Definição de óleo de xisto:
Óleo de xisto refere-se ao petróleo armazenado em formações de xisto ricas em matéria orgânica e com poros em nanoescala. É a abreviação de óleo de xisto orgânico maduro. O xisto é tanto uma rocha-fonte quanto uma rocha-reservatório de petróleo. O óleo de xisto existe em formas adsorvidas e livres e é geralmente leve e de baixa viscosidade. É armazenado principalmente em gargantas de poros e sistemas de fratura em nanoescala, distribuídos ao longo ou paralelamente às lamelas. Os xistos ricos em matéria orgânica geralmente se acumulam em grandes áreas contínuas no centro de uma bacia, geralmente são portadores de petróleo e possuem um grande tamanho de recurso. Os principais fatores na avaliação da zona central do óleo de xisto incluem a distribuição do espaço do reservatório, o índice de fragilidade do reservatório, a viscosidade do óleo de xisto, a energia da formação e o tamanho do xisto rico em matéria orgânica. A extração bem-sucedida de gás de xisto fornece uma referência técnica para a extração de óleo de xisto. Tecnologias de estimulação de permeabilidade artificial, como fraturamento e refraturamento de volume de poço horizontal, são tecnologias-chave para o desenvolvimento eficaz do óleo de xisto. Dentre os recursos de óleo de xisto, o óleo condensado ou óleo leve pode ser o principal tipo para produção industrial [6,11]. As moléculas de óleo condensado e leve têm um diâmetro de 0,5 a 0,9 nm. Teoricamente, elas são mais facilmente fluíveis e recuperáveis dentro das gargantas dos poros em nanoescala do xisto sob altas temperaturas e pressões subterrâneas.
Características básicas das áreas favoráveis de distribuição de óleo de xisto:
O óleo de xisto difere significativamente do óleo convencional separado de sua fonte e reservatório e do óleo compacto acumulado próximo à fonte em termos de mecanismos de acumulação, espaço do reservatório, características do fluido e distribuição, embora compartilhe mais semelhanças com o gás de xisto.
Integração, retenção e acumulação de fonte-reservatório:
O óleo de xisto é um exemplo típico de acumulação de óleo caracterizada por fonte e reservatório integrados, retenção e acumulação e distribuição contínua. Os xistos ricos em matéria orgânica servem como camadas de fonte e reservatório. Ao contrário do gás de xisto, o óleo de xisto é formado principalmente durante a fase de geração de hidrocarboneto líquido da evolução da matéria orgânica. Durante a fase de geração contínua de óleo de xistos ricos em matéria orgânica, o óleo é retido e acumulado dentro do reservatório de xisto e só se dispersa ou migra para fora após o próprio reservatório de xisto estar saturado. Portanto, qualquer xisto rico em matéria orgânica na fase de geração de hidrocarboneto líquido tem o potencial de acumular óleo de xisto. Atualmente, o óleo de fratura de xisto foi descoberto em estratos marinhos da América do Norte e estratos continentais chineses [12], mas não há relatos de descoberta de óleo de xisto no embasamento. Rico em matéria orgânica e alta maturidade A matéria orgânica é a base para que o xisto seja rico em óleo. O valor de TOC de camadas de óleo de xisto rico e de alto rendimento é geralmente maior que 2%, e o valor de Ro é geralmente de 0,7% a 2,0%, formando óleo leve e óleo condensado, o que é propício à produção. Gargantas de poros e sistemas de fratura em nanoescala desenvolvidos Os xistos geralmente desenvolvem lâminas em escala milimétrica-centimétrica. Gargantas de poros em nanoescala são amplamente desenvolvidas em reservatórios de óleo de xisto, com diâmetros de poros variando principalmente de 50 a 300 nm. Poros em microescala são desenvolvidos localmente, e os tipos de poros incluem poros intergranulares, poros intragranulares, poros orgânicos e poros intercristalinos. Microfraturas também são muito desenvolvidas em reservatórios de óleo de xisto, e os tipos são diversos. Fraturas de estratificação horizontal não preenchidas são as principais, seguidas por fraturas de retração. Fraturas estruturais verticais ou oblíquas são desenvolvidas perto da zona de falha. A maioria dos xistos possui lamelas bem desenvolvidas, incluindo lamelas de minerais argilosos, lamelas de carbonato, lamelas orgânicas e pirita. O óleo de xisto é amplamente distribuído nessas lamelas e microfraturas paralelas a esses planos de estratificação.
O índice de fragilidade do reservatório é alto:
O teor de minerais frágeis é um fator-chave que influencia o desenvolvimento de microfraturas em xisto, o teor de óleo e os métodos de estimulação de fraturamento. Quanto menor o teor de minerais de argila, como caulinita, montmorilonita e hidromica, no xisto, e quanto maior o teor de minerais frágeis, como quartzo, feldspato e calcita, mais frágil a rocha se torna, tornando-a mais suscetível à formação de fraturas naturais e induzidas sob forças externas, facilitando assim a recuperação do óleo de xisto. Os xistos lacustres ricos em matéria orgânica da China geralmente apresentam altos teores de minerais frágeis, excedendo 40%. Por exemplo, o xisto lacustre no Membro Chang 7 da Formação Yanchang na Bacia de Ordos tem um teor médio de minerais frágeis, como quartzo, feldspato, calcita e dolomita, chegando a 41%. O teor de minerais de argila é inferior a 50%. O xisto nos submembros Chang 72 e Chang 73 tem um alto teor de pirita, com média de 9,0%.
Alta pressão de formação e óleo leve:
Áreas ricas em óleo de xisto estão localizadas em formações de xisto maduras e ricas em matéria orgânica, com extensa produção de petróleo. Essas áreas geralmente apresentam alta energia de formação, com coeficientes de pressão variando de 1,2 a 2,0. Algumas formações de baixa pressão, como a Formação Yanchang na Bacia de Ordos, apresentam coeficientes de pressão de apenas 0,7 a 0,9. O óleo é geralmente leve, com densidades de óleo bruto variando de 0,70 a 0,85 g/cm³ e viscosidades variando de 0,7 a 20,0 mPa·s. A alta relação gás-óleo facilita o fluxo e a produção em sistemas de reservatórios com poros em nanoescala.
Grande distribuição contínua, alto potencial de recursos:
A distribuição do óleo de xisto não é controlada estruturalmente, faltando limites claros de armadilhas. Em vez disso, sua faixa de óleo é controlada pela distribuição de xisto rico em matéria orgânica dentro da janela de geração de óleo. O óleo gerado pelo xisto é amplamente retido dentro do xisto, geralmente representando 20% a 50% do total de óleo gerado, indicando um potencial de recurso significativo. Por exemplo, o xisto mesozóico do Membro Chang 7 na Bacia de Ordos (concentrado no Membro Chang 72 inferior e na maior parte do Chang 73) contém intervalos ricos em óleo de xisto. Estimativas preliminares indicam recursos recuperáveis de óleo de xisto de 10 milhões a 15 milhões de toneladas. Os xistos marinhos da América do Norte são amplamente distribuídos, têm espessuras estáveis, alta abundância de matéria orgânica e alta maturidade, favorecendo a geração de óleo de xisto leve e condensado.
Modelos Sedimentares de Xisto Rico em Orgânicos:
Os folhelhos podem se formar em ambientes sedimentares marinhos, transicionais e terrestres. A formação de folhelhos negros ricos em matéria orgânica requer duas condições essenciais: alta produtividade e abundante suprimento de matéria orgânica; e condições propícias à preservação, acumulação e transformação da matéria orgânica sedimentar.
Existem quatro principais modelos deposicionais para folhelhos negros ricos em matéria orgânica: transgressão marinha (lacustre), estratificação da água, limiar e ressurgência por correntes oceânicas. Em bacias lacustres continentais, apenas três desses modelos ocorrem: transgressão, estratificação da água e limiar. O modelo de transgressão envolve a elevação relativa do nível do lago, resultando em condições anóxicas generalizadas em águas profundas. Isso permite que a matéria orgânica seja enterrada e preservada, formando folhelhos negros (seções densas). Isso é tipicamente mais difundido em bacias de depressão. O modelo de estratificação da água envolve a obstrução da circulação da água acima e abaixo da bacia de captação devido a diferenças de temperatura, salinidade ou outros fatores, levando a condições anóxicas em áreas baixas e estagnadas localizadas e à formação de folhelhos negros ricos em matéria orgânica. A estratificação da água é a forma mais comum de formação de folhelhos ricos em matéria orgânica. Os padrões de sedimentação limiar são categorizados como limiar alto e limiar baixo, principalmente com base na profundidade da água. O padrão de alto limiar ocorre em bacias profundas, como bacias de lagos falhados e de antepaíses, onde um limiar impede que a água externa influencie as águas mais profundas. Consequentemente, a estratificação da água cria um ambiente anóxico, levando ao desenvolvimento de folhelhos negros. O padrão de baixo limiar ocorre em áreas de águas rasas e estagnadas (como pântanos). A biodegradação consome grandes quantidades de oxigênio, resultando em um ambiente redutor e na preservação de matéria orgânica vegetal superior, levando à formação de folhelhos carboníferos. A característica mais marcante do padrão de baixo limiar é a ausência de estratificação da água.
Durante flutuações periódicas no nível do lago, a profundidade da água e as taxas de entrada de sedimentos também variam periodicamente, levando a variações regulares no conteúdo de carbono orgânico total ao longo do perfil sedimentar. Os limites da sequência são caracterizados por águas mais rasas, rápido acúmulo de sedimentos e oxidação ativa, frequentemente resultando em valores mínimos de carbono orgânico total ao longo do perfil. Próximo à superfície máxima de inundação do lago, o suprimento de sedimentos é lento, resultando em sedimentação subcompensada. A matéria orgânica é relativamente enriquecida, frequentemente com níveis máximos de carbono orgânico total. Este intervalo denso é o intervalo de folhelho rico em matéria orgânica mais favorável na sequência. No entanto, intervalos densos não se formam perto da superfície máxima de inundação do lago em todas as bacias lacustres. As bacias lacustres continentais variam em tipo de bacia e estágio evolutivo e, devido a fatores como pequena área da bacia, múltiplas proveniências e flutuações no nível do lago, a distribuição vertical de folhelho rico em matéria orgânica dentro da sequência é complexa. Intervalos densos em bacias lacustres falhadas no leste da China podem ocorrer na parte inferior de tratos de sistemas de nível alto ou dentro de tratos de sistemas transgressivos. As bacias no Centro-Oeste estão localizadas principalmente dentro de tratos de sistemas transgressivos.
Os Estados Unidos são pioneiros globais na produção de óleo de xisto, sendo o óleo de xisto encontrado principalmente em diversas bacias representativas:
Bakken Shale: Localizada na Dakota do Norte e Montana, foi a primeira província produtora de óleo de xisto nos Estados Unidos a atingir produção industrial em larga escala. A produção de petróleo é predominantemente óleo bruto leve, com densidade entre 0,79 e 0,85 g/cm³ e baixa viscosidade, facilitando sua extração. A Bacia Permiana, que abrange o Texas e o Novo México, possui reservatórios espessos e contínuos, ricos em óleo leve e condensado, tornando-se a principal área de produção de óleo de xisto nos Estados Unidos.
O Eagle Ford Shale, localizado no sul do Texas, é conhecido por seus altos valores de COT e alta maturidade. Seu óleo leve e alta relação gás-óleo o tornam adequado para produção por meio de fraturamento horizontal de volume em poços.
O petróleo de xisto nessas áreas compartilha características semelhantes às da China:
Rico em matéria orgânica e altamente maduro (Ro é geralmente de 0,7% a 2,0%);
Gargantas de poros em nanoescala e sistemas de microfratura bem desenvolvidos, resultando em boa continuidade do reservatório;
Óleo leve e de baixa viscosidade, permitindo fácil fluxo;
Tecnologia de estimulação de fraturamento madura, com poços horizontais e fraturamento em múltiplos estágios como método de produção primário.
A viabilidade da produção de óleo de xisto por elevação artificial:
Reservatórios de óleo de xisto são compostos principalmente por gargantas de poros em nanoescala, resultando em baixa permeabilidade natural para petróleo e gás. Portanto, a elevação artificial é frequentemente necessária para aumentar a produção dos poços. Métodos comuns incluem:
Bomba de haste de sucção (SRP)
Vantagens: Tecnologia madura, operação simples, adequada para poços de pequeno diâmetro e alta viscosidade;
Desvantagens: A eficiência é significativamente afetada pela profundidade e viscosidade do óleo, tornando-o inadequado para formações de xisto nanoporosas de permeabilidade muito baixa.
Bomba elétrica submersível (ESP) / Bomba de cavidade progressiva (PCP)
ESP: Adequado para poços de grande diâmetro e alto rendimento, tem melhor desempenho com óleo leve e baixa viscosidade e permite produção contínua;
PCP: Adequado para poços de médio a baixo rendimento e alta viscosidade, podendo lidar com alguns poços com alto teor de areia ou cera.
Para óleo de xisto leve dos EUA (como o xisto Eagle Ford e Bakken), as bombas tubulares são mais adequadas devido à baixa viscosidade do óleo, altos rendimentos e adequação do corpo da bomba para poços horizontais ou longas seções horizontais.