Traitement de surface des agents de soutènement et Simulation de puits pour la mise en valeur du pétrole de réservoirs étanches et du gaz de schiste

Contexte du projet

La production de gaz de schiste et de pétrole de réservoirs étanches a augmenté considérablement en Amérique du Nord en raison de la mise en oeuvre de nouvelles technologies de fracturation hydraulique; cet accroissement de la production a de grandes répercussions au Canada. Par exemple, en Alberta, la production de pétrole léger est en hausse grâce à la présence de zones de réservoirs étanches dans des formations telles que les formations de Cardium et de Viking; elle pourrait s’accroître davantage si les formations de Duvernay et de Montney étaient mises en valeur. En Saskatchewan, la production de pétrole de réservoirs étanches dans la formation de Bakken a été considérable. Cependant, la viabilité environnementale et économique de la fracturation hydraulique a été mise en doute, en particulier en ce qui a trait au taux de récupération, à la baisse du taux de production et aux coûts élevés.

Durant la fracturation hydraulique, un « fluide de fracturation » (composé d’eau, d’agents de soutènement et d’additifs) est déversé dans le puits de forage à un débit élevé et à une pression suffisamment élevée pour provoquer la fracturation de la roche-réservoir.  Les fractures ainsi formées améliorent l’écoulement du pétrole et/ou du gaz vers le puits de forage, et les agents de soutènement (généralement du sable) les maintiennent ouvertes après suppression de la pression hydraulique.  Les technologies Traitement de surface de l’agent de soutènement (Surface Treatment [PST]) et Simulation de puits (SP) sont des techniques de fracturation qui ont la capacité d’accroître l’efficacité de l’extraction du pétrole et/ou du gaz.  À cette fin, Petroleum Technology Alliance Canada (PTAC) a présenté un projet intitulé Proppant Surface Treatment and Well Stimulation for Tight Oil and Shale Gas Development (Traitement de surface des agents de soutènement et Simulation de puits pour la mise en valeur du pétrole de réservoirs étanches et du gaz de schiste) afin d’obtenir un financement de l’Initiative écoÉNERGIE sur l’Innovation qui lui a octroyé 217 k$.

Résultats

Les technologies Traitement de surface de l’agent de soutènement et Simulation de puits sont fondées sur un traitement chimique du sable et de la céramique mis au point par la compagnie 3M Canada.  Ces traitements sont conçus pour modifier la mouillabilité d’une surface afin de la rendre neutre.  Dans le Traitement de surface de l’agent de soutènement, l’agent de soutènement ordinaire (du sable) est remplacé par un sable ayant subi un traitement chimique.  Le Traitement de surface de l’agent de soutènement réduit la tension superficielle sur les particules de sable, ce qui permet aux liquides tels que le pétrole, le condensat et l’eau de s’écouler plus facilement. Dans la Simulation de puits, le puits de forage et les fractures sont traités au moyen de mesures correctives appliquées sur un puits obstrué par des liquides. La Simulation de puits réduit la pression capillaire et augmente la mobilité des liquides, ce qui accroît la perméabilité relative du gaz, du condensat et des liquides ainsi que la production.

En octobre 2015, durant une activité de reconditionnement, un puits foré dans la formation de Cardium en Alberta a subi un prérinçage avec un solvant et traité au moyen de la technologie chimique WS-2300 de 3M.  Puis, il a été remis en production et à la suite d’une période d’ajustement, sa production est devenue stable. Six mois plus tard, la production de gaz du puits pilote est revenue à ce qu’elle était avant l’exécution du reconditionnement et le ratio condensat-gaz a augmenté.  Cette augmentation indique très vraisemblablement que le traitement chimique a fonctionné comme prévu. Il est possible, cependant, que le lavage au solvant ait contribué à cette hausse.

En 2012-2013, une grande société pétrolière et gazière a testé la technologie Traitement de surface de l’agent de soutènement dans trois puits verticaux et un puits horizontal afin de déterminer si cette nouvelle technologie améliorerait la production au fils du temps. Les données de production recueillies pendant trois ans sur ces puits ont permis d’analyser l’efficacité de cette technologie en utilisant les méthodes d’ingénierie des réservoirs de pointe.  L’analyse du transitoire des taux (Rate Transient Analysis [RTA]) et l’analyse du transitoire de pression (Pressure Transient Analysis [PTA]) ont été effectuées afin de déterminer si les prévisions concernant la production indiqueraient que les récupérations finales prévues sont meilleures dans les puits traités que non traités.  Les résultats ont révélé une productivité plus élevée des condensats. Cependant, des difficultés opérationnelles non liées à la technologie semblent avoir eu lieu dans les puits verticaux.  Dans certains cas, elles ont neutralisé les avantages de la technologie.

Avantages pour Canada

Le projet a mis en évidence que les compagnies et les opérateurs de services présents dans l’Ouest canadien pouvaient mettre en œuvre les technologies Simulation du puits et Traitement de surface de l’agent de soutènement, et que la production plus élevée de condensats aurait des effets bénéfiques sur les activités futures.

Étapes suivantes

Les essais analysés durant le projet continueront de faire l’objet d’un suivi. La durabilité du traitement chimique devra être validée afin d’établir clairement l’importance des augmentations de production des condensats. En outre, tous les aspects de la méthode de mise en œuvre devront être passés en revue, et les améliorations possibles de l’efficacité et les réductions de coûts devront être déterminées.