DE69112044T2 - Verfahren zur reduzierung des permeabilitätsunterschieds zwischen zwei geologischen formationen und seine anwendung zur kohlenwasserstoffgewinnung. - Google Patents

Description

• Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Vermindern von Permeabilitätsgefällen einer heterogenen oder teilweise mit Spalten durchsetzten geologischen Formation.
• Diese Erfindung betrifft ebenfalls seine Anwendung zur Verbesserung der Kohlenwasserstoffgewinnung, entweder indem die Wassereinbrüche in den Förderbohrungen verhindert oder behandelt werden, oder indem das Profil der Permeabilitäten der Formation modifiziert wird, um das Einspritzen bzw. Injizieren einer Spülflüssigkeit sehr viel wirksamer zu machen.
• Die primäre Gewinnung durch natürliche Entwässerung von flüssigen Kohlenwasserstoffvorkommen kann ziemlich leicht sein, sogar in Gegenwart einer aktiven wasserführenden Schicht oder einer Kappe von freiem Gas, auch ist es häufig notwendig, ein unterstützes Gewinnungsverfahren zu verwenden, beispielsweise indem man in die Formation ein Treibmittel einspritzt.
• Man kann Wasserdampf, um mit dem Erdölspeichergestein kompatibel zu sein, behandeltes Wasser, nicht mit den Kohlenwasserstoffen mischbare Gase, Dampf, mit den Kohlenwasserstoffen mischbare Gase, Mikroemulsionen oder Flüssigkeiten auf Basis von Polymeren mit einer starken insitu-Viskosität einspritzen.
• Alle diese im Stand der Technik wohlbekannten Verfahren haben eine so wirksam wie mögliche Spülung des Erdölspeichergesteines, das den Kohlenwasserstoff enthält, zum Ziel. Diese Spülung besteht darin, den Kohlenwasserstoff gegen die Förderbohrung zurückzutreiben. Aber diese Verfahren stoßen sich alle an verschiedenen Graden, infolge ihrer Verfälschung, an Wirksamkeitsproblemen des Prozesses, wenn die Schicht bzw. das Lager starke Permeabilitätsheterogenitäten zeigt, insbesondere wenn sie von der Schichtung ölführender Schichten abstammen.
• Tatsächlich wird das Vorrücken der Flutfront in den permeableren Schichten und den Spalten schneller sein, wie in den anderen Schichten. Deswegen nehmen die Ungleichgewichte zwischen den verschiedenen Schichten im Verlauf der Zeit zu.
• Daraus ergibt sich, wenn die Permeabilitätsunterschiede groß sind, daß die Flutfront schnell in den Förderbohrungen durch diese bevorzugten kaminartigen Wege hervorbricht, welche die am meisten durchlässigen Schichten sind, während ein großer Teil des Gesenköles in den weniger durchlässigen Schichten gefangen bleibt.
• So ist eine Heterogenität der Permeabilitäten immer ein ungünstiges Element für die Gewinnung von Kohlenwasserstoffen, die in einer geologischen Formation vorliegen.
• In der US-A-3956145 schlägt man vor, eine komplexe Flüssigkeit zu verwenden, die es erlaubt, die Beweglichkeit von Wasser in der erdölführenden Schicht zu vermindern und so die Verdrängung bzw. die Verschiebung von Öl bezüglich von Wasser zu erhöhen. Dieses Dokument betrifft jedoch insbesondere Lager, welche große Mengen Wasser produzieren.
• Tatsächlich wird in Lagerstätten dieser Kategorie die Mobilität der wäßrigen Flüssigkeit wirksam in den Zonen starker Durchlässigkeit vermindert werden, aber diese Zonen werden immer die bevorzugten Fließbewegungen der Spülflüssigkeit sein, da die erdölführende Schicht nicht selektiv behandelt ist.
• Das Dokument US-A-3323589 beschreibt ein Verfahren, worin man Feststoffteilchen in den Poren einer geologischen Formation ausfällt.
• Das Dokument EP-A-0116775 beschreibt eine Suspension kleiner Kugeln, die dazu bestimmt sind, in einem verkitteten Futterrohr bewirkte Perforationen abzudichten.
• Das Dokument EP-A-01557957 beschreibt die Verwendung von Phthalimidteilchen, um zerklüftete Zonen abzudichten. Sie spielen die Rolle des Filtratverminderers. Diese Teilchen adsorbieren nicht auf dem Gestein.
• Das Dokument US-A-4261421 beschreibt ein Verfahren, dessen Gegenstand sehr nahe demjenigen des Dokumentes EP-A-0157957 ist, mit der Besonderheit, daß das Dichtungsprodukt in Säure löslich ist.
• Im Gegensatz dazu erlaubt die vorliegende Erfindung die selektive Behandlung von Zonen starker Permeabilität, ohne die Zonen schwacher Permeabilität abzubauen. Man kann so in dieser gleichen Schicht mit einer Injektion einer Spülflüssigkeit mit einer besseren Wirksamkeit in der Senkrechten wie in der Waagrechten verfahren. Die vorliegende Erfindung kann ebenso bei der Verhinderung oder Behandlung von Wassereinbrüchen in Förderbohrungen angewendet werden.
• Man kennt gemäß dem Stand der Technik Mittel zum Abdichten von Wassereinbruchszonen. Es handelt sich dabei im allgemeinen um das Einspritzen unter Druck eines Gemisches, insbesondere auf Basis von Zement oder wärmeaushärtendem Harz, die diese Zonen irreversibel abdichten sollen. Dies erfordert selektive Verrohrungen der Bohrung, welche ziemlich kostspielig sind. Man kann, wie im Dokument US-A- 3952806 in situ ein Gel herstellen, um die Permeabilität der Zone zu ändern. Aber das Gel ist praktisch irreversibel und vermindert die Produktivitätszahl der erdölführenden Schicht, da sich das Gel ebenfalls in den Zonen viel schwächerer Permeabilität bilden und fortsetzen kann.
• Im Gegensatz dazu, ist das Fluid der vorliegenden Erfindung natürlicherweise selektiv, einstellbar auf die Permeabilität der zu behandelnde Zonen und führt kein Abdichten der geringer permeablen Zonen herbei.
• Die vorliegende Erfindung betrifft ebenfalls die Ausbeutung geothermischer Resourcen, wo es wichtig ist, die Gesamtheit der Lagerstättenschichten zu fördern, obwohl diese Heterogenitäten in der Permeabilität zeigen.
• So betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zum Vermindern von Permeabilitäsgefällen bzw. -unterschieden zwischen wenigstens zwei Zonen einer heterogenen, von einer Bohrung durchdrungenen, in Verbindung mit der Oberfläche stehenden geologischen Formation, ohne die eine der Zonen zu verschließen bzw. abzudichten, wobei die Zonen eine Zone von größerer Permeabilität in bezug auf eine Zone von geringerer Permeabilität umfassen, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfaßt:
• - man wählt Feststoffteilchen aus, deren Durchmesser kleiner als die Größe der Poren der Zone von größerer Permeabilität oder wenigstens gleich der Größe der Poren der Zone von geringerer Permeabilität ist, wobei die Teilchen eine Größe einschließlich zwischen 0,01 und 100 µm aufweisen,
• - man stabilisiert die Feststoffteilchen in einem dispergierten Zustand in einem Fluid,
• - man injiziert das Fluid, welches die Feststoffteilchen umfaßt, in Suspension in die Zone von größerer Permeabilität, wobei das Fluid unter den Bohrlochbedingungen stabil bleibt,
• - man adsorbiert die Teilchen an einer Gesteinsmatrix der Zone von größerer Permeabilität.
• Bei dem Verfahren kann man die Feststoffteilchen stabilisieren, indem man sie in einem Fluid aufschlämmt, das Dispergiermittelprodukte, wie wasserlösliche Polymere oder Copolymere, umfaßt und dadurch, daß die Dispergiermittelprodukte geeignet sind, sich an den Feststoffteilchen anzulagern.
• Die Dispergiermittelprodukte können neutrale, anionische oder kationische wasserlösliche Polymere sein, bevorzugt von hoher Molekularmasse, wie die neutralen oder geladenen Polyacrylamide oder Acrylamidcopolymere, Polyoxyethylen, Polyvinylalkohol, Polystyrolsulfonate, sowie statistische, sequenzierte oder Zweiblock-Copolymere, wovon sich nur einer der Blöcke anlagern bzw. adsorbieren kann, Polysaccharide, wie Xanthangummi, Skleroglukan, Galactomannane, Pullulane, Alginate, Amidone, Pektine, Dextrane, Cellulosederivate, wie die Carboxymethylcellulose (CMC) oder die Hydroxyethylcellulose (HEC) sein.
• Die Feststoffteilchen können Teilchen aus Siliciumdioxid bzw. Kieselerde, Siliciumcarbid, Aluminiumoxid, Zirkonoxid, Titanoxid oder jedem Mineraloxid, Carbonate, Tonerden oder allen anderen Feststoffteilchen sein, die ein Dispergiermittelprodukt adsorbieren können.
• Die Teilchen können aus Polystyrollatex bestehen, der positiv geladene Amidingruppen unfaßt, und die Latexteilchen können in einem Fluid stabilisiert sein, das kein Dispergiermittelprodukt umfaßt und eine mittlere Größe von 0,5 µm haben.
• Das Fluid, welches die Teilchen in Suspension umfaßt, kann eine Viskosität nahe derjenigen von Wasser aufweisen.
• Vor dem Injizieren des Fluids, welches die Feststoffteilchen in Suspension umfaßt, kann man ein Fluid, welches adsorbierbare Polymere umfaßt, in die Zone von größerer Permeabilität einspritzen, um ein bestimmtes Volumen der Gesteinsmatrix mit Polymer zu sättigen.
• Die Erfindung betrifft auch eine Anwendung des Verfahrens der durch Einspritzen eines Verdrängungsfluides unterstützten Gewinnung von Kohlenwasserstoffen, die in der geologischen Formation enthalten sind, wobei das Verdrängungsfluid in die Formation durch die Einrichtung der Bohrung eingespritzt wird.
• Man verläßt den Umfang dieser Erfindung nicht, wenn sich die vorhergehenden Verwendungen quer zu selektiven Verrohrungen durchführen, d.h. Einrichtungen der Trennung der Zonen von verschiedenen Permeabilitäten, wobei die Erfindung ihre anderen Vorteile beibehält.
• Die Hauptidee der Erfindung ist die Gestaltung einer Suspension, welche stabilisierte Feststoffteilchen umfaßt. Der stabilisierte Zustand kann durch spezifische Produkte erhalten werden, die auf jedem Teilchen adsorbieren bzw. sich ablagern. Die Suspension ist demnach stabil, da sich dank der spezifischen Rolle der stabilisierenden Produkte die Teilchen nicht untereinander aggregieren können, um eine Ansammlung bzw. Ballung zu bilden.
• Aber die Feststoffteilchen können auch in sich selbst in der wäßrigen Lösung stabil sein, ohne notwendigerweise Zusatzprodukte für die Lösung zu erfordern. Tatsächlich können die Feststoffteilchen entweder eine Ionisierung der Oberfläche, das ist beispielsweise der Fall von natürlichen Oxiden, oder geladene und auf der Oberfläche von Teilchen während ihrer Synthese lokalisierte Arten, umfassen, das ist beispielsweise der Fall von Latices gemäß der Erfindung. Es sind demnach die Ladungen oder Arten, welche die Teilchen in der Lösung stabilisieren.
• Diese Suspension bleibt unter den Bohrlochsohlebedingungen, die auf dem Niveau der geologischen Formation herrschen, stabil. Die Stabilität wird nicht von den höchsten Temperaturen, denen man in unterirdischen geologischen Formationen begegnen kann, beeinflußt. Die Salzhaltigkeiten, sogar bis zur Sättigung, sowie die pH-Werte, denen man in unterirdischen Formationen begegnet, stellen kein unkontrollierbares Hindernis gegenüber der Stabilität des Fluids gemäß der Erfindung dar.
• Die Wahl der Größe der Feststoffteilchen wird in bezug auf die Größenspanne der Poren der heterogenen Formation getroffen. In der Tat wird ein ausreichend dickes Teilchen nicht in die Zonen schwacher Permeabilität eindringen, obwohl es in die Zonen starker Permeabilität eindringen kann. Die Teilchengröße kann geringer als die mittlere Größe der Poren der Zonen schwacher Permeabilität sein, ohne daß die diese Teilchen umfassende Lösung tief in diese Zone eindringt.
• Selbstverständlich kann das Feststoffteilchen ein wenig in die Formation schwacher Permeabilität eindringen, aber dieses Eindringen bleibt immer schwach aufgrund des Stapelphänomens, das man durch die Auswahl der Größe der Teilchen reguliert. Dieses schwache Eindringen kann durch Behandlungen der Formation beseitigt werden, die auf dem Fachgebiet bekannt sind, wie das Andern der Umlaufrichtung, die Acidifizierung, das Fraktorisieren oder das Beschallen.
• Die Auswahl der Teilchengröße bringt das Fluid dazu, eine selektive Einspritzkapazität in die Zonen von Vorzugsfließbewegung aufzuweisen.
• Die auf den Feststoffteilchen adsorbierten Stabilisierungsprodukte sind auch dazu angepaßt, sich auf der Matrix des Erdölspeichergesteines zu adsorbieren.
• Dieser Adsorptionsprozeß einer Lösung, insbesondere auf Basis von Polymeren, ist im Stand der Technik wohlbekannt, aber die Fähigkeit der Verminderung des Durchmessers der Teilchen ist gering, da sie durch die Dicke der Schicht von auf der Matrix adsorbierten Produkten begrenzt ist.
• Im Gegensatz dazu haftet sich das Feststoffteilchen in dieser Erfindung auf der Matrix dank zunächst dem Adsorptionsphänomen des Stabilisierungsproduktes, dann zu einem zweiten mal ebenso mittels Van-der-Waals-Kräften zwischen den Teilchen und dem Erdölspeichergestein, an. Der Durchmesser der Poren wird so durch die Gegenwart der Teilchen vermindert, was die Permeabilität der Zone, in welche die Suspension eindringen konnte, vermindert.
• Im Umfang dieser Erfindung ist es möglich, mehrere Fluide zu verwenden, welche Feststoffteilchen umfassen, um mehrere Schichten von Feststoffteilchen zu überlagern, die einen über den anderen, indem so die Permeabilität der Formation in aufeinander folgenden Schritten vermindert wird. Die verschiedenen Fluide müssen so angepaßt sein, daß die Teilchen des ersten sich auf der Matrix ablagern, dann diejenigen des zweiten sich auf den vorhergehenden ablagern und so fort, falls dies notwendig ist. Die sukzessiven Adsorptionen werden durch die Natur der Teilchenchargen oder der auf den Teilchen adsorbierten Produkte geregelt. Die Fluide können stabilisierende Zusatzprodukte umfassen oder nicht umfassen.
• Es besteht nicht das Risiko des Verschließens der Förderformation, da die Feststoffteilchen in einem stabilen Zustand verbleiben, selbst während sie auf der Gesteinsmatrix oder der vorhergehenden Schicht adsorbiert sind. Dies garantiert die Abwesenheit der Bildung von Teilchenaggregaten, welche die Poren verstopfen könnten.
• Zur Veranschaulichung der Erfindung und in nicht beschränkender Weise umfaßt die Suspension 1 bis 2 % Feststoffteilchen, insbesondere Aluminiumoxid von einer mittleren Größe von 0,8 µm, das durch teilweise hydrolysiertes Polyacrylamid einer mittleren Molekularmasse von 7 10&sup6; stabilisiert ist. Das Trägerfluid ist Wasser der Lagerstätte mit gegebenenfalls zugesetztem Salz, um eine ausreichende Adsorption auf dem Feststoffteilchen sicherzustellen. Man kann als Beispiel auch ein Fluid angeben, das eine "autostabilisierte" Lösung von Polystyrollatexteilchen umfaßt, welche positiv geladene Amidingruppierungen umfassen und eine Teilchengröße von 0,5 µm aufweisen.
• Diese letztere im Laboratorium getestete Lösung hat eine gute Eigenstabilität gezeigt und eine Fähigkeit in bemerkenswerter Weise die Permeabilität eines Gesteinmassives nach der Injektion zu vermindern, ohne daß eine geringste Abdichtung bzw. Verschließung aufgetreten wäre.
• Die vorliegende Erfindung hat den Vorteil, praktisch seine gesamte Wirksamkeit beizubehalten, selbst wenn sich mit der Zeit das Stabilisierungsmittel im wesentlichen abbaut. Tatsächlich bleiben die Feststoffteilchen auf der Gesteinsmatrix dank den Van-der-Waals-Kräften befestigt und spielen ihre Rolle, die Permeabilität der Zone, in welche die Suspension eingedrungen ist, zu vermindern, fort.
• Die vorliegende Erfindung wird besser verstanden werden und ihre Vorteile werden deutlicher durch die Beschreibung erscheinen, welche in beispielhafter und nicht begrenzender Weise durch die nachfolgenden Figuren veranschaulicht ist, worin:
• - Fig. 1 einen schematischen Schnitt einer Lagerstätte unter durch Injektion eines Verdrängungsfluides unterstützter Förderung zeigt,
• - Fig. 2 die gleiche Lagerstätte unter durch Injektion eines Verdrängungsfluides unterstützter Förderung nach Behandlung der Formation mit dem Fluid der Erfindung zeigt,
• - Fig. 3 eine verbesserte Behandlung der Formation durch vorherige Injektion eines Adsorbtionsmittels vor derjenigen der stabilen Suspension zeigt,
• - Fig. 4 die Gesteinsmatrix der Zone starker Permeabilität der Formation zeigt,
• - Fig. 4A die gleiche Matrix nach Behandlung durch ein Fluid, das Adsorptionsprodukte umfaßt, zeigt,
• - Fig. 4B die gleiche durch die Suspension der Erfindung behandelte Matrix zeigt, wobei die Fig. 5 und 6 die Verwendung der Erfindung zum Verhindern oder Behandeln von Wassereinbrüchen darstellen.
• Die Fig. 1 zeigt im Schnitt eine geologische Formation, die eine Falle von flüssigen Kohlenwasserstoffen bzw. Erdöl bildet. Die Gesteinsabdeckung 5 überdeckt das Erdölspeichergestein, das eine Zone 3 schwacher Permeabilität und eine Zone 4 starker Permeabilität umfaßt.
• Zwei Bohrungen 1 und 2 verbinden die Förderformation bzw. den Förderhorizont mit der Oberfläche. Die Leitungen 7 und 8 verrohren die Bohrungen und können umfänglich Dichtungsmittel 9 und 10 vom Packer-Typ umfassen. Die Leitungen 7 und 8 werden verwendet, um jeweils in die Formation zu injizieren und den in der Formation enthaltenen Abfluß bis an die Oberfläche zu produzieren.
• Seitlich der Formation 11 sind die beiden Bohrungen 1 und 2 im allgemeinen mit Stahlrohren ausgebaut, die demgemäß perforiert sind, um die Schicht-Bohrloch-Verbindung wieder herzustellen.
• Im Fall einer durch Injektion unterstützten Förderung bzw. Gewinnung fördert man durch Pumpen das Verdrängungsfluid durch die Leitung 7. Dieses Fluid durchdringt die Formation, indem sie vor sich den Kohlenwasserstoff gegen das Bohrloch 2 drückt, das ein Förderbohrloch ist.
• Wenn die Kohlenwasserstoff- bzw. Erdöllagerstätte Zonen sehr unterschiedlicher Permeabilität umfaßt, ist der Vorschub der Front 12 in der Zone 4 viel schneller als der Vorschub der Front 13 in der Zone 3. Das Spülfluid wird einen sehr raschen Auswurf in das Förderbohrloch 2 machen und der produzierte Abfluß wird einen geringen Kohlenwasserstoffanteil haben. Demzufolge ist die Zone 3 schlecht oder sogar überhaupt nicht durch das Injektionsfluid gespült und die Fördermenge wird in großem Umfang verringert sein.
• Die Fig. 2 zeigt die gleiche geologische Formation 6, wo eine Injektion der erfindungsgemäßen Suspension durch den Kanal 7 durchgeführt worden ist. Das Volumen der Suspension hat bei 14 die Zone großer Permeabilität durchdrungen, dank der Größe der dispergierten Teilchen, die mit Hilfe der Größe der Poren der Zone 4 und der Größe der Poren der Zone 3 ausgewählt worden ist. Die durch die Suspension durchsetzte Zone besitzt so ihre verminderte Permeabilität.
• Während der Injektion der Suspension konnte sich eine Ablagerung oder ein Kuchen auf der Seite 18 der Zone 3 schwacher Permeabilität bilden. Aber diese Ablagerung ist gering, dank der Natur der Suspension der Erfindung, die praktisch nicht in die Zone 3 eindringen kann. Wenn dieser Kuchen ein Hindernis für die Injektion der Spüllösung darstellt, wird er bevorzugt zerstört, insbesondere indem die Fließrichtung in der Zone 3 umgekehrt wird, indem ein Pumpen durch die Rohrleitung 7 durchgeführt wird, durch Ultraschall oder durch andere auf dem Fachgebiet bekannte Mittel, um einen abgelagerten Kuchen auf dem Mantel einer Bohrung zu zerstören.
• Wenn man dann die Injektion des Verdrängungsfluides ausgehend von 7 wieder aufbaut, besitzen die Spülfronten 17 bzw. 16 in den Zonen 3 und 4 im wesentlichen vergleichbare Vorschübe, dank einer Steigerung des Beschickungsverlustes in dem Abschnitt 14 der Zone 4.
• Das Permeabilitätsprofil kann praktisch ausgeglichen werden, was eine zweite oder sogar dritte Förderung folgend der Natur des injizierten Verdrängungsfluides ermöglicht.
• Das Einbringen des Suspensionsvolumens 14 ist durch die Tatsache stark erleichtert, daß die Suspension eine schwache Viskosität, am nächsten zu derjenigen von Wasser, aufweist. Dieses erleichtert und verringert die Arbeitszeiten der Injektion.
• Die Fig. 3 zeigt eine Verbesserung der vorherigen Anwendung. Tatsächlich behandelt man vor dem Injizieren der erfindungsgemäßen Suspension das Gesteinsvolumen 19 in Nachbarschaft der Bohrung 1 durch Injizieren eines Adsorptionsmittels, das insbesondere vergleichbar mit jenem ist, das zur Stabilisierung der Feststoffteilchen der Suspension verwendet wird. Die Fronten 20 und 21 zeigen die unterschiedlichen Vorschübe des Mittels jeweils in den Zonen 4 und 3 unterschiedlicher Permeabilitäten.
• Nach diesem ersten Schritt injiziert man die erfindungsgemäße stabile Suspension. Diese dringt durch ihre Selektivität nicht wie vorher in die Zone 3 ein. Sie injiziert sich in die Zone 4 starker Permeabilität, ohne sich im Abschnitt 19 anzulagern bzw. zu adsorbieren, da die Matrix im Verlauf des ersten Schrittes bereits mit Adsorptionsmittel gesättigt worden ist. Die Suspension durchquert diesen Abschnitt, um sich an der von der Behandlung unberührten Gesteinsmatrix des Abschnittes 22 anzulagern.
• Die in Fig. 3 gezeigte Verbesserung besteht in der Aufrechterhaltung einer guten Injektionseigenschaft in die Zone 4 in der Nachbarschaft der Injektionsbohrung 1, trotz der aus der Injektion der stabilen Suspension folgenden Permeabilitätsverminderung.
• Tatsächlich ist es bekannt, daß durch radialsymmetrischen Fluß die Druckabfälle in der Nachbarschaft der Bohrung, wo die Ausflußraten stark sind, stark konzentriert werden. Auch ist es von Interesse, die Permeabilität dieser Zone nicht zu verringern und die Permeabilität der Formation nur in einem größeren Abstand der Bohrung zu behandeln.
• Die Fig. 4, 4A und 48 veranschaulichen durch Darstellung von Gesteinskörnern 23 und Poren 24 den Mechanismus der Permeabilitätsverminderung. Die Pfeile stellen die Zirkulation eines Fluids dar. In der Fig. 4 ist die Matrix unberührt bzw. unbehandelt.
• Die Fig. 4A stellt diese selbe Matrix dar, auf welcher ein Mittel adsorbiert worden ist, insbesondere Polymere oder Copolymere von bevorzugt großer Molekularmasse. Dieses Mittel errichtet eine regelmäßige Schicht 25 auf der gesamten Gesteinsoberfläche der Matrix, welche so die Abmessungen der Poren reduzieren. Die Dicke der Schicht 25 ist durch die molekulare Struktur des Adsorptionsmittels begrenzt.
• Die Adsorption eines Produktes zeichnet sich durch seine bevorzugte Anwesenheit aus, d.h. eine stärkere Konzentration in unmittelbarer Nachbarschaft der festen Oberfläche. Das Produkt kann direkt in Kontakt mit der Oberfläche stehen oder durch Vermittlung eines Wassermoleküls oder eines Ions. Diese Adsorption kann im Fall der physikalischen Adsorption kleiner Moleküle reversibel sein oder quasi-irreversibel während langen Zeitabschnitten, die von einigen Tagen bis zu einigen Jahren gehen, im Fall einer physikalischen Adsorption großer Moleküle, wie den Polymeren. Man kann in Betracht ziehen, daß die Adsorption im Fall, in dem eine starke chemische Bindung mit dem Feststoff besteht, irreversibel ist.
• Die Dicke der Schicht kann nicht nach Belieben erhöht werden und diese Technik erlaubt es nicht in den Fällen starker Permeabilität wirkungsvoll zu handeln.
• Die Fig. 4B veranschaulicht die Wirkung der erfindungsgemäßen stabilen Suspension, wo Stabilisierungsprodukte aus den Feststoffteilchen adsorbiert sind. Die Körner 26 sind unter einer Schicht 27 des Stabilisierungsmittels eingekapselt. Diese Teilchen werden auf der Matrix adsorbieren, auf welcher nicht schon ein Dispergierungsmittel adsorbiert ist, was Tenside, Polymere oder Copolymere oder eine Mischung dieser Produkte sein werden.
• Die Anwesenheit der Feststoffteilchen erlaubt es durch die Wahl ihrer Größe, die Verminderung der Permeabilität der am meisten permeablen Zone zu regulieren und das Eindringen dieser Teilchen in die Zonen schwacher Permeabilität zu hemmen.
• Die vereinfachte Darstellung der Fig. 4B ist für die Größe der Teilchen bezüglich der Größe der Poren 24 nicht limitierend.
• Die Fig. 5 stellt eine Förderbohrung 32 durch den Kanal einer Rohrleitung 33 dar. Die Förderformation 28 ist von einem Abdeckgestein 29 überlagert. Diese Förderformation 28 zeigt Permeabilitätsheterogenitäten. Die Schicht 30 ist eine Förderzone schwacher Permeabilität, die Schicht 31 eine Zone starker Permeabilität, wo Wassereinbrüche aufgetaucht sind, die in die Bohrung durch die Perforationen 35 eindringen.
• Die Fig. 6 veranschaulicht die Anwendung der Erfindung auf Behandlungen von Wassereinbrüchen, wie sie in Fig. 5 dargestellt sind. Die Förderung bzw. Produktion wird angehalten, dann injiziert man ein Volumen der erfindungsgemäßen stabilen Suspension, um die Permeabilität der Formation 34, in die Wasser eingedrungen ist, zu behandeln. Diese Injektion wird durch die auf dem Fachgebiet verwendeten Regeln der Technik durchgeführt, entweder durch die Förderrohrleitung 33 oder durch ein zu dieser Rohrleitung konzentrisches Steigrohr.
• Die Suspension dringt in die Zone 34 ein und vermindert ihre Permeabilität für Wasser, ohne die Zone 30 zu beeinflussen. Ein Kuchen 36 von Feststoffteilchen kann sich an der Seite dieser weniger permeablen Formation 30 niederlegen.
• Bei der Wiederaufnahme der Förderung sind die Wassereinbrüche durch die Permeabilitäsverminderung der betroffenen Zone beschränkt und gleichzeitig zerstört der radialsymmetrische Fluß gegen die Bohrung den Kuchen 36, der sich gebildet haben kann. Falls dies erforderlich ist, kann man die Ultraschalltechnik verwenden.
• Man verläßt nicht den Umfang dieser Erfindung, wenn die Injektions- oder Produktionsbohrungen in bezug auf die Senkrechte geneigt sind, gleichfalls nicht, wenn sie subhorizontal sind.

Claims (8)

1) Verfahren zum Vermindern von Permeabilitätsgefällen zwischen wenigstens zwei Zonen einer heterogenen, von einer Bohrung (1, 2, 32) durchdrungenen, in Verbindung mit der Oberfläche stehenden geologischen Formation (11), ohne die eine der Zonen zu verschließen, wobei die Zonen eine Zone (4) von größerer Permeabilität in bezug auf eine Zone (3) von geringerer Permeabilität umfassen, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfaßt:

- man wählt Feststoffteilchen aus, deren Durchmesser kleiner als die Größe der Poren der Zone von größerer Permeabilität oder wenigstens gleich der Größe der Poren der Zone von geringerer Permeabilität ist, wobei die Teilchen eine Größe einschließlich zwischen 0,01 und 100 Mikrometern aufweisen,

- man stabilisiert die Feststoffteilchen in einem dispergierten Zustand in einem Fluid,

- man injiziert das Fluid, welches die Feststoffteilchen umfaßt, in Suspension in die Zone von größerer Permeabilität, wobei das Fluid unter den Bohrlochbedingungen stabil bleibt,

- man adsorbiert die Teilchen an einer Gesteinsmatrix der Zone von größerer Permeabilität.

2) Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man die Feststoffteilchen durch Aufschlämmen in einem Fluid, das Dispergiermittelprodukte, wie wasserlösliche Polymere oder Copolymere, umfaßt, stabilisiert und daß die Dispergiermittelprodukte geeignet sind, sich an den Feststoffteilchen anzulagern.

3) Verfahren nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß die Dispergiermittelprodukte neutrale, anionische oder kationische wasserlösliche Polymere, vorzugsweise von großer Molmasse, wie die neutralen oder beladenen Polyacrylamide oder Copolymere aus Acrylamid, Polyoxyethylen, Polyvinylalkohol, Polystyrolsulfonate, sowie statistische, sequenzierte oder zweiblockige Copolymere, von denen einer der Blöcke sich nur anlagern- kann, Polysaccharide, wie Xanthanguumi, skleroglucan, Galactomanane, Pullulane, Alginate, Amidone, Pectine, Dextrane, Cellulosederivate, wie die Carboxymethylcellulose (CMC) oder die Hydroxyethylcellulose (HEC), sind.

4) Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Feststoffteilchen Teilchen aus Kieselerde, Siliciumcarbid, Aluminiumoxid, Zirkonoxid, Titanoxid, oder jedem Mineraloxid, Carbonaten, Tonen, oder sämtlichen anderen Feststoffteilchen, die ein Dispergiermittelprodukt adsorbieren können, sind.

5) Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Teilchen aus Polystyrollatex bestehen, der positiv geladene Amidingruppen umfaßt, daß die Teilchen eine mittlere Größe von 0,5 Mikrometer aufweisen und daß die Teilchen aus Latex in einem Fluid stabilisiert sind, welches kein Dispergiermittelprodukt umfaßt.

6) Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß das Fluid, welches die Teilchen in Suspension umfaßt, eine Viskosität nahe derjenigen von Wasser aufweist.

7) Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß man vor der Injektion des Fluids, welches die Feststoffteilchen in Suspension umfaßt, ein Fluid, welches adsorbierbare Polymere umfaßt, in die Zone von größerer Permeabilität injiziert, um ein bestimmtes Volumen der Gesteinsmatrix mit Polymer zu sättigen.

8) Anwendung des Verfahrens gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche auf die durch Injektion eines Verdrängungsfluids gestützten Wiedergewinnung von Kohlenwasserstoffen, die in der geologischen Formation enthalten sind, wobei das Verdrängungsfluid in die Formation durch die Einrichtung der Bohrung injiziert wird.