Fracturation hydraulique

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Introduction : La rupture hydraulique a été, et demeurera, un des outils primaires de technologie pour améliorer bien la productivité des puits en créant artificiellement un drain de conductivité très élevé par rapport à celle du réservoir, ceci de part et d’autre part du puits jusqu’à une certaine distance de celui-ci. Sa spécificité fait, que malgré récents développements, son emploi est assez variable selon les gisements d’hydrocarbures. Dans son application la plus courante, on admet qu’une multiplication par trois de l’index de productivité est un résultat très correct. La fracturation hydraulique à HMD est considérée comme une option pour la réactivation des puits. Actuellement le champ de HMD compte plus de 304 puits fracturés.

1. Principe et application de la fracturation hydraulique : III .1.1. Principe : La fracturation hydraulique consiste à injecter, à un débit approprié, un fluide plus ou moins visqueux, de manière à créer au droit de la formation productrice une pression croissant à mesuré que l’injection se poursuit. Dans ce type de traitement il est donc claire que, nous n’aurons pas de limitation de pression à respecter par rapport au réservoir puisque le but est précisément de le fracturer .Par contre nous verrons que des limitations concernent surtout les équipements utilisés compte tenu des débits élevés nécessaires, des fluides injecter, de leur volume, de la pression de fracturation des couches, etc. Le principe d’action peut être décomposé en plusieurs étapes successives :  Rupture de la roche réservoir (initialisation de la fracture) : En pompant dans le puits un fluide à un débit supérieur à ce qui peut être filtré dans la formation, on monte en pression dans le puits. On génère ainsi des contraintes de traction qui vont initier une fracture de la roche perpendiculairement à la contrainte horizontale minimale en place.  Développement de la fracture : En continuant à pomper, la fracture s’étend de plus en plus tant que le débit de pompage est supérieur au débit de filtration à travers les faces de la fracture.

http://www.petr-oil.com/  Maintien l’ouverture de la fracture : Il faut distinguer deux cas : - dans les formations carbonatées, on utilise un fluide de fracturation contenant de l’acide chlorhydrique assez concentré ; cet acide ronge irrégulièrement les parois de la fracture ce qui laisse des canaux résiduels de très haute perméabilité lorsque la fracture se referme suite à l’arrêt du pompage ; c’est ce que l’on appelle la fracturation acide (acide-frac) ; - dans les formations gréseuse, des agents de soutènements présentant une très bonne perméabilité (sable, bille de verre …..) sont mélangés au fluide de fracturation et sont entrainés dans la fracture par ce fluide ; ils empêchent la fracture de se refermer quand on arrête le pompage en fin de traitement ; les agents de soutènement ne doivent commencer à être pompés que lorsque la fracture atteint des dimensions géométriques suffisantes pour les laisser passer.  Fermeture du puits : Cela permet à l’excédent de pression de se résorber par filtration du fluide de fracturation à travers les parois de la fracture .Elle est essentielle pour les fracturations avec agent de soutènement de manière à permettre que ceux –ci soient bloqué en place avant que le puits ne soit dégorgé.  Dégorgement et mise en production du puits : Il faut évacuer au mieux non seulement le fluide de traitement contenu dans la fracture résiduelle mais aussi encore le fluide qui a filtré dans la formation. 1.2. Application : Le processus de la fracturation hydraulique est appliqué essentiellement: Dans la majorité des formations de perméabilité naturellement médiocre, comme l’ordre de 10mD pour l’huile et 1mD pour le gaz. Ces valeurs sont à moduler en fonction d’autres paramètres, comme la viscosité de l’huile par exemple. Dans des cas extrêmes, des réservoirs très médiocres peuvent être concernés 10mD et moins, la fracturation sera alors très profond, c’est adire plusieurs centaines de mètres de part et d’autre du puits pour drainer valablement ce qui ne peut être que de gaz à ce niveau de perméabilité, c’est ce que l’on appelle : massive frac

http://www.petr-oil.com/ Dans certains cas, ça peut être la traversée d’un endommagement du type blocage complet autour d’un puits dans une couche pourtant assez perméable mais que le traitement conventionnel n’arrive pas à résorber c’est le skin by pass. Dans quelques cas spécifiques, la fracturation hydraulique peut permettre une productivité valable dans des réservoirs qui réagissent mal à une acidification matricielle, à cause des argiles dispersées ou de structure mais qui sont cependant perméables. Le plus souvent la fracturation hydraulique d’un réservoir se traduit par l’ouverture d’une fracture existante (cas d’un réservoir naturellement fissuré) et très rarement par l’initiation d’une nouvelle fracture (réservoir compact).

2. Géométrie des fractures : Il est possible d’obtenir selon l’état des contraintes effectives, des fractures horizontales, essentiellement à faible profondeur (500m) ou plus profondément dans des cas très spécifiques (dôme de sel) .Ces fractures ayant une symétrie de révolution par rapport aux puits, et des fractures verticales à grande profondeur (500m) qui sont en réalité asymétrie par rapport aux puits. Par conséquence, la contrainte verticale peut être évaluée si la fracture est horizontale, la plus petite contrainte horizontale est déterminée si la fracture est verticale et la plus grande contrainte horizontale demeure toujours indéterminée. Le rendement d’une opération de fracturation est en fait fonction des trois dimensions de la fracture soutenue : -La longueur ou l’extension Xf : qui représente la distance entre le puits et le point situé au bout de la fracture. -La hauteur hf: C’est la distance suivant la verticale entre les deux points associés à une épaisseur nulle. -L’épaisseur Wf : C’est l’écartement entre les deux faces verticales de la fracture. Celles-ci dépendent elles- mêmes de divers paramètres dont certains sont imposé, comme les caractéristiques du réservoir (K, E,), et d’autres sont libres comme Q, v,  , c (du fluide de frac) et la complétion du puits.

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Figure. III-1 : Géométrie de la fracture10 2.1. Modèles de propagation de la fracture : Ce domaine est très spécialisé .Des modèles bi et très dimensionnels, numériques et analytiques, sont actuellement proposés à partir d’hypothèses simplificatrice en vue de donner des ordres de grandeur appréciables et proches de la réalité.  Modèle de Greetsma-deKlerk « GDK » : Ce modèle propose que la fracture se propage sous une forme rectangulaire suivant une direction

perpendiculaire

à

la

contrainte

horizontale minimale, il est très utile lorsque les contraintes des barrières naturelles sur la zone perméable sont très grandes et la formation présente un décroissement de la pression durant le pompage. Ces auteurs supposent aussi que la fissure possède la même épaisseur en n’import quelle distance du puits indépendamment de sa position verticale, et elle a une hauteur fixe.

Figure. ІІІ-2: Représentation de propagation de la fracture suivant le modèle GDK19.

http://www.petr-oil.com/  Modèle de Perkins et Kern « PKN » : Perkins et Kern suppose comme pour le cas du modèle « GDK » que la fracture a une hauteur fixe et se propage dans la direction normale à la contrainte horizontale minimale, il est très utile lorsque les contraintes des barrières sur la zone perméable sont grandes et la pression présente un accroissement pendant le pompage. Le plan de référence pour ce modèle est vertical et l’épaisseur de la fracture varie selon ce plan (suivant la hauteur de la fracture) qui est perpendiculaire à la direction de propagation. Dans ce cas la section est supposée elliptique.

Figure. ІІІ-3 : Représentation de propagation de la fracture suivant le modèle PKN19.

 Modèle radiale : Il est utilisé lorsque la zone perméable est petite et présente seulement des faibles intercalations des barrières. Dans ce cas une faible hauteur de formation est perforée, ainsi la fracture est assumée de s’initialiser d’un point et se développé radialement. La méthode de calcule est basée sur les hypothèses suivantes : La hauteur de la fracture varie suivant la longueur ; La section verticale est supposée elliptique ; La fracture se développe radialement.

Figure. ІІІ-4 : Représentation de propagation de la fracture suivant le modèle Radial9.

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3.Pression de fracturation : La connaissance de la pression de fracturation revêt une importance particulière .Dans le domaine de modélisation, elle est la valeur de référence, aisément mesurable au demeurant. Dans le domaine pratique, elle est essentielle pour ce que touche à la réalisation de l’opération, en particulier, la puissance hydraulique à mobiliser ainsi que les équipements de fond et de surface à prévoir. Cette valeur de pression peut être évaluée de différentes façons ; 

Par le calcule, surtout pour les cas des fractures verticales, si l’on connait plusieurs valeurs caractéristiques de la formation comme Rt, Rc,  et certaines contraintes de fond.



Grâce à une bonne connaissance préalable du gradient de fracturation « GF », sachant qu’à la profondeur « H » considérée, la pression de fracturation est donnée par la formule suivante :



PF =GF

H

Par une fracturation réalisée en injectant un volume réduit, dite mini – frac.

Nous citons dans ce qui suit les différentes testes de fracturation réalisée avant le traitement final : 3.1. Le test d’injectivité (shadow frac): Le test Consiste à injecter un fluide comme l’eau traité, saumure ou brute en régime de fracturation pour :  Vérifier si la formation absorbe le fluide.  Déterminer le gradient de fracturation. Le test d’injectivité se fait avec un fluide considéré non filtrant de façon à ne pas modifier la pression des pores. 3.2. Les essais minifrac : L’essais le plus important sur l’endroit à fracturer avant le traitement final ou principal est connu sous le nom de « minifrac » ou appelé aussi « essais d’étalonnage de la fracturation ». Il existe trois types de test minifrac qui peuvent nous fournir un tas d’information d’une grande importance telles que : la pression de fracturation, la pression de fermeture de la fracture, la pression nette, les frottements au niveau des perforations et aux abords du puits, le coefficient de filtration et l’efficacité du fluide de fracturation. Ces informations obtenues à partir de la création d’une fracture non soutenue pendant une durée de temps suffisant, nous

http://www.petr-oil.com/ permettent d’établir le programme de traitement final de fracturation. La courbe obtenue à partir d’un test de minifrac marque la variation de la pression en fonction du temps, l’allure indiquée sur le graphe ci-après.

Figure .III-5 : L’évolution de la pression de fond au cours d’une fracturation [20] En analysant correctement cette courbe, on remarque qu’il est encore plus simple d’estimer :  Une pression d’initiation de la fracture (breakdown Pressure) qui correspond à une valeur maximale compte tenu qu’il faut vaincre la contrainte supplémentaire due à la perturbation du champ des lignes de force crée par le puits qui a été foré.  Une pression de propagation enregistrée pendant quelque minutes, elle oscille toujours légèrement en plus ou en moins .En fait, toutes choses égales, une légère augmentation en cours de pompage est le résultat des pertes de charge résultant de l’injection de fluide à une distance de plus en plus loin dans la fracture.  La pression instantanée d’arrêt de pompage (instantaneous shut in pressure), la différence entre la pression de propagation et la pression d’arrêt de pompage donne la valeur totale des pertes de charge.  Une pression de fermeture de la fracture (closure pressure), qui représente approximativement la valeur de la contrainte horizontale minimale in –situ. La réalisation de l’essai min-frac se fait par étape :

http://www.petr-oil.com/ a) Step Rate Test (SRT): Ce test est mené uniquement pour estimer la pression de propagation de la fracture, il est réalisé généralement avec un fluide de base (eau traitée) pour les formations de faible perméabilité et de fluide polymère pour le cas des formations de forte perméabilité. Ce test consiste à injecter le fluide de fracturation à faible débit, puis l’augmenter progressivement, ces débits sont maintenus à chaque étape pendant un temps suffisant jusqu’à la stabilisation de la pression (environs 5 à 10min) comme est montré sur la figure. III-6 .Tout cela doit être accompagné d’un enregistrement continu de la pression en fonction de débit.

Figure. III-6: Step Rate Test.

Au début, l’écoulement est de type radiale dans la matrice puis avec l’augmentation de la pression la fracture sera amorcée et on aura un écoulement dans la fracture, c’est ce qui explique le changement brusque de la pente, donc le point de changement de la pente correspond la pression de propagation de la fracture et de même le débit de fracturation maximale de la formation.

http://www.petr-oil.com/ b) Pump In Flow back test (PIFB): La méthode la plus fiable pour la détermination de la pression de fermeture (Pc) est la combinaison du Step Rate Test et le Flow Back Test. Ce test vient directement après le Step Rate Test, nécessitant l’utilisation du même fluide que celui du test précédent, il consiste à continuer, comme première étape, l’injection avec le débit du dernier accroissement du Step Rate Test et le maintenir pendant un temps suffisant jusqu’à avoir injecté un volume compris entre 50 à 150 bbl, puis à fermer le puits. La deuxième étape constitue l’étape essentielle du flow Back Test qui consiste à ouvrir le by-pass et à laisser le retour du fluide injecté dans le puits initialement (purger) pendant une période bien déterminée ,cela se fait à un faible et constant débit environs 1/6 à ⁄ du dernier débit d’injection . Le PIFB est très efficace dans les formations à faible perméabilité dans lesquels la filtration est relativement faible.

Figure. III-7: Pump in flow back test. La restriction au voisinage du puits doit forcer la pression de fond à être inférieur à la pression de fermeture pendant le flow back, si ce dernier ne continue pas longtemps au-delà du point d’inflexion, la stabilité de la pression répondue peut fournir une meilleure estimation de la pression de fermeture. (Voir Figure. III-7)

http://www.petr-oil.com/ c) Shut in test : Ce test consiste à créer une mini-fracture dans la formation avec le même fluide que celui proposé pour le traitement principale. En premier lieu, le fluide est injecté dans la formation avec le débit du traitement principale proposé et le maintenir jusqu’à pomper 10 à 15% du volume totale pour le traitement final, puis on arrête le pompage et on ferme le puits pour entrer dans la seconde phase qui est le Fall-Off (shute de pression). L’enregistrement de la pression doit se faire dans les deux phases en vue d’obtenir, après l’analyse de la courbe, les informations suivantes :  L’efficacité du fluide ;  La filtration du fluide ;  La géométrie de la fracture (largeur et longueur) ;  La pression de la fermeture Pc qui est obtenue à partir d’un plot de pression en fonction de la racine carrée du temps. Le point d’inflexion de la courbe correspond à la pression de fermeture de la fracture.

Figure. III-8 : La pression de fermeture à base de shut –in teste.

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4. Fluides de fracturation : Les rôles de base d’un fluide de fracturation sont : 

Initiation et développement de la fracture ;



Transport des agents de soutènement dans toute celle-ci.

Cela implique respectivement que le fluide doit avoir des qualités requises qui sont les suivantes : 

Une filtration aussi basse que possible tout ce qui filtre étant perdu pour la fracture ;



Une viscosité suffisamment élevée, ce paramètre favorisant une grande largeur « w » et une extension importante, assure un bon transport et placement des agents de soutènements ;



Etre propre en tant que fluide de base (bonne compatibilité avec les fluides de formation, faible teneur en produits solides insolubles) ;



Bonne compatibilité avec la roche et création d’un minimum de produits insolubles en cas d’une réaction imprévue avec la formation ou fluide contenu ;



Doit être facilement pomper (faible perte de charge) ;



Doit facilité le dégorgement ;



Ne pas être dangereux ;



Ne pas polluant ;



Etre économiquement que possible ;

On indique que ce fluide n’existe pas d’emblée. Un compromis est toujours nécessaire à ce niveau. Selon les cas, tel ou tel facteur sera prépondérant, la compatibilité restant en tout état de cause un élément indispensable, On distingue : Le fluide de base le plus classique est l’eau, ce type de fluide possède plusieurs avantages (faible filtration, bon transport du soutènement, puissance minimum requise pour le pompage, sécurité d’emploi, efficace avec un large champ d’application, pas de pollution, cout relativement faible). Sa viscosité est augmentée grâce à un additif à faible concentration qui permet sa gélification (avec la majorité des fluides). Celle-ci peut être « linéaire », c’est –àdire constituée de longues chaines les unes aux cotés des autres mais sans liaisons entre elles (100 à 300cp). L’ajout d’un agent réticulant fait passer du mode linéaire à une structure semi-rigide tridimensionnelle ; dite réticulée, où les liaisons entre les molécules sont très fortes, ce qui permet une parfaite maitrise de la sédimentation du soutènement et un contrôle accrue de la

http://www.petr-oil.com/ filtration. Un des premiers polymères utilisés pour viscosifie l’eau était la gomme de guar qui est un polymère à longue chaîne et à poids moléculaire élevé, composé de mannose et des sucres de galactose. Les fluides à base d’huile ont vu leur usage diminuer compte tenu de leurs inconvénients (problème de sécurité, mise en œuvre plus délicate, cout élevé, possibilité de pollution), leur compatibilité d’une façon générale reste leur atout principal. De façon plus analogue aux fluides à base d’eau, on peut utiliser ici un brut simple non gélifié, par exemple, le brut de gisement, auquel on ajoute un réducteur du filtrat. Mais dans la plupart des cas la grande majorité, les gels sont employés. Les émulsions à base d’eau et d’huile sont aussi utilisées, celles à base d’acide existent également. Les émulsions du type eau dans l’huile ont laissé la place aux émulsions huile dans l’eau dont les caractéristiques s’avèrent bien meilleures, ces fluides sont recommandés pour les traitements très importants à forte pénétration ; la fabrication en continu est possible. les mousses aussi utilisées en fracturation hydraulique en faisant appel à un mélange de liquide et d’azote ou de gaz carbonique, celles-ci sont généralement recommandées pour les réservoirs à faible ou moyenne profondeur et de préférence à gaz. III .4.1. Filtration et efficacité : a. Filtration de fluide : Pendant le traitement, une certaine quantité de fluide de fracturation filtre dans la formation et ne contribue pas à l’extension de la fracture. La filtration est influencée par trois facteurs : la compressibilité de fluide de gisement, viscosité du fluide de fracturation, et les additifs : La vitesse de filtration sous une P constant obéit à la loi :

V (t )  Où : v(t) : Vitesse de filtration ; t0 : Instant du début de la filtration ; tt0 : Durée de filtration ; c : Coefficient de filtration ;

c t  t0

http://www.petr-oil.com/ b. Contrôle de filtration : Plus la roche est perméable, plus la filtration est importante et par conséquent l’efficacité diminuer. Cependant le contrôle de filtration est nécessaire surtout dans le cas où la formation contient des fissures susceptibles d’augmenter la perte de fluide de fracturation, préjudiciable au développement de fracture, donc à la réussit de l’opération en générale. Le test de minifrac permet d’estimer le coefficient de filtration, pour cela, une quantité très important de fluide sans propant est injectée à une pression supérieure à celle de la fracturation. Dans un réservoir naturellement fracturé, le contrôle de la filtration est très difficile, car les ouvertures à fermer sont plus larges, on utilise des produits des tailles de 2 à 150m, leur efficacité est limitée par la perméabilité du cake résultant, alors une bonne diversion, on injecte un bouchon de ces produits qui vont former une couche devant la zone de très grande perméabilité suivit d’un colmatant de la matrice qui réduit la perméabilité du cake. c. L’efficacité : L’efficacité définit comme étant le volume de la fracture divisé par le volume totale pompé. Elle dépend de débit, de la viscosité du fluide de fracturation, des caractéristiques de la roche. Plus le débit est augmente, plus le temps de pompage et la filtration totale sont diminués, la longueur augmente et par conséquent l’efficacité augmente. Et plus le fluide de fracturation est visqueux, plus les pertes de charge dans la fracture sont élevées alors la pression augmente, la filtration diminue et l’efficacité augmente. III .4.2. Les additifs pour les fluides de fracturation : De nombreux additifs sont souvent employer pour l’opération de la fracturation hydraulique. Le choix de leur concentration et de leur nature se fait avec soin en fonction des conditions de gisement et les conditions opératoires. On’ y trouve : Les agents gélifiants : qui permettent d’augmenter la viscosité de fluide de base et de réduire sa filtration ainsi que son coefficient de friction ; ce sont généralement des solubles dans le fluide de base ; mais dans le cas ou le gélifiant utilisé présente une faible vitesse d’hydratation ou quand le puits est à faible profondeur le gel doit être prépare en avance pour permettre son hydratation avant qu’il arrive au niveau du réservoir ; autrement il est possible de préparer en continu.

http://www.petr-oil.com/ Réticulant : développent de très fortes liaisons entre les molécules d’un gel linéaire (Ti, Zr, Al, H3Bo3). Activateur : permet d’accélérer la réticulation par modification du Ph. Briseurs de gel : utilisés en vu de dégorgement des puits en fin d’opération. Ils sont incorporés au gel dés le départ et leur concentration dépend de la duré de vie souhaitée pour le gel et de la température de fond (K, Na, S2O82). Réducteurs de friction : destinés à réduire les pertes de charge dues au pompage à débit élevé dans les tubulaires. On trouve les polymères à faible concentration pour les fluides de base d’eau, et des additifs liquides pour les fluides à base d’huile. Réducteurs de filtrat : destinés à diminuer la filtration du fluide à travers les faces de la fracture et, par voie de conséquence, à augmenter d’autant les dimensions géométriques de celle-ci. Les réducteurs de filtrat étant en fait des produits colmatant généralement insolubles, il importe que les concentrations recommandées ne soient pas dépassées. Malgré leur utilisation, les réducteurs de filtrat ne garantissent pas une absence totale de filtration à travers les faces de la fracture, loin de là. On estime que la moitie du fluide est susceptible de filtrer et que jusqu’à 80%du volume totale peut être ainsi « perdu » dans la formation dans certains cas. Les agents de diversion : en particulier quand on va réaliser une fracturation multiple. Les agents tensioactifs : faciliter le reflux de fluide de fracturation hors la formation après traitement. Bactéricides : Destinés à traiter certaines eaux saumâtres que l’on peut rencontrer et qui ne doivent pas être utilisées telles quelles. Les bactéricides ont pour but de détruire tout composant organique qui pourrait par la suite modifier les propriétés du gel ou engendrer un développement bactérien dans la formation. Autres additifs : En fonction des cas rencontrés, il sera au besoin nécessaire d’utilisées les additifs suivants : anti-moussants, séquestrant, inhibiteurs de corrosion, stabilisateurs de viscosité à haute température, etc.

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5. Agents de soutènements : Casser la roche ne suffit pas, il faut maintenir la fractures ouverte après l’opération, et ce de plus longtemps possible pour les raisons économiques. On notera d’abord que la perméabilité de fracture, touts choses égales, doit être considérée par rapport à celle de la couche et non en elle- même, dans l’absolu. Ceci veut dire qu’une fracture très perméable n’est pas toujours nécessaire pour drainer une couche qui l’est très peu. D’autres facteurs rentrent également en compte. Et c’est un point capital, la conductivité de fracture doit rester suffisante de façon permanente en conditions d’exploitation des puits (température, contraintes, effluents). Ce qui a été dit plus haut impose au soutènement : 

de posséder un certain nombre de qualités propres ;



de pouvoir être transporté convenablement car seules les parties soutenues participent à la conductivité de fracture.

Ces deux impératifs peuvent être en contradiction l’un par rapport à l’autre et un compromis doit là aussi recherché. Le cas le plus fréquent est celui qui oppose les propriétés mécaniques et la densité des produits disponible, le transport devenant alors problématique. Les propriétés qu’un soutènement idéal devrait posséder sont les suivantes : 

Granulométrie et forme : -susceptibles de générer une bonne conductivité ; -compatible avec la largeur de fracture ;



Non incrustation dans les faces de fracture ;



Résistance mécanique aux contraintes in – situ en exploitation (déformation plastique, rupture) ;



Résistance chimique en conditions de fond avec le temps (température, dissolution par les effluents, vieillissement) ;



Densité compatible avec un transport optimum (sédimentation) ;



Non détérioration des installations lors du pompage.

5.1. Principaux agents de soutènements : De nombreux matériaux ont été essayés sur champs, pour mémoriser citons: la grenaille d’aluminium, les coquilles de noix, les billes de verre, des polymères type rilsan, des billes d’acier. Pour des raisons diverses (densité, fluage, tenue médiocre en température, dissolution, colmatage après casse), ils ont été plus ou moins rapidement abandonnés.

http://www.petr-oil.com/ Le compromis nécessaire entre les propriétés idéales et l’aspect pratique a conduit à retenir essentiellement les deux catégories suivantes : A. Le sable: Matériau de type élasto-fragile très populaire, aillant un bon rapport qualité/prix à une densité 2,65 g/cm3. Il est très employé pour des contraintes de fond faible à moyenne n’excédant pas 400 à 500 bars. On distingue : A.1.Le sable d’Ottawa: Il est caractérisé par une haute pureté, ou clarté, un haut degré de fines, une sphéricité, ainsi qu’une solubilité basse dans l'acide. Le sable d’Ottawa est disponible en dimensions de 12 à 70 mesh. A.2.Le sable de Brady : Il est plus sombre que le sable d’Ottawa, ce sable sont polycristallin, le sable de Brady est plus anguleux et contient plus d'impudicité que le sable d’Ottawa, on le trouve en dimensions de 8/12 à 20/40 mesh. B. Les agents intermédiaires: Matériaux de type élasto - plastique, de meilleure résistance aux contraintes (500 à 1000 bar) mais de densité plus élevée que le sable (d= 3.2). Ce sont des bauxites frittées et certaine oxydes de zirconium. Ils représentent une très bonne solution de compromis quand les conditions ne sont pas extrêmes. C’est entre autres le cas de la carbolite qui présente par ailleurs une réponse positive à la diagraphie Gamma Ray. C. Soutènement de haute résistance (bauxites) : Ils sont de même type que les précédents : bauxites et oxydes de zirconium, mais de caractéristique « haute de gamme » avec des contraintes admissibles de 1000bar, la contrepartie en est d’une part une densité important (d=3.7) et d’autre part un cout très élevé. 5.2. Comportement dans le temps : La tenue de soutènement confrontée dans le temps et en conditions d’exploitation fond à un certain nombre de facteurs, est à estimer le mieux possible à défaut de pouvoir la connaitre avec exactitude. On retiendra essentiellement que la perméabilité d’une fracture, toutes choses égales par ailleurs : 

Croit avec la granulométrie du soutènement ;



Décroit avec la contrainte exercée ;

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Décroit avec la température, la modification des propriétés provoquant un tassement plus élevé,



Décroit avec le temps ; la nature de l’eau susceptible d’être produite, et donc de rentrer en contact avec le soutènement.

Il va de soi que plusieurs de ces actions sont conjuguées. Dans la pratique, le choix d’un matériau est parfois fait en privilégiant tel ou tel paramètre qui apparait prédominant. 5.3. Mise en place des soutènements : Il existe deux techniques différentes pour la mise en place des agents de soutènement. L’une dite « méthode des piliers ». Le soutènement est injecté en volumes partiels successifs séparés par des bouchons de fluide de frac. La fracture est prévue de rester ouverte entre les piliers de soutènement lors de l’exploitation. L’autre méthode, dite de « bourrage multicouche », qui consiste en une injection continue de soutènement une fois celle-ci commencée, avec augmentation progressive du diamètre du matériau injecté et de sa concentration.

6. Estimation de l’extension des fractures : L’estimation de l’extension des fractures se fait par plusieurs techniques sont : 6.1.Thermométries et diagraphies de production : a) Thermométries : Les enregistrements thermométriques permettent en générale d’obtenir des indications précises sur l’extension verticale de la fracture aux abords immédiats du puits, il peut être appliqué dans les puits tubés et perforés comme dans les puits en découvert. Les enregistrements doivent être effectué à différentes époques et commencées environ deux heures après la fin du pompage. 1) Dans les puits tubés : il est parfois possible de repérer l’extension verticale de la fracture avec une grande précision à condition que la cimentation soit correcte (pas de cheminement du fluide "channeling" derrière le tubage). 2) Dans les puits en découvert : l’interprétation des résultats est souvent plus difficile et la hauteur de la fracture ne peut être estimée avec la même précision.

http://www.petr-oil.com/ b) Débitmétries : La débitmétrie n’est pas très couramment utilisée pour localiser les fractures induites par la fracturation hydraulique. Toutefois, son emploi après un test d’injectivité permet de compléter les informations données par les enregistrements thermométriques. c) Diamétreur : Le diamétreur est indispensable dans les puits en découvert pour interpréter le débimetre continu. Ainsi de fournir des indications utiles dans les puits tubés, s’il y a rupture, obstruction, éclatement, ….du tubage. 6.2. Traceurs radioactifs : L’utilisation d’un traceur avec soutènement permet de déterminer l’orientation verticale ou horizontale de la fracture et de contrôler son extension verticale, par comparaison avec un enregistrement de référence. 6.3. L’enregistrement de logs soniques : Le log sonique permet d’enregistré l’amplitude de l’onde de cisaillement avant et après la stimulation, cela conduit à déceler par comparaison, la présence d’une fracture induite et son extension lorsqu’elle est verticale.