Hidrocarburos no convencionales (I)

Tierra y Tecnología nº 41 | Texto | Juan García Portero, geólogo | Conceptos básicos, historia, potencialidad y situación actual | Se describen las diferencias y analogías entre los hidrocarburos convencionales y los hidrocarburos no convencionales, los diferentes tipos de hidrocarburos no convencionales, su historia y evolución, la situación actual y algunas consideraciones sobre la importancia que pueden jugar en el futuro. En la segunda parte de este artículo se revisarán las técnicas empleadas en la explotación de los hidrocarburos no convencionales, la fracturación hidráulica o fracking, comentándose los aspectos que, en los últimos meses, están generando una amplia repercusión en los medios de comunicación.

Los términos gas no convencional, petróleo no convencional y, en sentido más amplio, hidrocarburos no convencionales han irrumpido muy recientemente en nuestras vidas, no solamente en los círculos científicos y técnicos sino, incluso, en los medios de comunicación no especializados. Una primera consecuencia de la introducción de los términos hidrocarburos no convencionales es que ha obligado a adjetivar como hidrocarburos convencionales a aquellos que hasta la aparición de estos conceptos eran denominados simplemente como hidrocarburos.

Es obvio que vamos a convivir muchos años con los hidrocarburos no convencionales y que, muy posiblemente, van a jugar un papel muy importante en el futuro energético de la humanidad.

Conceptos básicos

Por lo anterior, parece adecuado repasar qué son los hidrocarburos no convencionales, cómo se explotan y porqué pueden ser importantes para todos nosotros. Con objeto de lograr una mayor claridad en la descripción, es conveniente comenzar definiendo el significado del concepto hidrocarburos convencionales.

Hidrocarburos convencionales

Son los que, desde que el coronel Drake perforó el primer pozo para explotación de petróleo en Titusville (Pensilvania, EE UU) en el año 1859, han venido representando la principal fuente energética para la humanidad. Primero el petróleo y luego, conjuntamente, el petróleo y el gas han sido, y siguen siendo, una fuente de energía abundante y barata, sobre la que la humanidad, especialmente los países occidentales, han fundado su espectacular desarrollo económico y bienestar a lo largo de los siglos XIX y XX. Actualmente, el petróleo y el gas convencionales no son tan abundantes y baratos como lo eran hace unas cuantas décadas, pero aún representan una fuente energética ampliamente disponible a precios relativamente asequibles.

En cualquier caso, y ya en relación con el contenido de este artículo, conviene precisar que los hidrocarburos convencionales, los que la humanidad lleva explotando industrialmente más de 150 años, reúnen dos características distintivas:

• Han migrado a una roca reservorio desde la roca madre (una roca rica en materia orgánica) donde se han generado.
• Las rocas reservorio en las que se encuentran, y de las que se extraen, son porosas y permeables, lo que permite que el hidrocarburo fluya con relativa facilidad desde el almacén rocoso al pozo y, por la perforación, hasta la superficie.

Así, pues, empleando estas dos características mencionadas, se podría formular una definición de los hidrocarburos convencionales, ya sea petróleo o gas, conveniente a los fines de diferenciarlos de los hidrocarburos no convencionales. Los hidrocarburos convencionales son los que se encuentran albergados en una roca almacén o reservorio porosa y permeable, de la que son capaces de fluir hasta la superficie cuando se perfora dicho reservorio. Esta “facilidad” en su extracción es la causa por la que, hasta la fecha, la explotación de hidrocarburos ha estado focalizada casi exclusivamente en estos hidrocarburos convencionales. No es necesario recalcar que en un reservorio convencional el hidrocarburo se encuentra almacenado en los poros, en los espacios abiertos de la roca.

Estas rocas almacén, porosas y permeables, están comenzando a ser adjetivadas como reservorios convencionales.

Hidrocarburos no convencionales

En principio, los hidrocarburos no convencionales serán aquellos que no cumplan los requisitos con los que se han caracterizado los hidrocarburos convencionales en el epígrafe anterior (estar albergados en rocas porosas y permeables, capacidad de fluir sin estimulación).

El problema es que, así definido, el grupo incluye un rango amplio y heterogéneo de tipos de acumulaciones de hidrocarburos. El objetivo de este artículo es describirlos todos, a veces solo citarlos, con objeto de proporcionar al menos una referencia de cada uno de ellos, para posteriormente centrarse en aquellos que actualmente están siendo ya objeto de una intensa actividad exploratoria en todo el mundo, casi siempre acompañada de un cierto debate público.

Ese grupo amplio y heterogéneo de tipos de acumulaciones de hidrocarburos que conformarían el grupo de hidrocarburos no convencionales incluye:

• Hidratos de gas: también denominados caltratos. Se generan y almacenan en sedimentos marinos actuales, profundos, depositados en los fondos marinos. El gas natural se encuentra en forma de sólidos cristalinos, como “cristales de hielo”, que consisten en moléculas de metano densamente empaquetadas rodeadas por moléculas de agua. El metano se encuentra cristalizado debido a las altas presiones y bajas temperaturas reinantes. Estados Unidos es el país que lidera el estudio de este tipo de recurso energético y del desarrollo de las tecnologías que puedan permitir su futuro aprovechamiento industrial. En cualquier caso, conviene puntualizar que su explotación comercial, si algún día llega a producirse, se encuentra aún lejana. Sin embargo, los recursos de este tipo de gas no convencional son muy superiores a los del gas convencional. El lector puede encontrar una amplia información sobre este tipo de acumulaciones de hidrocarburos en AAPG Memoir 89, (2009) y en Geological Society Special Publication, nº 319 (2009).
• Oil sands: también suelen denominarse tar sands. Son arenas con bitumen (mezcla de hidrocarburos pesados) rellenando los poros. En condiciones normales de presión y temperatura, el bitumen no fluye y es necesario calentar la roca. Del destilado del bitumen se obtiene petróleo. Los depósitos más importantes se encuentran en Canadá (Alberta), en areniscas del Cretácico: la formación geológica que alberga el petróleo pesado ocupa unos 140.000 km2. Es el único lugar donde se explotan industrialmente, con una larga tradición. También se explotan en Venezuela, pero con producciones muy pequeñas. Las reservas mundiales de petróleo contenidas en este tipo de acumulaciones no convencionales son enormes, solo en el distrito de Alberta se estiman en 174.500 millones de barriles (equiparable a las reservas convencionales de petróleo de Arabia Saudita). Información adicional sobre este importante tipo de acumulación de hidrocarburos puede encontrarse en la página web del Servicio Geológico de Alberta (www.ags.gov.ab.ca).
• Coal bed methane (CMB): es el gas natural, metano, asociado a las capas de carbón. El gas se encuentra retenido en fracturas y, fundamentalmente, adsorbido en la matriz de la roca (carbón). Existen importantes reservas mundiales de gas natural asociadas a este tipo de acumulaciones no convencionales (véase figura 1). Los principales productores son: Estados Unidos, donde el 7,5% de su producción total de gas proviene de este tipo de recurso no convencional, Canadá y Australia.
• Tight gas: es el gas natural contenido en rocas muy compactas, areniscas y/o calizas, con valores de permeabilidad matricial muy bajos. No son rocas madres, son rocas almacén, aunque muy compactas. Por tanto, el gas no se ha generado en ellas, ha migrado desde la roca madre y se encuentra contenido en microfracturas y en la escasa porosidad matricial de la roca. Existen importantes reservas mundiales de gas asociadas a este tipo de acumulaciones (véase figura 1).
• Shale oil y shale gas: los términos no son muy adecuados puesto que implican que los hidrocarburos se encuentra en lutitas, lo cual no siempre es cierto. Aquí, el lector debe interpretar la palabra shale (lutita) en sentido muy amplio, incluyendo lutitas ricas en materia orgánica, margas organógenas, etc., es decir, las litologías que constituyen las rocas madre de hidrocarburos: rocas con tamaño de grano muy fino, ricas en materia orgánica y con muy bajos valores de porosidad y permeabilidad matricial. En otras palabras, el shale oil y el shale gas son los hidrocarburos, ya sea petróleo o gas, que se encuentran almacenados en la roca madre en la que se generaron. En consecuencia, en el caso del shale oil y del shale gas, la roca madre del sistema es también la roca reservorio. En castellano, el término shale gas se está traduciendo como “gas de pizarra” o “gas de esquisto”, por lo que adolece de una imprecisión similar, o incluso mayor, que la propia de su equivalente en inglés. Debe entenderse el gas contenido en la propia roca generadora, independientemente de su composición litológica. En cualquier caso, el shale oil y, especialmente, el shale gas son los tipos de acumulaciones no convencionales de hidrocarburos cuya exploración-producción está experimentando un mayor auge en los últimos años, así como una creciente repercusión en los medios de comunicación. Las reservas mundiales de gas asociadas a este tipo de acumulaciones son muy importantes (véase figura 1).

El shale oil, shale gas y el tight gas son los hidrocarburos no convencionales sobre los que versa este artículo.

Algunas precisiones adicionales

Hasta aquí, se han comentado las diferencias existentes entre los hidrocarburos convencionales y los hidrocarburos no convencionales. Debe añadirse que esas diferencias no radican ni en su génesis ni en su composición, sino exclusivamente en las rocas en las que se encuentran y en la forma de extraerlos.

Los hidrocarburos no convencionales y los hidrocarburos convencionales son composicional y genéticamente idénticos, solo se diferencian en que los segundos han migrado a una roca reservorio permeable (reservorio convencional) y los primeros permanecen en la roca madre donde se generaron (shale oil y shale gas) o han migrado a rocas reservorio muy compactas (tight gas). Las rocas generadoras y las rocas compactas (tight) que contienen hidrocarburos se denominan reservorios no convencionales.

No se ha establecido una definición más precisa del gas no convencional. La que habitualmente se considera es la aportada por el National Petroleum Council de los Estados Unidos que define el gas no convencional como “aquel gas natural que no puede ser producido en caudales y volúmenes económicos a menos que el pozo sea estimulado mediante fracturación hidráulica a gran escala o recurriendo a la perforación de multilaterales desde un pozo principal u otra técnica que haga entrar en contacto más superficie de la roca con el pozo”.

De hecho, en los Estados Unidos, la delimitación entre gas convencional y gas no convencional deriva de consideraciones tributarias establecidas en función de la permeabilidad del yacimiento.

En cuanto a las rocas almacén, el acuerdo generalmente aceptado es considerar que una roca reservorio con valor de permeabilidad por debajo de 0,1 mD (miliDarcy) es un reservorio no convencional (así, el hidrocarburo que contenga será un hidrocarburo no convencional); por el contrario, una roca almacén con valor de permeabilidad mayor que 0,1 mD es un reservorio convencional (el hidrocarburo que contenga será un hidrocarburo convencional).

En un reservorio no convencional del tipo gas shale (rocas ricas en materia orgánica, rocas generadoras, con valores de permeabilidad matricial muy bajos, que contienen gas), el hidrocarburo se encuentra:

• Como gas libre en los poros, espacios abiertos de la roca (en este tipo de litologías, microespacios): microporosidad intergranular y/o de fractura.
• Como gas adsorbido en los granos minerales y fundamentalmente en la materia orgánica (kerógeno y/o bitumen) que contiene la roca.
• Como gas disuelto en la materia orgánica contenida en la roca.

Reseña histórica

Hasta muy recientemente, las rocas madres de hidrocarburos no han representado objetivos exploratorio-extractivos de interés. Su papel en los Sistemas Petrolífero-Gasísticos convencionales se ha restringido a la capacidad para generar los hidrocarburos que se aportan al sistema.

No obstante lo anterior, extraer gas y/o petróleo de reservorios no convencionales no es un hecho nuevo. A lo largo de la historia se han obtenido de este tipo de reservorios producciones marginales de hidrocarburos. De hecho, curiosamente, el inicio de la primera explotación medianamente comercial de gas en los Estados Unidos tuvo lugar el año 1821 y consistió en la extracción de gas natural a partir de una lutita del Devónico (la Dunkirk Shale), un reservorio no convencional; el gas que se producía, un gas no convencional, se empleó para iluminar la ciudad de Fredonia, en el estado de Nueva York.

En cualquier caso, todo cambió radicalmente en los años ochenta y noventa del siglo XX. El cambio, realmente cabe catalogarlo como una revolución energética en base a la trascendencia que puede llegar a tener, comenzó en los Estados Unidos. Allí, las compañías de exploración-producción descubrieron que era posible producir comercialmente hidrocarburos (gas, en aquel caso) a partir de una roca madre (una gas shale, lutita con gas). Ocurrió en Texas, en la cuenca de Forth Worth, la formación geológica era el Barnett Shale, una lutita negra de edad Dinantiense (Carbonífero), cuyo nombre ha quedado grabado para siempre en un lugar de honor en la historia de la explotación de hidrocarburos. Las empresas, hay que citar aquí específicamente a Mitchell Energy & Development Company, descubrieron que la forma de hacerlo era:

• Creando permeabilidad artificial en la roca mediante fracturación a gran escala, incrementando así su baja o muy baja permeabilidad natural, lo que permitía aumentar notablemente los volúmenes de gas producidos por pozo. El método de fracturación (estimulación) empleado fue la fracturación hidráulica (fracking), consistente en inyectar en la roca agua a presión con arena y algunos aditivos. Es una técnica que ya se venía empleando en Texas, de forma puntual, desde los años cincuenta del siglo XX, pero que se ha desarrollado espectacularmente a partir de su empleo en el Barnett Shale.
• Perforando pozos horizontales o, más concretamente, pozos que, al entrar en la formación objetivo, se inclinasen lo necesario con objeto de discurrir dentro de la formación, sin llegar a cortar su muro.

El éxito exploratorio y económico del Barnett fue espectacular, tanto que hoy en día esta formación geológica suministra aproximadamente el 7% del volumen total de gas producido en los Estados Unidos. El lector puede encontrar un relato detallado de este apasionante descubrimiento en Steward (2007). Con todo, lo más importante fue el cambio conceptual, el cambio de pensamiento, que introdujo; puede resumirse en algo tan sencillo como que: las rocas generadoras pueden ser buenos objetivos para la exploración-producción de hidrocarburos.

El horizonte exploratorio que se abrió fue inmenso, fundamentalmente por los siguientes motivos:

• Las rocas madres son relativamente abundantes en muchas cuencas geológicas, incluso en cuencas geológicas en las que no se conocen acumulaciones convencionales de hidrocarburos, en las que nunca ha habido producción.
• Frecuentemente se trata de formaciones geológicas muy extensas, presentes a escala de toda la cuenca, o de sectores amplios de la cuenca geológica (cientos o miles de km2), relativamente uniformes en composición y contenido orgánico.
• Una acumulación de hidrocarburos no convencionales en una roca madre (shale gas, shale oil) requiere de un menor número de componentes y procesos geológicos que una acumulación convencional, con lo cual su probabilidad de existencia es mayor. Para que se encuentren hidrocarburos preservados en un reservorio convencional han de cumplirse los siguientes requisitos: 1) existencia de roca madre, 2) maduración térmica adecuada para que se genere el hidrocarburo, 3) existencia de roca almacén convencional, porosa y permeable, 4) migración primaria, proceso de expulsión del hidrocarburos de la roca madre, 5) migración secundaria o circulación del hidrocarburo hasta alcanzar un reservorio convencional poroso y permeable, 6) existencia de trampa, ya sea estratigráfica, estructural o de otra naturaleza, 7) existencia de una roca sello que aísle el almacén convencional, y 8) en el caso de las trampas estructurales, una cronología adecuada que posibilite que la trampa estructural esté ya formada con anterioridad a la migración del hidrocarburo.
• Una acumulación de hidrocarburos no convencionales en una roca madre solamente necesita que se cumplan los dos primeros requisitos del listado anterior.

Considerando lo anterior, no es de extrañar que, tras el éxito exploratorio del Barnett Shale, las compañías americanas de exploración-producción identificasen muchos otros potenciales objetivos no convencionales en los Estados Unidos y, en muy pocos años, al Barnett le siguieron diversos éxitos exploratorios: Fayetteville, Haynesville, Marcellus, Woodford, Antrim, New Albany, Lewis, etc. (véase figura 2). Nótese la enorme extensión de algunos de estos objetivos no convencionales (gas shale).

Todos ellos fueron paulatinamente puestos en producción, lo que ha propiciado que, en el año 2010, el 23% del gas producido en los Estados Unidos ya proviniera de reservorios no convencionales tipo gas shale (Boyer et al., 2011). Además, el gas no convencional puesto en el mercado ha permitido que los Estados Unidos estén dejando de ser un país netamente importador de gas a estar más cercano a ser autosuficiente y posiblemente llegar a serlo en un futuro más o menos cercano.

Este significativo aumento de la producción de gas en los Estados Unidos está teniendo dos importantes consecuencias: la primera es que allí los precios del gas natural han experimentado un descenso significativo, situándose en el entorno de los 3 US$/millón de BTU (que significa British Thermal Units, una medida de energía en la que normalmente se expresan los precios del gas natural; aunque su conversión en m3 es dependiente del valor del poder calorífico del gas en cuestión, puede estimarse que 1 MBTU es equivalente a 25,22 Nm3, normal metros cúbicos), frente a los precios en Europa que rondan los 9 o 10 US$/millón de BTU y los 12 US$/millón de BTU en Japón (OCDE-EIA, 2011); la segunda es que el aumento del autoabastecimiento en los Estados Unidos está liberando, poniendo en el mercado mundial,  importantes volúmenes de gas natural licuado (LNG), lo que está propiciando que se comience a producir un lento desacople de los precios del gas natural con respecto a los del petróleo. En la situación actual, el hecho de que los precios del gas estén anexados a los del petróleo implica que se mantengan en valores altos, lo cual es un escenario negativo para países y/o regiones geopolíticas como Europa, en general para todos los occidentales, con bajas producciones y altos consumos.

Resultaba obvio que, al menos desde un punto de vista geológico, el éxito exploratorio obtenido en los Estados Unidos para el shale gas y el shale oil podía ser repetible en otras cuencas geológicas, siempre y cuando tuvieran rocas ricas y en materia orgánica con maduración térmica adecuada. Por ello, la exploración de los hidrocarburos no convencionales se extendió de forma relativamente rápida por todo el mundo. Esto ha ocurrido ya en tiempos muy recientes, en los años noventa del siglo XX y, fundamentalmente, principios del siglo XXI (en España, los primeros permisos de investigación para hidrocarburos no convencionales se solicitaron en la Cuenca Vasco-Cantábrica en los años 2005 y 2006).

Situación actual y potencialidad

A fecha de hoy, la situación de la exploraciónproducción de hidrocarburos no convencionales, más específicamente para el caso concreto del shale gas, es la siguiente:

• En los Estados Unidos, el principal país productor, la actividad de exploración y producción está plenamente consolidada, con producción anual del orden de 4,87 TCF (trillones de pies cúbicos, trillones en la acepción anglosajona, 1012), año 2010 (Boyer et al., 2011) y creciendo, lo que representa ya el 23% de la producción de gas natural en los Estados Unidos. Este volumen de gas producido proviene solamente de las siete principales formaciones geológicas (reservorios no convencionales tipo gas shale) representadas, entre otras, en la figura 2. Considerando la producción conjunta de gas no convencional en los Estados Unidos (shale gas más tight gas y coal bed methane), el porcentaje sobre la producción total de gas alcanza el 46%. Las cifras de reservas recuperables de gas natural que actualmente se manejan para los Estados Unidos aseguran el suministro del país para las próximos 90 años (EIA, 2007). Estas cifras, muy probablemente, aumentarán a medida que se descubran y cuantifiquen nuevas reservas de gas no convencional y que los métodos de extracción mejoren. Hay otro aspecto que no es baladí y que debe enfatizarse: en la actualidad, en los Estados Unidos, el coste de extracción de gas no convencional se sitúa en el mismo rango que el del gas convencional. Sencillamente, es ya un proceso perfectamente viable, tanto desde el punto de vista técnico, como económico y medioambiental.
• En el resto del mundo, solo muy recientemente, se han empezado a cuantificar las potenciales reservas recuperables de gas no convencional. Muy recientemente significa aquí en los últimos cuatro o cinco años. Sin embargo, las cifras que se están obteniendo son espectaculares, inimaginables hace solamente una década. Una perfecta descripción de la situación actual del conocimiento puede encontrarse en Kruuskraa et al. (2011), así como en Boyer et al. (2011), lo que se expone a continuación es una breve síntesis. Fuera de los Estados Unidos, únicamente se ha realizado el análisis de muy pocas cuencas geológicas (14), en las que no están incluidas las formaciones productoras de regiones como Rusia, Oriente Medio, la costa oeste de África, etc., es decir, ninguna de las grandes cuencas productoras de hidrocarburos convencionales. El resultado se muestra en la figura 1. Con esta evaluación, absolutamente preliminar, geológica y geográficamente muy restringida, las reservas extraíbles de gas no convencional han igualado a las reservas extraíbles de gas convencional. A nadie se le escapa que, cuando se incluyan las reservas existentes en otras muchas cuencas geológicas, y muy especialmente las correspondientes a las principales regiones productoras de hidrocarburos convencionales (que dispondrán también de importantes reservas no convencionales), es muy posible que las reservas de gas no convencional superen muy ampliamente a las reservas de gas convencional, sin que por el momento sea posible suministrar mayores precisiones.

El gas natural ante su época dorada

La potencialidad que empieza a vislumbrarse en los hidrocarburos no convencionales, y en particular en el gas no convencional, está generando el convencimiento de que el mundo está a las puertas de una verdadera revolución energética.

Incluso con anterioridad al descubrimiento de la potencialidad del gas no convencional, la humanidad, especialmente los países occidentales, ya había puesto sus esperanzas en que, a lo largo de las próximas décadas, el gas natural jugase un papel preponderante en el mix energético.

Esta convicción está basada en que el gas natural posee una serie de ventajas con respecto al resto de los combustibles fósiles que pueden resumirse en los siguientes puntos:

• Es un combustible “limpio”, el más limpio de todos los combustibles fósiles con diferencia. Su quema produce casi exclusivamente H2O y CO2. Las emisiones de CO2 por combustión del gas natural son un 50% inferiores a las producidas en la quema de carbón y un 30% menores a las correspondientes a la combustión del petróleo. Carbón y petróleo liberan otros subproductos contaminantes, de los cuales, el gas natural está prácticamente libre.
• Mayores reservas extraíbles de gas convencional que las correspondientes al petróleo. Se estima que, a ritmos de consumos actuales, las reservas de gas natural convencional pueden cubrir el consumo de la humanidad para los próximos 60 años (la disponibilidad de petróleo solamente alcanzaría 40 años, mientras que las de carbón cubrirían los próximos 300-500 años).
• Las reservas de gas natural (convencional) ya presentan la ventaja frente a las de petróleo de poseer una más amplia distribución geográfica, garantizando una menor dependencia de unos pocos países productores.

Lo anterior, unido a la versatilidad que presenta el gas natural, su alto poder calorífico y la existencia de una tupida, moderna y relativamente bien desarrollada infraestructura de transporte, había generalizado ya el uso del gas natural en amplios sectores industriales y domésticos, incluyendo la generación de electricidad.

Obviamente, al vislumbrase que las reservas acumuladas extraíbles de gas convencional más las de gas no convencional pueden ser enormes, el gas natural se está configurando como una de las fuentes de energía, quizás la principal, para las próximas décadas. Aunque, hoy en día, los números están en constante cambio, parece claro que dichas reservas acumuladas, convencional más no convencional, fácilmente podrán acabar cubriendo las necesidades de la humanidad, a ritmos de consumos actuales, de unos 150-200 años, o quizás más.

Con estas premisas, no es sorprendente que se comience a hablar de que el gas natural está entrando en lo que puede ser su “época dorada”. Todo lo anterior está propiciando que los hidrocarburos no convencionales sean ya, y lo van a seguir siendo, un objetivo prioritario para las empresas de exploración-producción en todo el mundo. Europa y España no están al margen de esta tendencia, ya se han realizado, o se encuentran en vías de realización, revisiones sistemáticas de sus cuencas geológicas con el fin de identificar potenciales objetivos no convencionales (Boyer et al., 2011). El rastreo se centra en la identificación de rocas madre, de muy diversas edades, ricas en materia orgánica, que hayan generado hidrocarburos. Están empezando a definirse los primeros cálculos de reservas de gas no convencional recuperables en Europa. Las cifras que comienzan a barajarse son: 5,3 TCM en Polonia, de momento el país europeo más activo en la exploración de gas no convencional, 5,1 TCM en Francia y 4,2 TCM compartidas entre Noruega, Suecia y Dinamarca (Boyer et al., 2011). Esas primeras estimaciones suman 14,6 TCM, trillones de m3, trillones con significado anglosajón. En cualquier caso, se trata de estimaciones muy preliminares que necesariamente variarán con el paso del tiempo. El consumo anual de gas en Europa ronda los 485 BCM (485 x 109 m3).

Consideraciones finales

El gas natural no convencional es una oportunidad que los países que posean reservas, y por ende el resto de la humanidad, no deben desaprovechar. Parece llamado a jugar un papel fundamental en la transición de las energías fósiles, de las cuales, la humanidad en su conjunto es hoy altamente dependiente (especialmente del carbón y del petroleo), a las energías del futuro, renovables o no, que puedan propiciar un sistema energético sostenible para la humanidad. En este sentido, según OCDE-IEA (2011), en el escenario presente, a escala mundial, el gas no convencional representa ya el 12% de la producción; la previsión estimada por este organismo establece que para el horizonte del año 2035 llegue a alcanzar el 24%.

El gas natural no convencional puede ser una oportunidad especialmente importante para países y/o áreas geopolíticas que, disponiendo de este tipo de recurso, presentan elevados índices de dependencia energética externa. Europa es un claro ejemplo de esta indeseable situación; su dependencia energética del exterior alcanza el 55%, la de España se sitúa en el 80%. Otro factor a considerar en relación con los hidrocarburos no convencionales es que, muy posiblemente, sus reservas se encuentren geográficamente mucho más repartidas que las reservas convencionales. Esto puede hacer que en un futuro más o menos cercano, cuando se generalice la producción de yacimientos no convencionales, países o zonas geopolíticas que han venido siendo tradicionalmente dependientes o muy dependientes de recursos externos, lleguen a alcanzar un cierto grado de autoabastecimiento en hidrocarburos.

Se trata de gestionar adecuadamente su exploración y extracción, con objeto de garantizar que su aprovechamiento se realice sin afecciones significativas al medio. La experiencia atesorada durante los últimos 30 años en la exploración-producción de hidrocarburos no convencionales, especialmente de shale gas, en los Estados Unidos demuestra que es un proceso técnico, económico y medioambientalmente factible. Esa misma experiencia también prueba el beneficio económico (creación de puestos de trabajo, creación de riqueza) y el aseguramiento del autoabastecimiento que supone para un país poder aprovechar volúmenes significativos de reservas energéticas autóctonas.

Las empresa exploradoras-productoras y las Administraciones poseen los recursos técnicos y humanos (nuestra profesión está llamada a jugar aquí un papel preponderante), o pueden dotarse fácilmente de ellos, que garanticen la correcta planificación de la actividad en su conjunto, incluyendo el establecimiento de medidas de seguridad y/o restricciones, y el correcto seguimiento de todas las actividades.