6.5. Caratterizzazione dei livelli fratturati
L’individuazione e la caratterizzazione delle zone fratturate rivestono un ruolo fondamentale nell’esplorazione geotermica in quanto la produttività di un serbatoio è strettamente legata alla distribuzione e alla natura di tali zone.
All’interno di formazioni più o meno omogenee, le discontinuità associate alla presenza di zone fratturate possono essere identificate attraverso osservazioni sulle anomalie delle principali caratteristiche fisiche e petrofisiche.
Per individuare le fratture probabilmente produttive incontrate durante la perforazione, sono state utilizzate le informazioni ottenute dai rilievi dinamici di Temperatura e Pressione (Log di T&P), procedura di Well Testing (WT) adottata dalla Fisica del Serbatoio per l’individuazione delle zone permeabili e la valutazione della produttività. Tali rilievi consistono nella registrazione in continuo, mediante una sonda elettrica calata in pozzo, del profilo di pressione e temperatura.
L’andamento delle curve ottenute da questo metodo permette di individuare le quote alle quali, durante il rilievo, si sono verificati assorbimenti dell’acqua iniettata o produzione di fluido geotermico, dato che questi due fenomeni si manifestano come improvvise variazioni del gradiente termico dinamico.
Partendo dai livelli fratturati individuati dai log di T&P, vengono esaminate, in corrispondenza di tali livelli, le variazioni delle grandezze petrofisiche principalmente diagnostiche, densità e velocità. Dalle curve dei rispettivi log sono stati calcolati:
- impedenza acustica;
- principali parametri elasto – meccanici (Tabella 6_6): Coefficiente di Poisson, Modulo di elasticità al taglio e Incompressibilità.
Dall’elaborazione delle Waveform del log sonico sono state inoltre ricavate le curve ∆tc e ∆ts dalle quali sono state calcolate le corrispondenti curve di velocità e il relativo rapporto Vp/Vs.
Dalla convoluzione di un’ondina tipo Ricker, a fase zero e con frequenza caratteristica di 30 Hz, con i valori del coefficiente di riflessione precedentemente ricavati dalla curva di impedenza acustica (calcolata da ∆tc e Densità) sono stati elaborati dei Synthetic Seismograms (Sismogrammi sintetici) che permettono di visualizzare immediatamente le riflessioni sismiche a maggiore ampiezza associate alle principali variazioni di impedenza acustica (vedi capitolo 5).
Un esempio viene riportato in figura 6_32 in cui sono indicate anche le fratture produttive certificate da Well Testing.
Per analizzare le zone fratturate è stato utilizzato anche il log di Resistività (LLd ed LLs) le cui variazioni, oltre ad essere funzione della litologia, possono indicare eventuali invasioni della formazione da parte del fluido di perforazione (vedi paragrafo 6.3) in corrispondenza di intervalli a maggiore permeabilità.
Di seguito, vengono riportati due esempi di analisi di zone fratturate, individuate dai log di T&P, attraverso la descrizione delle variazioni delle grandezze fisiche maggiormente coinvolte.
Pozzo M_1
In questo pozzo è stata segnalata dai logs di T&P, una frattura probabilmente produttiva a circa 1925 m di profondità in corrispondenza delle Rocce termometamorfiche. Osservando le variazioni delle grandezze fisiche misurate (figura 6_33), intorno alla profondità di 1920 m, in corrispondenza di un intervallo a sostanziale omogeneità litologica evidenziata dalla curva di GR, sono stati osservati due livelli fratturati probabilmente produttivi. Questi sono caratterizzati da diminuzioni di densità, di velocità delle onde P ed S, dell’ impedenza acustica e dei parametri elasto – meccanici. E’ possibile notare inoltre un locale aumento del diametro del foro segnalato dal Caliper.
Il relativo Sismogramma sintetico mostra in corrispondenza della zona fratturata un aumento dell’ampiezza del segnale (figura 6_34).
Fig. 6_32. Relazione tra le
riflessioni a massima ampiezza del sismogramma sintetico e le fratture evidenziate da Well-Testing.
Fig. 6_33. Curve dei log del pozzo M_2. Il segmento rosso indica la frattura vista dai log
geofisici, quello verde dai log T&P. Oltre alle grandezze misurate e ai parametri citati è stato calcolato il modulo FMT (Fracture Toughness Modulus).
Pozzo M_2
Dai log di T&P viene individuato un livello fratturato a 1560 m di profondità e dai log geofisici intorno ai 1550 m (figura 6_35).
In questo caso le diverse variazioni dei parametri sono legate ai rapidi cambiamenti litologici. Il log di GR infatti rileva fitte intercalazioni delle due principali componenti delle Filladi di Boccheggiano.
All’interno di un intervallo di pochi metri caratterizzato da una litologia a composizione carbonatica è possibile individuare delle diminuzioni di densità velocità e resistività.
Gli esempi riportati rappresentano le due casistiche più significative delle variazioni di grandezze fisiche in corrispondenza di fratture individuate da T&P. Nella maggior parte dei casi, limitatamente ai pozzi esaminati in questo lavoro, non è stato possibile correlare le fratture evidenziate da Well Testing con caratteristiche variazioni di velocità e densità rilevate da log geofisici.
Fig. 6_34. Sismogramma sintetico del pozzo M_1.
Il segmento verde indica la localizzazione della frattura certificata da log di T&P, mentre, quello blu, indica la localizzazione della frattura vista dai log geofisici.
Un ruolo molto importante potrebbe ricoprire il rapporto Vp/Vs, in quanto, secondo studi rivolti prevalentemente alla ricerca di idrocarburi (Gregory, 1976; Tatham & Fig. 6_35. Curve dei log del pozzo M_2. Il segmento viola indica la frattura vista dai log di
informazioni sulla tipologia di fluidi presenti nelle zone fratturate e giustificherebbe le diminuzioni di tale rapporto in corrispondenza di tali zone, come riscontrato in diversi pozzi dell’area.
Questo aspetto potrebbe essere un argomento da approfondire in un futuro lavoro di tesi.
