1.2 Lutitas
Las formaciones de lutitas y las formaciones de limo son las rocas sedimentarias más abundantes en la corteza terrestre. En la geología del petróleo, las formaciones de lutitas orgánicas son rocas generadoras, así como rocas de sellado que atrapan petróleo y gas (Speight, 2014). En la ingeniería de yacimientos, las formaciones de lutitas son barreras de flujo. En la perforación, la barrena a menudo encuentra mayores volúmenes de lutitas que las arenas del yacimiento. En la exploración sísmica, las formaciones de lutitas que interactúan con otras rocas a menudo forman buenos reflectores sísmicos. Como resultado, las propiedades sísmicas y petrofísicas de las formaciones de lutitas y las relaciones entre estas propiedades son importantes tanto para la exploración como para la gestión del yacimiento. Las formaciones de lutitas son una ocurrencia mundial (ver Capítulo 2).
La lutita es una formación rocosa geológica rica en arcilla, típicamente derivada de sedimentos finos, depositados en ambientes bastante tranquilos en el fondo de mares o lagos, habiendo luego enterrado a lo largo de millones de años. Las formaciones de lutitas pueden servir como barreras de presión en cuencas, como sellos superiores y como reservorios en yacimientos de gas de lutitas.
Más técnicamente, la lutita es una roca sedimentaria terrígena fisionable en la que las partículas son en su mayoría de tamaño limo y arcilla. (Blatt y Tracy, 2000). En esta definición, fisible se refiere a la capacidad de la lutita de dividirse en láminas delgadas a lo largo del lecho y terrígena se refiere al origen del sedimento. En muchas cuencas, la presión del fluido del sistema acuoso se eleva significativamente, lo que conduce a la formación de una hidrofractura y al sangrado del fluido. Sin embargo, la ocurrencia de una hidrofractura natural es un proceso poco probable en las circunstancias que existen en la mayoría de las cuencas.
Cuando se ha depositado una cantidad significativa de materia orgánica con los sedimentos, la roca de lutita puede contener material sólido orgánico. (kerógeno). Las propiedades y composición de la lutita la colocan en la categoría de rocas sedimentarias conocidas como lutitas. La lutita se distingue de otras lutitas porque está laminada y es fisionable; la lutita se compone de muchas capas delgadas y se divide fácilmente en pedazos delgados a lo largo de las laminaciones.
La lutita está compuesta principalmente de granos minerales del tamaño de la arcilla, que Suelen ser minerales arcillosos como illita, caolinita y esmectita. La lutita generalmente contiene otras partículas minerales del tamaño de la arcilla, como cuarzo, pedernal y feldespato. Otros componentes pueden incluir partículas orgánicas, minerales de carbonato, minerales de óxido de hierro, minerales de sulfuro y granos de minerales pesados, y la presencia de dichos minerales en la lutita está determinada por el entorno en el que se encontraban los constituyentes de la lutita.
La lutita viene en dos variedades generales basadas en contenido orgánico: (i) oscuro o (ii) claro. Las formaciones de esquisto de color oscuro o negro son ricas en materia orgánica, mientras que las formaciones de esquisto de color más claro son orgánicas magras. Las formaciones de lutitas ricas en materia orgánica se depositaron en condiciones de poco o nada de oxígeno en el agua, lo que preservó la materia orgánica de la descomposición. La materia orgánica era principalmente desechos vegetales que se habían acumulado con el sedimento.
Las formaciones de lutitas orgánicas negras son la fuente de roca de muchos de los depósitos de petróleo y gas natural del mundo. Estas formaciones de pizarra negra obtienen su color negro a partir de diminutas partículas de materia orgánica que se depositaron con el lodo a partir del cual se formó la pizarra. A medida que el lodo fue enterrado y calentado dentro de la tierra, parte del material orgánico se transformó en petróleo y gas natural.
Un color negro en las rocas sedimentarias casi siempre indica la presencia de materiales orgánicos. Solo el 1% o 2% de los materiales orgánicos pueden impartir un color gris oscuro o negro a la roca. Además, este color negro casi siempre implica que la lutita se formó a partir de sedimentos depositados en un ambiente deficiente en oxígeno. Cualquier oxígeno que ingresara al medio ambiente reaccionó rápidamente con los desechos orgánicos en descomposición. Si hubiera una gran cantidad de oxígeno, todos los desechos orgánicos se habrían descompuesto. Un ambiente pobre en oxígeno también proporciona las condiciones adecuadas para la formación de minerales de sulfuro como la pirita, otro mineral importante que se encuentra en la mayoría de los sedimentos o formaciones de lutita negra.
La presencia de desechos orgánicos en las formaciones de lutita negra los convierte en los candidatos para la generación de petróleo y gas. Si el material orgánico se conserva y se calienta adecuadamente después del entierro, se podría producir petróleo y gas natural. La lutita de Barnett, la lutita de Marcellus, la lutita de Haynesville, la lutita de Fayetteville y otras rocas productoras de gas son todas formaciones de lutita de color gris oscuro o negro que producen gas natural.
El petróleo y el gas natural emigraron de la lutita hacia arriba a través de la masa de sedimentos debido a su baja densidad. El petróleo y el gas a menudo quedaban atrapados dentro de los espacios porosos de una unidad de roca suprayacente, como una formación de arenisca. Estos tipos de depósitos de petróleo y gas se conocen como depósitos convencionales porque los fluidos pueden fluir fácilmente a través de los poros de la roca hacia el pozo de extracción.
Las formaciones de lutitas son ubicuas en las cuencas sedimentarias: típicamente forman alrededor del 80% de lo que perforará un pozo. Como resultado, las principales formaciones de lutitas ricas en materia orgánica ya se han identificado en la mayoría de las regiones del mundo. Sus profundidades varían desde la superficie cercana a varios miles de pies bajo tierra, mientras que su espesor varía desde decenas de pies hasta varios cientos de pies. A menudo, se sabe lo suficiente sobre la historia geológica (Tabla 1.2) para inferir qué formaciones de esquisto probablemente contengan gas (o petróleo, o una mezcla de ambos). En ese sentido, puede parecer que no hay una necesidad real de un esfuerzo de exploración importante y los gastos necesarios para el gas de esquisto. Sin embargo, la cantidad de gas presente y particularmente la cantidad de gas que se puede recuperar técnica y económicamente no se puede conocer hasta que se hayan perforado y probado varios pozos.
Tabla 1.2. La escala de tiempo geológica
| Era | Período | Época | Duración aproximada (millones de años) | Número aproximado de años atrás (millones de años) |
|---|---|---|---|---|
| Cenozoico | Cuaternario | Holoceno | Hace 10,000 años hasta el presente | |
| Pleistoceno | 2 | 0.01 | ||
| Terciario | Plioceno | 11 | 2 | |
| Mioceno | 12 | 13 | ||
| Oligoceno | 11 | 25 | ||
| Eoceno | 22 | 36 | ||
| Paleoceno | 71 | 58 | ||
| Mesozoico | Cretácico | 71 | 65 | |
| Jurásico | 54 | 136 | ||
| Triásico | 35 | 190 | ||
| Paleozoico | Pérmico | 55 | 225 | |
| Carbonífero | 65 | 280 | ||
| Devónico | 60 | 345 | ||
| Silúrico | 20 | 405 | ||
| Ordovícico | 75 | 425 | ||
| Cámbrico | 100 | 500 | ||
| Precámbrico | 3380 | 600 |
Cada formación de lutita tiene diferentes características geológicas que afectan la forma en que se puede producir el gas, las tecnologías necesarias y la economía de producción. Las diferentes partes de los depósitos de lutitas (generalmente grandes) también tendrán diferentes características: los puntos dulces pequeños o las áreas centrales pueden proporcionar una producción mucho mejor que el resto de la formación, a menudo debido a la presencia de fracturas naturales que mejoran la permeabilidad (Hunter y Young, 1953).
La cantidad de líquidos de gas natural (LGN: hidrocarburos que tienen un peso molecular más alto que el metano, como propano, butano, pentano, hexano, heptano e incluso octano) comúnmente asociados con la producción de gas natural. presente en el gas también puede variar considerablemente, con importantes implicaciones para la economía de producción. Si bien la mayoría de los juegos de gas seco en los Estados Unidos probablemente no sean económicos a los bajos precios actuales del gas natural, los juegos con un contenido líquido significativo se pueden producir solo por el valor de los líquidos (el valor de mercado de los LGN está correlacionado con los precios del petróleo, en lugar del gas). precios), lo que convierte al gas en un subproducto esencialmente gratuito.
A fines de la década de 1990, las empresas de perforación de gas natural desarrollaron nuevos métodos para liberar petróleo y gas natural que están atrapados dentro de los diminutos espacios porosos del esquisto. Este descubrimiento fue significativo porque desbloqueó algunos de los depósitos de gas natural más grandes del mundo.
El esquisto de Barnett de Texas fue el primer gran campo de gas natural desarrollado en una roca de yacimiento de esquisto. Producir gas a partir de la lutita de Barnett fue un desafío porque los espacios porosos en la lutita son tan pequeños que el gas tiene dificultades para moverse a través de la lutita y hacia el pozo. Los perforadores descubrieron que la permeabilidad de la lutita podría incrementarse bombeando agua hacia el pozo bajo una presión lo suficientemente alta como para fracturar la lutita. Estas fracturas liberaron parte del gas de los espacios porosos y permitieron que ese gas fluyera hacia el pozo (fracturación hidráulica, hidrofracking).
La perforación horizontal y la fracturación hidráulica revolucionaron la tecnología de perforación y allanaron el camino para el desarrollo de varios Campos de gas natural. Estos incluyen el esquisto Marcellus en los Apalaches, el esquisto Haynesville en Luisiana y el esquisto Fayetteville en Arkansas. Estos enormes reservorios de esquisto contienen suficiente gas natural para cubrir todas las necesidades de Estados Unidos durante 20 años o más.
Las propiedades hidráulicas son características de una roca como la permeabilidad y la porosidad que reflejan su capacidad para retener y transmitir fluidos como el agua, el petróleo o el gas natural. En este sentido, la lutita tiene un tamaño de partícula muy pequeño, por lo que los espacios intersticiales son muy pequeños. De hecho, son tan pequeños que el petróleo, el gas natural y el agua tienen dificultades para moverse a través de la roca. Por lo tanto, la lutita puede servir como capa de roca para las trampas de petróleo y gas natural y también es un acuicludo que bloquea o limita el flujo de agua subterránea.
Aunque los espacios intersticiales en una formación de lutita son muy pequeños, pueden ocupar un volumen significativo de la roca. Esto permite que la lutita retenga cantidades significativas de agua, gas o petróleo, pero no pueda transmitirlas de manera efectiva debido a la baja permeabilidad. La industria del petróleo y el gas supera estas limitaciones de la lutita mediante la perforación horizontal y la fracturación hidráulica para crear porosidad y permeabilidad artificiales dentro de la roca.
Algunos de los minerales arcillosos que se encuentran en la lutita tienen la capacidad de absorber o adsorber grandes cantidades de agua, gas natural, iones u otras sustancias. Esta propiedad de la lutita puede permitirle retener o liberar libremente fluidos o iones de manera selectiva y tenaz.
Por lo tanto, este recurso de gas de lutita puede considerarse un recurso impulsado por la tecnología, ya que lograr la producción de gas a partir de rocas que de otro modo serían improductivas requiere Procesos intensivos en tecnología. Maximizar la recuperación de gas requiere muchos más pozos de lo que sería el caso en las operaciones de gas natural convencional. Además, los pozos horizontales con patas horizontales de hasta una milla o más de longitud se utilizan ampliamente para acceder al yacimiento en la mayor medida posible.
Fracturamiento hidráulico de varias etapas (consulte el Capítulo 3), donde la lutita se agrieta debajo altas presiones en varios lugares a lo largo de la sección horizontal del pozo, se utiliza para crear conductos a través de los cuales puede fluir el gas. Las imágenes microsísmicas permiten a los operadores visualizar dónde se está produciendo el crecimiento de esta fractura en el yacimiento. Sin embargo, como recurso impulsado por la tecnología, la tasa de desarrollo del gas de esquisto puede verse limitada por la disponibilidad de los recursos necesarios, como agua dulce, apuntalante de fracturas o plataformas de perforación capaces de perforar pozos de dos millas o más de longitud.
