Le mouvement de l'agent de soutènement dans le tubage de fracturation a été cloué, mais quelle est son importance pour les puits de schiste ?

L'agent de soutènement est constitué de particules de la taille d'un sable injectées avec un fluide de fracturation lors d'une opération de fracturation. Dans les puits de pétrole et de gaz de schiste, le fluide de fracturation est généralement de l'eau avec un réducteur de friction (comme du savon) ajouté pour abaisser la pression de pompage de fracturation. Le but de l'agent de soutènement est d'empêcher les fractures induites dans le réservoir de se fermer après l'arrêt de la fracturation et la diminution de la pression élevée.

Dans les puits de pétrole et de gaz de schiste, l'agent de soutènement utilisé est un mélange de sable de 100 mesh et de sable de 40 à 70 mesh, et ces grains sont tous deux inférieurs à un millimètre de diamètre. Ces petites tailles de particules de sable sont nécessaires pour que le sable soit transporté à travers des fractures étroites dans un réseau de fractures créé par l'opération de fracturation. Un sable plus gros boucherait le réseau et ne serait pas injectable - cela a été découvert au début de la révolution du schiste.

En règle générale, les puits horizontaux dans le schiste mesurent deux miles de long et sont pompés avec 40 opérations ou étapes de fracturation séparées. Chaque étage mesure environ 250 pieds de long et le boîtier métallique contient 10 à 20 groupes de perforations, avec plusieurs perforations dans chaque groupe. Idéalement, le puits horizontal est entièrement percé de ces trous.

Le chemin d'écoulement d'un grain de soutènement est insaisissable. D'abord, le grain doit faire un coude à angle droit pour passer de l'écoulement le long de l'enveloppe dans une perforation. Ensuite, il est confronté à une géométrie de fracture complexe - peut-être une fracture principale qui se ramifie en fractures subsidiaires, comme un tronc d'arbre se propage en branches puis en brindilles.

Le grain de soutènement pourra-t-il pénétrer dans toutes ces fractures ou certaines d'entre elles sont-elles trop étroites ? Un grain de sable de 100 mesh peut être capable de se faufiler dans une fracture plus étroite alors qu'un grain de 40 à 70 ne le peut pas.

Une amélioration de la production de pétrole et de gaz en utilisant des agents de soutènement avec une granulométrie inférieure à 100 mesh a été documenté, et suggère qu'il vaut la peine d'introduire même de minuscules grains de soutènement dans des fractures plus petites pour les maintenir ouvertes au flux de molécules de pétrole ou de gaz. Un tel agent de soutènement est appelé DEEPROP.

Nouveaux tests d'écoulement d'agent de soutènement hors du boîtier.

Récemment certains nouveaux tests ont été faites pour enquêter sur flux de proppant à travers le tubage lui-même, c'est-à-dire une courte longueur de tubage horizontal qui a été perforé pour laisser sortir le fluide de fracturation. Ce n'est pas un test souterrain - la tuyauterie repose sur une cuve à la surface et la cuve recueille l'agent de soutènement et le fluide qui sort des perforations.

Un grand nombre d'opérateurs ont soutenu ce projet dans lequel une variété de grappes de perforation avec différentes charges de perforation, conceptions et orientations ont été utilisées. Différents débits de pompage, tailles d'agents de soutènement et qualités de sable ont été étudiés.

Le matériel de test était aussi réaliste que possible. Le boîtier était standard de 5.5 pouces, tout comme les diamètres de perforation. Les débits de pompage atteignaient 90 bpm (barils par minute), ce qui n'avait jamais été utilisé auparavant pour tester les mouvements de l'agent de soutènement.

Une seule étape de fracturation a été testée, en perforant différents groupes le long d'un tuyau d'environ 200 pieds de longueur. Chaque groupe de perf avait son propre carénage qui dirigeait le fluide et l'agent de soutènement capturés dans son propre réservoir, afin qu'ils puissent être mesurés.

Les résultats ont été présentés pour deux ensembles différents de clusters : 8 clusters dans une étape avec 6 perfs dans chaque cluster, ou 13 clusters dans une étape avec 3 perfs dans chaque cluster. Les testeurs ont utilisé soit du sable de 40 à 70 mesh, soit du sable de 100 mesh transporté par de l'eau fluide pompée à 90 bpm.

Ces articles SPE rapportent que la fuite d'agent de soutènement à travers les grappes de perf et dans les bacs est inégale :

· Certains articles de soutènement, en particulier les plus grands maillages comme le maillage 40-70, naviguent au-delà des premières perforations du groupe et n'entrent dans la formation que plus loin dans cette étape. Ces particules plus grosses ont plus de quantité de mouvement.

· Les petites particules d'agent de soutènement, telles que les mailles 100, pénètrent plus uniformément dans les perforations du cluster.

· Des conceptions d'accès limité ont été développées en utilisant une seule perforation par groupe au sommet du boîtier.

· Particulièrement pour les plus grands agents de soutènement, les perforations au fond du tubage attirent trop d'agent de soutènement (effet de gravité) et peuvent être agrandies par l'érosion, de sorte que moins d'agent de soutènement atteint les perforations groupées plus loin le long de l'étage de fracturation.

La sortie d'agent de soutènement du boîtier est inégale.

Tous les tests ont révélé des distributions inégales de sortie des agents de soutènement. Le tableau montre le rapport entre le plus grand agent de soutènement sortant d'un groupe : le plus petit agent de soutènement sortant d'un groupe (c. Ces ratios sont une approximation de l'inégalité - un ratio plus élevé signifie une distribution plus inégale, et vice versa.

Les résultats montrent que le soutènement de 40 à 70 mesh (rapports plus élevés) est moins uniformément réparti que le soutènement de 100 mesh (rapports plus faibles) - dans les deux scénarios de cluster.

L'interprétation donnée par les rapports est qu'une plus grande partie de l'agent de soutènement 40-70, étant des grains de sable plus gros et plus lourds, a tendance à être emportée par leur élan au-delà des groupes de performances antérieurs avant de sortir dans les groupes de performances ultérieurs, par rapport à l'agent de soutènement à 100 mailles. .

Ce n'est pas si idéal car l'objectif est d'obtenir une répartition uniforme de l'agent de soutènement sur tous les groupes de perforations en une seule étape de fracturation. Mais maintenant, la grande question de savoir quelle différence cela fait ?

Le défi consiste à optimiser les procédures afin que les distributions de sortie des agents de soutènement soient plus uniformes. D'après les rapports, les résultats des tests ont été intégrés dans un modèle informatique de dynamique des fluides (SPE209178). Cette approche a été intégrée à un programme consultatif sur la fracturation appelé StageCoach.

Pendant ce temps, les rapports indiquent que "le flux non uniforme d'agent de soutènement dans le tubage peut être aussi important que la variabilité de la formation et l'ombrage des contraintes". Regardons plus en profondeur.

Autres sources de variabilité de la production de schiste.

La vraie question est de savoir quelle est l'importance d'une distribution inégale d'agent de soutènement pour la production de pétrole et de gaz de schiste ?

La grande variabilité des puits de pétrole et de gaz de schiste a été documenté. Par exemple, des puits horizontaux dans le schiste Barnett d'une longueur typique de 4000 5000 à 10 600 pieds montrent que les 10 % inférieurs des puits font moins de 3,900 Mcfd tandis que les XNUMX % supérieurs des puits font plus de XNUMX XNUMX Mcfd.

Plusieurs autres facteurs sont connus pour contribuer à la grande variabilité des débits d'huile ou de gaz de schiste.

Si la longueur horizontale du puits et l'orientation du puits sont normalisées pour éliminer leur variabilité, les étapes de fracturation, la taille de l'agent de soutènement et les quantités d'agent de soutènement peuvent être considérées comme des effets de premier ordre. Ces effets de premier ordre ont été priorisés et optimisés dans les zones de schiste plus matures.

Ensuite, il y a les propriétés géologiques telles que les fractures naturelles dans le schiste, les contraintes in situ et la fracturabilité de la roche schisteuse. Ceux-ci sont considérés comme des effets de second ordre car ils sont beaucoup plus difficiles à quantifier. Les efforts pour minimiser ces sources de variabilité comprennent la diagraphie du puits horizontal, l'installation de câbles optiques ou d'instruments soniques ou de géophones microsismiques pour mesurer la propagation des fractures et l'interaction avec la géologie locale le long d'un puits horizontal.

Face à ces sources de variabilité, la distribution de sortie du tubage et l'uniformité de l'agent de soutènement semblent d'une importance comparable à d'autres effets de second ordre tels que la géologie et les changements de contrainte le long d'un puits horizontal. Il n'y a aucun moyen que l'uniformité de sortie du tubage puisse expliquer la variabilité de la production entre 600 Mcfd et 3,900 XNUMX Mcfd comme observé dans le Barnett Shale.

Pour dire cela d'une autre manière, l'essentiel est de faire sortir l'agent de soutènement de la plupart des grappes de perf et dans les fractures créées. Ceci a été réalisé en pompant un très petit agent de soutènement, 100 mesh ou 40-70 mesh (et souvent les deux) et en optimisant la concentration et les quantités d'agent de soutènement pour un jeu de schiste particulier.

C'est 90% de l'objectif qui a été atteint avec un succès remarquable dans la révolution du schiste des 20 dernières années. Il est donc difficile de voir à partir des nouveaux tests de surface qu'une variabilité mineure des sorties d'agent de soutènement d'un groupe de perforations à un autre pourrait avoir un effet de premier ordre sur la production de pétrole ou de gaz.

Mais peut-être que les résultats d'autres tests, différents tests, dans ce projet révéleront des effets plus significatifs sur la production de schiste.