Seepage Pathways in Hydraulic Fracturing

Maurice B. Dusseault, Richard E. Jackson

In the proceedings of: GeoOttawa 2017: 70th Canadian Geotechnical Conference; 12th joint with IAH-CNC

Session: Mining / Oil and Gas

ABSTRACT: Unconventional oil and gas reservoir Hydraulic Fracture Stimulation (HFS) is of public concern with respect to fugitive gas emissions, fracture height growth, induced seismicity, and groundwater quality. We evaluate fugitive fluid seepage pathways during stimulation, production, and after decommissioning; we conclude that casing installation quality remains a major concern with respect to gas migration. The pathway outside the casing is at issue: it likely leads to many wells leaking gas from thin intermediate-depth zones rather than from the deeper target reservoirs. These paths must be understood, cases identified, and the probability of leakage mitigation quantified. Cures may include perforation and squeeze, primary expanding packers installed with casing, and induced leak-off of migrating fluids into saline aquifers. HFS itself appears not to be a significant risk, with two exceptions arising during the high-pressure injection stage. (1) Legacy-well casings might be directly intersected by fracturing fluids traveling through the induced fracture. (2) HFS fluids may pressurize nearby active offset wells, particularly those in the same formation surrounded by a pressure depleted region in which the horizontal stresses are also diminished. In the first case, HFS fluids may be expelled at the surface or into shallow aquifers along the outside of casing; in the second, high pressures may lead to unexpected offset well behavior with potential release of formation fluids. Direct HFS fluid interaction with groundwater appears to be rare; Alberta results over the past 10 years indicate that the greatest hazards from HFS occur from accidents during fracturing, e.g., unintended fluid escape at the surface or fracturing too close to an existing producing well. Hazards to groundwater are also higher if shallow fracturing is permitted, although in such cases the induced fractures are generally horizontal rather than vertical, and this must be factored into risk assessment protocols. La stimulation des puits non-conventionnels par la fracturation hydraulique (HFS) parait préoccuper la publique par rapport aux émissions de gaz fugitifs, à la croissance de la hauteur des fractures, à la sismicité induite, et à la possibilité de contamination des aquifères potables peu profondes. Nous évaluons les voies d'infiltration des fluides fugitifs pendant la stimulation, la production et après le déclassement des puits, en concluant que l™étanchéité de l™extérieure des tubages cimentés demeure comme une préoccupation majeure, surtout en ce qui concerne la migration de gaz. Cette voie provoque des nombreuses fuites de gaz d™origine des zones minces (non-rentables) et intermédiaires plutôt que des zones productives profondes. Ces chemins doivent être compris, les cas identifiés et la probabilité d'atténuation ou d™élimination de ces fuites quantifiée. La probabilité des fuites peut être réduite avec l™installation des emballages expansibles ou la création d™un chemin de détournement dans les installations primaires. Les remèdes antérieurs peuvent inclure des perforations et l™injection d™un coulis de ciment ou d™un polymère. Il semble que l'HFS ne présente que des niveaux de risques faibles, avec deux exceptions. (1) Quand les puits anciens sont proximaux et intersectés directement par les fluides de fracturation. (2) Quand les fluides injectés peuvent pressuriser les puits en production dans une région du réservoir appauvrie de pression et de contraintes horizontaux. Dans le premier cas, les fluides HFS peuvent être expulsés à la surface ou dans des aquifères peu profonds ; dans le deuxième cas, des pressions élevées peuvent générer un comportement inattendu, avec une libération potentielle de fluides. Les interactions directes des fluides de fracturation avec les nappes phréatiques semblent rares. Les évènements en Alberta au cours des 10 dernières années indiquent que les risques les plus importants sont l™échappement involontaire des produits chimiques à la surface, ou la fracturation à profondeur trop près d™un autre puits. Finalement, il faut préciser que dans plusieurs cas de fracturation peu profondes, les fractures induites sont généralement horizontales plutôt que verticales.

Please include this code when submitting a data update: GEO2017_218

Access this article:
Canadian Geotechnical Society members can access to this article, along with all other Canadian Geotechnical Conference proceedings, in the Member Area. Conference proceedings are also available in many libraries.

Cite this article: