docSzafran M. M., Sikora S., Niekonwencjonalne Źródła Energii w
download 
Reklamacja Transkrypt
Szafran M. M., Sikora S., Niekonwencjonalne Źródła Energii w
MARIA MAGDALENA SZAFRAN*, SYLWIA SIKORA** Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia i problemy poszukiwań Słowa kluczowe: Niekonwencjonalne źródła energii, gaz ziemny z łupków, gaz ziemny z pokładów węgla, gaz ziemny ze skał o niskiej przepuszczalności, shale gas, coal–bed methane, tight gas, hydraty. Streszczenie Rozwijający się przemysł XX w. wymagał dużych ilości energii i szybko pochłaniał odkrywane jej zasoby. W ślad za tym wzrastał niepokój o przyszłość energetyczną świata i wystarczalność surowców energetycznych. Kryzys naftowy lat siedemdziesiątych zakończył erę taniej ropy naftowej i tym samym gazu ziemnego, intensywnie eksploatowanych ze złóż konwencjonalnych. W związku z wyczerpującymi się zasobami złóż konwencjonalnych świat coraz częściej sięga po niekonwencjonalne źródła energii. Badania naukowe wskazują na możliwości występowania dużych zasobów złóż ropy naftowej w łupkach bitumicznych i piaskach smolistych oraz gazu ziemnego w: skałach łupkowych, piaskowcach o niskiej przepuszczalności, pokładach węgla i hydratach. W artykule przeanalizowano możliwość odkrycia w Polsce niekonwencjonalnych złóż ropy naftowej i gazu ziemnego i wskazano na problemy ich poszukiwań. Zwrócono uwagę na możliwość występowania niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego w seriach łupkowych ordowiku i syluru dolnego występującego w strefie niecki brzeżnej. Dotychczasowe prace badawcze i poszukiwawcze wskazują również na możliwość występowania złóż gazu ziemnego w nisko przepuszczalnych piaskowcach czerwonego spągowca, głównie w basenie centralnym. Złoża tego typu mogą występować również w nisko przepuszczalnych piaskowcach innych serii litostratygraficznych (np. w piaskowcach karbonu na monoklinie przedsudeckiej, w środkowo kambryjskich piaskowcach basenu bałtyckiego, a także piaskowcach fliszu karpackiego). * mgr inż., AGH w Krakowie, Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Katedra Inżynierii Naftowej, [email protected] ** mgr inż., Ministerstwo Gospodarki, Departament Ropy i Gazu, AGH w Krakowie, Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Katedra Inżynierii Naftowej, [email protected] 467 Szafran M.M., Sikora S.: Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia... 1. Wstęp Surowce energetyczne, podobnie jak i inne surowce mineralne pozyskuje się w wyniku geologicznego rozpoznania środowiska, poszukiwania złóż i ich rozpoznania oraz działalności górniczej umożliwiającej wydobycie surowców ze złóż i skierowanie do przerobu lub wykorzystania. Zaistniała na początku XIX w. pierwsza w czasach nowożytnych rewolucja techniczna spowodowała narastające zapotrzebowanie na surowce mineralne, a w tym energetyczne. Szczególny wzrost zużycia surowców mineralnych został zanotowany w XX w. Od zakończenia I Wojny Światowej do końca wieku światowe wydobycie węgla wzrosło 2,7 razy, produkcja żelaza 5,1 razy, miedzi – 9 razy, ropy naftowej – 24 razy, aluminium - 68 razy, a gazu ziemnego 133 razy. Gwałtowny wzrost zużycia surowców powinien doprowadzić do wyczerpania zasobów złóż, bądź też gwałtownego spadku ich wystarczalności. Jeszcze na początku XIX w. pojawiły się paradygmaty: T. Malthusa (1798) - mówiący o tym, iż „zawsze istnieje absolutna granica zasobów, poza którą przestają one być dostępne” oraz D. Ricardo (1817) – podający, że „społeczeństwo umie i chce zużywać zasoby, w kolejności ich zmniejszającej się ekonomicznej jakości to znaczy w porządku, którego wynikiem jest zwiększający się koszt produkcji”. Jakkolwiek oba paradygmaty spotkały się z krytyką przede wszystkim ze względu na to, że pomijają postęp techniczny i nie uwzględniają możliwości substytucji surowców, to jednak niepokój i obawy o wystarczalność zasobów jest spotykana w pracach badawczych wielu autorów zarówno XIX jak i XX w. Przejawem rozważań na temat wystarczalności zasobów złóż surowców mineralnych był tzw. Raport Paleya z 1952 r. opracowany w USA, będący pierwszą próbą prognozy surowcowej w skali światowej na lata 1950 – 1975. W 1972 r. międzynarodowa organizacja proekologiczna Klub Rzymski opublikowała raport „Granice wzrostu”, który zwracał uwagę na groźbę globalnej katastrofy ekologicznej przewidując, że ok. 1995 r. wyczerpią się wszystkie istotne surowce naturalne [13]. Raport spotkał się z krytyką środowisk gospodarczych, został jednak pozytywnie odebrany przez środowiska ekologów. Następny raport Klubu Rzymskiego „Po przekroczeniu granic” opublikowany w 1991 r. odsuwał groźbę dramatycznego wyczerpania surowców znaną z pierwszego raportu. Prowadzona od ponad 160 lat eksploatacja ropy naftowej i gazu ziemnego prowadzi jednak nieuchronnie do wyczerpywania się tych nieodnawialnych źródeł energii pierwotnej. Szacowane współczynniki wystarczalności tych surowców energetycznych utrzymują się od lat pięćdziesiątych XX w. na poziomie 40 lat dla ropy naftowej i 63 lata dla gazu ziemnego, choć w tym czasie obserwowało się znaczne ich wahania. Utrzymywanie się współczynników wystarczalności, a nawet ich okresowy wzrost wynika z odkrywania i dokumentowania zasobów nowych złóż węglowodorów, co kompensowało rosnące zużycie. 468 VI Krakowska Konferencja Młodych Uczonych, Uczon Kraków 2011 Rysunek 1. Rozkład światowej wiatowej produkcji ropy naftowej wg teorii M.K. Hubberta [4] i „peak oil” według scenariusza ASPO i innych autorów Figure 1. Distribution word production of oil by M.K. Hubbert teory and “Peak oil” depletion scenarios graph, which depicts cumulative published depletion studies by the ASPO and other depletion analysts. Jednak w latach pięćdziesi ęćdziesiątych XX w. na powracającej ze zdwojon wojoną siłą fali odradzających się paradygmatów Malthusa i Ricardo ameryka amerykański ski geolog naftowy M. K. Hubbert przedstawił pogląd pogl d dotyczy długoterminowego tempa wydobycia i wyczerpania złóż ropy naftowej oraz innych paliw kopalnych [4]. Pogl Pogląd ten nazwany został „teorią Hubberta” lub te też jako „peak oil” (dosł. "szczyt wydobycia ropy naftowej"). Wymieniony autor sporządził dził model rezerw paliw i w roku 1956 zaprezentował go na spotkaniu Amerykańskiego skiego Instytutu Naftowego. Model przewidywał szczyt wydobycia rop ropy w Stanach Zjednoczonych na lata między mi 1965 a 1970, oraz głosił, żee produkcja światowa osiągnie gnie szczyt w roku 2000, po czym zacznie gwałtownie spada spadać. Ziszczeniem przewidywań M. K. Hubberta był kryzys naftowy w 1973 r. wywołany wojn wojną pomiędzy Egiptem i Syrią (wspomaganych przez Irak i Jordani Jordanię), ), a Izraelem. Wojna ta, mimo że miała charakter „wojny o ziemię” ziemię była w istocie pierwszą w nowożytnym ytnym świecie „wojn „wojną o surowce mineralne”. Wywołany w jej następstwie nast pstwie „kryzys naftowy” okreś określany jest jako jeden z największych kszych wstrząsów wstrzą w gospodarce energetycznej świata. wiata. Kryzys zakończył zako erę taniej ropy naftowej i okazał się si być katalizatorem przemian w zakresie poziomu i struktury 469 Szafran M.M., Sikora S.: Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia... wykorzystania energii oraz zaowocował intensyfikacją prac nad alternatywnymi jej źródłami, w tym pozyskiwania niekonwencjonalnych złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. 2. Konwencjonalne i niekonwencjonalne złoża węglowodorów W wyniku długotrwałych badań nad prawidłowościami występowania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego ustalono, że podstawowymi warunkami istnienia akumulacji węglowodorów w skałach skorupy ziemskiej są [10]: • obecność skał macierzystych, • istnienie odpowiednich warunków generowania, • obecność skał zbiornikowych, tworzących przez odpowiedni stosunek do skał uszczelniających zbiornik naturalny, • istnienie migracji pierwotnej, • istnienie procesu migracji wtórnej, • obecność w obrębie zbiornika naturalnego pułapki. Wymienione warunki w znacznym stopniu definiują pojęcie złoża węglowodorów. W ujęciu konwencjonalnym złożem węglowodorów nazywa się naturalne nagromadzenie kopaliny w skałach porowatych i przepuszczanych określonego środowiska geologicznego, które może być eksploatowane odwiertami bez specjalnych zabiegów technicznych i technologicznych, a jego wydobywanie może przynieść korzyść gospodarczą. W złożu konwencjonalnym tej istotne jest to, że węglowodory mają stan płynny, występują w skałach porowatych i przepuszczalnych o dobrej łączności hydrodynamicznej, pozwalającej na swobodny przepływ mediów złożowych. Ramy złoża określone są od góry przez ułożenie skał uszczelniających, a od dołu - wewnątrz zbiornika, przez położenie wody złożowej. Każde zachwianie równowagi hydrodynamicznej (np. przez połączeniem odwiertem złoża z powierzchnią) powoduje wypływ mediów ze złoża. Wygenerowane w skałach macierzystych węglowodory w procesach ekspulsji nie migrują w całości do nośnych skał zbiornikowych, lecz co najmniej 40 % z nich zostaje uwięzione w porach i mikroszczelinach skały rodzimej, jest adsorbowana przez substancję mineralną i organiczną, a także rozpuszczona w wodach formacyjnych. Skutkiem tego skały macierzyste zawierają znaczne ilości wygenerowanych węglowodorów, które nie są możliwe do wydobycia klasyczną metodą otworową bez zastosowania specjalnej technologii ich udostępnienia. Niekiedy węglowodory zakumulowane w pułapkach granularnych zbiorników naturalnych ulegają degradacji, w wyniku czego zmieniają swoje własności zarówno chemiczne jak i fizyczne, co uniemożliwia im dalszą migrację. Zakumulowane węglowodory gazowe mogą być zamknięte w porach zbiorników granularnych zarówno w wyniku procesów diagenetycznych, jak i postępującej (w miarę pogrążania) kompakcji mechanicznej i chemicznej. W pewnych warunkach termodynamicznych migrujące gazy ziemne mogą tworzyć hydraty, które odkładają się na rozległych obszarach szelfów oceanicznych i mórz, szczególnie w strefach okołobiegunowych. W/w rodzaje akumulacji węglowodorów tworzą formy złóż, które określane są mianem złóż niekonwencjonalnych. Złoża tego typu nie mają wyraźnie sprecyzowanych granic. Ich przestrzenny zasięg może być określony: granicami skały macierzystej, ułożeniem litosomu piaszczystego w serii skał osadowych, położeniem facji mułowcowo–piaszczystej w kompleksie skał ilastych, granicami zachodzącej degradacji ropy naftowej, zawartością i stopniem przeobrażenia kerogenu, interferencją składu mineralnego skał zbiornikowych i procesów kompakcyjnych, jakością i ilością kopaliny, granicami aglomeratów hydratowych i in. 470 VI Krakowska Konferencja Młodych Uczonych, Uczon Kraków 2011 Do niekonwencjonalnych złóż złó ropy naftowej i gazu ziemnego zalicza się [15]: ciężką ropę,, piaski smoliste, łupki bitumiczne, rop ropę i gaz z upłynniania węgla, gla, gaz w skałach słabo przepuszczalnych, gaz w skałach głęboko gł położonych, onych, gaz niskiej jako jakości lub gaz marginalny, metan z pokładów węgla w i gaz w hydratach. 3. Niekonwencjonalne złoża ropy naftowej Niekonwencjonalne złoża złoża „ropy naftowej” były wykorzystywane do celów opałowych przez ludzi od czasów prehistorycznych, lecz dopiero w czasach nowożytnych nowo ytnych rozpocz rozpoczęło się ich przemysłowe użytkowanie. ytkowanie. W 1837 r. we Fran Francji, a później niej w Szkocji i Niemczech rozpoczęto produkcję paliw z łupków bitumicznych, uzyskuj uzyskującc głównie fotogen stosowany do lamp. Łupki bitumiczne straciły na znaczeniu z chwilą chwil (1853 r.) zastosowania przez Ignacego Łukasiewicza nafty produkowanej wg własnej własnej metodyki z ropy naftowej, do lampy naftowej nowego wówczas typu, wykonanej również równie wg własnego projektu. Produkowana przez Łukasiewicza nafta była czterokrotnie tańsza ta niż fotogen i dlatego został on szybko wyparty z rynku, a złożaa łupków bitumicznyc bitumicznych przestały na długo wzbudzaćć zainteresowanie przemysłowców. Eksploatowane przez wiele lat zasoby ropy naftowej były rekompensowane przez postępujące ce odkrycia nowych złó złóż oraz wprowadzanie zanie nowoczesnych technologii w eksploatacji, pozwalających ących na zwi zwiększenie zenie współczynnika sczerpania zasobów (EOR Enhanced Oil Recovery). Jednak rosnące rosn zapotrzebowanie na ropę naftowąą i wzrost jej ceny sprawiły, żee przedmiotem zainteresowania stały si się również zasoby niekonwencjonalne, których wielkość znacznie przekracza ilość znanych zasobów tradycyjnych (rys. 2). Rysunek 2. Główne kategorie zasobów ropy naftowej w świecie wiecie [9] Figure 2. Main category of resources of oil in the world. Odkryte zasoby asoby konwencjonalnej ropy naftowej na świecie wiecie szacuje się na ok. 3 do 4 bilionów bbl [15], przy czym ponad 1 bilion bbl jest już ju sczerpana. Spośród w/w niekonwencjonalnych kategorii zasobów ropy naftowej, których wielkość wielko ść szacowana jest na 9 a nawet 13 bilionów bbl, największe najwi znaczenie mają trzy kategorie: ciężka ężka ropa, bardzo ciężka ka ropa i piaski smoliste. Ze wzgl względu na bardzo zmienne własności ci fizyczne przyjęto przyj ich umowne definicje i nomenklaturę nomenklatur (tab. 1). Przy szybko rozwijających sięę technologiach ich eksploatacji i obecnych wysokich cenach ropy, są s one przedmiotem eksploat eksploatacji na szeroką skalę. Ograniczone ilości ści ropy mog mogą być produkowane również z łupków bitumicznych, a takżee w wyniku procesów upłynniania w węgla, gla, podczas których pozyskuje się również gaz ziemny. 471 Szafran M.M., Sikora S.: Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia... Ciężka ropa (Heavy Oil) jest najczęściej eksploatowana, szczególnie w USA, gdzie dla obniżenia jej wiskozy w celu ułatwienia dopływu do odwiertów, powszechnie stosowane są różne sposoby iniekcji w złoże przegrzanej pary wodnej. Bardzo ciężka ropa (Extra Heavy Oil and Bitumen or Tar Sands) jest eksploatowana na skalę przemysłową w szczególności w Kanadzie i Wenezueli. Dominującą techniką eksploatacji piasków smolistych jest technika odkrywkowa. Łupki bitumiczne (Oil Shale) są eksploatowane w niektórych krajach, gdzie występują blisko powierzchni Ziemi. Zasoby światowe ropy zawartej w łupkach bitumicznych są szacowane są na 900 mld t, a największe ich koncentracje są w Rosji, USA, Australii i Brazylii (62 % zasobów światowych) . Współcześnie są eksploatowane głównie w Esonii (70 % produkcji światowej), gdzie wykorzystywane są jako paliw w elektrowniach. W Polsce nie zidentyfikowano niekonwencjonalnych złóż ropy naftowej, które mogłyby mieć znaczenie przemysłowe. Poza kilku bardzo małymi złożami ropy ciężkiej, w latach sześćdziesiątych XX w. prowadzono prace badawcze w zakresie możliwości uzyskanie z łupków bitumicznych z serii menilitowej Karpat fliszowych produktów bitumicznych [1]. Jednak uzyskane wyniki, ze względu na ujemny bilans energetyczny nie dawały podstaw do rozwinięcia produkcji przemysłowej. Tabela 1. Nomenklatura niekonwencjonalnych kategorii ropy naftowej [9] Table 1. Nomenclature nonconventional categories of oil. Gęstość [°API] Lepkość [cP] Zawartość siarki [% obj.] 4. Ropa Ropa ciężka >20 <100 10 - 20 100 - 10000 <0,5 Ropa bardzo ciężka <10 100 - 10000 0,5 – 3,0 Bituminy <10 >10000 > 3,0 Niekonwencjonalne złoża gazu ziemnego Niekonwencjonalne złoża gazu ziemnego są przedmiotem rosnącego zainteresowania w miarę wyczerpywania się złóż konwencjonalnych, szybkiego wzrostu cen na rynkach światowych oraz przejawów wykorzystywania posiadanych zasobów do realizowania celów politycznych. Znane od wielu lat formy występowania koncentracji gazu ziemnego w łupkach, w zbitych piaskowcach o niskiej przepuszczalności, czy w formie hydratowej stały się przedmiotem prac badawczych ukierunkowanych na ich udostępnienie i eksploatację, z zachowaniem rentowności ekonomicznej. W wyniku prowadzonych intensywnie prac badawczych, szczególnie w USA jeszcze w latach osiemdziesiątych XX w. zaistniały warunki, aby eksploatacja gazu ziemnego z łupków (shale gas) oraz ze skał detrytycznych o niskiej przepuszczalności (tight gas), a także metan z pokładów węgla stała się ekonomicznie opłacalna. Nastąpił wówczas znaczny postęp wiercenia otworów poziomych oraz gwałtowny rozwój technologii szczelinowania hydraulicznego, co przy rosnących cenach gazu, spowodowało szybki przyrost jego bazy zasobowej. Szeroko prowadzone badania wykazały, że złoża gazu ziemnego zależnie od różnych kryteriów można ująć w pewną relację (rys. 3). 472 VI Krakowska Konferencja Młodych Uczonych, Kraków 2011 Złoża o wysokich parametrach zasobowych i eksploatacyjnych Większe akumulacje Łatwiejsze do eksploatacji Złoża konwencjonalne Złoża o niskich parametrach zasobowych i eksploatacyjnych Większa przepuszczalność Złoża o niskiej przepuszczalności (tight gas) Złoża niekonwencjonalne Złoża w pokładach węgla (coal-bed methane) Złoża w łupkach (shale gas) Większe zasoby Niezbędne nowe technologie Złoża w hydratach Zasoby Rysunek 3. Relacja złóż gazu ziemnego konwencjonalnych do niekonwencjonalnych [5] Figure 3. Relation conventional and nonconventional natural gas deposits Na diagramie wskazano, że konwencjonalne złoża gazu ziemnego na ogół tworzą większe akumulacje, są łatwiejsze do odkrycia i eksploatacji, a ich zbiorniki mają większą porowatość i przepuszczalność. Natomiast złoża niekonwencjonalne koncentrują wielokrotnie większe zasoby, lecz dla ich udostępnienia i eksploatacji niezbędne są nowoczesne technologie, przez co wzrasta koszt ich wydobycia. Każda z w/w kategorii niekonwencjonalnych zasobów jest nośnikiem różnych ilości gazu ziemnego (tab. 2). Tabela 2. Przeciętna zawartość gazu ziemnego w złożach różnych kategorii [15] Table 2. Average content of methane in reservoirs different category Zawartość gazu [m3/m3zbiornika] Typ złoża Złoża gazu ziemnego w warstwach porowatych (Φ = 30%, głębokość = 1500 m) Złoża w hydratach 10 – 20 50 (warstwy wodonośne 70 – 160, czysty hydrat 160 – 180) 8 – 16 5 – 10 Złoża w pokładach węgla (CBM, CBNG) Złoża w zbiornikach o małej przepuszczalności Złoża w łupkach dewońskich (Barnett) 1,5 – 5 4.1. Złoża gazu ziemnego w słabo przepuszczalnych zbiornikach (tight gas) Złoża gazu ziemnego w słabo przepuszczalnych zbiornikach akumulowane są najczęściej w skałach piaszczystych, chociaż skały węglanowe mogą być również ich kolektorami. Standardowa definicja przemysłowa tej kategorii złóż gazu ziemnego podaje, że zbiorniki naturalne tego rodzaju złóż mają porowatość matrycy skalnej niższą od 10%, 473 Szafran M.M., Sikora S.: Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia... a przepuszczalność niższą niż 0,1 mD, wyłączając przepuszczalność szczelinową. Gaz ziemny występuje w tego rodzaju zbiornikach dość powszechnie, jednak poziomy o takich własnościach, charakteryzujące się słabymi przypływami podczas opróbowywania odwiertów były oceniane negatywnie i pomijane w dalszych pracach eksploracyjnych. Nawet proste zabiegi szczelinowania, lub łącznego szczelinowania i kwasowania nie dawały zadawalających rezultatów. Nowoczesne technologie selektywnego szczelinowania tego rodzaju zbiorników w odwiertach poziomych okazały się bardzo skuteczne, a w związku z tym złoża tej kategorii stały się pełnowartościowym źródłem gazu ziemnego. Choć zasoby tej kategorii złóż są znane od wielu dekad, to jednak dopiero kryzys lat siedemdziesiątych spowodował wzrost popytu na gaz ziemny, tym samym wzrost cen rynkowych, co zainicjowało znakomity rozwój technologii wiertniczych udostępniających tego rodzaju poziomy gazonośne, a w szczególności nowoczesne hydrauliczne szczelinowanie stało się kluczem do rozwoju przemysłowej ich eksploatacji. Pod koniec lat sześćdziesiątych XX w. w USA (basen San Juan w stanie Nowy Meksyk) oddano do produkcji pierwszy odwiert eksploatujący gaz ziemny z poziomu o niskiej przepuszczalności. Współcześnie gaz z tego typu zbiorników eksploatuje tam ponad 40 tys. odwiertów, a produkcja gazu ziemnego z tego rodzaju złóż stanowi 15 % całkowitego wydobycia. Szacuje się, że światowe zasoby gazu ziemnego zakumulowane w zbiornikach o niskiej przepuszczalności wynoszą ponad 5000 tcf (140 bilionów m3) [5]. Współcześnie gaz ziemny z tego typu złóż eksploatowany jest głównie w USA i Kanadzie. W 2001 r. produkcja gazu ziemnego typu tight gas w USA wynosiła 3,3 tcf i przewiduje się, że do 2025 r. ma ona wzrosnąć do 6,8 tcf. W Polsce poszukiwania złóż gazu ziemnego w zbiornikach o niskiej przepuszczalności prowadzone są od kilku lat przez PGNiG SA oraz Aurelian Oil&Gas PLC. W 2010 r. PGNiG SA wykonało na koncesji Pionki – Kazimierz, zlokalizowanej w NW części Lubelszczyzny pierwszy odwiert badawczy Markowola 1, w którym firma Halliburton wykonała masowe selektywne szczelinowanie. Wyniki prób nie dały zadawalających wyników. Natomiast Spółka Aurelian na bazie wyników odwiertu Trzek 1 wykonanego w 2007 r. na bloku nr 207 Siekierki – Pławce wykonało na w/w strukturze ze skutkiem pozytywnym odwiert Trzek 2. Odkryte złoże gazu ziemnego na strukturze Siekierki – Pławce jest pierwszym złożem w Polsce w zbiorniku o niskiej przepuszczalności. Wymieniona struktura ciągnie się na przestrzeni 25 km, a miąższość czerwonego spągowca, w którym zakumulowany jest gaz wynosi ok. 89 m. Testy wykonane po szczelinowaniu hydraulicznym wykazały, że możliwa produkcja gazu to 60 mln m3 /rok. Na podstawie analizy dokumentów geologicznych i wyników wierceń, prognozuje się, że gaz ziemny w nisko przepuszczalnych piaskowcach czerwonego spągowca może występować na obszarze basenu centralnego Niżu Polskiego w trzech strefach: Poznań – Konin – Kalisz (północno-wschodnia część ergu wschodniego), strefa położona na NW i N od Poznania (piaskowce eoliczne przykryte utworami plaji) oraz strefa Konin – Kutno – Łódź (piaskowce fluwialne i podrzędnie eoliczne) [2]. Cechy właściwe dla zbiorników o niskiej przepuszczalności ujawniają się również w piaszczystych kompleksach utworów karbonu, występujących w podłożu permskomezozoicznego basenu polskiego, a przede wszystkim w strefie wielkopolskiej (rejon monokliny przedsudeckiej). Jednak podstawowymi problemami występowania gazu w tych kompleksach jest stosunkowo mały udział piaskowców w ich profilach, zbyt duża dojrzałość termiczna kompleksu dolno karbońskiego (Ro od 1,5 do 5%), oraz skomplikowana budowa 474 VI Krakowska Konferencja Młodych Uczonych, Kraków 2011 geologiczna, wynikająca z deformacji nasuwczo-fałdowych tych kompleksów, co utrudnia identyfikację generacji spękań naturalnych i uniemożliwia założenie prostej siatki otworów eksploatacyjnych. Zbiorniki o niskiej przepuszczalności występują również w obrębie kompleksów piaskowców środkowego kambru występujących w strefie niecki brzeżnej, a głównie zachodniej części basenu bałtyckiego, depresji podlaskiej i zrębowej strukturze lubelskiej. Ponadto istnieją podstawy geologiczne i złożowe, aby rozważyć możliwości udostępnienia poziomów o niskiej przepuszczalności w piaskowcach fliszu karpackiego, a także miocenu zapadliska przedkarpackiego. 4.2. Złoża gazu ziemnego w pokładach węgla Złoża gazu ziemnego w pokładach węgla mają zarówno inną genezę jak również sposób występowania w skałach zbiornikowych niż poprzednio wymieniane kategorie złóż. Węgiel jako skała organogeniczna złożona z macerałów jest zarówno skałą macierzystą, jak i zbiornikową. W zależności od reżimu termicznego, któremu poddana była węglowa substancja organiczna, występujący w węglu gaz ziemny może być biogeniczny lub termo katalityczny oraz zmienna zawartość metanu, ditlenku węgla, azotu i innych składników, co wpływa na jego wartość energetyczną. Najczęściej charakteryzuje się wysoką zawartością metanu i stąd jego nazwa CBM (coal-bad methan), choć stosowana jest również nazwa CBNG (coal-bad natural gas). Pokład węglowy jako układ zbiornikowy tworzy system przestrzeni o podwójnej porowatości i przepuszczalności. W takim układzie można wyróżnić dwa główne systemy hydrauliczne: porowatą matrycę węglową oraz sieć mikroszczelin i spękań o różnej genezie, a także różnej wielkości porów, wzajemnie komunikujących się ze sobą lub nieciągłych i izolowanych. Gaz ziemny występuje w węglu w 2-ch formach, jako: sorbowany czyli związany fizyko-chemicznie z substancją węglową pokładów węgla oraz wolny wypełniający pory i szczeliny w pokładzie, porowate skały płonne, szczeliny uskokowe etc. Najczęściej gaz ziemny występuje w formie zaadsorbowanej w matrycy, a jego ilość zależy od ciśnienia. W wyniku obniżenia ciśnienia następuje desorpcja gazu i dyfuzyjny wypływ z matrycy do mikroszczelin. Pokłady węglowe nie są izotropowe, a ich własności zmieniają się w zależności od składu maceralnego, rozwoju facjalnego, reżimu tektonicznego i termicznego oraz innych czynników. Wzrost stopnia uwęglenia i wzrost ciśnienia, przy spadku wilgotności i temperatury węgla, sprzyjają akumulacji metanu w pokładzie. W celu pozyskania gazu ziemnego z pokładów węgla stosowane są różne technologie eksploatacji, zależne głównie od budowy geologicznej złoża oraz stanu zaawansowania i metod eksploatacji złoża węglowego. W zależności od warunków lokalnych metan skoncentrowany w pokładach węgla kamiennego możliwy jest do pozyskania trzema sposobami: z degazacji eksploatowanych pokładów, z nieczynnych kopalń węgla oraz z pokładów nieudostępnionych robotami górniczymi za pomocą odwiertów z powierzchni pionowych i poziomych, z zastosowaniem dobranych systemów intensyfikacji przypływu. 475 Szafran M.M., Sikora S.: Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia... Tabela 3. Udokumentowane zasoby i wydobycie metanu z pokładów węgla w Polsce na koniec 1995 r. [14] Table 3. Proved reserves and production coal-bad methan in Poland on the end 1995 r. Wyszczególnienie Złoża udokumentowane ogółem (48 złóż) W tym złoża w obszarach eksploatowanych (29 złóż) W tym złoża w pokładach poza zasięgiem eksploatacji (19 złóż) Zasoby wydobywane [mln m3] Zasoby przemysłowe [mln m3] Emisja z wentylacją [mln m3] Wydobycie [mln m3] Bilansowe Pozabilans. 86 860,41 22 642,95 3 486,37 169,78 272,70 25 895,25 1 847,72 2 316,83 169,78 272,69 59 965,16 20 795,23 1 169,54 - 0,01 W połowie lat siedemdziesiątych XX w. w USA podjęto na skalę przemysłową eksploatację gazu ziemnego z pokładów węgla występujących w utworach górnego karbonu w Alabamie, a nieco później z pokładów węgla występujących w utworach kredy Zachodniego Interioru. Już w latach osiemdziesiątych w krajach posiadających znaczne zasoby węgla kamiennego, takich jak Chiny, Indonezja, Australia i in. przystąpiono do prac zmierzających do udostępnienia zasobów gazu ziemnego zakumulowanych w pokładach węgla zagłębi węglowych. To duże zainteresowanie problematyką pozyskiwania gazu ziemnego z pokładów węgla wynikało ze zmiany w postrzeganiu roli metanu dopływającego do kopalń z eksploatowanych pokładów. Sczerpywanie metanu z pokładów węgla nie tylko zmniejsza zagrożenie w kopalniach, ale również jest metodą pozyskania zasobów gazu ziemnego, zmniejszającego jego emisję do atmosfery. Szacuje się, że roczna emisja metanu na świecie wynosi ok. 600 mln t, z czego naturalne procesy absorbują ok. 560 mln t. Według danych z 2009 r. [14] z polskich kopalń węgla emituje się 810 mln m3 gazu ziemnego, z czego aż 560 mln m3 odprowadza się do atmosfery. Zasoby perspektywiczne gazu ziemnego zawartego w pokładach węgla Górnośląskiego Zagłębia Węglowego szacowane są przez PIG na 254 mld m3, z czego 150 mld m3 zaliczono do wydobywalnych zasobów bilansowych. Zasoby perspektywiczne Dolnośląskiego Zagłębia Węglowego oszacowano na 5 mld m3, natomiast brak dotychczas wiarygodnych oszacowań gazu ziemnego z pokładów węgla Lubelskiego Zagłębia Węglowego. Udokumentowane zasoby gazu ziemnego i wydobycie przedstawia tab. 3. Obok w/w szacunku zasobów gazu ziemnego w pokładach węgla GZW istnieją opracowania wskazujące na możliwość występowania tam znacznie większych zasobów, nawet 1328 mld m3. Eksploatację gazu w tym regionie podejmują na podstawie uzyskanych koncesji na poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobycie metanu z pokładów węgla spółki specjalistyczne, z których każda próbuje zastosować nieco odmienną technologię. Powszechną praktyką jest 476 VI Krakowska Konferencja Młodych Uczonych, Kraków 2011 stosowanie systemu wierceń poziomych i kierunkowych z powierzchni. Technologia polega na wstępnym odwierceniu otworów pionowych, następnie odwierceniu otworów kierunkowych i poziomych wzdłuż pokładu. Po uzbrojeniu odwiertu stopniowo obniża się ciśnienia w złożu węgla poprzez wypompowanie wody złożowej, co powoduje desorpcję i emisję metanu. Proces odwadniania może zająć od paru dni do kilku miesięcy i zależy od konfiguracji otworu wiertniczego. Generalnie produkcja wody zanika zanim ilość wydobywanego gazu osiągnie szczytową wydajność. Osiągnięcie najwyższego punktu wydobycia metanu („time-to-peak-gas”) jest decydującym parametrem, gdyż od tego momentu następuje znaczny spadek produkcji gazu. Podstawowym problemem występującym przy produkcji gazu ziemnego z pokładów węgla jest zrzut wód wydobywanych razem z gazem. 4.3. Złoża gazu ziemnego w łupkach Łupki ilaste występujące w seriach skał osadowych wszystkich basenów sedymentacyjnych były przedmiotem zainteresowania geologów naftowych z dwóch powodów: zawartości substancji organicznej zdolnej do generowania węglowodorów oraz bardzo małą przepuszczalność uniemożliwiającą przepływy mediów. Zawartość odpowiedniej ilości substancji organicznej w łupkach ilastych nadaje im cechy skał macierzystych, w których przy odpowiednich warunkach geochemicznych następuje transformacja nagromadzonej materii organicznej na płynne i gazowe węglowodory. Cząsteczki materii organicznej w wyniku ich destrukcji w procesach katagenetycznych pozostawiają przestrzenie porowe, posiadające możliwość komunikowania się ze sobą. Wypełniające te przestrzenie fluidy przejmują na siebie ciśnienie zbliżone do ciśnienia geostatycznego. Zaburzenie równowagi geostatycznej skał powoduje w płynach porowych powstanie gradientu ciśnienia skierowanego w górę nachylenia warstw. Przy pewnych wielkościach tego gradientu w skompaktowanych warstwach ilastych może dochodzić do mikrohydroszczelinowania, ułatwiającego wypływ wygenerowanych mediów do sąsiednich skał zbiornikowych. Mimo zachodzących procesów ekspulsyjnych nigdy nie dochodzi do całkowitego wydalenia wygenerowanych węglowodorów ze skał macierzystych. Ocenia się, że ok. 2/3 wygenerowanych węglowodorów pozostaje w skale macierzystej tkwiąc w jej mikrosporach i mikroszczelinach, lub jest sorbowane przez substancje mineralną i organiczną budującą skałę oraz wody porowe. Ta sytuacja sprawia, że skały macierzyste są równocześnie skałami zbiornikowymi, w których z powodu braku łączności hydraulicznej w przestrzeni porowej nie dochodzi do przepływu mediów. W celu pozyskania gazu ziemnego zakumulowanego w łupkach należy zburzyć strukturę skał w celu ich udrożnienia. Powszechnie stosowaną metodą udrożnienia łupków jest szczelinowanie hydrauliczne wykonywane w interwałach ich występowania w profilach odwiertów. Zabiegi takie powodują jednak wzrost kosztów pozyskania gazu ziemnego z tego rodzaju zbiorników. Wzmiankowany wyżej gwałtowny wzrost cen gazu ziemnego zapoczątkowany w latach siedemdziesiątych XX w. unowocześnienie techniki wiertniczej i technologii szczelinowania spowodowały, że zainteresowanie zasobami zakumulowanymi w łupkach narastało. Pionierami w tym zakresie były firmy z USA, które opanowały technikę wykonywania długich odcinków wierceń poziomych (niekiedy ponad 1500 m) i technologię masowego szczelinowania hydraulicznego. Specyfika budowy litologicznej łupków wymaga wykonania gęstej siatki wierceń i rozcięcie złoża serią odwiertów z długimi odcinkami poziomymi oraz ich wielokrotnym szczelinowaniu. W 1996 r. w USA z łupków produkowano 0,3 bilionów f3, 477 Szafran M.M., Sikora S.: Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia... a w 10 lat później produkcja z tego rodzaju zbiorników zwiększyła się trzykrotnie (do 1,1 biliona f3). Do 2005 r. odwiercono w USA 14990 odwiertów eksploatujących gaz ziemny z łupków [8]. Konsekwencją wzrostu produkcji była na przełomie 2008 r. i 2009 r. nadpodaż gazu ziemnego w USA, skutkiem czego zmniejszyło się tam zpotrzebowanie na gaz i na początku 2009 r. cena gazu spadła z prawie 14 USD za milion BTU do obecnego poziomu, czyli 3 – 4 USD za milion BTU. W kwietniu 2011 r. US Energy Information Administration (EIA) opublikowała raport przedstawiający szacunek zasobów gazu ziemnego w łupkach w 48 obszarach z 32 krajów świata. Według tego raportu Polska posiada możliwe do odkrycia zasoby gazu ziemnego w łupkach na poziomie 5,3 biliona m3 (rys. 4). Litwa Turcja Holandia Dania W Brytania Ukraina Szwecja Pakistan Indie Norwegia Francja Polska Libia Algieria Kanada Australia RPA Meksyk USA Chiny 40 36,1 35 30 24,4 25 19,3 20 13,7 11,2 11 15 8,2 6,5 10 5,3 5,1 2,4 1,8 1,4 1,2 1,2 0,7 0,6 0,5 0,4 5 0,1 0 Rysunek 4. Zasoby gazu ziemnego w łupkach niektórych krajów (biliony m3) – 5–04– 2011 r. [Źródło: EIA] Figure 4. Resources shale gas in same countries. 478 VI Krakowska Konferencja Młodych Uczonych, Uczon Kraków 2011 Rys. 5. Lokalizacja najważ najważniejszych europejskich basenów sedymentacyjnych, jnych, które mogą mog zawierać gaz ziemny w łupkach [5] Fig. 5. Location of the major European sedimentary basins with shale gas potential. W Polsce praktycznie od dwóch lat prowadzone są s prace badawcze i poszukiwawcze gazu ziemnego w łupkach występujących występuj w profilu utworów Niżuu Polskiego. Mimo prowadzenia od wielu lat badań geologicznych rozpoznanie poszczególnych regionów Polski pod względem możliwości ci wystę występowania powania gazu ziemnego w łupkach jest na etapie wstępnych wst badań regionalnych. Ministerstwo Środowiska wydało ydało 70 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie gazu ziemnego w łupkach. Obszary koncesyjne rozmieszczone są s w strefie synklinorium brzeżnego nego i syneklizy bałtyckiej, a za perspektywne uwa uważaa się łupki dolnego paleozoiku, w szczególności szczególnoś dolnego syluru, które występują w strefie lubelskiej na głębokości rzędu 2500 – 3000 m, natomiast w strefie niecki pomorskiej głębokość gł ich występowania jest rzędu ędu 4000 – 4500 m. Rozmieszczenie obszarów o potencjalnych możliwościach występowania powania gazu ziemnego w łupkach sylu sylurskich rskich przedstawia rys. 5, a położenie enie serii gazono gazonośnej w profilu pokazano na rys. 6. 479 Szafran M.M., Sikora S.: S. Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia... Rys. 6. Uproszczony profil litostratygraficzny dolnego paleozoiku w basenie bałtyckim wraz z pozycją łupków wzbogaconych w substancję substancj organiczną i pot potencjalnie zawierający cy gaz w łupkach. Mechanizmy subsydencji basenów według Poprawy i Pacześnej nej (2002) oraz Poprawy (2006a, 2006b)/ Poprawa (2010) [5] Fig. 6. Simplifed litostratygraphic section of the Lower Paleozoic in the Baltic Basin with position of organic o rich shales, being potential shale gas formation. Mechanism of basin subsidence after: Poprawa & Pacześna Pacze (2002) and Poprawa (2006a, 2006b)/ Poprawa (2010). Utwory ordowiku i syluru występują wyst na całym obszarze polskiej części częś platformy wschodnioeuropejskiej ropejskiej poza wyniesieniem mazursko-suwalskim. mazursko suwalskim. Oznakami bezpośrednimi bezpo możliwości ci akumulacji wę węglowodorów w tych utworach były objawy ropy naftowej stwierdzone w profilach ordowiku ord w odwiertach Łankiejmy 1 i Basze 1 oraz uzyskanie w odwiercie Kętrzyn IG-11 na głębokości gł ci 1870 m przypływu ropy naftowej [6]. Utwory syluru na wymienionym obszarze są s wykształcone w postaci czarnych łupków graptolitowych o miąższości szości ci od kilkuset do ponad 3000 m. W odwiercie Ko Koś Kościerzyna IG-1 miąższość utworów syluru wynosi 3300 m m. W spągowej części ci utworów syluru w niektórych strefach występuje puje seria mułowców lab zasilonych piaskowców, które mog mogą być dobrymi kolektorami gazu ziemnego. Najczęściej Najcz utwory sylurskie zalegają stosunkowo płasko, lub 480 VI Krakowska Konferencja Młodych Uczonych, Kraków 2011 są nieznacznie wygięte tworząc struktury oblekające. Jednak w zachodnim skrzydle niecki brzeżnej ulegają znacznym deformacjom. Utwory syluru, a także ordowiku stwierdzone w odwiertach Chojnice 3, Nowa Karczma 1, Miastko 1, Lutom 1, Stobno 1, Jamno 1, Lisów 1, Ruda Lubycka 1, Toruń 1 i in. są silnie zdeformowane, a kąty upadu osiągają wartości 70 - 90°. Tabela 4. Cechy zbiorników naturalnego i wstępnego oszacowania zasobów gazu ziemnego w łupkach sylurskich głównych basenów w Polsce [Źródło: EIA ARI Shale Gas Resources, czerwiec 20011] Table 4. Shale gas reservoir properties and initial resource assessment of Poland’s major basins. Podstawowe dane Rozmiary przestrzenne Własności zbiornikowe Zasoby dolny sylur landower Basen lubelski (11,882 mi2) dolny sylur wenlok Basen podlaski (4,306 mi2) dolny sylur landower 8,846 11,660 1,325 330 – 880 330 – 1115 360 – 720 575 415 540 8200 - 16400 12300 Nadhydrostat. 4.0% 6560 – 13450 10005 Nadhydrostat. 1.5% 5740 – 11350 8545 Nadhydrostat. 6.0% 1,75% 1,35% 6,0% Średnia Średnia Średnia 145 79 142 514 129 222 44 56 14 Powierzchnia głównych basenów Basen bałtycki (101,611 mi2) Formacja łupkowa Piętro Strefa perspektywna (mi2 ) Interwał Miąższość Bogata w [ft] SO Interwał Głębokość [ft] Średnia Ciśnienie złożowe Przeciętne TOC (wt.%) Dojrzałość termiczna [Ro%] Zaw. minerałów ilastych Koncentracja GIP [Bcf/mi2] Ryzyko GIP (Tcf) Ryzyko odzyskania (Tcf) Przesłankami do prognozowania istnienia akumulacji gazu ziemnego w łupkach sylurskich, a w szczególności kompleksów należących do pięter landeil i wenlok jest stosunkowo wysoka zawartość substancji organicznej typu sapropelowego, o dobrej dojrzałości termicznej, a także bardzo dobre parametry przestrzenne. Wstępne oszacowanie zasobów gazu ziemnego możliwego do akumulacji w utworach sylurskich podaje tabela 4. Podstawowymi problemami poszukiwań złóż gazu ziemnego w łupkach sylurskich jest nieregularność rozkładu facji mułowcowo piaszczystych w dolnej części tego systemu, stosunkowo słaba czytelność zapisów zdjęć sejsmicznych kartujących w/w utwory, znaczna głębokość ich występowania, szczególnie w strefie nadbałtyckiej, a także sprawy sporne w ocenie skutków prac poszukiwawczych i zabiegów intensyfikacyjnych w odwiertach na środowisko. 481 Szafran M.M., Sikora S.: Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia... 4.4. Złoża gazu ziemnego w hydratach Złoża gazu ziemnego uwięzione w hydratach zawdzięczają swoje istnienie specyficznej strukturze chemicznej ukształtowanej w określonych warunkach termodynamicznych z wody i cząsteczek metanu oraz innych gazów. Hydrat metanu nazywany też klatratam metanu, lodem metanowym, wodzianem metanu jest substancja krystaliczną odkrytą pod koniec XIX w. przez Paula Villarda, a zidentyfikowaną w latach trzydziestych XX w. w gazociągach przez E.G. Hammerschmdta. W latach sześćdziesiątych odkryto złoża hydratów na Syberii [7, 11], a w następnej dekadzie lat zidentyfikowano znaczne złoża hydratów na szelfie kontynentalnym [12]. Pierwszą próbkę hydratu ze złoża na szelfie kontynentalnym u wybrzeży Gwatemali uzyskano w 1981 r. w rdzeniu wiertniczym pobranym przez statek badawczy Glomar Challenger. Hydraty wiążą znaczne ilości metanu, bowiem w jego składzie chemicznym na 1 mol metanu przypada 5,75 mola wody, co odpowiada w ujęciu masowym: 85 % wody i 15 % metanu. W warunkach standardowych z 1 litra hydratu wydziela się 168 l metanu. W warunkach naturalnych hydraty tworzą się w strefie przydennej szelfu kontynentalnego i dna oceanicznego poniżej strefy stabilności hydratów GHSZ (Gas Hydrate Stability Zone), która w zależności od temperatury położona jest w strefie głębokości od 300 m w wodach arktycznych do 1100 m w głąb skał osadowych. W strefie występowania wiecznej zmarzliny stwierdzono, że hydraty są stabilne w interwale głębokości od 150 do ok. 2000 m. Światowe zasoby metanu zakumulowane w hydratach są ogromne, ale słabo rozpoznane. Dlatego wielkość szacowanych zasobów prezentowana przez różne instytucje naukowe zmienia się w bardzo dużych granicach, a ich maksymalne wartości osiągają 3x10 18 m3 [3, 11]. Do chwili obecnej nie podjęto eksploatacji gazu ziemnego z hydratów na skalę przemysłową. Trwają intensywne prace eksperymentalne i poszukiwanie efektywnej technologii pozyskania metanu z tego rodzaju złóż. Pierwsze próby pozyskania metanu z aglomeratu hydratowego przeprowadzono w 1999 r. za pomocą odwiertu w strefie rowu Nakai w pobliżu Japonii. W 2001 r. założono konsorcjum złożone z organizacji rządowych i komercyjnych z USA, Kanady, Japonii, Niemiec i Indii, które podjęło próbna eksploatację złóż hydratowych metanu w delcie rzeki Mackenzie w Kanadzie. Za pośrednictwem wykonanego tam odwiertu wstrzykiwano do złoża wodę o temp. 60° C, uzyskując po kilku godzinach przypływy gazu ziemnego. Bardziej efektywnymi metodami pozyskania metanu jest: obniżanie ciśnienia w odwiercie, stosowanie specjalnego palnika do kontrolowanego spalania gazu z hydratu, ale najbardziej efektywna metoda jest obecnie stosowanie mikrofal o określonej częstotliwości do podgrzewania strefy złożowej. Na obszarze Polskiej strefy Bałtyku nie ma obecnie warunków do tworzenia hydratów. Stożkowate zagłębienia spotykane na dnie Bałtyku mogą świadczyć, że hydraty mogły być obecne w strefie akwenu bałtyckiego w czasie zlodowaceń, ale po cofnięciu się lodowca uległy one destrukcji. 5. Podsumowanie Wyczerpujące się zasoby płynnych konwencjonalnych surowców energetycznych i równoczesne wzrastające zapotrzebowanie na naturalne źródła energii przy ich nierównomiernym rozkładzie georegionalnym i geopolitycznym, wzniecają niepokoje krajów posiadających deficyt surowców energetycznych o przyszłość ich gospodarek narodowych. Skutkiem pojawiających się kryzysów naftowych i gazowych jest systematyczny wzrost cen tych surowców oraz niepewność ich dostaw ze strony producentów. Przy malejącej skuteczności poszukiwań złóż konwencjonalnych, koncerny naftowe zaczęły zwracać uwagę 482 VI Krakowska Konferencja Młodych Uczonych, Kraków 2011 na niekonwencjonalne złoża ropy naftowej i gazu ziemnego. Zapoczątkowane w 1981 r. przez Georga T. Mitchell’a eksperymenty szczelinowania skał, skierowane na pozyskanie gazu ziemnego z łupków, zakończyły się sukcesem, który nazwany został „rewolucją naftową” lat dziewięćdziesiątych w USA. W ciągu ostatniej dekady lat na całym świecie, w tym również w Polsce, wystąpiło duże zainteresowanie firm naftowych poszukiwaniem niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego. Typowano regiony perspektywiczne i szacowano zasoby. Wszystko wskazuje na to, że mimo wysokich kosztów poszukiwań oraz wydobycia gazu ziemnego z niekonwencjonalnych złóż, a także innych problemów, przyjęty przez władze gospodarcze oraz firmy naftowe kierunek działalności górniczej związany z pozyskaniem tego cennego surowca będzie w Polsce rozwijany. Istnieją przesłanki i oznaki wskazujące, że głównymi obiektami poszukiwań niekonwencjonalnych złóż gazu w łupkach są łupki graptolitowe dolnego syluru, występujące w strefie niecki brzeżnej, a także łupki ilaste mioceńskiego zapadliska przedkarpackiego. Jednak głównymi ograniczeniami jest duża zmienność lito-facjalna tych utworów i brak homogenicznych kompleksów ilastych o dużej miąższości i bardzo zmienna zawartość substancji organicznej. Dokumenty geologiczne wskazują, że utwory czerwonego spągowca występujące w strefie wielkopolskiej dają szanse odkrycia złóż gazu ziemnego w skałach o niskiej przepuszczalności. Złoża tego typu mogą występować również w piaskowcach kambru strefy bałtyckiej, utwory karbońskie z podłoża permsko-mezozoicznego basenu polskiego oraz strefy przedsudeckiej. Informacje geologiczne uzyskane na podstawie analizy dokumentów i wyników badań wskazują, że przy zastosowaniu dobrze dobranych technologii możliwe jest pozyskanie gazu ziemnego również z pokładów węgli polskich zagłębi węglowych. Literatura [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] Badak J.: Łupki bitumiczne w utworach serii menilitowej w Karpatach Środkowych. Inst. Geol., Z badań geologicznych w Karpatach, t. 199, z. 11, s. 73 – 126, 1966. Buniak A., Kwolek K., Kiersnowski H., Kuberska M.: Perspektywy poszukiwań złóż gazu ziemnego w piaskowcach czerwonego spągowca o słabych własnościach zbiornikowych (typu „tight gas”) w strefie Poznań – Konin – Kalisz. First Breac EAGE, 2008. Collett T., Kuuskraa V.: Hydrates contain vast store of world gas resources. Oil&Gas Journal, v. 96 (19), pp. 90 – 95, May 11, 1998. Hubbert K. M.: Nuclear Energy and the Fossil Fuels. Publication No. 95, Shell Development Company, Exploration and Production Research Division, Houston, 1956. Górecki W., Poprawa P., Rychlicki S.: Perspektywy poszukiwań niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego. Materiały V Polskiego Kongresu Naftowców i Gazowników: „Przemysł naftowy i gazowniczy strategicznym elementem programu rozwoju gospodarczego Polski do 2030 roku”, Bóbrka, 12 – 14 maja 2010 r., s. 51 – 62. Karnkowski P.: Złoża gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce. Wyd. TG „Geos” Kraków. 1993. Krasoń J.: Stady of 21 marine basins indicates wide prevalence of hydrates. Offshore, August 1994, pp. 34 – 35. Kuuskraa V. A.: Reserves production grew greatly during last decade. Oil& Gas Journal, 3 Sept 2007, pp. 35 – 39. 483 Szafran M.M., Sikora S.: Niekonwencjonalne źródła energii w Polsce - szanse odkrycia... [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] MacGregor D.: Factors Controlling the Destruction or Preservation of Giant Light Oilfields. Petroleum Geoscience, vol. 2, 1996. Magara K.: Static versus dynamic interpretation in petroleum geology. Bull. AAPG, v. 65, pp. 531 – 539, 1981. Makogon Y. F., Trebin F. A., Trofimuk A. A., Tsarev V. P., Cherskiy N. V.: Detection of a pool of natural gas in a solid (hydrated gas) state. Dokl. Akad. Nauk SSSR, vol. 196, pp. 197 – 200. Max M. D., Lowrie A.: Oceanic methane hydrates: A “frontier” gas resource. Jour. Pet. Geol., vol. 19, pp. 95 – 112, 1996. Meadows D. H., Meadows D. L., Randers J., Behrens III W.W.: Granice Wzrostu. Państwowe Wydawnictwo Ekonomiczne, Warszawa, 1973. Stopa J., Rychlicki S.: Możliwości pozyskania węglowodorów ze złóż węgla w Polsce. Materiały IV Polskiego Kongresu Naftowców i Gazowników: „Współczesne wyzwania i kierunki rozwoju polskiego górnictwa naftowego, przetwórstwa ropy naftowej i gazownictwa”, Bóbrka, 13 – 15 maja 2009 r., s. 106 – 119. Stosur G. J. J.: Energy in the XXIst century – Unconventional oil & gas. Géologues n°127, décember 2000, pp. 99 – 105. MARIA MAGDALENA SZAFRAN, SYLWIA SIKORA Unconventional energy sources, shale gas, natural gas from coal deposits, natural gas from low-permeability rocks, coal–bed methane, tight gas, hydrates. Keywords unconventional sources of energy - natural gas from shale - natural gas from coal - natural gas from rocks low permeability - shale gas - coal bed methane - tight gas - hydrates. Summary Rapid development of the industry in XXth century was followed by increase in demands for energy. In these circumstances, the future of the energy sources and word energetic safety became unclear. Oil and gas industry crisis in the 1970s ended the era of cheap oil and natural gas, which were intensively exploited from the natural resources. As depletion of conventional energy sources become evident, unconventional energy sources aroused great interest. Scientific research indicate the possibility of occurrence of large accumulations of oil in oil shale, tar sands and natural gas in slate rocks, low-permeability sands, coal-bed methane and hydrates. Article presents possibilities of the unconventional oil and gas sources discovery in Poland and problems related to its exploration and exploitation. Special attention was drawn to the potential occurrence of unconventional gas sources in Ordovician and lower Silurian slate series in the zone of marginal trough. Studies conducted so far, indicate also for possibility of natural gas sources in low-permeable Rotliegendes, mainly in the central basin. This type of deposits can also be found in low-permeable sandstones of other lithostratigraphic series (i.e. carbon sandstones in the Foresudetian Monocline, middle Cambrian sandstones of the Baltic basin, sandstones of the Carpathian flish). 484
