Wielkość zasobów prognostycznych w Polsce umożliwia wiarygodne przygotowanie programów poszukiwawczych na lata 2004-2010 i odtworzenie zasobów geologicznych wydobywanych przy wzrastającym rocznym wydobyciu gazu ziemnego i ropy naftowej. Dzisiaj na świecie przyjmowana jest nowa doktryna dokumentowania zasobów węglowodorów, która zakłada, że przy określonym zapotrzebowaniu na gaz ziemny i ropę naftową w danym kraju, angażowane są odpowiednie środki inwestycyjne, co przy nieustannym postępie technicznym i technologicznym w geofizyce, geologii naftowej i wiertnictwie doprowadza do przekwalifikowania części zasobów prognostycznych w zasoby geologiczne i wydobywalne.

Jaka jest wielkość zasobów prognostycznych w Polsce?

Wyniki badań basenów naftowych w Polsce prowadzone w Akademii Górniczo-Hutniczej upoważniają do sformułowania opinii, że zasoby prognostyczne są większe, aniżeli do tej pory zakładaliśmy. Obliczone w 1994 roku zasoby są zaniżone na co wskazują odkrycia nowych złóż w ostatnich kilku latach. Zasoby prognostyczne są najprawdopodobniej wielokrotnie większe, aniżeli przyjmowano do tej pory. Dotychczasowa ocena zasobów prognostycznych gazu ziemnego w utworach czerwonego spągowca na obszarze Polski (1994) przewidywała wielkość zasobów rzędu 215 mld m3.

W świetle nowych badań, dopływu nowych materiałów geofizycznych i geologicznych, zasoby te są znacznie większe. Oceny oparte li tylko o ogólną analizę geologiczno-naftową (Górecki, 2006) utworów czerwonego spągowca pod kątem możliwości występowania złóż gazu ziemnego w pułapkach konwencjonalnych oraz akumulacji gazowych w nisko przepuszczalnych skałach zbiornikowych (tight gas) wskazują, że zasoby prognostyczne gazu ziemnego w utworach czerwonego spągowca i wapienia cechsztyńskiego mogą osiągnąć wielkość 2-3 bilionów m3. Inny przykład to zasoby prognostyczne w poziomie dolomitu głównego w basenie permskim ocenione na 28 mln ton (1994).

Nowe odkrycia m.in. złoże BMB i złoża w rejonie Międzychodu przyniosły całkowite przewartościowanie zasobów. I tak na złożu BMB zasoby geologiczne ropy naftowej wyliczono na około 74 mln ton, a w rejonie Międzychodu ocenia się, że zasoby geologiczne mogą przekroczyć kilkanaście milionów ton.

Powyższe przykłady wskazują na konieczność weryfikacji zasobów prognostycznych w prowincjach naftowych Polski i w poszczególnych formacjach. Dopływ nowych informacji geologicznych i geofizycznych oraz odkryć złożowych połączonych z postępem technicznym i technologicznym w badaniach, wskazują na znacznie większe perspektywy na odkrycia nowych złóż węglowodorów w Polsce.

NIŻ POLSKI
FORMACJA KAMBRYJSKA

Perspektywiczne do dalszych poszukiwań są utwory zbiornikowe kambru, w obrębie starej platformy od szelfu bałtyckiego i syneklizy perybałtyckiej po obszar podlasko-mazowiecko-lubelski i strefę T-T.

Przemysłowe złoża ropy naftowej i gazu ziemnego odkryto w piaskowcach kambru środkowego w północnej części syneklizy perybałtyckiej: w okręgu kaliningradzkim, na Litwie i w obrębie akwenu Bałtyku. Roponośność i gazonośność osadów kambryjskich uwarunkowana jest kilkoma zasadniczymi czynnikami. W pierwszym rzędzie czynnikiem decydującym o roponośności jest istnienie pułapek strukturalno-tektonicznych w nałożeniu na sprzyjający rozwój litofacjalny serii kambryjskiej. Jednym z istotnych problemów poszukiwawczych jest wydzielenie stref zmniejszającej się miąższości piaskowców i obszarów o największej zmienności litofacjalnej, związanych z lokalnymi paleostrukturami synsedymentacyjnymi. Tego rodzaju strefy mogą się wiązać z występowaniem pułapek litologicznych i stratygraficznych.