MASARYKOVA UNIVERZITA PŘÍRODOVĚDECKÁ FAKULTA ÚSTAV GEOLOGICKÝCH VĚD
Ekonomické a environmentální aspekty těžební otvírky a těžby břidličného plynu na území jižní Moravy Rešerše k diplomové práci Bc. Lenka Angelika Tichá
Vedoucí práce:
doc. RNDr. Slavomír Nehyba, Dr.
Předkládaná práce se zabývá aktuální problematikou břidličného plynu (shale gas) v ČR. Hlavním cílem práce bylo vyhodnotit perspektivnost navržené geologické jednotky jako zdroje břidličného plynu, navržení průzkumu a posouzení ekonomičnosti průzkumu a těžby potenciálního zdroje na vybrané pilotní lokalitě, a dále vyjádřit potenciální riziko dopadu těžby břidličného plynu na životní prostředí. Po prvních zprávách o úspěšnosti těžby v USA v roce 2007 se většina států s potenciálními zásobami břidličného plynu soustředila na průzkum geologických jednotek panenských oblastí. Pro nejznámější ložisko Marcellus Shale se předpokládá obsah až 525 mld. kubických stop plynu, což je ekvivalent spotřeby USA na 25 let. Vzhledem k tomu, že donedávna proudila od cizích dodavatelů do USA většina zkapalněného zemního plynu na světě, jednalo se o rychlý posun k energetické soběstačnosti (Zajíček 2012). Tato skutečnost a ekonomická bilance novodobé těžby se staly velkým lákadlem pro další státy, jejichž cílem je energetická soběstačnost a snížení závislosti na dodávkách zemního plynu z Ruska a posílení energetické bezpečnosti producentských zemí (The Economist 2011).
Obr. 1: Poměry celkových zásob uhlovodíků (povrch pyramidy) v tradičních a netradičních ložiscích (Bujok et al. 2012). V Evropských zemích se však na rozdíl od USA v nedávné době slibně rozjetá idea téměř zastavila. Návrhy na detailní průzkumy území, plánování zkušebních vrtů i pokusnou těžbu bylo potřeba zastavit a přehodnotit vliv a dopady na životní prostředí, a posoudit přístup v rámci jednotlivých evropských států (The Economist 2011). USA jsou tak stále jediným státem, který zvládá těžbu břidlicového plynu ve velkém rozsahu. V současné době převládá mezi odbornou veřejností názor, že v nekonvenčních typech ložisek je podstatně více zásob než v tradičních ložiscích (obr. 1).
Ložiska uhlovodíků Pro vznik ložiska ropy případně plynu, musí být splněny dvě základní podmínky – existence vydatné zdrojové horniny a přítomnost rezervoáru s dobrým těsnícím horizontem. Zpravidla typická dobrá zdrojová hornina je špatný rezervoár a naopak. Uhlovodíky po svém vzniku migrují do rezervoárové horniny s otevřenými póry, které zpravidla zabírají 5-20 % celkového objemu. Tento druh ložisek je v současnosti označován jako konvenční ložiska. Za určitých příhodných podmínek však může být zdrojová hornina zároveň rezervoárem. Tato ložiska uhlovodíků, u kterých neproběhla migrace, jsou řazeny k nekonvenčním ložiskům (Tissot a Welte 1984, Hunt 1996).
Parametry zdrojové horniny a fáze tvorby uhlovodíků Zda je hodnocená hornina dobrá zdrojová hornina či nikoli je dáno řadou faktorů. Mezi nejdůležitější patří faciální podmínky v okamžiku uložení sedimentu a těsně po něm, typ výchozí organické hmoty, geologický vývoj a s tím svázaný průběh tepelné přeměny sedimentů kdy dochází k postupné přeměně vázaných forem uhlovodíků na volnou ropu a plyn. Horniny s dostatečnou koncentrací a vhodným faciálním typem organických látek pro tvorbu ropy a plynu jsou označovány jako zdrojové (Peters a Moldowan 1993). Z hlediska geneze, složení a produkčního potenciálu uhlovodíků se organická hmota v sedimentech (obr. 2) člení na 4 hlavní typy (Tissot a Welte 1984, Hunt 1996): kerogen typu I - akvatický, řasový kerogen, produkuje nejvíce kapalných uhlovodíků, na uhlovodíky se mění až 65 % výchozí hmotnosti kerogen typu II - smíšený terestricko-akvatický kerogen, produkuje kapalné i plynné uhlovodíky, konverzí se mění na uhlovodíky z 50 % kerogen typu III – terestrický kerogen, produkuje plynné uhlovodíky a kondenzáty, na uhlovodíky se během konverze mění maximálně 30 % původní hmotnosti kerogen typ IV- vytváří pouze malé množství metanu a oxidu uhličitého. Analytické parametry, které se používají pro hodnocení zdrojové horniny, jsou obsah organického uhlíku (TOC), intenzita tepelné přeměny organické hmoty (odraznost vitrinitu), obsah vodíku (HI) a kyslíku (OI) v organické hmotě vyjádřený jako parametry pyrolýzy RockEval (Hunt 1996) Hloubka, ve které dochází ke tvorbě uhlovodíků ze zdrojové horniny, se nazývá ropné okno. Většina ropných látek vzniká při teplotách v rozmezí 60 až 160 °C. Zvyšování teploty je v přímé souvislosti se zvyšováním mocnosti nadloží. Proces přeměny kerogenu je nevratný, ale průběžně může být přerušován a znovu obnovován při zvýšení teplot. Rozhodující je celková dávka tepelné energie, kterou daná hornina obdrží během svého geologického vývoje. Rozlišují se následující fáze tvorby ropy a plynu:
fáze nezralého kerogenu - immature zone, vznik maximálně biogenního metanu hlavní fáze vzniku ropy - mature zone, oil window, ropné okno fáze tvorby plynu - gas window, vznik plynu transformací kerogenu a krakováním vyšších uhlovodíků
Obr. 2: Vzájemný vztah obsahu uhlíku, vodíku a kyslíku v organické hmotě hornin, na základě kterého byly vymezeny základní typy kerogenu.
Nekonvenční ložiska uhlovodíků K nekonvenčním ložiskům zemního plynu se v současnosti řadí ložiska v nízkopropustných píscích, břidlicích a slojový metan těžený při důlní degazaci z uhlí (obr. 3). To zda bude zdrojová hornina zároveň ložisko, záleží nejen na parametrech umožňujících vznik ekonomicky zajímavého množství uhlovodíků, ale hlavně na fyzikálních vlastnostech zdrojové horniny a nemožnosti migrace případných produktů do vyšších poloh. Vzniklý plyn je pak vázán ve struktuře. Tato skutečnost má pak zcela zásadní vliv na způsob těžby. Málo porézní horniny s nízkou permeabilitou je nutné stimulovat – mechanicky a následně plyn uvolnit. Pro stimulaci vázaného plynu se běžně používají metody hydraulického štěpení tzv. frakování (Poprawa 2010). a) Slojový metan (CBM – Coal Bed Methane) Slojový metan vzniká při tepelné degradaci organických látek pocházejících z terestrických rostlin v uhelných slojích sedimentárních hornin při teplotách zhruba 60–200 °C. Uhelné sloje obvykle slojový metan spontánně do atmosféry neuvolňují. Plyn je uvolňován při dobývání uhlí jako nežádoucí produkt nebo je těžen vrty a následně odčerpáván. b) Břidlicový plyn (Shale Gas), Ložiska se nacházejí v nízkopropustných vrstvách jílovcových hornin (břidlic). Plyn je zachycen v makro a mikro pórech, případně může být adsorbován na minerálech nebo organické hmotě. Těžba je realizována horizontálními vrty, hloubenými z povrchu zemského, kdy úvodní část vrtu je vertikální s postupně narůstajícím úklonem dosahujícím až horizontální úrovně v oblasti ložiskové horniny. K samotnému uvolnění plynu dochází za použití hydraulického štěpení. c) Plyn z nízkopropustných pískovců (Tight Gas) Princip vzniku ložiska je stejný jako u konvenčních ložisek. Ložiska se nacházejí v nízce porézních pískovcích nebo karbonátech. Plyn vznikal v matečné hornině mimo tyto horniny a migroval do ložiska. Většina vrtů, používaných pro těžbu plynu v těchto ložiscích je horizontálních a většina hornin musí být hydraulicky štěpena. V popředí zájmu stojí v dnešní době břidlicový plyn. Detailnější výzkum tak umožnil definovat základní geologická kritéria, která slouží k stanovení perspektivnosti případných potenciálních ložisek břidličného plynu. K těmto kritériím patří: depoziční prostředí (mořské x terestrické) současná hloubka uložení a mocnost jednotky (hloubka 1-5 km, mocnost) obsah organické hmoty (celkový organický uhlík > 1.5%), tepelná zralost organické hmoty (odraznost vitrinitu Rr = 1,3-3,5%) porosita, permeabilita a teplotně/tlaková historie jednotky Při posuzování vhodnosti dané jednotky coby zdroje břidličného plynu je třeba vyhodnotit, zda je možno použít hydraulické štěpení. Z těchto důvodů se posuzují mechanické vlastnosti horniny, přítomnost nadložního těsnícího horizontu, mineralogie jednotky a vlastnosti současného zlomového systému na mikro a makro úrovni.
Obr. 3: Diagram hlavních rozdílů mezi těžbou v konvenčních a nekonvenčních ložiscích (upraveno podle Poprawa 2010).
Historie těžby břidlicového zemního plynu První vrt do břidlicového souvrství, který spontánně uvolňoval zemní plyn, byl realizován v roce 1825 ve státě New York. Následně byly zdokonalovány těžební postupy umožňující těžbu většího množství plynu z břidlic (Meyer 2011). Od roku 1860 byla používána technologie stimulace vrtů za použití nitroglycerinu. Okolo roku 1930 se do vrtů začala vtláčet nevýbušná kapalina (kyselina). Paralelně s těmito pokusy však probíhala ve velkých ropných ložiscích světa těžba ropy i plynu standardním způsobem. Přesto bylo štěpení v omezeném množství používáno k stimulaci těžby ropy a plynu i v 50. letech (obr. 4). Od 70. let byl komerčně těžen plyn z relativně mělce uložených devonských břidlic (Huron) což umožnilo vývoj těžebních postupů, který byl důležitý pro masové používání tohoto způsobu těžby od roku 2005. V USA stoupla v rozmezí let 2001-2010 produkce plynu o 23 %, došlo tak k výraznému ovlivnění trhu se zemním plynem nejen v USA (EIA 2012).
Obr. 4: Vtláčení štěpící kapaliny do vrtu leteckým motorem Allison za 2. světové války v roce 1950 (Montgomery a Smith 2010).
Technologie hydraulického štěpení a horizontální vrty Technologie hydraulického štěpení za použití horizontálních vrtů jsou používány v posledních několika desetiletích. Horizontální vrty i stimulace ložisek jsou používány běžně při těžbě ropy i plynu v různých hloubkách na kontinentu i na moři (šelfová ložiska). Hydraulické štěpení samostatně se používá a používalo v ložiskovém inženýrství při intenzifikacích vrtů po nebo v průběhu těžby, např. při uskladňování plynu v podzemních zásobnících pro zlepšení parametrů vtláčecích vrtů (Meyer 2011). Pro těžbu plynu z břidlic i z nízkopropustných pískovců jsou používány podobné těžní technologie. Tyto horniny mají vždy zcela minimální pórovitost, permeabilitu i transmisivitu, proto je nutné zvýšení počtu puklin, které povedou plyn horninou a zvýší tím produktivitu vrtu. Za tímto účelem je nasazena stimulace vrtů metodou hydraulického štěpení (Geology.com 2012). Vrty jsou vrtány tak aby zastihly co největší část zdrojové horniny, což je zpravidla téměř horizontálně, následně po dovrtání je realizováno hydraulické štěpení. Hydraulické štěpení je prováděno vysokým tlakem štěpící kapaliny, což je zpravidla voda s příměsemi regulujícími měrnou hmotnost, viskozitu a zabraňujícími korozi vrtných zařízení (Naturalgas.org 2011). Štěpící kapalina je pod velkým tlakem vtláčena v oblasti ložiska do horniny v těsném okolí vrtu - tedy do předem určeného horizontu s cílem vyvolat vznik sekundárních puklin, umožňujících větší propustnost v hornině při otevřených puklinách (obr. 5). Pro zamezení svírání takto vzniklých puklin je následně do horizontu vtláčena kapalina s obsahem tzv. propantu – jedná se o materiál
zabraňující sevření puklin. Propanty jsou mechanické částice, zpravidla čistý písek, ale také bauxit, zirkon nebo plastové kuličky vyplňující prostor pukliny a zabraňující jejímu uzavření. (obr. 6). I při vyplnění pukliny však musí mezi zrny propantu zůstávat porozita dostatečná pro prostup těženého plynu (Montgomery a Smith, 2010). V současnosti se obsahy propantu pohybují v průměru 600 až 1000 kg/m3 hydraulické kapaliny, které v extrémních případech mohou dosáhnout až na 2400 kg/m3 (Montgomery a Smith 2010). Po rozštěpení hornin následuje odčerpání kapaliny z vrtu, snížení tlaku a tím uvolnění plynu, který začne proudit do těžebních trubek. Množství vtlačené štěpící kapaliny se vrací v rozsahu 15-80 % na povrch. Z hlediska ekonomického se jedná o ložiska s životností 20–30 let, přičemž návratnost takové investice se odhaduje okolo dvaceti let. V současnosti probíhající průzkumné práce se zaměřují na polohy dosahující hloubek od 1 000 m, což představuje hranici geologickou a 4 500 m, což představuje ekonomickou hranici (Bujok et al. 2012).
Obr. 5: Technologie hydraulického štěpení (dle http://www.kgs.ku.edu)
Obr. 6: Schematické znázornění funkce propantu po hydraulickém štěpení (www.flexfracsand.com).
Environmentální rizika potenciální těžby břidlicového plynu Hlavní rizika spojovaná v současnosti s těžbou břidlicového plynu a návazných procesů jsou ta, která se váží přímo k technologiím na povrchu (obr. 7). Obecně dochází ke značné spotřebě vody, dále dochází k nadměrnému zatížení krajiny dopravou nutnou k obsluze a chodu celého zařízení (Lloyd’s 2011). Význačným problémem je riziko úniku hydraulické kapaliny do horninového prostředí resp. do zvodní, kde může dojít ke kontaminaci pitné vody, která se následně dostává do domácností (Lloyd’s 2011). Po těžbě může zůstat v zemi 2580 % hydraulické kapaliny, což je dostatečně silný argument pro aktivisty, kteří proti rozšíření této technologie bojují (Anderson a Sharmina 2011). Hlubší zásahy do vodního hospodářství nebo znečištění podzemních zdrojů pitné vody se dají předpokládat jen v případě havárií nebo zásadního nedodržení technologických postupů. Důležité je proto průběžného monitorování dopadu těchto činností na životní prostředí. Z dosavadních zkušeností, především v USA, které jsou publikovány např. ve World Oil Journal a zkušeností z masivní desetileté těžby je zatížení životního prostředí průzkumem a těžbou nevýznamné. Vrty do kilometrových hloubek spotřebují na výplach během vrtání 4–8 mil. litrů vody a při následné těžbě pak 8–16 mil. litrů vody. Voda se recykluje. Složení výplachu i roztoků určených k hydraulickému štěpení plynonosných hornin bývá označováno jako neutrální k životnímu prostředí. V USA byly zaznamenány negativní projevy v Texaské pánvi Barnett Shale, první z těžebních oblastí břidličného plynu v USA, těžené již v 90. letech, ze které v současnosti pochází 40 % těžby břidličného plynu v USA. Představu o rozsahu této obří těžební oblasti lze získat z údajů, že těžební pole má rozlohu 12 800 km2, těží se pod dvouměstím Dallas-Fort Worth a dalšími 23 okresy západně a jihozápadně od dvojměstí z hloubek 760 – 2 500 m. Jenom uvnitř dvouměstí je situováno přes 1 000 těžebních vrtů. Ukázalo se, že pokud těžební vrt není pomocí geofyzikálních metod dobře lokalizován, hrozí při hydraulickém rozpukání vznik kruhových tzv. „zřícených komínů“ (collapsed chimneys), které se šíří od vrtu stovky
metrů daleko. V období od října 2008 do května 2009 se vyskytla série malých zemětřesení v okolí mezinárodního letiště Dallas-Fort Worth.
Obr. 7: Rozmístění technologických součástí při hydraulickém štěpení (http://pioga.org).
Hlavní rizika z pohledu environmetálního zatížení oblasti lze shrnout do následujících bodů: kontaminace podzemní vody štěpící kapalinou, která obsahuje jednak původní chemikálie, ale také produkty vytvořené během reakcí se sedimenty a dále také radioaktivní materiál vyloužený z hornin. kontaminace půdy a povrchových toků a následně podzemní vody přes vsakování způsobené – úniky štěpících kapalin, případně přetečením odkalovacích nádrží s odpadní vodou vysoká spotřeba vody vedoucí k jejímu nedostatku procesy čištění odpadních vod vlivy na povrch krajiny změny způsobené nadměrnou zátěží během stavby a provozu (emise výfukových plynů, hluk, zatížení místních komunikací) seizmické riziko – při opakovaném štěpení a uvolňování tlaku hrozí riziko otřesů úniky metanu – nepochopení složitosti ložiska, nedokonale zmapované přírodní cesty
Zásoby břidličného plynu Pro rok 2011 byly celkové ověřené i neověřené zásoby zemního plynu stanoveny na 2543 Tcf (Trillion cubic feet), tedy o 329 Tcf více, než pro rok 2010
(Newell 2011). Ověřené zásoby však v tomto předpokladu představovaly pouhých 245 Tcf, přičemž 827 Tcf připadlo na neověřené zásoby břidlicového zemního plynu a 1472 Tcf na veškeré ostatní zásoby zemního plynu (Newell 2011). Doba, na kterou ověřené i neověřené zásoby pro rok 2011 vystačí, se pohybuje okolo sta let. K 1. únoru 2010 pak byly předpokládané zásoby zemního plynu na území USA 2214 Tcf (Trillion cubic feet), přičemž břidlicový zemní plyn se na tomto množství podílel 542 Tcf podle aktuálních předpokladů (EIA 2012). Z těchto údajů je tedy patrné, že USA v současnou chvíli disponují dostatečným množstvím zemního plynu k uspokojení své spotřeby na dalších cca. 90-100 let. Břidličný plyn v USA kompenzuje obecný pokles zásob zemního plynu s cílem pokrýt vzrůstající spotřebu zemního plynu a snížit potřebu jeho dovozu (Tab. 1, obr. 8). Tab. 1: Současný stav těžby plynu z nekonvenčních zdrojů a zemního plynu celkem s výhledem těžby do roku 2035 v USA (podle U. S. Energy Information Administration, http://www.eia.gov) rok tight gas shale gas CBM zemní plyn celkem
2009 mld. m3 187 93 51 594
% 31 16 9 100
2020 mld. m3 162 232 47 663
% 24 35 7 100
2035 mld. m3 165 347 49 745
Obr. 8: Graf vývoje a predikce těžby jednotlivých uhlovodíků (www.eia.gov).
% 22 47 7 100
Geologie oblasti jihovýchodních svahů Českého masívu Zájmové území je budováno příkrovy vnějších Západních Karpat, neogenními sedimenty vídeňské pánve, neogenními sedimenty karpatské předhlubně a autochtonním pokryvem českého masívu (obr. 9).
Obr. 9: Schematická geologická mapa východního okraje českého masívu s hlavními geologickými jednotkami. (upraveno dle Chába, J. 2007, Geologická mapa České republiky 1 : 500 000, Česká geol. služba, Praha) Český masív zahrnuje krystalinické horniny a autochtonní sedimenty. Krystalinický fundament je v oblasti tvořen převážně horninami magmatického původu, u kterých se předpokládá prekambrické stáří. Sedimentární obal je zastoupený horninami stáří jury, a spodní a svrchní křídy. V oblasti nesvačilské a vranovické deprese a v podloží vídeňské pánve jsou také doloženy horniny autochtonního paleogénu. Sedimenty paleozoika jsou zastoupeny spodnokambrickými klastiky, bazálními klastiky facie old-red, karbonáty středního devonu až spodního karbonu, horninami spodnokarbonského flyše (kulmu) a sedimenty uhlonosného svrchního karbonu, (obr. 10, Adámek 2001, Stráník et al. 1993, Golonka a Pícha 2006, Krejčí et al. 1996). Miocenní sedimenty karpatské předhlubně lemují na povrchu okraj nasunutí flyšových příkrovů a zasahují z části do jejich podloží. Na povrchu v autochtonní pozici se v oblasti, přilehlé k flyšovým jednotkám nachází především sedimenty karpatu. V jejich podloží byly vrtným průzkumem ověřeny sedimenty eggenburgu a ottnangu. V oblasti Hornomoravského úvalu se vyskytují také pliocenní a spodnopleistocenní sedimenty (Chlupáč, I. a kol. 2002).
Obr. 10: Před-neogenní odkrytá mapa jihovýchodních svahů ČM s vykreslením rozšíření paleozoických, mesozoických a paleogenních jednotek (Golonka a Pícha 2006). V rámci vídeňské pánve byly zjištěny horniny stáří eggenburg-ottnang, karpat, baden, sarmat, panon, pont, dak a roman. Mezi středním a svrchním badenem, svrchním badenem a sarmatem se předpokládá zčásti nepřerušená sedimentace. Sedimentační prostor se však během jednotlivých miocénních stupňů podstatně měnil. V období po karpatu, po přesunu celého flyšového alochtonu dále na předpolí probíhal geologický vývoj vídeňské pánve již na místě, ale s výraznými projevy vertikálních pohybů v podobě vzniku elevačních vyklenutí a depresních zón. Po spodním badenu se zvyšuje intenzita pohybů především podél zlomů steinberského, schrattenbergského a lanžhotsko-lužického systému a vzniká centrální deprese ústřední moravské prohlubně (Chlupáč, I. a kol. 2002). Příkrovy vnějších Západních Karpat se člení na vnější a magurskou skupinu příkrovů nasunutou na český masív během paleogenu až neogénu (miocénu). Vnější skupina příkrovů zahrnuje pouzdřanský, ždánicko-podslezský a zdounecký příkrov v oblasti Chřibů, dále pak slezský a předmagurský příkrov v prostoru Hostýnských vrchů a severovýchodní Moravy. Vzhledem ke značné kompresi při dosunu na český masív je dílčí stavba příkrovů členěná do řady tektonických šupin. Zdounecký a předmagurský příkrov jsou zavrásněny do čelní části magurské skupiny příkrovů a vystupují lokálně v erozním řezu v tektonických oknech. V tektonickém podloží ždánicko-podslezské jednotky a na povrchu před jejím čelem vystupuje pouzdřanská jednotka. Její rozšíření však není průběžné v důsledku tektonických redukcí. Magurská flyšová skupina je zastoupena račanskou, bystrickou a bělokarpatskou jednotkou. Nejstaršími sedimenty jsou v jednotkách vnějšího flyše vápence svrchní jury a spodní křídy. Sedimentace ve vnějších jednotkách v rámci východní Moravy je ukončena v egeru, ojediněle v eggenburgu (pouzdřanská a podslezsko-ždánická jednotka). V jednotkách magurského flyše jsou nejstaršími horninami vápence a
slínovce svrchní jury až spodní křídy a sedimentace je ukončena v eocénu až spodním oligocénu (Kalvoda, J., Bábek, O., a Brzobohatý, R. 1998) Území jižní Moravy je řazeno k oblastem s dlouholetou historií těžby ropy a plynu. Ropa zde byla objevena koncem 19. století a ekonomicky těžena od 20. let minulého století. Souběžně s objevy ložisek byla také zkoumána a hodnocena oblast z hlediska kvality a kvantity potenciálních zdrojových hornin (Ladwein, 1988, Müller a Krejčí 1992, ten Haven et al. 1993, Lafargue et al. 1994, Krejčí et al. 1994, Franců et al. 1996, Pícha a Peters 1998). Na základě těchto výzkumů jsou jako potenciální zdrojové horniny uhlovodíků (obr. 11) označovány následující sedimentární jednotky: 1) Nesvačilské a těšanské souvrství- autochtonní eocén až oligocén 2) Menilitové souvrství - oligocén 3) Mikulovské slínovce - svrchní jura 4) Myslejovické a ostravské souvrství - karbon Konvenční ložiska ropy a plynu se na území jižní Moravy vyskytují v následujících geologických jednotkách: 1. Krystalinikum - velmi významné pasti uhlovodíků, přestože se jedná o jednotku s relativně nízkou porozitou, která je ale kompenzována velkou mocností zóny sycené uhlovodíky. 2. Paleozoické sedimenty - bazální klastika devonu, vápence a dolomity, flyšové sedimenty spodního karbonu (kulmu) - jsou doloženy drobné akumulace uhlovodíků. 3. Jurské sedimenty grestenského souvrství (dogger) představují dobrý reservoár (v současnosti největší ložisko ropy s menším množstvím plynu v České republice). 4. Autochtonní paleogén představuje litostratigrafický komplex spojený s nejrozsáhlejší průzkumnou činností na ropu a plyn v ČR v současnosti. 5. Spodní miocén karpatské předhlubně – převážně ložiska plynu, geneticky úzce spjaty s eluviálním detritem krystalinika. U miocenních kolektorských vrstev je nevýhodou proměnlivá mocnost. Autochtonní mesozoikum představuje nejvýznamnější zájmovou jednotku ČR pro případnou těžbu břidličného plynu (Dvořáková et al. 2011). Z tohoto důvodu se jí v následujících odstavcích zabýváme detailněji a zřetel bude kladen zejména na charakteristiku mikulovských slínovců.
