La tendencia USA (shale oil) a producir más gas y menos petróleo.

Hoy toca una parte técnica pero muy importante.

Para los que no les gusten las explicaciones técnicas, mejor pasar directamente a la conclusión, porque se van a aburrir.

El contenido del artículo es vital para comprender el futuro de la producción de petróleo en USA. Contiene fechas aproximadas. 

Para la confección del artículo he utilizado la IA en algunos puntos. 

Introducción.

Un informe de la EIA USA advierte que el  ratio gas/petróleo está aumentando en las cuencas de Eagle Ford, Pérmico y Bakken. Es decir , la proporción de gas aumenta frente a la cantidad de petróleo extraído.

https//www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=63584

"La producción de gas natural en los tres yacimientos de petróleo de esquisto más grandes de Estados Unidos ha aumentado en la última década. El gas natural representó el 40% de la producción total de Bakken, Eagle Ford y Permian, en comparación con el 29% en 2014.

La producción combinada de petróleo crudo y gas natural de estos yacimientos se duplicó con creces durante este período, gracias a que la fracturación hidráulica (también conocida como fracking) y la perforación horizontal permitieron a los productores acceder a mayores cantidades de petróleo crudo y gas natural de formaciones de baja permeabilidad . Sin embargo, la producción de gas natural asociado , es decir, el gas natural producido principalmente a partir de pozos petrolíferos, aumentó aún más rápidamente en estos yacimientos de petróleo de baja permeabilidad. La producción de gas natural de estos yacimientos se triplicó con creces —un aumento de 22 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d)— durante el período, en comparación con la producción de petróleo crudo, que se duplicó con creces —un aumento de 4 millones de barriles por día (b/d)—."

En un gráfico, 

   ¿Por qué se produce este fenómeno?

La razón física principal por la que sale cada vez más gas natural en comparación con el petróleo en las formaciones tight oil (como Bakken, Eagle Ford y Permian) es la disminución progresiva de la presión en el yacimiento a medida que se extraen hidrocarburos.

• En estos yacimientos "tight" (de baja permeabilidad), el petróleo y el gas natural están atrapados en rocas compactas. Inicialmente, el gas está disuelto en el petróleo crudo bajo alta presión (similar a cómo el CO₂ está disuelto en una gaseosa cerrada).
• Al extraer petróleo mediante fractura hidráulica (fracking) y perforación horizontal, la presión del reservorio cae. Esto provoca que el gas disuelto se libere de la fase líquida (petróleo) y pase a fase gaseosa, aumentando el volumen de gas producido por cada barril de petróleo.
• Este fenómeno se mide con el GOR (gas-to-oil ratio o relación gas-petróleo), expresado en miles de pies cúbicos de gas por barril de petróleo (Mcf/b). Cuanto más baja la presión:
  • Más gas sale "en solución" (associated gas).
  • El GOR sube con el tiempo en cada pozo y en el play completo.
• Además, la densificación de pozos (más pozos en la misma área) acelera la caída de presión porque se extrae más rápido de la misma formación.

Datos del informe EIA (octubre 2024):

• En 2014 → GOR promedio combinado: ~2,5 Mcf/b (29% gas del total producido).
• En 2024 (hasta septiembre) → GOR promedio: ~4,2 Mcf/b (40% gas).
• Ejemplos por play:
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• Permian: GOR de 3,1 → 4,0 Mcf/b (aún dominado por petróleo, pero gas ×8 vs petróleo ×6).
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• Bakken: GOR de 1,2 → 2,9 Mcf/b (gas +186% vs petróleo +14%).
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• Eagle Ford: GOR de 3,5 → 5,6 Mcf/b (gas +14% vs petróleo –28%).

Ejemplo.

En la presentación de resultados de Conocophillips del tercer trimestre 2025, se desglosa la producción por trimestre de petróleo, líquidos de gas natural y gas en USA, por lo que podemos apreciar como evolucionan las magnitudes.

Este es un dato difícil de obtener porque la tendencia de casi todas las empresas camina hacia la presentación conjunta de petróleo y líquidos de gas natural, sin que podamos ver su evolución.

Y es importante, porque no sirven para lo mismo, aparte de un precio sustancialmente diferente. El petróleo promedio 65$ en el tercer trimestre para Conoco, mientras la venta de líquidos de gas natural se quedó en 19$ el barril. Asombroso que quieran presentarlos de forma conjunta con semejante diferencia.  

  

Hay una razón, el crecimiento de los líquidos se enmascara en la mayor proporción de crecimiento de los líquidos de gas natural como veremos en el caso de Conoco.

La producción de petróleo en Lower 48 (quitando Alaska y Golfo de México) osciló entre 753.000 b/d en el primer trimestre y 761.000 b/d en el segundo y tercer trimestre de 2025. Crecimiento del 1% aproximadamente.

En cambio, la producción de LGN varió desde 363.000 en 1T hasta 389.000 en el 2T y 401.000 b/d en el 3T de 2025. Aquí el crecimiento es superior al 10% nada menos. 

Por último, la producción de gas pasó de 2.080 mmcfd en 1T hasta 2.146 en el 2T y 2.198 mmcfd en el 3T de 2025, con un crecimiento del 5,6%.

Conoco produce 1.528 millones de barriles equivalente por día. El petróleo se cuenta en barriles como los LGN, mientras el gas aplica la proporción de 1 barril = 6 mmcfd.

El recuento del 3T es 761 + 401 + (2.198/6= 366) = 1.528 millones de b/d.

La producción se divide según cuencas del siguiente modo.

Delaware (Pérmico)   686.000 be/d (barriles equivalentes /día).

Midland (Pérmico)    196.000  be/d

Eagle Ford                 403.000 be/d

Bakken                       200.000 be/d.

Puesto que produce en todas las cuencas, es un excelente ejemplo de por donde van los tiros en cuanto al crecimiento superior del gas y los LGN , frente al petróleo. Los pozos de petróleo ya solo producen el 50% de petróleo. El resto es LGN y gas casi a partes iguales. Y la tendencia empeora ...

Recordemos, petróleo crecimiento 1%, LGN ha crecido el 10% y el gas un 5,6%, mostrando la tendencia hacia la gasificación, como ya mostraba el informe de la propia EIA.

¿Cual es el problema?.

La existencia del punto burbuja.

Recordemos que en el reservorio, el petróleo se encuentra formando parte de una solución que contiene petróleo, gas y LGN (cadenas ligeras C2-C6).

Cuando la presión del reservorio desciende al perforar el pozo, llega un momento en que alcanza la presión del punto burbuja (Pb), que es la presión exacta donde el gas o los LGN empiezan a salir de la solución.

Y qué ocurre a partir de ese punto.

Efecto	Explicación
1. GOR sube exponencialmente	De 1–3 Mcf/b → 6–20+ Mcf/b en meses
**2. Producción de petróleo cae en picada	Hasta -50%/año por pozo (vs -70% típico en shale)
**3. NGL pico y luego caen	Primero suben (liberación de C₂–C₅), luego caen al agotarse
4. Permeabilidad relativa al petróleo colapsa	El gas libre ocupa poros → bloquea flujo de petróleo (relative perm)
5. Recuperación final baja	Solo ~5–12% del OOIP (vs 8–15% en solución)

 

Un vistazo a las presiones del reservorio y como evoluciona el GOR, cuando la presión inicial elevada, va descendiendo.

 Datos reales de 2024-2025.

La presión inicial se encuentra entre 6.000 y 9.000 psi (libra por pulgada cuadrada, medida de la presión).

Esta presión debe descender hasta que llegue al Pb promedio que está entre 3.800 y 4.800 psi.

Algunos pozos maduros (cuya producción lleva entre 3 y 5 años) ya han alcanzado y superado el punto burbuja porque presentan presiones bajas entre 1.800 y 3.200 psi.

Ahora viene lo importante, el tanto por ciento de los pozos de Delaware cuya presión es inferior al punto burbuja oscila entre el 35% y el 45%, creciendo un 8-10% por año.   

El GOR promedio de Delaware pasará de 4  a 5,5 mcf/d en 2027 (la clasificación dice que si pasa de un GOR > 6, se considera un pozo de gas).

Una cronología realista de las previsiones de gasificación de la cuenca es esta.

Podemos comprobar como la métrica barriles equivalentes pretende ocultar el hecho de que los LGN ganan terreno a los barriles de petróleo, aunque lo llamen igual.

Entre 2028-2032 asistiremos a una gasificación masiva por  pérdida de presión si seguimos con la tendencia actual, lo que implicará un fuerte aumento de la tendencia observada en Conocophillips. Fuerte subida de los LGN y el gas, mientras los barriles de petróleo empezarán un declive progresivo.

A partir de 2035, el Pérmico apenas llegará a los 2 millones de b/d desde los más de 6 millones actuales.

Las "soluciones" que están aplicando los operadores son ya conocidas.

 

Perforan solo puntos dulces, se ayudan de inyecciones de gas para mantener la presión (más caro, evidentemente), "cierran choke" significa que cuando baja la presión demasiado rápido, se cierra la válvula para asegurar una cierta presión, aunque se reduzca la producción.

Cuando se dice que quedan decenas de miles de ubicaciones en el Pérmico, hay que tener en cuenta la sobreperforación.  Cada pozo en la zona va reduciendo la presión y el abuso de este exceso de pozos contribuye a acercar rápidamente la presión de la zona al punto burbuja. En ese momento, poco importará el número de ubicaciones restantes, porque la producción de petróleo caerá en picado.

El resumen y la conclusión es que en 2035, la producción de shale oil en USA se estará hundiendo por completo. No solo asistimos al agotamiento de las buenas ubicaciones (puntos dulces- Tier 1) sino a la pérdida masiva  de producción de petróleo por el fenómeno del punto burbuja.

En el futuro será importante ver la progresión del ratio GOR, como por ejemplo.

PD. Hoy hemos conocido un hito importante. Hemos superado el máximo de producción mundial de petróleo, batiendo la marca de Noviembre de 2018.

OVI.

     Julio de 2025, desglosado por naciones.

PD 2. 

La otra gran empresa que diferencia la producción USA entre petróleo, LGN y gas es Eog Resources.

Además facilita la comparativa con este cuadro que incluye una tabla de todos los años entre 2019 y 2025. 

Se pueden entretener viendo como mientras la producción de petróleo apenas ha variado desde 2019 hasta 2025 (incremento 12,5%), los LGN y el gas, se han doblado. La tendencia es impresionante.

Clicar para ver en grande.

En general, cada cuenca es distinta. 

Delaware es más "gaseoso" que Midland en el Pérmico. Eagle Ford también es más "gaseoso" que Bakken. Pero la tendencia en todas es la misma ...