FREE

Unconventional energy resources

Articolul prof. univ. dr. Nicolae Anastasiu, membru corespondent al Academiei Române, trece în revistă realizările de vârf ale cercetării științifice, cu accent pe cele mai recente subiecte de interes în comunitatea științifică internațională – resursele de hidrocarburi neconvenționale (formațiunile argiloase cu gaze naturale captive). Textul explică principalii parametri folosiți la evaluarea potențialului neconvențional (Carbon Organic Total, Indicele de Hidrogen, reflectanța vitrinitului) și discută contextul geologic din România, inclusiv soluțiile pentru depășirea barierelor pentru a putea construi o strategie pe termen lung privind rezervele neconvenționale românești.

Printre evenimentele științifice de prestigiu, Congresele mondiale ale Uniunii Internaționale a Științelor Geologice care au loc odată la patru ani, pun în discuție realizările de vârf ale cercetării științifice din diverse specializări: mineralogie, petrologie, depozite de minereu, sisteme petrolifere, sedimentologie și sisteme depoziționale, hazarde geologice ș.a.

Totodată, ele lansează noi provocări, noi concepte care vizează schimbarea în modul de abordare și interpretare a terenurilor geologice și a resurselor naturale pe care acestea le conservă. Și, de ce nu, modul de valorificare a acestor resurse spre binele societății. Anul acesta, între 5 și 10 august, s-a desfășurat la Brisbane, Australia, un astfel de eveniment: cea de a 34-a Sesiune a Congresului Internațional de Geologie. Spectrul foarte larg al tematicii Congresului a inclus și domeniul Hidrocarburi Neconvenționale – Carburanți Emergenți.

Comunitatea științifică internațională, interesată de resursele energetice ale viitorului, de tendința de epuizare a rezervelor clasice de hidrocarbui lichide și gazoase în viitorul apropiat și de necesitatea elaborării unei strategii viabile care să asigure dezvoltarea durabilă a societății, a identificat, în ultimii 15-20 de ani, noi resurse energetice neconvenționale, localizate în formațiuni sedimentare de diferite vârste și, de regulă, la adâncimi mari în scoarța terestră: shale și tight gas, heavy oil și oil shale, coal seam gas și în zonele reci, în mări și oceane – gaz hidrații.

Gazul din argilite (shale gas) este gazul natural care se găsește în formațiunile des întâlnite și cunoscute drept argile și argilite. Formațiunile argiloase se caracterizează prin permeabilitate scăzută, gazul captat în spații micronice având o abilitate limitată de a fi eliberat din roca gazdă și a putea fi, astfel, exploatat. Aceste formațiuni sunt în mod frecvent bogate în materie organică, și au atins, la adâncimi mari fereastra de termogaz și, respectiv, un grad de maturitate care să le ridice potențialul gazogenetic.

Gazul din formațiuni impermeabile, lutitice sau fin nisipoase (tight gas) este un termen generic pentru gazul natural care se găsește în formațiuni cu permeabilitate redusă (sub pragul de 0.1 mD¹). Rezervoarele naturale de tipul tight gas devin rentabile când exploatarea lor se face prin fracturare hidraulică, procedeu tehnologic care stimulează fluxul de gaz spre sondă.

Metanul asociat cărbunilor (Coal bed methane) este gazul natural legat de depozitele de cărbuni. De obicei, acest gaz provine din cărbunele care fie este situat la adâncimi foarte mari, fie este de o calitate prea slabă pentru a fi exploatat comercial. Metanul căptușește pereții spațiilor interstițiale (porilor) din matricea cărbunoasă și este fixat de aceasta prin procese de adsorbție. Resursele de metan asociate cărbunelui sunt evaluate cu ajutorul unor sonde verticale simple, dar și fracturarea hidraulică este o tehnică des uzitată pentru a îmbunătăți producția în stratele mai puțin permeabile.

Hidrații de metan (gas hydrates): o manifestare neobișnuită a hidrocarburilor, în care moleculele de gaz natural, de obicei metan, sunt captive în molecule de gheață. Hidrații se formează în condiții de climă rece, cum ar fi zonele de permafrost și la mare adâncime, în ape cu temperaturi scăzute și la presiuni mari. Rezervele sunt extrem de mari, iar costurile de extracție, considerabile (în prezent, neeconomice).

Diferența față de resursele convenționale este sintetizată în tabelul de mai jos:

Formațiuni convenționale	Formațiuni neconvenționale
Acumulări în rezervoare cu porozitate medie spreridicată cu o permeabilitate suficientă pentru apermite gazului să curgă spre gaura sondei	Depozite de gaz natural care segăsesc înformațiuni de rocă relativ impermeabile (nisipuricompacte, șisturi argiloase și strate de cărbune)
Echiparea pe verticală și pe orizontală a sondei	Tehnologiile cheie sunt forajul la orizontală șitehnicile moderne de fracturare
Producție prin scurgere naturală din rezervoareclastice sau carbonatice	Volumul extras este dependent de performanțelefracturării rezervoarelor și microtectonica fisurală
Permeabilitatea și porozitatea determină rata deproducție și estimarea de recuperare finală	Carbonul organic total, maturitatea termică șimineralogia determină proprietățilerezervoruluiși recuperarea finală
Planuri de dezvoltare impuse de structurasistemului petrolifer	Planurile de dezvoltare impuse de structurageologică a locației câmpului de sonde

Astăzi, dintre toate aceste resurse (argile gazeifere) cu potențial ridicat de gaze naturale (gaze de șist) au fost puse în evidență rezerve importante în SUA, Canada, Mexic, Argentina, China, Australia, Arabia Saudită. În Europa există programe de explorare în Franța, Marea Britanie, Norvegia, Suedia, Danemarca, Germania, Polonia, Ucraina [Bibliografie: 7,11].

Descoperirea gazelor de șist s-a făcut în 1980, în formațiunea argilelor de Barnett – Texas, dar prima producție a început în 1999. Aproape 20 de ani a durat cercetarea, explorarea și punerea la punct a tehnologiei de extracție. Astăzi, toată lumea se poate bucura de această realizare. Alte formațiuni cercetate, care s-au dovedit productive, au fost formațiunea de Marcellus în S.U.A. și formațiunea de Utica în Canada. În anii din urmă, în Marea Britanie (în Bazinul Weald), în Danemarca (Formațiunea argiloasă de Alum), în Germania (the Posidonia and Carboniferous Shales), în Polonia (argilele siluriene), în Ungaria (la Mako) studiile geologice au pus în evidență un ridicat potențial gazeifer. În nordul continentului european, de asemenea, Devonian shales, Namurian shales (Carbonifer), Posidonia Shale (Jurasicul Inferior), Wealden Fm. (Cretacicul Inferior) [Bibliografie: 2,7,9,11].

În toate aceste țări, s-au identificat formaţiuni argiloase cu gaze naturale captive (aşa-zisele argile gazeifere – gas shales), cărora nu li s-a acordat nici un interes până de curând.

Cercetările cu ajutorul unor tehnologii de vârf, inexistente în trecut (precum forarea orizontală, fracturarea „din mers” a argilelor), au dus la constatarea că ele pot elibera gazele pe care le conţin în porii de dimensiuni micronice şi pot deveni, astfel, corpuri geologice cu caracter de „rezervor” de gaze naturale. Nisipurile şi rocile poroase din care s-a exploatat ţiţeiul (în proporţie numai de 30% din rezerva de hidrocarburi calculată iniţial) pot fi supuse unor operaţiuni de recuperare secundară.

Așadar, noua tehnologie permite reevaluarea structurilor petrolifere părăsite.

Trecerea la exploatarea resurselor neconvenționale a dus la creșterea producției de gaze naturale în țări precum S.U.A, Mexic, China și la reducerea importurilor. În S.U.A. creșterea producției de shale gas, până în anul 2030, este spectaculoasă și semnificativă (Fig. dreapta)

Investițiile în activitatea de cercetare, prospectare și explorare sunt mari și au un grad ridicat de risc. De aceea, aceste investiții nu pot fi făcute decât de companiile mari, cu experiență în domeniul industriei energetice.

Momentul trecerii de la explorarea acestor resurse, la exploatarea lor (deci, a valorificării profitabile) a impus utilizarea unor tehnologii noi, performante și în continuă adaptare la problemele ridicate de posibilul impact asupra mediului înconjurător. Și, în acest context, este vorba de volumul de apă necesar procesului de exploatare, de menținerea (conservarea) în timp a calității acviferelor naturale, de intensitatea vibrațiilor produse de procesul de fracturare hidraulică.

Toate țările cu un astfel de potențial în care operează agenți economici prin licențe de explorare și exploatare și-au adaptat legislația și monitorizează operațiunile de explorare și exploatare pentru a fi evitat impactul poluant asupra mediului natural înconjurător și asupra comunităților populate din proximitatea sondelor proiectate. O serie de bariere apărute în calea dezvoltării unor astfel de proiecte, pe măsură ce s-au înregistrat progrese legate de perfecționarea tehnicii și tehnologiei de extracție, au fost și ele depășite.

În România, există o bună cunoaștere a teritoriului geologic și a potențialului său în resurse energetice clasice, convenționale [Bibliografie: 3,4,10], și au început studii pentru identificarea de formațiuni argiloase cu potențial gazeifer, neconvențional, de tipul, gas shales. Astfel de formațiuni sunt legate de unități de orogen (care aflorează la suprafață, dar care se extind și în zonele adânci din Carpații Orientali, în special, unde au fost interceptate de foraje, precum și de unități de platformă, la adâncimi ce depășesc 2.500-3.000 m (Platforma Moesică cu extinderea sa în Dobrogea de Sud, Platforma Scitică (Depresiunea Bârladului), sudul Platformei Moldovenești). De asemenea, sunt îndeplinite condiții potențiale de existență, în Depresiunea Getică, Depresiunea Pannonică și Bazinul Transilvaniei (vezi harta).

Vârsta formațiunilor de interes acoperă un interval de timp de la Paleozoic inferior

(Silurian – 425 mil. ani) la Cainozoic (Paleogen- 30 mil. ani) (vezi secțiunea transversală). Principalii parametri de atestare sunt conținuturile de materie organică și natura acesteia, respectiv TOC-ul (Total Organic Carbon) și reflectanța vitrinitului (Ro), alături de tipul de kerogen (un reziduu organic, rășinos, insolubil). Faciesurile depoziționale corespund sistemelor de apă adâncă cu o sedimentare în regim redox negativ, au extinderi spațiale de ordinul zecilor de km și grosimi variabile, între 50 și 600 metri [Bibliografie: 1,4,6,10].

Secțiune geologică transversală din Depresiunea Getică până în Balcani

Pentru considerarea acestor formațiuni drept formațiuni argiloase gazeifere (de tip gas shales) este necesară efectuarea unui set cuprinzător de analize mineralogice, petrografice, stratigrafice, oleogenetice, geofizice, geomecanice și a unor reconsiderări cartografice și geo-structurale. Rezultatele obținute, pentru principalii indicatori gazogenetici, se înscriu în standardele cerute:

• Carbon Organic Total (TOTAL Organic Carbon, TOC by wt.%) este mai mare, între 0 și 4, atunci când este prezentă materia organică; În Carp. Or. mai multe analize > 6%.
• Vârfurile S₁ și S₂ (mgHC/g-rocă)² obținute prin analiza geochimică a rocii (Rock Eval analysis) au valori cuprinse între 0 – > 4 și, respectiv, 0 și > 20;
• Indexul de Hidrogen (mg HC/gTOC) corelat cu kerogenul (S₂) are valori între 50-300 cu Kerogen II-III; valorile sub 50 = denotă roci imature;
• Reflectanța Vitrinitului (Ro) ne oferă informații privind temperatura de la acel nivel și indică prezența unei ferestre de dry-gas: când Ro < 0,6 =sistemul este imatur; când Ro este între 0,6 și 1.35 aceasta indică prezența de sisteme mature.

Activitatea de explorare poate dura 3-4 ani, iar costul unei asemenea sonde depinde de complexitatea geologică a terenurilor traversate și variază între 4-10 mil USD.

Considerând că țara noastră beneficiază de un context geologic favorabil existenței unor resurse energetice neconvenționale (de tipul gas shales, dar, și de tipul nisipurilor impermeabile – tight sand, sau al rezervoarelor cu hidrocarburi blocate din care se pot face recuperări secundare) se pot desprinde următoarele concluzii: trebuie continuată activitatea de cercetare a formațiunilor cu potențial gazeifer neconvențional și cea de evaluare a proprietăților acestora în vederea identificării unor zone care pot fi explorate:

• ținând cont de costurile foarte ridicate ale activităților de explorare (prin echipamentele performante utilizate, de ultimă generație, de tehnologiile moderne de identificare a formațiunilor geologice cu un astfel de potențial), trebuie identificate surse de finanțare capabile să răspundă unor astfel de cerințe (atenție! investiția se face pe riscul agentului economic care a obținut licența – companie de stat sau companie privată);
• toate activitățile conexe unor astfel de proeicte (prinse în contracte de execuție) trebuie să țină cont de impactul pe care l-ar putea avea asupra mediului înconjurător și, de aceea, ofertele sau oportunitățile create trebuiesc cunoscute și dezbătute; înțelegerea condițiilor geologice de identificare a argilelor, ca noi tipuri de rezervoare de gaz, a proceselor de forare în zonele cu un astfel de potențial și a tehnologiei aplicate (non-poluabile) reprezintă primii pași în depășirea barierelor care astăzi, încă, nu ne lasă să ne construim o strategie pe termen lung privind rezervele neconvenționale pe care le deținem.

Astfel, conceptul de gas shales a trecut repede din teorie în practică. El a stimulat dezvoltarea noilor tehnologii, capabile să extragă gazul natural din roci, în trecut considerate numai o sursă primară din care hidrocarburile au putut migra spre rezervoare clasice (gresie, calcar). Astăzi, ele au căpătat și calitatea de rezervor al gazelor uscate, au devenit o resursă neconvențională, capabilă să constituie o alternativă față de acumulările clasice de petrol și gaze (poate „un al treilea Prometeu” cum vedea savantul Nicholas Georgescu-Roegen problema energetică la întâlnirile Clubului de la Roma din anii ‘70).

Bibliografie:

1. Anastasiu N., Filipescu S., Brânzilă M., Dinu C., Seghedi A., Roban R-D. and Muntean I. (2012) From Gas Shales to Shale Gas – a Big Challenge for Romania. Sesiunea științifică Geo-2012, Facultatea de geologie și geofizică.București.
2. Boyer Ch., Kieschnick J., Lewis R.E., Waters G. (2006) Producing Gas from Its Source. Oilfield Review.USA.
3. Dicea, O., 1996, Tectonic setting and hydrocarbon habitat of the Romanian external Carpathians, in Ziegler, P.A., and Horvath, F., eds., Peri-Tethys Memoir 2. Structure and prospects of Alpine basins and forelands: Memoires du Museum National d’Histoire Naturelle 170, Paris, p. 403–425.
4. Krezsek, C., 2011. Petroleum System of Romania. AAPG ER Newsletter, June 2011: 4-7
5. Krezsek, C., Lange, S., Olaru, R., Ungureanu, C., Namaz, P., Dudus, R., Turi, V. 2012. Non-Conventional Plays in Romania: the Experience of OMV Petrom. SPE 153028, SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, Vienna 20-22 March, 2012
6. Mațenco, L., Krézsek, C., Merten, S., Schmid, S.M., Cloetingh, S., Andriessen, P., 2010. Characteristics of collisional orogens with low topographic build‐ up: an example from the Carpathians. Terra Nova 22, 155–165.
7. OGP Report – Shale gas in Europe, Brussel, 2012
8. Seghedi, A., Vaida, M., Iordan, M. and Verniers, J., 2005. Palaeozoic evolution of the Moesian Platform, Romania: an overview. Geologica Belgica, 8:99-120.
9. Seminar Perspectives for unconventional gas in Europe : Polish and Romanian experience with shale gas Bucharest – November 16th, 2011.
10. Ştefănescu, M., Dicea, O., Butac, A., and Ciulavu, D. 2006. Hydrocarbon Geology of the Romanian Carpathians, their foreland and the Transylvanian Basin. In: Golonka, J., Picha, F. (eds.), The Carpathians and their Foreland: Geology and Hydrocarbon Resources, AAPG Memoir 84: 521‐567.
11. Tari, G., Poprawa, P., and Krzywiec, P., 2012. Silurian lithofacies and paleogeography in Central and Eastern Europe: implications for shale-gas expolartion. SPE 151606, SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, Vienna 20-22 March, 2012.
12. World Energy Outlook- Special Report on Unconventional Gas – Golden Rules for a Golden Age of Gas. Noiembrie 2011.

---

FOOTNOTES:

1. Micro-Darcy (mD) – unitate de măsură pentru permeabilitate. Folosită în geologie și inginerie petrolieră, în cinstea inginerului francez Henri Darcy, 1 Darcy = 0,987 x 10^-12 m².
2. S₁ denotă hidrocarburile libere (țiței și gaz) din eșantion, măsurate în miligrame de hidrocarbon per gram de rocă. S₂ denotă hidrocarburile generate prin cracarea materiei organice nevolatile (kerogenul), i.e. potențialul de hidrocarburi al rocii dacă procesul de diageneză ar continua. S₃ denotă conținutul de CO_2. Toate cele trei vârfuri (S₁, S₂, S₃) se determină prin piroliză.