Étude expérimentale des mécanismes de fracturation par injection de fluide dans les réservoirs sableux non consolidés

Experimental study of fracturing mechanisms in unconsolidated sand reservoirs under fluid injection

• Auteur / Autrice : Thanh Tung Nguyen
• Direction : Jean Sulem
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Géotechnique
• Date : Soutenance le 10/12/2021
• Etablissement(s) : Marne-la-vallée, ENPC
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale Sciences, Ingénierie et Environnement
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Laboratoire Navier (Paris-Est)
• Jury : Président / Présidente : Jianfu Shao
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Jean Sulem, Didier Marot, Panos Papanastasiou, Jean-Claude Dupla, Jean Canou, Jalel Ochi, Nadia Benahmed
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Didier Marot, Panos Papanastasiou

Mots clés

Mots clés contrôlés

Matériaux -- Essais

Fracturation hydraulique

Sols sablonneux

Mots clés libres

Pwri

Particules en suspension

Régime de fracturation

Mécanismes de fracturation

Réservoirs sableux non consolidés

Dispositif d’injection radiale

Pwri

Suspended particles injection

Fracturing flow regime

Fracturing mechanisms

Unconsolidated sand reservoirs

Radial injection experimental setup

Résumé

Le colmatage des réservoirs pétroliers peu consolidés et la perte d'injectivité associée induits par la réinjection d'eau de production peuvent souvent être surmontés en injectant dans le régime de fracturation. La fracturation hydraulique dans les roches dures a été largement étudiée et bien maîtrisée, mais les mécanismes de la fracturation hydraulique dans les formations sableuse non consolidées, restent un problème ouvert. Dans ce contexte, l'objectif principal de cette thèse est d'identifier et de comprendre les mécanismes de fracturation induits par l'injection de fluide dans les réservoirs sableux. L'impact de divers paramètres (pression de confinement, rapport de contraintes, débit, perméabilité, concentration de particules en suspension) sur le processus de fracturation dans les éprouvettes/massifs de sable est également étudié pour mettre en évidence les principaux facteurs contrôlant l'initiation du régime de fracturation. Dans ce but, une étude expérimentale est réalisée sur deux dispositifs différents : la cellule d'injection radiale (à petite échelle) et la chambre d'injection radiale (à grande échelle). Ces dispositifs ont été conçus pour simuler les conditions d’injection en puits sur une éprouvette de sable. Un tube central, fixé sur l’embase inférieure de la cellule, permet d'effectuer une injection radiale à travers une éprouvette cylindrique sous contraintes de confinement axiale et radiale. La chambre d'injection radiale a été développée, il y a plusieurs années, au sein de l'équipe Géotechnique du laboratoire Navier (CERMES) tandis que la petite cellule est un nouveau dispositif qui a été développé et fabriqué au début de cette thèse. Cette cellule donne la possibilité d'analyser la morphologie des fissures de l'ensemble de l'éprouvette en 3D à l'aide de la tomographie aux rayon X. Un programme d'essais a été établi sur la base de deux scénarios d'injection dans une éprouvette de sable dense : eau pure et eau contenant des particules fines en suspension. Les résultats typiques des essais montrent des chutes de pression lors de l'injection de fluide correspondant à la fracturation de l'éprouvette, et par conséquent à une augmentation de la perméabilité globale. Ceci peut être confirmé par la détection de petites fractures radiales autour du point d'injection soit par observation visuelle lors du démontage de l'éprouvette, soit par les images de tomographie. Les fractures apparaissent sous forme de zones localisées de porosité plus élevée et de plus grande taille de pores, résultant de la formation des bandes de dilatation et du transport des particules. L'extension et l'ouverture des fractures sont renforcées par un débit plus élevé pendant le régime de fracturation. Les résultats expérimentaux obtenus suggèrent que la pression de fracturation critique est principalement contrôlée par la pression de confinement et ne change pas de manière significative avec d'autres paramètres d'essai. Une augmentation plus élevée de la perméabilité globale correspond à la détection de fractures plus longues et plus grandes le long du tube d’injection. Enfin, une comparaison est établie entre les résultats obtenus avec les deux scénarios d'injection différents ainsi que les deux dispositifs d'injection différents.

Formation damage and the associated injectivity loss of wells induced by the produced water re-injection can be often overcome by injecting in the fracturing injection regime. Hydraulic fracturing in hard rocks has been extensively studied and well mastered, but the mechanisms of hydraulic fracturing in unconsolidated sand formation, on the contrary, are still an open issue. In this context, the main objective of this thesis is to identify and understand the fracturing mechanisms induced by fluid injection in unconsolidated sand packs. The impact of various parameters (confining pressure, stress ratio coefficient, flow rate, permeability, suspended particles concentration in injection water) on the fracturing process in sand packs is also investigated to encircle the main factors controlling the initiation of the fracturing regime.For this purpose, an experimental study has been performed in two different devices: the radial injection cell (small scale) and the radial injection chamber (large scale). These devices were designed to simulate the injection wells condition in the sand reservoirs. A central tube, fixed on the lower baseplate of the cell, permits to perform a radial injection through a cylindrical sand specimen under axial and radial confining stresses. The radial injection chamber was developed several years ago within the Geotechnical team of the Navier laboratory (CERMES) while the small cell is a new device that was developed and manufactured at the beginning of this thesis. This cell provides a possibility to analyze the fractures pattern of the whole specimen in 3D using X-ray Computed Tomography (X-ray CT). A testing program has been established based on two injection scenarios in a dense sand pack: pure water and water containing suspended fine particles.Typical test results exhibit pressure drops during fluid injection corresponding to fracturing of the specimen, and consequently to an increase of the overall permeability. This can be confirmed by the detection of small radial fractures around the injection point either by visual observation when disassembling the specimen or by 3D X-ray CT. Fractures appear as localized zones of higher porosity and larger pore size resulting from dilatant shearing and particles transport. The extension and the opening of the fractures are enhanced by higher flow rate during the fracturing regime. The obtained experimental results suggest that the critical fracturing pressure is mainly controlled by the confining pressure and does not change significantly with other testing parameters. Higher increase of the overall permeability corresponds to the detection of longer and larger fractures along the injection source. Finally, a comparison is established between the results obtained with two different injection scenarios as well as two different injection devices.