realizar la pirogenación o pirolisis, un proceso en el cual se calienta el kerógeno de las lutitas in situ o en superficie logrando generar hidrocarburos como se muestra en la Figura 2.3, es como se puede explotar algunos de los yacimientos de oil shale. A diferencia de shale oil, que es el aceite que se produce in situ de las lutitas ricas en materia orgánica que a su vez funcionan como rocas generadoras, almacenadoras y sello, formando una trampa. Entonces la principal diferencia es que shale oil se refiere al aceite dentro de las lutitas, mientras que oil shale es el kerógeno dentro de las lutitas.
Figura 2.3 Proceso electrofrac de ExxonMobil para calentar las lutitas petrolíferas in situ (Allix, 2011).
La diferencia recae en los procesos de sepultamiento y maduración del kerógeno. Como se sabe primero se tiene que depositar la materia orgánica, después se va sepultando poco a poco y mientras sucede este fenómeno el kerógeno sufre un proceso de maduración, en el cual se irá transformando y se generarán hidrocarburos, siempre y cuando las condiciones de presión y temperatura sean las idóneas. Por lo tanto al encontrar kerógeno inmaduro en los yacimientos de oil shale, se refiere a que el proceso de sepultamiento y principalmente el de maduración, que sucedieron en condiciones de baja temperatura, independientemente del tipo de material orgánico que se haya depositado anteriormente. Los principales componentes son el carbón y el hidrógeno, teniendo una mayor importancia el hidrógeno por ser un factor determinante para la formación de
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hidrocarburos no importando la cantidad de carbón que se tenga, conforme se tenga un mayor contenido de hidrógeno se podrá obtener aceite como resultado final mientras que tener bajas cantidades producirá únicamente gas.
En la naturaleza conforme a la materia orgánica y el tipo de ambiente en que se deposite se pueden obtener 4 tipos diferentes de kerógeno, y dependiendo de cada uno se obtendrá un producto final, en este caso hablamos de hidrocarburos; aceite, gas húmedo, gas seco e incluso material que no forma hidrocarburos.
El kerógeno tipo I principalmente se genera en ambientes lacustres y algunas veces en marinos.
El kerógeno tipo II proviene de ambientes marinos de profundidad moderada que generan medios reductores.
El kerógeno tipo III se deposita en ambientes marinos o no marinos, de someros a profundos.
El kerógeno tipo IV generado habitualmente en pantanos o suelos debidos a la erosión.
Como se indica en la Figura 2.4, se tiene documentado que los kerógenos marinos y lacustres (tipo I y II) tienden a producir aceite, mientras que los kerógenos de origen terrestre (Tipo III) producen gas y los kerógenos provenientes de sedimentos re depositados después de la erosión (Tipo IV) producen carbón vegetal, o mejor llamado “carbono muerto” por su falta de potencial para crear hidrocarburos.12
Una vez aclarada la diferencia entre estos dos términos, a pesar de que algunos países como Brasil, Alemania, Estonia y China producen petróleo de las lutitas ricas en kerógeno, para fines de este trabajo únicamente nos enfocaremos en los yacimientos de shale oil.
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Figura 2.4 Maduración térmica de los tipos de kerógeno (V. Pérez, 2014).
2.3 Shale gas
Shale gas o gas en lutitas, es uno de los recursos energéticos muy importantes que es considerado como no convencionales, el gas se encuentra almacenado en rocas sedimentarias de grano fino; limos y arcillas, con un alto contenido orgánico. Las permeabilidades para este tipo de yacimientos se encuentran por debajo de 0.1 mD, haciendo casi imposible que una vez que se haya formado el gas sea expulsado de la roca y logre migrar como ocurre en los yacimientos convencionales.
La maduración térmica juega un papel importante en este tipo de yacimientos, a medida que la materia orgánica se va sepultando encuentra condiciones de temperatura y de presión idóneas para la formación hidrocarburos.
Como se ilustra en la Figura 2.5, podemos encontrar dos ventanas de formación; la de aceite y la de gas, la ventana de aceite se encuentra entre los rangos de temperatura de 60-75 °C y la ventana de gas se encuentra entre 50-300 °C10. Se aprecia que la ventana de
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hidrocarburos sigan sepultándose, aumentando las condiciones de presión y temperatura, existe la posibilidad que lleguen a ser destruidos.
Figura 2.5 Transformación térmica de la materia orgánica (V. Pérez, 2014).
Así como el shale oil, el shale gas no cuenta con una trampa como los yacimientos convencionales de gas, ni tampoco presenta contactos de agua-gas. Algo característico de estos yacimientos son las fracturas naturales, por eso la geomecánica se convierte en una parte fundamental para el desarrollo y explotación de estos yacimientos; durante la perforación se busca que la orientación del pozo esté en función del sistema de esfuerzos y durante el proceso de fracturamiento se intenta conectar las fracturas naturales existentes para crear una red compleja de rutas por donde el gas pueda entrar al pozo. Los yacimientos de shale en su mayoría producen únicamente gas seco y podemos encontrar el gas almacenado de tres maneras:
Gas libre: se encuentra en la matriz porosa y en las fracturas naturales.
Gas absorbido: se encuentra en la materia orgánica y las superficies minerales en las fracturas naturales donde podemos encontrar el gas absorbido de una manera química, o se absorbe de una manera física en la matriz de la roca.
Gas disuelto: se encuentra junto con los hidrocarburos líquidos presentes en el bitumen.