DE2443070A1

DE2443070A1 - Verfahren zur oelgewinnung aus einer untertaegigen poroesen formation

Info

Publication number: DE2443070A1
Application number: DE2443070A
Authority: DE
Inventors: Joseph Thomas Carlin
Original assignee: Texaco Development Corp
Current assignee: Texaco Development Corp
Priority date: 1973-12-17
Filing date: 1974-09-09
Publication date: 1975-07-03
Also published as: CA1001549A; AR216041A1; GB1471567A; BR7410404D0; NO744505L; AU7437074A; US3882940A

Description

Patentassessor Hamburg, den 26. 8. 1974

Dr. Gerhard Schupfner 769/HH

Deutsche Texaco A.G.

2000 Hamburg 76 · T 74 045 (D 73,715-P)- .

Sechslingspforte 2

TEXACO DEVELOPMENT CORPORATION

135 East 42nd Street
New York, N.Y. 10017

U.S.A.

Verfahren zur Ölgewinnung aus einer untertägigen porösen

Formation

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Ölgewinnungsverfahren, ' insbesondere ein Tertiärgewinnungsverfahrai, wobei eine ölhaltige Formation, nachdem die Formation einem chemischen · Tertiärgewinnungsverfahren, z. B. einem Surfactantfluten,
unterworfen wurde, behandelt wird, um weiteres Öl zu gewinnen.'

Erdöl wird normalerweise aus untertägigen Formationen, in
welchen es sich angesammelt hat, durch Abteufen einer oder mehrerer Bohrungen in die Formation und Pumpen oder Ausfliessen desselben durch diese Bohrungen gefördert. .Die Erdölgewinnung aus erdölhaltigen Formationen ist nur möglich, wenn

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bestimmte Bedingungen erfüllt sind. Es muß eine entsprechend hohe Erdölkonzentration in der Formation vorhanden und es müssen genügend Porosität und Permeabilität oder mitein- ' ander verbundene Stromkanäle in der Formation gegeben sein, um einen Flüssigkeitsstrom durch, dieselbe zu gestatten, wenn genügend Druck auf die Flüssigkeit ausgeübt wird. Wenn die untertägige, erdölhaltige Formation natürliche Energie in Form eines aktiven fallenden Wassertriebs, eines im Erdöl gelösten Gases oder eine Hochdruckgaskappe über dem Öl in der Lagerstätte aufweist, wird diese Energie zur Erdölförderung eingesetzt. Erdölgewinnung durch Einsatz natürlicher Energie wird als Primärgewinnung bezeichnet. Ist diese natürliche Energie erschöpft oder liegen Formationen vor, welche keine ausreichende originäre, natürliche Energie enthalten, um eine Primärgewinnung zu gestatten, muß ein Zusatzförderverfahren, welches der Formation Energie zuführt, angewendet werden, um Erdöl aus der urttertägigen Formation zu extrahieren. Zusatzförderung wird häufig als Sekundäroder Tertiärgewinnung bezeichnet, obgleich es sich hierbei bei der Betrachtung der Anwendungsabfolge um eine primäre, sekundäre oder tertiäre Förderung handeln kann.

Das Wasserfluten, welches die Wasserinjektion in die untertägige, ölhaltige Formation zum Zwecke des in horizontaler Richtung erfolgenden Yerdrängens von Erdöl zur Förderbohrung beinhaltet, ist das wirtschaftlichste und am häufigsten angewandte Zusatzgewinnungsverfahren. Jedoch verdrängt Wasser das Erdöl mit keiner sehr hohen Wirksamkeit, da Wasser und Öl miteinander nicht mischbar sind; ferner ist die Grenzflächenspannung zwischen Wasser und Öl ziemlich hoch. Die auf diesem Gebiet tätigen Fachleute erkannten diesen lachteil des Wasserflutens und es wurden viele Additive zur Herabsetzung der Grenzflächenspannung zwischen injiziertem Wasser und dem FormationsÖl beschrieben. Beispielsweise offenbart die US-Patentschrift Nr. 2 233 381 den Einsatz von Polyglykoläther als oberflächenaktives Mittel oder Surfactant,

. * ■ ■

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um die kapillare Verfrängungswirksamkeit eines wässrigen Flutmediums zu steigern. In der US-Patentschrift Nr. 3 302 713 wird die Verwendung eines Erdölsulfonats, hergestellt aus einer im Bereich von 454 bis 566⁰C siedenden Erdölfraktion, als Surfactant in der Ölgewinnung "beschrieben. Die US-Patentschrift Nr. 3 468 377 beschreibt den Einsätz von Erdölsulfonaten bestimmten Molekulargewichts zur Ölgewinnung. Andere, für die Ölgewinnung vorgeschlagene.Surfactants sind Alkylpyridiniumsalze, Alkylsulfate, Alkylsulfonate und quarternäre Ammoniumsalze. Spezielle Surfactants oder Kombinationen zweier oder.mehrerer unähnlicher Surfactants werden manchmal in Formationen mit ungewöhnlichen Eigenschaften, beispielsweise Pormationswasser mit nicht tolerierbaren hohen Konzentrationen an Salzen oder polyvalenten Ionen, wie z. B. Ca-oder Mg-Ionen, eingesetzt.

Die Kosten für Surfactants und andere Additive,. wie beispielsweise Viskositätserhöhende Polymere für Treibfluide in·Zusatzgewinnungsverfahren, sind jedoch ziemlich hoch und der Anteil weiteren geförderten Öls," beispielsweise als Folge der Surfactantverwendung ist häufig nicht ausreichend, um den Einsatz chemischer Tertiärgewinnung auf eine wirtschaftliche Basis zu stellen, obgleich eine wesentliche Notwendigkeit zur Gewinnung des restlichen Öls besteht.

Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist die Erstellung eines Verfahrens zur Steigerung des durch Surfactantfluten gewinnbaren Volumens weiteren Öls, ohne die Kosten für das Zusatzgewinnungsverfahren wesentlich zu steigern.

Die Erfindung betrifft ein neues Verfahren■zur Anwendung auf eine ölhaltige untertägige Formation, welche schon einer Primärförderung und möglicherweise einem Wasserfluten unterworfen wurde. Das Verfahren ist ein zusätzlicher auszuführender Schritt, nachdem die Formation einem chemischen Tertiär- oder Zusatzgewinnungsverfahren, wie beispielsweise Fluten mit

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einer Surfactantlösung oder mit einer mizellaren Dispersion, unterworfen wurde. Durch Injizieren mindestens eines,- vorzugsweise mehrerer, Slugs einer gasförmigen Substanz in die Formation, nachdem das chemische Verdrängungsfluid injiziert wurde, kann eine beträchtliche'Menge weiteren Öls gefördert werden. 1 bis 15, vorzugsweise 2 bis 6, einzelne Gasslugs, jeder Slug in einer Menge von 0,1 bis 10 % Porenvolumen, vorzugsweise 2 bis 8 % Porenvolumen, mit 10 bis 50 % Porenvolumen zwischengeschalteter Wasserslugs werden nach dem chemischen Fluten angewendet. Erfindungsgemäß einsetzbare gasförmige Materialien sind z, B. Luft, Stickstoff j-COp, Rauchgas,' Abgas, Methan, lthan,.Propan, Butan, Erdgas,- LPG oder Mischungen derselben.

Die beigefügte Zeichnung gibt typische Laborkern-VerdrängungSr tests wieder mit dem differentiellen Druck, der prozentualen Ölgewinnung, der Restölsättigung und dem Wasser-Öl-Verhältnis für ein übliches Wasserfluten, dem ein Surfactantfluten, eine Wasserinjektion und 4 Gas-Wasser-Injektionszyklen, folgen.

Der Ausdruck "Surfactant" umfaßt einen großen Bereich"von Verbindungen, die folgende gemeinsame Eigenschaften aufweisen:

1.) Die Verbindung muß mindestens etwas löslich in min-• destens einer Phase eines flüssigen Systems ,in welchem es verwendet wird,sein.

2.) Die Verbindung muß eine amphipathische Struktur aufweisen, d. h. das Molekül enthält Gruppen mit entgegengesetzter Löslichkeitsneigung. Zur Verwendung in Ölgewinnungsverfahren muß das Molekül mindestens eine hydrophobe oder öllösliche Gruppe und mindestens eine hydrophobe oder wasserlösliche Gruppe aufweisen.

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3.) Die Surfactantmoleküle oder -ionen müssen orientierte molekulare Schichten an den Phasengrenzen ausbilden.

4.) Die Gleichgewichtskonzentration eines Surfactants in jedem einzelnen Lösungsmittel ist an der Phasengrenze größer als die Surfactantkonzenträtion in der Hauptmenge der Lösung.

5.) Das Material muß zur Bildung von Mizellen oder Molekülaggregaten oder Ionenaggregaten neigen, auch wenn die Konzentration einen bestimmten Grenzwert, der ein Charakteristikum jedes einzelnen Surfactants und Lösungsmittels ist, überschreitet.

6.) Das Material muß in gewissem Maße die.Kombination folgender funktioneller Eigenschaften zeigen: Waschkraft, Schaumbildung, Benentzbarkeit, Emulgierfähig-" _: keit, Löslichkeit und Dispergierfähigkeit.

Surfactants werden allgemein nach dem Typ. der hydrophilen oder wasserlöslichen Gruppe oder Gruppen im Molekül in anionisch'e, kationische oder nichtionische Surfactants eingeteilt.

1.) Anionische Surfactants, in welchen die hydrophile oder wasserlösliche Gruppe der Carboxylat-, SuIfonat-, Sulfat- oder Phosphatrest ist, sind im allgemeinen die wichtigste Klasse und werden auf die Ölgewinnung angewendet. Diese Surfactants sind leicht zugänglich, preiswert und sehr oberflächenaktiv. Erdölgewinnungsverfahren beinhalten im allgemeinen die Verwendung anionischer Surfactants, obgleich es einige Einwände gegen ihren Einsatz gibt bzw. eine ausreichende Begründung zum Einsatz einiger anderer Verbindungen. Erdölsulfonate sind gegenwärtig sehr populär in der Ölgewinnung und sie werden durch Isolieren einer ausgewählten Rohölfraktion und Sulfonieren derselben

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hergestellt. Diese Erdölsulfonate sind in der Ölgewinnung wegen ihrer Wirksamkeit und niedrigen Kosten wünschenswert. Jedoch haben sie ihre Grenzen, weisen sie doch eine beträchtliche Wirkungslosigkeit in Formationen auf, die salziges (hohe Salzkonzentrationen) oder hartes Wasser (Wasser mit in demselben gelösten übennäßigen Mengen polyvalenter Ionen, z. '. B. Ca- und/oder Mg-Ionen) enthalten.

2.) Kationische Surfactants' enthalten als hydrophile Gruppen primäre, sekundäre oder tertiäre Amine oder quarternäre Ammoniumreste.

3.) Nichtionische Surfactants weisen keine Ladung auf,, wenn das Material in einem wässrigen Medium gelöst wird. Die hydrophile Neigung leitet sich von den Sauerstoffatomen im Molekül ab, wobei infolge Wasserstoffbrückenbindung zu den Wassermolekülen Hydratisierung eintritt. Der stärkste Teil in dieser Verbindungsklasse ist die Ätherbindung und es müssen eine Vielzahl von Ätherbindungen vorhanden sein, um die Verbindungen genügend wasserlöslich zu machen, damit sie Oberflächenaktivität zeigen. Polyoxyäthylen-

. , Surfactants mit wiederkehrenden Ätherbindungen, z. B.

-CH₂-CH₂-O-CH₂-CH₂-O-

sind Beispiele für hydrophile Teile nichtionischer Surfactants. Das nichtionische Surfactaht-Molekül kann mehr als eine Kette mit Ätherbindungen enthalten und im allgemeinen müssen 60 bis' 70 Gew.-% des Moleküls in Form von Ketten mit Ätherbindung im Molekül vor- -'* handen sein, um das Molekül genügend was serlöslich zumachen, damit es als Surfactant arbeitet. Es ist ersichtlich, daß die Anwesenheit dieser langen Ketten mit Ätherbindungen zusätzlich zu den relativ langen

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aliphatischen oder anderen hydrophoben Ketten zu einer hochmolekularen Verbindung führt. Aus diesem Grund haben nichtionische Surfactants eine niedrige Oberflächenaktivität pro Gewichtseinheit. Nichtionische Surfactants werden selten allein in Ölge-■ winnungsverfahren angewendet. Häufig geschieht ihre Anwendung in Kombination mit.einem anderen Surfactantmaterial, im allgemeinen; mit einem*anionischen Material, wie z. B. Erdölsulfonat oder Alkylbenzolsulfonat, zur Steigerung der Surfactanttoleranz gegenüber Salz- oder hartem Wasser.

Die übliche heute angewendete Praxis des Surfactantflutens beinhaltet eine Vielzahl von Schritten, wobei, lediglich einer das Injizieren einer Surfactantlösung sein kann. Die Verfahrensabfolge wird im allgemeinen das Injizieren der folgenden Materialien in der nachfolgenden Weise beinhalten: .

a) Gewöhnlich wird Wasser in-jiziert, um weiteres Öl nach der Primärgewinnung zu verdrängen, bis das Wasser-Öl-Verhältnis des geförderten Fluids so hoch wird, daß eiiE weitere Förderung unwirtschaftlich ist.

b) Ein Vorspülen kann angewendet werden, um in dem Formätionswasser vorhandene wasserlösliche Materialien, welche das zu verwendende Surfactantmaterial behindern wurden, zu entfernen oder zu verdrängen. Verwerfbare . Materialien, wie beispielsweise Na₂CO,, Na-Polyphosphat, NaF, e. t. c, können ebenfalls in der Vorspülung vorhanden sein, um die Adsorptionsstellen des Formationsgesteins zu sättigen, damit die Adsorption des nachfolgend injizierten Surfactants auf dem Gestein minimisiert wird. Diesen Slug kann ein getrennter Wasserslug folgen.

c) Nun wird das Hauptverdrängungsfluid injiziert, welches

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eine wässrige Lösung eines oder mehrerer Surfactants, die zur Verminderung der Grenzflächenspannung zwischen dem Formationsöl und den injizierten wässrigen Fluiden geeignet ist, sein kann. Das Verdrängungsfluid kann auch eine Emulsion eines Kohlenwasserstoffes in einer wässrigen Surfactantlösung sein.

d) Bin Mobilitatspufferfluid wird im allgemeinen nach

der Surfactantlösung injiziert, um die Lösung wirkungsvoll zu verdrängen. Häufig wird ein kleiner einzelner Wasserslug zwischen Surfaetantlösung und Mobilitätspufferfluid geschaltet. Der Mobilitätspuffer wird benötigt, um eine wirksame Verdrängung der Surfactantlösung und dem durch die Surfactantlösung verdrängten Pormationsöl sicherzustellen, weil die Ölmobilität geringer als die Wassermobilität ist. Normalerweise wird für diesen Zweck eine verdünnte wässrige Lösung eines hydrophilen Polymeren, wie beispielsweise Polyacrylamid oder ein Polysaccharide eingesetzt. Die Polymerkon^entration kann mit der Zeit stufenweise gesenkt oder "verdünnt" werden bis auf im wesentlichen reines Feldwasser.

e) Die Wasserinjektion wird solange fortgesetzt, bis das Wasser-(i-Verhältnis einen wirtschaftlich nicht vertretbaren Wert erreicht.

Durch Anwendung eines oben beispielhaft aufgeführten Tertiärförderungsprogramms kann häufig die prozentuale Ölgewinnung um 10 bis 20 Prozentpunkte, d. h. typischerweise von 45 auf % Förderung, gesteigert werden,' was Millionen Barrel Öl in einem großen Feld betragen kann. Unglücklicherweise .sind häufig die Materialkosten derart hoch, daß ein solches Programm zwar technisch erfolgreich ,wirtschaftlich aber unannehmbar ist _K

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Die vorliegende Erfindung nun betrifft einen zusätzlichen Verfahrensschritt, welcher nach der Vervollständigung des Surfactantfluid-Injektionsschrittes (s. o.) durchgeführt " wird. Die .zusätzliche Behandlung beinhaltet die Injektion /einer Vielzahl kleiner einzelner Slugs gasförmigen Materials, welche durch Injektion kleiner Plussigkeitsslugs, vorzugsweise Wasser oder anderer wässriger Fluide, unterbrochen werden. Unter "Slug" im Sinne der Erfindung wird das Verwenden einer' kleinen Massemenge verstanden. Das Gasvolumen in jedem Slug kann 0,2 bis 20 % Porenvolumen betragen und normalerweise beträgt die optimale Größe 2 bis 10 % Porenvolumen. Die Größe der zwischen den einzelnen Gasslugs injizierten Wasserslugs kann etwa 5 bis etwa 50 % Porenvolumen, vorzugsweise etwa 10 bis etwa 20 % Porenvolumen, betragen. Die Zahl der einzelnen Gasslugs kann etwa 1 bis etwa 20, vorzugsweise etwa 2 bis etwa 8, betragen.

.Jedes Material, welches mindestens teilweise als gasförmige Phase bei dem Druck und der Temperatur der Formation in derselben verbleibt, kann verwendet werden. Luft, Ng, COg, normalerweise gasförmige paraffinische Kohlenwasserstoffe, wie beispielsweise Methan, Äthan, Propan oder Butan, olefinische Kohlenwasserstoffe, wie beispielsweise Äthylen, Propylen oder Butylen, oder Mischungen derselben sind bevorzugte Gase. Rohgase, z. B. Abgas oder Rauchgas, welche vorwiegend CO^ und N₂ enthalten, sowie Erdgas oder LPG, können ebenfalls mit sehr guten Ergebnissen verwendet werden. Auch Mischungen von ^zwei oder mehrerer dieser Materialien sind verwendbar, wobei Vorsicht angeraten werden muß, wenn eine Mischung von Luft oder einem 'anderen sauerstoffhaltigen Gas und ein brennbares Gas zum Einsatz gelangen.

Einige der genannten Gase sind in Öl etwas löslich. Beispielsweise sind COp und die paraffinischen Kohlenwasserstoffe, wie Methan, Äthan, e. t. c, oder die olefinischen "Gase in wechselndem Maße ziemlich löslich. Diese Eigenschaft ist

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vorteilhaft, da das Lösen dieser Gase zu einer Viskositätsverminderung des Öls führt. Jedoch muß die Löslichkeit "bei der Bestimmung der Gassluggröße in Betracht gezogen werden. Durch Erhöhen der Sluggröße, so daß mehr Gas als sich im Öl lösen kann, injiziert wird, verbleibt mindestens ein Teil des Gases als diskrete Gasphase in der Formation.

Die Gasinjektion in der Ölgewinnung, ist bekannt. Jedoch ist dem Fachmann bekannt, daß ein Gas Erdöl nur sehr unvollständig verdrängt, weil die Gasviskosität wesentlich niedriger als die des Öls ist. Das erfindungsgemäße Verfahren unterscheidet sich von den bekannten Gasverdrängungsverfahren erheblich. Es ist wahrscheinlich so, daß die alternierenden Gas-Wasser-"-Slugs ein beträchtliches Mischen in der Formation hervorrufen, was zu einer Ölemulgierung führt oder auf andere Weise eine Überführung weiteren Öls in den sich bewegenden Fluidstrom bewirkt. Scheinbar desorbiert das Gas das Surfactant auch vom Formationsgestein in einem Umfang, der weiteres Surfactant für die Ölverdrängung zur Verfugung stellt. Die Eigenschaft mehrerer Gasslugs, adsorbiertes Surfactan-fc von der Formationsmatrix zu desorbieren, macht es möglich, wesentlich niedrigere Surfactantkonzentraiionen und/oder kleinere Surfactantlösungsslugs in bestimmten Situationen zu verwenden. .

In einer anderen Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens können Gas und Wasser gleichzeitig nach Abschluß der Injektion von Surfactantlösung in die Formation injiziert werden. Das Volumenverhältnis von Gas zu Wasser sollte etwa 0,002 bis etwa 1,5, vorzugsweise etwa 0,5 bis etwa 1,0, betragen. Vorsicht ist geboten, um eine übermäßige vertikale Schichtung von Gas und Wasser zu vermeiden, da das Gas ausschließlich in den Kopfteil und das Wasser ausschließlich in den Bodenteil der Formation geht, bedingt durch die grossen Dichteunterschiede. Eine Solche dichtebezogene vertikale Trennung kann beispielsweise durch Bereitstellen zweier

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getrennter Injektionsstränge und Injektion des Gases auf den Boden und die des Wassers in den Kopf der Formation verhindert werden. Diese Anordnung erlaubt eine getrennte Über-' wachung der Injektionsgeschwindigkeit jeden Materials, um die gewünschten Gas-Wasser-Verhältnisse aufrechtzuerhalten.

Feldversuch

Eine untertägige ölhaltige Formation in 2438 m Tiefe war 13,9 m dick und die Porosität betrug 30 %. Das Feld wurde zuerst durch Primärförderung unter Verwendung eines quadra-_ tischen Gittermusters mit einem 139 m-Abstand der Bohrungen ausgebeutet. Bei Beendigung der Primärförderung waren nur 25 % des vorhandenen Öls aus der Lagerstätte gefördert worden und es wurden Injektionsbohrungen in die Mitte jedes quadratischen Gitters abgeteuft, um das Feld in ein umgekehrtes 5-Punkte-Muster für die Wasserinjektion umzuwandeln. Obgleich ein großes Feld eine Vielzahl quadratischer Gitter umfaßt, jedes mit 139 m Seitenlänge und mit einer Injekti'onsbohrung in der Mitte, ist es möglich, das Gesamtfeld durch Untersuchung nur eines einzigen Quadrats zu analysieren. Wasser wurde durch die Injektionsbohrung injiziert und die Ölförderung an den Förderbohrungen solange fortgesetzt, bis das Wasser-Öl-Verhältnis einen Wert von 30 erreichte. Dieser Wert wird als wirtschaftliche Grenze für eine kontinuierliche Förderung angesehen. Bei Beendigung des Wasserflutens waren nur 45 % des ursprünglichen Öls aus der Lagerstätte gefördert worden und die durchschnittliche Restölsättigung betrug 33 %. Es mußte von einem Tertiärgewinnungsverfahren Gebrauch gemacht werden, um einen signifikanten Teil des verbliebenen Öls zu gewinnen. Das Formationswasser enthielt etwa 300 ppm Gesamthärte und wies einen niedrigen Salzgehalt auf. Tests zeigten an, daß Erdölsulfonat wirkungsvoll sein würde. Es wurde ein tertiäres chemisches Zusatzgewinnungsverfahren entworfen unter Verwendung einer 10 Vol.-% Vorspülung, bestehend aus einer 5 % wässrigen NagCO^-Lösung als zu verwerfendes Adsorptionsmittel, einem 3 % Porenvolumen Wasser-

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slug, dienend als Isolie'rungsslug zwischen der Vor spülung und dem Surfactantslug, Ein 1.0 .% Pprenvolumen Slug von 3,5 ■% Erdölsulfonat wurde als Surfactantslug verwendet. Das· yer-. wendete Huster ergab 70 % Aus Schöpfungswirksamkeit, so¹ daß .. das gesamte durch die in,Diz:ie3?iben Fluide ausgeschöpfte Porenvolumen · · · j. ■ - '

139 m χ 139 m χ 13,9 m χ 0,3 x.0,7 = 38 057^.8 m³

betrug. Es wurde ein Surfactantslug von 10 % Porenvolumen, d-. h. 3 963 240 Liter, verwendet. Den 3 903 240 Litern 3*5 % Erdölsulfonatlösung folgte eine Injektion von 3-785 330 Liter einer wässrigen, 200 ppm Polyacrylamid enthaltenden Lösung , mit einer Viskosität von 8 cP. Abschließend wurde ein 20 % Porenvolumen Wasserslug injiziert, gefolgt von 5 Zyklen abwechselnder G-as-Wasser-Injektion... Jeder Zyklus bestand in einer Injektion eines 5 % Porenvolumen Erdgasslug (95 % CH,, Rest CoHg + C,Hq). 10 % Porenvolumen Wasserslugs folgten jedem 5 % Porenvolumen Erdgasslug. Nach dem 5. Zyklus startete kontinuierliche Wasserinjektion, um alle injizierten Fluide durch die Formation zu verdrängen. Die Wasserinjektion.wurde solange fortgesetzt, bis das Wasser-Öl-Verhältnis an allen Bohrungen oberhalb etwa 35 lag. Nach Beenden des kombinierten chemischen Gas-Wasser-Tertiärgewinnungsverfahrensbetrug die durchschnittliche Restölsättigung nur noch 6 %.

Laborversuche

Um die Ausführbarkeit der Erfindung aufzuzeigen, und die optimalen Werte der Steuerparameter zu bestimmen, sowie die Höhe der weiteren Ölgewinnung festzustellen, wurden. Labor-! ■ versuche unternommen.

Ein linearer Kern aus dem Slaughter -Field, Hockley. County, Texas, wurde für die chemische Tertiärgewinnung ausgewählt. Da das Formationswasser hohe Ca-'und Mg-Gehalte aufwies, : ■ wurde eine spezielle Surfactantkombination-, bestehend aus

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einem linearen Alkylbenzolsulfonat und einem polyätlioxylierten Nonylphenol, als optimales zu verwendendes Surfactant' ermittelt. Die Ergebnisse von Versuch A, einem Kernverdrängungstest, sind graphisch in der Figur wiedergegeben, welche als Punktion der Porenvolumina in den Kern injizierten Fluids die prozentuale Ölgewinnung,die Restölgewinnung, das Wasser-Öl-Verhältnis des geförderten Fluids und den different!eilen Druck über dem Kern zeigt. Ein Wasserfluten unter Verwendung von 2,5 % Porenvolumen eines 20 % Slaughter-FormationshaftwasseiB^ gefägt von einem Surfactantfluten unter Verwendung von 1 % Porenvolumen von 0,4 % linearem Alkylbenzolsulfonat und 0,4 % nichtionischem Surfactant, gefolgt von 2 % Porenvolumen Wasser und gefolgt von 4 Zyklen alternierender Gas-Wasser-Injektion -(20 % Porenvolumen. Luft als 'Gasslug und 20 bis 50 % Porenvolumen Wasserslug zwischen den Luftslugs) ergab eine Gesamtölgewinnung von 87 % und eine Restölsättigung von etwa 9 %, Die signifikanten Endwerte sind in der Tabelle I zusammengefaßt.

TABELLE I

Versuch A	%
.74	*5 %*
39,
47	%
19
74	c al J /D
9,	VJl
87,

Kernverdrängungstests

Anfangsölsättigung ' . .

Ölsättigung nach Wasserfluten % Gewinnung durch Wasserfluten Ölsättigung nach chemischem Fluten % Gewinnung durch chemisches Fluten Ölsättigung nach Gas-Wasser-Fluten % Gewinnung durch Gas-Wasser-Fluten

Die Gesamtölgewinnung stieg von 74 auf 87,5 %_t was einem · Nettoanstieg von 18,2 % in der Ölgewinnung als Ergebnis der Gas-Wasser-Injektion nach Beenden des chemischen Flutens entsprach. · ' ■ " ■ ~ ■

Um den Einfluß der kontinuierlichen Wasserinjektion nach dem

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chemischen Fluten bis zu einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis zu vergleichen, wurden Versuche an-einem Kern aus der Aux Väses-Formation, Salem Field, Marion County, Illinois, durchgeführt. Nach dem Wasserfluten bis zu einem Wasser-Öl-Verhältnis von 100:1 wurden zwei tertiäre Verdrängungen ausgeführt. Im Versuch B wurde ein Surfactantslug mit 0,4 % linearem Alkylbenzolsulfonat und 0,4 % polyäthcrxyliertem Alkylphenol injiziert und anschließend kontinuierlich Wasser injiziert, bis das Wasser-Öl-Verhältnis ziemlich hoch war, sodann erfolgte ein Gas- und Wasserslug. Im Versuch C wurde das gleiche Verfahren mit der Ausnahme durchgeführt, daß das Wasserfluten bis zu einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis nach dem chemischen Fluten weggelassen wurde. Die Ergebnisse sind in der Tabelle II auf-geführt.

TABELL E- II Verdrängungsergebnisse

Anfangsölsättigung
ÖlSättigung nach Wasserfluten % Gewinnung durch Wasserfluten Ölsättigung nach chemischem Fluten _: % Gewinnung durch chemisches Fluten Ölsättigung nach 2. Wasserfluten % Gewinnung durch 2. Wasserfluten Ölsättigung nach Gas-Wasser-Slug % Gewinnung durch Gas-Wasser-Slug '

Mehrere wichtige Beobachtungen lassen sich aus diesen Ergebnissen entnehmen. Die Fortsetzung der Wasserinjektion nach dem chemischen Fluten bei einem sehr hohen Wasser-Öl-Verhältnis war nicht voll wirksam. Die Injektion von Gas-Wasser-Slugs bald nach Beenden des chemischen Flutens ist wesentlich wirkungsvoller als die fortgesetzte Wasserinjektion bei einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis, Auch wenn das Wasserfluten bis zu

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Versuch B	Versuch C
.54,5	• 51,2
24,3	23,2
55,4	54,7
23,8	21,9
56,3	57,2
23,5	■-
56,7	- ·
13,0	10,0
76,0-	80,0

einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis'angewendet"Wird, kann beträchtliches Zusatzöl durch Starten der.Gas-Wasser-Injektion nach dem Wasserfluten gewonnen werden.

Im Versuch D wurde ein Kern einem üblichen Wasserfluten unter Verwendung einer Vorspülung mit Salzgehaltoptimierung und enthaltend verwerfbare Adsorptionsmittel, gefolgt von einerwässrigen Lösung eines Erdölsulfonats, gefolgt von einer wässrigen Lösung eines hydrophilen Polymeren zur Mobilitätssteuerung und gefolgt von einem Wasserfluten bis zu einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis unterworfen. Ein Np-Slug wurde sodann eingegeben und der Kern erneut mit Wasser geflutet.

TABELLE III ■ " ' Kernverdrängungstests

Versuch D

% Ölgewinnung durch Wasserfluten 57,5

Restölsättigung nach dem Wasserfluten 20,8

% Ölgewinnung durch chemisches Fluten 77,5

Restölsättigung nach dem chemischen Fluten 11,0

% Ölgewinnung durch Gas-Wasser-Fluten 87,0

Restölsättigung nach dem Gas-Wasser-Fluten 6,4

Aus der Tabelle III ist zu entnehmen, daß eine beträchtliche Ölmenge nach dem Einsatz des Erdölsulfonats und einer Polymerlösung mittels eines injizierten Gasslugs gewonnen werden kann.

In einem weiteren Verdrängungsversuch, E, mit einem Salem-Kern wurde wie vorstehend gearbeitet mit der Ausnahme, daß zwei verschiedene käufliche Surfactants verwendet wurden. Die Surfactantlösung enthielt 1.0 % Triton®, ein Dioctyl-Na-succinat, und 0,25 % TD-15^, ein Polyoxyalkalenäther; Tabelle IV.

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TABELLE IV Kernverdrängungstests

% Ölgewinnung durch Wasserfluten Restölsättigung nach dem Wasserfluten % Ölgewinnung durch chemisches Fluten Restölsättigung nach dem chemischen Fluten % Ölgewinnung durch Gasslug Restölsättigung nach dem Gassing

Versuch E 47
2-7,5· 54;

24 .

74 .. 13

Der Versuch E zeigt, daß der .Gasslug einen ausgeprägten Einfluß auf die Ölgewinnung hat im Gegensatz zum ,chemischen !Fluten. . ·

Zwei weitere Versuche wurden unternommen, um ein wirtschaftouches chemisches Tertiärfluten, Versuch F, bestehend aus einem Vorspülen mit verwerfbarem Mittel, Erdölsulfonat, hydrophilem Polymeren und Wasserfluten bis zu einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis, mit einem Versuch G zu vergleichen, wobei-dieser Versuch dem Versuch F mit der Ausnahme gleicht, daß die hydrophile Polymerlösung nicht verwendet und durch einen N₂-H₂O-SlUg-Zyklus ersetzt wurde. Die Versuche wurden an einem linearen Benoist-Sandsteinkern mit 20,4 % Porosität und 176 md Permeabilität durchgeführt;· Tabelle V.

TABELLE V'

Kernverdrängungstests

Versuch F Versuch G

% Ölgewinnung durch Wasserfluten 48,5 Restölsättigung nach dem Wasserfluten 34,5 % Ölgewinnung durch chemisches Fluten 76,6 Restölsättigung nach dem ehem. Fluten 15,5 % Ölgewinnung durch Gas-Wasser-Fluten Restölsättigung nach d. Gas-Wasser-Fluten

44,5 36,0

85,5 9,4

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Durch die Surfactant-Gas/Wasser-Injektion wurden 85,5 % des Originalöls im Vergleich zu 74 % bei üblichem. Surfactant-? Polymer-Fluten gewonnen, was einer 15,5 % Verbesserung entspricht.

Aus der vorstehenden Beschreibung ergibt sich, daß durch " Verwendung mindestens eines und vorzugsweise einer Vielzahl kleiner G-asslugs, welche durch Wasserslugs getrennt sind, die nach einer injizierten surfactanthaltigen Lösung in die Formation injiziert werden, die Ge. samt ölgewinnung wesentlich gesteigert, die Restölsättigung entsprechend vermindert, die benötigte Surfactantmenge verringert und die Notwendigkeit des Einsatzes einer Lösung eines hydrophilen Polymeren als Mobilitätspuffer, in vielen Fällen eliminiert werden kann.

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Claims

T 74 045 Patentansprüche ·

1.) Verfahren zur Ölgewinnung aus einer untertägigen porösen Formation, welche von mindestens einer Injektionsbohrung und mindestens einer Förderbohrung, beide Bohrungen in Flüssigkeitsverbindung mit der Formation stehend, durchteuft ist, wobei ein surfactanthaltiges . Fluid, vorzugsweise eine surfactanthaltige, wässerige Flüssigkeit, durch die Injektionsbohrung injiziert und das durch das injizierte Fluid durch die Formation verdrängte öl durch die Förderbohrung gewonnen wird, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens ein Gassing nach der Injektion des surfactanthaltigen Fluids und anschließend Wasser in die Formation injiziert wird.

2.) Verfahren nach Anspruch T, dadurch gekennzeichnet, daß eine wässerige Lösung eines hydrophilen, viskositatserhöhenden Polymeren zwischen der Injektion des surfactanthaltigen Fluids und der des Gasslugs injiziert wird.

3.) Verfahren nach Anspruch 1, dadurch, gekennzeichnet, daß mit einem Volumen eines Gasslugs von etwa 0,2 bis etwa 20 % Porenvolumen, vorzugsweise etwa 2 bis etwa 10 % Porenvolumen, gearbeitet wird.

4.) Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß 1 bis etwa 20 Gasslugs, vorzugs-. weise etwa 2 bis etwa 8 Gasslugs, mit einem zwischengeschälteten Flüssigkeitsslugs zwischen den aufeinanderfolgenden Gasslugs injiziert werden.

5.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß etwa 2 bis etwa 20 Gasslugs und als zwischengesehaltete Flüssigkeitsslugs Wasserslugs mit etwa 5 bis etwa 50 % Porenvolumen injiziert v/erden.

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6.) Verfahren-nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch, gekennzeichnet, daß als ^;&as mit Luft, Stickstoff,, CO₂, Rauchgas, Maschinenabgas, Methan,- !than,. Propan, Butan, Äthylen, Propylen, Butyl en, Erdgas, 1"PG- oder
Mischungen derselben gearbeitet wird-, ·. . =

7.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß .gleichzeitig Gas und ein
wässriges Fluid, wie Wasser,, in die "Formation nach der Injektion des surfactanthaltigen !Fluids mit einem
Volumenverhältnis von G-asströmungsgeschwindigkeit zur Strömungsgeschwindigkeit des wässrigen Fluids von etwa 0,002 bis etwa 1,5 injiziert werden. . .

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