Studio sui meccanismi e i modelli di interferenza inter‑segmento tra tratti di pozzi orizzontali in un modello combinato di pozzi orizzontali e verticali in giacimenti offshore

Perché questo conta per il petrolio offshore

I giacimenti offshore che sono stati in produzione per decenni affrontano un problema ostinato: la maggior parte dell'olio facilmente estraibile è esaurita, ma una grande quantità resta attaccata alla roccia in tasche difficili da raggiungere. Nel Mare di Bohai, gli ingegneri impiegano reti di pozzi verticali e lunghi pozzi orizzontali per spingere acqua attraverso il serbatoio e recuperarne più petrolio. Tuttavia, con l'invecchiamento dei giacimenti e un'acqua che arriva a costituire quasi tutto il fluido prodotto, indovinare dove si trova l'olio residuo diventa rischioso e costoso. Questo studio mostra, con modelli di laboratorio opportunamente scalati e simulazioni al computer, come diverse parti di un pozzo orizzontale interferiscano tra loro e come ciò determini dove si nasconde l'ultimo olio recuperabile — e come progettare disposizioni dei pozzi per raggiungerlo.

Come l'iniezione d'acqua determina le ultime gocce

I ricercatori si sono concentrati su un serbatoio di olio pesante reale nel giacimento di Bohai già in una fase di «cut d'acqua ultra‑alto», ovvero in cui oltre il 90% del fluido prodotto è acqua. In tali giacimenti, l'acqua iniettata attraverso alcuni pozzi spinge l'olio verso i pozzi produttori in un intricato labirinto sotterraneo. Poiché la roccia varia nella facilità di scorrimento dei fluidi, l'acqua predilige le zone ad alta permeabilità e può avanzare rapidamente, abbandonando l'olio nelle zone più strette. Quando i pozzi orizzontali sono combinati con pozzi verticali o direzionali, sezioni diverse della lunga traiettoria orizzontale intercettano strati con proprietà di flusso differenti, e queste sezioni possono effettivamente sottrarre pressione e flusso le une alle altre. Lo studio si proponeva di comprendere queste interferenze tra sezioni e come esse controllino la distribuzione dell'olio residuo.

Costruire un serbatoio offshore in miniatura

Per cogliere questo comportamento, il team ha costruito un modello fisico tridimensionale basato sulla geometria e sulle proprietà della roccia di un blocco di Bohai chiamato QHD32‑6. Hanno assemblato una piastra di 60 cm per 60 cm per 10 cm riempita con carote rocciose rappresentative di strati a bassa, media e alta permeabilità e hanno inserito sia pozzi orizzontali sia verticali. Dopo aver saturato con cura il modello prima con acqua e poi con olio pesante che riproduceva il greggio reale, hanno eseguito esperimenti di flooding con acqua a temperatura e portate controllate. Sensori di resistività elettrica distribuiti sul modello hanno permesso di monitorare come la miscela di olio e acqua cambiava in molti punti, rivelando la velocità con cui ogni segmento cedeva il proprio olio man mano che si pompava più acqua.

Concordanza tra laboratorio e calcolo

Negli esperimenti, i segmenti ad alta permeabilità hanno restituito olio rapidamente raggiungendo fattori di recupero vicini al 50%, mentre i segmenti a bassa permeabilità restavano molto indietro, raramente superando circa il 30% anche dopo grandi volumi d'acqua. Quando l'uscita dalla sezione più permeabile è stata deliberatamente chiusa, più acqua iniettata è stata forzata nella zona a permeabilità media, che ha mostrato un netto balzo nell'olio recuperato. Anche così, le zone più compatte sono rimaste ostinatamente poco spazzate. Le simulazioni numeriche che hanno scalato questo modello fisico alle dimensioni di campo hanno riprodotto gli stessi schemi: rapidi guadagni iniziali seguiti da un rallentamento del recupero, forte dipendenza dal contrasto di permeabilità e un caratteristico accumulo di olio residuo nella parte centrale del serbatoio, tra pozzi di iniezione e produzione. Questa concordanza ha dato fiducia che le simulazioni potessero essere usate per esplorare molti più scenari di quanti se ne potessero testare in laboratorio.

Dove si nasconde l'olio residuo e perché

Variando in simulazione la permeabilità delle rocce, lo spessore degli strati, il contenuto d'acqua e le differenze di pressione tra pozzi d'iniezione e produzione, gli autori hanno identificato soglie chiare oltre le quali il sistema si comporta male. Se il contrasto di permeabilità tra le zone più facili e quelle più difficili da attraversare superava circa tre a uno, l'acqua privilegiava in modo schiacciante lo strato più permeabile, accorciando il percorso verso i produttori e privando di flusso le zone più strette. Analogamente, se il contrasto di pressione tra segmenti superava grosso modo un fattore due, o se la differenza di saturazione d'acqua tra segmenti diventava troppo elevata, l'interferenza si intensificava e il recupero complessivo calava. Attraverso molteplici schemi di flusso è emersa un'immagine coerente: la regione centrale della sezione orizzontale, che non dispone di un proprio iniettore, tendeva ad accumulare olio residuo perché dipendeva interamente dall'acqua spinta dagli estremi.

Un nuovo metro per progettare i pozzi

Per trasformare questi risultati in indicazioni pratiche, il team ha combinato i risultati fisici e numerici in una formula empirica che calcola un «coefficiente di interferenza» per i diversi segmenti di un pozzo orizzontale. Questo indice collega la forza con cui i segmenti competono tra loro a parametri misurabili in campo come il contrasto di permeabilità, il contrasto di cut d'acqua, la differenza di pressione e lo spessore degli strati. In pratica, fornisce un modo rapido per gli ingegneri di valutare se un pattern di pozzi proposto farà circolare l'acqua in modo uniforme attraverso tutte le zone target o lascerà ampie sacche di olio non colpite. Il modello indica inoltre quali leve — ridurre i contrasti di permeabilità tramite trattamenti mirati, moderare le differenze di pressione o regolare quali segmenti restano aperti — sono più efficaci per migliorare lo sweep.

Cosa significa per i giacimenti offshore invecchiati

Per i non specialisti, il messaggio centrale è che nei giacimenti offshore maturi la sfida riguarda meno il trivellare nuovi fori e più il guidare con delicatezza l'acqua attraverso un paesaggio sotterraneo molto disomogeneo. Questo studio dimostra che il modo in cui diverse sezioni di un lungo pozzo orizzontale interagiscono può aiutare o ostacolare quel controllo. Identificando intervalli sicuri per i contrasti di qualità delle rocce, contenuto d'acqua e pressione, e fornendo una formula pratica per diagnosticare l'interferenza, il lavoro offre agli operatori una road map per sfruttare olio precedentemente bypassato con meno nuovi pozzi. A lungo termine, una progettazione più intelligente del flooding può allungare la vita utile dei giacimenti offshore esistenti riducendo la gestione inutile dell'acqua e l'impatto ambientale.

Citazione: Kuiqian, M., Zhang, Z., Lilei, W. et al. Study on inter-segment interference mechanisms and patterns between horizontal well sections in a combined well pattern of horizontal and vertical wells in offshore oilfields. Sci Rep 16, 11583 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-41737-3

Parole chiave: giacimento offshore, pozzi orizzontali, iniezione d'acqua, eterogeneità del serbatoio, olio residuo