Brevet FR3014476A1 — publié le 20150612

METHODE DE FRACTURATION DE ROCHES La présente invention concerne le domaine de la fracturation de roches souterraines notamment à l'aide de méthode alternatives à la fracturation hydraulique. Lors d'une fracturation de roches à l'aide de méthodes de fracturation hydraulique conventionnelles, la pression du fluide de fracturation (ex. 200.000 à 600.000 hPa, soit deux-cents à six-cents fois la pression atmosphérique, typiquement au-delà de 400.000 hPa pour des profondeurs au-delà de 3000m) doit excéder la pression de contraintes naturelles de la roche afin d'être en capacité de fracturer la roche (ou tout du moins, excéder la plus faible des trois composantes directionnelle selon l'axe 7e, , et de pressions des contraintes naturelles). Il peut être très fréquent que le champ de contrainte soit anisotrope, c'est-à-dire que la contrainte dans une direction dépasse largement les contraintes dans les 2 autres directions. Dès lors, si la contrainte la plus faible peut être facilement dépassée par la pression du fluide de fracturation, il peut s'avérer difficile (voir impossible) de faire en sorte que la pression du fluide de fracturation dépasse la deuxième plus grande contrainte (contrainte intermédiaire) appliquée à la roche : par conséquent, dans les réservoirs où le stress est significativement anisotrope, la stimulation par fracturation hydraulique aboutit à une fracture simple, dans un seul plan perpendiculaire à la direction de la contrainte la plus faible. L'énergie apportée par le fluide sera dissipée par la propagation progressive de la fracture toujours dans cette même direction, et la pression nécessaire pour dépasser la contrainte intermédiaire ne sera pas atteinte. Dès lors, il est difficile d'aboutir à une fracturation « isotrope », dans tout le volume de la roche (ex. obtention d'un réseau complexe de fractures). Certaines solutions ont pu être mises en oeuvre en utilisant un fluide de fracturation composé d'un gaz liquéfié (par exemple, le CO2 qui liquide jusqu'à environ +31 °C aux pressions de fracturation) et d'hydrocarbures liquides (ex. US 2009/0260828). D'autres méthodes ont proposé l'utilisation d'hélium liquide ou d'azote liquide. Néanmoins, ces méthodes peuvent présenter des difficultés notables de mise en oeuvre pratique du fait de leur très basse température de liquéfaction aux pressions de fracturation. Néanmoins, lors de l'injection de ces fluides ou de ces gaz liquides purs dans le puits, ils peuvent se réchauffer rapidement du fait des températures existantes dans le sous-sol et le gaz liquéfié peut se réchauffer et se vaporiser rapidement. Il y a ainsi un besoin pour améliorer la fracturation isotrope dans des milieux souterrains contraint de manière anisotrope. La présente invention vient améliorer la situation. A cet effet, la présente invention propose de diminuer localement les contraintes naturelles appliquées aux roches en refroidissant efficacement celles-ci et de pouvoir ainsi avoir l'opportunité de propager la fracturation dans plusieurs plans. La présente invention vise alors un procédé de fracturation de roche d'un sous-sol. Le procédé comporte une injection d'un fluide de fracturation dans un puits. Le fluide comporte : - au moins 30% en volume de dioxyde de carbone sous forme liquide, - au moins 20% en volume de dioxyde de carbone sous forme solide, et - au moins 10% en volume de gaz d'hydrocarbures liquéfié. L'injection du fluide peut être réalisée à des pressions supérieures à la plus faible des trois contraintes du sous-sol Avantageusement, le procédé peut comporter en outre : - contrôle et maintien de la température du fluide injecté en tête de puits à une température inférieure à -50°C. Par exemple, ladite température peut être de -60°C pour la phase liquide du fluide. En effet, afin de renforcer l'effet de fracturation souhaité, il peut être souhaitable que la température du fluide soit la plus faible possible tout en s'assurant que le dioxyde de carbone liquide reste liquide aux pressions de fracturations souhaitées. Ainsi, si la température du changement phase liquide-solide du CO2 est Tlici-sol pour ces pressions, alors la température du fluide peut être maintenue à une température légèrement inférieure à cette température T'ici-soi (de 1 à 10°C), afin de renforcer la fracturation. De plus, l'ajout de gaz d'hydrocarbures liquéfié peut permettre d'abaisser la température de changement de phase du CO2 solide-liquide (effet « anti-gel ») et ainsi obtenir un fluide comportant de CO2 liquide et solide stable pour des températures proches du point de fusion classique du CO2. La température de la phase liquide du fluide peut ainsi être inférieure à T'ici-soi du moment que la phase liquide reste liquide. En outre, la proportion volumique de dioxyde de carbone sous forme solide peut être ajustée afin que le fluide injecté ait une masse volumique supérieure à 1200 kg/m3. La masse volumique du dioxyde de carbone solide est de 1562 kg/m3 à une température de -78,5°C et à une pression de 1000 hPa (ou 1bar environ). Ainsi, en augmentant progressivement le volume de dioxyde de carbone solide dans le fluide (par exemple, en remplaçant le dioxyde de carbone liquide par une même quantité de dioxyde de carbone solide), il est possible de déterminer une proportion volumique permettant de dépasser ce seuil de 1200 kg/m3. Une densité volumique du fluide élevée permet d'augmenter l'effet hydrostatique de la colonne de fluide dans le puits sur la pression du fluide au sein de la zone à fracturer et ainsi limiter l'énergie nécessaire au pompage et à la mise en pression du fluide à injecter en surface. La proportion volumique de dioxyde de carbone sous forme solide, et/ou, le dioxyde de carbone sous forme solide étant sous forme de bloc, au moins une dimension desdits blocs peut être ajustée afin que le fluide ait une viscosité 5 dynamique supérieure à 50 mPa.s. Cette viscosité importante peut permettre au fluide de transporter de manière efficace l'agent de soutènement (ou « proppant » en anglais, ex. grain de silice ou bille de céramique). En augmentant la proportion volumique du dioxyde de carbone solide dans le 10 fluide, il est souvent possible d'augmenter la viscosité dynamique globale du fluide, à une température donnée. Par ailleurs, si le dioxyde de carbone sous forme solide est sous forme de bloc/bille/particule/galet, les dimensions de ces blocs peuvent influer expérimentalement sur la viscosité. Par ailleurs, si la proportion volumique de ces blocs augmente linéairement dans le fluide, la viscosité peut augmenter 15 exponentiellement. Il est également possible d'ajouter un gélifiant au fluide afin d'obtenir la viscosité recherchée. Avantageusement, le fluide peut comporter : 20 - 50% en volume de dioxyde de carbone sous forme liquide, - 25% en volume de dioxyde de carbone sous forme solide, et - 25% en volume de gaz d'hydrocarbures liquéfié. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront encore à la 25 lecture de la description qui va suivre. Celle-ci est purement illustrative et doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels : - la figure 1 illustre un exemple possible de fracturation dans un mode de réalisation de l'invention. La figure 1 représente un puits 101 vertical foré dans un sous-sol (représenté par le cube 100). Ce puits comporte une complétion 104 permettant l'injection de fluide de fracturation dans le sous-sol. Si le sous-sol est localement contraint de manière anisotrope (ex. la pression de contrainte dans la direction x est supérieure à la pression de contrainte dans la direction V), toute fracturation aura tendance à générer des fractures102 dans une direction perpendiculaire à la direction de moindre contrainte (i.e., c'est-à-dire des fractures dans la direction ..5t Afin de créer des fractures 103 dans une direction parallèle à la direction de moindre contrainte (i.e. e), il peut être avantageux de réduire la contrainte dans les différentes directions. En injectant un liquide/gaz froid pendant la fracturation, une contraction de la roche peut être provoquée et ainsi les contraintes qui s'appliquaient sur la roche peuvent être globalement réduites. On appelle cet effet l'effet « thermoélastique » de la roche. La fracturation a ainsi l'opportunité de pouvoir se propager dans une direction perpendiculaire à la direction initiale (bifurcation). Si l'injection de tout gaz/liquide peut produire cet effet, toutes les possibilités ne sont pas préférées du fait de leurs contraintes/défauts inhérents (mentionnés ci-dessus). Le fluide de fracturation préféré est un fluide de dioxyde de carbone (CO2) liquide, de dioxyde de carbone solide (ou neige carbonique) et d'hydrocarbures liquides (aux pressions de fracturations visées). Ce fluide est avantageusement à une température proche de -60°C. A titre d'illustration, le fluide peut comporter (en volume) 25% de CO2 solide, 50% de CO2 liquide et 25% de gaz d'hydrocarbures liquéfié. Ce fluide est majoritairement liquide pour des pressions supérieures à 40.000 hPa et pour une température de 60 °C. L'utilisation de CO2 solide dans le fluide de fracturation peut permettre d'augmenter significativement la « capacité calorifique » ou « capacité thermique » du fluide afin de pouvoir conserver une grande différence de température entre fluide et roche lors du pompage dans le puits, et ainsi amplifier l'effet de fracturation thermique. La capacité thermique volumique du fluide peut être alors sensiblement augmentée, permettant de transférer aisément la chaleur du fluide vers la roche. Le CO2 solide peut ainsi absorber la chaleur reçue par le fluide d'injection pendant la descente ou dans la formation, à concurrence de son énergie de fusion. La taille ou la forme des blocs / particules de CO2 solide peut être ainsi adaptée afin d'assurer une surface d'échange entre le CO2 solide et le liquide suffisante afin d'absorber la chaleur au fur et à mesure de sa captation par le fluide d'injection. Tant que le fluide d'injection conserve une portion de CO2 solide, le fluide d'injection peut absorber de la chaleur sans que la température du fluide augmente. La présence de CO2 solide retarde donc le moment où la température du fluide d'injection augmentera sensiblement, entrainant des modifications significatives sur les propriétés du fluide (densité, viscosité) Enfin, lorsque ce fluide se réchauffe, le CO2 liquide peut devenir supercritique et occuper beaucoup plus d'espace: ainsi l'expansion du fluide peut participer à la fracturation. De plus, l'utilisation de CO2 solide peut permettre d'augmenter la densité du fluide et ainsi de bénéficier d'une pression hydrostatique au niveau de la complétion 104 plus élevée. Cette densité peut être réglée en fonction des besoins en ajustant la proportion volumique ou massique du CO2 solide dans le fluide. Pour les pressions et températures envisagées, la densité du fluide peut ainsi être supérieure à celle de l'eau (ou d'un fluide contenant de l'hélium ou de l'azote), créant une colonne hydrostatique significative dans le puits (de hauteur hi). Enfin, l'utilisation de CO2 solide peut permettre d'augmenter la viscosité du fluide, facilitant ainsi le transport de l'agent de soutènement utile pour une stimulation efficace par fracturation du sous-sol. Cette viscosité peut être réglée en fonction des besoins en ajustant la proportion volumique ou massique du CO2 solide dans le fluide et/ou en modifiant la taille des particules/galets de CO2 solide dans le fluide. Si la viscosité du CO2 liquide est faible (0,2 mPa.$), l'ajout de CO2 solide et d'hydrocarbures peut augmenter sensiblement la viscosité du fluide. Dans un mode de réalisation, le gaz d'hydrocarbures liquéfié peut être du GNL (ou gaz naturel liquéfié), du GPL (ou gaz de pétrole liquéfié). L'ajout de gaz d'hydrocarbures liquéfié peut permettre d'abaisser la température de changement de phase CO2 solide-liquide (point de fusion) et ainsi obtenir un fluide de CO2 liquide et solide stable pour des températures proches du point de fusion classique du CO2. Ce fluide est non-endommageant pour la roche et le CO2 a une propension à remplacer le méthane éventuellement piégé dans la roche. Bien entendu, la présente invention ne se limite pas aux formes de réalisation décrites ci-avant à titre d'exemples ; elle s'étend à d'autres variantes. D'autres réalisations sont possibles. Par exemple, le puits 101 de la figure 1 peut être un puits oblique ou encore un puits horizontal. REVENDICATIONS1. Procédé de fracturation de roche d'un sous-sol (100), le procédé comporte: - injection d'un fluide de fracturation dans un puits (101), dans lequel le fluide comporte : - au moins 30% en volume de dioxyde de carbone sous forme liquide, - au moins 20% en volume de dioxyde de carbone sous forme solide, et - au moins 10% en volume de gaz d'hydrocarbures liquéfié. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le procédé comporte en outre : - contrôle et maintien de la température du fluide injecté en tête de puits à une température inférieure à -50°C. 3. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la proportion volumique de dioxyde de carbone sous forme solide est ajustée afin que le fluide ait une masse volumique supérieure à 1200 kg/m3. 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la proportion volumique de dioxyde de carbone sous forme solide, et/ou, le dioxyde de carbone sous forme solide étant sous forme de bloc, au moins une dimension desdits blocs est ajustée afin que le fluide ait une viscosité dynamique supérieure à 50 mPa.s. 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le fluide comporte :- 50% en volume de dioxyde de carbone sous forme liquide, - 25% en volume de dioxyde de carbone sous forme solide, et - 25% en volume de gaz d'hydrocarbures liquéfié.