WO2015049125A2 - Verfahren zur förderung von erdöl aus einer unterirdischen erdöllagerstätte unter einsatz einer bohrung, die gleichzeitig als injektions- und produktionsbohrung dient - Google Patents

Verfahren zur förderung von erdöl aus einer unterirdischen erdöllagerstätte unter einsatz einer bohrung, die gleichzeitig als injektions- und produktionsbohrung dient Download PDF

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WO2015049125A2 PCT/EP2014/070251 EP2014070251W WO2015049125A2 WO 2015049125 A2 WO2015049125 A2 WO 2015049125A2 EP 2014070251 W EP2014070251 W EP 2014070251W WO 2015049125 A2 WO2015049125 A2 WO 2015049125A2
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petroleum
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bore
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Vladimir Stehle
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Wintershall Holding GmbH
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
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    • 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
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • 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
    • E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
    • 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
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
    • E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well

Definitions

  • the present invention relates to a method of extracting petroleum from a subterranean oil reservoir using a well which simultaneously serves as an injection and production well.
  • underground oil reservoirs In natural subterranean oil 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 In addition to crude oil and natural gas, 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 less than one micrometer.
  • 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.
  • additional drilling will be drilled (drilled) in the oil reservoir.
  • a distinction is generally made between so-called production wells and so-called injection wells.
  • the production wells are used to extract oil from the underground oil reservoir to the surface.
  • a flood medium (FM) is injected into the oil reservoir to maintain or increase the pressure of the underground oil reservoir.
  • the flooding agent (FM) By injecting the flooding agent (FM), the oil is slowly from the injection well through the cavities of the underground Erdöllager GmbH starting in the direction of the production wells.
  • the oil from the underground oil reservoir comes into the production wells and is conveyed to the surface, for example by means of pumps.
  • ком ⁇ онент water is generally used in secondary crude oil production. This process is also known as water flooding. Measures are described in the prior art to further increase the production from underground oil deposits after completion of the secondary oil production. These measures are also referred to as tertiary oil production. Tertiary oil production includes, for example, heat processes in which hot water or superheated steam is injected into the crude oil deposit. As a result, the viscosity of the petroleum is reduced. In addition, gases such as carbon dioxide or nitrogen can be used as flooding agent (FM) for tertiary mineral oil production.
  • FM flooding agent
  • Tertiary oil production also includes processes in which the flux (FM) is added to suitable chemicals as an aid to mineral oil extraction. These can be used to influence the situation towards the end of secondary oil production, for example by flooding, and thus also to extract crude oil, which until then has been stored in the cavities in the underground oil reservoir.
  • the flux FM
  • suitable chemicals as an aid to mineral oil extraction.
  • These can be used to influence the situation towards the end of secondary oil production, for example by flooding, and thus also to extract crude oil, which until then has been stored in the cavities in the underground oil reservoir.
  • a flooding agent FM
  • the Flood Means (FM) displaces the oil in the underground oil reservoir to the production wells and is extracted by them.
  • Tertiary oil production processes can increase the yield of original oil in the reservoir (original oil in place or ooip) to> 50%.
  • at least one injection well must be drilled.
  • the drilling of holes is very expensive.
  • the methods described in the prior art, in which at least two separate wells are drilled into the underground oil reservoir must therefore be extremely cost-intensive, which suffers from the profitability of the funding procedures.
  • Patent RU 2 342 524 describes a process for extracting oil from a subterranean oil reservoir using a well that is used simultaneously to inject a flooding agent and to extract oil.
  • the method according to RU 2 342 524 comprises the following steps:
  • Drilling a well into the subterranean well deposit comprising at least a first quasi-vertical section, a quasi-horizontal section, and a second quasi-vertical section returning to the surface, the quasi-horizontal section being in the oil bearing layer,
  • both openings are located on a straight borehole section, the quasi-horizontal section.
  • the process requires drilling down a well that passes through the oil bearing layer and then returns to the surface at another location.
  • the method according to RU 2 342 524 can only be used for pumping crude oil from underground oil reservoirs which have a low depth (depth).
  • depth depth
  • the process should not or only to a reduced extent have the disadvantages of the processes described in the prior art.
  • the process should also be able to effectively extract the oil in the subterranean oil reservoir while keeping drilling costs low.
  • a method for producing oil from an underground oil reservoir which comprises a petroleum-bearing layer (1), comprising the following method steps: a) drilling a well (2) into the oil-bearing layer (1) of the underground well deposit; b) perforating the well (2) to form first openings (5) disposed in the petroleum-bearing layer (1) , c) perforating the bore (2) to form second openings (6) disposed in the petroleum-carrying layer (1), d) introducing a tubing string (3) into the bore (2) and sealing the annulus (Fig.
  • the subject of the present invention is also a process for the production of crude oil from a subterranean mineral oil deposit, comprising a petroleum-bearing layer (1), comprising the following process steps: a) placing a bore (2) in the petroleum-bearing layer (1) the underground oil deposit, b) perforating the bore (2) to form first openings (5) arranged in the petroleum-carrying layer (1), c) perforating the bore (2) to form second openings (6) which are arranged in the petroleum-carrying layer (1),
  • the inventive method has the advantage that a single bore (2) can be used simultaneously as injection and production well. This leads to a significant cost reduction over the methods for the extraction of crude oil described in the prior art.
  • Underground oil deposits
  • 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 process according to the invention is preferably used in underground oil reservoirs, particularly preferably in unconventional underground oil reservoirs.
  • underground hydrocarbon deposits and underground oil deposits are used synonymously according to the invention.
  • 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.
  • 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 oil reservoir comprises a petroleum-bearing layer (1).
  • oil-bearing layer (1) is understood to mean precisely one oil-carrying layer (1) and two or more oil-bearing layers (1) .
  • Inground oil reservoirs generally contain several oil-bearing layers (1)
  • the number of oil-carrying layers (1) may be, for example, 2 to 100, preferably 3 to 50.
  • the petroleum-carrying layers (1) are generally separated from each other by non-petroleum layers (18 impermeable non-petroleum-bearing layer; 19 partially permeable non-petroleum-bearing layer).
  • the non-petroleum-bearing layers (18, 19) may be impermeable or partially permeable.
  • the layers (18; 19), which contain no petroleum, can be made of clay, sand or others Be built minerals.
  • the non-petroleum-bearing layers (18; 19) generally have a thickness (thickness) in the range of 10 cm to 5 meters.
  • the subject of the present invention is therefore also a method in which the underground storage facility comprises a plurality of petroleum-carrying layers (1) which are separated from one another by non-petroleum-carrying layers (18, 19).
  • the thickness of the oil-bearing layers (1) and the intervening layers that contain no petroleum can vary widely.
  • the thickness 10 (thickness) of these layers is generally in the range of 10 cm to 50 m.
  • the subterranean crude oil deposit generally has a stratified structure, with the stratification being generally horizontal.
  • stratification being generally horizontal.
  • the permeability of the subterranean well deposit is therefore generally significantly higher in the horizontal direction than in the vertical direction.
  • a bore (2) is drilled in the petroleum-carrying layer (1).
  • Techniques for drilling down wells into underground oil 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 the borehole wall of the bore (2) or by introducing a casing into the bore (2).
  • process step a) exactly one hole (2) can be drilled into the oil-bearing layer (1) of the underground oil reservoir.
  • the total number of holes (2) is also referred to as a cluster.
  • the number of holes (2) in a cluster can vary widely. In the case of a cluster, for example, two to 20 holes (2), preferably 2 to 10 holes (2) can be drilled into the oil-bearing layer (1) of the underground oil reservoir.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which 2 to 20 bores (2) are drilled in method step a).
  • the bore (2) is perforated, forming the first openings (5) and the second openings (6), both of which are arranged in the oil-carrying layer (1).
  • the perforation can be carried out by methods known per se.
  • the ball perforation is preferably used here, as described for example in RU 2 358 100.
  • the bore (2) has a vertical portion (21), a portion (22) in which the first openings (5) are arranged, a central portion (23) and a portion (24) in which the second openings (6) are arranged on.
  • the portion (22), in which the first openings (6) are arranged, is arranged in the petroleum-carrying layer (1).
  • the portion (24), in which the second openings (6) are arranged, is arranged in the petroleum-carrying layer (1).
  • vertical is understood to mean not only sections (21) of the bores (2) which exactly follow the direction of the solder, but also sections (21) of the bores (2) which are up to a maximum of 40 °, preferably up to a maximum of 25 ° and particularly preferably at most 15 ° deviate from the vertical direction.
  • first openings (5) and “second openings (6)” are not understood to mean exactly one opening. Rather, it is a plurality of openings, which are also referred to as first or second perforation openings and, for example, by the perforation method described above, preferably the ball perforation, are formed.
  • the first openings (5) and the second openings (6) are thus preferably in the form of perforated sections (22; 24), the perforated sections (22; 24) being arranged in the petroleum-carrying layer (1).
  • the first openings (5) preferably extend through all petroleum-carrying layers (1 ) and all non-oil bearing layers (18; 19) of the underground oil reservoir.
  • first openings (5) it is preferable to perforate a section (22) of the bore (2) that traverses all petroleum-carrying layers (1) and all non-petroleum-carrying layers (18, 19) ( drilled through).
  • the subject of the present invention is thus also a method in which the section (22) in step b) is perforated over its entire length and the first openings (5) are formed as a perforated section.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which section (22) passes through all petroleum-carrying layers (1) and all non-petroleum-carrying layers (18, 19).
  • the second openings (6) preferably also extend through all of the petroleum-carrying layers Layers (1) and through all non-oil bearing layers (18; 19) of the underground oil reservoir.
  • the second openings (6) preferably perforate a section (24) of the bore (2) which passes through all the oil-carrying layers (1) and all non-oil-bearing layers (18; 19) ( drilled through).
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the section (24) in step c) is perforated over its entire length and the second openings (6) are formed as a perforated section.
  • section (24) passes through all petroleum-carrying layers (1) and all non-petroleum-carrying layers (18; 19).
  • the first openings (5) and the second openings (6) can also be extended by fracking gaps.
  • a so-called fracking liquid (FL) through the bore (2) via the perforation openings (ie the openings (5) and (6)) in the oil-carrying layer (1) with high pressure (in Generally 500 to 1000 M Pas).
  • the fracking liquid (FL) is injected for this purpose with a pressure which is greater than the minimum local rock stress of the oil-carrying layer (1).
  • the fracking fluid (FL) is injected at a pressure that is also greater than the minimum localized rock stress of the non-petroleum bearing layers (18; 19).
  • the formation of fracking gaps enlarges the size of the first openings (5) or the second openings (6) so that in the subsequent method step (e) the area over which the flood medium (FM) is injected is increased.
  • the area over which petroleum is conveyed through the second openings (6) is thereby increased.
  • the distance between the first openings (5) and the second openings (6) can vary within wide ranges. In general, the distance between the first openings (5) and the second openings (6) is in the range of 50 to 2000 m, preferably in the range of 100 to 1000 m and in particular in the range of 100 to 500 m ("m" means meter).
  • the subject of the present invention is therefore also a method in which the distance between the first openings (5) and the second openings (6) is in the range of 50 to 2000 m.
  • the middle section (23) thus generally has a length in the range from 50 to 2000 m, preferably in the range from 100 to 1000 m and in particular in the range from 100 to 500.
  • the middle section (23) is preferably designed as a horizontal section or as an arcuate section.
  • the middle section (23) can be arranged inside the petroleum-carrying layer (1).
  • the middle portion (23) is partially disposed in the petroleum-carrying layer (1) and partly in the non-petroleum-carrying surrounding rock.
  • the middle section (23) is located exclusively in the non-oil-bearing surrounding rock of the underground Erdöllageriere.
  • the vertical portion (21) of the bore (2) serves to reach the petroleum-carrying layer (1).
  • the length of the vertical section (21) may, for example, have a length in the range of 100 to 10,000 m for this purpose.
  • the vertical portion (21) is followed by the portion (22) of the bore (2), which comprises the first openings (5).
  • the first openings (5) are preferably designed as perforation openings, which can optionally be extended by fracking gaps.
  • the first openings (5) are arranged in the petroleum-carrying layer (1).
  • the section (22) can be configured as a vertical section, as a horizontal section or as an arcuate (deflected) section.
  • the definitions for sections (21) and (23) apply mutatis mutandis.
  • the arcuate portion preferably has a negative slope. That is, the arcuate portion penetrates the petroleum-carrying layer (1) and possibly the non-petroleum-carrying layers (18; 19) coming from the earth's surface in the direction of the Earth's interior.
  • the length of the section (22) is generally in the range of 5 to 200 m, preferably 7 to 100 m and particularly preferably 10 to 50 m.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the length of the section (22) is in the range of 5 to 200 m.
  • the portion (22) connects the vertical portion (21) and the central portion (23) of the bore (2).
  • the middle section (23) can also be configured as a horizontal section or as an arcuate section.
  • the term "horizontal” is understood to mean not only sections (23) which run exactly parallel to the horizontal plane, but also sections (23) which deviate from the horizontal plane up to a maximum of 30 ° C.
  • the deviation can be positive
  • the horizontal portion 23 has a positive slope in the direction of the earth's surface, and the deviation from the horizontal plane may also be negative, in which case the horizontal portion 23 has a negative slope in the direction of the center of the earth
  • the horizontal section (23) 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 central portion (23) In the event that the central portion (23) is designed as an arcuate portion, the central portion (23), starting from the vertical portion (21), first a negative slope, which merges into a positive slope at the apex of the arc.
  • the middle section (23) of the bore (2) is adjoined by the section (24) which comprises the second openings (6).
  • the section (24) is also preferably arranged in the petroleum-carrying layer (1).
  • the end of the bore (2) lies in the underground oil reservoir. This means that the hole (2) is not returned to the earth's surface as described in RU 2 342 524.
  • the end of the portion (24) in the petroleum-bearing layer (1) may also be outside the petroleum-carrying layer (1).
  • the end of the portion (24) is at a distance from the uppermost oil-carrying layer (1) which is at most 100 m, preferably at most 50 m.
  • the section (24) of the bore (2), in which the second openings (6) are arranged can also be configured here as a vertical section, as a horizontal section or as an arcuate section. For the terms "vertical” and "horizontal”, the above definitions apply to the section (24) accordingly.
  • the length of the section (24) is generally in the range of 10 to 500 m, preferably 20 to 400 m and particularly preferably 30 to 300 m.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the length of the section (24) is in the range of 10 to 500 m
  • the portion (24) is designed as a curved portion.
  • the section (24) connects.
  • Process step d) In process step d), a tubing string (3) is introduced into the bore (2). As a result, an annular space (4) is formed between the outer wall of the pipe string (3) and the inner wall of the bore (2).
  • the length of the tubing string (3) is chosen so that the end of the tubing string (3) in the central portion (23) of the bore (2) is arranged.
  • the end of the tubing string (3) is disposed between the portion (22) comprising the first openings (5) and the portion (24) comprising the second openings (6).
  • the annular space (4) is subsequently sealed, preferably in the area between the first openings (5) and the second openings (6). This can be done, for example, by introducing at least one packer (25) into the annular space (4).
  • the packer (25) is arranged in the annular space (4) between the outer wall of the tubing string (3) and the inner wall of the bore (2).
  • the bore (2) thus has two separate strands.
  • the first strand is thereby formed by the pipe string (3).
  • the second strand is formed by the annulus (4).
  • the first strand is used as injection line for injecting a flood medium (FM) and the second strand is used as a production line for the extraction of petroleum.
  • the second strand is used as injection line for injecting a flood medium (FM) and the first strand is used as a production line for the extraction of oil.
  • a flooding agent (FM) is injected into the petroleum-carrying layer (1) and petroleum is taken from the petroleum-bearing layer (1).
  • the annular space (4) is used as injection line and the pipe line (3) as production line.
  • a flood medium (FM) is injected through the annular space (4) via the first openings (5) into the oil-carrying layer (1) and oil from the petroleum-carrying layer (1) via the second openings (6) through the pipeline (FIG. 3) conveyed to the surface.
  • a flooding agent (FM) through the tubing (3), which serves as injection line, via the second openings (6) in the oil-bearing layer (1) a flooding agent (FM) is injected and oil from the petroleum leading layer (1) via the first openings (5) through the annular space (4) conveyed to the surface.
  • process step e) of the process according to the invention it is possible in principle to employ all standard flooding agents (FM) known to the person skilled in the art.
  • all floods (FM) can be used, which are suitable for secondary or tertiary oil production.
  • 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. With the use of steam, a particularly large highly permeable zone (1) is formed, which has a much higher permeability compared to the original permeability of the underground oil reservoir. 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) can be 0 to 50% by weight, preferably 0 to 30% by weight, especially preferably 0 to 20 wt .-% and particularly preferably 0 to 10 wt .-% further 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 it is possible to use anionic, cationic and nonionic surfactants.
  • Common 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 Tetronice and Pluronic (BASF) available.
  • Typical anionic surfactants are, for example, alkali metal and ammonium salts of alkyl sulfates (alkyl radical: C 8 -C 12 ), of sulfuric monoesters of ethoxylated alkanols (alkyl radical: C 12 -C 18 ) and ethoxylated alkylphenols (alkyl radicals: C 4 -C 12 ) and of alkylsulfonic acids ( Alkyl radical: C 12 -C 18 ).
  • Suitable cationic surfactants are, for example, C 6 -C 18 -alkyl, alkylaryl or heterocyclic radicals, primary, secondary, tertiary or quaternary ammonium salts, pyridinium salts, imidazolinium salts, oxozolinium salts, morpholinium salts, propylium salts, sulfonium salts and phosphonium salts.
  • the flooding agent (FM) preferably the aqueous flooding agent (wFM) displaces the crude oil contained in the oil-bearing layer (1).
  • the flood medium (FM) is injected through the first openings (5)
  • the oil displaced from the first openings (5) in the direction of the second openings (6) and through the second openings (6) over the pipe string (3) conveyed to the earth's surface.
  • the flood medium (FM) is injected through the second openings (6)
  • the petroleum starting from the second openings (6), is displaced in the direction of the first openings (5) and via the annular space (4) the surface promoted.
  • FIG. 1 A first figure.
  • Figure 1 shows a vertical section through the underground Erdöllager GmbH.
  • the vertical section (21) and the sections (22), (23) and (24) are hereby marked by the dashed or dotted lines.
  • the sections (22), (23) and (24) are designed as horizontal sections.
  • the hole (2) was drilled as a deflected hole.
  • the sections (22) and (24) were perforated to produce the first openings (5) and the second openings (6).
  • the sections (22) and (24) were also cracked by injecting a fraying liquid (FL) to obtain fracking gaps.
  • the first openings (5) and the second openings (6) have thus been widened by the formation of fracking gaps.
  • a flooding agent (FM) is injected into the oil-carrying layer (1) (not shown) via the first openings (5).
  • the flow direction of the flood medium (FM) is indicated by the arrows with the reference numeral 8.
  • the flooding agent (FM) displaces the petroleum contained in the petroleum-carrying layer (1) in the direction of the second openings (6) and is conveyed through this via the pipe string (3) to the surface.
  • the flow direction of the petroleum is indicated by the arrows with the reference numeral 7.
  • the bore (2) is designed as a deflected bore, which has a vertical section (21) and a horizontal section, the sections (22), (23) and (24) being arranged on the horizontal section , In this embodiment, it is preferable that the horizontal portion of the bore (2) is arranged in parallel to a petroleum-carrying layer (1).
  • parallel is meant according to the invention not only an orientation of the horizontal portion of the bore (2), which is exactly parallel to the plane of a hydrocarbon-carrying layer (1), but also an orientation of the horizontal portion of the bore (2) by a maximum of + / - 30 °, preferably a maximum of +/- 20 ° and more preferably deviates by a maximum of +/- 10 ° from the plane of the hydrocarbon-carrying layer (1).
  • first openings (5) and second openings (6) are arranged on a horizontal portion of the bore (2), it is preferred that the first openings (5) and second openings (6) by the formation of Expand fracking columns.
  • the fracking gaps are preferably arranged parallel to one another here. For the term "parallel”, the above definitions and preferences apply accordingly.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the sections (22), (23) and (24) are formed as horizontal sections and the first openings (5) and the second openings (6) are each extended by fracking gaps, wherein the fracking columns are aligned parallel to each other.
  • FIG. 2a shows a vertical section through the underground Erdöllageriere.
  • FIG. 2 a shows a preferred embodiment of the method according to the invention.
  • the bore (2) in this case has a vertical portion (21).
  • the first openings (5) are arranged on an arcuate portion (22).
  • the middle section (23) follows. This is configured horizontally and runs parallel to the petroleum-bearing layer (1).
  • the arcuate portion (24) connects, which has the second openings (6).
  • the arcuate portion (24) is also disposed in the petroleum-carrying layer (1). In this embodiment, it is particularly preferred to deflect the arcuate portion (24) in two dimensions.
  • the section (24) is in the first dimension upwards, that is deflected in the direction of the earth's surface.
  • the portion (24) is deflected laterally.
  • the term "laterally deflected” is understood in the present case to mean that the section (24) leaves laterally the surface which is spanned by the vertical section (21) (x-axis) and the central section (23) (y-axis) Slope of the section (24) thus has both a vertical and a horizontal Component on.
  • This has the advantage that the second openings (6) penetrate the oil-carrying layer (1) both in the vertical and in the horizontal direction (that is, diagonally). This increases the effective area of the second openings (6) through which crude oil can be conveyed in process step e).
  • the subject of the present invention is thus also a method in which the section (22) is designed as a curved section with a negative pitch, the section (23) as an arcuate or horizontal section and the section (24) as a curved section with a positive slope.
  • FIG. 2b shows a horizontal section (the top view) of the embodiment according to FIG. 2a, by means of which the deflection of the section (24) in the lateral direction is illustrated.
  • Figure 3 shows a perspective view of the embodiment according to Figures 2a and 2b, by which the deflection in two dimensions of the portion (24) is illustrated.
  • FIG. 4 also shows a vertical section through the underground Erdöllageriere.
  • FIG. 4 shows a preferred embodiment in which the middle section (23) is designed as an arcuate section.
  • the first openings (5) and the second openings (6) are in this case also designed as arcuate sections, which are arranged in the petroleum-carrying layer (1).
  • the middle section (23) is arranged below the oil-carrying layer (1) in the surrounding rock of the underground oil reservoir.
  • the equipment of the bore (2) was carried out as described for Figures 1 and 2.
  • FIG. 4 shows an embodiment in which the surrounding rock underneath the petroleum-carrying layer (1) is diluted by formation water.
  • the surrounding rock which has formed in the region of the first openings (5) and the second openings (FIG. 6) adjacent to the oil bearing layer (1), sealed by the seals (16).
  • the seals (16 For the formation of the seals (16), for example, flowable compositions (FZ) can be used, which after injection into the surrounding rock of the convert underground oil reservoir into a non-fluid composition (NS).
  • non-flowable is understood to mean that the non-flowable composition (LCF) the seals (16) by the in step e) injected flooding agent (FM) is not displaced.
  • the non-flowable composition (NSF) in the seals (16) generally has a viscosity of at least 1000 mPas, preferably at least 5000 mPas and more preferably at least 10000 mPas.
  • Suitable flowable compositions (FZ) that convert to non-flowable compositions (NSRs) to form the seal (16) under the conditions of the subsurface oil reservoir are known to those skilled in the art.
  • Two-component systems can be used for this purpose, for example, which contain as the first component a water-soluble alkali metal silicate, for example sodium silicate, and as the second component an organic or inorganic acid.
  • the alkali silicate converts under the conditions of the underground Erdöllager Too in insoluble polysilicic acid, whereby the seal (16) is formed.
  • the flooding agent (FM) is injected through the first openings (5) and oil is extracted via the second openings (6).
  • the flood medium (FM) is also possible in this embodiment to inject the flood medium (FM) through the second openings (6) and to deliver the petroleum from the first openings (5).
  • FIG. 5a is a diagrammatic representation of FIG. 5a
  • FIG. 5a shows a vertical section through the underground oil reservoir.
  • FIG. 5a shows a further preferred embodiment of the method according to the invention.
  • a well (2) is drilled in the hydrocarbonaceous layer (1) of the underground well deposit having a s / ni / s shape within the petroleum-bearing layer (1).
  • the s / ni / s-shaped section has two ascending and two descending sections.
  • FIG. 5a shows the first delivery phase.
  • the section (22) is designed here as a curved section with a negative slope.
  • the central portion (23) can be configured in this embodiment as a horizontal or also as an arcuate portion.
  • the section (24) is designed as a curved portion with positive slope.
  • the section (24) is adjoined by a further borehole section which has a section with a negative slope over one vertex and a section with a positive gradient over the next vertex.
  • the flood medium (FM) is injected via the first openings (5).
  • the bore (2) was equipped as described above and the annulus (4) was sealed by a packer (25).
  • the direction of the flood means (FM) is indicated by the arrows with the reference numeral 8.
  • the flooding agent (FM) displaces the oil in the direction of the second opening (6) and is conveyed through the pipe string (3) (not shown) to the surface.
  • the flow direction of the petroleum is indicated by the arrows with the reference numeral 7.
  • both the first openings (5) and the second openings (6) are designed as perforation openings.
  • the method is carried out for a period according to method step e) of the method according to the invention.
  • a so-called water breakthrough occurs. That is, it is conveyed via the pipe string (3), a mixture containing at least 60 wt .-%, preferably at least 80 wt .-% and particularly preferably at least 90 wt .-% water, each based on the total weight of the subsidized mixture , This is because the oil originally contained in the petroleum-carrying layer (1) was completely displaced by the flooding agent.
  • the flooding agent (FM) from the first openings (5) passes directly to the second openings (6), without displacing appreciable amounts of further oil.
  • FIG. 5b shows the second delivery phase of the method according to the invention.
  • the packer (25) is displaced away from the first openings (5) in the direction of the next vertex point of the bore (2).
  • the pipe string (3) is extended accordingly.
  • the openings formerly used as second openings (6) are used as additional first openings (5a), that is, flooding means (FM) injected in method step e) passes both through the first openings (5) and through the additional first openings (5a) into the petroleum-carrying layer (1).
  • FM flooding means
  • the flow direction of the flood medium (FM) is indicated by the arrows with the reference numeral 8.
  • the end portion of the bore (2) is in this case also designed as a curved portion with a positive slope.
  • This section is also perforated, forming the new second openings (6a).
  • the central portion (23) of the bore (2) is extended.
  • the petroleum enters through the new second openings (6a) in the bore (2) and is conveyed via the pipe string (3) to the surface.
  • This embodiment has the advantage that the zone into which flooding means (FM) is introduced can be gradually expanded in the petroleum-carrying layer (1). Also the zone from which petroleum displaces and promoted can be gradually expanded in this embodiment, without the need for additional drilling holes are brought down.
  • the stepwise expansion can be performed as often as desired in this embodiment.
  • the above-described s / ni / s-shaped bore (2) is brought down into the oil-carrying layer (1).
  • the number of ascending and descending sections within the sinuous section may vary widely.
  • the bore (2) may alternately have 2 to 10 descending sections and 2 to 10 ascending sections.
  • step (a) a bore (2) is drilled, which has a sinusoidal geometry in the petroleum-carrying layer (1)
  • FIG. 5c shows a horizontal section (the top view) of the first delivery phase, as shown in FIG. 5a.
  • FIG. 5d shows the second delivery phase, as shown in FIG. 5b.
  • FIG. 5d shows a horizontal section (the top view) of the method according to FIG. 5b.
  • the first openings (5) have been sealed.
  • the flowable composition (FZ) described above was injected into the vicinity of the first openings (5).
  • the seals (16) are formed in the vicinity of the first openings (5).
  • the formation of the seal (16) in this case, for example, as described above, take place.
  • the flooding agent (FM) thus enters the oil-carrying layer (1) through the additional first openings (5a).
  • FIG. 6a is a diagrammatic representation of FIG. 6a
  • FIG. 6a shows a vertical section through the underground oil reservoir.
  • FIG. 6a describes the embodiment described in FIG. 2a in a higher level of detail.
  • a Drilled hole (2) in the underground oil reservoir As described in FIG. 2, according to method step a) a Drilled hole (2) in the underground oil reservoir.
  • the subterranean crude oil deposit has three oil-bearing layers (1) separated by two non-oil-bearing layers (18).
  • the bore (2) was stabilized with a casing (26).
  • the space between the casing (26) and the petroleum-carrying layer (1) has been at least partially cemented.
  • the bore (2) according to the process steps b) and c) was perforated to form the openings (5) and (6).
  • the openings (5) and (6) are arranged in all three oil-carrying layers (1).
  • the pipe string (3) is introduced into the bore (2) and the annular space (4) is sealed by the packer (25).
  • the flooding agent (FM) is injected via the annular space (4) through the first openings (5) into all petroleum-carrying layers (1).
  • the flood medium (FM) displaces the petroleum along the directional arrows (7) to the second openings (6).
  • the petroleum enters the bore (2) via the second openings (6) and is conveyed to the surface via the pipe string (3).
  • FIG. 6b differs from the embodiment according to FIG. 6a in that the pipe string (3) is used for injecting the flood medium (FM).
  • the flooding agent (FM) enters the petroleum-carrying layers (1) via the second openings (6) and displaces the petroleum in the direction of the first openings (5) and is conveyed to the surface via the annular space (4).
  • FIG. 6c shows an embodiment as shown in FIG. 6a.
  • FIG. 6c differs from the embodiment according to FIG. 6a in that the middle section (23) below the petroleum-carrying layers (1) is arranged in the surrounding rock of the underground crude oil deposit.
  • Figure 6d shows a horizontal section (the top view) through the underground oil reservoir.
  • the embodiment according to FIG. 6d corresponds to the embodiment according to FIG. 6a.
  • the central portion (23) between the openings (5) and (6) is not cemented, the hydraulic resistance along the central portion (23) is low. This can quickly lead to a production dilution (water breakthrough).
  • the formation of a wide flood front is made difficult, so that oil stored at a greater distance from the central portion (23) is not displaced by the flood medium (FM).
  • the middle section (23) may be modified by the formation of a sealing bench (17). This embodiment is shown by way of example in FIG. 7a.
  • FIG. 7a shows a vertical section through the underground oil reservoir.
  • FIG. 7a shows a particularly preferred embodiment, in which a sealing bench (17) is produced in the middle section (23).
  • the procedure is essentially as described above.
  • the second openings (6) are preferably initially produced.
  • an additional packer (25a) is installed which seals the central portion (23) of the bore (2) towards the second openings (6).
  • third openings (27) are formed in the central portion (23). The formation of the third openings (27) can take place as described above, so that the embodiments apply correspondingly to the first openings (5) and second openings (6).
  • the third openings (27) are preferably also produced by ball perforation, so that the third openings (27) are formed in a preferred embodiment as a perforated section (perforation section). Subsequently, the above-described flowable composition (FZ) is injected through the third openings (27).
  • the flowable compositions (FZ) described above can be used as the flowable composition (FZ).
  • thermogels it is possible to use so-called thermogels as flowable composition (FZ).
  • cellulose ethers are suitable as thermogels.
  • cellulose ethers it is possible to use all known cellulose ethers obtainable by partial or complete substitutions of the hydrogen atoms of the hydroxyl groups of cellulose.
  • Preferred cellulose ethers are, for example, methylcellulose, methylhydroxyethylcellulose or methylhydroxypropylcellulose and also mixtures of these cellulose ethers.
  • aqueous mixtures containing from 0.1 to 5% by weight of cellulose ethers, based on the total weight of the aqueous mixture are used for this purpose.
  • Thermogels for example aqueous compositions of the cellulose ethers described above
  • Thermogels have a low viscosity at low temperatures and a higher viscosity at higher temperatures. Under the influence of the reservoir temperature (T L ), the viscosity of the thermogels increases.
  • Thermogels are preferably used in underground oil reservoirs, which have a reservoir temperature (T L ) of at least 60 ° C, preferably at least 70 ° C.
  • Thermogels are preferred in underground oil reservoirs used, which have a reservoir temperature (T L ) in the range of 70 to 150 ° C.
  • the sealing benches (17) are formed in the region of the third openings (27).
  • the extent of the sealing banks (17) may be in the range of 1 to 50 m, preferably in the range of 1 to 20 m, in each case measured from the third openings (7).
  • a pipe string (3) is introduced into the central portion (23) of the bore (2).
  • the annular space (4) is sealed by the packer (25).
  • a flooding agent (FM) is injected through the first openings (5) and oil is extracted.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which third openings (27) are produced in the middle section (7) before method step e), through which a flowable composition (FZ) is injected, whereby a sealing bench (17) is formed ,
  • FIG. 7b shows a horizontal section (the top view) through the underground oil reservoir.
  • FIG. 7b corresponds to the embodiment according to FIG. 7a.
  • FIG. 7c shows the direction of flow of the injected flood medium (FM) in plan view.
  • the flow direction of the flood medium (FM) is indicated by the arrows with the reference numeral 8.
  • the flooding agent displaces the oil contained in the petroleum-carrying layer (1), the flow direction of the petroleum is indicated by the arrows by the reference numeral (7).
  • the sealing benches (17) the displacement of the petroleum is increased and it is also oil from areas of the oil bearing layer (1) displaced, which is located at a greater distance of the central portion (23).
  • FIGS. 7d and 7e show further possible forms of the sealing benches (17) which were produced as in FIG. 7a above.
  • the embodiments described above and below in the figures can be combined according to the invention in any desired manner. It is also possible to bring down two or more holes (2) in the underground Erdöllager Zealand, the holes (2), as described above, are configured.
  • Figure 8 shows the vertical section through the underground oil reservoir, where two holes (2) were drilled.
  • the sections (24) (not shown) lie in the middle between the two holes (2).
  • FIG. 9 shows a horizontal section (the top view) of the method according to the invention, in which, in method step a), eight bores (2) are drilled into the crude oil-carrying layer (1) of the underground crude oil deposit.
  • the eight holes (2) are also referred to as clusters.
  • the individual bores (2) are preferably configured as shown in FIGS. 2, 3, 4 and / or 6.
  • the individual holes (2) are arranged in a star shape. In the center of the star are the wellheads of the holes (2).
  • a flood medium (FM) is injected into the oil-bearing layer (1) of the underground oil reservoir.
  • the flow direction of the flood medium (FM) is indicated by the arrows with the reference numeral 8.
  • the flood medium (FM) injected through the individual bores (2) via the individual first openings (5) form a uniform flood front (10).
  • the petroleum contained in the petroleum-bearing layer (1) is displaced by the flood front (10) and subsequently enters through all second openings (6) in the individual holes (2) and is subsequently through the individual pipe strands (3) to the Surface promoted.
  • FIG. 10 shows a horizontal section through the underground oil reservoir (the supervision).
  • FIG. 10 differs from the embodiment according to FIG. 9 in that the middle sections (23) are also curved in the horizontal plane.
  • Figure 1 1 shows a horizontal section (the top view) through the underground Erdöllageriere.
  • Figure 1 1 are ten Drilled holes (2) in the oil-bearing layer (1) of the underground oil reservoir.
  • the wellheads of the holes (2) are arranged in a row here.
  • the individual first openings (5) and the individual middle sections (23) are arranged parallel to one another in this embodiment.
  • the configuration of the individual bores (2) can in this case be effected, as described above for FIGS. 2, 3, 4 and / or 6.
  • a flood medium (FM) in the oil-bearing layer (1) of the underground oil reservoir.
  • FM flood medium
  • the flow direction of the flood medium (FM) is indicated by the arrows with the reference numeral 8.
  • the flow direction of the petroleum is indicated by the arrows with the reference numeral 7.
  • the petroleum is conveyed through all second openings (6) over all pipe strands (3) to the surface.
  • Embodiment 1 An offshore oil reservoir is developed having oil bearing layers (1) at a depth in the range of 1.2 to 1.5 km.
  • the viscosity of the petroleum is in the range of 40 to 60 mPas.
  • the petroleum-carrying layer (1) has a thickness (thickness) in the range of 8 to 14 m, which by non-petroleum-carrying layers (18, 19) having a thickness in the range of 0.1 to 0.5 m are separated from each other.
  • step a eight boreholes (2) which belong to a cluster are drilled into the oil-bearing layers (1) of the underground crude oil deposit.
  • the portions (22), (23) and (24) are arranged in the lower portion of the petroleum-carrying layer (1).
  • the sections (22), (23) and (24) are arranged parallel to the petroleum-carrying layer (1).
  • the arrangement of the holes (2) corresponds to the embodiment shown in Figure 9.
  • the holes (2) are provided with a casing and cemented.
  • the portion (24) is perforated to form the second openings (6).
  • the length of the perforation zone is 150 m.
  • the portion (22) is perforated to form the first openings (5).
  • the length of the perforation section is 35 m.
  • the first openings (5) are used for injecting the flooding agent (FM) according to method step e).
  • all holes (2) are provided with pipe strands (3).
  • the annular spaces (4) are sealed with packers (25).
  • the packers (25) are located in each case in the region between the first openings (5) and the second openings (6).
  • the single ones Holes (2) are subsequently put into serial operation.
  • the flood medium (FM) is pressed, at the same time from all holes (2) oil is pumped.
  • the amount of injected flood medium (FM) per hole is about 300 m 3 per day. It is also possible first to inject flooding agent (FM) into the oil-carrying layer (1) only through part of the bores (2).

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Förderung von Erdöl aus einer unterirdischen Erdöllagerstätte wobei eine Bohrung zum Einsatz kommt, die gleichzeitig als Injektions- und Produktionsbohrung dient.

Description

Verfahren zur Förderung von Erdöl aus einer unterirdischen Erdöllagerstätte unter Einsatz einer Bohrung, die gleichzeitig als Injektions- und Produktionsbohrung dient Beschreibung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Förderung von Erdöl aus einer unterirdischen Erdöllagerstätte wobei eine Bohrung zum Einsatz kommt, die gleichzeitig als Injektions- und Produktionsbohrung dient.
In natürlichen unterirdischen 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 weniger als einem Mikrometer 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 werden zusätzliche Bohrungen in die Erdöllagerstätte niedergebracht (abgeteuft). Man unterscheidet dabei im Allgemeinen zwischen so genannten Produktionsbohrungen und so genannten Injektionsbohrungen. Durch die Produktionsbohrungen wird Erdöl aus der unterirdischen Erdöllagerstätte an die Oberfläche gefördert. Durch die Injektionsbohrungen wird ein Flutmittel (FM) in die Erdöllagerstätte eingepresst, um den Druck der unterirdischen Erdöllagerstätte aufrechtzuerhalten oder wieder zu erhöhen. Durch das Einpressen des Flutmittels (FM) wird das Erdöl durch die Hohlräume der unterirdischen Erdöllagerstätte langsam von der Injektionsbohrung ausgehend in Richtung der Produktionsbohrungen gedrückt. Hierdurch kommt das Erdöl aus der unterirdischen Erdöllagerstätte in die Produktionsbohrungen und wird an die Oberfläche beispielsweise mittels Pumpen gefördert. Mit den Methoden zur primären und sekundären Erdölförderung sind im Regelfall nur ca. 30 bis 35 % der Gesamtmenge des in der Erdöllagerstätte vorhandenen Erdöls förderbar. Als Flutmittel (FM) wird bei der sekundären Erdölförderung im Allgemeinen Wasser eingesetzt. Dieses Verfahren wird auch als Wasserfluten bezeichnet. Im Stand der Technik sind Maßnahmen beschrieben, um nach Abschluss der sekundären Erdölförderung die Förderung aus unterirdischen Erdöllagerstätten weiter zu steigern. Diese Maßnahmen werden auch als tertiäre Erdölförderung bezeichnet. Zur tertiären Erdölförderung gehören beispielsweise Wärmeverfahren, bei denen Heißwasser oder Heißdampf in die Erdöllagerstätte eingepresst wird. Hierdurch wird die Viskosität des Erdöls herabgesetzt. Als Flutmittel (FM) für die tertiäre Erdölförderung können darüber hinaus auch Gase wie beispielsweise Kohlendioxid oder Stickstoff eingesetzt werden.
Zur tertiären Erdölförderung gehören weiterhin Verfahren, bei denen man dem Flutmittel (FM) geeignete Chemikalien als Hilfsmittel zur Erdölförderung zusetzt. Mit diesen lässt sich die Situation gegen Ende der sekundären Erdölförderung, beispielsweise durch Wasserfluten, beeinflussen und dadurch auch Erdöl fördern, das bis dahin in der unterirdischen Erdöllagerstätte in den Hohlräumen festgehalten wurde. Bei den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren zur sekundären bzw. tertiären Erdölförderung werden im Allgemeinen mindestens eine Injektionsbohrung sowie mehrere separate Produktionsbohrungen in die unterirdische Erdöllagerstätte niedergebracht. Durch die Injektionsbohrung wird wie vorstehend beschrieben, ein Flutmittel (FM) in die unterirdische Erdöllagerstätte injiziert. Das Flutmittel (FM) verdrängt das in der unterirdischen Erdöllagerstätte vorhandene Erdöl in Richtung der Produktionsbohrungen und wird durch diese gefördert. Durch die Verfahren zur tertiären Erdölförderung lässt sich die Ausbeute des ursprünglich in der Lagerstätte vorhandenen Erdöls (originial oil in place oder ooip) auf werte von > 50 % steigern. Bei den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren muss mindestens eine Injektionsbohrung niedergebracht werden. Darüber hinaus ist es notwendig, mindestens eine weitere separate Produktionsbohrung niederzubringen. Das Niederbringen von Bohrungen ist mit sehr hohen Kosten verbunden. Insbesondere bei tiefliegenden Lagerstätten oder bei der Ölproduktion aus off-s/?ore-Lagerstätten sind die im Stand der Technik beschriebenen Verfahren, bei denen mindestens zwei separate Bohrungen in die unterirdische Erdöllagerstätte niedergebracht werden müssen, daher äußerst kostenintensiv, worunter die Wirtschaftlichkeit der Förderverfahren leidet.
Das Patent RU 2 342 524 beschreibt ein Verfahren zur Förderung von Erdöl aus einer unterirdischen Erdöllagerstätte, bei dem eine Bohrung zum Einsatz kommt, die gleichzeitig zum Injizieren eines Flutmittels und zur Förderung von Erdöl verwendet wird. Das Verfahren gemäß RU 2 342 524 umfasst dabei die folgenden Schritte:
Niederbringen einer Bohrung in die unterirdische Erdöllagerstätte, die mindestens einen ersten quasi vertikalen Abschnitt, einen quasi horizontalen Abschnitt und einen zweiten quasi vertikalen Abschnitt umfasst der zur Oberfläche zurückführt, wobei der quasi horizontale Abschnitt in der Erdölführenden Schicht liegt,
Perforieren des quasi horizontalen Abschnitts unter Ausbildung von mindestens zwei Öffnungen,
Abdichten des Bohrlochinnenraums durch die Installation eines Packers zwischen der ersten und der zweiten Öffnung und
Injizieren eines Flutmittels durch die erste Öffnung und Förderung von Erdöl durch die zweite Öffnung.
Bei dem Verfahren gemäß RU 2 342 524 befinden sich beide Öffnungen auf einer geraden Bohrlochstrecke, dem quasihorizontalen Abschnitt. Das Verfahren erfordert das Niederbringen einer Bohrung, die die Erdöl führende Schicht passiert und anschließend an einer anderen Stelle wieder zur Oberfläche zurückgeführt wird. Das Verfahren gemäß RU 2 342 524 ist nur zum Fördern von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten einsetzbar, die eine geringe Teufe (Tiefe) aufweisen. Die technische Realisierung des Verfahrens ist zudem äußerst kompliziert und kostenintensiv.
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten bereitzustellen, bei dem die Bohrkosten signifikant reduziert werden können und das auch zur Entwicklung von tiefliegenden unterirdischen Erdöllagerstätten geeignet ist. Das Verfahren soll die Nachteile der im Stand der Technik beschriebenen Verfahren nicht oder nur in vermindertem Maße aufweisen. Mit dem Verfahren soll zudem eine effektive Förderung des in der unterirdischen Erdöllagerstätte vorhandenen Erdöls, bei gleichzeitig niedrigen Bohrkosten, möglich sein.
Gelöst wird diese Aufgabe durch ein Verfahren zur Förderung von Erdöl aus einer unterirdischen Erdöllagerstätte, die eine Erdöl-führende Schicht (1 ) umfasst, umfassend die folgenden Verfahrensschritte: a) Niederbringen einer Bohrung (2) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte, b) Perforieren der Bohrung (2) unter Ausbildung von ersten Öffnungen (5), die in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet sind, c) Perforieren der Bohrung (2) unter Ausbildung von zweiten Öffnungen (6), die in der Erdöl-führende Schicht (1 ) angeordnet sind, d) Einführen eines Rohrstrangs (3) in die Bohrung (2) und Abdichten des Ringraums (4) zwischen der Außenwand des Rohrstrangs (3) und der Innenwand der Bohrung (2) im Bereich zwischen den ersten und den zweiten Öffnungen (5,6) und e) Injizieren eines Flutmittels (FM) durch den Ringraum (4) über die ersten Öffnungen (5) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) und Entnahme von Erdöl über die zweiten Öffnungen (6) durch den Rohrstrang (3) oder
Injizieren eines Flutmittels (FM) durch den Rohrstrang (3) über die zweiten Öffnungen (6) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) und Entnahme von Erdöl über die ersten Öffnungen (5) durch den Ringraum (4).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist außerdem ein Verfahren zur Förderung von Erdöl aus einer unterirdischen Erdöllagerstätte, die eine Erdöl-führende Schicht (1 ) umfasst, umfassend die folgenden Verfahrensschritte: a) Niederbringen einer Bohrung (2) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte, b) Perforieren der Bohrung (2) unter Ausbildung von ersten Öffnungen (5), die in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet sind, c) Perforieren der Bohrung (2) unter Ausbildung von zweiten Öffnungen (6), die in der Erdöl-führende Schicht (1 ) angeordnet sind,
Einführen eines Rohrstrangs (3) in die Bohrung (2) und Abdichten des Ringraums (4) zwischen der Außenwand des Rohrstrangs (3) und der Innenwand der Bohrung (2) im Bereich zwischen den ersten und den zweiten Öffnungen (5,6) und e) Injizieren eines Flutmittels (FM) durch den Ringraum (4) über die ersten Öffnungen (5) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) und Entnahme von Erdöl über die zweiten Öffnungen (6) durch den Rohrstrang (3) oder
Injizieren eines Flutmittels (FM) durch den Rohrstrang (3) über die zweiten Öffnungen (6) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) und Entnahme von Erdöl über die ersten Öffnungen (5) durch den Ringraum (4), wobei die Bohrung (2) die folgenden Abschnitte umfasst: i) einen vertikalen Abschnitt (21 ),
ü) einen Abschnitt (22), in dem die ersten Öffnungen (5) angeordnet sind,
iii) einen mittleren Abschnitt (23) und
iv) einen Abschnitt (24), in dem die zweiten Öffnungen (6) angeordnet sind, und wobei der Abstand zwischen den ersten Öffnungen (5) und den zweiten Öffnungen (6) im Bereich von 50 bis 2000 m liegt. Das erfindungsgemäße Verfahren hat den Vorteil, dass eine einzige Bohrung (2) gleichzeitig als Injektions- und Produktionsbohrung eingesetzt werden kann. Dies führt zu einer signifikanten Kostenreduzierung gegenüber den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren zur Förderung von Erdöl. Unterirdische Erdöllagerstätten
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. Bevorzugt wird das erfindungsgemäße Verfahren in unterirdischen Erdöllagerstätten, besonders bevorzugt in unkonventionellen unterirdischen Erdöllagerstätten angewendet. Die Begriffe unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätten und unterirdische Erdöllagerstätte werden erfindungsgemäß synonym gebraucht.
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.
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 Erdöllagerstätte umfasst eine Erdöl-führende Schicht (1 ). Unter dem Begriff „Erdöl-führende Schicht (1 )" werden erfindungsgemäß genau eine Erdölführende Schicht (1 ) sowie zwei oder mehrere Erdöl-führende Schichten (1 ) verstanden. In unterirdischen Erdöllagerstätten sind im Allgemeinen mehrere Erdölführende Schichten (1 ) enthalten. Die Anzahl der Erdöl-führenden Schichten (1 ) kann in weiten Bereichen variieren. Die Anzahl der Erdöl-führenden Schichten (1 ) kann beispielsweise 2 bis 100, bevorzugt 3 bis 50 betragen.
Die Erdöl-führenden Schichten (1 ) sind dabei im Allgemeinen durch Schichten, die kein Erdöl (18 undurchlässige nicht Erdöl-führende Schicht; 19 teilweise durchlässige nicht Erdöl-führende Schicht) enthalten, voneinander getrennt. Die Nicht-Erdöl-führenden Schichten (18; 19) können dabei undurchlässig oder teilweise durchlässig sein. Die Schichten (18;19), die kein Erdöl enthalten, können dabei aus Ton, Sand oder anderen Mineralien aufgebaut sein. Die nicht-Erdöl-führenden Schichten (18; 19) weisen dabei im Allgemeinen eine Mächtigkeit (Dicke) im Bereich von 10 cm bis 5 Meter auf.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die 5 unterirdische Erdöllagerstätte mehrere Erdöl-führende Schichten (1 ) aufweist, die durch nicht-Erdöl-führende Schichten (18;19) voneinander getrennt sind.
Die Mächtigkeit der Erdöl-führende Schichten (1 ) sowie der dazwischen liegenden Schichten, die kein Erdöl enthalten, kann in weiten Bereichen variieren. Die Mächtigkeit 10 (Dicke) dieser Schichten liegt im Allgemeinen im Bereich von 10 cm bis 50 m.
Die unterirdische Erdöllagerstätte 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 15 die Bohrung (2) entsprechend. Die Permeabilität der unterirdischen Erdöllagerstätte ist daher in horizontaler Richtung im Allgemeinen deutlich höher als in vertikaler Richtung.
Bezugszeichenliste:
20 1 Erdöl-führende Schicht
2 Bohrung
3 Rohrstrang in der Bohrung 2
4 Ringraum zwischen Außenwand des Rohrstrangs 3 und der Innenwand der Bohrung 2
25 5 erste Öffnungen der Bohrung 2
5a zusätzliche erste Öffnungen
6 zweite Öffnungen der Bohrung 2
6a neue zweite Öffnungen
7 Fließrichtung des Erdöls, das durch das Flutmitte (FM) verdrängt wird,
30 8 Fließrichtung des Flutmittels (FM)
10 Flutmittelfront
15 Erdoberfläche
17 Abdichtungsbank
18 undurchlässige nicht-Erdöl-führende Schicht
35 19 teilweise durchlässige nicht-Erdöl-führende Schicht
21 vertikaler Abschnitt der Bohrung 2
22 Abschnitt der Bohrung 2, der die ersten Öffnungen 5 umfasst
23 mittlerer Abschnitt der Bohrung 2
24 Abschnitt der Bohrung 2, der die zweiten Öffnungen 6 umfasst
40 25 Packer
26 Futterrohr der Bohrung 2
27 dritte Öffnungen Verfahrensschritt a), b), c)
In Verfahrensschritt a) wird eine Bohrung (2) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) niedergebracht. Techniken zum Niederbringen von Bohrungen in unterirdische Erdöllagerstätten 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 der Bohrlochwand der Bohrung (2) oder durch das Einbringen eines Futterrohrs in die Bohrung (2) erfolgen.
In Verfahrensschritt a) kann genau eine Bohrung (2) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte niedergebracht werden. Darüber hinaus ist es auch möglich, in Verfahrensschritt a) zwei oder mehrere Bohrungen (2) in die unterirdische Erdöllagerstätte niederzubringen. Für den Fall, dass zwei oder mehrere Bohrungen (2) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte niedergebracht werden, wird die Gesamtzahl der Bohrungen (2) auch als Cluster bezeichnet. Die Anzahl der Bohrungen (2) in einem Cluster kann in weiten Bereichen variieren. Für den Fall eines Clusters können beispielsweise zwei bis 20 Bohrungen (2), bevorzugt 2 bis 10 Bohrungen (2) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte niedergebracht werden.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem in Verfahrensschritt a) 2 bis 20 Bohrungen (2) niedergebracht werden. In den Verfahrensschritten b) und c) wird die Bohrung (2) perforiert, wobei sich die ersten Öffnungen (5) und die zweiten Öffnungen (6) ausbilden, die beide in der Erdölführenden Schicht (1 ) angeordnet sind. Das Perforieren kann durch an sich bekannte Verfahren durchgeführt werden. Bevorzugt kommt hierbei die Kugelperforation zum Einsatz, wie sie beispielsweise in der RU 2 358 100 beschrieben ist.
In einer bevorzugten Ausführungsform weist die Bohrung (2) einen vertikalen Abschnitt (21 ), einen Abschnitt (22), in dem die ersten Öffnungen (5) angeordnet sind, einen mittleren Abschnitt (23) und einen Abschnitt (24), in dem die zweiten Öffnungen (6) angeordnet sind, auf. Der Abschnitt (22), in dem die ersten Öffnungen (6) angeordnet sind, ist dabei in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet. Auch der Abschnitt (24), in dem die zweiten Öffnungen (6) angeordnet sind, ist dabei in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Bohrung (2) die folgenden Abschnitte umfasst:
i) einen vertikalen Abschnitt (21 ),
ii) einen Abschnitt (22), in dem die ersten Öffnungen (5) angeordnet sind, iii) einen mittleren Abschnitt (23) und
iv) einen Abschnitt (24), in dem die zweiten Öffnungen (6) angeordnet sind.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist die Reihenfolge der Abschnitte wie folgt:
Ein vertikaler Abschnitt (21 ), an den sich der Abschnitt (22) anschließt, wobei sich an den Abschnitt (22) der mittlere Abschnitt (23) anschließt und wobei sich an den mittleren Abschnitt (23) der Abschnitt (24) anschließt.
Unter „vertikal" werden erfindungsgemäß nicht ausschließlich Abschnitte (21 ) der Bohrungen (2) verstanden, die genau der Lotrichtung folgen, sondern auch Abschnitte (21 ) der Bohrungen (2), die bis zu maximal 40 ° bevorzugt um bis zu maximal 25 ° und besonders bevorzugt maximal 15 ° von der Lotrichtung abweichen.
Unter den Begriffen „erste Öffnungen (5)" und „zweite Öffnungen (6)" werden somit erfindungsgemäß nicht genau eine Öffnung verstanden. Es handelt sich vielmehr um eine Vielzahl von Öffnungen, die auch als erste beziehungsweise zweite Perforationsöffnungen bezeichnet werden und beispielsweise durch das vorstehend beschriebene Perforationsverfahren, bevorzugt die Kugelperforation, ausgebildet werden. Die ersten Öffnungen (5) und die zweiten Öffnungen (6) sind somit bevorzugt in Form perforierter Abschnitte (22;24) ausgestaltet, wobei die perforierten Abschnitte (22;24) in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet sind. Für den Fall, dass die unterirdische Erdöllagerstätte mehrere Erdöl-führende Schichten (1 ) aufweist, die durch nicht-Erdöl-führenden Schichten (18;19) voneinander getrennt sind, erstrecken sich die ersten Öffnungen (5) bevorzugt durch alle Erdölführenden Schichten (1 ) und durch alle nicht-Erdöl-führenden Schichten (18; 19) der unterirdischen Erdöllagerstätte. Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass als erste Öffnungen (5) bevorzugt ein Abschnitt (22) der Bohrung (2) perforiert wird, der sämtliche Erdöl-führenden Schichten (1 ) und sämtliche nicht-Erdöl-führenden Schichten (18;19) durchquert (durchörtert).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Abschnitt (22) in Verfahrensschritt b) über seine gesamte Länge perforiert wird und die ersten Öffnungen (5) als perforierter Abschnitt ausgebildet werden.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Abschnitt (22) sämtliche Erdöl-führenden Schichten (1 ) und sämtliche nicht-Erdöl- führenden Schichten (18;19) durchörtert. Für den Fall, dass die unterirdische Erdöllagerstätte mehrere Erdöl-führende Schichten (1 ) aufweist, die durch nicht-Erdöl-führenden Schichten (18;19) voneinander getrennt sind, erstrecken sich die zweiten Öffnungen (6) bevorzugt ebenfalls durch alle Erdöl-führenden Schichten (1 ) und durch alle nicht-Erdöl-führenden Schichten (18; 19) der unterirdischen Erdöllagerstätte. Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass als zweite Öffnungen (6) bevorzugt ein Abschnitt (24) der Bohrung (2) perforiert wird, der sämtliche Erdöl-führenden Schichten (1 ) und sämtliche nicht-Erdöl-führenden Schichten (18;19) durchquert (durchörtert). Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Abschnitt (24) in Verfahrensschritt c) über seine gesamte Länge perforiert wird und die zweiten Öffnungen (6) als perforierter Abschnitt ausgebildet werden.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Abschnitt (24) sämtliche Erdöl-führenden Schichten (1 ) und sämtliche nicht-Erdölführenden Schichten (18;19) durchörtert.
In einer weiteren Ausführungsform der vorliegenden Erfindung können die ersten Öffnungen (5) beziehungsweise die zweiten Öffnungen (6) auch durch Frackspalten erweitert werden. Hierzu wird nach Ausbildung der ersten und zweiten Perforationsöffnungen eine sogenannte Frackflüssigkeit (FL) durch die Bohrung (2) über die Perforationsöffnungen (d.h. die Öffnungen (5) und (6)) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) mit hohem Druck (im Allgemeinen 500 bis 1000 M Pas) injiziert. Die Frackflüssigkeit (FL) wird dazu mit einem Druck injiziert, der größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der Erdöl-führenden Schicht (1 ) ist.
Bevorzugt wird die Frackflüssigkeit (FL) mit einem Druck injiziert, der auch größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der nicht-Erdöl-führenden Schichten (18; 19) ist. Hierdurch werden Frackspalten erzeugt, die sämtliche Erdöl-führenden Schichten (1 ) und sämtliche nicht-Erdöl-führenden Schichten (18; 19) durchdringen. Hierdurch wird die hydrodynamische Kommunikation zwischen den Erdöl-führenden Schichten (1 ) und den nicht-Erdöl-führenden Schichten (18; 19) verbessert.
Durch die Ausbildung von Frackspalten wird die Größe der ersten Öffnungen (5) beziehungsweise der zweiten Öffnungen (6) vergrößert, so dass im nachfolgenden Verfahrensschritt (e) die Fläche, über die das Flutmittel (FM) injiziert wird, vergrößert wird. Auch die Fläche, über die Erdöl durch die zweite Öffnungen (6) gefördert wird, wird hierdurch vergrößert. Der Abstand der ersten Öffnungen (5) zu den zweiten Öffnungen (6) kann in weiten Bereichen variieren. Im Allgemeinen liegt der Abstand zwischen den ersten Öffnungen (5) und der zweiten Öffnungen (6) im Bereich von 50 bis 2000 m, bevorzugt im Bereich von 100 bis 1000 m und insbesondere im Bereich von 100 bis 500 m („m" bedeutet Meter).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Abstand zwischen den ersten Öffnungen (5) und den zweiten Öffnungen (6) im Bereich von 50 bis 2000 m liegt.
Zwischen den ersten Öffnungen (5) und den zweiten Öffnungen (6) befindet sich ein mittlerer Abschnitt (23). Der mittlere Abschnitt (23) weist somit im Allgemeinen eine Länge im Bereich von 50 bis 2000 m, bevorzugt im Bereich von 100 bis 1000 m und insbesondere im Bereich von 100 bis 500 auf.
Der mittlere Abschnitt (23) ist hierbei bevorzugt als horizontaler Abschnitt oder als bogenförmiger Abschnitt ausgestaltet. Der mittlere Abschnitt (23) kann dabei innerhalb der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet sein. Darüber hinaus ist es möglich, dass der mittlere Abschnitt (23) teilweise in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) und teilweise im nicht-Erdöl-führenden Umgebungsgestein angeordnet ist. Darüber hinaus ist es möglich, dass der mittlere Abschnitt (23) ausschließlich im nicht Erdöl-führenden Umgebungsgestein der unterirdischen Erdöllagerstätte angeordnet ist.
Der vertikale Abschnitt (21 ) der Bohrung (2) dient dazu, die Erdöl-führende Schicht (1 ) zu erreichen. Die Länge des vertikalen Abschnitts (21 ) kann hierzu beispielsweise eine Länge im Bereich von 100 bis 10000 m aufweisen. An den vertikalen Abschnitt (21 ) schließt sich der Abschnitt (22) der Bohrung (2), der die ersten Öffnungen (5) umfasst. Die ersten Öffnungen (5) sind dabei bevorzugt als Perforationsöffnungen ausgestaltet, die gegebenenfalls durch Frackspalten erweitert werden können. Die ersten Öffnungen (5) sind dabei in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet.
Der Abschnitt (22) kann als vertikaler Abschnitt, als horizontaler Abschnitt oder als bogenförmiger (abgelenkter) Abschnitt ausgestaltet sein. Für die Begriffe„vertikal" und „horizontal" gelten die Definitionen für die Abschnitte (21 ) und (23) entsprechend. Für den Fall, dass der Abschnitt (22) als bogenförmiger Abschnitt ausgestaltet ist, weist der bogenförmige Abschnitt bevorzugt eine negative Steigung auf. Das heißt, der bogenförmige Abschnitt durchdringt die Erdöl-führende Schicht (1 ) sowie gegebenenfalls die nicht-Erdöl-führenden Schichten (18; 19) von der Erdoberfläche kommend in Richtung des Erdinneren. Die Länge des Abschnitts (22) liegt im Allgemein im Bereich von 5 bis 200 m, bevorzugt 7 bis 100 m und besonders bevorzugt 10 bis 50 m. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Länge des Abschnitts (22) im Bereich von 5 bis 200 m liegt.
Der Abschnitt (22) verbindet dabei den vertikalen Abschnitt (21 ) und den mittleren Abschnitt (23) der Bohrung (2).
Der mittlere Abschnitt (23) kann dabei ebenfalls als horizontaler Abschnitt oder als bogenförmiger Abschnitt ausgestaltet sein. Unter dem Begriff „horizontal" werden erfindungsgemäß nicht ausschließlich Abschnitte (23) verstanden, die genau parallel zur Horizontebene verlaufen. Vielmehr werden darunter auch Abschnitte (23) verstanden, die bis zu maximal 30 °C von der Horizontebene abweichen. Die Abweichung kann dabei positiv sein, in diesem Fall weist der horizontale Abschnitt (23) eine positive Steigung, in Richtung der Erdoberfläche auf. Die Abweichung von der Horizontebene kann auch negativ sein, in diesem Fall weist der horizontale Abschnitt (23) eine negative Steigung, in Richtung des Erdmittelpunkts auf. Der horizontale Abschnitt (23) kann somit um maximal +/- 30 °, bevorzugt um maximal +/- 20 ° und besonders bevorzugt um maximal +/- 10 ° von der Horizontebene abweichen.
Für den Fall, dass der mittlere Abschnitt (23) als bogenförmiger Abschnitt ausgestaltet ist, weist der mittlere Abschnitt (23), ausgehend vom vertikalen Abschnitt (21 ), zunächst eine negative Steigung auf, die am Scheitelpunkt des Bogens in eine positive Steigung übergeht.
An den mittleren Abschnitt (23) der Bohrung (2) schließt sich der Abschnitt (24) an, der die zweiten Öffnungen (6) umfasst. Der Abschnitt (24) ist dabei ebenfalls bevorzugt in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet. In einer bevorzugten Ausführungsform liegt das Ende der Bohrung (2) in der unterirdischen Erdöllagerstätte. Dies bedeutet, dass die Bohrung (2) nicht, wie in der RU 2 342 524 beschrieben, an die Erdoberfläche zurückgeführt wird. Besonders bevorzugt liegt das Ende des Abschnitts (24) in der Erdöl-führenden Schicht (1 ). Das Ende des Abschnitts (24) kann auch außerhalb der Erdöl-führenden Schicht (1 ) liegen. In dieser Ausführungsform liegt das Ende des Abschnitts (24) in einem Abstand von der obersten Erdöl-führenden Schicht (1 ), der maximal 100 m, bevorzugt maximal 50 m beträgt.
In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform liegt das Ende der Bohrung (2) in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) oder in einem Abstand von maximal 100 m, bevorzugt maximal 50 m gemessen von der obersten Erdöl-führenden Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte. Der Abschnitt (24) der Bohrung (2), in dem die zweiten Öffnungen (6) angeordnet sind, kann hierbei ebenfalls als vertikaler Abschnitt, als horizontaler Abschnitt oder als bogenförmiger Abschnitt ausgestaltet sein. Für die Begriffe„vertikal" und „horizontal" gelten für den Abschnitt (24) die vorstehenden Definitionen entsprechend. Die Länge des Abschnitts (24) liegt im Allgemein im Bereich von 10 bis 500 m, bevorzugt 20 bis 400 m und besonders bevorzugt 30 bis 300 m.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Länge des Abschnitts (24) im Bereich von 10 bis 500 m liegt
Der Abschnitt (24) weist für den Fall, dass er als vertikaler oder bogenförmiger Abschnitt ausgestaltet ist, im Allgemeinen eine positive Steigung auf. Bevorzugt ist der Abschnitt (24) als bogenförmiger Abschnitt ausgestaltet. An den mittleren Abschnitt (23) schließt sich der Abschnitt (24) an.
Verfahrensschritt d) In Verfahrensschritt d) wird in die Bohrung (2) ein Rohrstrang (3) eingeführt. Hierdurch bildet sich zwischen der Außenwand des Rohrstrangs (3) und der Innenwand der Bohrung (2) ein Ringraum (4) aus.
Die Länge des Rohrstrangs (3) wird dabei so gewählt, dass das Ende des Rohrstrangs (3) in dem mittleren Abschnitt (23) der Bohrung (2) angeordnet ist. Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass das Ende des Rohrstrangs (3) zwischen dem Abschnitt (22), der die ersten Öffnungen (5) umfasst, und dem Abschnitt (24), der die zweiten Öffnungen (6) umfasst, angeordnet ist. Der Ringraum (4) wird nachfolgend, bevorzugt im Bereich zwischen den ersten Öffnungen (5) und den zweiten Öffnungen (6) abgedichtet. Dies kann beispielsweise durch Einführen mindestens eines Packers (25) in den Ringraum (4) erfolgen. Der Packer (25) ist dabei im Ringraum (4) zwischen der Außenwand des Rohrstrangs (3) und der Innenwand der Bohrung (2) angeordnet.
Nach der Abdichtung des Ringraums (4) gemäß Verfahrensschritt d) weist die Bohrung (2) somit zwei voneinander getrennte Stränge auf. Der erste Strang wird dabei durch den Rohrstrang (3) ausgebildet. Der zweite Strang wird durch den Ringraum (4) ausgebildet. In einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird der erste Strang als Injektionsstrang zum Injizieren eines Flutmittels (FM) verwendet und der zweite Strang wird als Förderstrang zur Förderung von Erdöl verwendet. In einer weiteren Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird der zweite Strang als Injektionsstrang zum Injizieren eines Flutmittels (FM) verwendet und der erste Strang wird als Förderstrang zur Förderung von Erdöl eingesetzt.
Verfahrensschritt e)
Gemäß Verfahrensschritt e) des erfindungsgemäßen Verfahrens wird ein Flutmittel (FM) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) injiziert und Erdöl aus der Erdölführenden Schicht (1 ) entnommen. Hierzu bestehen erfindungsgemäß prinzipiell zwei Möglichkeiten. In einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird der Ringraum (4) als Injektionsstrang und der Rohrstrang (3) als Produktionsstrang eingesetzt. Hierbei wird ein Flutmittel (FM) durch den Ringraum (4) über die ersten Öffnungen (5) in die Erdölführende Schicht (1 ) injiziert und Erdöl aus der Erdöl-führenden Schicht (1 ) über die zweiten Öffnungen (6) durch den Rohrstrang (3) an die Oberfläche gefördert.
In der zweiten Ausführungsform wird ein Flutmittel (FM) durch den Rohrstrang (3), der als Injektionsstrang dient, über die zweiten Öffnungen (6) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) ein Flutmittel (FM) injiziert und Erdöl aus der Erdöl-führenden Schicht (1 ) über die ersten Öffnungen (5) durch den Ringraum (4) an die Oberfläche gefördert.
In Verfahrensschritt e) des erfindungsgemäßen Verfahrens können prinzipiell alle gängigen, dem Fachmann bekannten Flutmittel (FM) eingesetzt werden. Prinzipiell können alle Flutmittel (FM) eingesetzt werden, die zur sekundären bzw. tertiären Erdölförderung geeignet sind. Bevorzugt wird in Verfahrensschritt e) 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 Tetronice und Pluronic (BASF) erhältlich.
Übliche anionische Tenside sind beispielsweise Alkalimetall- und Ammoniumsalze von Alkylsulfaten (Alkylrest: C8-C12), von Schwefelsäurehalbestern ethoxylierter Alkanole (Alkylrest: C12-C18) und ethoxylierter Alkylphenole (Alkylreste: C4-C12) und von Alkylsulfonsäuren (Alkylrest: C12-C18).
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. Das Flutmittel (FM), bevorzugt das wässrige Flutmittel (wFM) verdrängt dabei das in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) enthaltene Erdöl.
Für den Fall, dass das Flutmittel (FM) durch die ersten Öffnungen (5) injiziert wird, wird das Erdöl, ausgehend von den ersten Öffnungen (5) in Richtung der zweiten Öffnungen (6) verdrängt und durch die zweiten Öffnungen (6) über den Rohrstrang (3) an die Erdoberfläche gefördert. Für den Fall, dass das Flutmittel (FM) durch die zweiten Öffnungen (6) injiziert wird, wird das Erdöl, ausgehend von den zweiten Öffnungen (6), in Richtung der ersten Öffnungen (5) verdrängt und über den Ringraum (4) an die Oberfläche gefördert.
Bevorzugte Ausführungsformen der vorliegenden Erfindungen werden anhand der nachfolgenden Figuren beschrieben, ohne die Erfindung jedoch hierauf zu beschränken.
Figur 1
Figur 1 zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Erdöllagerstätte. Der vertikale Abschnitt (21 ) sowie die Abschnitte (22), (23) und (24) sind hierbei durch die gestrichelten beziehungsweise gepunkteten Linien markiert. In der Ausführungsform gemäß Figur 1 sind die Abschnitte (22), (23) und (24) als horizontale Abschnitte ausgestaltet. Die Bohrung (2) wurde als abgelenkte Bohrung niedergebracht. Nachfolgend wurden die Abschnitte (22) und (24) perforiert, um die ersten Öffnungen (5) und die zweiten Öffnungen (6) zu erzeugen. Die Abschnitte (22) und (24) wurden zudem durch das Injizieren einer Frackflüssigkeit (FL) gefrackt, wodurch Frackspalten erhalten wurden. In der Ausführungsform gemäß Figur 1 sind die ersten Öffnungen (5) und die zweiten Öffnungen (6) somit durch die Ausbildung von Frackspalten erweitert worden. Nachfolgend wurde der Rohrstrang (3) in die Bohrung (2) eingeführt. Das Ende des Rohrstrangs (3) liegt im mittleren Abschnitt (23) zwischen den Abschnitten (22) und (24). Nachfolgend wurde der Ringraum (4) durch die Installation eines Packers (25) abgedichtet. In Verfahrensschritt e) wird über die ersten Öffnungen (5) ein Flutmittel (FM) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) (nicht eingezeichnet) injiziert. Die Fließrichtung des Flutmittels (FM) ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 8 gekennzeichnet. Das Flutmittel (FM) verdrängt das in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) enthaltene Erdöl in Richtung der zweiten Öffnungen (6) und wird durch diese über den Rohrstrang (3) an die Oberfläche gefördert. Die Fließrichtung des Erdöls ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 7 gekennzeichnet.
In der Ausführungsform gemäß Figur 1 ist die Bohrung (2) als abgelenkte Bohrung ausgestaltet, die einen vertikalen Abschnitt (21 ) und einen horizontalen Abschnitt aufweist, wobei die Abschnitte (22), (23) und (24) auf dem horizontalen Abschnitt angeordnet sind. In dieser Ausführungsform ist es bevorzugt, dass der horizontale Abschnitt der Bohrung (2) parallel zu einer Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet ist. Unter „parallel" wird erfindungsgemäß nicht nur eine Ausrichtung des horizontalen Abschnitts der Bohrung (2) verstanden, die genau parallel zur Ebene einer Kohlenwasserstoffführenden Schicht (1 ) verläuft, sondern auch eine Ausrichtung des horizontalen Abschnitts der Bohrung (2), die um maximal +/- 30 °, bevorzugt maximal +/- 20 ° und besonders bevorzugt um maximal +/- 10 ° von der Ebene der Kohlenwasserstoffführenden Schicht (1 ) abweicht.
Für den Fall, dass die Abschnitte (22), (23) und (24) auf einem horizontalen Abschnitt der Bohrung (2) angeordnet sind, ist es bevorzugt, die ersten Öffnungen (5) und zweiten Öffnungen (6) durch die Ausbildung von Frackspalten zu erweitern. Die Frackspalten sind hierbei bevorzugt parallel zueinander angeordnet. Für den Begriff „parallel" gelten hierbei die vorstehenden Definitionen und Bevorzugungen entsprechend.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Abschnitte (22), (23) und (24) als horizontale Abschnitte ausgebildet sind und die ersten Öffnungen (5) und die zweiten Öffnungen (6) jeweils durch Frackspalten erweitert sind, wobei die Frackspalten parallel zueinander ausgerichtet sind.
Figur 2a Figur 2a zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Erdöllagerstätte. Figur 2a zeigt eine bevorzugte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens. Die Bohrung (2) weist hierbei einen vertikalen Abschnitt (21 ) auf. Die ersten Öffnungen (5) sind hierbei auf einem bogenförmigen Abschnitt (22) angeordnet. An den bogenförmigen Abschnitt, der in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet ist, schließt sich der mittlere Abschnitt (23) an. Dieser ist horizontal ausgestaltet und verläuft parallel zu der Erdöl-führenden Schicht (1 ). An den mittleren Abschnitt (23) schließt sich der bogenförmige Abschnitt (24) an, der die zweiten Öffnungen (6) aufweist. Der bogenförmige Abschnitt (24) ist ebenfalls in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet. Bei dieser Ausführungsform ist es besonders bevorzugt, den bogenförmigen Abschnitt (24) in zwei Dimensionen abzulenken.
Der Abschnitt (24) ist in der ersten Dimension nach oben, das heißt in Richtung der Erdoberfläche, abgelenkt. Darüber hinaus ist der Abschnitt (24) seitlich abgelenkt. Unter „seitlich abgelenkt" wird vorliegend verstanden, dass der Abschnitt (24) die Fläche, die durch den vertikalen Abschnitt (21 ) (x-Achse) und den mittleren Abschnitt (23) (y-Achse) aufgespannt wird, seitlich verlässt. Die Steigung des Abschnitts (24) weist somit sowohl eine vertikale, als auch eine horizontale Komponente auf. Dies hat den Vorteil, dass die zweiten Öffnungen (6) die Erdölführende Schicht (1 ) sowohl in vertikaler, als auch in horizontaler Richtung (das heißt diagonal) durchdringen. Hiermit wird die effektive Fläche der zweiten Öffnungen (6) durch die in Verfahrensschritt e) Erdöl gefördert werden kann, vergrößert.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Abschnitt (22) als bogenförmiger Abschnitt mit einer negativen Steigung, der Abschnitt (23) als bogenförmiger oder horizontaler Abschnitt und der Abschnitt (24) als bogenförmiger Abschnitt mit positiver Steigung ausgestaltet sind.
Figur 2b
Figur 2b zeigt einen horizontalen Schnitt (die Aufsicht) der Ausführungsform gemäß Figur 2a, durch den die Ablenkung des Abschnitts (24) in seitlicher Richtung verdeutlicht wird.
Figur 3
Figur 3 zeigt eine perspektivische Darstellung der Ausführungsform gemäß Figuren 2a und 2b, durch den die Ablenkung in zwei Dimensionen des Abschnitts (24) verdeutlicht wird.
Figur 4 Figur 4 zeigt ebenfalls einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Erdöllagerstätte. Figur 4 zeigt eine bevorzugte Ausführungsform, in der der mittlere Abschnitt (23) als bogenförmiger Abschnitt ausgestaltet ist. Die ersten Öffnungen (5) und die zweiten Öffnungen (6) sind hierbei ebenfalls als bogenförmige Abschnitte ausgestaltet, die in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet sind. Der mittlere Abschnitt (23) ist hierbei unterhalb der Erdöl-führenden Schicht (1 ) im Umgebungsgestein der unterirdischen Erdöllagerstätte angeordnet. Die Ausrüstung der Bohrung (2) erfolgte hierbei wie zu den Figuren 1 und 2 beschrieben. Figur 4 zeigt eine Ausführungsform, in der das Umgebungsgestein unterhalb der Erdöl-führenden Schicht (1 ) durch Formationswasser verwässert ist. Um ein Eintreten des gemäß Verfahrensschritt e) injizierten wässrigen Flutmittels (wFM) beziehungsweise ein Austreten des Formationswassers in die Erdölführende Schicht (1 ) bzw. aus dieser verhindern, wurde das Umgebungsgestein, das im Bereich der ersten Öffnungen (5) und den zweiten Öffnungen (6) an die Erdölführende Schicht (1 ) angrenzt, durch die Abdichtungen (16) abgedichtet. Dies kann durch dem Fachmann bekannte Verfahren erfolgen. Zur Ausbildung der Abdichtungen (16) können beispielsweise fließfähige Zusammensetzungen (FZ) eingesetzt werden, die sich nach der Injektion in das Umgebungsgestein der unterirdischen Erdöllagerstätte in eine nicht-fließfähige Zusammensetzung (nFZ) umwandeln. Unter „fließfähig" wird vorliegend verstanden, dass die fließfähigen Zusammensetzungen (FZ) durch konventionelle Pumpen in das Umgebungsgestein der Bohrung (2) injiziert werden können. Unter„nicht-fließfähig" wird erfindungsgemäß verstanden, dass die nicht-fließfähige Zusammensetzung (nFZ) aus den Abdichtungen (16) durch das in Verfahrensschritt e) injizierte Flutmittel (FM) nicht verdrängt wird.
Die nicht-fließfähige Zusammensetzung (nFZ) in den Abdichtungen (16) weist im Allgemeinen eine Viskosität von mindestens 1000 mPas, bevorzugt mindestens 5000 mPas und besonders bevorzugt mindestens 10000 mPas auf. Geeignete fließfähige Zusammensetzungen (FZ), die sich unter den Bedingungen der unterirdischen Erdöllagerstätte in nicht-fließfähige Zusammensetzungen (nFZ) unter Ausbildung der Abdichtung (16) umwandeln, sind dem Fachmann bekannt. Hierzu können beispielsweise Zweikomponentensysteme eingesetzt werden, die als erste Komponente ein wasserlösliches Alkalisilikat, beispielsweise Natriumsilikat und als zweite Komponente eine organische oder anorganische Säure enthalten. Das Alkalisilikat wandelt sich unter den Bedingungen der unterirdischen Erdöllagerstätte in unlösliche Polykieselsäure um, wodurch die Abdichtung (16) entsteht.
Nachfolgend wird wie zu den Figuren 1 bis 3 beschrieben, das Flutmittel (FM) durch die ersten Öffnungen (5) injiziert und Erdöl über die zweiten Öffnungen (6) entnommen. Selbstverständlich ist es bei dieser Ausführungsform auch möglich, das Flutmittel (FM) durch die zweiten Öffnungen (6) zu injizieren und das Erdöl aus den ersten Öffnungen (5) zu fördern.
Figur 5a
Figur 5a zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Erdöllagerstätte. Figur 5a zeigt eine weitere bevorzugte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens. In Figur 5a wird eine Bohrung (2) in die Kohlenwasserstoff-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte niedergebracht, die innerhalb der Erdöl-führenden Schicht (1 ) eine s/ni/s-förmige Gestalt hat. Der s/ni/s-förmige Abschnitt weist dabei zwei aufsteigende und zwei absteigende Abschnitte auf. Figur 5a zeigt hierbei die erste Förderphase. Der Abschnitt (22) ist hierbei als bogenförmiger Abschnitt mit einer negativen Steigung ausgestaltet. Der mittlere Abschnitt (23) kann bei dieser Ausführungsform als horizontaler oder ebenfalls als bogenförmiger Abschnitt ausgestaltet werden. Der Abschnitt (24) ist als bogenförmiger Abschnitt mit positiver Steigung ausgestaltet. An den Abschnitt (24) schließt sich ein weiterer Bohrlochabschnitt an, der über einen Scheitelpunkt einen Abschnitt mit einer negativen Steigung und über den nächsten Scheitelpunkt einen Abschnitt mit einer positiven Steigung aufweist. In der ersten Förderphase wird über die ersten Öffnungen (5) das Flutmittel (FM) injiziert. Die Bohrung (2) wurde, wie vorstehend beschrieben, ausgerüstet und der Ringraum (4) wurde durch einen Packer (25) abgedichtet. Die Richtung des Flutmittels (FM) ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 8 gekennzeichnet. Das Flutmittel (FM) verdrängt das Erdöl in Richtung der zweiten Öffnung (6) und wird durch den Rohrstrang (3) (nicht eingezeichnet) an die Oberfläche gefördert. Die Fließrichtung des Erdöls ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 7 gekennzeichnet. Bei dieser Ausführungsform sind sowohl die ersten Öffnungen (5) als auch die zweiten Öffnungen (6) als Perforationsöffnungen ausgestaltet. Das Verfahren wird für einen Zeitraum gemäß Verfahrensschritt e) des erfindungsgemäßen Verfahrens durchgeführt. Nach einer gewissen Zeit tritt ein sogenannter Wasserdurchbruch auf. Das heißt, es wird über den Rohrstrang (3) ein Gemisch gefördert, das mindestens 60 Gew.-%, bevorzugt mindestens 80 Gew.-% und insbesondere bevorzugt mindestens 90 Gew.-% Wasser enthält, jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht des geförderten Gemischs. Dies ist hierauf zurückzuführen, dass das ursprünglich in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) enthaltene Erdöl durch das Flutmittel vollständig verdrängt wurde. Hierdurch gelangt das Flutmittel (FM) von den ersten Öffnungen (5) direkt zu den zweiten Öffnungen (6), ohne dabei nennenswerte Mengen an weiterem Erdöl zu verdrängen.
Figur 5b
Figur 5b zeigt die zweite Förderphase des erfindungsgemäßen Verfahrens. Hierzu wird der Packer (25), wie in Figur 5b dargestellt, von den ersten Öffnungen (5) weg in Richtung des nächsten Scheitelpunkts der Bohrung (2) verschoben. Der Rohrstrang (3) wird entsprechend verlängert. Alternativ ist es möglich, den Rohrstrang (3) bereits bei der Ausführungsform gemäß Figur 5a über den nächsten Scheitelpunkt der Bohrung (2) hinaus, einzuführen. Bei der Ausführungsform gemäß Figur 5b werden die ehemals als zweite Öffnungen (6) verwendeten Öffnungen als zusätzliche erste Öffnungen (5a) verwendet, das heißt, dass in Verfahrensschritt e) injizierte Flutmittel (FM) tritt sowohl durch die erste Öffnungen (5) als auch durch die zusätzlichen ersten Öffnungen (5a) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) ein. Die Fließrichtung des Flutmittels (FM) ist durch die Pfeile mit den Bezugszeichen 8 gekennzeichnet. Der Endabschnitt der Bohrung (2) ist hierbei ebenfalls als bogenförmiger Abschnitt mit einer positiven Steigung ausgestaltet. Dieser Abschnitt wird ebenfalls perforiert, wodurch sich die neuen zweiten Öffnungen (6a) ausbilden. Hierdurch wird der mittlere Abschnitt (23) der Bohrung (2) verlängert. Das Erdöl tritt durch die neuen zweiten Öffnungen (6a) in die Bohrung (2) ein und wird über den Rohrstrang (3) an die Oberfläche gefördert. Diese Ausführungsform hat den Vorteil, dass die Zone, in die Flutmittel (FM) eingeleitet wird, in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) stufenweise erweitert werden kann. Auch die Zone, aus der Erdöl verdrängt und gefördert wird, kann bei dieser Ausführungsform stufenweise erweitert werden, ohne dass hierfür zusätzliche Bohrungen niedergebracht werden müssen.
Die stufenweise Erweiterung kann bei dieser Ausführungsform beliebig oft durchgeführt werden. Hierzu wird in Verfahrensschritt a) die vorstehend beschriebene s/ni/s-förmige Bohrung (2) in die Erdöl-führenden Schicht (1 ) niedergebracht. Die Anzahl an aufsteigenden und absteigenden Abschnitten innerhalb des s/nus-förmigen Abschnittes kann dabei in weiten Bereichen variieren. Beispielsweise kann die Bohrung (2) alternierend 2 bis 10 absteigende Abschnitte und 2 bis 10 aufsteigende Abschnitte aufweisen.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem in Verfahrensschritt (a) eine Bohrung (2) niedergebracht wird, die in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) eine sinus-förmige Geometrie aufweist
Figur 5c
Die Figur 5c zeigt einen horizontalen Schnitt (die Aufsicht) der ersten Förderphase, wie sie in Figur 5a dargestellt ist.
Figur 5d
Figur 5d zeigt die zweite Förderphase, wie sie in Figur 5b dargestellt ist. Figur 5d zeigt einen horizontalen Schnitt (die Aufsicht) des Verfahrens gemäß Figur 5b. Im Unterschied zu der zweiten Förderphase gemäß Figur 5b, wurden bei der Ausführungsform gemäß Figur 5d die ersten Öffnungen (5) abgedichtet. Hierzu wurde die vorstehend beschriebene fließfähige Zusammensetzung (FZ) in den Nahbereich der ersten Öffnungen (5) injiziert. Nach Umwandlung der fließfähigen Zusammensetzung (FZ) in eine nicht-fließfähige Zusammensetzung (nFZ) bilden sich hierbei im Nahbereich der ersten Öffnungen (5) die Abdichtungen (16) aus. Die Ausbildung der Abdichtung (16) kann hierbei beispielsweise, wie vorstehend beschrieben, erfolgen. Das Flutmittel (FM) tritt in Verfahrensschritt e) des erfindungsgemäßen Verfahrens somit durch die zusätzlichen ersten Öffnungen (5a) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) ein. Die Förderung von Erdöl erfolgt über die neuen zweiten Öffnungen (6a) der Bohrung (2).
Figur 6a
Figur 6a zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Erdöllagerstätte. Figur 6a beschreibt hierbei die in Figur 2a beschriebene Ausführungsform in einer höheren Detailtiefe. Wie in Figur 2 beschrieben, wurde gemäß Verfahrensschritt a) eine Bohrung (2) in die unterirdische Erdöllagerstätte niedergebracht. Die unterirdische Erdöllagerstätte weist dabei drei Erdöl-führenden Schichten (1 ) auf, die durch zwei nicht-Erdöl-führenden Schichten (18) voneinander getrennt sind. Nachfolgend wurde die Bohrung (2) mit einem Futterrohr (26) stabilisiert. Der Raum zwischen Futterrohr (26) und der Erdöl-führenden Schicht (1 ) wurde zumindest teilweise zementiert. Anschließend wurde die Bohrung (2) gemäß den Verfahrensschritten b) und c) perforiert unter Ausbildung der Öffnungen (5) und (6). Die Öffnungen (5) und (6) sind dabei in allen drei Erdöl-führenden Schichten (1 ) angeordnet. Nachfolgend wird der Rohrstrang (3) in die Bohrung (2) eingebracht und der Ringraum (4) wird durch den Packer (25) abgedichtet. Anschließend wird das Flutmittel (FM) über den Ringraum (4) durch die ersten Öffnungen (5) in alle Erdöl-führenden Schichten (1 ) injiziert. Das Flutmittel (FM) verdrängt das Erdöl entlang der Richtungspfeile (7) zu den zweiten Öffnungen (6). Über die zweiten Öffnungen (6) tritt das Erdöl in die Bohrung (2) ein und wird über den Rohrstrang (3) an die Oberfläche gefördert.
Figur 6b
Figur 6b unterscheidet sich von der Ausführungsform gemäß Figur 6a dadurch, dass der Rohrstrang (3) zum Injizieren des Flutmittels (FM) eingesetzt wird. Das Flutmittel (FM) tritt über die zweiten Öffnungen (6) in die Erdöl-führenden Schichten (1 ) ein und verdrängt das Erdöl in Richtung der ersten Öffnungen (5) und wird über den Ringraum (4) an die Oberfläche gefördert.
Figur 6c
Figur 6c zeigt eine Ausführungsform, wie in Figur 6a dargestellt. Figur 6c unterscheidet sich von der Ausführungsform gemäß Figur 6a dadurch, dass der mittlere Abschnitt (23) unterhalb der Erdöl-führenden Schichten (1 ) im Umgebungsgestein der unterirdischen Erdöllagerstätte angeordnet ist.
Figur 6d
Figur 6d zeigt einen horizontalen Schnitt (die Aufsicht) durch die unterirdische Erdöllagerstätte. Die Ausführungsform gemäß Figur 6d entspricht dabei der Ausführungsform gemäß Figur 6a. Für den Fall, dass der mittlere Abschnitt (23) zwischen den Öffnungen (5) und (6) nicht zementiert ist, ist der hydraulische Widerstand entlang des mittleren Abschnitts (23) gering. Hierdurch kann es schnell zu einer Produktionsverwässerung (Wasserdurchbruch) kommen. Zudem wird die Ausbildung einer breiten Flutfront erschwert, so dass Erdöl, das in einem größeren Abstand zum mittleren Abschnitt (23) lagert, durch das Flutmittel (FM) nicht verdrängt wird. Um dieses Problem zu lösen, kann der mittlere Abschnitt (23) durch die Ausbildung einer Abdichtungsbank (17) modifiziert werden. Diese Ausführungsform ist exemplarisch in Figur 7a dargestellt.
Figur 7a
Figur 7a zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Erdöllagerstätte. Figur 7a zeigt eine besonders bevorzugte Ausführungsform, in der eine Abdichtungsbank (17) im mittleren Abschnitt (23) erzeugt wird. Hierzu wird im Wesentlichen wie vorgehend beschrieben verfahren. Bevorzugt werden hierzu zunächst die zweiten Öffnungen (6) erzeugt. Nachfolgend wird ein zusätzlicher Packer (25a) installiert, der den mittleren Abschnitt (23) der Bohrung (2) zu den zweiten Öffnungen (6) hin, abdichtet. Nachfolgend werden in dem mittleren Abschnitt (23) dritte Öffnungen (27) ausgebildet. Die Ausbildung der dritten Öffnungen (27) kann dabei wie vorstehend beschrieben, erfolgen, so dass die Ausführungsformen zu den ersten Öffnungen (5) und zweiten Öffnungen (6) entsprechend gelten. Die dritten Öffnungen (27) werden bevorzugt ebenfalls durch Kugelperforation erzeugt, so dass die dritten Öffnungen (27) in einer bevorzugten Ausführungsform als perforierter Abschnitt (Perforationsabschnitt) ausgebildet sind. Nachfolgend wird durch die dritten Öffnungen (27) die vorstehend beschriebene fließfähige Zusammensetzung (FZ) injiziert.
Als fließfähige Zusammensetzung (FZ) können dabei die vorstehend beschriebenen fließfähigen Zusammensetzungen (FZ) eingesetzt werden. Darüber hinaus ist es möglich, als fließfähige Zusammensetzung (FZ) sogenannte Thermogele einzusetzen. Als Thermogele sind beispielsweise Zelluloseether geeignet. Als Zelluloseether können alle bekannten Zelluloseether eingesetzt werden, die durch partielle oder vollständige Substitutionen der Wasserstoffatome der Hydroxylgruppen von Zellulose zugänglich sind. Bevorzugte Zelluloseether sind beispielsweise Methylzellulose, Methylhydroxy- Ethylzellulose oder Methyl-Hydroxy-Propylzellulose sowie Mischungen dieser Zelluloseether. Hierzu werden im Allgemeinen wässrige Mischungen, die 0, 1 bis 5 Gew.-% Zelluloseether, bezogen auf das Gesamtgewicht der wässrigen Mischung, enthalten, eingesetzt. Thermogele (beispielsweise wässrige Zusammensetzungen der vorstehend beschriebenen Zelluloseether) weisen bei niedrigen Temperaturen eine geringe Viskosität und bei höheren Temperaturen eine höhere Viskosität auf. Unter der Einwirkung der Lagerstättentemperatur (TL) steigt die Viskosität der Thermogele an. Thermogele werden bevorzugt in unterirdischen Erdöllagerstätten eingesetzt, die eine Lagerstättentemperatur (TL) von mindestens 60 °C, bevorzugt mindestens 70 °C aufweisen. Bevorzugt werden Thermogele in unterirdischen Erdöllagerstätten eingesetzt, die eine Lagerstättentemperatur (TL) im Bereich von 70 bis 150 °C aufweisen.
Durch das Injizieren der fließfähigen Zusammensetzung (FZ) bilden sich im Bereich der dritten Öffnungen (27) die Abdichtungsbänke (17) aus. Die Ausdehnung der Abdichtungsbänke (17) kann im Bereich von 1 bis 50 m, bevorzugt im Bereich von 1 bis 20 m liegen, jeweils gemessen von den dritten Öffnungen (7). Nachfolgend wird wie vorstehend beschrieben, verfahren, das heißt es wird ein Rohrstrang (3) bis in den mittleren Abschnitt (23) der Bohrung (2) eingeführt. Nachfolgend wird der Ringraum (4) durch den Packer (25) abgedichtet. Nachfolgend wird wie gemäß Verfahrensschritt e) wie vorstehend beschrieben, ein Flutmittel (FM) durch die ersten Öffnungen (5) injiziert und Erdöl gefördert.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem in dem mittleren Abschnitt (7) vor Verfahrensschritt e) dritte Öffnungen (27) erzeugt werden, durch die eine fließfähige Zusammensetzung (FZ) injiziert wird, wodurch sich eine Abdichtungsbank (17) ausbildet.
Figur 7b
Figur 7b zeigt einen horizontalen Schnitt (die Aufsicht) durch die unterirdische Erdöllagerstätte. Figur 7b entspricht dabei der Ausführungsform gemäß Figur 7a.
Figur 7c
In Figur 7c ist die Fließrichtung des injizierten Flutmittels (FM) in der Aufsicht dargestellt. Die Fließrichtung des Flutmittels (FM) ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 8 gekennzeichnet. Das Flutmittel verdrängt das in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) enthaltene Erdöl, die Fließrichtung des Erdöls ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen (7) gekennzeichnet. Durch die Abdichtungsbänke (17) wird die Verdrängung des Erdöls gesteigert und es wird auch Erdöl aus Bereichen der Erdölführenden Schicht (1 ) verdrängt, das in einem größeren Abstand des mittleren Abschnitts (23) lagert. Figuren 7d und 7e
Die Figuren 7d und 7e zeigen weitere mögliche Formen der Abdichtungsbänke (17), die wie vorstehend zu Figur 7a, erzeugt wurde. Die vorstehend und nachstehend in den Figuren beschriebenen Ausführungsformen können erfindungsgemäß in beliebiger Weise kombiniert werden. Es ist auch möglich, zwei oder mehrere Bohrungen (2) in die unterirdische Erdöllagerstätte niederzubringen, wobei die Bohrungen (2), wie vorstehend beschrieben, ausgestaltet werden.
Figur 8
Figur 8 zeigt den vertikalen Schnitt durch die unterirdische Erdöllagerstätte, wobei zwei Bohrungen (2) niedergebracht wurden. Die Abschnitte (24) (nicht eingezeichnet) liegen dabei in der Mitte zwischen den beiden Bohrungen (2).
Figur 9
Figur 9 zeigt einen horizontalen Schnitt (die Aufsicht) des erfindungsgemäßen Verfahrens, bei dem in Verfahrensschritt a) acht Bohrungen (2) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte niedergebracht werden. Die acht Bohrungen (2) werden auch als Cluster bezeichnet. Die einzelnen Bohrungen (2) werden hierbei bevorzugt, wie in den Figuren 2, 3, 4 und/oder 6, ausgestaltet. Die einzelnen Bohrungen (2) sind hierbei sternförmig angeordnet. Im Zentrum des Sterns befinden sich die Bohrlochköpfe der Bohrungen (2). Nachfolgend wird durch sämtliche Bohrungen (2) über die ersten Öffnungen (5) ein Flutmittel (FM) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte injiziert. Die Fließrichtung des Flutmittels (FM) ist durch die Pfeile mit den Bezugszeichen 8 gekennzeichnet. Die durch die einzelnen Bohrungen (2) über die einzelnen ersten Öffnungen (5) injizierten Flutmittel (FM) bilden hierbei eine gleichmäßige Flutmittelfront (10) aus. Das in der Erdöl-führende Schicht (1 ) enthaltene Erdöl wird durch die Flutmittelfront (10) verdrängt und tritt nachfolgend durch sämtliche zweiten Öffnungen (6) in die einzelnen Bohrungen (2) ein und wird nachfolgend durch die einzelnen Rohrstränge (3) an die Oberfläche gefördert.
Figur 10
Figur 10 zeigt einen horizontalen Schnitt durch die unterirdische Erdöllagerstätte (die Aufsicht). Figur 10 unterscheidet sich von der Ausführungsform gemäß Figur 9 dadurch, dass die mittleren Abschnitte (23) auch in der horizontalen Ebene bogenförmig ausgestaltet sind.
Figur 11 Figur 1 1 zeigt einen horizontalen Schnitt (die Aufsicht) durch die unterirdische Erdöllagerstätte. Bei der bevorzugten Ausführungsform gemäß Figur 1 1 sind zehn Bohrungen (2) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte niedergebracht. Die Bohrlochköpfe der Bohrungen (2) sind hierbei in einer Reihe angeordnet. Die einzelnen ersten Öffnungen (5) sowie die einzelnen mittleren Abschnitte (23) sind bei dieser Ausführungsform parallel zueinander angeordnet. Die Ausgestaltung der einzelnen Bohrungen (2) kann hierbei, wie vorstehend zu den Figuren 2, 3, 4 und/oder 6, erfolgen. Durch sämtliche Bohrungen (2) wird über sämtliche erste Öffnungen (5) ein Flutmittel (FM) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte injiziert. Hierdurch bildet sich eine Flutmittelfront (10) aus, durch die das in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) enthaltene Erdöl verdrängt wird. Die Fließrichtung des Flutmittels (FM) ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 8 gekennzeichnet. Die Fließrichtung des Erdöls ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 7 gekennzeichnet. Das Erdöl wird durch sämtliche zweite Öffnungen (6) über sämtliche Rohrstränge (3) an die Oberfläche gefördert. Die vorliegende Erfindung wird durch das nachfolgende Ausführungsbeispiel näher beschrieben, ohne sie jedoch hierauf zu beschränken.
Ausführungsbeispiel 1 Es wird eine off-s/?ore-Erdöllagerstätte entwickelt, die Erdöl-führende Schichten (1 ) in einer Tiefe im Bereich von 1 ,2 bis 1 ,5 km aufweist. Die Viskosität des Erdöls liegt im Bereich von 40 bis 60 mPas. Die Erdöl-führende Schicht (1 ) weist hierbei eine Dicke (Mächtigkeit) im Bereich von 8 bis 14 m auf, die durch nicht-Erdöl-führende Schichten (18;19) mit einer Dicke im Bereich von 0,1 bis 0,5 m voneinander getrennt sind.
Nachfolgend werden gemäß Verfahrensschritt a) acht Bohrungen (2), die zu einem Cluster gehören, in die Erdöl-führenden Schichten (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte niedergebracht. Die Abschnitte (22), (23) und (24) werden in dem unteren Bereich der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet. Die Abschnitte (22), (23) und (24) sind dabei parallel zur Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet. Die Anordnung der Bohrungen (2) entspricht dabei der in Figur 9 dargestellten Ausführungsform. Die Bohrungen (2) werden mit einem Futterrohr versehen und zementiert. Anschließend wird der Abschnitt (24) unter Ausbildung der zweiten Öffnungen (6) perforiert. Die Länge der Perforationszone beträgt 150 m. Nachfolgend wird der Abschnitt (22) unter Ausbildung der ersten Öffnungen (5) perforiert. Die Länge des Perforationsabschnitts liegt bei 35 m. Die ersten Öffnungen (5) werden zum Injizieren des Flutmittels (FM) gemäß Verfahrensschritt e) eingesetzt. Nachfolgend werden sämtliche Bohrungen (2) mit Rohrsträngen (3) versehen. Die Ringräume (4) werden mit Packern (25) abgedichtet. Die Packer (25) befinden sich jeweils im Bereich zwischen den ersten Öffnungen (5) und den zweiten Öffnungen (6). Die einzelnen Bohrungen (2) werden nachfolgend seriell in Betrieb genommen. Durch die Ringräume (4) wird das Flutmittel (FM) eingepresst, wobei gleichzeitig aus sämtlichen Bohrungen (2) Erdöl gefördert wird. Die Menge des injizierten Flutmittels (FM) beträgt pro Bohrung ca. 300 m3 pro Tag. Es ist auch möglich, zunächst nur durch einen Teil der Bohrungen (2) Flutmittel (FM) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) zu injizieren. Für den Fall, dass durch alle acht Bohrungen (2) gleichzeitig Flutmittel (FM) injiziert werden, bildet sich eine gleichmäßige Flutmittelfront (10) aus. Das Erdöl wird über die zweiten Öffnungen (6) aus der Erdöl-führenden Schicht (1 ) entnommen und an die Oberfläche gefördert. Hierdurch wird der Entölungsgrad der Erdöl-führenden Schicht (1 ) deutlich gesteigert.
Mit der erfindungsgemäßen Fördermethode wird ein Entölungsgrad der Erdölführenden Schicht (1 ) erreicht, der mit konventionellen Fördermethoden eine deutlich größere Anzahl von Bohrungen (Injektions- und Produktionsbohrungen) erfordern würde.

Claims

Patentansprüche
1 . Verfahren zur Förderung von Erdöl aus einer unterirdischen Erdöllagerstätte, die eine Erdöl-führende Schicht (1 ) umfasst, umfassend die folgenden Verfahrensschritte:
Niederbringen einer Bohrung (2) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) der unterirdischen Erdöllagerstätte,
Perforieren der Bohrung (2) unter Ausbildung von ersten Öffnungen (5), die in der Erdöl-führenden Schicht (1 ) angeordnet sind,
Perforieren der Bohrung (2) unter Ausbildung von zweiten Öffnungen (6), die in der Erdöl-führende Schicht (1 ) angeordnet sind,
Einführen eines Rohrstrangs (3) in die Bohrung (2) und Abdichten des Ringraums (4) zwischen der Außenwand des Rohrstrangs (3) und der Innenwand der Bohrung (2) im Bereich zwischen den ersten und den zweiten Öffnungen (5,6) und
Injizieren eines Flutmittels (FM) durch den Ringraum (4) über die ersten Öffnungen (5) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) und Entnahme von Erdöl über die zweiten Öffnungen (6) durch den Rohrstrang (3) oder
Injizieren eines Flutmittels (FM) durch den Rohrstrang (3) über die zweiten Öffnungen (6) in die Erdöl-führende Schicht (1 ) und Entnahme von Erdöl über die ersten Öffnungen (5) durch den Ringraum (4), wobei die Bohrung (2) die folgenden Abschnitte umfasst: i) einen vertikalen Abschnitt (21 ),
ii) einen Abschnitt (22), in dem die ersten Öffnungen (5) angeordnet sind,
iii) einen mittleren Abschnitt (23) und
iv) einen Abschnitt (24), in dem die zweiten Öffnungen (6) angeordnet sind, und wobei der Abstand zwischen den ersten Öffnungen (5) und den zweiten Öffnungen (6) im Bereich von 50 bis 2000 m liegt. Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der Abschnitt (22) in Verfahrensschritt b) über seine gesamte Länge perforiert wird und die ersten Öffnungen (5) als perforierter Abschnitt ausgebildet werden.
Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Abschnitt (24) in Verfahrensschritt c) über seine gesamte Länge perforiert wird und die zweiten Öffnungen (6) als perforierter Abschnitt ausgebildet werden.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Erdöllagerstätte mehrere Erdöl-führende Schichten (1 ) aufweist, die durch nicht-Erdöl-führende Schichten (18;19) voneinander getrennt sind.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass der Abschnitt (22) sämtliche Erdöl-führenden Schichten (1 ) und sämtliche nichtErdöl-führenden Schichten (18;19) durchörtert.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass der Abschnitt (24) sämtliche Erdöl-führenden Schichten (1 ) und sämtliche nichtErdöl-führenden Schichten (18;19) durchörtert.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass in dem mittleren Abschnitt (7) vor Verfahrensschritt e) dritte Öffnungen (27) erzeugt werden, durch die eine fließfähige Zusammensetzung (FZ) injiziert wird, wodurch sich eine Abdichtungsbank (17) ausbildet.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Länge des Abschnitts (22) im Bereich von 5 bis 200 m liegt.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Länge des Abschnitts (24) im Bereich von 10 bis 500 m liegt.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Abschnitt (22) als bogenförmiger Abschnitt mit einer negativen Steigung, der Abschnitt (23) als bogenförmiger oder horizontaler Abschnitt und der Abschnitt (24) als bogenförmiger Abschnitt mit positiver Steigung ausgestaltet sind.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Abschnitte (22), (23) und (24) als horizontale Abschnitte ausgebildet sind und die ersten Öffnungen (5) und die zweiten Öffnungen (6) jeweils durch Frackspalten erweitert sind, wobei die Frackspalten parallel zueinander ausgerichtet sind.
12. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass in Verfahrensschritt (a) eine Bohrung (2) niedergebracht wird, die in der Erdölführenden Schicht (1 ) eine sinus-förmige Geometrie aufweist
13. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass in Verfahrensschritt a) 2 bis 20 Bohrungen (2) niedergebracht werden.
PCT/EP2014/070251 2013-10-01 2014-09-23 Verfahren zur förderung von erdöl aus einer unterirdischen erdöllagerstätte unter einsatz einer bohrung, die gleichzeitig als injektions- und produktionsbohrung dient WO2015049125A2 (de)

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