Transformación hidrotermal del querógeno y el aceite en rocas de baja permeabilidad de los yacimientos dománicos en medio de dióxido de carbono

Liberando petróleo oculto en rocas antiguas

Gran parte del petróleo que queda en el mundo está atrapado en rocas que no permiten el paso de fluidos con facilidad. En las formaciones dománicas de Rusia, enormes cantidades de combustible potencial se encuentran retenidas como una sustancia orgánica sólida y plástica llamada querógeno. Este estudio explora si calentar cuidadosamente esas rocas en presencia de agua y dióxido de carbono puede acelerar el lento proceso natural de generación de petróleo y convertir ese material sólido en petróleo y gas utilizables en escalas de tiempo humanas.

Por qué importan estas rocas duras

Los yacimientos dománicos de Tartaristán en Rusia contienen miles de millones de toneladas de roca rica en materia orgánica, pero son muy difíciles de explotar con métodos de perforación y fracturación estándar. A diferencia de muchas formaciones de esquisto de Norteamérica, gran parte de la materia orgánica aquí no se ha transformado completamente en petróleo líquido; en cambio, permanece como querógeno ligado dentro de una roca densa carbonatada‑sílica. Debido a que este querógeno es sólido y está firmemente retenido, no se disuelve en disolventes ordinarios ni puede fluir hacia los pozos. Encontrar una manera de “terminar” suavemente esta transformación natural dentro del yacimiento podría abrir un importante recurso energético nuevo, evitando grandes operaciones de minería en superficie.

Simulando el tiempo geológico acelerado

Para imitar y acelerar lo que normalmente ocurre durante millones de años bajo tierra, los investigadores colocaron núcleos triturados del yacimiento de Tavel en un reactor de acero con agua y dióxido de carbono. Luego calentaron la mezcla roca‑fluido a 250, 300 o 350 grados Celsius durante 24 horas a alta presión, condiciones similares a las de sistemas hidrotermales profundos en la corteza terrestre. Tras cada ensayo midieron cuánto querógeno permanecía en la roca, cuánto líquido extraíble se podía obtener con disolventes y qué tipos de gases e hidrocarburos líquidos se habían formado. Al comparar los productos a distintas temperaturas, pudieron seguir paso a paso la descomposición de la materia orgánica sólida en petróleo y gas más móviles.

De residuos pesados a petróleo y gas más ligeros

Los experimentos mostraron que las temperaturas más altas intensificaban de forma marcada la conversión del querógeno. A 250 grados se liberaron principalmente componentes pesados y viscosos, y la roca todavía conservaba la mayor parte de su contenido orgánico sólido. A 300 grados, gran parte de ese material pesado empezó a romperse en hidrocarburos saturados más ligeros, aumentando la proporción de moléculas más simples y similares al petróleo en el líquido extraído. A 350 grados el cambio fue dramático: el indicador de contenido de querógeno en la roca descendió a una fracción pequeña de su valor original y el carbono orgánico total en la roca disminuyó en consecuencia. Al mismo tiempo, la cantidad de líquido extraíble aumentó en torno a dos tercios y el líquido se enriqueció en hidrocarburos saturados ligeros y aromáticos, mientras que la proporción de asfaltenos, pegajosos y resistentes, se redujo más de dos veces.

Formación de gas y cambios en la roca

Junto con el petróleo líquido, la mezcla de agua caliente y dióxido de carbono generó volúmenes significativos de gas. Con el aumento de la temperatura, metano, etano, propano y butanos aumentaron, al igual que hidrógeno, monóxido de carbono y especialmente dióxido de carbono. A 350 grados, el rendimiento total de gas hidrocarburo fue decenas de veces mayor que a 250 grados, señal de que se estaban produciendo reacciones de craqueo intensas. El estudio también encontró que muchas de las moléculas grandes y ricas en anillos del querógeno se reorganizaron en estructuras aromáticas más pequeñas, incluidas especies que contienen azufre como tiofenos y benzotiofenos. En efecto, el sistema roca‑fluido se desplazó a un régimen en el que la matriz orgánica sólida se estaba fragmentando rápidamente en moléculas más ligeras y móviles que pueden moverse más fácilmente a través de poros y fracturas.

Qué implica esto para la futura recuperación de petróleo

Para quienes no son expertos, la conclusión es que los investigadores han demostrado una forma controlada de “cocinar” rocas ricas en orgánicos y resistentes para que produzcan mucho más petróleo y gas útiles. Al calentar roca dománica en agua con dióxido de carbono hasta unos 350 grados Celsius, lograron la destrucción casi completa del querógeno sólido y un fuerte aumento de hidrocarburos ligeros y fluidos, sin formar residuos de carbono inertes adicionales. Esto sugiere que procesos hidrotermales diseñados con cuidado y usando dióxido de carbono podrían ayudar a desbloquear grandes recursos de petróleo no convencional, mientras que simultáneamente emplean el mismo gas que contribuye al cambio climático como fluido de trabajo en el subsuelo. El trabajo no resuelve todas las cuestiones ambientales o económicas, pero ofrece una receta experimentalmente fundamentada para convertir querógeno de difícil acceso en petróleo de esquisto producible en estas formaciones desafiantes.

Cita: Mikhailova, A., Ammar, AK., Saeed, S.A. et al. Hydrothermal transformation of kerogen and oil in Low-permeability rocks of the domanic deposits in carbon dioxide media. Sci Rep 16, 8013 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-39738-3

Palabras clave: aceite de esquisto, querógeno, conversión hidrotermal, inyección de dióxido de carbono, yacimientos no convencionales