Lo scopo del corso è di illustrare flussi di lavoro e metodologie correntemente adottate per caratterizzare e modellare un giacimento di idrocarburi. Particolare enfasi viene posta sul ruolo e sul significato degli studi nella vita produttiva del giacimento - dalla perforazione del pozzo di scoperta all\'abbandono finale - nonché sulla multidisciplinarietà dell\'approccio e l\'integrazione di professionalità geologiche e ingegneristiche.
Conoscenza dei principi di base dei corsi del primo anno (in particolare Sedimentologia, Sismica a riflessione, Geologia del Petrolio)
Prova scritta a risposta multipla e orale sui contenuti del corso, seminari compresi.
Italiano
CFU: 6 (= 48 ore in aula)
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Definizione ed uso dello studio di giacimento: reservoir monitoring & management. Fasi di vita di un asset: prospect, scoperta, appraisal, sviluppo, produzione, abbandono. Raccolta dati: geografici (cenni di cartografia), calcolo delle deviazioni di pozzo; geologici (studi strutturali, sedimentologici, stratigrafici, petrografici); geofisici (seismic lithology, seismic stratigraphy); petrofisici (log, carote); ingegneristici (MDT, prove di produzione, test d’interferenza, traccianti). Studi preliminari per la costruzione del modello di giacimento. Geometria interna del giacimento: equilibrio idrostatico e contatti tra fluidi in giacimento (pressione idrostatica, gradiente di pressione, misure di pressione in formazione; correlazioni e layering, compartimentazione). Cenni di ingegneria dei giacimenti: diagrammi di fase e principali parametri PVT per l’olio ed il gas, classificazione dei fluidi di giacimento; fattore di recupero e meccanismi di spinta in giacimento, tipi di acquifero, andamento dei parametri di produzione in funzione dei meccanismi produttivi; processi di recupero avanzati ed assistiti (EOR/IOR); cenni di well test e concetti base di interpretazione. Concetti base di petrofisica ed interazione roccia-fluidi: porosità, saturazione, bagnabilità, pressione capillare, J-function di Leverett, permeabilità assoluta e correzione di Klinkenberg, permeabilità effettiva e permeabilità relativa. Caratterizzazione petrofisica integrata di giacimento: rappresentatività dei dati: effetto scala, support volume e representative elementary volume; approccio classificativo su base carota e rock-typing: cross-plot porosità-permeabilità, Reservoir Quality Index (RQI), metodo delle FZI (o flow-units), metodo best-fit delle mercury injectio capillary pressure (MICP) con tangenti iperboliche; approccio classificativo su base log (log-facies): trattamento dei dati, criteri di standardizzazione, suddivisione del data set, caratterizzazione e uso delle log-facies, curve sintetiche; approccio cut-off; formula per il calcolo idrocarburi in posto (OHIP). Costruzione del modello di giacimento: approccio 2D (costruzione del modello strutturale; well-picks e mappe di orizzonti intermedi; layering interno e corrispondente generazione di mappe delle proprietà petrofisiche; calcolo di volumi OHIP); approccio 3D (modello geometrico 3D; orizzonti stratigrafici e tecniche per il layering interno di giacimento grid statico vs. grid dinamico). Breve introduzione alla geostatistica: incertezza ed uso della simulazione stocastica nel modello di giacimento; differenza tra hard data e soft information; definizioni base; analisi puntuale e spaziale dei dati; variabili e funzioni aleatorie; stazionarietà e non-stazionarietà; inferenza statistica e modelli di variabilità spaziale; variogrammi e cross-variogrammi, stime locali (kriging e co-kriging), incertezza spaziale e simulazioni stocastiche. Costruzione del modello di facies 3D: concetto di simulation box, simulazioni stocastiche pixel-based (SGSim, SISim, TGSim, Plurigaussiana) ed object based: cenni agli algoritmi di ottimizzazione (concetto di simulated annealing); condizionamento del modello di facies con soft information sismiche e/o sedimentologiche; curve di proporzionalità.
Appunti e materiali di lezione.
Luca Cosentino - Integrated reservoir studies - Editions TECHNIP (2001)