5.2.1. La fracturation
Une fracturation hydraulique se crée en 2 étapes :
– phase 1 : rupture de la roche (amorce la fracture en dépassant la résistance de la roche), – phase 2 : propagation (dissipation de l’énergie suivant des critères de propagation). Définition de la rupture :
– séparation irréversible du milieu continu,
– la rupture génère une surface de discontinuité pour le champ de déplacement.
Du point de vue cinématique, il existe plusieurs modes de fracturation : le mode I (ouverture) (fi- gure 5.1(a)) et les modes II (figure 5.1(b)) et III (glissement relatif des deux faces) (figure 5.1(c)).
(a) (b) (c)
FIG. 5.1 –Schématisation des trois modes de fracturation. (a) mode I, ouverture ; (b) mode II, glissement dans le plan ; (c) mode II, glissement antiplan.
Dans le cas de la fracture hydraulique, nous nous plaçons dans le mode I. De plus, la fissure se propage dans la roche sans déformation plastique appréciable (rupture fragile).
5.2.2. Application de la fracturation hydraulique
5.2.2.1. Historique
Le procédé de la fracturation hydraulique a été conçu par l’industrie pétrolière. Les observations dans les puits sont à l’origine de cette évolution et concernaient principalement la surveillance de la pression d’injection mesurée au cours de l’injection d’eau, d’acide, de ciment ou d’hydrocarbures. En effet, il avait été observé que la pression d’injection pouvait augmenter d’abord, puis diminuer. Ce phénomène a d’abord été analysé dans le cadre de travaux d’acidification des puits. La première acidification a été réalisée en 1932, et dès 1934 le procédé était déjà très employé. Il était admis que cette évolution de la pression pouvait provenir d’une rupture de la roche sous l’effet de l’injection. L’idée d’une rupture de la formation est clairement exprimée dès 1943 et l’on essaie alors d’analyser cette rupture en dressant une statistique des pressions maximales d’injection établie à partir des pressions dans les puits forés pour le balayage à l’eau des gisements. Les informations sur l’inclinaison de la fracture sont apportées par les opérations de cimentation sous pression. Par carottage, après cimentation, on peut observer des fractures envahies par le ciment. Celles-ci apparaissent systématiquement horizontales ou verticales. La première opération destinée spécifiquement à casser la formation a été réalisée en 1947 et les fluides injectés étaient essentiellement des hydrocarbures. Le développement de la fracturation hydraulique dans sa conception actuelle date du début des années 50.
5.2.2.2. Description du procédé de fracturation
L’objectif de la fracturation hydraulique est de créer par rupture de la roche un drain perméable s’éten- dant de part et d’autre d’un puits. L’opération peut être décomposée en quatre phases :
1. Rupture de la roche par mise en pression d’un fluide dans le puits,
2. Développement de la fracture sous l’effet de la pression exercée par le fluide injecté, 3. Maintien de l’ouverture de la fracture,
4. Rejet du fluide de fracturation (dégorgement) et remise en production du puits.
En pratique, il faut distinguer en fonction de la troisième phase, deux types de fracturation. Dans les formations carbonatées on essaie d’augmenter de façon durable la perméabilité de la fracture en conju- guant rupture et attaque chimique de la roche : dans le procédé dit de fracturation acide, le fluide de fracturation contient de l’acide. Dans les formations gréseuses, on réalise le maintien de l’ouverture de la fracture par transport et dépôt dans celle-ci de grains solides (sable par exemple) qui constituent un « agent de soutènement » de la fracture. Statistiquement, les fracturations du deuxième type sont beaucoup plus fréquentes. Elles nécessitent pour les phases 2 et 3 des fluides spéciaux dont les fonc- tions principales seront de réaliser des fractures de dimension suffisante pour créer un bon drainage de la couche et d’assurer la mise en place de l’agent de soutènement. Les qualités requises pour le fluide constituent un problème difficile. Les volumes injectés au cours de fracturations de type pétrolier vont de quelques m3 à plus de 1000 m3. Les ordres de grandeur habituels se situent entre 20 et 200 m3.
5.2. Etat de l’art sur la fracturation hydraulique
Les débits sont couramment de quelques m3.min−1et atteignent exceptionnellement plusieurs dizaines
de m3.min−1. Compte tenu des pressions nécessaires pour développer les fractures, les puissances de
pompage mises en jeu dépassent généralement 1000 chevaux. Les fractures hydrauliques de puits ont été classées suivant leur géométrie. Les fractures horizontales (à faible profondeur) sont à symétrie de révolution par rapport à l’axe du puits (figure 5.2(a)). A un rayon, on associe une épaisseur. Au rayon maximal correspond une épaisseur nulle. Ces fractures n’ont pas beaucoup été étudiées.
Les fractures verticales (figure 5.2(b)) sont caractérisées par la distance, L entre le puits et le bout de la fracture. En tout point de la fracture, on définit :
– l’épaisseur W (entre les deux faces verticales de la fracture)
– h, la distance suivant la verticale entre deux points associés à une épaisseur nulle.
Puits R w x x y z W H L Puits
FIG. 5.2 –Coupes schématiques d’une fracture hydraulique horizontale (a) et verticale (b)
Il existe trois modèles de géométrie pour caractériser les fractures hydrauliques verticales :
– Radiale (« penny shape ») (figure 5.3). La fracture se propage dans toutes les directions à partir d’un point.
– PKN (modèle de Perkin et Kern développé par la suite par Nordgren) (figure 5.4) déformations planes dans le plan vertical et dans le plan horizontal.
– KGD (ou GdK, modèle de Geerstma et de Klerk) (figure 5.5). La section de la fracture à une forme rectangulaire (glissement des bords de la couche sur les épontes, pas d’effets de bord). La hauteur de la fracture (hf) est constante. La coupe rectangulaire a une largeur qui tend vers 0 quand on s’éloigne
du puits (xf).
Ces deux derniers types de fracture sont utilisés pour des tailles de fractures différentes. Le modèle PKN donne une bonne approximation pour les fractures qui se propagent loin (R grand) mais qui ne sont pas très hautes (hf << R) alors que le modèle KGD donne de bonnes approximations pour les fractures qui
x z
x y Puits
FIG. 5.3 –Modèle de fracture radiale verticale
wx=0 hf R wx=0 FIG. 5.4 –Modèle PKN hf R wx=0 FIG. 5.5 –Modèle KGD