La Formación Bakken ( / ˈ b ɑː k ən / BAH-kən ) es una unidad rocosa del Devónico tardío al Misisipio temprano que ocupa aproximadamente 200.000 millas cuadradas (520.000 km 2 ) del subsuelo de la cuenca Williston , partes subyacentes de Montana . Dakota del Norte , Saskatchewan y Manitoba . La formación fue descrita inicialmente por el geólogo J. W. Nordquist en 1953. [2] La formación se encuentra completamente en el subsuelo y no tiene afloramiento superficial. Lleva el nombre de Henry O. Bakken (1901-1982), un granjero de Tioga, Dakota del Norte , propietario de la tierra donde se descubrió inicialmente la formación mientras se perforaba en busca de petróleo . [3]
Además de que la Formación Bakken es una roca fuente prolífica y extendida de petróleo cuando madura térmicamente, existen importantes reservas de petróleo producible dentro de la propia unidad de roca. [4] El petróleo se descubrió por primera vez en Bakken en 1951, pero más allá de [ ¿cuándo? ] Los esfuerzos para producirlo han enfrentado dificultades técnicas.
In April 2008, a USGS report estimated the amount of recoverable oil using technology readily available at the end of 2007 within the Bakken Formation at 3.0 to 4.3 billion barrels (680,000,000 m3), with a mean of 3.65 billion.[5] Simultaneously the state of North Dakota released a report with a lower estimate of 2.1 billion barrels (330,000,000 m3) of technically recoverable oil in the Bakken.[6] Various other estimates place the total reserves, recoverable and non-recoverable with today's technology, at up to 24 billion barrels. A recent estimate places the figure at 18 billion barrels.[7] In April 2013, the U.S. Geological Survey released a new figure for expected ultimate recovery of 7.4 billion barrels of oil.[8]
The application of hydraulic fracturing and directional drilling technologies has caused a boom in Bakken oil production since 2000. By the end of 2010, oil production rates had reached 458,000 barrels (72,800 m3) per day, thereby outstripping the pipeline capacity to ship oil out of the Bakken.[9][10] There is some controversy over the safety of shipping this crude oil by rail due to its volatility.[11]
This was illustrated by the 2013 Lac-Mégantic rail disaster, in which a unit train carrying 77 tank cars full of highly volatile Bakken oil through Quebec from North Dakota to the Irving Oil Refinery in New Brunswick derailed and exploded in the town centre of Lac-Mégantic. It destroyed 30 buildings (half the downtown core) and killed 47 people.[12] The explosion was estimated to have a one-kilometre (0.62 mi) blast radius.[13]
As of January 2015, estimates varied on the break-even oil price for drilling Bakken wells. The North Dakota Department of Natural Resources estimated overall break-even to be just below US$40 per barrel. An analyst for Wood Mackenzie said that the overall break-even price was US$62/barrel, but in high-productivity areas such as Sanish Field and Parshall Oil Field, the break-even price was US$38–US$40 per barrel.[14]
La formación rocosa consta de tres miembros : lutita inferior , dolomita media y lutita superior. Las lutitas se depositaron en condiciones marinas anóxicas relativamente profundas , y la dolomita se depositó como un banco costero de carbonato durante una época de aguas menos profundas y bien oxigenadas. El miembro medio de dolomita es el principal depósito de petróleo, aproximadamente a dos millas (3 km) debajo de la superficie. Tanto el miembro superior como el inferior de esquisto son esquisto marino rico en materia orgánica.
La Formación Bakken ha surgido en los últimos años como una de las fuentes más importantes de nueva producción de petróleo en Estados Unidos. La mayor parte de la perforación y producción de Bakken se ha realizado en Dakota del Norte, aunque la formación también se extiende hasta Montana y las provincias canadienses de Saskatchewan y Manitoba. En 2013, Bakken era la fuente de más del diez por ciento de toda la producción de petróleo de Estados Unidos. En abril de 2014, la producción de Bakken en Dakota del Norte y Montana superó el millón de barriles por día (160.000 m 3 /d). Como resultado del aumento de la producción de Bakken y las disminuciones de producción a largo plazo en Alaska y California , Dakota del Norte en 2014 era el segundo estado productor de petróleo más grande de los EE. UU., solo detrás de Texas en volumen de petróleo producido. [15]
La producción de Bakken también ha aumentado en Canadá , aunque en menor medida que en Estados Unidos, desde el descubrimiento en 2004 del campo petrolífero Viewfield en Saskatchewan. Se utilizan las mismas técnicas de perforación horizontal y fracturación hidráulica masiva multietapa. En diciembre de 2012, 2.357 pozos Bakken en Saskatchewan produjeron un récord de 71.000 barriles por día (11.000 m 3 /d). [16] La Formación Bakken también produce en Manitoba, pero el rendimiento es pequeño, con un promedio de menos de 2.000 barriles por día (300 m 3 /d) en 2012. [17]
La mayoría de los pozos de Bakken se perforan y completan en el miembro intermedio. Actualmente se están perforando y completando muchos pozos en el miembro basal Sanish/Pronghorn y en la Formación Three Forks subyacente, que el Departamento de Recursos Minerales de Dakota del Norte trata como parte de Bakken para fines estadísticos de producción de petróleo.
Las porosidades en Bakken promedian alrededor del 5% y las permeabilidades son muy bajas, con un promedio de 0,04 milidarcys , mucho más bajas que las de los yacimientos de petróleo típicos, en términos actuales, un yacimiento de petróleo ligero no convencional . [18] Sin embargo, la presencia de fracturas naturales verticales a subverticales hace que Bakken sea un excelente candidato para técnicas de perforación horizontal en las que un pozo se perfora horizontalmente a lo largo de planos de lecho, en lugar de verticalmente a través de ellos. De esta manera, un pozo puede hacer contacto con muchos miles de pies de roca yacimiento de petróleo en una unidad con un espesor máximo de sólo unos 140 pies (40 m). [19]
La producción también se mejora fracturando artificialmente la roca, [20] para permitir que el petróleo se filtre al pozo petrolero .
El sulfuro de hidrógeno (H 2 S, también conocido como gas ácido ) se encuentra en diversos grados en el petróleo crudo . El gas es inflamable, corrosivo, venenoso y explosivo; por lo tanto, el petróleo con niveles más altos de H 2 S presenta desafíos tales como "riesgos ambientales y para la salud, corrosión del pozo, gastos adicionales con respecto al manejo de materiales y equipos de tuberías, y requisitos de refinamiento adicionales". [21] Históricamente, el petróleo de Bakken se ha caracterizado como "dulce", lo que significa que tiene poco o nada de H 2 S. Sin embargo, se ha observado una mayor concentración de H 2 S con el tiempo en algunos pozos de Bakken, lo que se cree que se debe a una cierta finalización. prácticas, como la fracturación hidráulica en formaciones vecinas, que pueden contener altos niveles de H 2 S. [21] Algunas otras formaciones en la Cuenca Williston siempre han producido petróleo crudo "agrio" (alto en H 2 S), y debido a que el petróleo dulce aporta precio más alto, los transportistas de petróleo sospechan que se está mezclando algo de petróleo agrio con el crudo dulce de Bakken. Se investiga el H 2 S presente en el petróleo crudo como posible causa del carácter explosivo de la catástrofe ferroviaria de Lac-Mégantic. [22] [23] El operador de transporte por oleoductos Enbridge ya no acepta crudo con más de cinco partes por millón de H 2 S, alegando preocupaciones de seguridad. [24]
El aumento de la producción de petróleo estadounidense a partir de pozos de petróleo compactos fracturados hidráulicamente en formaciones como Bakken fue el principal responsable de la disminución de las importaciones de petróleo estadounidense desde 2005. Estados Unidos importó el 52% de su petróleo en 2011, frente al 65% en 2005. [25] Los pozos fracturados hidráulicamente en Bakken, Eagle Ford y otros objetivos de petróleo compacto permitieron que la producción de petróleo crudo de Estados Unidos aumentara en septiembre de 2013 hasta alcanzar la producción más alta desde 1989. [26]
Un artículo de investigación realizado por el geoquímico del USGS Leigh Price en 1999 estimó que la cantidad total de petróleo contenida en el esquisto de Bakken oscilaba entre 271 y 503 mil millones de barriles (43,1 a 80,0 mil millones de metros cúbicos), con una media de 413 mil millones de barriles (65,7 mil millones de metros cúbicos). . [27] Mientras que otros antes que él habían comenzado a darse cuenta de que el petróleo generado por las lutitas de Bakken había permanecido dentro del Bakken, fue Price, que había pasado gran parte de su carrera estudiando el Bakken, quien enfatizó particularmente este punto. Si tenía razón, las grandes cantidades de petróleo que quedan en esta formación la convertirían en un objetivo primordial para la exploración petrolera . Price murió en 2000 antes de que su investigación pudiera ser revisada por pares y publicada. Los éxitos de perforación y producción en gran parte de Bakken, comenzando con el descubrimiento del campo petrolífero Elm Coulee en 2000, han demostrado que su afirmación de que el petróleo generado por el esquisto de Bakken estaba allí era correcta. [28] En abril de 2008, un informe emitido por el Departamento de Recursos Minerales del estado de Dakota del Norte estimó que la porción del Bakken en Dakota del Norte contenía 167 mil millones de barriles (26,6 mil millones de metros cúbicos) de petróleo en su lugar. [6]
Aunque la cantidad de petróleo existente es un recurso petrolero muy grande, el porcentaje que se puede extraer con la tecnología actual es otra cuestión. Las estimaciones del factor de recuperación de Bakken han variado desde tan solo el 1% (porque el esquisto de Bakken generalmente tiene baja porosidad y baja permeabilidad, lo que hace que el petróleo sea difícil de extraer) hasta la estimación de Leigh Price de un 50% recuperable. [29] Los informes emitidos tanto por el USGS como por el estado de Dakota del Norte en abril de 2013 estimaron que se pueden recuperar hasta 7,4 mil millones de barriles de petróleo de las formaciones Bakken y Three Forks en las Dakotas y Montana, utilizando la tecnología actual. [30] La oleada de actividad de perforación en Bakken, junto con la amplia gama de estimaciones de petróleo recuperable y en el lugar, llevó al senador de Dakota del Norte Byron Dorgan a pedir al USGS que realizara un estudio del petróleo potencialmente recuperable de Bakken. En abril de 2008, el USGS publicó este informe, que estimaba la cantidad de petróleo técnicamente recuperable y no descubierto en la formación Bakken entre 3,0 y 4,3 mil millones de barriles (480 a 680 millones de metros cúbicos), con una media de 3,65 mil millones. [5] Más tarde ese mes, el informe del estado de Dakota del Norte [6] estimó que de los 167 mil millones de barriles (26,6 mil millones de metros cúbicos) de petróleo existentes en la porción de Bakken de Dakota del Norte, 2,1 mil millones de barriles (330 millones de metros cúbicos) ) eran técnicamente recuperables con la tecnología actual.
En 2011, un alto directivo de Continental Resources Inc. (CLR) declaró que "el yacimiento Bakken en la cuenca Williston podría convertirse en el descubrimiento más grande del mundo en los últimos 30 a 40 años", ya que la recuperación final del yacimiento general se estima actualmente en 24 mil millones de barriles (3,8 mil millones de metros cúbicos). [31] (Nota: los recientes descubrimientos frente a las costas de Brasil deberían ser mayores, con reservas probadas de 30 mil millones, [32] y un potencial de 50 a 80. [33] ) Este aumento considerable ha sido posible gracias a la combinación de uso de perforación horizontal , fracturación hidráulica y gran cantidad de pozos perforados. Si bien estas tecnologías se han utilizado constantemente desde la década de 1980, la tendencia Bakken es el lugar donde se están utilizando con mayor intensidad: 150 plataformas activas en el yacimiento y un ritmo de 1.800 pozos agregados por año. [ cita necesaria ]
Una estimación de abril de 2013 del USGS proyecta que se pueden recuperar 7,4 mil millones de barriles (1,18 mil millones de metros cúbicos) de petróleo no descubierto de las formaciones Bakken y Three Forks y 6,7 billones de pies cúbicos de gas natural y 530 millones de barriles de líquidos de gas natural utilizando la tecnología actual. . [30] [34] [35]
La Administración de Información Energética (EIA), el servicio de estadísticas del Departamento de Energía, estimó en 2013 que había 1.600 millones de barriles y 2,2 billones de pies cúbicos (tcf) de petróleo y gas natural técnicamente recuperables en la parte canadiense de la formación Bakken. [36] Crescent Point Energy y otros operadores están implementando inundaciones de agua en la Formación Bakken del campo petrolífero Viewfield en Saskatchewan. Algunos creen que la inundación puede aumentar el factor de recuperación en Viewfield del 19 por ciento a más del 30 por ciento, añadiendo entre 1.500 y 2.000 millones de barriles de petróleo adicionales. [37]
La EIA de EE.UU. informó que las reservas probadas en Bakken/Three Forks eran de 2.000 millones de barriles de petróleo en 2011. [38]
La formación Bakken ha producido petróleo desde 1953, cuando Stanolind Oil and Gas completó el Woodrow Starr número uno en Dakota del Norte. [39] [40]
Un avance importante en la extracción de petróleo de Bakken se produjo en 1995, cuando el geólogo Dick Findley se dio cuenta de que el miembro dolomítico medio de la Formación Bakken era un mejor objetivo de exploración que los miembros superiores o inferiores. Aunque el miembro intermedio contenía menos petróleo en su lugar que las lutitas orgánicas tanto arriba como abajo, fue capaz de mantener más fracturas abiertas que las lutitas. Los pozos horizontales en el centro de Bakken se utilizaron con éxito para desarrollar el campo Elm Coulee en Montana. [41]
El descubrimiento en 2000 del campo petrolífero de Elm Coulee , en el condado de Richland, Montana , donde se espera que la producción alcance finalmente un total de 270 millones de barriles (43.000.000 de m 3 ), llamó mucho la atención sobre la tendencia a que el petróleo quedara atrapado a lo largo del pinchout de Bakken . En 2007, la producción de Elm Coulee promedió 53.000 barriles por día (8.400 m 3 /d), más que todo el estado de Montana unos años antes. [42] El campo Mondak al sureste de Elm Coulee extendió la tendencia de escasez productiva hacia Dakota del Norte. Elm Coulee fue clave para el desarrollo posterior de Bakken porque combinaba pozos horizontales y fracturación hidráulica, y apuntaba al miembro dolomítico medio de Bakken en lugar de a las lutitas del Bakken superior o inferior.
En 2006 se desarrolló un nuevo interés cuando EOG Resources informó que se anticipaba que un solo pozo que había perforado en una capa de esquisto rica en petróleo cerca de Parshall, Dakota del Norte , produciría 700.000 barriles (110.000 m 3 ) de petróleo. [43] En Parshall, el abrupto límite oriental del campo está formado por la extensión de lutita Bakken térmicamente madura; El esquisto más al este es térmicamente inmaduro e improductivo. [44]
El descubrimiento del campo petrolífero de Parshall , combinado con otros factores, incluida una exención fiscal a la perforación petrolera promulgada por el estado de Dakota del Norte en 2007, [45] desvió la atención en Bakken de Montana al lado de Dakota del Norte. [46] El número de pozos perforados en Bakken, Dakota del Norte, aumentó de 300 en 2006 [47] a 457 en 2007. [48]
La viabilidad de la obra en Dakota del Norte al oeste del Anticlinal de Nesson fue incierta hasta 2009, cuando Brigham Oil & Gas logró el éxito con tratamientos de fracturación hidráulica más grandes, con 25 o más etapas. [49]
Según el Departamento de Recursos Minerales de Dakota del Norte, la producción diaria de petróleo por pozo alcanzó una meseta de 145 barriles en junio de 2010. Aunque el número de pozos se triplicó entre junio de 2010 y diciembre de 2012, la producción de petróleo por pozo permaneció esencialmente sin cambios. Sin embargo, a medida que se pusieron en funcionamiento más pozos, el petróleo total producido siguió aumentando hasta alcanzar un máximo a mediados de 2015 de 1,15 millones de barriles por día. El aumento terminó debido a una lenta disminución en la producción diaria por pozo que comenzó en 2013, hasta 115 barriles a mediados de 2015. [50] El valor máximo de producción informado por la EIA es aproximadamente un 9% mayor. La EIA también informa que el número de plataformas de Bakken cayó aproximadamente un 60% durante el año que finalizó en octubre de 2015 en respuesta al colapso del precio del petróleo , mientras que la producción de petróleo (inicial) de nuevos pozos por plataforma aumentó un 40%, aparentemente ambos estancados en ese momento. [51] (La tasa de producción de los pozos fracturados disminuye más rápidamente que la de los pozos convencionales perforados en roca más permeable).
Varias empresas públicas tenían [ ¿cuándo? ] plataformas de perforación en la tendencia Bakken. Estos incluyen EOG Resources , [52] [ cita completa necesaria ] Continental Resources , [53] [ cita completa necesaria ] Chord Energy , [54] [ cita completa necesaria ] Marathon Oil Corporation , [55] [ cita completa necesaria ] Diamondback Energy , [56] [ cita completa necesaria ] y Hess Corporation . [57] [ cita completa necesaria ] En Canadá, los operadores incluyen Ridgeback Resources , [58] [ cita completa necesaria ] y Crescent Point Energy . LIG Assets, Inc. eligió participar en una posición industrial del 10% en un grupo de arrendamientos petroleros ubicados en la formación Bakken en Dakota del Norte. Los arrendamientos comprenden aproximadamente 1280 acres (520 ha) en el condado de McKenzie , que era el condado productor de petróleo más productivo del estado en 2015. [59]
Para 2015, algunas empresas habían vendido activos en Bakken, a favor de explorar la Cuenca Pérmica en Texas, debido en parte al mayor costo de transporte a los principales mercados más cercanos a las mareas con menor costo de acceso a los mercados petroleros extranjeros. [60] [61]
La extracción de petróleo en el campo Bakken disminuyó alrededor de un 20% desde mediados de 2015 hasta mediados de 2016 y luego se mantuvo bastante estable hasta mediados de 2017. [62]
Con el precio persistentemente bajo del petróleo en 2015, hubo presión sobre las plataformas para maximizar la velocidad de perforación, con riesgos adicionales asociados para las cuadrillas. Se informó que, en promedio, cada seis semanas moría en Bakken un trabajador petrolero. Una empresa ofreció a los trabajadores bonificaciones diarias de 150 dólares por perforar rápidamente, mientras que a los que procedieron más lentamente, teniendo cuidado, se les ofreció sólo 40 dólares por día. El propietario del pozo puede evitar la responsabilidad por accidentes si se puede culpar al subcontratista de la plataforma. Se han establecido estatutos para evitar esto en otros cuatro estados productores de petróleo: Texas , Luisiana , Nuevo México y Wyoming . [63] [64]
Los grandes aumentos en la producción de petróleo y gas han superado la capacidad de los oleoductos de la zona para transportar hidrocarburos a los mercados. Sólo hay una refinería en la zona. Como resultado, los precios del petróleo y el gas recibidos han sido mucho más bajos que los precios índices normales de América del Norte de West Texas Intermediate para el petróleo y Henry Hub para el gas. [sesenta y cinco]
La escasez de capacidad de los oleoductos ha provocado que algunos productores envíen petróleo fuera de la zona mediante métodos más caros, como camiones o ferrocarriles. Fue el petróleo crudo de Bakken transportado por tren el que se incendió en el mortal desastre ferroviario de Lac-Mégantic en 2013 en Quebec . Parte del desastre en Lac-Mégantic se ha atribuido al hecho de que gran parte del petróleo altamente volátil de Bakken estaba mal etiquetado como petróleo de menor riesgo y se enviaba en vagones cisterna de mala calidad que no estaban diseñados para contenerlo. [66] Debido a la escasez de capacidad de oleoductos fuera de Dakota del Norte, más de la mitad de su producción se envía al mercado por ferrocarril. BNSF Railway y Canadian Pacific Railway informaron a los funcionarios de Minnesota que alrededor de 50 trenes petroleros Bakken pasan por el estado cada semana, principalmente a través de las ciudades gemelas de Minneapolis-Saint Paul . Desde 2006 se han producido al menos 15 accidentes importantes relacionados con trenes de petróleo crudo o de etanol en Estados Unidos y Canadá, y la mayoría de las ciudades pequeñas como Lac-Megantic no están preparadas para explosiones e incendios de trenes de petróleo. [67]
En marzo de 2013, la empresa canadiense de oleoductos Enbridge completó un oleoducto para llevar el petróleo de Dakota del Norte al norte de Canadá, donde se conecta al oleoducto principal de Enbridge que transporta petróleo del oeste de Canadá a las refinerías del Medio Oeste de Estados Unidos . A diferencia del oleoducto transfronterizo Keystone XL rechazado , el proyecto del oleoducto para transportar crudo estadounidense a través de la frontera fue aprobado por el gobierno de Estados Unidos sin controversia. [68]
A falta de infraestructura para producir y exportar gas natural , simplemente se quema en el lugar; un estudio de 2013 estimó el costo en 100 millones de dólares por mes. [69]
El auge petrolero de Dakota del Norte ha dado a quienes poseen derechos mineros grandes ingresos provenientes de primas de arrendamiento y regalías. El auge ha reducido el desempleo y ha dado al estado de Dakota del Norte un superávit presupuestario de mil millones de dólares. Dakota del Norte, que ocupaba el puesto 38 en producto interno bruto (PIB) per cápita en 2001, creció constantemente con el auge de Bakken y ahora tiene un PIB per cápita un 29% superior al promedio nacional. [70]
La industrialización y el auge demográfico han ejercido presión sobre el suministro de agua, los sistemas de alcantarillado, las viviendas disponibles y los servicios gubernamentales de los pequeños pueblos y ranchos de la zona. [71] [72] [73]
La creciente prosperidad económica también ha traído consigo un aumento de la delincuencia y los problemas sociales. [74]
La duplicación de la estimación se debió en gran medida al primer vistazo a la Formación Three Forks en Dakota del Norte, que según el Servicio Geológico contiene 3.730 millones de barriles de petróleo.
Su reevaluación de la Formación Bakken, que se encuentra sobre Three Forks, mostró 3.650 millones de barriles, sólo un poco más que una estimación del USGS de 2008.
La conclusión de la agencia de que las formaciones contienen 6,7 billones de pies cúbicos de gas natural y 530 millones de barriles de gas natural líquido representó el triple de estimaciones anteriores.
Utilizando una metodología de evaluación basada en la geología, el Servicio Geológico de EE. UU. estimó volúmenes medios no descubiertos de 7,4 mil millones de barriles de petróleo, 6,7 billones de pies cúbicos de gas natural asociado/disuelto y 530 millones de barriles de gas natural líquido en las formaciones Bakken y Three Forks en la provincia de Williston Basin de Montana, Dakota del Norte y Dakota del Sur.
