Probabilistic study of fluid migration and allocation of underground energy resources

In the context of energy production, hydrocarbons have consistently played a salient role in the global energy matrix. Current reports and policies suggest that their importance will persist in the short and medium term. Studying the processes involved in the fluid migration in underground environments, specifically in hydrocarbon extraction, is key to quantitatively assess the behavior of an oil and gas recovery system and possible interactions between anthropic activities and the environment during hydrocarbon production. This also offers the possibility for transferability of key methodological approaches towards other applications to quantify and predict better the effects of the use of underground resources on the environment. Studying and modeling underground systems (and in general any natural system) is challenging due to a variety of reasons. Conceptualization of the system behavior is often hindered by the generally incomplete knowledge of domain properties and configuration. Models employed to predict system behavior are typically abstractions of the actual physical phenomena taking place in a domain. The associated model parameters are often estimated on the basis of indirect observations with potential scale and representativity limitations. Moreover, the intrinsic heterogeneity of natural systems adds remarkable layers of complexity to the modeling process. This Doctoral Thesis focuses on the study of three critical aspects of underground energy resources within the framework of uncertainty quantification. The primary goal of this Thesis is to deepen our understanding of geosystems and optimize the efficiency of energy recovery projects. First, the influence of parametric uncertainty is analyzed for a model representing gas (such as hydrogen, carbon dioxide, and methane) migration across low-permeability materials. The outcomes of this study allow us to identify the most influential model parameters as well as their relationships with the statistical moments of model results. The latter aspect is of critical importance for uncertainty quantification. Along these lines, the contribution of diverse flow mechanisms is quantified, and the probability density functions of effective permeability and diffusion coefficients are attained. Then, a rigorous probabilistic risk assessment of groundwater contamination after hydraulic fracturing operations for oil production is conducted. The study analyzes two scenarios of contamination risk. Due to the system complexity and scale, it relies on surrogate modeling to quantify the migration of hydrocarbons and fracking fluids across the subsurface. The outcomes of this study enable one to quantify from a probabilistic point of view the risk of groundwater contamination that might arise as well as to identify the parameters and hydraulic fracturing settings that play the most important role in the migration of contaminant fluids after fracturing operations. Finally, we examine fingerprinting for the allocation of individual oil sources during oil production. The latter is a technique that employs the outcomes of gas chromatography experiments with the aim of identifying the source formation of hydrocarbon mixtures. Recent advances in experimental methods enable the acquisition of high-resolution gas chromatograms. Here, we review the methods for fingerprinting production allocation and propose a novel algorithm that (i) is capable to process high-resolution chromatograms, (ii) shows higher accuracy with respect to traditional approaches, and (iii) reduces the experimental burden of fingerprinting production allocation. By addressing these three critical aspects of hydrocarbon production, this Doctoral Thesis contributes to enhancing the efficiency of hydrocarbon production processes and quantifying the potential environmental impacts of their extraction.

Nel contesto della produzione di energia, gli idrocarburi hanno costantemente svolto un ruolo di rilievo nella matrice energetica globale. Rapporti e politiche attuali suggeriscono che la loro importanza persistirà nel breve e medio termine. Lo studio dei processi coinvolti nella migrazione dei fluidi in ambienti sotterranei, in particolare nell'estrazione di idrocarburi, è fondamentale per valutare quantitativamente il comportamento di un sistema di recupero di petrolio e gas e le possibili interazioni tra le attività antropiche e l'ambiente durante la produzione di idrocarburi. Ciò offre anche la possibilità di trasferire approcci metodologici chiave verso altre applicazioni al fine di quantificare e prevedere meglio gli effetti dell'uso di risorse sotterranee sull'ambiente. Lo studio e la modellazione dei sistemi sotterranei (e in generale di qualsiasi sistema naturale) sono sfidanti per una varietà di motivi. La concettualizzazione del comportamento del sistema è spesso ostacolata dalla conoscenza generalmente incompleta delle proprietà e della configurazione del dominio. I modelli utilizzati per prevedere il comportamento del sistema sono tipicamente astrazioni dei fenomeni fisici effettivi che si verificano in un dominio. I parametri del modello associati sono spesso stimati sulla base di osservazioni indirette con potenziali limitazioni di scala e rappresentatività. Inoltre, l'eterogeneità intrinseca dei sistemi naturali aggiunge strati notevoli di complessità al processo di modellazione. Questa Tesi di Dottorato si concentra sullo studio di tre aspetti critici delle risorse energetiche sotterranee nel quadro della quantificazione dell'incertezza. L'obiettivo principale di questa Tesi è approfondire la nostra comprensione dei geosistemi e ottimizzare l'efficienza dei progetti di recupero energetico. In primo luogo, si analizza l'influenza dell'incertezza parametrica per un modello che rappresenta la migrazione di gas (come idrogeno, biossido di carbonio e metano) attraverso materiali a bassa permeabilità. I risultati di questo studio ci consentono di identificare i parametri del modello più influenti e le loro relazioni con i momenti statistici dei risultati del modello. Quest'ultimo aspetto è di fondamentale importanza per la quantificazione dell'incertezza. In questa prospettiva, viene quantificato il contributo di diversi meccanismi di flusso e vengono ottenute le funzioni di densità di probabilità della permeabilità efficace e dei coefficienti di diffusione. Successivamente, viene condotta un'attenta valutazione del rischio probabilistico di contaminazione delle acque sotterranee dopo operazioni di fratturazione idraulica per la produzione di petrolio. Lo studio analizza due scenari di rischio di contaminazione. A causa della complessità e della scala del sistema, si basa sulla modellazione sostitutiva per quantificare la migrazione di idrocarburi e fluidi di fratturazione nel sottosuolo. I risultati di questo studio consentono di quantificare da un punto di vista probabilistico il rischio di contaminazione delle acque sotterranee che potrebbe sorgere e di identificare i parametri e le impostazioni di fratturazione idraulica che svolgono il ruolo più importante nella migrazione dei fluidi contaminanti dopo le operazioni di fratturazione. Infine, esaminiamo la tracciatura per l'allocazione delle singole fonti di petrolio durante la produzione di petrolio. Quest'ultima è una tecnica che impiega i risultati di esperimenti di cromatografia gassosa allo scopo di identificare la formazione di origine delle miscele di idrocarburi. Gli avanzamenti recenti nei metodi sperimentali consentono l'acquisizione di cromatogrammi a alta risoluzione. Qui, esaminiamo i metodi per l'allocazione della produzione basata sulla tracciatura e proponiamo un nuovo algoritmo che (\textit{i}) è in grado di elaborare cromatogrammi ad alta risoluzione, (\textit{ii}) mostra una maggiore precisione rispetto agli approcci tradizionali e (\textit{iii}) riduce l'onere sperimentale dell'allocazione della produzione basata sulla tracciatura. Affrontando questi tre aspetti critici della produzione di idrocarburi, questa Tesi di Dottorato contribuisce a migliorare l'efficienza dei processi di produzione di idrocarburi e a quantificare gli impatti ambientali potenziali della loro estrazione.