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NOME FORMAZIONE -RESERVOIR Bolognano Miocene Altamura Bari Istanza di permesso di ricerca di idrocarburi denominata “La Capriola” Delta Energy ltd. ETÀ LITOLOGIA Secondano (Cretaceo sup.) Cretaceo inf.- Giurassico Calcari e calcareniti Calcari e dolomie calcaree Calcari e dolomie AMBIENTE DEPOSIZIONALE 30 POROSITÀ MATRICE PERMEABILITÀ MATRICE (mD) OIL (°API) Rampa 5-20% 300-1000 20-40 Piattaforma carbonatica Piattaforma carbonatica TIPO GIACIMENTO MATRICE (CARSISMO + FRATTURE) 2-12% 0.1-100 11-30 DUAL K/PHI 2-10% 300 20 DUAL K/PHI Tabella 3 - Quadro riassuntivo dei reservoir carbonatici della Piattaforma Apula Figura 3.5 - Livello di calcareniti terziarie con alta porosità di matrice nei pressi di Matera Le rocce serbatoio carbonatiche fratturate, che costituiscono uno degli obiettivi principali della ricerca esplorativa per idrocarburi nell’area in istanza, sono molto complesse oltre che da un punto di vista geologico, anche sotto l’aspetto dinamico. L’eterogeneità che le caratterizza è dovuta alla complessità di distribuzione delle facies carbonatiche e la loro previsione in 3D è tutt’altro che semplice. La ragione principale di questa complessità è dovuta all’interazione di diversi fattori legati alla loro distribuzione e tipologia. I principali fattori che controllano e contraddistinguono le facies carbonatiche ed i loro ambienti deposizionali sono: i fattori fisici legati all’ambiente (correnti, energia del moto ondoso...); la temperatura dell'acqua e la circolazione; la penetrazione della luce; l’ossigenazione dell’acqua; la salinità dell’acqua; l’apporto terrigeno; l’abbondanza e la diversità dei nutrienti; l’età (ogni periodo è caratterizzato dalla presenza di diversi organismi); la biologia degli organismi;
Istanza di permesso di ricerca di idrocarburi denominata “La Capriola” Delta Energy ltd. la latitudine e quindi il clima; accumulo/deposizione/tasso di subsidenza; variazioni batimetriche. Una volta che i sedimenti si sono depositati, subentrano altri fattori ad influenzare fortemente l'evoluzione delle rocce carbonatiche ed il loro futuro sviluppo come possibili rocce serbatoio: l’evoluzione diagenetica; la circolazione di fluidi; l’evoluzione delle sequenze; la tettonica (geometria della fratture). Per una buona descrizione e la modellizzazione di questo tipo di serbatoio si devono prendere in considerazione tutti questi fattori perché hanno una forte influenza sul volume dei pori e sulla connettività che ne determina la permeabilità (Figura 3.6). Figura 3.6 - Porosità legata alla dissoluzione delle Rudiste nei calcari tardo-Cretacici della piattaforma Apula Per quanto riguarda i serbatoi carbonatici fratturati, l'identificazione e la distribuzione delle fratture al loro interno è difficile in quando esiste una mancanza di dati relativi al sottosuolo. Tuttavia utilizzando dati in affioramento e di sottosuolo molti autori hanno studiato la relazione tra la fratturazione e i diversi parametri che possono essere identificati in una sequenza carbonatica (litologia, consistenza, spessore degli strati, etc.). Queste relazioni sono fortemente influenzate da fattori locali e regionali, ma alcune regole generali possono essere identificate e generalizzate. L'intensità della fratturazione si pensa essere in parte controllata dallo spessore degli strati (Ladeira e Price, 1981;. Shaocheng et al., 1998) e dalla litologia (Atkinson & Meredith, 1987; Pollard & Aydin 1988; Wennberg et al., 2006). Price 1966, riporta una relazione pressappoco lineare tra spaziatura media dei giunti e spessore stratale e suggerisce che l'aumento di intensità di fratturazione in strati sottili è dovuta al trasferimento di stress dagli strati incompetenti adiacenti a quello competente. Gross et al. 1995, riportano una riduzione della zona d’ombra dello stress attorno ai pre-esistenti joint che aumenta in estensione laterale in relazione alla loro altezza. L’altezza dei joint corrisponde solitamente allo spessore dello strato con conseguente correlazione lineare tra spessore degli strati e spaziatura dei joint. La relazione tra l’intensità di fratturazione e litologia può essere spiegato da differenze nelle proprietà elastiche. Gross et al., 1995 riportano che l’estensione laterale della stress shadow aumenti con l’aumentare dei moduli di Young indica quindi che la spaziatura dei joint dovrebbe essere maggiore negli strati con più alti moduli di Young, vale a dire negli strati più rigidi, quindi mudstone. Questo tuttavia non è sempre il caso degli strati più 31
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