3.3 Misure e analisi in pozzo - treccani.it · nome di Gas While Drilling (GWD), ovvero l’impiego...

3.3.1 Introduzione

Gli ingegneri e i geologi che studiano e ricercano gli idro-carburi dispongono di numerose tecniche di misurazio-ne e di analisi da effettuare nel pozzo per indagare le carat-teristiche del sottosuolo, in particolare quelle relative aglistrati che si ritengono sedi potenziali di giacimenti di que-ste sostanze. Alcune di queste tecniche sono di tipo diret-to, perlopiù impiegate nell’esame di campioni prelevatidurante la perforazione (carote di fondo, carote di pare-te, detriti o frammenti di perforazione, fluidi, ecc.); altre,invece, sono di tipo indiretto, e vengono utilizzate nellaregistrazione in pozzo di parametri fisici, allo scopo dirisalire – attraverso opportune correlazioni e tarature –alle stesse grandezze misurabili per via diretta.

In generale, le misurazioni fatte nei pozzi riguardanoun’ampia varietà di grandezze che possono essere lito-logiche, paleontologiche, geometriche (profondità, spes-sore, inclinazione di strati, ecc.), oppure fisiche (pres-sione, temperatura, tipo di fluido, densità, viscosità, radioat-tività naturale e/o indotta, velocità delle onde sismiche,resistività elettrica, propagazione elettromagnetica, atte-nuazione acustica, rilassamento magnetico nucleare, ecc.).Queste misurazioni, che in molti casi richiedono l’appli-cazione di tecnologie avanzate, incidono in maniera sen-sibile sui costi totali e pertanto devono essere eseguite einterpretate con estrema attenzione, soprattutto se si staoperando in un pozzo di tipo esplorativo.

3.3.2 Controllo dei parametri di perforazione e sorveglianzageologica: mud logging

Le prime misurazioni eseguite in pozzo riguardano i para-metri meccanici della perforazione e l’assistenza geolo-gica. In ogni cantiere, infatti, viene espletato un servizio

(usualmente svolto da una società a ciò preposta) di pre-lievo e di analisi dei detriti di perforazione (cuttings),di controllo dei fluidi di perforazione e di acquisizioneed elaborazione dei parametri di perforazione. Questaattività di analisi continua, chiamata mud logging, con-sente di riconoscere in tempo reale gli eventuali idro-carburi presenti nello strato. Ciò permette agli operato-ri (mud loggers) di monitorare costantemente le condi-zioni operative all’interno del pozzo, dall’inizio dellaperforazione fino al raggiungimento della profonditàprevista.

I cuttings sono portati in superficie dal fluido o fangodi perforazione, dal quale sono poi asportati nei vibro-vagli per azione meccanica, nei dissabbiatori (desanders)e nei decantatori (desilters) per centrifugazione, oppurenelle vasche di decantazione per gravità. L’analisi di que-sti detriti è molto importante poiché consente di ricono-scere la natura delle rocce attraversate e talora può anchefornire indizi preziosi sulla loro mineralizzazione. Leinformazioni fornite dai cuttings hanno il vantaggio diessere quasi immediate e quindi permettono di control-lare la perforazione e di programmare altre operazionispeciali, come per esempio i carotaggi meccanici con-venzionali (v. par. 3.3.3). Inoltre, nei casi in cui il caro-taggio non sia tecnicamente o economicamente possibi-le, i cuttings portati in superficie dal fango diventanoancor più una fonte preziosa di informazioni: dal loroimpiego, infatti, deriva un metodo di indagine diretta,sul quale è anche possibile tarare tutte le misure indiretteeseguite nel foro durante o dopo la perforazione; inol-tre, essi permettono l’esecuzione della maggior partedelle indagini micropaleontologiche. La quantità e la fre-quenza del prelievo sono regolate dal geologo di cantie-re: il programma di campionamento è definito in baseall’intervallo di campionamento (a sua volta fissato nelprogramma geologico di perforazione) e dal tipo e dallaquantità di campioni da prelevare. Per quanto riguarda

355VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO

3.3

Misure e analisi in pozzo

il tipo, essi possono essere classificati come: lavati easciugati; non lavati e non asciugati; conservati in solu-zione salina. Normalmente, si prelevano circa 200 g dimateriale con intervalli da 0,5 a 5 m di avanzamento dellaperforazione.

I cuttings hanno dimensioni diverse a seconda dellanatura della roccia e del tipo di scalpello impiegato. Aparità di scalpello, i frammenti di argille e di marne sonorelativamente grandi e con spigoli arrotondati, mentrequelli arenacei o calcarei sono più piccoli e con spigolivivi. Usando scalpelli a diamanti, o scalpelli triconicimolto usurati, i cuttings possono risultare molto picco-li. Inoltre la qualità è peggiore e le dimensioni dei cam-pioni risultano minori laddove, a causa della potenzainsufficiente delle pompe, le portate sono basse con con-seguente rimacinazione del detrito nel fondo del foro.

La profondità di provenienza dei cuttings non è quel-la corrispondente al momento del loro prelievo: infatti,è necessario tenere conto dell’avanzamento fatto dalloscalpello durante il tempo di risalita dei detriti. In primaapprossimazione, il calcolo del tempo di risalita è fattoin base alla velocità di circolazione del fango. In alcunicasi, tuttavia, la differenza del tempo di risalita dei cut-tings rispetto al tempo di risalita del fango (lag time)varia molto, soprattutto in funzione delle caratteristichedei cuttings, della profondità di perforazione, delle con-dizioni del pozzo e della potenza delle pompe. Il tempodi risalita può essere misurato con sufficiente approssi-mazione immettendo periodicamente nel pozzo mate-riale tracciante (markers) facilmente individuabile, cheabbia all’incirca la stessa velocità di risalita dei fram-menti di roccia. Quindi si calcola il tempo che il fangoimpiegherebbe a raggiungere il fondo del pozzo, e lo sisottrae al tempo totale impiegato effettivamente dal mate-riale per ritornare in superficie.

Affinché sia possibile trarne indicazioni utili per ilprosieguo della perforazione, l’esame dei cuttings va fattoin modo da evitare la contaminazione del materiale pro-veniente dalla zona interessata da parte di materiale estra-neo, che si può staccare per franamento dalle pareti delpozzo e mescolare al resto dei detriti di perforazione. Ingenerale, tale esame si articola in quattro fasi: a) esamelitologico e petrografico; b) calcimetria; c) dolomime-tria; d) determinazione dei cloruri. Inoltre, è molto impor-tante l’esame paleontologico: infatti lo studio dei fossiliconsente di ottenere elementi determinanti per la cono-scenza della stratigrafia e dell’ambiente di sedimenta-zione delle rocce attraversate da un pozzo. Difficilmen-te, però, nei cuttings si rinvengono resti organici di gran-di dimensioni; quindi è necessario ricorrere all’indaginesui microfossili, sempre presenti nei sedimenti e costituitiin genere da resti organici di dimensioni microscopiche.I microfossili che si riscontrano più frequentemente sonoi foraminiferi, organismi unicellulari particolarmente utiligrazie alla loro particolare distribuzione stratigrafica. Lo

studio dei microfossili varia a seconda del tipo di rocciaesaminato. Le rocce incoerenti – che comprendono argil-le, argille sabbiose, sabbie debolmente cementate, marneargillose e sabbiose – si disgregano mediante semplicelavaggio con acqua: in questo modo si elimina la por-zione argillosa e si raccoglie il residuo costituito da sab-bia e resti fossili. Il lavaggio è fatto su una quantità fissadi cuttings, in modo tale da consentire il calcolo della per-centuale del residuo, la cui conoscenza riveste talora unacerta importanza. L’esame del residuo riguarda soprat-tutto la natura e la frequenza dei minerali presenti e deiframmenti di roccia, nonché la forma dei granuli e il lorostato di conservazione. Le rocce compatte, non disgre-gabili, sono esaminate solo con la tecnica delle sezionisottili, a seconda della grandezza del campione; attual-mente è possibile eseguire tali operazioni anche su fram-menti di dimensioni estremamente ridotte.

Sempre nell’ambito del mud logging, particolare rilie-vo rivestono sia l’analisi degli idrocarburi (liquidi e gas-sosi) presenti nel fango, sia la valutazione della fluore-scenza dei cuttings: si tratta di tecniche di impiego cor-rente importanti per valutare in tempo reale, durante laperforazione, l’esistenza o meno di potenziali giacimenti.L’osservazione diretta, infatti, consente di verificare lapresenza di idrocarburi solo nel caso in cui il fango netrasporti quantità sufficientemente elevate: il petrolio simanifesta attraverso le caratteristiche macchie iridescenti,mentre il gas attraverso bollicine infiammabili che si svi-luppano in superficie, all’interno delle vasche per il fango.Queste bollicine possono essere in quantità tale da darluogo a un fango emulsionato oppure a un’eruzione incon-trollata di gas. Quando, invece, si hanno indizi più tenuidella presenza di idrocarburi, si dovrà ricorrere all’usodi apparecchi di misura: nel caso degli idrocarburi liqui-di può essere impiegata la lampada di Wood per una valu-tazione qualitativa e un fluorimetro per una quantitativa.Per gli idrocarburi gassosi si fa uso di rivelatori (gasdetectors) che misurano la quantità di gas da C1 a C5,H2, N2, e di gascromatografi e spettrometri di massa, cheeffettuano l’analisi quantitativa per ogni componente C1,C2, C3, i-C4, n-C4, n-C5, CO2.

Per quanto concerne specificamente l’analisi quan-titativa dei principali alcani componenti la miscela gas-sosa presente nel fango, negli ultimi anni si è avuta un’in-tensa attività di ricerca per lo sviluppo di tecniche di mudlogging che possano fornire un valido contributo per lavalutazione in tempo reale dei potenziali produttivi delleformazioni (formation evaluations). In particolare, talesviluppo ha riguardato le tecniche che vanno sotto ilnome di Gas While Drilling (GWD), ovvero l’impiegocombinato di parametri quantitativi con quelli propria-mente legati alla perforazione, quali la velocità di pene-trazione o di avanzamento (rate of penetration), il pesosullo scalpello (weight on the bit), la portata di circola-zione (flow rate) e il diametro del foro.

356 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

PERFORAZIONE E COMPLETAMENTO DEI POZZI

Analisi analoghe a quelle effettuate per rilevare lapresenza di idrocarburi nel fluido di perforazione pos-sono essere effettuate anche sui cuttings. Comunque lapresenza di idrocarburi nel fango e/o nei cuttings (influen-zata da molteplici fattori, quali la porosità e la permea-bilità della roccia, la velocità di avanzamento della perfo-razione, le caratteristiche del fango di perforazione, ecc.)non costituisce, di per sé stessa, la prova della scopertadi un giacimento di interesse industriale. Tuttavia, ognivolta che questa presenza viene rilevata, dovrà essereattentamente valutata, insieme a tutte le altre informa-zioni disponibili.

Per quanto riguarda le misure relative al controllodella perforazione (v. par. 3.3.4 e cap. 3.2), esse riguar-dano sia la geometria del pozzo (diametri, profondità,azimuth e inclinazione), sia le grandezze di caratteremeccanico associate alla batteria di perforazione (peso,velocità di rotazione e coppia applicati allo scalpello,velocità di avanzamento, portata del fango, ecc.), sia,infine, le grandezze associate al fluido di perforazione(pressione, temperatura, densità e portate in ingresso ein uscita al circuito del fango).

3.3.3 Carotaggi convenzionali

Comunemente, con carotaggio convenzionale si inten-de tutta la serie di operazioni meccaniche volte al pre-lievo in pozzo di campioni cilindrici, detti carote. Que-sto prelievo consente un esame diretto del sottosuolo aprofondità già programmate nel progetto iniziale. Essosi effettua principalmente per determinare le caratteri-stiche litologiche, petrofisiche e paleontologiche delleformazioni perforate, per accertare la natura dei fluidipresenti, nonché per determinare la giacitura degli stra-ti ed eventualmente le caratteristiche geomeccanichedelle formazioni attraversate dalla perforazione (v. cap.4.1). Il carotaggio, però, non deve essere considerato unatecnica esclusiva, poiché, come si è già detto, lo studiodelle caratteristiche del sottosuolo può essere condottocon grande precisione anche con le tecniche di analisicontinua dei parametri di perforazione (v. par. 3.3.4) eattraverso l’esame dei cuttings (v. par. 3.3.2). I carotag-gi convenzionali possono essere effettuati con il prelie-vo meccanico di carote di fondo, oppure con quello dicarote di parete.

Carotaggi meccanici di fondoI carotaggi meccanici di fondo si effettuano median-

te un attrezzo posto all’estremità della batteria di perfo-razione detto carotiere, che serve a prelevare e alloggiarela carota di fondo dopo che questa è stata tagliata. Il caro-tiere si avvita sopra lo scalpello carotiere, che ha formadi corona circolare munita di taglienti. Per portare a gior-no il campione è necessario dapprima tagliare la carota

e ospitarla all’interno del carotiere, operando con tecni-che analoghe a quelle della perforazione a rotazione concircolazione di fluido, e quindi portare a giorno la bat-teria di perforazione, una volta che la grandezza dellacarota sia diventata eguale alla capacità del carotiere.Tali operazioni danno luogo a un notevole allungamen-to dei tempi di utilizzo dell’impianto, comportando cosìun aumento dei costi di perforazione. Per queste ragio-ni le carote di fondo sono prelevate solo se vi sono ragio-ni valide e nel minor numero possibile; i pozzi entro cuisono prelevate sono detti pozzi chiave. Normalmente,sono in uso tre tipi di carotiere: a corpo semplice, a dop-pio corpo e a cavo.

Il primo è sostanzialmente un tubo a parete robustaavvitato al fondo della batteria di perforazione, equi-paggiato alla sua estremità inferiore con una scarpa muni-ta di taglienti, oppure con uno scalpello carotiere vero eproprio. Il vantaggio di questo tipo di carotiere è costi-tuito dalla sua relativa semplicità, anche se ciò può anda-re a discapito della qualità della carota ottenuta, del recu-pero percentuale e soprattutto dell’efficacia e della velo-cità di taglio. Lo svantaggio principale è costituito dalfatto che la carota si trova a contatto diretto con il flui-do di perforazione circolante (e quindi può danneggiar-si per dilavamento), ed è soggetta anche a possibili attri-ti laterali dovuti allo strisciamento contro il corpo del-l’attrezzo in rotazione.

Il carotiere a doppio corpo, invece, è costituito dadue parti cilindriche coassiali distinte: la più esterna ècollegata con la batteria delle aste di perforazione, men-tre la più interna, svincolata dal moto rotatorio della pre-cedente, riceve la carota non appena questa è stata taglia-ta, proteggendola dal fango di perforazione e dall’attri-to laterale dovuto alla rotazione dell’attrezzo (fig. 1). Ilrecupero ottenibile varia tra il 40% e l’80%, a secondadella roccia campionata, ed è comunque superiore aquello ottenibile con i carotieri a corpo semplice. Pertentare di aumentare il recupero, sono disponibili caro-tieri doppi il cui tubo portacarota interno è rivestito dimateriale a basso coefficiente di attrito, come allumi-nio, fiberglass o PVC (cloruro di polivinile): ciò per-mette una maggior protezione della carota, soprattuttonelle formazioni poco consolidate, friabili o fratturate.Altri metodi per aumentare il recupero in quest’ultimotipo di formazioni consistono nell’utilizzo di carotierimuniti di strappacarota a chiusura totale. Questo tipo dicarotaggio procede allo stesso modo di quello conven-zionale: al termine dell’operazione, un meccanismo attua-to dalla pressione del fluido di perforazione fa sollevareil tubo interno di alcuni centimetri, permettendo allo strap-pacarota di chiudersi totalmente e sigillare il tubo inter-no. In questo modo, durante il recupero in superficie,viene eliminato il rischio che la carota possa sfilarsi eandare perduta. La protezione del campione, semprenecessaria, è ottenuta con l’impiego di tubi portacarota


MISURE E ANALISI IN POZZO

rivestiti in alluminio o in fiberglass. Il carotiere a dop-pio corpo può essere munito sia di uno scalpello caro-tiere tradizionale, sia di uno scalpello diamantato. Que-st’ultimo, nel caso di materiali lapidei, offre le presta-zioni migliori, poiché permette il recupero quasi totaledel campione, ed è attualmente il più adoperato graziealla sua affidabilità nel campionare lunghi tratti (fino aoltre 9 m in una singola discesa). Per i materiali scioltio molto fratturati, la tecnica petrolifera ha introdotto untipo di carotiere con guaina di gomma (rubber sleeve

core barrel) che permette di ottenere ottimi recuperi ecampioni di qualità più elevata, oppure tecniche di pro-tezione della carota tramite gel, concepite e sviluppatesoprattutto per minimizzare il problema dell’alterazio-ne della bagnabilità e dell’invasione del fluido di perfo-razione nella carota.

Infine, si possono eseguire operazioni di carotaggioanche con carotieri a cavo (wireline), che permettono l’e-strazione del campione di roccia attraverso le aste, senzaestrarre il carotiere. Ciò è possibile usando un attrezzopescatore che viene fatto discendere con un cavo di acciaiodalla superficie per agganciare il tubo carotiere interno;con questo sistema il recupero è all’incirca simile a quel-lo del carotiere a doppio corpo, mentre lo svantaggio èche, a parità di diametro del foro perforato, il diametrodella carota ottenibile è molto più piccolo.

Il carotaggio eseguito con carotieri a semplice o adoppio corpo, pur essendo una tecnica molto usata, hail grande inconveniente di allungare i tempi di utilizzodell’impianto di perforazione, poiché per estrarre la caro-ta è necessario il sollevamento di tutta la batteria di perfo-razione. Inoltre, la velocità di avanzamento dello scal-pello carotiere è, di solito, inferiore a quella raggiungi-bile con un tradizionale scalpello a distruzione di nucleo.Per tentare di alleviare, seppure parzialmente, il graveallungamento dei tempi di perforazione, è stata messa apunto una tecnica che permette la contemporanea perfo-razione convenzionale (a distruzione di nucleo) e il caro-taggio wireline. Essa può essere utilizzata nei casi in cuiè difficile stabilire preventivamente i punti di carotag-gio (soprattutto nei sondaggi esplorativi) o quando ilcarotaggio convenzionale non è economicamente soste-nibile. In questo modo si è in grado di perforare e caro-tare alternativamente, senza dover eseguire la manovradella batteria di perforazione per il montaggio del caro-tiere. Infatti, lo scalpello a pieno diametro si può con-vertire in scalpello carotiere grazie alla rimozione di uncilindro centrale estraibile: in modalità carotiere, il cilin-dro centrale mobile è recuperato attraverso le aste diperforazione e l’attrezzo opera come un carotiere wire-line, e viceversa (fig. 2).

Carotaggi meccanici di pareteI carotaggi meccanici di parete sono eseguiti con

attrezzi che permettono di prelevare campioni o picco-le carote di roccia lungo le pareti del pozzo già perfo-rato, in direzione normale all’asse del pozzo. I cam-pioni ottenuti sono però di dimensioni limitate e quin-di vengono utilizzati come complementari alle carotedi fondo, per disporre di maggiori elementi stratigra-fici e minerari sulle formazioni attraversate, anche seil loro uso si va sempre più estendendo. I carotieri diparete hanno trovato un largo impiego con lo sviluppodei log wireline, che permettono di individuare connotevole esattezza i livelli ritenuti più interessanti per



giunto disicurezza

stabilizzatore

cuscinetto

sferaattuatrice

stabilizzatore

carotiereinterno

cestelloportacarota

scalpello

scarpa

fig. 1. Carotiere a doppio corpo, in cui è evidenziato il tubo carotiere interno(Baker Hughes, 1995).

la produzione. Il sistema ha il vantaggio di fornire cam-pioni a costi relativamente bassi e a profondità ben defi-nite. Questi carotieri possono essere a funzionamentomeccanico o comandati tramite lo sparo di fustelle abordo tagliente azionate da un innesco elettrico. Alprimo tipo appartengono i carotieri che prelevano i cam-pioni mediante semplice pressione sulla parete del pozzo,oppure mediante rotazione di una testina carotatricelaterale (fig. 3). Questo tipo di attrezzi è molto evolu-to, benché sia ancora di utilizzo limitato a causa deglialti costi. Si presume che in futuro esso possa arrivarea sostituire il carotaggio meccanico convenzionale, gra-zie all’ottima qualità del campione ottenibile, soprat-tutto nelle tipologie che utilizzano sistemi a rotazione.Il secondo tipo di carotiere è rappresentato dal fucilecarotiere, analogo ai fucili impiegati per la perforazio-ne del casing. Schematicamente, esso consiste in uncilindro che alloggia un certo numero di piccoli tubi

carotieri (si tratta essenzialmente di fustelle di acciaiomunite di bordi taglienti), sparati contro le pareti delpozzo tramite detonazione di cariche esplosive. I tubicarotieri sono collegati al corpo dell’attrezzo median-te cavetti di acciaio, permettendo lo strappo della caro-ta dopo l’infissione. Il carotaggio di questo tipo si pre-sta bene in rocce incoerenti, mentre in quelle compat-te e dure può dare un recupero piuttosto scarso.Ovviamente, il campione ottenuto è alquanto disturba-to, se non addirittura rimaneggiato.

3.3.4 Tipi di log e metodi di misura

Il termine log, di uso corrente nell’industria petrolifera,indica genericamente una serie di registrazioni in pozzo(well logging) eseguite allo scopo di valutare le proprietàdel sottosuolo. Le registrazioni, riportate in funzione



fig. 2. Particolare di uno scalpellotrasformabile in carotiere in corso d’opera (Baker Hughes, 1995).

scarpa di posizione

attuatore di perforazione

motore idraulicotestina

carotatrice

carotaprelevata

scalpellolinea idraulica flessibile

organo di immagazzinamento

indicatore del recupero

fig. 3. Carotaggio di paretea rotazione: A, attrezzo in posizione di lavoro, al termine del taglio della carota di parete; B, attrezzo in posizione di manovra. La carota recuperata è immagazzinata in un’apposita sedeall’interno del corpo del carotiere. Con questocarotiere è possibileprelevare più di una carotadi parete per ogni discesa.

A B

della profondità, sono effettuate con opportune stru-mentazioni (sonde) calate nel pozzo sia con un cavo (inquesto caso le registrazioni sono comunemente deno-minate wireline logs), sia attraverso la batteria di perfo-razione o attraverso aste, eseguendo in tal caso registra-zioni in tempo reale denominate misurazioni dei para-metri di fondo durante la perforazione (Measuring WhileDrilling, MWD), o geosteering oppure registrazionedurante la perforazione (Logging While Drilling, LWD).Le grandezze registrate riguardano lo studio e l’identi-ficazione geologica, geometrica, geomeccanica e petro-fisica delle formazioni attraversate dalla perforazione.

Wireline logI wireline logs trovano la loro applicazione ottimale

in vari campi di studio, tra i quali: a) la correlazione diformazioni diverse tra pozzi di un medesimo campo ofra campi di uno stesso bacino; b) l’identificazione degliintervalli mineralizzati a idrocarburi; c) la determina-zione dello spessore netto di intervallo produttivo (netpay); d) la determinazione quantitativa di alcune pro-prietà petrofisiche degli intervalli mineralizzati.

In riferimento all’oggetto da indagare possono esse-re distinte tre grandi famiglie di log: litologici; di poro-sità; di resistività. I log litologici riportano la registrazio-ne del potenziale elettrico generato nel pozzo dalla pilaformata dal filtrato del fluido di perforazione/acqua distrato/argilla (self potential log), oppure la registrazionedella radioattività naturale dei sedimenti (gamma ray log).Essi permettono di distinguere intervalli di ‘argilla’(poten-ziali rocce al tetto oppure al letto dei giacimenti) da inter-valli di ‘non argilla’ (rocce porose e permeabili quali sab-bia, arenaria, calcare, potenziali sedi di giacimenti).

I log di porosità riportano le misure nelle forma-zioni della velocità delle onde elastiche (sonic log), odell’assorbimento di fotoni gamma (density log), oppu-re della perdita di energia e dell’assorbimento dei neu-troni (neutron log), ecc. Dai valori dei parametri mi-surati è possibile ricavare, fra l’altro, la porosità, secon-do schemi di calcolo derivati da vari modelli f isici(v. cap. 4.1).

I log di resistività trovano principalmente impiegoper la misura indiretta della saturazione in acqua (v. cap.4.1). Attualmente, essi forniscono i valori della resisti-vità elettrica della roccia mediante correnti elettrichefocalizzate (laterolog, induction log). Si distinguono duetipologie di tali log: a grande profondità di investiga-zione (1-2 m), che forniscono valori relativi alla forma-zione ‘vergine’, cioè non contaminata dal filtrato del flui-do di perforazione; a piccola profondità di investigazio-ne, impiegati per la definizione verticale di strati sottili(microlog e microlaterolog). Inoltre, accanto a queste tregrandi famiglie, nuovi e promettenti campi di sviluppodei log sono quelli basati sulle tecniche della risonanzamagnetica nucleare (Nuclear Magnetic Resonance, NMR)

e quelli fondati sulle tecniche di elaborazione dell’im-magine (imaging).

Fra le varie tipologie di log disponibili, le peculiaritàspecifiche sono date da una serie di caratteristiche comela risoluzione verticale, la profondità di investigazione,l’intervallo di campionamento e le condizioni del foro.La risoluzione verticale è lo spessore minimo di un livel-lo omogeneo di formazione, in corrispondenza del qualeil valore medio di un parametro fisico, misurato in unpunto centrale di un log, coincide col valore reale. Larisoluzione verticale rappresenta quindi lo spessore mini-mo in cui può essere ottenuta una lettura significativa edè generalmente controllata dalle caratteristiche geome-triche della sonda.

La profondità di investigazione è il raggio medio,perpendicolare all’asse del pozzo, entro il quale il mezzoindagato contribuisce significativamente alla misura-zione effettuata. Anche la profondità di investigazione èin gran parte controllata dalle caratteristiche geometri-che della sonda. L’intervallo di campionamento è l’in-tervallo di profondità che intercorre tra due misure suc-cessive. Nella rappresentazione grafica dei log, le curvesono ottenute interpolando le misure discrete relative aogni intervallo di campionamento. Infine, per quantoriguarda le condizioni del foro, nella maggior parte deilogging si assumono condizioni ideali, cioè si fa riferi-mento a misurazioni compiute in mezzi omogenei, iso-tropi e di estensione infinita, effettuate entro un forocilindrico di diametro costante, riempito di un fluido diperforazione omogeneo e di caratteristiche note. Ognitipo di sonda, però, è progettato per operare in concretee determinate condizioni di foro, per cui tanto più que-ste si discostano da quelle ideali, tanto meno il log saràrappresentativo. Quindi, i dati ottenuti in una registra-zione di un pozzo reale devono essere corretti prima diessere interpretati, per tener conto delle condizioni realidella misurazione. I parametri che influenzano più signi-ficativamente la qualità della registrazione sono: a) lageometria del foro; b) le proprietà del fluido di perfora-zione; c) la temperatura dello strato; d) le variazioni radia-li delle caratteristiche della formazione.

La registrazione dei log viene eseguita con l’impie-go di una strumentazione costituita fondamentalmenteda una o più sonde, un cavo e un’unità mobile adibita altrasporto che risulta autosufficiente sia per l’esecuzio-ne e la registrazione delle misure, sia per la manuten-zione delle sonde nel cantiere.

La sonda rappresenta l’elemento di punta della tec-nologia, contenendo tutta la parte elettronica dedicataal funzionamento dei sensori necessari per la misura-zione e per la trasmissione dei dati. Il cavo serve per l’a-limentazione elettrica della sonda e per la trasmissionein superficie dei dati, nonché, ovviamente, per mano-vrare l’attrezzatura entro il pozzo. L’unità mobile è unavera e propria unità di controllo e di elaborazione dei



dati che contiene: a) la bobina sulla quale è avvolto ilcavo; b) un arganello per comandare lo svolgimento eil riavvolgimento del cavo; c) un sistema per la misura-zione della lunghezza del cavo calato nel pozzo; d) leapparecchiature per la telemetria e per una prima ana-lisi ricognitiva dei segnali rilevati dalla sonda; e) unsistema di elaborazione dati; f ) i dispositivi per la regi-strazione analogica e digitale delle grandezze rilevatein pozzo. La fig. 4 mostra la disposizione dell’autocar-ro, del cavo e della sonda durante una normale opera-zione di logging, svolta al termine di una fase di perfo-razione del pozzo.

La registrazione dei log viene eseguita durante la risa-lita della sonda verso la superficie, in modo tale che ilcavo sia sicuramente mantenuto in tensione, e quindi chela misura della profondità sia più accurata. La discesadell’attrezzatura nel pozzo permette il controllo del siste-ma di misurazione della profondità: la profondità misu-rata dal cavo (profondità log) deve infatti coincidere, ameno degli allungamenti, con la profondità misuratadurante la perforazione (profondità perforatori). La velo-cità di risalita è controllata accuratamente e, se possibi-le, è mantenuta costante, variando a seconda del tipo dilog e della precisione richiesta per la misura. La descri-zione di una struttura geologica del sottosuolo non hanessun valore se non è disponibile un accurato riferi-mento alla profondità. Il controllo della profondità è quin-di fondamentale per il successo di qualsiasi operazionedi well logging, di perforazione o di completamento diun pozzo. Nelle operazioni di logging a foro scoperto(dove cioè non è ancora stata calata la colonna di rive-stimento) il cavo è un dispositivo che può essere impie-gato utilmente per determinare con accuratezza la profon-dità. La calibrazione di quest’ultima è quindi basata sullaconoscenza delle caratteristiche elastiche del cavo e sullaverifica degli allungamenti provocati da variazioni delcarico applicato, noto il quale (e il coefficiente di allun-gamento del cavo) è possibile risalire alla misura realedella profondità.

Per la misurazione della profondità vengono utiliz-zati due sistemi – con puleggia calibrata oppure con cavocalibrato – coi quali è possibile ottenere precisioni chepossono essere anche dell’ordine dello 0,01%. Il primosi basa sull’utilizzo di una puleggia di misura su cui vienefatto scorrere il cavo durante le manovre. Il secondo,invece, si basa sull’utilizzo di un cavo marcato in labo-ratorio, in condizioni di carico medio di lavoro, tramitetacche magnetiche o radioattive.

La trasmissione dei segnali via cavo può essere effet-tuata in forma analogica oppure in forma digitale (que-st’ultima viene preferita poiché riduce i disturbi e l’at-tenuazione del segnale). Per quanto riguarda l’analisidei dati registrati, essa può essere parzialmente effet-tuata già in cantiere. Il trattamento dei segnali, quindi,viene affidato alle unità di calcolo e di registrazione dicui dispone l’unità mobile. Le unità di calcolo provve-dono alla calibrazione dei segnali, alla combinazione(stacking) dei diversi log e al calcolo delle specifichegrandezze (per esempio, caratteristiche litologiche, poro-sità e saturazione in acqua). Tutti i segnali provenientidai sensori e i valori delle grandezze elaborate dall’u-nità di calcolo vengono registrati su nastro e/o discomagnetico. Tutte le registrazioni sono precedute sem-pre da una descrizione delle misure eseguite (tipo disonda, taratura, scale, unità di misura, ecc.), dalle infor-mazioni relative al pozzo, al fluido di perforazione, non-ché da alcune informazioni di carattere generale: essecostituiscono la cosiddetta intestazione del log, secon-do criteri raccomandati dalle norme API (AmericanPetroleum Institute).

Dopo il controllo di qualità da parte dell’operatoree del rappresentante della compagnia petrolifera, i logvengono riportati in grafico e quindi impiegati per l’im-mediata interpretazione nel cantiere, che è oltremodoimportante in quanto permette di ottenere informazio-ni decisive per la programmazione delle successive ope-razioni di cantiere (discesa casing, individuazione diintervalli su cui eseguire prove di produzione, indivi-duazione di tratti di colonna non cementata, opportu-nità di eseguire la chiusura mineraria del pozzo, ecc.).Al termine delle operazioni di logging, i dati in forma-to analogico (field print), i nastri o i dischi magneticicontenenti i dati elaborati e non (ed eventualmente lepellicole con le registrazioni analogiche), vengono invia-ti immediatamente al centro di calcolo della compagniapetrolifera e a quello della compagnia di servizio cheha registrato i log, per l’ulteriore elaborazione e inter-pretazione.

I risultati di un log sono riportati come diagrammiaventi in ordinata la profondità e in ascissa i parametrimisurati (fig. 5). Generalmente, la larghezza del dia-gramma è suddivisa in un certo numero di piste (track),nelle quali vengono riportate una o più curve, e chesono dotate di una scala lineare oppure di una scala



registratore e pannelli di controllo

misuratore di tensione del cavo

cavo

sonda

misuratore della profondità

arganello

fig. 4. Disposizione dell’unità mobile duranteun’operazione di logging.

logaritmica: quest’ultima viene utilizzata quando il para-metro da misurare possiede un campo di variazione ampio(per esempio, misure di resistività), mentre la prima èutilizzata quando le misure sono caratterizzate da uncampo di variazione modesto (per esempio, misure diporosità). Comunemente, i log vengono registrati simul-taneamente su due scale di profondità: quella di corre-lazione (1:1.000 o 1:500) e quella di dettaglio (1:200).

Sistemi di misura in tempo reale:Measuring While Drilling (MWD)

Il sistema MWD consiste nell’acquisizione di alcu-ne misure in prossimità dello scalpello e nella lorotrasmissione in superficie durante le operazioni diperforazione. In sostanza, si tratta della registrazione

e dell’invio di dati di fondo foro in tempo reale. Le infor-mazioni in tempo reale che interessano di più sono i para-metri della traiettoria (inclinazione e direzione); i para-metri di perforazione (peso, giri, torsione, avanzamen-to, ecc.); infine, le caratteristiche petrofisiche delleformazioni attraversate. Il sistema MWD si componeessenzialmente di un’attrezzatura di fondo foro e di un’at-trezzatura di superficie. Quella di fondo foro compren-de una o più parti di asta pesante entro cui sono allog-giati i sensori direzionali – accelerometri e magnetome-tri che misurano le componenti del campo gravitazionalee di quello magnetico allo scopo di risalire all’inclina-zione rispetto alla verticale e alla direzione rispetto alNord magnetico – e quelli per l’acquisizione dei log,oltre alla strumentazione elettronica per la misurazionee la trasmissione dei dati. Invece, l’attrezzatura di super-ficie comprende un sistema di registrazione, di decodi-fica e di elaborazione dei dati trasmessi dall’attrezzatu-ra di fondo.

La parte più importante di un sistema MWD è costi-tuita dai metodi di trasmissione dati, che possono esse-re basati o sull’invio di onde elettromagnetiche attra-verso la batteria di perforazione, oppure sulla propaga-zione di onde di pressione lungo la colonna di fango.

Il sistema MWD elettromagnetico impiega un’an-tenna montata entro un’asta pesante che invia onde elet-tromagnetiche a bassa frequenza sotto forma di segnale



sezioneisolata

ricevitore

antenna

trasmettitore

fig. 6. Sistema MWD elettromagnetico.

Potenzialespontaneo

SP

Induzione

Conduttività

Amp 16" Normale

16" Normale

00 4.000

8.0000

4.0000

210

100

00

10100

PROF.

PROF.

Griglia lineare

Griglia logaritmica

16" Normale

Resistività d’induzionespaziatura 40"

RESISTIVITÀ W m2/m

RESISTIVITÀW m2/m

LOG FOCALIZZATO SUPERFICIALE

LOG DI INDUZIONE MEDIO

MEDIO

FOCALIZZATOSUPERFICIALE

LOG DI INDUZIONE PROFONDO

PROFONDO

CONDUTTIVITÀmS/m

Conduttività d’induzione spaziatura 40"

SPmV

Rm=0,7 a 78°Rm=0,64 a 78°

BHT=190 ° a 10.500

SPmV

20

SP

0,2 1,0 10 100 1.000

0,2 1,0 10 100 1.000

0,2 1,0 10 100 1.000

fig. 5. Esempio di registrazione di un log. La scala delle profondità è quella verticale; per la griglia lineare si possono identificare treregistrazioni (potenziale spontaneo, resistivitàelettrica a diversa profondità di investigazionee conduttività elettrica da induction log) e per la griglia logaritmica due registrazioni(potenziale spontaneo e conduttività elettricada induction log a diverse profondità di investigazione) (Western Atlas, 1992).

modulato, trasmettendo i dati in codice binario. Il rice-vitore è costituito da un’antenna infissa nel terreno invicinanza della testa pozzo (fig. 6). Questo sistema offrealcuni vantaggi, ossia non interferisce con le operazio-ni di perforazione; i dati possono essere trasmessi anchedurante la fase di estrazione della batteria; infine, con-sente la comunicazione in entrambi i sensi, quindi ancheverso le apparecchiature di fondo, per attivare o modi-ficare sia le impostazioni della sequenza dei parametrida acquisire, sia la velocità di trasmissione ottimale. Tut-tavia, poiché soltanto le onde elettromagnetiche a bassafrequenza possono essere trasmesse con efficacia, il siste-ma presenta problemi legati all’attenuazione del segna-le. Inoltre, tali frequenze sono difficilmente distinguibi-li rispetto a quelle emesse dagli impianti elettrici di super-ficie. Poiché l’attenuazione del segnale aumenta con laprofondità, si tende a limitare l’applicazione di questotipo di telemetria a profondità di circa 2.000 metri.

Il sistema di trasmissione telemetrico a impulsi dipressione nel fango caratterizza la maggior parte degliattuali sistemi MWD. I componenti principali si trova-no alloggiati in un’asta pesante collocata in fondo allabatteria, e comprendono una sorgente di energia, i sen-sori, il trasmettitore e il sistema di controllo. L’equipag-giamento di superficie consiste in: a) un trasduttore dipressione posto sul condotto di mandata del fango (stand-pipe); b) un dispositivo di filtraggio del segnale, per ridur-re l’interferenza prodotta dalle pompe o dai motori difondo; c) un elaboratore per decodificare e interpretarei segnali; d) un display per la visualizzazione dei datiregistrati.

In genere, sono usati tre diversi sistemi di trasmis-sione: a impulsi positivi, a impulsi negativi oppure a ondacontinua. Quello a impulsi positivi utilizza una valvolache intercetta l’intero flusso del fluido di perforazioneall’interno della batteria (fig. 7). Tale valvola viene coman-data da un sistema idraulico controllato elettronicamen-te, e il suo azionamento provoca una riduzione del flus-so del fango all’interno della batteria e un incremento dellapressione allo standpipe. Inoltre, il suo moto alternatocrea una serie di impulsi, modulati secondo un codice

binario, che vengono identificati dal trasduttore di pres-sione e decodificati dall’elaboratore. I messaggi sonotrasmessi secondo precise sequenze temporali, costitui-te da un certo numero di parole, a una velocità moltoridotta (circa 0,4 bit·s�1).

Il sistema MWD a impulsi negativi utilizza una val-vola che permette il passaggio di parte del flusso delfango verso l’intercapedine foro-aste di perforazione(annulus), il cui azionamento provoca una diminuzionedi pressione allo standpipe (fig. 8). Anche in questo caso,l’assenza o la presenza di un impulso all’interno di unasequenza temporale permette la realizzazione di un codi-ce di trasmissione in superficie. La velocità di trasmis-sione di questo sistema è di circa 1 bit·s�1 .

A differenza dei due precedenti, il sistema MWD aonda continua non è basato sull’invio di impulsi distinti,ma sulla generazione di un’onda continua (fig. 9). Il dispo-sitivo di modulazione è costituito da una valvola rotativa(sirena), formata da una coppia di dischi forati, posta nor-malmente al flusso del fango. Il primo disco è fermo, men-tre il secondo è comandato da un motore. La rotazione



fango

tempopr

essi

one

valvola

attuatore

impulsi positivi

motore di fondo

fig. 7. Sistema MWD a impulsi positivi.

fango

fango

tempo

pres

sion

eattuatore

valvola discarico

motore di fondo

impulsi negativi

fig. 8. Sistema MWD a impulsi negativi.

disco rotante

tempo

pres

sion

e

sfasamento

valvolarotante

motore

valoredel bit

(1)

valoredel bit

(1)

valoredel bit

(1)

valoredel bit

(0)

fig. 9. Sistema MWD a onda continua.

continua della sirena interrompe il flusso del fango varian-do sinusoidalmente la pressione a monte della valvola,con conseguente generazione di un’onda. Quando que-sta raggiunge le pompe, esse reagiscono cercando di man-tenere costante la portata, con l’effetto di incrementarela pressione di funzionamento. Si origina quindi una secon-da onda, diretta verso il fondo foro: finché la velocità dirotazione della sirena si mantiene costante, la pressionevaria in modo regolare e continuo, creando un’onda sta-zionaria usata come portante per inviare i dati in super-ficie. Durante la trasmissione, la velocità di rotazionedella sirena viene fatta variare, sfasando l’onda, come inun processo di modulazione. La strumentazione di super-ficie rileva lo spostamento di fase nel segnale di pres-sione e lo traduce in un codice binario. La frequenza tipi-ca dell’onda può variare nell’intervallo 1-24 Hz, a secon-da del tipo di pozzo (foro profondo o altamente deviato,fluido di perforazione particolarmente pesante e visco-so, ecc.); infatti, segnali a bassa frequenza risultano menodisturbati e più facilmente rilevabili in superficie. La velo-cità di trasmissione, che dipende dalla frequenza, puòvariare tra 0,5-12 bit·s�1.

L’evoluzione dei sistemi MWD ha motivato lo svi-luppo di alcuni strumenti per la registrazione di log adalta risoluzione in tempo reale. Fondamentalmente, sonostate modificate alcune tecnologie già note, adattando-le alla geometria imposta da tali sistemi e alle modalitàdi trasmissione. In questo modo si è giunti ad acquisire,oltre al rilevamento della traiettoria del foro, anche datiutili per una prima interpretazione litologica: alla con-figurazione di base del sistema MWD possono venireaggiunti ulteriori moduli, ottenendo così un sistema diver-so, correntemente denominato con il termine LoggingWhile Drilling (LWD).

Sistemi Logging While Drilling (LWD)I sistemi LWD permettono la registrazione di un set

di log durante la perforazione e, a differenza dei sistemiwireline (in cui le misure vengono effettuate dopo averperforato una certa lunghezza del foro), essi eseguonole misure e le trasmettono in superficie contemporanea-mente alla perforazione. Evidentemente, ciò consenteun’ottimizzazione delle operazioni di pozzo e un rispar-mio sul tempo di utilizzo dell’impianto di perforazione.I principi di base della misura dei parametri petrofisicidei sistemi LWD sono analoghi a quelli delle misurewireline. La differenza fondamentale risiede nella geo-metria dei sensori (posti entro particolari sonde che fannoparte integrante della batteria di perforazione), e nell’e-laborazione, interpretazione e correzione delle misure.Dal punto di vista tecnologico, le sonde LWD sono deri-vate direttamente dalle corrispondenti sonde wireline,adattate alle nuove condizioni di misurazione.

Attualmente, i sistemi LWD contengono sia i senso-ri direzionali, sia i moduli per la registrazione dei log

(consentendo di rilevare alcuni parametri petrofisici attra-verso misure di resistività, di densità, di porosità, regi-strazioni gamma, nonché misure di tipo sonico), e pos-sono essere utilizzati anche in fori di piccolo diametro(fino a circa 12 cm). Si tende alla ricerca di apparati didiametro sempre più ridotto, che possano sopportare alteportate di circolazione ed essere collocati il più vicinopossibile allo scalpello; essi, pertanto, sono sottoposti acondizioni operative gravose derivanti dalla meccanicadella perforazione (urti, vibrazioni, ecc.) e quindi deb-bono essere progettati e realizzati con particolari requi-siti di robustezza.

I principali vantaggi derivanti dall’acquisizione deilog durante la perforazione sono dati da una molteplicitàdi fattori: disponibilità di informazioni utili (consideratein tempo reale quanto più è ridotta la distanza degli appa-rati di misura dallo scalpello) per il controllo dell’anda-mento della traiettoria, per determinare la quota di ese-cuzione dei carotaggi e/o di discesa del casing, e per deci-dere sulla necessità di acquisire altri tipi di log con tecnicheconvenzionali; possibilità di sfruttare le condizioni miglio-ri per la registrazione dei log, cioè in presenza di inva-sione ridotta e in condizione di minore alterazione mec-canica e petrofisica della formazione indotta dalla perfo-razione; possibilità di rilevare tempestivamente alcuniproblemi riguardanti il pozzo, quali le prese di batteria ola presenza di zone in sovrapressione.

Per i sistemi LWD la trasmissione dei dati in super-ficie avviene per mezzo del canale telemetrico rappre-sentato dalla colonna di fango interna alla batteria diperforazione. Il fattore limitante rimane comunque lavelocità di trasmissione dei dati, che dipende dal siste-ma, dal tipo e dalla frequenza degli impulsi di pressio-ne utilizzati, nonché dalla velocità di avanzamento delloscalpello (la precisione delle misure è inversamente pro-porzionale alla velocità d’avanzamento). Per ridurre laquantità di dati da trasmettere, una parte di essi può esse-re elaborata e/o registrata in una memoria di fondo foro;ovviamente, in questo caso, le misure complete sonodisponibili soltanto al momento dell’estrazione della bat-teria. Come riferimento, è utile ricordare che con i siste-mi wireline si possono raggiungere velocità di trasmis-sione dell’ordine dei 500 kbit·s�1, mentre per i sistemiMWD a impulsi di pressione solo recentemente si è pas-sati a circa 12 bit·s�1, anche se si prevedono migliora-menti. In aiuto a questa limitazione, è stata realizzata lapossibilità di comunicare con lo strumento dalla super-ficie, per cui l’operatore può scegliere, per esempio, sericevere dati petrofisici o sulla meccanica della perfora-zione, ottimizzando il sistema di trasmissione.

Quando le registrazioni LWD comprendono un insie-me relativamente completo di log, si preferisce parlare diFormation Evaluation While Drilling (valutazione dellaformazione durante la perforazione). Come accennato, leattuali registrazioni LWD includono misure di resistività



(a induzione, tipo array induction, e a correnti focaliz-zate, tipo RAB-Anadril), di radiazione gamma (spectralgamma ray), di densità (density porosity), di porosità(neutron porosity), di diametro del foro (phase caliper)e misure soniche (sonic log). La collocazione degli attrez-zi LWD è compresa, a seconda delle configurazioni dellabatteria, tra i 10 e i 30 m al di sopra dello scalpello, eanche meno per particolari tipi di log (resistività alloscalpello).

Il sistema LWD può essere utilizzato in fori vertica-li, direzionati e orizzontali, anche se in questi ultimi pos-sono sorgere alcune complicazioni interpretative: infat-ti, la maggior parte delle sonde è concepita per funzio-nare in simmetria radiale, perpendicolarmente al pianodi stratificazione; nei pozzi orizzontali questa simmetriaviene meno e quasi sempre la forza di gravità rende laposizione della sonda asimmetrica rispetto al foro.

Gran parte delle misure ottenute tramite i sistemiLWD è di tipo azimutale, cioè relativa a una precisa dire-zione rispetto all’asse del foro. In strati non perpendi-colari all’asse della sonda e caratterizzati da un buoncontrasto di resistività, le misure di resistività azimutali(RAB-Anadril), di densità e di gamma ray possono for-nire indicazioni sulla distanza e sull’orientamento dellostrato dalla parete del foro. L’utilità pratica di questo tipodi misure risiede nel controllo della perforazione di forimolto inclinati al fine di mantenere un buon grado diprecisione della traiettoria all’interno delle zone pro-duttive di limitato spessore (perforazione a guida geo-logica o geosteering): in questo caso è necessario che ilposizionamento dei sensori sia il più possibile vicino alloscalpello.

3.3.5 Sismica di pozzo

L’indagine sismica di superficie permette di ricostruireuna rappresentazione della struttura del sottosuolo, con-sentendo interpretazioni di tipo geologico (distribuzione

delle sequenze stratigrafiche, contatti tettonici, ecc.).Tuttavia, queste sono limitate dato che spesso non sipossono determinare con esattezza le variazioni dellospettro di frequenza e l’attenuazione e gli sfasamentisubiti dalle onde sismiche nell’attraversamento deglistrati indagati. Un miglioramento del valore interpre-tativo dei dati può derivare dall’esame diretto del segna-le sismico mentre attraversa gli strati, piuttosto che dalsuo rilevamento in superficie. Ciò è stato reso possi-bile mediante lo sviluppo di particolari misure sismi-che in pozzo denominate profili sismici verticali (Ver-tical Seismic Profiles, VSP), nelle quali un segnaleemesso in superficie è registrato da un geofono postodi volta in volta a differenti profondità di pozzo. Lasismica di pozzo così sviluppata consente di otteneresia immagini ad alta risoluzione della zona circostan-te il punto di misurazione, sia informazioni sulle carat-teristiche elastiche della roccia, sia, infine, informa-zioni utili all’interpretazione stratigrafica e allo studiodell’anisotropia determinata da fratture oppure da stra-tificazioni.

Le tecniche di prospezione sismica in pozzo attual-mente in uso possono essere considerate come rilievi supiccola scala, se paragonati a quelli tradizionali di super-ficie. I geofoni sono calati nel pozzo per registrare sia leonde discendenti (dalla sorgente superficiale ai geofonidirettamente, o per riflessioni multiple discendenti), siale onde risalenti (riflessioni primarie e multiple risalen-ti). In particolare, essendo i dati VSP caratterizzati da uncammino di propagazione all’incirca dimezzato, sonomeno influenzati dall’attenuazione, e perciò sono carat-terizzati da segnali più contrastati degli equivalenti rica-vati dalla sismica di superficie. Il VSP potrebbe esserein grado di offrire un’interpretazione geologica più atten-dibile, valorizzando l’indagine del volume di formazio-ne posto lateralmente al foro.

Esistono tre tipi fondamentali di rilievi VSP: zero-offset VSP, offset VSP e walkaway VSP (fig. 10). Nelprimo, i geofoni sono calati nel pozzo a diversi livelli e



sorgente

geofono

zero-offset VSP

sorgente

geofono

offset VSP

sorgenti

geofono

walkaway VSPfig. 10. Tipicheconfigurazioni dei percorsi delle ondesismiche nei rilievi di pozzo: da sinistra,profilo sismico verticalezero-offset, profilosismico verticale offset,profilo sismico verticalewalkaway.

la sorgente è prossima alla verticale del medesimo. Conquesta tecnica – nelle condizioni ideali di stratificazio-ni orizzontali, pozzo verticale e sorgente a testa pozzo –vengono registrate onde discendenti e risalenti lungo ilmedesimo percorso verticale. Nel secondo tipo, i geofo-ni sono calati a diversi livelli nel pozzo e la sorgente èposta a una distanza prefissata dalla testa pozzo (offset).Con questa tecnica vengono fornite informazioni sulleproprietà di trasmissione e di riflessione delle forma-zioni a una certa distanza dal pozzo, ma non sulle strut-ture direttamente sottostanti il pozzo. Infine, il terzo tipoviene registrato mantenendo fissa una serie di geofoninel pozzo e spostando la sorgente (offset variabile) lungouna linea prefissata che passa in prossimità del pozzo.Normalmente, vengono utilizzate cinque stazioni di geofo-ni, mentre la lunghezza dello stendimento è una funzio-ne della profondità dell’obiettivo e può essere di alcunichilometri. L’estensione del sottosuolo interessata al rilie-vo walkaway (copertura) può essere valutata tramite larelazione: X = S z / (d + z) dove X è la copertura, S l’off-set della sorgente, d la profondità del riflettore e z ladistanza del geofono dal riflettore. Con il profilo sismi-co walkaway si ottiene la rappresentazione di una stri-scia verticale di sottosuolo circostante il pozzo, ricavandoinformazioni di tipo bidimensionale (2D). Inoltre, sfrut-tando particolari griglie di linee di walkaway (un insiemedi strisce verticali di sottosuolo), è possibile ottenere una

copertura completa dell’area circostante il pozzo, dettawalkaway 3D (fig. 11). Questa tecnica è in grado diapportare nuovi sviluppi nelle metodologie di indagi-ne tese a fornire rappresentazioni sempre più dettagliatedel sottosuolo.

Acquisizione ed elaborazione dei datiIl geofono, utilizzato nello studio del moto delle par-

ticelle del terreno al passaggio di un’onda sismica, ècostituito da una bobina e da un magnete. Il magnete èsolidale con il geofono, mentre la bobina, immersa nelcampo generato dal magnete, è fissata mediante unamolla. Quando il geofono è accoppiato rigidamente alterreno, un’onda sismica li fa oscillare insieme, esatta-mente allo stesso modo; ciò avviene grazie all’oscilla-zione della bobina entro il campo magnetico che indu-ce nella stessa una differenza di potenziale proporzio-nale alla velocità delle particelle del terreno nella direzionedell’asse della bobina. I geofoni devono essere in gradodi operare in condizioni ambientali anche particolar-mente avverse, e solitamente sono realizzati in modo daresistere a pressioni dell’ordine dei 130 MPa e tempe-rature fino a 250 °C.

L’acquisizione dei dati è realizzata dopo aver calatoil geofono fino alla massima profondità del foro e aver-lo vincolato alla parete. Viene quindi generata una seriedi impulsi sismici in superficie, e tale operazione viene



interpretazione VSPtridimensionale

acquisizione VSPtridimensionale

fig. 11. VSP walkaway 3D eseguito in un pozzo offshore: A, durante il rilievo una serie di geofoni è posta in pozzo e l’energia sismica viene emessa a una certaprofondità al di sotto della superficie marina. I geofoni sono tenuti a una profondità fissa, mentre la sorgentesismica varia di posizione, muovendosi secondo allineamenti paralleli entro un’area centrata sul pozzo; B, i dati acquisiti dal rilievo sono successivamente elaborati e raccolti ricostruendo una struttura 3D secondouna geometria tipica a forma di paraboloide, il cui asse coincide con quello del pozzo. L’apice del paraboloideè posto in corrispondenza dei geofoni. La ricostruzione del sottosuolo è attendibile sino a profondità che non superano il doppio della profondità a cui sono posti i geofoni stessi (Schlumberger, 1997).

A B

ripetuta spostando il geofono a successivi livelli conprofondità decrescenti. Requisito essenziale di tale tec-nica è che le registrazioni siano ripetute in modo identi-co a ogni livello: ciò rende il rilievo VSP dispendioso intermini di tempo di sosta del cantiere e di tempo di lavo-ro per la registrazione vera e propria. I parametri del rilie-vo – come l’offset della sorgente e l’intervallo di profon-dità del geofono – devono essere scelti con cura, alloscopo di definire con dettaglio gli orizzonti riflettenti.

La sorgente sismica può essere un fucile ad aria (air-gun), un vibratore meccanico o una piccola carica diesplosivo. Nel primo caso si fa espandere istantanea-mente un certo volume d’aria in un pozzetto pieno d’ac-qua. Lo spettro di frequenza emesso dipende dal volu-me d’aria iniettata, dalla pressione e dalla profondità diiniezione. L’airgun è spesso adoperato nei rilievi offshore(in questo caso, il rilascio dell’aria ad alta pressioneavviene direttamente in mare). Nel secondo caso, il vibra-tore meccanico trasmette al terreno per alcuni secondiuna sollecitazione vibrazionale di bassa energia. Taledispositivo consiste in una massa di circa 2.000 kg coman-data da un vibratore idraulico, a sua volta controllato daun segnale sinusoidale di frequenza variabile con conti-nuità. Infine, la generazione dell’impulso sismico tra-mite esplosivo (sempre meno usata) è basata sulla deto-nazione di una carica entro pozzetti pieni d’acqua. Seb-bene tale tecnica fornisca un largo spettro di frequenze,il segnale non è sempre riproducibile perché la geome-tria del foro cambia dopo pochi spari.

Le sorgenti sismiche generano onde che si propaga-no attraverso le formazioni del sottosuolo (onde di volu-me) e sulla superficie terrestre (onde di superficie). Nelcaso specifico della sismica in pozzo, interessano prin-cipalmente le onde di volume. In questo caso, le corri-spondenti onde longitudinali (P) e trasversali (S) sonocaratterizzate da frequenze che vanno da 5 a 200 Hz epossono quindi essere captate dai geofoni. Come è noto,nelle onde P il moto delle particelle del mezzo ha luogonella direzione di propagazione dell’onda, mentre nelleonde S in direzione ortogonale (secondo una componenteorizzontale SH e una verticale SV). L’energia acusticagenerata in superficie viene rifratta e riflessa attraversole stratificazioni del sottosuolo e registrata dai geofonicollocati nel pozzo. In un mezzo elastico e omogeneo,le onde piane (P, SH, SV) si propagano in maniera indi-pendente l’una dall’altra, quando la direzione di propa-gazione è ortogonale alla stratificazione. In pratica, tut-tavia, raramente la direzione di propagazione è norma-le alla stratificazione; in questo caso, in corrispondenzadelle superfici di separazione vengono generate nuoveonde. Un’onda P incidente genera onde P e SV trasmessee riflesse, mentre un’onda SV origina anche onde P. Nor-malmente, la quantità di conversioni aumenta all’aumen-tare della differenza tra le impedenze acustiche dei duemezzi a contatto e all’aumentare dell’angolo di incidenza

rispetto alla verticale. Nel caso di un rilievo walkawaymarino, il fondo del mare rappresenta un forte contrastodi impedenza che converte parte dell’energia incidenteP in energia trasmessa SV.

L’elaborazione dei dati VSP ha lo scopo di estrarreil segnale generato dalle superfici riflettenti e di descri-verne l’andamento geometrico in una sezione verticalebidimensionale. L’immagine contiene il profilo del pozzoe indica l’estensione laterale delle caratteristiche fisicheindividuate. In seguito verrà brevemente descritta la pro-cedura relativa alla elaborazione di dati provenienti daVSP walkaway, che può essere considerata valida, inlinea di principio, anche per i rilievi offset e zero-offsetVSP. La procedura può essere schematizzata in base acinque fasi.

Correzione delle ampiezze. In una prima fase, si ripor-tano tutte le tracce alla medesima energia, compensan-do la diminuzione di energia del segnale incidente in fun-zione della profondità, i possibili cambiamenti del livel-lo di energia della sorgente e le eventuali variazioni diaccoppiamento tra i geofoni e la formazione. In unaseconda fase, si procede al recupero delle ampiezze reali:ogni traccia viene moltiplicata per un opportuno fattoredi guadagno, funzione del tempo.

Filtraggio delle velocità. Con questa operazione siesegue la separazione del segnale dovuto all’onda discen-dente (considerato un disturbo, e quindi da eliminare) daquello dell’onda ascendente, che raggiunge il ricevitoredopo essere stato riflesso verso l’alto dagli strati del sot-tosuolo.

Deconvoluzione. Questa operazione tende all’elimi-nazione dei segnali indesiderati delle riflessioni multi-ple (generate nel sottosuolo) e di effetti strumentali disuperficie (distorsioni di fase, ecc.). Essa ha inizio sulleonde discendenti ottenute dal filtro di velocità ed è ripe-tuta sulle onde ascendenti.

Costruzione del modello di velocità (ray tracing). Leinformazioni inerenti le velocità nel sottosuolo sono ripor-tate in un modello che può essere fissato in fase di pro-gettazione ed essere poi affinato proprio utilizzando leinformazioni derivanti dai dati acquisiti. È importante, inogni caso, verificare che i valori delle velocità siano com-patibili con i tempi di transito del VSP registrati lungol’asse del pozzo. Il ray tracing è una fase fondamentaleverso la conclusione dell’elaborazione dei dati.

Migrazione (o passo finale). I segnali sismici sonoposizionati in corrispondenza dei punti che li hanno gene-rati. Dalla fase di deconvoluzione si ottiene un campo diriflessioni primarie (cioè prive di riflessioni multiple),rappresentate da variazioni di ampiezza lungo ogni trac-cia (identificata dalle coordinate della sorgente e daltempo di registrazione). Le riflessioni ottenute devonoessere rilocalizzate (fatte migrare), in modo da essererappresentate in un sistema di coordinate profon-dità/distanza radiale dall’asse del pozzo.



3.3.6 Campionamento dei fluidi e misura delle pressioni

Il campionamento dei fluidi di strato è particolarmenteutile per poter caratterizzare dal punto di vista termodi-namico il giacimento. Il prelievo di un campione rap-presentativo del fluido di strato talvolta comporta ope-razioni lunghe, costose e complesse. Solo però da un cor-retto campionamento e da una corretta analisi dilaboratorio del comportamento dei fluidi in funzionedella pressione, della temperatura e della densità, è pos-sibile classificare propriamente, dal punto di vista ter-modinamico, il giacimento (v. cap. 4.2). Il campiona-mento di un fluido di strato può avvenire attraverso unprelievo a fondo pozzo, oppure mediante uno di super-ficie (a testa pozzo). Si fa ricorso al primo tipo di pre-lievo quando si è in presenza di un’unica fase liquida,come nel caso di un giacimento di olio sottosaturo, nelquale la pressione iniziale del giacimento è superiore allapressione di bolla (non si è ancora liberato gas dall’o-lio). Nel caso, invece, di un giacimento di olio saturo sifa ricorso a un prelievo di superficie, poiché essendosiliberato gas dall’olio (la pressione del giacimento è infe-riore a quella di bolla dell’olio) non è possibile campio-nare una miscela (olio + gas) a fondo pozzo che rispet-ti esattamente la proporzione di olio e di gas della misce-la di strato. In questo caso, si fa uso di un separatoredi superficie gas/olio che, in particolari condizioni di

erogazione del pozzo (condizioni stabilizzate), consen-te di definire quale sia l’esatto rapporto gas/olio in baseal quale ricombinare una miscela rappresentativa del flui-do di strato. Si prelevano, quindi, simultaneamente il gase l’olio (gasolina) mediante bombole d’acciaio munitedi rubinetti a entrambe le estremità e riempite preventi-vamente di un liquido opportuno (acqua o mercurio). Ilprelievo dei campioni viene eseguito a pressione costan-te dal separatore, scaricando molto lentamente dalla bom-bola il liquido in essa inizialmente presente.

Chiariti questi aspetti, esponiamo le principali tec-niche di campionamento di un fluido monofase liquido(olio) a fondo pozzo. In passato, i campionatori eranocostituiti essenzialmente da una camera di riempimen-to provvista di valvole predisposte in posizione di aper-tura sino a che l’apparato veniva calato alla profonditàvoluta, raggiunta la quale le valvole venivano chiusemeccanicamente col lancio di un peso dalla superficiee con un congegno a orologeria presente all’interno delcampionatore stesso. Successivamente, i campionatorisono stati, in genere, accorpati ad apparati più complessicaratterizzati da packer che consentono di isolare il livel-lo di prova, da una o più camere di riempimento (entrole quali vengono prelevati più campioni di uno stessointervallo o di intervalli diversi), da registratori di pres-sione e da una unità motrice, costituita da un motorecomandato elettricamente, oppure da una unità ad azio-namento idraulico. Questi apparati sono inoltre in gradodi registrare misure di pressione locale nei pori dellaformazione e quindi di eseguire misure di produzione,come nel caso del Formation Interval Tester (FIT) e delRepeat Formation Tester (RFT). Una rappresentazioneschematica del principio di funzionamento di un RFT èriportata nella fig. 12. Lo strumento, che opera a foroscoperto (cioè non completo di colonne di rivestimen-to), è in grado di eseguire test selettivi di formazione,di prelevare un massimo di due campioni di fluido distrato per ogni discesa in pozzo (il FIT è invece in gradodi effettuare un solo campionamento per ogni discesain pozzo) e di eseguire un numero qualsivoglia di misu-re di pressione in altrettanti punti lungo il profilo delpozzo. Il fluido di strato viene aspirato mediante duesistemi pistone/cilindro, in modo da dare luogo a dueportate distinte che simulano due prove di produzionecon rapporto di portata 1:5. In fase di aspirazione ven-gono rilevati i valori di pressione sino al termine del-l’erogazione e inviati in superficie via cavo. Lo stru-mento dispone di due camere di campionamento di volu-me variabile da 5 l a 50 l.

L’evoluzione più recente per le misure di produzio-ne è rappresentata dal Modular Dynamics FormationTester (MDFT), strumento integrato che consente diprelevare e di analizzare diversi campioni di fluido distrato e di eseguire misure dinamiche di gradiente dipressione, mediante sensori piezoelettrici. Lo strumento



valvola

camere diprecampionamento

camera 1(a bassa portata)

camera 2(ad alta portata)

valvola

manometro

filtropistone

sonda

valvolaper il bilanciamento

della colonnadi fango

(al campionatoreinferiore)

(al campionatoresuperiore)

packer

pannello del fango

fig. 12. Schema del principio di funzionamentodi un Repeat Formation Tester (RFT) (Chierici, 1989).

può essere assemblato in varie configurazioni a secon-da delle finalità previste dalla misurazione. I campio-ni sono prelevati direttamente attraverso due pistoniopposti che vengono spinti entro la formazione. Lo stru-mento, che opera unicamente a foro scoperto, disponedi due packer per isolare dall’azione del fango zoneparticolari, quali strati fratturati o ad alta permeabilità.Un campione, prelevato dalla zona isolata, viene ana-lizzato direttamente dallo strumento per mezzo di unsensore ottico che sfrutta l’assorbimento di luce visi-bile o infrarossa da parte dei fluidi, e di un sensore chene misura la conduttività elettrica. Un circuito idrauli-co permette di azionare i pistoni e i packer, e di rimuo-vere i campioni di fluido dallo strumento. L’alimenta-zione della parte elettronica dello strumento è fornitada una batteria. La registrazione del gradiente di pres-sione viene utilizzata per valutare la permeabilità dellaformazione.

3.3.7 Prove di produzione

Le prove di produzione sono misurazioni che vengo-no effettuate nei pozzi in condizione di erogazione,per determinare la natura del fluido presente e la capa-cità produttiva delle formazioni mineralizzate. In par-ticolare, le principali grandezze che possono esseredeterminate sono: a) la permeabilità; b) la capacitàproduttiva; c) lo skin effect (danneggiamento, o ridu-zione di permeabilità, della formazione in seguito allaperforazione); d) l’indice di produttività; e) la pres-sione statica di giacimento; f) il raggio di drenaggiodel pozzo; g) l’identificazione di barriere di permea-bilità, di faglie, eccetera. Il principio base di funzio-namento di una prova di produzione consiste nel sot-trarre all’effetto della colonna di fango (sempre pre-sente nel pozzo) la parte di formazione da esaminare,mettendola in comunicazione con la pressione atmo-sferica o con una pressione che non superi mai quel-la della formazione (tranne il solo caso in cui si ricor-ra a prove di iniezione nella formazione di fluidi). Ilpozzo può essere posto in varie condizioni di eroga-zione (rilevando con continuità temporale pressioni,temperature, portate, densità, ecc.) in base al tempo adisposizione e al tipo di informazioni che si rendononecessarie. In particolare, si può ricorrere a tre tipi diprove: la procedura di erogazione-chiusura, ossia unaerogazione seguita da una chiusura del pozzo e con-seguente risalita della pressione (build-up); la proce-dura della doppia chiusura, ossia una prima eroga-zione, in una prima risalita, una seconda erogazionee una risalita finale (che costituisce la fase più impor-tante di tutta la prova); le prove isocrone (multipoint),ossia una serie di erogazioni e di build-up a diversiregimi di portata (richiedono tempi di esecuzione molto

lunghi, ma permettono gli studi più approfonditi deigiacimenti).

Ci si limiterà, comunque, a una descrizione sinteti-ca delle prove di produzione, con particolare riferimen-to alla descrizione delle tipologie di prove e della stru-mentazione in pozzo e/o in superficie, rinviando per unesame degli aspetti teorici e interpretativi al cap. 4.4.

Esistono vari tipi di prove a seconda della condizio-ne tecnica del pozzo (foro scoperto o già completo dicolonne di rivestimento e di cementazione e anche dicolonne di produzione), delle caratteristiche della for-mazione da sottoporre alla prova (litologia già accerta-ta e conoscenza della probabile permeabilità) e dei flui-di di strato previsti (acqua, olio e/o gas). Per quanto riguar-da la condizione tecnica del pozzo, le prove di produzionein colonna rivestita (preventivamente perforata, sì da per-mettere la continuità idraulica tra la formazione e il foro)devono essere preferite a quelle a foro scoperto poichépiù affidabili e più sicure, evitando così il problema dicollassi o franamenti della parete del foro e offrendomaggiore garanzia di tenuta del packer.

L’esecuzione delle prove di produzione può avveni-re secondo varie tecniche (fig. 13): calando nel pozzostrumenti attraverso un cavo (wireline), o attraverso labatteria di perforazione (drilling stem testing, DST),oppure, in condizioni di pozzo completato, attraverso lacolonna di produzione (tubing).

Prove di produzione attraverso wirelineLe prove di produzione attraverso wireline sono state

introdotte per ottenere informazioni in tempi brevi, rive-landosi particolarmente utili laddove siano richieste rapi-de valutazioni qualitative e quantitative. Esempi tipici diapparati wireline sono rappresentati dal FIT, dall’RFT edall’MDFT. In generale, questi strumenti sono caratte-rizzati da un’unità di controllo idraulica o elettrica, daun sistema di tenuta packer e da unità di campionamen-to (fig. 13 A). Essi operano secondo quanto descritto nelpar. 3.3.6.

Prove di produzione attraverso la batteria di perforazione (DST)

Per quanto riguarda le prove di produzione con l’im-piego della batteria di perforazione, chiamate Drill StemTest (DST), si tratta di porre in condizione di erogazio-ne il pozzo all’interno della batteria stessa. Queste prove,quindi, sono praticabili finché il pozzo è in fase di perfo-razione, sia a foro scoperto, sia a foro rivestito. Nellafig. 13 B viene riportato uno schema della strumentazio-ne necessaria alla prova. Fondamentalmente, vengonocalati con le aste un packer, due sensori di registrazione dipressione/temperatura (uno a quota superiore al packer euno a quota inferiore) e una serie di unità ausiliarie (filtri,jar, valvole di circolazione, ecc.). Quindi, si pone in con-dizione di erogazione il pozzo, dopo avere effettuato



preventivamente la cosiddetta operazione di ‘spurgo’ chesi realizza erogando ad alte portate, allo scopo di elimina-re fluidi estranei a quelli di strato (fluidi di completa-mento, fango di perforazione, ecc.). In condizioni difunzionamento regolare, i valori della pressione regi-strati sopra e sotto il packer coincidono (a meno delladifferenza dovuta alla presenza del fango di perfora-zione o di un altro fluido di prova), a indicare l’assen-za di intasamenti ai filtri. L’andamento della prova viene

controllato sia con apposite attrezzature di superficieper prove di produzione, sia interpretando i diagram-mi di fondo che registrano l’andamento della prova inogni sua fase (fig. 14).

Prove di produzione in condizione di pozzo completato

Le prove di produzione in condizione di pozzo com-pletato sono analoghe alle precedenti, con l’unica varian-



unità idraulica

cavo

packer

campionatore

A B C

asta normaledi perforazione

asta pesante

asta pesante

valvola di fondo

bypass

spari

casingcasing casing

packer

sensore superiore (p,T)

sensore inferiore (p, T)

valvola di circolazione


jar

giunto di sicurezza

valvola di fondo

packer

tubing



filtro

fig. 13. Tecniche di esecuzione delle prove di strato: calo in pozzo degli strumenti via cavo (A), attraverso la batteria di perforazione (B), attraverso il tubing (C).

A B C

te di porre in condizione di erogazione il pozzo attra-verso le colonne di produzione o tubing. Come apparedallo schema della fig. 13 C, per tali prove vengono cala-ti attraverso il tubing un packer, una valvola di fondo euna serie di valvole di circolazione. In seguito, a questeattrezzature di fondo si aggiungono quelle di superficie,necessarie per processare i fluidi prodotti, le quali sonocostituite da: a) una croce di produzione (test tree); b)un apparato di riduzione della pressione di esercizio delseparatore (choke manifold); c) uno scambiatore di calo-re o riscaldatore per evitare la formazione di idrati inseguito al salto di pressione nel choke manifold; d) unseparatore di fluidi di varia densità (olio-gas-acqua) prov-visto di misuratori di pressione, temperatura e portatedei vari fluidi; e) un bruciatore (burner) che permette dismaltire attraverso una combustione completa notevoliquantitativi di olio senza produrre fumi neri e/o sgoccio-lamenti (specie quando ci si trova in mare); f ) una seriedi accessori (serbatoi, pompe, ecc.); g) un laboratorio di

campo per eseguire analisi varie (determinazione dei sedi-menti e della sabbia, densità dell’olio e del gas, salinitàdell’acqua, ecc.).

Bibliografia generale

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Ezio Mesini

Dipartimento di Ingegneria Chimica,Mineraria e delle Tecnologie Ambientali

Università degli Studi di BolognaBologna, Italia



scal

a de

lle

pres

sion

i

scala dei tempi

a bAD

E

C

F

I

B G H

fig. 14. Esempio tipico di registrazione di un diagramma di fondo mediante DST. La linea a-b, che corrisponde alla pressione atmosferica, è detta linea di base. Il tratto A-B corrisponde alla discesa in pozzo della batteria di perforazione; esso non ha un andamentorettilineo a causa delle soste che si rendono necessarie per l’aggiunta di aste durante la discesa. In B si ha il fissaggio del packer e la pressione corrisponde a quella idrostatica iniziale. Aperto il packer al tempo C, si ha un abbassamento della pressione fino a D, quando ha inizio l’erogazione di fluido di strato che terminain E. La pressione di strato risale fino a stabilizzarsi (F).Con l’apertura del packer, il tratto G-H rappresenta la pressione idrostatica finale, mentre il tratto H-Irappresenta la risalita dell’apparecchiatura.

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