Leting

Sokkelaret-2016-ingress

Mange, men mindre funn

Etter flere år med høy leteaktivitet ble det boret 36 letebrønner i 2016, 20 færre enn året før. Dette skyldes i hovedsak lavere oljepris og kostnadskutt.

Når oljeselskapene skal bedre kontantstrømmen, er det som regel leteinvesteringer som rammes først. Det skyldes at leteutgifter lettere kan stanses eller justeres underveis enn utgifter som er bundet opp på felt i drift og utbyggingsprosjekter som er vedtatt. Dette er ingen særnorsk utvikling, men del av en internasjonal trend som følger av selskapenes tilpasning til lavere oljepris.

Det er i tråd med historiske erfaringer at oljeselskapene i tider som disse er mer forsiktige og prioriterer å lete i kjente områder der det er høyere sannsynlighet for å gjøre funn – men ofte små funn – framfor i mer ukjente områder hvor ressurspotensialet er høyt, men funnsannsynligheten lavere. I 2016 har det derfor vært mye leting i områder nær feltene, og det er gjort mange, men mindre funn.

Av de 36 påbegynte letebrønnene er 28 undersøkelsesbrønner og åtte avgrensningsbrønner. Med 12 påbegynte letebrønner er Statoil det selskapet som boret mest i 2016, etterfulgt av Wintershall med sju og Det norske oljeselskap (nå Aker BP) med fem.

I 2016 ble det gjort 18 funn på norsk sokkel, ett mer enn i 2015. Leteaktiviteten er størst i Nordsjøen, hvor det til sammen er gjort 14 funn. Det ble gjort to funn både i Norskehavet og i Barentshavet. Se Figur 3-1.

 

Figur 3-1: Påbegynte letebrønner

Figur 3-1: Påbegynte letebrønner

 

De fleste funnene ligger nær eksisterende infrastruktur og kan raskt bli lønnsomme utbygginger dersom de kobles til felt og innretninger som er i drift. Ressursene i de nye funnene utgjør mellom 18 og 44 millioner standard kubikkmeter (Sm³) utvinnbar olje og mellom 12 og 33 milliarder Sm³ utvinnbar gass.

De største funnene var Faroes olje- og gassfunn i undersøkelsesbrønn 31/7-1 (Brasse), Det norskes (nå Aker BP) oljefunn i undersøkelsesbrønn 25/2-18 S (Langfjellet) og Engies olje- og gassfunn i undersøkelsesbrønn 36/7-4 (Cara). Disse ligger i midtre og nordlige Nordsjøen.

I 2017 er det ventet at rundt 30 brønner skal bores, et relativt høyt tall i et historisk perspektiv. Nedgangen i antall letebrønner gir imidlertid grunn til bekymring. For å opprettholde olje- og gassproduksjonen utover 2025 er det nødvendig å påvise nye lønnsomme ressurser, se figur 3-2. Derfor er det viktig med en høy leteaktivitet.

 

Figur 3-2: Ressurstilvekst og produksjon

Figur 3-2: Ressurstilvekst og produksjon

 

God datatilgang, jevn tilgang på attraktivt areal og stabile rammebetingelser er myndighetenes bidrag til å opprettholde høy leteaktivitet.

Selv om det i 2017 er ventet en nedgang i antallet letebrønner, viser antall søknader og tildelinger i de siste konsesjonsrundene at det fortsatt er stor interesse for norsk sokkel. I tillegg har flere av de planlagte brønnene i 2017 et høyt potensial og en betydelig geologisk informasjonsverdi.

Det har vært et jevnt høyt nivå på tildelingene av nye utvinningstillatelser de siste årene, også i TFO 2015 og i 23. konsesjonsrunde. Interessen for TFO 2016 var på nivå med tidligere år.

Myndighetene har startet arbeidet med 24. konsesjonsrunde. Fristen for å nominere blokker til konsesjonsrunden var 30. november 2016, og myndighetene venter at tidsplanen blir som for tidligere nummererte runder.

 

Nordsjøen

I 2016 var det 50 år siden den første undersøkelsesbrønnen ble boret i Nordsjøen. Etter så lang tid og mange brønner er det gledelig at det fortsatt gjøres funn i området.

I undersøkelsesbrønn 25/2-18 S (Langfjellet) har oljeselskapet Det norske (nå Aker BP) påvist olje. Funnet er avgrenset med brønnene 25/2-18 A og 25/2-18 B. Foreløpig beregning av funnets størrelse er på mellom 3,8 og 12 millioner Sm³ utvinnbar olje. Dette gjør funnet til et av fjorårets største.

Nordøst for Martin Linge-feltet har Total påvist gass og kondensat i undersøkelsesbrønn 30/4-3 S (Herja). Funnet er beregnet til 2,0-12 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Ressursene skal produseres fra Martin Linge når feltet starter opp.

Vest for Oseberg har Statoil gjort et lite gassfunn i undersøkelsesbrønn 30/9-28 S (B-Vest). Funnet er beregnet å inneholde mellom 1,2 og 1,7 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter.

Statoil har gjennomført en borekampanje i Nordsjøen i området der funnet 30/11-8 S (Krafla) ble påvist i 2011. Det er gjort flere funn, først et lite gassfunn i 30/11-11 S (Madam Felle) med 0,9-1,6 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Det neste funnet var 30/11-12 S (Askja SE) der det ble påvist 0,8-1,7 millioner Sm³ utvinnbar olje. Avgrensningsbrønnen 30/11-12 A var tørr. 30/11-13 (Beerenberg) påviste gass og kondensat, og funnet var på 1,8-3,2 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. De siste brønnene i borekampanjen var 30/11-14 (Slemmestad) og 30/11-14 B (Haraldsplass). Disse påviste henholdsvis gass-kondensat og olje, med 1,4-2,5 millioner Sm³ oljeekvivalenter i 30/11-14 og 1,8-3,1 millioner Sm³ oljeekvivalenter i 30/11-14 B.

Sør for Brage-feltet har Faroe gjort et olje- og gassfunn i undersøkelsesbrønn 31/7-1 (Brasse) som ble avgrenset med 31/7-1 A. Foreløpig er funnet beregnet å inneholde mellom 8,1 og 15 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter og reservoarkvaliteten er god. 31/7-1 er dermed blant de største funnene i fjor. Rettighetshaverne vil vurdere å knytte det opp til eksisterende infrastruktur på Brage-feltet.

Wintershall har påvist olje i undersøkelsesbrønnene 35/11-20 S (Orion) og 35/11-20 B (Mira). Disse brønnene ligger nær Vega-feltet. Avgrensningsbrønnene 35/11-20 A og 35/11-20 B er også boret i området. Samlet er funnene beregnet til mellom 0,6 og 4,5 millioner Sm³ utvinnbar olje. Wintershall påtraff også olje i undersøkelsesbrønn 35/8-6 A (Robbins) like nordvest for Vega-feltet. Størrelsen på dette er beregnet til 0,7-0,8 millioner Sm³ utvinnbar olje.

Olje- og gassfunnet i undersøkelsesbrønn 36/7-4 (Cara) er også et av de største i fjor, og er beregnet til mellom 4,5 og 12 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet ble gjort av Engie, og det har gode reservoaregenskaper.

 

Norskehavet

I Norskehavet har det vært lite leting i 2016, men her er det ventet en økning i 2017. Det skal blant annet bores en undersøkelsesbrønn på dypt vann som kan gi tilleggsressurser til Aasta Hansteen-funnet.

I Norskehavet like nord for Njord-feltet påviste Statoil petroleumsforekomster i to brønner. Undersøkelsesbrønnen 6407/7-9 S (Nordflanken 2) påviste olje og gass/kondensat. 6407/7-9 A (Nordflanken 3) påviste gass i Tiljeformasjonen og i Åreformasjonen. Størrelsen på funnene er 0,2-2,0 millioner Sm3 oljeekvivalenter i 6407/7-9 S og 0,2-1,0 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter i 6407/7-9 A.

 

Barentshavet

I Barentshavet har det også vært boret forholdsvis få letebrønner i 2016 med få og små funn. Det er boret flere avgrensningsbrønner på Alta-funnet og på Wisting-funnet som har betydning for videre aktivitet i området. Avgrensningsbrønnen på Wisting ble en vellykket test av hvordan det er mulig å bore horisontalt i svært grunne reservoarer. Dette er viktig kunnskap ettersom en del letebrønner i Barentshavet utforsker grunne letemål.

I Barentshavet påviste Lundin gass i undersøkelsesbrønn 7130/4-1 (Ørnen), og størrelsen er beregnet til 0,4-1,5 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter.

Lundin har også påvist olje og gass i undersøkelsesbrønn 7220/6-2 R (Neiden) øst for Johan Castberg-funnet. Funnet er foreløpig beregnet til 4-9 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter.

I 2017 skal det bores flere letebrønner i Barentshavet, hvor en av de mest interessante planlegges boret i det nylig åpnede arealet i den norske delen av Barentshavet sørøst. Dette er en av de store strukturene i dette området, og brønnen vil bidra med viktig ny kunnskap om området.

 

Framtidsutsikter

Oljedirektoratet har ikke utført nye analyser for uoppdagede ressurser i 2016. Estimatet er redusert med volumet som er funnet i 2016. Estimat er rundt 3 milliarder Sm3 oljeekvivalenter. Men volumet er usikkert – dersom det høye estimatet slår til, kan det være så mye som 5,5 milliarder Sm3 oljeekvivalenter.

Mer enn halvparten av de uoppdagede ressursene ligger i Barentshavet, og det er også her de mest spennende letebrønnene i 2017 er lokalisert. Det er gledelig at selskapene som skal bore letebrønner i 2017 har store forventninger til prospektene.
Samarbeidsavtale med Russland

For å øke den geologiske forståelsen på begge sider av delelinjen i Barentshavet ble det i sommer signert en samarbeidsavtale med Russland om utveksling av seismiske data. Dette er viktig for den videre utforskningen av Barentshavet.

 

Tabell 3-1: Utvinnbare ressurser i nye funn i 2016

 Tabell 3-1: Utvinnbare ressurser i nye funn i 2016

 

Sokkelåret 2016


12.01.2017