Comprendre le destin de l’eau de fracturation non récupérée et la source des sels produits afin d’optimiser les activités de fracturation

Promoteur principal : Université de l’Alberta
Lieu : Edmonton (Alberta)
Contribution du écoEIN :  450 000 $
Total du projet :  770 000 $

Contexte du projet

Le déclin des ressources pétrolières et gazières conventionnelles du Canada a poussé l’industrie à se tourner vers la mise en valeur des ressources non conventionnelles, comme les gaz de schistes et le pétrole en réservoirs étanches. La production d’hydrocarbures à partir de ressources non conventionnelles a considérablement augmenté grâce à l’avènement des technologies de fracturation hydraulique. Le processus de fracturation hydraulique consiste à injecter sous haute pression un fluide de fracturation (principalement de l’eau et du sable ou d’autres agents de soutènement) dans un puits de forage afin de créer des fractures dans les formations rocheuses profondes qui permettent au pétrole et au gaz de circuler plus librement. L’eau saline produite (eau de reflux) est renvoyée à la surface après la fracturation hydraulique. Toutefois, les observations sur le terrain montrent qu’aussi peu que 10 % du fluide de fracturation injecté peut être récupéré pendant le reflux. L’imbibition (ou la fuite) de l’eau de fracturation dans la matrice rocheuse peut être le principal mécanisme de perte de l’eau de fracturation. L’imbibition de l’eau dans les roches étanches non conventionnelles est régie non seulement par la capillarité (comme dans les réservoirs de roche conventionnels) mais également par la chimie de l’argile, la capacité d’échange de cations, le potentiel osmotique et les effets d’adsorption. En outre, puisque les pores des roches étanches sont extrêmement petits, d’autres phénomènes de surface comme la force d’attraction de Van der Waals et la force de répulsion entre deux couches peuvent également jouer des rôles importants. La forte salinité de l’eau de reflux peut être attribuée à des mécanismes comme le mélange de l’eau de fracturation avec l’eau de la formation, la diffusion des sels de l’eau des pores dans l’eau de fracturation, la dissolution des minéraux de la roche dans l’eau et les réactions sur place comme l’oxydation des minéraux de la roche. Enfin, on sait peu de choses sur le destin de l’eau de fracturation  non produite, et il faut mieux comprendre les interactions entre la roche et l’eau et les caractéristiques du réseau de fractures. Reconnaissant l’importance de combler ces lacunes dans les connaissances afin d’optimiser les activités de fracturation tout en minimisant les impacts sur l’environnement, l’Université de l’Alberta a proposé le projet « Comprendre le destin de l’eau de fracturation non récupérée et la source des sels produits afin d’optimiser les activités de fracturation ». Le projet a reçu 450 000 $ de l’Initiative écoÉNERGIE sur l’innovation.

Résultats

Version textuelle

Ce schéma résume les étapes de recherche réalisées pour évaluer les activités de fracturation en analysant les données recueillies en laboratoire et sur le terrain. On a analysé l’eau de reflux et les carottes d’échantillons en laboratoire pour déterminer la source des sels de reflux. Les données sur le reflux ont été analysées pour estimer le volume fracturé effectif. L’analyse des données recueillies sur le terrain a permis d’établir des corrélations utiles entre la quantité estimée de fractures et les paramètres de conception des activités de fracturation hydraulique.

Les principales ressources non conventionnelles de gaz de schistes et de pétrole en réservoirs étanches du Canada sont les thèmes de Horn River, de Montney et de Duvernay. On a analysé les données sur la fracturation hydraulique et l’eau de reflux, de même que des échantillons de roche issus de plusieurs puits horizontaux fracturés en plusieurs étapes dans ces trois thèmes, afin de déterminer l’efficacité en matière d’eau de reflux, la volume fracturé effectif ainsi que le type et la concentration des sels produits. Une meilleure compréhension de la source des sels de reflux produits a mené à l’élaboration d’un schéma détaillé permettant de caractériser les fractures par l’analyse des transitoires de concentration des sels de reflux.

Des tests en laboratoire ont été réalisés pour mesurer l’imbibition de l’eau et la diffusion des sels dans trois jeux de carottes issues des puits forés dans les trois thèmes. Les échantillons ont été caractérisés en mesurant les propriétés pétrophysiques comme la minéralogie, la répartition des tailles des pores, la porosité et la perméabilité. Le type, la concentration et le coefficient de diffusion des différents composants salins existant dans les carottes échantillons ont également été déterminés. Les données de terrain ont été analysées afin d’étudier les corrélations entre les propriétés pétrophysiques des roches, les paramètres de fracturation, le réseau de fractures et l’efficacité de la récupération de l’eau.

Une fois combinés, les résultats obtenus en laboratoire et les données recueillies sur le terrain ont révélé la source des sels de reflux et l’importance de la perte d’eau dans la matrice rocheuse après les opérations de fracturation hydraulique. On a déterminé que jusqu’à 30 % de l’eau injectée pendant la facturation hydraulique peut être récupérée à la surface après les opérations de reflux. Le reste de l’eau semble rester piégé dans la matrice rocheuse et le réseau de fractures complexe. Le volume fracturé effectif a été déduit par interpolation des données recueillies en laboratoire et sur le terrain. Les résultats montrent que le volume fracturé effectif est considérablement moins grand que le volume total de fractures créées. On en conclut qu’une partie de l’eau non récupérée est piégée dans les fractures ineffectives qui sont mal reliées au puits de forage en raison d’un phénomène de fermeture des fractures. L’analyse des données recueillies sur le terrain a permis d’établir des corrélations utiles entre la quantité estimée de fractures pour différents puits horizontaux et les paramètres de fracturation.

Avantages pour le Canada

La connaissance des interactions entre la roche et le fluide aidera les exploitants canadiens à améliorer la gestion de l’eau produite. Le nouveau schéma de caractérisation des fractures par l’analyse des transitoires de concentration des sels de reflux peut être appliqué par l’industrie afin d’évaluer les activités de fracturation et d’optimiser les activités futures en réduisant la consommation d’eau douce.

Prochaines étapes

Élaborer un algorithme multidimensionnel guidé par les données qui permettra d’estimer le volume fracturé effectif et ineffectif et aidera à déterminer l’efficacité des activités de fracturation hydraulique. Réaliser des tests en laboratoire dans des conditions de pression et de température élevées.