Wiesław Prugar: Polska pozostaje dla nas priorytetowym obszarem

Komercjalizacja zasobów przewidywana w strategii odnosiła się zarówno do konwencjonalnych jak i niekonwencjonalnych nagromadzeń węglowodorów. Dzięki dokonanym akwizycjom zagranicznym cele dotyczące zakładanych poziomów wydobycia osiągnęliśmy wcześniej niż prognozowaliśmy. Systematycznie pracujemy też nad analizą własności polskich skał niekonwencjonalnych, kalibrujemy technologię i szukamy inspiracji w koncepcjach badawczo-rozwojowych. Spowolnienie tempa poszukiwań w Polsce oraz warunki makroekonomiczne wymuszają prowadzony obecnie przegląd zgromadzonych danych pod kątem perspektywiczności obszarów na których prowadziliśmy dotąd prace.

Jak wygląda zawansowanie prac prowadzonych przez ORLEN Upstream - ile odwiertów zostało zrealizowanych, ile wśród nich jest horyzontalnych ?

ORLEN Upstream posiada obecnie osiem koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce, zlokalizowanych na terenie województwa lubelskiego, łódzkiego i mazowieckiego. Ich łączna powierzchnia wynosi ok. 6500 km2. Od 2011 roku, w ramach tych bloków koncesyjnych, wykonaliśmy trzynaście odwiertów poszukiwawczych, w tym dziewięć pionowych za gazem z łupków, w miejscowościach: Syczyn, Berejów, Goździk, Nowy Stręczyn, Nowy Uścimów, Dobryniów, Kisielsk i Kąck, cztery horyzontalne (w Syczynie, Berejowie, Nowym Stręczynie i Kisielsku) oraz jeden w złożach konwencjonalnych na terenie koncesji Lublin. 

Wiercenia prowadziliśmy również na łotewskim szelfie Morza Bałtyckiego oraz w Wielkopolsce – wspólnie z partnerem PGNiG SA. W latach 2013-2014 przeprowadziliśmy też trzy złożone zabiegi szczelinowania hydraulicznego. Oprócz prac wiertniczych i intensyfikacyjnych wykonaliśmy szereg prac badawczych, których celem było opracowanie modelu geologicznego analizowanych obszarów. Pod tym kątem wytyczyliśmy ponad 2000 km nowych profili sejsmicznych i przeanalizowaliśmy historyczne dane geologiczne z kilkunastu tysięcy km. Wszystkie dane, uzyskane zarówno w wyniku wykonanych odwiertów oraz zabiegów stymulacji złóż, jak również badań sejsmicznych, poddawane są szczegółowej analizie.

Gdzie i jakie zabiegi stymulujące są realizowane przez Państwa spółkę?

Mamy za sobą trzy złożone zabiegi szczelinowania. W 2013 r. przeprowadziliśmy zabieg w otworze Syczyn-OU2K na terenie gminy Wierzbica oraz w otworze Berejów-OU2K w gminie Niedźwiada, natomiast jesienią 2014 r. wykonane zostało szczelinowanie otworu Stoczek-OU1K w miejscowości Kisielsk. Były to jedne z największych i najbardziej zaawansowanych technicznie operacji tego typu wykonanych dotychczas w Polsce i Europie. Po zakończeniu zabiegów przeprowadziliśmy testy produkcyjne, czyli monitorowaliśmy i rejestrowaliśmy parametry przepływu surowca z głębi otworu na powierzchnię ziemi. Nasze plany na 2015 r. nie wykluczają wykonania kolejnych zabiegów szczelinowania w już odwierconych otworach, jednak szczegółowy zakres i harmonogram tych prac będzie zależał od interpretacji wyników na drodze prowadzonych przez nas obecnie analiz.

Czy w pracach poszukiwawczych przy szczelinowaniu stosuje się w Polsce proppanty czy piasek?

Szczelinowanie hydrauliczne jest zawsze poprzedzone wielomiesięcznymi, a często wieloletnimi przygotowaniami. Dopiero szczegółowe zbadanie własności danej formacji skalnej pozwala na perfekcyjne zaprojektowanie zabiegu, a kluczową kwestią w tym zakresie jest precyzyjne dobranie składu cieczy szczelinującej i proppantu. To, czy elementem płynu zabiegowego będzie starannie wyselekcjonowany piasek naturalny czy ceramiczny, uzależnione jest od warunków panujących w skale i testów przeprowadzonych na poszczególnych próbkach proppantu. Dotychczas korzystaliśmy zarówno z piasków kwarcowych różnej ziarnistości, jak i proppantów ceramicznych.

Na ile różni się specyfika formacji łupkowych w Polsce od tych za oceanem? Czy geologia to główny powód rezygnacji zagranicznych graczy z poszukiwań w Polsce ?

Charakterystyka polskich skał niekonwencjonalnych, jak również rezultaty dotychczasowych prac badawczych i testów produkcyjnych jednoznacznie wskazują, że polskie nagromadzenia węglowodorów znacząco różnią się, i są zarazem o wiele trudniejsze, od tych które charakteryzują „łupkowe” baseny północnoamerykańskie. Wynika to przede wszystkim z dużej głębokości zalegania skał ilasto-mułowcowych (średnio 3-4 km p.p.t.), podczas gdy złoża w Stanach Zjednoczonych czy w Kanadzie dostępne są już na głębokości ok 1,5 km. 

Kolejnym niezwykle istotnym czynnikiem wpływającym na trudności, jakie napotkali operatorzy prowadzący poszukiwania w naszym kraju, była jakość polskich nagromadzeń gazu i ropy w potencjalnych złożach niekonwencjonalnych. Cechą polskich łupków, jak wynika z prac poszukiwawczych prowadzonych w Polsce od ponad 5 lat, jest niska miąższość warstw potencjalnie produktywnych, która w najkorzystniejszych strefach wynosi poniżej 50 m (co jest porównywalne do średniej jakości złóż w USA), zaś w pozostałych obszarach regionalnych basenów nie przekracza 10-20 m. Ponadto polskie łupki cechuje stosunkowo wysoka zawartość minerałów ilastych, co wpływa na ich niską przepuszczalność i podwyższoną zawartość węglanów. 

Jednocześnie ilość substancji organicznej w skale jest stosunkowo niska, co stanowi najważniejszy z dotychczas określonych elementów ryzyka poszukiwawczego. Średnia zawartość substancji organicznej (TOC) w obrębie interwałów potencjalnie produktywnych w Polsce osiąga 3-5, a w eksploatowanych basenach w USA jest to zwykle dwukrotnie więcej. Celem długoterminowym powinna być optymalizacja metod szczelinowania i dążenie do maksymalnego zwiększenia efektywności osiąganych przypływów z otworów, w wyniku wykonanych zabiegów intensyfikacyjnych. 

Jeśli nie łupki to czerwony spągowiec? Koncentrują się Państwo na złożach łupkowych czy inne zasoby niekonwencjonalne - np. gaz zamknięty - także są w obrębie zainteresowań ORLEN Upstream ?

Od dłuższego czasu przedmiotem naszych analiz są również skały czerwonego spągowca, który – jak od dawna wiadomo - może zawierać nagromadzenia ropy naftowej czy gazu ziemnego. W Polsce prace związane z poszukiwaniem złóż typu tight gas prowadzimy od 2011 r. w okolicach Sieradza. Pierwszy etap badań terenowych, po analizie archiwalnych danych, został zrealizowany na tym obszarze w 2013 roku. W pierwszej połowie tego roku ponownie przystąpiliśmy do badań sejsmicznych. Tym razem miały one na celu doprecyzowanie budowy geologicznej regionu na granicy powiatów sieradzkiego, łaskiego i wieluńskiego. Obecnie trwają analizy oraz interpretacja badań sejsmicznych, które będą postawą do dalszych decyzji odnośnie prac na tym terenie.

Czy polski potencjał związany z łupkami nie pada przypadkiem ofiarą negatywnego PR-u gazu łupkowego w Europie ?

Gaz ziemny pozyskiwany ze złóż niekonwencjonalnych bez wątpienia ma wciąż potencjał, aby stać się istotnym elementem kształtującym politykę energetyczną Unii Europejskiej. Z drugiej strony, musimy pamiętać, że poszczególne kraje członkowskie działają w warunkach pełnej niezależności, jeśli chodzi o kwestie kształtowania wewnętrznych polityk, w tym strategii surowcowych. Nie w każdym kraju UE gaz ziemny ze złóż krajowych postrzegany jest jako element niezależności i bezpieczeństwa energetycznego. Widać to było wyraźnie w debacie publicznej toczonej na różnych forach Unii Europejskiej. Osobiście jednak nie przeceniałbym wpływu tej debaty, a szczególnie argumentów podnoszonych przez przeciwników gazu niekonwencjonalnego, na losy polskiego projektu łupkowego. W polskich warunkach dużo większe znaczenie ma przede wszystkim geologia, uwarunkowania administracyjno-prawne, czy system fiskalny w obszarze wydobycia. Społeczna i polityczna aprobata naturalnie są nie do przecenienia, jednak nadal kluczową kwestią wydaje się być stworzenie spójnej wizji polityki energetycznej naszego kraju oraz opracowanie katalogu zachęt dla kolejnych projektów inwestycyjnych w sektorze upstream w Polsce.

Kiedyś w wywiadzie mówił Pan o fazie „niemowlęcej euforii” i fazie „dojrzałości” w kwestiach łupkowych. Czy ucieczka wielu inwestorów zagranicznych może być odebrana jako przejaw „dojrzałości” ?

Jak Pan zapewne pamięta, we wspomnianej wypowiedzi zwracałem również uwagę, na potrzebę rozwagi, cierpliwość, konsekwencji, racjonalizmu i ciężkiej pracy, by na tak rozległym obszarze znaleźć zasoby o najwyższym potencjale komercjalizacji. I dokładnie to miałem na myśli mówiąc o fazie „dojrzałości”. Rozbudzone początkowo nadzieje i szacunki dotyczące zasobności polskich złóż zostały skonfrontowane z realiami trudniejszych, jak się okazało, uwarunkowań geologicznych i otoczenia regulacyjnego, które wymagało dostosowania do nowych warunków w jakich znalazła się branża. Po blisko 5 latach wiemy już powszechnie, a nie wyłącznie w branży, że poszukiwanie i rozpoznawanie węglowodorów ze złóż niekonwencjonalnych to proces długotrwały i kapitałochłonny, a jednocześnie obarczony wysokim ryzykiem inwestycyjnym. Wiemy również, że średnie szacowane wydobycie gazu z otworów w przebadanych dotychczas formacjach łupkowych w Polsce może znajdować się na stosunkowo niskim poziomie. 

Myślę też, że w obecnej sytuacji możemy mówić o stabilizacji polskiego projektu łupkowego, a debata na temat prawdopodobnych zasobów zmienia się w rzeczową i dojrzałą dyskusję na temat jakości potencjalnych złóż oraz faktycznych zasobów, szacowanych na podstawie aktualnych, a nie jak to miało miejsce na początku – historycznych danych.

Jakich zmian prawnych potrzeba dla polskiej branży łupkowej?

Największym wyzwaniem jest ciągły proces dostosowywania polskiego prawa do specyfiki działalności naftowej. Wejście w życie nowej ustawy prawo geologiczne i górnicze oraz ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym, jak również opracowanie założeń tzw. specustawy węglowodorowej wprowadziły do due dilligence inwestorów nowe ryzyko prawno-polityczne. Firmy decydujące się na inwestycje w Polsce analizowały niezmienny od lat system fiskalno-prawny, po czym znalazły się w samym centrum wieloletniej publicznej debaty na ten temat i kolejnych zmian. Rzetelna ocena uchwalonych przepisów będzie możliwa dopiero na podstawie efektów ich implementacji w praktyce. Konfrontacja nowych rozwiązań z rzeczywistością, w jakiej funkcjonuje branża upstream, już dziś pokazuje jednak, że nie wszystkie zapisy sprzyjają efektywnej działalności inwestycyjnej w obszarze poszukiwań i wydobycia złóż węglowodorów. 

Jak można odbierać wydźwięk ostatniego raportu środowiskowego Ministerstwa Środowiska? Czy to szansa dla polskiego wydobycia ?

Od 2009 r. jednym z najczęściej podnoszonych w debacie publicznej aspektów potencjalnie negatywnego oddziaływania na środowisko prac związanych z poszukiwaniem gazu z łupków, była możliwość zanieczyszczenia poszczególnych elementów środowiska m.in. w wyniku prowadzenia zabiegów szczelinowania hydraulicznego. W tym kontekście raport Generalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska jest bez wątpienia niezwykle istotnym przekazem niezależnych ekspertów oraz przedstawicieli instytucji państwowych w dyskusji na temat bezpieczeństwa prowadzonych prac w sektorze upstream. Raport przygotowany na zlecenie Ministerstwa Środowiska to kolejne, po raporcie Polskiego Instytutu Geologicznego opublikowanym w 2013 r., opracowanie odnoszące się do wpływu prac poszukiwawczych na stan środowiska naturalnego. Na uwagę zasługuje fakt, że był to pierwszy, realizowany na tak szeroką skalę, zarówno w Polsce, jak i w Europie, projekt badawczy, mający na celu rzeczywistą ocenę wpływu procesu poszukiwania i rozpoznawania złóż ropy naftowej i gazu z użyciem szczelinowania hydraulicznego na otoczenie. Zrealizowany na siedmiu poligonach badawczych, obejmujący wszystkie etapy procesu potwierdził jednoznacznie brak znaczącego, negatywnego oddziaływania prowadzonych przez koncesjonariuszy prac na poddane analizie elementy środowiska. Jest to zatem nie tylko ważny głos w dialogu z lokalną społecznością, ale i istotny sygnał skierowany do opinii publicznej, że działalność prowadzona zgodnie z przepisami prawa i dobrymi praktykami oraz z zachowaniem wszelkich norm bezpieczeństwa jest gwarancją bezpiecznej realizacji prac poszukiwawczych.

Jak wyglądają najbliższe plany działania ORLEN Upstream w warunkach kanadyjskich? Jak wygląda porównanie kosztów działalności poszukiwawczej w Polsce i Kanadzie?

Nasze najbliższe plany na rynku kanadyjskim determinowane są przede wszystkim przez aktualną sytuację na rynku ropy naftowej i gazu ziemnego. Utrzymujące się niskie ceny surowców oznaczają dla naszej kanadyjskiej spółki konieczność optymalizacji programu prac. Ma to wpływ na tempo i skalę prac poszukiwawczo-rozpoznawczych oraz przekazywanie kolejnych otworów do wydobycia. 

W najbliższym czasie planujemy utrzymanie produkcji na dotychczasowym poziomie. Jednocześnie cały czas analizujemy rynek północnoamerykański, w tym kanadyjski pod kątem możliwości przejęcia kolejnych produkujących aktywów. Trudno porównywać ze sobą koszty prowadzenia działalności poszukiwawczej w Polsce i Kanadzie, ponieważ mamy do czynienia z dwoma bardzo różnymi od siebie rynkami. Różnice te dotyczą zarówno warunków geologicznych, jak i kwestii fiskalno-regulacyjnych czy infrastrukturalnych. Kanada jest dojrzałym, w pełni ukształtowanym rynkiem, na którym działania poszukiwawcze, także za niekonwencjonalnymi nagromadzeniami węglowodorów, prowadzone są od wielu lat. Sprzyjające warunki geologiczne oraz konkurencyjny rynek usług serwisowych, a także przyjazny dla inwestorów reżim prawno-podatkowy to kluczowe elementy pozwalające prowadzić prace na tamtejszym rynku w sposób efektywny pod względem kosztowym.

Czy ORLEN Upstream rozważa ubieganie się o któreś z koncesji, na których wcześniej działali operatorzy, którzy zaprzestali poszukiwań?

Nie wykluczamy rozszerzenia obszaru poszukiwań w Polsce. Stale analizujemy zarówno dostępne bloki koncesyjne, jak i możliwości akwizycyjne. 

Czy ORLEN Upstream rozważa w ogóle rezygnację z poszukiwań łupkowych – jakie kryteria musiałyby zaistnieć, aby do tego doszło?

Nasza firma, jako spółka celowa PKN ORLEN, powołana do realizacji działań w segmencie upstream konsekwentnie realizuje przyjęte w ostatniej strategii biznesowej Koncernu założenia dot. rozwoju tego filaru działalności Grupy. Celem jest budowa zdywersyfikowanego, stabilnego i zróżnicowanego regionalnie portfela aktywów węglowodorowych. W codziennej pracy wykorzystujemy zgromadzoną dotychczas wiedzę i przyjmujemy aktualne benchmarki dla prowadzonych działań operacyjnych. Na przestrzeni ostatnich lat udało nam się zbudować bazę zasobową w Kanadzie o potencjale 50 mln boe 2P. Zgromadziliśmy zespół kompetentnych specjalistów zdolnych do zarzadzania globalną działalnością poszukiwań i wydobycia. Polska pozostaje jednak dla nas priorytetowym obszarem i mogę zapewnić, że nie brakuje nam koncepcji poszukiwawczych odnoszących się do regionalnych basenów geologicznych.