Sep 07, 2026
Yacimientos No Convencionales de Lutitas en Las Américas
Antes de describir algunos de los yacimientos de lutitas no convencionales más importantes de las Américas, conviene entender en qué consisten principalmente las lutitas.
Donald A. Goddard/Liverpool Petroleum
……….
Las lutitas o shales son rocas sedimentarias de grano fino y ricas en materia orgánica, caracterizada por una permeabilidad y porosidad extremadamente baja.
En estas formaciones, la lutita actúa simultáneamente como roca madre, trampa y yacimiento. Esto significa que el petróleo o el gas natural se generan y quedan atrapados, in situ, en lugar de migrar hacia un yacimiento de alta permeabilidad, típicamente compuesto por arenisca o caliza.
El movimiento de los fluidos es limitado debido a la escasa conexión entre los poros microscópicos. Por ello, la permeabilidad suele medirse en nanodarcies, frente a los milidarcies propios de las rocas convencionales.
En los sistemas convencionales, los hidrocarburos migran hacia un yacimiento independiente. En cambio, en los yacimientos de lutita, los hidrocarburos permanecen atrapados dentro de las mismas lutitas orgánicas donde se formaron. A diferencia de los yacimientos convencionales, delimitados por trampas estructurales localizadas (fallas o anticlinales), los yacimientos de lutitas constituyen acumulaciones regionales y continuas que abarcan vastas áreas geográficas. Los pozos perforados en ellos suelen registrar un fuerte pico de producción inmediatamente después de la fracturación hidráulica, seguido de un rápido descenso en la taza de producción, que puede llegar hasta el 80 % durante el primer año.
Pueden ser yacimientos de gas y condensado, aunque no exclusivamente. Así, los yacimientos de lutitas (shale plays) se clasifican en tres zonas principales según el tipo de fluido: 1) La ventana de gas seco, situada en zonas profundas de alta madurez térmica, donde los hidrocarburos se han craqueado totalmente hasta convertirse en gas metano. 2) La ventana de gas y condensado, en la zona intermedia, donde el fluido se presenta como gas de fase única bajo la elevada presión del yacimiento. Sin embargo, al ascender por el pozo o experimentar una caída de presión por debajo de su “punto de burbujeo”, las moléculas de hidrocarburos pesados se condensan formando un líquido de gran valor. A menudo se denomina yacimiento de lutitas rico en líquidos (LRS, por sus siglas en inglés), y 3) la ventana de petróleo en formaciones compactas (tight oil), situada en zonas menos profundas y de menor madurez térmica, donde los hidrocarburos permanecen en fase líquida (crudo liviano) atrapados en los poros de la roca compacta.
Tecnologías de punta, como la perforación horizontal combinada con el fracturamiento hidráulico por etapas, han convertido el desarrollo de estos yacimientos en una realidad económica. Dado que en los yacimientos no convencionales de lutitas los hidrocarburos no pueden fluir de forma natural a través de la densa roca, su extracción rentable requiere dichas tecnologías para crear artificialmente vías que permitan el movimiento de los fluidos.
La perforación horizontal comenzó a implementarse entre 1997 y 1998 en la Formación Barnett, una lutita de gran extensión dentro de la cuenca Fort Worth en Tecas. Los resultados positivos, se aceleraron rápidamente hasta convertirse en un estándar generalizado de la industria durante el periodo comprendido entre 1999 y 2003.
En cuanto a la estimulación por fracturamiento, la primera en un pozo vertical mediante técnicas iniciales de esta tecnología, se llevó a cabo en 1981 en la Formación Barnett Shale en la cuenca Fort Worth. A finales de la década de 1990, se produjo una transición desde el costoso fracturamiento con geles o espumas hacia el fracturamiento con agua de baja viscosidad (slickwater), lo que permitió reducir costos y alcanzar la viabilidad comercial. Posteriormente, en 2002, la empresa Devon Energy combinó con éxito el fracturamiento con dicha agua de baja viscosidad y con la perforación horizontal, sentando así las bases para el auge moderno de los yacimientos no convencionales de lutita.
Este artículo se enfocará en estos yacimientos más importantes de Estados Unidos y de Sudamérica. Estos son:
- Barnett Shale, en la cuenca Fort Worth (Texas), reconocido principalmente como un yacimiento masivo de gas natural seco.
- Eagle Ford Shale, que se extiende desde la frontera entre Texas y México hasta los condados de Webb y Maverick.
- Fayetteville, que abarca Arkansas y partes del este de Oklahoma.
- Marcellus, situado en la cuenca Apalachian en el norests de los EE.UU.
- Haynesville, un yacimiento principalmente de gas seco que cubre el norte de Louisiana y el noreste de Texas.
- Bakken Shale, en la cuenca de Williston (Dakota del Norte).
- La Formación Vaca Muerta (Argentina), un vasto yacimiento continuo de lutitas con distintas ventanas de fluidos que varían según la madurez térmica y la profundidad.
- Otras regiones potenciales en las cuencas Sub Andinas de Sudamérica, así como en Colombia, México y Venezuela.
Barnett Shale – Cuenca Fort Worth, Texas
La cuenca Fort Worth, situada en la zona centro-norte de Texas, es una cuenca sedimentaria reconocida por sus vastas reservas de gas natural atrapadas en la Formación Barnett (Barnett Shale). Este yacimiento no convencional de gas en una formación de baja permeabilidad (tight gas) abarca una superficie de 5,000 millas cuadradas (13,000 km²) de roca lutitica densa y de grano fino.
Se extiende por el subsuelo de la ciudad de Fort Worth y a través de al menos 17 condados dentro de dicha cuenca. La formación, que data del periodo Misisípiano, se encuentra a profundidades de entre 6,000 pies y 8,000 pies y está rica en materia orgánica. El contenido de carbono orgánico total (COT) promedia el 4 % y alcanza hasta el 12 % en algunas muestras. La impermeabilidad de la lutita hacía prácticamente imposible extraer el gas en cantidades comerciales hasta que las empresas petroleras aprendieron a utilizar eficazmente la tecnología de fracturación hidráulica masiva. Se estima que el yacimiento contiene 53 billones de pies cúbicos (BCF) de gas natural in situ aún no descubierto. Tras aproximadamente 24 años de producción, se calcula que el yacimiento todavía contiene unas reservas recuperables remanentes de aproximadamente 13.6 BCF de gas. También se ha encontrado petróleo en menores cantidades, aunque suficientes, dada la cotización elevada del crudo, y así resultar comercialmente viable.
El yacimiento fue descubierto en 1981, cuando la empresa Mitchell Energy perforó y completó el pozo vertical C. W. Slay no. 1, en el condado de Wise. La completación se realizó mediante un fracturamiento con espuma de nitrógeno que no produjo suficiente gas como para despertar un gran interés.
A pesar de la baja tasa de producción, George P. Mitchell, propietario de Mitchell Energy, estaba convencido de que podía encontrar una forma mejor de extraer gas de las lutitas de la Formación Barnett. Persistió durante años frente a las bajas tasas de producción de sus pozos verticales iniciales, los bajos precios del gas y la escasa rentabilidad.
En 1991, gracias a un subsidio del gobierno federal, perforó el primer pozo horizontal en el Barnett, pero el experimento no se consideró un éxito. El primer éxito llegó en 1997, tras pasar de un fracturamiento costoso con gel o espuma a una con agua (slickwater), lo que redujo los costos y demostró la viabilidad comercial de esta tecnología. Mitchell Energy se dio cuenta de que bombear a alta presión una mezcla compuesta mayoritariamente por agua dulce, arena y pequeñas cantidades de productos químicos funcionaba mucho mejor que los costosos geles. El fracturamiento con agua (slickwater) redujo los costos de estimulación hasta en un 70 % y aumentó drásticamente la producción de gas, haciendo rentable el yacimiento.
En segundo lugar, en 1998 Mitchell perforó dos pozos horizontales que resultaron ser éxitos técnicos, pero fracasos económicos. En el año 2000 se realizó un cuarto y último intento de perforación horizontal, pero surgieron problemas durante la operación y el proyecto fue abandonado.
Finalmente, el éxito comercial de Mitchell Energy en la formación Barnett se basó en dos avances clave que tuvieron lugar a principios de la década de 2000.
El éxito se alcanzó en 2002 al combinar la perforación horizontal con la tecnología de fracturamiento “slickwater”. Esta metodología fue continuada a gran escala por Devon Energy, empresa que había adquirido Mitchell Energy. Sin embargo, se reconoce al Sr. George Mitchell el mérito de haber logrado personalmente el éxito en el Barnett, lo que resulto en la perforación de unos 5700 pozos horizontales que entraron en producción entre Enero de 2010 y Enero de 2016.
Así, este auge en la producción de gas en la Formación Barnett es responsable de muchos otros éxitos en la extracción de gas de lutitas (shale gas) y petróleo de dichos yacimientos compactos (tight oil) en todo Estados Unidos y en otros países.
Haynesville Shale – Texas Este & Cuenca de Domos de Sal de Louisiana
La Formación Haynesville es un yacimiento no convencional de lutitas productor de gas natural de gran magnitud. Se localiza principalmente a lo largo de la frontera entre Louisiana y Texas. En la cuenca de domos salinos del norte de Luisiana (NLSD), las áreas más productivas de la formación se extienden por las parroquias de Caddo, De Soto, Bossier, Bienville, Red River y Webster. Si bien produce muy pocas cantidades de hidrocarburos líquidos en zonas localizadas de menor madurez térmica, la gran mayoría del yacimiento presenta una presión extremadamente alta de unos 12,000 psi y alta temperaturas superiores a los 300 °F, a profundidades entre 10,000 pies y 14,000 pies y una elevada madurez térmica.
Esta madurez geológica extrema implica que la materia orgánica atrapada se ha descompuesto casi exclusivamente en gas metano ligero, dando lugar a un campo que produce gas seco apto para su transporte por gasoducto, con cantidades muy reducidas de líquidos de gas natural (LGN) o condensados. Sin embargo, un factor negativo es la tasa de declinación durante el primer año de un pozo horizontal de gas en la formación Haynesville, que se sitúa entre el 60 % y el 70 %, cifra similar a la de la mayoría de los yacimientos no convencionales de lutitas.
La evaluación geológica y geoquímica de muestras de lutitas de la formación Bossier (Jurásico Superior) y de la subyacente Haynesville, procedentes de la cuenca de la región NLSB, indica que las rocas de grano fino asociadas a estas unidades son térmicamente maduras y constituyen roca madre petrolífera que generó y expulsó principalmente gas y, en menor medida, petróleo.
Los análisis de láminas delgadas revelan que las lutitas de Haynesville están compuestas principalmente por lodolita arenosa fina, con aproximadamente un 1 % de arena de cuarzo fina de unos 0,1 mm (0,004 pulgadas) de tamaño. La fracción de lodo consiste en una mezcla al 50 % de arcilla y cuarzo de tamaño limo, además de minerales accesorios que predomina la mica blanca (0,5 %), con escasa presencia de circón. Las fases secundarias incluyen pirita (5 %) y carbonatos. Estos últimos están presentes en menor cantidad rellenando poros o como cristales aislados dentro de los mismos.
Estos hallazgos se basan en la caracterización de la roca madre a partir de muestras de núcleos de algunos pozos situados en la NLSB, utilizando datos de carbono orgánico total (COT), pirólisis Rock-Eval y análisis visual de kerógeno. Los datos indican que estas rocas, en su actual nivel de madurez, presentan contenidos de Carbono Orgánico Total (COT) de bajos a moderados, compuestos principalmente por kerógeno de Tipo III con potencial generador de gas. Los macérales predominantes son materia orgánica amorfa no estructurada (liptinita) parcialmente oxidada y vitrinita derivada de materia alga marina degradada y materia húmica (material vegetal superior).
Marcellus Shale – Appalachian Basin
The Marcellus unconventional shale is located entirely within the Appalachian Basin of eastern North America. It is the most prolific hydrocarbon play in the basin and the second largest producer of natural gas in the United States with over 34.5 percent of the U.S. shale gas production. Estimated original gas in place (OGIP) and remaining recoverable natural gas are significant.
Algunos lugares de lutitas de la Formación Marcellus actúan como un yacimiento de gas y condensado. Sin embargo, el yacimiento no puede clasificarse bajo un único tipo de fluido, ya que su composición varía drásticamente en función de la profundidad regional y la madurez térmica.
Dicha formación atraviesa distintas zonas geológicas (o ventanas) a lo largo de la cuenca Appalachian. Estas son: 1) La ventana de gas húmedo/condensado, situada principalmente en el suroeste de Pensilvania, el sureste de Ohio y el noroeste de Virginia Occidental. En esta región, las temperaturas y presiones durante el enterramiento fueron idóneas para generar una mezcla de gas natural, líquidos del gas natural (LGN), como etano, propano y butano y condensados. 2) La ventana de gas seco, situada en el noreste de Pensilvania y la zona centro-norte de Virginia Occidental, donde la lutita se encuentra a mayor profundidad y presenta una mayor madurez térmica, lo que provoca el craqueo de los líquidos para transformarlos en gas metano casi puro.
Las operaciones en algunos sectores de gas y condensado de la Formación Marcellus plantean desafíos de ingeniería únicos en comparación con las zonas de gas seco. A medida que se extrae el gas y la presión del yacimiento desciende por debajo del “punto de burbugeo”, los hidrocarburos líquidos pesados se condensan directamente dentro de la roca. Dado que la lutita posee poros que van desde la escala micrométrica hasta la nanométrica, este líquido condensado queda atrapado con facilidad. Esta acumulación de líquidos obstruye las vías de flujo, restringiendo la salida del gas restante. A pesar de estos problemas de flujo, los operadores enfocan gran parte de su actividad en las zonas de condensado y gas húmedo cuando los precios del gas natural seco son bajos, ya que los condensados líquidos recuperados alcanzan un mayor valor en el mercado.
Eagle Ford Shale – Cuenca Maverick, Suroeste de Texas
La Formación Eagle Ford, descubierta como productor de hidrocarburos en sus lutitas en 2008, es una unidad de roca sedimentaria del Cretácico Superior que se encuentra en el subsuelo en gran parte del sur de Texas.
Abarca una superficie de 3000 millas cuadradas y está compuesta por lutita marina rica en materia orgánica. También existen afloramientos de esta formación en la superficie al oeste de Dallas, Texas. Se extiende desde la frontera con México atravesando condados como Webb y Maverick, formando un enorme arco en media luna de 400 millas de longitud a través del sur de Texas. Estratigráficamente, se sitúa justo entre la Formación Austin Chalk (en la parte superior) y las calizas de la Formación Buda.
Esta Formación Eagle Ford de lutitas presenta un alto contenido de carbonatos de hasta el 70 %, lo que la hace quebradiza y facilita el fracturamiento hidráulica. Los movimientos tectónicos provocaron una fuerte inclinación en los estratos geológicos y elevaron zonas anteriormente sumergidas, ricas en materia orgánica, hasta situarlas en un entorno continental. Por esta razón, la profundidad de los yacimientos de petróleo y gas en el Eagle Ford oscila entre los 4000 pies y los 12,000 pies aproximadamente, con un espesor medio de 250 pies. Se estima que las reservas in situ son de 20.81 billones de pies cúbicos (TCF) de gas natural y 3.4 billones de barriles (BBLS) de petróleo.
Al igual que otros yacimientos no convencionales de lutita en EE. UU., los hidrocarburos de la Formación Eagle Ford varían según la profundidad y la región, abarcando desde gas seco hasta gas húmedo/condensado y petróleo.
Así, los yacimientos de gas seco se definen como aquellos que contienen hidrocarburos exclusivamente en fase gaseosa, estado en el que permanecen durante la producción. En los yacimientos de gas húmedo, los hidrocarburos se encuentran inicialmente en fase gaseosa, pero durante la producción una parte del gas extraído se condensa a fase líquida debido a que son componentes más pesados y poseen una menor gravedad API. Por último, en dentro de la ventana la de petróleo (oil window), los hidrocarburos se encuentran en fase líquida dentro del propio yacimiento.
Fayetteville Shale – Cuenca Arkoma en Arkansas
La Formación Fayetteville es una importante unidad lutitica rica en materia orgánica, perteneciente al periodo Misisípiano, que se localiza principalmente en la cuenca de Arkoma (centro-norte de Arkansas) y abarca aproximadamente dos millones de acres.
Fue descubierta en 2002 por Southwestern Energy y otros operadores mediante técnicas de perforación horizontal, iniciándose su desarrollo a gran escala alrededor de 2004. Si bien el yacimiento productivo en sí se encuentra casi en su totalidad dentro de Arkansas, geológicamente está vinculado a la cuenca Arkoma, una estructura más amplia que se extiende hacia el oeste hasta Oklahoma. La principal zona productiva en el centro-norte de Arkansas comprende condados destacados como Van Buren, White, Cleburne, Conway, Faulkner y Pope.
Desde el punto de vista geológico, la Formación Fayetteville de lutitas data del Misisípiano y se correlaciona con la lutita Caney, situada al otro lado de la frontera en Oklahoma, dentro de la misma estructura geológica de la cuenca Arkoma. Esta unidad se encuentra a profundidades de entre 1,500 pies y 6,500 pies (300 a 2,000 metros) bajo la superficie y presenta un espesor variable de 50 pies a 550 pies y de donde se extrae gas natural seco. La Oficina de Geología Económica de Texas (BEG) estimó un volumen total de gas, in situ (OGIP), de 38 TCF. De esta cantidad, se estima que aproximadamente 18 TCF son económicamente recuperables a precios del gas natural cercanos a los $4 por mil pies cúbicos (mcf).
Bakken Shale – Cuenca Williston en Montana y Dakota del Norte
La Formación Bakken, un yacimiento no convencional de lutitas, que data desde finales del Devónico hasta principios del Misisípiano, es una unidad rocosa de gran magnitud situada en la cuenca de Williston.
Fue descubierta por primera vez en 1951 en Dakota del Norte. Abarca aproximadamente 200,000 millas cuadradas, extendiéndose por el oeste de Dakota del Norte, el este de Montana y partes de Saskatchewan y Manitoba, en Canadá. El yacimiento se encuentra a profundidades que oscilan entre los 10,000 y los 15,000 pies bajo la superficie en sus puntos más profundos. La producción aumentó en la década de 2000, cuando las empresas combinaron la perforación horizontal y la fracturamiento hidráulico para producir el petróleo atrapado firmemente dentro de una formación de muy baja permeabilidad y porosidad.
Un estudio de investigación del USGS realizado en 1999, estimó que la cantidad total de petróleo contenida en la lutita del Bakken oscilaba entre 271,000 y 503,000 millones de barriles, con una media de 413,000 millones de barriles. En abril de 2008, un informe publicado por el Departamento de Recursos Minerales del estado de Dakota del Norte estimó que la parte de Bakken correspondiente a dicho estado contenía 167,000 millones de barriles de petróleo in situ (STOIP).
Geológicamente, la Formación Bakken consiste de tres miembros: una lutita inferior, una dolomía intermedia y una lutita superior. Las lutitas se depositaron en condiciones marinas anóxicas y relativamente profundas, mientras que la dolomía se depositó como un banco de carbonatos costero durante una etapa de aguas menos profundas y bien oxigenadas. Dicho miembro intermedio de dolomía constituye el principal yacimiento de petróleo y se encuentra a una profundidad aproximada de 10,500 pies de profundidad bajo la superficie. Sin embatgo, tanto el miembro de lutita superior como el inferior están compuestos por lutitas marinas ricas en materia orgánica.
La porosidad en el intervalo productor de la Formación Bakken promedia alrededor del 5 % y la permeabilidad es muy baja, con una media de 0.04 milidarcies, características típicas de los yacimientos no convencionales de lutita. La presencia de fracturas naturales verticales y subverticales convirtió a la Bakken en una candidata excelente para la tecnología de perforación horizontal. De este modo, un pozo puede abarcar hasta 10 mil pies de roca yacimiento petrolífero dentro de una unidad cuyo espesor máximo es de unos 140 pies (40 m). La producción también se vio favorecida utilizando la tecnología de fracturamiento hidráulico de la roca.
Históricamente, el petróleo de la Bakken se ha clasificado como dulce (sweet), lo que significa que contiene poco o nada de H2S. Sin embargo, con el paso del tiempo se ha observado un aumento en la concentración de H2S en algunos pozos de la formación. Se cree que ciertas prácticas de completación de los pozos, como la fracturamiento hidráulica, afecto a las formaciones adyacentes, donde existen niveles elevados de H2S. Se sabe que hay varias formaciones en la cuenca de Williston que siempre han producido crudo amargo (sour), con alto contenido de H2S.
Vaca Muerta Shale – Cuenca Neuquén de Argentina
La producción de hidrocarburos en el yacimiento no convencional de lutitas de la Formación Vaca Muerta, comenzó en 2010 por YPF, la empresa petrolera nacional de Argentina. Se trata de un recurso de petróleo y gas de gran magnitud e importancia, situado en la Cuenca Neuquén.
Abarca una superficie de aproximadamente 30,000 kilómetros cuadrados (12,000 millas cuadradas) y se encuentra a una profundidad de unos 2,900 metros (9,500 pies).
Desde su inicio, se han perforado, completado y puesto en producción más de 2,000 pozos en las lutitas. Según datos de Junio de 2023, la producción de petróleo y gas de este yacimiento ha aumentado de manera constante hasta superar los 300,000 barriles de petróleo por día (BOPD) y unos 2,000 millones de pies cúbicos de gas por dia (BCFG/D).
La productividad de los pozos también ha mejorado progresivamente y actualmente se compara favorablemente con la de cualquier cuenca de donde producen yacimientos no convencionales en los EE.UU. Al igual que la Formación Eagle Ford en Texas, el yacimiento de Vaca Muerta produce gas seco en sus zonas más profundas, con una transición hacia gas rico en condensados, petróleo volátil y petróleo negro en sus márgenes menos profundos. La producción de hidrocarburos líquidos se realiza mediante el mecanismo de empuje por gas en solución. Los recursos recuperables in situ de gas de las lutitas (308 TCF) y de petróleo/condensado (30,000 millones de barriles) hace que la producción de Vaca Muerta sea altamente diversificada,
YPF ha adoptado un interesante proceso de recuperación mejorada de petróleo (EOR) capaz de incrementar considerablemente la producción de petróleo y gas de la Formación Vaca Muerta. Además, reduce el costo por barril de petróleo recuperado y disminuye las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), así como la producción de aguas salobres de yacimiento.
Ellos proponen un método EOR que utiliza una bomba tríplex para inyectar en el yacimiento de lutitas una solución disolvente líquida especial. Dicho liquido esta formulada específicamente según las propiedades de la roca y los fluidos del yacimiento. El proceso se combina con un método eficiente para recuperar el agente inyectado en superficie, permitiendo su almacenamiento y reinyección. El proceso se diseña e integra durante la operación mediante simulación composicional del yacimiento con el fin de optimizar la recuperación de petróleo.
Los Yacimientos No Convencionales en las Cuencas Sub Andinas
Las cuencas Sub Andinas presentan potentes capas de lutitas marinas ricas en materia orgánica que históricamente han alimentado los yacimientos convencionales de petróleo y gas de la región. Sus edades geológicas abarcan el Paleozoico (Devónico) y el Mesozoico (desde el Jurásico Superior hasta el Cretácico Inferior). Se trata de lutitas ricas en líquidos y generadoras de gas y condensado de alta madurez térmica, asociadas a estructuras situadas en complejos cinturones de pliegues y cabalgamientos.
Actualmente, se están evaluando las siguientes formaciones para la extracción no convencional de lutitas:
1) La Formación Los Monos en Bolivia y el norte de Argentina (cuencas de Tarija y Chaco). De edad Devónica, esta formación consiste en una capa de lutita extraordinariamente potente y rica en materia orgánica. Constituye la roca madre principal asociado con el histórico auge del gas convencional en Bolivia y contienen enormes recursos prospectivos de gas dentro de estos mismos yacimientos no convencionales de lutitas.
2) La cuenca Madre de Dios, en Perú y Bolivia, contiene unidades de lutita prospectivas del Paleozoico y Mesozoico. Los geólogos han señalado que su gran extensión y su alto contenido orgánico la convierten en un objetivo importante para la futura exploración de recursos no convencionales.
3) Los estudios de las cuencas peruanas de Marañón y Ucayali han identificado múltiples unidades de lutita de grano fino, pertenecientes al Cretácico y al Pérmico dentro de estas cuencas Sub Andinas. Dichas unidades presentan una excelente madurez térmica y altos niveles de carbono orgánico total (COT). En resumen, las lutitas Sub Andinas suelen presentar una mineralogía muy favorable, clasificándose a menudo como rocas “frágiles”, con alto contenido de calcita/dolomita y bajo contenido de arcilla, lo que las hace muy receptivas al fracturamiento hidráulico.
A pesar de su inmenso potencial geológico, los proyectos de lutitas en la región Sub Andina permanecen, en gran medida, sin explotar debido a varios obstáculos. Por ejemplo, el cinturón de pliegues Sub Andino presenta una topografía superficial accidentada. Esto, aunado a una compleja tectónica de fallas, hace que la perforación horizontal sea técnicamente más difícil que en cuencas de relieve plano. Además, a diferencia de los cambios continuos y favorables al mercado observados en Argentina, las políticas y los marcos regulatorios restrictivos en Bolivia y Perú han obstaculizado históricamente la inversión extranjera en la exploración de recursos no convencionales. Por último, la falta de redes locales de suficientes oleoductos y gasoductos, de equipos especializados para fracturamiento hidráulico y de sistemas de gestión del agua producida, limita la capacidad de transformar estos yacimientos de “prospectivos” a “productores”.
Potencial No Convencional en Colombia, México y Venezuela
En el caso de Colombia, actualmente no existe producción comercial de yacimientos no convencionales de lutitas, ni operaciones de fracturamiento hidráulico (fracking). Si bien, cuencas importantes como la de Valle Medio del Magdalena, en el centro del país, poseen un potencial significativo, principalmente en la Formación La Luna de edad Cretácica.
Sin embargo, los proyectos asociados con este tipo de yacimiento se han enfrentado a intensos debates políticos, obstáculos regulatorios y desafíos legales relacionados con el fracking. La estatal Ecopetrol y sus socios han planificado proyectos piloto de investigación. Sin embargo, se ha evitado la explotación a escala comercial de estos yacimientos no convencionales debido a preocupaciones ambientales infundados y a cambios en las políticas gubernamentales.
México sí produce hidrocarburos a partir de yacimientos no convencionales, aunque dicha actividad se realiza a escala experimental o muy restringida, y no mediante operaciones comerciales a gran escala.
Aunque México cuenta con algunos de los mayores recursos de gas de lutitas y petróleo de yacimientos compactos (tight oil), técnicamente recuperables, su desarrollo comercial se enfrenta a estrictos cuellos de botella regulatorios y a oposición política. La situación actual de la producción mexicana de hidrocarburos de estas lutitas está vinculada a dos factores principales que son: 1) La cuenca de Burgos, situada en el norte de México, es una extensión geográfica directa de la Formación Eagle Ford Shale de Texas, de gran productividad y 2) la cuenca de Tampico-Misantla, ubicada en la región centro-oriental del país, contiene más de la mitad de los recursos prospectivos no convencionales de México. Esta última incluye la Formación Pimienta (del Jurásico Superior) que es una lutita calcárea rica en hidrocarburos y la Formación Agua Nueva.
En resumen, desde principios de la década de 2010, la empresa nacional, Pemex, ha perforado, fracturado y extraído hidrocarburos con éxito en pozos exploratorios de lutitas y también ha cartografiado áreas de interés. No obstante, a pesar de su enorme potencial en este ámbito, México carece de un programa de explotación de lutitas a escala comercial. Un factor limitante es que la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum ha mantenido una política contraria al fracturamiento hidráulico debido a inquietudes de las comunidades y preocupaciones ambientales.
En Venezuela, actualmente no existe producción comercial activa proveniente de yacimientos no convencionales de lutitas. Sin embargo, el país posee perspectivas geológicas de alto potencial en este tipo de yacimientos. Los geólogos han identificado la Formación La Luna (del Cretácico), situada en la cuenca de Maracaibo, como una excelente roca madre y un yacimiento prospectivo de petróleo y gas de estos yacimientos no convencionales.
Las muestras de núcleos y afloramientos presentan valores elevados de carbono orgánico total (COT) y niveles de madurez térmica situados dentro de la ventana de generación de petróleo. Se piensa que Venezuela todavía contiene tanto petróleo en sus yacimientos convencionales por producir, que perder tiempo en los no convencionales tan costoso por operar, no vale le pena.
Conclusiones
- La producción de petróleo y gas en yacimientos no convencionales de lutitas está dejando de ser un fenómeno únicamente norteamericano a convertirse en uno global por la existencia de yacimientos de este tipo en varios países. En este sentido, la industria está en una fase de maduración, impulsada por mejoras en la eficiencia, la adaptación tecnológica y las exigencias de seguridad energética mundial. Actualmente, estos yacimientos de lutitas generan aproximadamente el 23% del petróleo crudo y el 30% del gas natural a nivel mundial.
- Los yacimientos no convencionales, como los del Barnett, Marcellus, Vaca Muerta y otras, suelen cubrir miles de millas cuadradas de forma continua a lo largo de cuencas geológicas completas. Además, dado que estas formaciones actúan simultáneamente como roca madre y roca almacén, contienen volúmenes totales masivos de petróleo y gas originales in situ. En consecuencia, los hidrocarburos permanecen atrapados en el mismo lugar donde se generaron, distribuidos extensamente por toda la matriz rocosa.
- Estos yacimientos presentan una permeabilidad y porosidad de la matriz extremadamente bajas, por lo que los hidrocarburos no pueden fluir de manera natural por sí mismos. Por lo tanto, las empresas operadores deben recurrir en gran medida a levantamientos sísmicos 3D iniciales y a técnicas de extracción como la perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico (fracking) para mejorar las vías de producción del petróleo y del gas. Sin embargo, con estas tecnologías, el factor de recobro de las reservas que pueden extraerse de forma viable, suele ser bastante bajo, situándose típicamente entre el 5 % y el 15 %, en el caso del petróleo en las lutitas.
- La declinación de las tazas de producción de estos yacimientos de lutitas son entre un 60% y un 80% durante el primer año. Por lo tanto, esto obliga la perforación constantemente de nuevos pozos horizontales para mantener caudales elevados a niveles económicamente rentables. Esto exige inversiones constantes y cuantiosas que solo las grandes empresas petroleras pueden afrontar. Por lo tanto, las empresas pequeñas, al carecer de flujo de caja suficiente, no tienen capacidad para operar este tipo de yacimiento de lutitas de tal magnitud.
