Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Radomir Pachytel
1Polska. PGNiG podpisa³o z Gazpro-mem aneks do kontraktu jamalskiego, który okreœla zasady stosowania formu³y cenowej ustalonej wyrokiem Trybuna³u Arbitra¿owego w Sztokholmie oraz wa-runki rozliczenia skutków finansowych wynikaj¹cych z zastosowania nowych zapisów umowy. Zgodnie z komunikatem koncernu strony uzgodni³y, ¿e do 1 lipca br. Gazprom wp³aci na konto PGNiG ok. 1,5 mld dolarów (ok. 6,2 mld z³) z tytu³u nadp³aty za dostawy gazu w latach 2014–2020. Wysokoœæ kwoty wskazuje, jak bardzo nieko-rzystne by³y dotychczasowe warunki kontraktu z rosyjsk¹ spó³k¹. Odzyskane i zaoszczêdzone œrodki maj¹ byæ prze-znaczone m.in. na nowe inwestycje i rozbudowê sieci gazowej.
Polski koncern kontynuuje ekspansjê w krajach nad-ba³tyckich. Od pocz¹tku kwietnia br. PGNiG pe³ni funkcjê wy³¹cznego u¿ytkownika nadbrze¿nej stacji prze³adunko-wej skroplonego gazu ziemnego w litewskiej K³ajpedzie. Pierwsz¹ dostawê LNG, któr¹ zrealizowa³a fiñska firma Gasum, PGNiG odebra³o 11.06.2020 r. Transport obejmo-wa³ ok. 1500 t skroplonego gazu ziemnego z Norwegii. Zgodnie z informacjami przekazywanymi przez koncern, k³ajpedzka stacja odbioru i prze³adunku jest wyposa¿ona w piêæ zbiorników o ³¹cznej pojemnoœci 2250 t LNG. Ma dwa stanowiska do za³adunku autocystern lub kontenerów, które mog¹ byæ u¿ywane jednoczeœnie. Infrastruktura nabrze¿a stacji umo¿liwia nie tylko odbiór LNG z jedno-stek p³ywaj¹cych, ale tak¿e jego za³adunek.
Jednoczeœnie PGNiG nie zaniedbuje prac na terenie kraju. Na obszarze koncesji na wydobywanie gazu ziemne-go ze z³o¿a Paproæ w gminie Nowy Tomyœl k. Poznania wykonano i poddano testom odwiert Paproæ-66H. Do wyboru odpowiedniego, efektywnego rozwi¹zania pro-dukcyjnego i jego optymalizacji zastosowano system Cyfrowe Z³o¿e. W wyniku analizy zmieniono pierwotny plan wiercenia – postanowiono, ¿e zamiast trzech odwier-tów wertykalnych zostanie wykonany jeden odwiert hory-zontalny. Zdaniem specjalistów PGNiG takie rozwi¹zanie zwiêkszy stopieñ sczerpania z³o¿a i podniesie ekono-miczn¹ efektywnoœæ projektu. Ca³kowita d³ugoœæ otworu wynios³a 3105 m, a jego g³êbokoœæ 2612 m. Roczne wydo-bycie gazu ziemnego z odwiertu Paproæ-66H jest planowa-ne na ok. 45 mln m3. Szacuje siê, ¿e wydajnoœæ tego odwiertu bêdzie piêciokrotnie wiêksza ni¿ œrednia wydaj-noœæ innych odwiertów w tym z³o¿u.
Gaz-System opublikowa³ podsumowanie dzia³alnoœci w 2019 r., wskazuj¹ce na rekordowo du¿¹ objêtoœæ prze-sy³anego gazu ziemnego – 20,5 mld m3. Zwiêkszenie trans-portu tego surowca wynika przede wszystkim z ogromnego zainteresowania eksportem gazu ziemnego na Ukrainê w
ubieg³ym roku (ok. 1,3 mld m3). Dotychczasowym rekor-dem spó³ki, która jest obecna na rynku od 2004 r., by³o przes³anie 19,7 mld m3gazu w 2017 r.
Œwiat. Rystad Energy prognozuje, ¿e w 2020 r. glo -balne wydatki na wydobywanie wêglowodorów wynios¹ 383 mld USD. Oznacza to, ¿e bêd¹ mniejsze a¿ o 29% (156 mld USD) w porównaniu z 2019 r. i osi¹gn¹ najni¿szy poziom od 15 lat. Dodatkowo w prognozach na 2021 r. nie jest zapowiadany gwa³towny wzrost inwestycji, a jedynie wydatki na poziomie 386 mld USD. Przed pandemi¹ COVID-19 Rystad Energy spodziewa³ siê w bie¿¹cym i ko-lejnym roku utrzymania wydatków w sektorze na poziomie z 2019 r. Najwiêksze ograniczenie kosztów mo¿e dotyczyæ inwestycji zwi¹zanych z wydobywaniem ropy naftowej nagromadzonej w formacjach ³upkowych i systemach typu tight, o ok. 52% (do 67,3 mld USD). Inwestycje w eksploatacjê piasków bitumicznych zanotuj¹ 44-procen-towy spadek (do 5,1 mld USD). Pozosta³e wydatki na pro-jekty l¹dowe zmniejsz¹ siê w tym roku o 23,4% (do 182,4 mld USD). Skutki kryzysu bêd¹ najmniej odczuwalne przez sektor offshore, w którym projekty g³êbokomorskie zanotuj¹ ciêcia na poziomie 15,6% (do 69 mld USD), nato-miast wydobycie na szelfie ok. 14% (59,5 mld USD).
Firmy naftowe zmieniaj¹ strategie inwestycyjne, d¹¿¹c do bardziej konserwatywnego wydatkowania pieniêdzy. Borykaj¹c siê z niskimi cenami paliw, zmniejszonym popytem i znacznymi wahaniami kursów walut, zosta³y zmuszone do wiêkszych ciêæ wydatków ni¿ o przewidywa-ne na pocz¹tku kryzysu 15–20%. Wobec ceny bary³ki ropy na poziomie ok. 25–30 USD nawet pañstwowe firmy musia³y mocniej zacisn¹æ pas i zaordynowa³y redukcjê wydatków o 32 mld USD.
W dobie pandemii rozwa¿ne dostosowanie strategii do sytuacji na rynku i minimalizacja ryzyka mog¹ mieæ kluczowy wp³yw na wykorzystanie pojawiaj¹cych siê szans i zapobieganie zagro¿eniom, które bêd¹ czyhaæ na koncerny po kryzysie. Jedn¹ z takich szans mo¿e byæ zakup nowych aktywów. Szacuje siê, ¿e koncerny zajmuj¹ce siê wydobywaniem wêglowodorów posiadaj¹ w aktywach wydobywalne zasoby ponad 5 mld bary³ek ropy naftowej i 7,5 mld boe gazu ziemnego. W odpowiedzi na pandemiê i jej nastêpstwa wiêkszoœæ z nich zosta³a przeznaczona na zbycie. Co ciekawe, wiêkszoœæ z³ó¿ przeznaczonych na sprzeda¿ jest w fazie produkcji, a wiele innych w fazie in¿ynieryjno-projektowej (FEED). Oznacza to, ¿e z powo-du niskiej ceny ropy naftowej firmy chc¹ skoncentrowaæ swój kapita³ na kluczowych projektach, unikaj¹c dodatko-wych kosztów. Pozbywaj¹c siê projektów w pe³ni doj-rza³ych, daj¹ szansê na przejêcie gotowych do eksploatacji lub czêœciowo rozpoznanych z³ó¿ tym koncernom, które maj¹ na to œrodki i nie boj¹ siê zaryzykowaæ. Szczególnie
547
Przegl¹d Geologiczny, vol. 68, nr 7, 2020
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
1
warte uwagi s¹ obszary, które przez lata zosta³y rozpozna-ne przez œrednie i mniejsze firmy, obecnie zmuszorozpozna-ne do koncentracji wysi³ków na wykorzystaniu tylko kilku naj-wa¿niejszych z³ó¿.
Nawet najwiêksze koncerny naftowe, które zdecydo-wa³y siê przyj¹æ bezpieczn¹ i wyczekuj¹c¹ postawê, poszukuj¹ nabywców aktywów. ExxonMobil pragnie pozbyæ siê czêœci koncesji w Zatoce Meksykañskiej, bry-tyjskiej czêœci Morza Pó³nocnego, Niemczech, Nigerii, Malezji, Indonezji, Rumunii, Azerbejd¿anie, Wietnamie, Czadzie i Gwinei Równikowej. Chevron otwarcie d¹¿y do zbycia udzia³ów w oœmiu nigeryjskich blokach i rozwa¿a rezygnacjê z indonezyjskich projektów wydobycia gazu z basenów g³êbokomorskich. Podobne d¹¿enia przejawia Total, który chce jak najszybciej sprzedaæ 12,5% swoich udzia³ów w nigeryjskim bloku OML 118. Wraz z Tullow Oil ten francuski potentat chcia³by równie¿ wyzbyæ siê potê¿-nego pakietu trzech bloków koncesyjnych w kenijskim basenie South Lokichar, którego eksploatacja stoi pod du¿ym znakiem zapytania. Z du¿ego projektu Ichthys LNG wycofuje siê japoñski Inpex, wprowadzaj¹c do sprzeda¿y wszystkie swoje australijskie aktywa o wartoœci 45 mld USD. W Cieœninie Bassa, pomiêdzy po³udniow¹ Australi¹ i Tas-mani¹, udzia³y sprzedaj¹ ExxonMobil i BHP. Obecnie posiadacze znacznych œrodków finansowych mog¹ zdobyæ ponad 100 tys. km2obszarów poszukiwawczo-wydobyw-czych, z których 83% stanowi¹ strefy morskie. Dobrze roz-poznane i stosunkowo tanie z³o¿a bêd¹ stanowiæ ³akomy k¹sek dla najwiêkszych graczy w bran¿y. Byæ mo¿e okres ten jest doskona³¹ okazj¹, aby nabyæ aktywa po ni¿szej cenie i zaistnieæ w bran¿y eksploatacji z³ó¿ wêglowodo-rów.
W biuletynie wyprzeda¿y œwiatowych koncesji uwagê przykuwa trudna sytuacja pañstw afrykañskich, w szcze-gólnoœci Nigerii, która od niemal 50 lat jest zrzeszona w OPEC. Wydaje siê, ¿e pañstwo to stoi na skraju kryzysu wydobywczego. Nigeria, bêd¹ca najpotê¿niejszym krajem Afryki Zachodniej, pod wzglêdem populacji i zasobów, jako najwiêkszy producent ropy naftowej w Afryce subsa-haryjskiej, jest niew¹tpliwie mocarstwem w regionie. Jed-nak mocarstwem rozdartym wewnêtrznie i stanowi¹cym tykaj¹c¹ bombê. Pieni¹dze pozyskiwane z firm naftowych pozwalaj¹ utrzymywaæ wzglêdny spokój w po³udniowej i œrodkowej czêœci kraju. Mieszkañcy biedniejszej pó³nocy, niezadowoleni z nierównego uprzemys³awiania i finansowania pañstwa, kultywuj¹ napiêcia etniczno-reli-gijne z osobami zamieszkuj¹cymi deltê Nigru. Wycofywa-nie siê koncernów naftowych z tego kraju mo¿e podsyciæ dzia³alnoœæ Ruchu na rzecz Wyzwolenia Delty Nigru, orga-nizacji terrorystycznej, która szczególnie da³a siê we znaki pod koniec pierwszej dekady XXI w. Niszczycielsk¹ dzia³alnoœæ mo¿e wznowiæ tak¿e islamski Boko Haram, stacjonuj¹cy g³ównie w górach Mandara, który chce utwo-rzyæ kalifat w pó³nocnej, muzu³mañskiej czêœci kraju. Kiedy ropa przestanie p³yn¹æ tankowcami do Stanów Zjednoczo-nych i Francji, militarna wspó³praca tych pañstw z Nigeri¹ mo¿e os³abn¹æ, pozostawiaj¹c kraj w wyj¹tkowo trudnej sytuacji. Podobne problemy czyhaj¹ w innych krajach regionu, jak Gwinea Równikowa czy Angola.
Firmy i organizacje rz¹dowe, które w najbli¿szym cza-sie zdecyduj¹ siê zainwestowaæ w przemys³ wydobywczy krajów œrodkowoafrykañskich, ryzykuj¹ stosunkowo nie-wiele w porównaniu do mo¿liwych zysków. Stopieñ owego ryzyka jest jednak bardzo wysoki, poniewa¿ nie mo¿na przewidzieæ nastrojów spo³eczno-etnicznych, podejœcia lokalnych w³adz i stabilnoœci ich przekonañ – nawet po
podpisaniu wieloletnich umów. Dotyczy to nie tylko wêglowodorów, ale równie¿ innych surowców mineral-nych. Czeka nas ciekawa batalia hazardzistów na kontynen-cie afrykañskim, a najsprytniejsi z nich mog¹ wiele zyskaæ. RaportBP. W wielu raportach i analizach jest podsu-mowywany stan œwiatowego przemys³u naftowego. Rok-rocznie analitycy przygl¹daj¹ siê danym pochodz¹cym z amerykañskiej EIA, agencji Rystad i innych portali bran¿o-wych. Niew¹tpliwie jednym z najistotniejszych dokumen-tów tego typu jest coroczny raport brytyjskiego koncernu BP. Zawiera on rzetelne informacje o œwiatowych zasobach ropy naftowej i gazu ziemnego oraz skali ich wydobycia, ale równie¿ o zasobach wêgla, kluczowych surowców mineralnych czy wielkoœci zu¿ycia energii o ró¿nej gene-zie. Raport BP, w którym podsumowano 2019 r., wydano 17.06.2020 r. Nie uwzglêdniono w nim trendów zwi¹zanych z pandemi¹, jednak ekonomiœci podkreœlaj¹, ¿e chocia¿ globalne rynki zosta³y powa¿nie zak³ócone, to jednak klu-czowe trendy energetyczne pojawiaj¹ce siê przed COVID-19 mog¹ stanowiæ cenne Ÿród³o informacji, gdy œwiat zacznie wychodziæ z kryzysu.
Wed³ug BP wydobycie gazu ziemnego wzros³o w 2019 r. o 3,4% (132 mld m3
), a zu¿ycie o 2% (78 mld m3
). Za wzrost wydobycia by³y odpowiedzialne Stany Zjedno-czone (85 mld m3), Australia (23 mld m3) i Chiny (16 mld m3). Zwiêkszenie popytu zanotowano w USA (27 mld m3) i Chi-nach (24 mld m3
), podczas gdy w Rosji (10 mld m3
) i Ja-ponii (8 mld m3) jego znacz¹cy spadek. Warto zwróciæ uwagê na rekordowy eksport LNG, wynosz¹cy 54 mld m3, w którym prym wiod³y Stany Zjednoczone (18,9 mld m3
) i Rosja (14,4 mld m3
). Ciek³y gaz ziemny importowa³y g³ównie pañstwa europejskie, zwiêkszaj¹c tym sposobem zaopatrzenie o ponad 49 mld m3. Œwiatowe wydobywalne zasoby gazu ziemnego wynosz¹ ponad 198,8 bln m3
. Najwiêksze udokumentowano w Rosji (38 bln m3), Iranie (32 bln m3), Katarze (24,7 bln m3), a tak¿e Turkmenistanie (19,5 bln m3
) i Stanach Zjednoczonych (12,9 bln m3
). Ceny gazu w Europie spad³y do 50% wartoœci sprzed 7 lat.
Popyt na ropê naftow¹ wzrós³ o 0,9% w porównaniu do roku 2018, podczas gdy zapotrzebowanie na wszystkie paliwa p³ynne, wliczaj¹c biopaliwa, po raz pierwszy prze-kroczy³o 100 mln bbl na dzieñ. Liderem we wzroœcie popy-tu sta³y siê Chiny, które zaopatrywa³y siê w blisko 680 tys. bary³ek dziennie wiêcej, ani¿eli w roku 2018. Wydobycie ropy naftowej nieznacznie spad³o – o 60 tys. bbl/d. Struktu-ra œwiatowego wydobycia wyStruktu-raŸnie wskazuje na wzrosty w USA (o 1,7 mln bbl/d), Brazylii (0,2 mln bbl/d) i Kanadzie (0,15 mln bbl/d), natomiast wyraŸny spadek w krajach OPEC (o 2 mln bbl/d), zwi¹zany z sankcjami nak³adanymi na Iran i Wenezuelê. Globalne zasoby wydobywalne ropy naftowej wynosz¹ ponad 1,7 bln bbl. Najwiêksze z³o¿a znajduj¹ siê w Wenezueli (303,8 mld bbl), Arabii Saudyj-skiej (297,6 mld bbl), Kanadzie (169,7 mld bbl), Iranie (155,6 mld bbl), Iraku (145 mld bbl), Rosji (107,2 mld bbl), Kuwejcie (101,5 mld bbl) i Zjednoczonych Emiratach Arab-skich (97,8 mld bbl). W wytwarzaniu energii udzia³ Ÿróde³ odnawialnych wyniós³ 5%, po raz pierwszy wyprzedzaj¹c energiê j¹drow¹ (4,3%). Udzia³ energii wodnej od lat pozo-staje na podobnym poziomie – ok. 6%. W tej statystyce prze-wodzi ropa naftowa (33,1%), przed wêglem (27%) i gazem ziemnym (24,2%).
Niemal jednoczeœnie z wydaniem raportu BP przedsta-wi³o swoj¹ strategiê na najbli¿sze lata, wprawiaj¹c w kon-sternacjê wielu obserwatorów rynku. Zapowiedzia³o wejœcie na drogê transformacji energetycznej i do 2050 r. 548
przekszta³cenie w firmê nieemituj¹c¹ dwutlenku wêgla. W odpowiedzi na prognozowane po pandemii zmniejsze-nie zapotrzebowania na energiê koncern ograniczy koszty w³asne i zdywersyfikuje portfel aktywów.
Stany Zjednoczone. Spowolnienie aktywnoœci firm ser -wisowych prowadz¹cych zabiegi szczelinowania hydraulicz-nego w amerykañskich basenach ³upkowych, w tym m.in. Bakken, Niobrara, Eagle Ford, Permian i Anadarko, spowo-dowa³o gwa³towny wzrost liczby otworów odwierconych, ale nie ukoñczonych (DUC – drilled but uncompleted wells), szacowany na ponad 750 sztuk. Zaleg³oœci te ju¿ teraz s¹ równowa¿ne ok. 2 latom szczelinowania w obecnym tem-pie, a prawdopodobnie wzrosn¹ jeszcze w czerwcu i lipcu.
Jeœli chodzi o regionalne trendy w zakresie liczby odwiertów oczekuj¹cych na us³ugi szczelinowania, widzi-my szczególnie du¿e ich nagromadzenie w basenie perm-skim, gdzie w ci¹gu ostatnich trzech miesiêcy przyby³o niemal¿e 500 takich odwiertów. W tym samym czasie we wszystkich innych du¿ych basenach ³upkowych ³¹cznie ich liczba wzros³a do ok. 270. Zwykle typowe nagromadzenie DUC nastêpuje w miesi¹cach zimowych, a stopniowe zmniejszanie ich liczby w miesi¹cach wiosennych i letnich. W przeciwieñstwie do normy w ci¹gu ostatnich 3 miesiêcy wskaŸnik ten skoczy³ do 15–25 miesiêcy szczelinowania. Jednak w drugiej po³owie 2020 r. bêdziemy mogli obserwo-waæ niewielki wzrost liczby prowadzonych zabiegów szcze-linowania bez przyrostu liczby nowych odwiertów – powiedzia³ analityk Rystad Energy Artem Abramov.
Tak du¿a liczba otworów oczekuj¹cych na szczelino-wanie stanowi pozytywny sygna³ dla firm dzia³aj¹cych w bran¿y, poniewa¿ wiele aktywów mo¿e zostaæ uruchomio-nych bez koniecznoœci prowadzenia prac wiertniczych. Chocia¿ szczelinowanie nie nale¿y do tanich zabiegów, to jednak lwia czêœæ nak³adów na prace wiertnicze zosta³a ju¿ przez firmy poniesiona. Kluczowe znaczenie dla intensyfi-kacji wydobycia ropy naftowej z tych odwiertów bêdzie mia³o nie tyle ich obecne zaawansowanie, co cena bary³ki.
Rosja. Pomimo trudnoœci, z którymi borykaj¹ siê firmy naftowe na ca³ym œwiecie, swoj¹ ofensywê nieprzerwanie kontynuuje Gazprom. Ten rosyjski potentat gazowy 12.06.2020 r. rozpocz¹³ wiercenie pierwszego odwiertu wydobywczego w z³o¿u Kharasaveyskoye na Pó³wyspie Jamalskim, a do koñca roku planuje odwiercenie 16 otwo-rów w tym rejonie. Eksploatacja z³o¿a Kharasaveyskoye bêdzie prowadzona g³ównie na l¹dzie, ale czêœæ otworów zosta³a umiejscowiona na Morzu Karskim. Celem s¹ for-macje kredowe (apt–cenoman), których zasoby s¹ szaco-wane na 2 bln m3gazu ziemnego, a jego wydobycie ma osi¹gn¹æ 32 mld m3 rocznie. Po przeprowadzeniu prac zwi¹zanych z udostêpnieniem tego horyzontu firma planu-je siêgn¹æ tak¿e po zasoby zalegaj¹ce g³êbiej – w ska³ach dolnej kredy (berrias–barrem), równie¿ postrzeganych jako formacje perspektywiczne do wydobywania wêglo-wodorów.
Gazprom w kooperacji z firm¹ RusGazDobycha koñczy wiercenie pierwszego otworu horyzontalnego na polu gazowym Semakovskoye. Pole to obejmuje g³ównie wody Zatoki Tazowskiej (czêœciowo równie¿ Pó³wysep Tazowski), a wydobywalne zasoby gazu wynosz¹ przynajm-niej 320 mld m3. Pierwszy z szeœciu odwiertów wydobyw-czych, które maj¹ zostaæ wykonane do koñca pierwszego kwarta³u 2021 r., ma osi¹gn¹æ g³êbokoœæ 830 m i d³ugoœæ 2700 m. Rozpoczêcie komercyjnego wydobycia ma
nast¹piæ w 2022 r., kiedy na obszarze koncesyjnym bêdzie funkcjonowa³o minimum 19 odwiertów.
Gazprom Neft we wspó³pracy z Bazhenov Technology Centre rozwija poszukiwania i planuje efektywne zagospo-darowanie bloku Salymsky-3 na zachodniej Syberii. Na pocz¹tku czerwca spó³ki poinformowa³y, ¿e zakoñczono prace zwi¹zane z obrazowaniem geofizycznym obszaru o powierzchni 300 km2
za pomoc¹ tzw. zielonej sejsmiki. Interpretacja danych ma byæ wykonana do koñca roku, a rozpoczêcie komercyjnego wydobycia jest planowane na 2025 r. Udostêpnianie z³ó¿ ropy naftowej w formacji Bazhenov rozpoczêto w 2017 r. – jest to jeden z najwa¿-niejszych projektów dotycz¹cych niekonwencjonalnych z³ó¿ wêglowodorów w Rosji. Szacunki wskazuj¹ na zaso-by ok. 170 mld t ropy naftowej, zalegaj¹cej na g³êbokoœci 2000–3000 m. Formacja z³o¿owa ma mi¹¿szoœæ 10–90 m, porowatoœæ 4–7%, œredni¹ przepuszczalnoœæ ok. 0,04 mD, zawartoœæ materii organicznej do 15% wag., a nasycenie rop¹ naftow¹ wynosi 74–95%. Bazhenov Technology Centre testuje rozwi¹zania, które umo¿liwi¹ odpowiedni¹ inten-syfikacjê wydobycia i zmniejsz¹ jego koszty do 8500 RUB za tonê (485 z³). Obecnie koszt ten wynosi ok. 16000 RUB (913 z³).
Kanada. Applied Petroleum Technology (APT), nor -weska firma serwisowa oferuj¹ca rozpoznanie geoche-miczne, biostratygraficzne i analizê systemów naftowych, przeprowadzi³a szczegó³owe badania szelfu u po³udnio-wych wybrze¿y Nowej Fundlandii, zakoñczone identyfika-cj¹ dolnojurajskich ska³ macierzystych oraz genetycznie powi¹zanych stref wystêpowania objawów ropy naftowej. W celu oceny potencja³u z³o¿owego, generacyjnego i historii pogr¹¿enia dolnojurajskiego systemu naftowego w pó³noc-noatlantyckim regionie Kanady firma APT przeanalizowa³a próbki zwiercin z 13 odwiertów zlokalizowanych na szelfie. Niektóre zwierciny pochodzi³y z otworów wykonanych nie-mal¿e 50 lat temu. Wyniki badañ, obejmuj¹cych m.in. refleksyjnoœæ witrynitu, kolor spor i termochronologiê apatytów, umo¿liwi³y rozpoznanie modelu pogr¹¿enia i historii zmian temperatury w czasie. Informacje na temat ska³ wykazuj¹cych objawy wystêpowania ropy naftowej porównano z danymi o ska³ach morskiego basenu sedy-mentacyjnego Jeanne D’Arc u wybrze¿y Nowej Funlandii i Labradoru, a tak¿e z dolnojurajskimi ska³ami macierzy-stymi europejskich z³ó¿ ropy naftowej (Wielka Brytania, Irlandia, Hiszpania i Portugalia).
W Europie baseny œródkontynentalne, w których znaj-duj¹ siê ska³y dolnojurajskie, s¹ dobrze znane w Niem-czech, Holandii, Francji, Hiszpanii i Wielkiej Brytanii. Jednak na po³udnie i zachód od Europy ich wystêpowanie jest znacznie gorzej rozpoznane. Badanie przeprowadzone przez nasz¹ firmê po raz pierwszy wykaza³o ich kontynua-cjê w rejonie pó³nocnoatlantyckim. Oczywiœcie, nale¿y przejœæ d³ug¹ drogê od zidentyfikowania nowej ska³y macierzystej i objawów ropy, a tak¿e prowadzenia analiz geochemicznych, do faktycznego rozpoznania z³o¿a, ale mamy nadziejê, ¿e nasze analizy mog¹ zainteresowaæ firmy energetyczne, które badaj¹ mo¿liwoœci na obszarach mor-skich w Kanadzie – stwierdzi³ Martin Fowler, kierownik kanadyjskiej operacji APT.
Zainteresowanie wynikami badañ APT wyrazi³ norwe-ski gigant naftowy Equinor, który ju¿ wczeœniej nawi¹za³ wspó³pracê z t¹ fim¹.
ród³a: Aptec, BP, Gaz-System, Gazprom, Oil & Gas Jour-nal, Oilprice, PGNiG, Rystad Energy
549
