Rozwiercenie i udostępnienie do produkcji złoża gazu ziemnego w łupkach jest bardziej złożone i czasochłonne niż złoża konwencjonalnego. Może to nastąpić za kilkanaście lat.
Jeśli potwierdzone zostaną zasoby wydobywalne gazu ziemnego w łupkach, to wymagać to będzie odwiercenia setek, a przy dużych zasobach tysięcy otworów eksploatacyjnych.
Zagadnienie poszukiwań gazu ziemnego w złożach niekonwencjonalnych takich jak gaz w łupkach (shale gas) i gaz zamknięty (tight gas) jest w Polsce dyskutowane od kilku lat, rozpoczęto też prace poszukiwacze.

Koncesje i odwierty

PGNiG posiada 11 koncesji dla poszukiwań złóż gazu ziemnego w obszarach występowania shale gas o powierzchni ponad 9 tys. km kw. Trzy z nich znajdują się w okolicy Gdańska, cztery w pobliżu Warszawy, a dwie na Lubelszczyźnie. Dodatkowo w Ministerstwie Środowiska PGNiG złożył aplikację na dwa obszary koncesyjne o powierzchni ok. 1,4 tys. km kw.
Amerykańskie firmy konsultingowe szacują, że w Polsce może być nawet 3 bln m sześc. tego surowca. To ponad 200 razy więcej, niż zużywamy w ciągu roku. Gdyby więc prognozy się potwierdziły, moglibyśmy stać się krajem samowystarczalnym pod względem zaopatrzenia w to paliwo. Geolodzy jednak wątpią w wiarygodność tych danych i podkreślają, że powstały one jedynie na podstawie prostego porównania warunków geologicznych, jakie panują w Polsce i Stanach Zjednoczonych. Wydobycie tego gazu może się okazać nieopłacalne. Ceny gazu niekonwencjonalnego są bowiem wyższe od cen tradycyjnego gazu. Wynika to ze skomplikowanej i kosztownej technologii eksploatacji tego typu złóż. Jeśli różnice w cenie będą zbyt wysokie, eksploatacja złóż nie będzie miała uzasadnienia ekonomicznego.
Pierwsze odwierty PGNiG przeprowadził na obszarze Markowola-1. Odwiert badawczy Markowola-1 zlokalizowany jest w północno-zachodniej części Lubelszczyzny, na obszarze koncesji Pionki-Kazimierz udzielonej PGNiG na poszukiwanie i rozpoznawanie ropy naftowej i gazu ziemnego. Na odwiercie tym wykonano próby złożowe. Oznacza to, że koncesja jest perspektywiczna.
Na przełomie czerwca i lipca planowane jest wykonanie w obrębie piaskowców karbonu zabiegu intensyfikacyjnego, czyli tzw. szczelinowania. Zapytania ofertowe na przedstawienie projektu i wykonanie zabiegu intensyfikacyjnego zostaną skierowane do Halliburton, Schlumberger i spółek serwisowych PGNiG.



Doświadczeni partnerzy

PGNiG zainteresowane jest współpracą z firmami zagranicznymi prowadzącymi działalność poszukiwawczą w Polsce, co umożliwiłoby dostęp do nowoczesnych technologii.
W listopadzie 2009 roku PGNiG podpisało list intencyjny z firmą Maraton Oil z USA. Dotyczył on wspólnych działań poszukiwawczych niekonwencjonalnych złóż węglowodorów. W ramach współpracy obie firmy złożyły w Ministerstwie Środowiska wnioski o udzielenie koncesji na blokach 172, 173, 192, 193, 194 i 214 w rejonie Płońska. Obecnie trwają zaawansowane negocjacje dotyczące podjęcia wspólnych operacji.
Na obszarze Gdańskiej Prowincji Naftowej rozpoczęto rozmowy z firmą Lane Energy o wymianie informacji geologicznych i geofizycznych na blokach 29, 49, 69 (koncesje PGNiG SA) oraz 27, 28, 70 (koncesje Lane Energy).
Od jesieni 2009 roku trwają rozmowy PGNiG z firmą Chevron. Ich celem jest podjęcie współpracy w zakresie poszukiwania niekonwencjonalnych złóż węglowodorów na obszarze Rowu Lubelskiego.
Prace geologiczne mogą rozpocząć się pod koniec 2010 roku. Pierwsze wiercenia dla poszukiwania gazu w łupkach mogłyby wówczas mieć miejsce pod koniec 2011 roku. Należy jednak podkreślić, że w przypadku odkrycia komercyjnych ilości gazu w łupkach, ewentualna eksploatacja tego gazu mogłaby rozpocząć się nie wcześniej niż za 10 lat.

Amerykańskie doświadczenia

Liderami poszukiwań, rozpoznania i wydobycia gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych na świecie są Stany Zjednoczone i w mniejszym stopniu Kanada. Szybki rozwój eksploatacji złóż niekonwencjonalnych nastąpił w ostatnich piętnastu latach i związany był przede wszystkim z gwałtownie wzrastającymi cenami gazu ziemnego na rynkach światowych.
– Do wydobycia gazu ze złóż niekonwencjonalnych konieczne jest wykonanie skomplikowanych i kosztochłonnych zabiegów, w tym wiercenia długich odcinków poziomych otworów (do około 1500 m) i wielokrotnych szczelinowań – mówi prof. Stanisław Rychlicki z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie, przewodniczący Rady Nadzorczej PGNiG.
Z uwagi na niewielki zasięg drenażu konieczne jest ponadto wykonanie gęstej siatki wierceń. Te cechy szczególnie decydują o stronie ekonomicznej tego sektora przemysłu naftowego, cechującego się wysoką kosztochłonnością oraz dużą wrażliwością na zmiany cen gazu.
– Warto zwrócić uwagę na różnice pomiędzy Polską a USA dotyczące warunków poszukiwań, do których należy zaliczyć: głębokość zalegania horyzontów złożowych, miąższość serii złożowych, tektonikę, a także koszty wierceń – system zwolnień podatkowych dla złóż niekonwencjonalnych, urbanizację obszarów wydobycia, udział obszarów chronionych w obszarach poszukiwań – dodaje prof. Stanisław Rychlicki
Parametry geologiczne i geochemiczne kompleksów w łupkach w Polsce są z reguły gorsze od formacji łupkowych w basenach USA, które stanowią klasyczne przykłady basenów z gazem w łupkach (np. łupki Barnett w basenie Fort Worth w Teksasie).
Z eksploatacją gazu ziemnego z łupków związane są też problemy środowiskowe, nie tylko z samym procesem wiercenia, ale przede wszystkim z utylizacją dużych ilości zanieczyszczonej wody, transportem samochodowym i emisją hałasu.