WO2015049244A1 - Verfahren zur entwicklung einer kohlenwasserstofflagerstätte - Google Patents

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WO2015049244A1
WO2015049244A1 PCT/EP2014/070966 EP2014070966W WO2015049244A1 WO 2015049244 A1 WO2015049244 A1 WO 2015049244A1 EP 2014070966 W EP2014070966 W EP 2014070966W WO 2015049244 A1 WO2015049244 A1 WO 2015049244A1
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WO
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hydrocarbon
bore
fracking
gaps
flowable composition
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PCT/EP2014/070966
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English (en)
French (fr)
Inventor
Vladimir Stehle
Original Assignee
Wintershall Holding GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
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    • 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
    • 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
    • E21B43/20—Displacing by water

Definitions

  • the present invention relates to a process for the development of a subterranean hydrocarbon deposit, a process for the production of hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon deposit and a process for the thermal treatment of an underground hydrocarbon deposit.
  • natural petroleum reservoirs petroleum is generally present in the voids of porous reservoirs which are closed to the earth's surface by impermeable facings.
  • underground oil reservoirs generally contain more or less saline water.
  • the water that is present in the underground oil deposits is also referred to as reservoir water or formation water.
  • the cavities in which the petroleum is present it may be very fine cavities, capillaries, pores or the like.
  • the cavities may, for example, have a diameter of only one micrometer or less.
  • primary production after sinking the well into the subterranean deposit, the petroleum automatically streams to the surface through the borehole due to the inherent natural pressure of the oil reservoir.
  • the autogenous pressure of the oil reservoir can be caused, for example, by gases present in the reservoir, such as methane, ethane or propane.
  • primary oil production can usually only produce 5 to 10% of the oil in the deposit. Thereafter, the autogenous pressure of the oil reservoir is no longer sufficient to recover oil from the underground oil reservoir by the primary oil production.
  • secondary and tertiary mineral oil production is used.
  • a flood is injected into the oil reservoir to maintain or increase the pressure of the underground oil reservoir.
  • the flood By injecting the flood, the oil is displaced in the underground oil reservoir.
  • the displaced oil can subsequently be conveyed through another well, also referred to as the production well.
  • a flocculant water is generally used in the secondary crude oil production.
  • This process is also known as water flooding.
  • hot water or steam can be used as a flooding agent for tertiary mineral oil extraction used.
  • gases such as carbon dioxide or nitrogen can be used.
  • Tertiary oil production further includes processes in which the flood agent is added suitable chemicals as an aid to mineral oil extraction.
  • the injected flooding agent spreads in the underground oil reservoir, forming a so-called flood front.
  • the flood front theoretically has an ideal circular shape. That the flooding agent is spreading uncontrollably in all directions. Due to the heterogeneity of the underground oil reservoir, the shape of the flood front generally differs significantly from the ideal circular shape. The shape of the flood front and thus the spread of the flood medium in the underground oil reservoir are thus virtually unpredictable and very difficult to control. This significantly reduces the efficiency of the flood process in practice.
  • Another known method for the development of underground oil reservoirs and for increasing the production rates of crude oil is the thermal treatment of the underground oil reservoirs. Thermal treatment processes are particularly used in underground oil reservoirs containing high viscosity petroleum. In addition, thermal treatment of oil shale deposits is used.
  • an oxidant and optionally a fuel is injected into the subterranean oil reservoir in general.
  • the oxidant used is usually air.
  • the heat development modifies the rheological properties of the petroleum contained in the subterranean oil reservoir, thereby increasing the production rate.
  • RU 2 139 421 and RU 2 403 384 disclose a method of thermal treatment of underground shale oil and kerogen deposits and a method of developing bituminous and heavy oil deposits by in-situ petroleum burning.
  • vertical injection and production wells are drilled into the underground hydrocarbon reservoir.
  • an aqueous composition is first injected into the underground hydrocarbon reservoir which catalyzes the petroleum oxidation.
  • an oxidant preferably oxygen-enriched air, is injected to start in-situ petroleum burning.
  • a disadvantage of the method according to RU 2 139 421 and the RU 2 403 384 is that the combustion front spreads undirected after the onset of in-situ petroleum combustion. Control and control of the spread of the combustion front is not possible with these methods. As a result, large quantities of oil are unnecessarily burned. The efficiency of these methods is therefore low.
  • a swelling agent is first injected into a reservoir which swells in the presence of water and thus blocks highly permeable zones. Subsequently, oil can be pumped by injection of a flood.
  • US 201 1/0088899 describes a method for blocking high permeability zones in an underground oil reservoir by the injection of aqueous gelling formulations. Subsequently, oil can be extracted from the deposit.
  • This object is achieved by a method for developing an underground hydrocarbon deposit comprising a hydrocarbon-carrying layer (1) and a well (2) drilled in the hydrocarbon-carrying layer (1) comprising the steps of: a) formation a seal (4) containing the hydrocarbon-bearing layer
  • the present invention also provides a process for the development of an underground hydrocarbon deposit comprising a hydrocarbon carrying layer (1) and a well (2) drilled in the hydrocarbon carrying layer (1) comprising the steps of: a) forming a seal ( 4) separating the hydrocarbon-carrying layer (1) into a first region (1 a) and a second region (1 b)
  • the method according to the invention has the advantage that a control and control of the propagation direction of injected fluids is made possible.
  • a seal (4) according to process step a)
  • the hydrocarbon-carrying layer (1) of the underground hydrocarbon deposit is separated into a first region (1 a) and a second region (1 b).
  • a second flowable composition (FZ2) can be introduced through the bore (2) into the inject the first region (1 a) of the hydrocarbon-carrying layer (1) of the underground hydrocarbon deposit.
  • the second flowable composition (FZ2) spreads from the well (2) mainly in the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1) of the underground hydrocarbon reservoir.
  • the process according to the invention can in principle be used in all underground reservoirs containing hydrocarbons.
  • the process according to the invention is preferably used in unconventional underground hydrocarbon reservoirs.
  • unconventional subterranean hydrocarbon deposits are understood as meaning deposits which contain natural gas and / or crude oil which is enclosed in a dense deposit matrix.
  • Such unconventional underground hydrocarbon deposits generally have a permeability of less than 10 mD before carrying out the method according to the invention.
  • Unconventional subterranean hydrocarbon deposits are also understood as meaning deposits containing oil of high viscosity.
  • the viscosity of the petroleum is generally in the range of 10 to 10,000 mPas.
  • the viscosity is measured at the temperature (T L ) of the underground hydrocarbon deposit.
  • the viscosity of heavy oil or bitumen can also be well over 10,000 mPas.
  • the temperature (T L ) of the underground hydrocarbon deposit before carrying out the process according to the invention is generally in the range from 8 to 200 ° C., preferably in the range from 20 to 180 ° C. and more preferably in the range from 70 to 150 ° C.
  • Unconventional underground hydrocarbon deposits are, for example, shale-oil deposits, shale-gas deposits, bitumen deposits,
  • Heavy oil storage or oil shale deposits In unconventional shale-oil deposits, oil extraction is generally only possible after thermal treatment of the reservoir rock (the matrix of deposits) by pyrolysis.
  • hydrocarbon (petroleum or natural gas) is understood according to the invention not only phase-pure hydrocarbon, of course. Rather, this term also includes conventional emulsions, for example from petroleum and reservoir water. Hydrocarbons, which are in the developed with the inventive method underground
  • Hydrocarbon deposits may be included, for example, petroleum, bitumen, kerogens, pyrobitumen, pyrokerogens, oil shale, and bitumen shale.
  • hydrocarbon is also understood to mean substances which in the thermal treatment (in-situ combustion, pyrolysis) from the originally formed hydrocarbons in the underground hydrocarbon deposit.
  • the deposit water is also called formation water.
  • reservoir or formation water is understood as meaning water which is originally present in the deposit, and water which has been introduced into the underground hydrocarbon deposit by process steps of secondary and tertiary mineral oil production and by the process according to the invention.
  • the underground hydrocarbon deposit comprises a hydrocarbon carrying layer (1).
  • hydrocarbon-carrying layer (1) is understood to mean precisely one hydrocarbon-carrying layer (1) and two or more hydrocarbon-carrying layers (1) ) contain.
  • the hydrocarbon-carrying layers (1) are generally separated from one another by layers which do not contain any hydrocarbons (impermeable non-hydrocarbon-conducting layer, non-hydrocarbon-conducting layer).
  • the non-hydrocarbon-carrying layers (18, 19) may be impermeable or partially permeable.
  • the layers (18, 19), which contain no hydrocarbons, can be composed of clay, sand or other minerals.
  • the thickness of the hydrocarbon-carrying layers (1) and the intervening layers that contain no hydrocarbons, can vary widely. The thickness (thickness) of these layers is generally in the range of 10 cm to 50 m.
  • the subterranean hydrocarbon deposit generally has a stratified structure, with the stratification being generally horizontal.
  • the term “horizontal” applies accordingly to the following statements and preferences with regard to the bore 2.
  • the permeability of the subterranean hydrocarbon reservoir is therefore generally significantly higher in the horizontal direction than in the vertical direction effectively controlling the propagation of the second flowable composition (FZ2) and thus the propagation of the flood front (8), particularly in the horizontal direction.
  • the seal (4) is formed.
  • a first flowable composition (FZ1) through the bore (2) into the hydrocarbon injected leading layer (1).
  • the bore (2) is brought down into the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the bore (2) can be configured as a vertical, horizontal or deflected bore. Under vertical not only holes (2) are understood according to the invention, which follow exactly the direction of solder, but also holes (2) which deviate up to a maximum of 40 °, preferably up to a maximum of 25 ° and more preferably 15 ° from the vertical direction. Under horizontal holes are understood according to the invention, which deviate up to a maximum of 30 ° from the horizontal plane.
  • the deviation may be positive, in this case, the horizontal bore (2) has a positive slope, in the direction of the earth's surface.
  • the deviation from the horizontal plane may also be negative, in which case the horizontal bore (2) has a negative slope, towards the center of the earth.
  • the horizontal bore (2) can thus deviate by a maximum of +/- 30 °, preferably by a maximum of +/- 20 ° and particularly preferably by a maximum of +/- 10 ° from the horizontal plane.
  • the bore (2) has a vertical portion (2a) and a horizontal portion (2b), these portions being interconnected by a bent portion.
  • the above-mentioned definitions apply mutatis mutandis to horizontal and vertical.
  • the bore (2) is a deflected bore.
  • the horizontal portion (2b) of the bore (2) is preferably in a hydrocarbon-carrying layer (1) of the underground
  • the horizontal portion (2b) of the bore (2) in the hydrocarbon-carrying layer (1) is arranged parallel to the plane of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • "parallel” means not only an orientation of the horizontal section (2b) of the bore (2), which runs exactly parallel to the plane of the hydrocarbon-carrying layer (1), but also an alignment of the horizontal section (2b) of the bore (2 ), which differs by a maximum of +/- 30 °, preferably by a maximum of +/- 20 ° and more preferably by a maximum of +/- 10 ° from the plane of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the subject of the present invention is thus also a method in which the bore (2) is a deflected bore having a vertical portion (2a) and a horizontal portion (2b), the horizontal portion (2b) being in the hydrocarbon-carrying one Layer (1) and is arranged parallel to this.
  • Techniques for sinking deflected wells in subterranean hydrocarbon reservoirs are known to those skilled in the art and are described, for example, in EP 0 952 300.
  • the bore (2) is generally stabilized and sealed. This can be done, for example, by cementing (26) the borehole wall of the bore (2) or by introducing a casing into the bore (2).
  • the area of the bore (2) in which the seal (4) is to be formed is generally perforated to form perforations.
  • the perforation openings are preferably produced in the horizontal section (2b) of the bore (2).
  • the perforation openings are formed by methods known per se, in which case the ball perforation is preferably used, as described, for example, in RU 2 358 100.
  • the first flowable composition (FZ1) is injected through the perforation openings according to method step a) in order to form the seal (4).
  • the first flowable composition (FZ1) can be injected directly after formation of the perforation openings.
  • fracking gaps (4a) are formed, which are subsequently sealed by injecting the first flowable composition (FZ1), thereby obtaining the seal (4).
  • the fracking gaps (4a) are preferably formed in the horizontal sections (2b) of the bore (2).
  • the fracking gaps (4a) are arranged vertically to the horizontal section (2a) of the bore (2).
  • the formation of the fracking gaps (4a) can be carried out by methods known per se.
  • the fracking gaps (4a) are preferably produced by hydraulic fracturing. Suitable methods are known in principle to the person skilled in the art.
  • a fracking fluid (FL) is injected through the bore (2) through the perforations into the hydrocarbon-carrying layer (1) at high pressure (generally 500 to 1000 MPa).
  • high pressure generally 500 to 1000 MPa
  • the fracking gaps (4a) are formed.
  • water can be used as the fraying liquid (FL) to which further additives, such as thickening agents, are optionally added.
  • the formed fracking gaps (4a) can subsequently be sealed by injecting the first flowable composition (FZ1) to form the seal (4).
  • the present invention thus also relates to a method in which the formation of the seal (4) comprises the following steps: a1) injecting a fracking liquid (FL) through the bore (2) into the hydrocarbon-carrying layer (1), with a pressure which is greater than the minimum local rock stress of the hydrocarbon-carrying layer (1), to form fracking gaps ( 4a) in the hydrocarbon-carrying layer (1) and
  • the fraying fluid (FL) may also contain proppants. Suitable proppants are, for example, sand or ceramic proppant. In a further embodiment, the fraying liquid (FL) contains no proppant.
  • the formation of the fracking gaps (4a) and the seal (4) takes place in one method step.
  • the first flowable composition (FZ1) is used as the tailing liquid (FL).
  • the first flowable composition (FZ1) is injected with a pressure greater than the minimum local rock stress of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the first flowable composition (FZ2) is injected at a pressure that is also greater than the minimum localized rock stress of the non-hydrocarbon bearing layers (18, 19).
  • the first flowable composition (FZ1) is generally injected at a pressure in the range from 500 to 1000 MPa through the bore (2) via the perforation openings into the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the fracking gaps (4a) form and are simultaneously sealed by the first flowable composition (FZ1) to form the seal (4).
  • the present invention thus also provides a process in which the first flowable composition (FZ1) is used as the fraying liquid (FL) and the formation of the fracking gaps (4a) and the seal (4) according to process steps a1) and b2) in a single Process step takes place.
  • the fracking gaps (4a) or the seal (4) are preferably arranged vertically to the horizontal section (2b) of the bore (2).
  • the fracking gaps (4a) or the seal (4) are preferably arranged vertically to the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • Under vertical according to the invention are not exclusively Frackspalten (4a) or seals (4) understood that exactly the Lotraum with respect to the bore (2), preferably with respect to the horizontal section (2b), follow, but also Frackspalten (4a) or seals (4) which preferably up to a maximum of 40 ° deviate up to a maximum of 25 ° and more preferably a maximum of 15 ° from this perpendicular direction.
  • the subject of the present invention is therefore also a method in which the seal (4) is arranged vertically to the horizontal section (2b) of the bore (2).
  • the geometric shape of the seal (4) substantially corresponds to the geometric shape of the fracking gaps (4a).
  • the shape and extent of the seal (4) depends on the applied pressure in the fracking process as well as on the rock pressure and properties of the geological layer.
  • the seal (4) generally has a radial extent, starting from the perforation openings of the bore (2) in the range of 5 meters to 150 meters.
  • the extent of the seal (4) should normally be the thickness of the production layer, i. the hydrocarbon-carrying layers (1) correspond. And the thickness of the production layer can range from 5 to 300 meters.
  • the flowable composition (FZ1) can also seal these rock spores, which additionally creates the seal of fine rock spores (5).
  • the radial extent of the seal (4) is measured from the center of the bore (2).
  • the seal (4) is formed generally vertically with respect to the orientation of the bore (2) in the hydrocarbon-carrying layer (1) of the underground hydrocarbon deposit.
  • the thickness of the seal (4) is generally in the range of 2 cm to 10 m (meters), preferably in the range of 1 m to 10 m, and more preferably in the range of 5 m to 10 m.
  • the subject of the present invention is thus also a method in which the seal (4) has a radial extent in the range of 5 to 150 meters and a thickness in the range of 2 cm to 10 meters.
  • Thickness with respect to the seal (4) is understood to mean the extent of the seal (4) parallel to the bore (2), preferably parallel to the horizontal portion (2b). Thickness of the seal (4) is understood to mean the area of the deposit which is penetrated by several (quasi-parallel, networked) tailings cracks. The thickness of the individual tail cracks is 1 to 5 mm.
  • the seal (4) thus has a quasi-cylindrical geometry. In the center of the quasi-circular base of the cylinder, the bore (2) is arranged. The height of the quasi-cylindrical seal (4) corresponds to the above-described thickness of the seal (4). The radius of the quasi-circular base and top surface of the cylinder corresponds to the above-described radial extent of the seal (4).
  • the seal (4) By the seal (4), the hydrocarbon-carrying layer (1) in a first region (1 a) and a second region (1 b) is separated.
  • the seal (4) thus serves as a barrier.
  • the seal (4) can not be penetrated by the second flowable composition (FZ2).
  • the second flowable composition (FZ2) is injected in a preferred embodiment into the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the second flowable composition (FZ2) thus spreads from the bore (2) predominantly in the first region (1 a) of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the second flowable composition (FZ2) spreads in the horizontal direction in the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • first area (1 a) and “second area (1 b)” are introduced here only to distinguish the areas.
  • second area (1 b) is also possible to inject the second flowable composition (FZ2) into the second region (1b) of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the second flowable composition (FZ2) is injected only in one of the two areas.
  • the first flowable composition (FZ1) may also contain proppants. Suitable proppants are, for example, sand or ceramic proppant. In the case where the first flowable composition (FZ1) is used as the fraying liquid (FL), it generally contains a proppant. Even in the case that the fracking liquid in step a1) contains no proppant, the first flowable composition (FZ1) generally contains a proppant
  • Suitable first flowable compositions are described below by way of example:
  • Flowable according to the invention in connection with the flowable compositions (FZ1 and FZ2) means that the flowable compositions (FZ1 and FZ2) can be pumped by conventional pumps.
  • First flowable compositions (FZ1) which are preferred according to the invention have a flowable viscosity or consistency after production. This flowable viscosity or consistency allows the first flowable composition (FZ1) to be pumped through the perforations of the well (2) into the fracture gaps (4a) of the underground hydrocarbon reservoir.
  • the viscosity or consistency of the first flowable composition (FZ1) changes in such a way that the viscosity increases significantly.
  • the viscosity generally increases to viscosities of at least 1,000 mPas, preferably at least 5,000 mPas and particularly preferably at least 10,000 mPas.
  • the consistency of the first flowable composition (FZ1) changes from a flowable consistency to a no longer flowable consistency.
  • the consistency of the flowable composition (FZ) can also be converted into a solid consistency after injection into the fracking gaps (4a).
  • the term "after preparation of the first flowable composition (FZ1)” means that the first flowable composition (FZ1) after completion of the preparation for a period of at least 10 minutes, preferably at least 30 minutes and more preferably at least 1 hour their flowable
  • the subterranean hydrocarbon deposit is generally carried out in periods ranging from greater than 1 hour to 3 days, preferably in the range of greater than 1 hour to 48 hours, more preferably in the range of 3 hours to 36 hours, with the time periods from the end of injection author Ahrens Colour a) on.
  • the first flowable composition (FZ1) transforms into a non-flowable composition (NFZ).
  • NFZ non-flowable composition
  • non-flowable means that the non-flowable composition (nFZ) is not displaced from the seal (4) by the second flowable composition (FZ2)
  • the non-flowable composition (nFZ) in the seal (4) has the Generally, a viscosity of at least 1,000 mPas, preferably at least 5,000 mPas and more preferably at least 10,000 mPas.
  • the present invention thus also provides a process in which the first flowable composition (FZ1) in the fracking gaps (4a) after process step a) and before process step b) converts to a non-flowable composition (nFZ), whereby the seal (4 ) arises.
  • the present invention thus also provides a process in which the non-flowable composition (NSF) has a viscosity of at least 1000 mPas.
  • Suitable first flowable compositions (FZ1) that meet the above requirements are known in the art in principle.
  • Suitable first flowable compositions (FZ1) are, for example, selected from the group consisting of: (i) curable mineral flowable compositions (FZ1),
  • thermogels (iv) flowable thermogels
  • curable mineral flowable compositions it is possible, for example, to use flowable cement compositions or flowable gypsum compositions. These flowable compositions (FZ1; i) have a flowable consistency upon production at the surface of the subterranean hydrocarbon reservoir. After injecting these compositions according to process step a), these compositions cure in the fracking gaps (4a) and then have a solid consistency.
  • the first flowable compositions (FZ1; ii) containing shear thinning mineral thickening agents (ii) for example, aqueous compositions thickened with a shear thinning clay mineral are suitable.
  • Layered silicates such as Laponite, bentonite and hectorite are suitable as shear-thinning clay minerals, for example.
  • the shear-thinning clay minerals are used in concentrations in the range from 0.1 to 5% by weight, based on the total weight of the first flowable composition (FZ1, ii).
  • shear-thinning is understood to mean that the viscosity of the first flowable composition (FZ1; ii) decreases under the action of shear forces and increases again at rest, ie in the absence of shear forces Injecting the first flowable composition (FZ1; ii) in process step a) After completion of the injection of the first flowable composition (FZ1; ii) according to process step a), the viscosity of this first flowable composition (FZ; This is due to the fact that with completion of the injection in accordance with method step a) no shear forces on the first flowable composition (FZ1, ii) act more.
  • first flowable compositions (FZ; iii) containing a shear thinning organic polymer (iii) for example, aqueous compositions thickened with a shear thinning organic polymer are suitable.
  • the content of the shear thinning organic polymer in the first flowable composition (FZ1; iii) is generally in the range of 0.1 to 5% by weight, based on the total weight of the first flowable composition (FZ1; iii).
  • Suitable shear-thinning organic polymers are, for example, biopolymers such as xanthan, diutan and glucans.
  • Preferred shear thinning organic polymer is a glucan having a ⁇ -1,3-glycosidically linked main chain and ⁇ -1,6-glycosidically linked side groups having a weight-average molecular weight M w in the range of 1.5 ⁇ 10 6 to 25 ⁇ 10 6 g / mol.
  • the first flowable compositions (FZ1; iii) containing a shear thinning organic polymer have a low viscosity as described above under the action of shear forces. At rest, that is in the absence of shear, the viscosity of these compositions also increases significantly.
  • thermogels (FZ1; iv) for example, aqueous compositions containing 0.1 to 5% by weight of a polymer which causes low viscosity in the aqueous composition at low temperatures and higher in viscosity at higher temperatures are suitable.
  • the first flowable composition (FZ1; iv) thus has a low viscosity at the temperatures at the surface of the underground hydrocarbon deposit.
  • the temperatures at the surface of the underground hydrocarbon deposit are generally in the range of 0 to 40 ° C.
  • Thermogels (iv) are preferably used in underground hydrocarbon deposits which have a reservoir temperature (T L ) of at least 60 ° C., preferably at least 70 ° C., in the fracking gaps (4 a).
  • the thermogels are particularly suitable for underground hydrocarbon deposits having a reservoir temperature (T L ) in the range of 70 to 150 ° C in the fracking gaps (4a).
  • cellulose ethers are particularly preferred.
  • cellulose ethers it is possible to use all known cellulose ethers obtainable by partial or complete substitution of the hydrogen atoms of the hydroxyl groups of cellulose. Suitable groups for the substitution of the hydrogen atoms are, for example, alkyl and / or aryl groups.
  • the etherification of the cellulose is generally carried out by reaction with the respective halides (for example with methyl, ethyl, propyl or benzyl chloride), with epoxides (such as, for example, ethylene, propylene or butylene oxide) or with activated olefins (for example acrylonitrile, Acrylamide or vinylsulfonic acid).
  • Preferred cellulose ethers are, for example, methylcellulose, methylhydroxyethylcellulose or methylhydroxypropylcellulose and also mixtures of these cellulose ethers. Particularly preferred are methyl cellulose or methyl hydroxypropyl cellulose and mixtures of these two cellulose ethers.
  • first flowable compositions (FZ1; v) containing a water-swellable polymer (v) for example, aqueous compositions containing 0.1 to 5% by weight of a water-swellable polymer based on the total weight of the first flowable composition (FZ1 v).
  • water-swellable polymers for example, highly crosslinked polymers of acrylic or methacrylic acid are suitable, which are also referred to as superabsorbent.
  • the water-swellable polymers are first dispersed in water at the surface of the subterranean crude oil deposit and then injected according to process step a) into the fracking gaps (4a) of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the water-swellable polymer (v) swells in the fracking gaps (4a), whereby a significant increase in the viscosity of the first flowable composition (FZ1; v) is achieved.
  • water-swellable is understood in accordance with the invention to mean that the water-swellable polymer changes its shape and increases its volume under the influence of water
  • water swelling achieves an increase in volume of at least 150%, in particular at least 200%, based on the volume of the water-swellable material
  • Poly (poly (ethylene glycol) di (meth) acrylate having a weight-average molecular weight (M w ) of at least 2 500 g / mol, preferably in the range from 2500 to 10 000 g / mol, more preferably in the Range of 5,000 to 10,000 g / mol, and more preferably in the range of 8,000 to 10,000 g / mol.
  • Suitable two-component systems are flowable compositions (FZ1; vi) which contain a first component (K1) and a second component (K2) which are capable of reacting with each other to form a polymeric compound.
  • Suitable two-component systems (vi) are, for example, those which contain a component (K1) and a component (K2) which, after injection according to process step a), polymerize in the fracking gaps (4a).
  • a preferred two-component system (vi) is a system that polymerizes into polysilicic acid in the fracking columns (4a).
  • This two-component system (vi) contains as component (K1) a water-soluble alkali metal silicate.
  • component (K2) this system receives an acid.
  • the acid catalyses in the fracking columns (4a) the polymerization of the water-soluble alkali metal silicates to insoluble polysilicic acid.
  • water-soluble alkali silicates sodium silicates, potassium silicates and lithium silicates are preferred, with sodium and potassium silicates being particularly preferred. These silicates are also referred to as water glass.
  • the preferred acid component (K2) may be an organic, an inorganic or a Lewis acid.
  • component (K2) preference is given to using inorganic acids or Lewis acids.
  • Lewis acids for example, divalent or trivalent metal salts can be used, with aluminum (III) salts, such as aluminum trichloride, and calcium (II) salts, such as calcium (II) chloride, are preferred.
  • Hydrochloric acid and sulfuric acid are preferred as inorganic acids, with hydrochloric acid being particularly preferred.
  • the acid used as component (K2) catalyzes the polymerization of the alkali silicates, forming water-insoluble polysilicic acid.
  • the polysilicic acid may contain further metal ions, such as, for example, sodium, potassium, lithium, calcium and aluminum ions.
  • Suitable water glasses, as well as the polymerization of these Water glasses with acids are known in the art.
  • the polymerization of alkali metal silicates with the Lewis acid calcium chloride is also known as the joosten process. The joosten process accordingly forms polysilicic acids containing calcium ions. Such compounds are also referred to as calcium silicate gels.
  • the mixture of components (K1) and (K2) can take place on the surface of the underground hydrocarbon deposit.
  • the two components (K1) and (K2), preferably in an aqueous mixture by separate feeds into the bore (2) are injected.
  • the mixing of the components (K1) and (K2) takes place directly in the bore (2).
  • the present invention thus also provides a process in which the first flowable composition (FZ1) is a two-component system (vi) which contains a water-soluble alkali silicate as component (K1) and an acid as component (K2).
  • a metal compound is used as component (K1), preferably a water-soluble metal compound selected from the group consisting of iron (II) - and iron (II l) salts, vanadium salts, zirconium salts and aluminum (II l) salts.
  • component (K1) are aluminum (III) salts, such as, for example, aluminum chloride, aluminum nitrate, aluminum sulfate, aluminum acetate or aluminum acetylacetonate.
  • Aluminum (III) salts can also be used as aluminum (III) salts, the above preferences applying correspondingly.
  • An example of a partially hydrolyzed aluminum salt is aluminum hydroxychloride.
  • Aluminum (II) salt is particularly preferred, aluminum chloride and the partially hydrolyzed aluminum hydroxychloride.
  • Component (K2) used in this first flowable composition (FZ1; vi) is a water-soluble activator which catalyzes the polymerization of the metal salts, preferably of the aluminum (III) salts.
  • water-soluble activators preferably activators are selected from the group consisting of urea, substituted ureas such as ⁇ , ⁇ '-alkyl ureas, in particular ⁇ , ⁇ '-dimethylurea and hexamethylenetetramine (urotropin).
  • the water-soluble activators (component (K2)) release bases (or bind acids) under the conditions of the underground oil reservoir and thus lead to an increase in the pH value. By increasing the pH value, highly viscous, water-insoluble gels are formed, which comprise metal ions, hydroxide ions and optionally further components.
  • aluminum hydroxide or aluminum oxyhydrate gels form, which may of course comprise further components, such as, for example, anions of the aluminum salt used.
  • the viscosity of the two-component system (vi) used as the first flowable composition (FZ1; vi) increases in the fracking gaps (4a), as a result of which the blocking of the fracking gaps (4a) and formation the seal (4) is achieved.
  • the components (K1) or (K2) can be mixed on the surface of the underground hydrocarbon deposit.
  • two aqueous formulations (F1) and (F2) are in general injected successively through the bore (2) into the fracking gaps (4a), the formulation (F1) the component (K1) and the formulation (F2) the component (K2 ) contains.
  • the mixing of the two formulations (F1) and (F2) to form the first flowable composition (FZ1; vi) takes place in this embodiment only in the fracking gaps (4a).
  • AICI 3 aluminum chloride
  • component (K2) urea are described, for example, in European patent applications EP 2 333 026 and EP 2 568 029, to which reference is hereby made.
  • aqueous formulations (F1) and (F2) contain 4 to 10 wt .-% of the metal salt, preferably aluminum (II) chloride and 10 16 to 36th %
  • the activator preferably urea, in each case based on the total weight of the aqueous formulations (F1) and (F2).
  • the amounts of metal salt and activator in this case relate to the anhydrous compounds.
  • the present invention thus also relates to a process in which the first flowable composition (FZ1) is a two-component system (vi) comprising as component (K1) a water-soluble metal compound selected from the group consisting of iron (II) - and Iron (l ll) salts, vanadium salts, zirconium salts and aluminum (ll l) salts and contains as component (K2) a water-soluble activator selected from the group consisting of urea, substituted ⁇ , ⁇ '-0 alkyl ureas and hexamethylenetetramine.
  • component (K1) a water-soluble metal compound selected from the group consisting of iron (II) - and Iron (l ll) salts, vanadium salts, zirconium salts and aluminum (ll l) salts
  • K2 a water-soluble activator selected from the group consisting of urea, substituted ⁇ , ⁇ '-0 alkyl ureas and hexamethylenetetramine.
  • first flowable compositions (FZ1) are the two-component systems (vi) described above, i. the first flowable compositions (FZ1; vi) are preferred.
  • the first flowable compositions (FZ1) may further contain other additives as described below for Flooding Agent (FM).
  • the explanations and preferences for flooding agent (FM) therefore apply accordingly to the first flowable composition (FZ1).
  • the second flowable composition (FZ2) is injected through the bore (2) into the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the second flowable composition (FZ2) injected in step b) may be a flooding agent (FM) or an oxidizing agent.
  • a flooding agent (FM) is injected as the second flowable composition (FZ2) in process step b
  • this flooding agent (FM) displaces the hydrocarbon-containing layer (1) Hydrocarbons. Due to the seal (4), the flooding agent (FM) mainly spreads in the first region (1 a) of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the present invention thus also provides a process in which the second wettable composition (FZ2) is a flooding agent (FM) which displaces the hydrocarbons contained in the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • openings are created in the bore (2), preferably in the horizontal portion (2b), which allow injection of the second flowable composition (FZ2) into the hydrocarbon carrying layer (1).
  • These openings may be perforation openings or fracking gaps. In the event that perforations are formed, this can be done for example by ball perforation. In the event that fracking gaps are formed, this can be done as described above, by fracking, for example by hydraulic fracturing.
  • the horizontal section (2b) of the bore (2) has first perforation openings (201).
  • the horizontal section (2b) of the bore (2) has second fracking gaps (44).
  • the horizontal portion (2b) of the bore (2) may also have a combination of first perforation openings (201) and second fracking gaps (44).
  • the flooding agent (FM) injected through the first perforation openings (201) or the second fracking gaps (44) displaces the hydrocarbons in the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the present invention thus also provides a process in which hydrocarbons from the hydrocarbon-carrying layer (1) are conveyed in process step b).
  • a conveyor strand (3) is brought down, by which the hydrocarbons displaced by the flooding agent (FM) can be conveyed to the surface.
  • the subject of the present invention is therefore also a process in which a conveyor string (3) is drilled into the subterranean hydrocarbon deposit through which hydrocarbons are conveyed in process step b).
  • the production line (3a) can be configured as a production bore (3a).
  • the bore (2) acts as an injection well.
  • the injected flooding agent (FM) displaces from the first perforation openings (201) or the second fracking gaps (44) Hydrocarbons in the direction of the production well (3a).
  • the production bore (3a) likewise has openings, for example perforation openings (7a), through which the hydrocarbons enter the production bore (3a) and are subsequently conveyed out of this.
  • the bore (2) used as the injection bore and the production bore (3a) are designed as two separate bores.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the feed train (3) is arranged in the bore (2).
  • an internal pipe is inserted into the bore (2).
  • the interior of the inner tube serves as a conveyor line (3) and is also referred to as a production line (221) of the bore (2).
  • annular space which is used in this embodiment as an injection strand (222) of the bore (2).
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the bore (2) has an inner tube which serves as a feed line (3) for the hydrocarbons, the annular space between the outer wall of the inner tube and the inner wall of the bore (2). serves as injection strand (222), through which the second flowable composition in step b) is injected.
  • the bore (2) functions as both an injection and production bore.
  • the bore (2) preferably the horizontal portion (2b), for this purpose generally has openings (201; 44) through which the second flowable composition (FZ2) is injected.
  • the present invention thus also provides a method in which the horizontal section (2b) of the bore (2) has openings (201; 44) through which the second flowable composition (FZ2) according to method step b) into the hydrocarbon-carrying layer (1) is injected.
  • the horizontal section (2b) of the bore (2) In addition to the first perforation openings (201) or the second fracking gaps (44), in the horizontal section (2b) of the bore (2) generates additional openings through which the hydrocarbons can enter the production line (221).
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the horizontal section (2b) of the bore (2) has additional openings (20; 444) through which hydrocarbons are conveyed via the conveyor train (3) in method step b).
  • the additional openings may also be perforations or fracking gaps.
  • the additional openings are configured as second perforation openings (202).
  • the additional openings are configured as third fracking gaps (444).
  • the second perforation openings (202) and the third fracking gaps (444) can be produced for this purpose as described above.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the openings are designed as second fracking gaps (44) and the additional openings are designed as third fracking gaps (444).
  • the annular space used as the injection strand (222) is sealed by at least one packer (22) in the area between the first perforation openings (201) and the second fracking gaps (44) and the second perforation openings (202) or the third fracking gaps (444).
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the annular space between the openings (201; 44) and the additional openings (202; 444) is sealed by at least one packer (22).
  • the flooding agent (FM) is injected through the first perforation openings (201) or the second fracking gaps (44) into the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1). Due to the seal (4), the flood medium (FM) mainly spreads in the direction of the additional openings (202) and (444). The flood front (8) therefore extends starting from the openings (201) or (44) in the direction of the additional openings (202) or (444).
  • the distance between the openings (201) or (44) and the additional openings (202) or (444) is usually in the range of 50 to 1000 m, preferably in the range of 100 to 500 m and in particular in the range of 100 to 400 m.
  • the geometric shape of the second Frackspalten (44) and the third Frackspalten (444) corresponds generally to the geometric shape of the Frackspalten (4a) or the seal (4), so that the designs and preferences for this purpose for the second Frackspalten (44) and the third fracking columns (444) apply accordingly.
  • the second fracking gaps (44) and the third fracking gaps (444) are arranged parallel to the seal (4), with the above definitions correspondingly applying to the term "parallel".
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the second fracking gaps (44) and the third fracking gaps (444) are arranged parallel to the seal (4).
  • the radial extent of the third fracking gaps (444) is two to three times greater than the radial extent of the second fracking gaps (44).
  • the radial extent of the seal (4) is at least twice greater than the radial extent of the second fracking gaps (44).
  • the flooding agent (FM) can be injected over a large area into the hydrocarbon-carrying layer (1) so that a large-surface flood front (8) is formed.
  • the efficiency of the process for hydrocarbon production, preferably for oil production increased.
  • the distance between the first perforation openings (201) and the second fracking gaps (44) for sealing (4) can be in the range from 1 to 100 m, preferably in the range from 5 to 80 m, particularly preferably in the range from 10 to 50 m.
  • flooding agent As flooding agent (FM), all flooding agents (FM) known to those skilled in the art can be used in process step b).
  • the type of flooding agent (FM) used in process step b) is not essential to the invention. In principle, all floods (FM) can be used, which are suitable for secondary or tertiary oil production.
  • An aqueous flooding agent (wFM) is preferably used in process step b).
  • aqueous flooding agent water itself or water to which additives have been added can be used.
  • the aqueous flooding agent (wFM) can have temperatures in the range of 0 ° C to 100 ° C. It is also possible to use the aqueous flooding agent (wFM) in the form of steam. When using steam, a particularly large highly permeable zone (1) is formed, which in comparison to original permeability of the underground Erdöllager Maschinen has a much higher permeability. This is due to the aggressive effect of the superheated steam, which washes the oil particularly well.
  • the aqueous flooding agent (wFM) contains at least 50% by weight, preferably at least 70% by weight, more preferably at least 80% by weight and most preferably at least 90% by weight of water. Accordingly, the aqueous flooding agent (wFM) may contain 0 to 50 wt%, preferably 0 to 30 wt%, more preferably 0 to 20 wt% and most preferably 0 to 10 wt% of other additives and natural salts ,
  • the percentages by weight are in each case based on the total weight of the aqueous flooding agent (wFM).
  • Thickeners, surfactants, urea or glycerol, for example, can be used as further customary additives.
  • Suitable thickeners are, for example, synthetic polymers such as polyacrylamide or copolymers of acrylamide and other monomers, especially monomers containing sulfonic acid groups, and polymers of natural origin such as glucosylglucans, xanthan, diuthane or glucan. Glucan is preferred.
  • surfactants As surface-active components (surfactants) it is possible to use anionic, cationic and nonionic surfactants.
  • nonionic surfactants are, for example, ethoxylated mono-, di- and trialkylphenols, ethoxylated fatty alcohols and polyalkylene oxides.
  • polyalkylene oxides preferably C 2 -C 4 -alkylene oxides and phenylsubstituted C 2 -C 4 -alkylene oxides, in particular polyethyleneoxides, polypropyleneoxides and poly (phenylethyleneoxides), especially block copolymers, in particular polypropylene oxide and polyethylene oxide blocks or poly (phenylethylene oxide) and Polyethylenoxidblocke having polymers, and also random copolymers of these alkylene oxides suitable.
  • Such Alkylenoxidblockcopolymerisate are known and commercially z. B. under the name Tetronic and Pluronic (BASF) available
  • Typical anionic surfactants are, for example, alkali metal and ammonium salts of alkyl sulfates (alkyl radical: C 8 -C 2), of sulfuric monoesters with ethoxylated alkanols (alkyl: C 12 -C 18) and of ethoxylated alkylphenols (alkyl: C 4 -C 12) and (alkylsulfonic Alkyl radical: Ci 2 -Ci 8 ).
  • Suitable cationic surfactants are, for example, C 6 -C 18 -alkyl, alkylaryl or heterocyclic radicals, primary, secondary, tertiary or quaternary radicals Ammonium salts, pyridinium salts, imidazolinium salts, oxozolinium salts, morpholinium salts, propylium salts, sulfonium salts and phosphonium salts.
  • Cetyltrimethylammoniumbromid and sodium lauryl sulfate called.
  • an oxidizing agent may also be injected.
  • the above statements on the injection of the flooding agent (FM) and the geometric arrangements and preferences mentioned therein apply accordingly.
  • the present invention thus also provides a process in which the second flowable composition (FZ2) contains an oxidizing agent which initiates the in-situ combustion of the hydrocarbons in the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the present invention thus also provides a process for the in-situ combustion of hydrocarbons in a subterranean hydrocarbon deposit.
  • all known oxidizing agents can be used as the oxidizing agent.
  • an oxygen-containing mixture is used as the oxidizing agent.
  • an oxygen-containing mixture for example, pure oxygen, air or oxygen-enriched air can be used. Air or oxygen-enriched air is preferably used as the oxygen-containing mixture.
  • the oxygen-containing mixtures described above may be used in a mixture with water.
  • temperatures in the range of 200 to 1500 ° C, preferably in the range of 300 to 1200 ° C and particularly preferably in the range of 400 to 1000 ° C can be formed in the combustion zone.
  • the increase in temperature changes the rheological properties of the hydrocarbons in the hydrocarbon-bearing layer (1). For example, the viscosity of highly viscous petroleum oils is lowered, allowing them to be displaced more efficiently from the hydrocarbon-bearing layer (1).
  • the hydrocarbons contained in the hydrocarbon-carrying layer (1) can also be split.
  • hydrocarbons for the case of the / 'thus n s / fu-combustion, and the cleavage products of hydrocarbons, such as synthesis gas, understood.
  • the oxidants injected in process step b) displace the hydrocarbons through the formed combustion front (8) and can subsequently be conveyed as described above for the flooding (FM) process.
  • FIG. 1 A first figure.
  • Figure 1 shows a vertical section through an underground hydrocarbon deposit into which a well (2) has been drilled.
  • the bore (2) is designed as a vertical bore.
  • the seal (4) was produced which separates the hydrocarbon-carrying layer (1) into a first region (1a) and a second region (1b).
  • a bore (21) was branched off from the vertical bore (2).
  • the branched bore (21) was perforated to obtain the perforation openings (7).
  • a diversified production well (3a) was drilled into the underground hydrocarbon deposit.
  • the horizontal portion of the production well (3a) was provided with perforations (7a).
  • FIG. 1 shows the performance of method step b) of the method according to the invention.
  • the second flowable composition (FZ2) is injected through the bore (2) via the branched bore (21) via the perforation openings (7) into the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1) of the underground hydrocarbon deposit.
  • the flow direction of the second formulation (FZ2) is identified by reference numeral 6.
  • the hydrocarbons are displaced in the direction of the perforation openings (7a).
  • the flow direction of the hydrocarbons is indicated by the reference numeral 9.
  • a flooding agent (FM) is injected in process step b
  • a flood front (8) is formed.
  • an oxidizing agent is injected as the second flowable composition (FZ2)
  • a combustion front (8) is formed.
  • the hydrocarbons pass via the perforation openings (7a) into the production bore (3a) and are conveyed out of this by means of conventional methods, for example by pumping.
  • FIG. 2
  • FIG. 2 shows a preferred embodiment of the method according to the invention.
  • Figure 2 shows a vertical section through the hydrocarbon-carrying layer (1) of the underground hydrocarbon deposit.
  • the bore (2) is designed here as a deflected bore having a vertical portion (2a) and a horizontal portion (2b).
  • the seal (4) has been produced, which separates the hydrocarbon-carrying layer (1) into a first region (1a) and a second region (1b).
  • the horizontal portion (2b) of the bore (2) was perforated to form the perforation holes (201 and 202).
  • the production line (221) was introduced into the bore (2).
  • the production line (221) is designed as a tube which is arranged in the bore (2) (inner tube).
  • FIG. 2 shows the implementation of process step b) of the process according to the invention.
  • the second flowable composition (FZ2) is injected into the first region (1 a) of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the second flowable composition (FZ2) enters the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1) via the first perforation openings (201).
  • the flow direction of the second flowable composition (FZ2) is indicated by reference numeral 6.
  • the second flowable composition (FZ2) displaces the hydrocarbons toward the second perforations (202) of the bore (2).
  • the flow direction of the hydrocarbons is indicated by the reference numeral 9.
  • the hydrocarbons enter the bore (2) via the second perforation openings (202) and are conveyed to the surface via the production line (221).
  • the bore (2) thus acts simultaneously as an injection well and production well.
  • the injection strand (222) acts as an injection well
  • the production line (221) acts as a production well.
  • FIG. 3 likewise shows a preferred embodiment of the method according to the invention.
  • Figure 3 shows a vertical section through the underground hydrocarbon deposit.
  • the embodiment according to FIG. 3 differs from the embodiment according to FIG. 2 in that the horizontal section (2b) of the bore (2) has been perforated only simply and thus has only the second perforation openings (202).
  • the underground hydrocarbon storage was Cracked with formation of the second fracking cracks (44).
  • the second fracking gaps (44) are not sealed.
  • the second flowable composition (FZ2) enters the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1) from the injection strand (222) via the second fracking gaps (44).
  • the flow direction of the second flowable composition (FZ2) is indicated by reference numeral 6.
  • the second flowable composition (FZ2) displaces the hydrocarbons, as described in FIG. 2, via the second perforation openings (202) into the production line (221), via which they are conveyed to the surface.
  • FIG. 4 shows a further preferred embodiment of the method according to the invention.
  • FIG. 4 differs from FIG. 2 in that, in addition to the second perforation openings (202), third fracking gaps (444) have been formed in the horizontal section (2b) of the bore (2).
  • the hydrocarbons may enter the bore (2) via both the second perforation openings (202) and the third fracking gaps (444) in this embodiment.
  • the third fracking gaps (444) increase the area over which the hydrocarbons can enter the bore (2).
  • the flow direction of the hydrocarbons is indicated by the reference numeral 9.
  • the hydrocarbons are, as described in Figures 2 and 3, promoted on the production line (221).
  • FIG. 5 shows a further preferred embodiment of the method according to the invention.
  • Figure 5 shows a vertical section through the underground hydrocarbon deposit.
  • the horizontal portion (2b) of the bore (2) is not perforated.
  • the horizontal portion (2b) was cracked to form the second fracking columns (44) and the third fracking columns (444).
  • These fracking gaps are not sealed.
  • the borehole wall and the vicinity of the bore were stabilized and sealed by the cementation (26).
  • the third fracking gaps (444) have a radial extent which is two to three times greater than the radial extent of the second fracking gaps (44).
  • the second flowable composition (FZ2) enters the first region (1a) of the hydrocarbon-carrying layer (1) via the second fracking gaps (44) and displaces the hydrocarbons in the direction of the third fracking gaps (444).
  • the flow direction of the second flowable composition (FZ2) is indicated by reference numeral 6.
  • the flow direction of the hydrocarbons is indicated by the reference numeral 9.
  • the hydrocarbons enter the bore (2) via the third fracking gaps (444) and are conveyed to the surface via the production line (221).
  • FIG. 6 shows a further preferred embodiment of the method according to the invention.
  • Figure 6 shows a vertical section through the underground hydrocarbon deposit.
  • Figure 6 shows an embodiment in which five hydrocarbon-carrying layers (1) are present in the underground hydrocarbon deposit.
  • the horizontal portion (2b) of the bore (2) is brought down, which is arranged parallel to the central hydrocarbon-carrying layer (1).
  • the hydrocarbon-carrying layers (1) are separated by the partially permeable layers (19) and by the impermeable layers (18).
  • first of all the seal (4) was produced.
  • the seal (4) extends over all hydrocarbon-carrying layers (1) and over all non-hydrocarbon-carrying layers (18 and 19).
  • FIG. 6 shows the implementation of method step b) of the method according to the invention.
  • the second flowable composition (FZ2) is injected via the injection strand (222) and enters via the second fracking gaps (44) into all the hydrocarbon-carrying layers (1) in the first region (1a).
  • the flow direction of the second flowable composition (FZ2) is indicated by reference numeral 6.
  • the second flowable composition (FZ2) displaces the hydrocarbons toward the third fracture gaps (444).
  • the flow direction of the hydrocarbons is indicated by the reference numeral 9.
  • the hydrocarbons enter the bore (2) via the third fracking gaps (444) and are conveyed to the surface via the production line (221).
  • FIG. 7 shows an alternative illustration of the embodiment according to FIG. 5.
  • the injection of the second flowable composition (FZ2) forms a bell-shaped flood or combustion front (8).
  • Embodiment 1 A low-grade oil deposit is being developed, which will be the following
  • Deposit parameters comprises:
  • Thickness of the hydrocarbon-carrying layer (1) 10 to 12 m
  • Hydrocarbon-conducting layer (1) 0.03 ⁇ 2
  • Hydrocarbon-conducting layer (1) 0.001 ⁇ 2
  • the subterranean hydrocarbon reservoir has inhomogeneous permeability, making it difficult to spread the flood front (8) and to extract oil from all oil-bearing layers (1) evenly.
  • the underground hydrocarbon deposit is developed according to the embodiment described in FIG. A deflected well (2) is drilled into the underground hydrocarbon deposit. Subsequently, the seal (4) is generated.
  • a first flowable composition (FZ1) is used as the fracking liquid and injected at a pressure in the range from 60 to 80 MPa (process step a)).
  • the first flowable composition (FZ1) contains the following constituents:
  • the first flowable composition (FZ1) 250 m3 of the first flowable composition (FZ1) are injected, whereby the vertical fracture gaps (4a) form.
  • the first flowable composition (FZ1) subsequently increases its viscosity under the influence of the reservoir temperature (TL), whereby the seal (4) is produced.
  • Supporting agents (quartz sand) are added to the first flowable composition (FZ1) in order to stabilize the fracture gaps (4a) formed.
  • the first flowable composition (FZ1) contains 350 kg of proppant per t of the first flowable composition (FZ1) used.
  • the horizontal portion (2b) of the bore (2) is scrapped to form the second Frackspalten (44).
  • the end section of the horizontal portion (2b) of the bore (2) perforated to form the second perforation openings (202).
  • an inner tube is inserted into the bore (2), which serves as a production line (221).
  • the annular space between the outer wall of the inner tube and the inner wall of the 5 bore (2) serves as an injection strand (222).
  • the annulus is sealed between the second fracking gaps (44) and the second perforations (202) by a packer (22).
  • the second flowable composition (FZ2) deposit water is injected as flood medium (FM) through the injection string (222) via the second fracture gaps (44).
  • a shale-oil deposit is being developed that has an inhomogeneous permeability. With conventional oil production methods, only 5% of the oil contained in the deposit can be extracted from this oil reservoir.
  • the deposit is being developed through so-called in situ petroleum burning. The development follows the embodiment described in FIG.
  • the thickness of the hydrocarbon-carrying layer (1) is in the range of 30 to 40 m.
  • the reservoir temperature (TL) is 95 ° C.
  • a first flowable composition (FZ1) which has the following composition:
  • the initiator used is ammonium peroxosulphate.
  • the first flowable composition (FZ1) is used simultaneously as a fraying liquid (FL) and as a means for sealing the fracture gaps (4a) 40 formed.
  • two further fracking gaps (44 and 444) are produced.
  • the distance between these two frack gaps is 200 m.
  • the frack gaps are filled with a proppant.
  • the distance of the seal (4) to the second Frackspalten (44) is 15 to 20 m.
  • the second fracking gaps (44) are used to inject the oxidant.
  • the third fracking columns (444) are used to transport the hydrocarbons.
  • the first development phase 30,000 m3 of compressed, oxygen-enriched air are injected through the bore (2) via the second fracture gaps (44) per day. Due to the reservoir temperature, the oxidation of the petroleum begins within 5 to 10 days and the in-situ combustion starts. In the oxidation zone, temperatures in the range of 200 to 600 ° C develop. The combustion front is large, since the oxidant is pressed through the first fracking gaps (4).
  • a mixture of water and air is injected through the bore (2) via the second fracking gaps (44), the ratio of water to air being in the range of 0.001 to 0.005.
  • the oxidant spreads due to the seal (4) mainly in the direction of the third Frackspalten (444), from which hydrocarbons are promoted. This increases the efficiency of flood control measures and thus the degree of oil removal.

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Entwicklung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte, die eine Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1) sowie eine Bohrung (2) umfasst, die in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1) niedergebracht ist, umfassend die Schritte: a) Ausbildung einer Abdichtung (4), die die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1) in einen ersten Bereich (1a) und einen zweiten Bereich (1b) trennt, durch Injizieren einer ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1) durch die Bohrung (2) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1), und b) Injizieren einer zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) durch die Bohrung (2) in den ersten Bereich (1a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1), wobei in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte ein Förderstrang (3) niedergebracht ist, durch den in Verfahrensschritt b) Kohlenwasserstoffe gefördert werden und wobei der Förderstrang (3) in der Bohrung (2) angeordnet ist.

Description

Verfahren zur Entwicklung einer Kohlenwasserstofflagerstätte Beschreibung Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Entwicklung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte, ein Verfahren zur Förderung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte sowie ein Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte. In natürlichen Erdöllagerstätten liegt Erdöl im Allgemeinen in den Hohlräumen poröser Speichergesteine vor, welche zur Erdoberfläche hin von undurchlässigen Deckschichten abgeschlossen sind. Neben Erdöl sowie Erdgas enthalten unterirdische Erdöllagerstätten darüber hinaus im Allgemeinen mehr oder weniger stark salzhaltiges Wasser. Das Wasser, welches in den unterirdischen Erdöllagerstätten vorliegt, wird auch als Lagerstättenwasser oder Formationswasser bezeichnet. Bei den Hohlräumen, in denen das Erdöl vorliegt, kann es sich um sehr feine Hohlräume, Kapillaren, Poren oder dergleichen handeln. Die Hohlräume können beispielsweise einen Durchmesser von nur einem Mikrometer oder weniger aufweisen. Bei der Erdölförderung unterscheidet man zwischen der primären, der sekundären und der tertiären Förderung. Bei der primären Förderung strömt das Erdöl nach dem Niederbringen (Abteufen) der Bohrung in die unterirdische Lagerstätte aufgrund des natürlichen Eigendrucks der Erdöllagerstätte von selbst durch das Bohrloch an die Oberfläche. Der Eigendruck der Erdöllagerstätte kann beispielsweise durch in der Lagerstätte vorhandene Gase wie Methan, Ethan oder Propan hervorgerufen werden. Durch die primäre Erdölförderung lassen sich, abhängig vom Lagerstättentyp, meist nur 5 bis 10 % des in der Lagerstätte vorhandenen Erdöls fördern. Danach reicht der Eigendruck der Erdöllagerstätte nicht mehr aus, um Erdöl aus der unterirdischen Erdöllagerstätte durch die primäre Erdölförderung zu gewinnen.
Nach der primären Erdölförderung kommt daher die sekundäre und tertiäre Erdölförderung zum Einsatz. Bei der sekundären und tertiären Erdölförderung wird ein Flutmittel in die Erdöllagerstätte eingepresst, um den Druck der unterirdischen Erdöllagerstätte aufrechtzuerhalten oder wieder zu erhöhen. Durch das Einpressen des Flutmittels wird das Erdöl in der unterirdischen Erdöllagerstätte verdrängt. Das verdrängte Erdöl kann nachfolgend durch eine weitere Bohrung, die auch als Produktionsbohrung bezeichnet wird, gefördert werden.
Als Flutmittel wird bei der sekundären Erdölförderung im Allgemeinen Wasser eingesetzt. Dieses Verfahren wird auch als Wasserfluten bezeichnet. Als Flutmittel für die tertiäre Erdölförderung werden beispielsweise heißes Wasser oder Wasserdampf eingesetzt. Darüber hinaus können auch Gase wie beispielsweise Kohlendioxid oder Stickstoff eingesetzt werden. Zur tertiären Erdölförderung gehören weiterhin Verfahren, bei denen man dem Flutmittel geeignete Chemikalien als Hilfsmittel zur Erdölförderung zusetzt.
Das injizierte Flutmittel verbreitet sich in der unterirdischen Erdöllagerstätte und bildet dabei eine sogenannte Flutfront aus. Die Flutfront weist dabei theoretisch eine ideale Kreisform auf. D.h. das Flutmittel verbreitet sich unkontrolliert in alle Richtungen. Aufgrund der Heterogenität der unterirdischen Erdöllagerstätte weicht die Form der Flutfront im Allgemeinen erheblich von der idealen Kreisform ab. Die Form der Flutfront und damit die Ausbreitung des Flutmittels in der unterirdischen Erdöllagerstätte sind somit praktisch nicht vorhersagbar und nur sehr schwer kontrollierbar. Dies reduziert in der Praxis die Effizienz der Flutverfahren erheblich. Ein weiteres bekanntes Verfahren zur Entwicklung von unterirdischen Erdöllagerstätten und zur Steigerung der Förderraten von Erdöl ist die thermische Behandlung der unterirdischen Erdöllagerstätten. Verfahren zur thermischen Behandlung werden insbesondere in unterirdischen Erdöllagerstätten angewendet, die hochviskoses Erdöl enthalten. Darüber hinaus kommt die thermische Behandlung bei Ölschieferlagerstätten zum Einsatz.
Hierzu werden im Allgemeinen ein Oxidationsmittel und gegebenenfalls ein Brennstoff in die unterirdische Erdöllagerstätte injiziert. Als Oxidationsmittel wird meist Luft verwendet. Je nach Intensität der exothermen Reaktion ist es möglich, eine Pyrolyse des Erdöls bzw. der Matrix der unterirdischen Erdöllagerstätte zu bewirken. Dieser Vorgang wird auch als in-situ Erdölverbrennung bezeichnet. Durch die Wärmeentwicklung werden die rheologischen Eigenschaften des in der unterirdischen Erdöllagerstätte enthaltenen Erdöls modifiziert, wodurch eine Steigerung der Förderrate erreicht wird.
Im Stand der Technik sind verschiedene Verfahren zur thermischen Behandlung von unterirdischen Erdöllagerstätten beschrieben. Die RU 2 139 421 und die RU 2 403 384 offenbaren ein Verfahren zur thermischen Behandlung unterirdischen Schieferöl- und Kerogenlagerstätten sowie ein Verfahren zur Entwicklung von Bitumen- und Schweröllagerstätten durch in-situ Erdölverbrennung. Bei diesen Verfahren werden vertikale Injektions- und Produktionsbohrungen in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte niedergebracht. Anschließend wird zunächst eine wässrige Zusammensetzung in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte injiziert, die die Erdöloxidation katalysiert. Nachfolgend wird ein Oxidationsmittel, bevorzugt mit Sauerstoff angereicherte Luft, injiziert, um die in-situ Erdölverbrennung zu starten. Nachteilig an den Verfahren gemäß RU 2 139 421 und die RU 2 403 384 ist, dass sich die Verbrennungsfront nach Einsetzen der in-situ Erdölverbrennung ungerichtet ausbreitet. Eine Steuerung und Kontrolle der Ausbreitung der Verbrennungsfront ist mit diesen Verfahren nicht möglich. Hierdurch werden große Mengen an Erdöl unnötigerweise verbrannt. Die Effizienz dieser Verfahren ist daher gering.
Die US 5,314,019 und die US 5,307,874 beschreiben Verfahren zur Förderung von Erdöl, bei denen hochpermeable Zonen durch Gelbildner blockiert werden und anschließend durch Injektion von Flutmittel Erdöl gefördert wird.
Bei dem in der US 2004/0168798 beschriebenen Verfahren wird zur Erhöhung der Förderrate von Erdöl zunächst ein Quellungsmittel in eine Lagerstätte injiziert, das in Gegenwart von Wasser quillt und so hochpermeable Zonen blockiert. Anschließend kann durch Injektion eines Flutmittels Erdöl gefördert werden.
Die US 201 1 /0088899 beschreibt ein Verfahren zur Blockierung hochpermeabler Zonen in einer unterirdischen Erdöllagerstätte durch die Injektion von wässrigen gelbildenden Formulierungen. Im Anschluss kann aus der Lagerstätte Erdöl gefördert werden.
Alle vorstehend beschriebenen Flutverfahren und Verfahren zur thermischen Behandlung von unterirdischen Erdöllagerstätten haben den Nachteil, dass die Ausbreitung des injizierten Flutmittels bzw. die Ausbreitung der Verbrennungsfront praktisch nicht kontrollierbar sind. Die injizierten Flut- bzw. Oxidationsmittel verteilen sich in der unterirdischen Erdöllagerstätte praktisch unkontrolliert. Die Lage der Flutmittel- bzw. Verbrennungsfront lässt sich in einer unterirdischen Erdöllagerstätte nur sehr ungenau lokalisieren. Mit den vorstehend beschriebenen Verfahren ist es daher nicht möglich, genau vorauszusagen, in welche Bereiche der unterirdischen Erdöllagerstätte sich die injizierten Flut- bzw. Oxidationsmittel ausbreiten und damit die Flutmittel- bzw. Verbrennungsfront ausbilden.
Darüber hinaus kommt es bei den vorstehend beschriebenen Verfahren zu großen Verlusten der injizierten Formulierungen, das heißt die injizierten Formulierungen gelangen auch in Bereiche der unterirdischen Erdöllagerstätte, in der sie keine oder nur eine sehr geringe Auswirkung auf die Förderrate von Erdöl haben. Insbesondere durch die unkontrollierte Ausbreitung der Verbrennungsfront werden zudem auch unnötige Mengen an Erdöl verbrannt, ohne dass hiermit eine Steigerung der Förderraten verbunden ist. Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zur Entwicklung unterirdischer Kohlenwasserstofflagerstätten bereitzustellen, das die vorstehend beschriebenen Nachteile des Standes der Technik nicht oder nur in vermindertem Maße aufweist. Das erfindungsgemäße Verfahren soll insbesondere eine bessere Kontrolle der Ausbreitung der Flutmittel bzw. Oxidationsmittel und damit eine Steuerung der Flutmittel- bzw. Verbrennungsfront ermöglichen. Gelöst wird diese Aufgabe durch ein Verfahren zur Entwicklung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte, die eine Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) sowie eine Bohrung (2) umfasst, die in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) niedergebracht ist, umfassend die Schritte: a) Ausbildung einer Abdichtung (4), die die Kohlenwasserstoff-führende Schicht
(1 ) in einen ersten Bereich (1 a) und einen zweiten Bereich (1 b) trennt, durch Injizieren einer ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) durch die Bohrung
(2) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) und b) Injizieren einer zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) durch die Bohrung (2) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist außerdem ein Verfahren zur Entwicklung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte, die eine Kohlenwasserstoffführende Schicht (1 ) sowie eine Bohrung (2) umfasst, die in die Kohlenwasserstoffführende Schicht (1 ) niedergebracht ist, umfassend die Schritte: a) Ausbildung einer Abdichtung (4), die die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) in einen ersten Bereich (1 a) und einen zweiten Bereich (1 b) trennt, durch
Injizieren einer ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) durch die Bohrung (2) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) und b) Injizieren einer zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) durch die Bohrung (2) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden
Schicht (1 ), wobei in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte ein Förderstrang (3) niedergebracht ist, durch den in Verfahrensschritt b) Kohlenwasserstoffe gefördert werden und wobei der Förderstrang (3) in der Bohrung (2) angeordnet ist.
Das erfindungsgemäße Verfahren hat den Vorteil, dass eine Kontrolle und Steuerung der Ausbreitungsrichtung von injizierten Fluiden ermöglicht wird. Durch die Ausbildung einer Abdichtung (4) gemäß Verfahrensschritt a) wird die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätte in einen ersten Bereich (1 a) und eine zweiten Bereich (1 b) getrennt. Gemäß Verfahrensschritt b) lässt sich eine zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) durch die Bohrung (2) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte injizieren. Durch die Abdichtung (4) verbreitet sich die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) ausgehend von der Bohrung (2) hauptsächlich in dem ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte. Dies ermöglicht eine Steuerung und Kontrolle der Ausbreitung der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2). Hierdurch kann die Ausbildung der Flutmittel- beziehungsweise Verbrennungsfront gesteuert werden. Eine unkontrollierte Ausbreitung in alle Bereiche der Kohlenwasserstoffführende Schicht (1 ) wie sie bei den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren zwangsläufig stattfindet wird hierdurch verhindert beziehungsweise vermindert.
Bezugszeichenliste:
1 Kohlenwasserstoff-führende Schicht
1 a erster Bereich der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 )
1 b zweiter Bereich der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 )
18 undurchlässige nicht Kohlenwasserstoff-führende Schicht
19 teilweise durchlässige nicht Kohlenwasserstoff-führende Schicht 2 Bohrung
2a vertikaler Abschnitt der Bohrung 2
2b horizontaler Abschnitt der Bohrung 2
21 von Bohrung 2 abgezweigte Bohrung
22 Packer
26 Zementierung
201 erste Perforationsöffnungen der Bohrung 2
202 zweite Perforationsöffnungen der Bohrung 2
221 Produktionsstrang der Bohrung 2
222 Injektionsstrang der Bohrung 2
3 Förderstrang
3a Produktionsbohrung
4 Abdichtung
4a Frackspalten
44 zweite Frackspalten
444 dritte Frackspalten
5 Abdichtung feiner Gesteinsporen
6 Fließrichtung der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2)
7 Perforationsöffnungen der abgezweigten Bohrung 21
7a Perforationsöffnungen der Produktionsbohrung 3a 8 Verbrennungsfront (Flutmittelfront)
9 Fließrichtung der Kohlenwasserstoffe
Unterirdische Kohlen wasserstofflagerstätten
Das erfindungsgemäße Verfahren kann prinzipiell in allen unterirdischen Lagerstätten angewendet werden, die Kohlenwasserstoffe enthalten. Bevorzugt wird das erfindungsgemäße Verfahren jedoch in unkonventionellen unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten angewendet. Unter unkonventionellen unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten werden erfindungsgemäß Lagerstätten verstanden, die Erdgas und/oder Erdöl enthalten, das in einer dichten Lagerstättenmatrix eingeschlossen ist. Solche unkonventionellen unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten weisen dabei im Allgemeinen vor Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens eine Permeabilität von weniger als 10 mD auf. Unter unkonventionellen unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten werden darüber hinaus Lagerstätten verstanden, die Erdöl mit einer hohen Viskosität enthalten. Die Viskosität des Erdöls liegt dabei im Allgemeinen im Bereich von 10 bis 10 000 mPas. Die Viskosität wird dabei bei der Temperatur (TL) der unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätte gemessen. Die Viskosität von Schweröl oder Bitumen kann auch weit über 10 000 mPas liegen.
Die Temperatur (TL) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte vor Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens liegt dabei im Allgemeinen im Bereich von 8 bis 200°C, bevorzugt im Bereich von 20 bis 180°C und besonders bevorzugt im Bereich von 70 bis 150°C.
Unkonventionelle unterirdische Kohlenwasserstoff lagerstätten sind beispielsweise Shale-Öl-Lagerstätten, Shale-Gas-Lagerstätten, Bitumen-Lagerstätten,
Schweröllagersätten oder Öl-Schiefer-Lagerstätten. In unkonventionellen Shale-Öl- Lagerstätten ist die Ölförderung im Allgemeinen erst nach einer thermischen Behandlung des Lagerstättengesteins (der Lagerstättenmatrix) durch Pyrolyse möglich.
Unter dem Begriff „Kohlenwasserstoff' (Erdöl beziehungsweise Erdgas) wird erfindungsgemäß selbstverständlich nicht nur phasenreiner Kohlenwasserstoff verstanden. Dieser Begriff umfasst vielmehr auch übliche Emulsionen, beispielsweise aus Erdöl und Lagerstättenwasser. Kohlenwasserstoffe, die in den mit dem erfindungsgemäßen Verfahren entwickelten unterirdischen
Kohlenwasserstofflagerstätten enthalten sein können, sind beispielsweise Erdöl, Bitumen, Kerogene, Pyrobitumen, Pyrokerogene, Ölschiefer und Bitumenschiefer. Darüber hinaus werden unter dem Begriff „Kohlenwasserstoff' auch Stoffe verstanden, die bei der thermischen Behandlung (in-situ Verbrennung; Pyrolyse) aus den ursprünglich in der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte vorhandenen Kohlenwasserstoffen gebildet werden.
Das Lagerstättenwasser wird auch als Formationswasser bezeichnet. Unter Lagerstätten- beziehungsweise Formationswasser wird vorliegend Wasser verstanden, das in der Lagerstätte ursprünglich vorhanden ist sowie Wasser, das durch Verfahrensschritte der sekundären und tertiären Erdölförderung sowie durch das erfindungsgemäße Verfahren in die unterirdische Kohlenwasserstoff lagerstätte eingebracht wurde.
Die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte umfasst eine Kohlenwasserstoffführende Schicht (1 ). Unter dem Begriff „Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 )" werden erfindungsgemäß genau eine Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) sowie zwei oder mehrere Kohlenwasserstoff-führende Schichten (1 ) verstanden. In unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätten sind im Allgemeinen mehrere Kohlenwasserstoff-führende Schichten (1 ) enthalten.
Die Kohlenwasserstoff-führenden Schichten (1 ) sind dabei im Allgemeinen durch Schichten, die keine Kohlenwasserstoffe (18 undurchlässige nicht Kohlenwasserstoff- führende Schicht; 19 teilweise durchlässige nicht Kohlenwasserstoff-führende Schicht) enthalten, voneinander getrennt. Die nicht Kohlenwasserstoff-führenden Schichten (18;19) können dabei undurchlässig oder teilweise durchlässig sein. Die Schichten (18;19), die keine Kohlenwasserstoffe enthalten, können dabei aus Ton, Sand oder anderen Mineralien aufgebaut sein. Die Mächtigkeit der Kohlenwasserstoff-führenden Schichten (1 ) sowie der dazwischen liegenden Schichten, die keine Kohlenwasserstoffe enthalten, kann in weiten Bereichen variieren. Die Mächtigkeit (Dicke) dieser Schichten liegt im Allgemeinen im Bereich von 10 cm bis 50 m.
Die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte weist im Allgemeinen einen schichtartigen Aufbau auf, wobei die Schichtung im Allgemeinen horizontal verläuft. Für den Begriff „horizontal" gelten die nachfolgenden Ausführungen und Bevorzugungen in Bezug auf die Bohrung (2) entsprechend. Die Permeabilität der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte ist daher in horizontaler Richtung im Allgemeinen deutlich höher als in vertikaler Richtung. Durch die Abdichtung (4) lässt sich daher die Ausbreitung der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) und somit die Ausbreitung der Flutmittel- bzw. Verbrennungsfront (8) insbesondere in horizontaler Richtung effektiv steuern.
Verfahrensschritt a)
In Verfahrensschritt a) wird die Abdichtung (4) ausgebildet. Hierzu wird eine erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) durch die Bohrung (2) in die Kohlenwasserstoff- führende Schicht (1 ) injiziert. Die Bohrung (2) ist dabei in die Kohlenwasserstoffführende Schicht (1 ) niedergebracht.
Die Bohrung (2) kann als vertikale, horizontale oder abgelenkte Bohrung ausgestaltet sein. Unter vertikal werden erfindungsgemäß nicht ausschließlich Bohrungen (2) verstanden, die genau der Lotrichtung folgen, sondern auch Bohrungen (2), die bis zu maximal 40 ° bevorzugt um bis zu maximal 25 ° und besonders bevorzugt maximal 15 ° von der Lotrichtung abweichen. Unter horizontal werden erfindungsgemäß Bohrungen verstanden, die bis zu maximal 30° von der Horizontebene abweichen. Die Abweichung kann dabei positiv sein, in diesem Fall weist die horizontale Bohrung (2) eine positive Steigung, in Richtung der Erdoberfläche auf. Die Abweichung von der Horizontebene kann auch negativ sein, in diesem Fall weist die horizontale Bohrung (2) eine negative Steigung, in Richtung des Erdmittelpunkts auf. Die horizontale Bohrung (2) kann somit um maximal +/- 30 ° bevorzugt um maximal +/- 20 ° und besonders bevorzugt um maximal +/- 10 ° von der Horizontebene abweichen.
Im Fall einer abgelenkten Bohrung (2) weist die Bohrung (2) einen vertikalen Abschnitt (2a) und einen horizontalen Abschnitt (2b) auf, wobei diese Abschnitte durch einen gebogenen Abschnitt miteinander verbunden sind. Für den vertikalen Abschnitt (2a) und den horizontalen Abschnitt (2b) der Bohrung (2) gelten die vorgenannten Definitionen in Bezug auf horizontal und vertikal entsprechend.
Bevorzugt handelt es sich bei der Bohrung (2) um eine abgelenkte Bohrung. Der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) wird dabei bevorzugt in eine Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) der unterirdischen
Kohlenwasserstofflagerstätte niedergebracht.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) parallel zur Ebene der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) angeordnet. Unter „parallel" wird erfindungsgemäß nicht nur eine Ausrichtung des horizontalen Abschnitts (2b) der Bohrung (2) verstanden, die genau parallel zur Ebene der Kohlenwasserstoffführenden Schicht (1 ) verläuft, sondern auch eine Ausrichtung des horizontalen Abschnitts (2b) der Bohrung (2), die um maximal +/- 30 ° bevorzugt um maximal +/- 20 ° und besonders bevorzugt um maximal +/- 10 ° von der Ebene der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) abweicht.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Bohrung (2) eine abgelenkte Bohrung ist, die einen vertikalen Abschnitt (2a) und einen horizontalen Abschnitt (2b) aufweist, wobei der horizontale Abschnitt (2b) in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) und parallel zu dieser angeordnet ist. Techniken zum Niederbringen von abgelenkten Bohrungen in unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten sind dem Fachmann bekannt und werden beispielsweise in der EP 0 952 300 beschrieben. Die Bohrung (2) wird im Allgemeinen stabilisiert und abgedichtet. Dies kann beispielsweise durch eine Zementierung (26) der Bohrlochwand der Bohrung (2) oder durch das Einbringen eines Futterrohrs in die Bohrung (2) erfolgen.
Zur Ausbildung der Abdichtung (4) wird der Bereich der Bohrung (2), in dem die Abdichtung (4) ausgebildet werden soll, im Allgemeinen perforiert, um Perforationsöffnungen auszubilden. Bevorzugt werden die Perforationsöffnungen dabei im horizontalen Abschnitt (2b) der Bohrung (2) erzeugt.
Die Perforationsöffnungen werden durch an sich bekannte Verfahren ausgebildet, bevorzugt kommt hierbei die Kugelperforation zum Einsatz, wie sie beispielsweise in der RU 2 358 100 beschrieben ist. Durch die Perforationsöffnungen wird gemäß Verfahrensschritt a) die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) injiziert, um die Abdichtung (4) auszubilden. Die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) kann dabei direkt nach Ausbildung der Perforationsöffnungen injiziert werden. In einer bevorzugten Ausführungsform werden vor dem Injizieren der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) Frackspalten (4a) ausgebildet, die nachfolgend durch das Injizieren der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) abgedichtet werden, wodurch die Abdichtung (4) erhalten wird. Die Frackspalten (4a) werden bevorzugt im horizontalen Abschnitte (2b) der Bohrung (2) ausgebildet. Bevorzugt sind die Frackspalten (4a) vertikal zum horizontalen Abschnitt (2a) der Bohrung (2) angeordnet.
Das Ausbilden der Frackspalten (4a) kann durch an sich bekannte Verfahren erfolgen. Bevorzugt werden die Frackspalten (4a) durch hydraulic fracturing erzeugt. Geeignete Verfahren sind dem Fachmann prinzipiell bekannt. Bei konventionellen Frack-Verfahren wird üblicherweise eine Frackflüssigkeit (FL) durch die Bohrung (2) über die Perforationsöffnungen in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) mit hohem Druck (im Allgemeinen 500 bis 1000 MPa) injiziert. Hierdurch bilden sich die Frackspalten (4a) aus. Als Frackflüssigkeit (FL) kann hierbei beispielsweise Wasser eingesetzt werden, dem gegebenenfalls weitere Additive wie Verdickungsmittel zugesetzt werden.
Die gebildeten Frackspalten (4a) können nachfolgend durch das Injizieren der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) unter Ausbildung der Abdichtung (4) abgedichtet werden. Die vorliegende Erfindung betrifft somit auch ein Verfahren, bei dem die Ausbildung der Abdichtung (4) die folgenden Schritte umfasst: a1 ) Injizieren einer Frackflüssigkeit (FL) durch die Bohrung (2) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ), mit einem Druck, der größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) ist, zur Bildung von Frackspalten (4a) in der Kohlenwasserstoff- führenden Schicht (1 ) und
b2) Injizieren der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) in die Frackspalten (4a) unter Ausbildung der Abdichtung (4).
Die Frackflüssigkeit (FL) kann darüber hinaus Stützmittel enthalten. Geeignete Stützmittel sind beispielsweise Sand oder keramischer Proppant. In einer weiteren Ausführungsform enthält die Frackflüssigkeit (FL) kein Stützmittel.
In einer bevorzugten Ausführungsform erfolgt die Ausbildung der Frackspalten (4a) und der Abdichtung (4) in einem Verfahrensschritt. Hierzu wird die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) als Frackflüssigkeit (FL) verwendet. Die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) wird dazu mit einem Druck injiziert, der größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) ist. Bevorzugt wird die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ2) mit einem Druck injiziert, der auch größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der nicht Kohlenwasserstoff-führenden Schichten (18, 19) ist.
Die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) wird hierzu im Allgemeinen mit einem Druck im Bereich von 500 bis 1000 MPa durch die Bohrung (2) über die Perforationsöffnungen in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) injiziert. Durch den Druck der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) bilden sich dabei die Frackspalten (4a) aus und werden gleichzeitig durch die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) unter Ausbildung der Abdichtung (4) abgedichtet.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem als Frackflüssigkeit (FL) die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) eingesetzt wird und die Ausbildung der Frackspalten (4a) und der Abdichtung (4) gemäß Verfahrensschritten a1 ) und b2) in einem einzigen Verfahrensschritt erfolgt.
Die Frackspalten (4a) bzw. die Abdichtung (4) sind bevorzugt vertikal zum horizontalen Abschnitt (2b) der Bohrung (2) angeordnet. Darüber hinaus sind die Frackspalten (4a) bzw. die Abdichtung (4) bevorzugt vertikal zur Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) angeordnet. Unter vertikal werden erfindungsgemäß nicht ausschließlich Frackspalten (4a) bzw. Abdichtungen (4) verstanden, die genau der Lotrichtung in Bezug auf die Bohrung (2), bevorzugt in Bezug auf den horizontalen Abschnitt (2b), folgen, sondern auch Frackspalten (4a) bzw. Abdichtungen (4), die bis zu maximal 40 ° bevorzugt um bis zu maximal 25 ° und besonders bevorzugt maximal 15 ° von dieser Lotrichtung abweichen.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Abdichtung (4) vertikal zum horizontalen Abschnitt (2b) der Bohrung (2) angeordnet ist.
Die geometrische Form der Abdichtung (4) entspricht im Wesentlichen der geometrischen Form der Frackspalten (4a). Die Form und Ausdehnung der Abdichtung (4) hängt dabei vom aufgewendeten Druck beim Frack-Verfahren sowie von dem Gebirgsdruck und Eigenschaften der geologischen Schicht ab. Die Abdichtung (4) hat im Allgemeinen eine radiale Ausdehnung, ausgehend von den Perforationsöffnungen der Bohrung (2) im Bereich von 5 Metern bis 150 Metern. Die Ausdehnung der Abdichtung (4) soll normalerweise der Mächtigkeit der Produktionsschicht, d.h. der Kohlenwasserstoff-führenden Schichten (1 ), entsprechen. Und die Mächtigkeit der Produktionsschicht kann im Bereich von 5 bis 300 Metern liegen.
Durch das Injizieren der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) in Verfahrensschritt a) können auch Gesteinsporen abgedichtet werden, die an die Frackspalten (4a) angrenzen. Die fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) kann diese Gesteinsporen ebenfalls abdichten, wodurch zusätzlich die Abdichtung feiner Gesteinsporen (5) entsteht.
Die radiale Ausdehnung der Abdichtung (4) wird dabei vom Zentrum der Bohrung (2) gemessen. Die Abdichtung (4) ist dabei im Allgemeinen vertikal in Bezug auf die Ausrichtung der Bohrung (2) in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte ausgebildet.
Die Dicke der Abdichtung (4) liegt im Allgemeinen im Bereich von 2 cm bis 10 m (Metern), bevorzugt im Bereich von 1 m bis 10 m und besonders bevorzugt im Bereich von 5 m bis 10 m.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Abdichtung (4) eine radiale Ausdehnung im Bereich von 5 bis 150 Metern und eine Dicke im Bereich von 2 cm bis 10 Metern aufweist.
Unter Dicke in Bezug auf die Abdichtung (4) wird dabei die Ausdehnung der Abdichtung (4) parallel zur Bohrung (2), bevorzugt parallel zum horizontalen Abschnitt (2b), verstanden. Unter Dicke der Abdichtung (4) versteht man den Lagerstättenbereich, der durch mehrere (quasi parallele, vernetzte) Frackrisse durchdrängt ist. Die Dicke der einzelnen Frackrisse beträgt 1 bis 5 mm. Die Abdichtung (4) weist somit eine quasi zylinderförmige Geometrie auf. Im Zentrum der quasi kreisförmigen Grundfläche des Zylinders ist die Bohrung (2) angeordnet. Die Höhe der quasi zylinderförmigen Abdichtung (4) entspricht dabei der vorstehend beschriebenen Dicke der Abdichtung (4). Der Radius der quasi kreisförmigen Grund- und Deckfläche des Zylinders entspricht der vorstehend beschriebenen radialen Ausdehnung der Abdichtung (4).
Durch die Abdichtung (4) wird die Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) in einem ersten Bereich (1 a) und einem zweiten Bereich (1 b) getrennt. Beim Injizieren der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) gemäß Verfahrensschritt b) dient die Abdichtung (4) somit als Sperre. Die Abdichtung (4) kann von der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) nicht durchdrungen werden. Die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) wird in einer bevorzugten Ausführungsform in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) injiziert. Die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) breitet sich somit ausgehend von der Bohrung (2) vorwiegend im ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) aus. Besonders bevorzugt breitet sich die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) im ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) in horizontaler Richtung aus.
Bevorzugt breiten sich mindestens 60 % bevorzugt mindestens 80 % und besonders bevorzugt mindestens 90 % der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) im ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) aus, bezogen auf die Gesamtmenge der in Verfahrensschritt b) injizierten zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2).
Die Begriffe„erster Bereich (1 a)" und„zweiter Bereich (1 b)" werden vorliegend nur zur Unterscheidung der Bereiche eingeführt. Selbstverständlich ist es auch möglich, die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) in den zweiten Bereich (1 b) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) zu injizieren. Zur Verwirklichung des erfindungsgemäßen Verfahrens ist es ausreichend, dass die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) nur in einen der beiden Bereiche injiziert wird.
Die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) kann ebenfalls Stützmittel enthalten. Geeignete Stützmittel sind beispielsweise Sand oder keramischer Proppant. Für den Fall, dass die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) als Frackflüssigkeit (FL) eingesetzt wird, enthält sie im Allgemeinen ein Stützmittel. Auch in dem Fall, dass die Frackflüssigkeit in Verfahrensschritt a1 ) kein Stützmittel enthält, enthält die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) im Allgemeinen ein Stützmittel
Geeignete erste fließfähige Zusammensetzungen (FZ1 ) sind nachfolgend beispielhaft beschrieben: Fließfähig bedeutet erfindungsgemäß im Zusammenhang mit den fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 und FZ2), dass die fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 und FZ2) mittels konventioneller Pumpen verpumpt werden können.
Erfindungsgemäß bevorzugte erste fließfähige Zusammensetzungen (FZ1 ) weisen nach der Herstellung eine fließfähige Viskosität bzw. Konsistenz auf. Diese fließfähige Viskosität bzw. Konsistenz ermöglicht das Verpumpen der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) durch die Perforationsöffnungen der Bohrung (2) in die Frackspalten (4a) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte.
Nach dem Injizieren gemäß Verfahrensschritt a) des erfindungsgemäßen Verfahrens und vor dem Injizieren der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) gemäß Verfahrensschritt b) ändert sich die Konsistenz bzw. die Viskosität der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) in den Frackspalten (4a), wodurch sich die Abdichtung (4) ausbildet.
Die Viskosität bzw. Konsistenz der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) ändert sich dabei in der Art, dass die Viskosität deutlich ansteigt. Die Viskosität steigt dabei im Allgemeinen auf Viskositäten von mindestens 1 000 mPas, bevorzugt mindestens 5 000 mPas und besonders bevorzugt mindestens 10 000 mPas an.
Es ist auch möglich, dass sich die Konsistenz der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) von einer fließfähigen Konsistenz in eine nicht mehr fließfähige Konsistenz umwandelt. Die Konsistenz der fließfähigen Zusammensetzung (FZ) kann sich nach dem Injizieren in die Frackspalten (4a) auch in eine feste Konsistenz umwandeln.
Erfindungsgemäß wird unter dem Begriff „nach Herstellung der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 )" verstanden, dass die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) nach Beendigung der Herstellung für einen Zeitraum von mindestens 10 Minuten, bevorzugt mindestens 30 Minuten und insbesondere bevorzugt mindestens 1 Stunde ihre fließfähige Konsistenz bzw. Viskosität beibehält. Der deutliche Anstieg der Viskosität der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) bzw. die Änderung der Konsistenz von einer fließfähigen Konsistenz in eine nicht mehr fließfähige bzw. feste Konsistenz in den Frackspalten (4a) in der Kohlenwasserstoffführenden Schicht (1 ) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte vollzieht sich im Allgemeinen in Zeiträumen im Bereich von größer 1 Stunden bis 3 Tage, bevorzugt im Bereich von größer 1 Stunde bis 48 Stunden, besonders bevorzugt im Bereich von 3 Stunden bis 36 Stunden, wobei sich die Zeiträume vom Ende des Injizierens gemäß Verfahrensschritt a) an bemessen. Anders ausgedrückt wandelt sich die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) während bzw. nach Verfahrensschritt a) in eine nicht fließfähige Zusammensetzung (nFZ) um. Hierdurch bildet sich die Abdichtung (4) aus. Unter„nicht fließfähig" wird erfindungsgemäß verstanden, dass die nicht fließfähige Zusammensetzung (nFZ) aus der Abdichtung (4) durch die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) nicht verdrängt wird. Die nicht fließfähige Zusammensetzung (nFZ) in der Abdichtung (4) weist im Allgemeinen eine Viskosität von mindestens 1 000 mPas, bevorzugt mindestens 5 000 mPas und besonders bevorzugt mindestens 10 000 mPas auf.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem sich die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) in den Frackspalten (4a) nach Verfahrensschritt a) und vor Verfahrensschritt b) in eine nicht fließfähige Zusammensetzung (nFZ) umwandelt, wodurch die Abdichtung (4) entsteht.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die nicht fließfähige Zusammensetzung (nFZ) eine Viskosität von mindestens 1000 mPas aufweist. Geeignete erste fließfähige Zusammensetzungen (FZ1 ), die die vorstehenden Erfordernisse erfüllen, sind dem Fachmann prinzipiell bekannt. Geeignete erste fließfähige Zusammensetzungen (FZ1 ) sind beispielsweise ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: (i) härtbaren mineralischen fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 ),
(ii) fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 ), die scherverdünnende mineralische Verdickungsmittel enthalten,
(iii) fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 ), die scherverdünnende organische Polymere enthalten,
(iv) fließfähigen Thermogelen,
(v) fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 ), die wasserquellbare Polymere enthalten und
(vi) fließfähigen Zweikomponenten-Systemen, die polymere Verbindungen ausbilden.
Als härtbare mineralische fließfähige Zusammensetzungen (FZ1 ;i) können beispielsweise fließfähige Zementzusammensetzungen oder fließfähige Gipszusammensetzungen eingesetzt werden. Diese fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 ;i) weisen nach Herstellung an der Oberfläche der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte eine fließfähige Konsistenz auf. Nach Injizieren dieser Zusammensetzungen gemäß Verfahrensschritt a) härten diese Zusammensetzungen in den Frackspalten (4a) aus und weisen danach eine feste Konsistenz auf. Als erste fließfähige Zusammensetzungen (FZ1 ;ii), die scherverdünnende mineralische Verdickungsmittel enthalten (ii), sind beispielsweise wässrige Zusammensetzungen geeignet, die mit einem scherverdünnenden Tonmineral verdickt werden. Als scherverdünnende Tonmineralien sind beispielsweise Schichtsilikate wie Laponite, Bentonite und Hectorite geeignet. Die scherverdünnenden Tonmineralien werden dabei in Konzentrationen im Bereich von 0,1 bis 5 Gew.-%, bezogen auf das Gesamtgewicht der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;ii), eingesetzt. Unter„scherverdünnend" wird erfindungsgemäß verstanden, dass die Viskosität der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;ii) unter Einwirkung von Scherkräften abnimmt und im Ruhezustand, das heißt in der Abwesenheit von Scherkräften wieder ansteigt. Die Scherkräfte können dabei durch Rühren, oder durch die Turbulenzen beim Injizieren der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;ii) in Verfahrensschritt a) erzeugt werden. Nach Beendigung des Injizierens der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;ii) gemäß Verfahrensschritt a) steigt somit die Viskosität dieser ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ;ii) in den Frackspalten (4a) deutlich an. Dies ist darauf zurückzuführen, dass mit Abschluss des Injizierens gemäß Verfahrensschritt a) keine Scherkräfte mehr auf die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ;ii) einwirken.
Als erste fließfähige Zusammensetzungen (FZ;iii), die ein scherverdünnendes organisches Polymer enthalten (iii), sind beispielsweise wässrige Zusammensetzungen geeignet, die mit einem scherverdünnenden organischen Polymer verdickt werden. Der Gehalt des scherverdünnenden organischen Polymers in der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;iii) liegt dabei im Allgemeinen im Bereich von 0,1 bis 5 Gew.- %, bezogen auf das Gesamtgewicht der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;iii). Als geeignete scherverdünnende organische Polymere sind beispielsweise Biopolymere wie Xanthan, Diutan und Glucane geeignet. Bevorzugtes scherverdünnendes organisches Polymer ist ein Glucan mit einer ß-1 ,3-glykosidisch verknüpften Hauptkette sowie ß-1 ,6-glykosidisch daran gebundenen Seitengruppen mit einem gewichtsmittleren Molekulargewicht Mw im Bereich von 1 ,5 · 106 bis 25 · 106 g/mol. Die erste fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 ;iii), die ein scherverdünnendes organisches Polymer enthalten, weisen, wie vorstehend beschrieben, unter Einwirkung von Scherkräften eine niedrige Viskosität auf. Im Ruhezustand, das heißt bei Abwesenheit von Scherkräften steigt die Viskosität dieser Zusammensetzungen ebenfalls deutlich an.
Als fließfähige Thermogele (FZ1 ;iv) sind beispielweise wässrige Zusammensetzungen geeignet, die 0,1 bis 5 Gew.-% eines Polymers enthalten, welches in der wässrigen Zusammensetzung bei niedrigen Temperaturen eine geringe Viskosität und bei höheren Temperaturen eine höhere Viskosität bewirkt. Für den Fall, dass als erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ;iv) ein Thermogel (iv) eingesetzt wird, weist die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ;iv) bei den Temperaturen an der Oberfläche der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte somit eine niedrige Viskosität auf. Die Temperaturen an der Oberfläche der unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätte liegen im Allgemeinen im Bereich von 0 bis 40 °C. Bei den Temperaturen in den Frackspalten (4a) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte steigt die Viskosität der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ;iv) an. Thermogele (iv) werden bevorzugt in unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten eingesetzt, die in den Frackspalten (4a) eine Lagerstättentemperatur (TL) von mindestens 60 °C, bevorzugt mindestens 70 °C aufweisen. Die Thermogele sind insbesondere für unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätten geeignet, die in den Frackspalten (4a) eine Lagerstättentemperatur (TL) im Bereich von 70 bis 150 °C aufweisen.
Als Polymere, die zur Herstellung der Thermogele eingesetzt werden können, sind Celluloseether besonders bevorzugt. Als Celluloseether können alle bekannten Celluloseether eingesetzt werden, die durch partielle oder vollständige Substitution der Wasserstoffatome der Hydroxylgruppen von Cellulose zugänglich sind. Geeignete Gruppen zur Substitution der Wasserstoffatome sind beispielsweise Alkyl- und/oder Aryl-Gruppen. Die Veretherung der Cellulose wird im Allgemeinen durch Umsetzung mit den jeweiligen Halogeniden (zum Beispiel mit Methyl-, Ethyl-, Propyl- oder Benzylchlorid), mit Epoxiden (wie zum Beispiel Ethylen, Propylen oder Butylenoxid) oder mit aktivierten Olefinen (wie beispielsweise Acrylnitril, Acrylamid oder Vinylsulfonsäure) durchgeführt. Bevorzugte Celluloseether sind beispielsweise Methylcellulose, Methyl-hydroxy-ethylcellulose oder Methyl-hydroxy-propylcellulose sowie Mischungen dieser Celluloseether. Besonders bevorzugt sind Methylcellulose oder Methyl-hydroxy-propylcellulose sowie Mischungen dieser beiden Celluloseether.
Als erste fließfähige Zusammensetzungen (FZ1 ;v), die ein wasserquellbares Polymer enthalten (v), sind beispielsweise wässrige Zusammensetzungen geeignet, die 0,1 bis 5 Gew.-% eines wasserquellbaren Polymers enthalten, bezogen auf das Gesamtgewicht der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;v). Als wasserquellbare Polymere sind beispielsweise hochvernetzte Polymere der Acryl- oder Methacrylsäure geeignet, die auch als Superabsorber bezeichnet werden. Hierzu werden die wasserquellbaren Polymere zunächst an der Oberfläche der unterirdischen Erdöllagerstätte in Wasser dispergiert und anschließend gemäß Verfahrensschritt a) in die Frackspalten (4a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) injiziert. Hierbei ist es wichtig, dass beim Dispergieren das quellbare Polymer nicht vollständig mit Wasser benetzt wird. Nach Abschluss des Verfahrensschritts a) quillt das wasserquellbare Polymer (v) in den Frackspalten (4a) auf, wodurch ein deutlicher Anstieg der Viskosität der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;v) erreicht wird. Unter„wasserquellbar" wird erfindungsgemäß verstanden, dass das wasserquellbare Polymer unter Einwirkung von Wasser seine Gestalt ändert und sein Volumen vergrößert. Im Allgemeinen wird bei der Wasserquellung eine Volumenzunahme von mindestens 150 %, insbesondere von mindestens 200 % erreicht, bezogen auf das Volumen des wasserquellbaren Polymers in ungequollenem Zustand. Als wasserquellbares Polymer besonders bevorzugt ist Polyalkylenglycol-di(meth)acrylat mit einem gewichtsmittleren Molekulargewicht (Mw) von mindestens 2 500 g/mol, bevorzugt im Bereich von 2 500 bis 10 000 g/mol, besonders bevorzugt im Bereich von 5 000 bis 10 000 g/mol und insbesondere bevorzugt im Bereich von 8 000 bis 10 000 g/mol.
Als Zweikomponenten-Systeme (vi) sind fließfähige Zusammensetzungen (FZ1 ;vi) geeignet, die eine erste Komponente (K1 ) und eine zweite Komponente (K2) enthalten, die miteinander reagieren können, wobei sich eine polymere Verbindung ausbildet. Geeignete Zweikomponenten-Systeme (vi) sind beispielsweise solche, die eine Komponente (K1 ) und eine Komponente (K2) enthalten, die nach Injizieren gemäß Verfahrensschritt a) in der Frackspalten (4a) polymerisieren.
Ein bevorzugtes Zweikomponenten-System (vi) ist ein System, das in den Frackspalten (4a) zu Polykieselsäure polymerisiert. Dieses Zweikomponenten-System (vi) enthält als Komponente (K1 ) ein wasserlösliches Alkalisilikat. Als Komponente (K2) erhält dieses System eine Säure. Die Säure katalysiert in den Frackspalten (4a) die Polymerisation der wasserlöslichen Alkalisilikate zu unlöslicher Polykieselsäure. Als wasserlösliche Alkalisilikate sind Natriumsilikate, Kaliumsilikate und Lithiumsilikate bevorzugt, wobei Natrium- und Kaliumsilikate besonders bevorzugt sind. Diese Silikate werden auch als Wasserglas bezeichnet. Die als Komponente (K2) bevorzugte Säure kann eine organische, eine anorganische oder eine Lewis-Säure sein. Bevorzugt werden als Komponente (K2) anorganische Säuren oder Lewis-Säuren eingesetzt. Als Lewis-Säuren können zum Beispiel zwei- oder dreiwertige Metallsalze eingesetzt werden, wobei Aluminium(lll)salze, wie beispielsweise Aluminiumtrichlorid, und Kalzium(ll)Salze, wie beispielsweise Kalzium(ll)chlorid, bevorzugt sind. Als anorganische Säuren sind Salzsäure und Schwefelsäure bevorzugt, wobei Salzsäure besonders bevorzugt ist.
Die als Komponente (K2) eingesetzte Säure katalysiert die Polymerisation der Alkalisilikate, wobei sich wasserunlösliche Polykieselsäure bildet. Die Polykieselsäure kann je nach eingesetztem Alkalisilikat und in Abhängigkeit von der eingesetzten Säure weitere Metallionen, wie beispielsweise Natrium-, Kalium-, Lithium-, Kalzium- und Aluminiumionen enthalten. Geeignete Wassergläser, sowie die Polymerisation dieser Wassergläser mit Säuren sind dem Fachmann bekannt. Die Polymerisation von Alkalisilikaten mit der Lewis-Säure Kalziumchlorid ist auch als Joosten-Verfahren bekannt. Beim Joosten-Verfahren bilden sich demgemäß Polykieselsäuren, die Kalziumionen enthalten. Solche Verbindungen werden auch als Kalziumsilikatgele bezeichnet.
Für den Fall, dass Zweikomponenten-Systeme (vi) eingesetzt werden, die zu Polykieselsäuren polymerisieren, kann die Mischung der Komponenten (K1 ) und (K2) an der Oberfläche der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte erfolgen. Darüber hinaus ist es auch möglich, die Mischung des Zweikomponenten-Systems (vi) direkt in der Bohrung (2) vorzunehmen. Hierbei werden die beiden Komponenten (K1 ) und (K2), bevorzugt in einer wässrigen Mischung durch getrennte Zuführungen in die Bohrung (2) injiziert. Die Vermischung der Komponenten (K1 ) und (K2) erfolgt dabei direkt in der Bohrung (2). Darüber hinaus ist es möglich, die Komponenten (K1 ) und (K2) durch zwei getrennte Injektionsstränge direkt in die Frackspalten (4a) zu injizieren, so dass die Vermischung der beiden Komponenten (K1 ) und (K2) direkt in den Frackspalten (4a) erfolgt.
Es ist auch möglich, die Komponenten (K1 ) und (K2) nacheinander durch die Bohrung (2) in die Frackspalten (4a) zu injizieren. Hierzu werden im Allgemeinen zwei wässrige Formulierungen (F1 ) und (F2) nacheinander durch die Bohrung (2) in die Frackspalten (4a) injiziert, wobei die Formulierung (F1 ) die Komponente (K1 ) und die Formulierung (F2) die Komponente (K2) enthält. Das Vermischen der beiden Formulierungen (F1 ) und (F2) unter Ausbildung der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;vi) erfolgt in dieser Ausführungsform erst in den Frackspalten (4a).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) ein Zweikomponenten-System (vi) ist, das als Komponente (K1 ) ein wasserlösliches Alkalisilikat und als Komponente (K2) eine Säure enthält.
Ein weiteres bevorzugtes Zweikomponenten-System (vi) ist eine erste fließfähige Zusammensetzung, die in den Frackspalten (4a) zu wasserunlöslichen Metallhydroxy- bzw. Metalloxyhydratgelen polymerisiert. Hierzu wird als Komponente (K1 ) eine Metallverbindung eingesetzt, bevorzugt eine wasserlösliche Metallverbindung ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Eisen(l l)- und Eisen(ll l)Salzen, Vanadiumsalzen, Zirkoniumsalzen und Aluminium(ll l)salzen. Bevorzugt sind als Komponente (K1 ) Aluminium(ll l)salze, wie beispielsweise Aluminiumchlorid, Aluminimnitrat, Aluminiumsulfat, Aluminiumacetat oder Aluminiumacetylacetonat. Als Aluminium(ll l)salze können auch bereits teilweise hydrolysierte Aluminiumsalze eingesetzt werden, wobei die vorstehenden Bevorzugungen entsprechend gelten. Ein Beispiel für ein teilweise hydrolysiertes Aluminiumsalz ist Aluminiumhydroxychlorid. Als Aluminium(ll l)salz besonders bevorzugt ist Aluminiumchlorid sowie das teilhydrolysierte Aluminiumhydroxychlorid.
Als Komponente (K2) wird bei dieser ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;vi) ein wasserlöslicher Aktivator eingesetzt, der die Polymerisation der Metallsalze, bevorzugt der Aluminium(l l l)salze, katalysiert. Als wasserlösliche Aktivatoren sind bevorzugt Aktivatoren ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Harnstoff, substituierten Harnstoffen wie Ν,Ν'-Alkylharnstoffe, insbesondere Ν,Ν'- Dimethylharnstoff und Hexamethylentetramin (Urotropin). Die wasserlöslichen Aktivatoren (Komponente (K2)) setzen unter den Bedingungen der unterirdischen Erdöllagerstätte Basen frei (bzw. binden Säuren) und führen somit zu einer Erhöhung des pH-Wertes. Durch die Erhöhung des pH-Wertes bilden sich hochviskose, wasserunlösliche Gele, welche Metallionen, Hydroxidionen sowie gegebenenfalls noch weitere Komponenten umfassen.
Im Fall der Verwendung von Aluminiumverbindungen bilden sich dabei Aluminiumhydroxid- bzw. Aluminiumoxyhydratgele, die selbstverständlich noch weitere Komponente, wie beispielsweise Anionen des eingesetzten Aluminiumsalzes umfassen können. Durch die Bildung der polymeren, wasserunlöslichen Metallhydroxidgele bzw. Metalloxyhydratgele nimmt die Viskosität des als erster fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;vi) eingesetzten Zweikomponenten-Systems (vi) in den Frackspalten (4a) zu, wodurch die Blockierung der Frackspalten (4a) und die Ausbildung der Abdichtung (4) erreicht wird. Auch beim Einsatz des vorstehend beschriebenen Zweikomponenten-Systems (vi), welches zu wasserunlöslichen polymeren Metallhydroxiden bzw. Metalloxyhydraten reagiert, können die Komponenten (K1 ) bzw. (K2) an der Oberfläche der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte gemischt werden. Darüber hinaus ist es möglich, die beiden Komponenten (K1 ) und (K2) getrennt in die Bohrung (2) einzuführen, so dass eine Vermischung der Komponenten (K1 ) und (K2) erst in der Bohrung (2) erfolgt. Darüber hinaus ist es auch möglich, die beiden Komponenten (K1 ) und (K2) durch getrennte Injektionsstränge direkt in die Frackspalten (4a) zu injizieren, so dass eine Vermischung erst in den Frackspalten (4a) erfolgt. Es ist auch möglich, die Komponenten (K1 ) und (K2) nacheinander durch die Bohrung (2) in die Frackspalten (4a) zu injizieren. Hierzu werden im Allgemeinen zwei wässrige Formulierungen (F1 ) und (F2) nacheinander durch die Bohrung (2) in die Frackspalten (4a) injiziert, wobei die Formulierung (F1 ) die Komponente (K1 ) und die Formulierung (F2) die Komponente (K2) enthält. Das Vermischen der beiden Formulierungen (F1 ) und (F2) unter Ausbildung der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ;vi) erfolgt in dieser Ausführungsform erst in den Frackspalten (4a). Bevorzugt ist hierbei ein Zweikomponenten-System (vi), welches als Komponente (K1 ) ein Aluminiumchlorid (AICI3) und als Komponente (K2) Harnstoff enthält. Diese Zweikomponenten-Systeme (vi) sind beispielsweise in den europäischen Patentanmeldungen EP 2 333 026 und EP 2 568 029 beschrieben, auf die hiermit 5 Bezug genommen wird.
Für den Fall, dass für das vorstehend beschriebene Zweikomponenten-System zwei wässrige Formulierungen (F1 ) und (F2) eingesetzt werden, enthalten diese Formulierungen 4 bis 10 Gew.-% des Metallsalzes, bevorzugt Aluminium(ll l)chlorid und 10 16 bis 36 Gew.-% des Aktivators, bevorzugt Harnstoff, jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht der wässrigen Formulierungen (F1 ) und (F2). Die Mengen an Metallsalz und Aktivator beziehen sich hierbei auf die wasserfreien Verbindungen.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die erste 15 fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) ein Zweikomponenten-System (vi) ist, das als Komponente (K1 ) eine wasserlösliche Metallverbindung ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Eisen(ll)- und Eisen(l ll)Salzen, Vanadiumsalzen, Zirkoniumsalzen und Aluminium(ll l)salzen enthält und als Komponente (K2) einen wasserlöslichen Aktivator ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Harnstoff, substituierten Ν,Ν'- 0 Alkylharnstoffen und Hexamethylentetramin enthält.
Unter den ersten fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 ) sind die vorstehend beschriebenen Zweikomponenten-Systeme (vi), d.h. die ersten fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 ;vi) bevorzugt.
5
Die ersten fließfähigen Zusammensetzungen (FZ1 ) können darüber hinaus weitere Additive enthalten, wie sie nachstehend zum Flutmittel (FM) beschrieben wurden. Die Ausführungen und Bevorzugungen zum Flutmittel (FM) gelten daher für die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) entsprechend.
30
Verfahrensschritt b)
Im Verfahrensschritt b) wird die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) durch die Bohrung (2) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) 35 injiziert.
Bei der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2), die in Verfahrensschritt b) injiziert wird, kann es sich um ein Flutmittel (FM) oder um ein Oxidationsmittel handeln. Für den Fall, dass in Verfahrensschritt b) als zweite fließfähige 0 Zusammensetzung (FZ2) ein Flutmittel (FM) injiziert wird, verdrängt dieses Flutmittel (FM) die in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) enthaltenen Kohlenwasserstoffe. Aufgrund der Abdichtung (4) verbreitet sich das Flutmittel (FM) hauptsächlich im ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die zweite fleißfähige Zusammensetzung (FZ2) ein Flutmittel (FM) ist, das die in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) enthaltenen Kohlenwasserstoffe verdrängt.
Zum Injizieren der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) werden in der Bohrung (2), bevorzugt im horizontalen Abschnitt (2b), Öffnungen erzeugt, die eine Injektion der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) in die Kohlenwasserstoffführende Schicht (1 ) ermöglichen. Bei diesen Öffnungen kann es sich um Perforationsöffnungen oder um Frackspalten handeln. Für den Fall, dass Perforationsöffnungen ausgebildet werden, kann dies beispielsweise durch Kugelperforation erfolgen. Für den Fall, dass Frackspalten ausgebildet werden, kann dies wie vorstehend beschrieben, durch Frackverfahren, beispielsweise durch hydraulic fracturing erfolgen. In einer bevorzugten Ausführungsform weist der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) erste Perforationsöffnungen (201 ) auf. In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform weist der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) zweite Frackspalten (44) auf.
Selbstverständlich kann der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) auch eine Kombination aus ersten Perforationsöffnungen (201 ) und zweiten Frackspalten (44) aufweisen. Durch das durch die ersten Perforationsöffnungen (201 ) beziehungsweise die zweiten Frackspalten (44) injizierte Flutmittel (FM) werden die Kohlenwasserstoffe im ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) verdrängt.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem in Verfahrensschritt b) Kohlenwasserstoffe aus der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) gefördert werden. Hierzu wird in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) ein Förderstrang (3) niedergebracht, durch den die durch das Flutmittel (FM) verdrängten Kohlenwasserstoffe an die Oberfläche gefördert werden können. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem in die unterirdische Kohlenwasserstoff lagerstätte ein Förderstrang (3) niedergebracht ist, durch den in Verfahrensschritt b) Kohlenwasserstoffe gefördert werden.
Der Produktionsstrang (3a) kann dabei als Produktionsbohrung (3a) ausgestaltet werden. In dieser Ausführungsform fungiert die Bohrung (2) als Injektionsbohrung. Das injizierte Flutmittel (FM) verdrängt dabei ausgehend von den ersten Perforationsöffnungen (201 ) beziehungsweise den zweiten Frackspalten (44) die Kohlenwasserstoffe in Richtung der Produktionsbohrung (3a). Die Produktionsbohrung (3a) weist dabei ebenfalls Öffnungen, beispielsweise Perforationsöffnungen (7a) auf, durch die die Kohlenwasserstoffe in die Produktionsbohrung (3a) eintreten und anschließend aus dieser gefördert werden. In dieser Ausführungsform sind die als Injektionsbohrung verwendete Bohrung (2) und die Produktionsbohrung (3a) als zwei separate Bohrungen ausgestaltet.
In einer bevorzugten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt die Injektion der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) und die Förderung der Kohlenwasserstoffe durch ein und dieselbe Bohrung (2).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Förderstrang (3) in der Bohrung (2) angeordnet ist. Hierzu wird in die Bohrung (2) ein innenliegendes Rohr eingeführt. Der Innenraum des innenliegenden Rohrs dient dabei als Förderstrang (3) und wird auch als Produktionsstrang (221 ) der Bohrung (2) bezeichnet.
Zwischen der Außenwand des innenliegenden Rohrs und der Innenwand der Bohrung (2) bildet sich hierdurch ein Ringraum, der bei dieser Ausführungsform als Injektionsstrang (222) der Bohrung (2) eingesetzt wird.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Bohrung (2) ein innenliegendes Rohr aufweist, das als Förderstrang (3) für die Kohlenwasserstoffe dient, wobei der Ringraum zwischen der Außenwand des innenliegenden Rohrs und der Innenwand der Bohrung (2) als Injektionsstrang (222) dient, durch den die zweite fließfähige Zusammensetzung in Verfahrensschritt b) injiziert wird. In dieser Ausführungsform fungiert die Bohrung (2) sowohl als Injektions- als auch als Produktionsbohrung. Die Bohrung (2), bevorzugt der horizontale Abschnitt (2b), weist hierzu im Allgemeinen Öffnungen (201 ;44) auf, durch die die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) injiziert wird. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) Öffnungen (201 ;44) aufweist, durch die die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) gemäß Verfahrensschritt b) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) injiziert wird. Zusätzlich zu den ersten Perforationsöffnungen (201 ) beziehungsweise den zweiten Frackspalten (44) werden in dem horizontalen Abschnitt (2b) der Bohrung (2) zusätzliche Öffnungen erzeugt, durch die die Kohlenwasserstoffe in den Produktionsstrang (221 ) eintreten können.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) zusätzliche Öffnungen (20; 444) aufweist, durch die Kohlenwasserstoffe über den Förderstrang (3) in Verfahrensschritt b) gefördert werden.
Bei den zusätzlichen Öffnungen kann es sich ebenfalls um Perforationsöffnungen oder Frackspalten handeln. In einer Ausführungsform sind die zusätzlichen Öffnungen als zweite Perforationsöffnungen (202) ausgestaltet. In einer weiteren Ausführungsform sind die zusätzlichen Öffnungen als dritte Frackspalten (444) ausgestaltet. Selbstverständlich ist es auch möglich, als zusätzliche Öffnungen eine Kombination aus zweiten Perforationsöffnungen (202) und dritten Frackspalten (444) einzusetzen. Die zweiten Perforationsöffnungen (202) und die dritten Frackspalten (444) können hierzu wie vorstehend beschrieben, erzeugt werden.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Öffnungen als zweite Frackspalten (44) und die zusätzlichen Öffnungen als dritte Frackspalten (444) ausgestaltet sind.
Der als Injektionsstrang (222) eingesetzte Ringraum wird hierzu im Bereich zwischen den ersten Perforationsöffnungen (201 ) beziehungsweise den zweiten Frackspalten (44) und den zweiten Perforationsöffnungen (202) beziehungsweise den dritten Frackspalten (444) durch mindestens einen Packer (22) abgedichtet.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Ringraum zwischen den Öffnungen (201 ;44) und den zusätzlichen Öffnungen (202;444) durch mindestens einen Packer (22) abgedichtet ist.
In dieser Ausführungsform wird in Verfahrensschritt b) das Flutmittel (FM) durch die ersten Perforationsöffnungen (201 ) beziehungsweise den zweiten Frackspalten (44) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) injiziert. Aufgrund der Abdichtung (4) verbreitet sich das Flutmittel (FM) hauptsächlich in Richtung der zusätzlichen Öffnungen (202) beziehungsweise (444). Die Flutfront (8) breitet sich daher ausgehend von den Öffnungen (201 ) beziehungsweise (44) in Richtung der zusätzlichen Öffnungen (202) beziehungsweise (444) aus. Der Abstand zwischen den Öffnungen (201 ) beziehungsweise (44) und den zusätzlichen Öffnungen (202) beziehungsweise (444) liegt dabei üblicherweise im Bereich von 50 bis 1000 m, bevorzugt im Bereich von 100 bis 500 m und insbesondere im Bereich von 100 bis 400 m. Die geometrische Form der zweiten Frackspalten (44) und der dritten Frackspalten (444) entspricht dabei im Allgemeinen der geometrischen Form der Frackspalten (4a) beziehungsweise der Abdichtung (4), so dass die Ausführungen und Bevorzugungen hierzu für die zweiten Frackspalten (44) und die dritten Frackspalten (444) entsprechend gelten.
Bevorzugt sind die zweiten Frackspalten (44) und die dritten Frackspalten (444) parallel zur Abdichtung (4) angeordnet, wobei für den Begriff „parallel" die vorstehenden Definitionen entsprechend gelten.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die zweiten Frackspalten (44) und die dritten Frackspalten (444) parallel zur Abdichtung (4) angeordnet sind. In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform ist die radiale Ausdehnung der dritten Frackspalten (444) zwei- bis dreimal größer als die radiale Ausdehnung der zweiten Frackspalten (44).
In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform ist die radiale Ausdehnung der Abdichtung (4) mindestens zweimal Größer als die radiale Ausdehnung der zweiten Frackspalten (44)
Durch die große radiale Ausdehnung der zweiten Frackspalten (44) kann das Flutmittel (FM) großflächig in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) injiziert werden, so dass sich eine großflächige Flutfront (8) ausbildet. Hierdurch wird die Effizienz des Verfahrens zur Kohlenwasserstoffförderung, bevorzugt zur Erdölförderung, gesteigert.
Der Abstand der ersten Perforationsöffnungen (201 ) beziehungsweise der zweiten Frackspalten (44) zur Abdichtung (4) kann im Bereich von 1 bis 100 m, bevorzugt im Bereich von 5 bis 80 m, besonders bevorzugt im Bereich von 10 bis 50 m, liegen.
Als Flutmittel (FM) können in Verfahrensschritt b) sämtliche dem Fachmann bekannten Flutmittel (FM) eingesetzt werden. Die Art des in Verfahrensschritt b) eingesetzten Flutmittels (FM) ist nicht erfindungswesentlich. Prinzipiell können alle Flutmittel (FM) eingesetzt werden, die zur sekundären bzw. tertiären Erdölförderung geeignet sind. Bevorzugt wird in Verfahrensschritt b) ein wässriges Flutmittel (wFM) eingesetzt.
Als wässriges Flutmittel (wFM) kann Wasser selbst oder Wasser, dem Additive zugesetzt wurden, eingesetzt werden. Das wässrige Flutmittel (wFM) kann dabei Temperaturen im Bereich von 0 °C bis 100 °C aufweisen. Es ist auch möglich, das wässrige Flutmittel (wFM) in Form von Dampf einzusetzen. Bei der Verwendung von Dampf bildet sich eine besonders große hochpermeable Zone (1 ), die im Vergleich zur ursprünglichen Permeabilität der unterirdischen Erdöllagerstätte eine wesentlich höhere Permeabilität aufweist. Dies ist auf die aggressive Wirkung des überhitzten Dampfes zurückzuführen, der das Erdöl besonders gut auswäscht. Im Allgemeinen enthält das wässriges Flutmittel (wFM) mindestens 50 Gew.-%, bevorzugt mindestens 70 Gew.-%, besonders bevorzugt mindestens 80 Gew.-% und insbesondere bevorzugt mindestens 90 Gew.-% Wasser. Demgemäß kann das wässriges Flutmittel (wFM) 0 bis 50 Gew.-%, bevorzugt 0 bis 30 Gew.-%, besonders bevorzugt 0 bis 20 Gew.-% und insbesondere bevorzugt 0 bis 10 Gew.-% weitere Additive und natürliche Salze enthalten.
Die Gew.-%-Angaben sind jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht des wässriges Flutmittel (wFM). Als weitere übliche Additive können beispielsweise Verdickungsmittel, Tenside, Harnstoff oder Glyzerin eingesetzt werden.
Als Verdickungsmittel geeignet sind beispielsweise synthetische Polymere, wie beispielsweise Polyacrylamid oder Copolymere aus Acrylamid und anderen Monomeren, insbesondere Sulfonsäuregruppen aufweisende Monomere, sowie Polymere natürlichen Ursprungs wie beispielsweise Glucosylglucane, Xanthan, Diuthane oder Glucan. Bevorzugt ist Glucan.
Als oberflächenaktive Komponenten (Tenside) können anionische, kationische und nicht-ionische Tenside eingesetzt werden. Gebräuchliche nicht-ionische Tenside sind beispielsweise ethoxylierte Mono-, Di- und Trialkylphenole, ethoxylierte Fettalkohole sowie Polyalkylenoxide. Neben den ungemischten Polyalkylenoxiden, bevorzugt C2-C4-Alkylenoxiden und phenylsubsitutierten C2-C4-Alkylenoxiden, insbesondere Polyethylenoxiden, Polypropylenoxiden und Poly(phenylethylenoxiden), sind vor allem Blockcopolymerisate, insbesondere Polypropylenoxid- und Polyethylenoxidblocke oder Poly(phenylethylenoxid)-und Polyethylenoxidblocke aufweisende Polymerisate, und auch statistische Copolymerisate dieser Alkylenoxide geeignet. Derartige Alkylenoxidblockcopolymerisate sind bekannt und im Handel z. B. unter den Namen Tetronic und Pluronic (BASF) erhältlich
Übliche anionische Tenside sind beispielsweise Alkalimetall- und Ammoniumsalze von Alkylsulfaten (Alkylrest: C8-Ci2), von Schwefelsäurehalbestern ethoxylierter Alkanole (Alkylrest: C12-C18) und ethoxylierter Alkylphenole (Alkylreste: C4-C12) und von Alkylsulfonsäuren (Alkylrest: Ci2-Ci8).
Geeignete kationische Tenside sind beispielsweise C6-C18-Alkyl-, Alkylaryl- oder heterozyklische Reste aufweisende, primäre, sekundäre, tertiäre oder quartäre Ammoniumsalze, Pyridiniumsalze, Imidazoliniumsalze, Oxozoliniumsalze, Morpholiniumsalze, Propyliumsalze, Sulfoniumsalze und Phosphoniumsalze. Beispielhaft seinen Dodecylammoniumacetat oder das entsprechende Sulfat, Disulfate oder Acetate der verschiedenen 2-(N,N,N-Trimethylammonium)ethylparaffinsäure- Ester, N-Cetylpyridiniumsulfat und N-Laurylpyridiniumsalze,
Cetyltrimethylammoniumbromid und Natriumlaurylsulfat genannt.
Als zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) kann auch ein Oxidationsmittel injiziert werden. Für die Injektion des Oxidationsmittels gelten die vorstehenden Ausführungen zur Injektion des Flutmittels (FM) sowie die dort genannten geometrischen Anordnungen und Bevorzugungen entsprechend.
Für den Fall, dass als zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) ein Oxidationsmittel injiziert wird, setzt in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) die Oxidation der Kohlenwasserstoffe ein. Dieser Vorgang wird auch als in-situ- Kohlenwasserstoffverbrennung bezeichnet.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) ein Oxidationsmittel enthält, das die in-situ- Verbrennung der in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) enthaltenen Kohlenwasserstoffe initiiert.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren zur in-situ- Verbrennung von Kohlenwasserstoffen in einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte. Als Oxidationsmittel können hierbei alle bekannten Oxidationsmittel eingesetzt werden. Bevorzugt wird als Oxidationsmittel ein sauerstoffhaltiges Gemisch eingesetzt. Als sauerstoffhaltiges Gemisch kann beispielsweise reiner Sauerstoff, Luft oder mit Sauerstoff angereicherte Luft eingesetzt werden. Bevorzugt wird als sauerstoffhaltiges Gemisch Luft oder mit Sauerstoff angereicherte Luft eingesetzt. Die vorstehend beschriebenen sauerstoffhaltigen Gemische können gegebenenfalls in einer Mischung mit Wasser eingesetzt werden. Durch das Injizieren des sauerstoffhaltigen Gemischs wird in der Kohlenwasserstoffführenden Schicht (1 ) die Oxidation der Kohlenwasserstoffe (/n-s/fu-Verbrennung) initiiert. Hierdurch bildet sich die Verbrennungsfront (8) aus. Durch die in-situ- Verbrennung können in der Verbrennungszone Temperaturen im Bereich von 200 bis 1500 °C, bevorzugt im Bereich von 300 bis 1200 °C und besonders bevorzugt im Bereich von 400 bis 1000 °C ausgebildet werden. Durch den Temperaturanstieg werden die rheologischen Eigenschaften der in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) enthaltenen Kohlenwasserstoffe verändert. So wird beispielsweise die Viskosität hochviskoser Erdöle herabgesetzt, wodurch diese effizienter aus der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) verdrängt werden können. Durch die hohen Temperaturen der /'n-s/fu-Verbrennung können die in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) enthaltenen Kohlenwasserstoffe auch gespalten werden. Unter dem Begriff „Kohlenwasserstoffe" werden, für den Fall der /'n- s/fu-Verbrennung, somit auch Spaltprodukte von Kohlenwasserstoffen, wie beispielsweise Synthesegas, verstanden.
Durch die in Verfahrensschritt b) injizierten Oxidationsmittel werden die Kohlenwasserstoffe durch die ausgebildete Verbrennungsfront (8) verdrängt und können nachfolgend, wie vorstehend zum Flutmittel (FM)-Verfahren beschrieben, gefördert werden.
Figur 1
Figur 1 zeigt einen vertikalen Schnitt durch eine unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte, in die eine Bohrung (2) niedergebracht ist. Die Bohrung (2) ist dabei als vertikale Bohrung ausgestaltet. In Verfahrensschritt a) wurde die Abdichtung (4) erzeugt, die die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) in einen ersten Bereich (1 a) und einen zweiten Bereich (1 b) trennt. Nachfolgend wurde aus der vertikalen Bohrung (2) eine Bohrung (21 ) abgezweigt. Die abgezweigte Bohrung (21 ) wurde unter Erhalt der Perforationsöffnungen (7) perforiert. In die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte wurde darüber hinaus eine abgelenkte Produktionsbohrung (3a) niedergebracht. Der horizontale Abschnitt der Produktionsbohrung (3a) wurde mit Perforationsöffnungen (7a) versehen. In Figur 1 ist die Durchführung von Verfahrensschritt b) des erfindungsgemäßen Verfahrens gezeigt. Durch die Bohrung (2) wird über die abgezweigte Bohrung (21 ) über die Perforationsöffnungen (7) die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte injiziert. Die Fließrichtung der zweiten Formulierung (FZ2) ist durch das Bezugszeichen 6 gekennzeichnet. Durch die Flutmittelfront beziehungsweise die Verbrennungsfront (8) werden die Kohlenwasserstoffe in Richtung der Perforationsöffnungen (7a) verdrängt. Die Fließrichtung der Kohlenwasserstoffe ist durch das Bezugszeichen 9 gekennzeichnet. Für den Fall, dass in Verfahrensschritt b) ein Flutmittel (FM) injiziert wird, bildet sich eine Flutmittelfront (8) aus. Für den Fall, dass als zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) ein Oxidationsmittel injiziert wird, bildet sich eine Verbrennungsfront (8) aus. Die Kohlenwasserstoffe gelangen über die Perforationsöffnungen (7a) in die Produktionsbohrung (3a) und werden aus dieser mittels konventioneller Verfahren, beispielsweise durch Pumpen, gefördert. Figur 2
Figur 2 zeigt eine bevorzugte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens. Figur 2 zeigt einen vertikalen Schnitt durch die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte. Die Bohrung (2) ist hierbei als abgelenkte Bohrung ausgestaltet, die einen vertikalen Abschnitt (2a) und einen horizontalen Abschnitt (2b) aufweist. Gemäß Verfahrensschritt a) wurde die Abdichtung (4) erzeugt, die die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) in einen ersten Bereich (1 a) und einen zweiten Bereich (1 b) trennt. Nachfolgend wurde der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) perforiert, um die Perforationsöffnungen (201 und 202) auszubilden. Nachfolgend wurde in die Bohrung (2) der Produktionsstrang (221 ) eingeführt. Der Produktionsstrang (221 ) ist dabei als Rohr ausgestaltet, das in der Bohrung (2) angeordnet ist (innenliegendes Rohr). Zwischen der Außenwand des innliegenden Rohrs und der Innenwand der Bohrung (2) wird so ein Ringraum ausgebildet, der als Injektionsstrang (222) verwendet wird. Dieser Ringraum wird nachfolgend durch einen Packer (22) im Bereich zwischen den ersten Perforationsöffnungen (201 ) und den zweiten Perforationsöffnungen (202) abgedichtet. Figur 2 zeigt die Durchführung des Verfahrensschritts b) des erfindungsgemäßen Verfahrens. Durch den Injektionsstrang (222) wird die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) injiziert. Die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) tritt über die ersten Perforationsöffnungen (201 ) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoffführende Schicht (1 ) ein. Die Fließrichtung der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) ist durch das Bezugszeichen 6 gekennzeichnet. Die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) verdrängt die Kohlenwasserstoffe in Richtung der zweiten Perforationsöffnungen (202) der Bohrung (2). Die Fließrichtung der Kohlenwasserstoffe ist durch das Bezugszeichen 9 gekennzeichnet. Die Kohlenwasserstoffe treten über die zweiten Perforationsöffnungen (202) in die Bohrung (2) ein und werden über den Produktionsstrang (221 ) an die Oberfläche gefördert. Die Bohrung (2) fungiert somit gleichzeitig als Injektionsbohrung und Produktionsbohrung. Der Injektionsstrang (222) fungiert dabei als Injektionsbohrung, der Produktionsstrang (221 ) fungiert als Produktionsbohrung.
Figur 3
Figur 3 zeigt ebenfalls eine bevorzugte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens. Figur 3 zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte. Die Ausführungsform gemäß Figur 3 unterscheidet sich von der Ausführungsform gemäß Figur 2 dadurch, dass der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) nur einfach perforiert wurde und somit nur die zweiten Perforationsöffnungen (202) aufweist. Anstelle der ersten Perforationsöffnungen (201 ) wie in Figur 2 dargestellt, wurde die unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätte gefrackt unter Ausbildung der zweiten Frackspalten (44). Die zweiten Frackspalten (44) sind nicht abgedichtet. Die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) tritt aus dem Injektionsstrang (222) über die zweiten Frackspalten (44) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) ein. Die Fließrichtung der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) ist durch das Bezugszeichen 6 gekennzeichnet. Die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) verdrängt die Kohlenwasserstoffe, wie in Figur 2 beschrieben, über die zweiten Perforationsöffnungen (202) in den Produktionsstrang (221 ), über den sie an die Oberfläche gefördert werden.
Figur 4
Figur 4 stellt eine weitere bevorzugte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens dar. Figur 4 unterscheidet sich von Figur 2 dadurch, dass zusätzlich zu den zweiten Perforationsöffnungen (202) dritte Frackspalten (444) im horizontalen Abschnitt (2b) der Bohrung (2) ausgebildet wurden. Die Kohlenwasserstoffe können in dieser Ausführungsform sowohl über die zweiten Perforationsöffnungen (202) als auch über die dritten Frackspalten (444) in die Bohrung (2) eintreten. Die dritten Frackspalten (444) vergrößern die Fläche, über die die Kohlenwasserstoffe in die Bohrung (2) eintreten können. Die Fließrichtung der Kohlenwasserstoffe ist durch das Bezugszeichen 9 gekennzeichnet. Die Kohlenwasserstoffe werden, wie in Figur 2 und 3 beschrieben, über den Produktionsstrang (221 ) gefördert.
Figur 5
Figur 5 zeigt eine weitere bevorzugte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens. Figur 5 zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte. Im Unterschied zu Figur 2 ist der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) nicht perforiert. Der horizontale Abschnitt (2b) wurde gefrackt, wodurch die zweiten Frackspalten (44) und die dritten Frackspalten (444) ausgebildet wurden. Diese Frackspalten sind nicht abgedichtet. Die Bohrlochwand und der Nahbereich der Bohrung wurden durch die Zementierung (26) stabilisiert und abgedichtet. Die dritten Frackspalten (444) weisen eine radiale Ausdehnung auf, die zwei- bis dreimal größer ist als die radiale Ausdehnung der zweiten Frackspalten (44). Die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) tritt über die zweiten Frackspalten (44) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) ein und verdrängt die Kohlenwasserstoffe in Richtung der dritten Frackspalten (444). Die Fließrichtung der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) ist durch das Bezugszeichen 6 gekennzeichnet. Die Fließrichtung der Kohlenwasserstoffe ist durch das Bezugszeichen 9 gekennzeichnet. Die Kohlenwasserstoffe treten über die dritten Frackspalten (444) in die Bohrung (2) ein und werden über den Produktionsstrang (221 ) an die Oberfläche gefördert. Figur 6
Figur 6 zeigt eine weitere bevorzugte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens. Figur 6 zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte. Figur 6 zeigt eine Ausführungsform, in der fünf Kohlenwasserstoff-führende Schichten (1 ) in der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte vorhanden sind. In die mittlere Schicht ist der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) niedergebracht, der parallel zu der mittleren Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) angeordnet ist. Die Kohlenwasserstoffführenden Schichten (1 ) sind durch die teilweise durchlässigen Schichten (19) sowie durch die undurchlässigen Schichten (18) getrennt. Gemäß Verfahrensschritt a) des erfindungsgemäßen Verfahrens wurde zunächst die Abdichtung (4) erzeugt. Die Abdichtung (4) erstreckt sich dabei über sämtliche Kohlenwasserstoff-führenden Schichten (1 ) sowie über sämtliche nicht Kohlenwasserstoff-führenden Schichten (18 und 19). Nachfolgend wurden die Bohrlochwand und der Nahbereich der Bohrung (2) durch die Zementierung (26) stabilisiert und abgedichtet. Der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) wurde nachfolgend gefrackt, unter Ausbildung der zweiten Frackspalten (44) und dritten Frackspalten (444), die nicht abgedichtet sind. Figur 6 zeigt die Durchführung des Verfahrensschritts b) des erfindungsgemäßen Verfahrens. Die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) wird über den Injektionsstrang (222) injiziert und tritt über die zweiten Frackspalten (44) in sämtliche Kohlenwasserstoff-führenden Schichten (1 ) im ersten Bereich (1 a) ein. Die Fließrichtung der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) ist durch das Bezugszeichen 6 gekennzeichnet. Die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) verdrängt die Kohlenwasserstoffe in Richtung der dritten Frackspalten (444). Die Fließrichtung der Kohlenwasserstoffe ist durch das Bezugszeichen 9 gekennzeichnet. Die Kohlenwasserstoffe treten über die dritten Frackspalten (444) in die Bohrung (2) ein und werden über den Produktionsstrang (221 ) an die Oberfläche gefördert.
Figur 7
Figur 7 zeigt eine alternative Darstellung der Ausführungsform gemäß Figur 5. In Figur 7 wird verdeutlicht, dass sich durch das Injizieren der zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) eine glockenförmige Flutmittel- oder Verbrennungsfront (8) ausbildet.
Die vorliegende Erfindung wird durch die nachfolgenden Beispiele verdeutlicht, ohne sie jedoch hierauf zu beschränken.
Ausführungsbeispiel 1 : Es wird eine tiefliegende Erdöllagerstätte entwickelt, die die folgenden
Lagerstättenparameter aufweist:
Lagerstättenteufe: 2700 m
Lagerstättentemperatur (TL): 72 °C
Initialer Formationsdruck: 28 MPa
Mächtigkeit der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ): 10 bis 12 m
Porosität der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ): 20 %
Horizontale Permeabilität der
Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ): 0,03 μηη2
Vertikale Permeabilität der
Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ): 0,001 μηη2
Erdölsättigung der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ): 45 % Die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte weist eine inhomogene Permeabilität auf, so dass die Verbreitung der Flutfront (8) und eine gleichmäßige Entnahme von Erdöl aus allen Erdöl-führenden Schichten (1 ) erschwert ist. Die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte wird nach der in Figur 3 beschriebenen Ausführungsform entwickelt. Es wird eine abgelenkte Bohrung (2) in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte niedergebracht. Nachfolgend wird die Abdichtung (4) erzeugt. Hierzu wird eine erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) als Frackflüssigkeit eingesetzt und mit einem Druck im Bereich von 60 bis 80 MPa injiziert (Verfahrensschritt a)). Die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) enthält dabei folgende Bestandteile:
10 Gew.-% Natriumsilikat,
1 ,2 Gew.-% Salzsäure,
0,5 Gew.-% Monoethanolamin und
ad 100 Gew.-% Wasser.
Es werden 250 m3 der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) injiziert, wobei sich die vertikalen Frackspalten (4a) ausbilden. Die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) erhöht nachfolgend unter Einwirkung der Lagerstättentemperatur (TL) ihre Viskosität, wodurch die Abdichtung (4) erzeugt wird.
Der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) werden dabei Stützmittel (Quarzsand) zugegeben, um die gebildeten Frackspalten (4a) zu stabilisieren. Die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) enthält dabei 350 kg Stützmittel pro t der eingesetzten ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ).
Nachfolgend wird der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) unter Ausbildung der zweiten Frackspalten (44) gefrackt. Darüber hinaus wird der Endabschnitt des horizontalen Abschnitts (2b) der Bohrung (2) unter Ausbildung der zweiten Perforationsöffnungen (202) perforiert. Im Anschluss daran wird ein innenliegendes Rohr in die Bohrung (2) eingeführt, das als Produktionsstrang (221 ) dient. Der Ringraum zwischen Außenwand des innenliegenden Rohres und der Innenwand der 5 Bohrung (2) dient dabei als Injektionsstrang (222). Der Ringraum wird zwischen den zweiten Frackspalten (44) und den zweiten Perforationsöffnungen (202) durch einen Packer (22) abgedichtet. Nachfolgend wird als zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) durch den Injektionsstrang (222) über die zweiten Frackspalten (44) Lagerstättenwasser als Flutmittel (FM) injiziert. Dieses verdrängt die 10 Kohlenwasserstoffe aus dem ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) in Richtung der zweiten Perforationsöffnungen (202) und wird durch den Produktionsstrang (221 ) an die Oberfläche gefördert. Hierdurch wird eine effiziente Steigerung des Entölungsgrads der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) erreicht.
15 Ausführungsbeispiel 2
Es wird eine Schiefer-Öl-Lagerstätte entwickelt, die eine inhomogene Permeabilität aufweist. Mit konventionellen Methoden zur Erdölförderung sind aus dieser Erdöllagerstätte nur 5 % des in der Lagerstätte enthaltenen Erdöls förderbar. Die 20 Lagerstätte wird durch die sogenannte in-situ-Erdölverbrennung entwickelt. Die Entwicklung folgt dabei der in Figur 5 beschriebenen Ausführungsform. Die Mächtigkeit der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) liegt im Bereich von 30 bis 40 m. Die Lagerstättentemperatur (TL) beträgt 95 °C.
25 Es wird eine abgelenkte Bohrung (2) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) niedergebracht. Nachfolgend wird in Verfahrensschritt a) die Abdichtung (4) erzeugt. Hierzu wird eine erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) eingesetzt, die die folgende Zusammensetzung aufweist:
30 20 Gew.-% Natriumsilikat,
0,4 Gew.-% Salzsäure,
4 Gew.-% Acrylsäure
0,2 Gew.-% eines Initiators und
ad 100 Gew.-% Wasser.
35
Als Initiator wird Ammoniumperoxosulfat eingesetzt.
Die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) wird hierbei gleichzeitig als Frackflüssigkeit (FL) und als Mittel zum Abdichten der gebildeten Frackspalten (4a) 40 eingesetzt. Nach Ausbildung der Abdichtung (4) werden zwei weitere Frackspalten (44 und 444) erzeugt. Der Abstand zwischen diesen beiden Frackspalten beträgt 200 m. Die Frackspalten sind mit einem Stützmittel verfüllt. Der Abstand der Abdichtung (4) zu den zweiten Frackspalten (44) beträgt 15 bis 20 m. Die zweiten Frackspalten (44) werden zum Injizieren des Oxidationsmittels verwendet. Die dritten Frackspalten (444) werden zur Förderung der Kohlenwasserstoffe eingesetzt.
In der ersten Entwicklungsphase werden durch die Bohrung (2) über die zweiten Frackspalten (44) 30 000 m3 komprimierte, mit Sauerstoff angereicherte Luft, pro Tag eingepresst. Aufgrund der Lagerstättentemperatur beginnt innerhalb von 5 bis 10 Tagen die Oxidation des Erdöls und es startet die in-situ-Verbrennung. In der Oxidationszone entwickeln sich Temperaturen im Bereich von 200 bis 600 °C. Die Verbrennungsfront ist großflächig, da das Oxidationsmittel durch die ersten Frackspalten (4) eingepresst wird. In der zweiten Entwicklungsphase wird durch die Bohrung (2) über die zweiten Frackspalten (44) eine Mischung von Wasser und Luft eingepresst, wobei das Verhältnis von Wasser zu Luft im Bereich von 0,001 bis 0,005 liegt. Das Oxidationsmittel verbreitet sich aufgrund der Abdichtung (4) vorwiegend in Richtung der dritten Frackspalten (444), aus denen Kohlenwasserstoffe gefördert werden. Hierdurch wird die Effizienz der Flutmaßnahmen und somit der Entölungsgrad gesteigert.

Claims

Patentansprüche
1 . Verfahren zur Entwicklung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte, die eine Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) sowie eine Bohrung (2) umfasst, die in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) niedergebracht ist, umfassend die Schritte: a) Ausbildung einer Abdichtung (4), die die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) in einen ersten Bereich (1 a) und einen zweiten Bereich (1 b) trennt, durch Injizieren einer ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) durch die Bohrung (2) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) und b) Injizieren einer zweiten fließfähigen Zusammensetzung (FZ2) durch die
Bohrung (2) in den ersten Bereich (1 a) der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ), wobei in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte ein Förderstrang (3) niedergebracht ist, durch den in Verfahrensschritt b) Kohlenwasserstoffe gefördert werden und wobei der Förderstrang (3) in der Bohrung (2) angeordnet ist.
2. Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Ausbildung der Abdichtung (4) die folgenden Schritte umfasst: a1 ) Injizieren einer Frackflüssigkeit (FL) durch die Bohrung (2) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ), mit einem Druck, der größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der Kohlenwasserstoffführenden Schicht (1 ) ist, zur Bildung von Frackspalten (4a) in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) und
b2) Injizieren der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) in die Frackspalten (4a) unter Ausbildung der Abdichtung (4).
3. Verfahren gemäß Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass als Frackflüssigkeit (FL) die erste fließfähige Zusammensetzung (FZ1 ) eingesetzt wird und die Ausbildung der Frackspalten (4a) und der Abdichtung (4) gemäß Verfahrensschritten a1 ) und b2) in einem einzigen Verfahrensschritt erfolgt.
4. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Bohrung (2) eine abgelenkte Bohrung ist, die einen vertikalen Abschnitt (2a) und einen horizontalen Abschnitt (2b) aufweist, wobei der horizontale Abschnitt (2b) in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) und parallel zu dieser angeordnet ist.
Verfahren gemäß Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Abdichtung (4) vertikal zum horizontalen Abschnitt (2b) der Bohrung (2) angeordnet ist.
10 6. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Bohrung (2) ein innenliegendes Rohr aufweist, das als Förderstrang (3) für die Kohlenwasserstoffe dient, wobei der Ringraum zwischen der Außenwand des innenliegenden Rohrs und der Innenwand der Bohrung (2) als Injektionsstrang (222) dient, durch den die zweite fließfähige
15 Zusammensetzung in Verfahrensschritt b) injiziert wird.
7. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 4 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) Öffnungen (201 ;44) aufweist, durch die die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) gemäß
20 Verfahrensschritt b) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) injiziert wird.
8. Verfahren gemäß Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass der horizontale Abschnitt (2b) der Bohrung (2) zusätzliche Öffnungen (20;444) aufweist, durch die Kohlenwasserstoffe über den Förderstrang (3) in Verfahrensschritt b)
25 gefördert werden.
9. Verfahren gemäß Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Öffnungen als zweite Frackspalten (44) und die zusätzlichen Öffnungen als dritte Frackspalten (444) ausgestaltet sind.
30
10. Verfahren gemäß Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die zweiten Frackspalten (44) und die dritten Frackspalten (444) parallel zur Abdichtung (4) angeordnet sind.
35 1 1 . Verfahren gemäß einem der Ansprüche 8 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass der Ringraum zwischen den Öffnungen (201 ;44) und den zusätzlichen Öffnungen (202;444) durch mindestens einen Packer (22) abgedichtet ist.
12. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, 40 dass die zweite fleißfähige Zusammensetzung (FZ2) ein Flutmittel (FM) ist, das die in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) enthaltenen Kohlenwasserstoffe verdrängt.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass die zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) ein Oxidationsmittel enthält, das die in-situ-Verbrennung der in der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht (1 ) enthaltenen Kohlenwasserstoffe initiiert.
PCT/EP2014/070966 2013-10-01 2014-09-30 Verfahren zur entwicklung einer kohlenwasserstofflagerstätte WO2015049244A1 (de)

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