Autor:

El potencial del shale gas, o gas de lutitas (en español), es indudable; pero se vienen difundiendo sin distancia crítica evaluaciones muy elevadas sobre el potencial en México, elaboradas por una consultoría privada por encargo de la Agencia Internacional de Energía (AIE) de Estados Unidos.
 
El estudio estadunidense plantea que México puede tener recursos técnicamente recuperables 50 veces mayores a las reservas probadas actuales de gas. Ante el anuncio se han adelantado especulaciones muy prematuras. Jordy Herrera, secretario de Energía, declaró que “el shale gas es la llave del futuro económico y energético de México, podría atraer entre 7 [mil millones] y 10 mil millones de dólares anuales y generar 1 millón y medio de empleos” (www.sener.gob.mx). El ingeniero Ángel Lárraga, country manager de Gas Natural Fenosa en México, como polemizando con quienes hablamos del pico del petróleo, afirma en un artículo titulado “México se incorpora a la revolución silenciosa del shale gas” que: “ahora la realidad y el futuro apuntan a la abundancia”.
 
La propia directora en México de la AIE, nos reprochó a los mexicanos: “ustedes están sentados en un recurso de gas, así que la pregunta es: ¿cómo van a usar eso para beneficiar a su país?”.
 
En este primer escarceo sobre el tema, comenzaremos reconociendo que efectivamente Pemex ya descubrió los primeros volúmenes de reservas de gas de lutitas con el pozo Emergente; por otro lado, el mismo estudio de AIE incluye un mapa estratigráfico que muestra que las mismas formaciones productoras en Texas se extienden en el territorio de nuestro país. México tiene gas de lutitas, pero el estudio de AIE no permite apoyar las exageradas cifras publicadas.
 
El estudio, aunque dedica 20 páginas a México, sólo aporta un único dato sólido: el mapa estratigráfico de un segmento de Burgos. Su revisión de la geología mexicana se limitó a una consulta bibliográfica. El mapa muestra una faja de aproximadamente 200 kilómetros de longitud donde la formación productora llamada Eagle Ford alcanza espesores de hasta de 300 metros. Reproducimos la gráfica, en la cual destacamos con color verde la zona productora y hacemos notar que, a la altura del pozo ocho, conforme avanza al Sureste, rumbo a San José de las Rusias, la formación se acuña, se adelgaza, y a la altura del pozo 15 casi desaparece. La ilustración indica también que la formación Eagle Ford puede ser alcanzada con pozos someros de 1 mil 500 metros de profundidad.
 
La evaluación del potencial en cuencas de lutitas requiere, entre otros, la información de los siguientes seis parámetros: la extensión de la formación productora y su profundidad (datos indicados en el caso de Eagle Ford); la estimación del contenido de materia orgánica y de madurez térmica; y la porosidad y su contenido de arcillas, que controlarán la eficacia de la fractura hidráulica.
 

Fallas del método analógico

 
Esperar resultados similares de cuencas que comparten algunas características es válido cuando se carece de información directa, pero el método analógico no es infalible. Pemex perforó el año pasado en la cuenca El Burro-Picacho, en el municipio de Hidalgo, Coahuila, adyacente a la frontera con Texas. ¿Por qué se eligió esa ubicación? Porque del lado estadunidense se ha descubierto gas y aceite; sin embargo el pozo Emergente encontró sólo gas, es decir, el método analógico falló parcialmente. Éste es un dato que no debe ser silenciado.
 
El estudio de la AIE considera que las lutitas gasíferas se encuentran en seis cuencas: además de Burgos y Sabinas, en las formaciones Pimienta en Tampico, Misantla y Tuxpan y en la formación Maltrata de la Cuenca de Veracruz. Pero esas formaciones se ubican a profundidades mayores a 5 mil metros, fuera de la ventana de oportunidad, aún no existe tecnología para desarrollar pozos horizontales y fracturas en esas profundidades. Además, aunque quizá las lutitas están identificadas litológicamente, hacen falta estudios específicos sobre su contenido de materia orgánica y los otros parámetros apuntados. Es erróneo adelantar evaluaciones para esas áreas, quizá algunos puntos podrían clasificarse apenas como “oportunidades exploratorias”.
 
Las lutitas son rocas sedimentarias formadas por mezclas de metales, pueden encontrarse algunas variedades interestratificadas con materia orgánica. Sedimentaria quiere decir que se formaron por precipitación en zonas que estuvieron bajo las aguas; como toda la planicie costera del Golfo estuvo sumergida, las lutitas son muy abundantes. Tanto que, y espero que me desmientan los geólogos, se encuentran en casi todos los campos y pozos de México: en cualquier columna geológica que se revise se encontrarán lutitas. Desde luego lo anterior no quiere decir que apenas identificada la roca se tiene un indicio contundente de explotación comercial.
 
Las lutitas en muchos yacimientos han funcionado como el sello que impide la migración de los fluidos, pues su permeabilidad es muy baja; pero en muchas perforaciones han sido una pesadilla: se hinchan y deforman el pozo; atrapan la barrena. El más reciente fracaso en aguas profundas fue Hux-1 frente a Campeche: el pozo se abandonó porque encontró sólo lutitas y anhidritas (estas últimas se forman por la evaporación); la conclusión es que, antes de festinar, es necesario estudiar, hacer pruebas y fundamentalmente perforar.
 
El reto no lo vemos por el lado de la tecnología: en Pemex se realiza fracking hace más de 60 años. La innovación gringa fue multiplicar las fracturas, es la demencia característica de la etapa post peack oil, las lutitas son Chicontepec multiplicado por 20.
 
Los ambientalistas expresaron cuestionamientos por el elevado consumo de agua, les replicaron de inmediato que se puede reciclar la misma dotación de agua. En Chicontepec se utiliza agua de mar en los fracking.
En conclusión: mientras no se realicen estudios geológicos no debemos aceptar los espejitos y bisutería, como en el tiempo de la Conquista.
 
 
 
El estrato coloreado de verde, cruzado por 17 pozos, corresponde a las lutitas gasíferas en burgos.
Fuente: EIA-DOE-Advanced Resources International Inc, World shale gas resources. An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, Washington, DC, april 2011. (http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf)
 
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
 
 
 
 
Fuente: Contralínea 288