Puits de forage scellés et « percée » improbable derrière des diagnostics de fracture bon marché et précis

Il y a un peu plus de 2 ans, au milieu des terres agricoles plates du centre de l'Oklahoma, Devon Energy a envoyé une suite de technologies de mesure en fond de trou pour étudier comment les fractures hydrauliques se déplacent entre les puits pendant le traitement de stimulation. L'opération dans le jeu de pétrole étanche STACK était ce que l'industrie appelle un "projet scientifique".

Une fois le travail sur le terrain terminé, et au fur et à mesure que les ingénieurs travaillaient sur les données, ils s'attendaient à découvrir de nouveaux apprentissages. Ce à quoi ils ne s'attendaient pas, c'était de se retrouver sur la bonne voie pour inventer une nouvelle façon de mesurer la taille des fractures, la vitesse de leur croissance et l'énergie qu'il a fallu pour les former. Connaître ces paramètres invite à utiliser la méthode scientifique pour contrôler la croissance des fractures pour une productivité optimale.

L'objectif du projet de surveillance était de marier les données des câbles à fibres optiques permanents avec les données acquises par les manomètres de fond de puits de deux puits sur la même unité de développement. Chacun des puits de surveillance était équipé d'une fibre qui courait le long de la canalisation latérale. À différents points, des manomètres étaient portés à l'extérieur du boîtier avec des manomètres qui étaient portés à l'intérieur. Tous étaient câblés jusqu'à la surface.

Les ingénieurs du producteur de schiste basé à Oklahoma City attendaient avec impatience le projet car c'était l'une des premières fois qu'ils utiliseraient la fibre optique pour mesurer la contrainte entre les puits. Un diagnostic nouvellement établi à part entière, les données de déformation de puits croisés sont devenues populaires parmi les opérateurs qui peuvent se le permettre, car elles fournissent des images claires des fractures hydrauliques lorsqu'elles entrent en contact avec des puits de forage décalés.

L'équipe d'ingénieurs voulait savoir si les données des jauges à port externe, qui touchaient la roche afin de "sentir" les accumulations de pression, pouvaient être liées aux données de la fibre. Pendant ce temps, les jauges internes étaient là pour détecter toute interférence de production entre les puits après la complétion.

Ce qui a redéfini le projet, c'est que l'opérateur, agissant sur les conseils de son fournisseur de fibre optique, n'a pas percé les deux puits de contrôle. Cela a été fait pour empêcher les fluides de réservoir et de stimulation de s'écouler dans le boîtier, ce qui aurait pu altérer la température de la fibre, et par la suite, la qualité des précieuses données de déformation.

Cette recommandation a fait la différence. Il a effectivement transformé des milliers de pieds de tuyaux en acier en un proxy à faible coût pour les levés microsismiques à fort coût et les installations de fibre optique. Devon qualifie cette découverte de "percée" pour l'ingénierie du sous-sol.

La personne qui en a vu les premiers indices était Wolfgang Deeg, qui était à l'époque conseiller en finition chez Devon et qui est maintenant consultant indépendant. Le rôle de Deeg dans le projet était d'analyser les données sur les fibres, mais il a également décidé d'examiner les données recueillies à partir de ces manomètres internes. Il était perplexe. Dans l'ensemble de données, il y avait de petits changements de pression, mais clairement identifiables.

"La première chose que je me suis demandé était:" Est-ce que ça a du sens? ", Se souvient Deeg. "J'ai fini par calculer quelles devaient être les augmentations de pression requises à l'extérieur du boîtier, et elles étaient cohérentes avec les chiffres que nous voyions. C'était encourageant."

Cependant, le mystère n'était pas encore résolu. Pour d'autres membres de l'équipe, les données de pression imprévues sont restées "plus une discussion intéressante qu'elle n'était significative - nous ne savions pas ce que cela signifiait", a déclaré Kyle Haustveit, ingénieur principal des finitions chez Devon.

Mais ensuite, Haustveit a commencé à comparer les données de déformation et de pression des puits croisés des étapes de fracture correspondantes, en les alignant en fonction de leurs horodatages. "J'en ai fait environ cinq ou six et j'ai vu une relation incroyable", a-t-il dit, soulignant que c'était "ce qui a déclenché notre moment ah-ha".

Un technicien en ingénierie a repris le processus pour environ 200 étapes de fracture supplémentaires et a compilé tous les visuels dans un seul jeu de diapositives. "Nous nous sommes ensuite assis en groupe, l'avons mis en mode présentation et cliqué sur chaque étape", a déclaré Haustveit. "Vous venez de le voir encore et encore - le front de tension est arrivé juste à l'inflexion de la pression."

Le produit de cette révélation a depuis reçu un nom : surveillance de la pression des puits de forage scellés (SWPM).

Devon l'utilise pour déterminer la quantité d'eau et d'agent de soutènement qu'il peut presser entre les puits avant que les fractures nouvellement créées ne touchent réellement un puits décalé. Il s'agit d'une définition vague de ce que le secteur du schiste appelle le "bon dimensionnement".

Pour simplifier le concept SWPM, Haustveit l'a comparé à serrer une extrémité d'un long ballon. Au fur et à mesure que la forme du ballon se déforme, toute la colonne d'air à l'intérieur est comprimée vers l'autre extrémité.

Reprenant l'analogie avec un puits de forage scellé, qui dans ce cas est rempli d'eau, il a déclaré : "Nous commençons à pomper le puits de traitement, la fracture s'étend, nous appliquons une force au puits de surveillance - en déformant légèrement le tubage - et nous voyons très bien cette inflexion de pression". Haustveit a partagé ces détails lors de la présentation d'un article technique (SPE 199731) qu'il a co-écrit avec plus d'une douzaine d'autres ingénieurs du Devon lors de la récente Conférence sur la technologie de fracturation hydraulique (HFTC) à The Woodlands, Texas.

L'un des principaux points à retenir qu'il a souligné lors de la conférence est que le diagnostic nouvellement apparu génère "des réponses de pression très cohérentes et propres" qui peuvent être vues en temps réel et ne sont pas biaisées par l'endroit où l'interaction de la fracture s'est produite. Ce dernier avantage se distingue des techniques de surveillance de la pression des puits décalés qui reposent sur des puits de forage en production ou déjà perforés.

La connectivité des réseaux de fractures existants et la fluidité du tissu rocheux signifient que les applications les plus courantes de surveillance de la pression acquièrent un ensemble de données plus bruyant qui dépasse souvent des centaines ou des milliers de psi à différentes étapes du traitement, masquant potentiellement le véritable moment d'une pointe de fracture passant physiquement sur un moniteur. "Cela peut être formidable. Cela peut être difficile. Cela peut parfois être presque impossible", a déclaré Haustveit à propos de la surveillance de la pression des puits de forage non scellés.

De la même manière, les jauges externes utilisées dans le pilote initial se sont également avérées trop sensibles, enregistrant des inflexions de pression presque instantanées aux premiers points du travail. Cela s'est produit même lorsqu'une fracture croissante n'était pas alignée avec la jauge du moniteur. On pense que les réseaux de fractures préexistants qui transfèrent rapidement une nouvelle énergie de fracturation jouent ici un rôle important.

En revanche, les changements de pression observés à partir des manomètres internes étaient infimes, n'enregistrant qu'une amplitude comprise entre 0,5 psi et 1,0 psi. Petit, mais sans ambiguïté. Ces sorties simples, presque binaires, sont tout ce dont un ingénieur a besoin pour confirmer qu'une fracture a bien traversé le moniteur.

Et sur la base de l'historique d'un opérateur dans un champ et de ce qu'il sait grâce à l'utilisation d'autres diagnostics tels que la microsismique, on peut généralement supposer que les fractures dans la même zone suivent le même azimut. Cela donne à l'opérateur une certaine connaissance spatiale de l'origine réelle des réponses.

Le concept est également sur le point d'inverser les connotations négatives associées aux fractures qui ont un impact sur d'autres puits, connues dans l'industrie généralement sous le nom de frac hits, ou de plus en plus, d'interactions induites par les fractures. Au lieu de cela, il montre que l'interférence de fracture peut être convertie en une boîte à outils précieuse et flexible. La mine de réponses à trouver dans les nouvelles données comprend des mesures - par exemple, les demi-longueurs, les hauteurs et l'efficacité des grappes de fractures (c'est-à-dire la distribution des fluides) - qui ont jusqu'à présent été trop difficiles ou coûteuses à obtenir pour les producteurs de schiste pour chaque puits.

Devon a largement dépassé le stade de la validation. SWPM est utilisé sur la plupart de ses opérations de puits intercalaires. Alors que le pilote utilisait des jauges de fond de puits, en s'assurant que le tubage est rempli d'eau jusqu'à la tête de puits, l'opérateur est passé à l'utilisation de jauges de surface encore moins chères pour enregistrer les réponses.

Et bien que SWPM soit nouveau pour la plupart des acteurs de l'industrie, Devon partage des détails lors d'ateliers de l'industrie et avec des pairs depuis plusieurs mois. Pour accroître sa confiance, l'opérateur s'est associé l'an dernier à quatre autres producteurs de schiste qui ont pu valider la méthodologie par rapport à d'autres diagnostics.

Ensemble, les cinq producteurs ont utilisé avec succès la méthode pour surveiller plus de 2 000 stades de fracture dans huit zones de schiste différentes : Midland Basin, Delaware Basin, Eagle Ford Shale, STACK, Powder River Basin, Marcellus Shale et Utica Shale.

La méthode est en instance de brevet, un facteur susceptible de retarder le taux d'adoption de la SWPM, du moins à court terme. Devon a signalé son intention de concéder une licence d'utilisation à d'autres opérateurs et autorise actuellement d'autres à tester le concept sur une base ad hoc, mais aucun plan formel pour son utilisation généralisée n'a été établi.

Le lancement de la méthode coïncide avec une vague de services commercialisés développés pour la surveillance de la pression de décalage. Il y a quelques années à peine, c'était l'apanage des seules petites compagnies d'instruments. Mais au cours des derniers mois, les plus grandes sociétés de services de l'industrie - Baker Hughes, Halliburton et Schlumberger - ont toutes publié des offres similaires en temps réel qui surveillent les pressions inter-puits pendant un traitement de fracturation hydraulique.

L'une des raisons pour lesquelles Devon pourrait vouloir commercialiser son innovation est qu'elle permettrait la création d'une base de données statistiques que les opérateurs construiraient ensemble. Avec suffisamment d'observations et sur la base de certains espacements, les probabilités de s'attendre à des interactions de fracture pourraient être attribuées pour différentes parties. Si une étape est hors tendance, les ingénieurs peuvent utiliser la bibliothèque de données historiques pour savoir quoi faire ensuite.

S'exprimant depuis le podium au HFTC, Haustveit a souligné à des centaines de collègues professionnels de la pétrotechnique que l'avènement de SWPM et ses divers résultats devraient inévitablement conduire à la mise en œuvre de complétions en temps réel où les réponses des réservoirs sont utilisées pour guider la conception des fractures.

"Nos conceptions d'achèvement sont principalement géométriques, même nombre de grappes, nombre de perf, conception de fluide et de sable par étape, mais nous savons que les propriétés de la roche changent", a déclaré Haustveit. "Et à l'heure actuelle, il est difficile de surveiller la croissance des fractures en temps réel. Cela peut être coûteux et, en fin de compte, la plupart des méthodes ne sont pas évolutives en raison des implications financières."

Mais SWPM est une option peu coûteuse et évolutive. Il ne perturbe pas les complétions multipuits et, au minimum, il nécessite qu'un opérateur dispose d'un seul puits de forage passif, d'un manomètre de surface et d'une feuille de calcul. Devon a utilisé au plus trois puits à la fois dans ses essais SWPM, notant que plus de moniteurs offrent une plus grande conscience spatiale.

Devon a fait d'autres progrès pour itérer et affiner le processus. Il combine les données de surveillance en temps réel avec des modèles de fracture et des techniques d'analyse des transitoires de vitesse.

Il a automatisé une partie du flux de travail en utilisant le logiciel de la société d'analyse Seeq qui permet à l'équipe d'ingénierie d'insérer ses propres algorithmes pour lisser les données et identifier uniquement les pics les plus critiques. Cette étape n'est pas obligatoire mais augmente l'évolutivité de la méthode.

Deeg a également souligné que SWPM doit être couplé avec des données contextuelles. "Vous devez être pleinement conscient de tout ce qui se passe sur le terrain", a-t-il déclaré. "Vous ne pouvez pas regarder uniquement les données et tirer des conclusions directes, vous devez connaître l'ordre dans lequel vous pompez les étapes, surtout si vous effectuez des opérations de fermeture éclair."

Un inconvénient évident est qu'un puits non perforé est nécessaire pour être un moniteur efficace. Au fur et à mesure que d'autres puits de pad seront complétés, le dernier devra éventuellement suivre le mouvement. Pour atténuer ce problème, Devon teste actuellement des variantes du SWPM pour travailler en va-et-vient sur une fermeture à glissière à deux puits à l'aide de bouchons.

L'approche des premiers principes que SWPM représente est nouvelle en partie parce qu'elle permet d'appliquer les concepts de bilan de masse pour agir sur les signaux de pression. L'article de Devon s'articule autour de plusieurs histoires de cas qui soulignent cela. La métrique qui illustre le mieux la polyvalence de SWPM, et qui est utilisée dans presque toutes les applications, est une nouvelle mesure que l'entreprise appelle « volume à la première réponse » (VFR).

"C'est comme ça qu'on l'appelle", a déclaré Haustveit, expliquant que le VFR est simplement le volume de fluide pompé dans un puits de traitement au moment où la première fracture a été détectée au puits de surveillance.

En quantifiant le placement de l'eau et du sable en temps réel, les ingénieurs de complétion peuvent expérimenter la stimulation pour trouver une zone de boucles d'or. Dans certains cas, les données indiqueront à un opérateur de réduire ses volumes de pompage pour éviter une surcapitalisation sur une étape problématique en envoyant trop de sable et d'eau trop loin dans le réservoir.

Ça marche aussi dans l'autre sens. Peut-être qu'un opérateur voit que le réservoir peut boire plus de lisier et décidera alors d'augmenter l'investissement à un stade particulier. "Imaginez, vous pouvez obtenir un drainage plus uniforme, un volume de réservoir plus stimulé et un puits plus productif", en laissant VFR guider la conception d'un étage de fracture, a déclaré Haustveit.

Avec ses partenaires et grâce à ses propres études de validation qui ont utilisé des diagnostics correspondants, Devon a tiré des conclusions clés sur l'utilisation de SWPM et VFR. Beaucoup d'entre eux peuvent être atteints en temps réel. Et chacun débloque des paramètres de géométrie de fracture clés, qui à leur tour comblent les lacunes qui peuvent rendre les modèles de fracture hydraulique plus précis.