DE60308383T2

DE60308383T2 - Verfahren zum hydraulischen aufspalten unterirdischer formationen

Info

Publication number: DE60308383T2
Application number: DE60308383T
Authority: DE
Inventors: Kevin Houston ENGLAND
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2002-07-23
Filing date: 2003-07-15
Publication date: 2007-09-13
Anticipated expiration: 2023-07-16
Also published as: AU2003250063A1; DE60308383D1; EP1527255A1; CN1671945A; EP1527255B1; ATE339589T1; EA006833B1; CN1671945B; US6776235B1; MXPA05000443A; EA200500252A1; WO2004009956A1; NO335306B1; CA2492935A1; NO20050444L; CA2492935C

Description

Technisches Gebiet der Erfindung
Diese Erfindung bezieht sich allgemein auf das Fachgebiet der hydraulischen Zerklüftung in unterirdischen Formationen und insbesondere auf ein Verfahren und Mittel zum Optimieren der Bruchgefügeleitfähigkeit.
Hintergrund der Erfindung
Kohlenwasserstoffe (Öl, Erdgas usw.) werden aus einer unterirdischen geologischen Formation (d.h. einer "Lagerstätte") gewonnen, indem ein Bohrloch gebohrt wird, das die kohlenwasserstoffhaltige Formation durchdringt. Dies schafft einen begrenzten Strömungspfad für den Kohlenwasserstoff, um die Oberfläche zu erreichen. Damit der Kohlenwasserstoff "gefördert" wird, d. h. aus der Formation zum Bohrloch (und letztlich zur Oberfläche) wandert, muss ein ausreichend unbehinderter Strömungspfad aus der Formation zum Bohrloch vorhanden sein.
Die hydraulische Zerklüftung ist ein Hauptwerkzeug zum Verbessern der Bohrlochergiebigkeit durch Anordnen oder Erweitern von Kanälen vom Bohrloch zur Lagerstätte. Dieser Vorgang erfolgt im Wesentlichen durch hydraulisches Einleiten eines Zerklüftungsfluids in ein eine unterirdische Formation durchdringendes Bohrloch und Zwingen des Zerklüftungsfluids gegen die Formationsflöze durch Druck. Die Formationsflöze oder das Formationsgestein werden zum Splittern und Brechen gezwungen. In die Zerklüftung wird ein Proppant oder Stützmittel eingebracht, um zu verhindern, dass sich das Bruchgefüge schließt, womit ein verbesserter Fluss von abbauwürdigem Fluid, d. h. Öl, Gas oder Wasser, geschafft wird.
Der Erfolg einer hydraulischen Zerklüftungsbehandlung hängt mit der Bruchgefügeleitfähigkeit zusammen. Es ist bekannt, dass mehrere Parameter diese Leitfähigkeit beeinflussen. Erstens schafft das Proppant einen leitenden Pfad zum Bohrloch, nachdem das Pumpen gestoppt worden ist, weshalb die Proppantpackung kritisch für den Erfolg der hydraulischen Zerklüftungs behandlung ist. Es sind zahlreiche Verfahren entwickelt worden, um die Bruchgefügeleitfähigkeit durch richtige Wahl der Proppantgröße und -konzentration zu verbessern. Um die Bruchgefügeproppantleitfähigkeit zu verbessern, umfassen typische Lösungswege das Wählen des optimalen Stützmittels. Allgemeiner umfassen die gebräuchlichsten Lösungswege zum Verbessern der Leistung von gestütztem Bruchgefüge hochfeste Proppanten (falls die Proppantfestigkeit nicht hoch genug ist, zerbricht die Schließspannung das Proppant, wodurch Abrieb erzeugt und die Leitfähigkeit verringert wird), Proppanten mit großem Durchmesser (die Permeabilität oder Durchlässigkeit eines gestützten Bruchgefüges nimmt im Quadrat des Korndurchmessers zu), hohe Proppantkonzentrationen in der Proppantpackung, um weitere bzw. ausgedehntere gestützte Bruchgefüge zu erhalten.
Im Bestreben, den Rückfluss von in die Formation eingebrachten korpuskularen Proppantmaterialien zu begrenzen, werden gewöhnlich Proppant-Rückhaltemittel verwendet, damit das Proppant im Bruchgefüge verbleibt. Das Proppant kann beispielsweise mit einem aushärtenden Harz überzogen sein, das unter Bohrlochbedingungen aktiviert wird. Es sind auch verschiedene Materialien wie etwa Fasermaterial, Faserbündel oder verformbare Materialien verwendet worden. Im Fall von Fasern wird geglaubt, dass die Fasern zu einem Vlies oder einem anderen dreidimensionalen Fachwerk konzentriert werden, das das Proppant hält und dadurch seinen Rückfluss begrenzt. Außerdem tragen Fasern dazu bei, Abriebmigration und folglich eine Verringerung der Proppantpackungsleitfähigkeit zu verhindern.
Um eine bessere Proppantanordnung bzw. -einbringung zu gewährleisten, ist auch bekannt, ein Proppant-Rückhaltemittel, z. B. ein Fasermaterial, ein auf das Proppant aufgetragenes aushärtendes Harzs, ein auf das Proppant aufgetragenes vorgehärtetes Harz, eine Kombination aus aushärtendem und vorgehärtetem Harz (verkauft als teilweise ausgehärtetes Harz), Plättchen, verformbare Partikel oder eine klebrige Proppantbeschichtung hinzuzufügen, um Proppantpartikel im Bruchgefüge einzufangen und ihre Förderung durch das Bruchgefüge in das Bohrloch zu verhindern.
Proppant-basierte Zerklüftungsfluide umfassen typischerweise auch einen Eindicker wie etwa ein solvatierbares Polysaccharid, um eine für den Transport des Proppants ausreichende Viskosität zu verschaffen. Das Hinterlassen eines hochviskosen Fluids im Bruchgefüge verringert die Permeabilität der Proppantpackung und begrenzt damit die Wirksamkeit der Behandlung. Daher sind Gelbrecher, die die Viskosität durch Aufspalten des Polymers in kleine Molekülfragmente reduzieren, entwickelt worden. Andere Techniken, die eine geringere Beschädigung des Bruchgefüges fördern, beinhalten die Verwendung von gelierten Ölen, geschäumten Fluiden oder emulgierten Fluiden. In jüngster Zeit sind feststofffreie Systeme entwickelt worden, die auf der Verwendung von viskoelastischen Tensiden als viskositätssteigernde Mittel basieren, was zu Fluiden führt, die keine Rückstände, die die Bruchgefügeleitfähigkeit beeinflussen können, hinterlassen.
Außerdem sind zahlreiche Versuche unternommen worden, die Bruchgefügeleitfähigkeit durch Steuern der Bruchgefügegeometrie zu verbessern, um beispielsweise ihre vertikale Ausdehnung zu begrenzen und eine größere Bruchgefügelänge zu fördern. Da das Schaffen eines Bruchgefüges die Förderung durch Vergrößern des effektiven Bohrlochradius stimuliert, ist der effektive Bohrlochradius umso größer, je länger das Bruchgefüge ist. Dennoch verhalten sich viele Bohrlöcher so, als wäre die Bruchgefügelänge viel kürzer, weil das Bruchgefüge mit Zerklüftungsfluid (d. h. genauer das zur Abgabe des Proppants verwendete Fluid sowie das zum Schaffen des Bruchgefüges verwendete Fluid, die beide weiter unten besprochen werden) verschmutzt ist. Der am schwierigsten wiederzugewinnende Anteil des Fluids ist jener, der in der Bruchgefügespitze – d. h. dem vom Bohrloch am weitesten entfernten Abschnitt des Bruchgefüges – zurückgehalten wird. Somit senkt das Ergebnis von im Bruchgefüge stagnierendem Zerklüftungsfluid natürlich die Widergewinnung von Kohlewasserstoffen.
Unter den zur Verbesserung der Bruchgefügegeometrie vorgeschlagenen Verfahren umfasst ein Verfahren Zerklüftungsstufen bzw. Zerklüftungsphasen mit Perioden des Nichtpumpens oder intermittierenden Folgen des Pumpens und Zurückfließens in das Bohrloch, wie in dem US-Patent Nr.3.933.205 an Kiel beschrieben ist. Durch mehrfaches hydraulisches Zerklüften wird die Bohrlochergiebigkeit gesteigert. Zuerst wird ein langes primäres Bruchgefüge geschaffen, worauf Gesteinsplitter gebildet werden, indem durch diskontinuierliches Einleiten und Verschließen des Bohrlochs zugelassen wird, dass der Druck im Bruchgefüge unter den anfänglichen Zerklüftungsdruck abfällt. Die Einleitung wird wiederaufgenommen, um die gebildeten Gesteinsplitter längs des Bruchgefüges zu verlagern, und wieder ausgesetzt, wobei das Bruchgefüge durch die verlagerten Gesteinsplitter gestützt wird. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh- rungsform wird das Verfahren praktiziert, indem während wenigstens eines Abschnitts der Aussetzung der Einleitung ein Rückfluss des Bohrlochs zugelassen wird.
Ein weiteres Einbringungsverfahren beinhaltet das Pumpen eines hoch viskosen Fluids für das Auffüllen, gefolgt von weniger viskosem Fluid für Proppantstufen bzw. -phasen. Diese Technik wird angewandt, um dünne produzierende Intervalle oder Zwischenräume zu zerklüften, wenn ein Anwachsen der Bruchgefügehöhe unerwünscht ist, um dazu beizutragen, das Proppant jenseits der produzierenden Formation bzw. Lagerstätte zu halten. Diese Technik, die gelegentlich als "Pipeline-Zerklüftung" bezeichnet wird, nutzt die bessere Beweglichkeit des dünneren Proppant-haltigen Fluids, um es durch das wesentlich viskosere Auffüllfluid zu leiten. Die Höhe des Proppant-haltigen Fluids ist im Allgemeinen auf die durchbrochenen Intervalle begrenzt. Solange die durchbrochenen Intervalle die Lagerstätte abdecken, verbleibt das Proppant dort, wo es benötigt wird, um die Bruchgefügeleitfähigkeit zu verschaffen (ein Proppant, das in ein hydraulisches Bruchgefüge eingebracht ist, das sich oberhalb oder unterhalb des produzierenden Intervalls ausgebreitet hat, ist wirkungslos). Diese Technik wird häufig in Fällen angewandt, in denen in den Intervallen, die die Lagerstätte begrenzen, eine minimale Spannungsdifferenz besteht. Ein weiteres Beispiel wäre dort, wo sich unterhalb der Lagerstätte eine Wasser fördernde Zone befindet und sich das hydraulische Bruchgefüge in diese ausbreitet. Dieses Verfahren kann die Ausbreitung des Bruchgefüges in die Wasserzone nicht verhindern, jedoch in der Lage sein, zu verhindern, dass das Proppant in jenen Teil des Bruchgefüges gelangt und es offen hält (dies ist ebenfalls eine Funktion der Proppanttransportfähigkeit des Zerklüftungsfluids).
US 3.235.007 beschreibt ein Verfahren zum Verbessern der Permeabilität von vertikalen Bruchgefügen, indem abwechselnd dünne Schichten von unlöslichen festen Partikeln und löslichen festen Partikeln gepumpt werden und anschließend entweder ein Lösungsmittel für die löslichen Partikel eingeleitet wird oder zugelassen wird, dass erzeugtes bzw. gefördertes Fluid die löslichen Partikel zersetzt; das Ergebnis ist eine Vielzahl von horizontal angeordneten Brücken aus unlöslichem Material quer durch das Bruchgefüge mit abwechselnden Leerräumen. US 3.349.851 beschreibt ein Verfahren zum Schaffen von Bruchgefügen mit hoher Durchflussleistung in primär horizontalen Bruchgefügen, indem zuerst das Bruchgefüge geschaffen wird, danach eine Proppantaufschlämmung oder ein Proppantschlamm mit einer Pumprate und einem Volumen, bei dem das Proppant Dünen bildet, eingeleitet wird, danach ein Proppant-freies Fluid eingeleitet wird, um Kanäle in den Dünen auszuwaschen und zu vergrößern, und danach ein Fluid mit Proppant eingeleitet wird, um Proppant in der Nähe des Bohrlochs in den Kanälen abzulagern. US 2.774.431 beschreibt ein Verfahren zum Steigern der Permeabilität von Bruchgefügen durch einen Prozess, in dem das Zerklüften aus einer Folge von Stufen besteht, in denen die Proppant-Partikelgröße sequentiell gesteigert wird.
Weitere Verfahren zum Verbessern der Bruchgefügeleitfähigkeit umfassen eingekapselte Brecher und sind in mehreren Patenten und Veröffentlichungen beschrieben. Diese Verfahren beinhalten die Einkapselung des aktiven chemischen Brechermaterials, damit mehr davon während des Pumpens einer hydraulischen Zerklüftungsbehandlung hinzugefügt werden kann. Die Einkapselung des chemischen Brechers ermöglicht seine verzögerte Freigabe in das Zerklüftungsfluid, was verhindert, dass er zu schnell reagiert und sich die Viskosität des Zerklüftungsfluids dermaßen verschlechtert, dass die Behandlung nicht vollendet werden kann. Die Einkapselung des aktiven chemischen Brechers ermöglicht das Hinzufügen wesentlich höherer Mengen, was zu einer stärkeren Polymerzersetzung in der Proppantpackung führt. Eine stärkere Polymerzersetzung bedeutet eine bessere Polymerwiedergewinnung und einer verbesserte Bruchgefügeleitfähigkeit.
Alle oben beschriebenen Verfahren haben Einschränkungen. Das Kiel-Verfahren stützt sich, um erfolgreich zu sein, auf die "Gesteinszersplitterung" und die Schaffung mehrerer Bruchgefüge. Diese Technik ist häufig in natürlich zerklüfteten Formationen, insbesondere Kreide, angewandt worden. Die heutzutage die Zerklüftungs-Neuorientierung beherrschende Theorie würde annehmen lassen, dass das Kiel-Verfahren zu getrennten Bruchgefügen führt, jedoch würden sich diese Bruchgefüge ziemlich schnell zu nahezu demselben Azimut orientieren wie das ursprüngliche Bruchgefüge. Es hat sich nicht gezeigt, dass das "Gesteinszersplitterungs"-Phänomen in den Waterfrac-Anwendungen über die letzten paar Jahre besonders wirkungsvoll war (wobei es in vielen Fällen überhaupt nicht auftreten kann). Das "Pipeline-Zerklüftungs"-Verfahren ist im Allgemeinen durch die Konzentration und die Gesamtmenge des Proppants, das bei der Behandlung gepumpt werden kann, begrenzt, da das befördernde Fluid ein Polymer-basiertes dünnflüssiges lineares Gel ist. Der Mangel an Proppanttransport ist ein Problem, jedoch auch die große Chance für die Proppantbrückenbildung auf Grund des dünnflüssigen Fluids. Die niedrigere Proppantkonzentration hält das Ausmaß an Leitfähigkeit, die verschafft werden kann, minimal, wobei das Vorhandensein von Polymer effektiv eine stärke Beschädigung in dem näheren Bruchgefüge verursacht.
Die Entwicklung und Anwendung von eingekapselten Brechern führt zu einer wesentlichen Verbesserung der Bruchgefügeleitfähigkeit. Trotzdem besteht noch immer eine Einschränkung, da die Menge an von einer Behandlung wiedergewonnenem Polymer häufig 50% (Gew.-%) nicht überschreitet. Der größte Teil des Polymers ist im Spitzenabschnitt des Bruchgefüges, d. h. in dem vom Bohrloch am weitesten entfernten Abschnitt, konzentriert. Dies bedeutet, dass das Bohrloch aus einem kürzeren Bruchgefüge fördert, als entworfen und angeordnet war. In sämtlichen der obigen Fälle belegt das Proppant nicht weniger als etwa 65% des Volumens des Bruchgefüges. Dies bedeutet, dass nicht mehr als 35% des Porenvolumens zur Bruchgefügeleitfähigkeit beitragen können.
Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein verbessertes Verfahren zum Zerklüften und Stützen eines Bruchgefüges oder eines Teils eines Bruchgefüges zu schaffen, bei dem die Bruchgefügeleitfähigkeit und somit die spätere Ergiebigkeit bzw. Förderung des Bohrlochs verbessert wird.
Zusammenfassung der Erfindung
Gemäß der vorliegenden Erfindung wird die Bohrlochergiebigkeit durch Einleiten von Proppant bzw. Stützmittel enthaltendem Fluid in die Formation oberhalb des Zerklüftungsdrucks gesteigert, gekennzeichnet durch aufeinanderfolgende Einleitungsstufen von Stützmittel enthaltendem Zerklüftungsfluid in ein Bohrloch, wobei die Stufen wechselnde Kontraste in ihrer Fähigkeit zum Transport von Stützmitteln aufweisen, wobei mindestens zwei Zyklen von wechselnder größerer und niedrigerer Transportfähigkeit vorliegen.
Die infolge dieses Prozesses erhaltenen gestützten Bruchgefüge besitzen ein Muster, das durch eine Folge von quer durch das Bruchgefüge verteilten Proppantbündeln gekennzeichnet ist. Mit anderen Worten, die Bündel bilden "Inseln", die das Bruchgefüge über seine Länge offen halten, schaffen jedoch eine Menge von Kanälen, damit die Formationsfluide zirkulieren können.
Die Fähigkeit eines Zerklüftungsfluids zum Transport von Stützmitteln ist gemäß dem Industriestandard definiert. Dieser Standard verwendet eine groß ausgelegte Durchflusszelle (rechteckig in der Form mit einer Weite, die ausreicht, um jene eines mittleren hydraulischen Bruchgefüges zu simulieren), damit Fluid und Proppant (wie bei Feldoperationen) vermischt und dynamisch in die Zelle eingeleitet werden können. Die Durchflusszelle besitzt sowohl vertikal als auch horizontal Abstufungen in der Länge, was die Bestimmung des Grads des vertikalen Proppantabsetzens und des Abstands vom Schlitz- bzw. Ritzeneingang, an dem die Ablagerung eintritt, ermöglicht. Ein Kontrast in der Fähigkeit zum Transport von Stützmitteln kann folglich durch eine wesentliche Differenz im Absetzgrad (Messwert ist Länge/Zeit, m/min). Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung weisen die abwechselnd gepumpten Fluide einen Absetzgrad von mindestens 2, vorzugsweise von mindestens 5 und am stärksten bevorzugt von 10 auf.
Da viskoelastisch basierte Fluide einen außergewöhnlich niedrigen Absetzgrad liefern, ist eine bevorzugte Art und Weise, die Erfindung auszuführen, Fluide, die viskoelastische Tenside enthalten, mit Polymer-basierten Fluiden abzuwechseln.
Herkömmlicherweise wird die Differenz im Absetzgrad nicht einfach von einem statischen Gesichtspunkt aus, indem die chemischen Zusammensetzungen der Fluide modifiziert werden, sondern durch wechselweise unterschiedliche Pumpraten, so dass von einem dynamischen Gesichtspunkt aus der scheinbare Absetzgrad des Proppants im Bruchgefüge verändert wird, erreicht.
Es kommt auch eine Kombination aus dem statischen und dem dynamischen Lösungsweg in Betracht. Mit anderen Worten, die bevorzugte Behandlung besteht aus abwechselnden Folgen aus einem ersten Fluid, das einen niedrigen Absetzgrad aufweist und mit einer ersten hohen Pumprate gepumpt wird, und aus einem zweiten Fluid, das einen höheren Absetzgrad aufweist und mit einer niedrigeren Pumprate gepumpt wird. Dieser Lösungsweg kann vor allem dort bevorzugt werden, wo das Verhältnis der Absetzgrade der verschiedenen Fluide relativ klein ist. Wenn der gewünschte Kontrast in dem Proppant- bzw. Stützmittel-Absetzgrad nicht erreicht wird, kann die Pumprate so eingestellt werden, dass die gewünschte Proppantverteilung im Bruchgefüge erreicht wird. In dem am stärksten bevorzugten Aspekt ist der Entwurf derart, dass zur Einfachheit eine konstante Pumprate aufrechterhalten wird.
Als Alternative kann die Pumprate eingestellt werden, um das Proppantabsetzen zu steuern. Es ist außerdem möglich, Proppanten verschiedener Dichte abzuwechseln, um das Proppantabsetzen zu steuern und die gewünschte Verteilung zu erhalten. In einer nochmals weiteren Alternative kann die Basisfluiddichte verändert werden, um dasselbe Resultat zu erzielen. Der Grund dafür ist, dass die wechselnden Stufen den Proppant dort hin bringen, wo er die beste Leitfähigkeit bewirkt. Ein wechselweise "guter Transport" und "schlechter Transport" hängt von fünf Hauptvariablen ab – der Proppanttransportfähigkeit des Fluids, der Pumprate, der Dichte des Basisfluids, dem Durchmesser des Proppants und der Dichte des Proppants. Durch Variieren einiger oder aller von diesen kann das gewünschte Resultat erzielt werden. Der einfachste und daher bevorzugte Fall ist es, Fluide mit unterschiedlicher Proppanttransportfähigkeit zu haben und die Pumprate, die Basisfluiddichte und die Proppantdichte konstant zu halten.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfindung werden die Proppanttransporteigenschaften de facto verändert, indem die Menge transportierten Proppants verändert wird. So ist das Muster des gestützten Bruchgefüges durch eine Reihe säulenartiger Bündel gekennzeichnet, die das Bruchgefüge im Wesentlichen senkrecht zur Länge des Bruchgefüges aussteifen.
Die Erfindung stellt ein wirksames Mittel zum Verbessern der Leitfähigkeit eines gestützten hydraulischen Bruchgefüges und zum Schaffen einer längeren effektiven Bruchgefüge-Halblänge zum Zweck der Steigerung der Bohrlochergiebigkeit und der letztendlichen Wiedergewinnung bereit.
Die Erfindung verwendet wechselnde Stufen verschiedener Fluide, um die effektive Bruchgefüge-Halblänge und die Bruchgefügeleitfähigkeit zu maximieren. Die Erfindung ist dazu vorgesehen, die Proppanteinbringung in hydraulische Bruchgefüge zu verbessern, um die effektive Leitfähigkeit zu verbessern, die ihrerseits die dimensionslose Bruchgefügeleitfähigkeit verbessert, was zu einer verbesserten Stimulation des Bohrlochs führt. Die Erfindung kann außerdem die effektive Bruchgefüge-Halblänge vergrößern, was bei Bohrlöchern mit niedriger Permeabilität zu einem vergrößerten Drainagebereich führt.
Die Erfindung beruht auf der richtigen Wahl von Fluiden, um die gewünschten Ergebnisse zu erzielen. Die wechselnden Fluide weisen typischerweise einen Kontrast in ihrer Fähigkeit zum Transport von Stützmitteln auf. Ein Fluid, das schwache Proppanttransporteigenschaften aufweist, kann mit einem ausgezeichneten Proppanttransportfluid abgewechselt werden, um die Proppanteinbringung in das Bruchgefüge zu verbessern.
Die wechselnden Fluidstufen oder -phasen der Erfindung werden auf die Proppant befördernden Stufen, auch als Schlamm- bzw. Aufschlämmungsstufen bezeichnet, angewandt, da die Absicht besteht, die Proppantverteilung auf das Bruchgefüge zu verbessern, um die Länge und die Leitfähigkeit zu steigern. Als Beispiel können Teile eines Polymer-basierten Proppantträgerfluids durch ein Fluidsystem mit einem unschädlichen viskoelastischen Tensid ersetzt werden. Wechselnde Aufschlämmungsstufen verändern die endgültige Verteilung von Proppant im hydraulischen Bruchgefüge und halten die Beschädigung in der Proppantpackung minimal, womit das Bohrloch eine höhere Ergiebigkeit erzielen kann.
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird in diesen Fällen ein Polymer-basiertes Fluidsystem als Auffüllfluid verwendet, um eine ausreichende Weite des hydraulischen Bruchgefüges zu erzeugen und eine bessere Fluidverluststeuerung zu schaffen. Die Erfindung kann auch mit Schäumen, d. h. Fluiden, die neben den anderen Komponenten ein Gas wie etwa Stickstoff, Kohlendioxid, Luft oder eine Kombination davon umfassen, ausgeführt werden. Eine oder beide Stufen können mit irgendeinem der Gase geschäumt werden. Da das Schäumen die Proppanttransportfähigkeit beeinflussen kann, ist eine Art und Weise des Ausführens der Erfindung das Variieren der Schaumqualität (oder des Gasvolumens pro Basisfluidvolumen).
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird dieses Verfahren, das auf dem Pumpen wechselnder Fluidsysteme während der Proppantstufen basiert, auf Zerklüftungsbehandlungen mittels langer Auffüllstufen und Aufschlämmungsstufen bei sehr niedriger Proppantkonzentration, die gemeinhin als "Waterfracs" bekannt sind und beispielsweise in dem SPE-Dokument 38611 beschrieben sind oder in der Industrie auch als "Slickwater"-Behandlung oder "Hybrid-Waterfrac"-Behandlung bekannt sind, angewandt. Der Begriff "Waterfrac", wie er hier verwendet wird, deckt eine Zerklüftungsbehandlung mit einem großen Auffüllvolumen (von typischerweise etwa 50 % des Gesamtvolumens an gepumptem Fluid und gewöhnlich nicht weniger als zumindest 30 % des gesamten gepumpten Volumens) und einer Proppantkonzentration ab, die 2 Ibs/gal (0,24 kg/Liter) nicht überschreitet und konstant ist (und in diesem Fall niedriger als 1 Ib/gal (0,12 kg/Liter) und vorzugsweise etwa 0,5 Ibs/gal (0,06 kg/Liter) ist) oder über die Proppant-haltien Stufen hinweg ansteigt, wobei das Basisfluid entweder "behandeltes Wasser" (Wasser mit lediglich einem reibungsmindernden Mittel) oder ein Polymer-basiertes Basisfluid mit einer Konzentration im Bereich zwischen 5 und 15 Ibs/Mgal (0,6 und 1,8 g/Liter) umfasst.
Kurzbeschreibung der Zeichnungen
Die obigen und weiteren Aufgaben, Merkmale und Vorteile der vorliegen- den Erfindung werden verständlicher durch Bezugnahme auf die beigefügte genaue Beschreibung und auf die Zeichnungen, worin:
1 die Proppantverteilung infolge einer Waterfrac-Behandlung gemäß dem Stand der Technik zeigt;
2 die Proppantverteilung als Ergebnis einer abwechselnden Proppant-Fluid-Stufe gemäß der Erfindung zeigt;
3 die Proppantverteilung infolge einer Behandlung einer mehrschichtigen Formation gemäß dem Stand der Technik zeigt;
4 die Proppantverteilung infolge einer Behandlung einer mehrschichtigen Formation gemäß der Erfindung zeigt;
5 die erwartete Gasförderung infolge einer Behandlung gemäß der Erfindung und einer Behandlung gemäß einer "Waterfrac"-Behandlung im Stand der Technik zeigt;
6 das Bruchgefügeprofil und die Bruchgefügeleitfähigkeit für ein gemäß Stand der Technik behandeltes Bohrloch (6-A) oder ein gemäß der Erfindung behandeltes Bohrloch (6-B) zeigt.
Genaue Beschreibung und bevorzugte Ausführungsformen
In den meisten Fällen besteht eine hydraulische Zerklüftungsbehandlung darin, ein Proppant-freies viskoses Fluid oder eine solche Auffüllung, gewöhnlich Wasser mit einigen Fluidzusätzen, um eine hohe Viskosität zu erzeugen, schneller in ein Bohrloch zu pumpen, als das Fluid in die Formation entweichen kann, so dass der Druck ansteigt und das Gestein bricht, womit ein künstliches Bruchgefüge erzeugt und/oder das vorhandene Bruchgefüge erweitert wird. Dann wird dem Fluid ein Stützmittel wie etwa Sand hinzugefügt, um einen Schlamm zu bilden, der in das Bruchgefüge gepumpt wird, um zu verhindern, dass es sich schließt, wenn der Pumpdruck verringert wird. Die Proppanttransportfähigkeit eines Basisfluids hängt vom Typ der der Wasserbasis hinzugegebenen viskositätssteigernden Zusätze ab.
Wasser-basierte Zerklüftungsfluide, denen wasserlösliche Polymere hinzugefügt sind, um eine in der Viskosität gesteigerte Lösung zu bilden, sind auf dem Fachgebiet der Zerklüftung weitverbreitet. Seit den späten 1950er Jahren werden mehr als die Hälfte der Zerklüftungsbehandlungen mit Fluid ausgeführt, das Guargummi, Polysaccharide mit einem hohen Molekulargewicht, die aus Mannose- und Galaktosezucker zusammengesetzt sind, oder Guarderivate wie etwa Hydropropyl-Guar (HPG), Carboxymethyl-Guar (CMG), Carboxymethyl-Hydropropyl-Guar (CMHPG) umfasst. Typischerweise werden auf Bor-, Titan-, Zirkon- oder Aluminiumkomplexen basierende Vernetzungsmittel verwendet, um das effektive Molekulargewicht des Polymers zu erhöhen und es für die Verwendung in Hochtemperatur-Bohrlöchern geeignet zu machen.
In kleinerem Maße werden auch Zellulosederivate wie etwa Hydroxyethyl-Zellulose (HEC) oder Hydroxypropyl-Zellulose (HPC) und Carboxymethyl-Hydroxyethyl-Zellulose (CMHEC) mit oder ohne Vernetzer verwendet. Es hat sich gezeigt, dass Xanthan und Scleroglucan, zwei Biopolymere, eine ausgezeichnete Proppantsuspensionsfähigkeit besitzen, obwohl sie teurer sind als Guarderivate und daher weniger häufig verwendet werden. Polyacrylamid- und Polyacrylat-Polymere und -Copolymere werden typischerweise für Hochtemperaturanwendungen oder reibungsmindernde Mittel bei niedrigen Konzentrationen für alle Temperaturbereiche verwendet.
Polymer-freie, wasserbasierte Zerklüftungsfluide können mittels viskoelastischer Tenside erhalten werden. Diese Fluide werden normalerweise erzeugt, indem geeignete Mengen geeigneter Tenside wie etwa anionischer, kationischer und zwitterionischer Tenside gemischt werden. Die Viskosität von viskoelastischen Tensidfluiden wird der dreidimensionalen Struktur, die durch die Komponenten in den Fluiden gebildet wird, zugeschrieben. Wenn die Konzentration von Tensiden in einem viskoelastischen Fluid eine kritische Konzentration wesentlich überschreitet, und in den meisten Fällen in Gegenwart eines Elektrolyten, ballen sich Tensidmoleküle zu Spezies wie etwa Mizellen zusammen, die so zusammenwirken können, dass sie ein Netzwerk bilden, das ein viskoses und elastisches Verhalten aufweist.
Kationische viskoelastische Tenside – die typischerweise aus langkettigen quartären Ammoniumsalzen wie etwa Cetyltrimethylammoniumbromid (CTAB) bestehen – sind bisher als Bohrlochfluid von hauptsächlichem Interesse gewesen. Gewöhnliche Reagenzien, die Viskoelastizität in den Tensidlösungen erzeugen, sind Salze wie etwa Ammoniumchlorid, Kaliumchlorid, Natriumchlorid, Natriumsalicylat und Natriumisocyanat und nicht nichtionische, organische Moleküle wie etwa Chloroform. Der Elektrolytgehalt von Tensidlösungen ist ebenso eine wichtige Steuerung ihres viskoelastischen Verhaltens. Es sei beispielsweise auf die US-Patente Nr.4.695.389, Nr.4.725.372, Nr.5.551.516, Nr.5.964.295 und Nr. 5.979.557 verwiesen. Jedoch verlieren Fluide, die diesen Typ von kationischen viskoelastischen Tensiden enthalten, gewöhnlich ihre Viskosität bei hohen Solekonzentrationen (10 Pfund pro Gallone oder mehr (1,2 kg/Liter)). Daher haben diese Fluide eine begrenzte Verwendung als Kiespackungsfluide oder Bohrfluide oder bei anderen Anwendungen, die schwere Fluide zum Ausgleichen des Bohrlochdrucks erfordern, erfahren. Es werden auch anionische viskoelastische Tenside verwendet.
Aus der internationalen Patentveröffentlichung WO 98/56497 ist außerdem bekannt, viskoelastische Eigenschaften mittels amphoterer/zwitterionischer Tenside und organischer Säuren Salze davon und/oder anorganischer Salze zu verleihen. Die Tenside sind beispielsweise Dihydroxylalkylglycinat, Alkylamphoacetat oder -propinat, Alkylbetain, Alkylamidopropylbetain und Alkylaminomono- oder dipropionate, die von bestimmten Wachsen, Fetten und Ölen abgeleitet sind. Die Tenside werden in Verbindung mit einem anorganischen wasserlöslichen Salz oder organischen Zusätzen wie etwa Phthalsäure, Salicylsäure oder deren Salze verwendet. Amphotere/Zwitterionische Tenside, insbesondere jene, die einen Betain-Anteil enthalten, sind bei einer Temperatur von bis zu etwa 150°C sinnvoll und daher für Bohrlöcher mit mittleren bis hohen Temperaturen von besonderem Interesse. Jedoch sind sie wie die oben erwähnten kationischen viskoelastischen Tenside mit hohen Solekonzentrationen nicht verträglich,
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung besteht die Behandlung im Abwechseln von Stufen mit viskoelastischem Fluid (oder einem Fluid mit einer relativ geringen Proppantkapazität wie etwa einem Polyacrylamidbasierten Fluid, insbesondere mit niedriger Konzentration) mit Stufen, die höhere Polymerkonzentrationen aufweisen. Vorzugsweise wird die Pumprate für die verschiedenen Stufen konstant gehalten, jedoch kann die Proppanttransportfähigkeit durch Verringern (oder alternativ durch Erhöhen) verbessert (oder alternativ verschlechtert) werden.
Der Proppanttyp kann Sand, ein keramisches Proppant mittlerer Festigkeit (erhältlich von Carbo Ceramics, Norton Proppants usw.), gesintertes Bauxit oder ein der Industrie bekanntes anderes Material sein. Jedes dieser Basis-Stützmittel kann ferner mit einem Harz (erhältlich von Santrol, einer Abteilung von Fairmount Industries, Borden Chemical usw.) überzogen sein, um die Zusammenballungsfähigkeit des Proppants potentiell zu verbessern. Außerdem kann das Proppant mit Harz oder einem Proppant-Rückflussmittel überzogen sein, so dass Fasern beispielsweise gleichzeitig gepumpt werden können. Durch Wählen von Proppanten, die einen Kontrast in einer solchen Eigenschaft wie etwa Dichte, Größe und Konzentration aufweisen, können unterschiedliche Absetzgrade erreicht werden.
Ein Beispiel einer "Waterfrac"-Behandlung ist in den 1-A und 1-B gezeigt. "Waterfrac"-Behandlungen setzen die Verwendung von kostengünstigen, dünnflüssigen Fluiden ein, um Lagerstätten mit niedriger Permeabilität zu stimulieren. Es ist berichtet worden, dass die Ergebnisse erfolgreich waren (gemessene Produktivität und Wirtschaftlichkeit) und auf dem Mechanismus der Schaffung von Asperität (Gesteinszersplitterung), der Schubverlagerung von Gestein und der örtlichen hohen Konzentration von Proppant, um eine angemessene Leitfähigkeit zu erzeugen, beruhen. Zumindest der letzte der drei Mechanismen, ist am meisten für die bei "Waterfrac"-Behandlungen erzielte Leitfähigkeit verantwortlich. Der Mechanismus kann als analog zu einem Holz spaltenden Keil beschrieben werden.
1-A ist eine schematische Ansicht eines Bruchgefüges während des Zerklüftungsprozesses. Ein Bohrloch 1, das durch eine unterirdische Zone 2 gebohrt ist, von der erwartet wird, dass sie Kohlenwasserstoffe ergibt, ist verrohrt, wobei eine Zementhülle 3 in den Ringraum zwischen der Verrohrung und den Bohrlochwänden angeordnet ist. Es sind Perforationen 4 gebildet, um eine Verbindung zwischen der Formation und dem Bohrloch herzustellen. In das Bohrloch wird mit einer Rate und einem Druck, die ausreichen, um ein Bruchgefüge 5 (Seitenansicht) zu bilden, ein Zerklüftungsfluid gepumpt. Bei einer solchen Waterfrac-Behandlung gemäß dem Stand der Technik neigt das Proppant 6 dazu, sich an dem unteren Abschnitt des Bruchgefüges in der Nähe der Perforationen anzusammeln.
Der Proppantkeil ergibt sich wegen des hohen Absetzgrades in einem schwachen Proppanttransportfluid und einer geringen Bruchgefügeweite als Ergebnis der in situ-Gesteinsspannungen und der niedrigen Fluidviskosität. Das Proppant setzt sich an einem Punkt geringer Weite ab und sammelt sich mit der Zeit an. Die hydraulische Weite (Weite des Bruchgefüges während des Pumpens) ermöglicht das Ansammeln wesentlicher Mengen, bevor die Arbeit getan ist. Nach Abschluss der Arbeit und Beendigung des Pumpens, wenn der Druck im Bruchgefüge abnimmt, versucht das Bruchgefüge sich zu schließen. Das Bruchgefüge wird durch die Ansammlung von Proppant offen gehalten, wie in der folgenden 1-A gezeigt ist. Sobald der Druck verringert wird, schrumpft das Bruchgefüge 15 sowohl in der Länge als auch der Höhe, wie in 1-B gezeigt ist, wobei das Proppant 16 ein wenig nach unten gepackt wird und am selben Ort in der Nähe der Perforationen bleibt. Die Einschränkung bei dieser Behandlung ist die, dass dann, wenn sich das Bruchgefüge nach dem Pumpen schließt, der "Proppantkeil" ein offenes (leitendes) Bruchgefüge nur für einen gewissen Abstand nach oben und nach der Seite aufrechterhalten kann. Dieser Abstand hängt von den Formationseigenschaften (Elastizitätsmodul, in situ-Spannung usw.) und den Eigenschaften des Proppants (Typ, Größe, Konzentration usw.) ab.
Das Verfahren dieser Erfindung unterstützt die Neuverteilung des Proppants durch dynamisches Bewirken des Keils während der Behandlung. In diesem Beispiel wird ein dünnflüssiges Waterfrac-Fluid mit einem dünnflüssigen viskoelastischen Fluid, das ausgezeichnete Proppanttransporteigenschaften aufweist, abgewechselt. Die wechselnden Stufen aus viskoelastischem Fluid nehmen einen Teil des Proppantkeils, der sich auf Grund des Absetzens nach der ersten Stufe in der Nähe des Bohrlochs gebildet hat, auf, suspendieren diesen erneut und transportieren ihn. Auf Grund der viskoelastischen Eigenschaften des Fluids nehmen die wechselnden Stufen das Proppant auf und bilden (den Keilen ähnliche) örtliche Ansammlungen und verteilen diese in dem hydraulischen Bruchgefüge weiter nach oben und nach vorn um. Dies ist in den 2-A und 2-B gezeigt, die wiederum das Bruchgefüge während des Pumpens (2-A) und nach dem Pumpen (2-B) zeigen, wobei sich die Ansammlungen 8 von Proppant längs eines großen Teils der Bruchgefügelänge (wenn nicht gar über die gesamte Bruchgefügelänge) ausgebreitet haben. Im Ergebnis bleiben die Ansammlungen 28, wenn der Druck verringert wird, über das gesamte Bruchgefüge verteilt und halten das Schrumpfen des Bruchgefüges 25 minimal.
Die Fluidsysteme können viele Male abgewechselt werden, um eine veränderte Verteilung der Ansammlungen im hydraulischen Bruchgefüge zu erhalten. Dieses Phänomen erzeugt kleine Säulen im Bruchgefüge, die dazu beitragen, einen größeren Teil des Bruchgefüges offen zu halten und eine höhere Gesamtleitfähigkeit und eine größere effektive Bruchgefüge-Halblänge zu verschaffen.
In einer weiteren "Waterfrac"-bezogenen Anwendung ist es möglich, das Proppant genau seitlich vom Bohrloch weg zu bewegen, um eine größere effektive Bruchgefüge-Halblänge zu erzielen.
Die Erfindung ist besonders nützlich bei mehrschichtigen Formationen mit veränderlicher Spannung. Dies führt häufig zu denselben Effekten wie oben. Dies ist dadurch bedingt, dass es mehrere Punkte begrenzter Weite des hydraulischen Bruchgefüges längs der Bruchgefügehöhe infolge intermittierender Schichten mit höherer Spannung gibt. Diese Vorstellung ist den 3 und 4 veranschaulicht, die zu den 1 und 2 ähnlich sind, die eine Einschichtenformation repräsentieren, bei der die Förderzone durchgehend und ohne Unterbrechungen in der Lithologie ist. In den 3 und 4 wiederholt sich im Wesentlichen der in den 1 und 2 gezeigte Fall: das Bohrloch 1 ist durch 3 Förderzonen 32, 32' und 32'' gebohrt, die durch Schiefergesteinintervalle oder durch andere unproduktive Zonen 33 getrennt sind. Für jede der Förderzonen sind Perforationen 4 vorgesehen, um die Zementhülle 3 zu umgehen.
Gemäß dem Stand der Technik wird, solange der Zerklüftungsdruck beibehalten wird (3A), ein großes Bruchgefüge 5, das die verschiedenen Förderzonen umgibt, gebildet, wobei sich eine Ansammlung (6, 6' und 6'') von Proppant in der Nähe jeder Perforation 4 ansammelt. Wenn der Druck verringert wird (3B), bleibt die Position der Ansammlungen im Wesentlichen unverändert (36, 36' und 36''), so dass im Allgemeinen nicht genügend Proppant vorhanden ist, um das gesamte Bruchgefüge offen zu halten und im Ergebnis kleine Bruchgefüge 35, 35' und 35'' ohne wechselseitige Verbindung entstehen. Die Förderzone ist durch das Vorhandensein von Intervallen mit höherer Spannung zerrüttet.
Indem eine Kombination von Fluiden verwendet wird, die das Proppant aufnehmen, transportieren und umverteilen, ist es möglich, die negative Beeinflussung der kurzen effektiven Bruchgefüge-Halblänge zu beseitigen, wobei es sogar möglich sein kann, das Schließen von Bruchgefüge quer durch die Schichten mit höherer Spannung zu verhindern. Das Bruchgefüge kann sich wegen des Fehlens einer vertikalen Proppantabdeckung im Bruchgefüge quer durch die Schichten mit höherer Spannung schließen, wie in 3 gezeigt ist. Bei Fluidstufen bzw. Fluidphasen, die zwischen den verschiedenen Fluidtypen abgewechselt werden, ist es möglich, die folgende Nachbehandlungs-Proppantabdeckung im Bruchgefüge zu erreichen, wie in 4 gezeigt ist: die Vielzahl von während der Druckstufe gebildeten Proppantansammlungen 8 hält das Schließen des Bruchgefüges minimal, damit das endgültige Bruchgefüge 48 durch die Ansammlungen 48 gehalten werden kann.
Es gibt verschiedene Kombinationen von Fluidsystemen, die verwendet werden können, um basierend auf Lagerstättenbedingungen die gewünschten Ergebnisse zu erzielen. In dem am wenigsten dramatischen Fall wäre es vorteilhaft, Sand von der Bank, die sich abgesetzt hat, zu nehmen und ihn seitlich vom Bohrloch weg zu bewegen. Die verschiedenen Kombinationen von Fluiden und Proppanten können anhand einzelner Bohrlochbedingungen entworfen werden, um die optimale Bohrlochförderung zu erreichen.
Das folgende Beispiel veranschaulicht die Erfindung durch Fahren von zwei Simulationen. Die erste Simulation basiert auf einer Waterfrac-Behandlung gemäß dem Stand der Technik. Die zweite Simulation basiert auf einer Behandlung gemäß der Erfindung, wobei Fluide mit unterschiedlicher Proppanttransportfähigkeit abgewechselt werden.
Beim ersten, herkömmlichen Pumpplan wird ein Polymer-basiertes Fluid mit einer konstanten Rate von 35 bbl/min (5,56 m³/min) gepumpt. Die Tabelle I am Ende dieser Beschreibung zeigt das pro Stufe gepumpte Volumen, die Proppantmenge (in Pfund pro Gallonen des Basisfluids oder ppa), die entsprechende Proppantmasse und die Pumpzeit. Das gesamte gepumpte Volumen beträgt 257520 Gallonen (975 × 10³ Liter) bei einer Proppantmasse von 610000 Ibs (277 Tonnen) in einer Pumpzeit von 193,9 Minuten. Das Polymer-basierte Fluid entspricht 20 Ibs/1000 Gallonen (2,4 g/Liter) eines unvernetzten Guars.
Wie in der Tabelle II, ebenso am Ende dieser Beschreibung, gezeigt ist, wurde die zweite Simulation gemäß der Erfindung durch Aufteilen jeder Stufe in zwei Stufen gefahren, um abwechselnd ein Polymer-basiertes Fluid und ein viskoelastisches Basisfluid (oder VES-Basisfluid) mit 3 % Erucylmethyl-bis(2-hydroxy-ethyl)ammoniumchlorid zu pumpen. Die Volumen, die Proppantkonzentration und die Pumprate blieben die gleichen wie bei der in der Tabelle I gezeigten Simulation.
Die bei Verwendung der Pumppläne gemäß den Tabellen 1 und 2 prognostizierte erwartete kumulative Gasförderung ist in 5 gezeigt. Es wird erwartet, dass der Plan gemäß der Erfindung eine kumulative Förderung herbeiführt, die weit über der bei einer Behandlung gemäß dem Stand der Technik erwarteten Förderung liegt.
Es wurde eine weitere Simulation durchgeführt, um die Bildung von "Säulen" im Bruchgefüge zu zeigen. 6 und 7 zeigen die Bruchgefügeprofile und die Bruchgefügeleitfähigkeit, die durch ein Simulationswerkzeug bei Verwendung eines "Waterfrac"-Pumpplans gemäß dem Stand der Technik (Tabelle III am Ende dieser Beschreibung) oder bei Verwendung eines Pumpplans gemäß der Erfindung (Tabelle IV am Ende dieser Beschreibung) vorhergesagt wurden. Wie in den vorhergehenden Fällen wird der Plan gemäß der Erfindung im Wesentlichen durch Aufteilen der Stufen des Plans gemäß dem Stand der Technik erhalten. Es sei angemerkt, dass in beiden Fällen die Pumprate als 60,0 bbl/min (9,54 m³/min) angenommen wird und dass das Polymerfluid (Tabellen III und IV) 30 Ibs/1000 Gallonen (3,6 g/Liter) unvernetztes Guar enthält und das VES-Fluid (Tabelle IV) eine Lösung mit 4% Erucylmethyl-bis(2-hydroxy-ethyl)ammoniumchlorid ist. Beide Pläne ergeben dieselbe Gesamt-Proppantmasse, dasselbe Gesamt-Schlammvolumen und dieselbe Gesamt-Pumpzeit.
Wenn die zwei oben in den Tabellen III und IV gezeigten Pumppläne auf ein Bohrloch angewandt werden, das ein Profil besitzt, wie es im linken Teil von 6 schematisch dargestellt ist, werden vollkommen unterschiedliche Bruchgefügeprofile erreicht. Wie durch Vergleichen von 6-A mit 6-B zu sehen ist, schafft die Erfindung ein viel weiteres Bruchgefüge. Außerdem zeigen die farbigen Diagramme im rechten Teil, dass die mit einer herkömmlichen Behandlung erhaltene Leitfähigkeit im Bruchgefüge systematisch in der "blauen" Zone liegt, die für eine Leitfähigkeit kennzeichnend ist, die 150 md-ft. nicht überschreitet. Zum anderen weist das Bruchgefüge gemäß der Erfindung im Wesentlichen dort, wo die Leitfähigkeit im "orangenen" Bereich, im Bereich von etwa 350–400 md-ft. liegt, zwei Säulen auf. Außerdem ist die Zone höchster Leitfähigkeit etwa zweimal so hoch wie bei der herkömmlichen Behandlung. Tabelle I
Tabelle II

Tabelle III
Tabelle IV

Claims

Verfahren zum Zerklüften einer unterirdischen Formation (2) durch Einleiten von Stützmittel enthaltendem Fluid in die Formation oberhalb eines Zerklüftungsdrucks, gekennzeichnet durch aufeinanderfolgende Einleitungsstufen von Stützmittel enthaltendem Zerklüftungsfluid in ein Bohrloch (1), wobei die Stufen wechselnde Kontraste in ihrer Fähigkeit zum Transport von Stützmitteln (8) aufweisen, wobei mindestens zwei Zyklen von wechselnder größerer und niedrigerer Transportfähigkeit vorliegen.
Verfahren nach Anspruch 1, in dem die Kontraste durch Auswahl von Stützmitteln erhalten werden, die einen Kontrast in wenigstens einer der folgenden Eigenschaften aufweisen: Dichte, Größe und Konzentration.
Verfahren nach Anspruch 1, in dem der Stützmittel-Absetz-Grad durch Einstellen der Pumprate gesteuert wird.
Verfahren nach Anspruch 2, in dem die Zerklüftungsfluide, die während der wechselnden Stufen eingeleitet werden, ein Stützmittel-Absetz-Verhältnis von mindestens 2 aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 4, in dem die Zerklüftungsfluide, die während der wechselnden Stufen eingeleitet werden, ein Stützmittel-Absetz-Verhältnis von mindestens 5 aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 5, in dem die Zerklüftungsfluide, die während der wechselnden Stufen eingeleitet werden, ein Stützmittel-Absetz-Verhältnis von mindestens 10 aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, ferner umfassend eine Auffüllstufe.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, in dem die Stützmittel enthaltenden Zerklüftungsfluide viskositätssteigernde Mittel verschiedener Natur umfassen.
Verfahren nach Anspruch 8, in dem die wechselnden Stufen von Stützmittel enthaltenden Zerklüftungsfluiden verschiedene viskositätssteigernde Mittel umfassen, die aus der Gruppe aus polymeren und viskoelastischen Tensiden gebildet ist.