2.1 programmazione dell’attività esplorativa - treccani.it · dell’attività esplorativa....

VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO

2.1.1 Definizione dell’attività

L’esplorazione è la prima fase del ciclo petrolifero e com-prende tutte le attività relative alla ricerca degli idrocar-buri. In letteratura (Langenkamp, 1994; Williams e Meyers,2003) il termine esplorazione viene definito come «la ricer-ca di olio e gas [...] e include rilievi aerei, rilievi geofisi-ci, studi geologici, carotaggi e perforazione di pozzi diricerca». Altre classificazioni includono l’esplorazione nelsenso più ampio di sviluppo di un giacimento (reservoirdevelopment). Comunque, secondo la definizione univer-salmente accettata, l’esplorazione è una fase del ciclo petro-lifero finalizzata al rinvenimento di accumuli di idrocar-buri e a tale scopo fa ricorso a diverse discipline scienti-fiche. L’esploratore è un geologo che, avvalendosi dei datiottenuti impiegando varie metodiche, elabora un modellogeologico dell’area e, sulla base di tutti i dati geologici egeofisici raccolti e valutati in un contesto generale, for-mula le sue ipotesi di lavoro. Nel contesto statunitense esi-stono due categorie di esploratori: i ‘generalisti’ in gradodi valutare i dati nel loro insieme e gli ‘specialisti’ cheacquisiscono e interpretano dati specifici, per esempio,micropaleontologi, sismologi, log-analisti, sedimentologi,geochimici. Gli specialisti appaiono sulla scena petrolife-ra alla fine degli anni Venti (prima era il geologo che gesti-va tutto soffermandosi sull’aspetto essenziale della ricer-ca), enfatizzando l’importanza di strumenti interpretativiquali la stratigrafia, la sedimentologia, la petrografia dellerocce clastiche e carbonatiche, l’analisi dei log.

Nell’ambito delle attività di una compagnia petrolife-ra, l’esplorazione ha il compito di fornire le informazio-ni necessarie per individuare le opportunità migliori nellascelta delle aree e nella gestione delle operazioni di ricer-ca sui blocchi acquisiti. Responsabilità inerente all’e-splorazione è, inoltre, gestire il rischio insito nell’attività,selezionando fra una serie di opzioni quella migliore intermini probabilistici ed economici (v. oltre). Il rischio èuna componente fisiologica dell’attività di esplorazione

nei suoi diversi stadi. Comporta per esempio dei rischirichiedere un permesso di ricerca sulla base di dati più omeno dettagliati facendosi carico di successivi obblighidi lavoro (numero di pozzi da perforare, impegni finan-ziari), come anche decidere di perforare un pozzo piutto-sto che un altro. Non è possibile eliminare del tutto la com-ponente di rischio, ma solo gestirla al meglio. Alcune scel-te relative all’esplorazione hanno carattere strategico, comequella tra aree vergini a rischio elevato, che hanno mino-ri probabilità di successo, e aree presenti in bacini matu-ri, dove i risultati sono più facili ma le scoperte modeste.

Nella sequenza delle attività che caratterizzano il ciclopetrolifero, l’esplorazione si pone in una fase iniziale moltodelicata perché rappresenta sempre l’attivazione di un pro-cesso dal quale, a seconda del risultato (successo o insuc-cesso), dipendono le future scelte economiche del proget-to. Nel caso di un successo minerario (scoperta), il perio-do di tempo per mettere in produzione l’accumulo trovatopuò essere significativamente lungo (da 20 a 100 anni aseconda della dimensione del giacimento scoperto).

Nell’esempio della fig. 1 è rappresentato il peso occu-pato dall’esplorazione nell’arco dell’intero progetto petro-lifero, in termini di tempo e di investimenti. L’esplora-zione incide rispettivamente per il 14% in termini ditempo e per il 7% in termini di investimenti. È chiaroche l’esplorazione pesa profondamente sulla redditivitàdi un progetto petrolifero rispetto alle altre fasi del ciclo.A modesti capitali di rischio investiti possono infatti cor-rispondere risultati economici apprezzabili.

2.1.2 Esame e definizione dei dati tecnici disponibili

Quando si affronta la ricerca in un bacino o in un’areache include bacini diversi, si deve innanzitutto verifica-re la quantità e la qualità dei dati disponibili. In aree pococonosciute, infatti, i dati sulla geologia, sulla stratigrafia,

163

2.1

Programmazionedell’attività esplorativa

sulla tettonica, sul tipo di riserve, sulla produzione deicampi presenti, sui livelli contenenti idrocarburi rap-presentano informazioni di base indispensabili. Talorai dati geologici sono scarsi per il tipo di ricerca che siintende effettuare, come si è verificato negli anni Ses-santa quando l’esplorazione è stata indirizzata alle piat-taforme continentali e negli anni Ottanta quando si èrivolta alle aree in acque marine profonde (deep off-shore areas). In quel periodo gli unici dati disponibilierano riferiti ad ambienti poco correlabili con le areeda indagare. Talora i dati sono di lettura difficile o carat-terizzati da formati diversi da quelli standard, comehanno verificato le compagnie petrolifere occidentaliquando si sono cimentate, all’inizio degli anni Novan-ta, con le documentazioni relative ai giacimenti di alcu-ni paesi ex sovietici.

Sia che si tratti di studi preliminari su bacini vergini,di esplorazione regionale o di esplorazione di dettaglioin bacini conosciuti, il problema dei dati disponibili e uti-lizzabili è essenziale. Si deve tener presente che l’attivitàpetrolifera si colloca nell’ambito di un sistema moltocompetitivo. Compagnie diverse sfruttano le stesse infor-mazioni di base sulle potenzialità di un bacino, sui ‘temidi ricerca’ (play, combinazione di fattori geologico-stra-tigrafici e strutturali che possono determinare l’accumu-lo di idrocarburi), sulle caratteristiche delle formazionigeologiche. È opportuno pertanto utilizzare tutti i dati

disponibili per poter selezionare le aree più prometten-ti. Il sistema di acquisizione dei permessi di ricerca è tal-mente elaborato, le metodologie costose, i bonus di ingres-so in nuove aree elevati che non si può correre il rischiodi avere un quadro incompleto delle informazioni.

Esistono diversi tipi di dati disponibili, da utilizzarein una fase preliminare della ricerca petrolifera: • dati preliminari (scouting), che ditte specializzate

mettono sul mercato, come per esempio le informa-zioni sulle attività operative in una determinata area,sui pozzi in perforazione, sui risultati minerari (‘pozzidi successo’, o ‘pozzi sterili’, a seconda che produ-cano o meno idrocarburi in quantità utili da esserecommercializzate), sui campi petroliferi in esercizioe sulle caratteristiche principali; oppure rapporti tec-nici contenenti una prima elaborazione dei dati geo-logici, comprensivi di mappe, di analisi di facies, diricostruzioni paleogeografiche relativi a paesi e abacini. Questi dati possono essere acquistati sul mer-cato ma, dato il loro costo generalmente elevato, solocompagnie di un certo livello e con un certo fattura-to possono permettersi di accedervi in modo siste-matico. I rapporti forniscono indicazioni prelimina-ri sulle generalità del bacino e permettono di deli-neare un modello geologico dell’area;

• rilievi geofisici (gravimetrici, magnetici e soprattut-to sismici) non esclusivi, commissionati da società

164 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

ESPLORAZIONE PETROLIFERA

(4%) (10%) (10%) (12%) (60%) (4%)

(2%) (5%) (8%) (45%) (35%) (5%)

ciclo di vitadel progetto

costi del progetto

flusso di cassa cumulativo

abbandonoproduzionesviluppodescrizione e

modellizzazione del giacimento

definizionedei prospect e

scoperta

• chiusura dei pozzi

• rimozionedell’impianto

• ripristinoambientale

• gestionee ottimizzazionedella produzione

• gestione del giacimento

• interventi ai pozzi

• piano disviluppo e aspettiambientali

• perforazionee completamento

• costruzione e installazionedelle attrezzaturedi superficie

• pozzidi valutazione

• studi delgiacimento

• modellizzazionedel giacimentoe definizionedelle riserve

• studi di fattibilità

• studi regionali

• modellizzazione geologica

• valutazionedell’offerta

• opportunità di acquisizione o cessione di diritti su un’areageografica

• rilievosismico einterpretazione

• perforazione

• geologia di sottosuolo

• test di produzione

valutazionedi aree o bacini

tempo

fig. 1. Le attività del ciclo petrolifero.

di servizio (‘contrattiste’) che programmano a pro-prie spese, sempre in accordo con lo Stato proprie-tario delle aree, i rilievi da effettuare sulla base diparametri adatti al tipo di bacino e di obiettivo mine-rario da perseguire, e li mettono a disposizione dellecompagnie petrolifere. Il costo è, naturalmente, assaipiù elevato del precedente, ma in questo caso l’infor-mazione è più completa in quanto comprende datisismici originali. Talora l’acquirente, utilizzando idati originali, può eseguire elaborazioni specificheche permettono di evidenziare caratteristiche utili perl’interpretazione della geologia del bacino. Spessoin questi documenti tecnici (package) sono inclusianche dati relativi a pozzi, comprensivi delle regi-strazioni elettriche, che permettono di assegnare agliorizzonti sismici un preciso significato geologico epertanto rendono possibile una prima valutazioneinterpretativa dell’area. In questo tipo di acquisto nonesclusivo, l’acquirente non ha mai la proprietà deldato originale, che resta sempre allo Stato con il qualela compagnia di servizio ha stipulato l’accordo;

• rilievi foto-geologici e geologici che, come ancheeventuali sopralluoghi sul terreno o vere e propriecampagne geologiche, possono essere eseguiti diret-tamente a costi non troppo elevati e pertanto posso-no essere realizzati anche in una fase preliminaredella ricerca. Altri tipi di rilievi molto costosi, inve-ce, non possono essere effettuati in assenza di undiritto minerario (per esempio, permesso di ricerca)che ne tuteli il detentore.La raccolta preliminare di informazioni relative a un

bacino può confermare l’esistenza di parametri neces-sari per ipotizzare la presenza di idrocarburi. A questopunto sorge la necessità di consolidare le conoscenzecon l’elaborazione di un modello geologico-geofisicopiù articolato. Esistono le seguenti possibilità:• relativamente all’area da indagare non esiste ancora

una decisione ufficiale dello Stato sull’assegnazio-ne di licenze esplorative. Le compagnie petroliferepossono decidere di eseguire a proprio rischio rilie-vi sismici nell’area senza essere tutelate da un titolominerario, come è accaduto nel Mare del Nord al-l’inizio degli anni Sessanta;

• l’area o il gruppo di aree da analizzare sono oggettodi un bando di gara (bid round) pubblicato dall’au-torità competente (lo Stato, direttamente o tramite lapropria compagnia). In questo caso vengono fornitialle compagnie petrolifere dei package di dati sismi-ci, geologici e di pozzo che consentono di studiarele potenzialità dell’area e preparare i termini di offer-ta. Questi ultimi devono contenere una serie di valu-tazioni relative, per esempio, al numero di pozzi daperforare, agli impegni finanziari necessari per effet-tuare tutte le operazioni, ai chilometri di sismica(insieme di rilievi che permettono di comprendere

l’andamento e la profondità degli strati geologici pre-senti nel sottosuolo) da rilevare. I dati che vengonoutilizzati restano di proprietà dello Stato, mentre lacompagnia possiede il diritto d’utilizzo.Una volta esaminate le aree messe a gara e verificata la

possibilità di fare scoperte di una certa importanza com-merciale, alla compagnia petrolifera vincitrice della garaviene attribuito un diritto minerario. La compagnia petro-lifera può pertanto effettuare investimenti, essendo for-malmente garantita da un accordo firmato con l’autoritàcompetente. A questo punto essa ha il diritto di ottenere tuttii dati disponibili sull’area (sia direttamente dallo Stato, siadalle compagnie private che vi hanno operato in un perio-do precedente) ed elaborarli nel modo più opportuno.

Parte di questi dati sono già forniti nel bando di gara.Generalmente in questi package non vengono inserititutti i dati esistenti. Una volta divenuti titolari, c’è la pos-sibilità di organizzare un archivio (database) con tutte leinformazioni necessarie per affrontare in termini opera-tivi l’esplorazione nelle aree previste dalle licenze asse-gnate. Normalmente i dati più utili sono i dati di pozzoe i dati sismici.

I dati di pozzo devono essere verificati in particolarmodo relativamente all’ubicazione, alla profondità effet-tiva e alle coordinate del ‘punto di arrivo’del pozzo (puntodi massima profondità, total depth). È necessario inoltreconoscere la classificazione del pozzo prima e dopo laperforazione, le profondità dei singoli livelli stratigrafi-ci e dei livelli produttivi, il tipo delle formazioni geolo-giche attraversate; per queste ultime occorre controllarese corrispondono alle sequenze usate nell’ambito del baci-no o se sono invece diverse, nel qual caso bisogna ricor-rere a ulteriori elaborazioni. La sequenza stratigrafica delpozzo deve inoltre contenere informazioni sui campio-namenti di roccia (carotaggi) e di fluido eventualmenteeseguiti e le informazioni necessarie al reperimento deglistessi o delle analisi su di essi realizzate.

Un secondo insieme di dati relativi al pozzo è rap-presentato dalle registrazioni in pozzo (log elettrici, acu-stici e radioattivi). Quando esistono i dati delle registra-zioni originali è possibile eseguire tutte le rielaborazio-ni finalizzate al tipo di obiettivo che si persegue. Unaseria difficoltà si incontrava, per esempio, nel reperi-mento e nella lettura dei log russi che, essendo registra-ti in formati diversi da quelli delle compagnie occiden-tali, dovevano essere rielaborati.

Un’altra serie di dati è rappresentata dai dati sismi-ci. Spesso i documenti forniti per la gara contengono sol-tanto le copie cartacee delle sezioni sismiche, utili soloper una prima interpretazione molto generale. Ma unavolta che si è divenuti titolari dell’area, con precisi impe-gni di lavoro da rispettare, è necessario avere a disposi-zione le registrazioni originali (dati di campagna) sullequali eseguire le opportune elaborazioni. Innanzitutto sideve poter disporre di dati che siano tra loro compatibili,

165VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO

PROGRAMMAZIONE DELL’ATTIVITÀ ESPLORATIVA

omogeneizzando rilievi pertinenti a campagne sismichediverse e verificando che i parametri di acquisizionesiano sufficienti per procedere a studi particolari checonsentono di perseguire l’obiettivo della ricerca.

La necessità di dover disporre in tempi brevi di unaserie di dati storici è spesso un aspetto critico per moltecompagnie. Il volume dei dati da utilizzare per allestireun progetto può essere particolarmente corposo e i tempidi reperimento dei dati possono essere molto lunghi. Que-sti ritardi si riflettono spesso in una serie di inefficienzedi processo, soprattutto nel passaggio dalla fase esplo-rativa a quella di sviluppo. Inoltre i database relativi aisingoli progetti spesso non sono in grado di ‘dialogare’tra loro e tendono a divenire obsoleti. Molte compagniehanno sentito pertanto la necessità di programmare deidatabase stabili nel tempo, che garantiscano il collega-mento con i singoli progetti da una parte e con le infor-mazioni regionali (fornite dalle sopra citate compagniedi servizio internazionali) dall’altra, mediante una seriedi procedure codificate per il caricamento e la gestionedi tutte le informazioni.

2.1.3 Scelta delle aree

L’attività principale (core business) di una compagniapetrolifera è rappresentata dalla ricerca, dalla produzio-ne e dalla vendita di idrocarburi e loro derivati. Pertan-to le attività più importanti che la compagnia deve svol-gere sono le operazioni che le consentano di mettere inproduzione le riserve disponibili tramite la gestione deigiacimenti scoperti e soprattutto integrare con nuoveriserve il quantitativo di idrocarburi prodotto. Le riser-ve di idrocarburi (petrolio e gas) prodotte vengonogeneralmente reintegrate mediante: a) scoperta di nuovigiacimenti o ampliamento delle scoperte già realizza-te; b) incremento del recupero di idrocarburi dai giaci-menti in produzione; c) acquisizioni di giacimenti daaltre compagnie petrolifere.

Per una compagnia petrolifera la percentuale di rein-tegro attraverso le tre modalità menzionate può esserevariabile negli anni (fig. 2); la scoperta di nuovi giaci-menti è comunemente il sistema più efficace.

La prima parte del ciclo petrolifero, cioè l’esplora-zione, provvede alla scoperta di nuove riserve e si arti-cola in due momenti distinti: l’esplorazione regionale el’esplorazione definita (o di dettaglio).

L’esplorazione regionale ha lo scopo di esaminare ibacini sedimentari per evidenziarne le caratteristichefavorevoli alla formazione, all’accumulo e alla preser-vazione degli idrocarburi prodotti, mentre l’esplorazio-ne di dettaglio si focalizza su aree limitate e seleziona-te (permessi di ricerca) sulle quali è possibile applicarei metodi classici della ricerca, finalizzati all’indaginediretta del prospect (potenziale trappola strutturale o

stratigrafica, definita e localizzata sulla base di dati geo-logici e geofisici, che fa parte di un determinato play).L’investigazione di un bacino inesplorato, dove manca-no dati relativi a scoperte precedenti, ha la finalità divalutare la possibilità che esistano le condizioni adatteper la generazione degli idrocarburi. Nel caso in cui idati geologici a disposizione non permettano di ipotiz-zare la presenza di una roccia capace di generare idro-carburi il seguito dell’attività è compromesso. Se la rispo-sta è positiva, è opportuno tentare di valutare la dimen-sione degli accumuli nell’area che si intende esplorare equindi la possibilità di eventuali successi economici. Solosulla base di attente valutazioni (sulla natura del bacino,sul numero e la dimensione di possibili giacimenti, suipossibili tipi di play riscontrabili), l’esploratore può pro-porre l’acquisizione di un’area.

Valutazione preliminare delle risorseLe caratteristiche di un presunto giacimento in un

bacino devono essere ipotizzate su basi statisticamenteattendibili affinché il modello abbia un significato. Quan-do si hanno a disposizione dati geologici preliminari lerisposte possibili hanno carattere probabilistico, nel sensoche ogni informazione inserita nel modello geologico èfrutto di ipotesi, derivanti da una serie di osservazioniper lo più raccolte in punti diversi del bacino e taloraassai distanti tra loro. Senza entrare nel dettaglio, è suf-ficiente sapere che di parametri come lo spessore di unlivello mineralizzato in un’area, i valori della porosità diuno strato, la chiusura geometrica di un prospect, l’al-tezza della colonna di idrocarburi presunta, le riserve deigiacimenti di un bacino, si può fornire la distribuzione



50

100

01998 1999 2000 2001 2002

%

nuove scoperte revisione e incremento di recupero

acquisizioni

fig. 2. Esempio di reintegro delle riserve in una compagnia petrolifera di medie dimensioni, su un arco temporale di cinque anni.

di probabilità o di frequenza relativa, rappresentabile conun grafico dove in ascissa sono riportati i valori del para-metro e in ordinata la probabilità o la frequenza relativache il parametro assuma tali valori. Le distribuzioni pro-babilistiche possono anche essere rappresentate comecurve cumulative: in questo caso in ascissa sono ancorariportate le classi di valori e in ordinata la probabilitàche il dato valore venga superato (Rose, 1992; Megill,1992). Questo tipo di rappresentazione permette di visua-lizzare la probabilità che un certo parametro assuma unvalore compreso in un dato intervallo ragionevolmentecompatibile con i dati disponibili.

Quando si deve analizzare un bacino, prima ancoradi interpretare i dati sismici reperiti se ne stimano lepotenzialità globali. Alcuni metodi di stima delle risor-se di un bacino descritti in letteratura (White e Gehman,1979) sono, per esempio, l’analogia geologica, il meto-do Delphi, il potenziale areale e volumetrico, il numeroe la dimensione dei campi e l’estrapolazione dei tassi discoperta.

Analogia geologica. È il metodo più immediato estoricamente più utilizzato, parte dal presupposto chebacini con caratteristiche geologiche simili abbiano lostesso contenuto di idrocarburi. Questo tipo di valuta-zione si avvale di un sistema di classificazione dei baci-ni molto complesso, basato su un certo numero di para-metri utilizzati come base di confronto. In realtà, l’ana-logia geologica è un approccio conoscitivo comune atutti i metodi di valutazione, dal momento che analizzai presupposti di formazione del bacino, la sua evolu-zione e gli elementi diretti (analizzati) e indiretti (ipo-tizzati). Spesso i risultati deludenti ottenuti con l’appli-cazione di questo metodo sono dovuti al fatto che il pesodei singoli elementi non viene valutato nel loro conte-sto generale.

Metodo Delphi. Tale metodo tiene conto dell’opi-nione di un gruppo di esperti che, dopo aver esaminatol’area, esprimono un parere individuale sulla probabiledistribuzione del potenziale minerario. Le diverse valu-tazioni confluiscono in un risultato finale che deve tenerconto dei diversi punti di vista. Questo metodo è statousato in particolare in Canada e nel Servizio Geologi-co USA.

Metodo del potenziale areale. Tale metodo consistenel moltiplicare l’area efficace (potenziale) di un baci-no per la produzione unitaria di un’area produttiva cono-sciuta. Lo svantaggio di questo metodo è che non tieneconto della terza dimensione (la profondità).

Metodo del potenziale volumetrico. Tale approcciovalutativo prende in considerazione lo spessore del reser-voir oltre che dell’area efficace e può essere attendibilesu scala regionale nelle prime fasi dell’esplorazione,quando i dati sono scarsi; in questo caso occorre tenerconto di parametri specifici, come il tipo e la distribu-zione del reservoir o la distribuzione e lo spessore delle

rocce madri. Il metodo può però essere fuorviante se siparte da informazioni non consolidate, che estendonoall’intero bacino situazioni locali non verificate dallapratica esplorativa.

Approccio valutativo geochimico. È un modello volu-metrico, molto utilizzato dai geologi sovietici, che pren-de in considerazione il contenuto in materia organica ela sua composizione durante i vari stadi dei meccanismidi migrazione e di preservazione, al fine di definire l’ac-cumulo presunto. La maggiore difficoltà consiste nel-l’ipotizzare un modello senza avere un’adeguata cono-scenza delle vie di drenaggio e delle quantità di idro-carburi effettivamente migrati e intrappolati.

Metodo della distribuzione della dimensione deicampi. Tale metodo analizza la distribuzione dei giaci-menti scoperti in base alla loro dimensione. La distri-buzione dei prospect deve seguire lo stesso andamentoriscontrato nei giacimenti in modo da applicare a essi ilmedesimo approccio probabilistico di stima. Per utiliz-zare questo metodo in modo soddisfacente è necessarioavere un gran numero di dati.

Metodo dell’estrapolazione dei tassi di scoperta. Talemetodo è stato utilizzato a fini predittivi con limitazio-ni dovute al fatto che le aree inesplorate, per le qualimancano informazioni dettagliate, difficilmente posso-no essere inserite in una previsione probabilistica.

Ogni metodo valutativo presenta vantaggi e lacune,soprattutto nella fase di comparazione tra diversi bacini,dove le analogie sono spesso evidenti, ma i punti di diver-genza, assai più importanti, sono poco appariscenti.

Livello di conoscenza esplorativa di un bacinoDa un punto di vista esplorativo, ogni bacino sedi-

mentario si può trovare in un diverso stadio di ‘maturitàoperativa’ (Royal Dutch-Shell Group of Companies,1987); pertanto la conoscenza del bacino e dei suoi temidi ricerca può essere più o meno esauriente.

Stadio preliminare. L’affermazione di Pratt (1937;1944) «l’olio è nella mente degli uomini» ben si adattaalla fase iniziale del processo esplorativo, quando i datisono scarsi o quasi assenti, le aree limitrofe poco utili,le profondità d’acqua talora proibitive, la conoscenzageologica diretta inesistente, il sistema petrolifero soloipotizzato su basi di analogia. Come, per esempio, nelcaso delle acque profonde angolane all’inizio degli anniNovanta, o nel caso dell’area marina antistante il deltadel Nilo, dove si è tentato di costruire un modello geo-logico avendo a disposizione solo poche linee sismiche.

Stadio iniziale. Un approfondimento delle cono-scenze si ha quando chi opera nel bacino tenta di for-mulare ipotesi sulle caratteristiche petrolifere, sul tipodi trappola, sulle tecniche più consone agli obiettivi per-seguibili. In questa fase è importante trovare delle chia-vi interpretative. Per questo motivo vengono realizzatii primi pozzi di controllo che permettono di verificare



i modelli elaborati. Per esempio, la scoperta di canalitorbiditici nelle acque profonde angolane portò ad unalunga serie di successi esplorativi.

Stadio maturo. Il modello è stato messo a punto. Itassi di scoperta e le quantità di idrocarburi rilevati perogni pozzo perforato si mantengono costanti per un certonumero di anni. Le tecniche di esplorazione (acquisi-zione, elaborazione, interpretazione) si consolidano. Siè nella fase matura dell’esplorazione del bacino.

Stadio finale. Con l’intensificarsi dell’attività esplo-rativa le scoperte divengono progressivamente più dif-ficili e sono rappresentate da campi sempre più piccolie marginali. Si assiste al declino dell’attività esplorativa(o per lo meno di quella relativa ai temi di ricerca fino-ra perseguiti, fig. 3).

Conseguenti approcci esplorativiNel caso di un bacino già esplorato è necessario cono-

scerne le potenzialità residue anche mediante la valuta-zione del livello di attività che vi è stata condotta. Quan-do l’area è di frontiera i dati a disposizione sono pochie sporadici e, quindi, si deve ricorrere all’analogia geo-logica prendendo come modello bacini equivalenti, anchese sono necessari alcuni parametri di correzione. Que-sto è stato, per esempio, il percorso seguito nel valutarele acque profonde dell’Africa occidentale quando i model-li di riferimento erano il Brasile o il Golfo del Messico,anche se, nel caso del Brasile, i modelli si riferivano auna diversa età geologica. Nel caso, invece, si debbanovalutare aree parzialmente esplorate, possono essere ela-borate curve cumulative contenenti la distribuzione dellescoperte effettuate (per ogni tema di ricerca); tali curveconsentono di verificare la potenzialità residua del baci-no, la percentuale di successo e le eventuali dimensionidei campi da scoprire.

Queste operazioni preliminari garantiscono un risul-tato sulla base del quale si può procedere all’interpreta-zione vera e propria dell’area e produrre una serie dimappe che rappresentano l’andamento strutturale degliorizzonti geologici interpretati (fig. 4). La geometria diqueste mappe indicherà le aree di interesse (prospect).

2.1.4 Acquisizione del titolominerario

Una volta eseguito lo studio regionale sulla base dei datigeologici, sismici e di pozzo a disposizione, viene deli-neato, nell’ambito di ogni area (‘blocco’) studiata, un certonumero di prospect che rappresenta il potenziale esplora-tivo dell’area. I prospect evidenziati devono essere validisul piano tecnico, e inoltre devono essere rispettati i pre-supposti di tipo commerciale che garantiscano, in caso discoperta, un ritorno economico sugli investimenti effet-tuati. Ogni compagnia petrolifera ha i suoi criteri di red-ditività, in base ai quali vengono prese le opportune deci-sioni. Verrà discusso in seguito l’aspetto economico degliinvestimenti. Sono qui descritte, invece, le azioni che occor-re intraprendere per ottenere nuove aree per la ricercapetrolifera (nuove iniziative di esplorazione).

L’acquisizione sul piano internazionale di blocchi perla ricerca può avvenire: a) tramite la partecipazione auna gara (bid round) indetta direttamente dallo Stato inquanto soggetto titolare delle aree o, nel caso esista, dallacompagnia di Stato competente, come per esempiol’EGPC (Egyptian General Petroleum Corporation) perl’Egitto, la NOC (National Oil Company) per la Libia,la Sonatrach (Société Nationale pour la Recherche, laProduction, le Transport, la Transformation et la Com-mercialisation des Hydrocarbures) per l’Algeria, la Per-tamina (Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas BumiNegara) per l’Indonesia, ecc.; b) per acquisizione di unapartecipazione a seguito di un accordo con una compa-gnia che già detiene un titolo minerario; c) per trattati-va diretta con lo Stato.

Nel caso di blocchi messi a gara è necessario defini-re i parametri tecnici ed economici di ogni singolo bloc-co. La valutazione dei blocchi basata sul potenziale mine-rario (numero di prospect in esso contenuti, presunto valo-re dei singoli prospect, tipo di fluido ipotizzato) e sugliaspetti operativi (costi di eventuale sismica addizionale,costi di perforazione, reperibilità di impianti, eventualisovrapressioni, sviluppo del campo e trasporto degli idro-carburi alle aree di vendita, tipo di contratto che si puòsancire con lo Stato) indica quali blocchi devono essereselezionati per condurre un’attività di ricerca industriale.

In molte gare internazionali alcuni parametri contrat-tuali sono definiti (tipo di contratto, termini contrattua-li), mentre altri (bonus, impegni finanziari da sostenere,impegni di lavori da eseguire) sono del tutto negoziabili.

Il secondo caso è quello in cui si ottiene una parte-cipazione (o l’intera quota) in un permesso di ricerca giàassegnato a un’altra compagnia. Questo tipo di acquisi-zione è molto comune nel mondo petrolifero e ha luogo,solitamente, quando una compagnia petrolifera che giàdetiene il titolo minerario vuole alleggerire i propri impe-gni finanziari e offre ad altri parte della propria quota(farm out). In questo caso tutti i parametri contrattuali



0

50

30

40

20

10

modello iperbolicoreale

scop

erte

cum

ulat

ive

(Gb)

sondaggi cumulativi0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500

fig. 3. Curva cumulativa delle scoperte nel Mare del Nord (Campbell, 2000).

sono già fissati; è negoziabile soltanto il prezzo di entra-ta che corrisponde al costo delle operazioni in programmacon una maggiorazione (bonus di entrata).

Un terzo modo di acquisire un blocco è mediante unatrattativa privata con i competenti organi statali. In alcu-ni casi questa modalità si esplica attraverso una ‘con-venzione di studio’ che presuppone un accordo prelimi-nare con lo Stato (o chi lo rappresenta). Generalmente siesegue sull’area uno studio non esclusivo (un’altra com-pagnia petrolifera può indipendentemente eseguire lostesso tipo di valutazione), basato sui dati (geologici, dipozzo, sismici, ecc.) forniti dallo Stato; spesso tali datisono resi accessibili a più compagnie. I risultati dello stu-dio vengono presentati e il rapporto diventa di proprietàpubblica dello Stato. Il vantaggio per lo Stato è di averea disposizione i risultati di diversi approcci interpretati-vi e di poter valutare meglio le proposte dei singoli con-correnti. Per la compagnia petrolifera il vantaggio è quel-lo di avere, con costi relativamente contenuti, una cono-scenza dell’area che le permette comunque, anche nelcaso l’accordo non venga finalizzato, di archiviare altreinformazioni sulla regione, sul paese e sul bacino.

Diversi sono i motivi per i quali una compagnia petro-lifera decide di acquisire un permesso di ricerca, oltre a

quelli puramente economici. Nella decisione possonointervenire anche fattori come, per esempio, la volontàdi aumentare l’influenza in un’area in cui si è già presentio la possibilità di realizzare attività differenti in futuro.

Definizione degli obblighi in una richiesta di permesso di ricerca

La richiesta di un permesso di ricerca comporta l’at-tenta valutazione degli obblighi finanziari e operativi edelle scadenze. Quando si partecipa a una gara occorredefinire attentamente: a) i lavori assolutamente neces-sari per valutare l’area; b) il costo dei lavori che si devo-no eseguire; c) le condizioni contrattuali che permetta-no un recupero degli investimenti ai tassi di sconto pre-visti dalla compagnia petrolifera; d) la possibilità diusufruire del prodotto e cioè di poter vendere la propriaquota di olio o gas rinvenuta nel corso dell’attività.

Assegnato un valore tecnico-economico a ogni bloc-co analizzato, per ognuno dei blocchi occorre presenta-re una proposta relativa ai lavori da realizzare (quantasismica si intende rilevare, quanti pozzi si prevede diperforare, che tipo di bonus di ingresso si è disposti apagare, quali termini contrattuali si possono accettare equali altri si devono negoziare).

Da parte sua il soggetto titolare delle aree (general-mente lo Stato) ha tutto l’interesse ad assegnare le areedi ricerca a compagnie che abbiano la solidità e la stra-tegia necessarie per condurre un programma esplorati-vo tecnicamente valido.

La selezione e l’acquisizione di blocchi rappresen-tano un processo complesso che coinvolge buona partedelle funzioni di una compagnia petrolifera, dall’esplo-razione (che ha una particolare importanza), ai servizitecnici, alle valutazioni economiche. Acquisire una nuovaarea significa infatti acquisire obblighi, rischi, potenzialirisultati ed eventuali successivi impegni.

Da un’esplorazione positiva con individuazione dinuovi giacimenti lo Stato ottiene non solo le rendite pro-venienti dalla produzione petrolifera, ma anche uno svi-luppo di relazioni con un numero elevato di compagnie,e l’aumento dei bonus di entrata e di tutto l’indotto. Aquesto proposito si ricordano l’Angola con le prime sco-perte in acque profonde, la Norvegia, il Golfo del Mes-sico e il Brasile; a seguito dei risultati iniziali positivi,queste aree divennero oggetto di grande interesse da partedell’industria petrolifera internazionale.

2.1.5 Programmazione dei rilievidiretti e indiretti

Acquisito il blocco (o un certo numero di blocchi), l’o-peratore (compagnia che gestisce le operazioni previsteda un permesso di ricerca, talora anche a nome di altrecompagnie associate in un consorzio o joint venture)



0 10 km

profondità (m) lineesismiche

4.000-4.2504.250-4.5004.500-4.8004.800-5.0005.000-5.200>5.200

fig. 4. Mappa in profondità di un orizzonte sismico.

deve affrontare una serie di impegni previsti dal contrattofirmato, nell’ambito di un periodo di vigenza e secondouna serie di scadenze definite (fig. 5).

Periodo di validità del permessoLa vigenza di un permesso è generalmente articola-

ta in tre periodi. Il primo periodo è solitamente delladurata di tre o quattro anni, il secondo e terzo periododella durata di uno o due anni ciascuno. Le differenzenella durata dipendono dalla localizzazione e dalle con-dizioni logistiche del blocco assegnato, che può esserein zone impervie o in acque profonde.

Il primo periodo di vigenza (nella fig. 5 è stato con-siderato un permesso con un primo periodo di quattroanni, un secondo e un terzo di due anni ciascuno) è obbli-gatorio e per la sua durata la compagnia che ha ottenu-to il titolo minerario si assume gli obblighi dei lavori daeseguire (un certo numero di chilometri di sismica darilevare e un dato numero di pozzi da perforare). In casodi inadempienza scattano le relative sanzioni.

Alla fine di ogni periodo esplorativo il titolare develasciare parte dell’area (mediamente il 25-30% dellasuperficie iniziale), in modo da non penalizzare l’even-tuale ricerca nella zona da parte di altri soggetti. Anchequesto aspetto deve essere preso in considerazione: ènecessario esplorare l’area nel modo più completo pos-sibile per evitare di restituire potenziali riserve residue.

Il secondo e il terzo periodo sono facoltativi. Il tito-lare, dopo aver analizzato i risultati delle perforazionieseguite nel primo periodo, decide se ‘entrare’ o menonel secondo (e poi nel terzo) periodo assumendosi gliobblighi di un’ulteriore esplorazione e i conseguentiimpegni finanziari.

La decisione è particolarmente difficile soprattuttonel caso in cui i risultati esplorativi siano deludenti e ipozzi eseguiti si siano rivelati sterili. In questa situa-zione sarà opportuno accedere alla fase successiva di

esplorazione solo in presenza di temi di ricerca diversida quelli perseguiti.

Un altro aspetto che viene definito nel permesso diesplorazione riguarda le conseguenze di una eventualescoperta, che porta alla trasformazione dell’area in ‘con-cessione di coltivazione’. La vigenza di una eventualeconcessione ha termini temporali molto più lunghi (ventio trenta anni), poiché per mettere in produzione il gia-cimento scoperto sono necessarie una serie di operazio-ni (valutazione dell’accumulo scoperto, formulazione diun piano di sviluppo) che vedono spesso anche il con-tributo diretto dello Stato, che può avere una quota dipartecipazione nella joint venture.

Durante il periodo esplorativo i costi sono sostenuticompletamente dall’operatore e, nel caso in cui la ricer-ca sia sterile, restano a suo carico. Nel caso di successominerario verrà costituita una compagnia mista tra ope-ratore e Stato (o, eventualmente, compagnia di Stato) alfine di mettere in produzione il campo. Questa compa-gnia mista, generalmente non profit, ha il compito digestire il giacimento scoperto, di metterlo in produzio-ne e di vendere il prodotto per conto dei due azionisti.L’operatore può in tal caso ottenere un rimborso dei costisostenuti e partecipare agli utili delle operazioni.

Il programma dei lavori è definito nell’accordo, siaper quanto riguarda le attività gestionali (in particolarela quantità di sismica necessaria a definire le zone diinteresse minerario), sia per quanto riguarda la quantitàdei pozzi che devono essere perforati. Inoltre vengonostabilite le profondità minime o i livelli geologici chedevono essere raggiunti con le perforazioni in modo davincolare l’operatore a un programma di lavori rigoro-so, evitando la possibilità di mantenere congelata l’areaper tutta la durata del periodo esplorativo senza esegui-re le necessarie valutazioni minerarie.

La stesura del programma esplorativo è un lavoro diequipe a cui partecipano tutti gli specialisti che lavorano



1

2

3

4

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

1 2 3 4

ANNI

periodiesplorativi

obblighi di lavoro

obblighi finanziariminimi

rilasci

1° periodo

16 milioni di dollari




30% dell’areaoriginale

30% dell’areaoriginale

2 pozzi 1 pozzo

2° periodo(facoltativo)

3° periodo(facoltativo)

1.000 km 2D2.000 km2 3D 1 pozzo

24-01-2000 data effettiva del permesso23-01-2004 data di scadenza del 1 ° periodo23-01-2006 data di scadenza del 2 ° periodo23-01-2008 data di scadenza del 3 ° periodo

area originale: 7.000 km2

bonus di firma

fig. 5. Esempio di permesso di ricerca: periodi esplorativi, obblighi di lavoro e obblighi finanziari.

ai diversi aspetti del progetto, dallo studio di fattibilitàdel rilievo geofisico ai parametri del rilievo stesso, finoalle registrazioni di log in pozzo.

La sequenza delle attività previste da un permesso diricerca è abbastanza uniforme e prevede la creazione diun database, l’analisi dei dati disponibili, la program-mazione dei rilievi cartografici, geologici e foto-geolo-gici, dei rilievi sismici, l’interpretazione dei dati sismi-ci, la scelta dell’ubicazione dei pozzi e la perforazione,l’analisi dei risultati e la decisione se procedere a unarichiesta di concessione o rilasciare l’area dopo una com-pleta esplorazione.

In aree montuose come la Cordigliera delle Ande, ilCaucaso o i bacini interni della Cina, la geologia di super-ficie può giocare ancora un ruolo importante, mentre inmare si utilizzano sin dall’inizio altri metodi di rilievo,soprattutto metodi geofisici.

Ogni attività prevista rientra in scadenze precise (peresempio: data di inizio del rilievo sismico o dell’esecu-zione del primo pozzo esplorativo) che fanno parte inte-grante dell’accordo con lo Stato. Inoltre, nella stesura diun piano di lavoro, è opportuno prevedere l’intervallo ditempo necessario per l’interpretazione dei dati, in mododa muoversi in tempo utile per reperire sul mercato unimpianto di perforazione adatto alla realizzazione delpozzo, prevedere i costi relativi a tutte le operazioni everificare che vi sia un’adeguata copertura economica.

I rilievi sismici, che rappresentano la metodologiapiù utilizzata e consolidata, possono avere tempi di ese-cuzione molto variabili. Spesso in terraferma e in areeimpervie, dato il costo elevato dei rilievi di campagna,l’acquisizione viene realizzata in più fasi: un rilievoregionale a grandi linee seguito da rilievi di dettaglio inzone che si rivelino di interesse. In mare i rilievi sismi-ci sono di più facile attuazione. A partire dalla metà deglianni Ottanta, pioniere la Shell, nell’industria petrolife-ra si è andata diffondendo la pratica di acquisire rilievi

tridimensionali su grandi estensioni areali sin dalle fasiiniziali dell’esplorazione, in modo da disporre di un volu-me di dati utile anche in caso di scoperta.

Ogni assegnazione di lavori di topografia, geofisica,perforazione a una compagnia di servizio viene prece-duta da una valutazione dei prezzi e della possibile qua-lità del servizio. Spesso, soprattutto in offshore, è neces-sario verificare che vi siano squadre in prossimità del-l’area del rilievo, in modo da non avere costi elevati dimovimentazione dei battelli necessari per eseguire i rilie-vi sismici.

L’interpretazione dei dati sismici è un momento moltodelicato della fase esplorativa. Come si vede nella fig. 6i diversi punti dell’orizzonte sismico selezionato sonointerpretati e la loro profondità (rispetto ad un piano diriferimento a cui è assegnato valore 0) viene riportatasul tracciato della linea sismica. Lo stesso orizzonte inter-pretato su tutte le linee sismiche del rilievo permetteràdi delineare una superficie corrispondente alla morfo-logia dell’orizzonte stesso. I valori espressi in tempi (iso-crone) saranno poi trasformati in profondità sulla basedella velocità media di propagazione negli strati attra-versati. Questa trasformazione permetterà di ragionaresu geometrie reali del sottosuolo e attribuire contenutigeologici agli orizzonti sismici, anche avvalendosi dipozzi perforati nelle vicinanze che permettono una tara-tura della sismica. Viene così visualizzata la geologia delsottosuolo con le strutture, le faglie, le discontinuità.Sulla base di queste mappe è possibile ricavare mappesuccessive quali carte tematiche, lineamenti strutturali ealtre elaborazioni.

Le linee sismiche possono fornire ulteriori infor-mazioni non solo sotto il profilo strutturale, ma ancheper quanto concerne la distribuzione di fluidi. Alcune roc-ce porose contenenti idrocarburi gassosi sono carat-terizzate da una velocità molto più bassa dello stesso mez-zo impregnato di acqua e possono pertanto restituire



prospect X

TW

T (

s)

orizzonte A linea sismica

dettaglio di sezione sismica (in tempi)

4,5

5,0

5,5

6,0

5.06

0

5.08

0

5.06

0

5.08

0

5.020

4.980

4.900

fig. 6. Dettaglio di sezione sismica (in tempi) e mappa delle isobare (in metri) dell’orizzonte Ain corrispondenza del prospect X.

‘espressioni sismiche’ particolari chiamate bright spots,che sono di grande utilità nella definizione preliminaredelle aree di interesse.

Il prodotto finale dell’interpretazione è rappresenta-to da carte (isobate) che sono l’espressione geometricadei diversi orizzonti sismici studiati (v. ancora fig. 4). Lapresenza di creste, culminazioni, ecc. (i cosiddetti ‘altistrutturali’) corrisponde ad aree di probabile interesse(se costituite da un nucleo poroso e da una coperturaimpermeabile e alimentate da idrocarburi generati darocce naftogeniche).

Se le situazioni strutturali evidenziate non sono sup-portate da sufficienti evidenze sismiche vengono chiama-te lead. Per trasformare i lead in prospect è necessario com-pletare l’informazione sismica con rilievi addizionali.

I diversi prospect sono elencati in ordine di impor-tanza, sulla base dei parametri evidenziati (volume, chiu-sura strutturale, vicinanza al bacino di generazione degliidrocarburi).

Nell’esempio riportato nella fig. 5 il primo periodo diesplorazione prevede obbligatoriamente la perforazionedi un pozzo; si deve pertanto scegliere tra i diversi pro-spect evidenziati quello da perforare. Si deve tener pre-sente che solo il pozzo permette di verificare se il model-lo geologico elaborato sia corretto o se siano necessariedelle modifiche di programma da fare durante il prosie-guo dell’esplorazione.

Individuato il prospect da perforare e le coordinatedel punto dove verrà posizionato l’impianto di perfora-zione, devono essere effettuati alcuni lavori preliminarialla perforazione vera e propria. Nel caso di un pozzo interraferma si iniziano i lavori di preparazione della posta-zione per installare l’impianto di perforazione e tutte lestrutture accessorie. Se il pozzo è in mare, invece, è neces-sario eseguire il rilievo sismico del fondo marino (bottomsurvey) nell’area selezionata al fine di verificare le con-dizioni morfologiche del fondo marino sul quale posi-zionare l’impianto ed evidenziare l’eventuale presenzadi gas negli strati superficiali che possa pregiudicare lasicurezza durante la perforazione.

L’esecuzione del pozzo prevede un programma e lascelta dell’impianto con capacità idonea al programmastesso. Nel programma, formulato dal gruppo esplora-tivo, sono riportate le previsioni di profondità delle for-mazioni rocciose da attraversare, la caratterizzazionegeologica degli orizzonti sismici, gli obiettivi minerari,le sovrapressioni. Il documento fornisce inoltre gli ele-menti in base ai quali dovrà essere definito il program-ma di perforazione (scalpelli, tubaggi, fanghi, ecc.). Ècompito dell’esplorazione stabilire le sequenze sedi-mentarie in cui eseguire i carotaggi, la frequenza di ana-lisi dei detriti litologici, il tipo di log e le eventuali misu-razioni delle velocità sismiche in pozzo. Sulla base delleregistrazioni effettuate in pozzo e degli eventuali rileva-menti di idrocarburi registrati durante la perforazione,

si deve decidere quali livelli sono da ‘saggiare’ tramiteprove di produzione basate sul recupero diretto di flui-di dallo strato mineralizzato e misure di pressione.

2.1.6 Analisi del potenzialeminerario

Valutazione del prospect prima della perforazione del pozzo

Il rischio minerario e il successo geologico. L’esplo-razione petrolifera ha, come più volte sottolineato, insi-ta nella propria attività una componente di rischio, inquanto opera sulla base di scenari probabilistici. Non sipotrà mai avere la certezza che un pozzo porterà alla sco-perta di idrocarburi, anche se il modello geologico con-tiene tutti i parametri. Questa componente non può esse-re annullata, ma solo gestita in modo da ottimizzare irisultati.

Per ogni prospect (fig. 7; v. ancora fig. 6) evidenzia-to devono pertanto essere presi in considerazione alcu-ni fattori che permettano di quantificare la probabilitàdi successo (scoperta di idrocarburi) o di insuccesso(pozzo sterile). In alcuni casi, per avere un’idea dellaprobabilità di successo nel perforare un pozzo in un datobacino, si possono utilizzare le statistiche storiche rela-tive ai pozzi perforati in passato nell’area; questi meto-di non hanno però una grande attendibilità.

Come è noto, perché si formi un accumulo è indi-spensabile la presenza di alcune condizioni: la presenzadi una roccia madre in grado di generare e rilasciare l’i-drocarburo; una via di movimento che permetta la migra-zione degli idrocarburi; la presenza di una roccia serba-toio, sormontata da una copertura impermeabile, cheaccolga e preservi gli idrocarburi migrati.

Se manca uno solo di questi elementi la probabilitàdi trovare idrocarburi è praticamente nulla. Alla presen-za di ciascuno di questi elementi, nel periodo geologicoopportuno, è associabile una probabilità: il prodotto diqueste probabilità fornisce la probabilità di successo dirinvenimento degli idrocarburi. Se in un prospect si stimache la probabilità di avere una roccia madre matura siadel 70%, la probabilità che il prospect sia stato alimen-tato sia del 60% e che la trappola abbia una probabilitàdi esistere nel giusto tempo geologico del 50%, ci saràuna probabilità di successo geologico (vale a dire che ilpozzo rinvenga idrocarburi) pari al 21%.

Per una corretta valutazione del rischio minerariobisogna pertanto tener presente due aspetti: il primo è ilmodello geologico già descritto in precedenza. Il secon-do aspetto è legato alla qualità dei dati disponibili e utiliz-zati per la costruzione del modello geologico: il volumedei dati geologici, la qualità e il tipo di sismica e di altrielementi geofisici utilizzati, il numero di pozzi analiz-zati. L’insieme di questi elementi permette di verificare



in un prospect l’efficienza di tutte le componenti delsistema petrolifero (naftogenesi, migrazione, intrappo-lamento e preservazione) e di fornire una stima della pro-babilità di successo.

Le ragioni per cui un pozzo può risultare sterile sonomolteplici: mancanza della struttura geologica, scarsa tenu-ta della copertura, mancanza della roccia serbatoio, man-canza di porosità o di permeabilità, mancanza di accu-mulo degli idrocarburi o della loro generazione, ecc. Lastessa mappa del prospect contiene spesso elementi sog-gettivi e può variare in funzione di diversi modelli inter-pretativi applicati da tecnici diversi, che con gli stessi datia disposizione producono mappe differenti. L’interpreta-zione geofisica condiziona anche il modello relativo allamigrazione, agli assi di drenaggio, agli spartiacque, tuttielementi che contribuiscono a descrivere un sistema petro-lifero. Il meccanismo di caricamento e accumulo non èaffatto semplice; ci sono casi in cui, pur essendoci la gene-razione degli idrocarburi, le condizioni di migrazione sonotali da non permettere il riempimento della trappola. Esi-ste comunque, nell’ambito della geologia di bacino, unaserie di studi che forniscono una simulazione numericadei sistemi petroliferi che consente di meglio definire lastoria del processo di maturazione, rilascio e migrazionedegli idrocarburi e le fasi di caricamento dei vari prospect.Nel caso di prospect che abbiano obiettivi multipli aumen-tano le probabilità di perseguire almeno uno degli obiet-tivi individuati. In ogni caso le probabilità non si som-mano perché gli elementi considerati sono indipendenti;inoltre, è comunque compito dell’esploratore non intro-durre nel programma obiettivi secondari, relativi cioè adaccumuli minori, presenti lungo il tracciato o più in profon-dità, la cui modesta dimensione non giustificherebbe ilcosto delle operazioni aggiuntive.

L’industria petrolifera utilizza diversi sistemi di valu-tazione del rischio che vanno dagli elementi essenziali

descritti, a sistemi molto più complessi che tengono contooltre che del modello geologico anche di quello infor-mativo (cioè il tipo e l’accuratezza dei dati utilizzati);valutati opportunamente, tali modelli permettono diesprimere numericamente il rischio.

La stima delle riserve nel prospect. Si è finora affron-tato il problema del successo minerario senza precisarecosa significhi successo in termini di dimensioni dell’ac-cumulo. In un’area di frontiera, in un bacino inesplorato,un pozzo che rinvenga idrocarburi anche in quantità mini-ma è un fatto importante, in quanto conferma che la gene-razione di idrocarburi è avvenuta e, pertanto, invita glioperatori a definire altri parametri di valutazione e a pro-seguire la ricerca nell’area. Ma in condizioni normali, inbacini già esplorati, un indizio di idrocarburi in un pozzonon può essere definito necessariamente un successo. Sipuò parlare di successo solo quando il pozzo ha scopertoun accumulo di idrocarburi tale da essere messo in pro-duzione e se risponde a precise esigenze commerciali, sta-bilite dalle normative SEC (Securities and Exchange Com-mission). Pertanto prima di effettuare investimenti nellaperforazione di uno o più prospect devono essere preci-sate le dimensioni attese delle riserve.

Dagli elementi a disposizione (dati geologici, inter-pretazione sismica, dati relativi a pozzi perforati prece-dentemente nell’area) l’accumulo degli idrocarburi puòessere facilmente stimato a partire dal volume della trap-pola moltiplicato per vari fattori (che tengono conto dellaporosità, dello spessore del materiale poroso, della satu-razione in idrocarburi, del fattore di recupero, ecc.). Vistoche però nessuno di questi dati viene misurato diretta-mente né verificato sperimentalmente, è chiaro che ognigrandezza in gioco va ipotizzata sulla base di un model-lo in cui si inseriscono i dati regionali disponibili. Fattoricome la porosità, l’altezza della colonna di idrocarburi,l’estensione dell’area mineralizzata sono definiti da unadistribuzione di probabilità caratterizzata da un valoreminimo, un valore massimo e un valore ritenuto il più pro-babile. Considerati i pochi dati generalmente a disposi-zione si fa spesso ricorso a una distribuzione semplifica-ta per ciascun elemento (porosità, spessore del livello mine-ralizzato, saturazione in idrocarburi, ecc.). La combinazionedi queste distribuzioni, eseguita con il metodo Montecar-lo, fornisce una distribuzione probabilistica a più varia-bili dei valori relativi alle riserve attese.

L’analisi di un certo numero di prospect inclusi in unprogramma di perforazione può permettere una stimadel numero di scoperte e di riserve addizionali conse-guenti. Più alto è il numero dei prospect da perforare,più attendibile sarà il risultato.

Valutazione economica. Per concludere questo capi-tolo sull’analisi del rischio e sulla distribuzione probabi-listica delle riserve ipotizzate nel prospect, considerandoche l’attività petrolifera è un’attività industriale e pertan-to regolata dalla redditività degli investimenti, è chiaro



CB

A

D

C B A D

possibile probabile accertato potenziale

contatto acqua-olio

giacimento prospect

contatto acqua-olio

fig. 7. Giacimento e prospect.

che tutto il processo descritto deve essere inquadrato inun contesto economico e ogni operazione esplorativa deveessere valutata secondo questo criterio. Più avanti ver-ranno descritti in dettaglio gli aspetti economici dell’e-splorazione. Si accenna qui brevemente a cosa si intendaper valore economico di un prospect. La valutazione sieffettua sulla base di una serie di scenari di sviluppo (diriserve) associati al coefficiente di rischio che li caratte-rizza. Il risultato finale è l’EMV (Expected MonetaryValue), che tiene conto di tutte le variabili geologiche, tec-niche ed economiche del progetto e che è espresso con unnumero. Questo valore è particolarmente utile quando sivogliano valutare e confrontare progetti esplorativi di diver-sa provenienza o per allocare correttamente gli investi-menti quando sia necessario decidere la distribuzione deifinanziamenti alle singole attività di perforazione.

Valutazione dei risultati dopo la perforazione del pozzo

Le analisi dopo la perforazione del pozzo. Il processodi valutazione che segue la perforazione (post-drilling)è una fase molto importante in un progetto esplorativo

in quanto permette di utilizzare a scopo industriale i risul-tati dell’esplorazione.

Il primo aspetto da affrontare è l’analisi dei pozzi perfo-rati, che consente una verifica sperimentale del modellogeologico. I risultati ottenuti con la perforazione indica-no se le ipotesi di partenza sulle profondità degli orizzontigeologici, la loro consistenza, le porosità, il tipo di litolo-gia, la presenza di idrocarburi in certi livelli si sono rive-late corrette o se sono intervenute variazioni. I dati cheemergono dall’analisi del pozzo sono valutati attentamentee comparati con i parametri utilizzati nella generazionedel prospect. Questo tipo di valutazione dovrebbe esserecondotta in modo sistematico sia sui pozzi mineralizzatiche sui pozzi sterili. Ovviamente i pozzi sterili richiedo-no una valutazione più approfondita. La comprensionedelle cause di insuccesso come pure delle discrepanzesulle volumetrie spesso conduce a una nuova interpreta-zione dei dati che mette in evidenza i punti di forza e didebolezza del processo generativo e valutativo dei pro-spect, oltre che il rischio connesso.

L’analisi dei pozzi perforati può fornire, inoltre, impor-tanti informazioni sulla distribuzione delle principali



1 2 3

4

6 5

? ?? ?

? ??

??

per scoprire un nuovo giacimento in una struttura o in un ambiente prima non produttivi

per delineare l’estensione di un accumulo parzialmente sviluppato

per sfruttare un accumulo già scoperto

1 pozzo esplorativo per nuovo giacimento

2 pozzo esplorativo per nuovo accumulo

3 pozzo di accertamentodi accumulo più profondo

4 pozzo di accertamentodi accumulo piùsuperficiale

5 pozzo di delimitazione

6 pozzo di sviluppo

pozzo di delimitazione produttivo

pozzo di sviluppo mineralizzato

pozzo di delimitazione sterile

pozzo di sviluppo sterile

pozzo di scopertadi nuovo accumulo

pozzo di scopertadi accumulopiù profondo

pozzo di scopertadi accumulo

più superficiale

pozzo esplorativodi nuovo accumulo

sterile

pozzo esplorativodi accumulo più profondo

sterile

pozzo esplorativodi accumulo

più superficialesterile

pozzo di scopertadi nuoviaccumuli

pozzo di scopertadi nuoviaccumuli

sterile

pozzo esplorativo sterile

classificazioneiniziale

(a inizio perforazione)

classificazione finale (dopo completamento o abbandono)

pozzi di successo pozzi sterili

per scoprire un nuovo accumulo

in una struttura o in un

ambiente già

produttivi

pozzisu

nuovilivelli

all’esterno dell’area mineralizzata

all’internodell’area

mineralizzata

per un obiettivoal di sotto

dell’accumulopiù profondo

per un obiettivoal di sopra

dell’accumulopiù profondo

pozzo esplorativo di scopertadi nuovo giacimento

obiettivi della perforazione

strutturalimiti noti dell’accumulo produttivo

fig. 8. Classificazione dei pozzi secondo Lahee.

cause di insuccesso. L’identificazione delle cause siste-matiche di insuccesso può permettere di individuare even-tuali punti critici nei flussi di lavoro o nell’applicazionedelle tecnologie.

Inoltre l’analisi statistica dei risultati può anche direse i metodi utilizzati per la valutazione del rischio sonocorretti. Infatti le analisi assumono un pieno valore solose inserite in un contesto più generale di attività e se con-siderano l’insieme di pozzi esplorativi perforati in uncerto periodo.

Su un numero considerevole di pozzi perforati (oltre500) è stato verificato che: il numero di pozzi di suc-cesso relativi a prospect per i quali era stata stimata unaprobabilità di successo o POS (Probability Of Success)inferiore al 20% è praticamente nullo, mentre il nume-ro di quelli relativi a prospect per i quali era stata stimatauna probabilità di successo superiore al 20% è in lineacon le previsioni.

Ciò significa che bisogna fare molta attenzione ainserire in programmi di perforazione prospect con valo-ri di POS troppo bassi.

Nel caso che il pozzo sia di successo deve essere atti-vato il processo valutativo che permette di trasformarele riserve ipotizzate in riserve certe con conseguente svi-luppo del giacimento o, in caso di redditività insoddi-sfacente per gli standard della compagnia, di non pro-cedere con ulteriori investimenti.

La classificazione dei pozzi. I pozzi esplorativi hannosul piano contabile un trattamento diverso a seconda chela perforazione abbia avuto o meno successo. I costi rela-tivi ai pozzi sterili sono contabilizzati nell’anno di eser-cizio mentre quelli relativi ai pozzi di successo sono capi-talizzati. Risulta pertanto importante conoscere l’esattaclassificazione attribuita al pozzo prima della perfora-zione in relazione all’obiettivo per il quale è perforato(pozzi orientati a trovare accumuli nuovi o più profondioppure a verificare l’estensione di un accumulo già sco-perto, oppure intesi a sviluppare un campo); è però ancheimportante conoscere la classificazione attribuita al pozzodopo la perforazione, che tiene conto del risultato (suc-cesso o insuccesso).

Nella fig. 8 è schematizzata la classificazione di Lahee(1944) utilizzata anche da AAPG (American Associationof Petroleum Geologists) e da API (American PetroleumInstitute). A queste categorie (pozzi di successo e pozzisterili) va aggiunta una terza categoria di pozzi defini-ti ‘in sospeso’. Rientrano in questa categoria tutti queipozzi che alla fine di ogni anno, pur avendo raggiuntola profondità prevista dal programma, per svariati moti-vi non vengono classificati (per esempio in attesa diuna prova di produzione).

I risultati dell’esplorazione e le riserve esplorative.Il risultato dell’esplorazione è rappresentato solo par-zialmente da riserve certe nell’anno di scoperta. Dopoil primo pozzo di scoperta restano spesso ancora alcuni

dubbi sulla distribuzione dei parametri petrofisici e sullageometria della struttura perforata e sono necessari lavo-ri di ulteriore valutazione per avere un’idea corretta delleriserve.

Nella valutazione che precede la perforazione delpozzo vengono fornite stime in termini probabilisticisia della geometria del prospect, sia della dimensionedelle riserve.

Quando il pozzo è stato perforato viene effettuata unaprima valutazione del volume di idrocarburi in posto euna stima grossolana del fattore di recupero. L’analisitecnica dettagliata che segue, in accordo con il piano disviluppo della compagnia, permette di distinguere lediverse categorie di riserve in certe, probabili e possibi-li. Le prime sono le riserve per le quali si ha una ragio-nevole certezza e per le quali lo sviluppo è definito adate condizioni economiche. Le riserve probabili sonoquelle che abbastanza verosimilmente possono esseresviluppate, anche se non è ancora definito il loro pro-getto di sviluppo. Le riserve possibili sono quelle incer-te sul piano della conoscenza tecnica. Inoltre bisognatenere presente che al di là degli elementi economici cheincidono su tale distinzione, solo una piccola parte dellastruttura, quella investigata dal pozzo, può ritenersi tec-nicamente verificata (v. ancora fig. 7).

In conclusione possiamo dire che le riserve che ven-gono calcolate nella fase puramente esplorativa neces-sitano di un certo lasso di tempo per diventare certifi-cate e producibili.

Le performances delle compagnie petrolifere. Permisurare la performance di una compagnia petrolifera èstato stilato un elenco di norme che devono essere segui-te per descriverne i risultati economici, in modo che ibilanci e i risultati siano esposti con criteri uniformi epertanto facilmente leggibili. Sono stati definiti alcuniindicatori che dovrebbero rappresentare il comporta-mento di una compagnia petrolifera. Questi indicatoridescrivono come la compagnia gestisce le attività prin-cipali (core business) di esplorazione e produzione utiliz-zando gli investimenti nel modo migliore. In questo modoè possibile confrontare su un piano internazionale risul-tati ottenuti da diverse compagnie petrolifere. Un indicato-re importante di carattere finanziario è il ROACE (ReturnOn Average Capital Employed) che misura il ritorno eco-nomico sugli investimenti effettuati. Altri parametri signi-ficativi per misurare il rendimento tecnico, oltre a dati diroutine quali la produzione di olio e di gas e la quantitàdi riserve disponibili nelle varie categorie, sono il Re-serve Replacement Rate, cioè l’indice di reintegro delleriserve prodotte, e il Finding Cost, che misura il rappor-to tra gli investimenti di esplorazione e sviluppo e le riser-ve addizionali certe provenienti dall’attività.

Per quanto concerne più direttamente l’esplorazio-ne, esistono alcuni indicatori, per esempio il rateo disuccesso o ROS (Rate Of Success) che calcola il numero



di pozzi di successo sul totale di pozzi perforati. Negliultimi anni Exxon-Mobil, BP (British Petroleum), Shell,Chevron-Texaco, Total e Conoco-Phillips hanno avutoun risultato mediamente superiore al 50% e con puntedel 70%. Questo dato, molto confortante in termini sta-tistici, evidenzia come la tecnologia e una maggiore atten-zione agli investimenti esplorativi abbiano permesso diaffrontare con successo situazioni sempre più difficilisotto il profilo esplorativo.

Altri indicatori particolarmente sensibili all’attivitàesplorativa sono il Discovery Cost, che correla più diret-tamente le riserve certe addizionali agli investimentiesplorativi e di acquisizione di nuove aree, e l’Explor-ation Discovery Cost, che invece confronta con le riser-ve certe i soli investimenti esplorativi. L’industria petro-lifera ha in questi ultimi anni complessivamente miglio-rato il rendimento dell’attività esplorativa portando i costidi scoperta nell’ordine di 0,9 dollari al barile, su un costotecnico totale dell’ordine dei 7-8 dollari al barile.

2.1.7 Aspetti economici della ricerca petrolifera

IntroduzioneUn’impresa di qualsiasi dimensione e natura deve poter

disporre di criteri di valutazione del proprio successo, ingenere misurato dalla capacità di generare profitti.

Anche per l’industria petrolifera l’obiettivo principa-le è quello di creare valore per gli azionisti attraverso leattività principali di ricerca, produzione e commercializ-zazione degli idrocarburi. Ne deriva che non solo si devegestire l’attività nel migliore dei modi per ridurre e con-trollare i costi e ottimizzare i ricavi, ma si deve anche esse-re in grado di operare una selezione tra le diverse oppor-tunità di investimento che si presentano, in modo da assi-curare il massimo rendimento del capitale impiegato. Ilprofitto consente inoltre di avere capitali disponibili perulteriori investimenti.

Il settore petrolifero si distingue dalle altre impreseindustriali per alcune peculiarità. Nel valutare la presta-zione di una compagnia petrolifera, infatti, si deve con-siderare che il profitto è spesso associato a parametrispecifici (il reintegro delle riserve prodotte, i risultatidell’esplorazione), importanti ma più difficilmente quan-tificabili in termini economici. Inoltre, le compagniepetrolifere sono esposte a imprevisti di carattere mine-rario, geografico, politico, ambientale, in misura assaimaggiore rispetto ad altre imprese. A proposito del rischiopolitico, si possono ricordare alcune nazionalizzazioniavvenute in passato con il conseguente impatto negati-vo sulle compagnie operative.

Associato a questi aspetti critici vi è da considerarel’impiego frequente di investimenti a breve termine con uncapitale di rischio che può essere reperito solo attraverso

l’autofinanziamento. Le scelte strategiche di una com-pagnia petrolifera condizionano il tipo di iniziative esplo-rative che possono essere attivate. Queste possono esse-re di mantenimento o di crescita e comunque hanno sem-pre come obiettivo finale il mantenimento di un equilibratorapporto tra riserve e produzione. Nei programmi di unacompagnia petrolifera deve pertanto essere preventivatala necessità di operare con una percentuale data di inve-stimenti a rischio, che tuttavia non deve penalizzare ilrisultato globale.

L’aspetto economico della ricerca petrolifera, ben pre-sente in tutte le fasi del processo produttivo (sviluppo, tra-sporto, commercializzazione), svolge un ruolo particolar-mente significativo nella fase di esplorazione, soprattuttoin relazione ad alcune scelte operative (acquisizione di uncerto permesso e sue condizioni, perforazione di un pozzoo cessione a terzi di un titolo minerario). L’aspetto econo-mico è decisivo quando occorre valutare le offerte di acqui-sto riguardanti proprietà petrolifere (asset) oppure interesocietà, nelle quali sono spesso inclusi sia giacimenti giàscoperti da mettere in produzione, sia permessi con unpotenziale minerario ancora da esplorare.

In conclusione l’approccio economico di un proget-to esplorativo è importante in quanto permette di valu-tare se alcune variabili decisionali (riguardanti le dimen-sioni probabili della scoperta, l’esistenza di un mercato,le previsioni riguardanti i prezzi di vendita, la stima deicosti tecnici del progetto, l’ubicazione delle aree di pro-duzione) possano combinarsi con un’adeguata remune-razione del capitale investito, senza la quale sarebbeingiustificata qualsiasi attività di ricerca.

Analisi decisionaleStrettamente collegato all’aspetto economico è il con-

cetto di analisi decisionale; con tale concetto si intende,sostanzialmente, il prendere in considerazione le diversepossibilità di investimento, confrontarle tra loro e scegliereinfine quelle più promettenti sotto il profilo del risultatoche assicurano in termini di remunerazione e di rischio.Un approccio di questo tipo pone la società esploratricedi fronte a una serie di domande alle quali non è suffi-ciente dare una risposta positiva o negativa, ma che richie-dono una riflessione relativa alle diverse possibilità che sigenerano a partire da ogni singola ipotesi di lavoro.

In realtà, il risultato dell’attività esplorativa non èconosciuto e la sua stima dipende dalla valutazione delpotenziale petrolifero di un’area, di un permesso, di unbacino; come si è già detto, tale valutazione è soggettaad incertezza, sia in termini di conferma dell’ipotesi esplo-rativa prevista (esistenza effettiva del deposito minera-rio), sia in termini di dimensione della scoperta (poten-ziale estrattivo della riserva). La valutazione economicadi un permesso di ricerca esplorativo, in termini di vendi-ta o acquisizione, richiede, a differenza per esempio diun giacimento già scoperto, la formulazione di scenari



riguardanti da un lato la probabilità di successo (esistenzadel bacino petrolifero) e dall’altro la stima del potenzialepresunto (espressa in termini di numero di barili). Inol-tre se si acquisisce un’area esplorativa con un potenzia-le presunto, per quanti dati si abbiano a disposizione sipuò incorrere comunque in un risultato negativo (pozzosterile) oppure nella scoperta di un giacimento di dimen-sioni minori del previsto o nella possibilità di aver ipo-tizzato investimenti insufficienti con un conseguenterisultato finanziario negativo.

Prendere quindi una decisione nell’ambito di un inve-stimento esplorativo significa cercare di prevedere le pos-sibilità che possono derivare da una certa scelta, tenendosempre presente la possibilità di un esito negativo. L’ap-plicazione all’esplorazione petrolifera dell’analisi deci-sionale ha sostituito la semplice ‘intuizione’ del geologoe ha fornito un quadro più corretto e completo di utilizzodelle informazioni disponibili, permettendo di confronta-re progetti di natura talora molto diversa. Spesso tra gliaddetti all’esplorazione petrolifera l’utilizzo di questi meto-di è stato considerato un esercizio inutile che non evita diperforare pozzi sterili. Si deve però tener presente che tra-sformare in approccio metodologico le probabilità di acca-dimento e le loro conseguenze economiche equivale asfruttare le conoscenze disponibili per prevedere i risul-tati e compararli tra loro. I passaggi (Newendorp, 1975)che caratterizzano un processo di analisi decisionale sonoi seguenti: a) definire i possibili scenari che derivano dallesingole scelte e dalle loro alternative; b) definire i van-taggi e gli svantaggi di ogni scenario; c) stimare la pro-babilità di ogni possibile risultato; d) calcolare ponderatemedie di profitto per ogni decisione presa.

Termini del problemaIl principale ‘bene patrimoniale’ di una compagnia

petrolifera è costituito dalle riserve di idrocarburi. Nellepresentazioni ufficiali agli azionisti da parte delle societàpetrolifere (road shows) si sottolineano spesso due fina-lità: la necessità di mettere in produzione le riserve esi-stenti per generare un profitto a breve termine e la neces-sità di effettuare investimenti per garantire un adeguatorapporto tra riserve e produzione nel lungo periodo. Que-sti concetti si trovano spesso nei programmi strategicidelle maggiori compagnie quali Shell, BP, Chevron-Texa-co, Exxon-Mobil, TotalFinaElf ed Eni. Perché una com-pagnia cresca è necessario non solo reintegrare le riser-ve prodotte, ma acquisire riserve addizionali e spessoquesto avviene tramite l’esplorazione che, come si è visto,è un’attività a rischio.

In ambito aziendale il geologo elabora l’idea esplo-rativa iniziale. L’ipotesi che una certa area possa conte-nere idrocarburi deve essere quindi trasformata in unaproposta operativa che preveda i costi necessari sia nellafase iniziale di acquisizione del blocco (studio dell’area,acquisto della documentazione), sia durante la vigenza

del permesso (studi geologici di dettaglio, rilievi geofi-sici, perforazione di pozzi).

La realizzazione dell’idea originaria ha pertanto uncosto e se si vuole stabilire la validità del progetto è neces-sario sapere se vi sarà un risultato e se questo potrà giu-stificare questo costo. Si deve pertanto fare una previsio-ne su tutte le possibilità che derivano dall’ipotesi inizialee per ogni possibilità analizzare il costo in termini opera-tivi. Una volta fatta la scoperta ci si dovrà chiedere, perogni scenario riguardante le riserve, quali sono i risultatieconomici finali attesi. Anche la corretta allocazione degliinvestimenti esplorativi sul piano contabile (Megill, 1988)rappresenta un utile elemento in un’industria petroliferaper elaborare valutazioni economiche corrette.

Il valore dell’oggetto esplorativoPer la valutazione economica di un oggetto esplora-

tivo due elementi sono particolarmente significativi: • il rischio minerario ovvero la possibilità di successo.

Si è visto come siano ormai operativi nell’industriapetrolifera strumenti di valutazione del rischio geo-logico che permettono di quantificare le probabilitàche un determinato prospect venga perforato con suc-cesso o meno. Questa probabilità di successo è per-tanto un parametro di grande importanza nella valo-rizzazione del potenziale esplorativo, in quanto per-mette di conoscere il rischio minerario prima chevenga effettivamente realizzato l’investimento. Comedimostrano le statistiche, imprese in possesso di pro-prie tecnologie aggiornate o di capacità tecniche diperforazione che permettano di raggiungere gli obiet-tivi prefissati nei termini previsti realizzano risulta-ti assai migliori rispetto a compagnie più piccole chesi affidano a società di servizio. In altre parole, inve-stimenti iniziali (spesso visti come costi) nella ricer-ca tecnologica hanno effettivamente un beneficoimpatto sulla futura attività operativa;

• il successo commerciale. Oltre al rischio minerarioè comunque opportuno tener presente anche gli even-tuali aspetti commerciali, e cioè stabilire quali sianole riserve minime in grado di garantire una produ-zione redditizia. Va pertanto ipotizzata la qualità dellascoperta in termini di riserve e della loro distribu-zione, esprimendola in un intorno probabilistico limi-tato da un valore massimo e un valore minimo e com-patibile con i dati storici dei giacimenti presenti nelbacino o nell’area. Tra il successo geologico e quel-lo commerciale c’è infatti una certa differenza, inquanto le riserve rinvenute con il pozzo possono esse-re assolutamente insufficienti per lo sviluppo oppu-re può accadere che la produttività dei singoli pozzirisulti del tutto insufficiente a sostenere profili di pro-duzione accettabili. Spesso più che le riserve, sonole capacità produttive dei singoli pozzi a determina-re la validità del progetto.



Le statistiche dei ritrovamenti mettono in evidenzacome solo una piccola percentuale dei successi geologi-ci si trasformi in successo economico.

I costi Costi nella fase esplorativa. I costi della fase esplora-

tiva sono relativi al pagamento di bonus di entrata, ai rilie-vi geofisici in generale e a quelli sismici in particolare, alleinterpretazioni geologiche e geofisiche, e infine alla perfo-razione dei pozzi cui fanno seguito, in caso di successominerario, eventuali prove di produzione. Normalmente,questi investimenti rappresentano un costo indispensabileper avviare l’esplorazione nell’area e devono essere con-templati in un budget approvato nei piani della compagniae compatibile con le strategie della stessa. I costi relativiall’esplorazione sono trattati in modo diverso nei libri con-tabili. È importante, per esempio, stabilire quali siano icosti spesabili, e pertanto deducibili nell’anno stesso, equali quelli capitalizzati, e riguardo a questi ultimi, occor-re verificare su quale periodo siano recuperabili. I costideducibili sono costituiti dai salari, dai lavori geologicie geofisici, dai costi dei carotaggi, dai costi dei pozzi

sterili; i costi capitalizzati sono costituiti invece dalle vociriguardanti gli strumenti, i magazzini, i beni patrimonia-li, i pozzi di successo. È chiaro, come regola generale,che conviene spesare il più possibile gli investimenti fatti,in accordo con le disposizioni dei paesi nei quali si opera.

Costi nella fase di sviluppo. Nella fase di sviluppo sidevono affrontare altri costi tecnici. Infatti la valutazio-ne economica di una iniziativa di esplorazione non riguar-da solo la fase esplorativa in senso stretto, ma anche quel-la relativa allo sfruttamento del giacimento. Se il risulta-to dell’esplorazione è positivo, si aziona l’intero processodel ciclo petrolifero: sviluppo, produzione, commercia-lizzazione e abbandono del sito utilizzato per le opera-zioni estrattive. È pertanto opportuno, durante la valuta-zione preliminare, cercare di ipotizzare i possibili sce-nari di sviluppo e le fasi operative necessarie per realizzarli:la corretta definizione delle riserve, il numero di pozzinecessari per valutare il giacimento e il numero di poz-zi produttori necessari a produrlo secondo le corretteregole operative. In termini di costi il progetto derivanteda un prospect perforato con successo richiede un pianodettagliato anche per quanto concerne le infrastrutture (per

Flusso Flusso Flusso Flusso Flusso Tasso Flussodi cassa di cassa di cassa di cassa netto di cassa di sconto di cassa

Anno (in entrata) (in uscita) netto cumulativo netto al 10% netto(migliaia (migliaia (migliaia (migliaia (migliaia scontatodi dollari) di dollari) di dollari) di dollari) di dollari)

2000-03 02004 1 0 11.230 �11.230 �11.230 �11.230 1,000 �11.2302005 2 0 11.505 �11.505 �22.735 �11.505 0,909 �10.4582006 3 0 230 �230 �22.965 �230 0,826 �1902007 4 0 64.813 �64.813 �87.778 �64.813 0,751 �48.6752008 5 0 75.259 �75.259 �163.038 �75.259 0,683 �51.4022009 6 0 81.661 �81.661 �244.699 �81.661 0,621 �50.7122010 7 256.000 92.054 163.946 �80.753 163.946 0,564 92.4662011 8 230.400 87.905 142.495 61.742 142.495 0,513 73.1002012 9 207.360 95.245 112.115 173.857 112.115 0,467 52.3582013 10 186.624 87.798 98.826 272.683 98.826 0,424 41.9022014 11 167.962 77.278 90.683 363.367 90.683 0,386 35.0042015 12 151.165 90.482 60.684 424.050 60.684 0,350 21.2392016 13 136.049 81.972 54.077 478.127 54.077 0,319 17.2502017 14 122.444 74.321 48.123 526.250 48.123 0,290 13.9562018 15 110.200 67.540 42.660 568.910 42.660 0,263 11.2202019 16 99.180 61.521 37.659 606.569 37.659 0,239 9.0002020 17 89.262 56.114 33.147 639.716 33.147 0,218 7.2262021 18 80.336 51.260 29.076 668.792 29.076 0,198 5.7572022 19 72.302 46.904 25.398 694.190 25.398 0,180 4.5722023 20 65.072 42.996 22.076 716.266 22.076 0,164 3.6202024 21 58.565 39.494 19.071 735.337 19.071 0,149 2.8422025 22 52.708 36.412 16.296 751.633 16.296 0,135 2.2002026 23 47.437 33.656 13.781 765.414 13.781 0,123 1.6952027 24 42.694 31.192 11.502 776.916 11.502 0,112 1.2882028 25 38.424 28.815 9.609 786.525 9.609 0,102 980Tot. 2.214.184 1.427.657 786.526 786.526 225.008



tab. 1. Flusso di cassa

esempio nel caso di un progetto offshore la costruzione diuna piattaforma di produzione) e la perforazione di pozziiniettori che permettano di migliorare il recupero di olio edi gas. Deve, inoltre, essere analizzata la distribuzione tem-porale degli investimenti per massimizzare la produzionesenza penalizzare a lungo termine le capacità produttivedel giacimento. Accanto a questi costi chiamati capex (cap-ital expenditures) si devono anche tener presenti i costioperativi (opex, operating expenditure), che riguardano lagestione delle operazioni correlate con la produzione, e icosti di abbandono, che sono quelli relativi al ripristinoambientale delle postazioni al termine della produzione.

Il profilo di produzioneLa previsione del profilo di produzione è un aspetto

delicato perché riguarda le ipotesi sulle entrate finanzia-rie effettive, quelle cioè legate alla vendita del prodotto.Per definire le quantità di idrocarburi producibili nei sin-goli anni è necessario realizzare una simulazione del com-portamento erogativo del giacimento. Il profilo di produ-zione è legato alla capacità produttiva dei singoli pozzi ea un’ipotesi di recupero dell’olio sul posto. Per questo unastima di alcuni parametri importanti quali la produzionea regime, la sua durata, il tasso di declino e la portata limi-te del campo è di fondamentale importanza ai fini dell’a-nalisi economica.

Aspetti contrattuali e fiscaliAi costi tecnici bisogna aggiungerne altri, e in parti-

colare quelli di natura contrattuale e fiscale, che devonoessere pagati allo Stato titolare dell’area in concessione.

Infatti l’area di sviluppo (development lease), nellaquale è consentito all’operatore di produrre olio e gas inun determinato paese, è tutelata da un accordo, firmatoquando viene assegnato il permesso di ricerca. Esistonodiversi tipi di contratto. Frequente è il contratto di parteci-pazione o Production Sharing Agreement in base al qualel’olio prodotto è suddiviso in due parti: una parte (cost oil)viene assegnata all’operatore a titolo di recupero delle spesesostenute per la messa in produzione del giacimento. Ven-gono anche rimborsati quegli investimenti pregressi o esplo-rativi che in caso di insuccesso rimangono a carico del-l’operatore stesso senza possibilità di rimborso; la parterestante rappresenta il profitto (profit oil) e viene ripartitatra l’operatore (ovvero l’eventuale joint venture, per contodella quale l’operatore gestisce l’attività) e lo Stato, secon-do diverse percentuali legate ai livelli di produzione gior-naliera di idrocarburi. Sono inoltre previste delle tasse rela-tive al reddito imponibile (al netto dei costi sostenuti).

Un secondo tipo di contratto è quello di concessio-ne o Concession Agreement, nel quale l’operatore ha ildiritto allo sfruttamento degli idrocarburi a fronte delpagamento allo Stato di royalty, cioè di imposte direttesulla produzione. Anche in questo caso il reddito tassa-bile viene calcolato al netto dei costi sostenuti. Possono

esistere ulteriori prelievi fiscali che influiscono sulla red-ditività di un progetto esplorativo.

Questi impegni, congiuntamente ai costi tecnici, rap-presentano la base per una valutazione economica del pro-getto che si vuole attivare.

I prezzi Un elemento fondamentale per la valutazione econo-

mica è la valorizzazione del prodotto. I prezzi dell’olio pos-sono variare in modo significativo. Nella valutazione eco-nomica, e soprattutto in quella relativa a progetti che inte-ressano un arco di 25-30 anni, è importante utilizzare unaprevisione dei prezzi che sia abbastanza realistica. Esisto-no diversi modelli in proposito (talora purtroppo condi-zionati da fattori esterni non prevedibili), che sono gene-ralmente rapportati a un olio di riferimento o marker, peresempio, il Brent o l’Arabian Light, con determinate carat-teristiche fisico-chimiche. L’olio di riferimento influenzaa sua volta il prezzo di tutti i prodotti correlati come il gasnaturale, il gas condensato, il Gas Naturale Liquefatto(GNL), i Gas di Petrolio Liquefatti (GPL).

La valutazione economicaSulla base degli elementi descritti riguardanti gli inve-

stimenti, la valutazione dei costi nella fase esplorativa ein quella di sviluppo, il profilo di produzione, i prezzi ela fiscalità è possibile effettuare l’analisi economica di unprogetto esplorativo. Questo tipo di valutazione econo-mica, tuttavia, non tiene conto ancora del fattore rischioe non consente un confronto tra progetti alternativi. Diseguito vengono illustrati i principii per la valutazione eco-nomica ‘deterministica’ di un progetto di esplorazionepetrolifera. Successivamente l’analisi verrà completataconsiderando la variabile del rischio minerario.

Per comprendere a fondo le modalità di una valuta-zione economica si può fare un esempio relativo a un con-tratto di concessione di un permesso esplorativo in mareper il quale sono stati sottoscritti i seguenti obblighi:• un primo periodo di quattro anni con obbligo di acqui-

sire un rilievo sismico tridimensionale, con un costodi 6 milioni di dollari; in questo caso non è contem-plata la perforazione del pozzo;

• un secondo periodo facoltativo di due anni nel qualeè prevista la perforazione di due pozzi con un costo di10 milioni di dollari per ciascuno;

• un terzo periodo facoltativo di due anni con l’impe-gno di perforare un ulteriore pozzo con un costo pre-visto di 10 milioni di dollari. Nel primo periodo viene eseguito il rilievo sismico,

l’interpretazione del quale permette di evidenziare 3 pro-spect di maggiore interesse:• prospect A: riserve stimate di 138 milioni di barili,

probabilità di successo pari al 20%;• prospect B: riserve stimate di 109 milioni di barili,

probabilità di successo pari al 16%;



• prospect C: riserve stimate di 70 milioni di barili, pro-babilità di successo pari al 13%.A questo punto si deve decidere se entrare nel secon-

do periodo esplorativo e perforare due pozzi, come pre-vedono gli impegni contrattuali, oppure non procederenelle operazioni (lo stesso problema si presenterà in futu-ro, quando si dovrà scegliere l’opzione relativa al terzoperiodo esplorativo).

Innanzi tutto bisogna verificare se gli eventuali giaci-menti ipotizzati siano commerciali, cioè se la produzionedi olio che ne deriverebbe giustifichi gli investimenti neces-sari per l’esplorazione e lo sviluppo. Nei primi due anniinfatti, qualora si optasse per l’ipotesi di procedere nellaricerca, si dovrebbero realizzare investimenti legati allaperforazione di due pozzi (circa 11 milioni di dollari apozzo, inclusi anche i costi generali). In caso di risultatopositivo, i pozzi di sviluppo successivamente perforati nelgiacimento permetteranno di dare inizio alla produzionedopo qualche anno.

Per costruire il flusso di cassa, che rappresenta la basedi calcolo per la valutazione economica, è necessario con-siderare diverse voci (le produzioni annuale e cumulativadi olio, i canoni, le spese di addestramento del personaleprevisto dal contratto, i costi esplorativi) per tutti gli anni

in cui si prevede che verrà realizzato l’investimento; vannoinfine indicati i prezzi previsti, i ricavi lordi e netti, le spesecumulative, le royalty legate alla produzione, gli ammor-tamenti, il reddito tassabile e le tasse.

Ogni valutazione economica prevede infatti un’anali-si del flusso di cassa, vale a dire della quantità di denaroinvestito (in uscita) e di quello recuperato (in entrata), cal-colato sull’arco dell’intero progetto (che è l’unico mododi tarare la validità dell’iniziativa) e non sui singoli anni;infatti, all’inizio del progetto le spese sono chiaramenteprevalenti e non esistono ancora delle entrate derivantidalla vendita del prodotto. Per una valutazione economi-ca completa di un progetto esplorativo si devono pertan-to prendere in considerazione le spese e i ricavi (tab. 1).

Nel computo del flusso monetario i valori economi-ci possono essere espressi in moneta costante, ignoran-do l’inflazione, oppure in moneta corrente con un aggiu-stamento realizzato sulla base della prevista evoluzionedei prezzi e dei costi. Il flusso monetario netto è la dif-ferenza annuale tra i ricavi e i costi (investimenti, costidi esercizio, prelievi fiscali e contrattuali).

Per quanto concerne la valutazione economica delprospect A, se si proiettano in un grafico i dati della tab.1 relativi al flusso di cassa cumulativo come indicato nella



�400

�200

01 2 3

45

6

78 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

98

10

1112

1314

1516

17 18 19 20 21 22 23 24 25

200

400

600

800

1000

�100

�50

0

50

100

150

200

�11�23 �23�88 �81

62

174

273363

424478

526569 607

640669694 716 735 752 765 777 787

�163�245

1 2 3

0

164

�82�75�65

�11�12

142

11299

91

61 54 48 43 38 33 29 25 22 19 16 14 12 10

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

mil

ioni

di d

olla

rim

ilio

ni d

i dol

lari

periodo di recupero

flussonetto

cumulativo

anni

anni

Massima Esposizione Finanziaria

flusso di cassa netto cumulativo

flusso di cassa netto annuale

fig. 9. Grafico del flusso di cassa.

fig. 9 possono essere visualizzati alcuni elementi carat-teristici dell’investimento: la Massima Esposizione Finan-ziaria (MEF) del progetto, il periodo di recupero (Pay outtime) dell’investimento e il valore cumulativo netto.

Nel caso specifico illustrato nella figura la massimaesposizione finanziaria di 245 milioni di dollari avvie-ne nell’anno 6 (2009). Nell’anno 7 (2010) parte la pro-duzione, per cui avrà inizio un flusso di cassa in entrata.Il periodo di recupero, che corrisponde al tempo neces-sario per raggiungere un sostanziale pareggio tra le entra-te (ricavi) e le uscite (investimenti relativi al progetto)avverrà dunque nell’anno 8 (2011). Il flusso di cassanetto cumulativo rappresenta invece la capacità del pro-getto di generare entrate per complessivi 787 milioni didollari nell’anno 25 (2028).

Nelle analisi dei flussi di cassa è importante defini-re il valore dell’investimento in un dato periodo. È infat-ti necessario calcolare il valore oggi (tempo 0) del dena-ro che si può ricevere tra un certo numero di anni. Alriguardo è sempre necessario utilizzare un tasso di scon-to. Il tasso di sconto è eguale a 1/(1�i)n per ogni singo-lo anno, dove i è il tasso di sconto definito e n è il nume-ro di anni considerati.

Nella tab. 1 sono indicati i valori netti del flusso dicassa, i tassi di sconto applicati nei singoli anni con iconseguenti risultati. La somma cumulata dei flussi dicassa netti scontati al tasso del 10% darà il valore scon-tato dell’investimento. Si può vedere che dopo venti-cinque anni il tasso di sconto equivalente è solo 0,102,cioè un dollaro ricevuto tra dieci anni ha un valore attua-le di soli 10,2 centesimi di dollaro (penultima colonnadella tab. 1). Nel caso specifico quindi, dopo venticin-que anni, l’iniziativa che prevede la perforazione del pro-spect A, in caso di successo, ripaga l’investimento fatto

(a un tasso di sconto del 10%) più 225.008 milioni didollari (ultima colonna della tab. 1). Questa cifra, checorrisponde a un parametro chiamato Valore AttualeNetto (Net Present Value, NPV), riflette la differenzacumulativa attualizzata, tra ricavi e costi ad un tasso disconto predefinito e corrisponde all’incremento netto diricchezza derivante dall’iniziativa, oltre a quello già garan-tito dal tasso di sconto utilizzato.

Lo stesso procedimento di valutazione economicaapplicato ai prospect B e C (allo stesso tasso di scontodel 10%) darà come risultato valori attuali netti rispetti-vamente di 115 e di 30 milioni di dollari.

La valutazione economica può essere fatta a diversitassi di sconto. Spesso viene anche utilizzato un tasso disconto rappresentativo di un costo medio del capitaleimpiegato chiamato WACC (Weighted Average Cost ofCapital).

Più alto è il tasso di sconto utilizzato, più basso saràil Valore Attuale Netto (tab. 2).

Valore Monetario AttesoA questo punto è disponibile una valutazione econo-

mica relativa ai prospect definiti sulla base delle riservestimate, che comunque non include il rischio minerario.Se si vogliono confrontare diversi progetti esplorativi iparametri succitati non sono più sufficienti. Dovrà esse-re inserito nel contesto anche il rischio minerario che per-metterà di ricavare il Valore Monetario Atteso dell’inve-stimento (Expected Monetary Value, EMV). Questo para-metro combina, infatti, la stima del profitto derivantedall’analisi economica e la stima quantitativa del rischiogeologico ricavato dall’analisi di rischio. In realtà l’EMVè la media ponderata di tutti i possibili NPV che deriva-no dalle diverse ipotesi: da quella negativa relativa al



Parametri economici

Redditività 29,6%

Net Present Value (NPV) in milioni di dollari

NPV (tasso di sconto 20%) Milioni di dollari 58NPV (tasso di sconto 15%) Milioni di dollari 119NPV (tasso di sconto 10%) Milioni di dollari 225NPV (tasso di sconto 5%) Milioni di dollari 417

Massima Esposizione Finanziaria (MEF) Milioni di dollari �245Massima Esposizione Finanziaria nell’anno 2009Periodo di recupero 2011

Prezzo di vendita

Olio di riferimento BrentDifferenziale �1,00Prezzo dell’olio (Dollari/Barile) 20,00

tab. 2. Parametri economici del prospect A

pozzo sterile a quelle di rinvenimento di diverse riserve,ognuna delle quali dà origine a un proprio progetto di svi-luppo, con i propri costi, il proprio profilo di produzio-ne, la propria redditività e una peculiare probabilità diaccadimento. Il calcolo dell’EMV, che rappresenta l’in-sieme delle opzioni possibili e considerate, si esplica attra-verso il cosiddetto albero decisionale (fig. 10) articolatoin nodi che rappresentano le diverse scelte operative. Irami che si dipartono dai nodi decisionali indicano leopzioni con il loro costo e la probabilità di accadimento.

Il flusso di lavoro di una valutazione è quindi artico-lato in alcuni passaggi fondamentali:• analisi dell’evento: la scelta di perforare un pozzo si

può tradurre in due risultati, pozzo sterile o pozzo disuccesso con le rispettive probabilità;

• calcolo del NPV derivante dalla media ponderata didiverse ipotesi di riserve nell’ambito dell’ipoteticogiacimento;

• calcolo dell’EMV, media di tutti i valori considerati,riportati all’origine del processo.Sostanzialmente questo procedimento permette di

definire il valore dell’incertezza (scoperta o pozzo ste-rile) e delle opzioni decisionali (perforare il pozzo o rila-sciare il permesso di ricerca).

In base allo stesso criterio secondo il quale non siattivano progetti di sviluppo con NPV negativo, i pro-spect con EMV negativo non andranno perforati.

Si rende in questo modo praticabile la possibilità diesercitare un’opzione di disimpegno che può per esem-pio significare il pagamento di una penalità allo Statoproprietario dell’area, piuttosto che perforare un pozzoa rischio elevato, oppure cercare di vendere il progettoesplorativo ad altre compagnie che abbiano situazionioperative (per esempio giacimenti in produzione nellearee limitrofe) o standard di redditività diversi da quel-li richiesti dall’attuale operatore. In tal modo si rendepossibile una flessibilità decisionale durante l’intero corsodell’esplorazione.

Risulta pertanto chiaro che il Valore Monetario Atte-so permette di fare una selezione tra progetti di diversaprovenienza, in modo da tararli sul concetto del rischioin fase decisionale. Solo su questa base si possono con-frontare progetti in aree di frontiera con progetti in baci-ni maturi.

Per valutare in modo soddisfacente un progetto diesplorazione, oltre all’EMV devono essere presi in con-siderazione altri parametri che forniscono un quadro com-pleto dell’iniziativa (la redditività, il NPV, il rapporto tra



EMV

36,4 M$

0 M$

0

80

100 100

80

60

40

20

60 120 160 200 250

60MBO

12 M$

NPV (10%)

183 M$

330 M$

410 M$

820 M$

120MBO

160MBO

200MBO

400MBO

80%

20%

ALBERO DECISIONALE

POSe

distribuzioneprobabilisticadelle riserve

scoperta 20%

perforare pozzo sterile 80%non perforare

riserve (milioni di barili)

nododecisionale

prob

abil

ità

pozzosterile

scoperta

riserve probabilità

milioni di dollarimilioni di barili di oliovalore monetario atteso dell’investimentovalore attuale nettoprobabilità di successo

M$MBOEMVNPVPOS 23,5%

35%

28,5%

10%

3%

3%10%

28,5%35%

23,5%

�11 M$

fig. 10. Esempio di albero decisionale.

NPV e investimenti, il rapporto tra EMV e investimen-ti esplorativi e le riserve attese dal progetto esplorativo).Come ulteriore analisi è buona norma ipotizzare uno sce-nario con variazioni (�20%) di prezzi e di costi, perdisporre di modelli più flessibili di valutazione.

Con questo quadro di riferimento è possibile pren-dere le decisioni opportune, consci di aver tenuto contodi tutte quelle variabili che nella loro complessità carat-terizzano un progetto esplorativo.

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Roberto PratoConsulente scientifico



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