Note : Les descriptions sont présentées dans la langue officielle dans laquelle elles ont été soumises.
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'effec~uer la gazelfication
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 a 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 diinjection, un fluide sous
pression qui favorise le transfert des hydrocarbures vers
des puits de production. Dans ce cas, en effet, il peut etre
souhaitable d'améliorer l'injection du fluiae, ou la récupé-
ration des hydrocarbures, en fracturant la formation géolo~
gique selon une direction, de pr~jférence perpendiculaire
la ~irection 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 géologiquej un fluide hydraulique sous une pres-
sion suffisante. La direction de la fracture créée dépend
essentiellement du champ ou tenseur de contraintes preexis-
tant dans la formation géologique. Dans les cas les plusfavorables, cette direction est connue avec une plus ou
moins grande précision. Les puits ~ relier par fracturation
sont alors disposes sensiblemellt selon cette direction.
Malgré cela, l'expérience montre que la fracturation réalisée n'es-t pas
toujours conforme à la fracturation souhaitée et, par exemple, n'assure
pas la liaison entre deux pui-ts éloignés.
On connait par le brevet US 3 270 816 une méthode destinée à
fracturer une formation géologique soluble pour mettre deux puits en
communication. Selon cette méthode, on crée une entaille dans la paroi
de chaque puits à partir de laquelle doit se développer la fracturation
lorsque les puits sont mis en pression. Ces entailles sont disposées de
tel]e sorte que les fractures qui se développent à partir de chaque
puits font un certain angle avec le plan contenant les axes des deux
puits, autrement dit, on réalise deux fractures sécantes. L'expérience
a montré que cette méthode n'était pas utilisable dans les formations
géologiques non solubles.
D'autres méthodes ont également été décrltes et ont pour
but de créer des réseaux de fractures perpendiculaires entre elles
pour mettre plusieurs puits en communication.
Une de ces méthodes est décrite dans le brevet US 3 682 246
et préconise, en vue de fracturer une formation selon deux directions
perpendiculaires, d'effectuer deux mises en pression successives d'un
meme puits. L'expérience a montré que cette double fracturation d~un
m&me puits n'est pas réalisable en pratique.
Selon une autre méthode décrite dans le brevet US 3 709 295
on utilise trois puits alignés selon la direction de fracturation natu-
relle, on fracture hydrauliquement les deux puits latéraux puis, en
maintenant la pression dans ces puits, on réalise la fracturation hydrau-
lique du puits central. Il devrait alors se développer une fracturation
perpendiculaire aux précédentes fracturations. L'expérience et les
calculs ont montré que l'injection de fluide hydraulique dans les frac-
tures réalisées a partir des puits latéraux modifiait le champ de
contrainte au voisinage du puits central en le rendant sensiblement
isotrope. Il en résulte que la direction de fracturation au niveau du
puits central ne peut pas être prédéterminée.
Selon une troisième méthode decrite dans le
brevet U.S. 4,005,750 on sait créer un réseau de frac-
tures secantes permettant de relier plusieurs puits
entre eux.
Pour cela on fracture hydrauliquement un pre-
mier puits selon sa direction de fracturation naturelle
puis, tout en maintenant la pression dans le premier puits
et les fractures obtenues,'on fracture hydrauliquement un
second puits à partir duquel se developpent des fractures
secantes aux premieres. On repete alors les operations
a partir du second puits et,-de proche en proche, on
realise un reseau de fractures perpendiculaires entre
elles.
Aucune des techniques connues de l'art antérieur
ne permet donc de créer une fracturation selon une seule
direction prédeterminee qui peut être differente de la
direction de fracturation naturelle.
Schematiquement la methode selon la presente
invention modifie, avant l'operation de fracturation, le
champ ou tenseur de contraintes dans la formation géolo~
gique de telle sorte que la fracturation s'effectue
sensiblement selon une direction prédéterminee.
Selon une premiere expression, 1'invention reven-
diquee est un procede pour fracturer une formation geolo-
gique selon une direction déterminee, comportant l'in-
jection d'un fluide sous pression dans au moins deux
puits d'injection recoupant la formation geologique, selon
laquelle on dispose ces deux puits suivant la direction
determinee, caracterise en ce qu'on effectue simultanement
dans les deux puits au niveau'de la formation geologique,
pendant une duree de temps au moins égale à une valeur
minimale choisie ~a l'avance, une injection preliminaire
d'une quantite déterminee de fluide dont la pression au
niveau de la'formation en fin d'injection preliminaire
reste inferieure a la pression de fracturation de la
-~3 -
. ~
i 3 ~ ~
formation geologique, ladite injection preliminaire
etant adaptée à provoquer directement par diffusion du
fluide une modification du tenseur des contraintes dans
la formation à une distance relativement importante de
chacun desdits puits af.in de definir la direction de
fracturation et en ce qu'on fait suivre l'injection pre-
liminaire d'une injection de fluide dans llun au moins des
deux puits sous une pression au moins egale à la pres-
sion de fracturation de la formation géologique.
Selon une seconde expression, l'invention est
revendiquee en tant qu'un procéde pour fracturer une for-
mation geologique selon une direction determinee au moy?en
de deux puits diinjection recoupant la formation géolo-
gique et disposés suivant ladite direction determinée,
procede comportant: une etape, preparatoire à la fxac-
turation, d'injection préliminaire d'une quantité de
fluide simultanément da?ns les deux puits et au niveau de
la formation geologique, pendant une duree de temps au
moins égale a une valeur minimale choisie à l'avance,
cette injection préliminaire étant destinee à provoquer un
changement dans le champ ou tenseur de contraintes dans
la formation geologique par diffusion desdits fluides dans
ladite formation, la pression du fluide au niveau de la
formation a la fin de la duree de l'injection preliminaire
restant inferieure à la pression de fracturation de la
formation géologique, cette injection preliminaire
étant suivie d'une étape de fracturation de la formation
géologique.
Enfin, l'invention revendiquée est egalement un
procédé pour fracturer une formation geologique selon une
direction determinée, -comportant l~injection d'un fluide
sous pression dans au moins deux puits d'injection
recoupant la formation geologique, selon lequel ces deux
puits sont disposes suivant ladite direction determinée,
et selon lequel une injection preliminaire d'une
- 3a -
t?~
?~
quantite determinee de fluide est effectuee simultane-
ment dans les deux puits au niveau de la formation
geologique, pendant une duree de temps au moins egale
à une valeur minimale choisie a l'avance, cette
injection preliminaire étant destinee à provoquer un
changement dans le champ ou tenseur de contraintes dans
la formation geologique par diffusion desdits fluides
dans lad.ite formation, la pression du fluide au niveau
de la formation à la fin de la duree de l'injection
preliminaire restant inferieure à la pression de
fracturation de la formation geologique, cette injection
preliminaire etant suivie d'une injection de fluide dans
l'un au moins des deux puits sous une pression au moins
egale a la pression de fracturation de la formation
geologique.
L'injection preliminaire peut être effectuee
a débit sensiblement constant ou a pression sensiblement
constante.
L'invention pourra être bien comprise et tous
ses avantages apparaltront clairement à la lecture du
texte qui suit, illustrë par
- 3b -
les figures annexées, parmi lesquelles :
- la figure 1 représente deux puits à relier par fracturation
hydraulique et
- la figure 2 montre une variante du procédé selon l'invention mettant
en oeuvre des puits de produc-tion latéraux.
Dans ce qui suit, on se réfère plus particulièrement, mais
sans que cela soit limita-tif, a la mise en oeuvre de la méthode selon
l'inven-tion pour fracturer selon une direction prédéterminée une for-
mation géologique et mettre en communication directe deux puits traver-
sant cette formation et dont les axes sont contenus dans un plan orientéselon la direction déterminée.
Les références 1 et 2 désignent deux puits de forage qui
traversent les couches de terrain 3, 4, 5,ainsi que la couche géologi-
que 6 au niveau de laquellr les deux puits doivent être mis en communica-
tion par des fractures orientées selon une direc-tion déterminée. Dans
chaque puits, un tubage 7, 8 es-t mis en place de fason connue en soi
et assure l'étanchéité de la paroi du puits aux niveaux des couches
de terrain 3, q et 5, c'est-à-dire en laissant à découvert une longueur
h à l'extrémité inférieure du puits, au niveau de la formation géolo-
gique 6.
Un organe 9, 10 d'obturation du tubage est fixé a l'extrémitéinférieure de chaque tubage 7 et 8. Des canalisa-tions 11, 12, traver-
sant les organes d'obturation, permettent d'injecter à la partie in~é-
rieure des puits 1 et 2, au niveau de la formation géologique 6, un
fluide hydraulique 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 fracturation et une é-tape de
fracturation proprement dite accompagnée éventuellement d'une opération
destinée à maintenir ouvertes les fractureP.
37
L'étape pr~paratoire à la fracturation consis~e, pendant une
durée Ti au moi~s égale à une valeur choisie à l'avance, à ~ffectuer
l'injection préliminaire d'une quantité Mi de ~luide hydraulique simul-
tanément dans les deux puits 1 et 2 et dans des conditions qui peuvent
être sensiblement iden-tiques d'écoulement. Cette injection peut être
effectuée de deux manières :
a/ injection à débit constant ou sensiblement constant. On
injecte simultanément dans les deux puits, du fluide hydraulique à débit
sensiblement constant Qi pendan~ la durée d'injection Ti. Les valeurs
de Qi et Ti sont choisies pour qu'à la fin de la phase d'injection la
pression du -~luide hydraulique au niveau de la formation géologique 6
reste inférieure à sa pression de fracturation Pf.
Selon l'invention, on choisit une duréè d'injection Ti définie
par la relation
K Ti = n d
dans laquelle n est un coefficient arbi.t~aire 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
m~/s) le coef~icient de diffusivi.té de la formation géo-
logique 6 dëfini par la formule 0 ~ cK = k, 0 étant laporosite et c la compressibilité de la formation géolo-
gique imprégnée de fluide, ~ la viscosité du fl.uide hy-
draulique et k le coefficient de perméabilité de la for-
mation 6. Dans ces conditions, I.e débit d'injection Qi
est choisi tel que
~Qi Ei ( ~ ) = 4 ~ h k (P~ - PO)
h étant la hauteur du puits sur laquelle s'effectue l'in-
jection de fluide hydraulique dans la formation géologi-
que 6, P~ la pression de ~racturation, P0 la pression
statique initiale au ni~eau de la ormation géologique 6,
"a" le rayon. de chaque puits et Ei (~ a2 ~ la onction
. 4 K Ti
exponentielle intégrale définie par la relation :
zr--- ri ~ 2
4 K Ti
La valellr de la pression de fracturatîon Pf
peut etre connue d'une expérience de fracturation précé-
dente ou calculee selon la formule :
) Pf = (1 + ~) PO ~ Rt ~ 2 ~r ,
~ 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 a pression constante. L'injection si-
. sensi.blement
multanée sur les deux pUlts s'effectue à une pression/cons-
0 tante P pendant une durée T'i. La valeur de la pression Pest choisie légèrement inférieure à la pression Pf et la du-
rée d'injection T'i est suffisante pour que, à la fin du temps
d'injection T'i, le dékit 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 va]eur de pression P est inférieure ~ la valeur estimée
de Pf, la durée d'injection T'i1 étant choisie suffisante
pour atteindre en fin d'injection un écoulement stable. Pven-
tuellement, d'autres injections à presslons constantes
P ~ ~ P1, P + ~ P2 ... inférieures à Pf sont réalisées pendant
des durées T'i2, 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 d2
4 K
A l'étape préparatoire décrite ci-dessus, on fait
hydrauliqu~de l'u~ a~ moins des ~uits
succéder une étape de fracturatlon/qui slellectue avèc un
matériel de pompage adapté ~ délivrer un débit important de
fluide hydraulique à une pression au moins égale à la pres-
3c sion de fracturation Pf. La fracturation peut etre controléepar des moyens de mesure schématisés en 17 et 18 qul indiquent
la pression et le débit du fluide injecté dans chaque puits.
~ 8~
Cette opération de fracturation peut etre suivie,
si on le désire, d'une opération destinée ~ maintenir ouver-
tes les fractures par exemple, mais non exclusivement, parinjec~ion d'agen~s 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 detail.
Selon une variante du procédé, on associe à
au moins l'un des deux puits 1 et 2, entre lesquels se déve-
o loppe la fracturation, au moins un puits la~éral traversantla formation géologique 6, Ce puits latéral est situé de
telle sorte que le plan passant par l'axe de ce puits latéral et
l'axe du puits auquel il est associé est perpendiculaire au
plan passant par les axes des deux puits 1 et 2 entr~ lesquels
est réalisée la ~racturation.
De préférence, et comme représenté sur la figu-
re 2, à chaque puits 1 et 2 est associé un couple de puits
latéraux 19-Zl et 20-22, les puits de chaque couple étant
symétriques l'un de l'autre par rapport au puits auquel ils
sont associés,
1es 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 où la pression du flui-
de produit par ces puits est suffisante, mais cette produc-
tion peut éventuellement etre 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
dévcloppent verticalement ou de privilégier une direction
par-ticulière de propagation des fractures qui se développent hori-
zontalement.
Bien entendu, chaque fois que cela est possi-
ble, les puits 1 et 2 sont implan~és 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 -~luide hydraulique à une pression su-
périeure à la pression de fracturation,ou selon la direction
de la plus grande perméabilité de la Eormation géologique.
o Néanmoins, la méthode selon l'invention peut permettre la
formation de fractures ent.re deux pui~s situés selon une di-
rection quelconque par rapport à ladite direction naturelle
de fracturation hydraulique.
Dans ce qui précède on a considéré que l'injection
préliminaire de fluide hydraulique était effectuée dans les mêmes
conditions d'écoulement pour les deux puits.
Mais il est possible de réaliser l'injection préliminaire
dans des conditions d'écoulement différentes pour les deux puits. Par
exemple, l'injection de fluide hydraulique pourra ê-tre effectuée à pression
constante ou par paliers dans l'un des puits et à débit sensiblement
constant dans l'autre puits.
