FR 2543214 A1 19840928 FR 8404430 A 19840322 FLUIDES DE FRACTURATION CONTENANT UN AGENT INORGANIQUE FLOTTANT DE DEVIATION ET PROCEDE D'UTILISATION POUR LA FRACTURATION HYDRAULIQUE DE COUCHES SOUTERRAINES La présente invention se rapporte à certaines compositions de matière et à l'utilisation de telles compo- sitions pour la fractureou fracturation hydraulique de couches souterraines traversées par un trou de sondage (puits de forage) Plus particulièrement, la présente invention se rapporte à des compositions de matière ainsi qu'à une méthode pour contrôler la direction de la croissance des fractures créées pendant la fracturation hydraulique. La fracturation hydraulique est une technique bien connue de stimulation utilisée pour récupérer les fluides de formation (comme l'huile et le gaz) des couches souter- raines Dans la fracturation hydraulique, un fluide de fracturation est injecté à travers un puits de forage vers la couche à traiter à un débit et une pression au moins suffisants pour amorcer et/ou étendre une fracture dans la couche En général, un "fluide tampon" est injecté initiale- ment pour établir une rupture de la couche (c'est-à-dire pour amorcer la fracture) et assurer la possibilité d'injec- tion Le fluide de fracturation entraine usuellement un agent de soutènement dans la fracture pour maintenir la fracture ouverte après détente de la pression externe de pompage Les caractéristiques physiques requises pour le fluide tampon et le fluide subséquent de fracturation sont différentes dans de nombreux cas et les fluides sont choisis de manière qu'ils remplissent de façon optimale la fonction que l'on attend d'eux. La ou les fractures créées pendant la fracturation hydraulique peuvent prendre différentes configurations et orientations, par rapport aux puits de forage Même si l'ingénieur chargé de concevoir l'opération de fracturation à partir de diagraphie du puits de forage, d'expérience sur le terrain et d'analyse des carottes, dispose d'une infor- mation considérable, la plupart des tentatives pour contrôler la fracture se sont bornées à sélectionner la zone à frac- turer, le point d'injection dans cette zone, et le choix du fluide de traitement ainsi que les débits des pompes Cela a pour résultat une géométrie de la fracture qui est déter- minée principalement par les tensions géologiques qui règnent dans la couche traitée, et de plus par la force de résistance inhérente à la couche et par la composition de cette couche. Si l'opérateur a de la chance, la fracture avance horizonta- lement dans la zone productive Cependant, dans de nombreux cas, la fracture progresse verticalement. Il est souhaitable de limiter et de contrôler l'étendue des fractures verticales A moins que les fractures verticales ne soient limitées et contrôlées, il est possible de fracturer en dehors de la zone productive dans une zone stérile ou dans une zone contenant des fluides non souhai- tables (comme de l'eau ou de la saumure) susceptibles d'endommager la couche et de contaminer les fluides dans chaque zone De plus, les fluides de fracturation consommés pour amorcer et/ou étendie de telles fractures verticales non voulues sont perdus. Il y a eu certaines tentatives antérieures pour contrôler la géométrie des fractures et/ou limiter les fractures verticales Par exemple, Hanson et autres (brevet des Etats-Unis d'Amérique N O 3 151 678) décrivent un procédé de fracturation o divers débits d'injection ont été utilisés et o l'agent de soutènement dans le fluide agissait à la fois comme agent de soutènement pour empêcher la fermeture et comme bouchon semi-perméable obturant les trajets de moindre résistance Hanson (brevet des Etats-Unis d'Amérique n 3 159 217) a également tenté d'obtenir des fractures plus efficaces en incorporant, dans le fluide de fracturation, certaines charges ou bouchons solides douées de plasticité ayant une densité égale ou différente de celle du fluide de traitement Hanson indique que la densité de telles charges pourrait être accrue en ajoutant des matériaux pesant plus lourd (comme Ba SO 4 et Fe 203 > ou diminuée en ajoutant des matériaux de moindre poids (comme de la cellu- lose ou des petits corps creux tels que des-perles de verre). Dans une tentative pour contrôler, vers le haut ou vers le bas, la direction de la fracture verticale, Prater (brevet des Etats-Uhis d'Amérique n O 3 372 752) a simultanément injecté deux ou plus de deux fluides de frac- turation de densités différentes en même temps qu'un agent de soutènement dont la densité correspond à la densité de l'un des fluides, tel que l'eau, et une huile légère contenant des perles de verre renfermant des bulles d'air de densité environ 0,7 (colonne 3, ligne 319). Des céramiques ayant des vides internes-ont été décrites par Harold L Graham et Othar M Kiel (brevet des Etats-Unis d'Amérique N O 3 399 727) en tant qu'agent de soutènement approprié à un soutènement partiel en monocouche dans le traitement de fracturation Le terme céramique comprend des particules de verre, de porcelaine ou d'alumine contenant des bulles de gaz. Braunlich (brevet des Etats-Unis d'Amérique n O 3 335 797) a enseigné une méthode pour contrôler la croissance vers le bas d'une fracture verticale par un procédé de fracturation à plusieurs étapes qui consiste à placer sélectivement un agent lourd de soutènement à la partie inférieure d'une fracture et à dévier les fluides subséquents vers le haut et horizontalement Le concept d'empêcher "de manière analogue" une croissance des frac- tures verticales vers le haut en utilisant une matière flottante au lieu de l'agent lourd de soutènement a été un sujet d'étude d'une importance académique primordiale Voir par exemple SPE 9260 ( 1980); SPE/DOE 11637 ( 1983) et SPE/DOE 11606 ( 1983) concernant le compte-rendu de l'inter- vention de McLennan et collab dans un séminaire. La présente invention réside dans un perfection- nement apporté au procédé de fracturation hydraulique d'une couche souterraine, comprenant les étapes consistant à ( 1) amorcer la fracture avec un premier fluide, et ( 2) étendre la fracture avec un second fluide comprenant un fluide porteur et un agent de déviation inerte, flottant, inorganique en une quantité suffisante pour inhiber ou empêcher la croissance d'une fracture verticale vers le haut Le second fluide, qui est une nouvelle composition de matière, est injecté à travers le puits de forage et dans la couche à un débit et une pression suffisamment élevés pour étendre la fracture et entraîner l'agent de déviation dans la fracture sans criblage, mais suffisamment faibles pour permettre à l'agent de déviation de s'accumuler à la partie supérieure de la fracture et de former une zone compacte formant barrière, capable de dévier subséquemment vers le bas et horizontalement les fluides injectés L'agent de déviation a une densité plus faible que le fluide porteur et il flotte dans le second fluide; grâce à cette propriété, il forme en très peu de temps la zone-barrière compacte. Cependant, pour être totalement sûr que l'on a laissé un temps suffisant à l'agent de déviation pour émigrer vers le haut dans la fracture et pour former la zone-barrière compacte, un troisième fluide compatible est, de préférence, injecté immédiatement après le second fluide dans le procédé de fracturation à un débit et une pression permettant d'ob- tenir le résultat souhaité De façon usuelle, le débit et la pression d'injection sont choisis pour être essentielle- ment les mêmes pour les second et troisième fluides pour des raisons de commodités opératoires Le procédé de frac- turation est alors continué en injectant subséquemment un fluide formant tampon visqueux et 'un fluide contenant l'agent de soutènement ou un fluide de fracturation acide à des débits et pression de fracture pour étendre la fracture. Le nouveau procédé est notamment très efficace pour fracturer les zones productives délimitées par des couches ayant des tensions in situ plus faibles ou sensible- ment les mêmes que celles de la zone productive Une méthode de détermination de ces contrastes de tensions consiste à créer une ou plusieurs fractures microhydrauliques dans la zone productive et dans les couches limitrophes Pour créer ces fractures microhydrauliques, on injecte une quantité minimale (par exemple environ 190 litres ( 50 gallons) de fluide hydraulique à de faibles débits jusqu'à rupture de la couche et légère extension de la fracture, on ferme le puits puis on détermine le pression d'obturation; la pression d'obturation est une indication des tensions in-situ sur le terrain Ce procédé peut être répété un certain nombre de fois jusqu'à ce que la pression d'obturation se stabilise et qu'une meilleure valeur (statistiquement) soit déterminée. Cette technique connue est décrite par J D McLennan et J.C Roegiers dans SPE 11064 ( 1982) Tandis que les tensions in situ jouent probablement le r 8 le dominant dans la géomé- trie de la fracture, le module de Young et autres caracté- ristiques mécaniques in situ de la couche jouent un rôle important mais généralement moindre De tels facteurs peuvent être déterminés, si on le souhaite, par des essais effectués en laboratoire sur des carottes selon des procédés connus. Le premier fluide est un fluide tampon On l'utilise pour amorcer la fracture Les fluides tampons sont bien connus Des fluides tampons aqueux sont de préférence utilisés dans l'invention De tels fluides aqueux sont usuellement de l'eau, des saumures légères, des acides dilués ou de l'eau additionnée d'un agent polymère épaissis- sant pour augmenter la viscosité (comme la gomme guar, l'hydroxypropylguar, la gomme xanthanne, le polyacrylamide, l'hydroxyéthylcellulose et analogues) ou une émulsion huile dans l'eau contenant jusqu'à environ 5 % (volume/volume) d'un hydrocarbure léger (comme du kérosène, du gazole, etc) Le fluide tampon est choisi pour être compatible avec le second fluide Par exemple, un fluide tampon aqueux sera usuellement choisi de préférence à un fluide tampon a based'hydrocarbure lorsqu'un second fluide aqueux doit être utilisé. Le second fluide est une nouvelle composition de matière Il comprend un fluide porteur et un agent inorga- nique flottant de déviation Le second fluide peut également contenir des additifs conventionnels si on le souhaite, comme des bactéricides, des agents de contrôle de l'argile (comme des polymères cationiques solubles dans l'eau), des additifs de perte de fluide (comme de la poudre de silice), et analogues. Le fluide porteur peut être un fluide à base d'hydrocarbure, mais c'est de préférence un fluide de base aqueuse De tels fluides aqueux sont usuellement l'eau, les saumures légères, les acides dilués ou de l'ea-u additionnée à un agent polymère épaississant pour 'augmenter la viscosité (comme de la gomme guar, de l'hydroxypropylguar, de la gomme xanthanne, du polyacrylamide, de l'hydroxyéthylcellu- lose, et analogues) ou une émulsion huile dans l'eau conte- nant jusqu'à environ 5 % (volume/volume) d'un hydrocarbure léger (comme du kérosène, du gazole, et autres) Le fluide porteur a, de préférence, une viscosité de moins d'environ centipoises à 20 %C; en général, plus le fluide porteur est visqueux, plus il faut de temps pour que l'agent de déviation émigre hors du second fluide après mise en place dans la fracture (par exemple de quelques minutes à quelques heures), mais ce facteur est facile à déterminer par une observation visuelle dans de simples expériences en labora- toire Des exemples de tels fluides porteurs comprennent: l'eau; des solutions aqueuses à 5 % (%) en poids de gomme guar ou d'hydroxypropylguar, Na Cl, KC 1 ou NH 4 C 1; H Cl aqueux à 1 %, 5 % ou 15 %; et analogues. L'agent de déviation utilisé ici est de même choisi dans une classe connue de matières particulaires, -2543214 dont une quelconque (ou plusieurs en mélange) peut être utilisée ici Les matières préférées sont dessphères ou perles de verre ou de céramique ayant une densité inférieure à environ 1,0 On préfère les sphères de verre ou de céra- mique ayant une densité de 0,6 à 0,7 Il est également préférable que l'agent de déviation ait une dimension de particule correspondant à un tamis de 70 à 120 mailles pour 2,54 cm ( 70-120 mesh) L'agent de déviation est soumis à un cisaillement pendant le procédé lors de son passage à travers la pompe ou les pompes et les tuyauteries et l'injec- tion dans la couche Il est également soumis aux températures de la couche et à une pression élevée pendant sa mise en place et pendant le traitement subséquent de fracturation. Pour que l'agent de déviation fonctionne efficacement, il doit être essentiellement inerte au fluide porteur et relativement stable pendant le mélange et l'injection-dans la formation ou la couche et il doit rester flottant pendant tout le procédé d'injection dans la couche Cela signifie que l'agent de déviation doit avoir une résistance à l'écra- sement supérieure à la pression appliquée pendant l'injection. Par exemple, les sphères de verre et de céramique utilisées ici sont des types de "ballons" inorganiques que l'on peut écraser, mais elles représentent généralement environ -95 pour cent des particules flottantes d'origine dans une masse donnée de l'agent de déviation dans le fluide porteur aux conditions atmosphériques et il reste un fort pourcentage (c'est-à-dire 80-85 pour cent ou plus) de particules flottantes d'origine après qu'elles aient été soumises à une pression hydrostatique d'environ 140 bars. La quantité de l'agent de déviation présent dans le second fluide peut être modifiée de manière appropriée. Du fait de la faible densité apparente de ce matériau, on a trouvé qu'il était satisfaisant de mélanger le second fluide pour qu'il contienne de 30 à 120 kg d'agent de déviation par m 3 de fluide (sur la base du volume total), mais des taux supérieurs de charge peuvent être utilisés. Le second fluide nécessite des quantités accrues de puissan- ce hydraulique pour pomper le fluide à un débit quelconque donné quand la quantité d'agent de déviation augmente. L'agent de déviation constitué de particules appropriées peut être mélangé au fluide porteur en utilisant des techniques conventionnelles de mélanges Par exemple, l'agent de déviation peut être placé dans une trémie et introduit dans le courant de fluide porteur par l'intermé- diaire d'un système apte à mesurer des solides (comme un dispositif d'alimentation comportant une roue en étoile) et pompé à travers une pompe de pression dans et à travers le conduit de traitement; la turbulence du fluide en écou- lement est généralement suffisante pour maintenir l'agent de déviation en suspension pendant le processus d'injection. La quantité totale du second fluide injecté peut être modifiée selon le besoin, dans la mesure o la quantité d'agent de déviation mis en place est suffisante pour dévier les fluides subséquemment injectés vers le bas et horizon- talement et pour inhiber ou empêcher par ce moyen la crois- sance d'une fracture verticale vers le haut Des quantités d'environ 2,54 cm ou plus de l'agent de déviation forment généralement une-zone de barrière efficace. Le troisième fluide est facultatif dans le procédé. Si on l'utilise, il est choisi pour être compatible avec le second fluide et il est normalement injecté sensiblement au même débit et à la même pression que le second fluide pour la facilité d'utilisation L'utilisation du troisième fluide-a pour but de donner un temps supplémentaire à l'agent de déviation pour émigrer vers le haut et former la zone- barrière La composition de ce troisième fluide est variable mais, comme on l'a noté ci-dessus, elle doit être compatible avec le second fluide Par exemple, si le second fluide est un fluide à base aqueuse, alors le troisième fluide est avantageusement un fluide à base aqueuse Pour la facilité d'utilisation, le troisième fluide a généralement la même composition que le second fluide sauf qu'il ne contient pas l'agent de déviation. Après le second fluide (ou le troisième fluide facultatif), un fluide tampon visqueux et un fluide de fracturation sont injectés à des débits et des pressions de fracture Les compositions du fluide tampon et du fluide de fracture sont classiques Le fluide tampon est usuellement un fluide clair (c'est-à-dire sans agent de soutènement) et c'est de préférence un fluide de base aqueuse sous la forme d'un gel liquide ou d'une mousse Le fluide de fracture est également de préférence un fluide de base aqueuse Pour les fluides de fracture contenant un agent de soutènement, le fluide est usuellement sous la forme d'un gel liquide ou d'une mousse Les-gels liquides contiennent généralement un agent polymère gélifiant (comme gomme guar, hydroxypro- pylguar, hydroxyéthylcellulose et autres) sous forme réti- culée ou non réticulée Le p H de ces fluides peut être acide, neutre ou basique Pour des traitements d'acidifica- tion de la fracture, qui font partie de l'invention, le fluide de fracture est, de façon usuelle, un liquide clair (sans agent de soutènement) sous forme ou non de gel; de façon usuelle, il est constitué par une solution aqueuse d'acide chlorhydrique (H Cl) contenant jusqu'à 28 % d'H Cl. Le choix des volumes, des débits d'injection et des pressions pour le fluide tampon et le fluide de fracture relève de la compétence de l'ingénieur qui conçoit le traitement de fracture Cependant, on a trouvé qu'il était avantageux d'injecter le fluide tampon visqueux à des débits et pressions croissant graduellement (par rapport au second ou troisième fluide précédents) jusqu'à ce que les débits et pressions de fracture soient atteints Cette dernière technique semble protéger la zone-barrière de l'agent de déviation. Expérience Un puits dans la couche Mancos a été traité par: 1 Injection de 11 355 litres d'un fluide tampon consistant en eau épaissie avec 5 % en poids d'un agent polymère épaississant (comme de l'hydroxypropylguar) appelé ci-après WF 5, à un débit de 1,1 m 3/mn pour provoquer une rupture et établir la possibilité d'injection. 2 L'injection d'un second fluide consistant en WF 5 avec diverses quantités de certaines microsphères de silicate d'alumine Les microsphères avaient une densité de 0,6 à 0,7, une densité apparente d'environ 448 kg/m 3; 95 pour cent de ce matériau avaient une dimension correspondant à un tamis de 70 à 120 mailles pour 2, 54 cm ( 70-120 mesh), et au moins 95 % du matériau étaient classés comme "particules flottantes d'origine" dans le WF 5 aux condi-l tions atmosphériques Cet agent de déviation avait également passé l'essai de contrainte hydraulique, avec, pour unepression hydraulique de 140 bars, plus de 85 % de microsphères non détruites en tant que particules flottantes d'origine. Le second fluide a été injecté par étapes: 3785 litres de fluide contenant 112,5 kg d'agent de déviation ( 30 kg/m 3) a 1,1 m 3/mn; 1892,5 litres de fluide conte- nant 60 kg d'agent de déviation par m 3 de fluide à 1,1 m 3/mn et 5677,5 litres de fluide contenant 120 kg d'agent de déviation par m 3 de fluide à 0,477 m 3/mn. 3 Un troisième fluide, 7570 litres de WF 5, a été injecté à 0,477 m 3/mn. 4 113,5 m 3 de fluide tampon aqueux visqueux et 197 m 3 de fluide de fracture ont alors été injectés à 3,18 m 3/mn. Le fluide tampon contenait 13 590 kg d'un additif de perte de fluide (sable correspondant à un tamis de mailles pour 2,54 cm ( 100 mesh))dans un fluide à base aqueuse commercialisé par la Division Dowell de la Dow Chemical Company sous la désignation Dowell (marque déposée) "YFC 02 " mais il contenait, comme agent de sou- tènement, 60 750 kg de sable correspondant à des tamis ayant 20/40 mailles pour 2,54 cm ( 20/40 mesh) L'agent de soutènement a été ajouté car stades à des concentra- tions allant de 120 kg/m 3 initialement à 480 kg/m 3 dans la fraction finale de 56 775 litres du fluide de fracture. Le produit Dowell "YFCO 2 " est un fluide à base aqueuse contenant un agent polymère épaississant (comme de la gomme guar ou de l'hydroxypropylguar) en quantités d'environ 4,8 kg/m 3 (dans ce traitement) réticulé avec des agents réticulants organométalliques conventionnels, avec des réducteurs de viscosité, des bactéricides et autres et environ 25 % en volume du Dowell "YFC 02 " étaient composés de gaz carbonique (mesuré sous forme liquide) Après le fluide de fracture contenant l'agent de soutènement, le puits a été obturé pendant une certaine période et reflué d'une manière conventionnelle. REVENDICATIONS 1 Procédé de fracturation hydraulique d'une couche souterraine pénétrée par un puits de forage en injec- tant un fluide de fracturation à travers le puits de forage et contre la couche à un débit et une pression au moins suffisants pour amorcer et/ou étendre une fracture dans la couche, caractérisé par le fait qu'il consiste à: ( 1) amorcer la fracture avec un premier fluide qui est un fluide tampon; et ( 2) étendre la fracture avec un second fluide comprenant un fluide porteur et un agent flottant inorganique de déviation en une quantité suffisante pour inhiber ou empêcher la croissance d'une fracture verticale vers le haut ledit second fluide étant injecté à travers le puits de forage et dans la couche à un débit et une pression suffi- samment élevés pour étendre la fracture et entraîner l'agent de déviation dans la fracture mais suffisamment faibles pour permettre à l'agent de déviation de s'accumuler à la partie supérieure de la fracture et former une zone-barrière compacte capable de dévier les fluides subséquemment injectés vers le bas et/ou horizontalement. 2 Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait qu'il comprend l'étape supplémentaire qui consiste à étendre encore la fracture en injectant subsé- quemment un troisième fluide compatible avec ledit second fluide dans ladite fracture. 3 Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé par le fait qu'il comprend l'étape supplémen- taire qui consiste à étendre encore la fracture en injectant subséquemment un fluide de fracturation contenant un agent de soutènement ou un fluide de fracturation acide dans ladite fracture à des débits de pressions de fracture. 4 Procédé selon la revendication 1, caractérisé par-le fait que ledit second fluide est un fluide à base aqueuse. Procédé selon la revendication 4, caractérisé par le fait que ledit second fluide comprend un fluide porteur ayant une viscosité inférieureâ environ 20 centi- poises à 201 C. 6 Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait que l'agent de déviation comprend des sphères de verre ou de céramique ayant une densité inférieure à 7 environ. 7 Procédé selon la revendication 6, caractérisé par le fait que lesdites sphères ont une densité comprises entre 0,6 et 0,7. 8 Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait que l'agent de déviation a une dimension de particules correspondant à un tamis ayant de 70 à 120 mailles pour 2,54 cm. 9 Procédé selon la revendication 8, caractérisé par le fait que l'agent de déviation est formé de micro- sphères de silicate d'alumine. Procédé de fracturation hydraulique d'une couche souterraine pénétrée par un puits de forage en injectant un fluide de fracturation à travers le puits et contre la couche à un débit et une pression au moins suffisants pour amorcer et/ou étendre une fracture dans la couche, caractérisé par le fait qu' il consiste à: ( 1) amorcer la fracture avec un premier fluide qui est un fluide tampon aqueux, ( 2) étendre la fracture avec un second fluide comprenant (a) un fluide porteur aqueux ayant une viscosité de moins dtenviron 20 centipoises à 200 C, et (b) un agent inorganique flottant de déviation ayant une densité de moins d'environ 1,0, ledit second fluide étant injecté à travers le puits et dans la couche à un débit et une pression suffisamment élevés pour étendre la fracture et entraîner l'agent de déviation dans la couche mais suffi- samment faibles pour permettre à l'agent de déviation de s'accumuler à la partie supérieure de la fracture et de former une zone-barrière compacte capable de dévier le fluide subséquemment injecté vers le bas et/ou horizontalement, ( 3) étendre encore la fracture par un troisième fluide aqueux qui est compatible avec le second fluide et qui est injecté essentiellement au même débit et à la même pression que ledit second fluide et ( 4) étendre encore la fracture en injectant un fluide aqueux contenant un agent de soutè- nement ou de fracturation acide à des débits et à une pression de fracture. 11 Procédé selon la revendication 10, caractérisé par le fait que le fluide porteur est de l'eau ou une solution aqueuse contenant jusqu'à 5 % en poids d'un agent polymère épaississant, Na Cl, KC 1, NH 4 Cl et/ou jusqu'à environ 15 % en poids de H Cl et-que l'agent de déviation comprend des sphères de verre ou de céramique ayant une densité inférieure à 1 environ. 12 Procédé selon la revendication 11, caractérisé par le fait que l'agent de déviation est formé de micro- sphères de silicate d'alumine ayant une densité comprise entre 0,6 et 0,7 et une dimension de particules correspon- dant à un tamis ayant de 170 à 120 mailles pour 2,54 cm.