DE2914224C2

DE2914224C2 - Verfahren zur Behandlung einer unterirdischen Formation mit einer aufgeschäumten Säure

Info

Publication number: DE2914224C2
Application number: DE2914224A
Authority: DE
Inventors: Gary Allen St. Louis Mo. Scherubel
Original assignee: Dow Chemical Co
Current assignee: Dow Chemical Co
Priority date: 1978-04-11
Filing date: 1979-04-09
Publication date: 1986-10-30
Also published as: US4237975A; GB2018863A; DE2914224A1; CA1092796A; GB2018863B

Description

(A) mindestens einem Alkyltrimethylammoniumchlorid, bei dem die Alkylkette 8 bis 18 Kohlenstoffatome enthält und die »mode« Alkylkettenlänge 12 oder 14 Kohlenstoff a tome beträgt und

(B) ein Aminoxid ist aus der Gruppe von Bis(2-hydroxyäthyl)kokosaminoxid, Dimethylhexadecylaminoxid und Dimethyl-hydriertes Talkaminoxid,

wobei die Komponenten (A) und (B) in folgendem Gewichtsverhältnis zueinander stehen:

(i) 45 :55 bis 85 :15, wenn die Komponente (A) Kokostrimethylammoniumchlorid ist und die Komponente (B) Bis(2-hydroxyäthyl)kokosaminoxid ist und

(ii) 40 :60 bis 95 :5, wenn die Komponenten (A) und (B) so ausgewählt sind, daß sie eine andere Kombination ergeben als diejenige von Kokostrimethylammoniumchlorid und Bis(2-hydroxyäthyl)kokosaminoxid.

8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet.daßdas das Schaummittel zusätzlich enthält

45

(C) ein Anlagerungsprodukt von Trimethyl-1-heptanol und 7 Mol Äthylenoxid und

(D) ein perfluoriertes oberflächenaktives Mittel der Formel

C₈F₁₇SO₂NHC₃H₆-

CH₃

/
-N-CH₃

CH₃

in der A- Cl-, F-, J- oder Br- ist, wobei die Komponenten (C) und (D) im Gewichtsverhältnis von 1 :1 bis 40 :1 vorhanden sind und wobei sowohl die Pufferflüssigkeit als auch die aufgeschäumte Säure, bezogen auf das Gewicht der flüssigen Phase die Komponenten (A; und (B) in einer Gesamtkonzentration von 0,035 bis 0,5 Gew.-% und die Komponenten (C) und (D) ia einer GesamtkoRzentraiicn von 0,03 bis 0,1 Gew.-% vorhanden sind.

9. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß man als erste Stufe eine wäßrige, im wesentlichen nicht aufgeschäumte und von Geliermittel freie Säure in die Formation einführt, dann die gelierte Pufferflüssigkeit, die das Schaummittel enthält, mit einer ausreichenden Geschwindigkeit und einem ausreichenden Druck in die Formation einführt, um einen Bruch der Formation zu verursachen, danach die aufgeschäumte Säure mit einer ausreichenden Geschwindigkeit und einem ausreichenden Druck in die Formation einführt, um den Bruch auszuweiten, und mindestens einen weiteren Zyklus der Einführung der gelierten Pufferflüssigkeit mit anschließender Einführung der aufgeschäumten Säure bei einer ausreichenden Geschwindigkeit und einem ausreichenden Druck wiederholt, um den Bruch weiter auszudehnen.

10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß man als letzte Stufe statt der aufgeschäumten Säure aufgeschäumte Salzsole einführt.

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Behandlung einer unterirdischen Formation nach £-;m Oberbegriff des Anspruchs 1.

Es ist allgemein bekannt, zur Behandlung von unterirdischen Formatieren eine aufgeschäumte Säure zu verwenden, die durch ein Bohrloch eingeführt wird. Diese Arbeitsweise wird beispielsweise beschrieben in der US-PS 31 00 528, wobei auch erwähnt wird, daß ein inertes Gaspolster vor der Einführung der aufgeschäumten Säure eingebracht werden kann. In 15 »Journal Petroleum Technology« 237 (März 1963) ist die Verwendung von mit Kohlendioxid aufgeschäumter Säure von Crawford et al beschrieben. Neill et al haben in »SPE Paper No. 738« (Oktober 6-9,1963) ebenfalls die Verwendung von Kohlendioxid bei einer Säurebehandlung von biologischen Formationen beschrieben. In der US-PS 33 23 593 werden aufgeschäumte Emulsionen für das Aufbrechen und/oder Ansäuern von Erdformalionen beschrieben. Die US-PS 33 58 763 zeigt die Verwendung von Stickstoff, der als Flüssigkeit der Säure zugegeben wird, und der dann unter Bildung eines

Schaums verdampft Die US-PS 33 30 346 richtet sich spezifisch auf Schäume, zu deren Herstellung eine besondere Klasse von Schaummittel verwendet. wird, v/obei auch erwähnt wird, daß diese Schäume zum Ansäuern verwendet werden können. In der US-PS 36 12 179 ist die Herstellung einer aufgeschäumten Säure beschrieben, wobei nacheinander Säure, ein wäßriges Schaummittel und ein Gas eingeführt werden und danach weitere Säurezugabe erfolgt. Die US-PS 39 37 283 befaßt sich mit den Parametern für eine optimale Schaumqualität.

Von einem gewissen Interesse auf diesem Gebiet ist auch die US-PS 39 80 136, die sich in erster Linie mit dem Aufbrechen von unterirdischen Formationen befaßt wobei eine teilweise Rücklaufstufe (bleedback step) vorgesehen ist und wobei vorgeschlagen wird, daß der Aufbrechschaum Säure enthalten kann, um die Tone zu stabilisieren. Auch in den US-PS 34 63 231 und 35 72 440 ist die Verwendung von aufgeschäumten Säuren beschrieben, doch sollen diese zur Reinigung des Bohrlochs dienen.

In US-PS 39 74 077 ist eine wäßrige Brechflüssigkeit für unterirdische Formationen beschrieben, die Galactomannangummi, Puffersubstanzen zur anfänglich sauren Einstellung der Flüssigkeit, eine Borationen in die Flüssigkeit abgebende Substanz und eine Verbindung zum Verschieben des pH-Wertes in <km alkalischen Bereich nach Einbringen in die Formation enthält

Aus DE-OS 24 13 767 ist ein Mittel zum Ansäuern ölführender Formationen bekannt, das eine wäßrige Lösung einer nichtoxydierenden Säure ist und einen niederen aliphatischen Alkohol in Mischung mit Octylalkohol in einer Menge vcn 70 bis 24 Vol-^C,-^ Alkoholgemisch enthält. Das Mittel wird in unterirdische Formationen eingebracht und erniedrigt die Grenz:"ächenspannung zwischen Öl und der wäßrigen Phase in der Formation.

Ungeachtet dieser zahlreichen Veröffentlichungen über die Behandlung von unterirdischen Formationen mit einer aufgeschäumten Säure hat sich diese Arbeitsweise nicht so erfolgreich entwickelt, wie erwartet werden könnte, wobei insbesondere dann Schwierigkeiten auftraten, wenn sie bei Geschwindigkeiten und Drücken durchgeführt wird, um den Bruch einer unterirdischen Formation zu initiieren oder auszudehnen. Aus Laboratoriumsuntersuchungen geht hervor, daß relativ hohe Verluste an fluidem Medium die Ursache sein könnten. Dieser scheint auf einer Kombination von Faktoren zu beruhen, wie zum Beispiel auf dem Brechen des Schaums nach der Reaktion der Säure mit der Formation, wodurch eine hohe Konzentration an Kalziumionen auftritt, auf dem Verlust von oberflächenaktivem Miltcl durch Aufnahme durch die Formation oder auf dem Verlust des inerten Gases, wodurch sich die Schaumqualität bis zu einem Punkt ändert, bei dem der Schaum nicht langer beständig ist.

Aufg&be der vorliegenden Erfindung ist es, ein verbessertes Verfahren zur Behandlung unterirdischer Formationen zu schaffen, das die Nachteile der bekannten Verfahren der Behandlung mit aufgeschäumter Säure, in der mindestens ein Teil der Formation löslich ist, vermeidet.

Diese Aufgabe wird bei dem Verfahren gemäß Oberbegriff durch die kennzeichnenden Merkmale von Anspruch 1 gelöst.

In den Unteransprüchen sind bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung beschrieben.

In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung werden 7,0 bis 30 Gew.-%, bevorzugt etwa 15 Gew.-%, Salzsäure als flüssiger Anteil des Schaums verwendet. Zusätzlich kann ein geeigneter Inhibitor vom Mannich-Typ verwendet werden.

Das Schaummittel ist ein Verschnitt von:

(A) mindestens einem Alkyltrimethyiammoniumchlorid, bei dem die Alkylkette eine Länge von 8 bis 18 Kohlenstoffatomen hat und die »mode« Alkylkettenlänge 12 oder 14 Kohlenstoffatome hat und
(B) einem Aminoxid ist aus der Gruppe von Bis(2-hydroxyäthyl)kokosaminoxid, Dimethylhexadecylaminoxid oder Dimethyl-hydriertem Talkaminoxid

wobei die Komponenten (A) und (B) im Gewichtsverhäitnis stehen von

(ii) 40 :60 bis 95 :5, wenn die Komponenten (A) und (B) so ausgewählt sind, daß sie eine andere Kombination ergeben als diejenige von Kokostrimethylammoniumchiorid und Bis(2-hydroxyäthyl)kokosaminoxid.

Weitere bevorzugte .Schaummittel enthalten zusätzlich zu den Komponenten (A) und (B):

(C) ein Anlagerungsprodukt von Trimethyl-l-heptanol

und 7 Mol Äthylenoxid und

(D) ein perfluoriertes oberflächenaktives Mittel der Formel

CH₃

/
CsF₁₇SO₂NHC₃H₆-N-CHj

CH₃

in der A- Cl-, F-, J- oder Br- ist.
Die Komponenten (C) und (D) stehen im Gewichtsverhältnis von 1 :1 bis 40 :1. Bezogen auf das Gewicht der flüssigen Phase des Schaumes enthält der Schaum bevorzugt die Komponenten (A) und (B) in einer Gesamtkonzentration von 0,035 bis 0,5 Gew.-°/o, insbesondere 0,13 bis 0,4 Gew.-%, und die Komponenten (C) und (D) in einer Gesarrrtkonzentration von 0,03 bis 0,1 Gew.-%, insbesondere 0,037 bis 0,07 Gew.-°/o, vorhergesehen als 3 :2-Volumenverschnitt.

Der Kombination der Säure wird ausreichend inertes Gas zugesetzt, damit ein Schaum von geeigneter Qualität entsteht. Bevorzugt wird als inertes Gas Kohlendioxid oder Stickstoff verwendet, und diese Gase werden besonders bevorzugt in einer ausreichenden Menge benutzt, um einen Schaum von einer Mitchell-Qualität von 0,55 bis 0,85 zu ergeben. Höhere Gasanteile führen zu einem etwas größeren Gasverlust.

Die gelierte, im wesentlichen nicht geschäumte Vorbehandlungsfüissigkeit oder Pufferflüssigkeit kann geliertes Wasser, gelierte Salzsole oder gelierte Säure sein. Als Salzsäure wird bevorzugt eine an Natriumchlorid gesättigte Sole verwendet. Unter »im wesentlichen nicht geschäumt« wird verstanden, daß diese Zusammensetzung eine nicht ausreichende Menge an Gas enthält, um ein beständiges zweiphasiges System von Gas und Flüssigkeit unter den Bedingungen in der Forma-

tion zu ergeben. Im Idealfall ist die Pufferflüssigkeit nicht aufgeschäumt, doch ist es von der mechanischen Seite her vorteilhaft, mindestens eine kleine Menge von Gas in die Behandlungsleitung einzuleiten, sobald die Behandlung aufgenommen worden ist Es liegt deshalb im Rahmen der Erfindung, ein temporär an der Erdoberfläche aufgeschäumtes Gel zu verwenden, von dem aber nicht erwartet wird, daß es beim Erreichen der Formation noch in Schäumform verbleibt.

Bei der Et Findung kommen als Geliermittel beziehungsweise Verdickungsmittel für die Pufferflüssigkeit natürliche, modifizierte und synthetische Gummen in Betracht, die in Wasser löslich oder dispergierbar sind und die in Gegenwart von Säure nicht ausfallen. Besonders geeignet sind Galaktomannan-Gummen und modifizierte Galaktoraannan-Gummen. Eine genaue Beschreibung derartiger Galaktomannan-Gummen ist in der bereits eingangs erwähnten US-PS 39 74 077 enthalten. Weitere geeignete Geliermittel sind verschiedene wasserlösliche oder in Wasser dispergierbare Cellulosederivate, wie Alkylcellulosen, Carboxyalkylcellulosen, Hydroxyaikyicellulosen und Aikyihydroxyalkyicellulosen. Spezifische Beispiele dafür sind Caiuoxymethyl-, Methyl-, Hydroxypropyl-, Hydroxypropylmethyl-, Hydroxyäthyl- oder Äthylhydroxyäthylcellulose. Als Geliermittel können auch synthetische wasserlösliche oder in Wasser dispergierbare Gummen verwendet werden, wie zum Beispiel Vinylpolymere, die durch Säure nicht ausgefällt werden, und Äthylenoxidpolymere.

Für die Herstellung des Gels kann auch ein vernetztes System verwendet werden, wie es beispielsweise beschrieben ist in den US-PS 33 01 723, 30 58 909, 39 74 077 und 38 88 312. Im allgemeinen sind jedoch unvernetzte Gele für die Zwecke der Erfindung befriedigend. Bei der Verwendung eines vernetzten Gels wird selbstverständlich darauf geachtet, daS Kombinationen von Geliermitteln und Vernetzem benutzt werden, die in Gegenwart von Säure keine unlöslichen Ausfällungen ergeben.

Bei Verwendung eines unvernetzten Gels hängt die Menge des in der wäßrigen Lösung verwendeten Geliermittels von der gewünschten Arbeitsviskosität der Lösung ab. Wäßrige Lösungen mit Viskositäten im Bereich von 20 bis lOOmPas sind besonders vorteilhaft, wobei die Viskosität mit einem Fann-Modell 35 Viskometer bei 100 upm bei derjenigen Temperatur gemessen wird, der die Flüssigkeit ausgesetzt werden soll. Die genaue Menge des zu verwendenden Geliermittels hängt im Einzelfall von der besonderen Natur des Geliermittels und seinem Viskositätsverhalten, der Temperatur der Flüssigkeit, der Permeabilität der Formation und des erwünschten Zeitraums für die maximale Viskosität bei der Arbeitstemperatur ab. Im allgemeinen werden 2,4 bis 12 kg Geliermittel pro m³ benutzt. Die optimalen Parameter können im Einzelfall für jedes spezielle System durch einfache Laboratoriumsexperimente ermittelt werden.

Falls erwünscht, können übliche Desemulgiermittel, zum Beispiel Enzyme, Persulfate, Endiolverbindungen, wie Ascorbinsäure, in der Bohrfutterflüssigkeit ebenfalls verwendet werden.

Bevorzugt enthält die gelierte Pufferflüssigkeit auch ein Schaummittel. Es können für diesen Zweck die gleichen Schaummittel verwendet werden, wie sie für die aufgeschäumte Säure benutzt werden. Auch die Mengenverhältnisse können im allgemeinen die gleichen sein. Am meisten be>'orzugt liegt aber der Bereich für die Gesamtkonzentration der Komponenten (A) und (B) bei 0,045 bis 0,18 Gew.-%.

Bei der Durchführung des Verfahrens nach der Erfindung werden die gelierte Pufferfiüssigkeit und aufgeschäumte Säure in die Formation nacheinander eingebracht Beide Flüssigkeiten können gegebenenfalls mit einer Grundgeschwindigkeit zugeführt werden. Die Vorzüge der Erfindung sind jedoch dann am deutlichsten, wenn die Erfindung in Verbindung mit einer zum Bruch führenden Säurebehandlung durchgeführt wird, ίο das heißt, wenn mindestens eine und in der Regel beide, die gelierte Pufferflüssigkeit und die aufgeschäumte Säure, mit einer ausreichenden Geschwindigkeit zugeführt werden, um einen Bruch der Formation zu initiieren oder auszudehnen. Bei einer Behandlung zur Erzeugung eines Bruches durch Ansäuern kann die gelierte Pufferflüssigkeit oder die aufgeschäumte Säure oder beide ein schwerlösliches Beschwerungsmittel enthalten. Bevorzugt wird sowohl bei einer Säurebehandlung durch Herbeiführung eines Druckes als auch bei einer Grundansäuerurig der Zyklus der Behandlung mit dear gelierten Pufferflüssigkeit und an', .fließend mit der aufgeschäumten Säure mindestens einmal, insbesondere mehrmals wiederholt

Falls erwünscht, kann vor der ersten Behandlung mit der gelierten Pufferflüssigkeit eine Behandlung mit üblicher Säure durchgeführt werden, das heißt mit einem Mittel, das im wesentlichen frei von Schaum und Geliermittel ist, und zum Beispiel 15% inhibierte HCl enthält Dadurch kann man ein Zusammenbrechen der Foimation einleiten. Eine gelierte Pufferflüssigkeit, die bevorzugt einen Verschnitt mit oberflächenaktiven Mitteln enthält, kann dann mit einer ausreichenden Geschwindigkeit zugeführt werden, um einen Bruch der Formation zu initiieren. Dann können aufgeschäumte Säure und alternierend das Gel und die aufgeschäumte Säure eingeleitet werden, um· den Bruch weiter zu führen und zum Schluß kann die Behandlung dadurch abgeschlossen werden, daß die zuletzt eingeführte aufgeschäumte Säure durch eine geeignete Verdrängerflüssijkeit, wie aufgeschäumte Salzsole, ersetzt wird.

Die Erfindung wird in den folgenden Vergleichsversu- >hen und Beispielen noch näher erläutert

Die folgenden Versuche wurden an 15,2 cm langen Kalksteinkernen mit einem Durchmesser von 2,5 cm durchgeführt Die Kerne wurden vertikal in einer Hassler-Zylindervorrichtung angeordnet und die Behandlungsflüssigkeiten wurden nach oben durch den Kern bei einem Rückdruck von 70 kg/cm² eingeführt. Wenn nichts anderes angegeben ist, enthielt die aufgeschäumte Säure auf das Volumen der Flüssigkeit etwa 0,4% eines Mannich-Typ-Korrosionsinhibitors und etwa 1,0% eines oberflächenaktiven Verschnittes, nämlich Kokostrimethylammoniumchloridlösung und Bis(2-hydr' >xyäthyl)kokosaminoxidlöäung im Volumenverhältnis 75 :25. Als inertes Gas wurde für den Schaum Stickstoff verwendet.

Vergleichsversuch 1

Ein Kern mit einer Permeabilität für eine »API« Salzsole γόη 4,4 Millidarcy (md) wurde mit Stickstoff gespült. Der Kern wurde dann mit einer aufgeschäumten 28%igen Salzsäure von einer Mitchell-Qualität von 0,55 behandelt. Nach 30 Minuten betrug der Stickstoffverlust, gemessen be^;24°C und 70 kg/cm²,51,6 ml.

Vergleichsversuche 2 bis 4

Beispiele 9bis 10

Unter im wesentlichen gleichen Bedingungen wie im Vergleichsversuch 1 wurde aufgeschäumte Säure von einer jeweiligen Mitchell-Qualität von 0,65,0,75 und 0,85 verwendet. Der Stickstoffverlust betrug jeweils 38,1 ml, 44,5 ml (21°C) und 62,1 ml(21°C).

Vergleichsversuch 5

In der gleichen Weise wurde ein anderer Kern mit einer Stickstoffpermeabilität von 4,4 md und mit aufgeschäumter Salzlösung behandelt, bevor die aufgeschäumte Säure eingeführt wurde. Die Säurekonzentration lag bei 15% HCI und der Schaum hatte eine Mitchell-Qualität von 0,75. Nach 30 Minuten war ein Stickstoffverlust von 12,6 ml bei 70 kg/cm² und 18° C eingetreten. Dieser Vergleichsversuch zeigt, daß eine aufgeschäumte Salzsole als Pufferflüssigkeit ein etwas verbessertes Ergebnis hinsichtlich des Gasverlustes gegenüber einem trockenen Kern ergibt.

Beispiele 1 bis 4

In der gleichen Weise, wie in den Vergleichsversuchen 1 bis 4 wurde 28%ige aufgeschäumte HCl von einer Mitchell-Qualität von jeweils 0,55, 0,65, 0,75 und 0.85 in Kerne eingeführt, die eine Permeabilität für eine »API« Salzsole von etwa 4,5 hatten. Bei jedem dieser Versuche wurde der Kern einmal zuerst mit einem Gel aus Leitungswasser und Hydroxypropylguar in einer Konzentration von 4,8 kg/m³ gesättigt. Der Stickstoffverlust nach 36 Minuten war bei den einzelnen Versuchen jeweils bei UmI (23°C), 0,9 ml (19°C), 2,4 ml (18° C) und 1,0 ml (22° C). Aus diesen Ergebnissen geht eine wesentliche Verbesserung gegenüber den Vergleichsversuchen 1 bis 5 hervor. Weiterhin konnte die Verbesserung des Verlustes an fluidcrn Medium innerhalb eines relativ weiten Bereiches der Schaumqualität festgestellt werden, wodurch eine genaue Kontrolle der Schaumqualität weniger kritisch ist.

Beispiele 5 bis 8

Es wurden verschiedene Geliermittel bei einer Kon-/cntration von 4,8 kg/m³ in Wasser an Kernen geprüft, die eine »API« Solepermeabilität im Bereich von 4 bis 6 md hatten, wobei die Arbeitsweise von Beispiel 1 mit einer 0,55-MitcheII-Qualität von geschäumter 28°/oiger HCl verwendet wurde. Nach 36 Minuten war der Ver-Iust an Stickstoff wie folgt:

Es wurde die folgende Testreihe bei Umgebungstemperatur unter Verwendung eines wäßrigen G-els von Hydroxypropylguar und einer aufgeschäumten 28%igen HCI einer Mitchell-Qualität von 0,55 durchgeführt, wobei der Effekt der Permeabilität und der Gelicrmittelkonzentration auf den Stickstoffverlust untersucht wurde. Bei diesen Versuchen wurde das Bohrfutter in die Kerne für 30 Minuten bei einer mittleren Strömungsgeschwindigkeit von 5,17 ml/min bei 70 kg/ cm² eingeführt. Es wurden folgende Ergebnisse erhalten:

ID Geliermittel	Kern permeabilität	ml N₂
konzentration	md	36 min
kg/m³
20 2,4	0,5	1,7
4,8	0,5	3,7
2,4	4,6	8,9
4,8	4,6	1,5
7,2	etwa 100	28,4

Für einen 100-md-Kern ist der Stickstoffverlust von 28.4 ml besonders auffällig. Aus diesen Ergebnissen geht hervor, daß Gele von niedriger Viskosität vorzuziehen sind, wenn du.' Permeabilität der Formation relativ niedrig ist. Obwohl die Erfindung auch in diesem Fall an keine Theorie gebunden sein soll, geht aus diesen Werten hervor, daß die Gele von niedriger Viskosität besser in der Lage zu sein scheinen, in die Formation einzudringen und dadurch eine tiefere beziehungsweise dickere Wand des Gels zu bilden, als mit viskoseren Gelen in Formationen von niedriger Permeabilität erreicht werden kann.

Geliermittel

N₂-Verlust

5. Hydroxypropylguar

6. Guargummi

7. Hydroxyäthylcellulose

8. Carboxymethylhydroxyäthylcellulose

U mi
04 ml
2,1 ml
1,1 ml

Aus diesen Versuchen geht hervor, daß die Natur des wäßrigen Geliermittels nicht kritisch ist. Geliertes Kerosin war aber nicht wirksam. Offensichtlich verursacht das Kerosin ein Zusammenbrechen des Schaumes. Der Stickstoffveriust war bei Verwendung eines solchen gelierten Kerosins als Bohrfutter 49.6 m nach 36 Minuten.

Claims

Patentansprüche:

1. Verfahren zur Behandlung einer unterirdischen Formation, die von einem Bohrloch durchdrungen ist, mit einer aufgeschäumten Säure, in der mindestens ein Teil der Formation löslich ist, durch Einbringen der aufgeschäumten Säure, gekennzeichnet durch Einbringen eines gelierten, im wesentlichen nichtaufgeschäumten flüssigen Mediums als Pufferflüssigkeit in das Bohrloch vor dem Einbringen der aufgeschäumten Säure.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens die aufgeschäumte Säure mit einer ausreichenden Geschwindigkeit und einem ausreichenden Druck eingeführt wird, um einen Bruch der Formation zu initiieren oder auszudehnen.

3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß die Folge des Einbringens der gelierten Pufferflüssigkeit und ^^ag anschließende Einbringen der aufgeschäumten Säure mindestens einmal wiederholt wird.

4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß die gelierte Pufferflüssigkeit als Geiiermittel »Guar Gum« oder Hydroxypropyl-Guar enthält

5. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens die gelierte Pufferflüssigkeit oder die aufgeschäumte Säure einen schwerlösliehen Feststoff enthält, wobei dieser schwerlösliche Feststoff mit einer ausreichenden Geschwindigkeit und einem ausreichenden Druck eingeführt wird, um einen Bruch der Formation zu initiieren oder auszudehnen.

6. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2. dadurch gekennzeichnet, daß sowohl die Pufferflüssigkeit als auch die aufgeschäumte Säure ein Schaummittel enthalten.

7. Verfahren nach Anspruch δ, dadurch gekennzeichnet, daß das Schaummittel in der Pufferflüssigkeit und in der aufgeschäumten Säure ein Verschnitt ist von