Nawrocki o różnicach w szacunkach zasobów wydobywanych gazu łupkowego

Zasoby niekonwencjonalnych złóż gazu łupkowego w polskiej części basenu dolnopaleozoicznego były już przedmiotem kilku prognoz opartych na wynikach analiz danych archiwalnych. W marcu 2012 r. PIG-PIB opublikował swój pierwszy raport pt. „Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce”. Ocenę zasobów przygotowano korzystając z konsultacji z amerykańską służbą geologiczną USGS.

PIG-PIB szacował zasoby wydobywalne gazu ziemnego z formacji łupkowych maksymalnie na 1920 mld m3, z zastrzeżeniem, iż najbardziej prawdopodobny przedział to 346-768 mld m3. Zasoby wydobywalne ropy naftowej z formacji łupkowych oceniono maksymalnie na 535 mln ton, a najbardziej prawdopodobne na 215–268 mln ton.

Amerykańska służba geologiczna USGS opublikowała 17 lipca 2012 r. swój własny raport, oparty w większości na tych samych danych co raport PIG-PIB z marca 2012 r.

Uzyskane przez USGS średnie wartości dla gazu ziemnego, ropy naftowej i kondensatu wynoszą odpowiednio: 38,1 mld m3; 8,2 mln ton oraz 7,1 mln ton. Służba amerykańska zakłada, że zasobów wydobywalnych gazu łupkowego mamy średnio ponad dziesięciokrotnie mniej niż wykazały obliczenia PIG-PIB. Jak należy traktować te szacunki? Z czego wynikają różnice między raportami?

Na wynik raportu amerykańskiej USGS wpłynęło przyjęcie następujących założeń, różnych od założeń PIG-PIB:
- trzykrotnie mniejszy lądowy obszar złożowy i pominięcie morskiego obszaru złożowego;
- dwukrotnie niższa wartość szacunkowego całkowitego wydobycia z pojedynczego otworu (Estimated Ultimate Recovery);
- dwukrotnie mniejszy statystyczny współczynnik sukcesu;
- wykorzystanie danych z dodatkowych 17 otworów archiwalnych, które przez PIG-PIB nie były uwzględnione z powodu ich niskiej wiarygodności.

Prawdopodobnie mając na uwadze ostatnie z założeń, USGS podkreśla w swoim raporcie, że: jakość danych i interpretacji znacząco wpływa na brak pewności w wyznaczaniu granic obszarów potencjalnie produktywnych.

PIG-PIB w raporcie z marca 2012 r. przyjął jako najbardziej prawdopodobny procent całkowitego wydobycia wartość z dolnej strefy zakresu, w którym koncentrują się dane z większości basenów łupkowych w USA, czyli 7,4 proc. USGS poszła dalej, redukując ten parametr prawie dwukrotnie, zakładając, że uda się wydobyć tylko około 4 proc. zasobów geologicznych, co oznacza pozostawienie 96 proc. gazu w górotworze poddanemu szczelinowaniu. Gaz ten prawdopodobnie byłby już nie do odzyskania.

Trudno ocenić, dlaczego USGS przyjęła tak niski poziom wydobywalności. W raporcie nie wskazano na dane źródłowe inne niż archiwalne. Nieliczne informacje z wykonanych ostatnio eksperymentów szczelinowań hydraulicznych na obszarach koncesyjnych w Polsce nie mogły być podstawą do oceny poziomu wydobywalności gazu w skali całego pasa łupkowego.

Charakterystyczny dla basenów amerykańskich jest nieregularny rozkład obszarów wzbogaconych w gaz. W typowym basenie ponad 80proc. zasobów gazu łupkowego znajduje się w wielu rozproszonych miejscach, koncentrując się wystarczająco tylko na bardzo ograniczonym obszarze, zwanym sweet spot, zajmującym do 20 proc. powierzchni całego obszaru. Można założyć, że z podobnym rozkładem zasobów będziemy mieli do czynienia w Polsce. Wskazuje to na potrzebę traktowania z dużą ostrożnością dotychczasowych szacunków, opartych na danych z niewielkiej liczby otworów archiwalnych. Prawdopodobieństwo niedoszacowania zasobów jest znacznie większe niż możliwości ich przeszacowania, co podkreślał raport PIG-PIB z marca 2012 r.
Wyniki pierwszej fazy rozpoznania łupków dolnego paleozoiku przez firmy posiadające koncesje z pewnością wskazują, że gaz w tych skałach się znajduje. PIG-PIB wiosną 2014 r. opublikuje drugi raport na temat oszacowania zasobów gazu ze złóż niekonwencjonalnych. Raport ten będzie się opierał na danych pozyskanych z otworów wykonywanych w latach 2010-2013 r.