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ENG - The analysis of CO2 natural occurrence in sedimentary basins and reservoirs is vital for accurate risk assessment in hydrocarbon exploration as CO2 lowers the economic value of the reservoir by diluting hydrocarbon concentration and increases the production costs. Naturally occurring CO2 accumulations in the subsurface are relevant also for carbon dioxide storage as they represent analogs that can better guide CO2 storage site selection, injection performance and capacity estimation.
The goal of this thesis was the definition of a general workflow useful for an accurate interpretation of the well logs when hydrocarbons, water and CO2 are present simultaneously in a reservoir. A general guideline on how to deal with carbon dioxide during an interpretation was defined and then applied to two real cases using two log interpretation software.
The study started with a purely bibliographic part in which the main natural sources of CO2 and the geochemical reactions between minerals, fluids and CO2 were studied and the methods used to define the origin of the CO2 were analyzed.
The second part of the work was aimed at exploring all the three main CO2 investigation and measurement methods, available either in the well or at surface: Surface Logging, PVT analysis and Well Logging. The Surface Logging allows to obtain a curve of CO2 in ppm along the depth through the analysis of the gas contained in the drilling mud. The PVT analysis (pressure-volume-temperature) allows to obtain percentages of CO2 and all other components of a fluid sample collected during a well test. The analysis of Well Logging was focused on the main logs that are influenced by CO2, thus the porosity logs: neutron (NPHI), density (RHOB) and sonic (DT) logs. Subsequently, the two approaches of well-logs interpretation, deterministic and probabilistic, were studied, ascertaining the fact that only the probabilistic one allows the distinction between hydrocarbons and CO2.
The two software platforms used in this study were Geolog and Techlog and both can generate an accurate interpretation following a probabilistic approach using a complex petrophysical model as input. Currently, Techlog and Geolog are not designed to properly manage CO2 as a separate phase although both allow to insert CO2 in the input list using some workaround.
In Geolog the CO2 can be inserted into the petrophysical model as a ‘Special Fluid’ substituting the default log values (endpoints) with those of the CO2 and using some necessary precautions.
In Techlog the CO2 can be entered as a ‘New Fluid’ and the relative endpoints can be easily modified. The CO2 endpoints do not change between flushed and virgin zones and indeed, the CO2 can be entered as single fluid for both zones or as two separate components characterized by the same endpoints. Through many tests it was found that the option that produces the best consistent result is that using a single fluid.
The crucial phase during the construction of the petrophysical model is the definition of the log values for CO2 at the temperature and pressure conditions found in the well. While the parameters of minerals and water are well known and mostly constant, those of CO2 were not well known and established prior to this work.
A search was therefore carried out to identify possible sources capable of returning response values of the porosity logs for CO2 and gas mixtures (using the concentrations coming from the PVT analyses) and allowing the definition of the best possible fluid endpoints. Three sources were analyzed and used, which calculate the fluid properties as a function of pressure, temperature and concentrations. The first one is the NIST (National Institute of Standards and Technology) website that allows to obtain density and speed of sound values for both pure CO2 and gas mixtures. The second one is the UTAPWeLS software (University of Texas at Austin Petrophysical and Well-log Simulator) that was used to simulate the neutron log response in a fully saturated CO2 volume as a function of pressure and temperature. The third one is Geolog22 (latest release) where two new modules have been implemented that allow the direct calculation of NPHI, RHOB and DT for CO2 and gas mixtures, just inserting pressure, volume, depth and mole concentrations.
Finally, using the two software and the previously described solutions for defining and inserting CO2 properties in the petrophysical models, it was possible to study two real cases, one investigating a siliciclastic sequence (Well K2) and one drilled in a carbonate reservoir (Well X2), in which CO2 is present in variable concentrations and associated to hydrocarbons.
Since Techlog and Geolog are not currently fully optimized to interpret a rock whose pores are filled by water, gas hydrocarbons and CO2, the application of all the information gathered in this study to real cases generated results that were not considered as totally satisfactory in the separation of hydrocarbons from non-hydrocarbon gases. When the formation has medium-high porosity, as in well K2, both software can distinguish and separate the volumes of gas and CO2 and the estimated volumes of CO2 are fairly consistent with the PVT data. When the porosity is low as in the carbonate reservoir, the estimation of fluid distribution is poorer, and less comparable to the hard data.
A possible way forward may be focused on improving the estimation of the fluid volumes from log responses through a software optimization by splitting the interpretation into two steps: the first one using a probabilistic approach, allowing the separation of water from all the other fluid phases and the second one, deterministic, allowing to discriminate the single components, and thus CO2, within the gas mixture.

ITA - L'analisi della presenza naturale di CO2 nei bacini sedimentari e nei giacimenti è vitale per un'accurata valutazione del rischio nell'esplorazione degli idrocarburi poiché la CO2 riduce il valore economico del giacimento diluendo la concentrazione di idrocarburi ed aumenta i costi di produzione. Gli accumuli naturali di CO2 nel sottosuolo sono rilevanti anche per lo stoccaggio di anidride carbonica in quanto rappresentano analoghi che possono guidare meglio la selezione del sito di stoccaggio di CO2, le prestazioni di iniezione e la stima della capacità.
L'obiettivo di questa tesi è stato la definizione di un workflow generale utile per un'interpretazione accurata dei log di pozzo quando idrocarburi, acqua e CO2 sono presenti contemporaneamente in un giacimento. Una linea guida generale su come gestire l'anidride carbonica durante un'interpretazione è stata definita e poi applicata a due casi reali utilizzando due software di interpretazione.
Lo studio è iniziato con una parte prettamente bibliografica in cui sono state studiate le principali fonti naturali di CO2 e le reazioni geochimiche tra minerali, fluidi e CO2 e sono state analizzate anche le metodologie utilizzate per la definizione dell'origine della CO2.
La seconda parte del lavoro è stata finalizzata all'esplorazione di tutti e tre i principali metodi di indagine e misurazione della CO2, disponibili sia in pozzo che in superficie: Surface Logging, analisi PVT e Well Logging. Il Surface Logging permette di ottenere una curva della CO2 in ppm lungo la profondità attraverso l'analisi del gas contenuto nel fango di perforazione. L'analisi PVT (pressione-volume-temperatura) permette di ottenere le percentuali di CO2 e di tutti gli altri componenti di un campione di fluido raccolto durante una prova in pozzo. L'analisi di Well Logging si è concentrata sui principali log che vengono influenzati dalla CO2, quindi i log di porosità: Neutron (NPHI), Density (RHOB) e Sonic (DT). Successivamente sono stati studiati i due approcci di interpretazione dei log di pozzo, deterministico e probabilistico, accertando il fatto che solo quello probabilistico consente la distinzione tra idrocarburi e CO2.
Le due piattaforme utilizzate in questo studio erano Geolog e Techlog ed entrambe possono generare un'interpretazione accurata seguendo un approccio probabilistico utilizzando un modello petrofisico complesso come input. Attualmente, Techlog e Geolog non sono progettati per gestire correttamente la CO2 come fase separata, sebbene entrambi consentano di inserire CO2 nell'elenco di input utilizzando alcune soluzioni alternative.
In Geolog la CO2 può essere inserita nel modello petrofisico come “Fluido Speciale” sostituendo i valori log di default (endpoints) con quelli della CO2 e adottando alcuni ulteriori accorgimenti necessari.
In Techlog la CO2 può essere inserita come “Nuovo Fluido” e i relativi endpoint possono essere, in questo caso, facilmente modificati. Gli endpoint della CO2 non cambiano tra zona flussata e vergine ed infatti, la CO2 può essere inserita come singolo fluido per entrambe le zone o come due componenti separate e caratterizzate dagli stessi endpoints. Attraverso numerosi test è stato riscontrato che l'opzione che produce il miglior risultato è quella che utilizza una singola fase.
La fase cruciale durante la costruzione del modello petrofisico è stata la definizione delle risposte logs della CO2 alle condizioni di temperatura e pressione presenti nel pozzo. Mentre i parametri dei minerali e dell'acqua sono ben noti e per lo più costanti, quelli della CO2 non erano ben noti e stabiliti prima di questo lavoro.
È stata quindi effettuata una ricerca per individuare possibili sorgenti in grado di restituire valori di risposta dei log di porosità per la CO2 e per le miscele gassose (utilizzando le concentrazioni provenienti dalle analisi PVT) e consentire la definizione dei migliori endpoints per i fluidi. Sono state analizzate e utilizzate tre fonti che calcolano le proprietà del fluido in funzione di pressione, temperatura e concentrazioni. Il primo è il sito web NIST (National Institute of Standards and Technology) che permette di ottenere valori di densità e velocità del suono sia per la CO2 pura che per le miscele di gas. Il secondo è il software UTAPWeLS (University of Texas at Austin Petrophysical and Well-log Simulator) che è stato utilizzato per simulare la risposta del neutron log in un volume di CO2 completamente saturo in funzione di pressione e temperatura. Il terzo è Geolog22 (ultima versione) dove sono stati implementati due nuovi moduli che consentono il calcolo diretto di NPHI, RHOB e DT per CO2 e miscele di gas, semplicemente inserendo pressione, volume, profondità e concentrazione in moli.
Infine, utilizzando i due software e le soluzioni precedentemente descritte per la definizione e l'inserimento delle proprietà della CO2 nei modelli petrofisici, è stato possibile studiare due casi reali, uno indagando una sequenza silicoclastica (Pozzo K2) ed uno perforato in un giacimento carbonatico (Pozzo X2), in cui la CO2 è presente in concentrazioni variabili e associata ad idrocarburi.
Poiché Techlog e Geolog non sono attualmente totalmente ottimizzati per interpretare una roccia i cui pori sono riempiti da acqua, idrocarburi e CO2, l'applicazione di tutte le informazioni raccolte in questo studio a casi reali ha prodotto risultati che non sono stati considerati del tutto soddisfacenti nella separazione di gas idrocarburi da gas non-idrocarburi. Quando la formazione ha porosità medio-alta, come nel pozzo K2, entrambi i software possono distinguere e separare i volumi di gas e CO2 ed i volumi stimati di CO2 sono abbastanza consistenti con i dati PVT. Quando la porosità è bassa come nel giacimento carbonatico, la stima della distribuzione del fluido è più scarsa e meno confrontabile con i dati reali.
Una possibile via da seguire potrebbe essere focalizzata sul miglioramento della stima dei volumi di fluidi dalle risposte di logs attraverso un'ottimizzazione dei software suddividendo l'interpretazione in due passaggi: il primo utilizzando un approccio probabilistico, consentendo la separazione dell'acqua da tutte le altre fasi fluide e la seconda, deterministica, che permette di discriminare i singoli componenti, e quindi la CO2, all'interno della miscela gassosa.