Riassunto analitico
Le shales sono definite come rocce sedimentarie clastiche composte principalmente da fango, formato a sua volta da minerali argillosi, carbonati e silicati. Fra i sedimenti che generano una shale, può essere presente materia organica che una volta decomposta anaerobicamente durante la diagenesi in kerogene, può produrre idrocarburi come il petrolio durante la catagenesi o come il gas metano durante la metanogenesi. A seconda della fase a cui è soggetta una shale, si parla di differente maturità termica. Data la bassa permeabilità di queste rocce, dovuta alla sua struttura composta da grani fini compattati, le shale trattengono bene gli idrocarburi prodotti al loro interno: sono quindi allo stesso tempo rocce madri e serbatoio. Per estrarre gli idrocarburi, è necessario fratturare con fluidi ad alta pressione le shale, e iniettare particelle in grado di mantenere aperte le fratture e favorirne l’uscita. Le shale sono principalmente studiate a fini estrattivi: a livello meccanico per modellare la procedura della fratturazione idraulica e la stabilità del giacimento e a livello petrologico per caratterizzarne la produzione. La caratterizzazione della materia organica all’interno di una shale fornisce le informazioni necessarie a valutarne la produttività e a correlare il contenuto (TOC) e la qualità (tipo e maturità) di materia organica con le proprietà idro-meccaniche. Le shales possono anche essere studiate per applicazioni che sfruttano la loro bassa permeabilità all’acqua.
Diverse analisi sono state svolte su due campioni (sh2 e sh3). Le analisi XRD hanno identificato le fasi minerali principali, minerali argillosi per sh2 (53%) e carbonati nella sh3 (78%). La composizione mineralogica è stata confermata da analisi quali FTIR, TG e DTA e dal SEM.
Il contenuto di materia organica, valutato come TOC, è alto per entrambe le shale: 5,3%wt per sh2, e 3,6%wt per sh3. Da analisi quali Rock-Eval pirolisi e FTIR, è stata trovata una buona quantità di idrocarburi liberi, maggiore per la sh3 ed è stata valutata la maturità termica. I campioni di sh3 contengono kerogene di tipo II e III ed è “overmature” quando è ormai terminata la catagenesi e la materia organica inizia a produrre gas. La sh2 contiene kerogene di tipo II e tracce di tipo III e I; ed è invece poco matura, agli inizi della catagenesi. La produttività è buona dato il valore PI (Production Index) di 0.44 per la sh2 e 0.82 per la sh3.
La dimensione delle particelle che compongono le shale, è stata valutata dalle immagini ottenute al SEM, dove non compaiono grani di dimensioni superiori 100-200 nm; mentre l’analisi granulometrica non riporta dati coerenti. Le analisi al SEM hanno permesso il riconoscimento delle fasi minerali ed organiche, e quindi la collocazione della porosità fra le varie componenti. La materia organica ospita la porosità più abbondante e di dimensioni ridotte (sotto i 30nm) mentre pori di dimensioni maggiori (di decine di m) sono collocati fra particelle inorganiche. Le porosità all’interno di un singolo grano non sono utili ai fini del flusso di eventuali fluidi. La porosità utile misurata tramite MIP è principalmente di dimensioni inferiori a 25nm ed è maggiore per la sh2 rispetto alla sh3. Entrambe le shales possono essere studiate in maniera più approfondita come potenziali giacimenti.
Questo studio mostra come un approccio multidisciplinare possa essere di grande aiuto per la caratterizzazione e comprensione delle proprietà delle shales ricche di materia organica.
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