DE2454044A1

DE2454044A1 - Hydraulisches frac-verfahren

Info

Publication number: DE2454044A1
Application number: DE19742454044
Authority: DE
Inventors: John Lawrence Fitch; Jun Edwin Elwood Glenn; Malcolm Krabill Strubhar
Original assignee: Mobil Oil Corp
Current assignee: ExxonMobil Oil Corp
Priority date: 1973-11-19
Filing date: 1974-11-14
Publication date: 1975-05-22
Also published as: ATA925574A; NL7415089A; AT338726B; US3858658A; CA1006089A; GB1479334A

Description

FATEIJTANWXLTE

DR.E.W5FGAND DIPL-ING. W. NIEMANN . 245 A 044 DR. M. KÖHLER DIPL-ING. C. GERNHARDT

MÖNCHEN HAMBURG TELEFON, 55547« 8000 MONCHEN 2, TELEGRAMME: KARPATENT MATHILDENSTRASSE 12

14. November 1974

W 42 173/74· Kd/tr

Mobil Oil Corporation New York, N.T. (V.St.A.)

Hydraulisches Frac-Verfahren

Die Erfindung bezieht sich auf ein hydraulisches Frac-Verfahren (hydraulische Rissbildung) in unterirdischen Formationen. Insbesondere bezieht sich die Erfindung auf ein hydraulisches Frac-Verfahren zur Bildung von langen vertikal angeordneten Rissen in dicken unterirdischen Formationen mit geringer Durchlässigkeit (Permeabilität).

. Hydraulische Frac-Verfahren wurden in weitem Umfang zur Erhöhung der Förderung von Kohlenwasserstoffen aus unterirdischen Formationen angewandt. Bei dieser Technik wird eine Frac-Flüssigkeit durch ein

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Bohrloch in die unterirdische Formation injiziert, in der ein Hiss ausgebildet werden soll. Auf die Frac-Flüssigkeit wird ausreichend hoher Druck angewandt, damit sich in der unterirdischen Formation" ein Riss bildet und weiter ausbreitet. Es wird im allgemeinen angenommen, dass in der Tiefe die gebildeten Risse vertikale Risse sind. Dies deshalb, da in der Tiefe die meisten Formationen eine bevorzugte vertikale Rissorientierung aufweisen, die sich auf natürlich vorkommende Schwächeflächen in der Formation gründet, denen entlang sich die Risse ausbreiten und fortschreiten. In der Frac-Flüssigkeit werden im allgemeinen Proppantmaterialien (schwerlosliche Feststoffe) mitgeführt und im Riss abgelagert, um diesen offen zu halten.

Es wurden verschiedene Arten von Frac-Flüssigkeiten angewandt. Die Bestimmung der hydraulischen Eigenschaften von Frac-Flüssigkeiten ist in dem Artikel von "What to Learn About Hydraulic Fracturing Fluids" von T.C. Buchley und D.L. Lord, The Oil and Gas Journal, Sept. 17, 1973, Seiten 84 bis 88 angegeben. Buchley et al geben an, dass die heutigen Frac-Flüssigkeiten in Newton'sehe Flüssigkeiten, Polymerlösungen, vernetzte Polymerlösungen, Emulsionen, Micellarlösungen und gelierte-organische Flüssigkeiten in Lösung mit einem verflüssigten Gas eingeteilt werden. Sie geben an, dass die Frac-Flüssigkeit sowohl mit dem Gesteinsmatrixmaterial und den in den Hatrixporen natürlich vorkommenden Flüssigkeiten verträglich sein sollte. Das gebildete Rissvolumen wird stark verringert, wenn ein 'grosser Teil der injizierten Flüssigkeit an porösen Rissflächen verloren

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geht. Wenn bei der Flüssigkeit ein zu grosser.Verlust auftritt, ist es im allgemeinen notwendig, teilchenförmiges und/oder gelatineartiges Material zuzugeben, das auf den Hissflächen einen Filterkuchen bildet, um den Verlust an die poröse Matrix zu regeln. Eine Flüssigkeit mit geringem Reibungsverlust ist zum Einbringen durch ein Bohrloch gunstig, da die an der Oberfläche angeordnete Pumpvorrichtung wirksamer ausgenützt werden kann. Eine viskose Flüssigkeit ist jedoch vorteilhaft, da eine solche den Proppant trägt, eine Beschädigung der Hisch- und Pumpeinrichtungen an der Oberfläche verhindert und breitere Risse und einen besseren Transport des Proppanten gewährleistet.

Bei Newton'sehen Flüssigkeiten wird das Kriterium des niedrigen Reibungsverlustes im allgemeinen von einer Flüssigkeit mit geringer Dichte und Viskosität erfüllt. Newton'sehe Flüssigkeiten werden jedoch als Frac-Flüssigkeiten wenig verwendet, da sie einen grossen Druckabfall im Bohrloch ergeben. Die meisten Frac-Flüssigkeiten sind Nichtnewton'sehe Flüssigkeiten. Newton'sehe Flüssigkeiten sind jedoch von Bedeutung, da sie die Hauptbestandteile in der Formulierung von Frac-Flüssigkeiten darstellen. Durch den Zusatz von Polymeren und/ oder anderen Bestandteilen zu Wasser, öl oder Alkohol werden heutzutage die meisten Frac-Flüssigkeiten gebildet.

In der US-PS 3 710 865 ist ein Frac-Verfahren beschrieben, bei dem eine verbesserte Öl-in-Wasser-Emulsion angewandt wird. Dort wird ausgeführt, dass es

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seit langem bekannt ist, dass die Flüssigkeitseffizienz einer Frac-Flüssigkeit hoch sein muss, wenn Eisse geeigneter Länge und Breite erhalten werden sollen. Der Ausdruck "Flüssigkeitseffizienz" ist bei Frac-Terfahren definiert als der Prozentsatz an injizierter Flüssigkeit, die im Hiss verbleibt und ist ein Mass für den Flüssigkeitsverlust. Viele Flüssigkeiten haben die Neigung, schnell in die Formationsmatrix au lecken oder zu sintern, und haben daher eine niedrige Flüssigkeitseffizienz. Die Flüssigkeitseffizienz kann durch Zusatz von Flüssigkeitsverlustreglern verbessert werden. Die Eigenschaften einer idealen Frac-Flüssigkeit sind folgende: niedriger Reibungsverlust in der Bohrführung, niedriger Flüssigkeitsverlust im Riss, hoher Reibungsverlust im Riss, gute Proppantsuspensionsfähigkeit und leichte Bildung aus der Formation und dem Riss. In letzter Zeit bestand ein Trend zur Verwendung von Frac-Flüssigkeitsformulierungen mit hoher Viskosität. Versuche haben gezeigt, dass bei geeigneter Injizierung dieser Flüssigkeiten diese zur Ausbildung breiter Risse beträchtlicher Länge verwendet werden können und dass sie in der Lage sind, grosse Proppingmittelteilchen in hoher Konzentration zu suspendieren.

In dem Artikel "Reservoir Fracturing - A Method of Oil Recovery from Extremely Low Permeability Formations" von L.E. Vilsey und W.G. Bearden, Transactions of the American Institute of Mining and Metallurgical Engineers, Band 201, Seiten 169 bis 175 (1954) werden Ergebnisse einer Analyse bezüglich der Wirkung der Rissbildung auf die Anfangsfliessgeschwindigkeiten und die end-

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gültige Gewinnung aus Formationen mit geringer Aufnahme- ' fähigkeit für öl angegeben. Diese Analyse zeigte, dass selbst bei Formationen mit einer so niedrigen Durchlässigkeit wie 0,1 Millidarcy Grossrissbi!düngen ölgewinnungen und Produktionen ergeben können, die jenen bei Formationen hoher Permeabilität nahe kommen. Es wurde angenommen, dass ein horizontaler Riss mit verhältnismässig hoher Flüssigkeitstragfähigkeit sich von einem Bohrloch erstreckte. Die Analyse führte dann zu einer Studie, um die Behandlungstechniken und notwendigen Materialien für die Bildung von Rissen dieser Grosse zu bestimmen. Diese Studie ergab, dass bei höherer Viskosität der Frac-Flüssigkeit und grösserem injiziertem Flüssigkeitsvolumen der gebildete Riss grosser ist. Die Permeabilität steht in umgekehrtem Verhältnis zum Rissradius, d.h. je niedriger die Permeabilität, desto grosser der Riss.

In einer Veröffentlichung mit dem Titel "Low Permeability Gas Reservoir Production Using Large Hydraulic Fractures" von Stephen Allen Holditch und R.A. Morse, die für das 45. Jährliche Herbstmeeting der Society of Petroleum Ingineers of Aime, 4.bis 7· Oktober 1970 vorbereitet wurde, wird eine Studie gezeigt, um bei Reservoiren mit geringer Permeabilität durch die Ausbildung von langen hydraulischen Rissen die Förderung zu beschleunigen. Bei dieser Studie wurde ein zweidimensionales Zweiphasen-numerisches Modell verwendet. Horizontale Risse mit Radien von etwa 300 und 900 m (1000 und 3000 feet), die im Zentrum der Formation angeordnet waren, wurden als Modell betrachtet. Ebenso wurden vertikale Risse mit Längen

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von 300 und 900 Metern (1000 und 3000 feet) in Form von Modellen betrachtet. Diese Untersuchung zeigte, dass die geringe Kapazität von Bohrungen in Formationen mit ausserordentlich geringer Durchlässigkeit durch hydraulische Rissbildung stark verbessert werden kann. Es wurde kein Versuch unternommen, um die Möglichkeit, die verschiedenen Risse zu erhalten, zu bestätigen oder festzustellen, dass diese Risse in einer spezifischen Formation absichtlich gebildet werden können.

In der Veröffentlichung mit dem Titel "A Staged Fracturing Treatment for Multisand Intervals" von B.B. Williams, G. Nieto, H.L. Graham und R.E. Leibach, vorbereitet für das 4-7. Jährliche Herbstmeeting der Society of Petroleum Engineers of Aime, 8. bis 11. Oktober 1972, ist eine Frac-Technik zur Stimulierung von massiven Formationen, die viele einzelne Sandlinsen enthalten, beschrieben. Diese Behandlung besteht aus einer Vielzahl einzelner Stufen, im Durchschnitt etwa 13. Jede Stufe besteht aus einem Flüssigkeitspolster, gefolgt von einer Proppant enthaltenden Flüssigkeit. Kugelabsperrer werden zur Trennung der Stufen verwendet.

Eine Veröffentlichung mit dem Titel "Graphic Solution to Fracture Treatment Design" von CR. Fast, Petroleum Engineer, Oktober 1973, Seiten 39 ^Dis 46 bezieht sich auf die Frac-Bildung in massiven Gassanden mit sehr geringer Permeabilität.. In dieser Veröffentlichung wird angegeben, dass das hydraulische Frac-Verfahren besonders zur Behandlung solcher Sande geeignet ist, und dass es notwendig sein wird, xngenieurmässige Rissbildungen durchzuführen, um einen Hauptteil des wirt-

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schaftlich lohnenden Sandes mit vertikalen Rissen zu versehen, die sich vom Bohrloch 300 m oder mehr in 2 Eichtungen erstrecken. Dies erfordert ein eelektives Fraccen der mehrfachen Sandzonen in den Bohrungen mit 1,9 Hillionen Litern oder mehr an Flüssigkeit, verteilt auf verschiedene Stufen. Es wird ausgeführt, dass Frac-Flüssigkeiten hoher Qualität und hohe Pumpgeschwindigkeiten erforderlich sein werden, um eine ausreichende Eisspenetration zu erreichen, damit eine angemessene Gasproduktion in wirtschaftlicher Hinsicht möglich wird.

Die Erfindung ist auf die Ausbildung von vertikalen Eissen in einer dicken unterirdischen Formation, die eine bevorzugte Eissorientierung aufweist, und von einer Bohrung durchdrungen wird, gerichtet. In die Bohrung wird in einer einzigen Stufe eine Frac-Flüssigkeit in einer Menge von wenigstens 1 249 000 Litern und bei ausreichendem Druck eingespritzt, um in der Formation einen vertikalen Eiss zu bilden und diesen weiter auszubilden. Die Frac-Flüssigkeit hat eine Viskosität von weniger als 100 Centipoise und enthält einen Proppanten in einer Menge von nicht mehr als etwa 0,48 kg/1 (4 pounds/gallon) und wird in die Formation mit einer Geschwindigkeit von nicht oberhalb 0,5 barreis pro Minute pro 0,3 πι (Fuss) der Formation injiziert. Gemäss einer Ausführungsform der Erfindung weist die Frac-Flüssigkeit eine hohe Leck-oder Sinter, fähigkeit auf.

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Gemäss der Erfindung wird ein Verfahren zur Ausbildung von langen,schmalen,vertikalen Rissen in einer dicken, unterirdischen Formation mit niedriger Permeabilität geschaffen. Das erfindungsgemässe Verfahren ist besonders bei Formationen geeignet, die eine Permeabilität von weniger als etwa von 0,1 md (Millidarcy) aufweisen, um die Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus diesen zu verbessern. Damit eine solche Behandlung wirtschaftlich interessant ist, sollte die Formation dick sein, d.h. eine Dicke von wenigstens etwa JO m aufweisen. Der darin gebildete Riss sollte sich senkrecht im wesentlichen entlang der gesamten Dicke der Formation oder wenigstens sich senkrecht über eine Entfernung von etwa 30 m (100 Fuss) erstrecken, und sich quer wenigstens die halbe und vorzugsweise die gesamte Länge des Drainageradius (Aktionsradius) der Bohrung erstrecken, die mit der Formation, in der der Riss gebildet wird, in Verbindung steht. Der normale Bereich der Bohrlochabstände für Bohrungen in solchen Formationen mit geringer Durchlässigkeit beträgt 324 000 bis 2 590 m (80 bis 640 acres). Der Drainageradius ist der Abstand vom Zentrum einer Bohrung zur Grenze des durch die Bohrung abgezapften Bereichs. Bei in regelmässigen Abständen angeordneten Bohrungen beträgt der Drainageradius die Hälfte des Abstandes der Bohrungen. Die Drainageradien für 324 000 und 2 590 000 m² (80 und 640 acres) betragen etwa 280 bis 790 m (933 und 2 Fuss). Der Riss sollte auch geproppt sein, um eine ausreichende Fliessfähigkeit für den Transport der Kohlenwasserstoffe, die von der Formation in den Riss fliessen, ohne unangemessenen Druckverlust sicherzustellen.

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Die Ausbildung eines langen Hisses in einer dicken Formation macht es erforderlich, dass grosse Volumen an Frac-Flüssigkeit und Proppantmaterial in die Formation eingebracht werden. Die Erfindung ist darauf gerichtet, das für die Ausbildung von laugen, vertikalen Hissen benötigte Proppantmaterial und die benötigte Frac-Flüssigkeit möglichst gering zu halten. Insbesondere ist die Erfindung darauf gerichtet, die Eigenschaften und Injektionsgeschwindigkeit der Frac-Flüssigkeit zur Bildung eines schmalen Hisses zu reglen, d.h., einen Hiss zu bilden, der nicht breiter als etwa 1,3 cm (1/2 inch) ist.

Bei dem erfindungsgemässen Verfahren wird ein langer, schmaler Riss in einer dicken Formation mit geringer Durchlässigkeit gebildet, indem durch eine Bohrung, die mit der Formation in Verbindung steht, in einem einzigen Arbeitsgang eine Frac-Flüssigkeit injiziert wird, die eine scheinbare Viskosität von nicht oberhalb 100 Centipoise, und vorzugsweise nicht oberhalb 50 Centipoise, aufweist, und die Proppantmaterial in einer Menge mitführt, die nicht oberhalb 0,48 kg/1 (4- pound/gallon) und im allgemeinen nicht mehr als 0,36 kg/1 (3 pound/gallon) liegt. Diese Frac-Flüssigkeit wird in die Formation in einem einzigen Arbeitsgang in einer Menge von wenigstens 1 249 000 Litern (330 000 gallons) und bei ausreichendem Druck injiziert, um in der Formation den vertikalen Riss zu bilden und weiterzuführen. Die Frac-Flüssigkeit wird in die Formation mit einer Geschwindigkeit von nicht mehr als 0,5 barreis pro Minute pro 0,3b (Füss) Formation eingebracht. Durch Anwendung

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einer Frac-Flüssigkeit mit niedriger Viskosität und durch Injizieren der Frac-Flüssigkeit bei einer Geschwindigkeit unter 0,5 barreis pro Minute pro 0,3m Formation wird ein schmaler Riss, d.h. ein Hiss mit einer Breite von nicht mehr als 1,3 cm (0,5 inch) in der Formation gebildet. Das Volumen von 1 249 000 Litern (330 000 gallons) ist ausreichend, um in der Formation einen vertikalen Riss mit einer Höhe von wenigstens 30 m (100 feet) über eine Entfernung von wenigstens 0,8 des Drainage-

p radius einer Bohrung mit einem 647 000 m (160 acre) Abstand zu bilden. Um einen solchen Riss mit Sand zu proppen, sind wenigstens etwa 204· 000 kg (4-50 000 lbs) Sand notwendig.

Es ist darauf hinzuweisen, dass solche Formationen

mit niedriger Permeabilität vorzugsweise unter Ver-

2 Wendung eines Musterabstandsvon wenigstens 64-7 000 m ( 160 acres) erschlossen werden. Die Mengen von

1 24-9 000 Litern Frac-Flüssigkeit und 204-000 kg Sand

ρ
sind auf einen 647 000 m Abstand bezogen. Der Abstand kann selbstverständlich grosser sein und kann beispiels-

weise 2 590 000 m (640 acre) betragen. Für einen ρ

2 590 000 m Abstand beträgt das maximale Volumen an

Frac-Flüssigkeit und das Gewicht des Sandes, das zur Ausbildung eines vertikalen Risses mit einer Breite von etwa 1,3 cm (0,5 inch), einer Höhe von 30 m (100 Fuss) über eine Entfernung in der Grössenordnung des Drainageradiuses nötig ist, etwa 5 680 000 Liter (1 500 000 gallons) und etwa 1 130 000 kg (2 500 000 lbs).

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Bei der Ausbildung solcher massiver, langer Hisse ist es ausserordentlich wichtig, dass die Breite des Risses geregelt wird, um die Volumen an Fracflüssigkeit und Proppantmaterial, die zur Bildung des Hisses erforderlich sind, in Grenzen su halten. Es ist wünschenswert, die Breite des Bisses auf unterhalb 1,3 cm (0,5 inch) zu halten. TSm solche sehr langen Risse wirksam zu erzeugen, ist es notwendig, dass der Riss in einem einzigen Arbeitsgang gebildet wird. Deshalb ist es, wenn die Bildung des Risses einmal begonnen hat, notwenig, die Weiterbildung desselben fortzusetzen, bis die gewünschte Risslänge erreicht ist. Es ist ferner notwendig, dass die verwendete Frac-Flüssigkeit eine scheinbare Viskosität von nicht mehr als 100 Centipoise aufweist und in die Formation mit einer Geschwindigkeit unter 0,5 barreis pro min pro 0,3 m Formation injiziert wird, um die Breite des gebildeten Risses auf unterhalb 1,3 cm zu begrenzen. Es ist sehr erwünscht, dass die Frac-Flüssigkeit eine hohe Leck- oder Sinterfähigkeit aufweist, d.h. die Flüssigkeitseffizienz der Frac-Flüssigkeit sollte wesentlich geringer als 100% sein. Die Flüssigkeitseffizienz steht zum Flüssigkeitskoeffizienten in Beziehung, wie dies in Hydraulic Fracturing, G.C. Howard und C.R.Fast,diskutiert wird. Beispielsweise ist' dort auf Seite 34 unter Bezugnahme auf den Frac-Flüssigkeit skoeffizienten angegeben, dass dieser Koeffizient von der verwendeten Frac-Flüssigkeit und von den Eigenschaften der Lagerstättenflüssigkeiten und des Gesteins abhängt. Ein hoher Koeffizient bedeutet schlechte Flüssigkeitsverlusteigenschaften und ein niederer Koeffizient bedeutet niedere Flüssig-

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keitsverlusteigenschäften. Es ist ferner erwünscht, dass die Frac-Flüssigkeit keine Flüssigkeitsverlustszusätze enthält. Die hohe Leckeigenschaft in Kombination mit der niedrigen Viskosität und der geringen Injektionsgeschwindigkeit gestattet es, dass ein Riss über grössere Entfernungen in einer Formation geringer Permeabilität gebildet werden kann, wobei die Breite des Risses auf unterhalb 1,3 cm geregelt wird.

Eine bevorzugte Frac-Flüssigkeit ist Wasser, obwohl andere Flüssigkeiten mit niedriger Viskosität, wie Rohöl, verwendet werden können. Geringe Mengen an Geliermitteln, wie Guargummi, können der Frac-Flüssigkeit zugegeben werden, um ihr für einen besonderen Fall gewünschte Eigenschaften zu verleihen. Deren Konzentrationen sind auf solche begrenzt, um eine scheinbare Viskosität der Flüssigkeit von weniger als 100 Centipoise zu ergeben. Der bevorzugte Proppant ist Sand mit einer solchen Grosse, dass er ein Netz mit einer offenen Maschenweite von 0,42 bis 0,84· mm passiert (20 bis 40 mesh). Es kann jedoch auch Sand mit anderen Grössenbereichen verwendet werden, z.B. solcher, der ein Netz mit einer offenen Maschenweite von 0,84 bis 2,0 mm (10 is 20 mesh) oder 0,25 bis 0,42 mm (40 bis 60 mesh) passiert. Die Konzentration an Sand in der Frac-Flüssigkeit ist vorzugsweise nicht höher als etwa 0,48 kg/1 (4 pounds/gallon) und beträgt normalerweise nicht mehr als etwa 0,36 kg/1 (3 pounds/gallon).

Eine dicke unterirdische Formation kann eine oder mehrere undurchlässige Schichten aufweisen, die sich durch die Formation erstrecken und diese wenigstens

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in ein erstes und ein zweites Reservoir teilen. Das erfindungsgemasse Verfahren ist für solche Formationen unter Ausbildung eines langen, schmalen Sisses in Jedem Reservoir geeignet. Solche Formationen sollten, um wirtschaftlich attraktiv zu sein, wenigstens eine Dicke von 60 m aufweisen und das erste und zweite Reservoir sollten jeweils wenigstens eine Dicke von 30 m haben. Bei dem erfindungsgenässen Verfahren wird durch eine Bohrung, die mit dem ersten Reservoir in Verbindung steht, in einem einzigen Arbeitsgang eine Frac-Flüssigkeit mit hoher Leckfähigkeit, die eine scheinbare Viskosität von weniger als etwa 100 Centipoise aufweist und einen Proppanten in einer Menge von nicht mehr als etwa 0,48 kg/1 enthält, injiziert. Wenigstens 1 249 000 Frac-Flüssigkeit werden in das erste Reservoir bei ausreichendem Druck injiziert, um in der Formation einen vertikalen Riss zu bilden und auszubreiten. Die Frac-Flüssigkeit wird in das erste Reservoir mit einer Geschwindigkeit von nicht mehr als etwa 0,5 barreis pro min pro 0,3 m zu behandelnder Formation injiziert. Nach Bildung des ersten vertikalen Risses im ersten Reservoir werden diese Stufen zur Bildung eines zweiten vertikalen Rissen im zweiten Reservoir wiederholt.

Das erfindungsgemasse Verfahren ist für gasenthaltende Formationen geeignet, die eine örtliche Gaspermeabilität von weniger als etwa 0,05 Millidarcy aufweisen. Es wird bevorzugt, eine wässrige Fr ac-Plüssigkeit zurBehandlung der gasenthaltenden Formationen zu verwenden, um eine Beschädigung der Formation und eine Verringerung der örtlichen Permeabilität zu vermeiden.

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Claims

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1. Hydraulisches Frac-Verfahreη zur Bildung eines vertikalen Risses in einer dicken, unterirdischen Formation, der eine bevorzugte vertikale Rissorientierung von einer in die Formation eindringenden Bohrung aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass Frac-Fliissigkeit in einstufiger Arbeitsweise über das Bohrloch in die Formation bei ausreichendem Druck injiziert wird, um in der Formation einen vertikalen Riss zu bilden und auszubreiten, wobei die Frac-Flüssigkeit eine Flüssigkeit mit einer scheinbaren Viskosität von weniger als etwa 100 Centipoise mit einem Gehalt an Proppant in einer Menge von nicht mehr als etwa 0,48 kg/1 umfasst,
und

mit einer Geschwindigkeit von nicht über etwa 0,5 barrels pro min pro 0,3 m Formation injiziert wird, und das Injizieren der Frac-Flüssigkeit durch das Bohrloch in die Formation fortgesetzt wird, bis wenigstens 1 24-9 000 Liter Frac-Flüssigkeit injiziert sind.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass eine Frac-Flüssigkeit mit hoher Leck- oder Sinterfähigkeit verwendet wird.

3- Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennaeichnet, dass als Frac-Flüssigkeit eine Frac-Flüssigkeit mit einer scheinbaren Viskosität von unter etwa

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50 Centipoise verwendet wird.

4· Verfahren nach einem der Ansprüche "1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass als Proppant Sand verwendet wird.

5· Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, eur Bildung eines vertikalen Risses in einer unterirdischen Formation mit einer Dicke von wenigstens 30 m, der eine bevorzugte vertikale Eissorientierung aufweist, wobei die Formation von einer Bohrung mit einem • Drainageradius von wenigstens 396 m durchdrungen wird, dadurch gekennzeichnet, dass wässrige Frac-Flüssigkeit mit hoher Leckfähigkeit in einstufiger Arbeitsweise über das Bohrloch in die Formation" bei ausreichendem Druck injiziert wird, um in der Formation einen vertikalen Riss zu bilden und auszubreiten, wobei die Frac-Flüssigkeit eine Flüssigkeit mit einer scheinbaren Viskosität von weniger als etwa 100 Centipoise mit einem Gehalt an Proppant in einer Menge von nicht mehr als 0,36 kg/1 umfasst, und mit einer Geschwindigkeit von nicht über etwa 0,5 barrels pro min pro 0,3 m Formation injiziert wird, und das Injizieren der Frac-Flüssigkeit durch das Bohrloch in die Formation fortgesetzt wird, bis wenigstens 1 249 000 Liter Frac-Flüssigkeit injiziert sind.

6» Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5» *ur Bildung von mehreren vertikalen Rissen in einer ■unterirdischen Formation mit einer Dicke von wenigstens 60 m, die wenigstens eine Schicht aufweist, die die unterirdische Formation in wenigstens ein erstes Reservoir und ein zweites Reservoir teilt, wobei jedes

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Reservoir wenigstens eine Dicke von 30 m aufweist, ■und die Formation von einer Bohrung durchdrungen wird, dadurch gekennzeichnet, dass

(a) Frac-Flüssigkeit mit hoher Leckfähigkeit in einstufiger Arbeitsweise über das Bohrloch in das erste Reservoir bei ausreichendem Druck injiziert wird, um in dem ersten Reservoir einen vertikalen Riss zu bilden und auszubreiten, wobei die Frac-Flüssigkeit eine Flüssigkeit mit einer scheinbaren Viskosität von weniger alsetwa 100 Centipoise mit einem Gehalt an Proppant in einer Menge von nicht mehr als etwa 0,48 kg/1 umfasst und mit einer Geschwindigkeit von nicht über etwa 0,5 barreis pro min pro 0,3 m des ersten Reservoirs injiziert wird,

(b) das Injizieren der Frac-Flüssigkeit durch das Bohrloch in das erste Reservoir fortgesetzt wird, bis wenigstens 1 249 000 Liter Frac-Flüssigkeit injiziert sind, und

(c) die Stufen (a) und (b) im zweiten Reservoir wiederholt werden.

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