juin/juillet 2013

Rompre avec la tradition

Des tests de fracturation à Cadia pourraient ouvrir la porte à la libération de la roche et à l’extraction de pétrole et de gaz

Par Ian Ewing

Illustration 3D d’une sismicité provoquée dans une mine souterraine | Offert par CEMI

Dans les mines souterraines de plus de 1 000 pieds de profondeur, la répartition de la contrainte de la masse rocheuse in situ devient un problème de taille. La roche dure et intacte – ni déplacée ni endommagée par les processus d’exploitation minière à proximité – peut renfermer un nombre énorme de contraintes qui, une fois libérées, peuvent se manifester par une violente secousse menaçant la sécurité des gens et l’équipement. La gestion des contraintes compte souvent sur l’utilisation d’explosifs pour prétraiter ou réduire les contraintes dangereuses préexistantes dans la masse rocheuse, mais les explosifs sont dangereux et ne produisent qu’un effet très localisé. Le Centre for Excellence in Mining Innovation (CEMI) à Sudbury, ainsi que ses partenaires industriels et universitaires, croient que la fracturation hydraulique peut produire de meilleurs résultats. De plus, les sociétés pétrolières et gazières sont intriguées par la perspective des notions supplémentaires qu’on pourrait obtenir en modifiant les champs de contraintes durant la fracturation hydraulique.

En octobre 2012, le CEMI a entrepris des tests de deux à trois ans sur l’utilisation de la fracturation hydraulique – ou hydrofracturation – à des fins de gestion des contraintes, qui sont en fait composés de trois études de cas, explique Damien Duff, chef de l’exploitation et directeur R et D du CEMI. La première étude de cas a commencé en juin à l’exploitation de la vallée de Cadia de Newcrest Mining, dans la province de New South Wales, en Australie. Elle consiste à concevoir un test de fracturation hydraulique « de façon à aider cette compagnie à résoudre ses problèmes de gestion des contraintes de la masse rocheuse entourant la zone du gisement ». Au bout du compte, l’objectif est de caractériser les effets de traitements d’hydrofracturation précis – débit d’injection, de la pression, volume et type de fluide et d’additifs – afin d’optimiser les propriétés des fractures souterraines pour chaque utilisation de l’industrie.

L’étude implique l’utilisation d’instruments de mesure et une cueillette de données de taille avant et après les traitements d’hydrofracturation. Elle se sert également de l’expertise de l’industrie pétrolière et gazière ainsi que de celle du milieu universitaire afin de caractériser les traitements individuels et leurs effets subséquents. Les appareils de mesure microsismique seront complétés par de nouvelles techniques, dont possiblement des indicateurs de pente extrêmement précis et des câbles de fibre optique arrimés à des forages d’un demi-kilomètre de longueur près de la zone de traitement afin de mesurer exactement les changements aux contraintes dans la masse rocheuse. Les différents types de données recueillies seront alliées à l’observation souterraine directe des zones traitées et étalonnées par rapport à cette observation pour produire une vue d’ensemble des processus.

Cette observation directe n’a encore jamais été faite à ces profondeurs dans l’industrie pétrolière et gazière. Newcrest sera la première à extraire à travers la roche traitée à cette échelle : c’est une occasion qui fait l’envie des sociétés pétrolières et gazières.

Huiler l’engrenage

La société ConocoPhillips de Calgary et ses concurrents Nexen et Shell, ainsi qu’Anadarko de Houston, au Texas, ont tous fourni des capitaux en plus d’offrir leur expertise en modélisation, conception et appareils de mesure en traitements d’hydrofracturation pour faciliter l’étude et accéder aux résultats du projet.

Le forage de zones hydrofracturées n’avait jamais, jusqu’à maintenant, été économiquement justifié, ou il n’y avait pas eu de réelle occasion de le faire, selon le professeur Maurice Dusseault, de l’Université de Waterloo, membre du consortium universitaire appuyant la recherche. En perçant un tunnel à travers les volumes de roche hydrofracturée de la vallée de Cadia et des deux autres sites de tests, les sociétés pétrolières et gazières pourront mieux valider leurs techniques de modélisation, les étalonner et évaluer d’importants facteurs, comme la réaction d’un type particulier d’hydrofracture.

Larry Matthews, un géophysicien principal à Conoco-Phillips, dit qu’il a sauté sur la chance d’obtenir des données d’observation directe. « Nous enregistrons ces événements microsismiques au moyen d’appareils de mesure sensibles à des profondeurs de 2 à 2,5 km de profondeur, effectuons une analyse et tirons des conclusions sur ce que nous faisons aux contraintes et aux voies de perméabilité privilégiées. Nous ne pouvons cependant jamais descendre et voir par quelque chose de plus grand qu’un trou creusé par une mèche ordinaire. »

Bien que les moyens employés puissent ressembler à ceux d’un projet d’art de maternelle, ils sont assurément sophistiqués. « Nous intégrerons des traceurs et du sable coloré au fluide afin de savoir ce que nous avons injecté, et à quel moment et à quelle pression nous avons réalisé l’injection », explique M. Dussault. « Nous extrairons en même temps afin de pouvoir effectuer une cartographie et avoir une idée de ce qui se passe. Nous pourrons répondre aux petites questions bêtes, comme : si on hydrofracture rapidement, obtient-on l’ouverture d’un seul niveau [de fracture] ou de plusieurs? »

Jusqu’à aujourd’hui, ce genre d’incertitude était simplement acceptée comme faisant partie du procédé de fracturation hydraulique, dit M. Matthews, mais avec le peu de données disponibles, c’était inévitable. L’incertitude a donné naissance à des philosophies d’hydrofacturation conflictuelles, dont diverses combinaisons de pression, de durée et de fluide de fracturation appliquées à différents types de roche. En observant réellement les résultats physiques de différents traitements d’hydrofracturation durant ces tests, les sociétés espèrent intégrer un peu de sciences expérimentales à ce qui était un art en corrélant leurs relevés sismiques avec les changements physiques de la roche, puis en corrélant ces résultats à la découverte.

Libération

Entre-temps, les sociétés minières comme les commanditaires du projet Vale, Rio Tinto et Newcrest sont aussi enthousiastes. La perspective d’un moyen de gestion des contraintes fiable et sécuritaire leur donne soif d’en savoir plus. Plus les mines sont profondes, dit M. Duff, plus le problème des secousses prend de l’importance et se complique. « Nous devons examiner à nouveau la façon de traiter au mieux la question des contraintes », dit-il. « Grâce à la fracturation hydraulique, si elle fonctionne comme nous le souhaitons, les contraintes peuvent être déplacées des endroits où elles sont dangereuses à des endroits où elles sont inoffensives pour nous.

« En fracturant la roche, vous réduisez sa capacité à vous causer des problèmes en raison de l’accumulation de contraintes, car elle ne peut plus les contenir », ajoute M. Duff. « Par ce même processus, il devient [aussi] possiblement plus facile d’extraire à travers la roche. » Encore mieux, en traitant les contraintes géomécaniques de façon proactive, le rendement de la mine devient plus fiable, les échéanciers de prospection sont devancés et l’accès aux gisements de minerai est plus rapide, selon lui.

Bien que la roche dure des mines souterraines profondes ne soit pas identique au type de schiste actuellement exploité par les puits horizontaux et la stimulation par procédé de fracturation hydraulique, elle lui ressemble plus qu’on le croit, dit M. Dusseault. « Les roches dans l’huile de schiste et les champs de gaz naturel sont très dures, solides, denses et imperméables », fait-il remarquer.

M. Matthews, de ConocoPhillips, en convient : « Il semble que du point de vue de la géomécanique, la roche volcanique dont nous parlons dans ces essais présente plusieurs ressemblances avec le genre de schiste plus ancien, très noir et très dur, à haute concentration de quartz auquel nous avons présentement affaire. »

L’inclusion ou l’absence de pétrole et de gaz ne change probablement pas tellement les processus non plus, selon M. Dusseault. De toute façon, tous conviennent que l’obtention de données, quelles qu’elles soient, est préférable à une absence de données. « Nous croyons que nous comprenons les différences des propriétés et pouvons raisonnablement en tenir compte dans notre interprétation et notre analyse », dit-il.

La transmission des connaissances crée des avantages partout

Grâce à la contribution financière des acteurs importants des industries pétrolifères et gazières au projet, le CEMI espère qu’une prochaine demande de subvention de recherche et développement coopérative au CRSNG sera approuvée.

« L’appui de l’industrie et du milieu universitaire accroît vraiment la crédibilité du projet », fait remarquer M. Duff. Un fonds initial d’environ 250 000 $ a été fourni par les premiers commanditaires de l’industrie. Comme le CRSNG pourrait fournir250 000 $ supplémentaires et les nouveaux venus paieront 250 000 $ (pour les sociétés minières) et 165 000 $ (pour les sociétés pétrolières et gazières), le projet espère recueillir des investissements additionnels au cours des trois prochaines années.

Selon M. Matthews, l’investissement est une solution sensée : « À elle seule, ConocoPhillips dépense des millions de dollars par année à forer des puits horizontaux et à les traiter au moyen du procédé de fracturation hydraulique. C’est ce que nous faisons pour l’instant. Si nous pouvions améliorer ce procédé de cinq pour cent, cela couvrirait tellement de fois notre participation à ce consortium, c’est inimaginable. Et cela, seulement dans le cas de ConocoPhillips. Toute l’industrie procède ainsi. On parle de dépenses de milliards de dollars. »

Un jour, le CEMI espère que les connaissances acquises durant cette étude permettront aussi l’adaptation de l’hydrofracturation à des activités d’exploitation par gradins à plus petite échelle, comme celles ayant lieu en Ontario et ailleurs au Canada, ce qui augmenterait autant la sécurité que la productivité. Le premier test sur de la roche canadienne pourrait être réalisé dès l’an prochain. Ainsi, les partenaires espèrent que dans un futur rapproché peut-être, la fracturation hydraulique deviendra aussi utile dans le domaine de l’exploitation minière que dans celui du pétrole et du gaz.

Traduit par SDL

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