DE2933037C2

DE2933037C2 - Verfahren zur Herstellung vertikaler, linearer Bruchstellen in einer unterirdischen produzierenden Formation

Info

Publication number: DE2933037C2
Application number: DE2933037A
Authority: DE
Inventors: William Houston Tex. Perlman
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 1979-08-10
Filing date: 1979-08-16
Publication date: 1986-12-11
Also published as: NL186922C; NL186922B; DE2933037A1; NL7906114A

Description

Die Erfindung betrifft gattungsgemäße Verfahren nach dem Oberbegriff des Anspruches 1.

Die Erfindung betrifft also hydraulische Aufbrechverfahren von Erdformationen, insbesondere hydraulische Aufbrechverfahren von kohlenwasserstofführenden Formationen, d. h. öl und Gassänden, und bezweckt, die Produktionsgeschwindigkeit und den Ausbeutungsgrad der Kohlenwasserstoffe aus einem Bohrloch in einer derartigen Formation zu erhöhen.

Es ist allgemein bekannt, hydraulische Aufbrechverfahren für kohlenwasserstofführende Formationen einzusetzen. Diese sind bereits extensiv zur Erhöhung der öl- und Gasausbeute aus kohlenwasserr.tofführenden Formationen eingesetzt worden. Diese bekannten Verfahren weisen die Injektion einer Aufbrechflüssigkeil in das Bohrloch in Kontakt mit der aufzubrechenden Formation auf. Druck genügender Größe wird auf die Aufbrechflüssigkeit ausgeübt, um Bruchstellen in der Formation auszubilden und zu vergrößern. Stützmaterialien werden im allgemeinen mit der Aufbrechflüssigkeit befördert und in den Bruchstellen abgelagert, um die Bruchstelle während der Produktion offenzuhalten. Solche Verfahren sind beispielsweise in den US-PS 78 609,38 50 247 und 33 96 107 beschrieben.

Die Funktion der Aufbrechverfahren besteht darin, ungenügende Permeabilität der Formation in der Nähe der Bohrung dadurch zu umgehen, daß hochdurchlässige Wege hergestellt werden, die sich in den produzterenden Sand und/oder Fels, der das Bohrloch umgibt, erstrecken. Bei den üblichen Verfahren wird eine Flüssigkeit, wie z. B. Wasser, öl, Öl/Wasseremulsion, mit Gelbildnern versetztes Wasser oder öl ein Bohrloch mit genügendem Druck heruntergepumpt, um einen Bruch in der Formation zu eröffnen. Die Aufbrechflüssigkeit kann ein geeignetes Stützmittel, wie z. B. Sand, Glasperlen usw., befördern, zum Zweck des Offenhaltens dieser Bruchstelle, nachdem die Sprengflüssigkeit zurückgewonnen worden ist, um z. B. das Fließen der Ölquelle zu ermöglichen.

Im Falle von verstopften Bohrlöchern oder Bohrlöchern mit niedriger Permeabilität, d. h. Bohrlöchern mit einer Permeabilität von unterhalb einem Millidarcy, werden durch die Verfahren nach dem Stand der Technik Resultate erzielt, die, bezogen auf die Erhöhung der Flußgeschwindigkeit, lediglich einen temporären Nutzen bringen. Nach einer wahrscheinlich kurzen Periode beschleunigten Flusses können die Produktionsgeschwindigkeiten auf die vorhergehenden Größen abfallen. Wiederholte Stimulation nach dem gleichen oder ähnlichen Verfahren kann daraufhin nicht mehr als einen zeitweiligen Gewinn ermöglichen.

Einer der Gründe für ein Ausbleiben von Erfolgen bei Formationen niedriger Permeabilität besteht darin, daß die meisten Formationen in den üblichen Tiefen bevorzugt vertikal orientierte Bruchstellen aufgrund natürlicher Schwächeflächen ausbilden, wobei die Bruchstellen sich längs dieser Schwächeflächen fortentwickeln. Es wurde

festgestellt daß diese vertikalen Bruchstellen nur besonders vorteilhaft für Formationen sind, die eine relativ große auszubeutende Zone mit einer Permeabilität im Bereich von 10 bis 20 Millidarcy aufweisen.

Unglücklicherweise weisen viele georgische öl- und gasführende Formationen, einschließlich einiger westtexanischer Formationen, welche hauptsächlich Gas führen, multiple, in vertikalem Abstand angeordnete schmale produzierende Zonen auf, d. h. ergiebige Formationszonen von 3,05 bis 9,14 m, welche irn allgemeinen durch Schieferschichten getrennt sind.

Weiterhin liegen diese ergiebigen Produktionszonen in Sandstein und haben eine sehr niedrige Permeabilität im Bereich von 10 bis 0,1 Millidarcy oder noch weniger. Diese Produktionszonen enthalten Verunreinigungen, wie z. B. wasserempfindliche Lehmschichten oder Eisen, die die Gewinnung noch weiter erschweren, weil sie ungünstig mit den häufig zur Behandlung von Formationen verwandten Säuren reagieren.

Bei Einsatz eines konventionellen Aufbrechverfahrens treten vertikale Bruchstellen auf, wie bereits oben beschrieben. Bei einer Gasquelle des bereits erwähnten Typs mit vielen ergiebigen Zonen liefern diese Verfahren radiale, vertikale Bruchstellen, die sich zwischen den gasführenden Zonen und durch die dazwischenliegenden Schieferschichten ziehen. Folglich geht Aufbrechflüssigkeit in den Schieferschichten ohne Wirkung für das Aufbrechen der kohlenwasserstofführenden Formationen verloren.

Zusätzlich werden lediglich kleine, vertikal orientierte radiale Bruchstellen in den produzierenden Zonen gebildet da die vertikale Orientierung in die Tiefe kaum eine horizontal radiale Durchdringung der produzierenden Zone selbst erlaubt Es wird angenommen, daß ein zeitweiliges Anwachsen der Produktion, das durch die vertikalen Bruchstellen hervorgerufen wird, das Ergebnis von Bruchstellen ist die eine Verbindung zwischen dem mit einem kleinen Teil eines Verbindungssystems zwischen Matrixelementen der Formation verbundenen Bohrloch mit einem kleinen Teil der Reservoirmatrix ermöglichen. Sobald jedoch dieses kleine Volumen trokkengelegt worden ist, fällt die Produktivität auf den durch die Reservoirmatrix mit niedriger Permeabilität bestimmten Wert ab. Da die Formationsfläche, die bei einer derartigen Matrix durch die kurzen radialen, vertikalen Bruchstellen freigelegt wird, klein ist ist die Produktivität niedrig.

Die Aufgabe der Erfindung besteht also darin, ein Verfahren zu schaffen, bei dem lange, lineare, vertikale Bruchstellen innerhalb relativ dünner kohlenwasserstofführender Formationen bei Unterdrückung radialer vertikaler Bruchstellen in darüber und darunter liegenden, nicht produktiven Schichten hergestellt werden. Dabei soll eine Aufbrechflüssigkeit mit minimalem Wassergehalt verwendet werden, da Wasser ungünstig mit wasserempfindlichen, in den produktiven Formationen eingeschlossenen Lehmerden reagiert. Weiterhin sollen die vertikalen linearen Bruchstellen in den dünnen produzierenden Formationen sehr viel breiter als die nach herkömmlichen Verfahren hergestellten sein, wodurch eine sehr viel größere, vertikale Fläche der Formation freigelegt wird und ein Vielfaches des nach bisherigen Verfahren injizierten Feststoffes in der Formation als Stützmittel abgelagert werden soll.

Erfindungsgemäß wird diese Aufgabe bei einem gattungsgemäßen Verfahren durch die im Kennzeichen des Anspruches 1 aufgeführten Merkmale gelöst.

Das erfindungsgemäße Verfahren vermeidet damit die Nachteile bekannter Verfahren, indem ein Verfahren zum Aufbrechen einer produzierenden Formation geliefert wird, das lange, vertikale, lineare Bruchstellen, die sich von einem Bohrloch innerhalb der interessierenden Zone nach außen erstrecken, produziert werden, wobei die Zahl der sich radial vertikal erstreckenden Bruchstellen, die oberhalb und unterhalb der interessierenden produzierenden Zone auftreten, minimalisiert ist.

Das erfindungsgemäße Verfahren weist verschiedenartige Aufbrechschritte auf, wobei ein feiner Stütz-Sand von zwischen 60 bis 140 Mesh (durchschnittlich 100 Mesh) mit einem hohen Sand zu Flüssigkeits-Verhältnis, d. h. 0,96 kg/1 oder mehr, transportiert wird. Jeder Transportschritt wird sofort von einen entsprechenden Stützschritt gefolgt, wobei die Aufbrechflüssigkeit ohne Stützmaterial eingesetzt wird. Auf den letzten Transportschritt und den entsprechenden Stützschritt hin wir ein abschließender Verfahrensschritt eingesetzt, wobei ein mittelkörniger Stützsand von 20 bis 40 Mesh injiziert wird, gefolgt durch eine Spülung des Bohrrohrstranges mit Aufbrechflüssigkeit. Zusätzlich kann die Aufbrechflüssigkeit aus bis zu 70 Vol.-% Alkohol hergestellt werden, um den Wassergehalt der Aufbrechflüssigkeit herabzusetzen, welches ungünstig mit wasserempfindlichen Tonen in der Formation reagieren kann. Weiterhin kann bis zu 20 Vol.-% verflüssigtes Kohlendioxid mit der Aufbrechmischung aus Wasser und Alkohol zusammengemischt werden, um den Wassergehalt aus den obengenannten Gründen herabzusetzen und zusätzlich die »nasse« Flüssigkeit die in die Formation injiziert wird, zu vermindern.

Wie oben beschrieben, haben die meisten Formationen eine bevorzugte vertikale Bruchrichtung längs natürlich auftretenden Schwächeflächen. Aus diesem Grunde wird normalerweise angenommen, daß in der Formation vertikale Bruchbildung auftritt. Obwohl jedoch ein Bruch im allgemeinen eine »vertikale« Orientierung haben wird, kann der Flächenwinkel des sich fortsetzenden Bruches in großen Bereichen innerhalb der Formation mit variierenden Schwächeflächen der Formation abweichen. Ein Bruch kann als im wesentlichen vertikaler Bruch anfangen und als ein im wesentlichen horizontaler Bruch enden, oder als horizontaler (Pfannkuchen-) Bruch anfangen und sich in eine mehr vertikale Richtung drehen oder fallen, wenn eine größere radiale Distanz vom Bohrloch erreicht wird. Dementsprechend soil in der folgenden Beschreibung der Terminu;» »vertikal«, t>u wenn er auf vertikale Bruchstellen angewendet wird, alle anderen möglichen Orientierungen der Bruchstelle zusätzlich zur bevorzugten vertikalen Orientierung einschließen.

Nachstehend wird ein Ausführungsbeispiel der Erfindung anhand der Zeichnungen erläutert. Dabei zeigt

F i g. 1 einen Querschnitt eines Bohrlochs, welches eine öl- oder gasführende Formation zum In-Kontakt-Bringen einer Aufbrechflüssigkeit mit der Formation durchdringt, wobei insbesondere die radial-vertikale Bruch-Orientierung verschiedener produktiver Zonen und dazwischenliegender, nicht-produktiver Formationen, die bei konventionellen Aufbrechverfahren auftreten, gezeigt wird;

Π g. 2 einen Querschnitt eines sich durch eine unerschiedliche kohlenwasserstofführende Formationen auf-

weisende Produktionszone erstreckenden Bohrlochs und veranschaulicht insbesondere die langen vertikalen und linearen Bruchstellen, die beim erfindungsgemäßen Verfahren ausgebildet werden;

Fig.3 einen vertikalen Querschnitt einer typischen vertikalen linearen Bruchstelle in der produzierenden )

Zone der F i g. 2 längs der Linie 3-3 der F i g. 2; und

F i g. 4 einen vertikalen Querschnitt eines typischen radialen vertikalen Bruchs, der nach bekannten Verfahren ' ι hergestellt wurde, längs der Linie4-4der Fig. 1. ,

Die Zeit, in der eine Druckstörung, d. h. also ein Druckabfall, der durch ein produzierendes Bohrloch hervor- §j gerufen wird, sich radial vom Bohrloch durch eine Erdformation niedriger Permeabilität fortpflanzt, kann dazu % führen, daß es 20 jähre dauert, um die 59,085 m² große Fläche, die von einer derartigen Druckwellen-Front '' ίο erreicht wird, trockenzulegen. Weitere Rechnung zeigt, daß die Druckwelle 21,5 Jahre braucht, um den Umkreis einer 1 295 008 m² großem Fläche mit Zentrum im Bohrloch zu erreichen. Das sich über diese Fläche in horizontaler Richtung erstreckende Volumen wäre also in 430 Jahren trockenzulegen. Die Druckwelle würde 34 Jahre für einen 2 590 016 m² großen Trakt brauchen, der dann in 680 Jahren trockenzulegen wäre.

Aus dem vorstehenden läßt sich ableiten, daß zur Ausbeute eines Feldes mit niedriger Permeabilität innerhalb '

von 20 Jahren der Abstand der Bohrlöcher etwa 2743 m sein müßte. In vielen Staaten sind jedoch Verordnungen

gültig, die die Bohrlochdichte in öl- und Gasfeldern betreffen. Daraus folgt, daß es praktisch nicht möglich ist, ein '

Bohrfeld in einer derartigen Formation mit niedriger Permeabilität ökonomisch zu betreiben, ohne spezielle Produktionsverfahren einzusetzen.

Um die Ausbeute aus Feldern niedriger Permeabilität zu beschleunigen, sind bereits Verfahren entwickelt worden, die darauf abzielen, radiale Bruchstellen in der Formation herzustellen, die als Drainagekanäle wirken und es der produzierten Flüssigkeit erlauben, zum Bohrloch abzulaufen. Im allgemeinen wird ein großes Volumen der Aufbrechflüssigkeit im Bereich von 18 927 Liter oder mehr pro Stufe in die Formation mit hoher Geschwindigkeit, im Bereich von 636 bis 1227 1 pro Minute gepumpt

Zusätzlich dazu wurden verschiedene Stützmaterialien verwendet, um die hergestellten Bruchstelle offenzuhalten, nachdem der Aufbrechdruck abgebaut worden ist. Zu Definitionszwecken soll innerhalb dieser Anmeldung ein Stützmaterial mittlerer Größe ein Stützmaterial bedeuten, das eine Mesh-Größe im Bereich von 20 bis 40 aufweist. Stützmaterial »feiner« Größe soll ein Stützmaterial bezeichnen, das eine Mesh-Größe im Bereich von 60 bis 140 aufweist. Diese Definitionen sind nicht als Begrenzungen des erfindungsgemäßen Verfahrens aufzufassen, da auch andere Stützmaterialien genauso effektiv zur Lösung der Aufgaben der Erfindung sein können. Unter diesen Stütsmaterialien, die bereits bei Verfahren nach dem Stand der Technik eingesetzt werden,

ist »mittelkörniger« Sand (20 bis 40 Mesh) bevorzugt gegenüber »feinkörnigem« Sand (60 bis 140 Mesh) in dem ■·

Glauben eingesetzt worden, daß sich der feinkörnige Sand zu dicht packen würde und dadurch dafür sorgen V würde, daß die mit Stützmaterial gefüllten Bruchstellen eine noch niedrigere Permeabilität als die Formalion selbst aufweisen würden. Im allgemeinen wurde ein niedriges Verhältnis von Stützmaterial: Aufbrechflüssigkeit eingesetzt (z. B. 0,006 bis 0,2396 kg Sand pro Liter Flüssigkeit).

Zum Einsatz bei einer einzelnen, relativ dicken produktiven Zone mittlerer Permeabilität haben sich die konventionellen, bisher entwickelten Aufbrechverfahren als geeignet erwiesen. Falls diese konventionellen Aufbrechverfahren jedoch zum Aufbrechen von relativ dünnen Formationen niedriger Permeabilität eingesetzt wenden, wie sie z. B. in mehreren Gas-Sandgebieten in Westtexas gefunden werden, wird darausfolgend sehr viel weniger produziert als erwartet, wie nun im folgenden erklärt werden soll.

Wie aus F i g. 1 ersichtlich, verwenden konventionelle hydraulische Aufbrechverfahren ein Bohrloch 10, welches ein Gehäuse 12 aufweist, das sich durch eine Oberschicht 14 in Richtung verschiedener Gas-Sand-Schichten 16 erstreckt, wobei die produktiven Zonen 16 durch nicht öl- und gasführende Gebirgsschichten getrennt sind, wie die Schieferschichten 18. Eine Zahl von Aussparungen 20 werden in konventioneller Weise im Gehäuse 12 ausgebildet, die sich in die produktiven Zonen 16 erstrecken. Eine Pumpe 22, angeschlossen mit Hilfe der Leitung 24 an einen Tank 26 mit Sand und Aufbrechflüssigkeitsmischung, pumpt die Aufbrechflüssigkeitsmischung in das Gehäuse 12 durch die Leitung 28. Wenn sich Druck in dem Gehäuse 12 aufbaut, wird die Flüssigkeit durch die Aussparungen 20 in die produzierenden Formationen gepreßt und ruft dadurch Bruchstellen 30 hervor. Aufgrund der hohen Einlaßgeschwindigkeit baut sich der Druck sehr schnell auf und verlängert die radial vertikalen Bruchstellen 30 in den produzierenden Zonen 16, die nicht produktive Formationen 18 durchsetzen. Daraus resultierend wird eine große Menge Aufbrechflüssigkeit und Sand in Zonen und Schichten abgesetzt welche kein öl oder Gas führen. Die Pumpe 22 ist in Verbindung mit dem Tank 26 der Sand/Aufbrechflüssigkeitsmischung durch die Leitung 24 gezeigt und pumpt die mit Stützmaterial beladene Aufbrechflüssigkeit durch die Röhren 28 in die (nicht gezeigte) Leitung im Gehäuse.

Zur Durchbohrung des Gehäuses 12 benachbart einer einzelnen produzierenden Zone, wie durch die Performationen 20 angedeutet, werden konventionelle Verfahren eingesetzt

Anschließend wird der perforierte Abschnitt des Gehäuses isoliert, damit bei Injektion der Aufbrechflüssig- _;

keit nur eine einzelne produzierende Zone betroffen ist Ein relativ geringes Volumen der Aufbrechflüssigkeit (7.571 bis 18.927 l/Verfahrensschritt) wird mit einem hohen Feststoffgehalt (in diesem Fall Sand), wie z. B. 0,48 bis 1,2 kg pro Liter Aufbrechflüssigkeit, in eine einzelne produzierende Zone 16 gepumpt Aus der niedrigen Einpumpgeschwindigkeit (z. B. 1431 bis Z385 Liter pro Minute) resultiert die Verwendbarkeit von 5,08 bis 7,62 cm Verrohrung (2 bis 3) Zoll zur Injektion der Aufbrechflüssigkeit Bei konventionellen Aufbrechverfahren muß im Gegensatz dazu ein viel größeres Gehäuse wegen der hohen Einpumpgeschwindigkeiten eingesetzt werden. Weiterhin ist der zum Aufbrechen der Formation benötigte Druck auf die Verrohrung und das Gehäuse, welches benachbart der Formation ist beschränkt wodurch die Oberfläche, auf der der Druck konstant gehalten

werden muß, klein bleibt

Wie im folgenden beschrieben, wechseln unterschiedliche Verfahrensschritte mit stützmittelbeladener Aufbrechflüssigkeit mit entsprechenden Verfahrensschritten ab, bei denen nicht-beladene AufbrechflüssiEkeit zum

Hervorrufen vertikal orientierter Bruchstellen 50 injiziert wird, die sich linear in einer Länge definiert durch »V« mit wenig oder keinen radial vertikalen Bruchstellen außerhalb der behandelten produzierenden Zone 16 nach außen erstrecken. Die größere, in dem längeren Bruch 50 freigelegte Oberfläche der Formation 16, erhöht wesentlich die Produktion. Weiterhin wird durch die Begrenzung des Aufbrechverfahrens auf eine einzelne Formation eine erhöhte Produktionseffizienz dieser produzierenden Zone erreicht, ohne daß andere Zonen gleichzeitig ausgebeutet werden. Sobald die unterste Formation 16 vollständig ausgebeutet worden ist, kann das Gehäuse 12 verstopft werden, um die bereits ausgebeutete Formation abzuschließen und eine höhere Formation zu behandeln und auszubeuten, wie oben beschrieben.

Wie bereits oben beschrieben, können durch die Aufbrechfahren nach dem Stand der Technik, angewandt auf derartig dünne, vielschichtige produzierende Zonen 16, nur Bruchstellen 30 mit einer radialen Länge »X« und einer »gestützten« Breite »B« (siehe Fig.4) von 0,25 cm oder weniger, häufig im Bereich von 0,16 cm bei Gebrauch eines »mittleren« Stützmaterials 35 erreicht werden. Bei Einsatz des erfindungsgemäßen Verfahrens kann eine Bruchstelle 50 einer Länge »Κ«(verglichen mit »X«) erhalten werden, wobei eine gestützte Breite »A« (siehe F i g. 3) von angenähert 0,64 cm bei Gebrauch eines »feinen« Stützmaterials 37 erreicht werden kann. Wie oben beschrieben, kann, je länger die lineare Bruchstelle 50 gemacht wird, eine um so größere vertikale Querschnitisfläche der produzierenden Formation 16 zur Bruchstelle 50 freigelegt werden, um derart einen Niederdruck-Kanal zum Gehäuse 12 zu bilden und dadurch die Produktivität der auszubeutenden Zone anzuheben. Wie aus den Fig. 1 und 2 ersichtlich, ist eine bestimmte Querschnittsfläche der Formation 16 zu den Bruchstellen 30 und 50" freigelegt. Die Bruchstelle 50 kann oft mindestens zwei- bis fünfmal so lang wie die Bruchstelle 30 sein, wodurch die gesamte vertikale Querschnittsfläche, die zum Bruch offengelegt ist, vergrößert wird und wodurch der Produktionszuwachs mindestens 200 bis 500% beträgt. Bei einer Testbohrung, bei der 4,536 · 10⁵ kg Stützmittel (feiner Sand) in der Forrnationsbruchstelle nach dem erfindungsgemäßen Verfahren abgesetzt wurden, wiesen Bohrberichte und andere Testdaten darauf hin, daß wahrscheinlich lineare Bruchstellen von über 610 m vollständig innerhalb der gasführenden Formation gebildet worden waren.

Die erfindungsgemäßen Verfahren können mit Hilfe konventioneller Vorrichtungen für die bisher bekannten Verfahren durchgeführt werden. Eine geeignete Vorrichtung ist sowohl in der F i g. 1, dem Stand der Technik, als auch in der F i g. 2, der Erfindung, dargestellt. Die Aufbrechflüssigkeit kann durch die Bohrlochverrohrung, das Gehäuse oder ähnliche vorhandene oder geeignete Röhren oder Führungen injiziert und in eine Abfallgrube oder in den Tank für Aufbrechflüssigkeit zurückgepumpt werden. Die Flüssigkeit kann durch Perforationen im Gehäuse injiziert werden, die sich durch eine Zwiischenmasse direkt in die Formation erstrecken, wobei die Injektion auf eine ausgewählte dünne horizontale Formation mit Hilfe konventioneller Isolationstechniken beschränkt ist. Zusätzlich können konventionelle Einrichtungen zum Mischen von Wasser und Stützmaterial sowie Pumpausrüstungen zur Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens eingesetzt werden.

Die bevorzugt eingesetzte Aufbrechflüssigkeit für das erfindungsgemäße Verfahren ist eine 2- bis 3%ige Kaliumchlorid-Lösung in Wasser, die konventionelle Gelbildner zur Erhöhung der Viskosität enthält, gemischt mit flüssigem Kohlendioxid in vorherbestimmten Verhältnissen, die im Bereich zwischen 10 bis 20 Vol.-% CO2 gewählt werden. CO₂ wird bei — 23,3°C gehalten, bis es mit der wäßrigen KCl-Lösung im Mischer 26 kurz vor dem Einpumpen der Aufbrechflüssigkeit in das Bohrloch 20 zusammengebracht wird. Vor der Injektion bleibt das CO2 flüssig, da es unter Druck steht und erst, nachdem die Temperatur 29,4° C erreicht, wechselt das CO₂ in den gasförmigen Aggregatzustand (bei den Aufbrechdrücken in der Formation) über. Dieser Übergang zum gasförmigen Zustand hat zwei Vorteile. Ein Vorteil besteht in der zusätzlich freigesetzten Energie beim Gasförmigwerden des CO₂, die beim Austragen von Aufbrechwasser aus dem Bohrloch hilft. Ein weiterer Vorteil besteht in der Reduktion »nasser« Flüssigkeit, die in die Formation injiziert wird und anschließend rückgewonnen werden muß.

Da viele der produzierenden Formationen, die in den Bereichen von Westtexas mit vielschichtigen ergiebigen Zonen angetroffen werden, wasserempfindliche Tone einschließen, ist es vorteilhaft, die Menge des in die Formation injizierten Wassers zu reduzieren. Zusätzlich zur Reduktion des Wassergehalts durch die oben beschriebene Addition von Kohlendioxid kann das in der Aufbrechflüssigkeit angewandte Wasser weiterhin durch Zusatz eines geeigneten Alkohols in vorherbestimmten Mengen bis zu 70 VoI.-% der Gesamtaufbrechflüssigkeit herabgesetzt werden. Ein geeigneter Alkohol für die erfindungsgemäßen Zwecke ist jeder Alkohol, der die Oberflächenspannung des restlichen Wassers erhöht, um das Pumpen der Aufbrechflüssigkeit zu verstärken und der, was genau so wichtig ist, mit Wasser mischbar ist Zum Beispiel können 215,701 der bevorzugten Aufbrechflüssigkeit dadurch hergestellt werden, indem 51 7851 Sand, 43 1541 flüssiges CO2,33 615 1 Wasser und 87 2161 Methanol, Isopropanol oder irgend ein anderer geeigneter Alkohol eingesetzt werden. Weiterhin hat die Verwendung von Aufbrechflüssigkeit in Kombination mit Alkohol und CO2 in den oben beschriebenen Verhältnissen zu einer 80 bis 95%igen Wiedergewinnung der injizierten Flüssigkeiten geführt

Die Injektionszeit hängt vom zu injizierenden Volumen der Aufbrechflüssigkeit ab, das durch die Größe des erwünschten Bruches bestimmt wird und vorausberechnet wird, außerdem von der Flußgeschwindigkeit, die von Druck und Fließwiderstand abhängt Weiterhin ist die gesamte Injektionszeit die Summe der Einzelinjektionszeiten für die einzelnen unterschiedlichen Stufen.

Im folgenden wird ein Beispiel einer Versuchs-Behandlung zur Stimulation einer Ölquelle beschrieben, welche nach dem erfindungsgemäßen Verfahren bei einem Westtexas-Gas-Feld angewendet wurde:

Beispiel

Formationsdicke:

Tiefe:

Material:

Stützmaterial:

Gehäuse:	11,43 cm äußerer
Verrohrung:	7,3 cm äußerer Di
Aussparungen:	22
Druck:
Durchschnittsdruck auf Gehäuse:	105,4 kg/cm²
Durchschnittsdruck auf Verrohrung:	386,6 kg/cm²
Eingesetzte hydraulische Leistung	1 508 007 Nm/sec
Durchnittliche Fördergeschwindigkeit:	2 384 l/min
Zahl der Verfahrensschritte:	40
Verwendete Volumina:
Vor PAD	37 854 1
PAD	26 498 1
mit Stützmaterial beladene Flüssigkeit:	249 8381
Verdrängung:	3 7851
Gesamtflüssigkeit:	317 9761

8,53 m

2 159 bis 2 167 m 3%ige wäßrige Kaliumchlorid-Lösung plus Vol.-% C02, einschließlich eines flüssigen Gelbildners mit einer Dichte von 4,793 kg/1 Sand, durchschnittlich 100 Mesh, 221 624 kg und

20/40 Mesh, 23 133 kg

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0-2384,8 2384,8 2384,8 2543,1 1589,9 2543,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2066,8 2066,8 2066,8 2066,8 2066,8-2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2384,8 2225,8 2225,8 2225,8 2066,8 2225,8 2225,8 2225,8 2225,8 2384,8

26 11356

1893 11356

3 11356

1893 11356

1 11356

1893 11

1 11356

1893 11356

1893 11

3 45

0-351	105,4
365,6	105,4
379,6	105,4
358,5	105,4
379,6	105,4
365,6	105,4
365,6	105,4
365,6	105,4
372,6	105,4
365,6	105,4
379,6	105,4
365,6	105,4
365,6	105,4
372,6	105,4
372,6	105,4
386,6	105,4
386,6	105,4
386,6	105,4
449,9	105,4
379,6	105,4
449,9	105,4
449,9	105,4
358,5	105,4
393,7	105,4
379,6	105,4
358,5	105,4
356,6	105,4
379,6	105,4
400,7	105,4
400,7	105,4
449,9	105,4
442£	105,4
428,8	105,4
400,7	105,4
386,6	105,4
386,6	105,4
386,6	105,4
386,6	105,4

Leitungstest
Einpumpen PAD Zugabe von Sand mit 0,48 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 0,72 kg/1 Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 0,96 kg/1 Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 0,96 kg/1 Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/1 Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/I Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/1 Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/1 Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/l Einpumpen Zwischenlage Zugabe von Sand mit 1,2 kg/1 Zwischenlage
20—40 Sand mit 036 kg/l (3 ppg)

Ver	Geschwin	Volumen	Druck in kg/cm²	Beschreibung des Verfahrens
fahrens-	digkeit	(Zuwachs	Verrohrung Gehäuse	und der Materialien
stufe	in l/min	volumen)
		in!

221 775 kg mittleren 100 Mesh Sandes wurden bei einem Verhältnis von 1,198 g Feststoff pro Liter injiziert, während der gröbere 20—40 Mesh Sand in einem Verhältnis von 0,36 kg/1 injiziert wurde.

Bei einer typischen Aufbrechbehandlung ist als am geeignetsten gefunden worden, zumindest im Mittel ein Verhältnis von 0,96 kg Feststoff des »feinen« Stützmaterials (wie oben definiert als 60—140 Mesh) pro Liter der Aufbrechflüssigkeit einzusetzen. Es ist sogar ein Feststoffverhältnis von 1,44 kg pro Liter erreicht worden, mit besseren Mischvorrichtungen sollten Feststoffverhältnisse von 1,8 bis 2,4 kg/1 erreichbar sein. Natürlich kann Stützmaterial jeder beliebigen Größe eingesetzt werden, falls damit die Ziele der Erfindung erreicht werden. Die letzte Anwendung von Stützmaterial wurde mit Sand mittlerer Meshzahl (20—40 Mesh) durchgeführt, es können jedoch auch andere Größen des abschließenden Stützmaterials verwendet werden.

Als bevorzugte Injektionsgeschwindigkeit wird im Bereich 1 589,9 bis 2 385 l/min gearbeitet, nichtsdestoweniger ist auch schon im Bereich von 318—2385 l/min mit zufriedenstellenden Resultaten gearbeitet worden, auch Geschwindigkeiten von 3974,7 l/min oder darunter können zu den gewünschten Resultaten führen, je nach den geologischen Gegebenheiten der produzierenden Zone. Bei Feldversuchen ist die Menge an Stützmaterial, die in die produzierende Formation eingebracht wurde, von 0,907 ■ 10⁵ bis zu 4,54 · 10⁵ kg in einer einzelnen produzierenden Zone variiert worden, wobei Aufbrechflüssigkeitsvolumina von etwa 189 272 bis 757 086 1 eingesetzt wurden, bei einem durchschnittlichen Feststoffverhältnis von 0,84 bis 0,96 kg/1. Bei der erfolgreichen Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens ist gefunden worden, daß ein Verhältnis von mindestens 37,22 kg des Stützmaterials pro Meter der reinen produzierenden Zone wünschenswerterweise eingesetzt wird und erreicht werden kann.

Hierzu 2 Blatt Zeichnungen

Claims

Patentansprüche:

1. Verfahren zur Herstellung vertikaler, linearer Bruchstellen in einer unterirdischen produzierenden Formation, die sich von einem Bohrloch nach außen erstrecken, bei dem eine mit einem Stützmaterial beladene Aufbrechflüssigkeit sowie die Aufbrechflüssigkeit allein alternierend mit einem über dem Brechdruck des Gesteins liegenden Druck eingepreßt werden, dadurch gekennzeichnet, daß ein feinkörniges Stützmaterial mit einem Verhältnis von mindestens 0,96 kg Stützmaterial pro Liter Aufbrechflüssigkeit verwendet wird, daß die Aufbrechflüssigkeit mit einer Injektionsgeschwindigkeit von weniger als 397,4 I/min injiziert wird und daß das Injizieren so lange fortgesetzt wird, bis mindestens 37 220 kg des Stützmaterials

ίο pro Meter produzierender Formation abgelagert worden sind.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als abschließender Schritt die Aufbrechflüssigkeit, die mit einem mittelkörnigen Stützmaterial in einem kleineren Verhältnis, als es das des feinkörnigen Stützmaterials bezüglich der Aufbrechflüssigkeit beträgt, beladen ist, in die Bruchstellen gebracht wird, wobei dieses mittelkörnige Stützmaterial in der Formation benachbart dem Bohrloch abgelagert wird.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß als feinkörniges Stützmaterial Sand von 60 bis 140 Mesh verwendet wird.

4. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß das mittelkörriige Stützmaterial Sand von 20 bis 40 Mesh ist

5. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Aufbrechflüssigkeit eine Kombination von wäßriger Kaliumchlorid-Lösung, Gelbildner und Alkohol ist, wobei der Alkoholgehalt der Aufbrechflüssigkeit, bezogen auf das Gesamtvolumen, das sich aus dem Alkoholvolumen und dem Volumen der wäßrigen Kaliumchlorid-Lösung berechnet, im Bereich von 25 bis 70 Vol.-°/o gewählt wird.

6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß die Aufbrechflüssigkeit eine Kombination von wäßriger Kaliumchlorid-Lösung, Gelbildner, Alkohol und flüssigem CO2 ist

7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß der Alkoholgehalt der Aufbrechflüssigkeit, bezogen auf das Gesamtvolumen, das sich aus dem Alkoholvolumen und dem Volumen der wäßrigen Kaliumchlorid-Lösung berechnet, im Bereich von 25 bis 70 Vol.-% gewählt wird, und daß der Volumengehalt an verflüssigtem CO₂ im Bereich von 10 bis 20% des Gesamtvolumens, das sich aus dem CO₂-Volumen und dem Volumen der wäßrigen Kaliumchlorid-Lösung berechnet, gewählt wird.

8. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Injektionsgeschwindigkeit beim Trägermaterial-Verfahrensschritt im Bereich von zwischen 318 bis 3180 l/min gewählt wird.

9. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß das feinkörnige Stützmaterial in einem Verhältnis von Stützmaterial zu Flüssigkeit im Bereich von 0,96 bis 2,4 kg des Stützmaterials pro Liter Aufbrechflüssigkeit gewählt wird.