Yacimientos Convencionales y No-Convencionales

El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables formada por

una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos

de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo (acumulación de plancton marino) o en depósitos

de carbón.

Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se saca, está compuesto

principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 o 95 %.

Características

En la figura se Muestra una sección en forma diagramática de la ocurrencia de los yacimientos no-convencionales y su relación con los convencionales. Implica que existe migración de hidrocarburos ascendente hacia los reservorios convencionales. Procedencia: Roberto Garcia-Solorzano.   Si hacemos una comparación básica de las diferencias y similitudes de estos dos tipos de yacimientos podríamos describir unos puntos muy básicos. Estos no son los únicos o todos los que se pueden considerar pero nos ayuda a entender sus diferencias. Algunas de estas características ya se han mencionado en publicaciones anteriores del blog.

ROCA FUENTE/MADRETodos los yacimientos ya sean convencionales o no-convencionales, necesitan roca fuente para que puedan acumular hidrocarburos. En los yacimientos no-convencionales la roca fuente y el reservorio son el mismo horizonte estratigráfico.

Trampas en yacimientos convencionales, pueden existir dentro de toda la extensión de la roca fuente de la cuenca y aún fuera de ella, sin embargo, en yacimientos no-

convencionales estaremos completamente limitados a donde se encuentra la distribución de la roca fuente y sobretodo supeditados mayormente a la calidad de la misma. 

RESERVORIOConvencionales: Obviamente el tipo de reservorio en estos yacimientos son las areniscas y carbonatos porosos ya sean con porosidad primaria o secundaria.

No-convencionales.  Podemos incluir las lutitas, margas, mantos de carbón (Figura – 1) y las areniscas y calizas que debido a su baja porosidad y permeabilidad entrarían en esta categoría.

Porosidad. Se acostumbraba a tomar la porosidad de 10% como límite de yacimientos que podrían ser explotables por medios convencionales de producción. Es decir, siempre con más de 10% se considera convencional. Esta cifra es una guía y no un valor absoluto. Sin embargo, si podemos decir que la gran mayoría de yacimientos no-convencionales tienen mucho menos del 10% de porosidad.  

Permeabilidad.  Las lutitas por naturaleza son rocas porosas pero sus poros no están intercomunicados, a no ser que estén fracturadas o se fracturen artificialmente. Por lo tanto, son de muy baja permeabilidad. En reservorios convencionales la permeabilidad se puede encontrar arriba de los 100 mD (Mili Darcy) pero en los no-convencionales puede ser menor de 0.1 mD. Frecuentemente el rango puede ser en nanodarys. 

TRAMPALas trampas en reservorios convencionales son críticas para su éxito, necesitamos una trampa estructural (anticlinal, bloque fallado, etc.), estratigráfica (truncación o acuñamiento) o combinada para poder almacenar los hidrocarburos (Figura – 1). Por el contrario, en los no-convencionales el gas esta embebido en los poros y en la matriz y por consiguiente, la trampa en el sentido clásico no aplica. Naturalmente, dentro del área prospectiva de los yacimientos no-convencionales hay que identificar los trenes o áreas más apropiados (“sweet spots”) para su explotación. 

Extensión de la trampa. La extensión física de la trampa es por supuesto más grande en los no-convencionales que en los convencionales.

SELLOEn yacimientos convencionales necesitamos una roca sello para impedir el escape de los hidrocarburos (figura – 1). En los no-convencionales la roca reservorio de hecho es un sello pero con hidrocarburos embebidos que no podrán salir al menos que los estimulemos de alguna forma como produciendo fracturamientos hidráulicos (Fracking).

MIGRACIÓN

La migración y el tiempo de ella pueden ser claves en yacimientos convencionales para su comercialidad. Muchas veces se encuentran yacimientos comerciales a mucha distancia de la roca fuente debido a migración de los hidrocarburos (Figura – 1).

En yacimientos no-convencionales la migración ya no es tan importante o no se considera. Estos yacimientos los encontramos directamente en la roca fuente, es decir, no consideramos migración a distancia para los yacimientos no-convencionales.  

PRESIÓN DE POROMuchos de los yacimientos más grandes del mundo localizados en rocas convencionales se encuentran en ambientes de presiones poro normales (Prudhoe Bay, Cantarell, Ghawar, etc.). Sin embargo cuando se trata de yacimientos no-convencionales ellos muchas veces los relacionamos con la presencia de espesas secciones de arcillas/lutitas, bajo presiones anormales, en las partes más profundas de las cuencas hidrocarburíferas (figura – 1).

GEOQUÍMICAMuchos de los valores y datos geoquímicos aplican para ambos tipos de yacimientos. Sin embargo, en yacimientos convencionales podemos tener campos de hidrocarburos comerciales en rocas inmaduras debido a la migración de los mismos. En yacimientos no-convencionales la sección que produce debe tener la madurez y contenido de materia orgánica apropiada para el tipo de gas o gas húmedo si fuera el caso. 

EXPLOTACIÓNYacimientos convencionales generalmente pueden presentar varios niveles de contactos de agua ya sean de petróleo-agua o de gas-agua. Estos yacimientos también pueden producir algo de agua y con el tiempo a medida que tienen más madurez, la producción el agua aumenta y en muchos casos significativamente. En yacimientos no-convencionales, generalmente, hay una muy reducida producción de agua o ninguna.

En yacimientos convencionales tenemos varios estados de recobro, primario, secundario y aun terciario. En yacimientos no-convencionales no hay fases de recobro ellos no producen al menos que se los estimule y fracturen hidráulicamente (Fracking) para que desarrollen permeabilidad. En yacimientos convencionales la producción diaria puede ser muy superior a los no-convencionales. 

POZOSEn los yacimientos convencionales se perforan pozos mayormente verticales y muchos desviados para utilizar el mismo sitio de perforación lo cual da muchas ventajas. Se han perforado pozos horizontales en convencionales. Sin embargo, en los yacimientos no-convencionales la mayoría de los pozos son horizontales dentro del objetivo. 

DECLINACIÓN

La declinación o agotamiento de los yacimientos no-convencionales puede ser muy precipitada con relación a los convencionales. Los pozos de gas de yacimientos convencionales declinan cerca del 20% por año. Sin embargo, los pozos de gas de yacimientos no-convencionales declinan muchas veces alrededor de 35% anualmente. Por este motivo hay que perforar en proporción más pozos que en los yacimientos convencionales. Lógicamente el área de drenaje de los no-convencionales es mucho menor.  

RESERVAS/RECURSOSEn cálculo de reservas en yacimientos convencionales, aunque no es una ciencia exacta, ya tenemos mucha información histórica del comportamiento de estos yacimientos y por consiguiente, conocemos los factores de recobro/riqueza de muchos tipos de reservorios. Hay yacimientos convencionales que han producido por más de 30-40 años y esto nos da un gran conocimiento de su comportamiento para aplicarlo a nuevos yacimientos.

En el caso de yacimientos no-convencionales nuestra experiencia se remonta a un poco más de cuatro años produciendo en forma masiva. Muchos de los cálculos se hacen usando extrapolaciones hiperbólicas y se asumen recursos como reservas e indiscriminadamente se habla de los dos términos como sinónimos lo cual dista mucho de la realidad. En yacimientos no-convencionales si no se continúa con un plan agresivo de perforación de pozos para mantener la producción esta bajará inexorablemente a corto tiempo.

PRODUCTIVIDADLos yacimientos no-convencionales, en general, distan mucho en productividad diaria de los convencionales. En el caso de uno de los yacimientos que actualmente se compara o se usa como base, el Bakken, localizado en el Estado de Dakota del Norte en USA, tiene una productividad promedio por pozo de 140 BOPD. Para mantener este promedio se han perforado alrededor de 5000 pozos (más información).

En el caso de los yacimientos del Eagle Fort en Texas, hay pozos que tienen una producción de gas que llega a los 15MMCFGD (quince millones de pies cúbicos por día). Ya para finales del 2012 el Eagle Fort producía alrededor de 300,000 BOPD y se han perforado unos 3,000 pozos. Este yacimiento solo producía unos 12,000 BOPD en el 2010 (más información).

En yacimientos convencionales de buena permeabilidad y espesor las producciones llegan fácilmente a 80 a 100MMCFGD y por tanto la producción y explotación se hace con mucho menos pozos.

En cuencas muy maduras en la explotación de yacimientos convencionales los campos que se descubren actualmente son muchas veces de producciones bajas debido a que las

trampas son pequeñas y los espesores del reservorio no son considerables. Pozos en estas pequeñas  trampas se asemejan a la producción de los no-convencionales.  

COSTOSLos costos de perforación asumiendo que se perfore solamente en tierra son más o menos iguales en ambos tipos de reservorios. Sin embargo, en los yacimientos no-convencionales los costos aumentan bastante debido a las fracturaciones hidráulicas. En un pozo de $9MM de dólares del Eagle Fort, el completamiento del pozo es el 60% del costo lo cual incluye la fracturación, la cual es aproximadamente un 45% (más información).

No consideramos yacimientos no-convencionales en el mar. En yacimientos convencionales los costos de las operaciones de perforación, explotación y producción son supremamente altos en el ambiente de aguas profundas. Este es el caso de las aguas profundas del Golfo de México o de Brasil, donde Petrobras tiene que invertir cerca de 237 billones de dólares para el desarrollo de los campos de aguas profundas (más información).

RIESGO GEOLÓGICOSi nos referimos al riesgo geológico de encontrar hidrocarburos en donde al menos se haga una prueba y fluya algo de hidrocarburos, podríamos decir que es muy bajo en los yacimientos no-convencionales, puesto que la roca fuente generalmente tiene hidrocarburos embebidos en los poros. En algunas ocasiones en yacimientos convencionales podemos encontrar las rocas del reservorio completamente lavadas, lo que llamamos pozos secos.

Una de las características de las cuencas que hace muchos años las llamábamos “tight gas basins” (cuencas gasíferas sin permeabilidad) era la de que prácticamente la totalidad de los pozos perforados presentaban muestras de gas o probaban algo de gas.

Hoy en día estas cuencas (“tight gas basins”) no son más que las cuencas potenciales para yacimientos no-convencionales. Su comercialidad está supeditada a efectuar fracturamientos hidráulicos masivos en los pozos.  

En áreas de frontera e inexploradas, sin infraestructura va a ser muy prematuro pensar en la explotación de yacimientos no-convencionales, debido a los costos de desarrollar la infraestructura adecuada.

ESTRATEGIA Y HERRAMIENTASSiempre hemos usado herramientas de baja resolución para determinar extensión de cuencas tales como gravimetría y magnetometría. Sin embargo cuando tratamos de buscar áreas para perforar de yacimientos convencionales la sísmica es nuestra más confiable herramienta.

A pesar de que esencialmente la sísmica nos da la forma estructural también hemos avanzado en otros campos de su interpretación tales como la aplicación de anomalías de AVO o tratando de establecer detalles estratigráficos.

Por décadas hemos tratado de tener resolución en reservorios muy delgados pero sin mucho éxito. Para los reservorios no-convencionales tendremos que pensar en esquemas de como adquirir información que nos dé resolución adicional para el estudio de las lutitas.

Por primera vez después de explorar por décadas, la sísmica no nos indica donde perforar la trampa, cuando exploramos yacimientos no-convencionales. En muchos casos, la usamos para lo contrario o sea donde no perforar. Esencialmente muchas veces no queremos cruzar fallas cuando perforamos pozos horizontales.

Inicialmente la estrategia en una cuenca de yacimientos convencionales la sísmica nos localiza en áreas donde podríamos encontrar la trampa pero en yacimientos no-convencionales debido a que la configuración estructural no es la más crítica debemos tener acceso a áreas mucho más grandes.

Más que la sísmica el estudio geológico regional de la cuenca y las características físicas de la roca fuente como su composición y detalles geo-mecánicos como tipo de friabilidad y los parámetros de ingeniería son supremamente críticos para determinar las áreas mejores dentro del “play” del yacimiento no-convencional.

Algunas veces se usa micro-sísmica, esta es otra forma de adquisición de datos pasiva. Mayormente se usa cuando se están haciendo las fracturaciones hidráulicas, para tratar de detectar trenes de fracturación durante la inyección de fluidos.  

Los yacimientos no-convencionales son como una trampa estratigráfica gigantesca con saturación de hidrocarburos a varios niveles, donde hay que encontrar los puntos o áreas más propensos para lograr producción de hidrocarburos a partir de permeabilidad inducida por las fracturaciones hidráulicas.  

RESERVAS DE BOLIVIA

Bolivia ocupa el quinto lugar en reservas de shale gas

http://www.la-razon.com/index.php?_url=/economia/Bolivia-quinto-lugar-reservas-shale_0_1841215875.html

El país contaría con “aproximadamente 48 Trillones de Pies Cúbicos de este tipo de gas que puede ser recuperable con la tecnología actual disponible para estos yacimientos.

La Razón / Jimena Paredes / La Paz01:00 / 28 de mayo de 2013

Un informe elaborado por la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) indica que Bolivia ocupa el quinto lugar en Sudamérica con potencial de reservorios no convencionales (shale gas), después de Argentina, Brasil, Chile y Paraguay.

La información fue proporcionada a La Razón por el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, ante la consulta de si en Bolivia existían reservorios de gas no convencional, tomando en cuenta que el 6 de febrero de este año Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció el inicio de estudios preliminares para establecer el potencial de estas reservas en el país.

Según el informe de esa cartera de Estado, Bolivia contaría con “aproximadamente 48 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de este tipo de gas que puede ser recuperable con la tecnología actual disponible para estos yacimientos, supeditado a consideraciones económicas, ambientales y a normativas de los países que decidan incursionar en estos recursos”.

Este tipo de hidrocarburo se encuentra atrapado en rocas madre que están ubicadas a profundidades mayores que el gas natural y genera el gas “in situ”, las cuales se comportan como reservorios y sellos, señala el informe.

El gas en los reservorios no convencionales es almacenado en los espacios vacíos de fracturas naturales de la corteza, y deben ser estimulados para generar un reservorio artificial mediante fracturamiento hidráulico.

El documento añade que en el subsuelo boliviano las rocas madre de gas no convencional tendrían presencia en el Subandino norte, centro y sur; en la llanura Chaco beniana y en el Altiplano. En estas zonas estarían ubicados los más importantes “manaderos” (áreas con emanación de este tipo de hidrocarburos) (Ver infografía).

Reservorio. Una de las posibles reservas de shale gas no convencional estaría ubicada en la formación de la corteza terrestre denominada Los Monos. El 6 de febrero de 2013, el vicepresidente de Administración, Control y Fiscalización de la YPFB, Luis Alberto Sánchez, informó que la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos de la petrolera estatal contratará una empresa consultora para que ayude a direccionar o tener lineamientos e iniciar los estudios de shale gas.

“La Unidad de Geología y Geofísica ha sacado una carta instruyendo a todas las empresas (operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos saquen muestras de la formación Los Monos, que es una formación donde se presume hay shale gas para estudios posteriores”, indicó entonces. Sánchez argumentó que YPFB no cuenta con la tecnología para esta tarea y por ello están en la fase de análisis para explotar el shale gas.

El viceministro Eduardo Alarcón añadió que los estudios geoquímicos realizados mediante un convenio de cooperación entre YPFB y Orston-IFRSDC en los años 1994 y 1995 muestran una síntesis de más de 3.000 datos de muestras de roca, obtenidas de varios informes regionales y finales de pozos exploratorios estudiados por algunas compañías internacionales y organizaciones que trabajan en el país.

La autoridad consideró que la incursión en este rubro debe ser el resultado de una evaluación seria y responsable, en el que se identifique e investigue el sistema petrolero de shale gas para encaminar una posterior evaluación de potenciales reservas.

YPFB y YPF firmarán tres acuerdos, uno para shale gas

YPFB y YPF de Argentina firmarán en las próximas semanas tres convenios para la exploración de gas natural y shale gas, anunció el 23 de mayo en Santa Cruz el presidente de la petrolera estatal, Carlos Villegas Quiroga.

Villegas indicó que la petrolera estatal de la vecina nación está interesada en concretar un nuevo convenio de estudios para tres áreas de exploración y en el inicio de “inéditos estudios de shale gas en Bolivia, considerando la amplia experiencia argentina en el área”.

La firma para esos estudios debía llevarse a cabo el 23 de mayo en el III Congreso Gas & Petróleo,  pero el presidente de la petrolera argentina, Miguel Matías Galuccio, suspendió a última hora su viaje, por lo que se decidió aplazar la rúbrica en dos semanas más.

Datos sobre el shale gas y estudios

Presencia

Hay dos tipos de  reservorios no convencionales de gas y petróleo: los shale gas, presentes en formaciones lutiticas (arcillas compactas), y los tight gas, presentes en niveles arenosos laminados compactos.

Informe

A lo largo del  Subandino sur, centro y norte hay al menos 106 manaderos naturales de petróleo y gas, según YPFB.

DIFERENCIAS

PRODUCCION

El shale-gas (o gas de esquisto, cuyos reservorios merecen una explotación no convencional) puede ser de alta potencialidad económica en la muy poco explorada geología boliviana.

En Estados Unidos, por ejemplo, existen excelentes perspectivas para el desarrollo de esta industria en los años venideros, con tecnología y herramientas cada vez más modernas y costos de producción más reducidos, sin descuidar la producción tradicional de gas de reservorios convencionales. Muchos estudios se han realizado para cuantificar el beneficio económico que el gas de esquisto tiene para la economía estadounidense, altamente consumidora de (nuevas formas de) energía.

Las redes de discusión técnica especializada comentan sobre el análisis costo-beneficio y sobre los pros y contras de la floreciente industria de explotación del shale-gas. En estos foros se llega a la conclusión de que los beneficios del desarrollo continuo del gas de esquisto son enormes y que superan considerablemente incluso aquellos costos de contaminación y limpieza de subsuelos. Esta última apreciación surge a propósito de las críticas que hacen algunos ambientalistas que desestiman la producción de shale-gas por cuanto, según alegan, se utiliza una cantidad de agua demasiado grande en la fractura del subsuelo explorado.

Pero veamos algunos hechos: desde 2008, el precio nominal de gas natural (a partir del precio Henry Hub, en Luisiana) estuvo en un promedio de $us 7,97 por mil pies cúbicos. Para 2011, el precio promedio bajó a 3,95 porque, a la economía del gas de explotación denominado ‘tradicional’, ingresó el shale-gas. Si consideramos que el país del norte consume un promedio de 25,6 billones de pies cúbicos, la industria del shale-gas le significó un ahorro, en consumo de gas natural, de casi 103.000 millones al año. Para fines de 2012, la industria del shale-gas seguirá reduciendo precios del gas producido por vías tradicionales, alivianando aún más la economía norteamericana.

Esta maravilla económica surgió de una toma de iniciativa riesgosa: Estados Unidos, gran productor y gran consumidor de gas, no solo que pudo haberse abastecido de sus fuentes propias, sino también traer LNG (gas natural licuificado) de Catar, Australia e, incluso, Rusia. Pero optó por empujar la industria del shale-gas, cabalmente motivado por la baja oferta y preciso altos. Siendo que el precio promedio del gas natural ahora es de $us 5 por millón de pies cúbicos y el precio promedio del petróleo es de $us 100 por  barril, la economía y la eficiencia energética están empujando a utilizar más gas (y sus derivados de valor agregado) en la sociedad actual. La producción a escala, la reducción de costos y la visión de largo plazo influyen positivamente en la industria del gas natural de Estados Unidos, sociedad que está en permanente búsqueda de eficiencia y superación. Pero no deja de ser importante tener en cuenta que Bolivia –pese a sus pugnas políticas– está en los prolegómenos de establecer una nueva política energética que incluya, entre otros temas, la visión de establecer la industria del shale-gas para generar beneficios económicos de largo plazo y combatir la pobreza. Los beneficios son más que los costos. Si Bolivia oportunamente se sube al carro de países con mayor experiencia en negocios de industria de valor agregado de gas y exploración-producción de shale-gas tendremos buenas perspectivas de crecimiento económico a futuro.

http://www.eldeber.com.bo/vernotacolumnistas.php?id=120814220906

http://www.eldiario.net/noticias/2014/2014_06/nt140630/opinion.php?n=21&-el-shale-gas-en-la-economia-boliviana

Los negocios en energía (gas, petróleo) aún no empiezan.

El shale gas o gas de esquisto, cuyos reservorios merecen una explotación no

convencional, va a mover la economía del mundo para los próximos 100 años. ¡El gas

es un energético que aún no termina de mostrarnos todas sus bondades!

¿Qué es el shale gas?, es un gas natural “no convencional” depositado en yacimientos

geológicos no comunes, a mucha más profundidad de los actuales yacimientos, entre

rocas y arena denominadas “esquisto”; los petróleos más pesados y su exploración y

posterior explotación requieren de nueva tecnología y fuertes capitales. Forman parte

de un grupo de nuevos yacimientos para explotación: el shale gas (esquisto) -cuyas

características hemos mencionado-, el “Tight Gas” (gas “apretado” atrapado

geológicamente en areniscas de porosidad penetrable y en algunos tipos de reservorios

carbonatados) y el “Coalbed Gas” (gas producido del carbón).

Las redes de discusión técnica especializada comentan sobre el análisis costo-beneficio

y sobre pro y contra de la floreciente industria de explotación del shale-gas. En estos

foros se llega a la conclusión de que los beneficios del desarrollo continuo del gas de

esquisto son enormes y que superan considerablemente incluso aquellos costos de

contaminación y limpieza de subsuelos. Esta última apreciación surge a propósito de

las críticas que hacen algunos ambientalistas que desestiman la producción de shale-

gas por cuanto, según alegan, se utiliza una cantidad de agua demasiado grande en la

fractura del subsuelo explorado.

Para ejemplificar, Estados Unidos, gran productor y consumidor de gas, no sólo que

pudo haberse abastecido de sus fuentes propias, sino también traer LNG (gas natural

licuificado) de Qatar, Australia e, incluso, Rusia, pero optó por empujar la industria del

shale-gas, cabalmente motivado por la baja oferta y precios altos del gas convencional.

La producción a escala, reducción de costos y visión de largo plazo influyen

positivamente en la industria del gas natural de Estados Unidos, que está en

permanente búsqueda de eficiencia y superación.

No deja de ser importante tener en cuenta que Bolivia -pese a pugnas políticas- está en

los prolegómenos de establecer una nueva política energética que incluya, entre otros

temas, la visión de establecer la industria del shale-gas para generar beneficios

económicos de largo plazo y combatir la pobreza.

Los beneficios son más que los costos. Si Bolivia oportunamente se “sube al carro” de

países con mayor experiencia en negocios de industria de valor agregado de gas y

exploración-producción de shale-gas tendremos buenas perspectivas de crecimiento

económico a futuro.

Bolivia dará el salto junto con la industrialización del gas natural convencional en

productos derivados de valor agregado, y ahora aparece una nueva fórmula de

negocios para el país: exportar shale-gas, en su momento y cuando corresponda de

aquí unos años y cuando ya hayan arrancado -de manera paralela- los procesos

exploratorios de reservorios tanto convencionales cuanto los de shale-gas.

Sólo para graficar, los precios fluctuantes de entre 12-18 USD por millón de BTU

(unidad termal británica de poder calórico del gas) proyectados para la década 2015-

2025 nos abren este nuevo escenario. Europa y Asia van a requerir nuevos envíos de

gas (entre otros del no-convencional).

Bolivia tiene reservas de gas de estas características, obviamente en reservorios cuya

extracción es técnicamente diferente a los procesos de ingeniería tradicional y por

tanto más costosos -de momento- aunque en un futuro cercano cuando haya mejores

herramientas en el país el shale gas será tan rentable de explotar/explotar como el

convencional.

Como su explotación es de momento costosa en el país no se tiene proyectos concretos

de exploración ni cuantificación de reservas, por la relación coste-tecnología.

Reiteramos que esta relación será favorable en los próximos años, de haber hasta ese

momento un nuevo escenario planteado desde el Estado con una nueva ley que facilite

asociaciones con capitales multinacionales para este nuevo tipo de iniciativas.