Strategia poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach
Jerzy Hadro
1Shale gas exploration strategy. Prz. Geol., 58: 250–258.
A b s t r a c t. Unconventional gas by definition is economically less profitable and more difficult to extract then conventional gas. However, gradual depletion of conventional gas fields as well as large resources of unconven-tional gas make the latter an attractive target. Coalbed methane (CBM), tight gas and shale gas have been success-fully developed in the US over the past two decades. Shale gas production has grown at the fastest pace in recent years and reached over 2 tcf in 2008, which is 6-fold increase since 1998. Key to success of unconventional gas development was Noncoventional Fuels Tax Credit introduced by the US government in 1980. This initial produc-tion growth of unconvenproduc-tional gas and shale gas in particular, was later sustained by the development of horizontal drilling and fracture stimulation technologies, economy of scale and increasing gas prices. Economics of produc-ing shale gas is marked by bigger resource potential and, at the same time, lower production rates and higher drillproduc-ing costs as com-pared to conventional gas, which entails adopting cautious investment strategies. Shale gas exploration strategies are also different from those of conventional gas and, initially, require an extensive source rock analysis and a big land position to identify “sweet spots”. Shale gas exploration in Poland is in its infancy, being focused on the Silurian-Ordovician shale formation which is poorly explored and thus poses a significant exploration risk. Therefore, exploration companies have used a cautious approach which is reflected in planning of the concession activities divided in a few phases, with each successive phase contingent on the positive results of the preceding one. These phases include: existing data analysis, seismic, drilling an exploratory well with extensive core analyses prior to a pilot testing program using horizontal wells. On a technical level of shale gas exploration, the integration of many disci-plines is required for commercial success. Potential barriers to shale gas exploration in Poland have been identified such as: regula-tions which are in favor of the domestic service companies impeding competition, changeable and unclear environmental protection regulations, as well as insufficient liberalization of the domestic gas market.
Keywords: unconventional gas, shale gas, horizontal drilling, fracture stimulation, shale gas resource, gas production, shale gas exploration, shale gas economics
Wzrastaj¹ce zapotrzebowanie na gaz oraz wyczerpy-wanie siê zasobów gazu konwencjonalnego spowodowa³y wzrost zainteresowania niekonwencjonalnymi z³o¿ami gazu, które wczeœniej nie by³y wykorzystywane. Wydoby-cie gazu ze z³ó¿ niekonwencjonalnych na skalê prze-mys³ow¹ rozpoczêto w Stanach Zjednoczonych ju¿ w latach 80. XX w. Wraz z postêpem technicznym w meto-dach wydobycia nast¹pi³ szybki rozwój produkcji gazu nie-konwencjonalnego, której wielkoœæ przekracza obecnie po³owê ca³kowitego wydobycia gazu ziemnego. Najwiêk-szy postêp w intensyfikacji wydobycia nast¹pi³ w przypad-ku gazu z ³upków. Ponadto ogromne zasoby gazu ³upkowego bardzo poprawi³y bilans energetyczny i na wie-le lat odsunê³y groŸbê wyczerpania siê zasobów gazu w USA.
W ostatnich latach gaz z ³upków sta³ siê te¿ nadziej¹ dla Polski na poprawienie bilansu energetycznego i uniezale-¿nienie siê od importu gazu lub przynajmniej znacz¹ce jego zmniejszenie. W Polsce poszukiwania gazu z ³upków s¹ od niedawna prowadzone g³ównie przez amerykañskie firmy naftowe, które maj¹ najwiêksze doœwiadczenie w tej dziedzinie. Chocia¿ gaz z ³upków na g³owicy otworu wiert-niczego niczym nie ró¿ni siê od gazu konwencjonalnego, to ró¿nice w formie wystêpowania geologicznego, a tak¿e sposobie udostêpniania i przebiegu eksploatacji narzucaj¹ specyficzne strategie poszukiwañ, które omawia niniejszy artyku³. Gaz z ³upków jest dla Polski szans¹, ale i wyzwa-niem, z uwagi na skomplikowanie warunków z³o¿owych, które wymagaj¹ nowoczesnej technologii, specjalistycznej wiedzy i doœwiadczenia.
Czym jest gaz niekonwencjonalny?
Z³o¿ami gazu niekonwencjonalnego nazwane s¹ takie nagromadzenia gazu ziemnego, które z praktycznego punktu widzenia s¹ trudniejsze i mniej op³acalne w eksplo-atacji ni¿ tradycyjne (konwencjonalne) z³o¿a gazu (Law & Curtis, 2002).
Obecnie postêpy w rozpoznaniu geologicznym, a przede wszystkim rozwój nowoczesnych technologii wydobyw-czych, pozwalaj¹ na przemys³owe wydobywanie gazu z niektórych z³ó¿ niekonwencjonalnych. W miarê rozwoju techniki oraz zmiany warunków natury ekonomicznej, któ-re mog¹ przynieœæ wzrost op³acalnoœci eksploatacji gazu, w przysz³oœci pewne z³o¿a niekonwencjonalne mog¹ zostaæ uznane za konwencjonalne. Zatem w ostatecznym rozrachunku podzia³ z³ó¿ gazu ziemnego na konwencjo-nalne i niekonwencjokonwencjo-nalne zale¿y bardziej od kryteriów ekonomicznych ni¿ od formy geologicznej ich wystêpo-wania. Niemniej z geologicznego punktu widzenia naj-czêœciej wyró¿niamy nastêpuj¹ce rodzaje z³ó¿ gazu nie-konwencjonalnego: gaz z du¿ych g³êbokoœci (deep gas), gaz zamkniêty (tight gas), gaz z ³upków (shale gas), metan pok³adów wêgla (coal bed methane) i hydraty gazowe.
Chocia¿ trudniejsze do wydobycia, zasoby gazu nie-konwencjonalnego s¹ znacznie wiêksze ni¿ konwencjonal-nego i czêsto s¹ przedstawione w postaci tzw. piramidy zasobów gazu (ryc. 1). Uszeregowane w ten sposób dostêp-ne zasoby geologiczdostêp-ne poszczególnych typów gazu
nie-konwencjonalnego s¹ oceniane na biliony metrów
szeœciennych w przypadku gazu z du¿ych g³êbokoœci, dzie-si¹tki bilionów metrów szeœciennych w przypadku gazu zamkniêtego, gazu z ³upków i metanu pok³adów wêgla oraz setki bilionów metrów szeœciennych w przypadku hydratów gazowych.
1
PETRO-KONSULT, ul. Grota Roweckiego 11/6, 30-348 Kraków; jurek.hadro@interia.pl
Konsekwencj¹ schematu piramidy zasobów jest to, ¿e wiêkszoœæ dostêpnego nam gazu ziemnego jest zawarta w nagromadzeniach o niewielkich koncentracjach lub w ska-³ach o niskiej przepuszczalnoœci. Na szczycie piramidy s¹ umieszczone z³o¿a konwencjonalne, które s¹ naj³atwiejsze i najbardziej op³acalne do wydobycia, a zatem najszybciej zostan¹ wyeksploatowane. Eksploatacja gazu ze z³ó¿ ulo-kowanych bli¿ej podstawy piramidy jest mo¿liwa w wyni-ku rozwoju technologii wydobycia oraz wzrostu cen b³êkitnego paliwa. W dó³ piramidy rosn¹ koszty i ryzyko ekonomiczne (Holditch, 2007).
Spoœród wymienionych wczeœniej typów z³ó¿ gazu niekonwencjonalnego najwiêksze znaczenie ma gaz zamkniêty, gaz z ³upków i metan pok³adów wêgla, których wydobycie na skalê przemys³ow¹ prowadzi siê obecnie przede wszystkim w USA i rozpoczyna w Kanadzie. W ni-niejszym artykule termin gaz niekonwencjonalny jest sto-sowane wy³¹cznie do tych trzech typów z³ó¿ gazu ziemnego.
Ró¿nice pomiêdzy konwencjonalnymi i niekonwencjonalnymi z³o¿ami gazu Z geologicznego punktu widzenia z³o¿a gazu ziemnego mo¿na zdefiniowaæ nastêpuj¹co:
Z³o¿a gazu konwencjonalnego — naturalne
nagromadzenia gazu uformowane w wyniku wypo-ru hydrostatycznego i ograniczone rozmiarami pu³apki strukturalnej lub stratygraficznej (Law & Curtis, 2002).
Z³o¿a gazu niekonwencjonalnego — natural-ne nagromadzenia gazu, które nie s¹ uformowanatural-ne w wyniku wyporu hydrostatycznego i maj¹ szero-kie rozprzestrzenienie lateralne, niezale¿ne od pu³apki strukturalnej lub stratygraficznej (Law & Curtis, 2002).
W 1995 r. z³o¿a wêglowodorów niekonwencjo-nalnych zosta³y przez US Geological Survey okre-œlone jako tzw. nagromadzenia ci¹g³e (continuous accumulations), które zwykle pe³ni¹ funkcjê zarówno ska³y macierzystej, jak i ska³y zbiorniko-wej (Schmoker, 2002). Niekonwencjonalne z³o¿a wêglowodorów wystêpuj¹ w ska³ach o niskiej porowatoœci i bardzo niskiej przepuszczalnoœci, przy czym przep³yw gazu w czasie wydobycia
odbywa siê wy³¹cznie szczelinami wytworzonymi jako naturalny system spêkañ lub sztucznie w wyniku stymula-cji hydraulicznej. Ponadto z³o¿a te maj¹ bardzo du¿e zaso-by i niski wspó³czynnik wydozaso-bycia gazu ze z³o¿a.
Konwencjonalne z³o¿e gazu, które ma byæ przedmio-tem przemys³owego wykorzystania, z geologicznego punktu widzenia wymaga obecnoœci nastêpuj¹cych ele-mentów:
ska³y macierzystej, która jest zdolna wygenerowaæ wystarczaj¹c¹ iloœæ gazu,
pu³apki, która doprowadzi do zatrzymania migracji, ska³y zbiornikowej, która umo¿liwi zmagazynowa-nie i przep³yw gazu.
Istnienie tych elementów jest niezbêdne do spe³nienia zasadniczych kryteriów z³o¿owych: wystarczaj¹co du¿ych zasobów gazu i wystêpowania odpowiednio wysokiej porowatoœci oraz przepuszczalnoœci. Spe³nienie tych warunków zapewnia inwestorowi iloœæ (zasoby) i wydaj-noœæ gazu niezbêdn¹ do uzyskania korzyœci ekonomicznej z eksploatacji gazu.
Niekonwencjonalne z³o¿a gazu oprócz pierwszego warunku, tj. du¿ego nagromadzenia gazu wynikaj¹cego z obecnoœci ska³y Ÿród³owej, nie wymagaj¹, i zazwyczaj nie spe³niaj¹, dwóch pozosta³ych. O podjêciu eksploatacji z³o¿a gazu niekonwencjonalnego decyduje odpowiednio du¿a wydajnoœæ gazu podczas eksploatacji, uzyskiwana dziêki zastosowaniu zaawansowanej technologii udostêp-niania gazu, która zapewnia op³acalnoœæ takiej inwestycji. Zatem na obecnym etapie rozwoju przemys³u naftowe-go niekonwencjonalne z³o¿a gazu, w przeciwieñstwie do z³ó¿ konwencjonalnych, s¹ ³atwe do odkrycia, lecz trudne do zagospodarowania.
Z³o¿a gazu z ³upków
Przez pojêcie gazu z ³upków jest rozumiany gaz zawarty w ska³ach drobnoklastycznych, które s¹ jedno-czeœnie ska³¹ macierzyst¹ i zbiornikow¹. Odniesienie gazu z ³upków do gazu konwencjonalnego oraz pozosta³ych dwóch typów gazu niekonwencjonalnego przedstawiono w postaci zmodyfikowanej wersji piramidy zasobów gazu (ryc. 2). GAZ KONWENCJONALNY CONVENTIONAL RESERVOIRS GAZ Z DU¯YCH G£ÊBOKOŒCI DEEP GAS GAZ ZAMKNIÊTY, GAZ Z £UPKÓW,
METAN POK£ADÓW WÊGLA TIGHT GAS, SHALE GAS, CBM
HYDRATY GAZOWE GAS HYDRATES ZAA W ANSOW ANE TECHNOLOGIE WYDOBYCIA ADV ANCING TECHNOLOGY WZROST KOSZTÓW I R YZYKA INCREASING COST AND RISK WZROST ZASOBÓW RESOURCE BASE INCREASES
Ryc. 1. Piramida zasobów z³ó¿ gazu Fig. 1. Gas resource pyramid
WZROST BAZY ZASOBOWEJ I KOSZTÓW RESOURCE BASE INCREASES WITH INCREASING COSTS
ograniczone rozmiarami pu³apki, trudne do odkrycia i ³atwe do wydobycia,
œrednia lub wysoka przepuszczalnoœæ 1-1000 mD
discrete accumulations hard to find / easy to produce med.-high quality permeability Gaz zamkniêty akumulacja ci¹g³a s³aba przepuszczalnoœæ 0,01-0,1 mD Tight Gas continuous accumulation poor permeability Metan pok³adów wêgla
akumulacja ci¹g³a bardzo s³aba przepuszczalnoœæ
0,001-0,1 mD
CBM continuous accumulation
very poor permeability Gaz z ³upków
akumulacja ci¹g³a ³atwy do odkrycia / trudny do wydobycia
ekstremalnie s³aba przepuszczalnoœæ 0,0001-0,001 mD
Shale Gas continuous accumulation easy to find / hard to produce
extremely poor permeability Z³o¿a gazu konwencjonalnego Conventional reservoirs ska³y zbiornikowe i macier zyste so urce & reser voir ska³y zbiornikowe reser voir
Ryc. 2. Zmieniona piramida zasobów z³ó¿ gazu (wg Pfluga, 2009) Fig. 2. Modified unconventional gas resource pyramid (after Pflug, 2009)
Z³o¿a gazu z ³upków wykazuj¹ nastêpuj¹ce cechy: wystêpuj¹ w bardzo drobnoziarnistych osadach pochodze-nia morskiego, charakteryzuj¹ siê wzglêdnie wysok¹ zawartoœci¹ substancji organicznej, s¹ jednoczeœnie ska³¹ macierzyst¹ i zbiornikow¹, maj¹ nisk¹ porowatoœæ i bardzo nisk¹ przepuszczalnoœæ, maj¹ bardzo du¿e zasoby geolo-giczne i jednoczeœnie niski wspó³czynnik wydobycia, gaz mo¿e byæ pochodzenia termogenicznego lub bakteryjnego, gaz wystêpuje w postaci wolnej (w porach) oraz sorbowa-nej (na wewnêtrznych powierzchniach kerogenu), dop³yw gazu ze z³o¿a nastêpuje w procesie dyfuzji (w matriks sub-stancji organicznej) oraz jako przep³yw zgodny z prawem Darcy’ego (w szczelinach), wydobycie gazu wymaga ist-nienia naturalnej sieci spêkañ oraz, najczêœciej, zabiegów stymulacji hydraulicznej.
Historia wydobycia gazu z ³upków
Pozyskiwanie gazu z ³upków ma d³ug¹ historiê w USA. Otwór w miejscowoœci Fredonia w stanie Nowy Jork by³ pierwszym, z którego uzyskano przemys³owy przyp³yw gazu w 1821 r. z formacji ³upków dewoñskich. Otwór ten produkowa³ gaz przez 75 lat (Vidas & Hugman, 2008). Gaz z ³upków dewoñskich znajduj¹cych siê w Appalachach by³ wydobywany tak¿e w stanach Wirginia Zachodnia, Ken-tucky i Pensylwania
.
Nastêpnie w 1880 r. gaz eksploatowa-no ze z³o¿a Big Sandy Field, znajduj¹cego siê w formacji Ohio Shale. Odwiercono wówczas tysi¹ce p³ytkich piono-wych otworów wiertniczych, z których uzyskiwano nie-wielk¹ produkcjê. Gaz wykorzystywano na potrzeby lokalne, z uwagi na brak rozwiniêtej sieci przesy³owej (Vidas & Hugman, 2008). Czasem stosowano intensyfika-cjê dop³ywu gazu za pomoc¹ materia³ów wybuchowych. Niektóre z tych otworów w Appalachach s¹ czynne do dzi-siaj (Vidas & Hugman, 2008).Na prze³omie lat 1950. i 60. wykonano pierwsze szcze-linowanie hydrauliczne w otworach produkuj¹cych gaz z ³upków (Pflug, 2009). Poza z³o¿em z formacji Ohio Shale na pocz¹tku lat 80. zagospodarowanie gazu z ³upków objê³o 4 inne formacje ³upkowe w USA: Antrim Shale w stanie Michigan, Lewis Shale w Arizonie, z³o¿a Barnett Shale w basenie Fort Worth w Teksasie oraz New Alba-ny Shale w Kentucky. W 2003 r. wprowadzono na du¿¹ skalê udostêpnienie gazu z ³upków z zastosowaniem techno-logii wierceñ poziomych ze szczelinowaniem hydraulicz-nym, g³ównie dziêki wysi³kom firmy Mitchell Energy. W³aœciciel firmy George P. Mitchell jest niekwestionowa-nym ojcem obecnego sukcesu w zagospodarowaniu z³ó¿ gazu z ³upków. Jego upór, wytrwa³oœæ i konsekwencja w podejmowaniu prób wdro¿enia i ulepszania technologii wydobycia doprowadzi³y do prawdziwej rewolucji w eks-ploatacji gazu z ³upków na z³o¿u Barnett Shale. Stworzenie tej technologii zajê³o mu 18 lat, a jego firma Mitchell Ener-gy zosta³a sprzedana Devon EnerEner-gy za 3,5 mld dolarów w 2001 r. (Pflug, 2009).
Znaczenie gazu z ³upków w USA
Na skalê przemys³ow¹ gaz z ³upków jest pozyskiwany tylko w USA (choæ w ostatnich latach rozpoczêto jego eks-ploatacjê tak¿e w Kanadzie). W latach 1980. i 90. gaz z ³upków by³ pozyskiwany z 5 z³ó¿ (Ohio, Antrim, Barnett, New Albany, Lewis) na niewielk¹ skalê za pomoc¹ wier-ceñ pionowych. B³yskawiczny wzrost produkcji zosta³ spowodowany wspomnianym prze³omem w technologii wydobycia, wprowadzonym w 2003 r. na z³o¿u Barnett. Obecnie gaz z ³upków jest ju¿ produkowany w ponad 20 z³o¿ach (ryc. 3), a jego wydobycie w USA w 2008 r. wyno-si³o 57 mld m3i wzros³o a¿ o 71% w stosunku do 2007 r.
z³o¿a gazu z ³upków shale gas plays baseny sedymentacyjne basins
Ryc. 3. Rozmieszczenie z³ó¿ gazu z ³upków w USA (wg Energy Information Administration) Fig. 3. Shale gas plays in USA (source: EIA)
i prawie 6-krotnie w stosunku do 1998 r., kiedy
wydobywa-no ok. 10 mld m3. Wydobycie gazu z ³upków wzrasta
zdecydowanie najszybciej spoœród 3 rodzajów niekonwen-cjonalnego gazu, co mo¿na przeœledziæ na rycinie 4 na przyk³adzie 4 kolejnych lat.
W œlad za rozwojem wydobycia gazu z ³upków pod¹¿a tak¿e intensywna dzia³alnoœæ poszukiwawcza, skutkuj¹ca dokumentowaniem coraz to nowych z³ó¿. Zasoby prze-mys³owe gazu z ³upków wynosi³y w 2008 r. 930 mld m3, przy czym wzrost zasobów w stosunku do 2007 r. wyniós³ a¿ 51%. Ca³kowite zasoby geologiczne s¹ szacowane, wed³ug ró¿nych Ÿróde³, na 7,5–23,6 bln m3gazu. Nawia-sem mówi¹c, tak du¿e zró¿nicowanie w szacowaniu zaso-bów wskazuje, jak bardzo skomplikowane s¹ warunki z³o¿owe wystêpowania gazu w ³upkach. Wiêkszoœæ zaso-bów gazu z ³upków znajduje siê w 7 najwiêkszych z³o¿ach (ryc. 5), z których Marcellus Shale i Haynesville Shale, z zasobami powy¿ej 7 bln m3, s¹ nie tylko najwiêkszymi w USA, ale nale¿¹ do najwiêkszych na œwiecie. Rycina 5 pokazuje tak¿e znaczny przyrost zasobów, który nast¹pi³ w ci¹gu dwóch lat, tj. pomiêdzy 2006 r. i 2008 r., dziêki
rosn¹cemu rozpoznaniu z³ó¿. Klucz do sukcesu w zagospodarowaniu gazu z ³upków
w USA
Pocz¹tki rozwoju eksploatacji gazu ze z³ó¿ nie-konwencjonalnych by³y stymulowane przez polity-kê gospodarcz¹ Stanów Zjednoczonych. W 1980 r. Kongres USA wprowadzi³ program zachêt finanso-wych dla producentów paliw otrzymywanych ze Ÿróde³ niekonwencjonalnych pod nazw¹ Non-conventional Fuels Tax Credit. Regulacje te obej-mowa³y m.in.: gaz z ³upków, metan pok³adów wêgla i gaz zamkniêty. Nonconventional Fuels Tax Credit obowi¹zywa³ do koñca 2002 r. i dotyczy³ instalacji do produkcji gazu (otworów) powsta³ych do koñca 1992 r.
W USA wydobycie ze z³ó¿ konwencjonalnych, które osi¹gnê³o szczytow¹ produkcjê w 1973 r. (615 mld m3), systematycznie spada³o, w du¿ym tempie rós³ import gazu, a zasoby z³ó¿ konwencjo-nalnych zaczê³y siê kurczyæ. Wprowadzenie Non-conventional Fuels Tax Credit mia³o na celu zagospodarowania w³asnych zasobów gazu nie-konwencjonalnego, które by³y tylko w
nieznacz-nym stopniu wykorzystane, poniewa¿ ich
dotychczasowe wydobycie by³o ma³o op³acalne. Wkrótce okaza³o siê, ¿e trend spadkowy w wydoby-ciu gazu zosta³ zahamowany i od 1987 r. nast¹pi³ wzrost produkcji gazu, który utrzymuje siê do dnia dzisiejszego i w 2008 r. osi¹gn¹³ poziom zbli¿ony do tego z pocz¹tku lat 70. (ryc. 6).
Wzrost wydobycia gazu nast¹pi³ dziêki
rosn¹cemu udzia³owi gazu ze z³ó¿ niekonwencjo-nalnych, którego produkcja zaczê³a gwa³townie rosn¹æ (ryc. 7), pomimo systematycznego spadku wydobycia gazu konwencjonalnego.
Rozpoczêty dziêki wprowadzeniu zwolnieñ podatkowych szybki wzrost wydobycia gazu ze z³ó¿ niekonwencjonalnych zosta³ podtrzymany w wyniku rozwoju nowych technologii wierceñ poziomych, rozwoju metod szczelinowania hydrau-licznego, efektu skali pozwalaj¹cego obni¿yæ kosz-ty, dzia³ania ca³kowicie zliberalizowanego rynku
0,95 1,48 0,34 0,48 0,36 0,56 0,95 7,34 0,95 7,03 0,73 1,25 1,74 2,72 6,02 20,77 Suma w USA Total in USA Zasoby gazu w bln m3 Shale Gas Resource Estimates in Tcm
Antrim Marcellus Haynesville Fayetteville Barnett Woodford Southwest Wyoming zasoby w 2006 r. resources in 2006 zasoby w 2008 r. resources in 2008
Ryc. 5. Zasoby siedmiu najwiêkszych z³ó¿ gazu z ³upków w USA (wg Pfluga, 2009)
Fig. 5. Resources of the seven largest shale gas plays (after Pflug, 2009)
rok year 0 5 10 15 20 25 bln cf / r Tc f / year 560 mld m /r3 280 mld m /r3 420 mld m /r3 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Nonconventional Fuels Tax Credit
2008
Trend rosn¹cy Increasing Trend
Ryc. 6. Ca³kowite wydobycie gazu ziemnego w USA (wg Vidasa i Hugma-na, 2008)
Fig. 6. Natural gas production in USA (after Vidas & Hugman, 2008)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 2006 2007 2008 2009 rok year mln m /d 3 MMcm/d gaz z ³upków shale gas gaz zamkniêty tight gas
metan pok³adów wêgla
CBM
Ryc. 4. Œrednie dobowe wydobycie gazu ze z³ó¿ niekonwencjo -nalnych w USA w ostatnich latach (wg Stevensa i Kuuskraa, 2009)
Fig. 4. Daily shale gas production in USA in the last years (after Stevens & Kuuskraa, 2009)
gazu i us³ug serwisowych w USA i wreszcie rosn¹cych cen gazu.
Rozwój nowych technologii i metod szczeli-nowania hydraulicznego przyczyni³ siê do znacz-nego wzrostu wydajnoœci gazu z otworów. Szczególne znaczenie mia³o to w przypadku gazu z ³upków, w których gwa³towny wzrost wydoby-cia w ostatnich kilku latach zawdziêczamy rozwo-jowi technologii udostêpniania gazu, przede wszystkim wprowadzeniu wierceñ poziomych.
Szczególn¹ rolê wierceñ poziomych pokazuje rycina 8. Na pierwszym wykresie produkcja gazu ukazana jest na tle bie¿¹cej aktywnoœci wiertni-czej (liczby urz¹dzeñ w ruchu), która w wyniku drastycznego spadku cen w drugiej po³owie 2008 r. obni¿y³a siê o ponad po³owê. Tak znaczny spa-dek aktywnoœci wiertniczej, czyli spowolnienie uruchamiania nowych otworów produkcyjnych, powinien spowodowaæ zmniejszenie produkcji
gazu. Wykres drugi pokazuje, ¿e produkcja utrzyma³a siê na tym samym poziomie dziêki rosn¹cemu udzia³owi zaawansowanych techno-logicznie wierceñ poziomych, których zastoso-wanie skutkuje znacznie wiêksz¹ wydajnoœci¹ gazu z pojedynczego otworu.
Zwiêkszony popyt na wiercenia w warun-kach wolnego rynku us³ug serwisowych pozwa-la stale obni¿aæ koszty i zwiêkszaæ efektywnoœæ prac wiertniczych. Wiercenia i uruchamianie produkcji w du¿ej liczbie otworów w krótkim czasie pozwala z kolei dzia³aæ ekonomii skali, co w konsekwencji prowadzi do dalszej redukcji kosztów.
Wspomniane efekty zwiêkszania wydajno-œci i redukcji kosztów by³y znacz¹co wzmac-niane przez stale rosn¹ce ceny. Po okresie bardzo d³ugiej stabilizacji na poziomie 2 USD za 1 tys. cf2) (0,07 USD za 1 m3) w latach 1986–2000, ceny gazu mia³y siln¹ tendencjê wzrostow¹ do 2008 r., kiedy to osi¹gnê³y 11 USD za 1 tys. cf (0,39 USD za 1 m3), co zbieg³o siê w czasie z gwa³townym rozwojem wydoby-cia gazu z ³upków (ryc. 9).
Ekonomiczne aspekty wydobycia gazu z ³upków
Zasadnoœæ poszukiwania gazu z ³upków zale¿y przede wszystkim od op³acalnoœci przysz³ego wydobycia gazu. W du¿ym uprosz-czeniu, op³acalnoœæ eksploatacji z³o¿a gazu zale¿y od trzech czynników: ca³kowitych zaso-bów przemys³owych gazu, wydajnoœci, z jak¹ mo¿emy produkowaæ gaz z pojedynczych otwo-rów, oraz kosztów operacyjnych (g³ównie wier-ceñ eksploatacyjnych). Jak ju¿ stwierdzono, gaz z ³upków jest ³atwy do odkrycia i tworzy ogromne liczba wszystkich
urz¹dzeñ w ruchu Total Active Rigs
udzia³ procentowy wierceñ poziomych Horizontal Rig Pct. Wielkoœæ wydobycia gazu i liczba urz¹dzeñ w ruchu
Gas Production vs. Active Rigs
Wielkoœæ wydobycia gazu i udzia³ procentowy wierceñ poziomych Gas Production vs. Horizontal Rig Pct.
liczba ur z¹dzeñ w ruchu active rigs ur z¹dzenia wykonuj¹ce wiercenia poziome rigs drilling horizontally 01-2005 01-2005 data date data date 04-2005 04-2005 mld cf / d B cf/d mld cf / d B cf/d 07-2005 07-2005 10-2005 10-2005 01-2006 01-2006 04-2006 04-2006 07-2006 07-2006 10-2006 10-2006 01-2007 01-2007 04-2007 04-2007 07-2007 07-2007 10-2007 10-2007 01-2008 01-2008 04-2008 04-2008 07-2008 07-2008 10-2008 10-2008 01-2009 01-2009 04-2009 04-2009 07-2009 07-2009 10-2009 10-2009 45 50 55 60 65 45 50 55 60 65 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% wielkoœæ wydobycia gazu Gas Production wielkoœæ wydobycia gazu Gas Production
Ryc. 8. Znaczenie wierceñ poziomych dla wydobycia gazu w USA (wg Pfluga, 2009)
Fig. 8. Significance of horizontal drilling for natural gas production in USA (Pflug, 2009) 0 2 6 8 10 12 4 USD / 1000 cf 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Œrednia miesiêczna cena gazu na g³owicy w USA Monthly U.S. Natural Gas Wellhead Price
rok year
Ryc. 9. Kszta³towanie siê cen gazu ziemnego w USA (wg Energy Information Agency)
Fig. 9. Natural gas price in USA (source: EIA)
1974 1976 1978 1982 1984 1986 1970 1972 1980 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 mld cf / r Bcf / year gaz z ³upków shale gas gaz zamkniêty tight gas metan pok³adów wêgla CBM 48% ca³k. wydobycia w 2007 r. 48% of total gas production in 2007
Trend rosn¹cy wydobycia gazu w USA Increasing trend of natural gas production in USA Nonconventional
Fuels Tax Credit
rok year
Ryc. 7. Wydobycie gazu ze z³ó¿ niekonwencjonalnych w USA (wg Vidasa i Hugmana, 2008)
Fig. 7. Unconventional gas production in USA (after Vidas & Hugman, 2008)
2)
zasoby, ale trudno go wydobyæ ze z³o¿a. Istotne jest, jak du¿o gazu mo¿na uzyskaæ ze z³ó¿ ³upkowych i w jakim tempie, oraz jakie s¹ koszty jego pozyskania.
Doœwiadczenia ze z³ó¿ amerykañskich pokazuj¹, ¿e pocz¹tkowe maksymalne wartoœci wydajnoœci z otworów poziomych wydobywaj¹cych gaz z ³upków przeciêtnie
wahaj¹ siê od 15 tys. m3 do 140 tys. m3 na dobê
(10–100 m3/min). Zdarzaj¹ siê jednak otwory, których
maksymalna wydajnoϾ dochodzi do 600 tys. m3/d
(400 m3/min), w szczególnoœci tam, gdzie jest anomalnie wysokie ciœnienie z³o¿owe i wiêksza g³êbokoœæ (np. z³o¿e Haynesville) (Stevens & Kuuskraa, 2009). Z uwagi na to, ¿e do wywo³ania przyp³ywu gazu jest konieczne szczelino-wanie hydrauliczne, które wymaga du¿ej iloœci wody (10–15 tys. m3), wiêc przez prawie rok razem z gazem pro-dukuje siê tak¿e nieznaczne iloœci wody. Na
rycinie 10 pokazano typowy przyk³ad wydajnoœci gazu i wody w otworze eksplo-atacyjnym ze z³o¿a Woodford.
Niezwykle wa¿ne jest tempo spadku produkcji w czasie, które mówi o szybkoœci
odzyskania zainwestowanych œrodków
finansowych. Rycina 10 pokazuje spadek wydajnoœci gazu od wartoœci maksymalnej, tj. 84 tys. m3/d, do 28 tys. m3/d w ci¹gu 7 miesiêcy. Typowa krzywa spadku produkcji dla z³o¿a Barnett Shale (Fort Worth) ma cha-rakter hiperboliczny — szybki spadek ok. 60% po roku, w drugim ok. 30%, po czym spadki s¹ coraz mniejsze i utrzymuj¹ siê na poziomie ok. 10% przez kilka–kilkanaœcie lat (ryc. 11). Otwór mo¿e produkowaæ ponad 20 lat.
Istotnym elementem analizy ekonomicz-nej ka¿dego przedsiêwziêcia eksploatacyj-nego s¹ koszty wiercenia i udostêpnienia
gazu ze z³o¿a. Zw³aszcza ¿e w przypadku gazu z ³upków licz-ba otworów jest znacznie wiêksza ni¿ w z³o¿ach konwencjonalnych, a preferowane obecnie wiercenia poziome s¹ oko³o dwukrotnie dro¿sze od wierceñ pionowych. Rycina 12 pokazuje wykres kosz-tów poziomych wierceñ eksplo-atacyjnych w USA w zale¿noœci od g³êbokoœci pionowej (zalega-nia z³o¿a), na której otrzymano krzywe trendów w rozdziale na trzy ró¿ne d³ugoœci odcinków
poziomych otworów. Podczas
wierceñ z najd³u¿szymi odcinka-mi poziomyodcinka-mi (>600 m, najwy¿ej po³o¿ona krzywa trendu) ceny s¹ od ok. 1,5 mln USD, gdy g³êbo-koœæ pionowa wynosi 600 m, do 11 mln USD, gdy g³êbokoœæ pio-nowa jest zbli¿ona do 4000 m. Dla porównania: koszt
pionowe-go otworu poszukiwawczego 120% 0% 20% 40% 60% 80% 100% procent pocz¹tkowego wydobycia Pct. of Initial Production 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0 lata years
Ryc. 11. Typowa krzywa spadku produkcji gazu z pojedynczego otworu w z³o¿u Barnett Shale (wg Brathwaite’a, 2009)
Fig. 11. Typical gas production decline from a single well of the Barnett Shale (after Brathwaite, 2009)
7 miesiêcy 7 months Mcf/d (gaz w tys. m /d) 3
Przyk³ad pocz¹tkowego wydobycia gazu ze z³o¿a Woodford Shale
Example Woodford Completion 3000 (84) 2500 (70) 2000 (56) 1000 (28) 1500 (42) 500 (14) 0 0 gaz gas woda water BWPD / BWPD per MMcf (woda w m / m na 1 mln cf gazu) 33 10 (1,6) 20 (3,2) 30 (4,8) 40 (6,4) 50 (8) 60 (9,6)
woda w przeliczeniu na 1 mln cf gazu
water per MMcf
Ryc. 10. Wykres dobowej produkcji gazu z pojedynczego otworu w z³o¿u Woodford (wg Haleya, 2009)
Fig. 10. Gas production from a single well of the Woodford Shale (after Haley, 2009)
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 0 600 1000 2000 3000 4000 koszt wiercenia eksploatacyjnego Ddrilling and Completion Cost
g³êbokoœæ pionowa w metrach
vertical depth in meters
koszt wiercenia well cost
otwory z odcinkami poziomymi >600 m wells with horizontal sections >600 m
otwory z odcinkami poziomymi <230 m < wells with horizontal sections 230 m Linie trendu:
Trend Line:
otwory z odcinkami poziomymi 230-600 m wells with horizontal sections 230-600 m
(1000
USD)
Ryc. 12. Koszty poziomych wierceñ eksploatacyjnych w USA w 2008 r. (wg Bra-thwaite’a, 2009)
nieuzbrojonego w Polsce do g³êbokoœci 3000–4000 m wynosi 15–25 mln z³otych (5–8 mln USD). Zatem przewi-dywane koszty wiercenia poziomego wraz ze szczelinowa-niem hydraulicznym w Polsce znacznie przewy¿sza³yby koszty takich samych otworów wykonanych w USA.
Z uwagi na trudniejsze warunki eksploatacji gaz z ³upków jeszcze kilka lat temu by³ domen¹ wy³¹cznie ma³ych i œrednich firm amerykañskich (tzw. independents), które potrafi³y skutecznie obni¿aæ koszty jego eksploatacji. Z czasem, gdy coraz to bardziej zaawansowane technolo-gie udostêpniania gazu i jego rosn¹ce ceny doprowadzi³y do zwiêkszenia op³acalnoœci eksploatacji, w ten sektor przemys³u naftowego zaanga¿owa³y siê tak¿e miêdzynaro-dowe giganty naftowe (tzw. oil majors).
Op³acalnoœæ eksploatacji gazu z ³upków ró¿ni siê znacz¹co pomiêdzy operatorami koncesji, nawet w obrêbie tego samego z³o¿a, z uwagi na bardzo zró¿nicowane warunki z³o¿owe oraz po³o¿enie koncesji wydobywczej w stosunku do obszaru o najlepszej produktywnoœci (tzw. core area).
W 2009 r. Credit Suisse podawa³ próg rentownoœci wydobycia gazu z ³upków w USA na 3,26–10,49 USD za 1000 cf (0,12–0,37 USD za 1 m3), œrednio 7,74 USD za 1000 cf (0,28 USD za 1 m3) (ryc. 13). Natomiast wewnêtrzna stopa zwrotu (IRR) przy cenie 7 USD za 1000 cf (0,26 USD za 1 m3) wynosi³a 1–48%, œrednio 5%. Wielu analityków twierdzi, ¿e minimalna cena, przy której eksploatacja gazu z ³upków jest op³acalna, wynosi ok. 5–6 USD za 1000 cf (np. Wolff i in., 2009).
Rozpiêtoœæ progów rentownoœci wskazuje, ¿e op³acal-noœæ wydobycia gazu z ³upków jest doœæ wra¿liwa na wahania cen gazu. W latach 2008 i 2009 nast¹pi³ gwa³tow-ny spadek cen tego paliwa w USA z ponad 11 USD do ok. 3 USD za 1000 cf (ryc. 9), co po pewnym czasie wywo³a³o spadek aktywnoœci wiertniczej wœród operatorów koncesji eksploatacyjnych, szczególnie w tych obszarach, gdzie próg op³acalnoœci by³ najwy¿szy.
Wiercenie znacznie wiêkszej liczby otworów, a tak¿e ni¿sza wydajnoœæ gazu i d³u¿szy czas eksploatacji w sto-sunku do gazu konwencjonalnego, wymaga te¿ innego, znacznie ostro¿niejszego, sposobu inwestowania oraz
pozyskania du¿ego kapita³u na uruchomianie inwestycji. Poniewa¿ zwrot zainwestowanych œrodków rozci¹ga siê w czasie, a op³acalnoœæ mo¿e byæ zagro¿ona z powodu wahañ cenowych, firmy zwykle wybieraj¹ strategie mini-malizowania ryzyka. Najczêstszym sposobem obni¿ania ryzyka w transakcjach d³ugoterminowych, charaktery-stycznych dla rynku gazu w USA, jest hedging, czyli sce-dowanie ryzyka wynikaj¹cego z wahañ cen na inne podmioty, które zarabiaj¹ z kolei na nadmiernych zyskach, gdy ceny s¹ wysokie.
Strategie poszukiwania z³ó¿ gazu z ³upków Specyfika poszukiwañ gazu z ³upków polega na tym, ¿e ska³a macierzysta jest jednoczeœnie ska³¹ zbiornikow¹ oraz uszczelniaj¹c¹ i w odró¿nieniu od z³ó¿ gazu konwen-cjonalnego nie tworzy pu³apki. Najwa¿niejsze elementy, które maj¹ znaczenie w poszukiwaniach gazu z ³upków, a jednoczeœnie odró¿niaj¹ je od podejœcia stosowanego do gazu konwencjonalnego, s¹ nastêpuj¹ce:
rozbudowana analiza systemów naftowych pod
k¹tem identyfikacji i jak najpe³niejszej charakterystyki ska³ macierzystych;
kluczowa rola badañ geochemicznych ska³y macie-rzystej we wstêpnej ocenie potencja³u z³o¿owego formacji (analiza Rock Eval, zawartoœæ wêgla organicznego TOC, refleksyjnoœæ witrynitu Ro, charakterystyka kerogenu);
badania sk³adu mineralogicznego ³upków celem
okreœlenia podatnoœci ska³y na szczelinowanie;
badania sejsmiczne wykonuje siê do zaprojektowa-nia trajektorii otworów wydobywczych, aby unikn¹æ zabu-rzeñ tektonicznych, a nie celem bezpoœredniej identyfikacji z³o¿a, jak to ma miejsce w konwencjonalnych poszukiwa-niach naftowych;
pozyskanie bardzo du¿ego obszaru koncesyjnego
celem zidentyfikowania obszarów najbardziej perspekty-wicznych (sweet spots).
Poszukiwanie gazu z ³upków w Polsce ma dodatkowo swoj¹ specyfikê. Udostêpnianie nowych z³ó¿ gazu ³upko-wego w USA nastêpuje najczêœciej w basenach z dobrze rozpoznanym systemem naftowym, w których od lat eks-ploatuje siê z³o¿a konwencjonalne. Jak dotych-czas poszukiwania gazu z ³upków w Polsce koncentruj¹ siê g³ównie w ³upkach syluru i or-dowiku w obrêbie po³udniowo-zachodniego sk³onu kratonu wschodnioeuropejskiego, gdzie odkryto pojedyncze ma³e z³o¿a wêglowodorów jedynie w basenie lubelskim i na wyniesieniu £eby, a gaz w nich zawarty mo¿e pochodziæ z innych ska³ macierzystych ni¿ ³upki ordowic-ko-sylurskie. Z tych wzglêdów rozpoznanie sys-temu naftowego jest s³abe, a brak z³ó¿, w których gaz wygenerowany by³by przez ³upki ordowicko-sylurskie, nie pozwala sformu³owaæ prognoz dotycz¹cych niektórych parametrów z³o¿owych (np. jakoœci gazu).
Obszar wystêpowania ³upków ordowic-ko-sylurskich potencjalnie nasyconych gazem nie ma te¿ dobrego odpowiednika wœród odkrytych z³ó¿ amerykañskich. S³abe jest
0 USD 2 USD 4 USD 6 USD 8 USD 10 USD 12 USD Haynesville Shale Appalachia Shale - Horiz. Barnett Shale Core Area Fayetteville Shale Pinedale Anticline Woodford Shale Appalachia Shale - Vert. œrednia dla USA U.S. Average Piceance Basin Western Oklahoma Powder River Basin (CBM) Barnett Shale Western Extn Uinta Basin
Próg rentownoœci dla cen gazu NYMEX (USD / mln Btu)
Breakeven NYMEX Natural Gas Prices (USD / MMBtu)
3,26 USD 3,70 USD 3,92 USD 4,82 USD 5,87 USD 5,91 USD 6,48 USD 6,83 USD 6,87 USD 7,74 USD 7,95 USD 8,84 USD 10,20 USD 10,49 USD Cotton Valley Sands
Ryc. 13. Próg rentownoœci wydobycia gazu z ³upków dla wybranych z³ó¿ (wg Wolffa i in., 2009), (Btu — brytyjska jednostka cieplna równa ok. 1055 J) Fig. 13. Breakeven of gas production for the selected shale gas plays in USA (after Wolff et al., 2009), (Btu — British Thermal Unit)
tak¿e rozpoznanie geologiczne formacji ordowicko-sylur-skiej, z uwagi na du¿¹ mi¹¿szoœæ nadk³adu i brak wychodni
na powierzchni, badanie pojedynczymi otworami
pochodz¹cymi z lat 1960–1990, które by³y rdzeniowane zwykle tylko odcinkowo, i brak opróbowania syluru w otworach naftowych.
Wymienione czynniki wskazuj¹ na doœæ znacz¹ce ryzyko poszukiwawcze i nakazuj¹ du¿¹ ostro¿noœæ w podejœciu do inwestowania. Ma to odzwierciedlenie w planowaniu dzia³alnoœci koncesyjnej zwi¹zanej z poszukiwaniem i roz-poznawanie gazu z ³upków.
Inwestorzy pocz¹tkowo dokonuj¹ wstêpnej analizy danych celem okreœlenia obszaru prac oraz przygotowania projektu prac geologicznych jako za³¹cznika do wniosku koncesyjnego. Jak wspomniano, jedn¹ z naczelnych zasad poszukiwañ gazu z ³upków jest pozyskanie jak najwiêksze-go obszaru koncesyjnenajwiêksze-go. Powoduje to swoisty wyœcig o uzyskanie jak najwiêkszej liczby koncesji, który obser-wujemy obecnie.
Poszukiwanie i rozpoznawanie w ramach koncesji, któ-ra najczêœciej jest wydawana na 5 lat, jest nastawione na zminimalizowanie ryzyka przez podzia³ dzia³alnoœci kon-cesyjnej na etapy, przy czym przejœcie do kolejnego etapu zale¿y od pozytywnych wyników etapu poprzedniego. Zakres prac okreœlony w koncesji zwykle przebiega w na-stêpuj¹cych etapach:
analiza danych, która obejmuje m.in.: — analizê dostêpnych danych archiwalnych,
— badania geochemiczne archiwalnych próbek rdzeni, — analizê profili geofizyki wiertniczej,
— reinterpretacjê i reprocessing sejsmiki;
wykonanie badañ sejsmicznych 2D lub 3D, w celu
zaprojektowania wiercenia w przypadku s³abego rozpo-znania geologicznego;
wykonanie wierceñ badawczych z pobraniem
rdzenia i pomiarami geofizycznymi (mo¿liwe próby z³o¿owe);
wykonanie sejsmiki 3D celem lokalizacji odwiertów testowych lub eksploatacyjnych;
wiercenie otworów testowych (prawdopodobnie
horyzontalnych) oraz testy produkcyjne. Jeœli wyniki testów s¹ pozytywne, etap ten koñczy siê wykonaniem dokumentacji geologicznej z³o¿a gazu.
Poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie gazu z ³upków wymaga ogromnego doœwiadczenia i wiedzy z uwagi na du¿e zró¿nicowanie z³ó¿. W USA wystêpuj¹ z³o¿a wie-ku od ordowiwie-ku po kredê, na g³êbokoœci 500–4000 m, z normalnym lub anomalnym ciœnieniem z³o¿owym, w których gaz jest pochodzenia termogenicznego lub bak-teryjnego. Wymagane jest zatem indywidualne podejœcie do ka¿dego z³o¿a oraz integracja i synergia ró¿nych dzie-dzin wiedzy geologiczno-geofizycznej, wiertniczej i eks-ploatacyjnej. Rycina 14 przedstawia ró¿ne dziedziny wiedzy i praktyki przemys³u naftowego, które sk³adaj¹ siê na etapy realizacji pe³nego cyklu poszukiwanie-rozpozna-wanie-eksploatacja gazu z ³upków.
Potencjalne bariery w poszukiwaniach gazu z ³upków w Polsce
Poszukiwania gazu z ³upków w naszym kraju dopiero siê rozpoczynaj¹. Operatorzy koncesji s¹ na etapie analizy
Rozpoznanie budowy geologicznej: mi¹¿szoœæ, g³êbokoœæ, tektonika
Geology:
Thickness, depth, structural complexity
Badania sejsmiczne:
wyznaczanie lokalizacji i trajektorii wierceñ
Seismic:
Well path planning
Badania petrofizyczne:
sk³ad mineralogiczno-petrograficzny, zawartoœæ gazu, porowatoœæ i przepuszczalnoœæ
Petrophysics:
Mineralogy, gas content, porosity, permeability In¿ynieria z³o¿owa:
obliczanie zasobów
Reservoir engineering:
Reserves estimates
Wiercenie i udostêpnianie:
wiercenia poziome, szczelinowanie hydrauliczne
Drilling and completion:
Horizontal drilling and fracture stimulation Analiza systemu naftowego:
Ro, TOC, kerogen, jakoϾ gazu, modelowanie basenu
Petroleum systems:
Ro, TOC, kerogen, gas composition, basin modeling
In¿ynieria eksploatacji:
kompresja/uzdatnianie gazu, zrzut wody z³o¿owej
Petroleum engineering:
Gas compression and processing, water disposal
POSZUKIW ANIE EXPLORA TION ROZPOZNA W ANIE APPRAISAL WYDOBYW ANIE PRODUCTION
Ryc. 14. Metodyka stosowana w poszukiwaniach, rozpozna-waniu i wydobywania gazu z ³upków
Fig. 14. Methods of shale gas exploration and production
danych b¹dŸ przygotowania do wiercenia otworów badaw-czych. W istocie dopiero pierwsze odwierty mog¹ daæ wstêpn¹ odpowiedŸ na pytanie o rzeczywisty potencja³ gazowy formacji ³upków ordowicko-sylurskich. Powodze-nie zagospodarowania gazu z ³upków mo¿e staæ siê prze³omem w zapewnieniu bezpieczeñstwa energetyczne-go dla Polski.
Warto wskazaæ bariery, które mog¹ utrudniæ odnie-sienie sukcesu poszukiwawczego przez firmy
podej-muj¹ce ryzyko zainwestowania du¿ych œrodków
finansowych. Z uwagi na doœwiadczenia oraz zaawanso-wanie technologiczne najwiêksze szanse powodzenia maj¹ firmy amerykañskie. Praktyka prowadzenia dzia³alnoœci poszukiwawczej konwencjonalnych wêglowodorów, a tak¿e metanu pok³adów wêgla, prowadzona w Polsce przez fir-my zagraniczne od 1991 r., pokaza³a nastêpuj¹ce problefir-my, które mog¹ utrudniaæ poszukiwania z³ó¿ gazu w naszym kraju:
protekcjonizm krajowego rynku firm serwisowych
(zw³aszcza wiertniczych), na który sk³adaj¹ siê przepisy utrudniaj¹ce zaanga¿owanie zagranicznych firm wiertni-czych (np. koniecznoœæ posiadania polskich uprawnieñ dla obs³ugi urz¹dzeñ wiertniczych) oraz d³ugotrwa³e i uci¹¿li-we procedury sprowadzania sprzêtu wiertniczego spoza Unii Europejskiej;
koniecznoœæ organizowania przetargów na wykona-nie wierceñ;
zmieniaj¹ce siê i niejasne w interpretacji przepisy dotycz¹ce prawa do informacji geologicznej oraz wysoka cena informacji geologicznej;
czêste zmiany i niejasnoœæ przepisów zwi¹zanych z ochron¹ œrodowiska, w szczególnoœci przepisy dotycz¹ce ocen oddzia³ywania na œrodowisko, które nie uwzglêdniaj¹ specyfiki poszukiwañ naftowych;
niepewnoœæ co do ceny gazu wynikaj¹ca z niedosta-tecznej liberalizacji krajowego rynku gazu.
Podsumowanie
Niekonwencjonalne z³o¿a gazu ziemnego s¹ traktowa-ne jako uzupe³nienie dla kurcz¹cych siê z³ó¿ gazu konwen-cjonalnego, maj¹ ogromne zasoby geologiczne, lecz jednoczeœnie s¹ wci¹¿ trudniejsze do przemys³owego wykorzystania od z³ó¿ konwencjonalnych. Dziêki zastoso-waniu technologii wierceñ poziomych ze szczelinowaniem hydraulicznym gaz z ³upków uzyska³ ogromne znaczenie w USA. Jednak¿e bardzo zró¿nicowane warunki eksplo-atacji gazu z ³upków i wra¿liwoœæ na wahania cen wyma-gaj¹ z regu³y znacznie ostro¿niejszego podejœcia do inwestowania ni¿ w przypadku z³ó¿ konwencjonalnych.
Powszechne wystêpowanie gazu z ³upków w niemal wszystkich basenach sedymentacyjnych USA, w których s¹ obecne wêglowodory konwencjonalne, wskazuje na mo¿liwoœæ wystêpowania tych z³ó¿ tak¿e poza Stanami Zjednoczonymi. Skomplikowane warunki z³o¿owe i ko-niecznoœæ zastosowania zaawansowanych technik udo-stêpniania gazu sprawiaj¹, ¿e poszukiwania gazu z ³upków
wymaga integracji wielu dziedzin nauki i doœwiadczeñ przemys³u naftowego.
Obecne poszukiwania gazu z ³upków w Polsce zosta³y zainicjowane g³ównie przez firmy amerykañskie. S³abe rozpoznanie geologiczne ³upków ordowicko-sylurskich, które s¹ celem poszukiwañ, niesie ze sob¹ wysokie ryzyko poszukiwawcze. Powoduje to bardzo ostro¿ne planowanie dzia³alnoœci koncesyjnej. Projektowane prace geologiczne s¹ roz³o¿one na kilka etapów, aby zminimalizowaæ ryzyko inwestycyjne. Wa¿nym elementem strategii poszukiwania gazu z ³upków jest pozyskiwanie jak najwiêkszego obszaru koncesyjnego, co stwarza w przysz³oœci mo¿liwoœæ identy-fikowania obszarów najbardziej perspektywicznych (sweet spots).
Jeœli zagospodarowanie gazu z ³upków powiod³oby siê, to Polska stoi przez wielk¹ szans¹ uniezale¿nienia siê od importu gazu. Zrozumia³y jest optymizm i entuzjazm, któ-ry towarzyszy rozpoczêciu poszukiwañ gazu z ³upków. Jednak¿e nale¿y zwróciæ uwagê na wyzwania oraz bariery, które mog¹ stan¹æ na drodze do sukcesu poszukiwawcze-go. Najwa¿niejsze wyzwania to transfer technologii z USA, powi¹zany z rozbudow¹ bazy serwisów do wiercenia i udo-stêpniania z³ó¿ gazu. Kolejnym problemem mog¹ byæ ograniczenia zwi¹zane z dostêpnoœci¹ lokalizacji wierceñ wobec znacznie wiêkszej ni¿ w USA gêstoœci zaludnienia i obecnoœci obszarów wra¿liwych ekologicznie. Potencjal-ne bariery poszukiwañ wynikaj¹ z protekcjonizmu krajo-wego rynku firm serwisowych, zmiennoœci i niejasnoœci przepisów prawa oraz niedostatecznej liberalizacji rynku gazu.
W tej sytuacji bardzo po¿¹dana jest aktywna rola pañstwa w usuwanie wspomnianych barier i stworzenie jak najlepszych warunków do inwestowania, na przyk³ad opracowanie systemu zachêt finansowych dla przysz³ych inwestorów wydobywaj¹cych gaz niekonwencjonalny w Polsce, podobnie jak mia³o to miejsce w USA.
Literatura
BRATHWAITE L.D. 2009 — Shale-deposited natural gas: A review of potential. California Energy Commission. CEC-200-2009-005-SD. HALEY K. 2009 — Shale Gas — Material, Profitable and
Technologi-cally Complex. [In:] The 24thWorld Gas Conference.
HOLDITCH S.A. (team leader) 2007 — Unconventional Gas. Topic Paper, 29. Working Document of the NPC Global Oil & Gas Study. LAW B.E. & CURTIS J.B. 2002 — Introduction to unconventional petroleum systems. AAPG Bull., 86, 11: 1851–1852.
PFLUG G. 2009 — North American shale gas overview. [In:] The 15th
Annual NECA Conference on Natural Gas and Fuel Issues. SCHMOKER J.W. 2002 — Resource-assessment perspectives for unconventional gas systems. AAPG Bull., 86, 11: 1993–1999. STEVENS S. & KUUSKRAA V. 2009 — Seven plays dominate North America activity. Oil & Gas J., 28: 39–49.
VIDAS H. & HUGMAN B. 2008 — Availability, economics, and pro-duction potential of North American unconventional natural gas sup-plies. The INGAA Foundation, Inc. ICF International, Fairfax, VA. WOLFF J., PATEL A. & HOFFMAN C. 2009 — Natural gas. Ameri-cas/United States Equity Research. Oil & Gas / Oil & Gas Exploration & Production.
Praca wp³ynê³a do redakcji 19.02.2010 r. Po recenzji akceptowano do druku 24.02.2010 r.
