Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski
1OPEC. W przededniu 152. Konfe-rencji OPEC, rozpoczynaj¹cej siê 15 marca br. w Wiedniu, ceny ropy na gie³dach surowcowych nieco spad³y ze wzglêdu na ograniczenia produkcji, które mia³y byæ wprowadzone. Tymczasem OPEC, mimo utyskiwañ, ¿e œwiatowy kryzys finansowy silnie wp³ywa na obni¿enie popytu na ropê, nie zdecydo-wa³ siê na zmianê limitów ustalonych w grudniu ub. roku. Stwierdzono, ¿e grudniowe decyzje konferencji przyczy-ni³y siê do zbli¿enia ceny ropy w koszyku OPEC do 40 USD za bary³kê (13 marca cena koszyka wynosi³a 44,15 USD/b). Równoczeœnie zwrócono uwagê na wzrost wydo-bycia w tym okresie o 54,4 tys. t/d w krajach nienale¿¹cych do OPEC, co os³abia wp³yw akcji tej organizacji.
Postanowiono, ¿e nastêpne spotkanie cz³onków OPEC, poœwiêcone omówieniu niezbêdnych bie¿¹cych dzia³añ, odbêdzie siê 28 maja br., a kolejna konferencja zostanie zwo³ana 9 wrzeœnia br. w Wiedniu.
Polska. W 2008 r. przemys³ naftowy dostarczy³ krajo-wi 737 tys. t ropy naftowej i 4,13 mld m3gazu ziemnego — wielkoœci porównywalne z rokiem 2007, przy czym wydo-bycie ropy by³o nieco wy¿sze ni¿ w roku poprzednim, natomiast wydobycie gazu by³o nieznacznie ni¿sze. Na l¹dzie wydobyto 480 tys. t ropy (PGNiG SA), a na Morzu Ba³tyckim Petrobaltic uzyska³ ze z³ó¿ B3 i B8 257 tys. t ropy. Produkcja gazu niemal w ca³oœci pochodzi³a ze z³ó¿ eksploatowanych przez PGNiG SA.
Równie¿ rozmieszczenie i iloœæ prac poszukiwawczych w 2008 r. nie uleg³y wiêkszym zmianom w porównaniu ze stanem w latach ubieg³ych. Rozpoznanie koncentrowa³o siê na przedgórzu Karpat i na monoklinie przedsudeckiej. W Karpatach fliszowych wykonywano tylko badania sej-smiczne (403 kmb profili 2-D i 45,2 km2zdjêæ 3-D), nie by³o natomiast prac wiertniczych. By³a to zmiana w sto-sunku do roku 2007, kiedy to odwiercono 6 otworów, ale nie prowadzono rozpoznania sejsmicznego w tym regionie.
Na przedgórzu Karpat w ramach rozpoznania sejsmicz-nego przygotowuj¹cego prace wiertnicze wykonano 313 kmb profili 2-D i 51,6 km2zdjêæ 3-D, co stanowi odpo-wiednio 20% i 8,5% badañ sejsmicznych wykonanych w kraju dla PGNiG SA oraz odwiercono 21 otworów — 13 poszukiwawczych i 8 rozpoznawczych. Pozytywne rezul-taty z³o¿owe w postaci przemys³owego przyp³ywu gazu ziemnego uzyskano w 9 otworach. W wiêkszoœci otworów gaz pochodzi z horyzontów z³o¿owych w piaszczystych utworach mioceñskich. Najwy¿sz¹ wydajnoœæ stwierdzono w wierceniu kierunkowym Za³ê¿e-1K w wêglanowych utworach dewonu. Po perforacji i udostêpnieniu do prób
18-metrowego interwa³u uzyskano przyp³yw gazu. Po wykonaniu kwasowania wydajnoœæ zwiêkszy³a siê do 820 Nm3/min. Objawy gazu wystêpowa³y równie¿ w sp¹gowej czêœci utworów miocenu. Wiercenie zakoñczono w utwo-rach prekambru przy rzeczywistej g³êbokoœci pionowej 2676 m. Rozpoznanie nowej akumulacji gazu ziemnego kontynuowano w otworze Za³ê¿e-2K. Dobre wyniki z³o¿owe osi¹gniêto równie¿ w otworze Pruchnik-24K, gdzie utwory miocenu maj¹ znaczn¹ mi¹¿szoœæ, lecz w górnej czêœci profilu przewa¿aj¹ ska³y drobnoziarniste o bardzo niskiej porowatoœci i przepuszczalnoœci. W wyniku inter-pretacji pomiarów geofizyki wiertniczej wytypowano 3 poziomy o najkorzystniejszych parametrach zbiorni-kowych i w tych interwa³ach przeprowadzono perforacjê, a nastêpnie zapiêto próbniki i wykonano test hydrodyna-miczny, w wyniku czego otrzymano przyp³yw gazu o wydajnoœci absolutnej 393,6 Nm3/min. Wiercenie zosta³o zakoñczone w utworach prekambru, rzeczywista g³êbo-koœæ pionowa wynios³a 1999 m. Z kolei gazonoœnoœæ utworów miocenu i górnej jury, stwierdzon¹ poprzednio w otworze Góra Ropczycka-1K, potwierdzono w otworze Góra Ropczycka-2. Analiza pomiarów geofizycznych wykonanych w wêglanowych utworach górnojurajskich (wapienie, wapienie dolomityczne i dolomity) wskazywa³a na dobre w³asnoœci zbiornikowe i du¿e nasycenie wêglo-wodorami. Po opróbowaniu 8-metrowego interwa³u uzy-skano przyp³yw gazu ziemnego o wydajnoœci absolutnej 246 Nm3/min. Mniejszy przyp³yw uzyskano z horyzontu w utworach miocenu autochtonicznego wykszta³conego w postaci ska³ ilasto-mu³owcowych z przewarstwieniami piaskowców. Wiercenie Góra Ropczycka-2 zakoñczono w utworach jury górnej na g³êbokoœci 2090 m.
W otworze Jana-1, zlokalizowanym na przed³u¿eniu ci¹gu strukturalnego, w którym znajduje siê z³o¿e gazu ziemnego Je¿owe, odkryto akumulacjê gazu o znaczeniu przemys³owym. Rozpoznano 3 mioceñskie poziomy o podwy¿szonym nasyceniu wêglowodorami i po perforacji z ka¿dego z nich otrzymano przemys³owy przyp³yw gazu. Testy hydrodynamiczne i dalsze pomiary potwierdzaj¹ odkrycie nowego wielohoryzontowego z³o¿a gazu ziemne-go. Wiercenie osi¹gnê³o g³êbokoœæ 688 m i zosta³o zakoñ-czone w utworach kambru dolnego. W innych wierceniach z przemys³owymi przyp³ywami gazu, jak Morawsko-4, Cierpisz-5K, Markowice-4 i Kupno-3, stwierdzono wystê-powanie nowych horyzontów gazonoœnych, b¹dŸ te¿ poszerzono kontur znanych z³ó¿. Pozosta³e otwory wyko-nane w 2008 r. na przedgórzu Karpat zosta³y zlikwidowane z powodu niskich parametrów z³o¿owych, znacznego wyk³adnika wodnego lub niewielkich wydajnoœci wêglo-wodorów, niespe³niaj¹cych kryteriów wymaganych do dokumentacji z³o¿owej.
Na ni¿u Polski, a w³aœciwie tylko na monoklinie przed-sudeckiej, wykonano 821,9 kmb profili sejsmicznych 2-D (53,4% badañ sejsmicznych wykonanych w kraju) i 505,8 km2
zdjêæ sejsmicznych 3-D oraz 8 wierceñ. Cele poszuki-469
Przegl¹d Geologiczny, vol. 57, nr 6, 2009
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
1ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@
wawcze nadal by³y skoncentrowane na utworach cechsztyñ-skiego dolomitu g³ównego i czerwonego sp¹gowca. Utwo-ry dolomitu g³ównego na z³o¿u Grotów charakteUtwo-ryzuj¹ siê bardzo zmiennymi w³asnoœciami zbiornikowymi i z tego powodu zaprojektowano otwór Grotów-9K z zadaniem okreœlenia interwa³ów o najkorzystniejszych parametrach z³o¿owych. Wybrany do prób kompleks sk³ada siê z dolomi-tów i anhydrydolomi-tów z domieszk¹ substancji ilastych i charaktery-zuje siê œredni¹ porowatoœci¹ 15%. Po kwasowaniu otrzymano z niego przyp³yw ropy i gazu. W otworze Grotów-9K bêd¹ wykonane zabiegi intensyfikacji i dalsze pomiary wydajnoœci. Wiercenie zakoñczono na g³êbokoœci 3700 m.
W otworze Kromolice-1 odkryto nowe z³o¿e gazu ziem-nego w piaskowcach czerwoziem-nego sp¹gowca. Piaskowce te z domieszkami ilastymi, dolomitycznymi i ¿elazistymi na-wiercono na g³êbokoœci 3547 m. Porowatoœæ zmienia siê w doœæ szerokich granicach, od 4,4% do 28,9%, podobnie jak nasycenie wêglowodorami. Badanie próbnikiem z³o¿a wytypowanego interwa³u da³o przemys³owy przyp³yw gazu o wydajnoœci absolutnej 951 Nm3
/min. Rozpoznanie strefy Kromolice by³o kontynuowane w otworze Kromolice-2 (wierconym wspólnie z FX Energy). Próby z³o¿owe wy-konane w lutym br. wykaza³y obecnoœæ suchego gazu ziemnego w 8-metrowym interwale porowatego piaskowca. Na podstawie wyników z otworów Siekierki-3 i Sie-kierki-4 mo¿na wnioskowaæ, ¿e w³asnoœci zbiornikowe piaskowców eolicznych w dolnych partiach czerwonego sp¹gowca poprawiaj¹ siê. W zwi¹zku z tym zaprojektowa-no otwór Grundy-2, w którym zamierzazaprojektowa-no rozpoznaæ w³asnoœci zbiornikowe i nasycenie utworów dolomitu g³ównego, a nastêpnie zbadaæ wystêpowanie gazu w utwo-rach czerwonego sp¹gowca. Utwory dolomitu g³ównego, wykszta³cone w postaci dolomitów z przewarstwieniami anhydrytów, anhydrytów dolomitycznych i dolomitów anhydrytycznych, napotkano w interwale 3896–3927 m i nie by³y one opróbowane. Wiercenie pierwotnie by³o zaplanowane do g³êbokoœci 4390 m, ale piaskowce czer-wonego sp¹gowca nawiercone od 4230 m wykazywa³y bardzo niskie wartoœci porowatoœci i przepuszczalnoœci, wobec tego otwór pog³êbiono do 5001 m. W g³êbszych par-tiach profilu czerwonego sp¹gowca wystêpuj¹ piaskowce eoliczne z domieszkami ilastymi, wapnistymi i ¿elazistymi o bardzo zmiennych w³asnoœciach zbiornikowych. Warto-œci wspó³czynników zawodnienia, obliczone na podstawie pomiarów geofizycznych, wskazywa³y na obecnoœæ inter-wa³u nasyconego wêglowodorami, jednak po opróbowaniu próbnikiem z³o¿a nie uzyskano przyp³ywu. Charakterysty-ka geologiczno-z³o¿owa utworów czerwonego sp¹gowca w tym rejonie sugeruje wystêpowanie akumulacji gazu ziemnego w warunkach niskiej przepuszczalnoœci i ano-malnych ciœnieñ (tight gas). Eksploatacja z³ó¿ gazu tego typu wymaga wykonania szczelinowania, dlatego te¿ otwór Grundy-2 zosta³ zastanowiony w celu przeprowa-dzenia dalszych, rozszerzonych badañ obejmuj¹cych m.in. symulacje zabiegów intensyfikacyjnych.
Ogó³em w 2008 r. na zlecenie PGNiG SA wykonano w kraju 1538,5 kmb profili sejsmicznych2-D i 602,5 km2 zdjêæ sejsmicznych 3-D oraz 82 446 mb wierceñ (³¹cznie z wierceniami eksploatacyjnymi i przygotowuj¹cymi pod-ziemne magazyny gazu). Trafnoœæ wierceñ wynios³a 39%. Udokumentowano 4 z³o¿a gazu ziemnego na przedgórzu Karpat Grodzisko Dolne, Je¿owe, £apanów i Wola Rokiet-nicka) i 1z³o¿e gazu na ni¿u Polski (Roszków) oraz 2 z³o¿a ropno-gazowe na ni¿u Polski (O³obok i Radoszyn). Doku-mentacje tych z³ó¿ zosta³y przyjête i zatwierdzone przez
Ministerstwo Œrodowiska. Przyrost zasobów wydobywalnych w zestawieniu ze stanem na 31.12.2007 r. w kategorii gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysoko- metanowy) wyniós³ 1,2 mld m3
, a w kategorii ropy naftowej 660 tys. t. Kolejne 21 dokumentacji z³o¿owych znajduje siê w opracowaniu (14 dokumentacji z przedgórza Karpat i 7 dokumentacji z ni¿u Polski). Plan PGNiG SA na rok 2009 przewidywa³ wydobycie gazu ziemnego w iloœci 4,6 mld m3, jednak w marcu br. progno-za zosta³a obni¿ona do 4,3 mld m3z powodu opóŸnieñ w zagospodarowaniu niektórych z³ó¿.
Zarz¹d MPR Sarmatia w kwietniu br. zaakceptowa³
Studium wykonalnoœci projektu euroazjatyckiego systemu transportu ropy naftowej, czyli ruroci¹gu
Odessa-Brody--P³ock. Najwa¿niejszym elementem jest pozytywna ocena op³acalnoœci projektu. Przyjêto te¿ raport przewiduj¹cy realizacjê inwestycji w 3 etapach:
I — import z Azerbejd¿anu 5–7 mln t ropy, która by³aby przerabiana w rafineriach ukraiñskich, s³owackich i czeskich, jeszcze przed powstaniem ³¹cznika polsko--ukraiñskiego;
II — budowa odcinka Brody-granica Polski, co umo¿li-wi przesy³ do 20 mln t ropy rocznie;
III — zwiêkszenie przepustowoœci do 40 mln t rocznie. Zatwierdzenie tych planów jest przewidziane na naj-bli¿szym walnym zgromadzeniu spó³ki. Nadal nie jest wyjaœniona sprawa kontraktów na zakup ropy ze strony
PKN Orlen i Grupy Lotos.
Europa. Ostatnia decyzja szczytu pañstw Unii Euro-pejskiej z 20 marca br. o przeznaczeniu 200 mln euro na gazoci¹g Nabucco z bud¿etu przeznaczonego na inwesty-cje energetyczne mo¿e zaktywizowaæ dzia³ania na rzecz tego projektu. Losy tego dofinansowania wa¿y³y siê do ostatniej chwili. Wstêpne informacje mówi³y nawet o skreœ-leniu Nabucco z listy priorytetowych projektów energe-tycznych, póŸniej dopuszczano wsparcie tylko kwot¹ 50 mln euro. G³ównym oponentem by³y Niemcy, które chcia³y szerszego zaanga¿owania instytucji europejskich w realizacjê gazoci¹gu Nord Stream. Na kolejnej naradzie pod has³em Gaz ziemny dla Europy: Bezpieczeñstwo i
part-nerstwo, zaplanowanej na 24–25 kwietnia br. w Sofii,
oka-¿e siê, jak bêdzie wykorzystane to dofinansowanie. Bêd¹ w niej uczestniczyli przedstawiciele konsorcjum powo³anego do budowy gazoci¹gu Nabucco oraz delegaci z krajów zainteresowanych t¹ inwestycj¹, w tym tak¿e z Turkmeni-stanu i KazachTurkmeni-stanu. Podobne spotkanie odby³o siê w koñcu stycznia br. w Budapeszcie.
Norwegia. Równolegle z dyskusj¹ nad gazoci¹giem Nabucco w Brukseli omawiano dofinansowanie gazoci¹gu Skanled. Uznano tê inwestycjê za wa¿n¹ dla unijnego sys-temu gazoci¹gów i przyznano na ten cel kwotê 150 mln euro. Niestety, kilka dni póŸniej, 29 kwietnia br., konsor-cjum Skanled poinformowa³o o zawieszeniu tego tak wa¿nego projektu. Jako przyczyny podano wycofanie siê niemieckiego koncernu E.ON i niepewnoœæ, co do terminu rozpoczêcia eksploatacji nowych z³ó¿ gazu ziemnego w Norwegii. W tej sytuacji upada równie¿ projekt budowy gazoci¹gu Baltic Pipe z Danii do Polski i szansa na dosta-wy 2,5–3 mld m3 gazu rocznie od innego dostawcy ni¿ Gazprom.
Wêgry. Austriacki koncern ÖMV, posiadaj¹cy 20% udzia³ów MOL, stara³ siê od pewnego czasu doprowadziæ 470
do fuzji obu firm, ale ostatecznie wystawi³ na sprzeda¿ swój pakiet akcji. Kupi³ go Surgutnieftiegaz, czwarty co do wielkoœci producent ropy w Rosji, za 1,4 mld euro. Transa-kcja jest du¿ym zaskoczeniem dla obserwatorów, a przede wszystkim dla Komisji Europejskiej. Ju¿ poprzednio Austria podejmowa³a dzia³ania niezgodne z ogólnymi kie-runkami polityki energetycznej UE, jak to by³o w przypad-ku przy³¹czenia siê do projektu gazoci¹gu South Stream i sprzeda¿y udzia³ów w kluczowym wêŸle gazowniczym w Baumgarten Gazpromowi. Teraz inny rosyjski koncern zosta³ udzia³owcem najwiêkszej obok ÖMV i PKN Orlen firmy paliwowo-energetycznej w Europie Œrodkowej. Wiêkszoœæ wêgierskiej sieci gazoci¹gów jest w³asnoœci¹ MOL. Dla Surgutnieftiegazu jest to pierwsza zagraniczna akwizycja.
Irak. W sierpniu 2008 r. na z³o¿u Taq Taq w irackim Kurdystanie, ok. 60 km na NE od Kirkuku (Prz. Geol., vol. 55: 1111) rozpoczêto wiercenie otworu TT-10. Interpreta-cja danych z otworu potwierdzi³a wystêpowanie systemu spêkañ, podobnych do obserwowanych w poprzednich otworach, wierconych w kredowych formacjach roponoœ-nych. Ponadto analiza wskazywa³a na wzrost porowatoœci szkieletu skalnego w kierunku centrum z³o¿a. Dopiero w marcu br. zakoñczono próby z³o¿owe. Wyniki by³y bar-dzo dobre, bo ³¹czna wydajnoœæ z 3 kredowych poziomów wynios³a 6016,6 t/d lekkiej ropy o ciê¿arze 0,7883 g/cm3
(48º API) z niskim wyk³adnikiem ropa-gaz. Opróbowano formacjê Shiranish o mi¹¿szoœci 136 m z przyp³ywami ropy 2407,2 t/d i 1874 t/d, ni¿ej le¿¹c¹ formacjê Kometan o mi¹¿szoœci 67 m z wydajnoœciami 2635,7 t/d i 2012,8 t/d oraz najstarsz¹ formacjê Qamchuqa o mi¹¿szoœci 136 m z przyp³ywem 1506,9 t/d. G³êbokoœæ koñcowa otworu TT-10 wynosi 2247 m. Operatorem jest spó³ka kanadyj-skiej firmy Addax Petroleum Corp. i tureckiej Genel
Enerji AS.
Afganistan. Minister energii Mohammad Ibrahim Adel og³osi³ o otwarciu przetargu na 3 bloki poszukiwaw-cze. S¹ to Jangalikagan z zasobami gazu ziemnego szaco-wanymi na 537 mln m3
, Juma-Bashikurd z zasobami 933
mln m3gazu i Kashkari, w obrêbie którego znajduj¹ siê z³o¿a ropy Kashkari, Angoat i Aqdarya. Roponoœnoœæ utworów kredowych i jurajskich na tym obszarze zosta³a potwierdzona odkryciami dokonanymi przez Rosjan w latach 70. XX w. Wed³ug najnowszych ocen S³u¿b Geolo-gicznych USA w 4 basenach na pó³nocy kraju znajduje siê 17–19,8 mld m3gazu i 25 mln t ropy. Prezentacjê oferty przetargowej zaplanowano 26 kwietnia br. w Kabulu, a na-stêpnie w Dubaju, Londynie, Calgary, Houston i Singapu-rze. Podobnie jak w przypadku projektu gazoci¹gu Iran-–Afganistan–Pakistan–Indie, kluczow¹ spraw¹ dla powo-dzenia procedury koncesyjnej bêd¹ problemy stabilizacji wewnêtrznej i bezpieczeñstwa w Afganistanie.
Kanada. Najwiêksza kanadyjska firma naftowa EnCa -na Corp. w 2007 r. posiada³a aktywa w wysokoœci 46,9 mld
USD, co postawi³o j¹ obok zajmuj¹cej 4. pozycjê na liœcie najwiêkszych firm naftowych USA Anadarko Petroleum
Corp. Teraz dziêki po³¹czeniu Petro-Canada i Suncor Energy Inc. powstaje silny konkurent dla EnCany. Aktywa
obu firm s¹ podobne — wg danych z 2007 r. dla
Petro-Ca-nada by³o to 24,1 mld USD, dla Suncor Energy 24,4 mld
USD. Dzia³alnoœæ Suncor Energy Inc. koncentruje siê przede wszystkim na eksploatacji i przeróbce kanadyjskich piasków roponoœnych. Petro-Canada prowadzi poszuki-wania i eksploatacjê ropy naftowej i gazu ziemnego w kra-ju oraz na Morzu Pó³nocnym, Libii, Syrii i Trynidadzie, posiada te¿ 2 rafinerie i sieæ sprzeda¿y detalicznej produk-tów naftowych. Nowy koncern pod nazw¹ Suncor bêdzie produkowaæ 92,4 tys. t/d równowa¿nika ropy, zdolnoœci przerobowe rafinerii wynios¹ 58,8 tys. t/d produktów, a za-pleczem surowcowym bêd¹ zasoby (udokumentowane i przypuszczalne) rzêdu 1 mld t równowa¿nika ropy. War-toœæ transakcji po³¹czeniowej wynosi 19,3 mld dolarów kanadyjskich (15,7 mld USD).
ród³a: Alexander Gas & Oil Connections, europa.eu, Hart’s E&P, MOL, Offshore, Oil&Gas Financial Journal, Oil&Gas Journal, OPEC, Petrobaltic, PGNiG, Rigzone, rp.pl, RusEnergy, Sarmatia, Scandinavian Oil-Gas Maga-zine, Upstream, World Oil
Przegl¹d Geologiczny, vol. 57, nr 6, 2009
