Formación de Bakken

formación de Bakken
inglés  Formación Bakken
48°23′34″ s. sh. 102°56′23″ O Ej.
País
Historia
año de apertura1951 
Minería
Equilibrar las reservas de petróleotécnicamente recuperable: 7.400 millones de barriles (Bakken + Three Forks, en los Estados Unidos, estimación del USGS de 2013) [1] [2] 
punto rojoformación de Bakken

La formación Bakken ( formación Bakken en inglés   - Formación Bakken, Bakken-Logdepole TPS ) es la formación de petróleo liviano más grande de reservorios compactos (a menudo llamados incorrectamente petróleo de esquisto [3] ) en la cuenca de petróleo y gas de Williston en América del Norte, en los estados de Dakota del Norte y Montana ( EEUU ) y las provincias de Saskatchewan y Manitoba ( Canadá ). Formado por rocas en los límites de la Formación Three Forks del Devónico y las calizas Lodgepole del Mississippian ( Carbonífero ) . Ocurre a profundidades de 2,5 a 3,5 km, cubre un área de aproximadamente medio millón de kilómetros cuadrados y tiene un espesor de hasta 40 metros. Descubierto en 1953 por el geólogo JW Nordquist, los intentos de desarrollo comenzaron en 1970-2000 utilizando métodos convencionales de recuperación de petróleo . El desarrollo intensivo de petróleo utilizando perforación horizontal y horizontal y fracturación hidráulica , incluida la etapa múltiple, comenzó en la década de 2000 [4] .

A principios de la década de 2010, Bakken, junto con la formación similar Eagle Ford (Eagle Ford), juntos proporcionaron casi 2/3 de la producción de petróleo en reservorios compactos en los Estados Unidos [2] .

Estructura

La formación consta de tres capas estratigráficas [4] :

Las capas superior e inferior a veces se mencionan en la literatura bajo el nombre general de formación de esquisto de Bakken (formación de esquisto de Bakken) [4] . El contenido medio de materia orgánica en ellos es del 11% (en algunos lugares hasta el 35%), la fuente de materia orgánica son los restos de plancton . El kerógeno pertenece al tipo sapropélico [4] .

Botín

Hasta 2006 aquí se utilizaban únicamente pozos verticales, que producían hasta 50 mil barriles por día. La perforación horizontal se ha iniciado desde 2006.

El campo llegó a mil pozos a mediados de 2008, dos en 2010, 4 mil a principios de 2012, 8 mil a principios de 2014. En 2009–2010, se perforaron pozos a un ritmo de alrededor de medio millar por año, en 2010– el tasa aumentó y desde mediados de 2012 se ha estabilizado en el nivel de alrededor de 1,7 a 2 mil pozos por año. En promedio, cada pozo nuevo en 2013-2014 agregó alrededor de 100 barriles por día a la producción anual total del campo (teniendo en cuenta la necesidad de compensar la producción decreciente de los pozos existentes). El costo promedio de construcción de un pozo es de 8 millones de dólares estadounidenses (excluyendo el costo del alquiler). La producción promedio de un pozo en el primer año es de 240-300 barriles por día (para pozos iniciados en 2009-2013) [2] .

A principios de 2014, se produjo un total de 106 millones de toneladas de petróleo en la formación Bakken en Dakota del Norte [5] . Desde 2006 hasta junio de 2014 se extrajo un total de 1,13 billones de pies cúbicos de gas natural [2] .

A mediados de 2014, el campo en los Estados Unidos fue operado en un área de aproximadamente 12,700 millas cuadradas (donde se concentran las áreas más prometedoras y de alta calidad del campo) con la ayuda de más de 9,2 mil pozos, de los cuales 8534 produjeron petróleo. El 98% de los pozos terminan en una sección horizontal con una longitud típica de 10.000 pies (3 kilómetros) y utilizan 25 o más etapas de fracturación hidráulica. La mayor parte de la perforación se realizó en los condados de McKenzie, Mountrail, Dunn, Williams, Divide (Dakota del Norte) y el condado de Richland (Montana). Cada día se producían alrededor de 1 millón de barriles de petróleo ligero y 1.100 millones de pies cúbicos de gas natural (alrededor del 30% del gas se quemaba, principalmente en áreas remotas). En total, la producción fue de alrededor de 1,1-1,2 millones de barriles equivalentes [2] .

La caída en la producción de pozos es pronunciada. Después de un año de operación, el pozo da un promedio de alrededor del 72% del nivel inicial, después de dos años 34%, después de tres años 22%, después de cuatro años 17%, por lo que para tres años la caída es de 85% (según 2014 para proyectos iniciados en 2009). En total, durante los primeros cuatro años, el pozo da el 50-60% de la producción estimada para 30 años (la vida esperada de los pozos) [2] .

La producción de petróleo en el campo de Bakken disminuyó alrededor de un 20 % desde mediados de 2015 hasta mediados de 2016 y luego se mantuvo bastante estable hasta mediados de 2017 [7]

J. David Hughes en sus escenarios optimistas pronostica picos de producción en 2015, 2016 o 2017 en niveles de 1,2, 1,4 o 1,7 millones de barriles por día, dependiendo del número de pozos construidos anualmente (2, 2,5 o 3 mil). Siempre que la perforación continúe hasta la década de 2030, en total para 2040 no se podrán producir más de 8.800 millones de barriles de petróleo en el campo [2] .

Crítica

El crítico de la revolución del esquisto Arthur Berman señala una  disminución anual del 38 % en la producción de petróleo de esquisto bituminoso de los pozos existentes en el área de Bakken, lo que da como resultado que la gran mayoría de la producción (68 % en la primera mitad de 2012) provenga de pozos perforados el año anterior y la mitad [8] ; mantener los niveles de producción solo del esquisto de Bakken requiere perforar una cantidad "astronómica" de pozos (alrededor de 1500 por año) a un costo de capital colosal ($ 17-18 mil millones por año ).

Según los autores del estudio ,  La otra historia del esquisto ”, los costos de capital de las 35 empresas que analizaron fueron de $50 por barril, mientras que los ingresos por barril fueron de solo $51,5. El flujo de caja en todas estas empresas fue negativo en casi todos los trimestres. Los autores del informe señalan que, si bien el flujo de caja negativo en la economía no es necesariamente un problema, requiere un alto nivel de retorno de la inversión para justificarlo , algo que los productores de petróleo y gas de esquisto no han demostrado a principios del siglo XXI [ 9] .

El Post Carbon Institute critica las previsiones de la agencia estatal EIA para las principales formaciones de esquisto del país, incluido el Bakken, que muestran una sobreestimación sistemática tanto de la producción como de las reservas de hidrocarburos, así como la incapacidad de mantener los niveles previstos por la EIA en el futuro. [2] .

Véase también

Notas

  1. ↑ USGS, Evaluación de recursos petrolíferos no descubiertos en las formaciones Bakken y Three Forks, provincia de Williston Basin, Montana, Dakota del Norte y Dakota del Sur, 2013 http://pubs.usgs.gov/fs/2013/3013/fs2013-3013. pdf Archivado el 1 de marzo de 2014 en Wayback Machine .
  2. ↑ 1 2 3 4 5 6 7 8 J. David Hughes. Profundizando más: una revisión de la realidad de las previsiones del gobierno de los EE. UU. para un auge duradero del gas de esquisto y el petróleo de arenas compactas . Instituto Post Carbono (octubre de 2014). Fecha de acceso: 14 de enero de 2015. Archivado desde el original el 8 de febrero de 2015. "2.3.1 Juego Bakken" páginas 38-62
  3. ↑ Juegos de petróleo de esquisto: ¿un nuevo desafío para el mercado de la energía? Archivado el 28 de septiembre de 2018 en Wayback Machine // ERI RAS, noviembre de 2012, página 8: "La mayoría de los recursos de petróleo de los yacimientos de esquisto se encuentran en los EE. UU., principalmente en forma de petróleo de arenas compactas".
  4. ↑ 1 2 3 4 Prishchepa O. M., Averyanova O. Yu., Vysotsky V. I., Morariu D. Bakken formación: geología, potencial de petróleo y gas e historia del desarrollo // Neftegazovaya geologiya. Teoría y práctica. - 2013. - V.8. - Nº 2
  5. ↑ ALEXANDER KHURSHUDOV: Las perspectivas del "petróleo de esquisto bituminoso" son tan ilusorias como las del gas de esquisto bituminoso . Archivado el 15 de enero de 2015 en Wayback Machine , 20/01/2014.
  6. ↑ Programa de Recursos Energéticos . Fecha de acceso: 15 de enero de 2015. Archivado desde el original el 23 de julio de 2015.
  7. ↑ Copia archivada . Consultado el 13 de febrero de 2019. Archivado desde el original el 13 de febrero de 2019.
  8. ↑ Rob Wille. Oil Guru destruye todo el bombo publicitario sobre el auge energético de Estados Unidos. Archivado el 14 de julio de 2014 en Wayback Machine . Business Insider, 20 de enero de 2013.
  9. ↑ Amrita Sen, Virendra Chauhan, Maarten van Mourik. The other tale of shale Archivado el 2 de diciembre de 2014 en Wayback Machine . // Aspectos Energéticos, 16 de octubre de 2013.  (Inglés)

Literatura

Enlaces