Das Ziel dieser Nachfolgearbeit zur Master Thesis von Chavez [1], war die Identifizierung weiterer Einflussparameter für Säurestimulationen und Formationsschädigung. Die Arbeit beginnt mit der Auswertung von Daten durchgeführter Säuerungsarbeiten und Diskussion von Kriterien zu deren wirtschaftlicher Bewertung. In diesem Zusammenhang wurde versucht einen Heterogenitätsindex für Formationen mit Hilfe von Gamma Ray und Spontaneous Potential Logs zu erarbeiten. Als erste Annäherung wurde die Standardabweichung zur Beschreibung dieses Parameters eingeführt. Weiters wurden Flüssigkeitsverluste der einzelnen Behandlungs-Arbeiten, sowie Productivity Indices und die Produktionsszenarios zusammen mit jobrelevanten Informationen über die Zeit dargestellt. Dies diente dazu Fakten zu sammeln, welche entscheidend zur Formationsschädigung beitragen und somit den Erfolg von Säurestimulationen bestimmen. Einige Resultate dieser Analysen sind, dass in mehreren Fällen eine Erhöhung der Bruttorate eine Erhöhung oder Entstehung von Sandproduktion zur Folge hatte; weiters zeigten einige Sonden mit hohen Flüssigkeitsverlusten nach Behandlungen einen erhöhten Water Cut. Die Analysen zeigten auch, dass einige Säuerungen einen kritischen Druckgradienten erreichten oder überschritten haben könnten. Es ist auch zu erwähnen, dass die Dokumentation und Nomenklatur für Behandlungen unvollständig und nicht einheitlich ist. Der nächste Punkt in dieser Arbeit war es, weitere Stimulationen, welche online aufgezeichnet wurden, zu analysieren. Die Berechnungsmethode des Bohrlochsohledruckes nach Chavez [1] konnte bestätigt werden. Zur Verfeinerung der Methode wurden die Druckverluste in den Obertageleitungen mit Hilfe des Equivalent Length Concepts überprüft und eingeführt. Eine kurze wirtschaftliche Bewertung der durchgeführten Stimulationen wurde mit Hilfe der Pay-Out Zeit durchgeführt, welche ergab, dass etwa die Hälfte der analysierten Sonden wirtschaftlich erfolgreich stimuliert werden konnte. Die Laborarbeit umfasste zwei Serien von Experimenten an Kernproben. Die erste hatte zum Ziel, zwei konkurrierende polymere Spülungskomponenten hinsichtlich ihres Einflusses auf die Formation zu untersuchen. Die Messungen ergaben nahezu gleiches Schädigungspotential. Die andere Serie zeigte, dass eine Säuerung von tonigem Sandstein mit 15%iger Salzsäure in den meisten Fällen zu einer Reduktion der Permeabilität oder sogar zum Kollabieren des Kernes führte.