Orlen Upstream Norway wraz z Equinor, DNO i Wellesley Petroleum zakończył wiercenia rozpoznawcze na złożu Afrodyta na Morzu Północnym. Zasoby wydobywalne są ponad dwa razy większe niż zakładano, a udział Orlenu przekracza 4 mld m sześc. gazu.
Wyniki ogłosił w czwartek 29 października Orlen w komunikacie prasowym. Według spółki dane z odwiertu rozpoznawczego pokazują, że zasoby wydobywalne są ponad dwukrotnie większe od wcześniejszych szacunków. Równolegle wyniki przedstawił operator koncesji, Equinor.
Nowe szacunki: 77–180 mln boe
Gdy w lutym 2026 roku Orlen przejmował od Vår Energi 25 proc. udziałów w koncesji PL293, całkowite zasoby wydobywalne Afrodyty szacowano na około 50 mln baryłek ekwiwalentu ropy (boe). Na Orlen przypadało z tego około 12 mln boe, czyli ok. 1,9 mld m sześc. gazu z szacowanych 7,5 mld m sześc.
Obecnie, według szacunków Equinor, zasoby wydobywalne mieszczą się w przedziale 77–180 mln boe. Orlen podaje średnią 128 mln boe, z czego ponad 32 mln boe przypada na Orlen Upstream Norway. To odpowiada ponad 4 mld m sześc. gazu. Oprócz gazu złoże zawiera ropę i inne węglowodory.
Equinor podaje w komunikacie cytowanym przez OE Digital, że całkowite zasoby w złożu są około trzykrotnie większe niż ilość możliwa do wydobycia. Ogranicza ją niska przepuszczalność skał, przez którą gaz płynie wolno. Jak podaje Reuters, powołując się na Equinor, partnerzy mają udziały: Equinor 60 proc., Orlen 25 proc., DNO 10 proc., Wellesley Petroleum 5 proc.
Większa niż Omega Alfa?
Złoże odkryła w 2008 roku firma Eni Norway. Pierwszy odwiert nie rozstrzygnął, czy eksploatacja będzie opłacalna. Wiesław Prugar, wiceprezes Orlenu ds. upstream, wskazuje, że postęp technologiczny skłonił partnerów do ponownej oceny projektu.
Złoże może być większe niż Omega Alfa, największe odkrycie na Norweskim Szelfie w ostatnich latach, w którym Orlen również uczestniczył.
— Wiesław Prugar, wiceprezes Orlenu (komunikat spółki, 29 października, tłumaczenie redakcji). Dla porównania Orlen podaje, że średnie zasoby wydobywalne Omega Alfa, odkrytej w ubiegłym roku, to 115 mln boe.
Odwiert 35/7-2 wykonano około 35 km na północny wschód od pola Kvitebjørn. Według Offshore Energy, powołującego się na norweski urząd Offshore Directorate, operatorem odwiertu był Wellesley, a prace prowadziła platforma Deepsea Yantai.
Co dalej
Equinor uznaje odkrycie za opłacalne komercyjnie i analizuje podwodne zagospodarowanie z podłączeniem do platformy Kvitebjørn. Gaz mógłby płynąć istniejącą infrastrukturą do zakładu w Kollsnes, a stamtąd na rynek europejski. Orlen jest partnerem także na Kvitebjørn. Decyzja inwestycyjna ani harmonogram wydobycia nie zostały ogłoszone.
Co to oznacza
Dla Orlenu to większa baza własnego wydobycia gazu w Norwegii, gdzie koncern chce zwiększać produkcję w ramach strategii ORLEN 2035. Skala zależy jednak od tego, ile uda się wydobyć ze słabo przepuszczalnych skał. Na razie to szacunki zasobów, a nie wolumeny dostaw do Polski. Do chwili publikacji nie podano kosztów zagospodarowania ani terminu pierwszego gazu.
