DE1956820B1

DE1956820B1 - Verfahren,Saeureloesung,Loesungsmittel und OEl zur Steigerung der Permeabilitaet siliziumhaltiger Formationen

Info

Publication number: DE1956820B1
Application number: DE19691956820D
Authority: DE
Inventors: Gidley John L
Original assignee: Exxon Production Research Co
Current assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Priority date: 1969-02-03
Filing date: 1969-11-12
Publication date: 1971-04-15
Also published as: GB1289338A; US3481404A

Description

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Säurelösungen werden oft verwendet, um den . und ähnlichen Materialien verwendet wird, hat die Abzug von Flüssigkeiten aus Sandstein oder Silizium- Erfahrung gezeigt, daß gewisse Sandgesteine auch haltigen Formationen, die Öl- und Gasbohrungen auf die Behandlung mit Salzsäure reagieren, und umgeben, zu beeinflussen. Bei kalkhaltigen Forma- zwar offensichtlich wegen der Anwesenheit von Cartionen wird im allgemeinen Salzsäure verwendet. 5 bonaten in Verbindung mit siliziumhaltigen Ma-Dabei kann in manchen Fällen eine vorherige Ein- terialien. Das erfmdungsgemäße Verfahren kann wirkung von Lösungsmitteln oder anderen Behänd- daher mit verdünnter Chlorwasserstoffsäure mit einer lungsagenzien erfolgen. Konzentration im Bereich von etwa 5 bis 35 Gewichts-

Bei Sandstein oder anderen siliziumhaltigen For- prozent, einer verdünnten Flußsäure mit einer Konmationen handelt es sich normalerweise um Injek- io zentration im Bereich von etwa 1 bis etwa 30 Getionen von wäßrigen Lösungen, die eine Mischung wichtsprozent oder mit einer verdünnten Mischung von Fluorwasserstoff- oder Chlorwasserstoffsäuren von Salz- und Flußsäuren durchgeführt werden. Die enthalten, wobei anschließend die eingebrachte Säure im allgemeinen verwendeten Mischungen, die man aus der Formation in das Bohrloch abgezogen wird. wegen ihrer Fähigkeit, Bohrschlammpartikeln zu Obwohl derartige Methoden im allgemeinen wir- 15 lösen, als Sehlammsäuren bezeichnet, besitzen norkungsvoll sind, hat die Erfahrung gezeigt, daß viele malerweise einen Fluorwasserstoffgehalt zwischen Sandsteinarten und ähnliche siliziumhaltige Forma- etwa 2 bis 6 Gewichtsprozent und einen Chlorwassertionen auf die Säurebehandlung nicht reagieren. stoffgehalt zwischen etwa 9 und 13 Gewichtsprozent. Obwohl große Säuremengen injiziert werden, macht Derartige Mischungen können hergestellt werden, sich keine oder nur eine geringe Verbesserung der 20 indem man zur Salzsäurelösung kristallines Ammo-Permeabilität bemerkbar. Hierdurch wurde die An- ruumbinuorit hinzufügt. Der Chlorwasserstoff reagiert Wendung der Sandsteinsäuerung zurückgedrängt, und mit dem Bifluoritzusatz und bildet Fluorwasserstoff, das hydraulische Brechen und andere teuere Beein- wodurch durch weiteres Hinzufügen von Salz die flussungsverfahren wurden begünstigt. Fluorwasserstoffkonzentration erhöht und die Chlor-

Die Erfindung betrifft nun ein Verfahren zur 25 Wasserstoffkonzentration vermindert werden. Es kön-Steigerung der Permeabilität siliziumhaltiger Forma- nen auch andere Herstellungsverfahren einschließlich tionen, die ein Bohrloch umgeben, durch Einbringen des Mischens von Salz- und Flußsäurelösungen angeder wäßrigen Lösung einer Säure und darauffolgen- wendet werden. Im allgemeinen wird eine derartige dem Abziehen der Flüssigkeit aus der Formation in Säuremischung bevorzugt.

das Bohrloch, welches dadurch gekennzeichnet ist, 30 Die oben beschriebenen Säurelösungen enthalten daß in einer ersten Stufe die wäßrige Lösung einer normalerweise ein Mittel zur Hemmung der Korrodie Bestandteile des siliziumhaltigen Gesteins lösenden sion, um die Rohrleitungen und andere Ausrüstungs-Säure und in einer zweiten Stufe ein Kohlenwasser- gegenstände vor dem Angriff der Säure zu schützen. stofföL und ein Lösungsmittel, welches zumindest Geeignete Korrosionsschutzmittel sind unter anderem teilweise in Öl und Wasser löslich ist, eingebracht 35 die anorganischen, arsenhaltigen Verbindungen und werden, wobei das Volumenverhältnis von Lösungs- die azethylenhaltigen Alkohole, Thiophenole, heteromittel zu Öl zwischen 0,02:1 und 1:1 liegt. zyklische Stickstoffverbindungen, substituierte Schwe-

Die Ursachen für die mit dem erfindungsgemäßen felharnstoffe, Harzaminderivate, quaternäre Ammo-Verfahren erreichten besseren Ergebnisse sind noch niumverbindungen und ähnliche organische Reagennicht vollends bekannt. Nachforschungen deuten 40 zien. Es können auch andere Zusätze anwesend sein, jedoch darauf hin, daß viele der auftretenden Schwie- Dazu gehören oberflächenaktive Mittel, die bestimmt rigkeiten beim Sandstein-Säuerungsverfahren auf der sind als Demulgiermittel, Netzungsmittel, Mittel zur Bildung von unlöslichen Feststoffen beruhen, die bei Verhinderung der Schlammbildung und Verzögedem Reagieren der Säure mit in der Formation vor- rungsmittel; außerdem Mittel zur Verhinderung der handenen tonigen Gesteinen entstehen. Diese Fest- 45 Bildung von Eisenhydroxydgallerten^ Gelierungsmittel stoffe sammeln sich an der Öl-Wasser-Zwischenschicht zur Verminderung des Druckabfalls durch die Röhren und fördern die Bildung stabiler Emulsionen, die zur Verzögerung der Reaktionszeit der Säuren und die Bewegung der Flüssigkeiten durch die Poren- zur Verminderung des Flüssigkeitsverlustes während öffnungen verzögern. Das als Nachspülung verwen- des Säureaufspaltungsprozesses, Divergierungsmittel dete Lösungsmittel netzt die Feststoffe und verhindert 50 zur zeitweiligen Verstopfung der leichter durchdring- oder verzögert somit die Bildung derartiger Emul- baren Zonen und somit zur Förderung eines gleichsionen. Es neigt auch dazu, eine Tränkung des For- förmigeren Angriffs der Säure u. ä. Eine große Vielmationsmaterials zu begünstigen, so daß die relative zahl von Zusätzen zur Durchführung dieser und Permeabilität für das Öl gefördert wird. Die Entfer- ähnlicher Funktionen sind im Handel verfügbar und nung des Wassers ohne Vermischung durch die 55 dem Sachverständigen geläufig. Die ausgewählten Nachspülung und die Sättigung des Öles mit Wasser Zusätze sollten natürlich mit der Säurelösung und in der Anwesenheit des Lösungsmittels reduzieren der verwendeten Nachspülung verträglich sein,
die Wassersättigung in dem Gebiet in der Nähe der Die erfindungsgemäß verwendete Nachspülung beBohrung und verbessern somit weiterhin die relative steht normalerweise aus einem Kohlenwasserstofföl, Permeabilität für das Öl. Diese Vorgänge bewirken 60 welches ein Lösungsmittel enthält, welches sowohl eine wirkungsvollere Beeinflussung, als mit der Säure mit Öl als auch mit Wasser mischbar ist. Statt dessen allein erreicht werden kann. Es können auch noch kann auch ein Destillationsprodukt des Lösungsandere Erscheinungen dahinein verwickelt sein. mittels und des Öles als Nachspülung verwendet

Die Zusammensetzung der Säurelösung, die zur werden. Geeignete Öle sind beispielsweise niedrig-Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens Ver- 65 viskose Rohöle, schwere Naphtakerosine, Dieselöle, wendung findet, hängt teilweise von der besonderen Heizöle, leichte Gasöle, niedrige Spaltrückstände, Art der zu säuernden Formation ab. Obwohl nor- verflüssigte Kohlenwasserstoffgase u. ä. Die Verwenmalerweise Flußsäure zur Säurung von Sandgestein dung von Dieselöl, leichtem Heizöl oder ähnlichen

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niedrigviskosen Erdölfraktionen wird im allgemeinen Bohrung mit Dieselöl gefüllt wird. Bei einer fließenden bevorzugt. Verflüssigtes Propan, Butan oder Mi- Ölbohrung können die Flüssigkeiten ohne Lösen der schungen von beiden sind besonders wirkungsvoll Dichtungen durch die Schlauchleitungen direkt in die in solchen Formationen, die niedrigviskose Rohöle Formation eingepumpt werden. In ähnlicher Weise enthalten. Eine Vielzahl von organischen Lösungs- 5 erfordern Gasbohrungen im allgemeinen wenig oder mitteln, die zumindest teilweise mit Öl und Wasser keine Vorbereitung. Da die Schlauchleitung bei einer oder Sole unter den innerhalb der Formation be- derartigen Bohrung normalerweise mit Gas gefüllt ist stehenden Bedingungen mischbar sind, können in und keine Pumpvorrichtung vorhanden ist, kann die der erfindungsgemäß angewendeten Nachspülung Ver- Bohrung einfach zum Stillstand gebracht werden, Wendung finden. Geeignete Lösungsmittel sind bei- io indem Dieselöl durch die Schlauchleitung injiziert spielsweise Alkohole mit niedrigem Molekulargewicht wird. Die vorbereitenden Schritte können somit ähnwie Methanol, Äthanol, Propanol, Isopropanol und lieh denen sein, die bei der herkömmlichen Säurungstertiäres Butanol; Aldehyde wie Formaldehyd und behandlung Anwendung finden. Sie sind daher den Azetaldehyd; Ketone wie Aceton; Glykoläther wie Sachverständigen bekannt.

Äthylenglykol, Monomethyläther, Äthylenglykoldi- 15 Nach der Vorbereitung der Bohrung wird das erfinmethyläther, Äthylenglykolmonoäthyläther, Äthylen- dungsgemäße Verfahren durchgeführt, indem die glykolmonopropyläther und Äthylenglykolmonobutyl- Säurelösung in die Formation, die die Bohrung umäther u. ä. Die Glykoläther, von denen ein typischer der gibt, injiziert wird. Unter normalen Umständen wird Äthylenglykolmonobutyläther ist, wurden zum Zweck der Druck vorzugsweise unterhalb desjenigen gehalten, der vorliegenden Erfindung als besonders wirkungs- 20 der notwendig ist, die Formation aufzubrechen, so daß voll herausgefunden, weshalb sie bevorzugt werden, die Säure in die Vertiefungen der Formation eindringt.

Die Menge des verwendeten Lösungsmittels und Um eine maximale Durchdringung mit der Säure zu die Art und Weise, in welcher es in der Nachspülung erreichen, wird die Einbringgeschwindigkeit im allgeangewandt wird, werden teilweise durch das speziell meinen erhöht, während sich auf Grund des Säureausgewählte Lösungsmittel und teilweise durch die 25 eingriffes die Durchlässigkeit steigert. Wenn der zu zu behandelnde Formation bestimmt. Im wesent- behandelnde Bohrlochbereich mehr als etwa 150 cm liehen wird das Lösungsmittel dem Kohlenwasser- in der Tiefe beträgt oder wenn mehr als fünf Zufühstofföl in einer Menge zugesetzt, daß das Volumen- rungseinlässe sich in die Bohrung öffnen, kann es verhältnis des Lösungsmittels zum Öl etwa im Be- ratsam sein, der Säurelösung ein öllösliches, jedoch reich von 0,02:1 bis etwa 1:1 beträgt, wobei diese 3° säureunlösliches, pulverförmiges Divergiermittel hinzu-Mischung mit einem Volumen von etwa einem Zehntel zufügen, um ein gleichmäßiges Eindringen der Säure bis zum Zehnfachen des jeweils verwendeten Säure- in die gesamte Zone zu fördern. Handelsübliche volumens als Nachspülung eingebracht wird. Beson- Zyklopentadienharze und ähnliche öllösliche, jedoch ders hervorragende Ergebnisse wurden erzielt, wenn nicht wasserlösliche Polymere sind für diesen Zweck etwa ein Viertel bis das Fünffache des Volumens an 35 geeignet. Derartige Materialien können in Konzen-Dieselöl, welches Äthylenglykolmonobutyläther oder trationen von etwa 226 bis etwa 2260 g pro Zuführung ein ähnliches Lösungsmittel in einer Konzentration je nach der Permeabilität der Formation angewendet zwischen etwa 5 und 20 Volumprozent enthielt, pro werden.

Säurevolumen injiziert wurde. Die Verwendung von Nachdem die Säurelösung injiziert worden ist, wird

Lösungen, die die Lösungsmittel in diesen Konzen- 40 im Anschluß daran die Nachspülung in die Formation trationen aufweisen, wird daher bevorzugt. Statt eingebracht. Die Injektionsgeschwindigkeit sollte wiedessen kann jedoch auch das Lösungsmittel injiziert derum gerade unter dem Wert gehalten werden, der werden, worauf unmittelbar das Dieselöl oder ein zu einem hydraulischen Brechen der Formation führen ähnliches Kohlenwasserstofföl nachgeschickt wird. würde. Die Nachspülungsinjektion wird fortgesetzt, Wenn diese letztere Methode angewandt wird, ist es 45 bis die gewünschte Menge der Lösungsmittel-Ölnormalerweise vorzuziehen, etwa 19 bis 1901 des Lösung oder des Lösungsmittels und des Öls einge-Lösungsmittels pro 3801 der Säure zu injizieren, bracht worden ist. Während die Nachspülung die woraufhin etwa 38 bis 7601 Öl pro 3801 Säure ein- Säure in die Formation verdrängt, neigt sie dazu, die gebracht werden. Wassersättigung in der Nähe der Bohrung herabzu-

Die Methode, das Bohrloch vorzubereiten, bei wel- 50 setzen und die relative Permeabilität gegenüber dem chem das erfindungsgemäße Verfahren durchgeführt Öl zu verbessern und die Formationsoberfläche und werden soll, hängt zum Teil von der Art der Bohrung die sich niederschlagenden Feststoffteile zu benetzen, ab, die behandelt werden soll. Bei einer Bohrung, bei Die Produktion der Bohrung kann so bald nach dem der das Öl beispielsweise durch Pumpen gefördert ist, Einbringen der Nachspülung wieder aufgenommen wird es normalerweise vorgezogen, die Dichtungen zu 55 werden, wie es praktisch erscheint. Eine besondere lösen und eine Salzlösung zu injizieren, um die in der Wartezeit ist nicht erforderlich. Es gibt Anzeichen Bohrung stehenden Flüssigkeiten zu verdrängen. Die dafür, daß ein Verbleiben der in die Formation ein-Saugleitungen, die Pumpe und die damit zusammen- gebrachten Säure zu schädlichen Auswirkungen führt, hängende Ausrüstung können dann aus der Bohrung jedoch viele Bohrungen sind im Anschluß an die Einherausgenommen werden. Das angesammelte Wachs 60 bringung der Nachspülung über Nacht geschlossen oder andere artfremde Materialien, die sich in die worden, ohne daß sich nachteilige Ergebnisse zeigten. Öffnung gesetzt haben oder die an der Oberfläche der Statt der Injektion der gesamten Säure, der die geölspendenden Schicht anhaften, können entfernt samte Nachspülung folgt, wie oben beschrieben wurde, werden, indem ein Schaber oder ein ähnliches Gerät können die Säure und die Nachspülung jeweils in an der entsprechenden Zone entlanggeführt wird. Eine 65 zwei oder mehr Schritten injiziert werden. Indem die mit einer Dichtung versehene Schlauchleitung wird Nachspülung jeweils nach der Säure nach jedem daraufhin in die Bohrung hinabgesenkt bis zu einem Schritt injiziert wird, können eine gleichmäßigere BePunkt oberhalb der zu behandelnden Zone, worauf die handlung der Formation und bessere Gesamtresultate

erzielt werden. Das oben beschriebene Verfahren kann auch durch die Anwendung einer Vorspülung von Salzsäure, Ameisensäure, Essigsäure oder ähnlichen Materialien, die mit den in der Formation vorhandenen Carbonaten reagieren, modifiziert werden. Die Anwendung einer derartigen Vorspülung ist vorteilhaft, da sie die Entfernung von Carbonaten fördert, bevor die Schlammsäure eingeführt wird, wodurch eine bessere Wirkung des Fluorwasserstoffes in der Schlammsäure erreicht wird. In vielen Fällen ist es auch vorteilhaft, ein oberflächenaktives Mittel mit benetzenden Eigenschaften der Nachspülungslösung hinzuzufügen. Es wurde gefunden, daß ein ionisches Oberflächenaktivierungsmittel wie Natriumtetradecylsulfat für diesen Zweck besonders geeignet ist. Es können jedoch auch andere Oberflächenaktivierungsmittel Verwendung finden.

Die Erfindung soll an Hand der folgenden Beispiele näher erläutert werden.

Beispiel 1

Drei küstennahe Ölbohrungen, die in eine Carbonate enthaltende Sandgesteinformation eingebracht worden waren, wurden mit 12501 einer I5%igen SaIzsäurelösung pro Meter des die ölführenden Schicht durchdringenden Bohrlochbereiches behandelt. 19001 Dieselöl mit einem Gehalt von 10 Volumprozent von Äthylenglykolmonobutyläther wurden in jede Bohrung gleich im Anschluß an die Säureinjektion eingebracht. Diese Behandlung wurde daraufhin sofort in jeder Bohrung wiederholt ohne die zwischenzeitliche Einbringung irgendeiner anderen Flüssigkeit. Die Bohrungen wurden für 2 Stunden geschlossen, worauf sie gereinigt wurden, um das Rückströmen der Flüssigkeiten in die Bohrlöcher zu fördern. Alle drei Bohrlöcher nahmen die Produktion auf ohne ein Anzeichen einer nachhaltigen Schädigung. Vor der Behandlung mit Salzsäure und der Dieselöl-Lösungsmittel-Nachspülung produzierte keine der drei Bohrungen irgendwelche Flüssigkeiten aus der Formation. Frühere Versuche, diese Bohrungen mit den herkömmlichen Säurungsbehandlungsverfahren und Behandlungen mit oberflächenaktiven Mitteln zu beeinflussen, zeigten in keiner Weise irgendwelchen Erfolg. Das erfindungsgemäße Verfahren war demgemäß erfolgreich trotz des Versagens herkömmlicher Beeinflussungsverfahren.

Nach der Behandlung dieser drei ursprünglichen Bohrungen wurden fünf weitere Bohrungen im gleichen Gebiet in ähnlicher Weise behandelt. Vier der fünf Bohrungen nahmen nach der Behandlung die Ölproduktion auf. Bei der fünften Bohrung war der Flüssigkeitsspiegel nach der Behandlung etwa 915 m höher als vor der Behandlung, und die Produktion war zufriedenstellend, als ein Gashebesystem installiert wurde. Demgemäß war bei allen acht Bohrungen das erfindungsgemäße Verfahren erfolgreich, und zwar in einem Gebiet, in dem mit herkömmlichen Beeinflussungsverfahren keine Reaktion erreicht werden konnte.

Beispiel 2

Das erfindungsgemäße Verfahren wurde angewandt, um die Produktion eines Bohrloches durch eine 5,5 m dicke, ölführende Schicht in einer Sandgesteinformation zu beeinflussen. Vor der Behandlung prodzuierte die Bohrung 0,64 m³ Rohöl und 0,159 m³ Wasser pro

ίο Tag. Die Behandlung bestand darin, 34001 15%iger Chlorwasserstoffsäure in die Formation hineinzupumpen, der 34001 Schlammsäure mit 12% Salzsäure und 3% Flußsäure folgten, worauf 14001 Dieselöl mit 378 1 Äthylenglykolmonobutyläther injiziert wurden. 39801 Rohöl wurden als Verdrängungsflüssigkeit verwendet, um die Nachspülung in die Formation zu verdrängen. Während der Behandlung fiel der Oberflächendruck von 13,6 atü bei einer Injektionsgeschwindigkeit von 801 pro Minute auf Null, nachdem sich die Säure in der Formation befand. Die Bohrung nahm unmittelbar nach der Behandlung die Produktion wieder auf. 4 Tage später produzierte die Bohrung 12,7 m³ Öl pro Tag ohne eine Wasserproduktion.

Beispiel3

Eine in eine Sandgesteinformation eingebrachte Bohrung wurde erfindungsgemäß behandelt, indem 9501 einer 15%igen Salzsäure, 9501 Schlammsäure mit etwa 12% Salzsäure und etwa 3% Flußsäure injiziert wurden, worauf eine Nachspülung von 9501 Rohöl mit 10 Volumprozent Äthylenglykolmonobutyläther eingebracht wurde. Zwei vorausgehende Säurebehandlungen mit 15%iger Salzsäure zeigten lediglich eine Produktionssteigerung von weniger als 2,39 m³ Öl pro Tag. Direkt vor der erfindungsgemäßen Behandlung produzierte die Bohrung überhaupt keine Flüssigkeit. Nach der Behandlung mit Salzsäure, Schlammsäure und einer RohÖl-Lösungsmittel-Nachspülung produzierte die Bohrung 17,82 m³ Öl und etwa 2,07 m³ Wasser pro Tag. Die Behandlung bezahlte sich selbst in etwa 2 Tagen. Im Gegensatz dazu führte bei einer in die gleiche Formation in der Nähe eingebrachte Bohrung nach einer Behandlung durch ein geringes hydraulisches Brechen zur Behebung von Formationsschaden nur zu einer Steigerung von 6,84 m³ Öl pro Tag. Die erfindungsgemäße Säurebehandlung und die Behandlung mittels eines geringen hydraulischen Brechens verursachen etwa die gleichen Kosten. Es zeigt sich daher, daß die Säurungsbehandlung, der eine Nachspülung folgt, erheblich wirkungsvoller war als die Behandlung mittels hydraulischen Brechens.

B e i s ρ i e 1 4

Die Ergebnisse, die bei zusätzlichen Versuchen mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens durchgeführt wurden, sind in der nachfolgenden Tabelle aufgeführt.

	9501 19001 9501	Ergebnisse der Säure-Nachspülungsversuche	Äthylenglykolmono-	Vc Behi Öl m³/Tag	Produ )r der indlung Gesamt flüssigkeit m³/Tag	ktion 1 Be Öl m^s/Tag	<Tachder Handlung Gesamt flüssigkeit m³/Tag
Bohrung	Behandlung	2,860	2,860	3,980	5,250
A	15% HCl Schlammsäure Öl mit 10 Volumprozent butyläther

	7	Behandlung	V( Behi Öl m³/Tag	8	ction Ne Beh Öl m³/Tag	ich der andlung Gesamt flüssigkeit m^s/Tag
Bohrung	9501 15% HCl 19001 Schlammsäure 9501 Öl mit 10 Volumprozent Äthylenglykolmono- butyläther	0	Produ >r der indluhg Gesamt flüssigkeit m³/Tag	6,050	8,590
B	9501 15% HCl 19001 Schlammsäure 9501 Öl mit 10 Volumprozent Äthylenglykolmono- butyläther	0,477	0	1,113	8,750
C	9501 15% HCl 19001 Schlammsäure 9501 Öl mit 10 Volumprozent Äthylenglykolmono- butyläther	0,318	2,700	0,795	4,930
D	9501 15% HCl 19001 Schlammsäure 9501 Öl mit 10 Volumprozent Äthylenglykolmono- butyläther	0,159	1,113	11,920	13,520
E	9501 15% HCl 19001 Schlammsäure 9501 Öl mit 10 Volumprozent Äthylenglykolmono- butyläther	3,820	0,318	13,350	20,850
F	9501 15% HCl 19001 Schlammsäure 19001 Öl mit 10 Volumprozent Äthylenglykolmono- butyläther	0	12,560	1,430	3,500
G	19001 Schlammsäure 9501 Öl mit 10 Volumprozent Äthylenglykolmono- butyläther	0	0	17,820	20,350
H	17001 Schlammsäure 9501 Öl mit 10 Volumprozent Äthylenglykolmono- butyläther	0	0	19,420	20,050
I	15101 Schlammsäure 9501 Äthylenglykolmonobutyläther	0	0	17,030	17,030
J		0

Die oben aufgeführten Werte zeigen die überraschend positive Wirkung des erfindungsgemäßen Verfahrens. Einige der behandelten Bohrungen befanden sich in solchen Formationen, die auf die herkömmliche Säurungsbehandlung nicht reagieren. Trotzdem konnten erhebliche Produktionsverbesserungen erreicht werden.

Claims

Patentansprüche:

1. Verfahren zur Steigerung der Permeabilität siliziumhaltiger Formationen, die ein Bohrloch umgeben, durch Einbringen der wäßrigen Lösung einer Säure und darauffolgendem Abziehen der Flüssigkeit aus der Formation in das Bohrloch, dadurch gekennzeich.net, daß in einer ersten Stufe die wäßrige Lösung einer die Bestandteile des siliziumhaltigen Gesteins lösenden Säure und in einer zweiten Stufe ein Kohlenwasserstofföl und ein Lösungsmittel, welches zumindest teilweise in Öl und Wasser löslich ist, eingebracht werden, wobei das Volumenverhältnis von Lösungsmittel zu Öl zwischen 0,02:1 und 1:1 liegt.

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2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Kohlenwasserstofföl mit dem Lösungsmittel zur Bildung einer Lösungsmittel-Öl-Lösung vermischt wird.

3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Lösungsmittel und das Kohlenwasserstofföl nacheinander in die Formation injiziert werden.

4. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Säurelösung und die Lösungsmittel-Öl-Lösung in einzelnen Schritten in die Formation injiziert werden, wobei jeweils einem Teil der Säurelösung ein Teil der Lösungsmittel-Öl-Lösung folgt.

5. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß etwa das 0,2- bis 5fache des injizierten Säurevolumens an Lösungsmittel-Öl-Lösung in die Formation injiziert wird.

6. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß das Lösungsmittel etwa 5 bis 20 Volumprozent der Lösungsmittel-Öl-Lösung ausmacht.

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7. Säurelösung zur Verwendung bei einem Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß es sich um eine Salzsäurelösung handelt.

8. Säurelösung zur Verwendung bei einem Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß es sich um eine sogenannte Schlammsäure handelt, die aus einer Mischung von Salzsäure und Flußsäure besteht.

9. Lösungsmittel zur Verwendung bei einem Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß es sich um einen Äthylenglykoläther handelt.

10. Lösungsmittel nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß es sich um Äthylenglykolmonobutyläther handelt.

11. Öl zur Verwendung bei einem Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß das Kohlenwasserstofföl verflüssigte Erdölgase enthält.

12. Öl nacb.Anspruch.il, dadurch gekennzeichnet, daß das Kohlenwasserstoff öl ein Dieselöl enthält.