DE69100982T2 - Verfahren zum hydraulischen Aufbrechen unterirdischer Formationen. - Google Patents

Description

• Diese Erfindung betrifft allgemein ein Verfahren zur hydraulischen Frakturierung einer unterirdischen Formation.
• Die hydraulische Frakturierung ist ein wohlbekanntes Verfahren, das zur Stimulierung der Ölproduktion eingesetzt wird. Allgemein schließt die hydraulische Frakturierung ein, daß ein Frakturierfluid unter einem erhöhten Druck in eine unterirdische ölführende Formation eingespritzt wird, um die Permeabilität der Formation zu erhöhen. Typischerweise wird das Fluid durch eine Leitung wie das Bohrrohr, Rohre oder die Verrohrung in die Formation eingebracht. Das Fluid bewegt sich nach unten und aus der Bohrung nach außen in die ölführende Formation mit einer hinreichend hohen Geschwindigkeit und unter hinreichend hohem Druck, um Frakturen und Spalte zu bilden. Der Mindestdruck im Bohrloch, der zur Ausbildung von Frakturen in der Formation erforderlich wird, wird oft als "Frakturiergradient" bezeichnet und wird manchmal in Einheiten von p.s.i. pro Fuß Tiefe von der Oberfläche ausgedrückt.
• Die bei der hydraulischen Frakturierung typischerweise verwendeten Fluide enthalten eine Anzahl von Materialien unter Einschluß von Wasser, Öl, Alkohol, verdünnterSalzsäure, verflüssigtes Erdölgas oder Schaum, jedoch ohne Beschränkung auf diese. Zusätzlich zu diesen Fluiden können durch die Bohrung auch feste Partikel, die als Stützmittel oder "Stützen" bekannt sind, in die Formation eingebracht werden. Diese Stützmittel wie Sandkörner, Schrot oder Glaskugeln füllen die Frakturen, die während der Hochdruckstadien des Frakturierungsverfahrens gebildet werden, und hinterlassen Kanäle, durch die Öl fließen kann, wenn der Druck an der Oberfläche abgelassen wird.
• Unterirdische Formationen weisen typischerweise eine Reihe von Niveaus oder Zonen auf, die im wesentlichen horizontal verlaufen und vertikal geschichtet sind. Jede Zone, die aus Materialien wie Gesteinen, Sanden und Kalksteinen zusammengesetzt ist, hat eine Permeabilität, Porosität und andere Eigenschaften, die sich oft von einer benachbarten Zone unterscheiden. Eine dieser Eigenschaften von besonderem Interesse für die vorliegende Diskussion ist die Spannung oder der Streß. Der Ausdruck "Spannung", wie er hier verwendet wird, bezieht sich auf tektonische F-Kräfte, die in der Natur in unterirdischen Formationen auftreten und sich aus Drücken ergeben, die aus verschiedenen Richtungen auf die Zone ausgeübt werden. Man hat erkannt, daß die Frakturen proportional und in einer Richtung senkrecht zu der "minimalen" oder "geringsten" Spannung vordringen, die in der Formation auftreten. Dementsprechend bedeutet der hier verwendete Ausdruck "Spannung" die "minimale Spannung", wo nicht anders angegeben. Im allgemeinen liegt diese minimale Spannung gewöhnlich in horizontaler Richtung, und die Frakturen neigen zu vertikalem Vordringen. Die hier verwendeten Ausdrücke "niedrige Spannung" und "hohe Spannung" sollen relativ zueinander betrachtet werden. So ist beispielsweise jede Zone, die einer interessierenden Zone benachbart ist und eine geringere minimale Spannung als die der interessierenden Zone hat, eine "Zone niedriger Spannung", während die interessierende Zone die "Zone hoher Spannung" ist.
• US 4,714,115 beschreibt ein hydraulisches Frakturierverfahren zum Vortrieb einer vertikalen Fraktur, die ein Bohrloch umgibt, bei dem die ursprünglichen Spannungen vor Ort eine horizontale Fraktur begünstigen. Ein Frakturierfluid wird zunächst an die Formation in einer ersten Tiefe angelegt, um eine horizontale Fraktur voranzutreiben. Dies ändert die Spannungen vor Ort so, daß das Vordringen einer vertikalen Fraktur begünstigt wird. Danach wird ein Frakturierfluid an die gleiche Formation in einer zweiten Tiefe angelegt, um die nun begünstigte vertikale Fraktur voranzutreiben.
• Es ist ebenfalls bekannt, zwei verschiedene Fluide in zwei benachbarte Zonen einzuspritzen, wobei die Fluide in Kontakt miteinander kommen und an der Grenzfläche zwischen den Zonen eine Fällungssperre bilden. Diese Technik ist als brauchbar beschrieben worden, um eine Fraktur zum Stillstand zu bringen.
• Beispielsweise stellt US 3,013,607 ein Verfahren zur Herabsetzung der vertikalen Verbindung zwischen aneinander angrenzenden Zonen in ölführenden Formationen zur Verfügung. In die Gaszone wird ein gasförmiges Fällungsmittel eingespritzt, das mit einem fluiden Medium wechselwirkt, welches in die ölführende Zone eingebracht worden ist. Es bildet sich so an der Grenzfläche zwischen den betreffenden Zonen ein Fällungsband, das als eine Sperre wirkt, um die Fluidverbindung zwischen den betreffenden Zonen wesentlich herabzusetzen.
• US 4,397,353 beschreibt ein Verfahren zur vertikalen Frakturkontrolle dadurch, daß entlang der Wasser-Öl- Grenzfläche zwischen den Schichten mit niedrigem Wassergehalt und hohem Wassergehalt eine Sperre gebildet wird. Dies zwingt das gesamte Frakturier- oder Säuerungsmaterial in den Teil der Formation mit niedrigem Wassergehalt, welcher der ölproduzierende Teil ist. Dadurch wird die Fortpflanzung der Fraktur in der Weise gesteuert, daß die Fraktur eher nach oben in die Schicht mit niedrigem Wassergehalt als nach unten in die Schicht mit hohem Wassergehalt verläuft.
• Einige Probleme bei der hydraulischen Frakturierung liegen im unbeabsichtigten Spaltvortrieb und im unkontrollierten Wachstum der Fraktur in der Höhe. Oft setzen sich hydraulische Frakturen, die in einer ölführenden Formation hervorgerufen sind, beispielsweise dadurch fort, daß sie sich eventuell in benachbarte Zonen oder angrenzende Formationen ausbreiten. Diese Ausbreitung ist besonders problematisch in Situationen, in denen die ölführende Zone von Interesse oder "ergiebige Zone" eine gleiche oder höhere Minimalspannung wie die Minimalspannung einer benachbarten Zone hat. Man hat entdeckt, daß in solchen Situationen Frakturen, die in der ergiebigen Zone hervorgerufen worden sind, dazu neigen, sich in die benachbarte Zone fortzusetzen. Diese Tendenz von Frakturen zur Fortsetzung in eine Zone niedrigerer Spannung wird in einem Artikel von W. El Rabaa unter dem Titel "Hydraulic Fracture Propagation in the Presence of Stress Variation", SPE 16898, 205-18, 62nd Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers (Dallas, Texas, September 27-30, 1987) diskutiert. Eine solche Frakturfortsetzung kann ernste Folge haben. Beispielsweise können Stützmaterialien, die in eine interessierende Zone eingegeben werden, in die benachbarte Zone einsickern. Demzufolge können Frakturen, die in der interessierenden Zone erzeugt worden sind, bei Mangel an ausreichenden Stützmaterialien "heilen", nachdem der Druck abgelassen worden ist, wodurch möglicherweise eine weitere Frakturierungsoperation erforderlich wird. Ferner besteht ein Problem darin, daß Frakturen, die sich in die benachbarte Zone ausgebreitet haben, nach der Frakturierungsoperation offen bleiben können, so daß Erdöl aus der interessierenden Zone in die benachbarte Zone einsickern kann, was zu einer ungenügen den Erdölgewinnung führt.
• Wir haben nun ein verbessertes Verfahren zur hydraulischen Frakturierung entwickelt, mit dem die vorgenannten Probleme verringert oder überwunden werden können. Wir haben gefunden, daß das Wachstum der Fraktur gesteuert und/oder aufgehalten und die Wirksamkeit eines Frakturierverfahrens allgemein verbessert werden kann, was ein verbessertes Frakturmuster mit verringerter Ausbreitung aus der ergiebigen Zone in eine benachbarte Zone ergibt.
• Nach der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren zur hydraulischen Frakturierung einer unterirdischen Formation zur Verfügung gestellt, welches umfaßt, daß ein erstes Fluid durch eine Bohrung in eine erste Formationszone und ein zweites Fluid durch die Bohrung in eine zweite Formationszone, die der ersten Zone benachbart ist, eingespritzt wird, wobei die ersten und zweiten Fluide unter zur Frakturierung in beiden Formationen ausreichenden Drücken eingespritzt werden; dadurch gekennzeichnet, daß die Minimalspannung der zweiten Zone größer als die Minimalspannung der ersten Zone ist; die ersten und zweiten Fluide so ausgewählt sind, daß sie bei ihrer Berührung ein Fraktursperrenprodukt bilden; und in den Zonen im wesentlichen vertikale Frakturen gebildet werden; die Anordnung so getroffen ist, daß sich dort, wo sich Frakturen aus den beiden Zonen verbinden oder ineinander brechen, die Fluide unter Bildung eines Sperrenproduktes mischen, das das weitere Vordringen der Frakturen von einer Zone in die andere Formationszone im wesentlichen anhält.
• Vorzugsweise reagiert das zweite Fluid chemisch mit dem ersten Fluid. Vorzugsweise sind die beiden Fluide in der Bohrung von einander getrennt, zum Beispiel durch Dichtmittel wie einen Packer. Die Fluide werden in die jeweiligen Zonen mit angenähert gleicher Rate gepumpt, so daß sie sich von der Bohrung radial nach außen ausbreiten. Vorzugsweise reagieren die ersten und zweiten Fluide miteinander unter Bildung einer Fällung, so daß sie an der Grenzfläche zwischen den beiden Zonen eine Sperre bilden und so vorteilhafterweise das Frakturvordringen zwischen den Zonen anhalten.
• In einem besonderen Aspekt umfaßt das Verfahren nach dieser Erfindung die Frakturierung einer interessierenden ölführenden Zone und zusätzlich die Frakturierung einer oder mehrerer Zonen in Nachbarschaft zu der interessierenden Zone. Das Verfahren weist ferner die Abdichtung und/oder das Anhalten des Vordringens einer hydraulischen Fraktur auf, besonders einer vertikalen Fraktur, die sich aus einer Zone hoher Spannung in eine Zone niedriger Spannung fortsetzt. Das Verfahren nach der vorliegenden Erfindung schließt auch ein, daß eine Fraktur, die ein erstes Fluid in einer Zone aufweist, und eine Fraktur, die ein zweites Fluid in einer benachbarten Zone aufweist, so erzeugt wird, daß sich die beiden Frakturen miteinander verbinden oder in einanderbrechen, was zur Bildung eines ausgefällten Sperrenproduktes führt. Nach einem anderen Aspekt umfaßt das Verfahren die Erzeugung einer hydraulischen Fraktur in einer Zone, die eine Zone niedriger Spannung ist, vor einer hydraulischen Fraktur in einer benachbarten Zone, die eine Zone hoher Spannung ist. Vorzugsweise umfaßt dieses Verfahren eine Erhöhung der Minimalspannung in der Zone niedriger Spannung zu einer Höhe oberhalb der Minimalspannung der Zone hoher Spannung, so daß dadurch die Ausbreitung von Frakturen aus der Zone mit hoher Spannung in die veränderte Zone niedriger Spannung aufgehalten oder verringert wird.
• Nach einem weiteren breiten Aspekt umfaßt die Erfindung eine hydraulisch frakturierte unterirdische Formation mit einem besonderen Frakturmuster, d.h. eine Formation, die wenigstens zwei benachbarte Zonen umfaßt, eine Fraktur, die in einer der Zonen entsteht und ein erstes Fluid, vorzugsweise Natriumsilicat aufweist, und eine Fraktur, die in der zweiten benachbarten Zone entsteht und ein zweites Fluid, vorzugsweise Calciumchlorid aufweist. Nach einem anderen breiten Aspekt kann das Frakturmuster eine Reaktion zwischen den ersten und zweiten Fluiden umfassen, wobei die ersten und zweiten Frakturen verbunden und ineinander gebrochen worden sind und dadurch hinreichender Kontakt zwischen den ersten und zweiten Fluiden zur Bildung des Reaktionsproduktes geschaffen wird. Diese Formationen schließen vorzugsweise in beiden Zonen Perforierungen in der Bohrung ein. Wenn weiterhin eine der Zonen eine ergiebige Zone ist, sollte die Anzahl der Frakturen, die in der benachbarten Zone entstehen, ausreichen, um die Frakturen einzuschließen, die in der ergiebigen Zone entstehen; d.h., die benachbarte Zone sollte mehr Frakturen als die ergiebige Zone enthalten. Ein solches Frakturmuster ist ungewöhnlich, wenn man es mit der üblichen Frakturierung vergleicht, die sich mehr auf die Erzeugung von Frakturen in der ergiebigen Zone als in einer benachbarten Zone konzentriert.
• Nach einem weiteren breiten Aspekt umfaßt die Erfindung eine Bohrung aus zwei Bohrungszonen, deren jede ein anderes Frakturierfluid aufweist, wobei die beiden Fluide bei Vermischung ein Sperrenprodukt bilden und vorzugsweise miteinander unverträglich sind und chemisch miteinander reagieren. Vorzugsweise weist die Bohrung auch Dichtmittel auf, um Kontakt zwischen den beiden Fluiden in der Bohrung zu hemmen oder zu verhindern, beispielsweise einen im Ringraum zwischen der Verrohrung und dem Bohrrohr angeordneten Packer, der im wesentlichen in horizontaler Ausrichtung zu der Grenzfläche zwischen den beiden Zonen positioniert ist.
• Im weiten Sinne betrifft diese Erfindung die hydraulische Frakturierung von unterirdischen Formationen. Verschiedene Aspekte der Erfindung schließen ein Verfahren zur hydraulischen Frakturierung ein; ein Verfahren zum Steuern und/oder Anhalten des Wachstums der Fraktur in der Höhe; eine unterirdische Formation aus benachbarten Zonen, die ein besonderes Frakturmuster oder eine Reihe von Frakturen enthalten, wobei die Frakturen in einer interessierenden Zone vorzugsweise durch Frakturen in einer benachbarten Zone eingeschlossen werden; und eine verbesserte Ausgestaltung der Bohrung.
• Nach einem Aspekt der Erfindung brechen eine Fraktur, die das erste Fluid aufweist, und eine Fraktur, die das zweite Fluid aufweist, ineinander und die beiden Fluide kommen in Berührung und reagieren unter Bildung einer Sperre, welche die Durchlässigkeit der Formation an der Kontsktstelle verringert. Vorzugsweise befindet sich die Kontsktstelle an oder nahe der Grenzfläche zwischen den beiden Zonen, und die Sperre weist eine Fällung auf, die eine Leckage zwischen den beiden Zonen verhindert oder hemmt.
• Nach einem besonderen Aspekt der Erfindung brechen die Frakturen, welche die ersten und zweiten Fluide aufweisen, nicht an der Grenzfläche ineinander, so daß die Fluide nicht an oder nahe der Grenzfläche der beiden Zonen in Berührung kommen. Nach diesem Aspekt der Erfindung wird eine Fraktur, die das erste Fluid aufweist, im voraus von einer Fraktur, die das zweite Fluid aufweist, an der Grenzfläche der beiden Zonen gebildet. Die Minimalspannung in der ersten Zone nimmt vorzugsweise zu, mehr bevorzugt auf eine Höhe oberhalb der der benachbarten zweiten Zone, und noch stärker bevorzugt auf eine Höhe, die ausreicht, um die Fortsetzung der zweiten Fraktur von der zweiten Zone in die erste Zone aufzuhalten.
• Nach einem breiten Aspekt weist das hydraulische Frakturierverfahren nach dieser Erfindung Schritte auf, die das hydraulische Frakturieren einer ersten Zone mit einem ersten Fluid einschließen und das hydraulische Frakturieren einer zweiten Zone mit einem zweiten Fluid, wobei das zweite Fluid vorzugsweise, aber nicht notwendigerweise chemisch mit dem ersten Fluid reagiert. Bei einer bevorzugten Ausführung ist die zweite Zone die interessierende Zone und hat eine höhere Minimalspannung als die der benachbarte Zone niedriger Spannung.
• Der Ausdruck "Frakturieren" soll in Bezug auf die Gewinnung von Erdöl die oben diskutierte Bedeutung haben und schließt im weiten Sinne alle Arten von Frakturieroperationen ein, vorzugsweise solche Frakturieroperationen, die von dieser Erfindung Nutzen haben, beispielsweise solche, die ohne diese Erfindung eine unterwünschte Spaltfortsetzung und Stützmittel- und/oder Fluidleckage zwischen den Zonen ergeben. Das hydraulische Frakturierverfahren nach der vorliegenden Erfindung wird gemäß konventionellen Fräkturierverfahren ausgeführt, wobei die an die Formationszdnen angelegten Drücke hinreichend hoch sind, um Spalte oder Frakturen in der Formation zu erzeugen, und im allgemeinen in Abhängigkeit von den anfänglichen Permeabilitäten wie auch den gewünschten Endpermeabilitäten der- Formationen variieren.
• Bevor eine unterirdische Formation nach dieser Erfindung frakturiert wird, kann es erwünscht sein, das Spannungsprofil der gesamten Formation zu bestimmen, um sicherzustellen, ob die Spannung der interessierenden Zone höher oder gleich den Spannungen jeder der Zonen ist, die der interessierenden Zone benachbart sind (im Folgenden einfach als "benachbarte Zone" bezeichnet). Das Verfahren zur Identifizierung einer Zone niedriger Spannung und einer Zone hoher Spannung liegt außerhalb des Bereichs dieser Diskussion. Im allgemeinen kann das Spannungsprofil nach einem von verschiedenen bekannten Verfahren wie dem Mikrofrakturieren, der Entlastung von Beanspruchung und der Schall-Lotung bestimmt werden, und die Minimalspannung einer bestimmten Zone kann ohne weiteres von Fachleuten in dieser speziellen Technologie bestimmt werden.
• Eine besondere Ausführung der Erfindung ist in Figur 1 dargestellt, nach der zwei (nicht gezeigte) Frakturen, die in benachbarten Zonen entstehen, an oder nahe der Grenzfläche zwischen den beiden Zonen ineinanderbrechen. Gemäß dieser Ausführung der Erfindung umfaßt das Verfahren den Kontakt der beiden ausgewählten Fluide an der Stelle, an der die Frakturen ineinanderbrechen. In Fig. 1 dringen die Frakturen nur für Zwecke der Darstellung in beiden Zonen vertikal vor, und jede Fraktur in jeder Zone bricht in eine entsprechende Fraktur in der benachbarten Zone an der Grenzfläche ein und und bildet an der Kontaktstelle eine unbewegliche Sperre, die dadurch dazu tendiert, das weitere Wordringen der Fraktur aufzuhalten. Wie angezeigt ist, kombinieren die Fluide unter Bildung einer Sperre von reduzierter Permeabilität, wenn sie in Kontakt miteinander kommen, und bilden vorzugsweise eine undurchdringliche und unbewegliche Abdichtungssperre. Es ist besonders erwünscht, daß die Fluide nach dieser Erfindung die vorgenannte Sperre sofort bilden, wenn sie in Kontakt miteinander kommen. Demgemäß enthält ein bevorzugtes erstes Fluid eine wirksame Konzentration an wäßrigem Natriumsilikat, während ein bevorzugtes zweites Fluid eine Lösung von Calciumchlorid in ausreichender Menge enthält, um bei Kontakt mit dem Natriumsilikat ein Sperrenprodukt zu bilden.
• Unter Bezugnahme auf Figur 1 wird ein erstes Fluid (Fluid A) durch ein rohrförmiges Glied 2 wie Rohre eingegeben. Das Teil 16 der Bohrung 4, das nächst der Zone (Zone I) niedriger Spannung gelegen ist, wird mit Dichtmitteln 6 und 8, vorzugsweise einem Packer, abgedichtet. In Figur 1 sind die Zonen oberhalb und unterhalb der Zonen I und II Schiefer. Unter Verwendung eines geeigneten Frakturierdrucks und einer geeigneten Einspritzrate wird das Fluid A durch das Bohrrohr in die untere Zone oder den unteren Teil der Bohrung und in die Zone I eingebracht. Vorzugsweise wurde die Formation vorher einer Behandlung wie einer Perforierung unterworfen, um die Frakturierung in der gewünschten Richtung auszurichten. Wie durch die Löcher 10 und 12 angezeigt ist, ist die Verrohrung 14 nur an den Zonen I und II perforiert worden, so daß Fluide aus der Bohrung 4 nicht in irgendwelche anderen Zonen austreten können. während der Einspritzung wird die Radialbewegung des Fluids A aus dem unteren Bohrungsteil 16 nach außen durch eine Grenzlinie 20 dargestellt, welche die Vorderfront des Fluids abbildet. In dem Maße, in dem das Fluid A aus der Bohrung durch die Formation radial nach außen vordringt, werden (nicht gezeigte) Frakturen hauptsächlich vertikal erzeugt.
• Kurz nach dem anfänglichen Einspritzen des Fluids A, zum Beispiel nach einer kurzen Verzögerung, wird ein zweites Fluid (Fluid B) durch den Ringraum zwischen der Verrohrung 14 und dem Bohrrohr nach unten eingegeben. Unter Verwendung eines geeigneten Frakturierdrucks und einer geeigneten Einspritzrate wird das Fluid B in die Zone (Zone II) hoher Spannung eingebracht, die in diesem Fall die interessierende Zone oder ergiebige Zone ist. Die Bewegung des Fluids B aus dem oberen Bohrungsteil 18 nach außen wird durch eine Grenzlinie 22 dargestellt, welche die Vorderfront des Fluids abbildet. Wie in Figur 1 angezeigt ist, zeigen die relativen Lagen der Vorderfronten des Fluids A und des Fluids B, wie das Frakturmuster in der Zone I das Frakturmuster in der Zone II "einschließt". Unter Bezugnahme auf Figur 1 kann die Fortpflanzung der Spalte durch die Ausbildung einer Fraktur niedriger Spannung in der Zone I und einer Fraktur hoher Spannung in der benachbarten Zone II aufgehalten werden, die in die Fraktur niedriger Spannung einbricht, was zur Bildung eines undurchdringlichen, ausgefällten Sperrenproduktes an oder nahe der Grenzfläche zwischen den Zonen hoher und niedriger Spannung führt, so daß die Spaltfortpflanzung entweder behindert oder vollständig angehalten wird. Die Kontakt stellen, an denen solche Sperrenprodukte bevorzugt gebildet werden, werden durch die Reihe von Kreuzen X angezeigt.
• Es versteht sich,daß Figur 1 nur dem Zweck der Darstellung dient. Die Erfindung umfaßt auch das Einspritzen von Fluiden in eine unterirdische Formation, in der sich die Zone niedriger Spannung über statt unter einer ergiebigen Zone hoher Spannung befindet. In diesem Fall würde die Zone II die Zone niedriger Spannung und die Zone I die Zone hoher Spannung darstellen; das Fluid A würde zuerst eingegeben, jedoch diesmal durch den Ringraum; und das Fluid B würde durch die Rohre 2 eingegeben. Die zeitliche Abstimmung dieser Eingaben sollte so gewählt sein, daß die Vorderfront des Fluids A in der Zone II der Vorderfront des Fluids B in der Zone I vorangeht und vorläuft, so daß das Muster von Frakturen, das in der Zone II entsteht, das Muster von Frakturen einschließt, die in der Zone I entstehen, und so, daß in der Zone I entstehende Frakturen mit größerer Wahrscheinlichkeit in die in der Zone II entstehenden Frakturen einbrechen als dies der Fall wäre, wenn das Fluid B dem Fluid A vorläuft.
• Es können eine Fraktur niedriger Spannung und eine Fraktur hoher Spannung gebildet werden, die nicht an der Grenzfläche der beiden Zonen ineinanderbrechen. Figur 2 zeigt die relativen Lagen der Frakturen in benachbarten Zonen entsprechend dieser Situation. Unter Bezugnahme auf Fig.2 wird die Fraktur 24 niedriger Spannung (in Zone I) im voraus zu der Fraktur 26 hoher Spannung (in Zone II) gebildet. Es kann eine Zone veränderterSpannung an der Rückfront oder Bohrungsseite der Fraktur niedriger Spannung vorgesehen werden, welche wiederum dazu neigt, die Fortpflanzung der Frakturen hoher Spannung in diese Zone veränderter Spannung aufzuhalten, d.h. zu hemmen oder vollständig zum Stillstand zu bringen, wenn die Minimalspannung der Zone von veränderter Spannung die der Zone hoher Spannung hinreichend übersteigt. Unter Bezugnahme auf Fig.2 kann die Zunahme der Spannung Δ , die durch Frakturieren der Zone niedriger Spannung erzeugt wird, durch die folgende Gleichung angenähert werden:
• (Durch Belastung in der Ebene unter Druck gesetzter Spalt Green & Sneddon)
• worin r der Abstand zwischen den Mittellinien der beiden Frakturen ist; H die Höhe der Fraktur niedriger Spannung; W die durchschnittliche Weite der Fraktur niedriger Spannung; und die Symbole E und v die Elastizitätskonstanten der Zone niedriger Spannung bedeuten. Unter Bezugnahme auf Figur 2 wird in Betracht gezogen, daß eine Fraktur niedriger Spannung, die im voraus zu einer Fraktur hoher Spannung wächst, an der bohrungsseitigen oder rückseitigen Front der Fraktur eine lokalisierte Zone von veränderter Spannung hervorbringt. Diese Zone von veränderter Spannung sollte größer sein als die ursprüngliche Spannung der Zone von niedriger Spannung. Falls und wenn diese veränderte Spannung (Δ + &sub2;) in der lokalisierten Zone die Spannung in der Zone hoher Spannung ( &sub1;) übersteigt, tendiert die Fortsetzung der Fraktur von der Zone hoher Spannung in die Zone niedriger Spannung dazu, infolge der angenommenen Tendenz einer Fraktur, nicht (oder weniger) in eine Zone hoher Spannung vorzudringen, aufgehalten zu werden. Somit kann das Vordringen der Fraktur selbst dann aufgehalten werden, wenn die Frakturen an der Grenzfläche nicht ineinanderbrechen und/oder keine Sperre gebildet wird.
• Nach einem Aspekt betrifft diese Erfindung somit ein Verfahren zur Steuerung des Vordringens von Frakturen unabhängig davon, wie sich die Frakturen in benachbarten Zonen in Bezug zueinander ausbreiten. Beispielsweise kann eine Fraktur in einer Zone während einer gegebenen Frakturieroperation an der Grenzfläche von zwei benachbarten Zonen in eine Nachbarzone einbrechen. Auch können während der Frakturieroperation die Frakturen nicht an der Grenzfläche, aber an einher Stelle in einer der beiden benachbarten Zonen, d.h. einer "Nicht-Grenzflächen"-Stelle ineinanderbrechen.
• Da es somit bevorzugt, aber nicht notwendig ist, daß alle Frakturen aus jeder Zone an der Grenzfläche ineinanderbrechen und die beiden Fluide in Kontakt miteinander kommen, ist es nicht unbedingt notwendig, daß die beiden Fluide chemisch miteinander reagieren. In einer bevorzugten Ausführung sollten jedoch die beiden Fluide chemisch miteinander reagieren. Weiterhin wird in Betracht gezogen, daß die in Figuren 1 und 2 gezeigten Mechanismen beide in der gleichen Formation an verschiedenen Stellen auftreten können.
• Ein wichtiger Aspekt dieser Erfindung ist die Trennung der Bohrung in wenigstens zwei Bohrungszonen oder -teile, wobei sich der erste Teil in horizontaler Ausrichtung zu der Formationszone befindet, die der interessierenden Zone benachbart ist, und sich der zweite Teil in horizontaler Ausrichtung zu der interessierenden Zone befindet. Dementsprechend ist diese Erfindung nach einem breiten Aspekt auf eine verbesserte Ausgestaltung der Bohrung gerichtet. Unter Bezugnahme auf Figuren 1 und 2 sieht man, daß das Fluid A vom unteren Teil 16 der Bohrung an der Zone I in die Zone I fließt, während das Fluid B aus dem oberen Teil 18 der Bohrung an der Zone II in die Zone II fließt. Diese Erfindung ist nicht auf eine Frakturieroperation gerichtet, bei der die Frakturierfluide unbeabsichtigt oder ungewollt sowohl in die interessierende Zone als auch in eine benachbarte Zone eingegeben werden. Es ist jedoch möglich, daß aus diesem oder jenem Grunde die Mittel zur Abdichtung der verschiedenen Bohrungszonen oder -teile nicht völlig wirksam sind, besonders während einer ausgedehnten Zeitspanne, während der Fluide unter erhöhten Drücken eingegeben werden, so daß ein Teil des Fluids A unbeabsichtigt in die obere Bohrungszone fließen kann. Sollte eine wesentliche Menge des Fluids A in der Bohrung in die obere Zone eintreten und von der Eingabe des Fluids B in die obere Zone gefolgt werden, könnten die Folgen eine Verstopfung oder Abdichtung der produzierenden Zone einschließen. Deshalb sollten die Zonen in der Bohrung in einer solchen Weise abgedichtet werden, daß höchstens unwesentliche Mengen der Fluide A und B in die gleiche Zone eindringen, insbesondere in die interessierende Zone in oder nahe der Bohrung. Dementsprechend umfaßt ein bevorzugter Aspekt dieser Erfindung die Bereitstellung einer Zone oder eines Teils der Bohrung, die zur ergiebigen Formationszone ausgerichtet ist, die Bereitstellung eines weiteren Teils oder einer weiteren Zone der Bohrung, die zu einer Formationszone in Nachbarschaft zu der ergiebigen Zone ausgerichtet ist, und die Trennung der beiden Bohrungsteile zum Beispiel durch Abdichten des einen Teils gegen den anderen.
• Obwohl während der Frakturieroperation der Erfindung die beiden Fluide gleichzeitig eingegeben werden, wird nach einem bevorzugten Aspekt der Erfindung das erste Fluid anfänglich in die erste Zone eingegeben, bevor das zweite Fluid anfänglich in die zweite Zone eingegeben wird. Noch stärker bevorzugt wird, daß das zweite Fluid nach einer geringen Verzögerung nachfolgend zur anfänglichen Eingabe des ersten Fluids eingegeben wird. In jedem Fall ist es erwünscht, daß sich das erste Fluid im voraus zu dem zweiten Fluid gegenüber der Bohrung in die Formation hinaus bewegt, was bewirkt, daß Frakturen in der ersten Formationszone vor und im voraus zur Bildung von Frakturen in der zweiten Zone gebildet werden. Die genaue zeitliche Bestimmung der Verzögerung sollte von der Erzeugung der hydraulischen Frakturen in jeder Formationszone abhängen, die wiederum von den Fließeigenschaften in jeder Zone, beispielsweise der Durchlässigkeit abhängt. Wie vorstehend diskutiert, ist es erwünscht, daß die in der Zone niedriger Spannung entstehenden Frakturen vor denen gebildet werden, die in der Zone hoher Spannung entstehen, und zwar auf der Basis der Annahme, daß Frakturen hoher Spannung dazu neigen, sich in die Zone niedriger Spannung fortzusetzen, während Frakturen niedriger Spannung dazu neigen, weniger oder gar nicht in die Zone hoher Spannung vorzudringen. Dementsprechend führt nach einem bevorzugten Aspekt der Erfindung eine Fraktur hoher Spannung, die aus der Zone hoher Spannung in die Zone niedriger Spannung vordringt und in eine Fraktur niedriger Spannung einbricht, zu einem Kontakt zwischen den ersten und zweiten Fluiden. Wenn ferner nach dem erfindungsgemäßen Verfahren die beiden Fluide miteinander reagieren, führt dieser Kontakt, der vorzugsweise an oder nahe der Grenzfläche zwischen den beiden Zonen eintritt, zur Bildung eines Sperrenproduktes.
• Nach einem breiten Aspekt kann die vorliegende Erfindung mit jedem üblichen hydraulischen Frakturierfluid durchgeführt werden, wobei die Fluide so ausgewählt werden, daß sie die Formationen in den ausgewählten Zonen während der Eingabe unter Druck aufbrechen. Weiterhin verbinden sich die Fluide oder reagieren unter Bildung eines Sperrenproduktes bei gegenseitigem Kontakt. Die Reaktion oder Kombination dieser beiden Fluide sollte ein unbeweglich es Produkt ergeben, so daß beide Frakturen gesteuert oder angehalten werden, sobald eine in einer Zone entstehende Fraktur, die eines der Fluide enthält, in eine Fraktur in der anderen Zone einbricht, die das andere Fluid enthält. Dieses Aufhalten der Frakturen kann vorteilhafterweise durch die Bildung eines unbeweglichen Produktes erreicht werden, wenn an der Kontaktstelle eine Sperre gebildet wird. Die Sperre sollte dazu tendieren, den fortgesetzten Einfluß jedes der beiden Fluide in die andere Fraktur zu verhindern oder zu hemmen. Es wird weiterhin in Betracht gezogen, daß das Vordringen beider Frakturen zum Aufhören oder wenigstens dazu tendiert, von der Grenzfläche der beiden Zonen weggerichtet zu werden, wenn die Sperre eine unbewegliche Ausfällung wie die ist, die bei der Reaktion zwischen Natriumsilikat und Calciumchlorid gebildet wird.
• Nach einem bevorzugten Aspekt enthält das erste Fluid eine Lösung eines Alkalimetallsilikats, am meisten bevorzugt Natriumsilikat. Andere Alkalimetalle können ebenfalls verwendet werden, wie Kalium, Lithium, Caesium und Rubidium. Beispiele spezifischer Alkalimetallsilikate sind Natrium- und Kaliumorthosilikat, Natrium- und Kaliummetasilikat, Natrium- und Kaliummetasilikatpentahydrat und Natrium- und Kaliumsequisilikat. Die vorgenannten Verbindungen können entweder als solche oder in Mischung verwendet werden.
• Obwohl Alkalimetalle vorgezogen werden, können andere Verbindungen wie Ethylsilikat und Methylsilikat verwendet werden, die an ein Silikat gebunden sind und bei Berührung mit einem anderen reaktionsfähigen Fluid Kieselerde freisetzen.
• In einer bevorzugten Ausführung der Erfindung ist das erste Fluid, das als erstes in die Zone niedriger Spannung eingegeben werden sollte, eine wäßrige Natriumsilikatlösung. Vorzugsweise sollte das Verhältnis von SiO&sub2; zu Na&sub2;O in dem Natriumsilikat ungefähr 2.33 betragen. Die Konzentration der aktiven Inhaltsstoffe in der Natriumsilikatlösung sollten von etwa 5 bis etwa 50 Gew.-Prozent reichen, wobei die "aktive" Konzentration als der kombinierte Gehalt an Na&sub2;O und SiO&sub2; in Gew.-Prozent bestimmt ist. Die aktive Konzentration von Natriumsilikat im ersten Fluid sollte vorzugsweise nicht weniger als etwa 5 % betragen, um zur Bildung einer Fällung des Sperrenproduktes bei Kontakt mit dem Calciumchlorid in dem zweiten Fluid zu führen. Ein bevorzugter aktiver Konzentrationsbereich ist von etwa 20 bis etwa 40 Gew.-Prozent im ersten Fluid, wobei eine besonders bevorzugte Zusammensetzung 38,3 Gew.-Prozent enthält.
• Neben der Konzentration der aktiven Inhaltsstoffe im ersten Fluid, z.B. Natriumsilikat, ist ein weiterer wichtiger Parameter die Viskosität des ersten Fluids, die hinreichend niedrig sein sollte für die radial nach außen gerichtete Bewegung des ersten Fluids aus der Bohrung durch die Formation. Es sollte daher die Notwendigkeit zu einer hinreichend hohen Konzentration an Natriumsilikat (oder einer anderen reaktionsfähigen Verbindung) im ersten Fluid gegen die Notwendigkeit abgewogen werden, daß ein erstes Fluid eine hinreichend niedrige Viskosität hat. Die aktive Konzentration im ersten Fluid kann dementsprechend in Abhängigkeit von der gewünschten Viskosität, der Permeabilität der Formation, der Zusammensetzung des zweiten Fluids und der gewünschten Festigkeit des Sperrenproduktes variiert werden. Im allgemeinen nimmt die Festigkeit des Sperrenproduktes proportional mit der Konzentration von Kieselerde in der Mischung der Natriumsilikatlösung und dem Aktivierungsmittel zu. Unter der Annahme, daß das Aktivierungsmittel keine Kieselerde enthält und das Sperrenprodukt aus gleichen Anteilen der Natriumsilikatlösung und des Aktivierungsmittels hergestellt wird, sollte z.B. eine Natriumsilikatlösung von 6 Gew.-Prozent ein Sperrenprodukt mit einer Kieselerdekonzentration von 3 Gew. -Prozent ergeben.
• In einer besonders-bevorzugten Ausführung ist das erste Fluid eine flüssig Natriumsilikatlösung mit einem spezifischen Gewicht von 1,39 gm/cm³ und einer Viskosität von 200 bis 210 centipoise bei 750º C. Die Natriumsilikatlösung besteht vorzugsweise aus 9,1 % Na&sub2;O, 29,2 % SiO&sub2; und 61,72 % H&sub2;O. Diese Spezifikationen werden für Natriumsilikat vom Grad 40 angegeben, ein Handelsprodukt, das von Diamond Alkali erhältlich ist. Es ist klar, daß, wie bei Fachleuten in der Technik erkannt wird, andere Konzentrationen und Spezifikationen verwendet werden können.
• Zusätzlich zur Auswahl eines Fluids nach seiner Fähigkeit zur Bildung eines festen unbeweglichen Sperrenproduktes sollte sich eine mit der Technologie vertraute Person nach der Art der Anforderungen und Bedingungen der Formationsfrakturierung und anderen Überlegungen richten, die typischerweise bei hydraulischem Frakturieren berücksichtigt werden.
• Das zweite Fluid enthält bevorzugt eine Verbindung, die bei Kontakt und hinreichender Mischung mit dem ersten Fluid ein Sperrenprodukt bildet. Nach einem weiten Aspekt enthält diese Verbindung ein Aktivierungsmittel, Flockungsmittel, Reaktionsmittel oder Fällungsmittel. Obwohl das zweite Fluid einen Gelbildner enthalten kann (z.B. ein Dichtmittel mit einem inneren Katalysator), ist dies eindeutig weniger erwünscht als ein fällungsbildendes Mittel wie Calciumchlorid. Ein vorteilhaftes Merkmal der vorliegenden Erfindung liegt darin, daß in einer bevorzugten Ausführung die ersten und zweiten Fluide ihre niedrigen Viskositäten behalten, bis sie an der Grenzfläche zwischen den beiden Zonen in gegenseitige Berührung kommen. Weiterhin ist zusätzlich zur Reaktion mit dem ersten Fluid das zweite Fluid vorzugsweise so gewählt, daß es die zweite Zone unter Zunahme ihrer Permeabilität wirksam frakturiert. Das zweite Fluid sollte nicht nur nach seiner Wirksamkeit als Frakturierfluid gewählt werden, sondern auch nach seiner Fähigkeit, bei Kontakt mit dem ersten Fluid rasch ein Sperrenprodukt zu bilden. Es sollte in dem Sinne mit dem ersten Fluid unverträglich sein, daß die beiden nicht unter Bildung einer dritten Lösung mischbar sein sollen, sondern stattdessen so augenblicklich wie möglich eine Fällung bilden. Daher sollte das zweite Fluid eine Verbindung enthalten, die in gewisser Weise gegenüber dem Alkalimetallsilikat oder den anderen Verbindungen, die das Alkalimetallsilikat ersetzen, reaktionsfähig ist. Vorzugsweise reagiert das zweite Fluid augenblicklich mit dem Alkalimetallsilikat im ersten Fluid unter Bildung einer unbeweglichen Fällung. Vorzugsweise enthält das zweite Fluid eine wirksame Menge eines zweiwertigen Kationensalzes. Stärker bevorzugt enthält das zweite Fluid eine Lösung von Calciumchlorid, das bei Kontakt und Mischung mit Natriumsilikat eine Calciumsilikatfällung ergibt. Im weiteren Sinne kann das zweite Fluid zum Beispiel Säuren und Säurevorgänger wie Chlor, Schwefeldioxid, Schwefeltrioxid enthalten. Es wird auch in Betracht gezogen, daß das zweite Fluid wässrige Lösungen von wasserlöslichen Salzen zweiwertiger Metalle wie die Halogenid- und Nitratsalze von Eisen, Aluminium, Calcium, Barium, Strontium, Kobalt, Nickel, Kupfer, Quecksilber, Silber, Blei, Chrom, Zink, Cadmium und Magnesium enthalten kann. Wenn jedoch das erste Fluid eine Natriumsilikatlösung umfaßt, wird es vorgezogen, daß das zweite Fluid eine Lösung von Calciumchlorid umfaßt.
• Verschiedene Ausführungen und Abänderungen dieser Erfindung sind in der vorhergehenden Beschreibung beschrieben worden. Solche Ausführungen und Abänderungen sollten nicht so angesehen werden, daß sie in irgendeiner Weise den Umfang der Erfindung einschränken, der durch die nachfolgenden Ansprüche bestimmt ist. Andere Variationen des Beschriebenen fallen ebenfalls in den Umfang der Erfindung. Beispielsweise können die ersten und zweiten Fluide zusätzlich zu den vorerwähnten Verbindungen zusätzliche Inhaltsstoffe enthalten einschließlich von Stützmitteln und üblichen Frakturierfluiden.

Claims (10)

1. Verfahren zur hydraulischen Frakturierung einer unterirdischen Formation, bei dem ein erstes Fluid (A) durch eine Bohrung (4) in eine erste Formationszone (I) und ein zweites Fluid (B) durch die Bohrung (4) in eine zweite, der ersten Zone (I) benachbarte Formationszone (II) eingespritzt wird, wobei die ersten und zweiten Fluide unter zur Frakturierung ausreichenden Drücken in beide Formationen eingespritzt werden;

dadurch gekennzeichnet, daß der Minimalstreß in der zweiten Zone (II) größer ist als der Minimalstreß in der ersten Zone (I); die ersten und zweiten Fluide (A, B) so sind, daß sie bei Berührung ein Fraktursperrenprodukt bilden; daß sich in den Zonen im wesentlichen vertikale Frakturen bilden; und daß die Anordnung so getroffen ist, daß sich dort, wo sich Frakturen aus den beiden Zonen verbinden oder ineinanderbrechen, die Fluide unter Bildung eines Sperrenproduktes mischen, das das weitere Vordringen der Frakturen von einer Zone in die andere Formationszone im wesentlichen anhält.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß sich die Frakturen an oder nahe der Grenzfläche zwischen der ersten (I) und der zweiten (II) Formationszone verbinden oder ineinanderbrechen, derart, daß die Berührungsstelle zwischen den ersten (A) und zweiten (B) Fluiden an der Grenzfläche zwischen den ersten (I) und zweiten (11) Formationszonen liegt.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, ferner dadurch gekennzeichnet, daß die Bohrung (4) in einen ersten Teil, der zur ersten Formationszone (I) horizontal ausgerichtet ist, und einen zweiten Teil geteilt wird, der zur zweiten Formationszone (II) horizontal ausgerichtet ist.

4. Verfahren nach Anspruch 1, 2 oder 3, weiter dadurch gekennzeichnet, daß die Bohrung (4) abgedichtet wird, um den Fluß des ersten Fluids (A) in die zweite Formationszone (II) oder den Fluß des zweiten Fluids (B) in die erste Formationszone (I) zu verringern.

5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß das erste Fluid (A) anfänglich vor dem anfänglichen Einspritzen des zweiten Fluids (B) eingespritzt wird.

6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß eine Verzögerung zwischen der anfänglichen Einspritzung des ersten Fluids (A) und der anfänglichen Einspritzung des zweiten Fluids (B) besteht, die ausreicht, um die Bildung von Frakturen in der ersten Zone (I)voraus von Frakturen in der zweiten Zone (11) herbeizuführen.

7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß die Frakturen in der ersten Zone (I) hinreichend im Voraus zu den Frakturen in der zweiten Zone (II) gebildet werden, um den Minimalstreß in der ersten Zone (I) zu erhöhen.

8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß der Minimalstreß in der ersten Zone (I) auf einen Wert erhöht wird, der über dein Minimalstreß der zweiten Zone (II) liegt.

9. Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, daß der Minimalstreß der ersten Zone (I) um einen ausreichenden Betrag erhöht- wird, um das Frakturvordringen von der zweiten Zone (II) in die erste Zone (I) anzuhalten.

10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, daß das erste Fluid (A) mit dem zweiten Fluid (B) chemisch reagiert.