DE2347110A1

DE2347110A1 - Verfahren zur oelgewinnung aus einer untertaegigen lagerstaette

Info

Publication number: DE2347110A1
Application number: DE19732347110
Authority: DE
Inventors: Charles Arles Christopher; Abdus Satter
Original assignee: Texaco Development Corp
Current assignee: Texaco Development Corp
Priority date: 1972-12-27
Filing date: 1973-09-19
Publication date: 1974-07-11
Also published as: US3818989A; CA998609A

Description

Patentassessor Harriburg, den 12. Sept. 1973

Dr. Gerhard Schupfner 769/HH

Deutsche Texaco A.Q.

2000 Hamburg 76 T 73082 (D 71,

Sechslingspforte 2

TEXACO DEVELOPMENT CORPORATION

135 East 42nd Street New York, N.Y. 10017

U.S.A.

Verfahren zur Ölgewinnung aus einer untertägigen Lagerstätte

Die vorliegende Erfindung betrifft die sekundäre und tertiäre Ölgewinnung. Erdöl in untertägigen Lagerstätten, nachfolgend als Öl bezeichnet, wird häufig durch eingedrungenes Wasser zu Förderbohrungen getrieben. Dieses eingedrungene Wasser kann beispielsweise aus einem großen, expandierenden Wasserreservoir stammen. Andererseits kann Wasser in die Lagerstätte injiziert worden sein, um, als Teil eines Sekundärgewinnungsverfahrens, Öl zu einer Förderbohrung zu treiben. In beiden Fällen verbleibt ein großer Ölanteil in dem Teil der Lagerstätte, der Wasser aufv/eist. Die Gewinnung dieses mit großen Wassermengen assoziierten Öls wird durch viele Faktoren verkompliziert. Ein Faktor sind die Retentionskräfte, die dazu neigen, das Öl von seiner Bewegung zu einer Förderbohrung

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abzuhalten. Viskosität und Kapillarität sind die den Retentionskräften zugrunde liegenden Faktoren. Der andere, die Gewinnung dieses Öls verkomplizierende Paktor ist die Tatsache, daß normale Fördermethoden bei Lagerstätten, in welche Wassereindringung stattgefunden hat, dazu neigen, große Wassermengen zusammen mit dem Öl zu fördern. Dieses Wasser stellt sich als ein Beseitigungsproblem dar, das die Wirtschaftlichkeit eines Ölgewinnungsprogrammes außerordentlich beeinflußt.

Das nach der Wassereindringung verbleibende Öl wird häufig gefördert durch Injizieren eines Fluids in die Lagerstätte, um das Öl durch die Lagerstätte zu treiben oder zu verdrängen hin zu einer Förderbohrung. Dieses Verfahren wird Sekundärgewinnung in dem Fall genannt, in dem das eingedrungene Wasser infolge von Kräften natürlichen Ursprungs, d.h. infolge Expansion eines Wasserreservoirs, durch die Lagerstätte treibt. Wo die Injektion eines Fluids zur Ölförderung einem anderen Versuch, Energie der Lagerstätte zuzuführen (Wasserinjektion, Gasinjektion, in situ-Verbrennung e.t.c), folgt, wird diese Injektion eines Fluids als Tertiärgewinnung bezeichnet. Zur Vereinfachung werden alle nachstehend aufgeführten Versuche, ein Fluid in eine Lagerstätte zur Ölverdrängung hin zu einer Förderbohrung zu injizieren, als Sekundärgewinnungsverfahren bezeichnet ungeachtet .der Sequenz oder Zahl von Ereignissen, die vor dem in Rede stehenden Gewinnungsprogramm lagen.

Zuzüglich zur Ölgewinnung wird auch das Wasser in der Lagerstätte in großen Mengen gefördert. Auch die Viskositäts- und Kapillarkräfte neigen zur Verminderung der Ölförderung. Die retentiven Viskositätskräfte können beispielsweise durch Erwärmen der Formation bis zu dem Punkt, an welchem die Viskosität des Lagerstättenfluids gleich oder kleiner als die Viskosität des Verdrängungsfluids wird, beseitigt werden, oder die Viskosität des Verdrängungsfluis wird erhöht. Wenn jedoch das Verdrängungsfluid nicht mit dem Öl mischbar ist, werden die Kapillarretentionskräfte nicht beseitigt, und das Fluid durch das Öl fingern und ein ungleichmäßiger Bereich v/ird

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herbeigeführt. Um beispielsweise die Kapillarretentionskräfte zu entfernen, ist es notv/endig, ein mit dem Öl mischbares Fluid zu verwenden. Wenn das Verdrängungsfluid mit dem Lagerstättenöl mischbar ist, wird die Grenzfläche zwischen dem Öl und dem Verdrängungsfluid beseitigt und damit auch die 'Kapillarretentionskräfte.

Der Ausdruck Verdrängungswirksamkeit bezieht sich auf den Ölanteil, der aus dem Teil der Lagerstätte, der tatsächlich von dem Verdrängungsfluid ausgeräumt wird, entfernt wird. Die Verdrängungswirksamkeit kann niedrig sein infolge der Grenzflächenspannung an der Grenzfläche zwischen Verdrängungsfluid und dem Lagerstättenöl. Falls die Grenzflächenspannung beseitigt werden kann, vermindern sich die Kapillarkräfte auf Hull und das Öl kann aus den Teilen der Lagerstätte, die mit dem Verdrängungsfluid in Kontakt treten, vollständig verdrängt werden.

Der Ausdruck Ausschöpfungswirksamkeit bezieht sich auf den Prozentgehalt an Lagerstätte, die tatsächlich mit dem Verdrängungsfluid in Kontakt tritt oder ausgeschöpft wird unabhängig von Ölanteil, der aus dem ausgeschöpften Teil oder der Verdrängungswirksamkeit entfernt wird. Ein Hauptgrund geringer Ausschöpfungswirksamkeit fällt mit der Tatsache zusammen, daß das injizierte Verdrängungsfluid im allgemeinen eine niedrigere Viskosität als das zu verdrängende Öl aufweist.

Wenn die Viskosität des das Lagerstättenöl zu den Förderbohrungen verdrängende Fluid niedriger als die des Öls ist, tritt ein Frühdurchbruch des Treibfluids in die Förderbohrungen auf. Das Verdrängungsfluid fingert tatsächlich durch die Lagerstätte und erreicht die Förderbohrung bevor ein adäquater Lagerstättenteil ausgeräumt worden war. Die Viskositätseinflüsse auf die Ausschöpfungswirksamkeit können als Mobilitätsverhältnis beschrieben werden. Das Mobilitätsverhältnis ist durch die folgende Beschreibung definiert.

M= 2' 2

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M das. Mobilitätsverhältnis, u₂ und u.. die Viskositäten von Verdrängungsfluid und verdrängtem Fluid (Öl) und Kp und K^ die Formationspermeabilitäten in Bezug zum Verdrängungsfluid und zum verdrängten Fluid

bedeuten.

Bei hohen Mobilitätsverhältnissen tritt das Phänomen,üblicherweise als "Fingering" bezeichnet, auf und das Verdrängungsfluid breitet sich nicht als einheitliche Front gegenüber dem Lagerstättenöl aus, sondern stößt an verschiedenen Punkten in fingerähnlichen Stellungen vor, was zu einem frühzeitigen Durchbruch in die Förderbohrungen führen kann. Das von den Fingern des Verdrängungsfluids nicht berührte Öl bleibt normalerweise ungefordert in Lagerstättentaschen zurück. Diese Taschen sind isoliert und voraussichtlich für immer verloren. Die Gleichung zeigt, daß das Mobilitätsverhältnis und der Fingeringgrad direkt proportional dem Verhältnis von Wasserviskosität zu Verdrängungsfluidviskosität, u^/up, ist. Da die meisten Verdrängungsfluide weniger viskos als das verdrängte Öl sind, wird das Mobilitätsverhältnis normalerweise ziemlich hoch sein und eine geringe Flächenausschb'pfungswirksamkeit (aerial sweep efficiency) wird infolge Fingering auftreten.

Die Erfindung liefert ein Verfahren zur Erhöhung des Anteils der Ölförderung relativ zur Wasserförderung, indem die Ölförderung inhibierenden Probleme von Viskosität und Kapillarität gelöst werden, oder gleichzeitig ein Verfahren zur Verzögerung der Wasserförderung.

Die Erfindung beinhaltet ein Olgewinnungsverfahren aus untertägigen Lagerstätten, enthaltend öl und ein wässriges Fluid. Die Lagerstätte ist von mindestens einer Injektions- und einer Förderbohrung durchteuft. Ein Verdrängungsfluid wird durch die Injektionsbohrung injiziert und Öl aus der Förderbohrung gefördert. Das Fluid besteht aus einer Mischungsmenge von Kohlenwasserstoff lösungsmittel, kolloidalem SiOp, Wasser und einem hochmolekularen Polymeren. Diesem Fluid folgt ein weite-

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res, um die Menge (slug) durch die Lagerstätte zu treiben. Die Erfindung betrifft auch das Verdrängungsfluid.

Die Figur 1 stellt eine typische Situation in einer ölhaltigen Lagerstätte dar, wenn das Verdrängungsf luid von einer Injektions- zu einer Förderbohrung strömt.

Die Figur 2 ist die graphische Wiedergabe der Vorteile des erfindungsgemäßen Verfahrens in einer Öllagerstätte mit hoher Wassersättigung.

Es kommt häufig vor, daß eine untertägige Öllagerstätte einen großen Wasseranteil oder Anteil eines wässrigen Fluids, ,wie beispielsweise Sole, zusätzlich zum Öl enthält. Dieses Wasser oder wässrige Fluid kann natürlichen Quellen entstammen, wie beispielsweise einem Wasserreservoir, oder kann auf künstlichem Wege eingeführt worden sein.

In einer, große Anteile sowohl an Wasser als auch an Öl enthaltenden Lagerstätte ist die Wassermobilität (K /u, wassereffektive Permeabilität/Wasserviskosität) sehr groß im Vergleich mit der Ölmobilität (K_Q/u₀, öleffektive Permeabilität/ Ölviskosität). Erfindungsgemäß wird die Wassermobilität relativ zu der des Öls durch Erhöhen der Viskosität eines ölmischbaren Slugs und/oder Erniedrigen der Formationspermeabilität gegenüber Wasser und/oder Erhöhen der Viskosität von injiziertem und Formationswasser vermindert. Erfindungsgemäß wird auch die Ölverdrängungswirksamkeit durch Injizieren eines Fluids in die Lagerstätte erhöht, wobei ein Teil des Fluids mit Öl mischbar oder im wesentlichen nicht mischbar mit Wasser ist.

Das neue Verdrängungsf luid enthält ein Lösungsmittel für das Öl, angedickt mit kolloidalem SiOp oder einem anderen geeigneten Material, um die Lösungsmittelviskosität auf die des Öls zu bringen, und emulgiert mit einer Wasser- oder Solelösung eines hochmolekularen Polymeren. Vorzugsweise wird ein oberflächenaktives Mittel oder multifunktionelles Material zuge-

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setzt, um die Emulsions Stabilität zu verbessern und die Oberflächenspannung, die das Öl an den Mineraloberflächen hält, zu erniedrigen. Einem Slug dieses primären Verdrängungsfluid folgt die kontinuierliche Injizierung eines anderen Fluids, wie beispielsweise Wasser oder Sole.

Die Einflüsse einer solchen Fluidmenge auf das Lagerstättenfluid können, wie folgt, erklärt werden, jedoch sei darauf hingewiesen, daß die Erfindung nicht durch einen besonderen Mechanismus begrenzt wird:

1.) Der ölmischbare, angedickte Lösungsmittelteil des Slugs bildet eine stabile Front gegenüber dem Öl, da die Mobilität des angedickten Lösungsmittels sich der des verdrängten Lagerstättenöls annähert. Da auch das Lösungsmittel mit dem Öl mischbar ist, wird die retentive, die Ölbewegung hindernde Kapillarkraft beseitigt. Das Fingering wird somit erniedrigt und gestiegene Yerdrängungs- und Flächenausschöpfungswirksamkeit wird erzielt.

2.) Die Emulsion von Polymer und Wasser tritt in Kontakt mit dem Lagerstättenwasser und etwas Polymer geht an dieses Wasser verloren. Dieses verlorene Polymer erhöht die Viskosität des Lagerstättenwassers und vermindert ständig die Lagerstättenpermeabilität gegenüber diesem Wasser. Dies führt zu einer Mobilitätsabnahme des Lagerstättenwassers.

5.) Wach der Injektion der Erdöllösungsmittel, kolloidales SiOp, Wasser und Polymer enthaltenden Menge wird billigeres Material, beispielsweise Wasser oder Sole, injiziert, um den Slug (Menge) durch die Formation zu drücken. Die Front des nachfolgenden Wassers wird kontinuierlich mit Polymer aus dem Slug verdickt. Somit werden sich die Mobilitäten von nacheilendem Wasser und Slug aneinander nähern und die Flächenausschöpfungs- und Yerdrängungswirksamkeit des nacheilenden Wassers werden gesteigert.

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Im anderen Falle kann die Führungsflanke des nacheilenden Wassers vor Injektion mit einem geeigneten Material eingedickt werden.

Die Größe der Menge kann stark schwanken, was von den Lagerstättenbedingungen und wirtschaftlichen Gesichtspunkten abhängt. Die Größe der Menge ist nicht kritisch, solange genug Verdrängungsfluid vorhanden ist, um wirkungsvoll die Lagerstätte auszuräumen. Beispielsweise sollte ein Slug von etwa 5 bis 50 % des Porenvolumens befriedigend sein. Für die meisten Anwendungen ist ein Slug von etwa 15 bis 25 % des Porenvolumens zu bevorzugen.

Das Kohlenwasserstofflösungsmittel der Menge muß ein Lösungsmittel für die Lagerstättenkohlenwasserstoffe sein, d.h. es muß mischbar.mit den Lagerstättenkohlenwasserstoffen sein. Beispiele typischer, geeigneter Kohlenwasserstoffe sind Aromaten, wie beispielsweise Benzol und Toluol, und Aliphaten, wie beispielsweise LPG, Propan, Butan, Isobutan, Pentan, Isopentan und Hexan. Auch Mischungen geeigneter Kohlenwasserstoff lösungsmittel, die, wenn sie vermischt sind, ihre Mischungseigenschaften gegenüber den Lagerstättenkohlenwasserstoffen beibehalten, sind geeignet. Ein speziell verwendbares Lösungsmittel sollte ein leichter Schnitt des vermuteten Rohöls ein. Andere Lösungsmittel ergeben sich aus dem Stande der Technik.

Kolloidales SiOp wird als Verdicker für den Lösungsmittelteil der Menge bevorzugt. Das geeignete kolloidale SiOg für das erfindungsgemäße Verfahren sollte eine Teilchengröße von etwa 7 bis 15 Millimikron aufweisen. Bei dieser Größe wird das kolloidale SiO₂ alle Lagerstätten mit sehr kleinen Porenöffnungen passieren können. Beispielsweise weist eine Lagerstätte mit sehr niedriger Permeabilität von z.B. 0,16 Millidarcies eine entsprechend kleine Porengröße von 25 bis 100 Mikron auf. Das zur Verwendung im erfindungsgemäßen Verfahren eingesetzte kolloidale SiOg wird somit auch durch die

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kleinsten, in untertägigen Kohlenwasserstofflagerstätten vorhandenen Poren passen tmd eine konstante Viskosität im Fluid aufrechterhalten.

Das kolloidale SiO₂ unterscheidet sich von präzipitiertem oder Silieagel. Es ist ein abgerauchtes SiO₂, das sich aus kettenähnlichen, zusammen-gesinterten Formationen zusammensetzt. Diese Ketten sind verzweigt und weisen enorme, äußere Oberflächen von etwa 50 bis 400 m /Gramm auf. Jedes Segment in der Kette hat viele OH-Gruppen, die an Si-Atome an der Oberfläche gebunden sind. Wenn diese Segmente sich einander nähern, treten Wasserstoffbindungen der OH-Gruppen unter Bildung eines dreidimensionalen Netzwerkes auf. Kolloidale SiO_? sind auf dem Markt erhältlich, wie beispielsweise CAB-O-SIL der Cabot Corp. of Boston, Mass..

Wenn die SiO₂-!Deilchen im flüssigen Medium dispergiert sind, verhindert die durch SiOp-Teilchen gebildete Netzwerkstruktur die Molekülbewegungen des flüssigen Mediums. Dies wiederum führt zu einem Anstieg in der Viskosität der Flüssigkeit.

Es ist bekannt, daß die Dickungswirksamkeit des SiO₂ direkt zur Polarität der einzudickenden Flüssigkeit in Beziehung steht. Der Einsatz ausgewählter Additive (oberflächenaktive Stoffe und/oder multifunktionelle Verbindungen) kann die Dickungswirksamkeit des SiO₂ erhöhen. Im Fall der Kohlenwasserstofflösungsmittel reagieren die Additive mit der Grenzfläche zwischen SiO₂ und Lösungsmittel und steigern den durch die SiOg-Teilchen'hervorgerufenen Grad dreidimenionaler Vernetzung. Dies ermöglicht den Einsatz von weniger SiO₂, um die gleiche Verdickung der Lösungsmittel zu erhalten. Normalerweise bewirken weniger als 0,5 Gew.-%, bezogen auf einzudickende Gesamtflüssigkeit, Additiv einen merkbaren Viskositätsanstieg. Der Einsatz dieser Additive ist für eine erfolgreiche Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens nicht unbedingt notwendig. Jedoch können sie zur Optimierung der Wirksamkeit des Verdickungsprozesses eingesetzt werden.

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Das verwenbare, oberflächenaktive Mittel in der Menge kann jede Verbindung sein, die die Oberflächenspannung des Wassers herabsetzt, wodurch die Grenzflächenspannung zwischen Wasser und lagerstättenöl vermindert wird. Seife kann verwendet werden, wie beispielsweise die Natriumsalze hochmolekularer Alkylsulfate oder -sulfonate. Sehr brauchbar sind auch nichtionogene, oberflächenaktive Mittel, die normalerweise Reaktionsprodukte von hydrophobem und hydrophilem Material sind, wie beispielsweise das Reaktionsprodukt von gemischten Monoalkylphenolen und Äthylenoxid. Niederpolare Flüssigkeiten, wie die meisten Kohlenwasserstofflösungsmittel, werden normalerweise mittels anionischer, oberflächenaktiver Mittel, z.B. lineare Natrium-Alkylsulfonate, und multifunktioneller Verbindungen, z.B. Glykole, angedickt. Äthylen- und Propylenglykol sind typische Vertreter verwendbarer, multifunktioneller Verbindungen.

Der Wasseranteil der Menge kann Frischwasser oder Wasser, enthaltend wechselnde Anteile anorganischer Salze, z.B. Sole, sein.

Der Polymerteil der Menge kann jedes Polymer sein, das die relative Permeabilität der Formation gegenüber Wasser hinter der Verdrängungsfluidmenge vermindert. Das Polymer wandert aus dem Slug in das in der Lagerstätte vorhandene Wasser, um die Permeabilitätsverminderung zu erzielen. Typische Beispiele geeigneter Polymerer sind Polyacrylamide mit etwa O bis etwa 75 % zu Carboxylatgruppen hydroljsierter Amidgruppen. Bevorzugt werden etwa O bis etwa 30 % zu Carboxylatgruppen hydrolysierter Amidgruppen. Insbesondere eignet sich ein PoIy-.acrylamid mit einem Molekulargewicht höher als 6 Millionen und annähernd 5 % hydüilysierter Amidgruppen. Polysaccharide sind ebenfalls brauchbare Polymere, wie beispielsweise das auf

dem Markt erhältliche Kelzan MF, ein Xanthangummi durch bacterium xanthomonas campestris erzeugt. Polysaccharidmodifikationenjom ihren ionischen Charakter zu erhöhen, sind gleichfalls gut verwendbar.

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Ein anderer verwendbarer Polymertyp sind wasserlösliche Stärkederivate, enthaltend. Carboxylsulfonat-oder -sulfatgruppen in Form ihrer Natrium- oder Ammoniumsalze. Weitere Polymere sind -lösliche Zellulosederivate, Polyvinylalkohol, Polyvinylpyrrolidon, Poly-Acrylsäure, Poly-Alkylenoxid und PolyÄthyl enimine. Weitere, hier nicht aufgeführte Polymere können ebenfalls verwendet werden.

Nachfolgend ist ein Verfahren zur Herstellung des erfindungsgemäßen Fluids oder Slug (Menge) wiedergegeben: Unter schnellem Rühren wurden zu einem Wasservolumen 20 Gew.-? kolloidales SiO₂ gegeben und 5 "bis 20 %, bezogen auf zugesetztes SiO₂, eines polaren Additives hinzugefügt. Es bildete sich ein Gel. Es wurde unter Rühren ein Volumen Kohlenwasserstoff lösungsmittel, wobei dieses Volumen dem Wasservolumen entsprach, zugesetzt. Anschließend erfolgte die Zugabe eines Polymers in Wasser. Die Polymerkonzentrations im Wasser kann etwa 250 bis'2000 mgr./L, vorzugsweise etwa 750 mgr./L, betragen. Das hergestellte Fluid wurde nun mit Wasser und/oder lösungsmittel verdünnt, um ein typisches Fluid mit etwa 10 cP zu erhalten. Das Fluid^annähernd folgende Zusammensetzung:

100 mgr./L Polymer

800 " kolloidales SiO₂

400 " oberflächenaktives Mittel 20 % Wasser
80 % lösungsmittel

Das wichtigste Kriterium bei der Herstellung eines solchen Fluids ist die benötigte Viskosität. Die optimale Viskosität eines Sreibslugs liegt vor, wenn ein Mobilitätsverhältnis von etwa 1 zwischen Slug und Lagerstattenöl bewirkt wird. Die Slugviskosität kann, wie beschrieben, eingestellt werden.

Figur 1

stellt einen Querschnitt einer Öllagerstätte (12), die zuvor mit Wasser geflutet worden war, dar und enthält eine Ölsättigung S_Q iron 30 % und eine Wassersättigung S_w von 70 %. Die

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Lagerstätte wird von einer Injektionsbohrung (10) und einer Forderbohrung (11) durchteuft und beide Bohrungen stehen in fluider Kommunikation mit der Lagerstätte. Der Treibslug (14), enthaltend kolloidales SiOp, Wasser, Lösungsmittel und Polymer, wurde in die Injektionsbohrung (10) injiziert und floß eine Entfernung in die Lagerstätte aus. Der Bereich (13) ist der Teil der Lagerstätte, der noch nicht vom Treibfluid (14) "berührt worden ist. Der Bereich (15) hinter dem Treibslug enthält sehr wenig Öl (So etwa 2 %) und aus dem Slug auf das Formationsgestein adsorbiertes oder mechanisch zurückgehaltenes Polymere. Die relative Permeabilität zum Wasser wurde um mindestens den Faktor 3 vermindert. Der Slug treibt das Öl weiter vor sich her und läßt das meiste Wasser hinter sich zurück, bis der Slugdurchbruch an der Förderbohrung (11) auftritt.

Figur 2 ■ ■

gibt das Ergebnis ■ der mathematischen Simulierung des in einer linearen Lagerstätte durchgeführten erfindungsgemäßen Verfahrens wieder. Die hergestellte Lagerstätte hatte folgende Eigenschaften:

Dicke	8,84	jn
Porosität	0,19
absolute Permeabilität	0,194	Darcy
Anfangswassersättigung	65	%
Anfangsölsättigung	35	% ■
Ölviskosität	30	cP
Abstand
Injektor-Förderer	100,6	m

Fluide wurden bei der Simulierung getrennt injiziert. Ein "Vergleich der Leistungen jedes Fluids wurde vorgenommen. Das erf'indungsgemäße Fluid war bereits in seiner Zusammensetzung oben angegeben worden; das andere Fluid hatte eine ähnliche Zusammensetzung mit der Ausnahme, daß es kein Polymer enthielt. Die Leistungsergebnisse zeigt die Figur 2. Das erfindungsgemäße Fluid -mit Polymer- förderte 34,2 % Öl, während das Fluid ohne Polymer nur 22 % Öl förderte. Weiter wurde mittels

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des neuen Fluids das Öl bei einem nierigeren Wasser-Öl-Verhältnis gewonnen. Das extrem wirksame, neue Fluid erniedrigte die Restölsättigung auf 0,8 %.

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Claims

-'Vs- 234711 T 73082 Patentansprüche

1.) Verfahren zur Ölgewinnung aus einer untertägigen Öl und ein wässriges Fluid enthaltenden Lagerstätte, wobei die Lagerstätte von mindestens einer Injektionsbohrung und einer Förderbohrung durchteuft ist und ein Fluid in die Injektionsbohrung injiziert und Öl aus der Förderbohrung gefördert wird, dadurch gekennzeichnet, daß als Fluid eine Mischung eines Kohlenwasserstofflösungsmittels, kolloidales SiOp, Wasser und höher-molekulares Polymer injiziert wird.

2.) Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß mit einer Fluidmenge von etwa 15 bis etwa 25 % des Lagerstättenporenvolumens, das ausgeräumt werden soll, gearbeitet wird .

3.) Verfahren nach Anspruch 1 und 2, dadurch gekennzeichnet, daß das Fluid weiter ein oberflächenaktives Mittel und/ oder eine multifunktionelle Verbindung enthält.

4.) Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß nach der Fluidmenge wässriges Material injiziert wird.

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