Geociencias en la exploración de hidrocarburos

Existe gran interés en investigar shale oil y shale gas (lutitas petrolíferas y gasíferas), en cuencas geológicas de Europa, puesto que algunas de ellas ofrecen buenas perspectivas para la exploración y producción de fluidos, especialmente en países como Polonia y otros que mantienen casi la mitad de los recursos hidrocarburíferos estimados en Europa. Si el uso de estos recursos se vuelve una realidad, la dependencia de energéticos de la Unión Europea, del Oriente Medio, se podría reducir considerablemente.

La explotación del shale gas no convencional en Europa y EEUU podría cambiar el mercado energético debido a que varios países cuentan potencialmente con petróleo y gas no convencional. El procedimiento para producir petróleo no convencional requiere de la realización de perforaciones verticales hasta alcanzar la formación potencialmente productiva, a partir de allí se efectúa la perforación horizontal (casi paralela a dicha formación), para tener una superficie de contacto ideal y una longitud aproximada de dos a tres kilómetros.

Seguidamente se da inicio al fracturamiento hidráulico de la roca con el objetivo de crear mayor fracturamiento. Para este efecto se utiliza una mezcla de agua y arena y productos químicos, dicha mezcla contiene además partículas sintéticas de cerámica como agente de sustentación resistente a la presión, además activa al petróleo para alcanzar la superficie y también mantiene separadas las fracturas permitiendo el flujo del petróleo. Cuando finaliza esta operación se saca la mezcla fuera del pozo para ser analizada en superficie evitando la polución y el contacto con agua fresca. Estas aguas pueden ser reutilizadas en nuevas operaciones.

Según el IGME (Instituto Geológico y Minero de España) la composición del fluido que va a fracturar la roca está entre 95% a 98% de agua, menos del 5% de arena y menos del 1% de productos químicos.

Sobre estos productos, las compañías que las usan no publican, tal vez porque su composición y uso en mayores porcentajes pueda influir en el medio ambiente. Lo cierto es que cuanto mayor es el fracturamiento en rocas lutíticas, mayor es la producción de porosidad secundaria, lo cual permite una mayor concentración de fluidos y consecuentemente la producción es máxima.
Polonia ocupa el primer lugar en la prospección de shale gas, sin embargo, se conoce poco acerca de reservas probadas.

Desde el 2007, las licencias de exploración para la búsqueda de depósitos de hidrocarburos no convencionales fueron garantizadas por el Ministerio del Medio Ambiente. Las mencionadas licencias se refieren a la prospección de shale gas, tight gas (gas comprimido en areniscas) y shale oil y a veces juntamente con recursos hidrocarburíferos convencionales.

Con respecto a la presencia del shale gas en algunas áreas prospectivas que se encuentran en el continente, específicamente en el cinturón dorado en formaciones prospectivas, desde el Cámbrico hasta el Silúrico inferíor, fueron determinadas por el contenido orgánico total (TOC), mayor al 2% y una madurez térmica que corresponde a la ventana del gas, evaluado sobre la base de datos y testigos de pozos antiguos.

En uno de los pozos perforados en la parte noroeste de dicho país, la producción fue de 20.000 metros cúbicos por día.

Con relación a la evaluación de reservas se estima que podría ser hasta 48 Bm3, (billones de metros cúbicos) (USGS 2012). (Servicio Geológico de EEUU).

Actualmente reservas viables probadas económicamente dependen de la disponibilidad y desarrollo de perforaciones y tecnología de fracturamiento. Sin embargo, estimaciones basadas en metodologías del USGS asumen que el rango más probable de reservas de lutitas de gas estaría entre 346 y 768 Bm3, dependiendo del área de la cuenca considerada.
Estonia fue el productor más grande de lutitas petrolíferas hasta el 2007, utilizando para ello la combustión interna vertical de retortas, donde se ha aplicado una unidad de transporte de calor, habiéndose producido 500000 toneladas de shale oil anualmente, de una tonelada de shale oil, se obtuvo de 100 a 200 litros de petróleo.

La demanda de shale oil en Estonia y en los mercados externos hizo que se incrementara la producción en el 2011.

En ese mismo año, 18.7 millones toneladas de shale oil se han producido, de tal manera que la demanda en Estonia y los mercados externos se incrementó y por tanto tres cuartas partes de su producción fue exportada a los países vecinos
En Israel existen más de 25 depósitos de shale oil in situ, donde los recursos estimados en la cuenca de Schfela es de cerca de 150 mil millones de barriles de petróleo, de los cuales solamente del área autorizada de Schfela se tendría 40 mil millones de barriles in situ.

Las condiciones geológicas de estos depósitos son únicas tales como: dimensión de las cuencas, alta calidad de shale oil, de edad cretácica superior, profundidad y el aislamiento de acuíferos.

El proceso de conversión in situ habilita la extracción de petróleo del shale oil in situ, lo que tecnológicamente es viable, porque involucra el calentamiento de pozos de perforación dentro del shale oil, in situ.

Este proyecto está dirigido por la Industria y la Academia de Ciencias, el cual incluye la exploración geológica de 238 Km cuadrados, en la región austral de Schfela, cuyas metas son demostrar que el proceso de conversión in situ es tecnológicamente factible y económicamente viable. El ICP (proceso de conversión in situ) implica calentamiento del shale oil a través de la perforación, para elevar la temperatura y convertir al kerogeno en fracciones de hidrocarburo liviano.

En Bolivia se han realizado varios estudios geológicos durante la búsqueda de hidrocarburos en el norte del subandino, habiéndose enfatizado dichos estudios en zonas donde existen manifestaciones de petróleo, algunos de ellos se encuentran ubicados a lo largo del río Tuichi, serranías del Bala y la zona del río San Juanito, en cada uno de estos lugares las apariciones de petróleo geológicamente son similares.

Las formas de presentación indican que estratigráficamente los posibles reservorios principales estarían en rocas de edad devónica (formaciones Tequeje y Tomachi), caracterizadas litológicamente por presentar una intercalación de estratos de lutitas y areniscas, en las que predomina la estratificación fina de lutitas y areniscas con espesores que oscilan entre cinco milímetros a dos decímetros y eventualmente por encima de estas dimensiones.

Estructuralmente dichos estratos se encuentran altamente fracturados, presentando juegos de diaclasas interconectados con los planos de separación entre estrato y estrato y asociados a fallamientos regionales.

Estas características geológicas hacen ver que se trata de lutitas con pequeñísimos poros y con baja permeabilidad, las cuales pueden formar al mismo tiempo roca madre y roca reservorio, preferentemente en rocas devónicas pertenecientes a las formaciones Tequeje y Tomachi, depositadas en ambientes marinos, en sub cuencas anóxicas. Las lutitas que forman estratos tienen baja permeabilidad y están saturadas en petróleo.

Estas formaciones al ser heterogéneas presentan una arquitectura estratigráfica compleja donde tienen mucho que ver los cambios físicos químicos y biológicos, principalmente este último. Por tanto, una producción de petróleo en volúmenes comerciales requerirán de la aplicación de técnicas de fracturamiento de rocas.

Los avances tecnológicos sobre una perforación horizontal y simulación de perforación por fracturamiento hidráulico dan a lugar a una ventajosa producción de petróleo no convencional.

La necesidad de contar con mayores recursos hidrocarburíferos permitirá incentivar, además, la exploración de hidrocarburos en formaciones conocidas como rocas madres del subandino sur, tales como, las formaciones los Monos e Icla de edad devónica, las cuales se consideran como fuente de origen principalmente del gas que se encuentra en la formación Huamampampa del subandino sur, aplicando tecnologías como ser : el fracturamiento hidráulico en rocas pelíticas con pequeñísima porosidad y baja permeabilidad, saturadas en gas.

Autor: Ing. Ángel Escobar Díaz

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