relazione di screening - Valutazioneambientale.Regione.Basilicata…

Istanza di permesso di ricerca di idrocarburi denominata “La Capriola” Delta Energy ltd.
Perdite fango – avviene dove la permeabilità della formazione è maggiore (in vecchi pozzi la perdita
di fango sembra essere superiore, probabilmente dovuto a tecniche di perforazione meno avanzate
e alla scarsa esperienza in questo tipo di serbatoio);
Tasso di penetrazione - aumenta dove il grado di compattazione della formazione diminuisce;
% di recupero delle carote - potrebbe essere influenzato dalla densità di fratturazione o dalla
compattazione;
manifestazioni - indicatore della presenza di HC.
4) Log Elettrici (Sonico, GR, Caliper, LLD/LLS, CNL-LDT, SP), le indicazioni di un tipo o la combinazione di
diversi tipi di log indicano la presenza di fratture, visto che:
Log Sonico - dove diminuisce la velocità di propagazione delle onde acustiche le fratture sono
aperte o riempite con differente materiale;
Caliper - se la dimensione del foro aumenta vi è una variazione nella litologia della formazione o
durezza;
Resistività - grande differenza tra la resistività superficiale e profonda indica fratture con un grande
sviluppo;
Density Log – la diminuzione dei valori di densità nella stessa litologia indica che la compattazione si
riduce.
5) Image Log (FMI, FMS e UBI) - per individuare l’orientazione delle fratture, la densità e il rapporto relativo
e identificare la presenza di vacuoli (maggiori intervalli di porosità).
Figura 3.9 – Calcari fratturati con fuoriuscita di bitume in una cava a Lettomanopello nei pressi della Maiella
La presenza di più indicatori di fratture alla stessa profondità aumenta la probabilità di aver individuato una
frattura o una faglia. Questo approccio è molto utile, ma può essere fuorviante se non adeguatamente
calibrato e utilizzato con cura da persone esperte.
La maggior parte dei serbatoi fratturati naturalmente sono caratterizzati da un basso valore di porosità della
matrice (molto inferiore al 10%) e da una bassa permeabilità (inferiore a 1 mD).
Il calcolo della porosità ha coinvolto nel tempo geologi, reservoir engineer e petrofisici. Qui di seguito è
illustrato l'approccio adottato da Roberto Aguilera in uno dei suoi studi (Aguilera, 1995):
Nel tentativo di quantificare la porosità da frattura si può incorrere in valori anche del 100%. Questo perché
la porosità da frattura, a differenza della porosità di matrice, è fortemente dipendente dalla scala. Per
esempio, se in un pozzo abbiamo un 1-piede di rottura della perforazione, il valore di porosità da frattura in
quella particolare posizione all'interno di tale rottura è del 100% (altri tipi di porosità secondaria potrebbero
anche essere presenti ma non rilevabili). In generale, alla scala dell’intero serbatoio, il valore medio di
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