Definición de YNC tipo Shale Gas

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.

 Ing. Eliana Alvarado

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.