Continuando con el tema para aprender sobreYNC tipo Shale Gas:
Las
lutitas gasíferas son definidas como yacimientos no convencionales de gas
natural existente en lutitas con alta capacidad de generación y retención de
gas seco (metano, CH4). El gas puede ser retenido de dos maneras
principales, adsorbido en la materia orgánica o como gas libre en los nanoporos
y fracturas) no interconectados. Mayoritariamente este tipo de litologías
(lutitas) son rocas sedimentarias de grano fino compuestas de lodo y minerales
de arcilla, de origen marino tipo carbonaticos o silisiclásticos con abundante
materia orgánica.
El
hidrocarburo es almacenado en las lutitas en tres diferentes formas:
1.
Gas adsorbido en la materia orgánica o material arcilloso.
2.
Gas libre acumulado dentro de los pequeños espacios de la roca (poros,
porosidad o microporosidad) o en los espacios creados por fracturamiento de la
roca (fracturas o microfracturas).
3.
Gas en solución, contenido dentro de líquido, tal como bitumen o crudo.
4.
La mayor permeabilidad efectiva en una lutita gasífera es típicamente menor de
0,1 milidarcis, pero en general, las permeabilidades están en el orden de los
nanodarcis (figura 2). En la mayoría de los casos, es normal que el pozo requiera
estimulación artificial, tal como fracturamiento, para incrementar la permeabilidad.
Esto ayuda al pozo a producir gas en cantidades económicas. Se requiere de una
caída de presión para que el gas adsorbido se desprenda de la materia orgánica
o material arcilloso, lo mismo para hacer que el gas se separe del bitumen (1).
Figura 2.- Rango de permeabilidades de yacimientos
convencionales y no convencionales (adaptado de Halliburton, 2010).
Ahora
pero cómo se genera ese hidrocarburo como Gas. Vamos a explicar eso:
Empecemos
por definir: ¿qué es la materia orgánica? La materia orgánica es aquella
depositada junto con los sedimentos y formada principalmente por macromoléculas
provenientes de los organismos vivos: carbohidratos, proteínas, lípidos,
lignina y subgrupos como ceras, resinas, pigmentos, etc. A las que se les puede
llamar biopolímeros.
El
primer proceso es la generación de la materia orgánica (de los restos de seres
vivos o plantas) para producir petróleo y gas. Para que esto sea posible es
fundamental cumplir determinadas condiciones, aquellas requeridas para la
formación incluyen: la abundante producción de materia orgánica, desarrollo
temprano de condiciones anóxicas (sin oxígeno) y la ausencia de microorganismos
que consuman dicha materia orgánica. Estas condiciones son dadas en ambientes
lacustres u oceánicos tranquilos, siendo ejemplo de los mismos las cuencas
marinas, los lagos y los pantanos de los deltas donde la corriente es mínima y
la demanda biológica de oxígeno excede el suministro. El clima prevaleciente
durante la deposición debe ser tropical o subtropical. Durante los próximos
millones de años, capas de sedimentos enterrarán la materia orgánica y mediante
procesos de transformación que dependen principalmente de la presión y
temperatura, darán pasó a la formación de petróleo y gas (2) figura
3.
Figura 3.-Evolución general de la materia orgánica
durante la diagénesis, catagénesis y metagénesis (López, 2013).
Dentro
de esta transformación de la materia orgánica debido al soterramiento a la que
es sometida a mayor presión y temperatura, ésta comienza una serie de cambios como
se muestrean en la figura anterior siendo en la etapa de diagénesis donde la
materia orgánica comienza a ser transformada, profundidad donde también por
acción de algunas bacterias se forma Gas tipo Biogénico el cual
es encontrado en muchas cuencas del mundo. En principios fue utilizado el
término de fósiles geoquímicos por Eglinton y Calvin (1967) y luego fue
utilizado el término de Biomarcadores o marcadores biológicos (Seifer y Moldowan,
1981; Tissot y Welte, 1984; Mackenzie, 1984; Philip y Oung, 1988; Hunt, 1995;
Killops y Killops, 2005; Peters et al., 2005), para definir aquellos compuestos
orgánicos detectados en las geósferas, cuyo esqueleto básico sugiere un origen
relacionado a un producto natural, son moléculas orgánicas complejas
correspondientes a productor naturales específicos constituidos por carbono,
hidrógeno y otros elementos (O, S, N). Su estructura es lo suficientemente estable
para permanecer con pocos cambios durante las etapas de diagénesis y
catagénesis). Éstos son importantes en el estudio de roca fuente, crudos y
sedimentos (López, 2013) (3).
Generación
- Origen geoquímico del Gas
La
característica más notable de los compuestos orgánicos presentes en los
hidrocarburos, es la alta proporción de compuestos de bajo peso molecular (C1
a C4 un 50%) respecto de los compuestos complejos de alto peso
molecular existentes en los organismos vivos. Si la materia orgánica
sedimentaria (MOS) derivada de organismos vivos es la materia prima básica de
los hidrocarburos, los efectos del material de origen diferente (aguas, rocas)
como también los del ambiente de dispersión y deposición (oxidación,
evaporación, fallamiento) contribuyen sustancialmente de los cambios químicos
acontecidos luego del enterramiento (4).
Los
principales componentes del gas natural son:
•
Los hidrocarburos livianos (C1-C4)
•
El dióxido de carbono (CO2)
•
El sulfuro de hidrogeno (H2S)
•
El nitrógeno (N2)
El
CO2 puede provenir de la decarboxilación de los compuestos polares,
la oxidación de la materia orgánica y la descomposición de los carbonatos.
El
N2 puede provenir de aire fósil entrampado, vulcanismo o
transformación de nitrógeno orgánico o amoniaco.
El
H2S es usualmente derivado de kerógenos de alto azufre o petróleo,
entre otras probables causas, formado por la reacción de los hidrocarburos con
los sulfatos en los yacimientos.
Se
genera un Gas Metano Biogénico a una velocidad de sedimentación de 30 cm
en 1000 años, valor en general razonable, la formación de 1 metro de sedimento
llevaría 3000 años. Durante ese breve
(geológicamente hablando) lapso se suceden reacciones químicas que afectan a la
materia orgánica según el hábitat, todas con liberación de energía. Cuando el
espacio en poros del sedimento se agota en oxigeno la materia orgánica
remanente (sin oxidar) se altera anaeróbicamente por bacterias:
C6H12O6 + 4 NO3 6 CO2 + 6 H2O + N2 + 686 Kcal/mol
Sin
embargo, también la población bacteriana disminuye con la profundidad.
La
Diagénesis es la etapa más
superficial, se pierde oxígeno ocluido como ácido carbónico y agua. Se generan
fósiles geoquímicos o moléculas sintetizadas por los organismos vivos al
momento de la depositación que serán los hidrocarburos. La Catagénesis sucede
entre 50 y 120ºC, el querógeno pierde hidrógeno como: HC livianos, se forma HC
líquidos algunos de los cuales craquean a gaseosos (gas húmedo). La
Metagénesis sucede a más de 120ºC y en ella se forman los HC gaseosos
(gas seco) (4).
Figura 4a.-Génesis del Gas.
La
siguiente imagen, muestra esquemáticamente más que el proceso para explicar la
magnitud de cada parámetro (materia orgánica, querógeno y COT), el orden de su
determinación y lo que representa cada uno (figura 4b).
Figura 4b.-Evolución de la materia orgánica hasta el
bitumen.
El
querógeno es la fracción de la materia orgánica en las rocas sedimentarias que
es insoluble en ácidos, bases y en solventes orgánicos, ya que está compuesto
básicamente de grasas y ceras. El querógeno es un grupo maceral de carbón. Un maceral
es el nombre que se le da a los
constituyentes orgánicos individuales y discernibles bajo microscopio del
carbón (figura 5).
Figura 5.-Tipos de macerales.
Este
querógeno sigue su transformación a hidrocarburos líquidos y gaseosos y
dependiendo de su origen preferencial, será capaz de generar hidrocarburos más
líquidos o más gaseosos.
En
la siguiente figura, se muestra una clasificación propuesta:
Figura 6.- Una clasificación propuesta de querógenos.
Dependiendo
del querógeno presente, la preferencia a generar Gas será determinante si por
ejemplo, el querógeno es de tipo III, derivado de materia orgánica No Marina
depositada cerca de áreas de drenaje más continental o terrígeno (figura 7).
Pero también puede generarse Gas de querógenos tipo II (Marinos) sólo que a una
madurez mayor y se tendría Gas Termogénico.
Figura 7.-Tipos de querógenos de acuerdo al tipo de
MO y al producto generado.
La fuente del querógeno
también es conocida de acuerdo a la descomposición de la materia orgánica como
querógeno sapropélico y querógeno húmico, siendo el último generador de
querógenos tipo III o generadores de Gas (figura 8).
Figura 8.-Tipos de querógenos de acuerdo al tipo de
MO.
Querógeno
sapropélico. El término sapropélico se refiere al producto obtenido de la
descomposición y la polimerización de la materia algácea y herbácea
principalmente, depositada en condiciones acuáticas con bajo contenido de
oxígeno atmosférico.
Querógeno
húmico. La palabra húmico se aplica al producto obtenido de la descomposición
de plantas terrestres superiores, depositadas en medios terrígenos con
abundante oxígeno atmosférico.
Este
Gas generado ya sea su origen dentro de estas litologías tipo lutitas con un
alto componente calcáreo o siliciclástico, quedará atrapado en los espacios
libres aunque sean de microporos a nanoporos y otro porcentaje quedará
adsorbido en la misma materia orgánica (figura 9).
Figura 9.-Esquema de nanoporos y moléculas de Gas en
lutitas (Tinker, 2011)
Para
tener en cuenta, en un sistema petrolero convencional y cumpliéndose estos
conceptos, se tendría una roca madre o fuente generadora de Gas, en el cual
éste migraría hacia las rocas yacimientos, Sin embargo, debemos preguntarnos si
en el tiempo reciente, ¿aún estas rocas generan y por qué lo hacen? Si en
principio, todo el HC migró, entonces una explicación para dar cabida a los sistemas
petroleros no convencionales es que un proceso se detuvo y siempre corresponde
a la migración, es decir, se detuvo su camino a las rocas yacimiento o lo que
se entiende como migración secundaria, pero entonces cómo entender que en las
rocas yacimientos hay HC ya sean líquidos con Gas o sólo Gas?, si fue la misma
roca madre o fuente la generadora de éstos? ¿Qué sucedió luego? ¿Por qué la
roca madre o fuente sigue con potencial? Y es allí donde entra entonces la
observación e investigación de las lutitas o shales y la evaluación de las
mismas como posibles recursos explotables. Una de las respuestas propuestas es
que el querógeno y el bitumen remanentes siguen siendo craqueados y generando, y
son los responsables de que aún sean rocas madres o fuentes en el tiempo
reciente, tengan potencial In Situ. De allí la importancia de realizar dentro
de los estudios geoquímicos, la pirólisis y obtener e interpretar los picos S1:
HC generados; S2: HC a generar, entre otros, así como también la cantidad de
materia orgánica o medición del carbono orgánico total (COT), en la roca madre
o fuente.
Figura 10.- Resultado
del proceso de pirólisis. Referencia: Vinci Technologies S.A. en cortesía a “La
geoquímica básica del petróleo para la evaluación de las rocas generadoras”.
Definición de potencial en los YNC
tipo Shale Gas
Así
como se mencionó en el párrafo anterior, se define un yacimiento tipo shale, inicialmente
como un todo, luego al realizar las interpretaciones, se puede definir la
ventana de generación y así establecer si los HC serían líquidos y/o Gas y
delimitarlos. Para ello se determinan los siguientes parámetros:
1)
Cantidad a
través del carbono orgánico total (COT);
2)
Calidad Tipo de querógeno y
3)
Madurez (Temperatura Máxima del pico de S2, %
Reflectancia de Vitrinita)
Adicionalmente
se necesita conocer:
1) Volumen del Gas
2) Isoterma de Langmuir
3) Registros eléctricos convencionales
Existen
4 propiedades que representan las características de los yacimientos de SHALE
GAS: el contenido de COT (carbono orgánico total) es mayor a 2%, el Ro
(porcentaje de vitrinita) se encuentra entre 1,2 a 1,7%, el tipo de gas
generado, que almacenado puede ser de origen Biogénico o Termogénico y la
permeabilidad de la matriz (K) es muy baja.
Este
gas puede almacenarse intersticialmente en los espacios porosos, entre los
granos de la roca o en las fracturas de las lutitas, o ser adsorbido en la
superficie de los componentes orgánicos contenidos en éste (5).
Gas in situ= gas adsorbido + gas intersticial
La isoterma de Langmuir fue
desarrollada para describir el equilibrio del gas que se encuentra retenido en
los poros y en el componente orgánico (querógeno) a temperatura constante.
Luego:
• Corrección de datos
en función de temperatura.
• Cálculo del
contenido de gas (Cg) en función del COT derivado de registros y de núcleo.
• El gas libre es
calculado a partir de los valores de la porosidad efectiva y de saturación de
gas derivados de los registros eléctricos.
Algunos
valores de COT sugeridos como valores de potencial para definir una roca madre
o fuente como un YNC:
Figura 11.- Valores
de COT.
Entonces
tendríamos lutitas como potenciales YNC si valoramos un COT en ellas entre 2 a
11 % y en calizas entre 4 a 18%. Siguiente paso es saber qué tipo de querógeno
o la calidad de la generación: allí pues con técnicas de pirólisis y
determinando los índices de hidrógeno y oxígeno respectivamente a través de la realización
del diagrama de Van Krevelen (1984) y su evolución, permite evaluar la calidad
de los HC (figura 12).
En
la gráfica de Van Krevelen se puede notar también que:
·
Los querógenos
Tipo I poseen un HI alto y un OI bajo.
·
Los querógenos
Tipo III se caracterizan por exhibir un HI bajo.
·
Los querógenos
con II poseen un OI alto.
Figura 12.- Diagrama
de Van Krevelen modificado. Evolución del Querógeno (Kevin McCarthy / Katherine
Rojas Houston, 2011).
Con
respecto a la madurez, se tiene tanto la obtención de la temperatura máxima del
pico S2 y el porcentaje de reflectancia de vitrinita como principales parámetros
determinantes de la madurez. Si se tuvo un querógeno tipo II, principalmente
Marino y generador de líquidos, entonces los parámetros de madurez permiten
inferir el avance de la misma y si ya estaría generando por ejemplo Gas.
Una
vez determinados estos parámetros geoquímicos, se procede a evaluar su volumen
o el GOES, sin embargo existen otras evaluaciones anteriores que permiten
definir los mejores intervalos dentro de la roca madre o fuente que ha sido
evaluada como una potencial lutita o YNC, siendo determinado Gas como HC
generador, y son los llamados “Sweet Spots” que junto a los parámetros geomecánicos
como los esfuerzos e índice de fragilidad permiten realizar mejores
estimaciones del volumen de yacimiento estimulado y optimizar el potencial del
pozo que vaya a ser perforado y luego fracturado.
En
otras próximas entregas, estaremos abordando otros puntos importantes que
siguen el flujograma de trabajo para evaluar lutitas como YNC tipo shale Gas.
Referencias Bibliográficas:
1.-
ANH (2012). Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos- CUENCA
VALLE MEDIO DEL MAGDALENA. Págs. 21-23
2.-
Aiza, Sergio Javier y Álvarez Ulloa, Mauricio Alejandro (2019). “Ecuación de
Balance de Materiales para Shale Gas. Uso predictivo para evaluar el
comportamiento de pozos fracturados”. PROYECTO INTEGRADOR PROFESIONAL DE GRADO INGENIERÍA
EN PETRÓLEO. Facultad de Ingeniera, Universidad del Comahue.
3.-
López, Liliana (2013). Biomarcadores. Aplicaciones en la Geoquímica del Petróleo.
4.- OilField Review. Volumen
23. no 2.
5.-
Alexander, Tom. (2012). “La revolución del Gas de lutitas”, Schlumberger.
Otras
bibliografías citadas:
Eglinton,
G. y Calvin, M. 1967. Chemical fossils. Scientific American. 216. 32-43
Halliburton 2011.
Hunt, J.M. 1995. Petroleum
Geochemistry and Geology. W. H. Freeman. New York, Second Edition, 743 p.
Killops, S. y Killops, V.
2005. Introduction to Organic Geochemistry. Blackwell Publishing. USA, 393 p.
Mackenzie, A.S. 1984. Application
of biological merkers in petroleum geochemistry. Advances in Petroleum Geochemistry.
Edited by Brooks, J and Werlte, D. H. Academic Press. London. V1. 115-214.
McCarthy, Kevin y Rojas, Katherine.
2011. La geoquímica básica
del petróleo para Oilfield Review. Houston
Peters, K. E.; Walters, C.C,
and Moldowan, J. M. 2005. The Biomarker Guide. Biomarkers and Isotopes in the
Enviroment and Human History. Cambridge University Press, Cambridge, 471 p.
Philip, R. P. y Oung, J.
1988. Biomarkers. Analytical Chemistry. 60: 887A-896A.
Seifer,W.
y Moldowan, J. M. 1981. Paleoreconstruction by biological markers. Geochimica
et Cosmochimica ACTA. 45: 783-793.
Tinker. 2011.
Tissot, B. P.y Welte, D. H.
1984. Petroleum Formation and Ocurrence. Springer-Verlag, New York. Second
Edition, 699p.
