Une quantité importante de la production nationale de pétrole aux États-Unis provient du schiste. L'extraction du pétrole et du gaz de ces réservoirs non conventionnels nécessite normalement le forage de puits horizontaux et l'utilisation de techniques de fracturation hydraulique. Pourtant, il est encore incertain de prédire le plein effet de ces techniques, car la compréhension de la façon dont le fluide s'écoule à travers le schiste évolue toujours.

Le groupe de recherche du Dr David Schechter a développé un nouveau type de simulateur qui illustre et prédit mieux les effets de ces techniques. Ce simulateur robuste s'appuie sur des données d'expériences en laboratoire et les combine avec des données géologiques connues sur les fractures. Ensuite, il utilise un maillage non structuré et un codage nouvellement développé pour créer des modèles qui améliorent la compréhension de :

• comment les fractures affectent le débit du réservoir
• comment les fluides de fracturation avec des tensioactifs ajoutés (savons) affectent la récupération du pétrole
• quels procédés de récupération assistée du pétrole sont les meilleurs pour différentes situations de réservoir

En plus d'améliorer la compréhension, le groupe de recherche a utilisé ces données et ces modèles pour remettre en question les théories actuelles sur la rétention d'eau dans les réservoirs.

Les fractures affectent le débit

Schechter, professeur agrégé et professeur Aghorn Energy Career Development au Harold Vance Department of Petroleum Engineering de la Texas A&M University, n'est pas étranger aux fractures. Ses intérêts de recherche portent sur l'analyse géologique et pétrophysique, et il explique rapidement les principes fondamentaux de la fracture.

« Les fractures ne sont pas forcément chaotiques dans les roches réservoirs, " dit Schechter. " Si vous connaissez les règles de la mécanique des roches, et vous étudiez les affleurements en surface et en sous-sol avec des outils de fond, vous pouvez ensuite générer des réseaux de fractures en fonction de certaines règles connues. Certaines fractures se comportent bien en ce qui concerne l'espacement et la longueur des fractures, certains ne le sont pas et d'autres sont espacés de manière irrégulière. Si nous avons suffisamment de données de base, si l'on comprend la mécanique des roches et les sollicitations subies par le bassin, alors les modèles de fracture qui en résultent adhèrent généralement à des règles simples."

L'eau s'écoule dans les fractures de surface sur les affleurements rocheux. Cela attire la végétation, comme le montre la photo aérienne (avec l'aimable autorisation de John Lorenz). Dans le sous-sol, des modèles de fracture similaires permettent le transport et la production de pétrole. Les géologues cartographient les affleurements rocheux de surface avec des lignes de balayage, créer des cartes de modèles de fractures dans des formations liquides. Le groupe de Schechter convertit ces cartes en grilles de simulation de réservoir en utilisant une technique appelée maillage non structuré. Dans cette technique, les fractures sont représentées par des grilles polygonales complexes, pas les simples grilles cartésiennes rectilignes utilisées par la plupart des logiciels.

Un étudiant, Jianlei Sun, a écrit un code qui convertit les modèles de fracture et les grilles non structurées en systèmes de grille de simulation sophistiqués. Le code contient des propriétés d'intérêt nécessaires au simulateur, tels que la grève et la direction de la fracture, taille de fissure, et la longueur et la hauteur de la fracture.

Autres façons dont le fluide se déplace

Le simulateur de Schechter va au-delà de la modélisation des propriétés de fracture, il traite également des propriétés des fluides. Le flux de pétrole dans les réservoirs de schiste est difficile à prévoir car la roche a une perméabilité extrêmement faible en raison de pores microscopiques. L'extraction du pétrole de cette roche étanche se fait par des mécanismes de transport, comme l'altération de la mouillabilité pour améliorer l'imbibition capillaire.

Les laboratoires de Schechter sont spécialisés dans l'étude de la mouillabilité et de l'imbibition dans les roches. La mouillabilité est la capacité d'un fluide à rester en contact avec une surface rocheuse et à ne pas être repoussé par celle-ci. L'imbibition est la capacité de la roche à absorber les fluides de fracture, comme de l'eau mélangée à des tensioactifs. Ces fluides repoussent et déplacent le pétrole dans les pores de la roche afin que le pétrole puisse être récupéré. Sans changer ou altérer la mouillabilité, l'imbibition capillaire pourrait ne pas se produire.

"Si l'eau est repoussée de la surface, il ne bougera pas dans la roche, " dit Schechter. " Mais si l'eau est attirée à la surface, il attirera de l'eau, remplacement des pores saturés d'huile en raison de l'imbibition capillaire. Peut-être avez-vous pris un morceau de sucre et l'avez-vous touché au café ? Un morceau de sucre est saturé d'air (entre les cristaux de sucre) mais la surface du morceau de sucre préfère être mouillée par de l'eau ou du café plutôt que par l'air. Lorsque vous le touchez à la surface du café et qu'il aspire ce café, c'est l'imbibition capillaire. Nous cherchons à améliorer la récupération du pétrole avec des tensioactifs, qui dépendent de l'imbibition liquide/liquide. C'est pourquoi nous étudions les angles de contact."

Le groupe de Schechter étudie les effets de différents mélanges chimiques dans les fluides de fracture. Ils recherchent des mélanges qui changent la mouillabilité de la roche de l'huile-humide à l'eau-humide, permettant au fluide de pénétrer dans la roche remplie d'huile en laboratoire. Les expériences aident les chercheurs à comprendre et à cartographier les résultats des angles de contact. Ils utilisent un tomodensitomètre pour confirmer les résultats, puis transfèrent ces informations à leur simulateur.

La rétention d'eau dans des réservoirs non conventionnels est bénéfique

"La révolution non conventionnelle est si surprenante, " a déclaré Schechter. "Nous pouvons prendre un bouchon conventionnel de roche poreuse, comme le grès, et nous pouvons y pomper des fluides. Sous pression, nous pouvons y injecter facilement de l'huile ou de l'eau. Les roches non conventionnelles que nous étudions, comme le schiste, sont si serrés que nous ne pouvons rien y pomper. Cependant, lorsqu'on les expose à des tensioactifs qui altèrent la mouillabilité, une imbibition spontanée se produit, transportant ainsi la phase aqueuse dans la roche à des vitesses étonnamment rapides."

Autrefois, les entreprises ont injecté de l'eau et du sable (ou du proppant) dans des puits réservoirs conventionnels sous haute pression pour créer des fractures. On pensait que la récupération de la majeure partie de l'eau (reflux) était bénéfique afin que l'eau ne bloque pas le flux sortant du pétrole. Les expériences de Schechter sur les roches non conventionnelles prouvent que les roches non poreuses se comportent différemment. Des échantillons saturés d'huile ont été exposés à de l'eau imprégnée de tensioactifs. Les tomodensitogrammes mesurant la densité ont révélé que l'huile moins dense était remplacée par les mélanges d'eau plus denses par imbibition. Les fractures ont ensuite permis à l'huile de s'écouler.

"Nous avons découvert que vous vouliez que le réservoir garde cette eau, " a déclaré Schechter. " C'est contre-intuitif. Cela brise les anciennes pratiques. Avant on supposait que si l'eau pénètre dans la formation, alors il bloquera le flux d'huile, réduisant ainsi la productivité du puits. Ce que nous trouvons, c'est que si l'eau pénètre par imbibition capillaire et que vous récupérez très peu d'eau, l'implication est que la phase aqueuse s'est imbibée dans la roche et a déplacé le pétrole dans les fractures et c'est en fait une bonne chose. »

L'amélioration des prévisions profite à l'industrie

Grâce à l'utilisation de la chimie, mathématiques et physique, Le groupe de Schechter a développé un outil qui illustre mieux et maximise la production de puits pour les réservoirs de schiste. Leur simulateur a créé des prédictions plus robustes que les simulateurs actuels car il est basé sur des données complètes. Cela aide l'industrie à réduire les coûts d'exploitation inutiles en aidant les ingénieurs à mieux comprendre comment la roche non conventionnelle se comporte après des traitements de fracturation spécifiques.

"En gros c'est ce que j'étudie, que ce rocher est plein d'huile, mais c'est incroyable que de l'huile sorte de cette roche parce qu'elle est si serrée, " a déclaré Schechter. " L'industrie s'intéresse à l'amélioration de la récupération, que ce soit par injection de phase aqueuse avec des tensioactifs ou injection de gaz, et nous étudions toutes les formes de récupération assistée. Nous pouvons prédire ce qui va se passer. Nous pouvons adapter notre simulateur aux dimensions du réservoir et quantifier l'amélioration."