Polskie łupki gazonośne są średniej jakości; daleko im do najlepszych formacji Ameryki, ale i tak zawierają pokaźne ilości węglowodorów, które powinny dać się wydobyć - oceniali uczestnicy poniedziałkowej konferencji naukowej Shale Science w Warszawie.
Richard E. Lewis z firmy wydobywczej Schlumberger przedstawił najnowsze interpretacje danych z odwiertów Syczyn i Berejów na Lubelszczyźnie, na koncesjach Orlen Upstream. Jak podkreślał, jeden z głównych wskaźników - zawartość materii organicznej (TOC) - jest w lubelskich łupkach sylurskich znacząco niższy niż w amerykańskich formacjach. Wynosi 1,5-2 proc. w porównaniu do 3,3-3,6 proc. w amerykańskich formacjach Marcellus i Barnett.
Lewis zaznaczył jednak, że czynnik ten nie jest decydujący; w niektórych formacjach w Pensylwanii i Ohio TOC wynosi ok. 2 proc., a są one z powodzeniem eksploatowane. Podkreślił, że lubelskie łupki, mimo niskiej zawartości węglowodorów oraz nie najlepszych innych parametrów - jak przepuszczalność czy porowatość skały, mają olbrzymią zaletę - ich warstwa jest bowiem bardzo gruba, sięga 75 m. - To drugie pod względem grubości łupki, które widziałem na świecie - podkreślił Lewis. Wyjaśnił, że najgrubsze są formacje w Argentynie - są tak grube, że w zasadzie nie trzeba w nich dokonywać odwiertów poziomych, do wydobycia wystarczy szczelinować otwory pionowe.
Według Lewisa, dzięki grubości całkowita zawartość gazu wynosi ok. 1,1, mld m sześc. na km kwadratowy, co nie oznacza, że całość da się wydobyć. Z danych Schlumbergera wynika, że w najlepszych formacjach amerykańskich wskaźnik ten sięga 2 mld m sześc. na km kw.
Lewis zwrócił uwagę na dane o występowaniu pewnych formacji gliny w złożu, przypominając, że glina źle poddaje się szczelinowaniu hydraulicznemu, bo szczeliny w niej bardzo szybko się zamykają. Ocenił jednak, że ilość gliny nie odbiega znacząco od formacji w Ameryce, jednak może ona być sporym wyzwaniem przy eksploatacji.
Podkreślił jednocześnie, że odwiert Barejów wykazał obok gazu obecność płynów - kondensatu i ropy, co jest korzystniejsze dla ekonomii wydobycia. Lewis przypomniał jednocześnie, że możliwość wydobycia ropy zależy od rozmiaru porów w skale i jest niemożliwe, gdy pory te są zbyt małe. Często 20-40 proc. węglowodorów jako ropa zostaje w złożu z powodu małych porów i wydobyć się już nie da - zaznaczył.
Z przedstawionych przez geologa z Instytutu Studiów Energetycznych Pawła Poprawę najnowszych danych o polskich łupkach wynikało, że najwyższy wskaźnik TOC występuje w basenie w centrum Polski i na Pomorzu. Jednak ciągnący się od Warszawy na Pomorze centralny pas leży z najwyższym TOC bardzo głęboko i jest słabo zbadany, choć sprawia wrażenie "intrygującego". Zdaniem Poprawy największy potencjał wydobycia gazu z łupków w tej chwili występuje na Pomorzu, w północnej części wyniesienia łebskiego. Zauważył jednak, że jest to dość ograniczony obszar.
Poprawa wskazał również, że z najnowszych rezultatów wynika, iż pomorskie formacje łupkowe są dość cienkie, nie przekraczają 40 m grubości a pomiędzy nimi znajdują się bariery - warstwa, które nie poddaje się szczelinowaniu hydraulicznemu.
Z przyczyn ekonomicznych lepiej jest szczelinować "na raz", ale bariera to uniemożliwia, pokonanie tego problemu będzie dużym wyzwaniem - mówił Poprawa.
Przypomniał też, że na razie testy wydobywcze na polskich odwiertach przynoszą dużo niższe wyniki niż w Ameryce. Z kolei Lewis przypomniał, że na jednej z amerykańskich formacji łupkowych, których eksploatację zaczęto stosunkowo niedawno, przepływy są tak wysokie, i że kosztujący miliony dolarów odwiert spłaca się po sześciu tygodniach.
