Strategia poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach
Jerzy Hadro
1
Shale 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 unconventional 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 drilling 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 niekonwencjonalne 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 geologiczne 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.
250
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
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 uformowane
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 wydobycia 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).
251
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
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 Energy 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 m
3
i wzros³o a¿ o 71% w stosunku do 2007 r.
252
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
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 m
3
. 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 m
3
,
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 m
3
gazu. 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 m
3
, 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 m
3
), 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
253
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
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 m
3
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 /r
3
280 mld m /r
3
420 mld m /r
3
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. cf
2)
(0,07 USD za 1 m
3
) 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 m
3
), 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
254
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
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%
wielkoϾ
wydobycia gazu
Gas Production
wielkoϾ
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
2000
1994
1996
1998
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)
cf — stopa szeœcienna, 1000 cf = 28 m
3
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. m
3
do 140 tys. m
3
na dobê
(10–100 m
3
/min). Zdarzaj¹ siê jednak otwory, których
maksymalna wydajnoϾ dochodzi do 600 tys. m
3
/d
(400 m
3
/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. m
3
), 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. m
3
/d, do 28 tys. m
3
/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 poziomymi (>600 m, najwy¿ej
po³o¿ona krzywa trendu) ceny s¹
od ok. 1,5 mln USD, gdy g³êbo-
koϾ 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
255
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
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
2000
4000
1000
3000
600
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)
Fig. 12. Cost of horizontal drillings in USA in 2008 (after Brathwaite, 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 m
3
), œrednio 7,74 USD za 1000
cf (0,28 USD za 1 m
3
) (ryc. 13). Natomiast wewnêtrzna
stopa zwrotu (IRR) przy cenie 7 USD za 1000 cf (0,26 USD
za 1 m
3
) 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,
refleksyjnoϾ 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
256
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
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
W
oodford
Shale
Appalachia
Shale
- V
ert.
œrednia
dla
USA
U.S.
Average
Piceance
Basin
W
estern
Oklahoma
Powder
River
Basin
(CBM)
Barnett
Shale
W
estern
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 koncesyjnego. 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 ordowiku 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
257
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
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,
zawartoϾ gazu, porowatoϾ i przepuszczalnoϾ
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 problemy,
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-
niecznoϾ 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 24
th
World 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 15
th
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.
258
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
Wyszukiwarka
Podobne podstrony:
więcej podobnych podstron