En esta oportunidad Alvarado Consultores Profesionales CA, le trae otro tema interesante y de gran importancia para la industria desde el punto de vista de retos tecnológicos de evaluación y extracción, yacimientos en litologías que hasta hace un tiempo conocíamos como ser elementos de sello en el entrampamiento de hidrocarburos en estructuras que se conocían como convencionales. Ahora este tipo de formaciones muy bien estudiadas como rocas fuente o madre, tienen otro potencial como yacimientos. Pero antes de comenzar a explorar sobre el mundo de los yacimientos no convencionales que por su litología se clasifican como SHALE, identifiquemos bien que son yacimientos convencionales y no convencionales, en qué se diferencian de acuerdo al criterio de varios autores.
Los
yacimientos convencionales son todos aquellos yacimientos que pueden ser
producidos a tasas económicas de flujo y que producirán volúmenes rentables de
hidrocarburos sin tratamientos mayores de estimulación, procesos especiales de
recuperación o el uso de tecnología de punta; por el contrario, los yacimientos
no convencionales son todos aquellos que no producen a tasas económicas de
flujo y que no podrán ser producidos rentablemente sin la aplicación de
tratamientos intensivos de estimulación, fracturamiento y recuperación
(Holditch, 2003; Naik, 2006).
Los
primeros ocurren como acumulaciones discretas en trampas estratigráficas y/o
estructurales, mientras que los segundos se presentan como acumulaciones
predominantemente regionales, extensas, la mayoría de las veces independientes
de trampas estratigráficas o estructurales (Law & Curtis, 2002).
Los
yacimientos convencionales generalmente presentan buenas porosidades y
moderadas a buenas permeabilidades, son fáciles de desarrollar y se les asocian
reservas limitadas, explotables en muy pocos años. Los yacimientos no
convencionales en bajas porosidades y permeabilidades y pobres propiedades
petrofísicas. Su desarrollo requiere de alta tecnología, se les asocian muchas
reservas y son capaces de producir por varias décadas. Los YNC típicos
incluyen: arenas apretadas de gas (Tight gas), carbonatos apretados, gas de
capas de carbón, hidrocarburos de carbonatos y/o areniscas naturalmente
fracturadas, arenas bituminosas, petróleo pesado, gas de lutitas o rocas madres
e hidratos de gas. Se ha visto que estos recursos no convencionales pueden
producir por períodos largos, con bajo riesgo y mejores pronósticos de
producción.
Existen
cuatro etapas en la exploración de oportunidades no convencionales:
exploración, evaluación, desarrollo y declinación. Una evaluación adecuada,
incluyendo la identificación y gerencia de riesgos, requiere una decisión
enfocada, integrada y una evaluación multidisciplinaria a través de las cuatro
etapas (1).
En
la figura 1, se puede apreciar el triángulo de recursos propuesto por Holtdich
(2004), donde además de las características antes mencionadas, la complejidad
radica en un término económico en su recuperación.
Figura 1.- De acuerdo al triángulo de recursos propuesto por Holtdich (2004), los
yacimientos de acuerdo al tipo de acumulación, contenido de fluido y facilidad
de extracción, se clasifican en yacimientos convencionales y no convencionales.
Los
recursos de hidrocarburos, en la naturaleza, son típicamente clasificados en
dos categorías: convencionales y no convencionales (2).
Normalmente
los hidrocarburos convencionales se encuentran en yacimientos con permeabilidades
mayores de 1 milidarcy (mD), y pueden ser extraídos a través de técnicas tradicionales.
La gran mayoría de la producción mundial de hidrocarburos es de tipo convencional,
y es relativamente fácil y barato extraerlos.
Otra
de las características de este tipo de acumulación es que son hidrocarburos
migrados, es decir, no se encuentran en el lugar donde fueron generados, sino
que fueron expulsados de la roca generadora, y migraron a través de las rocas
transportadoras del sistema petrolero hasta un almacenador local asociado con
una trampa. De otra parte, las tasas de producción son medias a altas, sin
necesidad de ser estimulados.
Desde
el punto de vista del sistema petrolero:
En
un yacimiento convencional, están presentes los elementos: Roca de sobrecarga,
Roca sello, Roca yacimiento y Roca madre activa. Además de los procesos:
Generación, Migración, Acumulación y Retención; en sincronía o timing entre
ellos, se completa el sistema. Los hidrocarburos se encuentran finalmente
acumulados en rocas con porosidad y permeabilidad y dependerá de la madurez de
éstos, el tipo y calidad (crudo o gas) (Figura 2).
Figura 2.- Elementos y procesos de un sistema
petrolero.
En
contraste, los hidrocarburos no convencionales son hallados en yacimientos con
relativas bajas permeabilidades (menos de 1 mD) y por lo tanto no pueden ser
extraídos por métodos tradicionales. La mayoría son hidrocarburos no migrados
(asociados a: lutitas, carbones o hidratos de metano), o de migración muy
corta, dentro de la misma roca generadora. La mayoría no requiere de una
trampa, con excepción de los hidrocarburos asociados con areniscas apretadas
(tight sands). Las tasas de producción son bajas a muy bajas, y dada la baja
permeabilidad de estos yacimientos, para ser desarrollados, requieren la
aplicación de técnicas especiales, que incluyen perforación horizontal y la
estimulación a través de fracturamiento, con el fin de ser producidos
comercialmente e igualmente se incluye como no convencionales los yacimientos
de petróleo extra-pesado (extra heavy oil), como lo propone Holtdich (2004). (2)
En
el caso del hidrocarburo (metano) asociado al carbón (Coalbed methane/CBM),
también se llama, en la literatura inglesa: coal seam gas (CSG)/gas de vetas de
carbón o coal mine methane (CMM)/ metano de minas de carbón, es producido a
partir de la materia orgánica que compone el carbón.
En
cuanto a los hidratos de metano, entre otros autores, según Dillon William
(1992), son acumulaciones, entre otros, de este tipo de gas, que se forman en
medio marino, ya que el metano, que resulta de la descomposición de
microorganismos vivientes en el agua, reacciona con el agua a punto de
congelarse, y queda atrapado en estructuras de hielo, que se mantienen estables
a bajas temperaturas y altas presiones. Estos recursos constituyen una alternativa
energética mundial, que se estima duplica los convencionales actualmente conocidos.
Se localizan en dos ambientes geológicos y geográficos primarios: áreas de
aguas profundas, en el talud continental, y en las regiones polares. Hasta la
fecha, su explotación comercial está limitada a superar desafíos tecnológicos y
ambientales.
De
otra parte, en ingeniería, muchas veces se tiende a incluir en yacimientos de
hidrocarburos no convencionales el llamado gas apretado (tight gas), incluyendo
cuatro fuentes: areniscas y carbonatos de baja permeabilidad, mantos de carbón
y lutitas (Figura 3).
Figura 3.- Tipos de yacimientos no convencionales
relacionados con GAS.
Cuando
se habla de hidrocarburos (gas y petróleo) asociados a lutitas (shale gas y shale
oil) se refiere a hidrocarburos encontrados en este tipo de roca, de grano muy fino,
rico en materia orgánica. Una estricta definición de lutita, es cualquier roca
laminada, fisible, dura (consolidada) con >67% de material de tamaño arcilla
(<0, 002 mm) o limo (0,002 - 0,006 mm). Como se sabe, las lutitas son
depositadas en ambientes de baja energía donde las partículas de arcilla o limo
se encuentran en suspensión. Otra característica de las lutitas son las laminaciones
(<1mm), típicamente paralelas a la estratificación. Estas laminaciones, que
se deben a la orientación paralela preferencial de los minerales de arcilla, se
desarrollan durante la compactación y frecuentemente hacen la roca fisible. Si
la roca tiene granos de tamaño arcilla o limo, pero no presenta laminaciones no
se clasifica como lutita, sino como arcillolita o limolita.
En
el caso de los hidrocarburos asociados a lutitas, el almacenador, es el mismo
elemento roca generadora o fuente del sistema petrolero que no ha liberado o
expulsado todo el hidrocarburo en ella generado a partir de la transformación
primaria de la materia orgánica por temperatura; segundo por el fraccionamiento
termogénico hidrocarburo ya generado, o por la degradación biogénica de la
materia orgánica. De hecho las rocas madres o fuente que son apretadas e
ineficientes para la expulsión de hidrocarburos, representan los mejores prospectos
como potencial de hidrocarburos asociados a ellas (2).
Algunas
definiciones cambian con el tiempo. Las profundidades que corresponden a aguas
profundas para el petróleo y el gas se han incrementado en tiempo a medida que se
han mejorado las tecnologías y las capacidades (3).
De
manera similar, la definición de petróleo ajustado ha cambiado, al igual que el
significado de no convencional en relación con los yacimientos.
Los
yacimientos convencionales se pueden desarrollar con pozos verticales y no
necesitan una gran estimulación de fracturas hidráulicas. Si se usa, el sistema
hidráulico de un pozo convencional, el tratamiento de fracturamiento suele ser
inferior a 100 pies de longitud y tiene un costo inferior al 10% del total del
pozo costos. Utilización de pozos horizontales en yacimientos convencionales puede
mejorar significativamente este rendimiento.
Los
yacimientos no convencionales requieren largos (3,000 a 10,000 ft.) pozos
horizontales con docenas de etapas de fracturas hidráulicas para la producción
comercial. La proximidad de las etapas de fracturas da como resultado la
interferencia de la tensión y cierto grado de mejora en la matriz de baja permeabilidad.
Esto surge de múltiples mecanismos que puede incluir el deslizamiento de
fracturas con estrés crítico, movimiento a lo largo de fallas que se deslizan
lentamente, y complejas geometrías de fractura hidráulica (3).
Resumen:
Los
yacimientos no convencionales (YNC) a la cual dedicaremos nuestra atención
serán a los de tipo Shale Gas. Cada vez se hacen más importantes debido a su
potencial y complemento en la producción de gas y reservas. Si, son complejos
de producir, no sólo por la aplicación de la estimulación hidráulica sino en su
caracterización estática y dinámica, acá vamos a tratar otros enfoques que
abordan otros puntos de la ingeniería de yacimientos y entender desde el punto
de vista de la geoquímica y geomecánica, como se integran a la evaluación de
estos YNC.
Se
conocen en todo el mundo donde se encuentran este tipo de YNC tipo Shale Gas,
sus reservas técnicamente recuperables (Figura 4) y es de esperarse si cada
región es conocedora de sus rocas madres o fuentes de sus sistemas petroleros,
es sólo cuestión de girar el enfoque y comenzar a evaluarlas como potenciales
recursos para su explotación. Un gran punto de partida es justamente conocer
sus características geoquímicas que de seguro se tienen evaluadas, es sólo cuestión
de partir de allí y dar el primer paso.
Figura 4.- Principales YNC tipo shale gas y petróleo
en el mundo.
En
Venezuela y con larga tradición petrolera tanto en exploración, explotación,
desarrollo y producción, se tiene también amplio conocimiento de sus rocas
madres o fuentes, desde el punto de vista de la geoquímica del petróleo.
Universidades, industria y colaboradores han llevado una extraordinaria tarea
de investigar y evaluar a nuestras rocas generadoras, siendo entre las más
reconocidas la formación La Luna en la cuenca del Lago de Maracaibo y Querecual
en la cuenca Oriental de Venezuela. Ambas con amplios estudios sobre su
potencial, incluso en recientes estudios como el de Molina, A., et al., (2012) (4),
donde se hizo una evaluación de las principales lutitas gasíferas de Venezuela
e hizo mención a la formación La Luna y su potencial como un YNC tipo Shale
Gas.
Nuestra
intención primeramente es mostrar paso a paso aspectos de estudio que deben ser
considerados al momento de enfocar una roca generadora como posible YNC, los
cuales serán abordados en las próximas entregas.
Referencias Bibliográficas:
1.-
Porras, J. et. al., (2006). Yacimientos No Convencionales en el Campo La
Concepción, Cuenca de Maracaibo. XIII Congreso Venezolano de Geofísica. https://www.researchgate.net/publication/305725611
2.-
ANH (2012). Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos- CUENCA
VALLE MEDIO DEL MAGDALENA. Págs. 21-23
3.- Ahmed, et. al., (2016).
Unconventional oil and gas resources. Explotaiton and Development, with a
foreword by Professor Stephen Holditch. Baker
Hughes.
4.-
Molina, A.; Llavaneras, A.; Contreras, A.; Medina, J.; Alvarado, J.; Méndez, J.
y Escandón, L. (2012). Estudio de formaciones lutiticas como Reservorios No
Convencionales de Gas Natural. Cuenca del Lago de Maracaibo. PDVSA report.
Maracaibo, Venezuela
