dass auf diese Weise die Effektivität der Erdölförderung erhöht wird, angewendet.
Bekannt sind verschiedene Varianten der mit Kohlendioxyd vorgenommenen Öltreibverfahren, bei denen a) kohlendioxydhaltiges Wasser, b) flüssige Kohlendioxyd-Pfropfen zusammen mit kohlendioxydhaltigem Wasser oder mit
Wasser, c) Kohlendioxydgas oder Kohlendioxyd enthaltende Gaspfropfen zusammen mit Wasser oder mit kohlendioxydhaltigem Wasser zur Erhöhung der Erdölförderung in die Erdöllagerstätten eingepresst werden. Bei dem Einpressen von kohlendioxydhaltigem Wasser kann das C02 als der die zusätzliche Erdölförderung sichernde Wirkstoff in einem durch das C02 -Auflösungsvermögen des Wassers begrenzten Verhältnis der Lagerstätte zugeführt werden, weshalb zum Erreichen der entsprechenden Wirkung das Einpressen einer sehr grossen Menge von C02 -haltiger Wasser erforderlich werden kann.
Dieser Umstand beschränkt in starkem Masse die Anwendungsmöglichkeit.
Flüssiges C02 kann nur bei Lagerstätten verwendet werden, in denen die Schichttemperatur niedriger als die kritische Temperatur von C02 (31, 5 C) ist, weshalb die Anwendungsmöglichkeiten sehr beschränkt sind.
Durch das Einpressen von gasförmigem C02 bzw. C02-haltigem Erdgas, als Industrienebenprodukt gewonnenem C02 -haltigem Gas oder sonstigen einen gasförmigen Zustand aufweisenden Medien können im Falle von entsprechenden Schichtdrücken und Temperaturen recht gute Ergebnisse erreicht werden, die durch Beispiele von in- und ausländischen Anwendungen in gleicher Weise bestätigt werden.
Als Beispiel zu der auf verschiedene Weise erfolgenden Anwendung von C02 und sonstigen einen gasförmigen Zustand aufweisenden Medien kann die HU-PS Nr. 167349 sowie dieAT-PS Nr. 331746 angeführt werden, wonach C02 oder einen hohen Gehalt an C02 aufweisende Erdgase als sekundäre Produktionsverfahren angewendet werden. Die HU-PS Nr. 167783 empfiehlt das Einpressen von verschiedenen Gasen als nichtbenetzende Medien, dem ein Wassertreibverfahren folgt.
Die weitläufige industrielle Verwendung dieser Verfahren wird durch den Umstand erschwert, dass der Gastrieb einen geringen Bereichswirkungsgrad aufweist, weiterhin, dass das Gas bei dem Einpressen in die Lagerstätten wegen der Inhomogenität in den eine gute Durchlässigkeit aufweisenden Schichtenlagerungen vordringt und demzufolge der vertikale Treibwirkungsgrad niedrig ist. Im Vergleich zum Öl der Lagerstätte ist die Viskosität des C02 oder des sonstigen verwendeten Gases gering bzw. seine Beweglichkeit gross. Infolge des niedrigen Volumentreibfaktors dringt das CO2 bzw. C02 -haltige Gas in nur einen geringen Teil des auch mit Öl gesättigten Lagerstättenvolumens durch, wodurch die durch C02 oder sonstige Gase bedingte Mehrförderung an Öl nur im betroffenen Volumen gewährleistet ist.
Auf diese Weise erreicht die endgültige Ölförderung aus der Lagerstätte den für dieses Ölförderungsverfahren charakteristischen Wert nicht, obwohl der mikroskopische Ausbringungsfaktor gross ist, da in gewissen Fällen auch die Bedingungen der teilweise oder vollständig gemischbildenden Verdrängung vorliegen.
Ein bekannter Nachteil besteht auch darin, dass das Kohlendioxyd und die sonstigen Gase infolge ihrer Lösung im Öl die Löslichkeit der im. Öl gelösten Asphalte und Harze vermindern, deren erhöhte Adsorption die Strömungseigenschaften des Öls durch Erhöhung der Ölbenetzung des Lagergesteins und durch Verschliessen der Poreneinengungen beeinträchtigt, was zugleich eine
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Funktion der Eigenschaft der Flüssigkeiten, der Menge des eingepressten C02 oder der eingepressten sonstigen Gase sowie der substantiellen Zusammensetzung und der Porenstruktur der Lagerstättenteile ist.
Die vorgenannte ungünstige Wirkung tritt in erhöhtem Masse in dem Falle in Erscheinung, wenn sich das verwendete Gas in Öl besser als das ursprüngliche Sättigungsgas löst, weiterhin, wenn es in den eine geringere Durchlässigkeit aufweisenden Schichten seine schädliche Wirkung ausübt, d. h. dort, wo nach der Wässerung die Ölsättigung noch die höchste sein kann.
Die infolge der Lösung des C02 im Öl erfolgende Aufnahme des ölnassen Charakters vermindert bekanntlich den Wirkungsgrad des Wassertreibverfahrens und verändert die die Ölförderung erhöhende Wirkung der freien Gassättigung ungünstig. Die vorgenannte Wirkung kommt im Falle sämtlicher einen gasförmigen Zustand aufweisenden Medien zur Geltung, die bei ihrer Lösung in Öl die Löslichkeit der Asphalte und Harze ebenfalls instabil machen, deren Adsorption erhöhen und dadurch einen ölnassen Charakter der Lagerstätte herbeiführen.
Beim Einpressen von C02 bzw. C02 -haltiger Gas können in den Fällen, wenn die Lagerstätte über eine grosse Kohlenwasserstoff-Gaskappe verfügt, wegen der Möglichkeit der Verunreinigung der Gaskappe durch CO,, die mit der Nutzung zusammenhängenden Mehrkosten die Zweckdienlichkeit der Anwendung des Verfahrens in Frage stellen.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, die genannten Nachteile zu beseitigen und ein Verfahren der oben angegebenen Art anzugeben, das einen hohen Volumenwirkungsgrad für das c02 oder die sonstigen Gase und für das darauffolgend eingepresste Wasser ermöglicht und den Schutz der Kohlenwasserstoff-Gaskappe gegen Verunreinigung sowie einen hohen mikroskopischen Verdrängungsfaktor sichert.
Zur Lösung dieser Aufgabe ist das Verfahren der eingangs angegebenen Art erfindungsgemäss dadurch gekennzeichnet, dass vor dem Gaseinpressen und/oder gleichzeitig mit dem Gaseinpressen ein schaumbildendes Fluidum in den unterirdischen Raum eingepresst wird, das zweckmässig aus wässerigen Lösungen von entsprechenden oberflächenaktiven Stoffen gewonnen wird, und dass durch die solcherart gebildete Schaumzone der Volumeneffekt der Gasausströmung erhöht wird, dann gleichzeitig mit dem Injizieren von Gas und/oder nach dem Injizieren von Gas eine wässerige Lösung von oberflächenaktiven Netzmitteln und/oder ein oberflächenaktive Stoffe enthaltendes disperses System in den unterirdischen Raum eingepresst wird, u.
zw. zur Beseitigung der sich aus Gasinjektion ergebenden ungünstigen Erhöhung der Ölbenetzbarkeit auf Lagerstättengestein, hauptsächlich zur Beseitigung von Ausscheidung oder Absetzung von Asphalt, Harzen oder andern aktiven Komponenten, bzw. zur Verhinderung der Adsorption derselben auf der Steinwandung, bzw. zur Förderung der Desorption dieser Stoffe, und dass durch diese Massnahmen der volumenund flächenspezifische Verdrängungskoeffizient der nach der Gasinjektion vorgenommenen Wasserinjektion erhöht wird.
Eine vorteilhafte Ausführungsform der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, dass zur Schaumbildung mit dem Ionenmilieu des Lagerstättenraumes und mit der Temperatur darin verträgliche,
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Alkyl-polyäthylenglykol-äthersulfate bzw. ihre Natrium- oder Ammoniumsalze, Natrium-polyglykol- äther-sulfate, in einer Menge von 0, 05 bis 5 Gew.-%, vorzugsweise aber in einer wässerigen Lösung von 0, 5 bis 3 Gew.-% verwendet werden, wobei als Benetzungsmittel die wässerige Lösung derselben Materialien in einem Bereich von 0, 1 bis 10 Gew.-%, vorzugsweise aber imr Bereich von 1 bis 5 Gew.-% und/oder die wässerige Lösung von in Wasser löslichen Petroleumsulfonaten in ähnlicher Konzentration, die in einem Bereich von 1 bis 8 Gew.-%,
vorzugsweise aber in einem Bereich von 2 bis 3 Gew.-%, oberflächenaktive Hilfsstoffe wie z. B. Isopropylalkohol, Isobutylalkohol und andere ähnliche mehrwertige Alkohole, sowie Elektrolyten, wie z. B. NaCl und/oder KC1, in einer Konzentration, die der Salzkonzentration im Schichtwasser ähnlich ist, enthalten können, und weiterhin als Disperssystem Petroleumsulfonat, oberflächenaktive Hilfsstoffe, Elektrolyte sowie Wasser und Kohlenwasserstoffe, zweckmässig aber schichtölhaltige Emulsion, Mikroemulsion oder micellare Lösungen verwendet wird/werden.
Mit dem erfindungsgemässen Verfahren gelingt es, das Ölausbringen auf bisher nicht erzielbare Werte zu erhöhen.
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Eine bevorzugte Ausführungsform des erfindungsgemässen Verfahrens besteht unter Berücksichtigung der nachstehenden Ausführungen, die die Grundsätze des Verfahrens wiedergeben, beispielsweise im Detail in folgendem : a) In eine inhomogene Erdöllagerstätte wird vor dem Einpressen des C02 oder des sonstigen
Gases ein einen Schaumbildner (zweckdienlicherweise synthetischer oberflächenaktiver
Stoff) enthaltender Wasserpfropfen eingepresst. Dabei wird der den Schaumbildner enthalten- de Wasserpfropfen in einem zum Filterwiderstand der Lagerstättenschicht annähernd pro- portionalen Masse in die einzelnen Schichtenlagerungen eindringen.
Demzufolge werden die über gute Durchlässigkeit verfügenden Zonen mit dem Schaumbildnermedium besser aufgefüllt als die eine weniger günstige Porenstruktur, jedoch eine über dem Durchschnitt liegende Ölsättigung aufweisenden Schichtenteile.
Nach dem Einpressen des Schaumbildnerstoffes erfolgt das Einpressen des entsprechend grossen CO-und/oder sonstigen Gaspfropfens.
Unter Einwirkung der Gasströmung beginnt in der Schicht die Schaumbildung und das Verdrängen des Schaumes in Richtung der Fördersonden, was zu einer bedeutenden Verminderung der Durchlässigkeit gegenüber Gas, u. zw. insbesondere in den eine gute Durchlässigkeit aufweisenden Zonen, führt.
Die Menge des eingepressten CO oder des sonstigen Gases ist nur so gross, dass die Bildung der Schaumzone gesichert wird, d. h. nur ein Teil der zum Einpressen gelangenden C02- oder der sonstigen Gasgesamtmenge und ihr Ausmass wird stets durch die Qualität des Schaumbildnerstoffes sowie die Beschaffenheit der flüssigen Stoffe der Lagerstätte und der Gesteine bestimmt.
Dieser Wert kann durch eine Untersuchung an einem physikalischen Laboratoriumsmodell bestimmt werden. In diesem Fall erfolgt die Regelung des Profils des Gaseintreibens wie folgt : - in Schichten mit grosser Durchlässigkeit ist auch das Ausmass der Schaumzone grösser und demzufolge auch der Strömungswiderstand höher als der Filterwiderstand des C02 und des sonstigen Gases in Schichten geringerer Durchlässigkeit, - dort, wo die Strömungsgeschwindigkeit hoch ist, steigt der Filtrationswiderstand gegen den Transport in erhöhtem Masse an, so dass die Filtrationsgeschwindigkeit in den Zonen mit guter und schlechter Durchlässigkeit nach einem Ausgleich strebt,
das Ausmass der
Strömungspfade von Flüssigkeit höherer Viskosität einerseits bereits beim Gaseinpressen und anderseits auch im Verlaufe des auf das Gaseinpressen folgenden Wassereinpressens zurückgeht und so ein guter volumetrischer Wirkungsgrad erzielt wird. b) Ist an der Gas-Öl-Grenze eine zu schützende Kohlenwasserstoff-Gaskappe bedeutender
Menge vorhanden, so wird zur Schaffung des sogenannten"Schaumvorhanges"ein ent- sprechender Schaumbildnerstoff (wässerige Lösung von oberflächenaktiven Stoffen) einge- presst, der zur Trennung der Erdöllagerschicht und der Gaskappe dient.
Dieses Trennmedium stellt auch an sich eine potentielle Möglichkeit zur Verhinderung des Gaseinbruches durch das Medium dar, da der sich bildende Schaum die Gasströmung vermindert bzw. blockiert. Der Schaumvorhang ist jedoch zweckdienlicherweise zur Verhinderung der langsamen Gasströmung bzw. der Verschiebung der Gas-Öl-Grenze schon vor dem Einpressen des C02 in dem der Produktion zu unterziehenden Lagerstättenraum vorzusehen.
Der Schaumvorhang wird in diesem Falle mit Vorteil auf die Weise hergestellt, dass man Schaumbildnerstoff in den Gaskörper über die Gas-Öl-Grenze presst oder nach Einpressen des Schaumbildnerreagenzes Schichtgas in die Gas-Öl-Grenze presst. Da mit Rückgang der Strömungsgeschwindigkeit die scheinbare Viskosität des Schaumes ansteigt, kann auch im Falle von geringen Strömungsgeschwindigkeiten mit Hilfe eines Schaumvorhanges eine effektive Trennung verwirklicht werden.
Beabsichtigt man die verdrängende Wirkung der Gaskappe im Verlaufe des primären Produktionsabschnittes zu nutzen, so kann durch eine an der Gas-Öl-Grenze vorgesehene Schaumbildnerlösung durch die beim Anzapfen des Ölkörpers einsetzende Gasströmung die Bildung des Schaumvorhanges gesichert werden.
Auf diese Weise wird ein frühes Einbrechen des Gases in die produzierende Ölsondenreihe verhindert.
Der an der Gas-Öl-Grenze vorgesehene Schaumvorhang ermöglicht die Anwendung des Kohlen-
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dioxydtriebes auch bei den in der Nähe der Gas-Öl-Grenze befindlichen Sonden ohne die Gefahr einer wesentlichen Verunreinigung der Gaskappe.
Die Verbesserung des mikroskopischen Verdrängungsfaktors ist bei den homogenen und inhomogenen Lagerstätten folgende : c) Nach der strömungstechnischen Homogenisierung des unter Produktion genommenen Lager- stättenteiles erfolgt das Einpressen des entsprechend ausgewählten Netzmittels. Das Netz- mittel kann zweckdienlicherweise auch eine Kombination von nichtionischen oder ionischen oberflächenaktiven Stoffen oder deren entsprechendem Gemisch und sonstigen die Benetzung verbessernden Hilfsstoffen, z. B. Isopropylalkohol, sein.
Durch Zuführung des Netzmittels in die Schicht werden nachstehende Wirkungen erreicht : - das Netzmittel verhindert, dass das sich im Öl lösende C02 oder sonstige Gase die Be- netzungseigenschaft in ölnassen Charakter verändert, - die unter Einwirkung des eventuell bereits vorhergehend eingepressten C02 oder sonstiger
Gase adsorbierten Asphalte und Harze werden durch den Wirkstoff desorbiert und es wird ein wassernasser Charakter der Lagerstätten herbeigeführt, - der ursprünglich nasse Charakter der Lagerstätte wird durch Benetzung in wassernassen
Charakter umgewandelt, - es wird eine niedrige Grenzflächenspannung in der dem Treibverfahren unterzogenen Zone gesichert, - durch Regelung der Mobilität und Änderung der Benetzung wird der volumetrische Wirkungs- grad erhöht.
Die Art der Durchführung der Erfindung wird im weiteren im Rahmen von Beispielen und ihrer Details in konkreter Ausführung beschrieben und mittels der beigelegten Diagramme erläutert.
Beispiel 1 : Die Parameter der für die Reihe eines gegebenen Feldes aus pulverisiertem Schichtsand geschaffenen linearen Modelle waren folgende :
L = 95 cm, A = 5, 3 cm2, = 0, 40 0, 01 Permeabilität ; mit Gas kG = 275 15 mD mit Wasser K = 58 : t 5 mD mit Öl bei Swr = 0, 31 i 0, 5 K, (S .) = 55, 5 5 mD
Porenvolumen PV = 200 : t 5 ml
Lagerstättentemperatur Tl = 69 C,
Lagerstättendruck P. = 10 MPa,
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: Rs =Viskosität : 3,94 cP
Beim Lagerstättenmodell wurde die primäre Produktion mit einer Verminderung des Schichtdruckes bis 3, 5 MPa simuliert, wobei die primäre Ölförderung 26 : t 1% erreichte (So = 0, 47 : t 0, 01,
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In dem Beispiel wurde vorausgesetzt, dass das Modell für die unmittelbare Umgebung einer Einpressbohrung charakteristisch ist, wo die Darcey'sche durchschnittliche Filtrationsgeschwindigkeit beim Einpressen von Wasser 2 m/d, beim Einpressen von Gas 10 m/d (bei den gegebenen Schichtverhältnissen) im Verlaufe des sekundären bzw. tertiären Einpressens beträgt.
Dem vorgenannten Prinzip entsprechend wurde eine Wässerung (Wassertreibverfahren) als sekundäres Produktionsverfahren bei einem Grunddruck von 8 MPa durchgeführt (der Schichtdruck wurde vorhergehend mittels Wasser auf diesen Wert erhöht), wobei die Ölausbeute auf 61, 4% anstieg und die Restölsättigung 25,38% wurde.
Als tertiäres Produktionsverfahren wurde bei einem Grunddruck von 10 MPa ein zyklisches Kohlendioxyd (C02 -Gehalt 81, 5%) und ein Wassertreibverfahren angewendet. In diesem Beispiel wird die Entwicklung des Druckgradienten ohne und mit Verwendung von Schaumbildner im Beisein des Lagerstättenöls erläutert (die Ölsättigung liegt nahe dem Restölsättigungswert). Da die Umgebung der Einpresssonde modelliert wird, wo die Zone der grossen Strömungsgeschwindigkeit vorliegt, war der Hauptgesichtspunkt die Bestimmung der Druckänderungen des zyklischen Einpressens.
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In Fig. 1 wird die Entwicklung des Druckgradienten in Abhängigkeit von der Menge der injektierten Flüssigkeit bei einem Einzelzyklus dargestellt.
Die Kurve 1 veranschaulicht den Fall, bei dem Erdgas mit 81, 5% C02-Gehalt eingepresst wurde (die Ölausbeute stieg auf 64, 3%, wobei der Wert der Restölsättigung 27, 69% betrug und Rso auf = 110 anstieg). Die Strömung war 3phasig (die CO--Einpressung betrug bei Restölsättigung v = 10 m/d).
Die Kurve 2 der Zeichnungen zeigt die Entwicklung des Druckgradienten der dem Kohlendioxyd folgenden Wassereinpressung. Die Ölausbeute zeigte eine weitere ansehnliche Zunahme und stieg im Verlaufe des Wassereintreibens auf 74, 25%, die Restölsättigung hingegen ging auf 19, 82% zurück. Die Strömung verlief 3phasig (Ausmass der Wassereinpressung v = 2 m/d).
Die Kurve 3 zeigt die Entwicklung des Druckgradienten bei der Einpressung des Icohlendioxyd- haltigen Erdgases im nächsten Zyklus. Die Ölausbeute stieg weiter bis 75, 14%, der Wert der Rest- ölsättigung ging auf 19, 13% zurück. Die Strömung verlief annähernd 2phasig, im System entwickelte sich die mittels Kohlendioxyd erreichbare Restölsättigung (Ausmass der Gaseinpressung v = 10 m/d).
Kurve 4 der Zeichnungen zeigt den sich im Verlauf des Einpressens des Schaumbildnerstoffes entwickelnden Druckgradienten. Der Schaumbildnerstoff war im Beispiel eine 2gew. -%ige wässerige Lösung eines die Bezeichnung Belsol B tragenden handelsüblichen Produktes (ein Gemisch von oberflächenaktiven nichtionischen und anionischen Stoffen und sonstigen Zusatzstoffen), das auch 2,5 Gew.-% NaCl enthielt.
Die Ölausbeute veränderte sich in diesem Fall bereits nicht mehr, die Strömung war 2phasig.
Die Grösse und der Charakter des Druckgradienten stieg im Vergleich zu dem durch Kurve 2 präsentierten Wassertreibverfahren bzw. sein Charakter veränderte sich wegen der bei dem Verdrängen des Gases durch den Schaumbildnerstoff einsetzenden Schaumbildung (Gasströmungsgeschwindigkeit in der Lagerstätte v = 2 m/d).
Kurve 5 der Zeichnungen zeigt den sich im Verlaufe des dem Einpressen des Schaumbildnerstoffes folgenden Injizierens von COo-haltigem Erdgas entwickelnden Druckgradienten. Auf Grund eines Vergleiches der Kurven 3 und 5 kann festgestellt werden, dass in dem Modell nach dem Einpressen von etwa 0, 5 Vol. -% C02 -haltigem Erdgas die Schaumbildung einsetzt, was durch einen bedeutenden Anstieg des Druckgradienten in Erscheinung tritt. Unter Einwirkung des angestiegenen Druckgradienten bzw. des gebildeten Schaumes setzt nach dem Einpressen von etwa 1 Vol.-% Gas
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8% (CO 2-EinpressungWassereinpressens.
Es ist zu ersehen, dass unter Einwirkung des sich bildenden Schaumes auch der Widerstand gegen die Wassereinpressung bedeutend angestiegen ist und dass dann im Verlaufe der Wassereinpressung die Depression eine kontinuierlich zurückgehende Tendenz zeigt (der Schaum zerfällt).
Die Wassereinpressung betrug v = 2 m/d.
Auf Grund der in Fig. 1 dargestellten Depressionskurven kann festgestellt werden, dass unter Einwirkung des sich in der Schicht bildenden Schaumes der Injizierwiderstand des Gas- und Wassereinpressens mehrfach erhöht wird.
Wird der Schaumbildnerstoff in eine stark inhomogene Lagerstätte gepresst, so überschwemmt der Schaumbildner in erster Linie die eine gute Durchlässigkeit aufweisende Zone. Unter Einwirkung des dem Schaumbildnerstoff folgenden C02 -haltigen Erdgases bildet sich in erster Linie in der eine gute Durchlässigkeit aufweisenden Zone der Schaum und so steigt der Widerstand dieser Schicht an, wogegen in den Schichtteilen, in die kein Schaumbildnerstoff gelangt, der Widerstand
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Der für die nach dem Kohlendioxydeinpressen folgenden Wassereinpressung charakteristische Widerstand verläuft in der eine hohe Durchlässigkeit aufweisenden Schicht gemäss Kurve 6, wogegen für die eine geringe Durchlässigkeit aufweisenden Schichten eher die Kurve 2 charakteristisch ist, so dass auch eine Wässerung der verschiedene Durchlässigkeit aufweisenden Schichten möglich ist.
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Beispiel 2 : Die Primärentölung verläuft bei den im vorhergehenden Beispiel beschriebenen Bedingungen und Modellparametern (Ausschöpfen 3, 5 MPa).
Setzt man voraus, dass das Modell ein Element der Lagerstätte repräsentiert, in dem die für die Lagerstätte kennzeichnenden durchschnittlichen Strömungsparameter vorherrschen, so beträgt z. B. die Darcey'sche Filtrationsgeschwindigkeit des Gases und des Wassers 0, 375 m/d und die Menge der injektierten Verdrängungsmedien bezieht sich auf das ganze Porenvolumen der Lager- stätte.
Als sekundäres Erdölproduktionsverfahren wird eine Wässerung (Wassereinpressverfahren) mit einem Druck von 8 MPa vorgenommen (der Schichtdruck wurde vorhergehend bis zu dieser Höhe mit Hilfe von Wasser angehoben), wobei die Erdölausbeute den Wert von 60 : 0, 5% erreicht (ein auf Grund von mehreren Verdrängungsuntersuchungen bestimmter Wert).
Als tertiäres Produktionsverfahren wird ein Mischgaspfropfen mit einem CO n-Gehalt von 81,5% unter einem Druck von 10 MPa in das Modell gepresst, worauf dann eine Wässerung (Wassertreibverfahren) folgt.
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pressung 12% zusätzliches Öl gefördert wurde, was 30% des nach dem Wassertreibverfahren zurückbleibenden Öls ausmacht.
In dem Falle, wenn nach dem Sekundärverfahren (Wassereinpressen mit einem Druck von 8 MPa) ein Netzmittel mit einem Porenvolumen von 0, 05 (im Beispiel die wässerige Lösung von 5 Gew.-% Ölsulfonat und 4 Gew.-% Isopropylalkohol) in das Modell gepresst wird und dem ein
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bedeutet, und das so geförderte Öl macht 60% des nach dem Wassertreibverfahren zurückgebliebenen Öls aus.
Die Ergebnisse dieses Beispiels beweisen, dass die mikroskopische Ölverdrängungsfaktor der C02 -Einpressung in bedeutendem Masse erhöht werden kann, wenn vorhergehend ein entsprechendes Netzmittel in die Schicht gepresst wird. Das Netzmittel wird an die Gesteinsoberfläche adsorbiert und verhindert dadurch die Adsorption der unter Einwirkung des CO adsorptionsfähig gewordenen Harzes und Asphalte an der Porenoberfläche, so dass die Verdrängung unter günstigen Benetzungsverhältnissen verläuft. Eine andere Wirkung des verwendeten Ölsulfonats besteht darin, dass es die Grenzflächenspannung zwischen Öl und Wasser vermindert und so die Erhöhung der Ölausbeute fördert.
Die Verbesserung der Ölausbeute der tertiären Wassertreibverfahren (Einpressungen) ist graphisch in Fig. 2 dargestellt. Aus der Figur geht deutlich hervor, dass unter Einwirkung des verwendeten oberflächenaktiven Netzmittels die Restölausbeute bei einem geringeren Einpresswasserbedarf auf das 2fache ansteigt, wie dies die Kurve 2 im Vergleich zu der allein angewendeten C02 -Einpressung gemäss Kurve 1 veranschaulicht. Die Ausbeute kann durch Optimierung der Konzentration und der Menge des oberflächenaktiven Stoffes weiter erhöht werden.
Die angeführten Beispiele sind nur Einzelfälle der zahlreichen möglichen Varianten des erfindungsgemässen Verfahrens, mit denen lediglich veranschaulicht werden sollte, wie durch Verwendung von Schaumbildnerstoffen der Strömungswiderstand der Lagerschichtteile einer heterogenen Öllagerstätte geregelt sowie auf welche Weise durch die Kombination von C02 und eines Benetzungsmittels der Wert des mikroskopischen Treibfaktors erhöht werden kann.
Beispiel 3 : Die Parameter linearer 2teiliger inhomogener, aus pulverisiertem, carbonathaltigem Schichtsand hergestellter Modelle sind folgende (die verwendeten Symbole sind die gleichen wie in Beispiel l) :
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L = 95 cm, A = 2. 5, 3 cm3 01 = 0, 35 0, 005, 0 = 0, 36 : t 0, 005
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105 10spez. Gewicht p = 0, 8457
Viskosität : 15, 5 cP
Dieses 2teilige Modell wurde auf der Einpress- und auf der Förderungsseite verbunden und als eine hydrodynamische Einheit bei der Förderung behandelt. Die Primärentölung wurde durch eine Verminderung des Schichtdruckes bis 2, 5 MPa simuliert, wobei die Ölausbeute 27, 5 0, 5% betrug.
Als Sekundärproduktionsverfahren wurde der Druck der Lagerstätte mit Hilfe von Mischgas mit einem CO -Gehalt von 81,5% auf 10 MPa erhöht, dann wurde bei einem Druck von 10 MPa von diesem Gas eine Menge von 0, 15 Porenvolumen eingepresst und unter dem gleichen Druck eine Wässerung (Wassereinpressung) vorgenommen. Die endgültige Ölausbeute erhöhte sich so auf 63,3%.
In dem Fall, wenn dem Wassertreibverfahren ein disperses System "A" mit einem Porenvolumen von 0, 05 und darauffolgend ein disperses System "B" mit einem Porenvolumen von 0, 05 vorausging, erhöhte sich die Ölausbeute auf 82, 2%.
Die Zusammensetzung der verwendeten dispersen Systeme war folgende :
Disperses System "A" :
15% Leichtölsulfonat
8% Alkyl-Polyglykoläthersulfatnatrium
5% Glykolsäure-Alkylaminsulfat
6% Isopropylalkohol
66% zum Einpressen vorbereitetes Wasser.
Disperses System "B" :
5% Leichtölsulfonat
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5% Glykolsäure-Alkylaminsulfat
5% Isopropylalkohol
77% zum Einpressen vorbereitetes Wasser.
Innerhalb der vorgenannten Zusammensetzung wirkt das Leichtölsulfonat als Netzmittel und als die Grenzflächenspannung minderndes Mittel. Das Alkylpolyglykoläther-Sulfatnatrium verhindert die Ausfällung des Petroleumsulfats, was in erster Linie durch die unter Einwirkung von C02 in die Lösung eintretenden Ca 2 + -Ionen verursacht werden kann. Ausserdem ist es auch ein Netzmittel und vermindert die Emulsionsbildung, wodurch die Mobilitätsregelwirkung der in der Schicht entstehenden dispersen Systeme mit seiner Hilfe geregelt werden kann. An das Gestein adsorbiert, verhindert es die Sorption (Wasseraufnahme) des Petroleum-Sulfonats. Das Glykolsäure-Alkylaminsulfonat vermindert die schädliche Wirkung der 2wertigen Ionen, der Isopropylalkohol erhöht die Wasserlöslichkeit des Petroleumsulfats, regelt die Benetzung und die Emulsionsbildung.
Primäre Aufgabe des dispersen Systems "A" ist es, in erster Linie in die Lagerschicht mit höherer Durchlässiglceit eingepresst mit den dort befindlichen Schichtflüssigkeiten in Berührung kommend, den Filtrationswiderstand durch die sich bildende hochviskose Emulsion zu erhöhen.
Hienach kann das disperse System"B"bereits in beide Schichten in gleicher Weise injiziert werden, und seine Aufgabe ist die Verbesserung der unter der Einwirkung von C02 veränderten Benetzungsverhältnisse bzw. die Verminderung der Grenzflächenspannung zwischen den einzelnen Phasen. Auf diese Weise wurden für die den beiden Pfropfen folgende Wassereinpressung (Wässerung)
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günstige Bedingungen sowohl für die Volumenwässerung als auch für die mikroskopische Ölausbeute gesichert.
In Fig. 3 ist auch der Verlauf der sekundären Ölausbeute und Depression von zwei Versuchen in Abhängigkeit von den injektierten Flüssigkeitsmengen graphisch dargestellt.
Die Kurven 1 und 3 zeigen den Fall, bei dem der CO 2 -Einpressung eine Wassereinpressung (Wässerung) folgte. Die Kurve 1 zeigt den Verlauf der Ölausbeute, die Kurve 3 den der Depression. Die Kurven 2 und 4 zeigen die Versuchsergebnisse, bei denen der COn-Einpressung die dispersen Systeme"A"und"B"und hienach die Wassereinpressung folgte..
Aus Kurve 4 geht hervor, dass nach einer Gesamteinpressung von einem Porenvolumen die Depression einen steilen Anstieg zeigt, der darauf hinweist, dass im Kern eine starke Emulsionsbildung wegen der Sorptionstrennung der oberflächenaktiven Stoffe eingetreten sein konnte. Es ist aber auch möglich, dass dies durch das vollständige Abschliessen der Schicht verursacht sein kann. Dieser Vorgang kann durch Zugabe von Alkylpolyester-Sulfatnatrium zum eingepressten Wasser verhindert werden.
Wie dies im gegebenen Fall an Kurve 4 ersichtlich ist, kann die Depression durch Zugabe des vorgenannten Stoffes auf den gewünschten Wert zurückgebracht werden.
Das erfindungsgemässe Verfahren kann vorteilhaft in folgenden Varianten angewendet werden : - Der Schaumbildnerstoff und das Netzmittel sind gleiche oberflächenaktive Stoffe, die sich in ihrer Konzentration und den verwendeten Zusatzstoffen voneinander unterscheiden, - der Schaumbildner und das Netzmittel sind zwei verschiedenartige und verschiedene Zusatz- stoffe enthaltende oberflächenaktive Stoffe, - Verwendung von Schaumbildnerstoffen ohne Netzmittel in erster Linie bei Ölen mit niedrigem
Asphalt- und Harzgehalt, - Verwendung von Netzmittel ohne Schaumbildnerstoffe in erster Linie bei homogenen Öllager- stätten, - selbständige Verwendung von Netzmitteln in inhomogenen Öllagerstätten in der Weise, dass sie an sich auch den volumetrischen Wirkungsgrad dadurch erhöhen, dass a)
das Netzmittel in ein disperses System geregelter Viskosität vor dem Einpressen von C02 oder eines sonstigen Gases hineingebracht wird, b) das System in ein solches mit wassernassem Charakter verändert wird, wodurch die Durch- lässigkeit der dem Wassertreibverfahren unterzogenen Zone gegen Wasser vermindert wird.
,-j'.PATENTANSPRÜCHE :
1. Verfahren zum Erhöhen der Ölausbeute von untertägigen Ölfeldern durch Gas- und Wassereinpressung, vorzugsweise durch Einpressen von Kohlendioxyd oder Kohlendioxyd enthaltendem Erdgas bzw. von Kohlenwasserstoffgas, das nach einer ersten oder einer sekundären Ölförderung angewendet wird, dadurch gekennzeichnet, dass vor dem Gaseinpressen und/oder gleichzeitig mit dem Gaseinpressen ein schaumbildendes Fluidum in den unterirdischen Raum eingepresst wird, das zweckmässig aus wässerigen Lösungen von entsprechenden oberflächenaktiven Stoffen gewonnen wird, und dass durch die solcherart gebildete Schaumzone der Volumeneffekt der Gasausströmung erhöht wird,
dann gleichzeitig mit dem Injizieren von Gas und/oder nach dem Injizieren von Gas eine wässerige Lösung von oberflächenaktiven Netzmitteln und/oder ein oberflächenaktive Stoffe enthaltendes disperses System in den unterirdischen Raum eingepresst wird, u. zw. zur Beseitigung der sich aus Gasinjektion ergebenden ungünstigen Erhöhung der Ölbenetzbarkeit auf Lagerstättengestein, hauptsächlich zur Beseitigung von Ausscheidung oder Absetzung von Asphalt, Harzen oder andern aktiven Komponenten, bzw. zur Verhinderung der Absorption derselben auf der Steinwandung, bzw. zur Förderung der Desorption dieser Stoffe, und dass durch diese Massnahmen der volumen-und flächenspezifische Verdrängungskoeffizient der nach der Gasinjektion vorgenommenen Wasserinjektion erhöht wird.