FR2483005A1 - Procede pour fracturer hydrauliquement une formation geologique selon une direction predeterminee - Google Patents
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Abstract
PROCEDE POUR FRACTURER HYDRAULIQUEMENT UNE FORMATION GEOLOGIQUE 6 SELON UNE DIRECTION DETERMINEE. ON REALISE DEUX PUITS D'INJECTION 1 ET 2 RECOUPANT LA FORMATION 6 ET DISPOSES SELON LA DIRECTION DETERMINEE, ON EFFECTUE SIMULTANEMENT DANS LES DEUX PUITS 1 ET 2 AU NIVEAU DE LA FORMATION 6 UNE INJECTION PRELIMINAIRE, A DEBIT OU A PRESSION CONSTANTE ET PENDANT UNE DUREE DETERMINEE DE FLUIDE HYDRAULIQUE DONT LA PRESSION EN FIN D'INJECTION PRELIMINAIRE EST AU PLUS EGALE A LA PRESSION DE FRACTURATION, PUIS ON REALISE LA FRACTURATION HYDRAULIQUE EN INJECTANT DANS LES DEUX PUITS DU FLUIDE SOUS UNE PRESSION SUPERIEURE A LA PRESSION DE FRACTURATION. CE PROCEDE EST UTILISABLE POUR LA FRACTURATION D'UNE FORMATION GEOLOGIQUE, POUR METTRE DEUX PUITS EN COMMUNICATION PAR DES FRACTURES AU NIVEAU D'UNE FORMATION GEOLOGIQUE, PAR EXEMPLE, POUR FACILITER LA GAZEIFICATION D'UNE COUCHE DE CHARBON, OU FACILITER LA RECUPERATION D'HYDROCARBURES.
Description
La présente invention concerne un procédé pour fracturer hydrauliquement
une formation géologique selon une
direction prédéterminée.
La fracturation d'une formation géologique est parfois utilisée pour mettre deux puits en communication au niveau de la formation géologique. Cette communication est, par exemple, établie en vue d'effectuer la gazéification souterraine d'une couche de charbon dont la perméabilité est trop faible pour assurer la circulation, entre les deux
puits, du débit de gaz nécessaire à l'entretien d'une rétro-
combustion. La fracturation de formations géologiques est
également employée dans le domaine de la récupération assis-
tée d'hydrocarbures effectuée en injectant dans la formation géologique, à partir de puits d'injection, un fluide sous pression qui favorise le transfert des hydrocarbures vers des puits de production. Dans ce cas, en effet, il peut être
souhaitable d'améliorer l'injection du fluide, ou la récupé-
ration des hydrocarbures, en fracturant la formation géolo-
gique selon une direction, de préférence perpendiculaire à
la direction d'écoulement du fluide.
Cette fracturation, qui peut mettre en communica-
tion entre eux d'une part les puits d'injection et/ou d'autre part les puits de production, assure un meilleur balayage de
la formation géologique par le fluide injecté.
Il est connu de fracturer une formation géologi-
que traversée par un puits, en injectant, au niveau de la
formation géologique, un fluide hydraulique sous une pres-
sion suffisante. La direction de 'a fracture créée dépend
essentiellement du champ ou tenseur'de contraintes préexis-.
tant dans la formation géologique. Dans les cas les plus favorables, cette direction est connue avec une plus ou moins grande précision. Les puits à relier par fracturation
sont alors disposés sensiblement selon cette direction. Mal-
gré cela, l'expérience montre que la fracturation réalisée n'est pas toujours conforme à la fracturation souhaitée et,
par exemple, n'assure pas la liaison entre deux puits éloi-
gnés. La méthode selon la présente invention élimine
cet inconvénient en modifiant, avant l'opération de fractura-
tion, le champ ou tenseur de contraintes dans la formation géologique de telle sorte que la fracturation s'effectue
sensiblement selon une direction prédéterminée.
L'invention potirra être bien comprise et tous ses avantages apparaîtront clairement à la lecture du texte qui suit, illustré par les figures annexées, parmi lesquelles
la figure 1 représente deux puits à relier par fractura-
tion et
- la figure 2 montre une variante du procédé selon l'inven-
tion mettant en oeuvre des puits de production latéraux.
Dans ce qui suit, on se réfère plus particulière-
ment, mais sans que cela soit limitatif, à la mise en oeuvre de la méthode selon l'invention pour fracturer une formation -20 géologique et mettre en communication directe deux puits
traversant cette formation.
Les références 1 et 2 désignent deux puits de forage qui traversent les couches de terrain 3, 4, 5 ainsi que la couche géologique 6 au niveau de laquelle les deux
puits doivent être mis en communication par des fractures.
Dans chaque puits, un tubage 7, 8 est mis en place de façon connue en soi et assure l'étanchéité de la paroi du puits aux niveaux des couches de terrain 3, 4 et 5-, c'est-à-dire
en laissant à découvert une longueur h à l'extrémité infé-
rieure du puits, au niveau de la formation géologique 6.
Un organe d'obturation du tubage 9, 10 est fixé
à l'extrémité inférieure de chaque tubage 7 et 8. Des cana-
lisations 11, 12, traversant les organes d'obturation, per-
mettent d'injecter à la partie inférieure des puits 1 et 2,
au niveau de la formation géologique 6, un fluide hydrauli-
que sous pression.
Le fluide hydraulique est délivré par des pompes 13, 14 reliées aux appareillages de surface 15 et 16 équipant
chacun des puits 1 et 2.
La méthode selon l'invention comporte au moins
deux étapes successives, une étape préparatoire à la fractu-
ration et une étape de fracturation proprement dite accompa-
gnée éventuellement d'une opération destinée à maintenir
ouvertes les fractures.
L'étape préparatoire à la fracturation consiste, pendant une durée Ti déterminée, à effectuer l'injection i
préliminaire d'une quantité Mi de fluide hydraulique simul-
tanément dans les deux puits et dans des conditions sensi-
blement identiques d'écoulement. Cette injection peut être effectuée de deux manières:
a/ injection à débit constant. On injecte simul-
tanément dans les deux puits, du fluide hydraulique à débit constant Qi pendant la durée d'injection Ti. Les valeurs
de Qi et Ti sont choisies pour qu'à la fin de la phase d'in-
jection la pression du fluide hydraulique soit au plus égale à la pression de fracturation Pf de la formation géologique 6.
Selon l'invention, on choisit une durée d'injec-
tion Ti définie par la relation T. K Ti = n d2 dans laquelle n est un coefficient arbitraire dont la valeur est comprise entre 0,25 et 2,5, d (mesurée en mètre) est la distance entre les deux puits et K (en
m2/s) le coefficient de diffusivité de la formation géo-
logique 6 défini par la formule 0 l cK = k, 0 étant la
porosité et c la compressibilité de la formation géolo-
gique imprégnée de fluide, p la viscosité du fluide hy-
draulique et k le'coefficient de perméabilité de la for-
mation 6. Dans ces conditions, le débit d'injection Qi est choisi tel que PQi Ei (4a2) = 4 h k (Pf - Po)
4 K T.
h étant la hauteur du puits sur laquelle s'effectue l'in-
jection de fluide hydraulique dans la formation géologi-
que 6, Pf la pression de fracturation, Po la pression statique initiale au niveau de la formation géologique 6, "a" le rayon de chaque puits et E. (a2) la fonction 14KTi exponentielle intégrale définie par la relation: g' Ei (-a2 eu ' 4KT. *-du 4 K T i u d a2
4 K T.
i La valeur de la pression de fracturation Pf
peut être connue d'une expérience de fracturation précé-
dente ou calculée selon la formule: (1 +') Pf = (1 +4) Po + Rt 2r,
étant le coefficient de Poisson, 'la contrainte effec-
tive initiale minimale dans la formation géologique et Rt
la résistance en traction de la formation géologique 6.
b/ injection à pression constante. L'injection si-
multanée sur les deux puits s'effectue à une pression cons- tante P pendant une durée T'i. La valeur de la pression P
est choisie légèrement inférieure à la pression Pf et la du-
rée d'injection T'I est suffisante pour que, à la fin du temps i
d'injection T'i, le débit de fluide soit stabilisé, c'est-à-
dire sensiblement constant. Dans la pratique, la valeur de
la pression de fracturation Pf n'est pas nécessairement con-
nue avec une grande précision. L'injection de fluide hydrau-
lique s'effectue suivant au moins un palier de pression dont la valeur de pression P est inférieure à la valeur estimée de Pf, la durée d'injection T'il étant choisie suffisante
pour atteindre en fin d'injection un écoulement stable. Even-
tuellement, d'autres injections à pressions constantes P + aP1, P + A P2.. . inférieures à Pf sont réalisées pendant des durées T'I, T'i3...En général, le nombre de paliers de pression sera aussi faible que possible, la durée d'injection
de chaque palier étant de l'ordre de d_.
4 K A l'étape préparatoire décrite ci-dessus, on fait succéder une étape de fracturation qui s'effectue avec un matériel de pompage adapté à délivrer un débit important de
fluide hydraulique à une pression au moins égale à la pres.-
sion de fracturation Pf. La fracturation peut être contrôlée par des moyens de mesure schématisés en 17 et 18 qui indiquent
la pression et le débit du fluide injecté dans chaque puits.
Cette opération de fracturation peut être suivie,
si on le désire, d'une opération destinée à maintenir ouver-
tes les fractures par exemple, mais non exclusivement, par
injection d'agents de soutènement qui maintiennent les frac-
tures ouvertes. Cette opération de consolidation est bien connue du spécialiste et n'a donc pas besoin d'être décrite en détail. Selon une variante du procédé, on associe à
au moins l'un des deux puits 1 et 2, entre lesquels se déve-
loppe la fracturation, au moins un puits latéral traversant la formation géologique 6. Ce puits latéral est situé de telle sorte que le plan passant par l'axe de ce puits et l'axe du puits auquel il est associé est perpendiculaire au plan passant par les-axes des deux puits entre lesquels est
réalisée la fracturation.
De préférence, et comme représenté sur la figu-
re 2, à.chaque puits 1 et 2 est associé un couple de puits latéraux 19-21 et 20-22, les puits de chaque couple étant symétriques l'un de l'autre par rapport au puits auquel ils
sont associés.
Les puits latéraux sont alors mis en production
pendant une partie au moins de la phase préliminaire d'in-
jection de fluide hydraulique dans les puits d'injection 1 et 2. La production de ces puits latéraux peut être
une production naturelle dans le cas o la pression du flui-
de produit par ces puits est suffisante. Mais, cette produc-
tion peut éventuellement être assurée par un matériel de
pompage placé au fond des puits latéraux.
La méthode selon l'invention décrite ci-dessus permet ainsi d'orienter en azimut les fracturations qui se développent verticalement ou de privilégier une direction
de développement des fractures qui se développent horizon-
*2483005
talement.
Bien entendu, chaque fois que cela est possi-
ble, les puits 1 et 2 sont implantés suivant une direction aussi voisine que possible de la direction naturelle de fracturation hydraulique que l'on obtiendrait en injectant
dans un seul puits un fluide hydraulique à une pression su-
périeure à la pression de fracturation ou selon la direction
de la plus grande perméabilité de la formation géologique.
Néanmoins, la méthode selon l'invention peut permettre la
formation de fractures entre deux puits situés selon une di-
rection quelconque par rapport à ladite direction naturelle
de fracturation hydraulique.
Claims (9)
1. - Procédé pour fracturer hydrauliquement une formation
géologique selon une direction déterminée, comportant l'in-
jection d'unfluide hydraulique sous pression dans la formation géologique, caractérisé en ce qu'on réalise au moins deux puits d'injection recoupant la formation géologique et dis- posés selon la direction déterminée, en ce qu'on effectue simultanément dans les deux puits au niveau de la formation géologique, une'injection préliminairependant une durée de
temps prédéterminée/d'une quantité déterminée de fluide hy-
draulique dont la pression en fin d'injection préliminaire
est au plus égale à la pression de fracturation de la forma-
tion géologique et en ce qu'on fait suivre l'injection pré-
liminaire d'une injection de fluide hydraulique dans les deux puits d'injection sous une pression au moins égale à
1-5 la pression de fracturation de la formation géologique.
2. - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce
qu'on réalise avec des conditions d'écoulement peu différen-
tes l'injection préliminaire de fluide hydraulique dans les
deux puits d'injection.
3. - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'on réalise l'injection préliminaire de fluide hydraulique dans les deux puits d'injection avec un dUbit constant Qi pendant une durée de temps Ti choisi.s tels que i K T. = n d2 et Q. il Ei (. a2) 4 -r1h k (p- P) 4K T.
n étant un coefficient arbitraire dont la valeur est compri-
se entre 0,25 et 2,5, d la distance entre les deux puits d'injection, K le coefficient de diffusivité de la formation géologique, k le coefficient de perméabilité de la formation géologique, Pf la pression de fracturation de la formation
géologique, P0 la pression statique initiale dans la forma-
tion géologique, lila viscosité du fluide hydraulique, a le rayon des puits d'injection et Ei la fraction exponentielle intégrale.
4. - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'injection préliminaire de fluide hydraulique est réalisée à pression sensiblement constante en réalisant au moins un palier à un niveau de pression inférieur à la valeur de la pression de fracturation de la formation géologique pendant une durée telle que s'établisse à la pression considérée un régime d'écoulement pseudo stationnaire dans lequel le débit
d'injection tend à se stabiliser.
5. - Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que l'injection préliminaire s'effectue à pression sensiblement constante selon une succession de paliers de pression de valeurs croissantes tendant vers la pression de fracturation
de la formation géologique.
6. - Procédé selon la- revendication 1, caractérisé en- ce que l'on associe à au moins un puits d'injection au moins
un puits latéral de production recoupant la formation géo-
logique avec laquelle il est en communication hydraulique, ce puits latéral étant disposé de telle sorte que le plan qui passe par son axe et celui du puits d'injection auquel il est associé soit sensiblement perpendiculaire au plan passant par les axes des puits d'injection, et en ce que l'on met en production le puits latéral pendant une partie
au moins de la durée d'injection préliminaire de fluide hy-
draulique dans les puits d'injection.
7; - Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que on associe à chaque puits d'injection un couple de puits
de production, les puits de chaque couple étant disposés sy-
métriquement par rapport au puits de production auquel ils
sont associés.
8. - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que
les puits d'injection sont disposés sensiblement dans la di-
rection naturelle de fracturation hydraulique.
9. - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que les puits d'injection sont disposés dans la direction de la
- plus grande perméabilité de la formation géologique.
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