FR 2567955 A1 19860124 FR 8418539 A 19841205 L'invention concerne la fracturation hydrauli- que de formations de terrain et plus particulièrement la fracturation hydraulique de formations souterraines de charbon contenant du gaz, c'està-dire des couches de charbon, dans le but d'accroître le débit de production et la quantité totale de gaz récupéré à partir d'unpuits complété dans une telle formation. Les techniques de fracturation hydrauliques de formation contenant des hydrocarbures sont connues et ont été largement utilisées pour accroître la récupéra- tion du pétrole et du gaz à partir de formations contenant des hydrocarbures. Ces techniques consistent à injecter un fluide de fracturation dans le sondage et à le mettre en contact avec la formation à fracturer. Une pression suffisamment élevée est appliquée au fluide de fractura- tion pour déclencher et propager une fracture dans la formation. Des matières de soutènement sont généralement entraînées dans le fluide de fracturation et déposées dans la fracture afin de la maintenir ouverte pendant la production. Une technique de fracturation hydraulique particulièrement bien adaptée à la fracturation de forma- tions gréseuses gazéifères de faible perméabilité (10 milli- darcies ou moins) est décrite dans le brevet des Etats- Unis d'Amérique N 4 186 802. Ce procédé comprend de multiples étapes de fracturation utilisant un sable fin de soutènement, dont les grains sont compris entre 0,105 et 0,25 mm, en mélange 'avec un fluide dans un rapport du sable au fluide de 0,5 kg/l ou plus. Chaque étape d'entraînement est suivie immédiatement d'une étape correspondante d'espacement utilisant le fluide de fracturation sans addition d'agent de soutènement. Immédiatement après la dernière étape d'entraînement et l'étape correspondante d'espaca"ent, on procède à une étape d'achève- ment dans laquelle est injecté un sable moyen de soutènement, de dimen- sion comprise entre 0,42 et 0,84 mm, suivie d'un rinçage du train de tiges avec le fluide de fractura- tion. Le fluide de fracturation est constitué de jusqu'à 70% d'alcool, en volume, afin de réduire le volume d'eau de ce fluide qui réagit de façon nuisible avec les argiles sensibles à l'eau se trouvant dans la formation. On combine au mélange eau/alcool de frac- turation jusqu'à 20% en volume de C02 liquéfié afin de réduire davantage le volume d'eau. Des couches ou filons de charbon diffèrent des formations souterraines typiques desquelles des hydrocarbures sont normalement récupérés, comme c'est le cas des formations gréseuses ou à carbonates. Les couches de charbon sont généralement beaucoup plus fria- bles que les carbonates ou les grès. Par conséquent, lorsque l'on utilise des procédés classiques de fractura- tion, les agents de soutènement normalement utilisés ont une tendance à générer de petites particules de charbon à partir des faces de la fracture, ces particules se mélangeant à l'agent de soutènement. Lorsque le puits est mis en production, d'autres particules de charbon tendent à se détacher des faces des fractures pour s'asso- cier au fluide de soutènement. La présence des particules de charbon dans l'agent de soutènement tend à obturer les espaces interstitiels entre les particules de l'agent de soutènement et à réduire de façon correspondante la conductivité de la fracture soutenue. Les particules de charbon nuisent également au fonctionnement des équipements de séparation et de traitement travaillant en surface. De plus, les couches de charbon sont sujettes à des déformations plastiques. Lorsque des agents de soutènement classiques, en particules de 0,42 à 0,84mm sont utilisés, ils produisent une abrasion des faces des fractures. La présence d'agents de soutènement dans les faces de la fracture et le passage du charbon dans la fracture ont pour résultat une réduction de la largeur et de la conductivité de la fracture. En outre, des techniques classiques de fractu- ration produisent des fractures plus larges à la partie inférieure de la couche de charbon et qui se rétrécissent vers la partie la plus haute de la couche, limitant la communication entre les parties supérieures de la couche de charbon et la fracture. La fracture des couches de charbon est en outre compliquée par le fait que les couches sont généralement saturées d'eau à forte concen- tration en carbonates. La fracturation classique a pour résultat une précipitation des carbonates, ce qui réduit encore la perméabilité de la formation aux faces de la fracture. L'invention concerne un procédé pour la production de fractures dans une couche de charbon souter- raine, qui améliore la conductivité, accroit le débit de production et accroit la récupération totale de gaz à partir de la couche, par rapport aux procédés essayés jusqu'à présent pour fracturer les couches de charbon. L'invention a trait à un procédé pour la production de fractures dans une couche de charbon souter- raine, qui améliore la conductivité et permet d'obtenir une largeur plus uniforme. Le procédé consiste globalement à injecter par étapes, dans la formation, à proximité du puits, un fluide de fractionnement contenant un agent de soutènement, en alternance avec une solution d'acidifi- cation. Le fluide de fractionnement contient en suspension de fines particules d'agent de soutènement ayant une granulométrie comprise sensiblement entre 0,105 et 0,25 mm et avantageusement égale, en moyenne, à 0,15 mm. Les agents de soutènement sont présents dans les étapes initiales d'injection du fluide de fracturation en quantité comprise entre environ 0 et environ 0,5 kg/l de fluide de fracturation. La charge d'agent de soutènement dans le fluide de fracturation est augmen- tée lors des étapes suivantes d'injection jusqu'à ce que le fluide de fracturation contienne environ 1 à 1,5 kg d'agent de soutènement par litre de fluide. Ensuite, les injections de fluide de fracturation sont poursuivies avec la charge plus élevée d'agent de soutènement. Chaque étape utilisant le fluide de fracturation est suivie immédiatement d'une injection d'une solution acidifiante dans la formation à proximité du puits. Les injections alternées de fluide de fractu- ration et d'acide sont effectuées à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min, et avantageusement de 3,2 à 4,8 m3/min, et elles sont poursuivies jusqu'à ce qu'au moins 4500 kg d'agents de soutènement fins aient été déposés dans la fracture de la formation par mètre vertical de la couche de charbon. L'étape d'injection finale de fluide de fracturation contenant un agent de soutènement est avantageusement suivie d'un rinçage du train de tiges avec la solutionacidi- fiante ou le fluide de fracturation sans agent de soutène- ment. Le fluide de fracturation est avantageusement de l'eau provenant de la couche de charbon ou de la formation adjacente, à laquelle un agent gélifiant est ajouté à raison d'environ 3,6 kg par 1000 litres. L'acide peut être tout acide généralement utilisé pour le traite- ment de formations souterraines, tel que l'acide acétique, formique, fluorhydrique ou sulfamique, mais il s'agit avantageusement d'acide chlorhydrique. De plus, le fluide de fracturation ou la solution acidifiante peut contenir des agents tensio-actifs, des agents de suspension, des agents séquestrants, des agents empêchant la formation de dépôts ou des inhibiteurs de corrosion. Le procédé de la présente invention peut être mis en oeuvre par tout appareil classique utilisé pour la fracturation hydraulique par des procédés connus jusqu'à present. Un équipement de mélange d'agent de soutènement et d'eau et un équipement de pompage de types classiques peuvent être utilisés pour la mise en oeuvre du procédé. Le fluide de fracturation et l'acide peuvent être injectés dans la colonne du puits, dans le tubage ou dans tout autre tuyau ou conduite disponible ou convenable. Le fluide peut être injecté par des perfo- rations ménagées dans le tubage, traversant le ciment et aboutissant directement dans la formation, l'injection étant limitée à la couche de charbon choisie par des techniques classiques d'isolement. Cependant, il est préférable que le puits soit complété par des techniques classiques de sondage non tubé afin d'éviter le problème d'ensablement qui peut se produire lorsque le fluide de fracturation doit s'écouler à travers les perforations du tubage, en particulier avec la charge plus élevée d'agent de soutènement employée dans le procédé de l'in- vention. Normalement, les schistes des couches s'étendant au-dessus et audessous de la couche de charbon sont d'une dureté suffisante pour limiter la fracture à la couche de charbon. Bien qu'il soit possible d'utiliser de l'eau ou tout autre fluide provenant de toute source convenable, le fluide de fracturation qui est avantageusement utilisé dans la mise en oeuvre de la présente invention est de l'eau provenant de la couche de charbon ou de la formation adjacente, à laquelle sont ajoutés des gels classiques, tels que, par exemple de la gomme guar, des gommes guar modifiées, des dérivés de polysaccharide, des dérivés de cellulose ou des polymères synthétiques, afin d'obtenir une viscosité suffisante pour mettre en suspension les agents de soutènement. De préférence, une gomme guar substituée telle que la gomme guar à substituant hydroxypropyle, commercialisée sous la dési- gnation WG11 par Halliburton ou WG-A2 par Smith Energy est ajoutée à raison d'environ 3,6 kg de gomme par 1000 litres d'eau de formation. L'agent de soutènement est ajouté au fluide de fracturation dans l'étape initiale, à un débit compris entre O (pas d'agent de soutènement) et environ 0,5kg d'agent par litre de fluide de fracturation. Les étapes suivantes utilisent une charge d'agent de soutènement allant d'environ 0,25 à environ 0,5 kg d'agent par litre de fluide, initialement, qui est augmentée progressivement, lors des étapes suivantes, jusqu'à une charge d'agent de soutènement d'environ i à 1,5 kg par litre de fluide. Ensuite, la charge d'agent de soutènement est établie à une valeur comprise entre 1 et 1,5 kg/l, et avantageusement à 1,25 kg/1. Chaque degré d'accroissement est avantageusement compris entre environ O et 0,375 kg/l. L'agent de soutènement présente une granulomé- trie comprise sensiblement entre 0,105 et 0,25 mm et d'une valeur moyenne avantageuse de 0,15 mm. L'agent de soutènement est constitué de particules qui sont de préférence sphériques plut6t que de forme angulaire. Du sable de l'Oklahoma, en particules de 0,15 mm, s'est révélé approprié pour la plupart des applications. Le fluide de fracturation contenant l'agent de soutènement est injecté dans la formation par-étapes multiples. Le débit d'injection peut aller d'environ 2,4 à 5,6 m3/min, mais les meilleurs résultats sont obtenus à un débit d'injection de 3,2 à 4,8 m3/min. Le volume de chaque étape d'injection de fluide de fractu- ration est déterminé à l'avance et dépend de la dimension de la fracture souhaitée et de la pression et de la résistance d'écoulement. Normalement, des valeurs compri- ses entre 7570 et 30 280 litres par étape donnent des résultats convenables. Le volume de l'étape initiale d'injection de fluide de fracturation est avantageusement compris entre 7570 et 15 140 litres, et le volume est augmenté lors de chaque étape suivante d'injection, de même que la charge de sable, d'environ 22 710 à 280 litres, et avantageusement de 25 500 litres pour les étapes suivantes et finale d'injection de fluide de fracturation. Les étapes sont poursuivies jusqu'à ce qu'au moins environ 4500 kg d'agent de soutènement aient été déposés dans la fracture de la formation par mètre vertical de la couche de charbon. Avec le procédé de fracturation de l'invention, il est possible de placer de très grandes quantités d'agent de soutènement dans la formation. Avec le procédé de l'invention, on a aisé- ment déposé 227 tonnes d'agent de soutènement dans des fractures formées dans la formation et de plus grandes quantités peuvent être déposées si cela est souhaité Par conséquent, dans le cas d'une couche de charbon de largeur moyenne (généralement environ 9 m), le procédé de fracturation de l'invention peut être poursuivi jusqu'à ce qu'au moins environ 22 500 kg d'agent de soutènement aient été déposés pour chaque mètre vertical de la couche de charbon, dans les fractures de la formation. Les fines particules sphériques de l'agent de soutènement semblent assumer plusieurs fonctions conformément à l'invention. Lorsque l'agent de soutènement est injecté dans la fracture, la forme sphérique de ses particules réduit sensiblement l'abrasion de la face de la fracture, ce qui atténue notablement les problèmes associés aux particules de charbon se mélangeant à l'agent de soutènement. De plus, les particules sphéri- ques d'agent de soutènement, ayant de faibles dimensions, O10 ont moins tendance à s'incruster dans la face de la fracture et empêchent le passage du charbon dans la fracture soutenue. Lorsque la pression exercée sur le fluide de fracturation est réduite et que la face de la formation peut comprimer l'agent de soutènement, les particules de ce dernier se trouvant dans la frac- ture produise un effet de consolidation de la formation, similaire à celui du gravier-filtre d'un puits complété dans une formation faiblement consolidée, du fait de l'élimination par filtration des particules de charbon qui s'ébouleraient autrement des faces de la fracture et obtureraient les espaces interstitiels formés entre les particules de l'agent de soutènement. La perméabilité d'agents de soutènement fins est supérieure à celle de la couche de charbon. Par conséquent, si la fracture est assez large, la conductivité de la fracture soutenue est suffisante pour améliorer la production et la récupé- ration globales du gaz du puits. Immédiatement après chaque étape d'injection de fluide de fracturation contenant l'agent de soutènement, une solution acidifiante est injectée dans la formation. La solution acidifiante peut contenir tout acide classi- que normalement utilisé pour le traitement de formations souterraines, à des concentrations classiques. Ces acides comprennent l'acide acétique, l'acide formique, l'acide fluorhydrique ou l'acide sulfamique. Des résultats convenables 25679 5 sont obtenus avec une solution acidifiante aqueuse conte- nant 15% en poids d'acide chlorhydrique. La solution acide peut également contenir des additifs classiques tels que des agents tensio-actifs, des agents de suspen- sion, des agents séquestrants, des agents s'opposant à la formation de dépôts ou des inhibiteurs de la corrosion. Si cela est souhaité, la solution acidifiante peut conte- nir environ 0,12 kg d'agent de soutènement par litre de solution. L'acide est injecté dans la formation sensi- blement au même débit que celui utilisé pendant les étapes d'injection du fluide de fracturation. Le volume de solution acidifiante injectée dépend de la dimension de la fracture, de la pression et de la résistance à l'écoulement, mais une injection' d'environ 950 à 5700 litres, et habituellement d'environ 2840 litres, d'une solution acidifiante à 15% en poids d'acide chlorhydrique, entre les étapes d'injection de fluide de fracturation, convient à la plupart des fractures. Si cela est souhaité, la formation peut être traitée avec 1900-11 350 litres de solution acidifiante avant l'injection de l'étape initiale de fluide de fracturation. Il semble que l'acide serve à plusieurs fonctions conformément à l'invention. Etant donné que la solution acidifiante est moins dense que le fluide de fracturation, elle tend à couler au-dessus du fluide de fracturation et du sable déposés dans la partie inférieure d'une fracture verticale, élargissant et étendant vertica- lement la partie supérieure de la fracture. La solution acidifiante a également tendance à s'éloigner des fractu- res existantes et à amorcer de nouvelles fractures qui sont remplies de l'agent de soutènement lors des étapes suivantes d'injection de fluide de fracturation. Enfin, l'acide nettoie le sondage et les faces des fractures en solubilisant tous précipités ou impuretés résultant du forage ou des fluides de complétion ou encore du ciment qui peut être présent dans ou à proximité du sondage ou des faces des fractures. L'invention est illustrée par les exemples suivants de traitement de couches de charbon de la région La Plata County, Colorado: EXEMPLE 1 Epaisseur de la formation: 24,6 m Profondeur: 760,5-785,1 m Fluide de. frac,turation: Eau de format--on, 'plus 3,6kg pour 1000 litres d'un agent gélifiant constitué de gomme guar à substituant hydroxy- propylo Agent de soutènement: 228 182 kg de sable de l'Oklahoma en grains de 0,15 mm Acide: HCl à 15% Tubage: sondage non tubé Pression moyenne 14, 07 MPa Débit moyen d'injection: 4,29 m3/min Nombre d'étapes d'injection du fluide de fracturation: 13 Volume du fluide de fractu- ration (moins le volume de sable): 237,827 m3 Volume d'acide: 30,280 m3 Volume total du fluide: 268,107 m3 No d'opé- Sable Volume de fluide Volume de l'étape ration Fluide (g/l) (litres) d'injection Débit Pression (litres) (m3/min) (MPa) 1 Acide 0 7570 7570 4,21 21,00 2 Tampon 0 11355 11355 4,21 11,20 3 Frac 240 10405 11355 4,29 11,375 4 Frac 360 9989 11355 4,21 11,55 Acide 120 1892,5 1980 4,21 12,60 6 Frac 600 15409 18925 4,29 12,60 7 Acide 120 1892,5 1980 4,28 12,60 8 Frac 840 14345 18925 4,28 12, 60 9 Acide 120 1892,5 1980 4,29 12,81 Frac 960 19413 26495 4,29 13,30 11 Acide 120 1892,5 1980 4,29 13,44 12 Frac 1200 18194 26495 4,29 13,65 13 Acide 120 1892,5 1980 4,29 13,86 14 Frac 1200 18194 26495 4,29 13,86 Acide 120 1892,5 1980 4,29 14,35 16 Frac 1200 18194 26495 4,21 14,63 17 Acide 120 1892,5 1980 4,24 14,7 18 Frac 1200 18194 26495 4,18 14,7 19 Acide 120 1892,5 1980 4,26 15,05 Frac 1200 18194 26495 4,26 15,05 21 Acide 120 1892,5 1980 4,29 14,875 22 Frac 1200 18194 26495 4,28 15,4 23 Acide 112 2839 2960 4,29 15,05 24 Frac 1200 18194 26495 4,20 15,225 Acide 112 2839 2960 4,26 15,33 26 Frac 1200 18194 26495 4,28 14,98 27 Rinçage 0 11355 11355 4,24 14,28 Ln Frac: fluide de fracturation %O Ln EXEMPLE 2 Epaisseur de la formation: 21,6 m - Profondeur: 932,1 - 953,7 m Fluide de fracturation: Eau de formation, plus 3,6 kg, pour 1000 litres d'un agent gélifiant à l'hy- droxypropyle. Agent de soutènement: 107 316 kg de sable de l'Oklahoma en grains de 0,15 mm Acide: HC1 à 15% Tubage.: Sondage non tubé Pression moyenne: 25,9 MPa Débit moyen d'injection: 3,89 m3/min Nombre d'étapes d'injection de fluide de fracturation: 12 Volume du fluide de frac- turation (moins le volume de sable) 257,395 m3 Volume d'acide: 39,742 m3 Volume total de fluide: 297,137 m3 N0 d'opé- Sable Volume de fluide Volume de l'étape ration Fluide (g/l) (litres) d'injection Débit Pression (litres) (m3/min) (MPa) 1 Acide 0 7570 7570 4,13 18,55 2 Tampon 0 11355 11355 3,97 19,60 3 Frac 240 10397 11355 3,97 21,00 4 Frac 360 9985 11355 3,97 22,40 Acide 0 2839 2839 3,97 24,50 6 Frac 600 6472 7948,5 3,97 25,55 7 Frac 0 15518 15518 3,97 25,90 8 Frac 240 18925 20666 3,97 26,60 9 Frac 0 22142 22142 3,97 26,95 Frac 240 21662 21662 3,82 26,95 11 Acide 0 2839 2839 3,82 27,30 12 Tampon 0 8516 8516 NR NR 13 Acide 0 2839 2839 3,82 27, 30 14 Tampon 0 7002 7002 3,82 25,90 Acide 0 2839 2839 3,82 25,90 16 Tampon 0 7570 7570 3,82 23,80 17 Acide 0 3785 3785 3,82 24,15 18 Tampon 0 13626 13626 3,82 23,80 19 Frac 240 10397 11355 3,82 23,80 Acide 0 3785 3785 3,82 24,50 21 Frac 360 9985 11355 3,82 25,30 22 Acide 0 3785 3785 3, 82 25,55 23 Frac 600 15409 18925 3,82 24,50 24 Acide 0 1892,5 1892,5 3,82 24,50 Frac 840 14345 18925 3,82 23,80 26 Acide 0 1892,5 1892,5 3,66 23,80 r 27 Frac 960 19413 26495 3,66 23,80 28 Acide 0 1892,5 1892,5 3,66 23,80 29 Frac 1200 18194 26495 3,90 23,10 Acide 0 1892,5 1892,5 3,90 23,80 Ln 31 Frac 1200 16480 23997 3,90 23,80 32 Rinçage 0 7570 7570 3,82 23,80 Frac: fluide de fracturation - NR = Données non relevées. EXEMPLE 3 Epaisseur de la formation: 4,5 m Profondeur: 684,6-359,1 m Fluide de fracturation: Eau de formation, plus 3,6 kg, pour 1000 litres, d'un agent de gélifiant constitué de gomme guar à substituant hydroxyl- propyle Agent de soutènement: 212 090 kg de sable de l'Oklahoma en grains de 0,15 mm Acide: HC1 à 15% Tubage: Sondage non tubé Pression moyenne: 23, 10 MPa Débit moyen d'injection: 3,65 m3/min Nombre d'étapes d'in- jection du fluide de fracturation: 13 Volume du fluide de fracturation (moins le volume de sable) 289,363 m3 Volume d'acide: 38,796 m3 Volume total du fluide: 328,159 m3 N d'opé- Sable Volume de fluide Volume de l'étape ration Fluide (g/l) (litres) d'injection Débit Pression (litres) (m3/min) (MPa) 1 Acide 0 7570 7570 4,10 25,20 2 Tampon 0 11355 11355 4,10 13,30 3 Frac 240 10405 11355 4,10 18,20 4 Frac 360 9989 11355 4,10 14,70 Acide 0 2839 2839 4,10 16,80 6 Frac 600 15409 18925 4,10 25,20 7 Acide 0 2839 2839 3,97 25,20 8 Frac 840 14345 18925 3,97 25,20 9 Acide 0 3785 3785 3,94 26,60 Frac 960 19413 26495 3,97 29,40 11 Acide 0 2839 2839 3,82 31,50 12 Tampon 0 5677,5 5677,5 3,18 32,20 13 Acide 0 3785 3785 3,34 26, 60 14 Tampon 0 5677,5 5677,5 3,34 25,20 Frac 240 10405 11355 3,34 23,80 16 Acide 0 2839 2839 3,66 25,20 17 Frac 360 9989 11355 3,66 25,20 18 Acide 0 2839 2839 3,66 24,85 19 Frac 480 12805 15140 3,58 25,55 Acide 0 2839 2839 3,66 25,90 21 Frac 600 15409 18925 3,66 21,70 22 Acide 0 2839 2839 3,66 21,00 23 Frac 840 20083 26495 3,66 20,30 24 Acide 0 1325 1325 3, 66 20,30 Frac 960 19413 26495 3,66 20,825 26 Acide 0 1325 1325 3,66 21,00 27 Frac 1200 18194 26495 3,66 21,70 un 28 Acide 0 1135,5 1135,5 3,66 22, 40 29 Frac 1200 72778 105980 3,74 21,00 Rinçage 0 11355 11355 3,74 20,65 un. Frac: fluide de fracturation Dans l'exemple 1, la fracturation d'une couche de charbon a lieu d'une manière typique de la présente invention. Un volume' important d'acide est utilisé à l'étape 1 pour traiter initialement la couche de charbon, et il est suivi d'un tampon de fluide de fracturation sans agent de soutènement. Dans l'étape initiale d'injection de l'agent de soutènement, du fluide de fracturation auquel du sable a été ajouté à raison de 240 g par litre de fluide de fracturation, est injecté dans la formation, suivi d'une étape à 360 g/l qui elle-même est suivie d'une étape à l'acide. Ensuite, la charge de sable et/ou le volume de l'étape d'injection du fluide de fracturation sont augmentés au cours de chaque étape jusqu'à ce que l'on atteigne une charge de sable de 1200 g/l et un volume de 26 495 1 est atteint à l'étape 12. Les étapes suivantes d'injec- tion du fluide de fracturation sont poursuivies avec cette charge de sable et à ce volume jusqu'à ce qu'une quantité suffisante de sable se soit déposée dans la formation. Après l'étape finale d'injection du fluide de fracturation, le puits est rincé avec un volume de fluide de fracturation sans sable. Le puits présentait une production négligeable avant la fracturation et, ensuite, il a produit du gaz à raison de 9.106 m3/jour, dans des conditions normales de température et de pression. Au fur et à mesure de la production, le débit de gaz augmentait avec l'élimination de l'eau. La plus grande partie des couches de charbon fracturées jusqu'à présent ont été fracturées convenablement par la mise en oeuvre de l'invention, en s'écartant peu des données de l'exem- ple 1 et avec des résultats similaires. Dans les exemples 2 et 3, on a rencontré certaines difficultés dues au fait que les fractures commençaient à s'ensabler comme indiqué par les augmenta- tions de pression des étapes 11 et 10, respectivement. L'ensablement a été éliminé par des injections alternées d'acide et de tampon jusqu'à ce que l'on observe une réduction de pression indiquant la propagation des fractures. Lorsque l'on a observé une propagation des fractures, les étapes d'injection alternées d'acide et de fluide de fracturation ont été reprises avec la faible charge d'agent de soutènement et au faible volume par étape. Lors des étapes suivantes, on a augmenté un peu le volume et la charge d'agent de soutè- nement, conformément à l'invention. Avant le traitement, le puits de l'exemple 2 avait une production négligeable. Après la fracturation, ce puits a commencé à produire à raison de 10,2. 106 m3/jour, dans les conditions normales de température et de pression. Le puits de l'exemple 3 avait une production négligeable avant la fracturation. Après le traitement, le puits de l'exemple 3 n'avait pas encore été mis en production, de sorte que l'on ne disposait pas alors des chiffres concernant la produc- tion après fracturation. Il est important, dans les cas d'ensablement, que la pression ne puisse pas augmenter excessivement (au-dessus d'environ 31,5 MPa pour les formations parti- culières traitées dans les exemples) en raison du danger de fracturation des formations non productrices se trouvant au-dessus ou au-dessous de la formation visée. Il est également important de prendre immédiatement des mesures préventives lorsque l'ensablement devient menaçant en raison du risque d'ensablement du puits et d'échec de l'opération de fracturation. Il va de soi que de nombreuses modifications peuvent être apportées au procédé décrit dans sortir du cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1. Procédé de fracturation d'une formation de charbon souterraine contenant du gaz et dans laquelle pénètre un puits, caractérisé en ce qu'il consiste à injecter un fluide de fracturation dans la formation à proximité du puits, par étapes multiples, ce fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement dont la granulométrie est sensiblement comprise entre 0,105 et 0,25 mm, ces fins agents de soutènement étant ajoutés au fluide à raison d'environ 240 à 1440 g d'agent par litre de fluide, et à injecter une solution acidifiante dans la formation adjacente au puits immédiatement après chaque étape d'injection du fluide de fracturation, les injections du fluide de fracturation et de solution acidifiante s'effectuant à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min et se prolongeant jusqu'à ce qu'au moins 4500 kg desdits agents fins de soutènement aient été déposés dans la fracture de la formation par mètre linéaire vertical de cette forma- tion. 2. Procédé selon la revendication 1, caracté- risé en ce que les agents fins de soutènement comprennent des particules de forme sphérique. 3. Procédé selon la revendication 2, caracté- risé en ce que le fluide de fracturation est un fluide de la formation contenant environ 3,6 kg d'un agent gélifiant pour 1000 litres de fluide de fracturation. 4. Procédé selon la revendication 1, caracté- risé en ce que la solution acidifiante contient environ 15% en poids d'acide chlorhydrique aqueux. 5. Procédé selon la revendication 1, caracté- risé en ce que le débit d'injection est d'environ 3,2 à 4,8 m3/min. 6. Procédé selon la revendication 1, caracté- risé en ce qu'il consiste en outre à injecter, au cours d'une étape finale, ledit fluide de fracturation conte- nant en suspension lesdits agents de soutènement addi- tionnés à ce fluide à raison d'environ 960 à 1440 g/l dudit fluide, et, immédiatement après ladite injection de l'étape finale, à injecter, lors d'une étape de rinçage, un fluide sans agent de soutènement. 7. Procédé de fracturation d'une formation souterraine de charbon contenant du gaz, dans laquelle pénètre un puits, caractérisé en ce qu'il consiste à injecter, lors d'une étape initiale, un fluide de fracturation dans la formation à proximité du puits, le fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement formant une charge d'environ 0 à 480 g par litre de fluide, ces agents de soutènement ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,25 mm, à injecter, en plusieurs étapes succes- sives, le fluide de fracturation dans la formation9 ledit fluide dcbfracturation contenant en suspension lesdits agents de soutènement, initialement à une charge d'envi- ron 240 à 480 g par litre de fluide, la charge d'agent de soutènement étant augmentée progressivement lors des étapes successives d'injection du fluide de fractura- tion jusqu'à atteindre une valeur d'environ 960 à 1440g/1 de fluide, l'injection effectuée dans lesdites étapes d'injection du fluide de fracturation se poursuivant ensuite à ladite valeur de charge de 960 à 1440 g d'agent de soutènement par litre jusqu'à ce qu'au moins 4500kg desdits agents fins de soutènement se soient déposés dans la formation par mètre vertical linéaire de cette formation, et à injecter par étapes une solution acidi- fiante dans la formation à proximité du puits, entre les étapes d'injection du fluide de fracturation, chacune des étapes d'injection de la solution acidifiante et du fluide de fracturation s'effectuant à un débit d'envi- ron 2,4 à 5,6 m3/min. 8. Procédé selon la revendication 7, caracté- risé en ce que les agents de soutènement sont des parti- cules de forme sphérique. 9. Procédé selon la revendication 8, caracté- risé en ce que les particules sont du sable ayant une granulométrie moyenne d'environ 0,15 mm. 10. Procédé selon la revendication 7, caracté- risé en ce que les étapes d'injection du fluide de fracturation portent sur des quantités allant d'environ 3,8 à 38 m3 par étape. 11. Procédé selon la revendication 10, carac- térisé en ce que les étapes d'injection de la solution acidifiante portent sur des quantités allant de 0,95 à 5,7 m3, environ, par étape. 12. Procédé selon la revendication 11, carac- térisé en ce que l'accroissement progressif de la charge d'agent de soutènement s'effectue d'environ 0 à 360 g d'agent de soutènement par litre de fluide. 13. Procédé selon la revendication 12, carac- térisé en ce que le volume des étapes d'injection du fluide de fracturation est initialement d'environ 3,8 à 15,15 m3 par étape, ce volume étant augmenté progressi- vement, lors des étapes successives d'injection, d'envi- ron 19 à 38 m3 par étape, les étapes d'injection du fluide de fracturation se poursuivant ensuite audit volume de 19 à 38 m3 par étape. 14. Procédé selon la revendication 13, carac- térisé en ce que l'accroissement progressif de volume par étape est d'environ 0 à 11,35 m3 par étape. 15. Procédé selon la revendication 14, carac- térisé en ce que le fluide de fracturation est de l'eau de formation contenant environ 3,6 kg d'un agent géli- fiant pour 1000 litres de cette eau. 16. Procédé selon la revendication 15, carac- térisé en ce que la solution acidifiante contient environ % en poids d'acide chlorhydrique aqueux. 17. Procédé selon la revendication 16, carac- térisé en ce que le débit d'injection est d'environ 3,2 à 4,8 m3/min. 18. Formation de terrain souterraine gazéifère, caractérisée en ce qu'elle comprend une formation souter- raine de charbon fracturée contenant du gaz, la fracture résultant d'étapes qui consistent: (a) à injecter un fluide de fracturation dans la formation à proximité immédiate d'un puits pénétrant dans la formation, par étapes multiples d'in- jection, le fluide de fracturation contenant en suspen- sion de fins agents de soutènement ayant une granulomé- trie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,25 mm, ces agents de soutènement étant ajoutés au fluide à raison d'environ 240 à 1440 g par litre de fluide; et (b) à injecter une solution acidifiante dans la formation à proximité du puits, immédiatement après chaque étape d'injection du fluide de fracturation, les injections du fluide de fracturation et de la solu- tion acidifiante s'effectuant à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min et se poursuivant jusqu'à ce qu'au moins 4500 kg desdits fins agents de soutènement aient été déposés dans la fracture de la formation par mètre linéaire vertical de cette formation. 19. Formation selon la revendication 18, caractérisée en ce que les fins agents de soutènement comprennent des particules de forme sphérique. 20. Formation selon la revendication 19, caractérisée en ce que le fluide de fracturation est un fluide de la formation contenant environ 3,6 kg d'agent gélifiant pour 1000 litres de ce fluide. 21. Formation selon la revendication 18, caractérisée en ce que la solution acidifiante contient -2567955 environ 15% en poids d'acide chlorhydrique aqueux. 22. Formation selon la revendication 8, caractérisée en ce que le débit d'injection est d'environ 3,2 à 4,8 m3/min. 23. Formation selon la revendication 18, caractérisée en ce que les étapes de fracturation consis- tent en outre à injecter, lors d'une étape finale, le fluide de fracturation contenant en suspension lesdits agents de soutènement additionnés à ce fluide à raison d'environ 960 à 1440 g par litre de fluide, et, immédia- tement après cette injection de l'étape finale, à injec- ter, lors d'une étape de rinçage, un fluide sans agent de soutènement. 24. Formation souterraine gazéifère, caracté- risée en ce qu'elle comprend une formation souterraine fracturée de charbon contenant du gaz, la fracture résultant des étapes qui consistent: à injecter, lors d'une étape initiale, un fluide de fracturation dans la formation à proximité du puits pénétrant dans cette formation, le fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement à une charge d'environ 0 à 480 g par litre de fluide, les agents de soutènement ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,25 mm; à injecter, en plusieurs étapes successives, le fluide de fracturation dans la formation, ce fluide de fracturation contenant en suspension lesdits agents de soutènement, initialement à une charge d'environ 240 à 480 g par litre de fluide, la charge d'agent de soutènement étant augmentée progressivement lors des étapes successives d'injection du fluide de fractura- tion, jusqu'à une charge d'agent de soutènement d'environ 960 à 1440 g par litre de fluide, ladite injection se poursuivant, lors desdites étapes d'injection du fluide de fracturation, à ladite charge de 960 à 1440 g par litre jusqu'à ce qu'au moins 4500 kg desdits agents de soutènement aient été déposés dans la formation par mètre linéaire vertical de cette formation;et à injecter, par étape, une solution acidifian- te dans la formation à proximité du puits, entre les étapes d'injection du fluide de fracturation, chacune des étapes d'injection de la solution acidifiante et du fluide de fracturation s'effectuant à un débit d'envi- ron 2,4 à 5,6 m3/min. 25. Formation selon la revendication 24, caractérisée en ce que les agents de soutènement compren- nent des particules de forme sphérique. 26. Formation selon la revendication 25, caractérisée en ce que les particules sont du sable ayant une dimension moyenne d'environ 0,15 mm. 27. Formation selon la revendication 24, caractérisée en ce que les étapes d'injection du fluide de fracturation portent sur un volume d'environ 3,8 à 38 m3 par étape. 28. Formation selon la revendiacation 27, caractérisée en ce que les étapes d'injection de la solution acidifiante portent sur un volume d'environ 0,95 à 5,7 m3 par étape. 29. Formation selon la revendication 28, caractérisée en ce que l'accroissement progressif de la charge de l'agent de soutènement est d'environ 0 à 360 g d'agent de soutènement par litre de fluide. 30. Formation selon la revendication 29, caractérisée en ce que le volume des étapes d'injection du fluide de fracturation est initialement d'environ 3,8 à 15,15 m3 par étape, ce volume étant augmenté pro- gressivement lors des étapes successives, d'environ 19 à 38 m3 par étape, les étapes d'injection du fluide de fracturation se poursuivant ensuite à ce volume de 19 à 38 m3 par étape. 31. Formation selon la revendication 30, caractérisée en ce que l'accroissement progressif du volume est d'environ 0 à 11,35 m3 par étape. 32. Formation selon la revendication 31, caractérisée en ce que le fluide de fracturation est de l'eau de formation contenant environ 3,6 kg d'un agent gélifiant pour 1000 litres de cette eau. 33. Formation selon la revendication 32, caractérisée en ce que la solution acidifiante contient environ 15% en poids d'acide chlorhydrique aqueux. 34. Formation selon la revendication 33, caractérisée en ce que le débit d'injection est d'environ 3,2 à 4,8 m3/min.