Nesta nota, explicamos o que são hidrocarbonetos “convencionais” e “não convencionais”, bem como a principal diferença entre os dois, que na verdade não tem a ver com o gás e o petróleo em si, mas com o tipo de rocha em que são encontrados.
Hidrocarbonetos “convencionais”, que têm sido extraídos tradicionalmente por mais de um século, são essencialmente os mesmos que os chamados “não convencionais”. A grande diferença está na forma como eles são armazenados, tanto o gás quanto o petróleo. De fato, para a indústria, todos os hidrocarbonetos que não estão em formações “convencionais” são considerados “não convencionais”. Isso significa que existem vários tipos de hidrocarbonetos “não convencionais”.
Por anos, as operações se concentraram em buscar e extrair petróleo e gás que estavam presos no subsolo nos poros microscópicos de rochas “permeáveis” — ou seja, cujos poros estão interconectados. Assim como em uma esponja, os fluidos (gás e petróleo) podem se mover entre esses poros. Em outras palavras, eles podem “viajar” dentro dessas formações, normalmente em direção à superfície. Às vezes, eles ficam “presos” por uma rocha impermeável que impede sua passagem (porque seus poros estão isolados uns dos outros). É assim que se parece um reservatório de hidrocarbonetos convencionais: uma rocha reservatório permeável, onde os hidrocarbonetos armazenados estão presos por uma rocha “selante” impermeável. Qualquer coisa que desvie desse padrão é considerada “não convencional”.
Na Argentina, quando falamos de “não convencional”, nos referimos especificamente a dois tipos de hidrocarbonetos: aqueles das formações de “xisto”, como Vaca Muerta, e aqueles das formações “tight”. Em ambos os casos, são formações muito compactas. As “tight” têm baixa permeabilidade, enquanto as de “xisto” são basicamente impermeáveis.
No caso do “xisto” (que os geólogos identificam como argilitos e margas), estamos falando de rochas formadas a partir de leitos de lagos e mares. Ao longo de milhões de anos, o material orgânico preso (restos de microrganismos, algas, animais etc.) se transformou em gás e petróleo. É por isso que é comum ler ou ouvir que o “xisto” também é chamado de “rocha fonte” ou “rocha mãe”.
Esse último termo, “rocha mãe”, pode ser confuso. Não se refere à rocha mãe do planeta Terra ou a um tipo de rocha básica, mas sim a uma camada que pode ter dezenas a centenas de metros de espessura, onde gás e petróleo se formaram. É apenas a “rocha mãe” dos hidrocarbonetos. Abaixo dela, existem dezenas a centenas de quilômetros de formações rochosas que se estendem até o manto da Terra.
Essa rocha fonte (xisto) se tornou fraturada através de processos físico-químicos naturais. Em alguns casos, através dessas fraturas, parte dos hidrocarbonetos migrou, geralmente em direção à superfície (alguns conseguiram, outros ficaram presos no que chamamos de “armadilhas” ou reservatórios convencionais). Mas uma boa parte dos hidrocarbonetos permaneceu presa na rocha fonte.
Na Argentina, falar sobre a extração de “gás de xisto” e “petróleo de xisto” significa especificamente ir buscar hidrocarbonetos bem ali, nas formações onde foram gerados, que não migraram para formações permeáveis ou reservatórios convencionais.
Como o gás e o petróleo estão distribuídos em milhões de poros microscópicos que, ao contrário dos reservatórios convencionais, não estão interconectados, eles não conseguem se mover dentro da formação. Portanto, é necessário criar artificialmente caminhos para que possam fluir em direção ao poço.
Essencialmente, trata-se de reabrir as pequenas fraturas na rocha fonte, criadas pela natureza durante a formação dos hidrocarbonetos, que agora estão fechadas pelo peso de quilômetros de rocha descansando sobre elas.
Para isso, utiliza-se uma técnica conhecida como estimulação hidráulica, fraturamento hidráulico ou fracking, que foi desenvolvida há quase 80 anos e tem sido utilizada regularmente em nosso país nos últimos cinquenta anos (para aumentar a permeabilidade dos reservatórios convencionais). Esse processo envolve a injeção de um fluido, composto principalmente de água e areia (99,5%), com uma pequena quantidade de alguns aditivos químicos extremamente diluídos (0,5%), sob alta pressão.
Uma vez que a fratura é reaberta graças à pressão da água, é necessário garantir que ela não se feche novamente quando a pressão diminuir. É por isso que um “proppant” (areia especial) é adicionado à água. Esse proppant entra nas fraturas e as suporta para evitar que se fechem novamente. A partir desse momento, os hidrocarbonetos podem fluir através dessas fraturas, que têm menos de um milímetro de espessura, sustentados pelos grãos de areia, em direção ao poço para extração.
Também mencionamos as formações “tight” ou “areias tight”. Aqui, estamos falando de formações não geradoras, ao contrário do xisto. Na verdade, elas receberam hidrocarbonetos que foram gerados em formações de xisto, mas seus poros são muito pouco interconectados (permeabilidade muito baixa). Nesse caso, a estimulação hidráulica (fracking) também é necessária para melhorar a permeabilidade, mas em uma escala menor.
Portanto, vale a pena notar que a extração de hidrocarbonetos convencionais e não convencionais tem muitos pontos em comum (como a perfuração de poços, por exemplo), e a única diferença é que esta última requer absolutamente a estimulação hidráulica (fracking), embora hoje, praticamente todos os poços, convencionais ou não, passem por essa operação.