MX2012011100A - Metodos que se refieren a tratamientos de estimulacion mejorados y reforzamiento de fracturas en formaciones subterraneas. - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a un método de tratamiento de una formación subterránea, en donde el método comprende: proporcionar un fluido de fracturación de base acuosa; colocar el fluido de fracturación de base acuosa en una formación subterránea; colocar un agente de erosión en el fluido de fracturación de base acuosa y/o la formación subterránea; permitir a un canal formarse dentro de una red de fractura en la formación subterránea; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilización; colocar el fluido de modificación de plasticidad en la formación subterránea; y fragilizar la roca que rodea la red de la fractura.

Description

MÉTODOS QUE SE REFIEREN A TRATAMIENTOS DE ESTIMULACIÓN MEJORADOS Y REFORZAMIENTO DE FRACTURAS EN FORMACIONES SUBTERRÁNEAS CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a métodos de tratamiento de una formación subterránea, y, al menos en algunas modalidades, a métodos de reforzamiento y mejoramiento de la conductividad de fracturas en formaciones subterráneas que tienen baja permeabilidad inherente que comprenden gas compacto, esquistos, arcillas y/o yacimientos de carbón.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Formaciones subterráneas que comprenden gas compacto, esquistos, arcillas y/o yacimientos de carbón en general tienen una baja permeabilidad. Como se usa en la presente, el término "gas compacto" se refiere a gas encontrado en roca sedimentaria que es cementada en conjunto de manera que las velocidades de flujo son en general relativamente muy bajas. Como se usa en la presente, el término "esquisto" se refiere a una roca sedimentaria formada de la consolidación de arcilla fina y materiales limosos en planos de lechos delgados, laminados. Como se usa en la presente, el término "arcilla" se refiere a una roca que puede estar comprendida de, entre otros, uno o más tipos de arcilla, que incluyen, pero no se limitan a caolinita, montmorillonita/esmectita, ilita, clorita, y cualquier mezcla de las mismas. El contenido de arcilla de las formulaciones puede ser una especie única de un mineral de arcilla o varias especies, incluyendo los tipos de capa mezclada de arcilla. Como se usa en la presente, "yacimiento de carbón" se refiere a una formación de roca que puede estar comprendida de, entre otros, uno o más tipos de carbón, que incluyen, pero no se limitan a turba, lignita, carbón sub-bituminoso, carbón bituminoso, antracita y grafita. Adicionalmente, estas formaciones no convencionales se han visto ya que tienen roca no productiva por la industria del petróleo debido a que son "compactas" y tienen baja permeabilidad. También, requieren perforación y tecnologías de terminación especializadas. Recientemente, sin embargo, ha habido una serie de importantes descubrimientos de gas natural en tales formaciones, lo cual en este clima económico, ha garantizado la producción.

Las fracturas son el conducto primario para la producción de aceite y gas. En estas aplicaciones, la mayoría de la porosidad efectiva puede ser limitada a la red de fractura dentro de la formación, pero algo del gas puede haber sido también atrapado en la matriz de formación, las varias capas de roca, o en los planos de lechos. Para hacer estos tipos de formaciones económicas, los tratamientos de fracturación/estimulación a menudo son recomendables para conectar las microfracturas naturales en la formación asi como también crear nuevas fracturas. Crear o mejorar la conductividad de la formación debe incrementar la producción de gas de la formación. En otras palabras, a más área de superficie que pueda ser expuesta dentro de la formación a través de la fracturacion de la formación, mejor será la economía y eficiencia en un pozo dado.

Aunque la combinación de perforación horizontal y fracturacion hidráulica ha probado ser un medio efectivo para estimular la producción de gas de algunos reservorios de esquisto, los resultados de producción a largo plazo están a menudo disminuyendo a tasas mucho mayores que las esperadas conduciendo a menores recuperaciones finales y viabilidad económica cuestionable. En algunos casos, con base en la alta productividad inicial, muchos operadores han perforado grandes números de pozos solamente para encontrar que estas tasas de producción no se pueden mantener a niveles adecuados para viabilidad económica a largo plazo. Una causa que ha sido identificada como un factor que contribuye a estos rápidos declines en la productividad del pozo es la incapacidad de tales formaciones para sostener alta conductividad de fractura bajo altas presiones de baja extracción.

La fracturación de tales formaciones se realiza típicamente usando geles reticulados o lineales o fluidos de agua salada o dulce que comprenden un aditivo de reducción de fricción. Estos tratamientos de fracturación de tipo acuosos son a menudo referidos como "fracturamientos de base agua". El uso de técnicas de f acturamiento de agua de alta velocidad ha sido extensivamente usado en estimulaciones de esquisto en combinación con mapeo de fractura micro-sísmica para intentar y optimizar estos tratamientos de estimulación en reservorios naturalmente fracturados, de permeabilidad ultra-baja. En tales tratamientos, a menudo el objetivo primario es crear o conectar una red de fractura compleja, algunas veces llamada una red dendrítica, de manera que los hidrocarburos pueden ser transportados del reservorio a la perforación de pozo en cantidades económicas. Lograr un canal altamente conductivo que extiende la profundidad en el reservorio a lo largo de una red de fractura compleja puede ser difícil de lograr usando técnicas convencionales. Un problema clave es que es difícil establecer una amplitud de fractura suficiente en fracturas ramificadas o secundarias que son perpendiculares al estrés horizontal máximo. En esta situación, el estrés horizontal máximo está actuando para restringir la amplitud de fractura que se puede lograr haciendo difícil lograr buena colocación de apuntalantes en estas ramificaciones. Mejores resultados se han observado cuando el mapeo de fractura indica la presencia de una red dendrítica que maximiza el área total de la formación expuesta a la fractura.

La conductividad de las fracturas se puede lograr colocando bajas concentraciones de apuntalantes en las fracturas mientras se continúa inyectando agua a velocidades de flujo muy altas. En muchos casos, los reductores de fricción son benéficos para maximizar las velocidades de flujo sin exceder las máximas presiones de tratamiento de superficie. Desafortunadamente, la combinación de bajas concentraciones de apuntalantes y fluidos de tratamiento de baja viscosidad hace difícil lograr buen transporte de apuntalante en un ambiente de fracturación complejo. Como un resultado, mucha del área de fractura expuesta puede no tener suficiente concentración o conductividad de apuntalante para permanecer en comunicación fluida con la perforación de pozo después de que el pozo ha sido puesto en producción.

También problemático en estas fracturas y redes de fracturas es el cierre/curación de estas fracturas y/o parcial o completo empotramiento de apuntalante que resulta de estrés de cierre incrementado debido a altas presiones bajas de extracción durante la producción asi como también potencial de ablandamiento de la formación después de la exposición a los fluidos de tratamiento. Muchos esquistos y/o arcillas son reactivos con agua dulce, resultando en intercambio iónico y absorción de fluidos acuosos que conducen a fragilización de la roca en la formación. El término "fragilización" y sus derivados como se usa en la presente se refiere a un proceso por el cual las propiedades de un material son cambiadas a través de una interacción química de manera que un material que originalmente se comporta en una manera dúctil o plástica se transforma en un material que se comporta en una manera más frágil. Adicionalmente , tal degradación puede sustancialmente reducir la estabilidad de fracturas en la formación, lo cual puede causar una reducción en la productividad del pozo.

Esta degradación también conduce a empotramiento de apuntalante. El empotramiento del apuntalante se cree causa una reducción en la amplitud y conductividad de la fractura, y puede ser causado por una falla de compresión dentro de la fractura. Distinto en formaciones bien consolidadas, el empotramiento del apuntalante en estos tipos de formaciones compactas puede ser tan alto como varios diámetros de granos de apuntalante, por ejemplo, en areniscas débilmente consolidadas. La Figura 1 ilustra el fenómeno de empotramiento del apuntalante. La Figura 2 es una imagen de pantalla de computadora que ilustra el fenómeno. El empotramiento del apuntalante puede reducir la amplitud de la fractura desde aproximadamente 10¾ hasta aproximadamente 60 !. o más, por ejemplo casi 100%, cuando existe una concentración muy baja de apuntalante en la fractura, con subsecuente reducción en productividad de pozos de aceite y gas. La Figura 3 ilustra una fractura que tiene casi 100 ¾ de empotramiento. Cuando esto ocurre, la trayectoria para hidrocarburos a la perforación de pozo puede llegar a obstruirse, y la producción puede verse afectada.

Las arcillas pueden hincharse, dispersarse, desintegrarse o de otro modo llegar a romperse en la presencia de fluidos acuosos extraños. El hinchamiento o dispersión de las arcillas puede reducir significantemente la permeabilidad de una formación. El uso de sales como aditivos de control de formación no ha delimitado el daño a la formación como un resultado de la reducción de permeabilidad, sino puede reducir o minimizar tal daño. Una arcilla la cual se hincha no está limitada a expandir arcillas de tipo celosías sino incluye todas aquellas arcillas las cuales pueden incrementar en volumen aparente con o sin dispersar, degradar o de otro modo llegar a romperse, cuando se ponen en contacto con soluciones acuosas extrañas tales como agua, y ciertas salmueras. Ciertas arcillas también pueden dispersarse, degradarse o de otro modo llegar a romperse sin hincharse en la presencia de soluciones acuosas extrañas tales como agua, ciertas salmueras, y emulsiones que contienen agua o ciertas salmueras. Algunas arcillas, en la presencia de soluciones acuosas extrañas, se expandirán y se romperán en la magnitud que lleguen a ser no consolidadas y producir partículas las cuales migran en la perforación. Las formaciones las cuales consisten ampliamente de arcilla después de absorber agua en un espacio confinado pueden desarrollar presiones en el orden de varios miles de libras por pulgada cuadrada ( (Psi) (kg/cm ) ) .

Los materiales de arcilla definidos anteriormente pueden ocurrir como partículas pequeñas, similares a placa, similares a tubo y/o similares a fibra que tienen un área de superficie extremadamente grande comparada con una cantidad equivalente de un material granular tal como arena. Esta combinación de tamaño pequeño y área de superficie grande resulta en una alta energía de superficie con propiedades de superficie inusuales correspondientes y extremada afinidad para agentes activos de la superficie. La estructura de algunas de estas arcillas, por ejemplo, montmorillonita, puede ser representada como una pila de unidades de celosías de tres capas similares a lámina las cuales están débilmente unidas entre sí y las cuales se expanden en la dirección cristalográfica "c" por agua u otras sustancias las cuales pueden penetrar entre las láminas y separarlas.

Sin embargo, el agregado fino que compone esquistos y/o arcillas puede poseer problemas si se expone a estreses altos. Por ejemplo, bajo alto estrés, el esquisto puede fallar mecánicamente, resultando en la generación de materiales de arcilla fina que pueden ser altamente móviles en fluidos producidos. En situaciones donde existe alta presión de poro y muy poca permeabilidad, cuando el sistema se expone a un ambiente de baja presión, la fornación circundante puede casi fluidizar el sólido. Por ejemplo, se cree que el esquisto, cuando se expone a alto estrés y condiciones de presión de poro, puede transformarse de un material sólido a uno semi-líquido causando que se introduzca en un paquete de apuntalante. Esto puede resultar en intrusión del esquisto, desprendimiento de la perforación de pozo y grandes cantidades de producción de sólidos, pantallas de taponamiento o separadores de llenado en la superficie .

En algunas formaciones, la unión entre las capas de plano de estratificación puede ser más débil que la unión entre partículas en una capa dada. En tales formaciones, el plano de estratificación puede representar una debilidad susceptible a falla mecánica o separación. Para combatir estos problemas, las salmueras son a menudo usadas que contienen alta concentración iónica de manera que el intercambio iónico no ocurrirá y la reactividad de los esquistos y/o arcillas se reducirá. En casos extremos, fluidos a base de aceite pueden ser usados para evitar exposición de los esquistos y/o arcillas a fluidos acuosos.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a métodos de tratamiento de una formación subterránea, y, al menos en algunas modalidades, a métodos de reforzamiento y mejoramiento de la conductividad de fracturas en formaciones subterráneas que tienen baja permeabilidad inherente que comprenden gas compacto, esquistos, arcillas y/o yacimientos de carbón.

De conformidad con un aspecto de la presente invención se proporciona un método que comprende: proporcionar un fluido de fracturación de base acuosa; colocar el fluido de fracturación de base acuosa en una formación subterránea; colocar un agente de erosión en el fluido de fracturación de base acuosa y/o la formación subterránea; permitir a un canal formarse dentro de una red de fractura en la formación subterránea; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilización; colocar el fluido de modificación de plasticidad en la formación subterránea; y fragilizar la roca que rodea la red de la fractura.

De conformidad con un aspecto, la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar al menos una fractura en una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un fluido acuoso y un agente de modificación de fragilización alcalino; colocar el fluido de modificación de plasticidad en la fractura en la formación subterránea; y fragilizar al menos una cara de la fractura en la fractura para formar una cara de la fractura fragilizada .

De conformidad con otro aspecto, la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilización; colocar el fluido de modificación de plasticidad en una formación subterránea para asi formar una porción tratada de la formación; y fragilizar una porción de la porción tratada de la formación de manera que la porción tratada tiene un factor de dureza retenida de al menos 65v: cuando se prueba usando una Prueba de Dureza Brinell Modificada.

De conformidad con un aspecto adicional, la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar una porción seleccionada de una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón y que tiene un primer módulo de elasticidad (módulo de Young) ; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilización; colocar el fluido de modificación de plasticidad en la formación subterránea para asi tratar la porción de la formación subterránea; y fragilizar la porción de la porción tratada de la formación de manera que la porción tratada tiene un segundo módulo de elasticidad después del tratamiento que es superior que el primer módulo de elasticidad.

Las características y ventajas de la presente invención serán fácilmente aparentes para aquellos expertos en la técnica. Mientras se pueden hacer numerosos cambios por aquellos expertos en la técnica, tales cambios están dentro del alcance de la invención.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Estos dibujos ilustran ciertos aspectos de algunas de las modalidades de la presente invención, y no deben ser usados para limitar o definir la invención.

La Figura 1 ilustra una formación de roca que muestra el empotramiento del apuntalante.

La Figura 2 ilustra el empotramiento del apuntalante en una fractura.

La Figura 3 ilustra un casi 10C . de empotramiento del apuntalante en una fractura.

La Figura 4 ilustra una curva de deformación de tensión típica.

La Figura 5 ilustra un ejemplo que muestra la deformación plástica en una prueba de compresión.

La Figura 6 muestra una curva de tensión de deformación típica.

La Figura 7 ilustra un cilindro que ha sufrido una rotura frágil .

La Figura 8 muestra una gráfica de tensión-deformación que muestra como un material dúctil cuando se transforma a un material frágil será reforzado conforme llega a ser más frágil.

La Figura 9 ilustra la Prueba de Dureza Brinell.

Las Figuras 10A y 10B ilustran el empotramiento del apuntalante .

Las Figuras 11A y 11B ilustran el empotramiento del apuntalante .

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a métodos de tratamiento de una formación subterránea, y, al menos en algunas modalidades, a métodos de reforzamiento y mejoramiento de la conductividad de fracturas en formaciones subterráneas que tienen baja permeabilidad inherente que comprenden gas compacto, esquistos, arcillas y/o yacimientos de carbón.

De las muchas ventajas de la presente invención, solamente algunas de las cuales serán discutidas o elucidadas aquí, una ventaja es que estos métodos pueden minimizar el empotramiento del apuntalante y cierre de la fractura modificando la superficie de las caras de fractura en las formaciones de manera que incrementan o mantienen su dureza relativa después de la exposición a fluidos de tratamiento. Se cree que esto se logra a través de una alteración química del fenómeno mecánico en la cara de la fractura, lo cual resulta en la prevención de la extrusión o intrusión de la roca que rodea la formación en el paquete apuntalante en la fractura. Esto se cree reduce el empotramiento del apuntalante, migración del esquisto, y similares. Sin embargo, es posible que las fracturas en gas compacto, esquistos, arcillas y/o yacimientos de carbón puedan ser reforzadas por el uso de los métodos de la presente invención, lo cual puede conducir a productividad incrementada de un pozo en la formación, fragilizando la roca que rodea las fracturas. Sin embargo, el reforzamiento o endurecimiento de la roca puede ser realizado por la remoción del agua atrapada dentro de la estructura de grano de la roca. La remoción de esta agua puede resultar en una reducción en volumen de la roca lo cual causa esencialmente el incremento en resistencia. Reducir el volumen de la roca es uno de los medios posibles de incrementar la conductividad efectiva o permeabilidad de microfracturas donde el fluido se filtra dentro. Adicionalmente , la presencia de cationes puede mejorar este efecto, y puede estar presente ya sea naturalmente en la formación o agregado a la formación con un fluido de tratamiento. Los métodos de la presente invención pueden ser especialmente adecuados para uso en conjunto con métodos de fracturación acuosos, tales como fracturas de base agua .

Métodos adicionales relacionados con la erosión de la presente invención pueden ser usados para mejorar la conductividad de fracturas en formaciones subterráneas que tienen baja permeabilidad inherente que comprenden gas compacto, esquistos, arcillas y/o yacimientos de carbón. Estos métodos relacionados con la erosión pueden ser especialmente útiles en formaciones de esquisto que son susceptibles a fracturas más estrechas debido al comportamiento plástico de la roca bajo altas condiciones de estrés. Al menos teóricamente, las modalidades relacionadas con la erosión descritas en la presente deben producir un sistema de fractura compleja que se extiende de la perforación de pozo en el reservorio, el sistema de fractura compleja tiene canales de flujo apuntalados y erosionados a lo largo de una cara de la fractura fragilizada. La combinación de los canales de flujo apuntalados y erosionados y las caras de fractura fragilizadas deben asegurar conductividad a largo plazo sostenida a la perforación de pozo a partir de la formación que tienen baja permeabilidad inherente .

Estos métodos relacionados con la erosión están disponibles para manipular los efectos de erosión a lo largo de las caras de fractura y en las uniones de las fracturas para crear canales de alta conductividad que son capaces de penetrar profundo en el reservorio a lo largo de trayectorias complejas, conduciendo a conductividad mejorada en la formación a través de la manipulación de variaciones naturales y planos de estratificación en la formación. Esta conductividad mejorada debe ser mantenida por un plazo más largo, con relación a técnicas convencionales. El término "erosión" y sus derivados como se usa en la presente se refiere al proceso de denudación de rocas, que incluyen rompimiento físico, químico y biológico y transportación. Esta conductividad mejorada se manifiesta en la creación de canales a través de la red de fractura. Estos canales pueden ser formados por la velocidad de inyección del fluido en la región cercana a la perforación de pozo de la formación. Los canales se cree mejoran el efecto de estimulación del tratamiento. Un agente de erosión que ayuda en la plastificación o debilitamiento de la roca en la cara de la fractura puede ser usado, por ejemplo, para hacer la formación más susceptible a erosión para mejorar la creación de estos canales. Se cree que las técnicas de erosión presentadas por la presente invención pueden proporcionar un medio más eficiente para establecer y mantener la conductividad en uniones donde las fracturas intersectan donde puede ser difícil colocar el apuntalante en tratamientos de fracturación convencionales.

Después que estos canales se han creado, un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilización puede ser empleado para fragilizar las superficies de fractura expuestas para ayudar a lograr la máxima conductividad de fractura a largo plazo. Adicionalmente, el apuntalante puede ser inyectado con estos fluidos de modificación de plasticidad como un medio secundario para mantener la conductividad de las fracturas para mantener un canal de flujo abierto.

Otra ventaja potencial asociada con estos métodos es que sólidos que son liberados de la cara de la fractura durante esta etapa del proceso de estimulación pueden ser transportados más profundamente en la red de fractura para minimizar el riesgo de los sólidos de fluir nuevamente a la perforación de pozo.

De conformidad con una modalidad relacionada con la erosión la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar un fluido de fracturación de base acuosa; colocar el fluido de fracturación de base acuosa en una formación subterránea; colocar un agente de erosión en el fluido de fracturación de base acuosa y/o la formación subterránea; permitir a un canal formarse dentro de una red de fractura en la formación subterránea; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un fluido acuoso y un agente de modificación de fragilización alcalino; colocar el fluido de modificación de plasticidad en una fractura en la red de fractura en la formación subterránea; y fragilizar al menos una cara de la fractura en la fractura para formar una cara de la fractura fragilizada.

De conformidad con otra modalidad, la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón; proporcionar un fluido de fracturación de base acuosa; colocar el fluido de fracturación de base acuosa en una formación subterránea; colocar un agente de erosión en el fluido de fracturación de base acuosa y/o la formación subterránea; permitir a un canal formarse dentro de una red de fractura en la formación subterránea; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilización; colocar el fluido de modificación de plasticidad en una formación subterránea para asi formar una porción tratada de la formación; y fragilizar una porción de la porción tratada de la formación de manera que la porción tratada tiene un factor de dureza retenida de al menos 65'.': cuando se prueba usando una Prueba de Dureza Brinell Modificada.

De conformidad con otra modalidad, la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar una porción seleccionada de una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón y que tiene un primer módulo de elasticidad; proporcionar un fluido de fracturación de base acuosa; colocar el fluido de fracturación de base acuosa en la porción de la formación subterránea; colocar un agente de erosión en el fluido de fracturación de base acuosa y/o la porción de la formación subterránea; permitir a un canal formarse dentro de una red de fractura en la porción de la formación subterránea; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilización; colocar el fluido de modificación de plasticidad en la formación subterránea para asi tratar la porción de la formación subterránea; y fragilizar la porción de la porción tratada de la formación de manera que la porción tratada tiene un segundo módulo de elasticidad después del tratamiento que es superior que el primer módulo de elasticidad.

Fluidos de fracturación de base acuosa adecuados para inclusión en las modalidades relacionadas con la erosión pueden incluir fluidos de baja viscosidad, de baja eficiencia. Ejemplos de tales fluidos de fracturación adecuados pueden incluir base agua, agua, dióxido de carbono, nitrógeno, metano, propano, butano, otros fluidos a base de gas, y cualquier combinación de los mismos.

Una vez que un fluido de fracturación de base acuosa se ha proporcionado, puede ser inyectado en una porción de una formación subterránea que tienen baja permeabilidad inherente y que comprende gas compacto, esquistos, arcillas y/o yacimientos de carbón. Esto debe establecer fugas en el sistema de fractura natural complejo. Si se permite pasar suficiente tiempo, se debe formar una red de fractura adecuada.

Un agente de erosión puede entonces ser agregado al fluido de fracturación de base acuosa para incrementar la plasticidad o debilitar la formación a lo largo de las caras de la fractura de las fracturas en la red de fractura. Durante tal tiempo, una alta velocidad de inyección del fluido de fracturación se puede mantener, si se desea. El agente de erosión puede comprender un fluido elegido del grupo que consiste de agua dulce, una salmuera, un fluido ácido, y cualguier combinación de los mismos. En algunas modalidades, se pueden emplear etapas de limpieza múltiples agregando una pluralidad de sólidos erosivos finos (por ejemplo, partículas de arena, grava y otras partículas adecuadas) a la corriente del fluido de fracturación de base acuosa para maximizar la erosión de las superficies de la fractura. Opcionalmente, las etapas de purga de un fluido no tratado (por ejemplo, agua no tratada) pueden ser incorporadas también para ayudar a purgar los sólidos generados lejos de la perforación de pozo mientras se mantienen abiertos los canales conductivos.

Para las etapas finales de tratamiento, un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de fragilización puede ser incorporado dentro del fluido para fragilizar las caras de las fracturas expuestas. Ejemplos de tales fluidos se describen en la presente.

En esta etapa, opcionalmente, el apuntalante puede ser inyectado con el fluido de modificación de plasticidad para proporcionar soporte mecánico para mantener las fracturas y canales abiertos después que el pozo se ha puesto en producción.

En algunas modalidades, el agente de erosión y el agente de modificación de plasticidad son agregados secuencialmente al fluido de fracturación de base acuosa antes o en el punto de inyección del fluido de fracturación de base acuosa en la formación subterránea.

Como se declara anteriormente, el término "fragilización" y sus derivados como se usa en la presente se usa para explicar un proceso por el cual las propiedades de un material se cambian a través de una interacción química de manera que un material que se comporta en una manera dúctil o plástica es transformado a un material que se comporta en una manera más dura o frágil. Esto puede ser determinado examinando el módulo de elasticidad y la relación Poisson de la roca natural antes del tratamiento. Si la roca ha llegado a ser frágil, el módulo de elasticidad debe ser superior y la relación Poisson debe ser inferior comparada con la roca natural antes del tratamiento. Por lo tanto, el agente de erosión puede ser un fluido elegido del primer grupo de relación Poisson que consiste de agua dulce, una salmuera, un fluido ácido, y cualquier combinación de los mismos.

El módulo de elasticidad es la relación de estrés, la cual tiene unidades de presión, para deformación, que es adimensional ; por lo tanto el módulo de elasticidad mismo tiene unidades de presión. La unidad SI del módulo de elasticidad (E, o menos comúnmente Y) es la pascal (Pa o N/m ); las unidades prácticas son megapascales ( Pa o N/mm ) o gigapascales (GPa o kN/mm ) . En unidades Estadounidenses habituales, se expresa como libras (fuerza) por pulgada cuadrada (psi) . El módulo de elasticidad (módulo de Young) , E, puede ser calculado dividiendo el estrés de tensión por la deformación de tensión: estrés de tensión S F/AQ FLQ defonnación ? L/Lo Ao L de tensión Ecuación 1 Donde : E es el módulo Young (módulo de elasticidad) ; F es la fuerza aplicada al objeto; es el área de sección transversal original a través de la cual se aplica la fuerza; AL es la cantidad por la cual la longitud del objeto cambia; y L es la longitud original del objeto La relación Poisson (v) es la relación, cuando una muestra de objeto es estirada, de la contracción o deformación transversal (perpendicular a la carga aplicada) , a la extensión o deformación axial (en la dirección de la carga aplicada) . £ transversal €? E-axial £y Ecuación 2 Donde: v es la relación Poisson resultante, etrans es la deformación transversal (negativa para tensión axial, positiva para compresión axial); y eaxial es la deformación axial (positiva para tensión axial, negativa para compresión axial).

En algunas modalidades, la presente invención proporciona métodos que incluyen un método que comprende: proporcionar una porción seleccionada de una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón y que tiene un primer módulo de elasticidad y una primera relación Poisson; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilización; colocar el fluido de modificación de plasticidad en la formación subterránea para así tratar la porción de la formación subterránea; y fragilizar la porción de la porción tratada de la formación de manera que la porción tratada tiene un segundo módulo de elasticidad después del tratamiento que es superior que el primer módulo de elasticidad y una segunda relación Poisson después del tratamiento que es inferior que la primera relación Poisson.

Se cree que materiales dúctiles son materiales que pueden ser caracterizados por una región muy grande en la curva de deformación de estrés donde el material puede ser deformado plásticamente una vez que su rendimiento de estrés es excedido. La Figura 4 muestra una curva de tensión de deformación típica para un material que se comporta en una manera dúctil; esta curva tiene dos distintas regiones, una región elástica lineal seguida por una región plástica. En la región plástica, la forma de un espécimen puede ser cambiada significantemente sin fallar o quebrarse completamente. Una curva de deformación de estrés ejemplar y un cilindro que ha fallado plásticamente se muestra en la Figura 5.

Se cree que materiales frágiles se comportan de manera muy diferente y fallarán antes de que exista alguna deformación significante. La Figura 6 muestra una curva de tensión de deformación típica para un material frágil y la Figura 7 muestra un cilindro que ha sufrido una rotura frágil. En esta curva de deformación al estrés, existe poca o ninguna región plástica.

Durante el proceso de fragilización en formación subterránea dúctil tal como un esquisto el material de formación se transforma en un material dúctil que puede fallar plásticamente bajo el estrés a un material frágil que no se deforma plásticamente. Para lograr este comportamiento de un material único, es aconsejable una alteración de la naturaleza del material de formación. Para lograr el comportamiento frágil, la resistencia final del material tendrá que incrementar significantemente como se muestra en la Figura 8.

A partir de un punto de vista de empotramiento, es evidente que cuando la formación se comporta en una manera dúctil, una vez que el estrés de rendimiento se excede la formación plásticamente fallará permitiendo al grano apuntalante ser incrustado profundo en el material de formación. En una situación cuando la formación es frágil, la formación no se deformará plásticamente significando que no existirá empotramiento del apuntalante en la superficie del material de formación. La combinación para cambiar a un material frágil y reforzamiento de la formación permite aplicar más estrés sin pérdida de conductividad debido al empotramiento .

En algunas modalidades, la presente invención proporciona métodos que incluyen un método que comprende: proporcionar al menos una fractura en una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un fluido acuoso and un agente de modificación de fragilización; colocar el fluido de modificación de plasticidad en la fractura en la formación subterránea; y fragilizar al menos una cara de la fractura en la fractura para prevenir la extrusión de la arcilla de la formación en la fractura.

El término "fluido de modificación de plasticidad" como se usa en la presente se refiere a un fluido que tiene un pH alto a condiciones de fondo de pozo que es capaz de alterar las propiedades mecánicas de la roca que rodea en la cara de la fractura, lo cual resulta en una prevención de la extrusión o intrusión de la roca en el paquete apuntalante en la fractura.

El término "agente de erosión" se refiere a un agente de fluido que reacciona con la roca en la formación, por ejemplo, para desestabilizar o debilitar la matriz de la roca haciéndola más susceptible a la erosión. Ejemplos incluyen químicos que causan que las arcillas se hinchen resultando en al menos algún debilitamiento o químicos que químicamente remueven algunos componentes minerales de la roca causando al menos algún debilitamiento.

El término "cara de la fractura" como se usa en la presente se refiere a una cara de una fisura o superficie de rompimiento dentro de la roca.

El término "la extrusión de la arcilla" en la presente se refiere al fenómeno mecánico de la roca en una formación subterránea que rodea una fractura de intrusión en la fractura, y de este modo, discombobular la cara de la fractura y/o envoltura del apuntalante en la fractura. Esto puede incluir la migración o intrusión de arcilla de la roca que rodea la fractura.

El término "sustancialmente previene" como se usa en la presente significa prevenir en una extensión medible, pero no necesariamente prevenir completamente.

Los fluidos de modificación de plasticidad de la presente invención comprenden un fluido acuoso y un agente de modificación de fragilización, y por lo tanto, tienen un alto pH. El intervalo de pH de los fluidos es preferiblemente 10 ó arriba de las condiciones del fondo de pozo. Se cree que estos fluidos de modificación previenen a la roca que rodea una fractura de migrar en el paquete apuntalante o fractura abierta, lo cual podría de otro modo obturar la fractura. De este modo, los fluidos de modificación de plasticidad son fluidos químicos que contrarrestan el fenómeno mecánico para prevenir el mecanismo de extrusión (por ejemplo, a través de la fragilización de la roca) y el empotramiento del apuntalante o cierre de fractura resultante. Esto se cree afecta el espaciamiento basal en las arcillas circundantes.

Fluidos acuosos adecuados incluyen algún fluido acuoso que es compatible con un alto pH que incluye agua dulce, salmueras, y similares. La concentración del fluido acuoso en los fluidos de modificación de plasticidad de la presente invención dependerá del pH deseado (por ejemplo, 10 o superior en condiciones del fondo de pozo) del fluido dado los factores involucrados en el tratamiento.

Los agentes de modificación de fragilización para uso en la presente invención comprenden altos materiales alcalinos. Ejemplos adecuados incluyen, pero no se limitan a, hidróxido de litio, hidróxido de sodio, hidróxido de potasio, hidróxido de rubidio, hidróxido de calcio, hidróxido de estroncio, hidróxido de bario, hidróxido de cesio, carbonato de sodio, cal, aminas, amoníaco, boratos, bases Lewis, otras ases fuertes, y cualquier derivado o combinación de los mismos. La concentración del agente de modificación de fragilización en los fluidos de modificación de plasticidad de la presente invención dependerá del pH deseado (por ejemplo, aproximadamente 10 o superior a condiciones de fondo de pozo) del fluido dado los factores involucrados en el tratamiento. El efecto de los fluidos de modificación de plasticidad de la presente invención es sorprendente debido a que estudios pasados han encontrado que utilizar bases, tales como hidróxido de sodio, para estabilizar arcillas ha probado relativamente inefectividad en que se cree que puede promover el daño de permeabilidad de formación significante, y en algunos casos, incrementar actualmente la sensibilidad al agua dulce de la formación de arcilla.

Opcionalmente, los fluidos de modificación de plasticidad de la presente invención pueden comprender aditivos catiónicos, tales como polímeros catiónicos y aditivos orgánicos catiónicos, para mejorar la modificación de plasticidad. Los aditivos catiónicos divalentes pueden ser más estables. Si se usa, tales aditivos pueden ser usados en una cantidad de aproximadamente 0.1¾ hasta aproximadamente 1"; en peso del fluido. Hidroxi aluminio y oxicloruro de circonio son ejemplos. Otros ejemplos incluyen los siguientes aditivos disponibles de Halliburton Energy Services, Inc. in Duncan, Oklahoma: "CLAYSTA XP, " "CLAYSTA FS," "CLAYFIX-I I , " y "CLAYFIX-II PLUS". Aditivos adecuados se describen en las siguientes patentes, cada una de las cuales están de este modo incorporadas por referencia, Patentes Estadounidenses Nos. 5 097 094, 4, 74,578, 4r424r016, y 4,366,071.

Opcionalmente, los fluidos de modificación de plasticidad de la presente invención pueden comprender sales tales como sales de litio, sodio, potasio, rubidio, calcio, estroncio, bario, cesio, sodio, cloruro de potasio, cloruro de calcio, magnesio, y manganeso. El intercambio iónico que resulta de la presencia de la sal es útil para ayudar en la contracción de la roca.

Opcionalmente, incluir tensoactivos en los fluidos de modificación de plasticidad puede facilitar las tensiones de superficie ultra baja y permitir a estos fluidos penetrar en una matriz o micro fractura más fácilmente.

Agentes de erosión adecuados pueden incluir agua dulce, salmueras, fluidos ligeramente ácidos, y cualquier combinación de los mismos. Preferiblemente, el agente de erosión es ligeramente ácido.

En algunas modalidades, el fluido de modificación de plasticidad puede ser colocado en una formación subterránea como un resultado de un tratamiento de fracturación . El proceso de fracturación hidráulica crea la máxima presión diferencial ayudando para hacer que estos fluidos penetren más fácilmente en la matriz de formación o micro fracturas.

Cualquier fluido de fracturación adecuado y método para la formación subterránea pueden ser usados en conjunto con la presente invención. En algunas modalidades, los métodos de la presente invención pueden ser muy bien adecuados para aplicaciones que usan fluidos muy ineficientes o fluidos que tienen poco control de pérdida de fluido, tal como fluidos gelificados lineales o fluidos no gelificados tales como agua. Ejemplos de tales fluidos de fracturación adecuados pueden incluir base agua, agua, dióxido de carbono, nitrógeno, metano, propano, butano, otros fluidos a base de gas, y cualquier combinación de los mismos. Estos fluidos no tienden a formar tortas de filtro en la superficie de la formación, y por lo tanto, son capaces de escaparse más fácilmente en una matriz de formación compacta o micro fractura. Los fluidos reticulados son también adecuados, debido a su eficiencia mejorada y pérdida de fluido controlada, no pueden tender a invadir tan profundamente en la formación o micro fracturas.

De conformidad con un aspecto, la presente invención proporciona un método que comprende : fracturar una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón para formar al menos una fractura en este; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un fluido acuoso y un agente de modificación de plasticidad alcalino; colocar el fluido de modificación de plasticidad en la fractura en la formación subterránea; y permitir al fluido de modificación de plasticidad prevenir sustancialmente la extrusión de la arcilla en la fractura De conformidad con otro aspecto, la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de plasticidad alcalino; colocar el fluido de modificación de plasticidad en una formación subterránea para asi formar una porción tratada de la formación; y permitir a una porción de la porción tratada de la formación deshidratarse para tener un factor de dureza retenido de al menos 65% cuando se prueba usando una Prueba de Dureza Brinell que es la vigente en la fecha de presentación de esta solicitud.

De conformidad con un aspecto, la presente invención proporciona una muestra de una roca de esquisto que tiene más de 65% de dureza retenida cuando se prueba usando una Prueba de Dureza Brinell (que es la vigente en la fecha de presentación de esta solicitud) después del tratamiento con un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de plasticidad alcalino.

De conformidad con un aspecto adicional, la presente invención proporciona un método de tratamiento de una formación subterránea que comprende las siguientes etapas: colocar un fluido de tratamiento en una perforación de pozo que penetra una formación subterránea, en donde la formación subterránea comprende al menos uno seleccionado del grupo que consiste de: un esquisto, una arcilla, un yacimiento de carbón, y una combinación de los mismos; y aplicar un pulso de presión al fluido de tratamiento, en donde el pulso de presión puede exceder el gradiente de fractura de formación.

Para facilitar un mejor entendimiento de la presente invención, se proporcionan los siguientes ejemplos de ciertos aspectos de algunas modalidades. En ninguna forma deben ser leídos los siguientes ejemplos para limitar, o definir, el alcance de la invención.

EJEMPLOS Una versión modificada de la Prueba de Dureza Brinell (como se define abajo), referida en la presente como una Prueba de Dureza Brinell Modificada, puede ser usada para medir la dureza de muestras de formaciones subterráneas, en términos del Número de Dureza Brinell ("BHN") relativos entre sí, o de muestras de formación antes y después de ciertos tratamientos tales como exposición a varios fluidos. La Prueba de Dureza Brinell, de este modo, es una medida de la resistencia de la roca a indentación, lo cual tiene aplicabilidad directa a problemas de empotramiento del apuntalante .

El método de Prueba de Dureza Brinell involucra indentar el material de prueba con un balón de carburo o acero endurecido de 10 mm de diámetro sometido a una carga de 3000 kg. Para materiales más blandos la carga puede ser reducida a 1500 kg ó 500 kg para evitar la indentación excesiva. La carga completa es normalmente aplicada por 10 a 15 segundos en el caso de fierro y acero y por al menos 30 segundos en el caso de otros metales . El diámetro de la indentación dejada en el material de prueba se mide con un microscopio de baja potencia. El BHN se calcula dividiendo la carga aplicada por el área de superficie de la indentación. La Fórmula 3 muestra el cálculo para el método: BHN = VI [(II/2 ¦ D) (D - (V(D" - D i)] El diámetro de la impresión es el promedio de dos lecturas en los ángulos rectos y el uso de una tabla de números de dureza Brinell puede simplificar la determinación de la dureza Brinell. Un BHN bien estructurado revela las condiciones de prueba, y observa esto como, "75 HB 10/500/30" lo cual significa que una Dureza Brinell de 75 se obtuvo usando un acero endurecido de 10 rom de diámetro con una carga de 500 kilogramos aplicada por un periodo de 30 segundos. En pruebas de metales extremadamente duros un balón de carburo de tungsteno es sustituido por el balón de acero. Comparado con otros métodos de prueba de dureza, el balón Brinell hace las indentaciones más amplias y más profundas, de este modo la prueba promedia la dureza sobre una cantidad más amplia de material, lo cual representaría con más precisión para múltiples estructuras de grano y cualesquiera irregularidades en la uniformidad del material. Este método es el mejor para lograr el volumen o macro-dureza de un material, particularmente aquellos materiales con estructuras heterogéneas. La Figura 9 ilustra la prueba, donde 102 es la fuerza aplicada.

Para las siguientes series de Pruebas BFIN Cuantitativas, el BHN se determinó para muestras de esquisto de las formaciones Haynesville y Woodford ambas secas y después de la exposición a varios fluidos. Los datos se proporcionan en la Tabla 1 mostrando los valores de BHN para antes y después de la exposición a los fluidos indicados. El de dureza retenida se calcula dividiendo la post-exposición de BHN por la pre-exposición de BHN y multiplicando tal valor por 100. La muestra que se expuso al fluido HYBOR G retiene aproximadamente 50'ü más de su "dureza" inicial cuando se compara con muestras que fueron expuestas a los otros dos fluidos. "HYBOR G" es un fluido de fracturación de guar reticulado con borato retardado disponible de Halliburton Energy Services, Inc. in Duncan, Oklahoma. "FR-56" es un reductor de fricción disponible de Halliburton Energy Services, Inc. in Duncan, Oklahoma. Es un reductor de fricción liquida que comprende una emulsión aceite-agua que es fácilmente invertida o rota y dispersada con fluidos acuosos. "DELTA 200" es un fluido de fracturación de borato disponible de Halliburton Energy Services, Inc. in Duncan, Oklahoma, y está diseñado para uso en pozos que tienen una temperatura del fondo del pozo de hasta aproximadamente 200 °F (93.3 °C) .

Tabla 1 Una explicación posible para los efectos vistos en la Tabla 1 se puede encontrar si se observa en el pH de los varios fluidos. HYBOR G tiene un pH de 10.5, y los fluidos Base agua y DELTA 200 tienen pH de aproximadamente 7. Es posible que la solución más alcalina, acoplada con cationes divalentes presentes en la mineralogía de formación, sirva para dar efectos similares como reforzamiento de cal de sustratos. El efecto de este endurecimiento o reducción en endurecimiento en una formación puede ser mejor visualizado observando en el empotramiento del apuntalante en formaciones blandas .

Para estas pruebas de empotramiento Quad-Cell cualitativas, el marco de carga Quad-Cell puede ser usado para evaluar el empotramiento del apuntalante y cambios en la mineralogía de formación/apuntalante después de la exposición a presiones de cierre y temperatura similar a las condiciones del pozo. Brevemente, el experimento involucra cargar una oblea de esquisto de aproximadamente a 5 cm (2") de diámetro en la célula, colocar el apuntalante (formado en pasta aguada con el fluido deseado) en la parte superior de la primera oblea, e instalar una segunda oblea de esquisto en la parte superior. En efecto, esto replica una fractura de esquisto apuntalada por un apuntalante y expuesta a un fluido de tratamiento. Se aplica estrés de cierre y la celda se calienta a la temperatura deseada y mantiene a estas condiciones por 2-4 semanas. Después de este periodo de tiempo, la muestra es removida de la celda, impregnada con un epoxi, y se toman secciones delgadas.

Las Figuras 10A y 10B son fotografías de microscopio de electrón de barrido ("SEM") de secciones delgadas tomadas de una muestra del esquisto Woodford en la cual 2.4 kg/m (0.5 lbs/ft ) de apuntalante se han colocado con un tratamiento base agua CRC 16/30 que comprende FR-56. El paquete se colocó en un marco de carga y aproximadamente 52,000 kPa (7.5K psi) de presión de cierre se aplicó a 93.3°C (200 °F) por un periodo de 3 semanas. Como se puede ver en las secciones delgadas, el apuntalante en muchos casos se ha envuelto dentro de la formación.

Las Figuras 11A y 11B son también fotografías SEM de secciones delgadas de una muestra de esquisto Woodford, pero ahora 9.8 kg/m (2 lbs/ft ) de apuntalante se usaron con un fluido HYBOR G. El estrés de cierre y temperatura son los mismos como en la primera prueba. Aquí existe poco a ningún empotramiento del apuntalante en la formación. Nuevamente, una explicación se puede encontrar en las diferencias en pH de los dos fluidos de tratamiento. En esta muestra de esquisto Woodford, existe tanto calcio como magnesio presente Estas pruebas indican que es posible que un fluido de tratamiento de pH alto pueda minimizar el empotramiento del apuntalante y cerrar la fractura modificando la superficie de la fractura de manera que incrementa o mantiene su dureza relativa después de la exposición a fluidos de tratamiento .

Por lo tanto, la presente invención está bien adaptada para atender los fines y ventajas mencionados asi como también aquellos que son inherentes en esta. Las modalidades particulares descritas anteriormente son solamente ilustrativas, ya que la presente invención puede ser modificada y practicada en diferentes pero equivalentes maneras aparentes para aquellos expertos en la técnica teniendo el beneficio de las enseñanzas de la presente. Además, no están propuestas limitaciones a los detalles de la construcción o diseño aquí mostrados, distintos de los descritos en las reivindicaciones siguientes. Es por lo tanto evidente que las modalidades ilustrativas particulares descritas anteriormente pueden ser alteradas, combinadas, o modificadas y todas las variaciones están consideradas dentro del alcance de de la presente invención. Mientras composiciones y métodos se describen en términos de "que comprende," "que contiene," o "que incluye" varios componentes o etapas, las composiciones y métodos también pueden "consistir esencialmente de o "consisten de los varios componentes y etapas. Todos los números e intervalos descritos anteriormente pueden variar por alguna cantidad. Siempre que un intervalo numérico con un límite inferior y un límite superior se describe, cualquier número y cualquier intervalo incluido que cae dentro del intervalo es específicamente descrito. En particular, cada intervalo de valores (de la forma, "desde aproximadamente a hasta aproximadamente b, " o, de manera equivalente, "desde aproximadamente a hasta b", o, de manera equivalente, "desde aproximadamente a-b") descrito en la presente se entiende por exponer cada número e intervalo abarcado dentro del intervalo más amplio de valores. También, los términos en las reivindicaciones tienen su significado ordinario, plano, a menos que de otro modo se defina explícitamente y claramente por el titular de la patente. Sin embargo, los artículos indefinidos "un" o "uno", como se usan en las reivindicaciones, están definidos en la presente para significar uno o más de uno de los elementos que introducen. Si existe cualquier conflicto en el empleo de una palara o término en esta especificación y una o más patentes u otros documentos que pueden ser incorporados en la presente por referencia, las definiciones que son consistentes con esta especificación deben ser adoptadas.

Claims (21)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito el presente invento, se considera como novedad, y por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método caracterizado porque comprende: proporcionar un fluido de fracturación de base acuosa; colocar el fluido de fracturación de base acuosa en una formación subterránea; colocar un agente de erosión en el fluido de fracturación de base acuosa y/o la formación subterránea; permitir a un canal formarse dentro de una red de fractura en la formación subterránea; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un fluido acuoso y un agente de modificación de fragilización alcalino; colocar el fluido de modificación de plasticidad en una fractura en la red de fractura en la formación subterránea; y fragilizar al menos una cara en la fractura de la fractura para formar una cara de fractura fragilizada.

2. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque la formación subterránea es una formación de baja permeabilidad.

3. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de erosión comprende un fluido elegido del grupo que consiste de: agua dulce, una salmuera, un fluido ácido, y cualquier combinación de los mismos.

4. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque al menos una pluralidad de sólidos erosivos son agregados al fluido de fracturacion de base acuosa.

5. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende purgar la red de fractura con un fluido no tratado antes de colocar el fluido de modificación de plasticidad en una fractura en la red de fractura en la formación subterránea.

6. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de erosión y el agente de modificación de plasticidad son agregados secuencialmente al fluido de fracturacion de base acuosa antes de o en el punto de inyección del fluido de fracturacion de base acuosa en la formación subterránea.

7. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de modificación de plasticidad comprende partículas apuntalantes.

8. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende formar un sistema de fractura compleja que se extiende desde la perforación de pozo hacia el reservorio, el sistema de fractura compleja que tiene canales de flujo apuntalados y erosionados a lo largo de una cara de la fractura fragilizada.

9. El método de la reivindicación 7, caracterizado porque al menos una pluralidad de las partículas de apuntalante son colocadas en la fractura en la red de fractura .

10. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque la cara de la fractura fragilizada sustancialmente previene la formación de intrusión en la fractura

11. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de modificación de fragilización comprende una base elegida del grupo que consiste de: una amina; hidróxido de litio; hidróxido de sodio; hidróxido de potasio; hidróxido de rubidio; hidróxido de calcio; hidróxido de estroncio; hidróxido de bario; carbonato de sodio; cal; y cualquier derivado o combinación de los mismos.

12. Un método caracterizado porque comprende: proporcionar una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón; proporcionar un fluido de fracturación de base acuosa; colocar el fluido de fracturación de base acuosa en una formación subterránea; colocar un agente de erosión en el fluido de fracturación de base acuosa y/o la formación subterránea; permitir a un canal formarse dentro de una red de fractura en la formación subterránea; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilizacion; colocar el fluido de modificación de plasticidad en una formación subterránea para asi formar una porción tratada de la formación; y fragilizar una porción de la porción tratada de la formación de manera que la porción tratada tiene un factor de dureza retenida de al menos 65\ cuando se prueba usando una Prueba de Dureza Brinell Modificada.

13. El método de la reivindicación 12, caracterizado porque el agente de erosión es un fluido elegido del grupo que consiste de: agua dulce, una salmuera, un fluido ácido, y cualquier combinación de los mismos.

14. El método de la reivindicación 12, caracterizado porque además comprende purgar la red de fractura con un fluido no tratado antes de colocar el fluido de modificación de plasticidad en una fractura en la red de fractura en la formación subterránea.

15. El método de la reivindicación 12, caracterizado porque el agente de erosión y el agente de modificación de plasticidad son agregados secuencialmente al fluido de fracturación de base acuosa antes o en el punto de inyección del fluido de fracturación de base acuosa en la formación subterránea.

16. El método de la reivindicación 12, caracterizado porque el fluido de modificación de plasticidad, comprende partículas de apuntalante.

17. El método de la reivindicación 12, caracterizado porque la porción tratada de la formación subterránea comprende al menos una fractura.

18. El método de la reivindicación 17, caracterizado porque la porción tratada comprende una cara de fractura fragilizada que sustancialmente previene la formación de intrusión en la fractura.

19. El método de la reivindicación 12, caracterizado porque el agente de modificación de fragili zación comprende una base elegida del grupo que consiste de: hidróxido de litio; hidróxido de sodio; hidróxido de potasio; hidróxido de rubidio; hidróxido de calcio; hidróxido de estroncio; hidróxido de bario; carbonato de sodio; cal, otras bases fuertes, y cualquier derivado o combinación de los mismos.

20. Un método caracterizado porque comprende: proporcionar una porción seleccionada de una formación subterránea que comprende gas compacto, un esquisto, una arcilla, y/o un yacimiento de carbón y que tiene un primer módulo de elasticidad; proporcionar un fluido de fracturación de base acuosa; colocar el fluido de fracturación de base acuosa en la porción de la formación subterránea; colocar un agente de erosión en el fluido de fracturación de base acuosa y/o la porción de la formación subterránea; permitir a un canal formarse dentro de una red de fractura en la porción de la formación subterránea; proporcionar un fluido de modificación de plasticidad que comprende un agente de modificación de fragilización; colocar el fluido de modificación de plasticidad en la porción de la formación subterránea para asi tratar la porción de la formación subterránea; y fragilizar al menos una cara de la fractura en la porción de la porción tratada de la formación de manera que la porción tratada tiene un segundo módulo de elasticidad después del tratamiento que es superior a aquel del primer módulo de elasticidad.

21. El método de la reivindicación 11, caracterizado porque el agente de erosión es un fluido elegido del primer grupo de relación Poisson que consiste de: agua dulce, una salmuera, un fluido ácido, y cualquier combinación de los mismos