Studio sperimentale del recupero di petrolio potenziato da microrganismi in mezzi porosi fratturati usando il batterio alofilo Haloferax mediterranei

Perché i minuscoli microrganismi alofili sono importanti per il nostro futuro energetico

Gran parte del petrolio ancora disponibile nel mondo è intrappolata in rocce difficili da raggiungere, in particolare in giacimenti attraversati da fratture naturali. I metodi convenzionali estraggono già la maggior parte del petrolio facile da recuperare, ma una grande frazione resta sottoterra. Questo studio esplora un aiuto non convenzionale: un microbo amante del sale chiamato Haloferax mediterranei, che prospera dove pochi organismi riescono a sopravvivere. Regolando con cura la quantità di questi microrganismi iniettati nelle rocce fratturate, i ricercatori dimostrano che è possibile deviare i flussi d'acqua, liberare parte di quel petrolio intrappolato e farlo con un approccio biodegradabile e potenzialmente meno impattante rispetto a molti prodotti chimici sintetici.

Rocce incrinate e petrolio perso

I giacimenti carbonatici, come quelli composti da calcare e dolomite, contengono spesso una fitta rete di fratture. Quando gli ingegneri spingono acqua in queste formazioni per convogliare il petrolio verso i pozzi di produzione, l'acqua percorre rapidamente le fratture aperte e in larga misura bypassa la matrice rocciosa più compatta, dove gran parte del petrolio è bloccata. Di conseguenza, il 35–55% del petrolio originale può rimanere sottoterra anche dopo il recupero primario e secondario. I metodi chimici possono aiutare, ma l'alta salinità, le elevate temperature e i costi e la persistenza di polimeri e tensioattivi di sintesi ne limitano l'utilità. L'idea alla base del recupero microbico potenziato è diversa: lasciare che i microrganismi crescano nei canali di flusso più aperti in modo da otturare parzialmente quelle “scorciatoie” e costringere l'acqua iniettata a spazzare attraverso la roccia circostante.

Un microbo fatto per i giacimenti estremi

Haloferax mediterranei appartiene a un gruppo di microrganismi che prosperano in ambienti straordinariamente salini, anche a salinità oltre dieci volte quella dell'acqua di mare e a temperature elevate. Diversamente da molti batteri standard dei campi petroliferi, continua a crescere e a produrre una sostanza naturale simile alla plastica in queste condizioni dure. Tale sostanza, un biopolimero biodegradabile chiamato polidrossibutirrato, aiuta i microrganismi a formare film appiccicosi sulle superfici rocciose e all'interno delle fratture. Questi biofilm sono abbastanza robusti da restringere i percorsi di flusso ma possono lasciare aperti piccoli canali, creando la possibilità di un livello di otturazione “giusto”: sufficiente a deviare l'acqua verso le zone di roccia ricche di petrolio senza sigillarle completamente.

Modelli vetrosi e test su rocce reali

Per verificare come si manifesta questo effetto in pratica, il team ha costruito “micromodelli” trasparenti in vetro che imitano una roccia porosa fratturata. Hanno innanzitutto inondato i modelli con petrolio greggio proveniente da un giacimento iraniano, poi hanno iniettato acqua salata, quindi soluzioni microbiche con tre livelli di biomassa diversi e infine acqua di nuovo. I risultati più chiari sono emersi a una concentrazione microbica moderata di 5,07 grammi per litro. In quel caso il biofilm è cresciuto principalmente nelle fratture, le ha ristrette e ha reindirizzato l'acqua di seguito nella matrice rocciosa. Questa azione aggiuntiva ha aumentato il recupero di petrolio nel micromodello di 23 punti percentuali dell'olio originale in posto rispetto al solo flooding con acqua. Tuttavia, quando i ricercatori hanno raddoppiato la biomassa, il recupero è diminuito bruscamente: biofilm più spessi e densi hanno intasato non solo le fratture ma anche gli ingressi verso la matrice, lasciando meno spazio all'acqua per muovere il petrolio.

Dal banco di laboratorio ai nuclei fratturati reali

Gli scienziati hanno poi ripetuto il concetto su veri nuclei rocciosi di calcare e dolomite artificialmente fratturati. Prima dell'aggiunta dei microrganismi, l'acqua scorreva molto facilmente attraverso queste fratture. Dopo l'iniezione microbica, la permeabilità delle fratture è diminuita di circa il 50–75%, mostrando che i biofilm stavano effettivamente limitando i principali percorsi di flusso. Quando il team ha condotto esperimenti di flooding con petrolio al livello di biomassa ottimizzato, l'olio aggiuntivo recuperato durante il flushing con acqua post-microbi è stato del 14% e del 12,6% dell'olio originale in posto per due nuclei separati. Questi guadagni sono stati inferiori rispetto ai modelli vetrosi idealizzati—le rocce reali sono più ruvide e complesse—ma comunque sostanziali e comparabili ai miglioramenti riportati per altri metodi microbici che non sopportano salinità così estreme.

Trovare il punto giusto

Una lezione chiave degli esperimenti è che più microrganismi non significa necessariamente meglio. A bassa biomassa, le fratture restano troppo aperte e l'acqua continua a bypassare la matrice. A biomassa molto elevata, i biofilm crescono così aggressivamente da interrompere la comunicazione tra fratture e roccia circostante, lasciando il petrolio isolato. I migliori risultati sono emersi a una concentrazione intermedia: sufficiente crescita microbica per restringere le fratture più grandi e deviare il flusso, ma non così tanta da bloccare l'accesso alla roccia contenente petrolio. Questo comportamento di “otturazione selettiva” — mirare prima ai percorsi di flusso più facili — è emerso in modo naturale dal modo in cui i microrganismi crescono e depositano il loro polimero nelle fratture.

Cosa significa per la produzione futura di petrolio

Per il lettore generale, la conclusione è che alcuni microrganismi estremofili possono agire come regolatori di flusso intelligenti e auto-organizzati nelle profondità del sottosuolo. Scegliendo la giusta quantità di Haloferax mediterranei, gli operatori potrebbero far lavorare l'acqua iniettata in modo più efficiente, recuperando più petrolio da giacimenti fratturati ostinati pur affidandosi a materiali biodegradabili che funzionano in condizioni di salinità e temperatura estreme. Lo studio non risolve tutte le sfide della produzione nelle fasi avanzate né sostituisce la necessità di una transizione dalle fonti fossili. Ma mostra come la biologia possa essere sfruttata per rendere i giacimenti esistenti più efficienti, riducendo potenzialmente la necessità di nuove perforazioni e ottenendo più energia da campi già sviluppati.

Citazione: Eslam, B.Z., Hashemi, R., Khaz’ali, A.R. et al. Experimental study of microbial enhanced oil recovery in fractured porous media using the halophilic bacterium Haloferax mediterranei. Sci Rep 16, 7452 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-38949-y

Parole chiave: recupero microbico potenziato del petrolio, giacimenti fratturati, Haloferax mediterranei, otturazione da biofilm, campi petroliferi ad alta salinità