Tylko w naszej części basenu czerwonego spągowca powinniśmy mieć co najmniej 1,5 bln m sześc. gazu

Od dziesięcioleci zwykliśmy narzekać, że ropa naftowa i gaz ziemny wprawdzie zapoczątkowały swój zwycięski, trwający po dziś dzień pochód przez świat w Polsce, ale poza tym, Stwórca nam poskąpił bituminów. Wszystko wskazuje na to, że nie mamy dużych bogatych złóż, bo ich nie... szukamy. Tam, gdzie trzeba i tak, jak trzeba.

Obecnie na świecie przyjmowana jest nowa doktryna dokumentowania zasobów węglowodorów, która zakłada, że przy określonym zapotrzebowaniu na gaz ziemny i ropę naftową w konkretnym kraju, angażowane są adekwatne środki inwestycyjne, co przy nieustannym postępie technicznym i technologicznym w geofizyce, geologii naftowej i wiertnictwie musi doprowadzić do przekwalifikowania części zasobów prognostycznych w zasoby geologiczne i wydobywalne. Tak więc kto szuka ten znajduje...

Skarby czerwonego spągowca

Gazu powinniśmy mieć więc porównywalnie wielkości z Wielką Brytanią, Holandią czy Niemcami. Według profesora Wojciecha Góreckiego, kierownika Zakładu Surowców Energetycznych Wydziału Geologii, Geofizyki i Ochrony Środowiska AGH tylko w basenie tzw. czerwonego spągowca powinniśmy mieć co najmniej 1,5 bln m sześc. gazu. Przy rocznym hipotetycznym zużyciu na poziomie 15 mld m sześc. powinno wystarczyć na... 100 lat!
Europejski basen czerwonego spągowca, rozciąga się od wschodnich wybrzeży Wielkiej Brytanii, poprzez północną Holandię i północne Niemcy aż po centralną Polskę. Na Polskę przypada jakieś 20 proc. jego powierzchni. W tej strukturze zostało udokumentowane w sensie historycznym 5,5 bln (!!!) m sześc. gazu w zasobach wydobywalnych, z czego w Wielkiej Brytanii: 1,2 bln m sześc. (w brytyjskim sektorze Morza Północnego największymi są złoża Lemani i Indefatigable o łącznych zasobach wydobywalnych rzędu 425 mld m sześc.). Holenderskie złoże Groningen o powierzchni 100 km kw. uważane za największe w Unii Europejskiejn „trafione” zostało już pierwszym otworem w 1959 roku. Początkowo szacowane było na 1,65 bln m sześc., zaś obecnie aż na 2,777 bln m sześc. Jest tam jeszcze wiele mniejszych złóż, w tym złoże Annerven szacowane na 76 mld m sześc. Niemcy mają 0,5 bln m sześć, zasobów w czerwonym spągowcu z czego na największe niemieckie złoże Salzwedel-Peckensen przypada ok. 200 mld m sześć, zasobów.
- W Polsce dotychczasowe poszukiwania w obrębie naszej części europejskiego basenu czerwonego spągowca koncentrowały się w strefie wielkopolskiej i pomorskiej. Praktycznie była to płytka strefa tego basenu o głębokości od 1000 do 3000 może 3500 m – mówi prof. Górecki. Pomimo tego, że nie zeszliśmy zbyt głęboko, to odkryto złoża o zasobach wydobywalnych około 120 mld m sześć, w tym złoże Załęże (23 mld m sześc.) i złoże Żuchlów (24,5 mld m sześc.). W centralnej części basenu i na pozostałych obszarach w interwale głębokości od 3500 do 6500 m wykonano zaledwie kilka otworów badawczych i tyleż samo poszukiwawczych, ale badania geofizyczne pochodzą sprzed kilkudziesięciu lat. Musimy z poszukiwaniami zejść głębiej niż do tej pory. O ile złoża gazu ziemnego na obszarze Morza Północnego w części południowej mieszczą się w interwale pomiędzy 2000 a 3000 metrów, to w części północnej zalegają głębiej, bo od 3000 do 4000 m, a w Niemczech występują na głębokościach od 4000 do 6000 m. W Polsce „czerwony spągowiec” najlepsze własności zbiornikowe ma w przedziale od 5000 do 6000 m. I są to parametry korzystniejsze niż w niemieckiej czy holenderskiej jego części.

Kutno powie prawdę

Weryfikatorem tej tezy ma być projekt Malanów obejmujący megastrukturę Kutna o powierzchni 150 km kw., gdzie trzeba będzie zejść na głębokości 6200 m, bo tak głęboko znajduje się tam strop utworów „czerwonego spągowca”. Przy przewidywanej porowatość od 5 do 14 proc. zasoby geologiczne szacowane są od 300 do 500 mld m sześc. gazu ziemnego. To nie wszystko. W utworach dolomitu głównego zasoby geologiczne ropy naftowej szacowane są na 330 mln m sześc. z czego zasoby wydobywalne to 78 mln m sześc. plus 30 mld m sześć gazu towarzyszącego ropie, zaś w złożach typowo gazowych 73 mld m sześc. zasobów geologicznych i 41 mld m sześc. zasobów wydobywalnych. Istnieją też pewne szanse na znalezienie złóż ropy i gazu ziemnego w strukturach występujących na Niżu Polskim a będących niejako przedłużeniem struktur spod Morza Północnego, gdzie w utworach mezozoicznych na Morzu Północnym stwierdzono zasoby wydobywane ropy naftowej rzędu 5 mld ton i gazu ziemnego do 2,5 bilionów m sześc. Budowa geologiczna obszaru Morza Północnego posiada pewne podobieństwo do mezozoiku Niżu Polskiego. Z kolei nieodkryty potencjał węglowodorowy formacji kambryjskiej na lądzie to tylko 9 mln ton ropy naftowej ale za to 120 mld m sześc. gazu. Dotyczy to w szczególności niecki mogileńsko-łódzkiej oraz zachodniej części niecki warszawskiej, wału kujawskiego i niecki szczecińskiej.

Marzenie pokoleń

I wreszcie sny i marzenia kilka pokoleń geologów naftowych, a w szczególności prof. Stefana Juchy i jego uczniów to fałdy wgłębne rozciągające się wzdłuż brzegu Karpat Wschodnich na Ukrainie od Bitkowa aż po Sambor. W ukraińskich Karpatach w fałdach wgłębnych jednostki borysławsko-pokuckiej odkryto kilkadziesiąt złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, w tym największe złoże Borysław, Orów, Dolina, Bitków czy Moinesti. Były to zasoby 200 mln ton ropy naftowej i około 40 mld m sześc. gazu ziemnego. Od dziesięcioleci istnieją nieobalone tezy, że te struktury sięgają także terenu Polski. Wprawdzie głębokie otwory takie jak: Cisowa, Kuźmina, Paszowa, Brzegi Dolne realizowane w latach siedemdziesiątych i osiemdziesiątych XX wieku nie doprowadziły do dotarcia do fałdów wgłębnych jednostki borysławskiej, ale także nie wykluczyły jednoznacznie takiej możliwości, zwłaszcza że warstwy geologiczne w tym rejonie są bardzo skomplikowane i przemieszczane względem siebie.
Prof. Wojciech Górecki ma prostą receptę. Szczęściu trzeba dać szansę i należy zwiększyć ilość i jakość badan sejsmicznych a przede wszystkim metraż wierconych otworów do 150 tys. metrów bieżących rocznie. A skąd wziąć na to pieniądze? Profesor Górecki też ma prostą receptę. Proponuje przekształcenie części poszukiwawczo-wydobywczej PGNiG-u w odrębną spółkę w ramach holdingu tak, jak to jest we wszystkich koncernach naftowych lub naftowo-gazowniczych Europy i świata, co pozwoliłoby ujawnić rzeczywiste koszty wydobycia gazu krajowego.
A w perspektywie nadchodzącej dekady lat 2010-2020, stopniowe i częściowe „urynkowienie” cen gazu krajowego, co spowoduje podniesienie cen gazu o około 10–12 proc. dla odbiorców końcowych. Przy zwiększonym wydobyciu gazu do 5,5 mld m sześc. rocznie sprzedaż tej ilości gazu po cenie o 100 USD wyższej, co i tak jest ceną o około 100-150 USD niższą od ceny światowej, dałaby fundusze rzędu 550 mln dolarów rocznie na poszukiwania i zagospodarowanie nowych złóż.