DE69504314T2

DE69504314T2 - Verfahren zur gewinnung eines fluids aus einer lagerstätte

Info

Publication number: DE69504314T2
Application number: DE69504314T
Authority: DE
Inventors: Robert Henk Jan Nl-2288 Gd Rijswijk Gmelig Meyling; Robert Bruce Nl-2288 Gd Rijswijk Stewart; Ivo Petrus Jozef Maria Nl-2288 Gd Rijswijk Stulemeijer
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 1994-03-10
Filing date: 1995-03-08
Publication date: 1999-02-11
Anticipated expiration: 2015-03-09
Also published as: NZ282411A; BR9507015A; EG20565A; CO4440464A1; CN1143992A; NO963734D0; WO1995024543A1; CA2185020C; EP0749517B1; DE69504314D1; NO963734L; AU688877B2; CN1056211C; US5520247A; AU1950295A; NO309876B1; RU2136852C1; MY114261A; CA2185020A1; MX9603924A

Description

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Fördern eines Fluides aus einer Erdformation, die gesonderte Fluidzonen enthält, welche in einem Abstand voneinander liegen. Eine wirtschaftliche Ausbeutung von Fluiden, beispielsweise Öl oder Gas, aus bestimmten unterirdischen Fluidzonen kann sich unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten auf Grund der unakzeptabel hohen Entwicklungskosten verbieten, wenn herkömmliche Ausbeutungsmethoden angewendet werden. Eine solche Situation liegt beispielsweise im Falle eines verhältnismäßig kleinen Offshore- Kohlenwasserstoffvorrates vor, dessen Erschließung Einrichtungen wie Unterwasseranlagen, eine Offshore-Plattform, Speiseleitungen und Pipelines erfordern würde, wenn herkömmliche Ausbeutungsverfahren angewendet werden. Es ist daher wünschenswert, ein Verfahren zu schaffen, um derartige Fluidzonen in wirtschaftlich attraktiver Weise ausbeuten zu können.
Das US-Patent Nr. 2 736 381 offenbart ein Verfahren zum Fördern eines Fluides über eine Förderbohrung, die in einer Erdformation ausgebildet ist, wobei die Erdformation eine erste Fluidzone und eine zweite, in einem Abstand von der ersten Fluidzone verlaufende Fluidzone aufweist, wobei eine Barrierenzone die beiden Fluidzonen voneinander trennt. Eine Hilfsbohrung durchsetzt die Barrierenzone und erstreckt sich in die beiden Fluidzonen, um eine Fluidverbindung zwischen den beiden Fluidzonen zu errichten. Die Hilfsbohrung ist an ihrem oberen Ende geschlossen, und Fluid wird gefördert, das aus der zweiten Fluidzone über die Hilfsbohrung in die erste Fluidzone und durch die Förderbohrung fließt. Die zweite Fluidzone liegt unterhalb der ersten Fluidzone, und die Hilfsbohrung verläuft vertikal durch beide Fluidzonen, so daß das bekannte Verfahren nicht geeignet ist, getrennte Fluidzonen auszubeuten, die in einem Horizontalabstand voneinander liegen.
Es ist ein Ziel der Erfindung, ein Verfahren zum wirtschaftlichen Fördern eines Fluides aus verschiedenen Fluidzonen zu schaffen, die in einem Horizontalabstand voneinander liegen.
Gemäß der Erfindung wird ein Verfahren zum Fördern eines Fluides aus einer Erdformation geschaffen, die eine erste Fluid zone, eine in einem Horizontalabstand von der ersten Fluidzone liegende zweite Fluidzone und eine zwischen den Fluidzonen liegende Barrierenzone aufweist, wobei das Fluid durch eine Förderbohrung mit einem in der ersten Fluidzone liegenden Fluideinlaß gefördert wird, wobei das Verfahren das Erzeugen eines geneigten Bohrungsabschnittes, welcher Teil einer in der Erdformation ausgebildeten Hilfsbohrung ist und welcher geneigte Bohrungsabschnitt durch die erste Fluidzone, die Barrierenzone und die zweite Fluidzone verläuft, um eine Fluidverbindung zwischen den Fluidzonen herzustellen, das Verschließen der Hilfsbohrung an einem ausgewählten Ort, um den Austritt von Fluid aus den Fluidzonen durch die Hilfsbohrung zur Erdoberfläche zu verhindern, und das Fördern von Fluid umfaßt, welches aus der zweiten Fluidzone über den geneigten Bohrungsabschnitt in die erste Fluidzone und durch die Förderbohrung hindurch fließt. Der geneigte Bohrungsabschnitt stellt einen Strömungspfad für Fluid zur Verfügung, das aus der zweiten Zone zur ersten Zone fließt, und bringt somit die beiden Fluidzonen miteinander in Verbindung. Dieser Strömungspfad kann nicht durch den Einsatz einer vertikalen Hilfsbohrung nach den Verfahren des Standes der Technik geschaffen werden, weil die Fluidzonen in einem Horizontalabstand voneinander liegen. Unter dem Gesichtspunkt der Förderung können die beiden Fluidzonen als ein einziger großer Fluidvorrat betrachtet werden, der über eine einzige Quelle oder eine einzige Gruppe von Quellen gefördert wird, wenn das erfindungsgemäße Verfahren angewandt wird. Die Förderbohrung kann ein bestehendes Bohrloch sein, das bereits zur Förderung von Fluid aus dem ersten Vorrat verwendet wurde, oder kann ein neues Bohrloch sein. Es versteht sich, daß die Neigung des geneigten Bohrungsabschnittes relativ zur Vertikalen definiert ist, so daß der geneigte Bohrungsabschnitt beispielsweise in horizontaler Richtung verlaufen kann. Es ist klar, daß das erfindungsgemäße Verfahren in vorteilhafter Weise zur Ausbeutung von Offshore-Fluidzonen eingesetzt werden kann, wie Offshore- Öl/Gas-Feldern, oder Fluidzonen, die unter urbanen oder umweltsensiblen Bereichen liegen.
Der geneigte Bohrungsabschnitt kann von der ersten Fluidzone in die Barrierenzone und in die zweite Fluidzone gebohrt werden, oder von der zweiten Fluidzone in die Barrierenzone und die erste Fluidzone. Alternativ kann die Hilfsbohrung einen oberen Teil haben, der sich in die Barrierenzone hineinerstreckt, beispielsweise einen vertikalen oberen Teil, von welchem oberen Teil der geneigte Bohrungsabschnitt im wesentlichen horizontal in Form von zumindest zwei Bohrungszweigen gebohrt wird, wobei jeder Zweig in eine der Fluidzonen mündet. Ein solches System aus einem vertikalen Bohrlochabschnitt, der mit mehreren horizontalen Bohrlochzweigen versehen ist (auch als Mehrfach- (Wurzel-)Quellenleitungssystem bezeichnet), kann bei abgeteilten Steinformationen Anwendung finden.
Der Neigungswinkel des geneigten Bohrlochabschnittes beträgt vorteilhafterweise 5-90º von der Vertikalen, bevorzugt 45-90º von der Vertikalen.
Die Fluidzonen und die Barrierenzone können in einem gemeinsamen Fluidvorrat liegen, oder die Fluidzonen können gesonderte Fluidvorräte bilden, die voneinander durch die Barrierenzone getrennt sind.
Die Barrierenzone kann in Form einer undurchlässigen Steinformation, in Form einer Steinformation geringer Durchlässigkeit, beispielsweise einer Durchlässigkeit zwischen 1,5 und 2,5 mD, beispielsweise 2 mD, oder in Form einer Steinformation an einer geologischen Fehlerstelle, die in der Erdformation ausgebildet ist, vorliegen. In jedem Fall verhindert die Barrierenzone im wesentlichen einen direkten Fluß des Fluides von der zweiten Fluidzone zur ersten Fluidzone oder umgekehrt. Die Barrierenzone kann auch einen Teil geringer Durchlässigkeit einer der Fluidzonen bilden, in welchem Fall der geneigte Bohrungsabschnitt in Fluidverbindung mit der Barrierenzone gebracht werden kann, um das in der Barrierenzone enthaltene Fluid zu fördern.
Geeigneterweise besitzt der geneigte Bohrungsabschnitt einen Endteil, der in der ersten Fluidzone liegt, und einen weiteren Endteil, der in der zweiten Fluidzone liegt.
Der Fluß des Fluides aus der zweiten Fluidzone über den geneigten Bohrungsabschnitt in die erste Fluidzone kann durch zumindest einen der folgenden Schritte gefördert werden: Perforieren der Erdformation in zumindest einer der Fluidzonen um den geneigten Bohrungsabschnitt herum, bzw. Durchbrechen der Erdformation in zumindest einer der Fluidzonen um den geneigten Bohrungsabschnitt herum.
Die Stabilität des geneigten Bohrungsabschnittes wird erhöht, wenn eine Auskleidung im geneigten Bohrungsabschnitt angeordnet wird, welche Auskleidung mit einer Vielzahl von Öffnungen versehen ist, die in der ersten Zone und der zweiten Zone liegen, wobei die Auskleidung beispielsweise eine geschlitzte Auskleidung ist.
Das Verschließen der Hilfsbohrung kann auf verschiedene Arten erreicht werden, beispielsweise durch Schaffung eines Zementstopfens in einem oberen Teil der Hilfsbohrung, oder durch Installieren einer entfernbaren Verschlußvorrichtung am oberen Teil der Hilfsbohrung.
Um Daten über einen physikalischen Parameter im geneigten Bohrungsabschnitt zu erhalten, kann ein Sensor zum Messen des physikalischen Parameters in dem geneigten Bohrungsabschnitt installiert werden, bevor die Hilfsbohrung verschlossen wird, welcher Sensor in Verbindung mit einer oberirdischen Anlage steht, um den Parameter repräsentierende Signale vom Sensor zur oberirdischen Anlage zu übertragen, wobei der physikalische Parameter beispielsweise aus der Gruppe Fluiddruck, Fluidtemperatur, Fluiddichte und Fluidströmungsrate gewählt ist. Die Signale können zur oberirdischen Anlage über einen elektrisch leitenden Draht übertragen werden, der durch zumindest einen Teil der Hilfsbohrung verläuft, welcher Draht geeigneterweise vom Sensor zu einem Ort in einem ausgewählten Abstand unterhalb des oberen Endes der Hilfsbohrung führt, wobei die Signale von dem genannten Ort zur oberirdischen Anlage mit Hilfe von elektromagnetischer Strahlung weitergeleitet werden.
In einer attraktiven Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens ist das Fluid Wasser und die Fluidzonen sind Wasserschichten, wobei in einer attraktiven Anwendung die zweite Wasserschicht an einem Offshore-Ort liegt. Wasser aus der zweiten (Offshore)-Wasserschicht kann dann gefördert werden, ohne permanente Offshore-Anlagen zu benötigen.
In einer weiteren attraktiven Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens ist das Fluid Kohlenwasserstoff und die Fluidzonen bilden Kohlenwasserstoffvorräte. Auch wenn der zweite Kohlenwasserstoffvorrat offshore liegt, sind keine permanenten Offshore-Fördereinrichtungen erforderlich, um Öl oder Gas aus dem zweiten Vorrat zu fördern. Wenn beide Vorräte offshore liegen und der erste Vorrat bereits gefördert worden ist, können bereits bestehende Fördereinrichtungen des ersten Vorrates zur Förderung von Öl oder Gas aus beiden Vorräten verwendet werden.
Darüber hinaus kann das erfindungsgemäße Verfahren zum Verstärken der Öl- oder Gasförderung aus einem existierenden Bohrloch verwendet werden, indem der geneigte Bohrungsabschnitt in eine Hochdruck-Öl/Gas-Zone gerichtet wird, so daß dadurch der Druck am Einlaß der Förderquelle erhöht und die Tendenz der Quelle zur Förderung von Wasser (Wasserkegelbildung) reduziert wird.
Die Erfindung wird nun ausführlicher an Hand eines Beispieles unter Bezugnahme auf die begleitenden Zeichnungen beschrieben, in denen:
Fig. 1 schematisch einen Vertikalschnitt durch eine Erdformation mit einem System nach dem Stand der Technik zum Fördern von Kohlenwasserstofffluid aus einem Vorrat zeigt;
Fig. 2 schematisch einen Vertikalschnitt durch eine Erdformation mit einem bei dem erfindungsgemäßen Verfahren verwendeten System zeigt;
Fig. 3 schematisch einen Vertikalschnitt durch eine Erdformation zeigt, in welcher eine Fehlerstelle vorhanden ist;
Fig. 4 schematisch einen Vertikalschnitt durch eine weitere Erdformation zeigt;
Fig. 5 schematisch ein System zur Verwendung in dem erfindungsgemäßen Verfahren zeigt, bei welchem Kohlenwasserstoff aus verschiedenen Vorräten gefördert wird.
In Fig. 1 ist ein System nach dem Stand der Technik zur Förderung von Kohlenwasserstoff aus einem ersten Kohlenwasserstoffvorrat 1 und einem zweiten Kohlenwasserstoffvorrat 3 gezeigt, welche Vorräte 1, 3 durch eine Barrierenzone 5 in Form einer kohlenwasserstofffluidundurchlässigen Steinformation horizontal voneinander getrennt sind. Eine obere Steinformation 7 liegt über den Vorräten 1, 3 und der Barrierenzone 5. Der zweite Vorrat 3, die Barrierenzone 5 und ein Teil des ersten Vorrates 1 liegen unter einer Masse von Meerwasser 9, wobei sich der erste Vorrat 1 bis unter eine Küstenoberfläche erstreckt. Eine an der Küste gelegene Kohlenwasserstofförderbohrung 11 erstreckt sich vom ersten Vorrat 1 bis zu einem Bohrlochkopf 13. Kohlenwasserstofffluid wird aus dem ersten Vorrat 1 über die Bohrung 11 gefördert und vom Bohrlochkopf 13 zu einer (nicht gezeigten) Verarbeitungsanlage transportiert. Eine Offshore-Förderplattform 15 liegt oberhalb des zweiten Vorrates 3, und Kohlenwasserstofffluid wird über eine Bohrung 17 gefördert, die sich von der Plattform 15 durch die obere Gesteinsformation 7 und in den zweiten Vorrat 3 hineinerstreckt. Eine Exportpipeline 19 verläuft von der Plattform 15 entlang des Meeresbodens 20 zum Bohrlochkopf. Kohlenwasserstofffluid wird vom zweiten Vorrat 3 über die Bohrung 17 gefördert und durch die Pipeline 19 zum Bohrlochkopf 13 und von dort zur Verarbeitungsanlage transportiert. Es versteht sich, daß mit dem System des Standes der Technik beträchliche Kosten verknüpft sind, u. zw. wegen der erforderlichen Förderplattform. Diese hohen Kosten können die Ausbeutung bestimmter Kohlenwasserstoffvorräte, beispielsweise verhältnismäßig kleiner Vorräte, unwirtschaftlich machen.
In Fig. 2 ist eine Erdformation ähnlich der Erdformation von Fig. 1 gezeigt, wobei ein erster Kohlenwasserstoffvorrat 21 und ein zweiter Kohlenwasserstoffvorrat 23 vorhanden sind, welche Vorräte 21, 23 durch eine Barrierenzone 25 in Form einer für Kohlenwasserstofffluid undurchlässigen Steinformation horizontal voneinander getrennt sind. Eine obere Steinformation 27 liegt über den Vorräten 21, 23 und der Barrierenzone 25. Der zweite Vorrat 23, die Barrierenzone 25 und ein Teil des ersten Vorrates 21 liegen unter einer Masse von Meerwasser 29, wodurch sich der erste Vorrat 21 unter die Küstenoberfläche erstreckt. Ein Kohlenwasserstofförderbohrloch 31 an der Küste verläuft von der Oberfläche zum ersten Vorrat 21 und ist mit einem Bohrlochkopf 33 ausgestattet. Kohlenwasserstofffluid wird vom ersten Vorrat 21 über die Förderbohrung 31 und den Bohrlochkopf 33 zu einer (nicht gezeigten) Verarbeitungsanlage gefördert. Eine Offshore-Hilfsbohrung 35 wurde unter Verwendung einer geeigneten Bohrplattform (nicht gezeigt) gebohrt, die nach dem Bohren und Vervollständigen der Hilfsbohrung 35 entfernt worden ist. Die Bohrung 35 besteht aus einem oberen Abschnitt 37, der teilweise vertikal und teilweise relativ zur Vertikalen geneigt ist, und einem horizontalen Abschnitt 39. Der obere Abschnitt 37 verläuft vom Meeresboden 39 durch die obere Gesteinsformation 27 und den zweiten Kohlenwasserstoffvorrat 23, und der horizontale Abschnitt 39 erstreckt sich vom unteren Ende des oberen Abschnittes 37 durch den zweiten Vorrat 23, die Barrierenzone 25 und in den ersten Vorrat 21 hinein. Der Horizontalabschnitt 39 ist mit einer Einfassung (nicht gezeigt) versehen, die in beiden Vorräten 21, 23 perforiert ist, um eine Fluidverbindung zwischen den Vorräten 21 und 23 herzustellen. Die Einfassung wurde magnetisiert, um eine Lokalisierung der Position des horizontalen Bohrlochabschnittes 39 zu einem späteren Zeitpunkt zu ermöglichen, falls erforderlich. Darüber hinaus wird die Strömung des Fluides vom zweiten Vorrat 23 über den Bohrlochabschnitt 39 in den ersten Vorrat 21 gesteigert, indem die Erdformation in den Vorräten 21, 23 rund um den Bohrungsabschnitt 39 perforiert wird, und optional weitergesteigert, indem die Erdformation in den Vorräten 21, 23 rund um den Bohrungsabschnitt 39 durchbrochen wird. Anschließend wird der obere Abschnitt 37 des Bohrloches 35 verschlossen, indem der obere Abschnitt 37 mit einem Körper aus Zement 41 gefüllt und der Zement ausgehärtet wird.
Im normalen Betrieb des in Fig. 2 gezeigten Systems wird Kohlenwasserstofffluid über das Bohrloch 31 und den Bohrlochkopf 33 gefördert. Abhängig vom Vorhandensein einer Fluiddruckdifferenz zwischen den Vorräten 21, 23 strömt Kohlenwasserstofffluid durch den horizontalen Bohrungsabschnitt 39. Wenn der Fluiddruck im Vorrat 23 höher als der Fluiddruck im Vorrat 21 ist, beispielsweise auf Grund einer teilweisen Erschöpfung des Vorrates 21, strömt Kohlenwasserstofffluid aus dem Vorrat 23 in den Vorrat 21. Das Fluid gelangt anschließend durch den Vorrat 21 zum Bohrloch 31 und von dort zum Bohrlochkopf 33. Durch fortgesetzte Kohlenwasserstofförderung aus dem Bohrloch 31 wird eine Druckdifferenz zwischen den Vorräten 21, 23 aufrechterhalten, so daß das Kohlenwasserstofffluid kontinuierlich vom Vorrat 23 durch den Bohrungsabschnitt 39 zum Vorrat 21 fließt. Wenn der anfängliche Fluiddruck im Vorrat 23 gleich dem anfänglichen Fluiddruck im Vorrat 21 ist, wird Kohlenwasserstofffluid erst nach einer gewissen Zeitspanne beginnen, vom Vorrat 23 zum Vorrat 21 über den Bohrungsabschnitt 39 zu fließen, u. zw. wenn der Druck im Vorrat 21 auf Grund der fortgesetzten Fluidförderung über das Bohrloch 31 kleiner als der Druck im Vorrat 23 geworden ist. Wenn der anfängliche Fluiddruck im Vorrat 23 kleiner als der anfängliche Fluiddruck im Vorrat 21 ist, fließt Kohlenwasserstofffluid zunächst vom Vorrat 21 zum Vorrat 23 über den Bohrungsabschnitt 39, bis die Druckdifferenz verschwindet. Bei fortgesetzter Förderung aus dem Vorrat 21 nimmt der Druck im Vorrat 21 ab, so daß Kohlenwasserstofffluid vom Vorrat 23 über den Bohrungsabschnitt 39 in den Vorrat 21 fließt, wenn der Druck im Vorrat 21 kleiner als der Druck im Vorrat 23 wird. Auf diese Weise wird erreicht, daß Kohlenwasserstofffluid aus dem Offshore-Vorrat 23 gefördert werden kann, ohne daß eine zusätzliche Offshore-Förderplattform erforderlich ist.
Anstelle der Förderung von Kohlenwasserstofffluid aus dem Küsten-Bohrquellenort wie in Fig. 2 gezeigt kann dieses Fluid auch aus einem bestehenden Offshore-Bohrquellenort gefördert werden. In diesem Fall kann eine bestehende Offshore-Plattform verwendet werden, die über einem ersten Kohlenwasserstoffvorrat liegt und Kohlenwasserstofffluid daraus fördert. Ein entfernter zweiter Offshore-Kohlenwasserstoffvorrat wird dann an den ersten Vorrat in derselben Weise angeschlossen, wie die in Fig. 2 gezeigten Vorräte 21, 23 verbunden sind. Auf diese Weise ist nur eine Offshore-Plattform notwendig, um zwei Kohlenwasserstoffvorräte auszubeuten.
In Fig. 3 sind ein erster Kohlenwasserstoffvorrat 40 und ein zweiter Kohlenwasserstoffvorrat 42 gezeigt, wobei die Vorräte 40, 42 an gegenüberliegenden Seiten einer geologischen Fehlerstelle 44 liegen. Undurchlässige Steinmassen 46, 48 umgeben die Vorräte 40, 42 und bilden dadurch eine Fluidbarriere zwischen den Vorräten 40, 42. Der Vorrat 40 ist auf Grund der fortgesetzten Kohlenwasserstofförderung daraus teilweise erschöpft, und der Vorrat 42 bildet einen nicht-erschöpften, verhältnismäßig kleinen Vorrat mit höherem Fluiddruck als der erschöpfte Vorrat 40. Eine Hilfsbohrung 50 wurde durch die Vorräte 40, 42, die Steinmassen 48 und die geologische Fehlerstelle 44 gebohrt. Die Hilfsbohrung besitzt einen oberen Teil 52, der durch einen Zementstopfen 53 verschlossen ist, und einen geneigten S-förmigen unteren Teil 54. Der S-förmige Teil 54 schafft eine Fluidverbindung zwischen den Vorräten 40, 42, so daß Kohlenwasserstofffluid aus dem Vorrat 42 durch den S-förmigen Bohrungsteil 54 in den erschöpften Vorrat 40 fließt und anschließend über eine (nicht gezeigte) Förderbohrung gefördert wird.
In Fig. 4 sind ein kuppelförmiger erster Kohlenwasserstoffvorrat 60, ein kuppelförmiger zweiter Kohlenwasserstoffvorrat 62 und eine undurchlässige Gesteinsmasse 64 gezeigt, welche die beiden Vorräte 60, 62 horizontal trennt. Der Vorrat 60 ist auf Grund der Kohlenwasserstofförderung aus einer (nicht gezeigten) Förderquelle teilweise erschöpft, und der Vorrat 62 bildet einen nicht-erschöpften verhältnismäßig kleinen Vorrat mit höherem Fluiddruck als der teilweise erschöpfte Vorrat 60. Eine Hilfsbohrung 66 wurde durch die Vorräte 60, 62 und die Gesteinsmasse 64 gebohrt, welche Hilfsbohrung 66 einen oberen Teil 68 besitzt, der mit Zement gefüllt ist, um die Bohrung 66 zu verschließen, und einen horizontalen unteren Teil 70. Der horizontale Teil 70 schafft eine Fluidverbindung zwischen den Vorräten 60, 62, so daß Kohlenwasserstofffluid aus dem Vorrat 62 durch den horizontalen Bohrungsteil 70 in den teilweise erschöpften Vorrat 60 fließt und anschließend über das Förderbohrloch gefördert wird.
In Fig. 5 ist ein Schema gezeigt, welches einen ersten Kohlenwasserstoffvorrat 80, einen zweiten Kohlenwasserstoffvorrat 82, einen dritten Kohlenwasserstoffvorrat 84 und einen vierten Kohlenwasserstoffvorrat 86 darstellt, welche Vorräte 80, 82, 84, 86 mit gegenseitigen Horizontalabständen angeordnet sind. Die Vorräte 80, 82 sind über einen geneigten Bohrungsabschnitt 88, die Vorräte 82, 84 über einen geneigten Bohrungsabschnitt 90 und die Vorräte 82, 86 über einen geneigten Bohrungsabschnitt 92 miteinander verbunden. Der Fluiddruck im Vorrat 80 ist geringer als der Fluiddruck im Vorrat 82, und der Fluiddruck im Vorrat 82 ist geringer als der Fluiddruck im Vorrat 84 und auch geringer als der Fluiddruck im Vorrat 86. Somit fließt Kohlenwasserstofffluid von den Vorräten 84, 86 durch die Bohrungsabschnitte 90, 92 in den Vorrat 82 und von dort über den Bohrungsabschnitt 88 in den Vorrat 80, aus welchem das Fluid über ein (nicht gezeigtes) Förderbohrloch gefördert wird.

Claims

1. Verfahren zum Fördern eines Fluides aus einer Erdformation, die eine erste Fluidzone (21, 40, 60), eine zweite Fluidzone (23, 42, 62), die in einem horizontalen Abstand von der ersten Fluidzone liegt, und eine Barrierenzone (25, 46, 48, 64) aufweist, die zwischen den beiden Fluidzonen liegt, wobei das Fluid durch eine Förderbohrung (31) mit einem in der ersten Fluidzone liegenden Fluideinlaß gefördert wird, wobei das Verfahren das Erzeugen eines geneigten Bohrungsabschnittes (39, 54, 70), der Teil einer in der Erdformation ausgebildeten Hilfsbohrung (35, 50, 66) ist und welcher geneigte Bohrungsabschnitt durch die erste Fluidzone, die Barrierenzone und die zweite Fluidzone verläuft, um eine Fluidverbindung zwischen den Fluidzonen zu schaffen, das Verschließen der Hilfsbohrung an einem ausgewählten Ort, um ein Austreten von Fluid aus den Fluidzonen durch die Hilfsbohrung zur Erdoberfläche zu verhindern, und das Fördern von Fluid umfaßt, das aus der zweiten Fluidzone über den geneigten Bohrungsabschnitt in die erste Fluidzone und durch die Förderbohrung fließt.

2. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die Fluidzonen und die Barrierenzone in einem gemeinsamen Fluidvorrat liegen.

3. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die Fluidzonen getrennte Fluidvorräte bilden, welche Vorräte durch die Barrierenzone voneinander getrennt sind.

4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, bei welchem der geneigte Bohrungsabschnitt zumindest teilweise in horizontaler Richtung verläuft.

5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, bei welchem der geneigte Bohrungsabschnitt einen Endteil besitzt, der in der ersten Fluidzone liegt, und einen weiteren Endteil, der in der zweiten Fluidzone liegt.

6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, welches weiters das Begünstigen der Fluidströmung aus der zweiten Fluid zone über den geneigten Bohrungsabschnitt in die erste Fluidzone durch zumindest einen der Schritte: Perforieren der Erdformation in zumindest einer der Fluidzonen rund um den geneigten Bohrungsabschnitt herum, bzw. Durchbrechen der Erdformation in zumindest einer der Fluidzonen rund um den geneigten Bohrungsabschnitt herum, umfaßt.

7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, bei welchem eine Auskleidung im geneigten Bohrungsabschnitt angeordnet wird, welche Auskleidung mit einer Vielzahl von Öffnungen versehen ist, die in zumindest einer der Fluidzonen liegen.

8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei welchem die Barrierenzone eine Zone aus der Gruppe: Gesteinsformation an einer geologischen Fehlerstelle (44); Gesteinsformation mit einer verhältnismäßig geringen Durchlässigkeit für das in den Fluidzonen enthaltene Fluid; und undurchlässige Gesteinsformation; bildet.

9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, bei welchem die Hilfsbohrung durch das Erzeugen eines Zementstopfens (41, 53) in einem oberen Teil der Hilfsbohrung verschlossen wird.

10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, bei welchem die Hilfsbohrung durch Installieren einer entfernbaren Verschlußvorrichtung an einem oberen Teil der Hilfsbohrung verschlossen wird.

11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, welches weiters das Installieren eines Sensors zum Messen eines physikalischen Paramters in dem geneigten Bohrungsabschnitt vor dem Verschließen der Hilfsbohrung umfaßt, welcher Sensor in Verbindung mit einer oberirdischen Anlage steht, um den Parameter repräsentierende Signale vom Sensor zur oberirdischen Anlage zu übertragen.

12. Verfahren nach Anspruch 11, bei welchem der Parameter aus der Gruppe: Fluiddruck, Fluidtemperatur, Fluiddichte und Fluidströmungsrate gewählt wird.

13. Verfahren nach Anspruch 11 oder 12, bei welchem die Signale zu der oberirdischen Anlage über einen elektrisch leitenden Draht übertragen werden, der durch zumindest einen Teil der Hilfsbohrung verläuft.

14. Verfahren nach Anspruch 13, bei welchem sich der leitende Draht vom Sensor zu einem Ort in einem ausgewählten Abstand unterhalb des oberen Endes der Hilfsbohrung erstreckt und die Signale von dem genannten Ort zu der oberirdischen Anlage mit Hilfe von elektromagnetischer Strahlung übertragen werden.

15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 14, bei welchem der Fluiddruck in der ersten Fluidzone auf Grund der Förderung von Fluid aus der ersten Fluidzone geringer ist als der Fluiddruck in der zweiten Fluidzone.

16. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 15, bei welchem zumindest die zweite Fluidzone offshore liegt.

17. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 16, bei welchem das Fluid ein Kohlenwasserstofffluid bildet.

18. Verfahren nach Anspruch 17, bei welchem das Kohlenwasserstofffluid im wesentlichen Erdgas umfaßt.