Pizarra Marcellus: Los resultados siguen sorprendiendo a los geólogos

Marcellus Shale – Juego de gas natural de la cuenca de los Apalaches

Un recurso que pasó de «marginal» a «espectacular» como resultado de la nueva tecnología de perforación.

Mapa del grosor del Marcellus Shale: Mapa que muestra el grosor de la formación Marcellus Shale en pies realizado por la Administración de Información Energética de los Estados Unidos, utilizando datos de DrillingInfo Inc.el Servicio Geológico de Nueva York, el Servicio Geológico de Ohio, la Oficina de Topografía y Geología de Pensilvania, el Servicio Geológico y Económico de Virginia Occidental y el Servicio Geológico de los Estados Unidos. Los puntos dorados del mapa representan pozos perforados entre enero de 2003 y diciembre de 2014. Las líneas de isopozo representan el espesor de la formación con un intervalo de contorno de 50 pies. Una isopaca adicional de 25 pies se muestra como una línea de puntos en el borde occidental del mapa. Ver el mapa a tamaño completo.

¿Yacimiento de gas supergigante en los Apalaches?

Hace veinte años, todos los geólogos relacionados con el petróleo y el gas de la cuenca de los Apalaches conocían el esquisto negro devónico llamado Marcellus. Su color negro hacía que fuera fácil de detectar en el campo, y su firma ligeramente radiactiva hacía que fuera muy fácil de elegir en un registro geofísico de pozos.

Sin embargo, muy pocos de estos geólogos estaban entusiasmados con el Marcellus Shale como fuente importante de gas natural. Los pozos perforados en él producían algo de gas, pero rara vez en cantidades comerciales. Pocos o ninguno en la industria del gas natural sospechaban que el Marcellus podría ser pronto un importante contribuyente al suministro de gas natural de Estados Unidos, lo suficientemente grande como para que se hable de un yacimiento de gas «supergigante».

Relacionado: Utica Shale: El gigante bajo el Marcellus

Primeras estimaciones sobre el Marcellus realizadas por el USGS

En 2002, el Servicio Geológico de los Estados Unidos, en su Evaluación de los recursos de petróleo y gas no descubiertos de la provincia de los Apalaches, calculó que el Marcellus Shale contenía unos recursos no descubiertos de unos 1,9 billones de pies cúbicos de gas. [1] Eso es mucho gas, pero repartido en la enorme extensión geográfica del Marcellus, no era tanto por acre.

Mapa de la estructura del Marcellus Shale: Este mapa muestra la estructura del Marcellus Shale. Los valores del mapa son elevaciones en la parte superior del Marcellus Shale en pies. La mayoría de los valores son negativos, lo que significa que representan «pies por debajo del nivel del mar». Este mapa fue preparado por la Administración de Información Energética utilizando datos de DrillingInfo Inc.; el Servicio Geológico de Nueva York; el Servicio Geológico de Ohio; la Oficina del Servicio Topográfico y Geológico de Pensilvania; y el Servicio Geológico y Económico de Virginia Occidental. Los puntos dorados del mapa representan pozos perforados entre enero de 2003 y diciembre de 2014. Ver el mapa a tamaño completo.

Los primeros indicios de una gran producción

Range Resources – Appalachia, LLC puede haber iniciado el juego de gas Marcellus Shale. En 2003 perforaron un pozo de Marcellus en el condado de Washington (Pensilvania) y encontraron un prometedor flujo de gas natural [2]. Experimentaron con métodos de perforación horizontal y fracturación hidráulica que funcionaban en el Barnett Shale de Texas. La primera producción de gas Marcellus del pozo comenzó en 2005. Desde entonces y hasta finales de 2007, se autorizaron en Pensilvania más de 375 pozos de gas con presunta intención de producir Marcellus [2].

Estratigrafía del Marcellus Shale: La nomenclatura estratigráfica utilizada para las rocas inmediatamente por encima y por debajo del Marcellus varía de una zona a otra. La información para el oeste de Pensilvania y el noroeste de Nueva York se muestra arriba. Imagen de: Robert Milici y Christopher Swezey, 2006, Assessment of Appalachian Basin Oil and Gas Resources: Devonian Shale-Middle and Upper Paleozoic Total Petroleum System. Open-File Report Series 2006-1237. United States Geological Survey. [3] Ver la estratigrafía completa de otras zonas.

¿Cuánto gas hay en el Marcellus Shale?

A principios de 2008, Terry Englander, profesor de geociencia de la Universidad Estatal de Pensilvania, y Gary Lash, profesor de geología de la Universidad Estatal de Nueva York en Fredonia, sorprendieron a todo el mundo con estimaciones de que el Marcellus podría contener más de 500 billones de pies cúbicos de gas natural. Utilizando algunos de los mismos métodos de perforación horizontal y fracturación hidráulica que se habían aplicado anteriormente en el Barnett Shale de Texas, tal vez un 10% de ese gas (50 billones de pies cúbicos) podría ser recuperable. Ese volumen de gas natural bastaría para abastecer a todo Estados Unidos durante unos dos años y tendría un valor en boca de pozo de aproximadamente un billón de dólares. [5]

En 2011, la Administración de Información Energética informó de que el Marcellus Shale contenía aproximadamente 410 billones de pies cúbicos de gas natural técnicamente recuperable, pero al año siguiente la agencia revisó esa cifra a la baja, hasta 141 billones de pies cúbicos. Es difícil estimar la cantidad de gas en una unidad de roca que varía en grosor, composición y carácter, y que se encuentra a miles de metros bajo la superficie de la Tierra. Aunque la estimación de 141 trillones de pies cúbicos sólo representa unos seis años de consumo de gas natural para Estados Unidos, las empresas han arrendado terrenos, perforado pozos, construido gasoductos y realizado otras inversiones que prevén una cantidad de gas mucho mayor en el Marcellus Shale [7].

A principios de 2015, el Marcellus Shale producía unos 14.400 millones de pies cúbicos de gas natural al día. Además, los pozos de la parte occidental de la explotación, cerca de la frontera entre Pensilvania y Ohio y hacia el oeste, estaban produciendo valiosos líquidos de gas natural y pequeñas cantidades de petróleo. En ese momento, el Marcellus era la fuente de más del 36% del gas de esquisto producido en Estados Unidos y del 18% de la producción total de gas seco de Estados Unidos.

¿Qué es el Marcellus Shale?

El Esquisto de Marcellus, también denominado Formación Marcellus, es un esquisto carbonoso (rico en materia orgánica) negro de edad devónica media que se encuentra en el subsuelo de gran parte de Ohio, Virginia Occidental, Pensilvania y Nueva York. Pequeñas zonas de Maryland, Kentucky, Tennessee y Virginia también se encuentran bajo el Marcellus Shale. Los mapas de esta página muestran la extensión geográfica del Marcellus Shale.

Sección transversal que muestra la profundidad de las pizarras Utica y Marcellus: La sección transversal anterior muestra la posición bajo la superficie de la pizarra Marcellus, la pizarra Utica y la roca base continental. La línea de la sección transversal se muestra en el mapa inserto. Obsérvese que el Utica Shale se encuentra a unos 2.000 pies por debajo del Marcellus bajo el este de Ohio, pero a unos 6.000 pies por debajo del Marcellus en el centro-sur de Pensilvania. Este mapa ha sido elaborado por Geology.com a partir de los datos facilitados por la Administración de Información Energética, el Servicio Geológico de Estados Unidos, el Servicio Geológico de Pensilvania y el Departamento de Energía de Estados Unidos.

¿A qué profundidad se encuentra el Marcellus Shale?

En la mayor parte de su extensión, el Marcellus se encuentra casi una milla o más por debajo de la superficie. El mapa de la estructura del Marcellus Shale en esta página muestra la elevación de la parte superior del Marcellus Shale. Estas grandes profundidades hacen de la formación Marcellus un objetivo muy caro. Los pozos exitosos deben producir grandes volúmenes de gas para pagar los costes de perforación que pueden superar fácilmente el millón de dólares para un pozo vertical tradicional y varios millones de dólares para un pozo horizontal con fracturación hidráulica.

La sección transversal generalizada de los esquistos Utica y Marcellus en esta página muestra cómo estas unidades de roca son muy profundas en el suroeste de Pensilvania y luego se elevan hacia la superficie en Ohio. Esto no sólo disminuye la profundidad de perforación de estas unidades de roca, sino que también cambia la cantidad de calor y presión a la que han estado expuestas las rocas.

El esquisto Utica de Ohio contiene petróleo y gas natural porque no han sido destruidos por el calor y la presión. A medida que el Utica desciende en el subsuelo hacia Pensilvania, la cantidad de calor y presión a la que ha sido expuesto aumenta y el petróleo ha sido destruido, quedando el gas natural. Con una mayor exposición al calor y la presión, el gas natural se destruye. Esta es en parte la razón por la que parte del Marcellus Shale más oriental es improductivo.

Espesor del esquisto rico en materia orgánica dentro del Marcellus en Pensilvania: Un mapa de Pensilvania que muestra los pies netos de esquisto rico en materia orgánica en la formación Marcellus. John Harper, del Servicio Geológico de Pensilvania, cree que el espesor de la pizarra rica en materia orgánica puede ser más importante que el espesor total del Marcellus a la hora de evaluar el potencial de producción de un pozo. [2] Mapa según Piotrowski, R.G. y Harper, J.A., 1979. [6] Ver el mapa a tamaño completo.

¿Dónde está el mayor potencial de producción?

Las unidades de roca no son homogéneas. El gas de la pizarra Marcellus es el resultado de su contenido orgánico. Por lo tanto, la lógica sugiere que las rocas que contienen mayores cantidades de materia orgánica tienen una mayor capacidad de generar gas natural. En esta página se puede ver un mapa que muestra los pies netos de pizarra rica en materia orgánica de la formación Marcellus. Hasta la fecha, las zonas del noroeste de Pensilvania, donde el esquisto Marcellus tiene intervalos gruesos de contenido orgánico, han sido algunas de las más prolíficas productoras de gas natural.

Producción de gas de esquisto de Estados Unidos por formación: Este gráfico muestra la tendencia temporal de la producción de gas de esquisto en seco de las principales formaciones productoras de gas de esquisto. Muestra claramente que la formación Marcellus Shale tuvo un comienzo relativamente tardío, pero rápidamente se convirtió en el líder de la producción nacional. Gráfico de la Administración de Información Energética.

Índices de producción de pozos

Antes del año 2000, se habían completado muchos pozos de gas natural con éxito en el Marcellus. Los rendimientos de estos pozos eran a menudo poco impresionantes una vez terminados. Sin embargo, muchos de estos pozos más antiguos en el Marcellus tienen una producción sostenida que disminuye lentamente con el tiempo. Muchos de ellos siguieron produciendo gas durante décadas. Un inversor paciente podría obtener beneficios de estos pozos de bajo rendimiento con tasas de producción que disminuyen lentamente.

En el caso de los nuevos pozos perforados con las nuevas tecnologías de perforación horizontal y fracturación hidráulica, la producción inicial puede ser mucho mayor que la de los pozos antiguos. Los primeros índices de producción de algunos de los nuevos pozos han superado el millón de pies cúbicos de gas natural al día. La tecnología es tan nueva que no se dispone de datos de producción a largo plazo. Como ocurre con la mayoría de los pozos de gas, las tasas de producción disminuirán con el tiempo; sin embargo, un segundo tratamiento de fracturación hidráulica podría volver a estimular la producción.

Fotomicrografía de la pizarra Marcellus: Fotomicrografía de una sección pulida de la pizarra Marcellus en luz reflejada. Las partículas de oro son granos de pirita que son comunes en las rocas ricas en materia orgánica. El gran cuerpo alargado de color marrón es una espora vegetal comprimida con algunos granos de pirita en la cavidad central. El resto de la roca es una matriz de arcilla con una fuerte mancha orgánica marrón. La anchura de esta imagen abarca unos 0,2 milímetros de la pizarra.

¿Cómo se produce el gas en la roca?

El gas natural se produce dentro de la pizarra Marcellus de tres maneras: 1) dentro de los espacios porosos de la pizarra; 2) dentro de las fracturas verticales (juntas) que atraviesan la pizarra; y, 3) adsorbido en los granos minerales y la materia orgánica. La mayor parte del gas recuperable se encuentra en los espacios porosos. Sin embargo, el gas tiene dificultades para escapar a través de los espacios porosos porque son muy pequeños y están mal conectados.

La mayoría de los pozos históricos del Marcellus producen gas a un ritmo muy lento debido a la baja permeabilidad mencionada anteriormente. Esto es típico de una pizarra. Sin embargo, algunos de los pozos históricos más exitosos en el Marcellus comparten una característica común: intersectan numerosas fracturas. Estas fracturas permiten que el gas fluya a través de la unidad de roca y hacia el interior del pozo. Las fracturas que cruzan el pozo también cruzan otras fracturas, y esas fracturas cruzan aún más fracturas. Así, una extensa red de fracturas permite que un pozo drene gas de un volumen muy grande de pizarra. Un solo pozo puede recuperar gas de muchas hectáreas de terreno circundante.

Pozo horizontal: Los pozos más prometedores perforados en el Marcellus emplean dos tecnologías que son relativamente nuevas en la producción de gas de esquisto de la cuenca de los Apalaches. Una de ellas es la perforación horizontal, en la que un pozo vertical se desvía a horizontal para que penetre en un número máximo de fracturas verticales de la roca y penetre en una distancia máxima de roca portadora de gas. La segunda es la «hidrofracturación» (o fracturación hidráulica). Con esta técnica, se sella una parte del pozo y se bombea agua para producir una presión lo suficientemente alta como para fracturar la roca circundante. El resultado es un yacimiento muy fracturado en el que penetra una gran longitud de pozo.

Perforación horizontal para penetrar en más fracturas

Las fracturas (también conocidas como «juntas») en el Marcellus Shale son verticales. Por lo tanto, es de esperar que un pozo vertical cruce muy pocas de ellas. Sin embargo, un pozo horizontal, perforado perpendicularmente a la orientación más común de las fracturas, debería intersectar un número máximo de fracturas.

El diagrama adjunto ilustra el concepto de un pozo horizontal. Los pozos de alto rendimiento en el Marcellus Shale se han construido utilizando la técnica de perforación horizontal. Algunos pozos horizontales en el Marcellus Shale tienen flujos iniciales que sugieren que son capaces de producir millones de pies cúbicos de gas al día, lo que los convierte en algunos de los pozos de gas más productivos del este de Estados Unidos. Aunque algunos expertos son muy optimistas sobre las tasas de producción a largo plazo de estos pozos, es demasiado pronto para determinar su vida productiva o su rendimiento a largo plazo.

Fracturas de esquisto: Fracturas naturales o «juntas» en el esquisto de edad devónica. Se trata de un esquisto muy fracturado.

Aumentar el número de fracturas

Un segundo método se utiliza para aumentar la productividad de un pozo. Se trata de aumentar el número de fracturas en un pozo mediante una técnica conocida como «fracturación hidráulica» o «hydrofracing». Este método utiliza agua a alta presión o un gel para inducir fracturas en la roca que rodea la perforación del pozo.

La fracturación hidráulica se realiza sellando una parte del pozo e inyectando agua o gel a muy alta presión en la parte aislada del agujero. La alta presión fractura la roca y empuja las fracturas para que se abran.

Para evitar que las fracturas se cierren cuando se reduzca la presión, se bombean varias toneladas de arena de fracturación u otro «apuntalante» en el pozo y en la parte presurizada del agujero. Cuando se produce la fracturación, millones de granos de arena son forzados a entrar en las fracturas. Si hay suficientes granos de arena atrapados en la fractura, ésta se abrirá parcialmente cuando se reduzca la presión. Esto proporciona una permeabilidad mejorada para el flujo de gas hacia el pozo.

Importancia económica del yacimiento de gas de Marcellus Shale

La presencia de un enorme volumen de gas potencialmente recuperable en el este de Estados Unidos tiene una gran importancia económica. Se trata del gas natural más cercano a las zonas de gran población de Nueva Jersey, Nueva York y Nueva Inglaterra. Esta ventaja de transporte dará al gas del Marcellus una clara ventaja en el mercado.

El gas producido en la parte occidental y menos profunda de la extensión del Marcellus (véase el mapa anterior) podría transportarse a ciudades del centro de Estados Unidos. Debería tener un impacto positivo en la estabilidad del suministro de gas natural de la región circundante durante al menos varios años si la estimación de recursos citada anteriormente resulta exacta.

Sitio de un pozo de gas: Foto aérea del sitio de un pozo de gas. Derechos de autor de la imagen iStockphoto / Edward Todd.

Arrendamientos de gas y primas por firmar

A muchos propietarios de los derechos minerales de su finca se les están haciendo ofertas para arrendar sus tierras. La cuantía de las primas de firma que se han pagado en las transacciones entre compradores y vendedores informados está directamente relacionada con dos factores 1) el nivel de incertidumbre en la mente del comprador, y 2) el número de otros compradores que compiten para realizar la compra. Estos factores han cambiado significativamente en muy poco tiempo.

Hasta 2005, había muy poco interés en arrendar propiedades para la producción de gas de Marcellus Shale. El Marcellus no se consideraba un recurso de gas importante y no se había demostrado una tecnología para explotarlo. En aquella época, el nivel de incertidumbre en la mente de los compradores era muy alto y las primas por firma eran de unos pocos dólares por acre.

Cuando se sospechó por primera vez del potencial del Marcellus en 2006, un pequeño número de especuladores comenzó a arrendar tierras, pagando arriesgadas primas de firma que a veces llegaban a los 100 dólares por acre. A finales de 2007 eran habituales las primas de firma de unos cientos de dólares por acre. Luego, a medida que se demostraba y se daba a conocer la tecnología, las primas por firma empezaron a aumentar rápidamente. A principios de 2008 se perforaron varios pozos con fuertes tasas de producción, numerosos inversores empezaron a arrendar y las primas por firma pasaron de unos cientos de dólares por acre a más de 2.000 dólares por acre para las propiedades más deseables.

Si los resultados de la actividad de perforación actual y futura no coinciden con las expectativas de las empresas que pagan por los arrendamientos, las cantidades que están dispuestas a pagar podrían bajar rápidamente.

Regalías del gas

Aunque las primas de firma generan un enorme interés porque son ingresos garantizados, las regalías pueden ser significativamente mayores. El canon es una parte de los ingresos de un pozo. El canon habitual es el 12,5% del valor del gas producido por un pozo. A veces, los compradores agresivos pagan cánones más altos por propiedades muy deseadas.

Los cánones pagados a los propietarios de un pozo que produce más de un millón de pies cúbicos de gas natural al día pueden ascender a cientos de miles de dólares al año.

Si el Marcellus Shale cumple las expectativas optimistas de algunos expertos en gas natural, Pensilvania, Ohio, Nueva York y Virginia Occidental podrían tener temporalmente un enorme aumento de ingresos que podría mantenerse durante algunas décadas.

Número de pozos Marcellus: Este gráfico muestra el número de pozos no convencionales perforados en Pensilvania entre 2007 y 2014. Entre 2007 y 2011, los pozos no convencionales se dirigían únicamente al Marcellus Shale. A partir de 2012, algunos pozos comenzaron a dirigirse a la pizarra Utica en el oeste de Pensilvania. La actividad de perforación aumentó rápidamente y alcanzó su punto máximo en 2011/2012, cuando el precio del gas natural cayó rápidamente. Los datos de este gráfico se obtuvieron del Departamento de Protección Ambiental de Pensilvania.

Actividad de perforación de gas natural

Varias empresas están perforando o arrendando activamente propiedades de Marcellus Shale. Range Resources, North Coast Energy, Chesapeake Energy, Chief Oil & Gas, East Resources, Fortuna Energy, Equitable Production Company, Cabot Oil & Gas Corporation, Southwestern Energy Production Company y Atlas Energy Resources son algunas de las empresas implicadas.

El Departamento de Protección Medioambiental de Pensilvania informa de que el número de pozos perforados en el Marcellus Shale ha aumentado rápidamente. En 2007 sólo se perforaron 27 pozos de Marcellus Shale en el estado; sin embargo, en 2010 el número de pozos perforados había aumentado a 1386. Muchos de estos pozos producirán millones de pies cúbicos de gas natural al día en su primer año. Sin embargo, el rendimiento de cada uno de los pozos suele descender rápidamente en los años siguientes.

El rendimiento a largo plazo de los pozos de Marcellus Shale es incierto. Algunos miembros del sector creen que producirán cantidades de gas menores pero rentables durante décadas. También es posible que muchos pozos se refracten en el futuro con tecnologías mejoradas. La misma plataforma de perforación podría reutilizarse en el futuro para perforar varios pozos horizontales en diferentes direcciones. Las plataformas de perforación de Marcellus Shale tienen muchas opciones de futuro.

Gasoducto de Marcellus Shale: En la actualidad, la capacidad de los gasoductos de la región de Marcellus Shale es insuficiente para transportar el volumen de gas que se producirá. Se necesitan varios gasoductos importantes para transportar millones de pies cúbicos de gas al día a los mercados de gran población. Además, hay que construir miles de kilómetros de sistemas de recogida de gas natural para conectar los pozos individuales a los grandes gasoductos.

Gasoductos y derechos de paso

Se han arrendado cientos de miles de hectáreas por encima del Marcellus Shale con la intención de perforar pozos de gas natural. Sin embargo, la mayoría de las propiedades arrendadas no son adyacentes a un gasoducto de gas natural. La capacidad total de los gasoductos de gas natural disponibles actualmente es una pequeña fracción de lo que se necesitará.

Hay que construir varios gasoductos nuevos para transportar millones de pies cúbicos de gas natural al día a los principales mercados. Además, habrá que construir miles de kilómetros de sistemas de captación de gas natural para conectar los pozos individuales a los principales gasoductos.

Se pedirá a muchos propietarios que firmen acuerdos de derecho de paso que permitan la construcción de gasoductos y sistemas de recogida en sus tierras. Si el propietario no está asociado a la producción de gas, podría haber una compensación por conceder el derecho de paso. Los pagos pueden ser desde unos pocos dólares por pie lineal en las zonas rurales hasta más de 100 dólares por pie en las zonas urbanas.

El esquisto Utica por debajo del Marcellus

Aunque el esquisto Marcellus es el objetivo actual de perforación de esquisto no convencional en Pensilvania, hay otra unidad de roca con un enorme potencial a unos pocos miles de metros por debajo del Marcellus. El Utica Shale es más grueso que el Marcellus, más extenso geográficamente y ya ha demostrado que puede tener valor comercial. En esta página se muestra una sección transversal generalizada con las posiciones respectivas del Marcellus Shale y del Utica Shale.

Cuando el rendimiento de los pozos de Marcellus Shale empiece a declinar, podrían perforarse nuevos pozos hasta el Utica para continuar con un flujo de producción de gas natural. La perforación en el Utica será más cara debido a la mayor profundidad; sin embargo, la infraestructura de plataformas de perforación, derechos de paso, tuberías, datos de permisos y otras inversiones reducirán los costes de desarrollo de los pozos del Utica Shale.

Otros esquistos gasíferos de Estados Unidos

Los acontecimientos descritos anteriormente no son exclusivos del noreste de Estados Unidos o del esquisto Marcellus. Las tecnologías de perforación horizontal e hidrofracturación se perfeccionaron para los yacimientos de esquisto hace unos años en el Barnett Shale de Texas. La tecnología se aplicó después en otras zonas como el Fayetteville Shale del centro-norte de Arkansas, el Haynesville Shale del noroeste de Luisiana y el Marcellus Shale de los Apalaches. Éstas son sólo algunas de las numerosas explotaciones de gas no convencionales que se están llevando a cabo en Estados Unidos y Canadá. Yacimientos de esquisto orgánico similares en otras partes del mundo también podrían producir gas a medida que se extienda el uso de las nuevas tecnologías.

Related Stories

Llegir més:

Coleccionar meteoritos | ¿Cuánto valen los meteoritos?

UNA GUÍA PARA COLECCIONAR Y EL MERCADO DE METEORITOS El cuarto...

Ópalos etíopes – Ópalo precioso, de fuego y común

El "ópalo de Welo" recibe su nombre de la provincia de Wollo, en...

Sonora Sunrise / Sunset: Un paisaje de cuprita y...

Una roca de cuprita y crisocola que hace cabujones de cielo rojo sobre...

Ópalo morado mexicano: Un ópalo común conocido como Morado.

Una variedad púrpura de ópalo común del centro de México Ópalo...

Sal de roca: Una roca sedimentaria compuesta por el...

Una roca sedimentaria compuesta por el mineral halita. Sal de...

Malaquita: Usos y propiedades del mineral y de la...

Utilizada como mineral de cobre, como pigmento, como piedra preciosa y como material...