En política energética, evidentemente, lo mejor es diversificar, pero también explorar nuestras posibilidades de producción propia. Lo que pasa es que, para conocer nuestras posibilidades y poder producir con eficiencia, es imprescindible invertir en investigación y tener una cierta capacidad para asumir riesgos. El problema, por lo que veremos más adelante, es que nuestros dirigentes ni tienen el arrojo necesario para incentivar investigaciones que puedan suponer un peligro para su permanencia en el poder.

 En este segundo artículo empezaré por intentar exponer de un modo claro qué es el gas no convencional, la tecnología empleada en su extracción y el estado de desarrollo actual de las técnicas empleadas. Más adelante, en un tercer artículo, describiré los riesgos que supone la utilización de esas técnicas y los procedimientos utilizados para mitigarlos y/o evitarlos y haré un repaso rápido de la normativa comunitaria y española que afecta a este tipo de prospección y extracción, también trataré de las travas administrativas y de oposición política y social a la técnica del “fracking” y de las posibilidades que aportaría el aprovechamiento de nuestros recursos de gas no convencional a la maltrecha economía nacional.

 QUÉ ES EL GAS NO CONVENCIONAL (Gas de lutita o de esquisto).

 Los esquistos[1] se forman por metamorfismo regional de sedimentos arcillosos y arenosos, de sedimentos mixtos de silicio y carbonato y de rocas ígneas, expuestos a un nivel moderado de calor y presión durante larguísimos periodos de tiempo. Los minerales arcillosos, como lutitas y limonitas, se transforman en minerales de mica laminar (moscovita, biotita y clorita).

 La presión ejercida sobre los minerales de las arcillas modifica las orientaciones aleatorias de éstas en una alineación paralela, en la que los ejes longitudinales de los minerales laminados es perpendicular a la dirección de la compresión. En esos momentos la roca deja de ser sedimentaria, para convertirse en roca metamórfica de bajo grado: “pizarra”.

 Cuando esa pizarra es expuesta a un nuevo metamorfismo, el crecimiento que se produce en los granos de mica logra darle a la roca metamórfica un brillo sedoso y ésta recibe el nombre de “filita”. Más tarde, cuando los granos minerales han crecido tanto como para ser vistos a simple vista, la roca pasa a llamarse “esquisto”, roca que sometida a nuevos incrementos de calor, presión y actividad química se convertirá en una roca metamórfica denominada “gneis”. El esquisto contiene habitualmente moscovita, biotita, clorita, cuarzo y feldespato, además de incluir grafito, granate, cianita, andalusita y otros.

 El gas natural atrapado en esas formaciones de esquistos es el denominado “gas de esquisto o no convencional”, aunque realmente son las lutitas las rocas sedimentarias más ricas en petróleo y gas natural. Los yacimientos de este tipo de gas difieren de los convencionales en que, para estos últimos, hace falta una roca madre, una roca almacén y una roca sello, además de un proceso de migración y acumulación de los hidrocarburos en las trampas estructurales generadas en un largo proceso geológico. Sin embargo, en los yacimientos no convencionales la formación de esquistos es, a la vez, roca madre y roca almacén, no siendo necesarias las denominadas trampas estructurales para producir comercialmente gas o, en su caso, petróleo.

 Existen cuatro tipos de yacimientos no convencionales[2]:

 ·   Gas de pizarra (Shale gas). Este gas, de origen termogénico, se encuentra en forma libre en las fracturas y diaclasas de las lutitas o pizarras, y en forma absorbida en la materia orgánica de las rocas. Se capta de zonas más profundas que en el caso del CBM, aunque mediante la misma tecnología (perforación direccional y fracturación hidráulica). Estas rocas son a la vez madre, almacén y sello.

·     Gas de capas de carbón (CBM: Coal bed methane). Gas de origen también termogénico y a veces biogénico, que se encuentra almacenado en carbones, en forma adsorbida sobre las micropartículas carbonosas y en forma libre en los poros y en las microfracturas del carbón. Estas rocas son también madre, almacén y sello, a la vez. Inicialmente, el término Coal Bed Methane (CBM) fue usado para denominar al gas que se extraía, antes de iniciar la explotación de un frente en un yacimiento minero, con el fin de extraer el metano de las capas de carbón para disminuir su peligrosidad. Entonces el CBM era considerado un subproducto prácticamente sin valor.

 ·   Gas de baja permeabilidad (tight gas). En este caso, el gas se localiza en estado libre en rocas sedimentarias, clásticas o carbonatadas o incluso de tipo ígneo, con muy baja permeabilidad. También son denominados así aquellos yacimientos de extensión regional y que no son económicamente rentables utilizando tecnologías convencionales.

 ·   Gas de hidratos. Cuando el gas metano, generalmente de origen biogénico, forma compuestos cristalinos con el agua, en condiciones de baja presión y a temperatura próxima al ambiente. Ninguno de los recursos de los yacimientos de este cuarto tipo, se pueden considerar reservas, porque aún no se dispone de la tecnología adecuada para su explotación comercial.

  En estos yacimientos la permeabilidad de las rocas es la que determina la capacidad del fluido para moverse. Si la permeabilidad permite que los poros y las fracturas estén bien conectados, el fluido podrá desplazarse con cierta facilidad, en caso contrario es necesario inducir un mayor grado de permeabilidad mediante procedimientos artificiales que permitan la explotación comercial.

 El gas de pizarra y de capas de carbón tienen ambos una génesis diferente, aspecto que voy a obviar en aras de la brevedad, pero en ambos casos su origen es la descomposición de la materia orgánica mediante un proceso denominado carbonización o maduración térmica que, en determinadas condiciones de presión y temperatura, da origen al carbón, petróleo o gas natural.

 Para la prospección y evaluación de los recurso basados en estos gases entran en juego las diferentes ramas de la geología y de la ingeniería del subsuelo: estratigrafía, tectónica, sedimentología, hidrodinámica, geotermia, petrología, geoquímica, geofísica, perforación, ingeniería de yacimientos e hidrogeología. Es decir que intervienen un importantísimo número de profesionales en los que, en principio, habría que confiar cuando dan el visto bueno a una explotación.

Los yacimientos de gas de baja permeabilidad o “tight gas” son de rocas siliciclásticas y de carbonatos procedentes de extremo de cuenca y plataformas carbonatadas, que normalmente tienen menor contenido en materia orgánica y porosidad. Los carbonatos depositados cerca del mar profundo suelen disponer de ricos contenidos en sílice y elevado contenido de carbono orgánico total (TOC), siendo más favorables a la producción de gas debido a la facilidad de fracturación tanto natural como artificial.

 Hay otros tipos de yacimientos de tight gas, como los situados en las zonas de talud, en las que la predominancia de arcillas y que dan lugar a yacimientos que no son explotables de un modo convencional, en los que la corta migración del gas hacia las micro capas arenosas permite un tratamiento muy similar al gas de pizarra, al estar tan próximas la roca madre y la roca almacén. En lo que se refiere a las herramientas necesarias para su evaluación, todo lo mencionado para el gas de pizarra y el CBM es aplicable al gas de baja permeabilidad.

 En todos estos tipos de yacimientos la producción comercial de gas está asociada a la estimulación artificial de su permeabilidad mediante la introducción de líquidos a una cierta presión.

TECNOLOGÍA DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL.

 En los yacimientos no convencionales, como ya he mencionado antes, el gas está presente de dos maneras:

 • Adsorbido. Lo que le permite adherirse a la superficie de partículas infinitesimales de carbón, alcanzando una densidad casi de estado líquido. En este caso las capacidades de almacenamiento pueden llegar a ser incluso más eficientes que en los yacimientos convencionales.

 • Libre en los poros y microporos de la roca matriz y en las microfracturas (cleatsystem) que durante la explotación facilitan el camino al gas para alcanzar el pozo.

Para llegar a explotar comercialmente el gas no convencional es preciso pasar por dos fases: la exploración y explotación.

La exploraciónse inicia con el proceso de selección del área de prospección, un proceso secuencial que va reduciendo el área de estudio, desde la región y la cuenca, hasta concretarse en el área prospectiva.

En la exploración de gas de pizarra, CBM y casi prácticamente igual para los yacimientos de tight gas, lo más relevante es el análisis de la roca madre, que es donde está atrapado el gas. El resto de los elementos relevantes en una exploración de gas convencional (roca almacén, sello trampa y migración del gas) pasan a segundo plano.

 En la fase de exploración, de la roca madre potencialmente prospectable interesa su identificación, extensión, profundidad, el grado de maduración, además de la cantidad y tipo de gas contenido. Para ello se utilizan las técnicas clásicas de exploración de una manera muy parecida a la investigación habitual de hidrocarburos (geología de superficie y sísmica de reflexión).

Después de estudiar los parámetros que determina la prospectibilidad de la roca madre, se realiza la perforación de sondeos verticales o inclinados y se analizan los testigos extraídos, que permiten conocer la capacidad de gas presente en las microfracturas y en los poros de la roca. Cuando acaba la perforación de los sondeos se realizan los denominados registros de pozo abierto, pero hay que tener en cuenta que, en el caso de yacimientos no convencionales, para determinar si un área es o no prospectable es necesario recurrir a la perforación de varios pozos, porque en este caso el radio de drenaje de un pozo vertical, incluso sometido a estimulación hidráulica no alcanza más allá de doscientos o trecientos metros.

La interpretación de los registros en pozo abierto permite conocer la correlación entre el TOC y las lecturas de rayos gamma, la estimación de la densidad de grano y conocer la porosidad. Además es preciso conocer la orientación, distribución, tamaño, intensidad de las fracturas y la friabilidad de la formación que se está explorando. Finalmente, si la formación lo merece, en algún pozo se suelen realizar pruebas de larga duración mediante fracturación hidráulica.

 La explotaciónde un yacimiento de gas no convencional se realiza mediante dos técnicas: la perforación horizontal y la fracturación hidráulica.

La perforación horizontal eficaz se inició gracias a que, en los años 80 del pasado siglo, se consiguió, mediante los motores de fondo y la telemetría del pozo, variar el ángulo de ataque de una perforación para dirigirla hacia donde fuera preciso y con la angulación adecuada y, además, se permitió conocer la situación de la herramienta de corte e información adicional sobre el tipo de roca y los fluidos que se estaban atacando.

 Posteriormente se logró aumentar la longitud de la parte horizontal del pozo añadiendo, a los avances conseguidos con los motores de fondo y la telemetría de pozo, mejoras en los fluidos de perforación y las herramientas de corte, logrando de esa forma alcanzar secciones horizontales de 2 kilómetros. Los avances técnicos que se estaban introduciendo ya en los años 2010 iban en la dirección de conseguir secciones horizontales más largas, más profundas, con múltiples ramas y en localizaciones más precisas.

La fracturación hidráulica, muy esquemáticamente, consiste en que, después de la perforación vertical para llegar a la capa de lutita, se inyectan miles de litros de agua a alta presión que normalmente se mezclaba con arena y aditivos químicos, para fracturar la roca y empujar el gas a la superficie. Esta es una técnica, que se empezó a utilizar al principio del siglo XX para mejorar la productividad de pozos poco rentables, ya en los años 70 de ese siglo había alcanzado un desarrollo importante y era aplicada habitualmente para mejorar la productividad de yacimientos de gas convencionales.

Combinación de las dos técnicas. El salto importante en la explotación de yacimientos o convencionales se dio uniendo ambas técnicas, combinando la perforación horizontal con varias etapas de fracturación hidráulica en el mismo pozo. Aplicando la perforación horizontal se modifica la trayectoria de un pozo para penetrar mejor en una lutita rica en gas. Para maximizar el flujo de gas natural, se debe aumenta el área de la superficie del pozo en contacto con la roca y, además, se incrementa la permeabilidad de la roca mediante la inyección de agua a alta presión para abrir fracturas controladas en la formación que contiene el gas. Al agua a presión se le añade un agente de sostenimiento (normalmente 5 % arena), acompañada de productos químicos (bactericidas, reductores de fricción, espesantes, etc.), para mantener abiertas las fracturas permanentemente.

Sin duda una inversión adecuada en investigación aplicada en este tipo de técnicas podría mejorar la situación de muchos países reduciendo su dependencia energética, les permitiría disponer de una energía de respaldo, siempre necesaria para cuando las, tan deseadas, energías “limpias” no están disponibles en las cantidades requeridas por la demanda y cuyo almacenamiento aún está fuera de nuestro alcance.

No es bueno cerrarse a las posibilidades que nos ofrece la naturaleza, si con las técnicas adecuadas y el debido respeto al medioambiente, podemos lograr un beneficio para el país en general, no solo para las empresas explotadoras. El domingo que viene trataré de los riesgos que conllevan estas técnicas, de cómo y hasta que punto se ha logrado mitigarlos y/o evitarlos. También pretendo hablar de la normativa comunitaria y española que afecta a los yacimientos no convencionales, de oposición política y social a estas técnicas y de las ventajas económicas y estratégicas que supondría el aprovechamiento de nuestros abundantes recursos de gas no convencional a la maltrecha economía nacional.

Zaragoza, 4 de septiembre 2022

LUIS BAILE ROY