UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI PISA
Corso di Laurea Magistrale in
Geofisica di Esplorazione ed Applicata
C
ARATTERIZZAZIONE PETRO
-
ELASTICA E SISMICA DI
UN RESERVOIR A STRATI SOTTILI NELL
’
OFFSHORE
DELLA
S
ICILIA
Relatore
Prof. Alfredo Mazzotti
Tutors
Dott. Marco Pirrone
Dott. Alfonso Junio Marini
Correlatore
Prof. Simone Capaccioli
Candidata
Rita Leda Tagliamonte
Try to catch the deluge in a paper cup. [Crowded House]
Indice
INDICE
RIASSUNTO ... 4
INTRODUZIONE ... 6
1
INQUADRAMENTO GEOLOGICO-MINERARIO ... 8
1.1
Assetto strutturale ... 8
1.2
Successione stratigrafica ... 11
1.3
Obiettivo minerario ... 13
2
DATI ED ANALISI DISPONIBILI ... 15
2.1
Ubicazione dei pozzi e caratteristiche generali ... 15
2.1.1
Pozzo 1... 16
2.1.2
Pozzo 2... 16
2.2
Dati log del Pozzo 1 ... 16
2.3
Dati log del Pozzo 2 ... 16
2.4
Caratterizzazione petrofisica del Pozzo 1 ... 17
2.4.1
Thin Layer Analysis (TLA) del Pozzo 1 ... 18
2.4.2
Resistivity Modeling del Pozzo 1 ... 18
2.4.3
Modellizzazione della porosità del Pozzo 1 ... 18
2.4.4
Calcolo della saturazione totale del Pozzo 1 ... 19
2.5
Caratterizzazione petrofisica del Pozzo 2 ... 21
2.5.1
Thin Layer Analysis (TLA) del Pozzo 2 ... 21
2.5.2
Resistivity Modeling e Porosity Modeling del Pozzo 2 ... 22
2.5.3
Calcolo della saturazione in acqua del Pozzo 2 ... 22
2.6
Dati carota del Pozzo 2 ... 23
2.6.1
Analisi granulometrica del Pozzo 2 e classificazione finale di
core-facies... 25
2.7
Sismica 3D ... 27
Indice
2.9
Acquisizione sismica del Pozzo 2 ... 29
2.10
Sismogrammi sintetici del Pozzo 1 e del Pozzo 2 ... 29
3
CALCOLO
DEL
SISMOGRAMMA
SINTETICO
E
CORRELAZIONE SISMICA-POZZO ... 30
3.1
Estrazione delle ondine e calcolo del sismogramma sintetico per
il Pozzo 2 ... 32
3.2
Estrazione delle ondine e calcolo del sismogramma sintetico per
il Pozzo 1 ... 38
3.3
Interpretazione dei sismogrammi sintetici ... 39
4
INTERPRETAZIONE SISMICA ... 41
4.1
Interpretazione delle facies sismiche ... 41
4.1.1
Analisi della Linea 1 ... 43
4.1.2
Analisi della Linea 2 ... 46
4.1.3
Analisi della Linea 3 ... 48
4.2
Interpretazione a scala regionale ... 50
4.3
Interpretazione di dettaglio dei livelli del reservoir ... 54
5
ROCK PHYSICS MODELING (RPM) ... 56
5.1
Scelta del modello di rock physics: i modelli a mezzi granulari .. 57
5.2
Dati di input ... 59
5.3
Il modello Stiff Sand ... 60
5.4
Calcolo dei parametri dei fluidi ... 63
5.5
Gassmann fluid substitution ... 65
5.6
Upscaling delle misure di pozzo alla risoluzione del sonico
convenzionale ... 66
5.7
Calibrazione del modello ... 67
6
CLASSIFICAZIONE LITOLOGICA DI LOG-FACIES ... 70
6.1
Gli algoritmi di cluster analysis ... 70
6.1.1
K-means algorithm... 70
Indice
6.3
Caratterizzazione petro-elastica delle log-facies a scala fine .... 76
6.4
Propagazione della classificazione sul Pozzo 1 ... 81
6.5
Upscaling della classificazione di log-facies alla scala sismica ... 83
6.6
Caratterizzazione elastica delle log-facies a scala sismica ... 85
CONCLUSIONI ... 89
APPENDICE A ... 91
Electromagnetic Propagation Tool (EPT) ... 91
Advanced Dielectric Tool (ADT) ... 92
Dipole Shear Sonic Imager (DSI) ... 93
APPENDICE B ... 95
La teoria di Hashin-Shtrikman ... 97
I limiti di Hashin-Shtrikman modificati ... 99
APPENDICE C ... 101
Acquisizione sismica di pozzo ... 101
APPENDICE D ... 106
Processing della sismica 3D ... 106
RINGRAZIAMENTI ... 107
Riassunto
RIASSUNTO
Lo scopo del lavoro è stato la caratterizzazione petro-elastica e sismica di un giacimento sabbioso-argilloso a strati sottili, mineralizzato a gas, sito nell’offshore della Sicilia.
Questa tesi rappresenta un primo tentativo di applicazione di un flusso di lavoro che integra logs convenzionali e logs elettromagnetici ad alta risoluzione e di ultima generazione per risolvere le proprietà petrofisiche ed elastiche di reservoir a scala centimetrica.
I risultati della tesi, rappresentati da un modello litologico a scala di pozzo e dalle relazioni petro-elastiche, sono l’input per la caratterizzazione quantitativa del dato sismico alle proprietà stimate. Il dato sismico calibrato viene - poi - utilizzato nelle fasi di modellizzazione geologica del giacimento per condizionare la distribuzione delle proprietà di pozzo.
La tesi è stata articolata come segue:
1. L’area è stata inquadrata dal punto di vista geologico-strutturale mediante l’interpretazione di tre linee sismiche 2D a scala regionale e con dati di letteratura. Dall’analisi dei profili dei due pozzi esplorativi considerati sono stati individuati i contrasti di impedenza acustica più importanti in corrispondenza di variazioni litologiche; questi markers acustici sono stati correlati con le immagini sismiche utilizzando un sismogramma sintetico. La funzione di velocità ottenuta ha permesso un passaggio tra il dominio profondità (dati di pozzo) ed il dominio tempi (rilievo sismico), e viceversa.
Sul dato di sismica 3D sono stati interpretati ulteriori markers all’interno del reservoir per descriverlo in dettaglio.
2. La seconda fase del lavoro è stata l’elaborazione di un modello di rock physics a scala fine a partire dalla caratterizzazione petrofisica ad alta risoluzione. Il modello ha stabilito un legame tra le proprietà petrofisiche e quelle elastiche del reservoir.
L’acquisizione dei logs ad alta risoluzione, che permettono una caratterizzazione petrofisica robusta, è stata effettuata solo su uno dei pozzi considerati; in questo pozzo è disponibile un modello petrofisico rappresentato dalle curve di porosità efficace, frazioni volumetriche dei minerali e saturazione in acqua attraverso un workflow innovativo di formation evaluation.
Questo modello ha rappresentato l’input al modello di rock physics scelto in base alla litologia e basato sull’approssimazione della roccia a mezzo granulare con due end-members: sabbia e argilla.
Il modello è stato tarato con il confronto delle misure reali di pozzo e l’applicazione dello stesso ha permesso di ricostruire i logs acustici e di densità del reservoir alla stessa risoluzione dei logs di input (1 pollice); per il confronto con le velocità e le densità reali i dati di output sono stati ricalcolati (mediante upscaling) alla risoluzione di 3.5 piedi.
Il modello ha, inoltre, permesso di ricostruire le curve elastiche in differenti condizioni di saturazione applicando una fluid substitution (GASSMAN); l’eliminazione dell’effetto
dell’idrocarburo sulle velocità e sulla densità ha permesso una caratterizzazione della roccia da un punto di vista strettamente litologico.
Riassunto 3. La fase successiva è stata l’identificazione e la classificazione di log-facies a scala centimetrica attraverso l’integrazione dei logs elettromagnetici ad alta risoluzione e dei logs elastici sintetici generati con il modello di rock physics.
In questa fase è stata integrata l’analisi granulometrica e litologica, effettuata sulla carota disponibile, per la taratura del modello litologico generato. Il dato carota ha permesso di individuare tre lito-facies, le stesse sono state discriminate attraverso la classificazione delle curve logs e petro-elastiche sintetiche grazie ad una classificazione effettuata mediante un’analisi di statistica multivariata; tale classificazione è stata propagata al pozzo non carotato.
Per effettuare un confronto ed un’integrazione tra i dati litologici ed elastici a scala centimetrica ed il dato sismico è stato effettuato un upscaling. Questo ha generato delle curve di facies in dominio tempi e profondità confrontabili con il dato sismico.
I dati litologici ed elastici sono stati analizzati in dominio profondità alle scale dei logs ad alta risoluzione e dei logs convenzionali nonché alla scala del dato sismico per trovare la migliore strategia di caratterizzazione del dato sismico che possa generare attributi sismici (porosità, net to gross, facies). Questi attributi potranno essere utilizzati, in una fase successiva, come trend per la distribuzione delle stesse proprietà dal dato di pozzo nello spazio del volume 3D.
Introduzione
INTRODUZIONE
La presente tesi è stata svolta durante un periodo di tirocinio di tre mesi presso il Dipartimento di Caratterizzazione di Giacimenti e il Dipartimento di Studi Geofisici e Geofisica per Giacimenti di ENI E&P.
Lo scopo del lavoro è stato la caratterizzazione petro-elastica e sismica di un giacimento plio-pleistocenico, torbiditico, a strati sottili sabbioso-argillosi, mineralizzato a gas, sito nell’offshore della Sicilia.
I giacimenti a strati sottili sono di fondamentale importanza per ENI in quanto
rappresentano la maggiore fonte di gas metano in Italia, ma la cui caratterizzazione è molto complessa a causa delle sottili intercalazioni di sabbia e argille.
ENI sta sviluppando un flusso di lavoro dedicato che integra logs convenzionali e logs elettromagnetici ad alta risoluzione e di ultima generazione per risolvere le proprietà petrofisiche ed elastiche del reservoir a scala centimetrica.
Questa tesi rappresenta un primo tentativo di applicazione di questo workflow ad un giacimento a strati sottili e la sua estensione fino alla caratterizzazione del dato sismico.
La tesi è articolata come segue.
Dopo un'introduzione del lavoro svolto, viene illustrato l'inquadramento geologico-minerario dell'area in cui si trova il giacimento oggetto di studio (Capitolo 1). Questa fase è servita a delineare il reservoir ai fini della successiva caratterizzazione.
Nel Capitolo 2 sono descritti tutti i dati e le analisi rese disponibili per lo svolgimento dello studio. In dettaglio sono stati analizzati: tre linee sismiche regionali 2D; un rilievo sismico 3D; un set di wireline logs dei due pozzi considerati; due profili sismici di pozzo (VSP) e i sismogrammi sintetici del Pozzo 1 e del Pozzo 2; le caratterizzazioni petrofisiche dei due pozzi; i dati carota, la descrizione sedimentologica, le Routine Core Analysis (RCA) e l’analisi granulometrica del Pozzo 2.
Il Capitolo 3 è dedicato all’elaborazione del sismogramma sintetico dei due pozzi considerati, necessario per effettuare una calibrazione sismica-pozzo e la successiva interpretazione di dettaglio dei principali orizzonti sismici.
Il Capitolo 4 descrive l’analisi di facies sismica delle tre sezioni. Questa interpretazione qualitativa ha permesso di inquadrare l’area dal punto di vista geologico-strutturale integrando dati di letteratura e geologico-minerari del campo.
Una volta delimitato l’intervallo d’interesse minerario sui dati logs e i dati sismici, è stata effettuata una caratterizzazione petro-elastica del reservoir. A partire dalla caratterizzazione petrofisica ad alta risoluzione del Pozzo 2 è stato generato un modello di rock physics a scala centimetrica (Capitolo 5) per stabilire un legame tra le proprietà petrofisiche e quelle elastiche del reservoir. Tale modello ha permesso di calcolare la risposta di logs acustici e di densità in condizioni non testate dai pozzi e di valutare, quindi, l’effetto di differenti saturazioni.
Nel Pozzo 2 utilizzando una curva di attenuazione (EATT), indicativa del volume di argilla, e una curva sintetica di ⁄ calcolata con il modello di rock physics, è stata effettuata una classificazione di log-facies e quindi generato un modello litologico ad alta risoluzione, coerente con le litologie identificate utilizzando il dato carota (Capitolo 6). La
Introduzione classificazione del dato log ha permesso di estendere verticalmente la classificazione limitata al solo intervallo carotato su tutto il pozzo, nel tratto d’interesse, e nel pozzo limitrofo.
Successivamente si è cercato di trovare una relazione tra le proprietà litologiche ed elastiche a differenti scale utilizzando delle tecniche di upscaling dei dati di facies ed elastici per estendere il modello litologico dai pozzi al dato sismico.
I risultati del lavoro, rappresentati da un modello litologico a scala di pozzo e a scala sismica e dalle relazioni petro-elastiche alle due scale, sono l’input per la caratterizzazione quantitativa del dato sismico alle proprietà stimate. Un’eventuale calibrazione del dato sismico permette, infatti, di utilizzare la proprietà stimata come trend per condizionare la distribuzione della proprietà al pozzo nelle fasi di modellizzazione geologica del giacimento.
Capitolo 1 Inquadramento geologico-minerario
1 INQUADRAMENTO GEOLOGICO-MINERARIO
L’area di interesse si trova nel Canale di Sicilia, non molto lontano dalla costa, come mostra la Figura 1.1.
In questo capitolo viene descritto il contesto geologico-strutturale dell’area studiata sulla base di informazioni di letteratura e viene definito l’obiettivo minerario del lavoro.
Figura 1.1 Localizzazione dell'area d'indagine (ENI,3D Seismic Interpretation Italy).
1.1 Assetto strutturale
Dal punto di vista geologico l’area è compresa nel settore centro orientale del bacino di avanfossa plio-pleistocenica che si estende sia nel Canale di Sicilia che nell’onshore da Gela fino a Catania.
La Figura 1.2 mostra una mappa strutturale e cinematica dell’Appennino Meridionale e della Sicilia: la zona in rosso rappresenta l’area d’interesse.
Capitolo 1 Inquadramento geologico-minerario
Figura 1.2 Mappa strutturale e cinematica dell'Appennino Meridionale (PATACCA &SCANDONE, 2004); all’interno del rettangolo rosso ricade l’area d’interesse. 1. Depositi continentali e depositi subordinati di mare basso (Pleistocene superiore-Olocene). 2. Vulcaniti e vulcanoclastiti (Pleistocene medio-Olocene). 3-6. Depositi di thrust-top dell’Oligocene superiore-Pleistocene nelle aree di avampaese: 3. Plio-Pleistocene; 4 Tortoniano superiore-Pliocene inferiore; 5.
Langhiano-Tortoniano; 6. Oligocene superiore-Miocene inferiore. 7-11. Unità tettoniche dell’Appennino Meridionale: 7. Unità plio-pleistoceniche (Casoli-Bomba, Majella, Queglia e Morrone-Porrara nell’Appennino; Sciacca in Sicilia); 8. Unità messiniane
(Molise, Montagna dei Fiori, Gran Sasso-Genzana e W. Marsica nell’Appennino; Sicani in Sicilia); 9. Unità del Tortoniano (Matese, Lagonegro e Sannio nell’Appennino; Trapanese in Sicilia); 10. Unità del Burdigaliano-Langhiano (Monti della Maddalena, Alburno-Cervati, Monte Foraporta, Capri-Bulgheria, Verbicaro, San Donato e Sicilide nell’Appennino); 11. Unità cretaceo-paleogeniche (unità nord-calabre e falde ofiolitiche nel sud dell’Appennino, ofioliti e falde di basamento cristallino nell’Arco calabro). 12. Carbonati pre-pliocenici nelle aree di avampaese apulo e nel sud della Sicilia. 13. Zone di estensione nell’offshore della Sicilia orientale. 14. Thrust quaternario nell’Appennino, nell’Arco Calabro e in Sicilia. BT: Bradano Trough.
CT: Caltanissetta Trough. OF: sinforme di Ofanto. SA: sinforme di Sant’Arcangelo (PATACCA &SCANDONE,2004).
Nell’Appennino Meridionale e in Sicilia vi è un’alternanza di duplex ed imbricate-fans dal Neogene al Quaternario (PATACCA & SCANDONE, 2004). Negli ultimi anni, grazie alla
disponibilità di dati di sottosuolo, stratigrafici e geofisici, è stata fatta nuova luce sulla geometria della Catena Appenninico-Maghrebide (GRASSO &LA MANNA, 1993).
L’avanfossa di Gela appartiene ad un sistema complesso thrust-belt foredeep, databile al Plio-Pleistocene, in cui il fronte in avanzamento, inizialmente interpretato come un olistostroma (BENEO, 1958), è chiamato Falda di Gela (OGNIBEN, 1969). Gli studi più recenti
sulla falda la interpretano come la parte più avanzata del thrust belt maghrebide in cui sono presenti strutture di tipo duplex (GRASSO &LA MANNA, 1993) e la cui evoluzione è visibile nella
Capitolo 1 Inquadramento geologico-minerario
Figura 1.3 Pattern di propagazione di un thrust nei sistemi a duplex dell'Appennino Meridionale e della Sicilia (dopo PATACCA
&SCANDONE, 2001 con alcune modifiche). A. Displacement dell’alloctono su un lungo thrust flat (hinterland-to-foreland); B.
Sviluppo di una ripida rampa frontale nella parte finale del thrust; C. Disattivazione della rampa frontale, migrazione backward dei thrusts attivi e breaching del sistema duplex; D. Migrazione in avanti del thrust, riattivazione del leading edge
precedentemente abbandonato e creazione di un bacino di piggyback nel tetto di un breach; E. Approfondimento del sole thrust, propagazione in avanti del thrust e creazione di un nuovo sistema duplex con un bacino di piggyback nella parte
posteriore del ridge in crescita (PATACCA &SCANDONE,2004).
Il sistema raggiunge la superficie nella Sicilia Occidentale in corrispondenza di una culminazione assiale delle strutture tettoniche e di un’evoluzione laterale della configurazione del duplex a imbricate-fan (PATACCA &SCANDONE,2004).
La Figura 1.4 mostra una sezione virtuale attraverso il sistema thrust belt-foredeep del Sud della Sicilia in cui sono ben visibili la falda di Gela e l’antistante bacino di avanfossa.
Capitolo 1 Inquadramento geologico-minerario L’avanfossa è visibile nella Figura 1.5 in cui è riportato uno schema strutturale regionale relativo alla Sicilia ed alle aree limitrofe con i principali bacini pleistocenici di avanfossa ed i loro rapporti con le aree di catena. Come visibile dalla figura l’area d’interesse, limitata a Nord dalla Falda di Gela, ricade all’interno dell’omonima Avanfossa.
Figura 1.5 Modello strutturale regionale e localizzazione dell'area di indagine (ENI,2007).
1.2 Successione stratigrafica
L’area in esame è caratterizzata dalla sequenza litostratigrafica schematizzata nella
Capitolo 1 Inquadramento geologico-minerario
Figura 1.6 Successione litostratigrafica dell’area d’interesse (ENI,2007).
Dal Triassico superiore fino al Retico si è avuta la deposizione, in ambiente subtidale e sopratidale, delle dolomie della Formazione Sciacca passanti ai calcari ed argille della Formazione Noto (ENI,2007).
Durante il Retico-Hettangiano il rifting legato all’apertura della Tetide, ha prodotto uno smembramento della piattaforma triassica con la formazione di un bacino euxinico rapidamente subsidente in cui si sono depositate potenti coltri di argille nere e calcari con livelli basaltici della Formazione Streppenosa (ENI,2007).
Più ad Ovest, durante il Trias superiore-Hettangiano, si sono avute solo condizioni di piattaforma permanente (ENI, 2007). La deposizione della Formazione Streppenosa si è
arrestata alla fine dell’Hettangiano quando una brusca regressione ha provocato la deposizione della Formazione Inici sulle zone meno profonde del bacino (ENI,2007).
Nel Lias-Dogger la piattaforma liassica ha subito un generale smembramento con successivo annegamento a causa di un’intensa fase tettonica distensiva; si sono istaurate condizioni di mare profondo con deposizione di calcari e marne appartenenti alla Formazione del Rosso Ammonitico (ENI,2007).
La batimetria si è uniformata durante il Malm ed il Cretaceo inferiore con la deposizione di sedimenti carbonatici di ambiente marino profondo appartenenti alla Formazione Lattimusa ed Hybla (ENI, 2007). Nel Cretaceo superiore-Eocene si è avuta la
Capitolo 1 Inquadramento geologico-minerario La serie oligo-miocenica, che inizia con la deposizione della Formazione Ragusa (carbonatica), poggia in discordanza sulla serie carbonatica sottostante; l’ambiente di deposizione è meno profondo di quello della Scaglia (ENI,2007).
Durante il Tortoniano (Miocene) è avvenuta la deposizione delle marne della Formazione Tellaro (ENI,2007).
Il substrato del bacino è costituito dalla serie stratigrafiche messiniane e pre-messiniane appartenenti alla Formazione Gessoso Solfifera. Nel Messiniano, infatti, l’area ha subito una profonda variazione paleogeografica con la deposizione delle evaporiti della Formazione Gessoso Solfifera. Al tetto di quest’ultima, durante il Pliocene inferiore-medio, si è verificata un’ingressione marina che ha portato alla deposizione del Membro Trubi appartenente alla Formazione Ribera. Il Membro Trubi è costituito da rocce marnoso-argilloso-calcaree di ambiente marino aperto. I Trubi si trovano localmente in discordanza anche sulla Falda di Gela ad indicare che quest’ultima era già formata ed attiva a partire dal Messiniano post-evaporitico (ENI,2007).
Successivamente, in seguito all’avanzamento verso Sud della falda alloctona, al passaggio Plio-Pleistocene, si è instaurato un ambiente torbiditico con argille e sabbie (Sabbie di Irene) del Membro Narbone appartenente alla Formazione Ribera. Quest’ultima è, quindi, costituita da depositi torbiditici di avanfossa pelitici e sabbiosi. Sulla base dei dati ad oggi disponibili, le paleo-correnti sono supposte prevalentemente longitudinali al bacino di avanfossa: prima verso SO e poi verso O, l’area sorgente era collocata nell’entroterra di Gela (ENI,2007).
1.3 Obiettivo minerario
L’obiettivo minerario principale dell’area sono le sequenze stratigrafiche del Plio-Pleistocene (Formazione Ribera) mineralizzate a gas biogenico. Si tratta di litologie costituite da sedimenti molto fini associati alla deposizione torbiditica in ambiente distale (Figura 1.7). In presenza di determinati fattori di ordine stratigrafico, composizionale e strutturale, le torbiditi possono costituire importanti rocce serbatoio di idrocarburi e sono, quindi, un obiettivo primario dell’esplorazione petrolifera.
Mentre nelle aree prossimali delle torbiditi prevalgono processi erosivi, in quelle distali prevalgono i processi deposizionali con morfologie a lobo. La stratificazione è generalmente grossolana nelle aree prossimali, con banchi sabbiosi di spessore anche notevole, a base erosiva; nelle aree distali, invece, la stratificazione è fine con sottili alternanze tra livelli sabbioso-siltosi ed argillosi.
Nell’area oggetto di studio il gas si trova intrappolato nei livelli sabbioso-argillosi centimetrici tipici dei lobi distali.
Capitolo 1 Inquadramento geologico-minerario
Figura 1.7 Schematizzazione in pianta di una torbidite; il rettangolo rosso indica l'area in cui ricade il reservoir a gas (MUTTI ET ALII,1999).
Sono stati svolti negli ultimi anni alcuni studi geochimici che hanno permesso di stabilire che il gas è stato generato dall’azione di batteri anaerobi che hanno decomposto la materia organica presente nei livelli più argillosi dei depositi sedimentari torbiditici; si tratta di un gas endogeno composto prevalentemente da metano (99,6%) formatosi a basse temperature (ENI,2007).
Le rocce di copertura sono rappresentate dai livelli di argilla interposti tra gli eventi sabbiosi e siltosi; essi costituiscono contemporaneamente sia la roccia madre che la copertura (ENI,2007).
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili
2 DATI ED ANALISI DISPONIBILI
In questo capitolo vengono elencati e descritti i dati e le analisi forniti da diverse unità dell’ENI E&P e che hanno rappresentato il punto di partenza del lavoro di tesi. I dati sono
relativi a due pozzi (denominati Pozzo 1 e Pozzo 2 in questa tesi) perforati nel giacimento in oggetto e possono essere suddivisi come segue:
Wireline logs dei due pozzi;
Caratterizzazioni petrofisiche dei due pozzi;
Dati carota, immagini, descrizione sedimentologica, Routine Core Analysis (RCA), analisi granulometrica del Pozzo 2;
Profili sismici di pozzo (VSP) e sismogrammi sintetici del Pozzo 1 e del Pozzo 2. Sono, inoltre, disponibili delle linee sismiche 2D a scala regionale e la sismica 3D.
2.1 Ubicazione dei pozzi e caratteristiche generali
La Figura 2.1 mostra l’ubicazione dei due pozzi considerati che distano 1800 m, entrambi hanno un profilo di perforazione verticale. Il Pozzo 1 rappresenta il pozzo di scoperta, il Pozzo 2 è il pozzo che ha permesso di valutare l’estensione areale del campo e confermare la mineralizzazione.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili
2.1.1 Pozzo 1
L’obiettivo minerario del Pozzo 1 è rappresentato da livelli porosi mineralizzati a gas intercalati nella serie argilloso-sabbiosa. Il pozzo ha individuato un reservoir a strati sottili con valori medi di porosità fino al 35%.
Il Pozzo 1 ha permesso di valutare lo spessore dei livelli sabbiosi, la presenza e il tipo di mineralizzazione ed ha fornito informazioni sulle pressioni di formazione.
2.1.2 Pozzo 2
Il Pozzo 2 è ubicato circa a 1800 m a NO del Pozzo 1, come illustrato nella Figura 2.1. L’obiettivo minerario del Pozzo 2 è stato di verificare l’estensione della mineralizzazione già provata nel Pozzo 1 a livello degli intervalli superiore ed intermedio, consentendo di avere una valutazione aggiornata delle riserve e della loro producibilità.
Il Pozzo 2 è verticale e raggiunge la TD (Total Depth) con un foro quasi sempre regolare che ha garantito una buona qualità dei dati.
2.2 Dati log del Pozzo 1
Nel Pozzo 1 sono stati acquisiti tre set di logs open hole:
Run 1: Array Induction Imager Tools (AIT), Array Sonic Imager (ASI), Electromagnetic Propagation Tool (EPT), Gamma Ray (GR);
Run 2: Fullbore Formation Microimager (FMI), Three-Detector Lithology Density (TLD), Accelerator Porosity Sonde (APS), Gamma Ray (GR);
Run 3: Modular Formation Dynamics Tester (MDT), Combinable Magnetic Resonance Tool (CMR).
2.3 Dati log del Pozzo 2
Nel Pozzo 2 è stato acquisito un set completo di log wireline (WLL) in tre run in cui gli strumenti sono stati calati in pozzo, mediante cavo, dopo la fase di perforazione e le registrazioni sono state effettuate durante la risalita dello strumento. L’acquisizione dei logs geofisici è stata fatta sia con strumentazione a risoluzione standard che con strumentazione ad alta risoluzione:
Run 1: Fullbore Formation Microimager (FMI), General Purpose Inclinometry Tool (GPIT), Dipole Shear Sonic Imager (DSI), Electromagnetic Propagation Tool (EPT), Gamma Ray (GR);
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili
Run 2: Three-Detector Lithology Density (TLD), General Purpose Inclinometry Tool (GPIT), Accelerator Porosity Sonde (APS), Advanced Dielectric Tool (ADT), Gamma Ray (GR);
Run 3: Combinable Magnetic Resonance Tool (CMR), Gamma Ray (GR).
La principale differenza rispetto al Pozzo 1 è data dall’acquisizione dello strumento ADT la quale ha rappresentato un punto fondamentale per lo svolgimento del lavoro di tesi.
L’Advanced Dielectric Tool (APPENDICE A) è uno strumento innovativo e di ultima generazione che misura la risposta elettrica di una roccia (conduttività e permittività) a quattro diverse frequenze nel range 20 MHz-1GHz con una risoluzione verticale teorica di 1 pollice. Tramite un appropriato modello di inversione, la permittività e la conduttività misurate alle diverse frequenze in condizioni di temperatura e pressione note, punto per punto, possono essere trasformate nei parametri petrofisici di interesse quali la salinità dell’acqua, la frazione volumetrica dell’acqua nei pori e il contenuto di argilla. Un’interpretazione corretta dei dati forniti dallo strumento in esame genera, quindi, una classificazione litologica ad alta risoluzione ed una stima quantitativa del contenuto d’argilla. In particolare, la stima del contenuto di argilla a scala centimetrica (comparabile, quindi, alla scala di alternanza della fitta sequenza di livelli sottili che caratterizzano gli intervalli in esame) rappresenta il vero valore aggiunto fornito dal log ADT che permette, per la prima volta in tali contesti, di effettuare una completa caratterizzazione petrofisica. Come vedremo in seguito, quest’ultima rappresenta uno dei punti cardine per lo svolgimento del lavoro di tesi.
2.4 Caratterizzazione petrofisica del Pozzo 1
Nel Pozzo 1 è disponibile un’analisi petrofisica effettuata in maniera non convenzionale a causa della fitta alternanza di livelli a sabbia ed argilla presenti nel reservoir. Questa si basa su logs di resistività ad alta risoluzione. I passi effettuati per un’analisi non convenzionale degli strati sottili (TLA-C) sono (GALLI, 2010):
Thin Layer Analysis;
Resistivity Modeling;
Modellizzazione della porosità;
Calcolo della saturazione totale.
La Thin Layer Analysis ha fornito il modello litologico e geometrico della formazione (strati di sabbia e strati di argilla). Questo modello è la base per la modellizzazione della resistività dopo cui è stato possibile calcolare la porosità e la saturazione totale. Questo insieme di fasi costituisce un flusso di lavoro (workflow) che in ENI viene comunemente
utilizzato in contesti a strati sottili centimetrici; in tali contesti, infatti, i metodi convenzionali risultano inadeguati data la scarsa risoluzione verticale degli strumenti convenzionali.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili
2.4.1 Thin Layer Analysis (TLA) del Pozzo 1
La Thin Layer Analysis è una metodologia finalizzata alla definizione di un modello geometrico della formazione, rappresentata come alternanza di livelli sabbiosi dispersi all’interno di un contesto prevalentemente argilloso, da utilizzare come input alla modellizzazione della resistività. Questa metodologia utilizza un log elettrico o dielettrico ad alta risoluzione verticale in grado di rilevare contrasti con dettaglio di pochi centimetri. La disponibilità di questi dati e la buona qualità degli stessi costituisce la condizione fondamentale per poter applicare questa metodologia.
La determinazione del modello deposizionale è avvenuta partendo dall’analisi della curva ad alta risoluzione e stabilendo dei valori soglia opportuni al fine di ricavare una classificazione a due componenti: sabbia e argilla.
Nel Pozzo 1 i logs a più alta risoluzione disponibili sono l’attenuazione e le curve di microconduttività dello strumento di immagine. Nell’intervallo in esame, il modello geometrico è stato definito a partire dalle curve di microconduttività a seguito di un accurato controllo di qualità.
2.4.2 Resistivity Modeling del Pozzo 1
Il resistivity modeling 2D è stato effettuato utilizzando una metodologia di modeling in grado di simulare la risposta di un strumento di resistività in un modello di formazione dato in input (il modello litologico definito dalla TLA descritta nel paragrafo precedente).
Sulla base del modello litologico della TLA, sono stati definiti i valori di resistività dei livelli argillosi (Rsh). Tali valori, infatti, possono condizionare la risposta elettrica ricercata dei livelli sabbiosi (Rsd), dal momento che combinazioni diverse Rsh – Rsd possono risultare ugualmente compatibili con le resistività apparenti misurate. I valori di Rsd per il modeling sono stati scelti sulla base del log di resistività (deep) e sono stati utilizzati per il calcolo del log sintetico che ha permesso, successivamente, di modificare i valori in funzione degli scostamenti osservati.
I logs di input utilizzati sono quelli relativi alle resistività della zona filtrata (curva di resistività shallow) e della zona vergine (curva di resistività deep).
Il risultato ottenuto è un log sintetico di resistività con la stessa risoluzione verticale della TLA.
2.4.3 Modellizzazione della porosità del Pozzo 1
La porosità totale ottenuta in maniera standard dalle curve di density-neutron non fornisce valori adeguati all’alta risoluzione della TLA e del resistivity modeling e per questo motivo è stata eseguita una modellizzazione della porosità, per ogni livello individuato, basata sui dati misurati.
Lungo tutto il log è stato stabilito un intervallo di variabilità della porosità totale da density-neutron, dopodiché tale intervallo è stato suddiviso in sotto-intervalli a porosità circa costante.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili Ad ognuno di questi intervalli sono stati assegnati due valori di porosità (uno per l’argilla e uno per la sabbia) nei livelli identificati dalla TLA e su questi è stata calcolata, mediante media mobile, una curva di porosità media. Questa curva è stata confrontata con la porosità a bassa risoluzione da density-neutron ed ottimizzata fino a sovrapposizione, mediante un processo iterativo automatico che ha previsto la variazione della porosità in input e un’inversione a media mobile.
Al termine della modellizzazione si è ottenuta una curva finale di porosità totale con la stessa risoluzione verticale della TLA e del modeling di resistività, quindi utilizzabile nei calcoli di saturazione.
2.4.4 Calcolo della saturazione totale del Pozzo 1
In formazioni pulite (trascurabile contenuto di argilla), la saturazione totale in acqua (SWT) può essere determinata attraverso la legge empirica di ARCHIE (1942). Il modello litologico prodotto dalla TLA e basato sulla classificazione sabbia/argilla ha permesso, in prima approssimazione, di usare tale legge per il calcolo della SWT nei livelli sabbiosi assunti puliti. Nei livelli argillosi è stata assunta una SWT = 1. In dettaglio, per i livelli sabbiosi la saturazione è stata ottenuta come segue:
( )
dove
= saturazione in acqua;
= resistività della roccia satura in acqua; = resistività totale della roccia satura; = esponente di saturazione;
= esponente di cementazione; = fattore di tortuosità.
L’esponente di saturazione , ottenuto empiricamente, dipende dal tipo di fluido presente nei pori e dalle condizioni di bagnabilità della roccia.
L’esponente di cementazione è anche noto come grado di cementazione. Esso modella come la resistività aumenta con il diminuire dell’interconnessione dei pori. La presenza di una tortuosità nella roccia fa sì che .
Il fattore di tortuosità è anche detto fattore litologico. Si tratta di un termine correttivo che tiene conto della variazione di compattazione, struttura geometrica dei pori e dimensione dei grani.
Gli input utilizzati nei calcoli sono costituiti dalla resistività ottenuta dal resistivity modeling e dalla porosità totale ottenuta dalla relativa modellizzazione. Per il calcolo della resistività dell’acqua di formazione è stata assunta una salinità di 35 ppk (da dati storici di campo) mentre i parametri di ARCHIE ( ) sono stati scelti in base a valori ottenuti in
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili La caratterizzazione petrofisica così ottenuta (modello geometrico di alternanza sabbia/argilla, porosità totale e saturazione totale a scala centimetrica) è stata considerata soddisfacente per il Pozzo 1, data la complessità del giacimento e data l’impossibilità di stimare un corretto volume di argilla per gli strati classificati come sabbiosi.
Un workflow di caratterizzazione petrofisica ben più accurato è stato utilizzato per il Pozzo 2 grazie alla stima del volume di argilla fornita dall’ADT (non disponibile per il Pozzo 1). Come vedremo, questo parametro ha svolto un ruolo importante nella stima di una più corretta saturazione in acqua.
La Figura 2.2 mostra un layout riassuntivo del Pozzo 1 in cui sono mostrate le curve di output della caratterizzazione petrofisica.
Figura 2.2 Layout generale del Pozzo 1. Track 1: in rosa, la curva di attenuazione; track 2: profondità; track 3: in rosso, curva di resistività modellata; track 6: compressionale in blu, in rosso la densità, in blu il neutron log, in nero la porosità totale
modellata; track 9: TLA; track 15: in blu, porosità modellata delle sabbie; track 17: in nero, saturazione totale con shading verde.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili
2.5 Caratterizzazione petrofisica del Pozzo 2
Come nel caso del Pozzo 1 anche per il Pozzo 2 è stata fornita, dal Dipartimento di Caratterizzazione di Giacimenti, un’analisi petrofisica effettuata utilizzando il workflow appena descritto.
Nel caso del Pozzo 2, data la disponibilità del volume di argilla fornito dall’ADT, è stata effettuata una caratterizzazione più accurata sia in termini di porosità che di saturazione.
2.5.1 Thin Layer Analysis (TLA) del Pozzo 2
Per generare il modello geometrico e litologico ad alta risoluzione del Pozzo 2 è stato utilizzato come input per la TLA il log di conduttività fornito dall’ADT in quanto è risultato il log di pozzo a più alta risoluzione disponibile e di migliore qualità.
Ricordiamo che per il Pozzo 1 nella TLA è stata utilizzata come input la curva di microconduttività dello strumento di immagine. Per il Pozzo 2, tale curva non è risultata adeguata a seguito di alcuni problemi locali di acquisizione del dato.
L’elaborazione della conduttività da ADT ha fornito una dettagliata classificazione litologica della formazione, rappresentata, ancora una volta, come alternanza di livelli sabbiosi e argillosi, la cui geometria è definita dalla posizione e dallo spessore di ciascun livello.
La Figura 2.3 mostra un dettaglio della TLA nel Pozzo 2.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili
2.5.2 Resistivity Modeling e Porosity Modeling del Pozzo 2
Come per il Pozzo 1, il modello litologico definito dalla TLA per il Pozzo 2 è stato utilizzato come input al resistivity modeling.
Anche in questo caso sono state, quindi, ottenute una curva finale di resistività e di porosità totale alla stessa risoluzione verticale della TLA.
2.5.3 Calcolo della saturazione in acqua del Pozzo 2
Lo strumento ADT, come ampiamente descritto in precedenza, ha fornito una curva continua di volume di argilla (VSH) alla stessa risoluzione verticale della TLA. È stato, quindi, possibile calcolare un valore di porosità efficace da associare, in particolare, agli strati classificati come sabbiosi.
La porosità efficace è definita come quella parte di porosità che può contribuire al flusso dei fluidi attraverso la roccia. Nel caso in oggetto, la porosità che non è considerata efficace include l’acqua chimicamente legata alle particelle di argilla (clay bound water, CBW). Nota la porosità totale (PHIT) da porosity modeling e considerato di avere argilla dispersa, la porosità efficace (PHIE) è stata calcolata come segue:
La clay bound water (CBW) è stata anch’essa stimata dal modello petrofisico associato all’ADT (PIRRONE, 2011). Una volta calcolata la porosità efficace di ogni layer, è stata stimata
la saturazione efficace, definita come la frazione di acqua associata allo spazio poroso corrispondente alla porosità efficace. Per il calcolo della saturazione efficace è stata utilizzata l’equazione Indonesia (POUPON & LEVEAUX, 1971). Quest’ultima assume un modello più
realistico di quello binario utilizzato per il calcolo della saturazione totale. Con questo modello, infatti, si è assunto che gli strati sabbiosi contenessero una percentuale non nulla di argilla (nel caso in esame stimata da ADT); tale modello è risultato più accurato del modello di ARCHIE in contesti sabbioso-argillosi.
La formula Indonesia, anch’essa di tipo empirico, è la seguente:
{[( ) ⁄ ( ) ⁄ ] } ⁄ dove: = volume di argilla; = resistività dell’argilla; = resistività dell’acqua; = resistività della formazione;
= porosità efficace;
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili = esponente di cementazione.
Tutti i parametri di input per l’equazione Indonesia sono stati disponibili grazie all’integrazione del resistivity modeling, del porosity modeling, del volume di argilla da ADT e da conoscenze generali di campo.
Questo workflow ha fornito, quindi, una caratterizzazione completa e robusta dell’intervallo in esame ad una scala appropriata. In particolare, l’analisi di dettaglio effettuata per il Pozzo 2 con l’integrazione del volume di argilla da ADT ha rappresentato, come vedremo, l’input per costruire per la prima volta un legame tra proprietà petrofisiche ed acustico-elastiche in un intervallo a strati sottili molto complesso. Ciò rappresenta una delle novità discusse in questa tesi.
La Figura 2.4 mostra un layout riassuntivo del Pozzo 2 dei logs e delle curve modellate grazie alla caratterizzazione petrofisica descritta.
Figura 2.4 Layout generale del Pozzo 2. Track 1: profondità; track 2: log di immagine; track 3: porosità modellata da ADT; track 4: profilo di salinità da ADT; track 5: curva del parametro da ADT; track 7: in verde saturazione modellata da ADT, in
rosso saturazione totale; track 10: clay bound water da ADT; track 11: volume di argilla.
2.6 Dati carota del Pozzo 2
Nel Pozzo 2 è stata prelevata una carota che è stata analizzata e descritta nei laboratori ENI.
La sequenza intercettata, considerata rappresentativa dell’eterogeneità del giacimento, è rappresentata da strati torbiditici di silty-shale (88%) con intercalazioni di sabbie da medie a molto fini con abbondante silt.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili La sabbia è quarzo-feldspatica, grigia e i livelli sabbiosi sono sia laminati che massivi. In
Figura 2.5 viene riportata l’analisi sedimentologica e la foto carota. La complessità della sequenza è evidente.
Figura 2.5 Pozzo 2: foto carota e relativa schematizzazione.
Gli strati sottili sono costituiti da sabbie molto fini o silt grossolani con laminazioni, i livelli siltosi sono presenti soprattutto al top degli strati di sabbie intercalati alle argille massive e siltose. Le facies torbiditiche riconosciute dall’analisi della carota, sono state interpretate come depositi del flusso turbolento di correnti torbiditiche (facies F91, MUTTI,
1999) e rappresentano i depositi distali di piana bacinale di un sistema torbiditico ad alta efficienza attivo in un contesto di bacino di avanfossa.
Alle facies F9 sono state attribuite le seguenti facies litologiche caratterizzanti la sequenza:
le sabbie fini e molto fini laminate dei livelli sabbiosi molto sottili;
il silt massivo/laminato dei livelli molto sottili o al top dei livelli sabbiosi gradati;
le argille siltose da decantazione.
Le facies sedimentologiche appena introdotte sono state confermate anche da un’analisi dedicata effettuata da ENI sulle immagini derivate dal dato di microconduttività (FMI) e si vedrà come questa preliminare classificazione sarà in accordo anche con le analisi granulometriche effettuate su alcuni campioni selezionati.
Prima di discutere la granulometria dei sedimenti, è importante considerare anche l’analisi mineralogica degli stessi.
La composizione media dei campioni analizzati è così suddivisa: circa il 23% di carbonati non cementati (principalmente calcite), il 23% di quarzo a basso contenuto di feldspati e il 54% di argille più miche. È da notare che la metodologia XRD non è in grado di
1
La facies F9, secondo Mutti, risulta formata da sedimenti fini quali sabbia e fango che vengono depositati nella porzione più distale del sistema torbiditico.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili discriminare le argille dalle miche. Una più corretta definizione del volume di argilla è stata ottenuta grazie all’analisi granulometrica (discussa nel paragrafo seguente).
Il principale gruppo argilloso presente è quello della smectite (circa il 70% della fase argillosa) in associazione a minime quantità di minerali del gruppo dell’illite (circa il 15%) e della kaolinite (15%). La composizione mineralogica del gruppo delle argille ha permesso di definire la porosità media della frazione argillosa (pari al 33%), porosità calcolata a partire dalla quantità, dalla tipologia di argilla presente e dalla porosità tipica associata ad essa (ricavata da dati di letteratura: MAVKO, 2009; SCHON, 2011).
2.6.1 Analisi granulometrica del Pozzo 2 e classificazione finale di
core-facies
Per il Pozzo 2 era disponibile un’analisi granulometrica che ha permesso di ottenere importanti informazioni sulle litologie caratterizzanti la sequenza in oggetto.
Il principio fisico sul quale si basa l’analisi dimensionale delle particelle è la diffrazione ottica. Ovvero, le particelle che s’interpongono sul cammino ottico di un raggio di luce monocromatica, generano la sua diffrazione in base alle loro dimensioni: particelle di piccole dimensioni provocano angoli di diffrazione molto grandi mentre particelle di dimensioni maggiori provocano angoli di diffrazione molto piccoli.Inoltre, l’intensità del raggio deviato dipende dalle dimensioni delle particelle e diminuisce in relazione all’area della sezione della particella stessa. Particelle di grosse dimensioni deviano il raggio laser e generano angoli minori ma di grande intensità e viceversa per le particelle di piccole dimensioni.Le curve di distribuzione di grain size sono state calcolate per confronto con modelli ottici preesistenti, utilizzando processi matematici ad-hoc la cui descrizione esula dagli scopi di questa tesi.
I dati granulometrici forniti dai laboratori ENI E&P hanno consentito la creazione, per
ciascun campione prelevato dalla carota del Pozzo 2, di curve cumulative di distribuzione granulometrica e il calcolo del parametro , definito da KRUMBEIN (1934) come:
Il vantaggio di una rappresentazione cumulativa è che possono essere letti i valori di percentuale di distribuzione (percentile) riferiti a una precisa dimensione: il percentile n-esimo rappresenta la dimensione al di sotto della quale esso è l’n% del campione totale.
Poiché le distribuzioni granulometriche possono essere assimilate a curve gaussiane, la descrizione dello spettro dimensionale segue le regole dei parametri statistici classici. In particolare, nella pratica sedimentologica le curve granulometriche vengono descritte attraverso due parametri fondamentali quali la media (mean) e la deviazione standard (sorting):
Media: media aritmetica della distribuzione;
Deviazione standard (sorting): grado di omogeneità o di eterogeneità nella dimensione dei clasti.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili FOLK & WARD (1957) hanno proposto di utilizzare un metodo grafico per calcolare
questi parametri statistici che descrivono la distribuzione utilizzando solo i percentili delle curve cumulative. Le formule di FOLK & WARD sono visibili nella Tabella 2.1. Come visibile
dalla tabella compaiono anche altri due parametri, non utilizzati per la descrizione della distribuzione in esame:
Skewness: misura dell’asimmetria della distribuzione (se la distribuzione è simmetrica la skewness è zero);
Kurtosis: descrive la forma della distribuzione in termini di allontanamento dalla normalità distributiva rispetto alla quale si verifica un maggiore appiattimento o un maggiore allungamento.
Tabella 2.1 Misure grafiche logaritmiche di FOLK & WARD (1957).
Il grafico “Sorting vs. Mean” è risultato importante per formulare alcune considerazioni (Figura 2.6).
I campioni son stati, quindi, suddivisi in tre gruppi in particolare sfruttando i valori di media della distribuzione:
In rosso: campioni con ;
In verde: campioni con compresa tra e ;
In blu: campioni con .
Dalla figura si osserva che uno solo dei punti ricade sia nel raggruppamento in verde che quello in blu: la classificazione di tale punto è risultata incerta.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili Utilizzando la terminologia descrittiva di FRIEDMAN & SANDERS (1978) mostrata nella
Tabella 2.2 sono state, quindi, distinte tre core-facies che ricalcano la classificazione sedimentologica e da FMI descritta nel paragrafo precedente:
Facies blu ( ): very fine silt – clay;
Facies verde ( ): medium - fine silt;
Facies rossa ( ): very fine sand - coarse silt.
Tabella 2.2 Terminologia descrittiva di FRIEDMAN &SANDERS (1978) che classifica i sedimenti in funzione del parametro .
In particolare, in accordo con altri dati granulometrici provenienti dalla stessa area e da giacimenti analoghi, la facies rossa (caratterizzata da ) è quella considerata di reservoir.
Poiché l’intervallo carotato non copre tutti gli intervalli di interesse dal punto di vista produttivo nei quali è desiderabile effettuare una caratterizzazione, una soluzione a tale problema è stata quella di ricorrere al dato log e definire delle log-facies. Il dato log è in genere disponibile in tutti i pozzi perforati e su tutti gli intervalli intercettati. Una qualsiasi classificazione log ha comunque bisogno di una certa quantità di dati carota per essere effettivamente validata. La classificazione su base log e il suo confronto con la classificazione a scala carota sarà oggetto di un seguente capitolo dedicato.
2.7 Sismica 3D
L’acquisizione di un rilievo sismico 3D è stata effettuata su un’area di circa 825 km2 tra Dicembre 2003 e Febbraio 2004 dalla compagnia geofisica Veritas CGG. Questo volume di ampiezza è stato l’input per l’interpretazione stratigrafica e strutturale dell’area di studio. L’interpretazione a scala regionale ha permesso di inquadrare il campo rispetto alla geologia dell’area, mentre quella di dettaglio ha permesso di descrivere il reservoir.
Lo scopo del processing è stato quello di visualizzare al meglio il reservoir a gas presente nell’area investigata.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili
Numero di linee 269
Numero di sub-linee 16
Numero di tracce per punto 240
Bin size 6.25 x 18.75
Stacking fold 40
Tabella 2.3 Programma di acquisizione.
Sorgente Airgun
Numero di sorgenti 2
Shot point interval 18.75 m flip/flop
Pressione dell’aria 2000 psi
Profondità della sorgente 5 ± 0.5 m
Distanza tra le sorgenti 37.5 ± 0.5 m
Numero di sub-array 2 ognuno da 8 guns
Lunghezza e larghezza dell’array 16.5 x 10 m
Distanza tra sub-array 10 m
Tabella 2.4 Parametri di acquisizione della sorgente.
Numero di cavi 8
Lunghezza del cavo 3000 m
Group interval 12.5 m
Numero di gruppi 240
Numero di idrofoni per gruppo 16
Profondità del cavo 7 ± 1.5 m
Tabella 2.5 Parametri di acquisizione relativi ai cavi.
Lunghezza della registrazione 6144 ms
Passo di campionamento 2 ms
Tabella 2.6 Caratteristiche dell'acquisizione.
Il volume sismico 3D è stato sottoposto ad una sequenza di processing con i seguenti parametri (APPENDICE D):
Lunghezza del processing 6144 ms
Passo di campionamento del processing 4 ms
Ricampionamento da 2 a 4 ms
Stacking fold nominale 40
Tabella 2.7 Parametri di processing.
Il volume 3D utilizzato in questo lavoro di tesi è quello full stack migrato con passo di campionamento di 2 ms, ricampionato a 4 ms, con polarità normale o sismica secondo cui un aumento d’impedenza corrisponde ad un segnale negativo ovvero ad una gola.
Capitolo 2 Dati ed analisi disponibili
2.8 Acquisizione sismica del Pozzo 1
Per il Pozzo 1 era disponibile il campo di velocità ottenuto dall’acquisizione di un VSP a zero offset. I parametri dell’acquisizione sono:
Sorgente Airgun
Distanza tra sorgente e testa-pozzo 43 m
Profondità della sorgente 4 m s.l.m.
Tavola rotary 21 m
Tabella 2.8 Parametri dell'acqusizione sismica del Pozzo 1.
I ricevitori multipli hanno acquisito 3-5 shots ogni 15 m dalla profondità totale del pozzo in risalita fino a fondo mare. L’acquisizione di più shots per ogni profondità ha assicurato una buona qualità del dato aumentando il rapporto segnale/rumore (ENI,2006).
2.9 Acquisizione sismica del Pozzo 2
Per il Pozzo 2, come per il Pozzo 1, è stata messa a disposizione un’acquisizione sismica di pozzo a zero offset. I parametri dell’acquisizione sono:
Sorgente Airgun
Distanza tra sorgente e testa-pozzo 50 m
Profondità della sorgente 4 m s.l.m.
Tavola rotary 21 m
Tabella 2.9 parametri dell'acquisizione sismica del Pozzo 2.
2.10 Sismogrammi sintetici del Pozzo 1 e del Pozzo 2
Per entrambi i pozzi considerati sono stati messi a disposizione, dal Dipartimento di Geofisica di Pozzo e Monitoraggio Geofisico, i relativi sismogrammi sintetici. Il sismogramma sintetico del Pozzo 1 è stato ottenuto tramite la convoluzione della traccia di riflettività, ricavata dal log sonico opportunamente calibrato e dal log di densità, con un’ondina a frequenza centrale di 45 Hz.
Il sismogramma sintetico del Pozzo 2 è stato ottenuto tramite la convoluzione della traccia di riflettività, ricavata dal log sonico opportunamente calibrato e dal log di densità, con un’ondina a frequenza centrale di 70 Hz.
Capitolo 3 Calcolo del sismogramma sintetico e correlazione sismica-pozzo
3 CALCOLO DEL SISMOGRAMMA SINTETICO E
CORRELAZIONE SISMICA-POZZO
Il sismogramma sintetico è un modello di traccia sismica ricavata dall’acquisizione e dal processing di informazioni di pozzo e candidato ad essere correlato con la sismica di superficie (correlazione sismica-pozzo).
La correlazione sismica-pozzo ha permesso, inoltre, di trovare una relazione tra il dominio profondità e quello tempi e viceversa (WHITE,2003).
Le registrazioni geofisiche in pozzo hanno dominio, risoluzione e unità nel passo di campionamento completamente diversi da quelle sismiche quindi, il passaggio dai dati di pozzo al dato sismico non è un processo immediato (Figura 3.1).
Figura 3.1 Schematizzazione dell'acquisizione di dati logs e dati sismici con differenza di unità tra le due acquisizioni (ENI,
2005).
Le differenze tra le acquisizioni logs e quelle sismiche sono elencate nella Tabella 3.1.
Dati sismici Dati di pozzo Informazioni Areali Puntuali, lungo il foro
Spettro (frequenze) Basse: 5-60 Hz Alte: 10.000-20.000 Hz
Risoluzione verticale 10-100 m 2 cm-2 m
Dominio Tempo Profondità
Capitolo 3 Calcolo del sismogramma sintetico e correlazione sismica-pozzo Il processo necessario per ottenere un sismogramma sintetico è schematizzato nella
Figura 3.2.
Figura 3.2 Schematizzazione del processing necessario per ottenere un sismogramma sintetico.
Si parte dal VSP (Vertical Seismic Profile) che, verticalizzato per scostamenti tra sorgente e ricevitori in foro e deviazioni del pozzo, ha fornito le misure corrette dei primi arrivi, dai riflettori in sottosuperficie, che hanno costituito una tabella di relazione tra profondità e tempi sismici (One o Two way). Susseguentemente il log sonico è stato integrato con i risultati dell’elaborazione dei primi arrivi da VSP. Siccome il VSP è stato acquisito a zero offset la maggior parte dell’energia delle onde P è concentrata sulla componente verticale e quindi solo la componente z è stata utilizzata per il processing.
Si è proceduto calcolando la differenza tra il tempo misurato dall’acquisizione sismica di pozzo e quello del log sonico ed è stata effettuata la calibrazione del dato sonico mirata a minimizzare le differenze originate dalla diversa natura delle misure sismiche e di pozzo.
La correzione è quindi funzionale ad “adattare” le misure di pozzo alla realtà sismica da analizzare. Il risultato di tale integrazione è una curva continua di velocità da sonic integrata con le misure sismiche, e campionata in profondità a scala log di pozzo.
Infine è stata calcolata l’Impedenza acustica ed indi è stata derivata la serie di riflettività del pozzo. Nel caso in esame le impedenze sono state calcolate per riflessioni relative alle onde compressionali e le quantità in gioco dipendono, pertanto, dalla velocità stimata .
Inoltre, la serie di riflettività è stata ricalcolata in dominio tempi, assumendo riflessioni prossime all’angolo di incidenza zero, il che implica una semplificazione della natura del responso come puramente acustico.
La riflettività è stata, quindi, convoluta con un’ondina, opportunamente selezionata (e verificata come rappresentativa del dato sismico da analizzare), per generare il sismogramma sintetico.
Il significato dell’operazione di convoluzione della riflettività con un’ondina è quello di riprodurre tutte le azioni di filtraggio che il modello di riflettività ha subito sino ad esser portato alla nostra percezione come traccia sismica acquisita e processata. La fase di analisi della correlazione sismica-pozzo, al fine di associare la traccia sintetica (serie di riflessioni stimate in pozzo) con la traccia sismica, è iniziata con l’osservazione della qualità della
Capitolo 3 Calcolo del sismogramma sintetico e correlazione sismica-pozzo correlazione stessa, per comprendere le azioni da condurre al fine di ottimizzarla (azioni di definizione della wavelet appropriata, differenti iterazioni di time shift e/o stretch & squeeze del sismogramma).
In questo capitolo sono descritte con maggiore dettaglio le principali fasi necessarie per generare i sismogrammi sintetici e sono mostrati i risultati relativi ai due pozzi considerati.
Come detto, nella fattispecie, per gli scopi dello studio sono stati generati unicamente modelli sintetici di tipo acustico (approssimazione zero-offset).
Le fasi di integrazione dei logs sonici, di verticalizzazione dei dati di pozzo, di calcolo del drift e di calibrazione per i due pozzi considerati sono state effettuate dal Dipartimento di Geofisica di Pozzo e Monitoraggio Geofisico.
Le successive fasi di esercizio relativo all’estrazione dell’ondina, generazione del modello 1D acustico sintetico, convoluzione e correlazione sismica-pozzo sono oggetto di questo capitolo.
3.1 Estrazione delle ondine e calcolo del sismogramma
sintetico per il Pozzo 2
La propagazione del segnale sismico è influenzata dalle variazioni litologiche: in corrispondenza dell’interfaccia tra due formazioni con impedenza acustica diversa, una parte dell’energia viene trasmessa ed un’altra parte viene riflessa. La quantità di energia che viene riflessa e trasmessa dipende dal contrasto d’impedenza acustica che viene definita come:
dove:
= densità [ ]; = velocità [ ].
Per un modello puramente acustico, il coefficiente di riflessione, che indica l’energia riflessa, è:
dove:
e = impedenze acustiche di due strati successivi.
Il coefficiente di riflessione così calcolato risulta validamente stimato per riflessioni prossime all’angolo di incidenza zero. Per valori di angolo di incidenza maggiori di zero, altre assunzioni devono essere prese in considerazione, in tal caso il responso di riflettività avrà una definizione più complessa, funzione anche della velocità relativa alle onde di taglio.
Capitolo 3 Calcolo del sismogramma sintetico e correlazione sismica-pozzo Un’altra approssimazione utilizzata nel corso della generazione del modello sintetico acustico 1D da pozzo consiste nel trascurare eventuali effetti anelastici, che possono portare a sensibili variazioni spettrali nel segnale riflesso, e conseguenti variazioni delle forme d’onda modellate in termini di ampiezza e fase.
Utilizzando, quindi, un approccio puramente acustico, il log sonico compressionale calibrato ed il log di densità, dopo la conversione in tempi doppi, hanno permesso di calcolare la curva di impedenza acustica. Il mezzo è stato, quindi, approssimato ad una serie di strati.
Il calcolo del sismogramma sintetico è stato effettuato generando la serie di riflettività in tempi e convolvendola con un’ondina opportunamente selezionata (WHITE,2003).
Si premette che un’ondina può essere definita in maniera teorica, su basi empiriche oppure può essere estratta dal dato sismico e di pozzo in maniera statistica o deterministica.
I sismogrammi sintetici generati dal Dipartimento di Geofisica di Pozzo e Monitoraggio Geofisico sono stati ottenuti per una modellizzazione iniziale, considerando una convoluzione tentativo con un’ondina puramente treorica a cui è stata applicata una rotazione dello spettro di fase per un valore costante di 120° al fine di ottenere un buon match visivo col dato sismico.
La convoluzione per il calcolo di un nuovo sismogramma sintetico è stata effettuata per un esercizio di maggiore dettaglio e meglio fondato da un punto di vista quantitativo, utilizzando ondine differenti da quella teorica.
È stato deciso di procedere prima con un’estrazione di un’ondina statistica a fase zero e polarità sismica (SEG reverse) in quanto il volume sismico 3D, in polarità sismica, è stato sottoposto a zero-phasing.
L’algoritmo per l‘estrazione statistica dell’ondina non utilizza i logs di pozzo, ma soltanto un insieme di tracce sismiche; lo spettro di ampiezza viene estratto analizzando l’autocorrelazione di un insieme di tracce all’interno di un intervallo temporale selezionato. Con questa procedura, la fase dell’ondina non può essere determinata e quindi deve essere dapprima assunta dall’utente (fase zero, fase minima, shift costante di fase) sulla base di una iniziale correlabilità col dato sismico e quindi modificata successivamente (MANUALE
HAMPSON-RUSSEL, 2004) utilizzando sia criteri visivi, sia misure quantitative della qualità della
correlazione.
L’ondina statistica ottenuta nell’intorno del Pozzo 2, per la finestra temporale centrata sulla sequenza obiettivo, è visibile nella Figura 3.3. La lunghezza dell’operatore è stata posta a 120 ms, tale da generare livelli accettabili di ringing, e da non comprimere eccessivamente la forma d’onda.
Capitolo 3 Calcolo del sismogramma sintetico e correlazione sismica-pozzo
Figura 3.3 Ondina statistica a fase zero e polarità sismica estratta nell'intorno del Pozzo 2.
Con l’approccio statistico sono state, quindi, prodotte quattro ondine “base”, utili per inizializzare i tentativi di correlazione: due a fase zero (a polarità normale e rovesciata) e due a fase minima (a polarità normale e rovesciata). Gli spettri di ampiezza sono tutti equivalenti a quelli di Figura 3.3, mentre variano solo le condizioni desiderate di fase e polarità.
Con l’approccio deterministico, invece, sono state estratte un’ondina full wavelet e una a fase costante.
Questo approccio si basa sull’uso diretto della serie di riflettività di pozzo posta in dominio tempi.
L’algoritmo alla base dell’estrazione deterministica compara i dati sismici nell’intorno dei pozzi selezionati (Pozzo 2 nella fattispecie) estraendo l’ondina che, coerentemente con i parametri desiderati, riesca dopo la convoluzione con la riflettività di pozzo a minimizzare le differenze tra modello sintetico 1D e traccia sismica di riferimento (MANUALE HAMPSON
-RUSSELL,2004).
Con l’estrazione full wavelet è stato ottenuto l’operatore visibile nella Figura 3.4. Dall’immagine si vede che l’ondina ha una spettro di fase e di ampiezza non rappresentativi del dato sismico, cioè molto diversi dalla soluzione statistica, con frequenti notches. Per questo motivo tale wavelet è stata scartata.
Capitolo 3 Calcolo del sismogramma sintetico e correlazione sismica-pozzo
Figura 3.4 Ondina deterministica full wavelet estratta per il Pozzo 2.
La medesima procedura di estrazione deterministica è stata seguita per ottenere un’ondina a fase costante visibile nella Figura 3.5. Lo spettro di ampiezza appare più regolare e privo di notches rispetto alla full wavelet, e di certo più simile allo spettro derivante da un’estrazione statistica. Il valore di fase costante è di 146°, non molto dissimile da quello selezionato visivamente nell’esercizio preliminare usando la Ricker wavelet.
Figura 3.5 Ondina deterministica a fase costante estratta per il Pozzo 2.
Al termine dell’estrazione di tutte le ondine sono state effettuate le relative convoluzioni con la serie dei coefficienti di riflettività del Pozzo 2 e la correlazione con la traccia sismica che ha generato il relativo cross-correlogramma. Sulla base di quest’ultimo è stato valutato il grado di somiglianza tra la traccia sintetica e quella reale; la statistica, inoltre, ha suggerito l’eventuale shift da applicare all’operatore o lo sfasamento residuale, per massimizzare il coefficiente di correlazione. La wavelet ottimale da selezionare ed utilizzare per la generazione del sismogramma sintetico, sarà pertanto quella che fornirà il massimo della correlazione tra traccia sintetica e quella reale possibilmente con il minor valore di shift.
