Un modello di formazione del giacimento controllato dallo stress per arenarie ultra-profonde nelle cinture di sovrascorrimento di avanfossa: caso di studio della formazione cretacea Bashijiqike, area Bozi-Dabei, depressione di Kuqa, bacino del Tarim

Perché le rocce profonde contano per il nostro futuro energetico

Molto al di sotto dei deserti della Cina occidentale, a più di 7-8 chilometri di profondità, arenarie densamente impaccate contengono enormi giacimenti di gas naturale. A tali profondità estreme, calore e pressione hanno ridotto al minimo gli spazi vuoti nella roccia, rendendo difficile il movimento del gas. Tuttavia, alcune zone producono ancora bene, mentre altre no. Questo studio pone una domanda semplice ma potente: in che modo il modo in cui le rocce vengono compresse e deformate dalle forze orogeniche determina dove si formano buoni giacimenti e dove non si formano?

Un bacino schiacciato ai piedi delle montagne

La ricerca è focalizzata sulla Depressione di Kuqa, un bacino di avanfossa formato mentre i Monti Tianshan meridionali spingevano verso sud. Nel tempo, fiumi e delta deposero sabbie che in seguito divennero la Formazione Bashijiqike del Cretaceo. Molto più tardi, una nuova fase di compressione ripiegò questi strati in una serie di pieghe e faglie da sovrascorrimento. Questo piegamento non si limitò a inclinare le rocce; creò aree strutturali distinte a profondità e livelli di sforzo differenti. Alcuni blocchi sono spinti verso l’alto e giacciono relativamente in superficie, altri sono sepolti più in profondità e fortemente compressi, e alcuni si trovano in posizioni dove lo sforzo è concentrato o attenuato. Gli autori sostengono che queste differenze nell’assetto tettonico sono la chiave per capire perché alcuni giacimenti ultra-profondi funzionano meglio di altri.

Come appaiono pori e fratture da vicino

Utilizzando carote provenienti da 19 pozzi, sezioni sottili e immagini al microscopio elettronico, il team descrive i minuscoli spazi che immagazzinano e trasmettono il gas. Le arenarie sono per lo più costituite da grani di quarzo e feldspato con una selezione da moderata a scarsa e una “apertura” originale relativamente bassa. Oggi i pori principali sono i gap residui tra i grani e piccoli vuoti scavati dalla dissoluzione chimica di feldspati e frammenti rocciosi. Allo stesso tempo, le forze tettoniche hanno prodotto reti di microfratture che tagliano i grani. Complessivamente, la porosità è in media solo circa il 6% e la permeabilità è estremamente bassa. Tuttavia, alcuni campioni con molte fratture riescono a trasmettere fluidi sorprendentemente bene nonostante il limitato volume poroso, rivelando che le fratture possono in parte compensare la perdita di spazio poroso.

Come la sepoltura e la compressione a lungo termine hanno rimodellato la roccia

Le arenarie della Bashijiqike hanno attraversato una storia complessa di sepoltura, sollevamento e nuova sepoltura legata a importanti episodi tettonici. Durante la sepoltura iniziale, la compattazione e i cementi carbonatici ostruirono i pori, mentre un successivo sollevamento permise la dissoluzione di alcuni cementi e feldspati, migliorando temporaneamente lo spazio di stoccaggio. Negli ultimi circa 5 milioni di anni, la sepoltura profonda combinata con una forte compressione nord–sud ha trasformato l’area in un vero e proprio “fornello a pressione”. In questa fase recente, la compattazione è diventata intensa, chiudendo molti pori residui, ma contemporaneamente si sono generate fratture e fluidi acidi hanno inciso nuovi pori da dissoluzione. Il risultato è un equilibrio delicato: uno stress troppo basso mantiene la roccia relativamente aperta ma poco fratturata; uno stress troppo elevato provoca il collasso dei pori più rapidamente di quanto le fratture possano compensare.

Misurare stress e deformazione all’interno della Terra

Per andare oltre la semplice storia della sepoltura, gli autori hanno quantificato quanto intensamente le rocce siano state compresse. Hanno utilizzato test di emissione acustica su provini di carota, registri di pozzo e simulazioni numeriche per stimare lo stress presente e passato in tre direzioni. Hanno anche misurato la rigidità della roccia (modulo di Young) e la tendenza a deformarsi lateralmente (coefficiente di Poisson). Queste proprietà meccaniche agiscono come una sorta di “memoria” della storia degli stress. Attraverso quattro zone strutturali disposte da nord a sud, hanno riscontrato che lo sforzo orizzontale massimo aumenta prima e poi diminuisce, e che le zone con stress più elevati e deformazioni maggiori tendono a mostrare rocce più dense e porosità inferiore. Cruciale è che la relazione non è uniforme: alcune aree con elevato stress ma piccole variazioni di stress mantengono migliori sistemi porosi, mentre le zone in cui lo stress è fortemente focalizzato sviluppano rocce compatte e altamente fratturate.

Dove si nascondono i migliori giacimenti profondi

Combinando misure meccaniche con osservazioni di pori e fratture, il team delinea tre principali stadi evolutivi: da rocce moderatamente compatte con prevalenza di pori, attraverso una fase mista in cui i pori si riducono ma le fratture cominciano ad agevolare il flusso, fino a rocce altamente compatte dominate dalle reti di fratture. Hanno quindi mappato questi stadi sulle diverse posizioni strutturali all’interno della cintura di pieghe e sovrascorrimenti. I blocchi superficiali di tetto e i blocchi distali di piede, soggetti a una compressione efficace più debole, mantengono una porosità relativamente alta (spesso vicina o superiore al 10%) ma presentano meno fratture. Al contrario, le zone centrali di piede sperimentano uno stress concentrato, che porta a porosità molto bassa (spesso sotto il 5%) ma a sistemi di fratture molto densi. Questo schema spiega perché alcuni giacimenti gas ultra-profondi si comportano come classici serbatoi porosi, mentre altri funzionano come sistemi controllati da fratture nonostante tipi di roccia ed età simili.

Cosa significa questo per la ricerca di gas futuro

Per i non specialisti, la lezione chiave è che la sola profondità non determina se un livello roccioso ultra-profondo sarà un buon giacimento di gas. Conta tanto il come, il dove e per quanto tempo le rocce sono state compresse dall’accrescimento delle montagne vicine. Trasformando le misure di rigidità delle rocce e di stress in situ in un modello “controllato da stress–deformazione”, questo studio mostra come prevedere le zone dominate da pori aperti rispetto a quelle dominate dalle fratture. Questa intuizione offre ai team di esplorazione un nuovo modo di usare registri di pozzo standard e dati meccanici per individuare i punti più promettenti in alcuni dei campi gassiferi più profondi e sfidanti del pianeta.

Citazione: Wang, C., Zhong, D., Mo, T. et al. A stress-controlled reservoir formation model for ultra-deep sandstones in foreland thrust belts: case study of the cretaceous bashijiqike formation, bozi-dabei area, kuqa depression, tarim basin. Sci Rep 16, 11432 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-42156-0

Parole chiave: giacimenti di arenaria ultra-profondi, compressione tettonica, Depressione di Kuqa, evoluzione di pori e fratture, geomeccanica