Definición de petróleo de esquisto:
El petróleo de esquisto se refiere al petróleo almacenado en formaciones de esquisto ricas en materia orgánica y con poros a escala nanométrica. Es la abreviatura de petróleo de esquisto orgánico maduro. El esquisto es tanto una roca generadora como una roca reservorio de petróleo. El petróleo de esquisto existe en forma adsorbida y libre, y generalmente es ligero y de baja viscosidad. Se almacena principalmente en gargantas de poros a escala nanométrica y sistemas de fracturas, distribuidos a lo largo o en paralelo a las láminas. Los esquistos ricos en materia orgánica generalmente se acumulan en áreas extensas y continuas en el centro de una cuenca, generalmente contienen petróleo y poseen un gran tamaño de recurso. Los factores clave para evaluar la zona núcleo del petróleo de esquisto incluyen la distribución del espacio del yacimiento, el índice de fragilidad del yacimiento, la viscosidad del petróleo de esquisto, la energía de formación y el tamaño del esquisto rico en materia orgánica. La extracción exitosa de gas de esquisto proporciona una referencia técnica para la extracción de petróleo de esquisto. Las tecnologías de estimulación de la permeabilidad artificial, como la fracturación volumétrica de pozos horizontales y la refracturación, son clave para el desarrollo eficaz del petróleo de esquisto. Entre los recursos de petróleo de esquisto, el petróleo condensado o el petróleo ligero podrían ser los principales tipos para la producción industrial [6,11]. Las moléculas de condensado y petróleo ligero tienen un diámetro de 0,5 a 0,9 nm. En teoría, son más fáciles de fluir y recuperar dentro de las gargantas porosas a escala nanométrica del esquisto, en condiciones subterráneas de alta temperatura y alta presión.
Características básicas de las áreas favorables de distribución de petróleo de esquisto:
El petróleo de esquisto difiere significativamente del petróleo convencional separado de su fuente y yacimiento y del petróleo compacto acumulado cerca de la fuente en términos de mecanismos de acumulación, espacio del yacimiento, características del fluido y distribución, mientras que comparte más similitudes con el gas de esquisto.
Integración fuente-reservorio, retención y acumulación:
El petróleo de esquisto bituminoso es un ejemplo típico de acumulación de petróleo caracterizado por la integración de fuente y yacimiento, retención y acumulación, y distribución continua. Las lutitas ricas en materia orgánica sirven como capas de fuente y yacimiento. A diferencia del gas de esquisto, el petróleo de esquisto bituminoso se forma principalmente durante la fase de generación de hidrocarburos líquidos de la evolución de la materia orgánica. Durante la fase de generación continua de petróleo de las lutitas ricas en materia orgánica, el petróleo se retiene y acumula dentro del yacimiento de esquisto bituminoso, y solo se dispersa o migra hacia afuera después de que el yacimiento de esquisto mismo se satura. Por lo tanto, cualquier esquisto rico en materia orgánica en la fase de generación de hidrocarburos líquidos tiene el potencial de acumular petróleo de esquisto bituminoso. En la actualidad, se ha descubierto petróleo de fractura de esquisto en estratos marinos de América del Norte y estratos continentales de China [12], pero no hay informes del descubrimiento de petróleo de esquisto bituminoso en el basamento. Rico en materia orgánica y alta madurez La materia orgánica es la base para que el esquisto sea rico en petróleo. El valor de TOC de las capas de petróleo de esquisto rico y de alto rendimiento es generalmente mayor al 2%, y el valor de Ro es generalmente de 0.7% a 2.0%, formando petróleo ligero y petróleo condensado, lo cual es propicio para la producción. Gargantas de poros y sistemas de fracturas a escala nanométrica desarrollados Las lutitas generalmente desarrollan láminas a escala milimétrica-centimétrica. Las gargantas de poros a escala nanométrica están ampliamente desarrolladas en los yacimientos de petróleo de esquisto, con diámetros de poro que varían principalmente de 50 a 300 nm. Los poros a escala micrométrica se desarrollan localmente, y los tipos de poro incluyen poros intergranulares, poros intragranulares, poros orgánicos y poros intercristalinos. Las microfracturas también están muy desarrolladas en los yacimientos de petróleo de esquisto, y los tipos son diversos. Las fracturas de estratificación horizontales sin relleno son las principales, seguidas de las fracturas de contracción. Las fracturas estructurales verticales u oblicuas se desarrollan cerca de la zona de falla. La mayoría de las lutitas presentan láminas bien desarrolladas, incluyendo láminas de minerales arcillosos, láminas de carbonato, láminas orgánicas y pirita. El petróleo de lutita se distribuye ampliamente dentro de estas láminas y presenta microfracturas paralelas a estos planos de estratificación.
El índice de fragilidad del yacimiento es alto:
El contenido de minerales frágiles es un factor clave que influye en el desarrollo de microfracturas en la lutita, el contenido de petróleo y los métodos de estimulación de fracturación. Cuanto menor sea el contenido de minerales arcillosos como la caolinita, la montmorillonita y la hidrómica en la lutita, y cuanto mayor sea el contenido de minerales frágiles como el cuarzo, el feldespato y la calcita, más frágil se vuelve la roca, haciéndola más susceptible a la formación de fracturas naturales e inducidas bajo fuerzas externas, facilitando así la recuperación del petróleo de lutita. Las lutitas lacustres ricas en materia orgánica de China generalmente tienen altos contenidos de minerales frágiles, que superan el 40 %. Por ejemplo, la lutita lacustre del Miembro Chang 7 de la Formación Yanchang en la Cuenca de Ordos tiene un contenido promedio de minerales frágiles como el cuarzo, el feldespato, la calcita y la dolomita, que alcanza el 41 %. El contenido de minerales arcillosos es inferior al 50 %. La pizarra en los submiembros Chang 72 y Chang 73 tiene un alto contenido de pirita, con un promedio de 9,0%.
Alta presión de formación y petróleo ligero:
Las zonas ricas en petróleo de esquisto se ubican en formaciones de esquisto maduras, ricas en materia orgánica y con una extensa producción de petróleo. Estas áreas generalmente presentan una alta energía de formación, con coeficientes de presión que oscilan entre 1,2 y 2,0. Algunas formaciones de baja presión, como la Formación Yanchang en la Cuenca de Ordos, presentan coeficientes de presión de tan solo 0,7 a 0,9. El petróleo es generalmente ligero, con densidades de crudo que oscilan entre 0,70 y 0,85 g/cm³ y viscosidades que oscilan entre 0,7 y 20,0 mPa·s. La alta relación gas-petróleo facilita el flujo y la producción en sistemas de yacimientos de garganta de poro a escala nanométrica.
Gran distribución continua, alto potencial de recursos:
La distribución del petróleo de esquisto no está controlada estructuralmente, careciendo de límites de trampa claros. En cambio, su rango de producción de petróleo está controlado por la distribución del esquisto rico en materia orgánica dentro de la ventana de generación de petróleo. El petróleo generado por el esquisto se retiene en gran medida dentro del esquisto, generalmente representando del 20% al 50% del petróleo total generado, lo que indica un potencial de recursos significativo. Por ejemplo, el esquisto del Mesozoico Miembro Chang 7 en la Cuenca de Ordos (concentrado en el Miembro Chang 72 inferior y la mayor parte de Chang 73) contiene intervalos ricos en petróleo de esquisto. Las estimaciones preliminares indican recursos recuperables de petróleo de esquisto de 10 millones a 15 millones de toneladas. Los esquistos marinos de América del Norte están ampliamente distribuidos, tienen espesores estables, alta abundancia de materia orgánica y alta madurez, lo que favorece la generación de petróleo de esquisto ligero y condensado.
Modelos sedimentarios de esquisto ricos en materia orgánica:
Las lutitas pueden formarse en ambientes sedimentarios marinos, de transición y terrestres. La formación de lutitas negras ricas en materia orgánica requiere dos condiciones clave: alta productividad y abundante aporte de materia orgánica; y condiciones propicias para la preservación, acumulación y transformación de la materia orgánica sedimentaria.
Existen cuatro modelos deposicionales principales para lutitas negras ricas en materia orgánica: transgresión marina (lacustre), estratificación hídrica, umbral y surgencia por corrientes oceánicas. En las cuencas lacustres continentales, solo se dan tres de estos modelos: transgresión, estratificación hídrica y umbral. El modelo de transgresión implica un aumento relativo del nivel del lago, lo que resulta en condiciones anóxicas generalizadas en aguas profundas. Esto permite que la materia orgánica se entierre y se preserve, formando lutitas negras (secciones densas). Esto suele ser más común en las cuencas de depresión. El modelo de estratificación hídrica implica la obstrucción de la circulación hídrica por encima y por debajo de la cuenca de captación debido a diferencias de temperatura, salinidad u otros factores, lo que provoca condiciones anóxicas en zonas bajas localizadas y estancadas, y la formación de lutitas negras ricas en materia orgánica. La estratificación hídrica es la forma más común de formación de lutitas ricas en materia orgánica. Los patrones de sedimentación por umbral se clasifican como de umbral alto y de umbral bajo, principalmente en función de la profundidad del agua. El patrón de umbral alto se presenta en cuencas profundas, como las cuencas lacustres falladas y de antepaís, donde un umbral "d" impide que el agua externa influya en las aguas más profundas. En consecuencia, la estratificación del agua crea un ambiente anóxico, lo que conduce al desarrollo de lutitas negras. El patrón de umbral bajo se presenta en zonas de aguas estancadas y poco profundas (como pantanos). La biodegradación consume grandes cantidades de oxígeno, lo que resulta en un ambiente reductor y la preservación de materia orgánica vegetal superior, lo que lleva a la formación de lutitas carboníferas. La característica más definitoria del patrón de umbral bajo es la ausencia de estratificación del agua.
Durante las fluctuaciones periódicas del nivel del lago, la profundidad del agua y las tasas de aporte de sedimentos también varían periódicamente, lo que provoca variaciones regulares en el contenido de carbono orgánico total a lo largo del perfil sedimentario. Los límites de la secuencia se caracterizan por aguas menos profundas, rápida acumulación de sedimentos y oxidación activa, lo que a menudo resulta en valores mínimos de carbono orgánico total a lo largo del perfil. Cerca de la superficie máxima de inundación del lago, el aporte de sedimentos es lento, lo que resulta en una sedimentación subcompensada. La materia orgánica está relativamente enriquecida, a menudo con niveles máximos de carbono orgánico total. Este intervalo denso es el intervalo de lutita rica en materia orgánica más favorable de la secuencia. Sin embargo, no todas las cuencas lacustres forman intervalos densos cerca de la superficie máxima de inundación del lago. Las cuencas lacustres continentales varían en tipo de cuenca y etapa evolutiva, y debido a factores como la pequeña superficie de la cuenca, las múltiples procedencias y las fluctuaciones del nivel del lago, la distribución vertical de la lutita rica en materia orgánica dentro de la secuencia es compleja. Los intervalos densos en las cuencas lacustres falladas del este de China pueden presentarse en la parte baja de las zonas de sistemas de altura o dentro de las zonas de sistemas transgresivos. Las cuencas del Medio Oeste se ubican principalmente dentro de las zonas de sistemas transgresivos.
Estados Unidos es pionero mundial en la producción de petróleo de esquisto, que se encuentra principalmente en varias cuencas representativas:
Esquisto de Bakken: Ubicada en Dakota del Norte y Montana, fue la primera provincia de petróleo de esquisto de Estados Unidos en alcanzar una producción industrial a gran escala. La producción petrolera se compone principalmente de crudo ligero con una densidad de entre 0,79 y 0,85 g/cm³ y baja viscosidad, lo que facilita su extracción. La Cuenca Pérmica, que abarca Texas y Nuevo México, cuenta con yacimientos continuos y densos, ricos en petróleo ligero y condensado, lo que la convierte en la principal zona de producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos.
La formación de Eagle Ford, ubicada en el sur de Texas, es conocida por sus altos valores de carbono orgánico total (COT) y su alta madurez. Su petróleo ligero y su alta relación gas-petróleo la hacen idónea para la producción mediante fracturación volumétrica de pozos horizontales.
El petróleo de esquisto en estas zonas comparte características similares a las de China:
Rico en materia orgánica y muy maduro (Ro es generalmente del 0,7% al 2,0%);
Gargantas porosas a escala nanométrica y sistemas de microfracturas bien desarrollados, lo que da como resultado una buena continuidad del yacimiento;
Aceite ligero y de baja viscosidad, lo que permite un fácil flujo;
Tecnología de estimulación por fracturación madura, con pozos horizontales más fracturación multietapa como método de producción principal.
La viabilidad de la producción de petróleo de esquisto mediante elevación artificial:
Los yacimientos de petróleo de esquisto se componen principalmente de gargantas porosas a escala nanométrica, lo que resulta en una baja permeabilidad natural para el petróleo y el gas. Por lo tanto, a menudo se requiere el levantamiento artificial para aumentar la producción del pozo. Los métodos comunes incluyen:
Bomba de varilla de succión (SRP)
Ventajas: Tecnología madura, operación simple, adecuado para pozos de pequeño diámetro y alta viscosidad;
Desventajas: La eficiencia se ve afectada significativamente por la profundidad y la viscosidad del petróleo, lo que lo hace inadecuado para formaciones de esquisto nanoporoso de muy baja permeabilidad.
Bomba sumergible eléctrica (ESP) / Bomba de cavidad progresiva (PCP)
ESP: Adecuado para pozos de gran diámetro y alto rendimiento, funciona mejor con petróleo liviano y baja viscosidad y permite una producción continua;
PCP: Adecuado para pozos de rendimiento medio a bajo y alta viscosidad, y puede manejar algunos pozos con alto contenido de arena o cera.
Para el petróleo de esquisto ligero estadounidense (como el de Eagle Ford y el de Bakken), las bombas de tubería son más adecuadas debido a su baja viscosidad del petróleo, sus altos rendimientos y la idoneidad del cuerpo de la bomba para pozos horizontales o secciones horizontales largas.