Caratterizzazione della materia organica all'interno delle oil-shales

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, puಠessere presente materia organica che una volta decomposta anaerobicamente durante la diagenesi in kerogene, puಠprodurre idrocarburi come il petrolio durante la catagenesi o come il gas metano durante la metanogenesi. A seconda della fase a cui ਠsoggetta 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, ਠnecessario 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 ਠstata confermata da analisi quali FTIR, TG e DTA e dal SEM. Il contenuto di materia organica, valutato come TOC, ਠalto per entrambe le shale: 5,3%wt per sh2, e 3,6%wt per sh3. Da analisi quali Rock-Eval pirolisi e FTIR, ਠstata trovata una buona quantità  di idrocarburi liberi, maggiore per la sh3 ed ਠstata valutata la maturità  termica. I campioni di sh3 contengono kerogene di tipo II e III ed ਠ†œovermature†� quando ਠormai 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 ਠinvece poco matura, agli inizi della catagenesi. La produttività  à¨ 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, ਠstata 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  pi๠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 ਠprincipalmente di dimensioni inferiori a 25nm ed ਠmaggiore per la sh2 rispetto alla sh3. Entrambe le shales possono essere studiate in maniera pi๠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.