WO2014173690A1 - Verfahren zur förderung von hochviskosen ölen oder bitumen - Google Patents

Verfahren zur förderung von hochviskosen ölen oder bitumen Download PDF

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WO2014173690A1
WO2014173690A1 PCT/EP2014/057245 EP2014057245W WO2014173690A1 WO 2014173690 A1 WO2014173690 A1 WO 2014173690A1 EP 2014057245 W EP2014057245 W EP 2014057245W WO 2014173690 A1 WO2014173690 A1 WO 2014173690A1
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gel
bore
temperature
barrier medium
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PCT/EP2014/057245
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Inventor
Vladimir Stehle
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Wintershall Holding GmbH
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    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
    • E21B43/2408—SAGD in combination with other methods

Definitions

  • the present invention relates to a process for the production of highly viscous oils or bitumen from an underground deposit, in which there are at least one injector well and at least one production well, which are substantially horizontal, the injector well being above the production well.
  • High viscosity oils, also called heavy oils, and bitumen occur in underground deposits in large quantities in so-called oil sands.
  • oil sands With regard to the recovery of high-viscosity oils and bitumen, two fundamentally different techniques can be distinguished. In regions where oil sands are more open or covered by less than about 75 m of sediment, they can be mined without major technical problems.
  • Subterranean deposits from a depth of about 75 meters, use so-called “in situ” methods, whereby the oil sands remain in its underground deposit, only the heavy oil or bitumen is separated from the sand grain and made more fluid by various methods
  • So-called “in situ” methods include “Steam Assisted Gravity Drainage” (SAGD), “Cyclic Steam Stimulation” (CSS), “Toe to Heel Air Injection” (THAI) and Vapor Extraction Process “(VAPEX).
  • SAGD Steam Assisted Gravity Drainage
  • CSS Cyclic Steam Stimulation
  • THAI Toe to Heel Air Injection
  • VAPEX Vapor Extraction Process
  • Heavy oil sands such as tar sands
  • tar sands are located in, among others, the western United States of America, Canada, particularly Northern Alberta, Venezuela, and the CIS and parts of Asia.
  • the extremely high viscosity of the heavy oil from these sands for example about 10 5 mPa-s to over 10 6 mPa-s, at storage temperatures in the range of about 4 ° C to 50 ° C make it impossible to promote these by conventional methods , By significantly raising the temperature in the deposit, the viscosity of the oil can be reduced to 10 mPa ⁇ s or less.
  • the sand is generally a medium-grained material, mostly quartz. The individual grains are covered with water and surrounded by a bitumen film.
  • Bituminous petroleum fills at least a portion of the cavity between the contacting grains.
  • the packed grains of sand usually have a cavity of about 20 to 35%. This corresponds to a bitumen / sand mixture of about 83 to 90 wt .-% sand.
  • the most widely used and applied "in situ" process for the extraction of heavy oil and bitumen is the SAGD process, where water vapor is forced under pressure through a wellbore that is essentially horizontal within the deposit: the heated, molten and from the sand or rock separated heavy oil or bitumen seeps to a second, essentially horizontal borehole, through which the production of the liquefied heavy oil or bitumen takes place Depending on the local conditions in the deposit selected. Usually it runs essentially parallel to the first borehole a few meters higher.
  • the pressurized water vapor fulfills several functions. On the one hand, it introduces thermal energy for the liquefaction and separation of heavy oil or bitumen into the deposit. On the other hand, it creates a build-up of pressure in the reservoir, making the deposit more permeable to heavy oil or bitumen transport, and allowing it to be pumped without additional pumps.
  • the circulation phase in which steam or hot water is typically circulated through both boreholes for several months in order first to heat up and liquefy the heavy oil or bitumen in the space between the boreholes as quickly as possible.
  • the circulation phase is followed by the production phase in which steam is introduced through the upper wellbore into the deposit and production commences through the lower wellbore.
  • the Russian patents RU 2 305 762 C1 and RU 2 287 677 C1 describe a SAGD method in which the two horizontal boreholes are guided on both sides to the earth's surface. This type of drilling is also referred to as a "fish-hook drilling.” The introduction of steam and the extraction of oil can be done on both sides of the horizontal wells.
  • Canadian Patent Application CA 2 039 920 A1 discloses a method of increasing oil yield in a vertical well SAGD method in which a gelling mixture is introduced into the aquifer, where the mixture forms a solid gel layer. After formation of the gel layer, the promotion is resumed by introducing steam.
  • the US application US 2012/0085536 A1 relates to the production of oil by the SAGD method from a deposit in which the permeability of the rock layers is very different. To even out the flow paths within the deposit there is proposed to introduce a mixture containing substances that accumulate in larger openings and thereby narrow the cross-sections.
  • the patent application EP 2 436 748 A1 also deals with the problem of equalizing the permeability of the deposit.
  • the proposed method will be separate an acidic formulation comprising water-soluble aluminum salts, as well as a formulation based on urea or urea derivatives, injected into the highly permeable regions of the deposit.
  • the formulations mix and form highly viscous gels under the given reservoir conditions.
  • the object was to provide an economical process for the extraction of highly viscous oils or bitumen from underground deposits, in which the disturbing influence of formation water is effectively limited.
  • This object is achieved by a method of conveying highly viscous oils or bitumen from an underground deposit having at least one injector bore and at least one production bore extending substantially horizontally, the injector bore being above the production bore, comprising the steps of:
  • the composition of the barrier medium is chosen so that the prevailing in the below the production well portion of the production layer Temperatures are at least partially within the gel temperature range, and formed in the section above the production bore barrier medium due to its decomposition temperature no gel or disintegrates already formed gel.
  • the inventive method is particularly suitable for carrying out the above-mentioned SAGD method, especially when the rock layer located below the production well water is leading.
  • a fluid heat transfer medium in particular water vapor, is forced through the injector bore into an underground deposit.
  • the heavy oil or bitumen in the deposit liquefies and flows downwards in the direction of the production well, through which the liquid oil can be conveyed to the earth's surface.
  • the injector bore and production bore are essentially horizontal, with a deviation of up to 20 ° from the horizontal still considered to be “substantially horizontal.”
  • the two bores are parallel.
  • Parallel in this context means that the two holes in parallel to each other, extend substantially horizontal planes. In particular, the holes also run in a common vertical plane, with deviations of up to 10 ° from this vertical plane still being considered parallel.
  • the production well is preferably drilled in a lower portion of the production layer.
  • the "production layer” refers to the oil-bearing layer of the underground deposit, the shape and extent of which depends on the actual conditions of the deposit between the production well and the injector bore is preferably 4 to 7 meters Below the production well, the production layer often extends to or into the oil-water boundary layer The thickness of the production layer is often in the range of 15 to 45 meters At a lower thickness
  • SAGD technology is usually uneconomic: the lower the thickness of the production layer, the less the distance between the production well and the oil-water boundary layer is selected in order to obtain as much oil as possible igt here.
  • the temperature profile within the deposit depends, among other things, on the specific geological conditions and the mode of operation of the oil production process.
  • the production layer has a pronounced temperature gradient.
  • the so-called water flooding prevail near the Injektorbohrung temperatures of up to 150 ° C, depending on the temperature of the supplied water.
  • steam flooding the temperatures in the vicinity of the injector bore up to 300 ° C.
  • the temperatures around the production well can reach values of 80 ° C to 120 ° C.
  • the temperature profile is often not static, but changed in the course of the promotion.
  • the temperatures in the deposit continuously decrease until they have approached the natural reservoir temperatures.
  • the temperatures in the section of the production layer above the production well are usually higher than the temperatures in the section of the production layer below the production well.
  • the invention makes use of these conditions by introducing into the production layer a barrier medium which forms a stable gel below the production layer, whereas no gel is formed in the region between the production bore and the injector bore or already formed gel due to the higher temperatures there decays.
  • the composition of the barrier medium is selected such that the temperatures prevailing in the section located below the production bore are at least partially within the gel temperature range.
  • a rinsing liquid is introduced into the production bore in an amount such that the blocking medium is displaced from the vicinity to the production bore.
  • a rinsing liquid a substance or a mixture of substances is selected which is or which is suitable to displace the barrier medium.
  • Water is preferably used as the rinsing liquid, which is optionally provided with additives which promote the displacement of the barrier medium.
  • the additives are chosen so that the viscosity of the aqueous solution is higher than the viscosity of the barrier medium.
  • a piston effect can be achieved in which the barrier medium is displaced by the rinsing fluid as from a spreading piston.
  • a hydrophobic mixture is used as rinsing liquid, particularly preferably based on alcohols to which hydrophobic additives are added.
  • the rinsing liquid is preferably selected such that it does not increase the permeability in the production layer as much as possible.
  • the additives can be selected such that they disintegrate in a predetermined temperature range or the viscosity of the barrier liquid is significantly reduced in the predetermined temperature range.
  • a suitable additive is, for example, polyacrylamide.
  • the viscosity of a polyacrylamide-containing aqueous solution can be adjusted in a wide interval, for example, such that the viscosity of the solution above 80 ° C significantly decreases.
  • proximity is meant the area of the production layer directly surrounding the production well, which extends generally in all radial directions around the well.
  • the displacement of the barrier medium will not be completely uniform, since the rock layers of the deposit are different permeable or have channels or zones with different flow resistances.
  • the near zone is therefore generally not to be understood as a uniform circular cylinder around the bore, but as the mean value of the radial displacement of the barrier medium.
  • the production well is drilled just a few meters above the water-bearing layer.
  • the rinsing liquid extends into the water-carrying layer and thus creates a connection for inflowing formation water
  • its radius is preferably chosen so that a safety distance to the water-conducting layer remains.
  • the near zone has a radius of 0.5 m to 2 m around the production bore.
  • the amount of rinsing liquid is selected to match the desired displacement and preferably introduced under pressure through the production bore. Preference is given to using approximately one to two cubic meters of rinsing liquid per meter of the production bore.
  • the introduction of the rinsing liquid has several advantages. On the one hand, this ensures that the production bore itself is free of blocking medium, so that the risk of clogging by means of a gel-like blocking medium is prevented. On the other hand, after flushing, the barrier medium below the bore and the one above the bore further apart and thus in areas of the deposit whose temperatures have a greater difference.
  • the gel temperature range preferably ranges from 30 ° C to 100 ° C while the decomposition temperature is in the range of 80 ° C to 160 ° C. The gel temperature range and the minimum disintegration temperature are further apart in this case, resulting in greater flexibility in the selection of the barrier medium.
  • thermogel is introduced in liquid form into the production layer as the blocking medium, the gelation temperature of which is lower than the temperature immediately below the production bore.
  • a “thermogel” is understood as meaning a fluid which has a low viscosity as a liquid in a first temperature range and forms a gel when a predetermined temperature, the so-called “gelation temperature”, is exceeded, as a result of which its viscosity increases significantly.
  • Such fluids are known in principle, for example from the journal article of L.K. Altunina and V.A. Kuvshi- nov in 0/7 & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 63 (2008), no. 1, pages 37-48 and the references cited therein.
  • the gelation temperature is understood to mean the lower limit of the gel temperature range, that is, the temperature at which the gelling begins.
  • Thermogels according to the invention have the further property that the gel degrades or decomposes when a critical temperature, the so-called “decomposition temperature”, is exceeded, whereby the structure of the gel is destroyed, so that the viscosity is drastically reduced.
  • the gel temperature range and the decomposition temperature are the most important parameters.
  • the gel temperature range is selected such that the temperatures prevailing in the section of the production layer located below the production bore are at least partially within the gel temperature range. This means that the relevant temperature range in the deposit and the gel temperature range at least partially overlap.
  • thermogel a highly viscous gel layer is formed, which impedes the inflow of formation water into the production well or completely prevents it.
  • the composition of the barrier medium is chosen such that the barrier medium is already present as a viscous gel before introduction into the production layer.
  • the term "gel temperature range” is to be understood to mean that the gel remains stable in this temperature range.
  • the temperatures prevailing below the production bore portion of the production layer are at least partially within this gel temperature range.
  • the most important parameter in the selection of the barrier medium in this embodiment is the decomposition temperature.
  • the decomposition temperature is chosen so that barrier medium, which is located in the section above the production well, no gel forms or already formed gel disintegrates.
  • the decomposition temperature is preferably selected to be equal to or slightly less than the production bore temperature.
  • the decomposition temperature is selected such that even the region of the production layer lying below the production bore is free of barrier medium in a radius of 0.5 m to 2 m around the production bore after the gel breakup.
  • the decomposition temperature may be higher than the temperature prevailing in the production well or below the production well.
  • the minimum temperature is determined in the at least one production well, and the composition of the barrier medium is chosen so that its decomposition temperature of 0 ° C to 40 ° C, in particular from 5 ° C to 20 ° C is less than the minimum temperature determined in the production well.
  • the determination of the temperature is to be understood in the above-mentioned sense of an approximation to the actual temperatures.
  • a plurality of individual temperatures are preferably determined in the region of the production bore into which the barrier medium is to be introduced, and from these the lowest value is selected.
  • step b) the production bore immediately surrounding production layer by introducing a liquid cooling medium in the production bore by up to 40 ° C, especially preferably cooled to 20 ° C, in particular up to 10 ° C.
  • a liquid cooling medium in the production bore by up to 40 ° C, especially preferably cooled to 20 ° C, in particular up to 10 ° C.
  • water is used as the cooling medium.
  • This variant of the method is particularly advantageous when the production layer surrounding the production bore has a high temperature, and deep penetration of the barrier medium into the lower portion of the production layer is required or desired.
  • the cooling in this case allows the use of barrier media, which would otherwise gel already at the exit from the production well and could not penetrate into the more distant layers.
  • a barrier medium can be used, the decomposition temperature of which corresponds to the minimum temperature in the production well before cooling.
  • the effect of cooling is that such a barrier medium can be introduced into the production layer surrounding the product bore without immediately causing a gel breakdown. The gel decay does not begin until the temperature profile approaches that before cooling.
  • the barrier medium is selected such that substances form in the gel breakdown which remain in the deposit at the site of gel decomposition and increase the flow resistance or reduce the permeability of the relevant section of the deposit.
  • barrier media are those based on silicate or those containing a mineral phase.
  • the barrier medium is an aqueous solution which contains 1 to 4% by weight of cellulose ethers and 5 to 20% by weight of fine sand, clay powder and / or wood flour.
  • particles are formed which deposit or adhere to the perforation channels of the deposit.
  • this measure contributes to an equalization of the permeability of the relevant section of the deposit, which is advantageous, for example, with regard to the development of a steam chamber around the injector bore.
  • the barrier medium contains substances which act as precipitation retardants.
  • the temporal effect of the barrier medium in the perforation channels of the deposit can be controlled in a more targeted manner.
  • substances are known to the person skilled in the art, for example from the document DE 43 21 154 A1.
  • the barrier medium is selected such that substances which reduce the oil viscosity are formed during gel formation and / or gel breakdown.
  • barrier media which form such substances during gel formation are those based on urea, as disclosed, for example, in patent application EP 2 333 026 A1.
  • carbon dioxide is released during hydrolysis of the urea. This is absorbed by the petroleum, which reduces its viscosity.
  • Another positive effect results from the release of ammonia during the gel decay. Ammonia dissolves in the aqueous phase of the reservoir and contributes to the hydrophobization of the rocks and to the reduction of the surface tension between the oil and water present in the reservoir. This increases the mobility of the aqueous phase.
  • the barrier medium can be introduced in different ways into the production layer surrounding the production bore.
  • the barrier medium is introduced under pressure through the production bore in the production layer.
  • the pressure can be chosen for introduction, for example in the range of 5 to 20 bar.
  • the presence of blocking medium in the injector bore is monitored, and the introduction of the blocking medium is stopped as soon as blocking medium is detected in the injector bore.
  • the monitoring is preferably carried out by temporarily stopping the introduction of liquid or vapor into the injector bore and taking samples from the injector bore.
  • the measure serves to adjust the introduction of blocking medium after detection of blocking medium in the injector bore to reduce the consumption of barrier medium and prevent contamination or clogging of the injector bore.
  • the supply of steam through the injector bore may be adjusted or continued during the process of the invention.
  • the steam supply through the injector bore is initially adjusted and resumed after a gel layer between the injector bore and the production bore is present and not yet completely disintegrated.
  • the resumption of oil removal is preferably after the decomposition of this gel layer. Furthermore, the resumption of the oil removal (step c) preferably takes place after a gel layer of barrier medium has formed in the section of the production layer located below the production bore.
  • the inventive method can be used particularly advantageously in the context of the so-called SAGD method for the production of heavy oil or bitumen.
  • the inventive method is characterized by the fact that a production Vericasser- tion can be reliably and efficiently counteracted. This significantly increases the degree of de-oiling of many heavy oil or bitumen deposits. Furthermore, the likelihood of undesirable vapor breakdown from the injector bore into the production well is reduced by the method of the invention.
  • the measures according to the invention can also be carried out preventively, before a production dilution occurs.
  • FIG. 1 shows a longitudinal section through an arrangement for conveying highly viscous oils or bitumen from an underground deposit
  • FIG. 3 shows a longitudinal section through a deposit with an irregular oil-water boundary layer.
  • FIG. 4 Typical temperature profile during the SAGD production phase
  • FIG. 5 shows a cross section through the deposit after introduction of a viscous barrier medium.
  • FIG. 6 Cross section through the deposit after formation of the gel layer and resumption of oil production
  • FIG. 8 longitudinal section through an arrangement for conveying highly viscous oils or bitumen from an underground deposit according to example 1
  • barrier medium 40.
  • FIG. 1 schematically shows a longitudinal section through an arrangement for conveying highly viscous oils or bitumen from an underground deposit 10 which, for example, contains oil or includes tumeric sands.
  • the deposit is located below the surface of the earth under a cover layer containing no oil. Down the deposit 10 is limited to form an oil-water boundary layer 12 of a water-bearing layer 14. Such deposits are typically at a depth of 50 to 350 meters and have a thickness of 8 to 45 meters. From the surface of the earth at least two holes are made in the deposit.
  • the lower bore is referred to as the production bore 30 and is located at the bottom of the reservoir 10 above the oil-water interface 12.
  • the second bore is referred to as an injector bore 20 and is located at a distance of typically 4 to 7 meters above the production bore 30 ,
  • Fig. 2 a variant of the arrangement for the promotion of highly viscous oils or bitumen from an underground deposit 10 is shown, which is designed according to the so-called Fish Hook technology.
  • both ends of the injector bore 20 and the production bore 30 are made up to the earth's surface.
  • the production well 30 is placed as low as possible in the deposit 10 in order to be able to convey the largest possible proportion of the oil or bitumen present in the deposit.
  • this increases the likelihood that reservoir water will enter the production well 30 and dilute the oil being pumped.
  • Fig. 3 shows such a situation in which, due to an irregular course of the oil-water interface layer 12 or due to so-called duckweed 16, the production bore 30 extends partially through the water-carrying layer 14.
  • a similar problem may arise if the production well is not regular, so the actual well deviates from the ideal well bore, so that the well extends partially into the water bearing layer.
  • the so-called circulation phase is first carried out, depending on the nature of the deposit.
  • a hot fluid such as hot water or preferably steam is introduced into both holes.
  • the circulation phase can take several months and aims to improve the hydrodynamic connection between the layers around the injector bore and the production well.
  • the circulation phase is used in particular for bitumen deposits.
  • the circulation phase is followed by the production phase in which steam at a temperature of preferably 200 ° C to 320 ° C is introduced through the injector bore into the deposit, and the production through the production begins.
  • steam at a temperature of preferably 200 ° C to 320 ° C is introduced through the injector bore into the deposit, and the production through the production begins.
  • a vapor chamber forms in the deposit, which is continuous in all Directions spreads.
  • the oil in it liquefies and flows downwards in the direction of the production bore due to gravity.
  • the liquefied oil collects at the production well and accumulates upwards. Depending on the nature of the deposit, however, it may also lead to unwanted breakthroughs of steam through the accumulated oil in the production well.
  • a typical temperature profile forms in the deposit, the course of which is shown schematically in FIG.
  • the temperature is highest and drops with a high gradient with increasing distance from the injector bore.
  • Simulation calculations based on measurements have shown that the temperature gradient between the area immediately around the injector bore 20 and that immediately around the production well is about 10 ° C / m to 20 ° C / m. At a distance of five meters between the two holes so sets a temperature difference of about 50 ° C to 100 ° C. Below the production well, the temperature gradient is often 20 ° C / m or more, at least for the first three to four meters.
  • the water content in the extracted oil is constantly monitored.
  • production dilution the water content in the extracted oil
  • the measures according to the invention for reducing the inflow of water are initiated.
  • the temperature profile between the injector bore and the production well is determined.
  • the easiest way to estimate the temperature profile is to measure the temperatures of the hot fluid and oil delivered.
  • the temperatures in the vicinity of the injector bore and in the vicinity of the production well correspond approximately to those of the respective fluid.
  • a more accurate estimation of the temperature profile can preferably be made on the basis of individual measurements of the temperature at selected locations in the deposit in connection with simulation calculations.
  • Another way to determine or observe the temperature profile is to drill down one or more vertical holes near the injector and production wells. Also in this case, the metrologically determined values are advantageously linked with simulation calculations.
  • a suitable barrier medium is selected, whereby the decomposition temperature and optionally the gel temperature or the gel temperature range are of crucial importance.
  • 5 shows a schematic diagram of a cross-section through a deposit in which the production bore 30 is located close to the oil-water boundary layer 12.
  • a barrier medium 40 is introduced through the production bore 30 into the deposit, in the example a barrier medium, which was already present before introduction as a viscous gel.
  • the illustration corresponds to the situation that the introduction of the blocking medium 40 has already been largely completed.
  • the barrier medium 40 has spread radially around the production bore 30 in all directions, depending on the permeability of the deposit to different extents. As shown in FIG.
  • a barrier medium with a decomposition temperature greater than Ti and less than T2 is selected. This will ensure that the gel in the area of the deposit will disintegrate above the production well and remain stable in the portion of the reservoir below the production well.
  • the decomposition temperature is advantageously in the range of 120 ° C to 140 ° C, preferably selected in the range of 125 ° C to 135 ° C.
  • the viscous gel gradually decomposes. This process can take several hours to a few days, depending on the composition of the barrier medium.
  • Fig. 6 the situation after the complete gel breakup is shown schematically after the steam supply through the injector bore 20 and the oil production through the production bore 30 has been resumed.
  • the shaded area symbolizes the area of the deposit where, due to the heating by the steam injection, the heavy oil or bitumen liquefies and flows towards the production well. This is indicated by the arrows.
  • the barrier medium 40 remains stable as a viscous gel and forms a barrier to formation water 14 flowing in from below. The production dilution is thus successfully reduced.
  • a barrier medium is selected with the highest possible viscosity, in particular in the range of 100 to 600 mPa-s, which can still be pressed economically and technically useful in the deposit.
  • the amount of the barrier medium in this case is preferably 2 to 4 m 3 per meter length of the production well.
  • the barrier medium penetrating into the rock layer above the production well decays rapidly due to the high temperatures prevailing there.
  • the layer below the production well is saturated by the high injection volume deep with barrier medium.
  • barrier media that already exist as a viscous gel when introduced into the production layer.
  • the respective decomposition temperature is indicated, at which the gel breakup begins.
  • biopolymers such as xantan or glucan, which have a decomposition temperature of about 130 ° C.
  • PAtBA tert-butyl acrylate
  • PEI polyethyleneimine
  • poly-DMEMA poly-dimethylaminoethyl methacrylate
  • compositions can be used whose viscosity increases greatly when a given temperature is exceeded.
  • thermogels apart from the decomposition temperature, a suitable gelling temperature or a suitable gel temperature range is important in the selection.
  • a barrier medium should be selected in this example whose gel temperature range is below Ti, that is, for example, 100 ° C. to 120 ° C.
  • the thermogels have the advantage that they penetrate into areas of the production layer with low permeability, get into the already viscous barrier media.
  • Another positive aspect is related to the gelation properties.
  • the thermal gels are low-viscous when introduced into the production layer surrounding the production well, they quickly penetrate into the area of the deposit located above the production well and rapidly aggravate there due to the high temperature.
  • the resulting gel blocks the flow paths for the inflowing barrier medium so that it increasingly expands into the cooler area below the production well.
  • this barrier function is helpful in directing the barrier medium into the desired layers of the reservoir below the production well.
  • thermogels are known in principle, for example from the journal article by LK Altunina and VA Kuvshinov in OH & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 63 (2008), no. 1, pages 37-48 and the references cited therein.
  • Thermogels are preferably selected which have a viscosity in the range from 30 to 90 mPa.s before introduction into the deposit and can be pumped correspondingly easily.
  • the gelation temperature is preferably in the range of 70 ° C to 80 ° C, the decomposition temperature in the range of 140 ° C to 150 ° C.
  • the gel formed advantageously has a viscosity of more than 1000 mPas.
  • thermogel is an aqueous solution containing 1 to 4% by weight of cellulose ether.
  • the solution may contain up to 20% by weight of crude glycerol and up to 30% by weight of urea.
  • the inventive method can be used not only to combat production dilution, but is also well suited to support the uniform formation of a steam chamber around the Injektorbohrung. Depending on the nature of the deposit, the flow paths through the rock vary in size, so that the permeability varies widely locally. In these cases, during the formation of the steam chamber, vapor breaks frequently occur from the steam chamber into the production well before the steam chamber is completely developed. The temperatures between the injector bore and the production well are at this stage usually still below their steady end values, they reach after the complete development of the steam chamber.
  • a barrier medium is selected whose decomposition temperature is above the temperatures currently prevailing in the production layer, but below the temperatures which are reached after complete formation of the steam chamber.
  • a bitumen deposit with a relatively low thickness of 13 to 15 m is being developed. Due to the small thickness, the production well is drilled near the oil-water interface. As a result, on the one hand the formation of a so-called bitumen cushion of non-flowable bitumen is prevented below the production well, on the other hand, thereby increases the probability of water flow from the water-bearing layer into the production well.
  • the conditions in the deposit are shown schematically.
  • the distance ai between the Injektorbohrung 20 and the production bore 30 is about 5 m.
  • the oil-water interface 12 extends irregularly within a range of about 1.5 to 2.5 meters below the production well 30.
  • the vertical permeability of the reservoir is also irregular.
  • the oil production and the steam flooding are set. Subsequently, the temperature profile is determined on the basis of temperature values of the introduced steam and the conveyed oil and / or individual temperature measurements as well as simulation calculations based thereon.
  • barrier medium an aqueous polymer composition based on 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid is selected, which is present as a viscous gel and remains stable below 120 ° C. Such compositions are disclosed, for example, in document US 2010/0048430.
  • the barrier medium is pressurized by the Production bore 30 pressed into the deposit, wherein per meter bore about 0.5 m 3 of the barrier medium are used.
  • barrier medium After the introduction of the barrier medium, water is forced under pressure through the production bore 30 into the deposit. By introducing the water, the barrier medium is displaced away from the production bore 30 radially outward, so that a cylindrical area forms around the production bore, which is substantially free of barrier medium. The diameter 2 of this area is about 1 m.
  • the barrier medium forms a hollow cylinder-shaped area around the production bore 30, the outer diameter of which is about 4 m. Below the production well, the barrier medium extends into layers of the reservoir in which the oil-water interface 12 extends and temperatures between about 90 ° C (Ti) and 1 10 ° C (T2) prevail. The barrier medium remains stable in this temperature range and forms a barrier to the formation water, which presses from below in the direction of the production bore 30.
  • the barrier medium extends into layers of the deposit where temperatures of 150 ° C (T3) and more prevail. Since the decomposition temperature of the barrier medium is at 120 ° C, the barrier medium decomposes in the area between the production bore 30 and the injector bore 20, so that this area remains permeable to steam and oil. The permeability of this area is reduced only slightly. After the successful shut-off of the deposit against formation water inflow, steam flooding and oil production are resumed.
  • Example 2 Under similar storage conditions as in Example 1 (see Fig. 8), instead of a
  • the aqueous solution contains 4.5% sodium silicate, 0.4% sulfuric acid, 5% acrylic acid and 1% sodium persulfate (all percentages by weight).
  • the solution is pressed at a temperature of about 20 ° C through the production well into the deposit.
  • the gelation temperature is 70 ° C
  • the decomposition temperature is in the range of 120 ° C to 130 ° C.
  • the liquid barrier medium penetrates radially into the rock layers starting from the production bore and the gelation begins. In the immediate vicinity below the production well and in the area above the production well, however, the temperatures are so high that the gel formed decays again. In the area of the oil-water boundary layer 12, however, the gel layer remains stable, so that an inflow of formation water is effectively counteracted.
  • Production dilution has increased during the production phase of the SAGD process, and an analysis of the accompanying water in the extracted oil shows that it is formation water and condensed steam.
  • the oil-water interface runs irregularly moderately about three meters below the production well. To counteract production dilution, the following steps are taken:
  • the temperature profile is determined on the basis of individual temperature measurements and simulation calculations based on them.
  • the temperature in the production well varies along the bore and averages 135 ° C.
  • the temperature gradient in the vicinity of the production well is about 20 m. Accordingly, temperatures of about 75 ° C. prevail in the oil-water boundary layer.
  • the layer of the deposit immediately surrounding the injector bore has a temperature of approximately 260 ° C., since the steam is supplied at a temperature of 280 ° C.
  • the barrier medium used is an aqueous mixture with a proportion of 1.5% to 2% of cellulose ether and 20% to 40% of urea.
  • the mixture may further contain additives that increase the gel temperature. It is set to 70 ° C.
  • the decomposition temperature can be influenced inter alia by the choice of cellulose ether and other additives and is set to 140 ° C.
  • the length of the section of the production well to be treated is 300 meters. 0.5 m 3 of the barrier medium is used per meter, ie 150 m 3 in total.
  • a hydrophobic mixture is pressed into the production well based on an alcohol, especially methanol, ethanol, or mixtures thereof, and containing hydrophobic additives, for example, a cationic surfactant.
  • hydrophobic additives for example, a cationic surfactant.
  • the temperature level during oil production is significantly higher. Temperatures of approx. 170 ° C prevail in the area between the production well and the injector bore. After production dilution has risen to 80%, oil production ceases.
  • cold water is introduced into the production well as a cooling medium to cool the near area around the production well. After the temperature there has dropped to about 150 ° C, a barrier medium based on silicate and polyacrylamide is introduced, which is already present for days as a viscous gel and whose decay stemperatura 150 ° C. There are about 0.7 m 3 of the barrier medium per meter production bore introduced under pressure. Subsequently, the production well is rinsed with water, and the oil production is resumed.
  • the cooling causes the barrier medium in spite of the overall high temperature level penetrates into the oil-water boundary layer and seals them against inflowing formation water.
  • the gel decomposition begins immediately after the introduction, since the temperatures are above the decomposition temperature.
  • the gel disintegrates only when, due to the resumption of oil production, the temperature profile approaches that before the cooling.
  • the temperature in the production well is about 100 ° C, below the production well temperatures of 60 ° C to 90 ° C prevail.
  • the temperatures between the injection well and the production well are from 120 ° C to 140 ° C.
  • the steam chamber around the injection well is not fully developed yet, but vapor breakthroughs are detected in the production well. These vapor breakthroughs are mainly due to very different permeabilities of the rock layer.
  • temperatures of about 100 ° C to 120 ° C below the production well and 200 ° C to 250 ° C above are expected.
  • a thermogel is introduced as a barrier medium in the production well.
  • the steam chamber can now form more evenly. Due to the rising temperature in the steam chamber, the gel layer gradually decays between the injector bore and the production well until it finally releases the liquefied oil flow paths. This process can take several weeks or months. During this time, the perforation channels remain closed in this layer for incoming steam or at least greatly narrowed. Below the production well, the gel layer remains stable and provides effective protection against incoming formation water from the oil-water interface.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Förderung von hochviskosen Ölen oder Bitumen aus einer unterirdischen Lagerstätte (10), in der mindestens eine Injektorbohrung (20) und mindestens eine Produktionsbohrung (30) vorhanden sind, die im Wesentlichen horizontal verlaufen, wobei sich die Injektorbohrung (20) oberhalb der Produktionsbohrung (30) befindet, umfassend die folgenden Schritte: (a) Einstellung der Ölentnahme aus der Produktionsbohrung (30), (b) Einbringen eines fluiden Sperrmediums (40), das in einem Gel-Temperaturbereich ein Gel bildet und eine Zerfallstemperatur hat, oberhalb derer das Gel zerfällt, in die die Produktionsbohrung (30) umgebende Produktionsschicht, und (c) Wiederaufnahme der Ölentnahme aus der Produktionsbohrung (30), wobei die Zusammensetzung des Sperrmediums (40) so gewählt ist, dass die in dem unterhalb der Produktionsbohrung (30) gelegenen Abschnitt der Produktionsschicht herrschenden Temperaturen zumindest teilweise innerhalb des Gel-Temperaturbereichs liegen, und im Abschnitt oberhalb der Produktionsbohrung (30) befindliches Sperrmedium (40) aufgrund seiner Zerfallstemperatur kein Gel bildet oder bereits gebildetes Gel zerfällt.

Description

Verfahren zur Förderung von hochviskosen Ölen oder Bitumen
Beschreibung Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Förderung von hochviskosen Ölen oder Bitumen aus einer unterirdischen Lagerstätte, in der mindestens eine Injektorbohrung und mindestens eine Produktionsbohrung vorhanden sind, die im Wesentlichen horizontal verlaufen, wobei die Injektorbohrung oberhalb der Produktionsbohrung verläuft. Hochviskose Öle, auch Schweröle genannt, und Bitumen kommen in unterirdischen Lagerstätten in großen Mengen in sogenannten Ölsanden vor. Im Hinblick auf die Gewinnung von hochviskosen Ölen und Bitumen lassen sich zwei grundlegend verschiedene Techniken unterscheiden. In Regionen, in denen Ölsande aufgeschlossen oder von weniger als etwa 75 m Sediment bedeckt vorliegen, lassen sie sich ohne größere technische Probleme im Tagebau fördern.
Bei unterirdischen Lagerstätten, ab einer Tiefe von etwa 75 m, bedient man sich so genannter „in situ"- Methoden. Bei diesen Techniken verbleibt der Ölsand in seiner unterirdischen Lagerstätte, lediglich das Schweröl oder Bitumen wird mittels verschiedener Verfahren vom Sandkorn getrennt und fließfähiger gemacht, damit es mit konventionellen Verfahren abgepumpt werden kann. Etablierte„in situ"-Methoden sind„Steam Assisted Gravity Drainage" (SAGD),„Cyclic Steam Stimulation" (CSS),„Toe to Heel Air Injection" (THAI) sowie der„Vapor Extraction Pro- cess" (VAPEX). Das Wirkprinzip ist bei diesen Verfahren identisch: Durch Hitzeeinwirkung werden die langkettigen Kohlenwasserstoffe aufgespalten, die Viskosität des Schweröls oder Bitumens nimmt ab, und es wird fließfähiger.
Lagerstätten von Schweröl-Sanden, beispielsweise Teersanden, sind unter anderem im Westen der Vereinigten Staaten von Amerika, in Kanada, insbesondere Nordalberta, Venezuela sowie in den GUS-Staaten und Teilen Asiens gelegen. Die extrem hohe Viskosität des Schweröls aus diesen Sanden, z.B. etwa 105 mPa-s bis über 106 mPa-s, bei Lagerstättentemperaturen im Be- reich von etwa 4°C bis 50°C machen es unmöglich, diese nach üblichen Verfahren zu fördern. Durch eine beträchtliche Erhöhung der Temperatur in der Lagerstätte kann die Viskosität des Öls auf 10 mPa-s oder weniger herabgesetzt werden. Der Sand ist im Allgemeinen ein mittelkörniges Material, überwiegend Quarz. Die einzelnen Körner sind mit Wasser bedeckt und von einem Bitumenfilm umgeben. Bituminöses Erdöl füllt mindestens einen Teil des Hohlraums zwi- sehen den sich berührenden Körnern. Die gepackten Sandkörner weisen üblicherweise einen Hohlraum von etwa 20 bis 35% auf. Dies entspricht einem Bitumen/Sand-Gemisch von etwa 83 bis 90 Gew.-% Sand.
Das am weitesten verbreitete und angewandte„in situ"-Verfahren zur Förderung von Schweröl und Bitumen ist das SAGD-Verfahren. Dabei wird Wasserdampf unter Druck durch ein innerhalb der Lagerstätte im Wesentlichen horizontal verlaufendes Bohrloch gepresst. Das aufgeheizte, geschmolzene und vom Sand oder Gestein abgelöste Schweröl oder Bitumen sickert zu einem zweiten, im Wesentlichen horizontal verlaufenden Bohrloch, durch das die Förderung des verflüssigten Schweröls oder Bitumens erfolgt. Die Lage dieses zweiten Bohrlochs wird in Abhängigkeit von den örtlichen Gegebenheiten in der Lagerstätte gewählt. Üblicherweise verläuft es im Wesentlichen parallel zu dem einige Meter höher gelegenen ersten Bohrloch. Der unter Druck eingebrachte Wasserdampf erfüllt mehrere Funktionen. Zum einen bringt er thermische Energie für die Verflüssigung und das Ablösen des Schweröls oder Bitumens in die Lager- stätte ein. Zum anderen sorgt er für einen Druckaufbau in der Lagerstätte, wodurch die Lagerstätte für einen Schweröl- oder Bitumentransport durchlässiger wird, und die Förderung ohne zusätzliche Pumpen ermöglicht wird.
Beim SAGD-Verfahren lassen sich zwei Phasen unterscheiden, die zeitlich nacheinander durchgeführt werden. Am Beginn des SAGD-Verfahrens steht die Zirkulationsphase, in der typischerweise über mehrere Monate durch beide Bohrlöcher Dampf oder Heißwasser zirkuliert wird, um zunächst möglichst schnell das Schweröl oder Bitumen im Raum zwischen den Bohrlöchern aufzuheizen und zu verflüssigen. An die Zirkulationsphase schließt sich die Produktionsphase an, in der Dampf durch das obere Bohrloch in die Lagerstätte eingebracht wird und die Förderung durch das untere Bohrloch beginnt.
Neben der Einbringung von thermischer Energie in Form von Heizdampf haben sich auch Verfahren etabliert, bei denen ein sauerstoffhaltiges Gas in die Lagerstätte eingebracht wird, das zu einer Oxidation der in der Lagerstätte vorhandenen Kohlenwasserstoffe führt und dadurch die Temperatur erhöht. Die Förderung von Schweröl oder Bitumen aus Ölsanden durch eine Kombination von Niedertemperatur-Oxidation und Heißwasser- oder Dampfinjektion ist in der US-Patentschrift 3,976,137 offenbart. Die US-Patentschrift 4,127,172 beschreibt ein weiteres Verfahren zur Förderung aus Ölsanden, das drei Zyklen umfasst, bei denen der Eintrag von thermischer Energie, Druckaufbau und die eigentliche Förderung einander abwechseln.
Die russischen Patentschriften RU 2 305 762 C1 und RU 2 287 677 C1 beschreiben ein SAGD- Verfahren, bei dem die beiden horizontalen Bohrlöcher auf beiden Seiten bis zur Erdoberfläche geführt sind. Diese Art der Bohrung wird auch als„Fish Hook Bohrung" bezeichnet. Das Einbringen von Dampf und die Förderung des Öls können bei diesem Verfahren auf beiden Seiten der horizontalen Bohrlöcher erfolgen.
Bei etlichen Lagerstätten besteht das grundsätzliche Problem, dass aus den die Bohrlöcher umgebenden Gesteins- bzw. Sandschichten sogenanntes Formationswasser in das Bohrloch fließt, aus dem das Öl gefördert wird, und dadurch das zu fördernde Öl verwässert. Dieser Ef- fekt wird auch als Produktionsverwässerung bezeichnet. Die Produktivität einer Bohrung nimmt in einem solchen Fall teilweise rapide ab.
Eine Ursache für dieses Problem liegt darin, dass die Öl-Wasser-Grenzschicht zwischen der öl- bzw. bitumenhaltigen Gesteinsschicht und der überwiegend Wasser führenden Gesteinsschicht unregelmäßig verläuft. Um eine hohe Ölausbeute aus der Lagerstätte zu erzielen, werden die Bohrlöcher häufig nahe der Öl-Wasser-Grenzschicht niedergebracht. Die Unregelmäßigkeiten führen dann dazu, dass die Bohrlöcher teilweise in die Wasser führende Schicht hineinragen, beispielsweise im Falle von Wasserlinsen, die sich aus der Wasser führenden Schicht in die ölhaltige Schicht erstrecken.
Eine weitere Ursache ist darin zu sehen, dass sich beim Niederbringen der Bohrung Abwei- chungen von der geplanten Bohrlochspur ergeben können, insbesondere bei horizontalen Bohrlöchern, die sich über mehrere hundert Meter erstrecken können. Je länger die Bohrung ausgeführt wird und je näher sie an die Öl-Wasser-Grenzschicht niedergebracht wird, umso größer ist die Wahrscheinlichkeit, dass die Wasser führende Gesteinsschicht angebohrt wird, und es zu der unerwünschten Produktionsverwässerung kommt.
Es sind verschiedene Ansätze bekannt, dem Problem des Wasserzuflusses zu begegnen, beispielsweise das Einbringen von wässrigen Lösungen auf Basis von Zement, Ton, Silikaten, Kunstharzen, Polymeren oder Kombinationen daraus in die abzusperrende Gesteinsschicht. Zementhaltige oder tonhaltige Lösungen werden vorwiegend zur Abdichtung von Gesteins- schichten mit relativ weiten Rissen oder Öffnungen, deren Breite typischerweise größer als 0,1 mm ist, eingesetzt. Zur Abdichtung von feinen Rissen werden überwiegend partikelfreie Materialien wie Kunstharze, Polymere oder Silikatgele verwendet. Beim Einsatz von Silikaten, beispielsweise Natronwasserglas, werden zwei Verfahrensvarianten unterschieden. Bei der ersten Variante wird zunächst die Silikatlösung und anschließend eine Härterlösung in die Gesteins- schicht eingebracht, woraufhin dort ein hartes Gel entsteht. Bei der zweiten Variante wird eine mit Härterchemikalien modifizierte Silikatlösung vorgemischt in die Gesteinsschicht eingebracht, wobei meist ein weiches Gel mit geringer Festigkeit entsteht.
Die kanadische Patentanmeldung CA 2 039 920 A1 offenbart ein Verfahren zur Steigerung der Ölausbeute bei einem SAGD-Verfahren mit vertikalen Bohrlöchern, bei dem ein gelbildendes Gemisch in die wasserführende Schicht eingebracht wird, wo das Gemisch eine feste Gelschicht bildet. Nach Ausbildung der Gelschicht wird die Förderung durch Einbringen von Dampf wieder aufgenommen. Die US-Anmeldung US 2012/0085536 A1 betrifft die Förderung von Öl nach dem SAGD- Verfahren aus einer Lagerstätte, bei der die Durchlässigkeit der Gesteinsschichten stark unterschiedlich ist. Zur Vergleichmäßigung der Fließwege innerhalb der Lagerstätte wird dort vorgeschlagen, ein Gemisch einzubringen, das Substanzen enthält, die sich in größeren Öffnungen anlagern und dadurch die Querschnitte verengen.
In dem Dokument US 3,669,188 A wird ein Verfahren zur Verbesserung der Ölförderung beschrieben, bei dem zur Vergleichmäßigung der Durchlässigkeit der Lagerstätte ebenfalls ein gelbildendes Gemisch eingebracht wird. Die Gelbildung tritt bei den vorgeschlagenen Gemischen bei hohen Temperaturen ein, sodass eine Steuerung der Durchlässigkeit über unter- schiedliche Temperaturfelder in der Lagerstätte erfolgen kann.
Auch die Patentanmeldung EP 2 436 748 A1 ist mit dem Problem der Vergleichmäßigung der Durchlässigkeit der Lagerstätte befasst. Bei dem vorgeschlagenen Verfahren werden separat eine saure Formulierung, die wasserlösliche Aluminiumsalze umfasst, sowie eine Formulierung auf Basis von Harnstoff oder Harnstoffderivaten in die hoch permeablen Bereiche der Lagerstätte injiziert. Die Formulierungen vermischen sich und bilden unter den gegebenen Lagerstättenbedingungen hochviskose Gele.
In der russischen Patentschrift RU 2 289 684 C2 wird vorgeschlagen, ein wässriges Gemisch auf der Basis von Polyacrylnitril in die Wasser führenden Schichten einzubringen, um den Was- serzufluss in die öl- oder bitumenhaltigen Schichten zu verringern. In der Patentschrift RU 2 247 825 C1 wird ein SAGD-Verfahren zur Förderung von Schweröl bzw. Bitumen beschrieben, bei dem zur Unterdrückung des Formationswasserzuflusses in das Bohrloch zunächst eine hochviskose hydrophobe Flüssigkeit und anschließend eine Isolierflüssigkeit in die Wasser führenden Schichten gepresst wird. Die Isolierflüssigkeit enthält im Wesentlichen Zement, Kalk und Wasser mit geringen Mengen an weiteren Substanzen wie Etha- nol.
In der Patentanmeldung US 2005/0178544 A1 wird vorgeschlagen, eine wässrige Lösung eines Polymergeis oder einer polymeren Gel-in-ÖI-Emulsion in die Grenzschicht zwischen Wasser führender Schicht und Öl bzw. Bitumen führender Schicht einzubringen. Es werden spezielle Polymergele genannt, die leichter als Wasser sind und nach einer gewissen Zeit hochviskos werden, sodass sie eine Sperre gegen das Formationswasser darstellen.
Obgleich einige Ansätze bekannt sind, dem Problem der Produktionsverwässerung zu begegnen, gibt es noch Raum für Verbesserungen dieser Technologien.
Es stellte sich die Aufgabe, ein wirtschaftliches Verfahren zur Gewinnung von hochviskosen Ölen oder Bitumen aus untertägigen Lagerstätten bereitzustellen, bei dem der störende Ein- fluss von Formationswasser wirksam begrenzt wird. Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren zur Förderung von hochviskosen Ölen oder Bitumen aus einer unterirdischen Lagerstätte, in der mindestens eine Injektorbohrung und mindestens eine Produktionsbohrung vorhanden sind, die im Wesentlichen horizontal verlaufen, wobei sich die Injektorbohrung oberhalb der Produktionsbohrung befindet, umfassend die Schritte:
(a) Einstellung der Ölentnahme aus der Produktionsbohrung,
(b) Einbringen eines fluiden Sperrmediums, das in einem Gel-Temperaturbereich ein Gel bildet und eine Zerfallstemperatur hat, oberhalb derer das Gel zerfällt, in die die Produktionsbohrung umgebende Produktionsschicht, und
(c) Wiederaufnahme der Ölentnahme aus der Produktionsbohrung.
Erfindungsgemäß ist die Zusammensetzung des Sperrmediums so gewählt, dass die in dem unterhalb der Produktionsbohrung gelegenen Abschnitt der Produktionsschicht herrschenden Temperaturen zumindest teilweise innerhalb des Gel-Temperaturbereichs liegen, und im Abschnitt oberhalb der Produktionsbohrung befindliches Sperrmedium aufgrund seiner Zerfallstemperatur kein Gel bildet oder bereits gebildetes Gel zerfällt. Das erfindungsgemäße Verfahren eignet sich in besonderer Weise zur Durchführung des oben erwähnten SAGD-Verfahrens, insbesondere wenn die sich unterhalb der Produktionsbohrung befindende Gesteinsschicht Wasser führend ist. Beim SAGD-Verfahren wird ein fluides Wärmeträgermedium, insbesondere Wasserdampf, durch die Injektorbohrung in eine unterirdische Lagerstätte gepresst. Aufgrund des Wärmeeintrags verflüssigt sich das in der Lagerstätte befindli- che Schweröl oder Bitumen und fließt nach unten in Richtung der Produktionsbohrung, durch die das flüssige Öl an die Erdoberfläche gefördert werden kann. Dieser Effekt wird verstärkt durch den Druckaufbau ausgehend von der Injektorbohrung, durch den das verflüssigte Öl in Richtung der Produktionsbohrung getrieben wird. Injektorbohrung und Produktionsbohrung verlaufen im Wesentlichen horizontal, wobei eine Abweichung von bis zu 20° aus der Horizontalen noch als„im Wesentlichen horizontal" angesehen wird. Vorzugsweise verlaufen die beiden Bohrungen parallel zueinander.„Parallel" bedeutet in diesem Zusammenhang, dass die beiden Bohrungen in zueinander parallelen, im Wesentlichen horizontalen Ebenen verlaufen. Insbesondere verlaufen die Bohrungen auch in einer gemeinsamen vertikalen Ebene, wobei Abweichungen von bis zu 10° aus dieser vertikalen Ebene noch als parallel angesehen werden.
Die Produktionsbohrung wird vorzugsweise in einen unteren Bereich der Produktionsschicht niedergebracht. Als„Produktionsschicht" wird die ölführende Schicht der unterirdischen Lagerstätte bezeichnet. Ihre jeweilige Form und Ausdehnung hängt von den konkreten Gegebenheiten der Lagerstätte ab. Der Großteil der Produktionsschicht befindet sich typischerweise ober- halb der Produktionsbohrung, die Injektorbohrung verläuft meist in der Produktionsschicht. Der Abstand zwischen der Produktionsbohrung und der Injektorbohrung beträgt vorzugsweise 4 bis 7 Meter. Unterhalb der Produktionsbohrung erstreckt sich die Produktionsschicht häufig bis an oder in die Öl-Wasser-Grenzschicht. Die Mächtigkeit der Produktionsschicht liegt häufig im Bereich von 15 bis 45 Metern. Bei einer geringeren Mächtigkeit ist der Einsatz der SAGD- Technologie meist unwirtschaftlich. Je geringer die Mächtigkeit der Produktionsschicht ist, umso geringer wird der Abstand der Produktionsbohrung zur Öl-Wasser-Grenzschicht gewählt, um möglichst viel Öl zu erhalten. Das Risiko einer Produktionsverwässerung steigt dabei.
Das Temperaturprofil innerhalb der Lagerstätte hängt unter anderem ab von den konkreten geologischen Gegebenheiten und der Betriebsweise des Ölförderverfahrens. Insbesondere während der Einspeisung eines Wärmeträgermediums in die Injektorbohrung während des SAGD-Verfahrens weist die Produktionsschicht ein ausgeprägtes Temperaturgefälle auf. Im Falle der Einspeisung von Wasser als Wärmeträgermedium, dem sogenannten Wasserfluten, herrschen in der Nähe der Injektorbohrung Temperaturen von bis zu 150°C vor, je nach Tempe- ratur des zugeführten Wassers. Bei Verwendung von Dampf als Wärmeträgermedium, dem sogenannten Dampffluten, betragen die Temperaturen im Nahbereich der Injektorbohrung bis zu 300°C. Die Temperaturen im Bereich um die Produktionsbohrung können Werte von 80°C bis 120°C erreichen. Das Temperaturprofil ist dabei häufig nicht statisch, sondern verändert sich im Laufe der Förderung. So sinken die Temperaturen in der Lagerstätte beispielsweise nach der Einstellung des Einbringens des Wärmeträgermediums kontinuierlich, bis sie sich den natürlichen Lagerstättentemperaturen angenähert haben. Die Temperaturen im Abschnitt der Produktionsschicht oberhalb der Produktionsbohrung sind üblicherweise höher als die Temperaturen im Abschnitt der Produktionsschicht unterhalb der Produktionsbohrung. Die Erfindung macht sich diese Gegebenheiten zunutze, indem in die Produktionsschicht ein Sperrmedium eingebracht wird, das unterhalb der Produktionsschicht ein stabiles Gel bildet, wohingegen im Bereich zwischen der Produktionsbohrung und der Injek- torbohrung kein Gel ausgebildet wird oder bereits gebildetes Gel aufgrund der dort höheren Temperaturen zerfällt. Dazu wird die Zusammensetzung des Sperrmediums so gewählt, dass die in dem unterhalb der Produktionsbohrung gelegenen Abschnitt herrschenden Temperaturen zumindest teilweise innerhalb des Gel-Temperaturbereichs liegen. Methoden zur Ermittlung der Temperaturverteilung in der Lagerstätte sind dem Fachmann bekannt. Sie basieren üblicherweise auf der Kombination der Messung einiger Temperaturen an ausgewählten Stellen in der Lagerstätte mit Simulationsrechnungen, bei denen unter anderem die in die Lagerstätte eingebrachte und daraus abgeführte Wärmemengen berücksichtigt werden. Die Begriffe der„Ermittlung" bzw.„Bestimmung" von Temperaturen in der Lagerstätte sind daher im Sinne einer Näherung an die tatsächlich in der Lagerstätte herrschenden Temperaturen zu verstehen und nicht im Sinne einer absoluten, exakten Bestimmung.
In einer bevorzugten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird nach dem Einbringen des Sperrmediums (Schritt b) und vor der Wiederaufnahme der Ölentnahme (Schritt c) eine Spülflüssigkeit in einer Menge in die Produktionsbohrung eingebracht, dass das Sperrmedium aus dem Nahbereich um die Produktionsbohrung verdrängt wird. Als Spülflüssigkeit wird eine Substanz oder ein Gemisch von Substanzen ausgewählt, die oder das geeignet ist, das Sperrmedium zu verdrängen. Bevorzugt wird als Spülflüssigkeit Wasser eingesetzt, das gegebenenfalls mit Zusatzstoffen versehen ist, die das Verdrängen des Sperrmediums begünstigen. Besonders bevorzugt werden die Zusatzstoffe so gewählt, dass die Viskosität der wässrigen Lösung höher ist als die Viskosität des Sperrmediums. Dadurch lässt sich ein Kolben-Effekt erzielen, bei dem das Sperrmedium durch die Spülflüssigkeit wie von einem sich ausbreitenden Kolben verdrängt wird. In einer alternativen bevorzugten Variante wird als Spülflüssigkeit ein hydrophobes Gemisch eingesetzt, besonders bevorzugt auf Basis von Alkoholen, denen hydro- phobe Zusatzstoffe zugefügt sind. Die Spülflüssigkeit wird vorzugsweise derart ausgewählt, dass sie die Permeabilität in der Produktionsschicht möglichst nicht erhöht. Dazu können die Zusatzstoffe derart ausgewählt werden, dass sie in einem vorgegebenen Temperaturbereich zerfallen oder sich die Viskosität der Sperrflüssigkeit in dem vorgegebenen Temperaturbereich deutlich reduziert. Ein geeigneter Zusatzstoff ist beispielsweise Polyacrylamid. Die Viskosität einer Polyacrylamid-haltigen wässrigen Lösung lässt sich in einem breiten Intervall einstellen, z.B. derart, dass die Viskosität der Lösung oberhalb von 80°C deutlich abnimmt. Unter dem Nahbereich ist der die Produktionsbohrung unmittelbar umgebende Bereich der Produktionsschicht zu verstehen, der sich im Allgemeinen in sämtliche radialen Richtungen um die Bohrung erstreckt. In aller Regel wird die Verdrängung des Sperrmediums nicht völlig gleichmäßig erfolgen, da die Gesteinsschichten der Lagerstätte unterschiedlich durchlässig sind oder Kanäle bzw. Zonen mit unterschiedlich großen Strömungswiderständen aufweisen. Der Nahbereich ist daher in der Regel nicht als einheitlicher kreisförmiger Zylinder um die Bohrung zu verstehen, sondern als Mittelwert der radialen Verdrängung des Sperrmediums. Üblicherweise wird die Produktionsbohrung nur wenige Meter oberhalb der Wasser führenden Schicht niedergebracht. Um zu vermeiden, dass sich die Spülflüssigkeit bis in die Wasser führende Schicht aus- dehnt und damit eine Verbindung für zuströmendes Formationswasser schafft, wird ihr Radius vorzugsweise so gewählt, dass noch ein Sicherheitsabstand zur Wasser führenden Schicht verbleibt. Besonders bevorzugt weist der Nahbereich einen Radius von 0,5 m bis 2 m um die Produktionsbohrung auf. Die Menge an Spülflüssigkeit wird der gewünschten Verdrängung an- gepasst gewählt und vorzugsweise unter Druck durch die Produktionsbohrung eingebracht. Bevorzugt werden ca. ein bis zwei Kubikmeter Spülflüssigkeit pro Meter der Produktionsbohrung eingesetzt.
Das Einbringen der Spülflüssigkeit hat mehrere Vorteile. Zum einen wird dadurch sichergestellt, dass die Produktionsbohrung selbst frei von Sperrmedium ist, sodass der Gefahr einer Verstop- fung durch gelförmiges Sperrmedium vorgebeugt wird. Zum anderen befinden sich nach der Spülung das Sperrmedium unterhalb der Bohrung und dasjenige oberhalb der Bohrung weiter voneinander entfernt und somit in Bereichen der Lagerstätte, deren Temperaturen eine größere Differenz aufweisen. Der Gel-Temperaturbereich reicht bevorzugt von 30°C bis 100°C, während die Zerfallstemperatur im Bereich von 80°C bis 160°C liegt. Der Gel-Temperaturbereich und die minimale Zerfallstemperatur liegen in diesem Fall weiter auseinander, was eine größere Flexibilität bei der Auswahl des Sperrmediums mit sich bringt.
In einer bevorzugten Ausgestaltung wird als Sperrmedium ein Thermogel in flüssiger Form in die Produktionsschicht eingebracht, dessen Gelbildungstemperatur geringer als die Temperatur unmittelbar unterhalb der Produktionsbohrung ist. Unter einem„Thermogel" wird ein Fluid verstanden, das in einem ersten Temperaturbereich als Flüssigkeit eine niedrige Viskosität aufweist und bei Überschreiten einer vorgegebenen Temperatur, der sogenannten„Gelbildungstemperatur", ein Gel bildet, wodurch seine Viskosität deutlich steigt. Derartige Fluide sind prinzipiell bekannt, beispielsweise aus dem Zeitschriftenartikel von L.K. Altunina und V.A. Kuvshi- nov in 0/7 & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 63 (2008), No. 1 , Seiten 37-48 und den dort angegebenen Literaturverweisen. Häufig erfolgt die Gelbildung bei derartigen Fluiden in einem bestimmten Temperaturbereich, dem sogenannten„Gel-Temperaturbereich". Als Gelbildungstemperatur wird in diesem Fall die Untergrenze des Gel-Temperaturbereichs verstanden, also die Temperatur, bei der die Vergelung einsetzt.
Thermogele im Sinne der Erfindung haben die weitere Eigenschaft, dass das Gel bei Überschreiten einer kritischen Temperatur, der sogenannten„Zerfallstemperatur", degradiert bzw. zerfällt. Die Struktur des Gels wird dabei zerstört, sodass sich die Viskosität drastisch reduziert. Für die Auswahl von Thermogelen zur Verwendung in dem erfindungsgemäßen Verfahren sind der Gel-Temperaturbereich sowie die Zerfallstemperatur die wichtigsten Parameter. Der Gel- Temperaturbereich wird so gewählt, dass die in dem unterhalb der Produktionsbohrung gelegenen Abschnitt der Produktionsschicht herrschenden Temperaturen zumindest teilweise inner- halb des Gel-Temperaturbereichs liegen. Das bedeutet, dass sich der relevante Temperaturbereich in der Lagerstätte und der Gel-Temperaturbereich zumindest teilweise überlappen.
Dadurch wird sichergestellt, dass sich nach Einbringen des Thermogels in die Produktionsschicht in dem Abschnitt unterhalb der Produktionsbohrung eine hochviskose Gelschicht ausbildet, die den Zufluss von Formationswasser in die Produktionsbohrung erschwert oder völlig unterbindet.
In einer weiteren bevorzugten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die Zusammensetzung des Sperrmediums derart gewählt, dass das Sperrmedium bereits vor dem Einbringen in die Produktionsschicht als viskoses Gel vorliegt. Bei dieser Ausgestaltung ist der Begriff des„Gel-Temperaturbereichs" so zu verstehen, dass das Gel in diesem Temperaturbereich stabil bleibt. Wie im Fall der Thermogele liegen die im unterhalb der Produktionsbohrung gelegenen Abschnitt der Produktionsschicht herrschenden Temperaturen zumindest teilweise innerhalb dieses Gel-Temperaturbereichs. Der wichtigste Parameter bei der Auswahl des Sperrmediums ist bei dieser Ausführungsform die Zerfallstemperatur.
Die Zerfallstemperatur wird so gewählt, dass Sperrmedium, das sich im Abschnitt oberhalb der Produktionsbohrung befindet, kein Gel bildet oder bereits gebildetes Gel zerfällt. Bei einer Ausgestaltung, bei der sich das Sperrmedium in der Produktionsbohrung oder in der unmittelbaren Umgebung derselben befindet, wird die Zerfallstemperatur vorzugsweise so gewählt, dass sie der Temperatur in der Produktionsbohrung entspricht oder geringfügig geringer ist. Besonders bevorzugt wird die Zerfallstemperatur derart gewählt, dass auch der unterhalb der Produktionsbohrung liegende Bereich der Produktionsschicht in einem Radius von 0,5 m bis 2 m um die Produktionsbohrung nach dem Gelzerfall frei von Sperrmedium ist. Bei einer Ausführungsform, bei der das Sperrmedium beispielsweise durch eine Spülflüssigkeit in einen Bereich oberhalb und mit einigem Abstand zur Produktionsbohrung verschoben ist, kann die Zerfallstemperatur höher als die in der Produktionsbohrung oder unterhalb der Produktionsbohrung herrschende Temperatur gewählt werden.
Bei einer besonders vorteilhaften Variante des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die minima- le Temperatur in der mindestens einen Produktionsbohrung bestimmt, und die Zusammensetzung des Sperrmediums wird so gewählt, dass seine Zerfallstemperatur von 0°C bis 40°C, insbesondere von 5°C bis 20°C geringer ist als die in der Produktionsbohrung bestimmte minimale Temperatur. Die Bestimmung der Temperatur ist in dem oben erwähnten Sinn einer Näherung an die tatsächlichen Temperaturen zu verstehen. Zur Bestimmung der„minimalen Temperatur" werden vorzugsweise in dem Bereich der Produktionsbohrung, in den das Sperrmedium eingebracht werden soll, mehrere Einzeltemperaturen bestimmt und aus diesen der geringste Wert ausgewählt. In einer vorteilhaften Ausprägung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird nach der Einstellung der Ölentnahme (Schritt a) und vor dem Einbringen des Sperrmediums (Schritt b) die die Produktionsbohrung unmittelbar umgebende Produktionsschicht durch das Einbringen eines flüssigen Kühlmediums in die Produktionsbohrung um bis zu 40°C, besonders bevorzugt bis zu 20°C, insbesondere bis zu 10°C abgekühlt. Bevorzugt wird als Kühlmedium Wasser eingesetzt.
Diese Verfahrensvariante ist insbesondere dann von Vorteil, wenn die die Produktionsbohrung umgebende Produktionsschicht eine hohe Temperatur aufweist, und ein tiefes Eindringen des Sperrmediums in den unteren Abschnitt der Produktionsschicht erforderlich oder gewünscht ist. Die Kühlung ermöglicht in diesem Fall den Einsatz von Sperrmedien, die ansonsten bereits bei Austritt aus der Produktionsbohrung vergelen würden und nicht in die weiter entfernten Schichten vordringen könnten.
Weiterhin kann bei dieser Verfahrensvariante vorteilhaft ein Sperrmedium verwendet werden, dessen Zerfallstemperatur der minimalen Temperatur in der Produktionsbohrung vor der Kühlung entspricht. Die Kühlung bewirkt, dass ein derartiges Sperrmedium in die die Produktbohrung umgebende Produktionsschicht eingebracht werden kann, ohne dass sofort ein Gelzerfall stattfindet. Der Gelzerfall beginnt erst, wenn sich das Temperaturprofil wieder demjenigen vor der Kühlung annähert.
In einer bevorzugten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens ist das Sperrmedium derart ausgewählt, dass sich beim Gelzerfall Substanzen bilden, die am Ort des Gelzerfalls in der Lagerstätte verbleiben und den Fließwiderstand erhöhen beziehungsweise die Permeabilität des betreffenden Abschnitts der Lagerstätte verringern. Beispiele für derartige Sperrmedien sind solche auf Silikat-Basis oder solche, die eine mineralische Phase enthalten. In einer bevorzugten Variante handelt es sich bei dem Sperrmedium um eine wässrige Lösung, die 1 bis 4 Gew.-% Celluloseether sowie 5 bis 20 Gew.-% Feinsand, Tonmehl und/oder Holzmehl enthält. Beim Gelzerfall bilden sich hierbei Partikel, die sich in den Perforationskanälen der Lagerstätte ablagern oder darin anhaften. Beim Einbringen in die Lagerstätte dringt mehr Sperrmedium in die hochpermeablen Zonen ein als in die weniger permeablen Zonen, da dort der Widerstand größer ist. Entsprechend befinden sich nach dem Gelzerfall in den hochpermeablen Zonen mehr Substanzen, die den Fließwiderstand erhöhen bzw. die Permeabilität verringern. Somit trägt diese Maßnahme zu einer Vergleichmäßigung der Permeabilität des betreffenden Abschnitts der Lagerstätte bei, was beispielsweise im Hinblick auf die Entwicklung einer Dampf- kammer um die Injektorbohrung von Vorteil ist.
In einer weiterhin bevorzugten Variante enthält das Sperrmedium Substanzen, die als Fällungs- verzögerer wirken. Dadurch lässt sich die zeitliche Wirkung des Sperrmediums in den Perforationskanälen der Lagerstätte gezielter steuern. Derartige Substanzen sind dem Fachmann be- kannt, beispielsweise aus dem Dokument DE 43 21 154 A1 .
In einer weiteren bevorzugten Ausgestaltung ist das Sperrmedium derart ausgewählt, dass sich bei der Gelbildung und/oder beim Gelzerfall Substanzen bilden, die die Ölviskosität verringern. Beispiele für Sperrmedien, die bei der Gelbildung derartige Substanzen bilden, sind solche auf Basis von Harnstoff, wie sie beispielsweise in der Patentanmeldung EP 2 333 026 A1 offenbart sind. Während der Gelbildung wird bei der Hydrolyse des Harnstoffs Kohlendioxid frei. Dieses wird vom Erdöl aufgenommen, wodurch sich dessen Viskosität verringert. Ein weiterer positiver Effekt ergibt sich durch die Freisetzung von Ammoniak während des Gelzerfalls. Ammoniak löst sich in der wässrigen Phase der Lagerstätte und trägt zur Hydrophobierung der Gesteine und zur Verringerung der Oberflächenspannung zwischen dem in der Lagerstätte vorhandenen Öl und Wasser bei. Dadurch wird die Mobilität der wässrigen Phase gesteigert. Das Sperrmedium kann auf unterschiedliche Arten in die die Produktionsbohrung umgebende Produktionsschicht eingebracht werden. Bevorzugt wird das Sperrmedium unter Druck durch die Produktionsbohrung in die Produktionsschicht eingebracht. Abhängig von der Viskosität des eingesetzten Sperrmediums kann der Druck zum Einbringen gewählt werden, beispielsweise im Bereich von 5 bis 20 bar.
Bei einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung wird das Vorhandensein von Sperrmedium in der Injektorbohrung überwacht, und die Einbringung des Sperrmediums wird eingestellt, sobald Sperrmedium in der Injektorbohrung festgestellt wird. Die Überwachung erfolgt vorzugsweise dadurch, dass das Einbringen von Flüssigkeit oder Dampf in die Injektorbohrung vo- rübergehend eingestellt wird und Proben aus der Injektorbohrung entnommen werden.
Insbesondere bei Lagerstätten, bei denen die Gesteinsschicht lokal stark unterschiedliche Durchlässigkeiten aufweist, kann es vorkommen, dass Sperrmedium in die Injektorbohrung eindringt, bevor die Vergelung unterhalb der Produktionsbohrung begonnen hat oder abgeschlos- sen ist. In einem solchen Fall dient die Maßnahme, die Einbringung von Sperrmedium nach Feststellung von Sperrmedium in der Injektorbohrung einzustellen dazu, den Verbrauch an Sperrmedium zu verringern und einer Verschmutzung oder Verstopfung der Injektorbohrung vorzubeugen. Die Zufuhr von Dampf durch die Injektorbohrung kann während des erfindungsgemäßen Verfahrens eingestellt sein oder fortgeführt werden. In einer vorteilhaften Variante wird die Dampfzufuhr durch die Injektorbohrung zunächst eingestellt und wieder aufgenommen, nachdem eine Gelschicht zwischen der Injektorbohrung und der Produktionsbohrung vorhanden und noch nicht vollständig zerfallen ist. Durch diese Maßnahme lässt sich die gleichmäßige Ausbildung einer Dampfkammer um die Injektorbohrung positiv beeinflussen.
Sofern nach dem Einbringen des Sperrmediums (Schritt b) eine Gelschicht in dem Bereich der Lagerstätte zwischen der Injektorbohrung und der Produktionsbohrung vorhanden ist, erfolgt die Wiederaufnahme der Ölentnahme (Schritt c) vorzugsweise nach dem Zerfall dieser Gelschicht. Weiterhin erfolgt die Wiederaufnahme der Ölentnahme (Schritt c) vorzugsweise, nachdem sich im unterhalb der Produktionsbohrung gelegenen Abschnitt der Produktionsschicht eine Gelschicht aus Sperrmedium gebildet hat. Das erfindungsgemäße Verfahren kann besonders vorteilhaft eingesetzt werden im Rahmen des sogenannten SAGD-Verfahrens zur Förderung von Schweröl oder Bitumen.
Das erfindungsgemäße Verfahren zeichnet sich dadurch aus, dass einer Produktionsverwässe- rung zuverlässig und effizient entgegengewirkt werden kann. Dadurch lässt sich der Entölungs- grad vieler Schweröl- oder Bitumenlagerstätten deutlich steigern. Weiterhin wird die Wahrscheinlichkeit eines unerwünschten Dampfdurchbruchs von der Injektorbohrung in die Produktionsbohrung durch das erfindungsgemäße Verfahren verringert. Die erfindungsgemäßen Maßnahmen können auch präventiv durchgeführt werden, bevor es zu einer Produktionsverwässe- rung kommt.
Anhand der Zeichnungen wird im Folgenden die Erfindung weiter erläutert, wobei die Zeichnungen als Prinzipdarstellungen zu verstehen sind. Sie stellen keine Beschränkung der Erfindung, beispielsweise im Hinblick auf konkrete Abmessungen oder Ausgestaltungsvarianten dar. Der besseren Darstellbarkeit halber sind sie insbesondere im Hinblick auf Längen- und Breitenverhältnisse nicht maßstäblich. Es zeigen:
Fig. 1 : Längsschnitt durch eine Anordnung zur Förderung hochviskoser Ole oder Bitumen aus einer unterirdischen Lagerstätte
Fig. 2: Längsschnitt durch eine alternative Anordnung zur Förderung hochviskoser Öle oder
Bitumen aus einer unterirdischen Lagerstätte
Fig. 3: Längsschnitt durch eine Lagerstätte mit unregelmäßiger Öl-Wasser-Grenzschicht Fig. 4: Typisches Temperaturprofil während der SAGD-Produktionsphase
Fig. 5: Querschnitt durch die Lagerstätte nach Einbringen eines viskosen Sperrmediums Fig. 6: Querschnitt durch die Lagerstätte nach Ausbildung der Gelschicht und Wiederaufnahme der Ölförderung
Fig. 7: Querschnitt durch die Lagerstätte nach Ausbildung der Gelschicht mit Dampfkammer Fig. 8: Längsschnitt durch eine Anordnung zur Förderung hochviskoser Öle oder Bitumen aus einer unterirdischen Lagerstätte gemäß Beispiel 1
Liste der verwendeten Bezugszeichen
10 . . Lagerstätte
12 . . Öl-Wasser-Grenzschicht
14 . . Wasser führende Schicht
16 . . Wasserlinse
20 . . Injektorbohrung
22 . . Dampfkammer
30 . . Produktionsbohrung
40 . . Sperrmedium
Fig. 1 zeigt schematisch einen Längsschnitt durch eine Anordnung zur Förderung hochviskoser Öle oder Bitumen aus einer unterirdischen Lagerstätte 10, die beispielsweise ölhaltige oder bi- tumenhaltige Sande umfasst. Die Lagerstätte befindet sich unterhalb der Erdoberfläche unter einer Deckschicht, die kein Öl enthält. Nach unten wird die Lagerstätte 10 unter Ausbildung einer Öl-Wasser-Grenzschicht 12 von einer Wasser führenden Schicht 14 begrenzt. Derartige Lagerstätten befinden sich typischerweise in einer Teufe von 50 bis 350 Metern und haben eine Mächtigkeit von 8 bis 45 Metern. Von der Erdoberfläche aus werden mindestens zwei Bohrungen in die Lagerstätte vorgenommen. Die untere Bohrung wird als Produktionsbohrung 30 bezeichnet und befindet sich im unteren Bereich der Lagerstätte 10 oberhalb der Öl-Wasser- Grenzschicht 12. Die zweite Bohrung wird als Injektorbohrung 20 bezeichnet und befindet sich in einem Abstand von typischerweise 4 bis 7 Metern oberhalb der Produktionsbohrung 30.
In Fig. 2 ist eine Variante der Anordnung zur Förderung hochviskoser Öle oder Bitumen aus einer unterirdischen Lagerstätte 10 dargestellt, die nach der sogenannten Fish Hook Technologie ausgeführt ist. Im Gegensatz zu der Bohrung gemäß Fig. 1 werden in diesem Fall jeweils beide Enden der Injektorbohrung 20 und der Produktionsbohrung 30 bis zur Erdoberfläche aus- geführt.
Die Produktionsbohrung 30 wird in aller Regel so tief wie möglich in der Lagerstätte 10 angeordnet, um einen möglichst großen Anteil des in der Lagerstätte vorhandenen Öls oder Bitumens fördern zu können. Dadurch erhöht sich jedoch die Wahrscheinlichkeit, dass Lagerstät- tenwasser in die Produktionsbohrung 30 eindringt und das zu fördernde Öl verwässert. Fig. 3 zeigt eine derartige Situation, bei der aufgrund eines unregelmäßigen Verlaufs der Öl-Wasser- Grenzschicht 12 oder aufgrund von sogenannten Wasserlinsen 16 die Produktionsbohrung 30 teilweise durch die Wasser führende Schicht 14 verläuft. Ein vergleichbares Problem kann sich ergeben, wenn die Produktionsbohrung nicht regelmäßig verläuft, die tatsächliche Bohrung also von der idealen Bohrlochspur abweicht, sodass die Bohrung teilweise in die Wasser führende Schicht hineinragt.
Nach dem Niederbringen der Bohrungen werden diese üblicherweise verrohrt, beispielsweise mit„perforated liner" oder„wire-wrapped liner". Soll das SAGD-Verfahren zur Ölförderung an- gewandt werden, so wird - abhängig von der Beschaffenheit der Lagerstätte - zunächst die sogenannte Zirkulationsphase durchgeführt. Dabei wird in beide Bohrungen ein heißes Fluid wie Heißwasser oder bevorzugt Dampf eingebracht. Dadurch werden sukzessive die die Bohrungen umgebenden Schichten der Lagerstätte erwärmt, und die Viskosität das darin befindlichen Schweröl oder Bitumens verringert sich. Die Zirkulationsphase kann einige Monate dauern und hat zum Ziel, die hydrodynamische Verbindung zwischen den Schichten um die Injektorbohrung und der Produktionsbohrung zu verbessern. Die Zirkulationsphase wird insbesondere bei Bitumenlagerstätten angewandt. Bei Schweröllagerstätten wird häufig darauf verzichtet, da die Viskosität des zu fördernden Öls dort deutlich niedriger ist. An die Zirkulationsphase schließt sich die Produktionsphase an, in der Dampf mit einer Temperatur von vorzugsweise 200°C bis 320°C durch die Injektorbohrung in die Lagerstätte eingebracht wird, und die Förderung durch die Produktionsbohrung beginnt. Ausgehend von der Injektorbohrung bildet sich eine Dampfkammer in der Lagerstätte, die sich kontinuierlich in alle Richtungen ausbreitet. Das darin vorhandene Öl verflüssigt sich und fließt aufgrund der Schwerkraft nach unten in Richtung der Produktionsbohrung. Meist sammelt sich das verflüssigte Öl an der Produktionsbohrung und staut sich nach oben hin an. Je nach Beschaffenheit der Lagerstätte kann es allerdings auch zu unerwünschten Durchbrüchen von Dampf durch das angesammelte Öl in die Produktionsbohrung kommen.
Mit dem Fortschreiten der Produktionsphase bildet sich in der Lagerstätte ein typisches Temperaturprofil aus, dessen Verlauf schematisch in Fig. 4 wiedergegeben ist. In und um die Injektorbohrung 20 ist die Temperatur am höchsten und fällt mit einem starken Gradienten mit zu- nehmender Entfernung von der Injektorbohrung ab. Simulationsrechnungen gestützt auf Messungen haben ergeben, dass der Temperaturgradient zwischen dem Bereich unmittelbar um die Injektorbohrung 20 und demjenigen unmittelbar um die Produktionsbohrung etwa 10°C/m bis 20°C/m beträgt. Bei einem Abstand von fünf Metern zwischen den beiden Bohrungen stellt sich also ein Temperaturunterschied von etwa 50°C bis 100°C ein. Unterhalb der Produktions- bohrung beträgt der Temperaturgradient häufig 20°C/m oder mehr, zumindest auf die ersten drei bis vier Meter bezogen.
Mit Beginn der Ölförderung wird der Wassergehalt im geförderten Öl, die sogenannte Produktionsverwässerung, ständig kontrolliert. Bei Überschreiten einer vorgegebenen Obergrenze für die Verwässerung werden die erfindungsgemäßen Maßnahmen zur Verminderung des Wasserzuflusses eingeleitet. Zunächst wird das Temperaturprofil zwischen der Injektorbohrung und der Produktionsbohrung ermittelt. Am einfachsten lässt sich das Temperaturprofil abschätzen, indem die Temperaturen des eingetragenen heißen Fluids und des geförderten Öls gemessen werden. Die Temperaturen im Nahbereich um die Injektorbohrung und im Nahbereich um die Produktionsbohrung entsprechen näherungsweise denen des jeweiligen Fluids. Eine genauere Abschätzung des Temperaturprofils lässt sich vorzugsweise auf Basis von Einzelmessungen der Temperatur an ausgewählten Orten in der Lagerstätte in Verbindung mit Simulationsrechnungen vornehmen. Eine weitere Möglichkeit, das Temperaturprofil zu ermitteln bzw. zu beobachten, besteht im Niederbringen von einer oder mehreren vertikalen Bohrungen in der Nähe der Injektor- und Produktionsbohrung. Auch in diesem Fall werden die messtechnisch ermittelten Werte vorteilhaft mit Simulationsrechnungen verknüpft.
Auf der Grundlage des ermittelten Temperaturprofils wird ein geeignetes Sperrmedium ausgewählt, wobei der Zerfallstemperatur und gegebenenfalls der Vergelungstemperatur bzw. dem Gel-Temperaturbereich eine entscheidende Bedeutung zukommt. Fig. 5 zeigt als Prinzipskizze einen Querschnitt durch eine Lagerstätte, bei der sich die Produktionsbohrung 30 nahe an der Öl-Wasser-Grenzschicht 12 befindet. Nach Einstellen des Dampfeintrags durch die Injektorbohrung und der Ölförderung wird ein Sperrmedium 40 durch die Produktionsbohrung 30 in die Lagerstätte eingebracht, im Beispiel ein Sperrmedium, das bereits vor dem Einbringen als visko- ses Gel vorlag. Die Darstellung entspricht der Situation, dass das Einbringen des Sperrmediums 40 bereits weitgehend abgeschlossen ist. Das Sperrmedium 40 hat sich um die Produktionsbohrung 30 radial in alle Richtungen ausgebreitet, je nach Durchlässigkeit der Lagerstätte unterschiedlich weit. Wie in Fig. 4 gezeigt, fallen die Temperaturen von der Injektorbohrung 20 in Richtung der Produktionsbohrung 20 stetig ab. Im Hinblick auf Fig. 5 gilt also T5 > T4 > T3 > T2 > Ti . In diesem Beispiel wird ein Sperrmedium mit einer Zerfallstemperatur gewählt, die größer als Ti und kleiner als T2 ist. Dadurch wird sichergestellt, dass das Gel in dem Bereich der Lagerstätte oberhalb der Produktionsbohrung zerfällt und im Abschnitt der Lagerstätte unterhalb der Produktionsbohrung stabil bleibt. Wenn beispielsweise ΤΊ = 120°C, T2 = 140°C, T3 = 160°C, T4 = 180°C und T5 = 200°C sind, wird die Zerfallstemperatur vorteilhaft im Bereich von 120°C bis 140°C, bevorzugt im Bereich von 125°C bis 135°C gewählt.
Unter der Einwirkung der Temperaturen oberhalb der Zerfallstemperatur zerfällt das viskose Gel nach und nach. Dieser Vorgang kann je nach Zusammensetzung des Sperrmediums mehrere Stunden bis wenige Tage dauern. In Fig. 6 ist schematisch die Situation nach dem vollständigen Gelzerfall dargestellt, nachdem die Dampfzufuhr durch die Injektorbohrung 20 und die Öl- förderung durch die Produktionsbohrung 30 wieder aufgenommen worden ist. Der grau hinterlegte Bereich symbolisiert den Bereich der Lagerstätte, in dem aufgrund der Erwärmung durch die Dampfinjektion sich das Schweröl oder Bitumen verflüssigt und in Richtung der Produktionsbohrung fließt. Dies ist durch die Pfeile angedeutet. In einem Abschnitt der Produktionsschicht unterhalb der Produktionsbohrung, dessen Temperatur unterhalb der Zerfallstemperatur liegt, bleibt das Sperrmedium 40 als viskoses Gel stabil und bildet eine Sperre gegen von unten anströmendes Formationswasser 14. Die Produktionsverwässerung wird somit erfolgreich redu- ziert.
In einer bevorzugten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird ein Sperrmedium mit möglichst hoher Viskosität gewählt, insbesondere im Bereich von 100 bis 600 mPa-s, das sich noch wirtschaftlich und technisch sinnvoll in die Lagerstätte pressen lässt. Die Menge des Sperrmediums beträgt in diesem Fall vorzugsweise 2 bis 4 m3 pro Meter Länge der Produktionsbohrung. Das in die Gesteinsschicht oberhalb der Produktionsbohrung eindringende Sperrmedium zerfällt schnell aufgrund der dort herrschenden hohen Temperaturen. Die Schicht unterhalb der Produktionsbohrung wird durch das hohe Einpressvolumen tief mit Sperrmedium gesättigt.
In der nachfolgenden Tabelle 1 sind einige geeignete Sperrmedien mit ihren wichtigsten Parametern angegeben. Es handelt sich hierbei um Sperrmedien, die bereits beim Einbringen in die Produktionsschicht als viskoses Gel vorliegen. In der rechten Spalte ist die jeweilige Zerfallstemperatur angegeben, bei der der Gelzerfall beginnt. Weiterhin geeignet sind Biopolymere wie Xantan oder Glukan, die eine Zerfallstemperatur von ca. 130°C aufweisen.
Tabelle 1 Polymersystem Zerfallstemperatur [°C]
Polyacrylamidlösungen (PAM) < 70
Polyacrylamid (PAM) und Crosslinker < 150
tert-Butylacrylat (PAtBA) + Polyethylenimin (PEI) < 176
2-Acrylamido-2-methylpropansulfonsäure < 120
poly-Dimethylaminoethylmethacrylat (poly-DMEMA) <161
Silikat <100
Silikat + PAM < 150
Mikrogele auf PAM-Basis < 165
Als Alternative zu viskosen Sperrmedien können Zusammensetzungen verwendet werden, deren Viskosität sich beim Überschreiten einer vorgegebenen Temperatur stark erhöht. Bei diesen sogenannten Thermogelen ist neben der Zerfallstemperatur eine geeignete Vergelungstempe- ratur bzw. ein geeigneter Gel-Temperaturbereich bei der Auswahl wichtig. Mit Bezug auf die Fig. 5 sollte in diesem Beispiel ein Sperrmedium ausgewählt werden, dessen Gel-Temperaturbereich unterhalb von Ti liegt, also beispielsweise 100°C bis 120°C. Gegenüber einem bereits vor dem Einbringen viskosen Sperrmedium haben die Thermogele den Vorteil, dass sie auch in Bereiche der Produktionsschicht mit geringer Permeabilität vordringen, in die bereits viskose Sperrmedien nicht gelangen. Ein weiterer positiver Aspekt hängt mit den Gelbildungseigenschaften zusammen. Da die Thermogele beim Einbringen in die die Produktionsbohrung umgebende Produktionsschicht niedrigviskos sind, dringen sie rasch in den oberhalb der Produktionsbohrung gelegenen Bereich der Lagerstätte vor und vergelen dort aufgrund der hohen Tem- peratur schnell. Das gebildete Gel blockiert die Fließwege für das nachströmende Sperrmedium, sodass sich dieses verstärkt in die kühleren Bereich unterhalb der Produktionsbohrung ausdehnt. Mit der Zeit zerfällt das Gel zwar in den Bereichen, die eine Temperatur oberhalb der Zerfallstemperatur aufweisen, aber in der kurzen Zeitspanne des Einbringens ist diese Barrierefunktion hilfreich, um das Sperrmedium in die gewünschten Schichten der Lagerstätte unterhalb der Produktionsbohrung zu leiten.
Geeignete Thermogele sind prinzipiell bekannt, beispielsweise aus dem Zeitschriftenartikel von L.K. Altunina und V.A. Kuvshinov in OH & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 63 (2008), No. 1 , Seiten 37-48 und den dort angegebenen Literaturverweisen. Vorzugsweise wer- den Thermogele gewählt, die vor dem Einbringen in die Lagerstätte eine Viskosität im Bereich von 30 bis 90 mPa-s aufweisen und sich entsprechend leicht pumpen lassen. Die Gelbildungstemperatur liegt bevorzugt im Bereich von 70°C bis 80°C, die Zerfallstemperatur im Bereich von 140°C bis 150°C. Das gebildete Gel weist vorteilhaft eine Viskosität von mehr als 1000 mPa-s auf. Bei einem bevorzugten Thermogel handelt es sich um eine wässrige Lösung, die 1 bis 4 Gew.-% Celluloseether enthält. Der Lösung können bis zu 20 Gew.-% Rohglyzerin und bis zu 30 Gew.-% Harnstoff beigemischt sein. Das erfindungsgemäße Verfahren lässt sich nicht nur zur Bekämpfung der Produktionsverwässerung einsetzen, sondern ist auch gut geeignet, um die gleichmäßige Ausbildung einer Dampfkammer um die Injektorbohrung zu unterstützen. Je nach Beschaffenheit der Lagerstätte sind die Fließwege durch das Gestein unterschiedlich weit, sodass die Permeabilität lokal stark unterschiedlich ist. In diesen Fällen kommt es während der Ausbildung der Dampfkammer häufig zu Dampfdurchbrüchen von der Dampfkammer in die Produktionsbohrung, bevor die Dampfkammer komplett entwickelt ist. Die Temperaturen zwischen der Injektorbohrung und der Produktionsbohrung liegen in diesem Stadium in der Regel noch unterhalb ihrer stationären Endwerte, die sie nach der vollständigen Entwicklung der Dampfkammer erreichen. In einer vorteil- haften Ausgestaltung der Erfindung wird ein Sperrmedium ausgewählt, dessen Zerfallstemperatur oberhalb der aktuell in der Produktionsschicht herrschenden Temperaturen liegt, aber unterhalb der Temperaturen, die nach vollständiger Ausbildung der Dampfkammer erreicht werden. Durch das Einbringen eines derartigen Sperrmediums in die Produktionsschicht werden die Fließwege zwischen der Dampfkammer und der Produktionsbohrung verstopft, und die Dampf- kammer kann sich homogen entwickeln. Erst nach dem Überschreiten der Zerfallstemperatur öffnen sich die Perforationen aufgrund des Gelzerfalls und geben den Weg frei für verflüssigtes Öl, das nach unten zur Produktionsbohrung fließen kann.
Beispiel 1
Eine Bitumenlagerstätte mit einer relativ geringen Mächtigkeit von 13 bis 15 m wird entwickelt. Aufgrund der geringen Mächtigkeit wird die Produktionsbohrung nahe der Öl-Wasser-Grenzschicht niedergebracht. Dadurch wird einerseits der Bildung eines sogenannten Bitumenkissens aus nicht fließfähigem Bitumen unterhalb der Produktionsbohrung vorgebeugt, andererseits steigt dadurch die Wahrscheinlichkeit des Wasserzuflusses aus der Wasser führenden Schicht in die Produktionsbohrung. In Fig. 8 sind die Gegebenheiten in der Lagerstätte schematisch dargestellt. Der Abstand ai zwischen der Injektorbohrung 20 und der Produktionsbohrung 30 beträgt ca. 5 m. Die Öl-Wasser-Grenzschicht 12 verläuft unregelmäßig in einem Bereich von ca. 1 ,5 bis 2,5 m unterhalb der Produktionsbohrung 30. Die vertikale Permeabilität der Lagerstätte ist ebenfalls unregelmäßig. Während der Produktionsphase des SAGD-Verfahrens ist die Produktionsverwässerung angestiegen, eine Analyse des Begleitwassers in dem geförderten Öl ergibt, dass es sich vorwiegend um Formationswasser und kondensierten Dampf handelt. Um der Produktionsverwässerung entgegenzuwirken werden folgende Schritte unternommen:
Zunächst werden die Ölförderung und das Dampffluten eingestellt. Anschließend wird das Temperaturprofil anhand von Temperaturwerten des eingebrachten Dampfes und des geförderten Öls und/oder einzelnen Temperaturmessungen sowie sich darauf stützender Simulationsrechnungen bestimmt. Als Sperrmedium wird eine wässrige Polymerzusammensetzung auf der Basis von 2-Acrylamido-2-methylpropansulfonsäure ausgewählt, die als viskoses Gel vorliegt und unterhalb von 120°C stabil bleibt. Derartige Zusammensetzungen sind beispielsweise in dem Dokument US 2010/0048430 offenbart. Das Sperrmedium wird unter Druck durch die Pro- duktionsbohrung 30 in die Lagerstätte gepresst, wobei pro Meter Bohrung etwa 0,5 m3 des Sperrmediums eingesetzt werden.
Nach dem Einbringen des Sperrmediums wird Wasser unter Druck durch die Produktionsboh- rung 30 in die Lagerstätte gepresst. Durch das Einbringen des Wassers wird das Sperrmedium von der Produktionsbohrung 30 weg radial nach außen verdrängt, sodass sich ein zylinderförmiger Bereich um die Produktionsbohrung bildet, der im Wesentlichen frei von Sperrmedium ist. Der Durchmesser 2 dieses Bereichs beträgt ca. 1 m. Das Sperrmedium bildet einen hohlzylin- derförmigen Bereich um die Produktionsbohrung 30, dessen Außendurchmesser di ca. 4 m beträgt. Unterhalb der Produktionsbohrung erstreckt sich das Sperrmedium in Schichten der Lagerstätte, in denen die Öl-Wasser-Grenzschicht 12 verläuft und Temperaturen zwischen etwa 90°C (Ti) und 1 10°C (T2) herrschen. Das Sperrmedium bleibt in diesem Temperaturbereich stabil und bildet eine Sperre gegenüber dem Formationswasser, das von unten in Richtung der Produktionsbohrung 30 drückt. Oberhalb der Produktionsbohrung 30 erstreckt sich das Sperr- medium in Schichten der Lagerstätte, in denen Temperaturen von 150°C (T3) und mehr herrschen. Da die Zerfallstemperatur des Sperrmediums bei 120°C liegt, zerfällt das Sperrmedium in dem Bereich zwischen der Produktionsbohrung 30 und der Injektorbohrung 20, sodass dieser Bereich für Dampf und Öl durchlässig bleibt. Die Permeabilität dieses Bereichs verringert sich dabei nur geringfügig. Nach dem erfolgreichen Absperren der Lagerstätte gegen Formations- wasserzufluss werden das Dampffluten und die Ölförderung wieder aufgenommen.
Beispiel 2 Unter ähnlichen Lagerstättenbedingungen wie in Beispiel 1 (s. Fig. 8) wird anstelle eines
Sperrmediums, das bereits beim Einpressen in die Produktionsbohrung viskos ist, ein Thermo- gel als Sperrmedium eingesetzt. Die wässrige Lösung enthält 4,5% Natriumsilikat, 0,4% Schwefelsäure, 5% Acrylsäure und 1 % Natriumpersulfat (alle Angaben in Gewichtsprozent). Die Lösung wird bei einer Temperatur von ca. 20°C durch die Produktionsbohrung in die Lagerstätte gepresst. Die Gelbildungstemperatur beträgt 70°C, die Zerfallstemperatur liegt im Bereich von 120°C bis 130°C. Das flüssige Sperrmedium dringt ausgehend von der Produktionsbohrung radial in die Gesteinsschichten ein und die Gelbildung setzt ein. Im direkten Nahbereich unterhalb der Produktionsbohrung und im Bereich oberhalb der Produktionsbohrung sind die Temperaturen jedoch so hoch, dass das gebildete Gel wieder zerfällt. Im Bereich der Öl-Wasser- Grenzschicht 12 jedoch bleibt die Gelschicht stabil, sodass einem Zufluss von Formationswasser wirksam begegnet wird.
Beispiel 3
Während der Produktionsphase des SAGD-Verfahrens ist die Produktionsverwässerung angestiegen, eine Analyse des Begleitwassers in dem geförderten Öl ergibt, dass es sich um Formationswasser und kondensierten Dampf handelt. Die Öl-Wasser-Grenzschicht verläuft unregel- mäßig etwa drei Meter unterhalb der Produktionsbohrung. Um der Produktionsverwässerung entgegenzuwirken werden folgende Schritte unternommen:
Zunächst wird die Ölförderung eingestellt, während das Dampffluten durch die Injektorbohrung fortgesetzt wird. Anschließend wird das Temperaturprofil anhand von einzelnen Temperaturmessungen und sich darauf stützender Simulationsrechnungen bestimmt. Die Temperatur in der Produktionsbohrung schwankt entlang der Bohrung und beträgt im Mittel 135°C. Der Temperaturgradient im Nahbereich um die Produktionsbohrung beträgt ca. 20 m. In der Öl-Wasser- Grenzschicht herrschen demnach Temperaturen von ca. 75°C vor. Die die Injektorbohrung un- mittelbar umgebende Schicht der Lagerstätte weist eine Temperatur von ca. 260°C auf, da der Dampf mit einer Temperatur von 280°C zugeführt wird.
Als Sperrmedium wird ein wässriges Gemisch mit einem Anteil von 1 ,5% bis 2% Celluloseether und 20% bis 40% Harnstoff eingesetzt. Das Gemisch kann weiterhin Additive enthalten, die die Vergelungstemperatur steigern. Sie wird auf 70°C eingestellt. Die Zerfallstemperatur lässt sich unter anderem durch die Wahl des Celluloseethers und weitere Additive beeinflussen und wird auf 140°C eingestellt. Die Länge des zu behandelnden Abschnitts der Produktionsbohrung beträgt 300 Meter. Pro Meter werden 0,5 m3 des Sperrmediums eingesetzt, in Summe also 150 m3.
Nach dem Einbringen des Sperrmediums wird ein hydrophobes Gemisch in die Produktionsbohrung gepresst, das auf einem Alkohol, insbesondere Methanol, Ethanol oder Gemischen davon basiert, und hydrophobe Zusatzstoffe enthält, beispielsweise ein Kation-Tensid. Durch diese Maßnahme wird das Sperrmedium in die hochpermeablen Gesteinszonen verschoben, und der Nahbereich um die Produktionsbohrung vom Sperrmedium befreit. Die Menge an eingesetztem hydrophobem Gemisch beträgt ca. 75 m3. Nach einem Tag Ruhepause wird die Ölförderung wieder aufgenommen.
Beispiel 4
In einer anderen Lagerstätte ist das Temperaturniveau während der Ölförderung deutlich höher. Im Bereich zwischen der Produktionsbohrung und der Injektorbohrung herrschen Temperaturen von ca. 170°C vor. Nachdem die Produktionsverwässerung auf 80% gestiegen ist, wird die Öl- förderung eingestellt. Zunächst wird in die Produktionsbohrung kaltes Wasser als Kühlmedium eingebracht, um den Nahbereich um die Produktionsbohrung zu kühlen. Nachdem die Temperatur dort auf ca. 150°C gesunken ist, wird ein Sperrmedium auf Basis von Silikat und Polyacrylamid eingebracht, das bereits über Tage als viskoses Gel vorliegt und dessen Zerfall stempe- ratur 150°C beträgt. Es werden ca. 0,7 m3 des Sperrmediums pro Meter Produktionsbohrung unter Druck eingebracht. Anschließend wird die Produktionsbohrung mit Wasser gespült, und die Ölförderung wird wieder aufgenommen. Die Kühlung bewirkt, dass das Sperrmedium trotz des insgesamt hohen Temperaturniveaus in die Öl-Wasser-Grenzschicht eindringt und diese gegen anströmendes Formationswasser abdichtet. In der Gesteinsschicht zwischen der Produktionsbohrung und der Injektorbohrung beginnt der Gelzerfall gleich nach dem Einbringen, da die Temperaturen über der Zerfallstempera- tur liegen. In der Produktionsbohrung und dem sie unmittelbar umgebenden Nahbereich zerfällt das Gel erst, wenn sich aufgrund der Wiederaufnahme der Ölförderung das Temperaturprofil wieder demjenigen vor der Kühlung annähert.
Beispiel 5
Die Temperatur in der Produktionsbohrung beträgt ca. 100°C, unterhalb der Produktionsbohrung herrschen Temperaturen von 60°C bis 90°C vor. Die Temperaturen zwischen der Injektionsbohrung und der Produktionsbohrung betragen von 120°C bis 140°C. Die Dampfkammer um die Injektionsbohrung ist noch nicht vollständig entwickelt, aber es werden Dampfdurchbrüche in die Produktionsbohrung festgestellt. Diese Dampfdurchbrüche sind hauptsächlich auf stark unterschiedliche Durchlässigkeiten der Gesteinsschicht zurückzuführen. Wenn die Dampfkammer vollständig ausgebildet sein wird, werden Temperaturen von ca. 100°C bis 120°C unterhalb der Produktionsbohrung und 200°C bis 250°C oberhalb davon erwartet. Um die Dampfdurchbrüche einzudämmen, wird ein Thermogel als Sperrmedium in die Produktionsbohrung eingebracht. Es wird ein Polymergel auf Basis von Celluloseether und Harnstoff ausgewählt mit einer Gelbildungstemperatur von 70°C und einer Zerfallstemperatur von 200°C. Nach dem Einbringen des Sperrmediums bildet sich rund um die Produktionsbohrung eine zunächst stabile Gelschicht, die die Dampfdurchbrüche verhindert oder zumindest stark begrenzt. Die Dampfkammer kann sich nun gleichmäßiger ausbilden. Aufgrund der steigenden Temperatur in der Dampfkammer zerfällt die Gelschicht zwischen der Injektorbohrung und der Produktionsbohrung nach und nach, bis sie schlussendlich die Strömungswege für verflüssigtes Öl freigibt. Dieser Vorgang kann mehrere Wochen oder Monate dauern. Während dieser Zeit bleiben die Perforationskanäle in dieser Schicht für anströmenden Dampf verschlossen oder zumindest stark verengt. Unterhalb der Produktionsbohrung bleibt die Gelschicht stabil und bildet einen wirksamen Schutz gegen andrängendes Formationswasser aus der Öl-Wasser-Grenzschicht.

Claims

Patentansprüche
Verfahren zur Förderung von hochviskosen Ölen oder Bitumen aus einer unterirdischen Lagerstätte (10), in der mindestens eine Injektorbohrung (20) und mindestens eine Produktionsbohrung (30) vorhanden sind, die im Wesentlichen horizontal verlaufen, wobei sich die Injektorbohrung (20) oberhalb der Produktionsbohrung (30) befindet, und die Temperaturen im Abschnitt der Produktionsschicht oberhalb der Produktionsbohrung (30) höher sind als die Temperaturen im Abschnitt der Produktionsschicht unterhalb der Produktionsbohrung (30), umfassend die folgenden Schritte:
(a) Einstellung der Olentnahme aus der Produktionsbohrung (30),
(b) Einbringen eines fluiden Sperrmediums (40), das in einem Gel-Temperaturbereich ein Gel bildet und eine Zerfallstemperatur hat, oberhalb derer das Gel zerfällt, in die die Produktionsbohrung (30) umgebende Produktionsschicht, und
(c) Wiederaufnahme der Ölentnahme aus der Produktionsbohrung (30), wobei die Zusammensetzung des Sperrmediums (40) so gewählt ist, dass die in dem unterhalb der Produktionsbohrung (30) gelegenen Abschnitt der Produktionsschicht herrschenden Temperaturen zumindest teilweise innerhalb des Gel-Temperaturbereichs liegen, und im Abschnitt oberhalb der Produktionsbohrung (30) befindliches Sperrmedium (40) aufgrund seiner Zerfallstemperatur kein Gel bildet oder bereits gebildetes Gel zerfällt.
Verfahren nach Anspruch 1 , wobei nach dem Einbringen des Sperrmediums (Schritt b) und vor der Wiederaufnahme der Ölentnahme (Schritt c) eine Spülflüssigkeit in einer Menge in die Produktionsbohrung eingebracht wird, dass das Sperrmedium aus dem Nahbereich um die Produktionsbohrung verdrängt wird.
Verfahren nach Anspruch 2, wobei der Nahbereich einen Radius von 0,5 m bis 2 m um die Produktionsbohrung aufweist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei als Sperrmedium ein Fluid, das in einem ersten Temperaturbereich als Flüssigkeit eine niedrige Viskosität aufweist und bei Überschreiten einer vorgegebenen Temperatur, der Gelbildungstemperatur, ein Gel bildet, in flüssiger Form in die Produktionsschicht eingebracht wird, wobei seine Gelbildungstemperatur geringer als die Temperatur unmittelbar unterhalb der Produktionsbohrung ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei die Zusammensetzung des Sperrmediums derart gewählt ist, dass das Sperrmedium bereits vor dem Einbringen in die Produktionsschicht als viskoses Gel vorliegt.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei die minimale Temperatur in der mindestens einen Produktionsbohrung bestimmt wird, und die Zusammensetzung des
8 Fig. Sperrmediums so gewählt wird, dass seine Zerfallstemperatur von 0°C bis 40°C, insbesondere von 5°C bis 20°C geringer ist als die in der Produktionsbohrung bestimmte minimale Temperatur. 7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei nach der Einstellung der Ölentnah- me (Schritt a) und vor dem Einbringen des Sperrmediums (Schritt b) die die Produktionsbohrung unmittelbar umgebende Produktionsschicht durch das Einbringen eines flüssigen Kühlmediums in die Produktionsbohrung um bis zu 40°C, bevorzugt bis zu 20°C, insbesondere bis zu 10°C abgekühlt wird.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei das Sperrmedium derart ausgewählt ist, dass sich beim Gelzerfall Substanzen bilden, die am Ort des Gelzerfalls in der Lagerstätte verbleiben und die Permeabilität des betreffenden Abschnitts der Lagerstätte verringern.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei das Sperrmedium derart ausgewählt ist, dass sich bei der Gelbildung und/oder beim Gelzerfall Substanzen bilden, die die Ölviskosität verringern. 10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, wobei das Sperrmedium unter Druck durch die Produktionsbohrung in die Produktionsschicht eingebracht wird.
1 1 . Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, wobei das Vorhandensein von Sperrmedium in der Injektorbohrung überwacht wird, und die Einbringung des Sperrmediums ein- gestellt wird, sobald Sperrmedium in der Injektorbohrung festgestellt wird.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 1 1 , wobei die Ölentnahme (Schritt c) wieder aufgenommen wird, nachdem sich unterhalb der Produktionsbohrung eine Gelschicht aus Sperrmedium ausgebildet hat, und eine gegebenenfalls in dem Bereich der Lagerstätte zwischen der Injektorbohrung und der Produktionsbohrung vorhandene Gelschicht aus
Sperrmedium zerfallen ist.
8 Fig.
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