La penúltima conferencia del Ciclo de Investigación y Docencia 2020-1 de la División de Ingeniería en Ciencias de la Tierra (DICT), Metodología para la Evaluación de Shales, fue impartida por el doctor Bruno Armando López Jiménez, quien habló de la pirámide de recursos de gas, en la cual las reservas convencionales se encuentran en la punta con 15 mil trillones de pies cúbicos y las no convencionales, en la base con 32 mil y mayores costos de producción.
Comentó que para una explotación rentable de los shales se requieren perforaciones horizontales/lateral y hacer un fracturamiento hidráulico en múltiples etapas. Asimismo, describió que sus principales características son las bajas permeabilidades, la presencia de fracturas naturales y materia orgánica, la absorción y difusión de gases secos (flujo monofásico) y húmedo (flujo multifásico), y flujo no viscoso.
Citó el concepto de Sistema Total de Petróleo de Leslie Magoon y Edward Beaumont, el cual incluye gas de hidrocarburo térmico y biológico, condensados, petróleo crudo y betún natural, así como todos los elementos geológicos y procesos necesarios para que exista una acumulación de petróleo y gas.
Determinó que algunos trabajos petrográficos han demostrado que los yacimientos de shales se caracterizan por múltiples porosidades (durante los trabajos de fracturación hidráulica), por lo que, cuando los pozos salgan a producción, deberían tener un estudio basado en el sistema de porosidad quíntuple, cuyo uso para el cálculo del Petróleo Original en el Lugar (POL) en lutitas es importante, ya que descuidar algunas de las porosidades puede dar como resultado valores y tasas de producción no confiables. Históricamente, reiteró, no se ha tenido en cuenta la gran contribución de la porosidad orgánica, las fracturas naturales y las hidráulicas que producen una cantidad significativa de petróleo libre en el lugar.
Aclaró que muchos de los experimentos establecen que los datos utilizados en los cálculos de POL y las tasas de producción se han llevado a cabo en muestras trituradas, que por su propia naturaleza generalmente no conservan las fracturas naturales, las ranuras y toda la porosidad presente. Aunque la caracterización de porosidad quíntuple, precisó, son sistemas muy diferentes y el rendimiento de producción es menos heterogéneo que el de los carbonatos, areniscas y reservorios herméticamente fracturados. También, indicó que el tema es significativo debido al gran volumen de recursos petroleros en shales en todo el mundo, que probablemente se subestima debido a que no se consideran en un solo modelo todos los tipos de porosidad.
En conclusión, explicó las ecuaciones que describen el balance de masa de gas en el modelo de porosidad quíntuple (separa el volumen fraccional total de querógeno de la porosidad de la matriz compuesta por la porosidad adsorbida, orgánica y el volumen de fraccional del querógeno sólido y la porosidad de la fractura) y los enfoques de transporte de gas en serie y paralelo estudiados que tienen en cuenta los efectos de la permeabilidad y la dependencia del estrés. "Estos yacimientos, son altamente complejos y no pueden ser modelados a través de métodos tradicionales, sino por un modelo de porosidad quíntuple", finalizó.
