Valutazione dell’eterogeneità del serbatoio usando il fattore di turbolenza come strumento efficace per la classificazione delle unità di flusso idraulico per il pozzo BM-85, Golfo di Suez, Egitto

Perché gli strati rocciosi sotto il Mar Rosso sono importanti

Sotto le acque del Golfo di Suez in Egitto, sottili strati di sabbia e fango determinano se un giacimento petrolifero continua a produrre o si esaurisce. Anche in pozzi che sembrano promettenti sulla carta, alcuni strati rocciosi lasciano scorrere il petrolio liberamente mentre altri lo bloccano tenacemente. Questo articolo esplora un nuovo modo di classificare questi strati nascosti in un singolo pozzo, BM‑85, esaminando non solo quanto siano porose le rocce, ma anche quanto caoticamente i fluidi si muovono attraverso i loro minuscoli passaggi.

Un mosaico sotterraneo complesso

Lo studio si concentra sulla Formazione del Senoniano Inferiore, un pacchetto di rocce situato in profondità sotto il Golfo di Suez. Questa regione è nota tra i geologi per la sua struttura fratturata e falcata e per la rapida variabilità litologica. Invece di uno strato uniforme a torta, il serbatoio si comporta più come una coperta patchwork cucita con sabbie, marne e sottili scisti. Queste variazioni—note come eterogeneità del serbatoio—influenzano fortemente come petrolio, gas e acqua si muovono nel sottosuolo e possono fare la differenza tra una produzione efficiente e risorse inaccessibili.

Ispezionare le rocce con carote e log

Per districare questa complessità, gli autori hanno combinato due tipi di evidenza. Innanzitutto hanno esaminato 103 piccoli campioni cilindrici di roccia, o carote, prelevati a profondità comprese tra circa 3,4 e 3,5 chilometri sotto la superficie. I test di laboratorio hanno misurato quanto spazio vuoto contengono questi campioni (porosità) e quanto facilmente i fluidi possono attraversarli (permeabilità). In secondo luogo, hanno analizzato misure continue registrate da strumenti calati nel pozzo—gamma ray, densità, neutroni, sonico e resistività—per mappare i cambiamenti nella litologia e nel contenuto di fluidi lungo tutta la profondità. Abbinando i risultati delle carote alle risposte dei log, hanno potuto estendere le informazioni dettagliate sulle rocce ben oltre i pochi punti in cui erano disponibili le carote.

Trovare i punti migliori per la produzione

Usando questo dataset integrato, il team ha identificato due principali «zone produttive» in grado di produrre idrocarburi. Pay 1, l’intervallo superiore, mostra una porosità moderata intorno al 21 percento e una saturazione di olio relativamente alta di circa il 63 percento, ma solo una capacità di flusso modesta. Pay 2, l’intervallo inferiore, si distingue come un eccellente serbatoio: le misure di laboratorio rivelano una permeabilità media molto alta, nell’ordine delle centinaia di millidarcy, con porosità efficace tra il 18 e il 21 percento. Insieme, questi valori indicano una roccia che non solo immagazzina olio ma ne consente anche il movimento verso un pozzo. Tuttavia, l’ampia gamma di permeabilità misurate—da quasi sigillate a estremamente aperte—conferma che anche all’interno di queste zone produttive il serbatoio è tutt’altro che uniforme.

Quando il flusso smette di essere regolare

Le valutazioni tradizionali collegano principalmente porosità e permeabilità, ma questo studio va oltre considerando come il flusso di fluido diventi irregolare a velocità maggiori o in sistemi di pori complessi, un comportamento chiamato flusso non‑Darcy. Gli autori usano una grandezza nota come fattore di turbolenza, simbolizzato con β, che aumenta quando i percorsi del fluido si contorcono attraverso pori stretti o tortuosi. Calcolando β dalla permeabilità di ciascuna carota e tracciandolo in funzione di una misura combinata di porosità‑permeabilità chiamata Reservoir Quality Index (RQI), hanno separato la roccia in due unità di flusso idraulico. Un gruppo ha RQI elevato e β basso, indicando percorsi ben connessi e a «flusso regolare». L’altro mostra RQI basso e β alto, indicando strutture di pori più fitte e caotiche che limitano il movimento anche se la porosità appare accettabile sulla carta.

Collegare le dimensioni delle gole porose al comportamento del flusso

Per capire perché emergono queste differenze, il team ha stimato le dimensioni delle gole porose—i colli di bottiglia tra pori più grandi—usando tecniche di laboratorio specifiche ed equazioni consolidate. Le rocce dominate da gole porose più ampie (macro‑ e megapori) tendono ad avere alta permeabilità e bassi fattori di turbolenza, rendendole obiettivi principali per la produzione. Al contrario, le rocce con prevalentemente gole molto piccole agiscono come serbatoi stretti: immagazzinano fluidi ma li rilasciano con riluttanza, mostrando valori di β elevati che segnalano una forte resistenza al flusso. Ulteriori analisi di come la capacità di stoccaggio e la capacità di flusso variano con la profondità rivelano che poche vene ad alta permeabilità trasportano la maggior parte del flusso, mentre strati più spessi ma più compatti agiscono principalmente come deposito.

Cosa significa tutto questo per aumentare la produzione di petrolio

Da una prospettiva non specialistica, lo studio mostra che non tutta la roccia «dal buon aspetto» è uguale. Due strati con porosità simile possono comportarsi in modo molto diverso se uno ha pori aperti e ben connessi e l’altro è ostruito da cemento o argille. Aggiungendo il fattore di turbolenza alle misure standard, gli autori forniscono un quadro più realistico di quali parti del serbatoio forniscono effettivamente petrolio in modo efficiente. In BM‑85, la Zona Produttiva 2 corrisponde all’unità di flusso idraulico migliore, mentre la Zona Produttiva 1 corrisponde a un’unità più modesta, ma comunque produttiva. Questo approccio—che unisce test su carote, log di pozzo, stime delle dimensioni dei pori e unità di flusso basate su β—offre agli operatori del Golfo di Suez e di campi simili uno strumento più preciso per individuare i punti migliori, pianificare iniezioni d’acqua e, in ultima analisi, recuperare più idrocarburi da paesaggi sotterranei complessi.

Citazione: Al-Alfy, I.M., El-Sawy, M.Z., Salama, N.S. et al. Assessing reservoir heterogeneity using the turbulence factor as an effective tool for hydraulic flow unit classification for BM-85 Well, Gulf of Suez, Egypt. Sci Rep 16, 7185 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-37379-0

Parole chiave: eterogeneità del serbatoio, Golfo di Suez, unità di flusso idraulico, fattore di turbolenza beta, dimensione della gola porosa