Fuente: El Tribuno
El petróleo y el GAS se conocen desde la más remota antigedad. La "naphta" de Babilonia, el betún del mar de Judea o "pez judía", Sodoma y Gomorra, el Oráculo de Delfos, los "asphaltos", el aceite de piedra, los jugos lapidíficos, han estado relacionados con las emanaciones naturales de hidrocarburos líquidos o gaseosos. Si bien se usaron ampliamente esas breas o asfaltos para embardunar odres y vasijas de vino, o cascos de naves, su uso masivo comenzó en la segunda mitad del siglo XIX y alcanzó su apogeo en el siglo XX. Trenes y barcos reemplazaron el carbón por combustibles líquidos y también éstos sirvieron para automóviles y aviones. Más tarde llegaría la petroquímica (plásticos, caucho, etc.), la generación de energía en plantas termoeléctricas, y así sucesivamente. La búsqueda de los combustibles fósiles se incrementó en todos los continentes y más tarde en los bordes de los océanos. Grandes cuencas sedimentarias del eón Fanerozoico resultaron ser poseedoras de abundantes acumulaciones de materia orgánica y un grado de maduración por presión y temperatura que convirtió esos viejos residuos orgánicos en GAS Y PETRÓLEO. Los fluidos escaparon de la roca madre generadora y se alojaron donde lo permitieron pliegues internos de las rocas, o bien en trampas; esto es, reservorios confinados por la naturaleza deformada del terreno o por los cambios en su composición sedimentaria. Se conocen cientos de tipos de trampas naturales que sirvieron para generar reservorios de hidrocarburos. Cuando estos fluidos están libres, o sea contenidos en una roca porosa y permeable, se dice que son de tipo convencional. Por el contrario, cuando están entrampados en la propia roca madre u otras de muy baja permeabilidad, se dice que son de tipo "no convencional". Los hidrocarburos convencionales se han venido explotando aceleradamente desde mediados del siglo XIX.
En cambio los no convencionales, esto es los contenidos en la roca de esquisto bituminoso, son un resultado de investigaciones y de nuevas tecnologías desarrolladas en las últimas décadas del siglo XX. El ejemplo más importante de la Argentina es el yacimiento de Vaca Muerta, con un mayor desarrollo en Neuquén, aunque abarca también el sur de Mendoza. Yace allí enterrada, a un par de kilómetros de profundidad, una rica formación de materia orgánica marina que se originó en el antiguo engolfamiento neuquino, justo en el límite de los tiempos Jurásico y Cretácico. Esta potente formación generadora de hidrocarburos dio lugar, entre otros, al gigante de Loma de la Lata; un extraordinario y conocido campo gasífero de clase mundial. Asimismo generó numerosos yacimientos de petróleo y gas convencional. Todos ellos han venido declinando por sobreexplotación en las últimas décadas. Cuando se pensaba que ya todo estaba perdido, los geólogos anunciaron que la roca madre contenía todavía extraordinarias cantidades de petróleo y gas entrampado, del tipo no convencional; esto es, shale oil y shale gas. Gas y petróleo de esquistos que junto a otras formaciones madres como Los Monos en Salta, de edad devónica, convirtieron a la Argentina en el segundo reservorio mundial de gas y cuarto de petróleo no convencional. El problema es que estos hidrocarburos de esquistos no pueden ser extraídos directamente mediante perforaciones comunes, sino que requieren de una tecnología especial: el fracking o fracturamiento hidráulico.
Esta técnica consiste en perforaciones que bajan verticalmente hasta la roca madre y luego se desvían horizontalmente a lo largo de ella inyectando arena a presión que dilata la roca y genera una permeabilidad secundaria que deja fluir el hidrocarburo entrampado. Muchos daban por sentado que esta era la última frontera, pero sin embargo se venía trabajando, incluso antes, en otro tipo de no convencionales: el tight gas. Este es un gas que se encuentra entrampado en rocas muy distintas a las arcillas o esquistos bituminosos. Se trata de areniscas compactas, de muy baja permeabilidad, que pueden ser un acompañante común en muchas cuencas sedimentarias hidrocarburíferas. Esas areniscas habrían retenido el gas que migraba desde otras formaciones y lo habrían entrampado. O sea que existirían extensas unidades rocosas, formadas por arenas compactas o areniscas, las que estarían impregnadas de gas. Los geólogos petroleros hablan de grandes reservas de estos hidrocarburos gaseosos, especialmente en la provincia de Neuquén, aunque se sabe que la llamada cuenca neuquina abarca también partes de las provincias de Mendoza, Río Negro y La Pampa. El nombre que más se está usando es el de "tight gas", aunque también se lo ha designado como "gas de arenas compactas", "gas de baja permeabilidad" o "gas de arenas profundas", para hacer referencia a lo que en el mundo se conoce como "tight gas sand". "El ejemplo más importante de Argentina es el de Vaca Muerta, con un mayor desarrollo en Neuquén, aunque abarca también el sur de Mendoza" Las cuatro variables principales en este tipo de yacimientos es lo que se ha dado en llamar la regla de las cuatros "p" y que son: profundidad, productividad, permeabilidad y presión. La producción de un pozo de tight gas es aproximadamente un 10 a 15% de lo que produce uno de gas convencional. De allí que estos últimos campos sean todavía los más buscados en función de las variables económicas. Las areniscas portadoras de gas deben recibir una estimulación a través del fracturamiento hidráulico para que liberen su contenido. Lo que resulta interesante es que en el caso de los reservorios de tight gas estos requieren de menor fracturamiento hidráulico que los campos de shale gas, lo cual significa muchos menores costos. Sin embargo a nivel de producción se pueden alcanzar cantidades parecidas, lo que representa puntos a favor del gas de arenisca versus el gas de esquisto.
Lo cierto es que todos miran con atención lo que pasa con los hidrocarburos no convencionales. Algunos arriesgan que en Neuquén habría tight gas equivalente a dos Loma de la Lata. También se dice que solamente el recurso de gas de areniscas en la cuenca cuyana equivaldría a unos 60 a 80 años de explotación de acuerdo al ritmo de consumo actual. El noroeste argentino tiene depósitos de petróleo y gas especialmente en las rocas devónicas y cretácicas. En las secuencias devónicas se encuentra la Formación Los Monos, una roca madre generadora de gran parte de los hidrocarburos allí presentes. Pero esas rocas están acompañadas también por las areniscas compactas que entrampan el "tight gas". Entre las formaciones marinas de areniscas devónicas de la cuenca argentino-boliviana, se encuentran las unidades denominadas: Santa Rosa, Huamampampa e Iquire. Probablemente existan allí cuantiosas reservas, pero su profundidad, que es equivalente a dos o tres veces la de la cuenca neuquina, ponen un freno económico a su explotación. Sin embargo constituyen un valioso potencial a futuro que permaneció guardado por millones de años en el subsuelo de las provincias del noroeste argentino y de Bolivia y Paraguay.
En cambio los no convencionales, esto es los contenidos en la roca de esquisto bituminoso, son un resultado de investigaciones y de nuevas tecnologías desarrolladas en las últimas décadas del siglo XX. El ejemplo más importante de la Argentina es el yacimiento de Vaca Muerta, con un mayor desarrollo en Neuquén, aunque abarca también el sur de Mendoza. Yace allí enterrada, a un par de kilómetros de profundidad, una rica formación de materia orgánica marina que se originó en el antiguo engolfamiento neuquino, justo en el límite de los tiempos Jurásico y Cretácico. Esta potente formación generadora de hidrocarburos dio lugar, entre otros, al gigante de Loma de la Lata; un extraordinario y conocido campo gasífero de clase mundial. Asimismo generó numerosos yacimientos de petróleo y gas convencional. Todos ellos han venido declinando por sobreexplotación en las últimas décadas. Cuando se pensaba que ya todo estaba perdido, los geólogos anunciaron que la roca madre contenía todavía extraordinarias cantidades de petróleo y gas entrampado, del tipo no convencional; esto es, shale oil y shale gas. Gas y petróleo de esquistos que junto a otras formaciones madres como Los Monos en Salta, de edad devónica, convirtieron a la Argentina en el segundo reservorio mundial de gas y cuarto de petróleo no convencional. El problema es que estos hidrocarburos de esquistos no pueden ser extraídos directamente mediante perforaciones comunes, sino que requieren de una tecnología especial: el fracking o fracturamiento hidráulico.
Esta técnica consiste en perforaciones que bajan verticalmente hasta la roca madre y luego se desvían horizontalmente a lo largo de ella inyectando arena a presión que dilata la roca y genera una permeabilidad secundaria que deja fluir el hidrocarburo entrampado. Muchos daban por sentado que esta era la última frontera, pero sin embargo se venía trabajando, incluso antes, en otro tipo de no convencionales: el tight gas. Este es un gas que se encuentra entrampado en rocas muy distintas a las arcillas o esquistos bituminosos. Se trata de areniscas compactas, de muy baja permeabilidad, que pueden ser un acompañante común en muchas cuencas sedimentarias hidrocarburíferas. Esas areniscas habrían retenido el gas que migraba desde otras formaciones y lo habrían entrampado. O sea que existirían extensas unidades rocosas, formadas por arenas compactas o areniscas, las que estarían impregnadas de gas. Los geólogos petroleros hablan de grandes reservas de estos hidrocarburos gaseosos, especialmente en la provincia de Neuquén, aunque se sabe que la llamada cuenca neuquina abarca también partes de las provincias de Mendoza, Río Negro y La Pampa. El nombre que más se está usando es el de "tight gas", aunque también se lo ha designado como "gas de arenas compactas", "gas de baja permeabilidad" o "gas de arenas profundas", para hacer referencia a lo que en el mundo se conoce como "tight gas sand". "El ejemplo más importante de Argentina es el de Vaca Muerta, con un mayor desarrollo en Neuquén, aunque abarca también el sur de Mendoza" Las cuatro variables principales en este tipo de yacimientos es lo que se ha dado en llamar la regla de las cuatros "p" y que son: profundidad, productividad, permeabilidad y presión. La producción de un pozo de tight gas es aproximadamente un 10 a 15% de lo que produce uno de gas convencional. De allí que estos últimos campos sean todavía los más buscados en función de las variables económicas. Las areniscas portadoras de gas deben recibir una estimulación a través del fracturamiento hidráulico para que liberen su contenido. Lo que resulta interesante es que en el caso de los reservorios de tight gas estos requieren de menor fracturamiento hidráulico que los campos de shale gas, lo cual significa muchos menores costos. Sin embargo a nivel de producción se pueden alcanzar cantidades parecidas, lo que representa puntos a favor del gas de arenisca versus el gas de esquisto.
Lo cierto es que todos miran con atención lo que pasa con los hidrocarburos no convencionales. Algunos arriesgan que en Neuquén habría tight gas equivalente a dos Loma de la Lata. También se dice que solamente el recurso de gas de areniscas en la cuenca cuyana equivaldría a unos 60 a 80 años de explotación de acuerdo al ritmo de consumo actual. El noroeste argentino tiene depósitos de petróleo y gas especialmente en las rocas devónicas y cretácicas. En las secuencias devónicas se encuentra la Formación Los Monos, una roca madre generadora de gran parte de los hidrocarburos allí presentes. Pero esas rocas están acompañadas también por las areniscas compactas que entrampan el "tight gas". Entre las formaciones marinas de areniscas devónicas de la cuenca argentino-boliviana, se encuentran las unidades denominadas: Santa Rosa, Huamampampa e Iquire. Probablemente existan allí cuantiosas reservas, pero su profundidad, que es equivalente a dos o tres veces la de la cuenca neuquina, ponen un freno económico a su explotación. Sin embargo constituyen un valioso potencial a futuro que permaneció guardado por millones de años en el subsuelo de las provincias del noroeste argentino y de Bolivia y Paraguay.