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Producción de gas desde su origen

Charles BoyerPittsburgh, Pensilvania, EUA

John KieschnickRoberto Suárez-RiveraSalt Lake City, Utah, EUA

Richard E. LewisGeorge WatersOklahoma City, Oklahoma, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Bárbara Anderson, Ridgefield, Connecticut,EUA; Walter Arias, Río de Janeiro, Brasil; Keith Greaves,Salt Lake City, Utah; Valerie Jochen, College Station, Texas;Bárbara Marin y Mark Puckett, Houston, Texas; CamronMiller, Oklahoma City, Oklahoma; y Jeron Williamson,Pittsburgh, Pensilvania.AIT (generador de Imágenes de Inducción de Arreglo),ClearFRAC, ECLIPSE, ECS (Sonda de Espectroscopía deCaptura Elemental), ELANPlus, FiberFRAC, FMI (generadorde Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total),geoVISION, Platform Express y SpectroLith son marcas deSchlumberger.

La lutita, la más abundante de las rocas sedimentarias, finalmente está obteniendo

su valor. Esta roca atravesada por los perforadores en búsqueda de zonas productivas

en formaciones de areniscas o carbonatos, ha sido considerada una roca sello

durante mucho tiempo. Sin embargo, gracias a la combinación correcta de geología,

economía y tecnología, las lutitas ricas en materia orgánica están incitando a los

operadores de EUA a conceder los derechos de perforación que poseen en miles de

acres en una campaña para descubrir la próxima provincia de gas de lutita.

Millones de pozos de petróleo o gas perforadosen los últimos 150 años han penetrado intervalossustanciales de lutita antes de alcanzar sus pro-fundidades objetivo. Con tal exposición de laslutitas, ¿todo pozo seco es efectivamente unproductor potencial de gas de lutita? In du -dablemente, no. El gas de lutita es producidoúnicamente bajo determinadas condiciones.

La lutita, una abundante roca sedimentaria depermeabilidad extremadamente baja, a menudose considera una barrera natural para la migra-ción del petróleo y el gas. En las lutitas gasíferas,el gas es generado localmente; la lutita actúa a lavez como roca generadora (roca madre) y comoyacimiento. Este gas puede almacenarse intersti-cialmente en los espacios porosos, entre losgranos de rocas o las fracturas de la lutita, o seradsorbido en la superficie de los componentesorgánicos contenidos en la lutita. Esto contrastacon los yacimientos de gas convencionales, en losque el gas migra desde su roca generadora haciauna arenisca o carbonato donde se acumula enuna trampa estructural o estratigráfica, a la que amenudo subyace un contacto gas-agua. No debesorprender, por ende, que las lutitas gasíferas seconsideren yacimientos no convencionales.

El gas de lutita es producido de acumu -laciones de gas continuas, según el ServicioGeológico de EUA (USGS).1 El USGS lista 16 cua-lidades características, cualquiera o la totalidadde las cuales pueden estar presentes en acumu-laciones de gas continuas.2 Las cualidades queson particularmente características de la lutitagasífera incluyen el alcance regional, la falta deun sello y trampa obvios, la ausencia de un con-tacto gas-agua bien definido, la presencia defracturas naturales, una recuperación final esti-

mada (EUR) que es por lo general más baja quela de una acumulación convencional, y unamatriz de permeabilidad muy baja.3 Además, laproducción económica depende significativa-mente de la tecnología de terminación de pozos.

A pesar de sus obvias deficiencias, en EUA, seestá apuntando a ciertas lutitas como objetivosde producción; aquellas que poseen la combi -nación correcta de tipo de lutita, contenidoorgánico, madurez, permeabilidad, porosidad,saturación de gas y fracturamiento de la forma-ción. Cuando estas condiciones de la formaciónson activadas por condiciones económicas favo-rables, un play de gas no convencional seconvierte en un boom.

Los plays de gas de lutita de nuestros díasestán levantando vuelo, en gran medida graciasal crecimiento de la demanda de gas, e igual-mente importante, debido al desarrollo de unabanico creciente de tecnologías de avanzada decampos petroleros. Esta tendencia se estáexpandiendo en Estados Unidos, donde elaumento de los precios del gas y el consumo decasi 23 Tpc [651,820 millones de m3] de gas poraño están impulsando un crecimiento de laactividad de perforación en tierra firme. Lascompañías de E&P están concediendo los dere-chos de perforación que poseen en cientos demiles de acres, mientras que las tecnologías deperforación y terminación de pozos de avanzadaestán ayudando a extender los límites de lascuencas de gas de lutita conocidas. Estos playsestán extendiendo además los límites de la cien-cia, incitando a que se preste mayor atención aesta roca detrítica común, y estimulando eldesarrollo de nuevos instrumentos y técnicaspara evaluar los recursos de lutita.

1. Otros tipos de recursos de gas continuos listados por el USGS son el gas centrado en las cuencas, el gascontenido en areniscas compactas y el gas contenido en capas de carbón.

2. Schenk CJ: “Geologic Definition of Conventional andContinuous Accumulations in Select U.S. Basins—The2001 Approach,” Resumen para la Conferencia deInvestigación sobre Comprensión, Exploración yDesarrollo de Areniscas Gasíferas Compactas deHedberg, de la AAPG, Vail, Colorado, EUA, 24 al 29 deabril de 2005.

3. La permeabilidad de la matriz se refiere a la capacidadde los fluidos de fluir a través de una roca, principal -mente por medio de los intersticios que existen entre los granos minerales que conforman la roca, pero noincluye el flujo a través de las fracturas de la roca.

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Invierno de 2006/2007 37

En este artículo, analizamos las condicionesnecesarias para que la lutita genere hidrocar -buros, las condiciones necesarias para crearyacimientos de gas de lutita y la tecnologíarequerida para explotar y hacer producir esosyacimientos. Además, revisaremos algunas de lasprácticas utilizadas en la Formación BarnettShale del centro-norte de Texas.

La fuente de hidrocarburosLa lutita comprende partículas del tamaño de laarcilla y el limo, que han sido consolidadas paraformar capas rocosas de permeabilidad ultrabaja. Claramente, esta descripción ofrece pocoselementos con que destacar a la lutita como

objetivo de exploración y desarrollo. No obstante,se sabe que algunas lutitas contienen suficientemateria orgánica—y no se requiere mucha—para generar hidrocarburos. Si estas lutitasposeen efectivamente la capacidad de generarhidrocarburos, y si generan petróleo o gas,depende en gran medida de la cantidad y tipo dematerial orgánico que contienen; de la presenciade oligoelemenos que podrían mejorar la quimio-génesis; y de la magnitud y duración del procesode calentamiento al que han sido sometidas.

La materia orgánica—los restos de animaleso plantas—puede ser alterada por efectos de latemperatura para producir petróleo o gas. Sinembargo, antes de que se produzca esta trans-

formación, esos restos deben estar preservadosen cierta medida. El grado de preservación ten-drá un efecto sobre el tipo de hidrocarburos quela materia orgánica producirá finalmente.

La mayor parte del material animal o vegetales consumido por otros animales, bacterias o pro-cesos de descomposición, de manera que lapreservación usualmente requiere un proceso desepultamiento rápido en un ambiente anóxico queinhiba a la mayoría de los secuestradores biológi-cos o químicos. Este requisito se satisface enambientes lacustres u oceánicos con circulaciónde agua restringida, donde la demanda biológicade oxígeno excede el suministro, lo que tiene lugaren aguas que contienen menos de 0.5 mililitros de


oxígeno por litro de agua.4 No obstante, aún enestos ambientes, los microorganismos anaeróbi-cos pueden alimentarse de la materia orgánicasepultada, produciendo metano biogénico en elproceso.

La sedimentación ulterior incrementa la pro-fundidad de sepultamiento con el tiempo. Lamateria orgánica se cuece lentamente a medidaque aumentan la presión y la temperatura, en con-cordancia con el incremento de las profundidadesde sepultamiento. Con ese calentamiento, lamateria orgánica—fundamentalmente lípidos deltejido animal y materia vegetal, o lignina, de lascélulas vegetales—se transforma en kerógeno.5

Dependiendo del tipo de kerógeno producido ,los incrementos adicionales de temperatura,presión y tiempo podrán generar petróleo, gashúmedo o gas seco (arriba).

El kerógeno, un material insoluble formadopor la descomposición de la materia orgánica, esel ingrediente principal en la generación de

hidrocarburos. El kerógeno ha sido clasificadoen cuatro grandes grupos, cada uno de los cualesposee una incidencia clara sobre el tipo dehidrocarburos que se producirán en caso de queexista producción.6

• Kerógeno Tipo I: generado predominantementeen ambientes lacustres y, en ciertos casos,ambientes marinos. Proviene de materia algá-cea, planctónica o de otro tipo, que ha sidointensamente re-elaborada por la acción debacterias y microorganismos que habitan en elsedimento. Rico en contenido de hi dró ge no ybajo en contenido de oxígeno, es potencial-mente petrolífero, pero también puedeproducir gas, según su etapa de evo lución enrelación a la temperatura. Los kerógenos deTipo I no abundan y son responsables de sóloun 2.7% de las reservas de petróleo y gas delmundo.7

• Kerógeno Tipo II: generado habitualmente enmedios reductores, que existen en ambientesmarinos de profundidad moderada. Este tipode kerógeno proviene principalmente de res-tos de plancton re-elaborados por bacterias.Es rico en contenido de hidrógeno y poseebajo contenido de carbono. Puede generarpetróleo o gas al aumentar progresivamente latemperatura y el grado de maduración. El azu-fre se asocia con este tipo de kerógeno, ya seacomo pirita y azufre libre, o en estructurasorgánicas de kerógeno.8

• Kerógeno Tipo III: proveniente principalmentede restos vegetales terrestres depositados enambientes marinos o no marinos, someros aprofundos. El kerógeno Tipo III posee menorcontenido de hidrógeno y mayor contenido deoxígeno que los Tipos I o II, y en consecuenciagenera mayormente gas seco.

• Kerógeno Tipo IV: generado habitualmente apartir de sedimentos más antiguos redepo -sitados después de la erosión. Antes de lasedimentación, puede haber sido alterado porprocesos de meteorización subaérea, combus-tión u oxidación biológica en pantanos o suelos.Este tipo de kerógeno está compuesto pormateria orgánica residual, con alto contenidode carbono y ausencia de hidrógeno. Se lo con-sidera una forma de “carbono muerto,” sinpotencial para la generación de hidrocar buros.9

A partir de este análisis, podemos plantear lasiguiente generalización: los kerógenos marinoso lacustres (Tipos I y II) tienden a producirpetróleos, mientras que los kerógenos de origenterrestre (Tipo III) producen gas. Las mezclasintermedias de kerógenos, especialmente losTipos II y III, son más comunes en las faciesarcillosas marinas.

Una cuestión recurrente en lo que respecta aesta clasificación de los kerógenos es la rela -cionada con el contenido de hidrógeno. Loskerógenos ricos en contenido de hidrógenodesempeñan un rol más importante en la gene-ración de petróleo. Por el contrario, el kerógenocon menores cantidades de hidrógeno generarágas. Después de agotado el hidrógeno del keró-geno, la generación de hidrocarburos cesaránaturalmente, sin importar la cantidad de car-bono disponible.10

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4. Demaison GJ y Moore GT: “Anoxic Environments and OilSource Bed Genesis,” Boletín de la AAPG 64, no. 8(Agosto de 1980): 1179–1209.

5. El término kerógeno, que literalmente significa“productor de cera,” se utilizó originalmente paradenotar el material orgánico insoluble presente en laslutitas petrolíferas de Escocia. Utilizado en formaincierta desde su introducción, su significado semodificó para abarcar la materia orgánica insolublepresente en la roca sedimentaria que es la fuente de lamayor parte del petróleo.

Para obtener más información sobre las definiciones delkerógeno, consulte: Hutton A, Bharati S y Robl T:“Chemical and Petrographic Classifications ofKerogen/Macerals,” Energy & Fuels 8, no. 6 (Noviembrede 1994): 1478–1488.

6. Tissot BP: “Recent Advances in PetroleumGeochemistry Applied to Hydrocarbon Exploration,”Boletín de la AAPG 68, no. 5 (Mayo de 1984): 545–563.

Bordenave M-L: Applied Petroleum Geochemistry. París:Editions Technip, 1993.Demaison y Moore, referencia 4.

7. Klemme HD y Ulmishek GF: “Effective Petroleum SourceRocks of the World: Stratigraphic Distribution andControlling Depositional Factors,” Boletín de la AAPG75, no. 12 (Diciembre de 1991): 1809–1851.

8. Vandenbroucke M: “Kerogen: From Types to Models of Chemical Structure,” Oil & Gas Science andTechnology—Revue de l’Institut Français du Pétrole 58,no. 2 (2003): 243–269.

9. Tissot, referencia 6.10. Baskin DK: “Atomic H/C Ratio of Kerogen as an Estimate

of Thermal Maturity and Organic Matter Conversion,”Boletín de la AAPG 81, no. 9 (Septiembre de 1997):1437–1450.

11. El bitumen, materia orgánica soluble en solventesorgánicos, es un derivado degradado térmicamente delkerógeno. Aún se está investigando la relación exactaque existe entre el kerógeno, el bitumen y loshidrocarburos liberados durante el calentamiento de lamateria orgánica.

12. Peters KE, Walters CC y Moldowan JM: The BiomarkerGuide: Biomarkers and Isotopes in the Environment andHuman History, 2da Edición, Cambridge, Inglaterra:Cambridge University Press, 2004.

13. Aizenshtat Z, Stoler A, Cohen Y y Nielsen H: “TheGeochemical Sulphur Enrichment of Recent OrganicMatter by Polysulfides in the Solar-Lake,” en Bjorøy M et al (eds): Advances in Organic Geochemistry.Chichester, Inglaterra: Wiley (1981): 279–288.

14. Peters et al, referencia 12.15. El craqueo es un proceso en el que la temperatura y la

presión elevadas actúan sobre las moléculas grandes ypesadas de hidrocarburos, provocando su separación encomponentes más pequeños y más livianos. Bajo esascondiciones, el petróleo puede transformarse en gas.

16. Peters et al, referencia 12.17. Hood A, Gutjahr CCM y Heacock RL: “Organic

Metamorphism and the Generation of Petroleum,”Boletín de la AAPG 59, no. 6 (Junio de 1975): 986–996.

18. Son preferibles los núcleos frescos, mientras que lasmuestras de afloramientos son menos convenientes,sencillamente porque las muestras de afloramientostienden a degradarse con la meteorización.

1.5

Rela

ción

car

bono

/hid

róge

no

1.0

0.5

0 0.1 0.2 0.3

Tipo I

Tipo II

Tipo III

Tipo IV

Relación carbono/oxígeno

Gas seco

Incremento de lamaduración

CO2, H2O

Petróleo

Gas húmedo

Sin potencial de generaciónde hidrocarburos

Productos liberadosa partir del kerógeno

> Evolución del kerógeno. Un diagrama de VanKrevelen modificado muestra los cambios pro -ducidos en el kerógeno por el aumento del calordurante el sepultamiento. La tendencia generalde la transformación térmica del kerógeno enhidrocarburo se caracteriza por la generación dehidrocarburos no gaseosos y su progresión apetróleo, gas húmedo y gas seco. Durante estaprogresión, el kerógeno pierde oxígeno princi -palmente al emitir CO2 y H2O; luego, comienza aperder más hidrógeno al liberar hidrocarburos.

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Madurez del kerógenoLos procesos geológicos para la conversión de lamateria orgánica en hidrocarburos requierencalor y tiempo. El calor aumenta gradualmentecon el tiempo conforme la materia orgánica con-tinúa siendo sepultada a mayores profundidades,bajo una carga de sedimentos cada vez másgrande; el tiempo se mide a lo largo de millones deaños. Mediante el incremento de la tem pera tu ra ypresión durante el proceso de sepultamiento, yposiblemente acelerados por la presencia deminerales catalizadores, los materiales orgá -nicos liberan petróleo y gas. Este proceso escomplicado y no se entiende completamente; sinembargo, el modelo conceptual es bastantedirecto. La actividad microbiana convierte partede la materia orgánica en gas metano biogénico.Con el sepultamiento y el incremento de la tem-peratura, la materia orgánica remanente setransforma en kerógeno. La mayor profundidadde sepultamiento y el incremento del calortransforman el kerógeno para producir bitumen,luego hidrocarburos líquidos y por último gastermogénico; empezando con gas húmedo y ter-minando con gas seco.11

El proceso de sepultamiento, conversión dela materia orgánica y generación de hidrocarbu-ros puede resumirse en general en tres grandespasos (derecha, extremo superior).

La diagénesis inicia el proceso. A menudo secaracteriza por la alteración de la materiaorgánica a baja temperatura, habitualmente atemperaturas inferiores a 50°C [122°F] aproxi-madamente.12 Durante esta etapa, la oxidación yotros procesos químicos comienzan a descompo-ner el material. Los procesos biológicos tambiénalterarán la cantidad y composición del materialorgánico antes de que sea preservado. En estaetapa, la degradación bacteriana puede producirmetano biogénico. Con el incremento de lastemperaturas y los cambios producidos en el pH,la materia orgánica se convierte gradualmenteen kerógeno y menores cantidades de bitumen.

Durante las primeras fases de la diagénesis,se puede incorporar azufre en la materia orgá-nica. Los sulfatos del agua de mar proveen lafuente de oxidantes para la biodegradación de lamateria orgánica por las colonias de bacteriassulfato-reductoras. Estas bacterias liberan poli-sulfuros, ácido sulfhídrico [H2S] y azufre nativo,que pueden recombinarse luego con el hierro delas arcillas para formar pirita [FeS2], o combi-narse con la materia orgánica para formar otroscompuestos de organoazufre.13

La catagénesis generalmente se produce amedida que el incremento de la profundidad desepultamiento genera más presión, aumentandode ese modo el calor en el rango de aproximada-

mente 50° a 150°C [122° a 302°F], lo que pro-duce la ruptura de los enlaces químicos en lalutita y el kerógeno.14 Los hidrocarburos songenerados durante este proceso, siendo produ-cido el petróleo por los kerógenos Tipo I, elpetróleo parafínico por los kerógenos Tipo II, yel gas por los kerógenos Tipo III. Los incre -mentos de temperatura y presión ulterioresproducen el craqueo secundario de las molécu-las de petróleo, lo que conduce a la producciónde moléculas de gas adicionales.15

La metagénesis es la última etapa, en la queel calor adicional y los cambios químicos produ-cen la transformación casi total del kerógeno encarbono. Durante esta etapa, se libera metanotardío, o gas seco, junto con hidrocarburos nogaseosos, tales como CO2, N2 y H2S. En las cuen-cas en las que tienen lugar estos cambios, lastemperaturas generalmente oscilan entre 150° y200°C [302° y 392°F] aproximadamente.16

En general, este proceso de alteración delkerógeno, comúnmente conocido como “madu -ración,” produce una serie de moléculas dehidrocarburos progresivamente más pequeñasde volatilidad y contenido de hidrógeno cada vezmayor, llegando finalmente al gas metano. Y amedida que el kerógeno evoluciona mediante lamadurez asociada con la temperatura, su com-posición química cambia progresivamente,transformándose en un residuo carbonáceo concontenido de hidrógeno decreciente, que final-mente termina como grafito.17

La preservación y maduración de la materiaorgánica no son procesos exclusivos de laslutitas gasíferas. El modelo de generación depetróleo y gas en realidad es el mismo para losrecursos convencionales y no convencionales.Sin embargo, la diferencia es la localización. Enlos yacimientos convencionales, el petróleo y elgas migran desde la roca generadora hasta latrampa de arenisca o carbonato. En los yaci-mientos de gas de lutita no convencionales, loshidrocarburos deben ser producidos directa-mente desde la roca generadora.

Evaluación del potencial generador de las rocasEl potencial generador de las rocas es deter -minado básicamente a través del análisisgeoquímico de las muestras de lutita, a menudoen conjunción con la evaluación detallada de losregistros de pozos perforados previamente. Laspruebas geoquímicas se realizan sobre núcleosenteros, núcleos laterales, recortes de formacio-nes y muestras de afloramientos.18 El objetivoprincipal de las pruebas es determinar si lasmuestras son ricas en materia orgánica y si soncapaces de generar hidrocarburos. En general,

cuanto mayor es la concentración de materiaorgánica en una roca, mejor es su potencial degeneración (arriba). Se ha desarrollado unadiversidad de técnicas geoquímicas sofisticadaspara evaluar el contenido orgánico total (TOC) yla madurez de las muestras.

Los valores TOC pueden obtenerse a partirde 1 gramo [0.0022 lbm] de muestras de rocapulverizada que se tratan para eliminar los con-

Contenido orgánico total,% en peso

< 0.5

0.5 a 1

1 a 2

2 a 4

4 a 12

> 12

Calidad delkerógeno

Muy pobre

Pobre

Regular

Buena

Muy buena

Excelente

> Contenido orgánico de la roca generadora. Elvalor de corte mínimo para las lutitas se consi -de ra normalmente un contenido orgánico total(TOC) de 0.5%. En el otro extremo, algunos geo -científicos sostienen que es posible tener dema -siada materia orgánica. El exceso de kerógenopuede rellenar los espacios porosos que de locontrario podrían ser ocupados por hidrocarburos.

Biom

arca

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s

Petróleo

Gas húmedo

Gas seco

Grafito

Hidrocarburos generados

Metano biogénico

Incr

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Vent

ana

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na in

mad

ura

> Transformación térmica del kerógeno. La gene -ración de hidrocarburos en las rocas genera do rases controlada principalmente por la temperatura,conforme el contenido de kerógeno pasa de car -bono reactivo a carbono muerto. El gas es emitidodurante la etapa de diagénesis temprana, fun da -mentalmente a través de la actividad biológica.La catagénesis tiene lugar al aumentar la pro fun -didad de sepultamiento, en que se libera petróleoy gas. Con el aumento de la profundidad y latem peratura, el petróleo remanente se divide (se craquea), liberando gas.


taminantes y que luego se combustionan a unatemperatura de 1,200°C [2,192°F]. El carbonocontenido en el kerógeno se convierte en CO2 oCO. Las fracciones de carbono liberado se midenen una célula infrarroja y se convierten en TOC,registrándose como porcentaje en peso másicode la roca. Si esta prueba de clasificación inicialdetecta muestras de suficiente riqueza orgánica,las mismas se someten a pruebas adicionales.

Para caracterizar la riqueza orgánica enmayor detalle, muchos laboratorios geoquímicosutilizan una técnica de pirólisis programadadesarrollada por el Instituto Francés del Petró-leo.19 Este método, que se ha convertido en unestándar industrial para las pruebas geoquími-cas de las rocas generadoras, requiere sólo 50 a

100 mg [0.00011 a 0.00022 lbm] de roca pulveri-zada y puede llevarse a cabo en unos 20 minutos.Cada muestra se calienta en etapas controladas,mediante una prueba de pirólisis. Durante la pri-mera etapa del proceso de calentamiento hastauna temperatura de 300°C [572°F], los hidrocar-buros libres presentes en la roca se liberan de lamatriz.20 Al aumentar el calor durante lasegunda etapa hasta alcanzar 550°C [1,022°F],se liberan los hidrocarburos volátiles formadospor craqueo térmico. Además de los hidrocarbu-ros, el kerógeno emite CO2, al aumentar lastemperaturas de 300°C a 390°C [572°F a 734°F].21

Los compuestos orgánicos liberados a través delproceso de calentamiento son medidos con undetector de ionización de llama.

Estas mediciones, junto con la temperatura,se registran en una gráfica y muestran tres picosbien definidos (izquierda). Estos picos permitena los geoquímicos conocer la abundancia relativadel hidrógeno, carbono y oxígeno presentes en elkerógeno.22 Con esta información, los geoquími-cos pueden determinar el tipo de kerógeno y elpotencial para la generación de petróleo y gas.

La temperatura a la que se detecta la má xi -ma emisión de hidrocarburos corresponde alpico S2, y se conoce como Tmax. La maduracióntérmica de una muestra puede vincularse con elvalor de Tmax.

La reflectancia de la vitrinita es otra he -rramienta de diagnóstico para evaluar lamaduración. Componente clave del kerógeno, lavitrinita es una sustancia brillante formadamediante la alteración térmica de la lignina y lacelulosa en las paredes de las células vegetales.Con el incremento de la temperatura, la vitrinitaexperimenta reacciones de aromatización irre-versibles y complejas, lo que se traduce en unincremento de la reflectancia.23 La reflectanciade la vitrinita fue utilizada por primera vez paradiagnosticar la clase, o madurez térmica, de loscarbones. Esta técnica fue posteriormenteexpandida para evaluar la madurez térmica delos kerógenos. Dado que la reflectancia aumentacon la temperatura, puede correlacionarse conlos rangos de temperatura para la generación dehidrocarburos. Estos rangos pueden dividirsefinalmente en ventanas de petróleo o gas.

La reflectividad (R) se mide mediante unmicroscopio provisto de una lente objetivo deinmersión en aceite y un fotómetro.24 Las medi-ciones de reflectancia de la vitrinita se calibrancuidadosamente en función de los estándares dereflectancia del vidrio o de los minerales, y lasmediciones de la reflectancia representan elporcentaje de luz reflejada en el aceite (Ro).Cuando se determina un valor medio de re flec -tividad de la vitrinita a partir de muestrasmúltiples, se designa como Rm.

Como indicadores de la madurez térmica, losvalores de Ro varían entre un tipo orgánico yotro. Esto significa que el inicio de la generaciónde hidrocarburos en la materia orgánica Tipo Ipuede ser diferente que en la materia orgánicaTipo II. Y, dado que el rango de temperatura dela ventana de gas se extiende más allá del rangodel petróleo, los valores de Ro para el gas mos-trarán un incremento correspondiente por sobrelos del petróleo. Por lo tanto, los valores demaduración altos (Ro>1.5%) generalmente indi-can la presencia de gas predominantementeseco; los valores de maduración intermedios(1.1%<Ro<1.5%) indican la presencia de gas conuna tendencia creciente hacia la generación de

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19. Espitalie J, Madec M, Tissot B, Mennig JJ y Leplat P:“Source Rock Characterization Method for PetroleumExploration,” artículo OTC 2935, presentado en la 9aConferencia Anual de Tecnología Marina, Houston, 2 al 5 de mayo de 1977.

20. Otras variaciones de este método utilizan rangos detemperatura levemente diferentes.

21. Alixant J-L, Frewin N, Nederlof P y Al Ruwehy N:“Characterization of the Athel Silicilyte SourceRock/Reservoir: Petrophysics Meet Geochemistry,”Transcripciones del 39o Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Keystone,Colorado, 26 al 29 de mayo de 1998, artículo LL.

22. Peters KE: “Guidelines for Evaluating Petroleum SourceRock Using Programmed Pyrolysis,” Boletín de la AAPG70, no. 3 (Marzo de 1986): 318–329.

23. Peters KE y Cassa MR: “Applied Source RockGeochemistry,” en Magoon LB y Dow WG (eds): ThePetroleum System—From Source to Trap: Memoria 60de la AAPG. Tulsa: AAPG (1994): 93–120.

24. Los términos reflectancia y reflectividad tienden autilizarse en forma indistinta, siendo más común el

primero. Sin embargo, la reflectividad es una medida dela reflectancia. La reflectancia es una relación entre laluz reflejada desde una superficie y la luz dirigida sobreesa superficie; la relación entre la radiación reflejada yla radiación incidente. Este valor puede cambiar hastaun punto, dependiendo del espesor, y por ende la opa ci -dad, de una superficie. Si esa superficie posee un espesorsuficiente como para impedir que la luz sea transmitidaa través de la misma, la reflectancia alcanza un valormáximo. Ésta es la reflectividad de una superficie.

25. Durante mucho más de un siglo, la fauna de fósilescónicos minúsculos, conocidos como conodontes,constituyó un misterio para los paleontólogos. Presentesen las formaciones de edad Cámbrico Tardío y Triásico,durante mucho tiempo se sospechó que los conodonteseran dientes. A comienzos de la década de 1990, estasuposición fue verificada con la ayuda del microscopioelectrónico. Para obtener más información sobre lastareas de investigación relacionadas con losconodontes, consulte: Zimmer C: “In the Beginning Wasthe Tooth,” Discover 14, no. 1 (Enero de 1993): 67–68.

Volu

men

de

gas

S1 S2 S3

Tmax

• Índice de producción (PI) S1/ (S1 + S2) Indicador de la madurez por temperatura

• Índice de hidrógeno (HI) S2/ (S1 + S2) Indicador de la presencia de hidrógeno no oxidado en el sistema

• Índice de oxígeno (OI) S3/ (S1 + S2) Indicador de la riqueza de gas

• Tmax Temperatura de máxima generación de hidrocarburos

300°C 550°C

> Picos de gas versus temperatura. Las muestras de roca son calentadas en dosetapas. El pico S1 representa los miligramos de hidrocarburos libres que puedendestilarse por efectos de la temperatura a partir de un gramo de roca, durante laprimera etapa del proceso de calentamiento hasta aproximadamente 300°C. Elpico S2 registra los hidrocarburos generados por el craqueo térmico del kerógenodurante la segunda etapa del proceso de calentamiento hasta aproximadamente550°C. Esta curva representa el potencial de petróleo residual de la roca, o lacantidad de hidrocarburos que podría seguir produciendo la roca si continuara elproceso de sepultamiento y maduración. El pico S3 representa los miligramos deCO2 producidos por el kerógeno cuando se calienta. Los valores Tmax arrojan unaindicación aproximada de la madurez de la roca generadora.



petróleo en el extremo inferior del rango. El gashúmedo puede encontrarse en la parte más infe-rior del rango (0.8%<Ro<1.1%). Los valores másbajos (0.6%<Ro<0.8%) indican la presencia pre-dominante de petróleo, mientras que Ro<0.6%indica kerógeno inmaduro.

Los valores de Ro solos, a veces pueden serengañosos y deberían considerarse con otrasmediciones. Otros indicadores comunes de lamadurez incluyen el índice de alteración debidoa la temperatura (TAI), basado en el examenmicroscópico del color de las esporas; la evalua-ción de la temperatura de pirólisis; y, en menormedida, el índice de alteración del color de losconodontes (CAI), basado en el examen de unosdientes minúsculos fosilizados.25 Debido a lapopularidad de la reflectancia de la vitrinita,estos otros indicadores a menudo se correlacio-nan con los valores de Ro.

Otras propiedades de la lutita se pueden esti-mar a partir de los registros de pozos, que enciertos casos producen respuestas sísmicascaracterísticas (arriba). La actividad intensa delos rayos gamma se considera una función delkerógeno presente en la lutita. El kerógeno gene-ralmente crea un ambiente reductor que impulsala precipitación del uranio, lo que incide en lacurva de rayos gamma. La resistividad puede seralta debido a las altas saturaciones de gas, perovaría con el contenido de fluido y el tipo de arci-lla. Las densidades volumétricas son a menudobajas debido al contenido de arcilla y la presen-cia de kerógeno, que posee un peso específicobajo de 0.95 a 1.05 g/cm3.

Los registros de pozos se utilizan ademáspara indagar acerca de la compleja mineralogíade una lutita y cuantificar la cantidad de gas librepresente en los poros de la roca generadora. Utili-

zando una combinación de registros triple comboy registros geoquímicos convencionales, los petro-físicos de Schlumberger pueden determinar elcontenido de carbono orgánico de la lutita y cal-cular el gas adsorbido. Los registros geoquímicospermiten además que los petrofísicos diferenciendistintos tipos de arcillas y sus respectivos volú-menes, información crítica para el cálculo de laproducibilidad y para la deter minación del fluidoa utilizar durante los tratamientos de fractura-miento hidráulico subsiguientes.

En la Formación Barnett Shale y en otrascuencas, se están utilizando la sonda de Espec -troscopía de Captura Elemental ECS y laherramienta integrada de adquisición de regis-tros con cable Platform Express, junto contécnicas de interpretación avanzadas, para cal-cular las saturaciones de gas y el gas en sitio, ypara caracterizar la litología. La sonda ECS uti-liza el método de espectroscopía de rayos gammade captura, inducidos por neutrones, para medirlas concentraciones elementales de silicio, cal-cio, azufre, hierro, titanio, gadolinio, cloro, barioe hidrógeno (arriba).

6.3 16.3

6 16

Derrumbe

Rayos gamma

Tamaño de la barrena

Pulgadas

Calibrador

Pulgadas

0.2 2,000ohm.m

0.2 2,000ohm.m

0.2 2,000ohm.m

0.2 2,000ohm.m

0.2 2,000ohm.m

Resistividad deInducción AIT 90*

0.4 –0.1

0.4 –0.1

pie3/pie3

Porosidad-neutrón

Porosidad-densidad

pie3/pie3

Efecto fotoeléctrico

0 20

Lutitatípica

Lutita rica enmateria orgánica

Resistividad deInducción AIT 10




* Profundidad de investigación, pulgadas

> Registro de lutita gasífera. Las lutitas gasíferas se caracterizan por una in -tensa actividad de rayos gamma, alta resistividad, baja densidad volumé tri cay bajo efecto fotoeléctrico, en comparación con las lutitas normales.

Cartucho de adquisición

Cristal de bismuto-germanio-óxido y tubo fotomultiplicador

Componentes electrónicos

Sumidero de calor

Fuente de americio-berilio

> Herramienta de Espectroscopía de CapturaElemental ECS. La sonda ECS registra y analizalos espectros de rayos gamma inducidos por lasinteracciones de los neutrones con la formación.A partir de estas mediciones es posible obtenerestimaciones precisas de los componentes delas formaciones, incluyendo arcilla, carbonato,anhidrita, cuarzo, feldespato y mica.


Estos datos se utilizan con técnicas de in -terpretación , tales como el procesamientolitológico de los espectros de la herramienta deespectroscopía de rayos gamma inducidos porneutrones SpectroLith. La técnica SpectroLithgenera un registro que exhibe las fracciones dearcilla, cuarzo-feldespato-mica, carbonatos, ypirita o anhidrita de la formación.26 Los elemen-tos utilizados en el procesamiento SpectroLithno están presentes en el kerógeno; en conse-cuencia, la litología se representa con precisiónpero no incluye la materia orgánica. Por el con-trario, el kerógeno afecta los registros medidoscon una herramienta Platform Express. Porejemplo, la actividad de los rayos gamma para elkerógeno es por lo general muy intensa debido ala presencia de uranio en un ambiente reductor,como se describió previamente. Basarse exclu -sivamente en el registro de rayos gamma paracuantificar la arcilla conduciría a una so bres -timación de su contenido. No obstante, lautilización de la combinación de datos deentrada de las herramientas ECS y PlatformExpress limitará el potencial de errores litológi-cos y posibilitará la cuantificación del kerógenoy la porosidad a través de las diferencias entrelas mediciones ECS y Platform Express (abajo).

El montaje de la Formación Barnett Shalemuestra la integración de datos de adquisición

de registros de pozos, interpretaciones litológi-cas y mineralógicas y evaluaciones de fluidos.Este montaje de las mediciones ECS y PlatformExpress ayuda al operador a cuantificar el gas ensitio y determinar dónde colocar los disparos, enbase a la mineralogía y la permeabilidad. Lamineralogía y la porosidad interpretadas resul-tan útiles además para la planeación del sitiodonde colocar los pozos laterales. En ciertasáreas, los operadores utilizan la curva de mine-ralogía para identificar la presencia de cuarzo,calcita o dolomía en la lutita. Estos mineralesincrementan la fragilidad de la formación, mejo-rando de ese modo la iniciación de la fractura enlos pozos horizontales.

Estos análisis constituyen la base para losmapas que muestran la estratigrafía, la madurezdel kerógeno y la temperatura en función de laprofundidad. Si se complementa con la evalua-ción de los registros de inyección y el análisispetrofísico, esta información ayuda a los geo-científicos a caracterizar la variabilidad de lamadurez del kerógeno y a explorar en busca delocalizaciones en las que pueden existir acumu-laciones de gas comercial. Después de iniciadala operación de perforación, los recortes de per-foración o los núcleos recién adquiridos sesometen a pruebas para evaluar la mineralogía yel contenido orgánico de las lutitas.

Evaluación del gas en sitioLa producción de gas de lutita, en el largo plazoy con regímenes económicos, depende principal-mente del volumen de gas en sitio, la calidad dela terminación y la permeabilidad de la matriz.El gas en sitio es a menudo el factor crítico parala evaluación de la economía de un play y puedetener precedencia con respecto a la permeabili-dad de la matriz y la calidad de la terminación.

Las cuencas extensivamente desarrolladas,en las que el gas de lutita representa el interésactual en producción, normalmente ofrecen unaabundancia de datos de estudios de campo ypozos perforados previamente. En consecuencia,previo a la perforación de nuevos pozos, losregistros históricos, tales como las secciones deafloramientos, los mapas geológicos de campo delas lutitas ricas en contenido orgánico y losdatos de pozos previos pueden resultar vitalespara la elaboración de estimaciones prelimina-res del gas de lutita en sitio. En particular, losregistros de lodo de pozos previos señalan lasmanifestaciones de gas que se encuentran enprofundidad y registran el análisis cromatográ-fico y las lecturas del gas obtenidas con eldetector de ionización de llama, además de lalitología. Los recortes de formaciones, que ruti-nariamente se tamizan, lavan y secan antes deintroducirse en sobres de muestras, a menudoson retenidos para análisis futuros. Si estándisponibles , estos recortes pueden enviarse allaboratorio para el análisis del contenido orgá-nico y la madurez.

Durante las primeras etapas de una campañade perforación en lutitas gasíferas, la extracciónde núcleos desempeñará un rol significativo enun programa de evaluación de formaciones. Losnúcleos de lutita proveen mediciones directasque los geocientíficos utilizan para determinarel gas en sitio.

El gas está contenido en los espacios porososy en las fracturas, o se encuentra adherido ensitios activos de la superficie, en la materia orgá-nica contenida en una lutita (próxima página).En conjunto, esta combinación de gas intersti-cial y gas adsorbido conforma el contenido degas total de una lutita. Mediante la determina-ción de las proporciones de gas intersticial y gasadsorbido bajo condiciones de yacimiento, losgeocientíficos pueden calcular el gas en sitio uti-lizando una variedad de técnicas.

42 Oilfield Review

26. Para obtener más información sobre la tecnologíaSpectroLith, consulte: Barson D, Christensen R,Decoster E, Grau J, Herron M, Herron S, Guru UK,Jordán M, Maher TM, Rylander E y White J:“Espectroscopía: la clave para la obtención derespuestas petrofísicas rápidas y confiables,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): 16–35.

Kerógeno

> Fotografía del kerógeno presente en la lutita, obtenida con un microscopio electrónico de barrido. Lapresencia de materia orgánica contribuye a la acumulación de hidrocarburos en las lutitas, en formade gas adsorbido en sitios activos de la superficie, dentro de la materia orgánica porosa. El kerógenocrea además condiciones de mojabilidad mixta de la matriz de lutita, por las que las regiones de lutitacercanas a los sitios donde se encuentra el kerógeno son predominantemente humedecidas conpetróleo, y las regiones alejadas del kerógeno son humedecidas con agua. (Fotografía, cortesía deBárbara Marin, TerraTek).



4 14 0.2 2,000

0.2 2,000ohm.m0 150

150 300

ohm.m

Resistividadprofunda

Resistividad somera

0.4 -0.1

0.4 -0.1

Porosidad-densidad

pie3/pie3

pie3/pie3

Porosidad-neutrón

1 0vol/vol

Volúmenes ELANPlus

CloritaIlita

MontmorillonitaAgua ligada

CuarzoPirita

KerógenoCarbonato

CalcitaDolomía

GasAgua

Hidrocarburo desplazado

0.2 0

Saturación de agua

0.2 0

0.2 0

0.2 0

pie3/pie3

Porosidad total

HidrocarburoAgua

Agua librepie3/pie3

Porosidad efectiva

pie3/pie3

Agua ligadapie3/pie3

Agua ligada

Agua

01 pie3/pie3 0 0.25g/g

TOC ELANPlus

Carbono OrgánicoTotal (TOC)

Permeabilidadde la lutita

1e-051 mD

0 400

0 400

0 150i

0 150

Gas adsorbido

pc/ton EUA

pc/ton EUA

Gas total

Gas libreBcf/m 2

Gas en sitio

Mil millonesde pies

cúbicos (Bcf)

Gas adsorbidoen sitio

Calibrador

Rayos gamma

Pulgadas

Rayos gamma

ºAPI

ºAPIDerrumbe

Agua desplazada

> Montaje de los datos de los registros de la Formación Barnett Shale, obtenidos de los registros Platform Express y ECS. Los primeros tres carrilespresentan las mediciones de la herramienta Platform Express. El Carril 4 presenta los resultados de un modelo petrofísico generalizado de lutitagasífera, basado en los datos Platform Express y ECS, que han sido procesados con el análisis avanzado de registros multiminerales ELANPlus. Esteprograma ayuda a cuantificar la mineralogía, el kerógeno y la porosidad rellena con gas y agua. Los carriles restantes cuantifican la poro sidad totaly efectiva, la saturación de agua, el contenido TOC, la permeabilidad de la matriz, el gas en sitio y el gas acumulado. Los valores del gas en sitio yel gas acumulado se calculan tanto para el gas libre como para el gas adsorbido. El Carril 4, en particular, ilustra algunos de los factores que subya -cen el éxito de este play de gas de lutita. Además del contenido de kerógeno y la porosidad rellena con gas, la Formación Barnett Shale contienecantidades significativas de cuarzo y carbonatos, que hacen que la formación sea más frágil y, por lo tanto, más fácil de fracturar. La mineralogíade la arcilla también está dominada por la ilita, que tiende a ser relativamente no reactiva con los fluidos de estimulación.


Comenzando en la localización del pozo, sepreparan núcleos recién cortados para su envíoa un laboratorio de análisis de núcleos. Los seg-mentos de estos núcleos pueden sellarse encartuchos filtrantes y enviarse a laboratorios

especialmente equipados para las pruebas dedesorción de los cartuchos filtrantes. Estas prue-bas miden el volumen y composición del gasliberado del núcleo como una función deltiempo. La desorción de los cartuchos filtrantes

mide el contenido total de gas pero no mide lasproporciones de los componentes adsorbidos eintersticiales ni evalúa su dependencia con res-pecto a la presión. En consecuencia, se debeninstrumentar otras mediciones.

El personal de laboratorio coloca la lutitafinamente triturada en una cámara de muestreoy luego la presuriza. Manteniendo la cámara demuestreo a una temperatura de yacimientoconstante, los analistas pueden desarrollar iso-termas de adsorción que establecen relacionesPVT realistas para el gas de lutita (véase “La Iso-terma de Langmuir, izquierda”).

Otra técnica especializada para el análisis demuestras de formación de baja permeabilidad ybaja porosidad fue desarrollado por TerraTek,una compañía de Schlumberger.27 La técnica depirólisis propietaria, conocida como Análisis deRocas Compactas (TRA), provee una evaluacióngeneral de las muestras de lutitas gasíferas (pró-xima página, arriba).

Las mediciones de las isotermas de adsor-ción permiten una evaluación directa de lacapacidad de adsorción máxima del gas por lamateria orgánica, como una función de lapresión del yacimiento.28 Las mediciones deporosidad rellena con gas TRA proveen unamedición directa del gas intersticial como unafunción de la presión de yacimiento. Si se combi-nan con las mediciones de desorción de loscartuchos filtrantes, las isotermas de adsorción yla porosidad rellena con gas TRA, proveen unadescripción completa del gas en sitio. Esta infor-mación proporciona datos de entrada críticospara el modelado de yacimientos e indica lascontribuciones relativas del gas intersticial y elgas adsorbido con respecto al sistema de fractu-ras inducidas, como una función de la caída y elagotamiento de la presión.

La experiencia adquirida a través del análisisde núcleos ha demostrado que las lutitas ter -mogénicas maduras se encuentran saturadaspredominantemente por gas intersticial, con unafracción de gas adsorbido que oscila entre el 50%y el 10%. Contrariamente, las lutitas biogénicasinmaduras se encuentran saturadas predomi-nantemente por gas adsorbido, con cantidadesmás pequeñas de gas intersticial. Además, diver-sas proporciones de agua, gas y petróleo móvilocupan los espacios porosos de las lutitas.

Las mejores lutitas de calidad de yacimientocontienen habitualmente saturaciones de petró-leo y agua reducidas y alta saturación de gasintersticial, y, en consecuencia, mayor permeabi-lidad relativa al gas. Consecuentemente, estaslutitas poseen un contenido orgánico entremoderado y alto, un alto grado de maduraciónorgánica, y una textura que refleja una preserva-

44 Oilfield Review

El metano adsorbido en la superficie del keró-geno se encuentra en equilibrio con el metanolibre presente en la lutita. La isoterma deLangmuir fue desarrollada para describir esteequilibrio, a una temperatura constante espe-cífica. Esta relación se describe mediante dosparámetros: el volumen de Langmuir, que des-cribe el volumen de gas a una presión infinita;la presión de Langmuir, que es la presión a laque el contenido de gas es igual a la mitad delvolumen de Langmuir.

Los parámetros de Langmuir se miden denúcleos, utilizando una muestra de lutita tritu-rada que se calienta para purgar los gasesadsorbidos. La muestra se coloca posterior-

mente en un recipiente sellado y se somete auna presión cada vez más alta en una atmósferade metano, a temperatura constante. La canti-dad de gas sorbido a una temperatura constantey a presiones cada vez más altas se mide y seutiliza para crear la isoterma, mediante elajuste de los resultados a la fórmula de Lang-muir (arriba).

En las lutitas que siguen una curva similar, laadsorción constituye un mecanismo muy eficazpara el almacenamiento de gas a baja presión(menos de 100 lpc); por el contrario, no resultaeficaz a altas presiones, ya que el gas sorbido seaproxima a su asíntota cuando la presión essuperior a 2,000 lpc [13.8 MPa].

Isoterma de Langmuir

Gs =Vl p

(p + Pl)

Gas

adso

rbid

o, p

c/to

n EU

A

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

00 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000

Presión, lpca

Presión deLangmuir

Volumen de LangmuirVolumen de gas a una presión infinita

Capacidad de almacenamiento de gas = 1/2 volumen de Langmuir

Gs = Capacidad de almacenamiento de gas (pc/ton) p = presión del yacimiento (lpca) Vl = Volumen de Langmuir (pc/ton) Pl = Presión de Langmuir (lpca)

> Almacenamiento de gas adsorbido. La isoterma de Langmuir (azul) muestrala cantidad de gas adsorbido que contendrá una muestra saturada a unapresión dada. La reducción de la presión hará que el metano se desorba deacuerdo con el comportamiento prescripto por la línea azul. La desorción delgas se incrementa de una manera no lineal conforme declina la presión. Deeste modo, en este ejemplo, una muestra a una presión de 3,500 lpc [24.2 MPa]tendrá aproximadamente 74 pc/ton de metano adsorbido. Cuando la presiónse reduce por primera vez a partir de este punto, la cantidad de gas desor -bido es relativamente pequeña. Una vez que la presión se reduzca a 500 lpc[3.4 MPa], se habrá desorbido la mitad del gas total que podría adsorber estalutita. El volumen remanente se desorberá con las 500 lpc finales.

La isoterma de Langmuir



ción de la porosidad y permeabilidad durante elproceso de sepultamiento. Por lo tanto, paraevaluar el gas en sitio, las mediciones de labora-torio deben proveer una evaluación directa delas saturaciones de gas y líquidos, la porosidad,la permeabilidad de la matriz, el contenido orgá-nico y la maduración, además de la capacidad dela materia orgánica para adsorber el gas a unatemperatura de yacimiento constante en funciónde la presión del yacimiento.

Finalmente, los análisis de registros, particu-larmente si se calibran con mediciones reales delas propiedades de los yacimientos derivadas delanálisis de núcleos, proveen la base para efec-tuar predicciones confiables del gas en sitiomediante cálculos de la porosidad y saturaciónde gas. Los modelos basados en registrostambién pueden utilizarse para predecir propie-dades en pozos adyacentes a lo largo de regionesde alcance lateral limitado, lo que facilita la eva-luación de la heterogeneidad a escala de cuenca.

Evaluación del potencial prospectivoLa evaluación del potencial prospectivo de unalutita gasífera consiste en considerar las contri-buciones positivas o negativas de una diversidadde factores, incluyendo la mineralogía y texturade las lutitas, la madurez de la arcilla, el tipo ymadurez del kerógeno, la saturación de fluidos,los mecanismos de almacenamiento de gasadsorbido e intersticial, la profundidad desepultamiento, la temperatura y la presión deporos. En particular, la porosidad, la saturaciónde fluidos, la permeabilidad y el contenido orgá-nico, son importantes para determinar si una

lutita posee potencial para un desarrollo ulte-rior (derecha).

La evaluación de yacimientos se complica porel hecho de que el gas de lutita es producido deformaciones que son notoriamente heterogéneas.Las calidades de las lutitas pueden variar abrup-tamente en las direcciones vertical y lateral, conintervalos que poseen gran potencial prospectivoyuxtapuesto con secciones de calidad más pobre.Y las lutitas de calidad de yacimiento puedenexpandirse o acuñarse lateralmente, a lo largo dedistancias relativamente cortas, mientras que elespesor bruto de las lutitas permanece inal -terado. La caracterización de la calidad delyacimiento y la comprensión de las causas sedi-mentarias y ambientales subyacentes de laheterogeneidad local plantean, por lo tanto,desafíos fundamentales para la exploración yproducción de los yacimientos de gas de lutita.

Los geólogos evalúan la heterogeneidad enuna escala de pozo mediante el análisis denúcleos y registros de pozos. La tipificación delas lutitas mediante el análisis petrológico de losrecortes de perforación, complementado conmediciones TOC y análisis de registros de pozosmúltiples, permite una evaluación preliminardel potencial prospectivo de una cuenca. Anali-zando estos datos medidos, los geocientíficospueden determinar el gas en sitio, el potencialprospectivo, y su variabilidad en función de laprofundidad. Estos datos conforman la base parala estimación del potencial de producción eco-nómica, identificando las unidades prospectivasa las que apuntar como objetivos de termina-ción, y para el desarrollo de evaluaciones decosto-beneficio de las operaciones de termina-ción de pozos laterales y verticales.

El límite más grande para la producción degas de lutitas puede residir en las gargantas deporos de la roca. Los investigadores de TerraTekhan comparado los valores de productividad delos pozos con los de la permeabilidad de la matriz

para una diversidad de tipos de lutitas y cuencas.La evidencia empírica aportada por estos estu-dios indica que las permeabilidades inferiores a100 nanodarcies definen un límite inferior para laproducción económica de los plays de gas delutita. Este límite parece ser independiente de lacalidad de la terminación y del contenido de gas.

En última instancia, la clave para el descubri-miento de yacimientos de lutitas gasíferas radicaen identificar con precisión la concurrencia deparámetros geológicos favorables, tales como lahistoria de variaciones de temperatura, el conte-nido de gas, el espesor del yacimiento, laspropiedades de la roca matriz y las fracturas.29

Desarrollo del yacimientoPara que el gas llegue a la superficie durante suproducción, la roca debe contener trayectoriassuficientes para estimular su migración hacia unpozo. En las lutitas, la baja permeabilidad de lamatriz de roca puede compensarse en algunamedida con la permeabilidad causada por lasfracturas de la roca generadora. Los operadoresque apuntan a las lutitas como objetivo de pro-ducción deben considerar, por lo tanto, lapermeabilidad del sistema; es decir, la combina-ción de la permeabilidad de una matriz de lutitacon sus fracturas naturales.

27. Las instalaciones de TerraTek en Salt Lake City, Utah,han sido instauradas como el Centro de Laboratorio deGeomecánica de Excelencia de Schlumberger.

28. Las mediciones pueden obtenerse con un solo gas,usualmente metano, o con una mezcla gaseosarepresentativa de la mezcla obtenida mediante elanálisis del gas producido.

29. Schenk, referencia 2.

123456

2.482.4362.482.3272.3732.461

g/cm3 g/cm3 g/cm3Porcentajevolumétrico

Porcentajevolumétrico

Porcentajevolumétrico

Porcentajevolumétrico nD

Porcen-taje

en peso

Saturaciónde agua

Saturaciónde gas

Saturaciónde petróleo

móvilPorosidad

Densidadde granos

secosDensidadde granos

Densidadvolumétrica

Númerode

muestra

Porosidadrellena con

gas

Saturación dehidrocarburos

ligadosAgua ligadaa la arcilla Permeabilidad TOC

2.6222.5592.6332.4872.5392.605

2.6452.5842.6522.5092.5582.63

6.656.266.877.747.586.87

15.1618.515.4313.0911.1716.26

81.476.4483.983.0285.9280.42

3.435.050.663.872.93.32

5.424.795.776.436.525.53

0.51.290.50.730.340.99

6.217.036.86.672.637.19

270230270347359298

3.776.753.367.415.955.04

Porcentajede volumen

poroso


poroso


poroso

> Técnica de Análisis de Rocas Compactas TerraTek. Las mediciones de núcleos especializadas caracterizan la densidad de granos, la porosidad, las satu -raciones de fluidos, la permeabilidad y el contenido TOC de las lutitas gasíferas. En este conjunto de datos particular, las mediciones de saturación de gas,porosidad y permeabilidad indican un buen potencial prospectivo.

Parámetro Valor mínimo

Porosidad

<45%

<5%

>100 nanodarcies

>2%

> 4%

Saturación de agua

Saturación de petróleo

Permeabilidad

Contenido orgánico total

> Parámetros de yacimiento críticos. La expe rien -cia en múltiples cuencas de gas de lutita de EUAha demostrado que los yacimientos de gas delutita deben satisfacer o exceder estos pará me -tros para ser comercialmente viables.


Para exponer más pozo al yacimiento y extraerprovecho de las fracturas naturales presentes enun campo, los operadores están recurriendo cadavez más a la perforación de pozos horizontales(arriba). Esta técnica, si bien no es nueva para laindustria, ha sido clave para la expansión deléxito de los desarrollos de gas de lutita. El rol delas operaciones de perforación de pozos hori -zontales es demostrado claramente por elcrecimiento de las operaciones de desarrollo dela Formación Barnett Shale, en la Cuenca FortWorth del centro-norte de Texas. Comenzandocon un pozo vertical perforado por MitchellEnergy en 1981, insumió 15 años superar 300pozos en este play. En el año 2002, DevonEnergy, después de adquirir Mitchell, comenzó aperforar pozos horizontales. Para el año 2005, sehabían perforado más de 2,000 pozos horizonta-les. Además, la experiencia en la FormaciónBarnett Shale ha demostrado que los pozos hori-zontales de este play triplican aproximadamentela EUR de los pozos verticales, por sólo el dobledel costo.30

Otras tecnologías han resultado vitales parael desarrollo del play. Utilizando técnicas deinterpretación sísmica 3D, los operadores logranplanificar mejor las trayectorias de los pozoshorizontales. Esta tecnología ha ayudado a losoperadores a expandir el play Barnett Shalepara incluir áreas previamente consideradasimproductivas, debido a la presencia de unadolomía cárstica acuífera Ellenburger, que sub-yace a la lutita en muchas zonas.

Los operadores generalmente buscan expo-ner más superficie de lutita a la producción,realizando la perforación en sentido perpendicu-lar a la dirección del esfuerzo horizontal máximo,y aumentando de este modo la probabilidad deatravesar fracturas. Sin embargo, las técnicas deperforación direccional convencionales puedenser obstaculizadas debido al esfuerzo de torsión y

arrastre, generado por el deslizamiento y la rota-ción a medida que los perforadores incrementanla inclinación y el azimut en sus pozos. En trayec-torias de pozos más ambiciosas, el esfuerzo detorsión y arrastre puede limitar el alcance lateraly dificultar el registro del pozo. Los sistemasrotativos direccionales han sido utilizados parasuperar estos problemas, produciendo al mismotiempo pozos más rectos y menos tortuosos.31 Enciertos casos, la inclinación varía en menos de0.5° entre el talón y la punta del pozo.32

Para abordar el problema que plantea la ad -qui sición de registros en pozos horizontales, enciertos pozos se han empleado arreglos LWD, tales

como el servicio de generación de imágenesdurante la perforación geoVISION. Esta herra-mienta produce imágenes de resistividad yanálisis del echado de la formación a lo largo detodo el pozo. Los registros de imágenes puedenproveer información adicional estructural, estra -tigráfica y de propiedades mecánicas paraoptimizar las operaciones de terminación de pozossubsiguientes. Por ejemplo, la generación de imá-genes posibilita la comparación de las fracturasnaturales con las fracturas inducidas por la perfo-ración, lo que ayuda al operador a determinar losobjetivos óptimos para las operaciones de disparosy estimulación del pozo. En el play Barnett Shale,

46 Oilfield Review

Pres

ión

del g

as, l

pca

4,000

3,500

3,000

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0

> Software de simulación de yacimientos ECLIPSE. El horizonte arcilloso mode -lado está codificado en color para mostrar las tendencias de agotamiento de lapresión al cabo de 15 años de producción de 9 pozos de gas verticales. Lasfracturas inducidas hidráulicamente y las fracturas naturales producen una redde trayectorias interconectadas, a través de las cuales se produce gas desde laformación hasta los pozos.

Nódulos de pirita estratificados

Fracturas naturales que atraviesan el pozo

Plano de estratificación

Fracturas inducidas por laperforación, orientadas ensentido transversal

Nódulos de pirita estratificados

Plano de estratificación

> Perforación a través de las fracturas. El registro del generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI muestra las fracturas y los rasgosde estratificación que penetró un pozo horizontal. Las fracturas inducidas por la perforación aparecen a lo largo del extremo superior y el extremo inferiorde la trayectoria del pozo, pero se detienen a lo largo de los lados de este pozo, donde el esfuerzo es máximo. Las fracturas naturales pre-existentes pene -tradas por el pozo aparecen como líneas verticales que cortan a través del tope, la base y los lados del pozo. Los nódulos de pirita más oscuros son muydistintivos y, como puede observarse, se disponen en sentido paralelo a los planos de estratificación.



espaciamientos. Estos escenarios proveen a losoperadores la oportunidad de tomar decisionesde desarrollo futuras sobre la base de la ciencia,la ingeniería y la economía.

Estimulación de las lutitasLas fracturas naturales, si bien son beneficiosas,normalmente no proveen trayectorias de perme-abilidad suficientes para soportar la produccióncomercial en las lutitas gasíferas. La mayoría delas lutitas gasíferas requieren tratamientos defracturamiento hidráulico.

El fracturamiento expone más lutita a lacaída de presión provista por un pozo. Con frac-turas hidráulicas estrechamente espaciadas en lalutita a lo largo de un tramo lateral horizontal, elgas puede producirse aún con mayor rapidez.

Los operadores frecuentemente bombean tra-tamientos de fluido aceitoso a base de agua, debaja viscosidad y apuntalante en las lutitas de altapresión, moderadamente profundas, habitual-mente encontradas a profundidades que oscilanentre 1,524 y 3,048 m [5,000 y 10,000 pies].35 Enlas lutitas más someras, o aquellas que poseenpresiones de yacimiento bajas, comúnmente sebombean fluidos de fracturamiento energizadoscon nitrógeno. El fluido, bombeado bajo alta pre-sión, fractura la lutita. Estas fracturas puedenextenderse a través de la lutita a miles de piesde distancia del pozo. En teoría, los granos deapuntalante se acuñan en las fracturas, mante-niéndolas abiertas una vez detenido el bombeo.

En la Formación Barnett Shale, los trata-mientos de estimulación han evolucionado a lolargo de la vida productiva de este play, comen-zando con los tratamientos pequeños conespuma de CO2 o N2, realizados en la FormaciónBarnett inferior, hasta mediados de la década de1980.36 Luego, los operadores comenzaron aemplear tratamientos de fracturamiento hidráu-lico masivos (izquierda). Estos tratamientos

30. Waters G, Heinze J, Jackson R, Ketter A, Daniels J yBentley D: “Use of Horizontal Well Image Tools toOptimize Shale Reservoir Exploitation,” artículo de laSPE 103202, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 deseptiembre de 2006.

31. Para obtener más información sobre sistemas rotativosdireccionales, consulte: Williams M: “Un nuevo giro enla perforación rotativa direccional,” Oilfield Review 16,no. 1 (Verano de 2004): 4–9.

32. En un pozo direccional, el talón se encuentra entre lasección vertical y la sección horizontal del pozo,mientras que la punta se sitúa en el otro extremo de lasección horizontal.

33. Waters et al, referencia 30.34. Waters et al, referencia 30.35. Los tratamientos con agua aceitosa utilizan un fluido a

base de agua, de baja viscosidad, para transportar elapuntalante hacia el interior de las fracturas creadashidráulicamente.

36. Waters et al, referencia 30.

> Operación de fracturamiento masivo en la Formación Barnett Shale. En este tratamiento de estimu -lación de una sola etapa, se transportaron más de 100 tanques de fracturamiento llenos de agua encamión y se dispusieron a lo largo del perímetro de la localización del pozo. Las unidades de bombeo,los colectores múltiples y el equipo de monitoreo se colocan alrededor de la boca de pozo, cerca delcentro de la localización. Gracias a la evolución de los procesos de terminación, ahora se requierenmenos recursos. El pozo se divide en intervalos pequeños y se estimula en etapas múltiples. El enfo -que más nuevo ha mejorado el desempeño de los pozos y ha reducido los costos de terminación.

las imágenes obtenidas de estos registros se utili-zan para identificar las fallas subsísmicas y losenjambres asociados de fracturas naturales, res-pecto de las cuales se sabe que producen agua dela dolomía cárstica Ellenburger subyacente.33

Para aplicaciones de perforación de pozos derelleno, las imágenes de la pared del pozoayudan a identificar las fracturas hidráulicas apartir de los pozos vecinos. Esto permite que losoperadores concentren los tratamientos de esti-mulación en los sectores del yacimiento que nohan sido fracturados previamente. La presencia yorientación de las fracturas inducidas por la per-foración, o la ausencia de dichas fracturas, puederesultar de utilidad para determinar la variabili-dad del esfuerzo y las propiedades mecánicas a lolargo del tramo lateral. Esta información ha ayu-dado a reducir las dificultades de las operacionesde terminación de pozos y los costos asociados enla Formación Barnett Shale.34

Simulación de yacimientos de lutitaLa mayoría de los simuladores de yacimientosmodelan yacimientos de gas convencionales enlos que el gas se almacena en un solo sistema deporosidad. Las lutitas gasíferas requieren unenfoque diferente. Los simuladores que utilizanel método de diferencias finitas, tales como elmódulo Shale Gas del software de simulación deyacimientos ECLIPSE, consideran el gas almace-nado en los espacios porosos de una matriz delutita compacta, el gas adsorbido en la materiaorgánica contenida en una lutita y el gas librecontenido en las fracturas naturales presentesen la formación arcillosa.

Estos simuladores de yacimientos permitenque los operadores incorporen todo lo que sabenacerca de la roca a medida que construyen mode-los de un solo pozo y de campo completo de susyacimientos. Las características de los yacimien-tos, tales como espesor productivo neto, presióndel yacimiento, temperatura, contenido de gas,saturación de agua, geometrías de fracturasnaturales, porosidad de la matriz, TOC y las fun-ciones de las isotermas de adsorción de metanopueden factorearse fácilmente en los modelos.Con esta información, los operadores puedenestimar el gas en sitio para sus yacimientos.

Las mediciones de permeabilidad de la ma -triz y las geometrías de las fracturas hidráulicasresultantes del modelado posterior a los trata-mientos de estimulación y de la interpretaciónmicrosísmica también pueden incorporarse enel modelo. La permeabilidad volumétrica del sis-tema puede estimarse mediante la utilizacióndel modelo para calibrarse con la producción degas y agua observada. Mediante la construcciónde un modelo que se ajuste con precisión aldesempeño real de la producción del pozo, eloperador puede predecir la recuperación finalestimada para un área (página anterior, abajo).

La simulación de yacimientos es particular-mente importante por su capacidad de realizardiversos tipos de análisis de sensibilidad. Estosanálisis incluyen diseños de pozos óptimos, con-sideración de trayectorias horizontales versusverticales, diseño de tratamientos de estimu -lación óptimos—número y tamaño de lostratamientos—y distribuciones de pozos ópti-mas, basadas en diferentes escenarios de


utilizaban un promedio de 2,270 m3 [600,000galEUA] de gel reticulado y 635,000 kg[1,400,000 lbm] de apuntalante con arena. Apesar del incremento de la EUR, los altos costosde terminación de pozos y los bajos precios delgas se tradujeron en una economía marginalpara el play. Los operadores continuaron reali-zando tratamientos de fracturamiento masivoshasta 1997, en que Mitchell Energy comenzó aevaluar los tratamientos de estimulación conagua aceitosa. Estos tratamientos establecencanales de fracturas largos y anchos, que utili-zan el doble del volumen de los fracturamientosmasivos con fluido reticulado, pero que bombeanmenos del 10% del volumen de apuntalante. Sibien el desempeño de los pozos fue levementemejor que el de los tratamientos de fractura-miento masivos, los costos de los tratamientos

de estimulación se redujeron en aproximada-mente 65%. Estos tratamientos se hanconvertido en práctica normal en la FormaciónBarnett Shale (arriba). Por otra parte, la reduc-ción de los costos de estimulación permitió a losoperadores terminar los intervalos de la Forma-ción Barnett Superior, mejorando así las EUR enaproximadamente 20%, o un porcentaje mayor.

Si bien en las operaciones de fractura mientode la Formación Barnett Shale se utilizan co mún -mente agua y arena, algunos operadores de otrosplays consideran que no se ha transportadosuficiente apuntalante dentro de sus fracturasinducidas. Durante dichas operaciones de frac-turamiento, puede suceder que el fluido no creefracturas lo suficientemente anchas para darcabida a los granos de apuntalante. En otroscasos, los granos bombeados hacia el interior de

una fractura se precipitan de la suspensión delfluido que los transportó. En cualquiera deambos casos, el resultado es una fractura máspequeña, que provee menos permeabilidad quela pretendida.

Para superar estos problemas, algunos ope -radores emplean la tecnología de fluido defracturamiento sin polímeros ClearFRAC ofluido a base de fibras FiberFRAC para mante-ner los apuntalantes suspendidos duranteperíodos prolongados. Los fluidos ClearFRAC seutilizan para transportar el apuntalante hastalas profundidades de las fracturas. Salvo por elapuntalante en sí, el fluido ClearFRAC está librede sólidos que podrían reducir la permeabilidadde la fractura y ha demostrado ser compatiblecon las lutitas ricas en contenido orgánico.37 Lasfibras contenidas en el fluido FiberFRAC man-tienen en suspensión los granos de apuntalantehasta que la fractura se cierra sobre los granos,fijándolos en su lugar. Las fibras finalmente sedisuelven, incrementando el flujo a través de lafractura. Ambos fluidos mantienen el apunta-lante en las fracturas a medida que las mismasse cierran lentamente. De este modo, las fractu-ras permanecen abiertas una vez que el pozo espuesto en producción.

48 Oilfield Review

37. Fredd CN, Olsen TN, Brenize G, Quintero BW, Bui T,Glenn S y Boney CL: “Polymer-Free Fracturing FluidExhibits Improved Cleanup for Unconventional NaturalGas Well Applications,” artículo de la SPE 91433,presentado en la Reunión Regional de Oriente de la SPE;Charleston, Virginia Oeste, EUA, 15 al 17 de septiembrede 2004.

38. Para obtener más información sobre fracturas ytecnología microsísmica para el monitoreo de lapropagación de las fracturas, consulte: Bennet L, LeCalvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS, Waters G, DrewJ, Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D,Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y Tezuka K: “Lafuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,”Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 46–61

39. Anderson BI, Barber TD, Lüling MG y Sen PN:“Observations of Large Dielectric Effects on InductionLogs, or, Can Source Rocks be Detected with Induction

Measurements?," Transcripciones del 47o SimposioAnual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA,Veracruz, México, 4 al 7de junio de 2006, artículo OOO.

40. La permitividad es el grado en que un medio resiste elflujo de la carga eléctrica.

41. Faraj B, Williams H, Addison G, McKinstry B, DonaleshenR, Sloan G, Lee J, Anderson T, Leal R, Anderson C,Lafleur C y Ahlstrom J: “Gas Shale Potential of SelectedUpper Cretaceous, Jurassic, Triassic and DevonianShale Formations, in the WCSB of Western Canada:Implications For Shale Gas Production,” Informe delInstituto de Investigación del Gas GRI-02/0233, diciembrede 2002.

42. Curtis JB: “Fractured Shale-Gas Systems,” Boletín de laAAPG 86, no. 11 (Noviembre de 2002): 1921–1938.

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Tiempo, días

Fracturamientos con agua aceitosa: pozos verticales (posteriores al 1/1/1998)

Fracturamientos grandes con fluidos reticulados: pozos verticales (entre 1/1/1991 y 1/1/1998)

Fracturamientos con agua: pozos horizontales (posteriores al 1/6/2003)

Fracturamientos pequeños con fluidos reticulados o espuma: pozos verticales (previos al 1/1/1991)

> Desempeño mejorado con tecnología en desarrollo. Con la evolución de la tecnología de perforación y frac tu -ramiento a través de los años, los operadores de la Formación Barnett Shale observaron cambios asombrososcon respecto a las técnicas empleadas previamente.



A fines de la década de 1990, Mitchell co -men zó a experimentar con tratamientos deestimulación adicionales. La ejecución de nue-vos tratamientos de fracturamiento en pozosoriginalmente terminados con fluidos gelificadosha resultado altamente exitosa. El monitoreomicrosísmico indica que estos tratamientosestán activando las fracturas naturales perpen-diculares al esfuerzo horizontal máximo.38 Estaactivación no ocurre con tanta frecuencia conlos fluidos viscosos y la realización de nuevostratamientos de fracturamiento en pozos inicial-mente terminados con tratamientos con aguaaceitosa es en general menos exitosa.

Además del aumento de los precios del gas yel mejoramiento de las técnicas de perforaciónhorizontal, el desarrollo de prácticas de estimu-lación económicas y eficaces fue clave para eléxito comercial de los pozos de gas de lutita.

Migración hacia cuencas futurasLas nuevas tecnologías, o las nuevas aplicacionesde tecnologías comprobadas, indudablementemigrarán de una cuenca a otra, conforme sedifunda la noticia de su éxito. Una de esas aplica-ciones en estudio implica el análisis de las señalesde inducción para hallar rocas generadoras.

Los científicos de Schlumberger actualmenteestán investigando las mediciones de tensiónobtenidas con las herramientas de registros deinducción.39 Un componente de la señal de con-ductividad, denominado cuadratura, o porciónfuera de fase de la señal, es normalmente muypequeño. Sin embargo, ciertas formaciones derocas producen cambios significativos en estaseñal en cuadratura.

Examinado los datos crudos obtenidos con losgeneradores de Imágenes de Inducción de Arre-glo AIT, los investigadores de Schlumbergerobservaron señales en cuadratura negativasgrandes, más allá del rango normalmente espe-rado de las zonas de lutitas de esta área. Por elcontrario, las areniscas y lutitas adyacentes exhi-ben señales en cuadratura positivas pequeñas,características de las mediciones de conduc -tividad del área. Las pruebas y el modelado dediversos posibles contribuyentes a las anomalíasde las señales en cuadratura, revelaron que lapermitividad dieléctrica anormalmente alta erael único efecto que podía duplicar las señales encuadratura grandes observadas en esas lutitas.40

Ciertas formaciones de lutitas, de las cualesse sabe que son rocas generadoras de Texas,Oklahoma y Utah, exhiben permitividades dieléc-tricas altas y están rodeadas por lutitas que noson rocas generadoras y que poseen permitivida-des bajas. El tamaño de las laminillas de arcilla,en combinación con la presencia de pirita, pro-duce permitividades dieléctricas anormalmente grandes y provee espacio intergranular para lageneración de hidrocarburos.

Los científicos de Schlumberger están inves ti -gando el grado en que varían estas ca rac terísticaseléctricas entre las lutitas generadoras y las luti-tas no generadoras. Con pruebas y refinacionesadicionales, los conocimientos provistos por losregistros de inducción comunes pueden resultarde utilidad para correlacionar las señales en cua-dratura de las formaciones arcillosas con su capa-cidad de generación de hidrocarburos.

Más allá de la Cuenca Fort Worth, existenotros plays de lutita en las proximidades, en laslutitas Woodford y Caney de Oklahoma, y en lalutita Fayetteville de Arkansas. Otras lutitasricas en contenido orgánico se encuentranesparcidas por todo EUA y están siendo desarro-lladas en las cuencas maduras de Illinois,Michigan y los Apalaches, entre otras (arriba).

Conforme se incremente la producción de gas delutita en EUA, los operadores de otros paíseshallarán cuencas análogas que allanen elcamino para incrementar las reservas de gas delutita.

Fuera de EUA, se están llevando a cabo estu-dios de cuencas en busca de potencialessimilares. En el oeste de Canadá, los geólogosestán considerando con mayor detenimiento elpotencial de gas de lutita de las formacionesWilrich, del Cretácico Superior, Nordegg/Fernie,del Jurásico, y Doig/Doig Phosphate/Montney,del Triásico, de Alberta y Columbia Británica.Los estudios geoquímicos de estas formacionesindican que existe potencial para operacionesde desarrollo futuras.41 Actualmente, la escasezde plays de gas de lutita fuera de EUA puededeberse a la existencia de tasas de flujo antieco-nómicas y tiempos extendidos de recuperaciónde la inversión en pozos, más que a una ausenciareal de cuencas de gas de lutitas productivas.42

Sin embargo, la experiencia adquirida en lascuencas de EUA inevitablemente ayudará a losoperadores de todo el mundo a explotar losrecursos de lutitas a medida que la producciónproveniente de los recursos convencionalesalcance la etapa de madurez. –MV

GammonBakken

Niobrara

Green River

Monterey

McClure

Cane Creek

Lewis & Mancos

Penn

Barnett & Woodford

Excello/Mulky

Barnett Woodford

Caney & Woodford

Fayetteville

Neal/Floyd & Conasauga

New AlbanyAntrim

Devonian/Ohio& Marcellus

> Cuencas de rocas generadoras ricas en contenido orgánico. Este mapa muestra las cuencas princi -pales de gas de lutita de Estados Unidos, con un potencial total de recursos que varía entre 14.16 y28.32 trillones de m3 [500 y 1,000 pc].


producción de gas desde su origen - slb.com/media/files/resources/oilfield_review/... ·...

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