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DISPOSITIF ET PROCEDE POUR DETERMINER L'ORIENTATION DES FRACTURES DANS
UNE FORMATION GEOLOGIaUE
La presente invention concerne un dispositif et un procéde de mesure
de l'orientation des fractures ou de drains dans une formation
géologique.
Elle s'applique au domaine de la production d'énergie fossile et plus
particulièrement à la stimulation des réservoirs et s'adresse aussi
bien aux pui~s verticaux qu'aux puits deviés.
La fracturation hydraulique consiste à fissurer la roche productrice
par accroissement d'une pression de fluide dans le puits et a
maintenir ouverte la fracture ainsi creée. Elle se dévelopPe selon un
plan dont l'orientation depend des contraintes s'exerçant sur le
` reservoir :
- la contrainte principale verticale due au poids des sediments,
- les contraintes principales horizontales qui dépendent en
particulier de la tectonique du site-
.~ _
r .a
~ 64~;Z
Le plan de fracture se développe perpendiculairement à la plus faible
de ces trois contraintes : la fracture sera en général horizontale à
faible profondeur (moins de 600 m), la contrainte verticale étant plus
faible que les deux contraintes horizontales, et verticale pour des
profondeurs superieures, le plan de fracturation étant perpendiculaire
à la plus faible des deux contraintes horizontales.
La fracturation hydraul;que est parfois utilisee pour mettre en
liaison deux puits au niveau d'une formation géologique, par exemple
pour effectuer la gazéification souterraine d'une couche de charbon
dont la permeabilite est trop faible pour assurer entre les deux puits
la circulation du debit de gaz nécessaire à l'entretien d'une
retrocombustion.
Elle est aussi utilisée pour assurer la liaison entre deux puits dans
le cas de la geothermie haute enthalpie, ou pour rechercher un
meilleur balayage d'un gisement petrolier en realisant un drain qui
repartit l'injection de l'eau chargee d'additifs chimiques.
Pour tous ces procedes, la connaissance de la d;rection prise par la
fracture créée est essentielle. Si cette connaissance est
indispensable lorsqu'il s'agit d'utiliser la fracture pour relier deux
puits, elle n'est pas moins importante pour une simple stimulation ou
seule est recherchée l'amelioration de la productivité du puits ; en
effet, si la fracture se dirige vers la limite eau-huile, elle
provoquera un ennoyement premature du puits qui entraînera sa
fermeture, au lieu de l'accro;ssement escompte de la production
d'huile.
Il est connu de rechercher la direction d'une fracture en observant la
3û paroi d'un puits par l'intermédiaire d'une caméra de télevision
orientee, ou en utilisant la technique du packer à impression. Un
organe d'etancheite ou packer équipe d'une membrane déformable est
descendu et ancre dans la couche avant et après fracturation~ La
4~
fracture est visible sur la membrane du packer qui possede un
dispositif de repèrage d'orientation.
Ces procédes ne peuvent s'appliquer qu'aux puits non tubés et imposent
une longue ;mmobil;sation du puits pour la mise en place puis le
retrait des appareils.
Il est également connu de rechercher la direction de fractures par la
detection acoustique de sa progression, qui peut être faite à distance
dans la mesure où l'on dispose d'un puits non équipe et de préférence
non tube à moins de 100 m du puits fracturé.
-
Des geophones ou des acceleromètres plaques contre la paroi détectentdes bruits lies à la fracturation. Cependant la disponibilite d'un tel
puits d'ecoute est assez aléatoire et de plus, les methodes
d'interpretation ne permettent pas, pour l'instant, de déduire des
nombreux bruits enregistrés une direction mëme approximative de la
fracture.
Le dispositif selon la présente invention élimine ces inconvénients,
car son objet est de determiner, au début et/ou en cours de
fracturation, une direction de fractures à partir d'un puits aussi
bien tube et perfore qu'un puits en découvert et de limiter par une
mise en oeuvre facile, rapide et bon marché la perte de temps sur le
puits, l'appareillage faisant en effet partie de la garniture de
fracturation elle-meme et ne necessitant pas de manoeuvres
supplementaires.
L'objet de l';nvent;on est aussi de déterminer les valeurs de la
contrainte.
L'invention fournit un dispositif pour déterminer l'orientation de
fractures ou de drains dans une formation géologique presentant une
zone a fractures sensiblement verticale ou oblique à partir d'un
~ Z 7~ ;J
-- 4
puits, comportant un élément tubulaire dont la sec-tion
transversale est sensiblement circulaire, l'élément
tubulaire se raccordant à une source de fluide hydraulique
et présentant au moins un orifice d'écoulement par lequel le
S fluide peut s`échapper, caractérisé en ce qu'il comprend en
combinaison:
a) au moins une chambre par laquelle le fluide peut
s'écouler de l'elément tubulaire vers la fracture, cette
chambre étant en communication avec llorifice
d'écoulement,
b) au moins un élément d'orientation mobile situé
sensiblement à la m~eme profondeur que la zone à
fractures, cet élément étant monté rotatif au-tour de
l'élément tubulaire et étant adapté à se déplacer par
rotation vers une position finale, par suite de l'évacua-
tion du fluide de la chambre vers la zone à fracture, et
c) des moyens de repérage de la position finale de l'élément
d'orientation, la position finale étan-t en relation avec
l'orientation de la fracture.
L'invention fournit également un procédé pour déterminer
l'orientation de fractures ou de drains dans une formation
geologique que présente une zone de fractures sensiblement
verticale ou oblique, à partir d'un puits, comprenant l'in-
troduction d'un fluide hydraulique sous pression dans un
élément tubulaire présentant au moins un orifice
d'écoulement, caractérisé en ce que l'on fait circuler le
fluide dans un élément d'orientation mobile situé
sensiblement à la même profondeur que la zone à fractures en
laissant s'échapper le fluide par au moins un orifice de
sortie suivant une direction inclinée sur l'axe du puits, de
,! ~
~ Z7645~
- 4a -
manière à faire déplacer par rotation l'élément
d'orientation jusqu'à une position finale en relation avec
l'orientation de la fracture e~ en ce que l'on repère la
position en relation avec l'orientation de la fracture.
L'élément d'orientation peut être déplacé au droit de la
fracture et
s~
- s -
être alors dans une position en re~ation directe avec l'orientation de
la fracture, où il peut être déplacé vers une position qui peut ou ne
pas être face à la fracture si le dispositif est muni d'un organe de
rappel, par exemple, mais que l'on peut correler, grâce a un
etalonnage par exemple, à l'orientation de la fracture.
Selon un mode preferentiel de réalisation de l'invention, ledit élément
tubulaire comporte au moins un orifice d'écoulement situé sensiblement
selon au moins une generatrice. Il peut également comporter au moins
deux elements d'orientation mobiles diamétralement opposes.
Selon un mode particulièrement avantageux de réalisation, le
dispositif comporte un élement tubulaire avec au moins un orifice
d'ecoulement dispose selon une generatrice, au moins une palette fixe
disposee parallelement à l'axe dudit élément et situee au voisinage
immediat dudit orifice d'ecoulement, au moins une palette mobile
disposee parallèlement à l'axe de l'elément tubulaire, ladite palette
mobile etant separée de ladite palette fixe par ledit orifice
d'ecoulement, ladite palette mobile s'articulant autour dudit elément
en delimitant avec ladite palette fixe une chambre, ladite chambre
etant en communication avec ledit orifice d'écoulement, ladite palette
mobile etant adaptee a se déplacer par rotation d'une position
initiale determinee par un organe de rappel à ladite position finale
correspondant à l'évacuation dudit fluide de ladite chambre vers la
zone à fracture.
Le fluide hydraulique injecte peut être avantageusement de l'eau, ou
un liquide visqueux pouvant contenir des additifs chimiques voire même
des agents de soutenement, tels que du sable ou des billes de zircone
par exemple.
Le debit de pompage permettant au dispositif de fonctionner est
compris entre 0,1 et quelques dizaines de m3 par minute et de
preference entre 1 et 2 m3 par minute.
;45~
Pour determiner la direction d'une fracture, il faut déterminer tout
d'abord l'orientation, c'est-à-dire la position angulaire ~ de la
partie mobile ou fenêtre dirigée vers la fracture par rapport a une
generatrice repère de la sonde fixée à l'extrémité de l'élément
tubulaire.
On determine ensuite l'angle de cette génératrice repère de la sonde
par rapport à une reférence géographique qui peut être, soit le nord
magnetique ou geographique, soit un plan vertical de référence passant
par l'axe du puits ou de la sonde, c'est-à-dire soit l'azimut ~ dans
le cas de puits verticaux, soit dans le cas de puits dévies
l'azimut ~ , l'inclinaison i et l'angle de rotation u entre les plans
definis par l'axe du puits (ou de la sonde) et la genératrice repère,
d'une part et la direction verticale et l'axe du puits, d'autre part.
L'azimut ~ est l'angle forme entre la projection de la direction du
nord magnetique sur le plan horizontal et la projection de l'axe du
puits ou de la sonde sur le plan horizontal.
L'inclinaison i est l'angle que fait l'axe du puits avec la verticale
tandis que l'angle de rotation u est formé entre le plan vertical
passant par l'axe de la sonde et le plan passant par la génératrice
repère et l'axe de la sonde.
Les moyens decrits ci-dessous pour mesurer ces différents angles sont
connus et ne seront pas décrits en détail. Leur combinaison permet
cependant de répondre au problème posé à savoir la mesure de
l'orientation de la partie mobile par rapport à la position d'une
generatrice repère sur la sonde et par suite, de determiner la
direction de la fracture.
On mesure ainsi la valeur d'un angle ~ + ~ dans le cas d'un puits
vertical et a ~ i u dans le cas d'un puits devie.
' ' ' ' , '
L'angle ~ peut être obtenu, dans tous les cas de figure, par au mo;ns
un capteur de proximité associé, par exemple, à de petits aimants.
De plus, si le puits est vertical, en presence d'un mil;eu non
magnetique, on peut ut;liser une boussole magnét;que pour mesurer
et en presence d'un m;l;eu magnétique un gyroscope.
Par contre, si le puits est dbvié, dans le cadre d'un environnement
non magnetique, on peut utiliser une boussole ou des magnétomètres
pour determiner l'angle ~ et des inclinomètres pour l'angle i, et dans
le cadre d'un milieu magnet;que, un gyroscope et des ;nclinomètres.
Si l'on connait par ailleurs l'azimut ~ et l'inclinaison i qui sont
des valeurs constantes qui ne dependent que du forage, seul l'angle u
est mesure, par exemple, par un pendule transverse coopérant avec une
piste potentiometrique ou par deux ou trois accélerometres statiques.
Il est ensuite combiné avec l'angle ~ sous la forme : u + ~ .
Les moyens de reperage peuvent donc comprendre la sonde avec ses
divers appareils de mesure, cette sonde étant :
a) adaptée à l'element tubulaire fixe et fonctionnant avec une mémoire
electronique,
b) reliee à la surface par un câble de diagraphie et reposant par
exemple sur un siège. Le câble electrique remonte les informations
à la surface,
c) reliee à un connecteur électrique de fond connu en soi, la
connexion etant realisee par exemple une fois l'ensemble descendu
au niveau de la fracture.
La boussole, les inclinomètres et les accéleromètres statiques sont
fixes sur la sonde (partie fixe) tandis que l'instrument de mesure de
~1.27~;~S;2
la position angulaire est constituee d'une partie fixe comprenant au
moins un capteur de prox;m;te f;xé à la sonde ou à l'élément
tubulaire, ce capteur coopérant avec une partie mobile, constituée
d'une pluralite d'aimants, par exemple, d;sposés sur l'élément
d'orientation mob;le.
L~;nvention pourra être bien compr;se et tous ses avantages
appara1tront clairement à la lecture du texte qui suit, illustré par
les figures annexées parmi lesquelles :
- la figure 1 represente une vue detaillee du dispositif selon
l'invention,
- la figure 2 montre une vue en coupe transversale suivant un plan AA,
- les figures 3 et 3A representent une variante du dispositif,
- les figures 4 et 5 illustrent un mode de realisation
particulièrement avantageux, et
- la figure 6 montre une autre variante du dispositif.
La reférence 20 de la figure 1 désigne un puits de pétrole devie ou
vertical et la reference 21 le dispositif selon l'invention permettant
de détecter l'orientation d'une fracture 5 à créer ou presente dans
une formation geologique 5a.
Dans ce puits 20r un tubage 1 ou casing est mis en place de façon
connue en soi. Il comprend une zone que l'on a perforée 4 par des
moyens connus et que l'on a placee au voisinage immédiat de la couche
geolog;que 5a contenant la fracture 5 ou dans laquelle on va realiser
une fracture 5. Bien entendu les perforations 4 sont reportées suivant
différentes directions rad;ales. Dans les différentes figures il n'a
ete représenté que les perforations 4 qui sont voisines de la fracture
6~5~
_ 9 _
et par lesquelles il y aura un ecoulement de fluide. Aux profondeurs
des formations géologiques contenant de l'huile ou du gaz, les
fractures seront plutôt sensiblement verticales ou obliques par
rapport à l'axe longitudinal du puits.
Le dispositif selon l'invention 21 est mis en place en surface sur un
element tubulaire 2, avant l'opération de descente dans le puits. Cet
element tubulaire 2 est percé d'au moins un orifice d'ecoulement 6
dans sa partie inferieure. Le dispositif 21 est composé d'un élément
tournant 11 ou cage montée sur des paliers 12a et 12b permettant une
rotation aisee de la cage 11 autour de l'élément tubulaire 2. Cet
element tournant 11 en forme de volume de révolution est localisé
sensiblement au meme niveau que la zone à fracture et est en
communication avec l'orifice d'écoulement 6. Il determine une chambre
22 et comporte dans sa periphérie un orifice de sortie 13 sous forme
de fente ou de trou ou d'une pluralité de trous disposés sensiblement
le long d'une génératrice du volume de révolution ou au voisinage
immediat de la génératrice~ Cet orifice 13 constitue un élément
d'orientation mobile.
Avantageusement (Fig. 2), l'element 11 peut comporter, pour favoriser
sa rotation, au moins une lamelle 25 située au voisinage immédiat de
l'orifice 13 entre l'element tubulaire 2 et la cage 11 et dont la
longueur est telle que cette lamelle ne touche pas l'elément tubulaire
2. On obtient d'excellents résultats lorsque l'élement 11 comporte
deux lamelles diametralement opposees~
En outre, l'element tournant 11 comporte une pluralite d'aimants 14,
par exemple, qui constituent la partie mobile et qui sont associés a
au moins un detecteur ou capteur de proximite 15 relié par une liaison
29 au câble electrique 9. Ce capteur est fixe sur la sonde 10. Les
autres appareils 8, tels que boussole, accéleromètres, inclinometres,
magnetomètres et gyroscope, sont disposés sur la sonde. Selon ce mode
de réalisation, seuls les aimants i4 sont fixés sur l'élément mobile
~2~
- 10 -
11 et le système de mesure (15, 8) est relevabLe par le câble 9 avec
la sonde 10.
Les orifices 4, 13 et 6 sont donc sensiblement à la même profondeur
que la fracture 5 dont on veut déterminer la direction.
Un packer 3a assure en amont du dispositif 21 l'etanchéité entre les
tubages 1 et 2 ainsi que le centrage de l'installation.
Un autre packer 3b peut éventuellement assurer l'étanchéite en aval
s'il s'avère que l'espace entre l'élément tournant 11 et le casing 1
ou la paroi du puits est trop important.
Le moyen de repérage 10 (sonde avec ses instruments de mesure) est
envoyé par un câble electrique 9 commandé de la surface, sensiblement
en dessous de la zone fracturée et va entrer en contact avec une butée
7 formant un siège.
La sonde assure ainsi l'obturation de la base de l'element tubulaire
2. L'etancheité peut egalement être assurée grâce à une tension
satisfaisante du câble 9 depuis la surface.
Selon les figures 1 et 2, la chambre 22 est annulaire et est obturée,
eventuellement par les moyens de reperage. L'element tubulaire 2
comporte au moins un orifice radial 6.
Les informations sont, soit traitées en surface, soit stockees et
traitees après la remontee de la sonde 10 en surface où s'effectuent
egalement les operations de commande et de contrôle de pompage du
fluide hydraulique delivré par une pompe, par exemple depuis la
surface.
Des moyens de type connu, non représentés sur la figure, loges dans la
sonde permettent de déterminer la valeur de la contrainte.
.
- 11 -
Selon la figure 2 prise suivant le plan AA, l'élément tubulaire 2
comporte deux orifices d'écoulement 6 diamétralement opposés et
l'élement tournant 11 montre également deux orifices de sortie 13
diametralement opposes.
Cette configuration facilite le couple moteur de l'ensemble mobile. On
pourra avantageusement prévoir sur le bord externe de l'orifice 13 au
moins un moyen 23 (levre de restriction par exemple) pour ;ntroduire
une perte de charge dissymetrique sur le trajet du fluide.
Selon un autre mode de realisation illustré par les figures 3 et 3A
~coupe suivant BB), la chambre 22 est cylindrique et la base de la
cage 11 realise l'obturation.
La cage 11 peut éventuellement comprendre des lamelles 25 facilitant
sa rotation et est supportée par au moins deux éléments de renfort 26,
rattaches à l'element tubulaire fixe 2, la cage reposant sur un organe
de guidage 27 tel qu'un pointeau. Les élements 26 de renfort et
l'organe de guidage 27 maintiennent ainsi la cage au moment du pompage
et reagissent aux effets de la pression du fluide sur l'embase de la
cage.
Les aimants 14 sont disposés sur la cage 11 et les capteurs de
proximité 15, fixes sur l'élement tubulaire 2 sont reliés par une
liaison 24 à un connecteur mâle 28a sur lequel vient s'enficher un
connecteur femelle 28b du câble 9.
Ainsi, le système de mesure de rotation ci-dessus décrit et les
aimants 14 sont descendus en même temps que l'élement tubulaire et le
signal de mesure, repris par le connecteur électrique de fond (28a,
28b) est transmis en surface par le câble 9.
Selon un autre mode de réalisation présenté sur les figures 4 et 5
(coupe suivant CC), l'élement tourant 11 monté sur les paliers 12a et
,.~..
-..
, .
sæ
- 12 -
12b comporte deux palettes mobiles 17 de forme par exemple
rectangulaire et diametralement opposées, tand;s que l'élément
tubulaire 2 présente deux or;f;ces d'écoulement a prox;m;té immédiate
desquels peuvent se trouver deux palettes fixes 16 diamétralement
opposées.
Un organe de rappel 18 de type connu maintient les palettes mobiles 17
en position de repos reproductible et parfaitement connue,
c'est-à-dire qu'elles font sensiblement face aux palettes f;xes 16
tout en etant separées par l'or;f;ce d'écoulement 6.
Un onglet 19 peut eventuellement stopper l'action de l'organe de
rappel 18 (Fig. 5).
On ne sortira pas du cadre de la presente invention en modifiant la
forme des palettes libres et mobiles ou des orifices d'ecoulement et
de sortie du fluide~ ou en suppr;mant les palettes fixes ainsi que
l'organe de rappel tel qu'illustré par la figure 6.
Le fonctionnement du dispositif, ;llustre par la figure 1, s'effectue
de la manière suivante :
On descend dans un puits 20 tubé et perfore, vertical, par exemple, ou
dans un puits à decouvert, un element tubulaire 2 equipe de deux
organes d'etanchéite et dont les orifices d'ecoulement 6 vont
sens;blement se trouver à la profondeur de la couche fracturée.
On descend sur cet element 2, l'élément tournant 11 que l'on visse
sensiblement en face de la zone à fracturer 5. Le packer d'étanchéite
3a est ensuite ancré au tubage au-dessus de la zone~ On descend
ensuite par le câble electrique 9, l'élement de mesure 10 qui va aller
se fixer contre la butee 7. On détermine la position initiale ~ du
système.
~ 27~S~
- 13 -
On envoie par les installations de pompage de surface a un débit de
1 m3/min un fluide hydraulique (gel) sous pression qui circule d'abord
à l'interieur de l'élement tubulaire 2, passe ensu;te dans la chambre
22 p~r les orifices d'ecoulement 6 et est enfin evacué vers la zone à
fracture en deplaçant l'élément d'orientation mobile (palettes mobiles
Fig. 4 : 17, ; Fig. 1 : 11 et 13) qui vont se positionner face à la
fracture, indiquant ainsi une direction finale correspondant à la
direction de la fracture, soit la position angulaire ~ .
Cette direction est ensuite mesuree par le système d'aimants 14 et
capteurs de proximite 15 et l'information est stockee ou envoyée en
surface pour traitement (détermination de la grandeur ~ + ~).
Il est possible eventuellement d'opérer une seconde mesure en
supprimant l'etanchéite, en descendant l'ensemble des dispositifs 2,
21 à une profondeur où une seconde zone fracturée est à étudier et en
renouvelant l'opération ci-dessus décrite.
L'operation terminee, il ne reste qu'à remonter les éléments de mesure
10 par le câble 9, ce qui permet de libérer un passage optimal au
travers du tubage 2.
Suivant le dispositif illustre a la figure 3, les systèmes de mesure
de rotation sont descendus en m8me temps que l'element tubulaire.
Après l'ancrage des eléments d'etanchéité 3a et/ou 3b et la mesure des
paramètres ~ si le puits est vertical et u si le puits est dévie, on
descend le connecteur électrique de fond 28b par le câble 9, et l'on
enfiche ce connecteur 28b au dispositif de mesure~ Le fluide est
ensuite pompe et la mesure de la position angulaire (rotation) de
l'element tournant 13, 11 indiquant la direction de la fracture, est
effectuee.
