Una quantità significativa della produzione petrolifera interna degli Stati Uniti proviene dallo scisto. L'estrazione di petrolio e gas da questi giacimenti non convenzionali richiede normalmente la perforazione di pozzi orizzontali e l'utilizzo di tecniche di fratturazione idraulica. Tuttavia, la previsione dell'effetto completo di queste tecniche è ancora incerta perché la comprensione di come il fluido scorre attraverso lo scisto è ancora in evoluzione.

Il gruppo di ricerca del Dr. David Schechter ha sviluppato un nuovo tipo di simulatore che illustra e prevede meglio gli effetti di queste tecniche. Questo robusto simulatore attinge ai dati degli esperimenti di laboratorio e li combina con i dati geologici noti sulle fratture. Quindi utilizza griglia non strutturata e codifica di nuova concezione per creare modelli che migliorano la comprensione di:

• come le fratture influenzano il flusso del giacimento
• come i fluidi di fratturazione con l'aggiunta di tensioattivi (saponi) influiscono sul recupero dell'olio
• quali processi avanzati di recupero dell'olio sono i migliori per diverse situazioni di giacimento

Oltre a migliorare la comprensione, il gruppo di ricerca ha utilizzato questi dati e questi modelli per sfidare le teorie attuali sulla ritenzione di liquidi nei serbatoi.

Le fratture influenzano il flusso

Schechter, professore associato e professore di sviluppo della carriera di Aghorn Energy presso il dipartimento di ingegneria petrolifera di Harold Vance presso la Texas A&M University, non è estraneo alle fratture. I suoi interessi di ricerca riguardano l'analisi geologica e petrofisica, ed è veloce nello spiegare i fondamenti della frattura.

"Le fratture non sono necessariamente caotiche nelle rocce serbatoio, " disse Schechter. "Se conosci le regole della meccanica rock, e studi gli affioramenti in superficie e nel sottosuolo con strumenti di fondo pozzo, quindi è possibile generare reti di frattura in base a determinate regole note. Alcune fratture si comportano bene per quanto riguarda la distanza e la lunghezza delle fratture, alcuni non lo sono e alcuni sono distanziati irregolarmente. Se disponiamo di dati di base sufficienti, se comprendiamo la meccanica della roccia e le sollecitazioni subite dal bacino, quindi i modelli di frattura risultanti di solito aderiscono a semplici regole."

L'acqua scorre in fratture superficiali su affioramenti rocciosi. Questo attira la vegetazione, come mostrato nella foto aerea (per gentile concessione di John Lorenz). Nel sottosuolo, modelli di frattura simili consentono il trasporto e la produzione di petrolio. I geologi mappano gli affioramenti superficiali di roccia con linee di scansione, creazione di mappe dei modelli di frattura in formazioni contenenti liquidi. Il gruppo di Schechter converte queste mappe in griglie di simulazione del serbatoio utilizzando una tecnica chiamata griglia non strutturata. In questa tecnica, le fratture sono rappresentate con complesse griglie poligonali, non le semplici griglie cartesiane lineari utilizzate dalla maggior parte dei software.

Uno studente, Jianlei Sole, ha scritto un codice che converte schemi di frattura e griglie non strutturate in sofisticati sistemi di griglie di simulazione. Il codice contiene proprietà di interesse necessarie al simulatore, come l'impatto e la direzione della frattura, dimensione della crepa, e la lunghezza e l'altezza della frattura.

Altri modi in cui il fluido si muove

Il simulatore di Schechter va oltre la modellazione delle proprietà di frattura, si occupa anche di proprietà dei fluidi. Il flusso di petrolio nei giacimenti di scisto è difficile da prevedere perché la roccia ha una permeabilità estremamente bassa a causa dei pori microscopici. L'estrazione del petrolio da questa roccia stretta avviene tramite meccanismi di trasporto, come l'alterazione della bagnabilità per migliorare l'imbibizione capillare.

I laboratori di Schechter sono specializzati nello studio della bagnabilità e dell'imbibizione nelle rocce. La bagnabilità è la capacità di un fluido di mantenere il contatto con una superficie rocciosa e di non esserne respinto. L'imbibizione è la capacità della roccia di assorbire i fluidi di frattura, come acqua mista a tensioattivi. Questi fluidi respingono e spostano l'olio all'interno dei pori della roccia in modo che l'olio possa essere recuperato. Senza modificare o alterare la bagnabilità, l'imbibizione capillare potrebbe non avvenire.

"Se l'acqua viene respinta dalla superficie, non si sposterà nella roccia, " disse Schechter. "Ma se l'acqua è attratta in superficie, tirerà dentro l'acqua, sostituzione dei pori saturi di olio a causa dell'imbibizione capillare. Forse hai preso una zolletta di zucchero e l'hai accostata al caffè? Una zolletta di zucchero è satura di aria (tra i cristalli di zucchero) ma la superficie della zolletta di zucchero preferisce essere bagnata dall'acqua o dal caffè piuttosto che dall'aria. Quando lo tocchi sulla superficie del caffè e lo risucchia, questa è imbibizione capillare. Stiamo cercando di migliorare il recupero dell'olio con tensioattivi, che dipendono dall'imbibizione liquido/liquido. Ecco perché studiamo gli angoli di contatto".

Il gruppo di Schechter studia gli effetti di diverse miscele chimiche nei fluidi di frattura. Stanno cercando miscele che cambino la bagnabilità della roccia da olio-umida a acqua-umida, consentendo al fluido di penetrare nella roccia piena di olio in ambienti di laboratorio. Gli esperimenti aiutano i ricercatori a comprendere e mappare i risultati degli angoli di contatto. Usano uno scanner CT per confermare i risultati e quindi trasferire queste informazioni al loro simulatore.

La ritenzione di liquidi nei serbatoi non convenzionali è vantaggiosa

"La rivoluzione non convenzionale è così sorprendente, " disse Schechter. "Possiamo prendere un normale tappo di roccia porosa, come arenaria, e possiamo pompare fluidi in esso. Sotto pressione, possiamo iniettare olio o acqua attraverso di essa con facilità. Le rocce non convenzionali che stiamo studiando, come lo scisto, sono così stretti che non possiamo pomparci dentro niente. Però, quando li esponiamo a tensioattivi che ne alterano la bagnabilità, si verifica l'imbibizione spontanea, trasportando così la fase acquosa nella roccia a velocità sorprendentemente rapide".

Nel passato, le aziende hanno iniettato acqua e sabbia (o proppant) in pozzi di giacimento convenzionali ad alta pressione per creare fratture. Si pensava che il recupero della maggior parte dell'acqua (riflusso) fosse vantaggioso in modo che l'acqua non bloccasse il flusso di petrolio verso l'esterno. Gli esperimenti di Schechter sulle rocce non convenzionali dimostrano che le rocce non porose si comportano diversamente. I campioni saturati con olio sono stati esposti ad acqua impregnata di tensioattivi. Le scansioni TC che misurano la densità hanno rivelato che l'olio meno denso è stato sostituito dalle miscele di acqua più dense per imbibizione. Le fratture hanno poi permesso all'olio di fuoriuscire.

"Abbiamo scoperto che vuoi che il serbatoio conservi quell'acqua, " ha detto Schechter. "È controintuitivo. Sta infrangendo vecchie pratiche. Prima che si supponesse che l'acqua penetrasse nella formazione, quindi bloccherà il flusso dell'olio, riducendo così bene la produttività. Quello che troviamo è che se l'acqua penetra all'interno per imbibizione capillare e si ottiene pochissima acqua indietro, l'implicazione è che la fase acquosa si è assorbita nella roccia e ha spostato l'olio nelle fratture e questa è davvero una buona cosa."

Le previsioni migliorate avvantaggiano l'industria

Attraverso l'uso della chimica, matematica e fisica, Il gruppo di Schechter ha sviluppato uno strumento che illustra meglio e massimizza la produzione di pozzi per i giacimenti di scisto. Il loro simulatore ha creato previsioni più solide rispetto ai simulatori attuali perché si basa su dati completi. Ciò aiuta l'industria a ridurre i costi operativi non necessari aiutando gli ingegneri a comprendere meglio come si comporta la roccia non convenzionale dopo specifici trattamenti di fratturazione.

"Fondamentalmente è quello che studio, che questa roccia è piena d'olio, ma è incredibile che l'olio esca da questa roccia perché è così stretto, " ha detto Schechter. "L'industria è interessata al miglioramento della ripresa, sia iniettando fase acquosa con tensioattivi o iniezione di gas, e studiamo tutte le forme di recupero avanzato. Possiamo prevedere cosa accadrà. Possiamo scalare il nostro simulatore per aumentare le dimensioni e quantificare il miglioramento".