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Tema de tapa

Petróleo y gas no convencionales: conferencias

El boom de los reservorios
no convencionales
Pablo Urbicain, gerente de Marketing y
Ventas de Schlumberger para la Argentina,
Bolivia y Chile, y Michael Bose, presidente
y country manager de Apache Argentina,se
refirieron a este fenómeno al que calificaron de
internacional y analizaron cómo convertimos
estos recursos enreservas. Aquí, algunos
extractos de sus presentaciones.

60 | Petrotecnia • diciembre, 2011

Pablo Urbicain
El empresario sostuvo que cada formación de
shale es única y que no pueden tratarse todas
de la misma manera; además, destacó las
operaciones de perforación de alta eficiencia
como críticas para que los proyectos sean
económicamente viables.
“Hoy nos encontramos en una de lasetapas más apasionantes de nuestra industria, con el impulso importante
que se está dando, particularmente en la Argentina con
los recursos no convencionales. Es evidente que los hidrocarburos fáciles ya se descubrieron y explotaron, y los que
quedan son los recursos difíciles de alcanzar y de producir. Algunos de los difíciles de los que más se habla son
aquellos que yacen en las aguas profundas oque están
atrapados en las rocas madres tipo shale”.
“Para explotar estos recursos la dependencia de la

industria de los avances de la tecnología es enorme. En
esta oportunidad me han pedido que les hable sobre el
papel que jugarán las nuevas tecnologías en el desarrollo
de shale y tight gas”.
“De acuerdo a las estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), hay alrededor de30 tcf de reservas potenciales de gas en todo el mundo, de los cuales se
estima que el 45% son no convencionales. El fenómeno
del gas no convencional ya es un fenómeno internacional. Las regiones que más se nombran actualmente son:
África del Norte, Polonia, la India, China y la Argentina”.
“¿Qué son los reservorios no convencionales? Básicamente son formaciones con cualidades naturales dereservorios pobres. Esto se debe al hecho de que están compuestos por partículas extremadamente pequeñas, tienen
baja porosidad y permeabilidad muy pobre. (…) Para darnos una idea de lo que esto significa, la permeabilidad es
cerca de un millón de veces menor en comparación con
la de un reservorio convencional. Por décadas, se supo
que estas formaciones contenían hidrocarburos, pero sólo
hastahace muy poco se ha conocido la tecnología capaz
de liberar el potencial de estos reservorios, de una manera
económicamente viable”.
“Un factor crítico y que por lo general se pasa por alto
es que cada formación de shale es diferente y compleja.
Casi todas las formaciones son heterogéneas, es decir,
dentro de una misma formación existen porciones con
diferentes composiciones. Los shales olutitas pueden estar
compuestos de silicio, pueden ser calcáreos o pueden ser
arcillosos. En los tres yacimientos más importantes de los
Estados Unidos, Marcelus es arcilloso, Eagle Ford es calcáreo y Barnett, silicio. Esto nos muestra que no podemos
tratar a todos los shale gas o shale oil de la misma manera”.
“En los comienzos se pensaba que el solo hecho de
aplicar fuerza bruta y utilizarmás potencia hidráulica
para crear fracturas más grandes y mayor cantidad de
fracturas era la mejor manera de producir las lutitas. Más
tarde descubrimos que esta teoría no era correcta”.
“Es necesario que los yacimientos de shale se perforen
y se pongan en producción de una manera altamente eficiente. Esto significa que se debe perforar la mayor cantidad posible de pozos, en el menor tiempoposible y maximizando el contacto de estos pozos con el reservorio. En
otras palabras, deben perforarse los pozos horizontales de
manera eficiente”.
“Actualmente, en los Estados Unidos, un pozo horizontal requiere entre 10 y 20 etapas independientes de fractura. Sin embargo, vale la pena resaltar que cada fractura
requiere, aproximadamente, de 3.000 m3 de agua bombeada, a razón de 70 barriles...