Status og utfordringer på norsk sokkel

Ressursrapporten_2011

Innhold på siden


 

Innledning

I år er det 45 år siden Ocean Traveler kom til Norge og boret den første letebrønnen på norsk kontinentalsokkel og 40 år siden oljeproduksjonen startet fra Ekofiskfeltet i Nordsjøen. Siden starten har petroleumsnæringen opplevd økonomiske svingninger og skiftende priser på olje og naturgass, men i perioden sett under ett har sektoren vært preget av vekst og økende produksjon.

Denne veksten har medført at petroleumsvirksomheten i dag er Norges største næring, målt i verdiskaping, statlige inntekter og eksportverdi. Næringen bidrar i dag med om lag en femtedel av total verdiskaping og en fjerdedel av statens inntekter. Olje og gass står for halvparten av Norges totale eksportverdi. Over 200 000 personer er sysselsatt direkte eller indirekte i aktiviteten på sokkelen i følge Statistisk Sentralbyrå. Olje- og gassindustrien har siden starten skapt verdier for rundt 9000 milliarder kroner uttrykt i dagens pengeverdi.

Produksjonen på norsk sokkel er fortsatt høy. Norge var i 2010 den sjuende største eksportøren av olje og den nest største eksportøren av naturgass i verden. Oljeproduksjonen har imidlertid avtatt siden produksjonstoppen i 2001 og forventes å avta ytterligere. Gassproduksjonen øker fortsatt, men det forhindrer ikke at den samlede produksjonen på sokkelen har falt siden 2004, se figur 1.1.

 

Historisk petroleumsproduksjon

Figur 1.1 Historisk petroleumsproduksjon

 

Ressurspotensialet på norsk sokkel er fortsatt stort . Dette understrekes av at det i første halvår 2011 er gjort flere store funn både i Barentshavet og i Nordsjøen, med funn som 7220/8-1 (”Skrugard”) og 16/2-8 (”Aldous Major South”). 2011 kan vise seg å bli det første året siden 1997 der ressursene i nye funn er større enn produksjonen.

Etter ODs vurdering kan de gjenværende ressursene legge grunnlag for betydelig produksjon og verdiskaping i mange tiår framover. Særlig vil mulige nye større funn og potensialet for økt utvinning fra eksisterende felt være viktig for det langsiktige perspektivet.

Teknologi og kompetanse har vært viktig for å realisere verdiene på norsk sokkel. Slik vil det også være i framtiden. Dette gjelder både innen leting, utbygging, optimal utvinning fra felt i drift og utvikling av ressursene i nordområdene. Derfor vil fortsatt fokus på forskning, utvikling og implementering av ny teknologi være avgjørende for framtidig verdiskaping.

 

Ressursregnskapet

ODs ressursregnskap gir en oversikt over de forventede totale utvinnbare petroleumsressursene, inkludert uoppdagede ressurser. Ressursregnskapet er basert på ODs ressursklassifisering og bygger på innrapporterte data fra operatørselskapene, ODs egne vurderinger av felt og funn og ODs estimat for uoppdagede ressurser, se boks ”Ressursklassifisering”.

 

Ressursklassifisering

Ressursklassifiseringen omfatter alle anslåtte petroleumsmengder, både de oppdagede og de uoppdagede. Petroleumsmengdene blir klassifisert etter modenhet.

Ressursklassifiseringen deler ressursene inn i hovedklassene historisk produsert, reserver, betingede ressurser og uoppdagede ressurser. Reserver omfatter gjenværende, utvinnbare petroleumsressurser i forekomster som rettighetshaverne har besluttet å bygge ut. Betingede ressurser er oppdagede petroleumsmengder som ennå ikke er besluttet utbygd. Uoppdagede ressurser er petroleumsmengder som antas å være utvinnbare, men som ikke er påvist ved boring. Det er usikkert om de estimerte ressursene er til stede. De ulike hovedklassene deles inn i undergrupper, avhengig av modenhet på de ulike prosjektene.

 

Ressursregnskapet omfatter alle områder på norsk kontinentalsokkel, med unntak av områder hvor det ikke foreligger gode nok data. Dette gjelder kontinentalsokkelen rundt Jan Mayen og Barentshavet Øst. Øvrige områder som i dag ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet er inkludert i ressursregnskapet.

Ved utgangen av 2010 var det produsert 5,5 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm3 o.e.), eller rundt 40 prosent av de forventede, utvinnbare ressursene. De totale utvinnbare ressursene er anslått til å ligge innenfor et usikkerhetsspenn (P10 og P90) på mellom 10 og 16 milliarder Sm3 o.e., med en forventningsverdi på 13 milliarder Sm3, se figur 1.2.

 

Figur 1.2

Figur 1.2 Fordeling av totale utvinnbare petroleumsressurser per 31.12.2010, inkludert usikkerhetsspenn

 

Klasse Kate-gori FELT Olje
mil.
Sm3
Gass
mrd. Sm3
NGL
mill. tonn
Kond.
mill. Sm3
Sum o.e.
mill. Sm3
Endring fra 2009
Sum
o.e. mill. Sm3
Solgt og levert 0 Solgt og
levert
3626 1547 133 95 5521 233
Reserver 1 I produksjon 664 1638 90 34 2506 -98
  2 Godkjent og besluttet
utbygd
102 95 12 1 221 -15
  3* Besluttet av rettighets-
haverne
62 309 13 0 396 67
    Sum reserver 827 2043 115 35 3123 -46
Betingede ressurser 4 I planleggings-fasen 178 175 13 3 382 111
  5 Utvinning sannsynlig,
men uavklart
227 107 13 1 360 -19
  7 F Ikke evaluerte
funn knyttet
til felt
5 12 1 2 21 0
  7A Mulige fram-
tidige tiltak for
økt utvn.
140 70     210 -20
    Sum betingede ressurser i felt 550 364 28 6 972 72
    FUNN            
  4 I planleggings-fasen 113 139 5 6 272 5
  5 Utvinning sannsynlig,
men uavklart
50 144 5 6 210 -36
  7 F Nye funn,
ikke evaluert
92 73 2 4 166 -37
    Sum betingede ressurser i funn 255 356 11 16 648 -68
Uoppdagede ressurser 8 og 9 Prospekt-mulighet og
ikke kartlagte ressurser
1200 1255   115 2570 -710
    Sum totale ressurser 6458 5564 287 268 12834 -519
    Sum gjenværende ressurser 2832 4017 154 173 7314 -752

* inneholder også ressurser i funn i RK 3F 

Tabell 1.1 Ressursregnskapet per 31.12.2010


ODs estimat av de totale utvinnbare ressursene endres over tid. Ressurser modnes fram gjennom flere faser (se tekstboks "Ressursklassifisering" og tabell 1.1). Ny kunnskap om geologi og reservoarforhold samt nye funn endrer vurderingene av ressursbasen. Dagens bilde er vesentlig forskjellig fra bildet femten år tilbake, se figur 1.3.

 

Figur 1.3

Figur 1.3 ODs estimat av forventede utvinnbare petroleumsressurser, 1992- 2010

 

Framtidens vurdering av ressursbasen vil også endre seg i forhold til dagens vurdering, ettersom usikkerheten knyttet til estimatene er stor. Legges tallene i nedre eller øvre del av usikkerhetsspennet i figur 1.2 til grunn (mellom 10 og 16 milliarder Sm3), er det nå produsert henholdsvis om lag 50 prosent eller 30 prosent av de totale utvinnbare ressursene.

 

Ukonvensjonelle olje- og gassressurser

Ukonvensjonelle ressurser er en samlebetegnelse på forekomster av olje og gass som ikke kan utvinnes kommersielt med konvensjonelle produksjonsbrønner og konvensjonell teknologi, vanligvis fordi strømningen til brønnene vil være svært lav.

Det har hittil vært lite fokus på ukonvensjonelle petroleumsressurser på norsk sokkel, ettersom det til nå ikke har vært lønnsomt å utvinne disse ressursene. Etter hvert som verdens energibehov øker og oljeprisen stiger, kan det også bli behov for å kartlegge og vurdere utvinning av disse ressursene.

OD har foreløpig ikke laget estimat over ukonvensjonelle petroleumsressurser på norsk sokkel. Det er likevel grunn til å tro at det finnes rikelig med slike ressurser, men at lønnsom utvinning ligger et stykke fram i tid (se kapittel 2).

 

Framtidig olje- og gassproduksjon

Myndighetene lager prognoser for framtidig petroleumsproduksjon fra norsk sokkel. Produksjonsprognosene bygger på oljeselskapenes innrapporteringer og ODs ressursestimat, se boks ”Produksjonsprognoser”. Gjeldende produksjonprognose fram til 2030 er vist i figur 1.4.

 

Figur 1.4

Figur 1.4 Historisk petroleumsproduksjon og prognose for produksjonen fram til 2030


Petroleumsproduksjonen ventes å holde seg på om lag samme nivå de neste ti årene, til tross for gradvis fall i produksjonen fra de store oljefeltene. Tiltak for økt utvinning og oppstart av produksjon fra funn bidrar til å opprettholde produksjonen. Etter 2020 vil produksjon fra uoppdagede ressurser utgjøre en økende andel av forventet produksjon.

For de nærmeste årene er usikkerheten i prognosen hovedsakelig knyttet til produksjon av reservene; hvor mye hvert felt kan produsere, hvor jevnt feltene leverer, effektiviteten i innfasing av nye brønner og andre prosjekt på feltene. I tillegg er det usikkert når funn blir bygd ut og satt i produksjon, og hvor mye de vil produsere.

På lengre sikt øker usikkerheten på grunn av at uoppdagede ressurser utgjør en gradvis større andel av forventet produksjon. Usikkerheten er størst i de områdene som ennå ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet. På sikt er det også usikkert hva framtidig teknologiutvikling kan bidra med for å realisere ressursbasen på norsk sokkel.

Produksjonsprognoser

Det er krevende å framskrive petroleumsproduksjonen langt framover i tid. Produksjonsprognoser er naturlig heftet med stor usikkerhet. Usikkerheten i prognosen øker med lengden på prognoseperioden. Spesielt er estimatet for produksjon fra uoppdagede ressurser usikkert. Fra slutten på dette tiåret forventes disse å utgjøre en økende og etter hvert betydelig andel av totalproduksjonen.

Bruk av scenarioer eller framtidsbilder kan være en supplerende måte å framstille framtidig petroleumsproduksjon på for å vise den betydelige usikkerheten som ligger i estimatet over gjenværende utvinnbare ressurser. Slike scenarioer ble utarbeidet i ODs Ressursrapport 2007. Der ble det presentert fire ulike scenarioer for olje- og gassproduksjonen fra norsk sokkel fram til 2046 som fikk fram både nedsider og mulige oppsider.

I Stortingsmelding nr. 28 (2010-2011): ”En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten”, presenteres et mulig produksjonsforløp på norsk sokkel fram til 2040. I stortingsmeldingen legges det vekt på mulighetene på norsk sokkel, og det blir angitt en plan for hvordan disse kan søkes. Det ble derfor utarbeidet et produksjonsforløp som tar inn noe av oppsiden samt mulighetene som ligger i områdene som ikke er omfattet av ressursanslaget. Ressursanslaget som ligger til grunn for produksjonsforløpet er innenfor usikkerhetsspennet i ODs anslag over gjenvæårende utvinnbare ressurser på 4,8 og 10,6 milliarder Sm3 o.e..

 

Utfordringer for felt i drift

Mer enn halvparten av den opprinnelige oljen vil bli liggende igjen i reservoarene etter dagens planer for nedstengning. Figur 1.5 viser hvor mye olje som er produsert og solgt, hvor store reserver som gjenstår å produsere og hvor mye som antas å bli liggende igjen i bakken ved nedstengning for de største oljeproduserende feltene.

 

 

Figur 1.5 Fordeling av produsert olje, gjenværende oljereserver og oljeressurser som blir liggende igjen hvis feltene stenger etter dagens godkjente planer



Potensialet ved å øke utvinningsgraden fra dagens felt er stort. Det er derfor viktig å fortsette arbeidet for å oppnå høy utvinningsgrad. Injeksjon, boring og vedlikehold av brønner er viktig for å produsere dagens reserver og kan samtidig bidra til å øke utvinninsgraden, og dermed reservene, i feltene. Dersom avanserte injeksjonsmetoder og ny teknologi utvikles og kvalifiseres gjennom felttester, vil dette kunne øke utvinningen ytterligere.

Etter ODs syn er det viktig at det satses på tiltak som kan gi økt utvinning av olje som er mobil med gjeldende utvinningsmetoder. I tillegg er det viktig at det satses videre på utvikling og implementering av metoder som kan utvinne olje som i dag er immobil. Tett oppfølging og tilrettelegging fra myndighetene har historisk vist seg nyttig i slike prosesser og vil også spille en viktig rolle framover.

OD observerer også at det på flere felt er krevende å nå de årlige produksjonsambisjonene, og det bores færre brønner enn planlagt. Framover vil brønnmålene ha stadig mindre volumer, og med dagens kostnadsnivå i forhold til oljepris vil mange ikke være lønnsomme. Bore- og vedlikeholdskostnader per brønn i forhold til oljepris er derfor en utfordring.

God kostnadskontroll og større oppmerksomhet rettet mot nye boremetoder og ny boreteknologi kan gjøre det mulig å produsere en større del av ressursbasen. Hvis det lykkes, kan fallet i oljeproduksjon fra de gamle feltene begrenses, og de kan fortsatt ha en lang levetid. Utnyttelse av potensialet i feltene blir gjennomgått i kapittel 5.

 

Funn

Ved utgangen av 2010 var samlet ressursanslag for funn som ennå ikke er besluttet utbygd på 650 mill Sm3 o.e.. Dette utgjør fem prosent av de totale forventede utvinnbare ressursene på norsk sokkel og ni prosent av gjenværende utvinnbare ressurser. ODs analyser viser at lønnsomme funn blir bygd ut, men at det ofte kan ta tid. Viktige årsaker til dette er usikkerhet i ressursgrunnlag, funnstørrelse, mangel på ledig prosesskapasitet og manglende infrastruktur. I tillegg kommer kommersielle avveininger og selskapsstrategiske forhold. Omfanget av ressurser i funn og utfordringer knyttet til lønnsomhet blir gjennomgått i kapittel 4.

 

Uoppdagede ressurser

De siste årene har leteaktiviteten på norsk sokkel vært høy, med omfattende seismisk datainnsamling og et høyt antall letebrønner (se kapittel 3). Fortsatt høy leteaktivitet er nødvendig også i årene framover for å avklare potensialet i de uoppdagede ressursene, og for å gjøre nye funn som kan bygges ut.

En tredjedel av de forventede gjenværende utvinnbare ressursene er ennå ikke påvist. Estimatet for uoppdagede ressurser bygger på analyse av letemodeller. Letemodellene er definert ut fra geologisk kunnskap. Usikkerheten i estimatene er stor, særlig i områder med begrenset kunnskap om undergrunnen (se kapittel 2).

Nordsjøen er det havområdet på norsk sokkel som er best kartlagt. Der er det boret mange brønner, og geologien er godt kjent. Usikkerheten i estimatene for de uoppdagede ressursene i Nordsjøen er derfor mindre enn for de andre havområdene. Selv om området er godt utforsket og det er gjort mange store funn, har Nordsjøen fortsatt et betydelig potensial. Dette er nylig dokumentert gjennom funnbrønnene 16/2-6 (”Avaldsnes”) og 16/2-8 (”Aldous Major South”).

Ved utgangen av 2010 viste ressursestimatene for Nordsjøen at det med 90 prosent sannsynlighet fins mellom 470 og 1305 millioner Sm3 uoppdagede utvinnbare oljeekvivalenter, med en forventningsverdi på 845 millioner Sm3 o.e., se figur 1.6.

 

Figur 1.6

Figur 1.6 Fordeling av totale utvinnbare petroleumsressurser i Nordsjøen per 31.12.2010,  inkludert usikkerhetsspenn for uoppdagede ressurser

 

I Norskehavet varierer kunnskapsgrunnlaget fra godt til begrenset. Ressursestimatene for Norskehavet tilsier at det med 90 prosent sannsynlighet fins mellom 260 og 1580 millioner Sm3 uoppdagede utvinnbare oljeekvivalenter, med en forventningsverdi på 780 millioner Sm3 o.e., se figur 1.7. De siste årene har skuffende leteresultater på dypt vann i Norskehavet medført at OD har nedjustert forventningen til hva som kan finnes av oljeog gassressurser i dette området.

 

Figur 1.7

Figur 1.7 Fordeling av totale utvinnbare petroleumsressurser i Norskehavet per 31.12.2010, inkludert usikkerhetsspenn for uoppdagede ressurser

 

I Barentshavet er det store områder med lite data og få eller ingen letebrønner. Dermed er usikkerheten stor. Basert på dagens kunnskap er det anslått at det med 90 prosent sannsynlighet fins mellom 175 og 2460 millioner Sm3 uoppdagede utvinnbare oljeekvivalenter i Barentshavet, med en forventningsverdi på 945 millioner Sm3 o.e., se figur 1.8.

 

Figur 1.8

Figur 1.8 Fordeling av totale utvinnbare petroleumsressurser i Barentshavet per 31.12.2010, inkludert usikkerhetsspenn for uoppdagede ressurser

 

I tillegg kommer mulige uoppdagede ressurser i områdene rundt Jan Mayen og i det nye norske havområdet i Barentshavet Øst. Ressurser i disse områdene er ikke inkludert i dagens ressursestimat.

 

Tiltak mot utslipp av klimagasser

Hensynet til miljø har alltid vært en integrert del av norsk petroleumsvirksomhet og i myndighetenes oppfølging av virksomheten. Et omfattende virkemiddelapparat tar hensyn til miljøet i alle faser av virksomheten.

Utslipp til luft fra petroleumssektoren kommer hovedsakelig fra forbrenning av naturgass i turbiner for energiproduksjon, fakling av naturgass for sikkerhetsformål og forbrenning av diesel.

Petroleumssektoren betaler CO2-avgift i tillegg til at sektoren er kvotepliktig i det europeiske klimakvotesamarbeidet. Det er utløst mange CO2-reduserende tiltak som følge av CO2-avgiften. Redusert fakling og gjenbruk av varme er eksempler på utslippsreduserende tiltak som har hatt stor effekt.

Miljømessig gode utbyggingsløsninger og elektrifisering av innretninger til havs med kraft fra land har størst potensial for utslippsreduksjoner fra innretningene isolert sett.

I de nærmeste årene vil flere nye felt bli bygget ut med kraft fra land. Ormen Lange, Troll A og Gjøa mottar kraft fra land. Valhall sør i Nordsjøen som har vært i produksjon siden 1982, blir nå bygd om med kraft fra land. Goliat i Barentshavet bygges også ut med en kraft fra landløsning.

Selv om flere felt får kraft fra land, forventes ikke de samlede utslippene fra sektoren å reduseres de nærmeste årene. Dette skyldes at flere felt kommer i produksjon, samtidig som forventet produksjonsforløp for eksisterende felt i drift tilsier at få felt stenger ned.

 

Teknologi og talent

Norsk sokkel er kjent for å være et teknologilaboratorium for oljeindustrien. Nivået på den framtidige produksjonen avhenger også av at norsk sokkels posisjon som et teknologilaboratorium blir videreutviklet.

Helt siden 1966 har oljeselskapene og leverandørene brynt seg på utfordringer i Nordsjøen, og senere også i Norskehavet og Barentshavet. Dette har resultert i utvikling av teknologier som har bidratt til enorme verdier fra norsk sokkel, og som i tillegg er blitt viktige eksportartikler til andre petroleumsprovinser. Eksempler på dette er kryssing av Norskerenna med rørledningen Statpipe, flytende produksjonsplattform på Snorre, horisontale brønner på Troll, vanninjeksjon på Ekofisk, havbunnsinstallasjoner og produksjonsskip på Åsgard, flerfasetransport og fjernstyring på Snøhvit og Ormen Lange og havbunnsseparasjon på Tordis, se figur 1.9.

 

Figur 1.9 Teknologisk utvikling

Figur 1.9 Teknologisk utvikling

 

Gjennom snart 45 år med teknologiutvikling har petroleumsvirksomheten etter hvert beveget seg nordover, fra grunt til dypt vann og fra store faste innretninger til undervannsutbygginger og fjernstyrte løsninger. Retningen og tempoet har vært bestemt av en trinnvis tilgang til ressursene, de utfordringene funnene har gitt, og at funnene har vært store nok til å finansiere ny teknologi.

Store felt kan tåle den økonomiske belastningen som teknologiutvikling og innovasjon innebærer. De er store nok til å høste betydelige fordeler av resultatene, samtidig som andre felt drar nytte av teknologiutviklingen. Funnene som er gjort de siste ti årene er, med få unntak, i mindre grad i stand til alene å bære teknologiutvikling på samme måte som for eksempel Ormen Lange, Åsgard og Troll. Mindre funn krever i større grad samordnede løsninger og at selskapene investerer i forskning og utvikling (FoU) og pilotprosjekter på tvers av ulike utvinningstillatelser.

Dessuten er flere av de store feltene inne i en sen fase, noe som medfører at feltets planleggingshorisont og gjenværende ressurser kan gjøre det krevende å få til større pilotforsøk, blant annet fordi pilotforsøk kan innebære risiko for produksjonstap.

OD er bekymret både for nivået på midler som brukes på petroleumsforskningen og den økende tendensen til at mange teknologiprosjekter og pilotforsøk blir forsinket eller kanselleres. Fortsatt fokus på forskning, utvikling og implementering av ny teknologi vil være avgjørende for framtidig verdiskaping fra norsk sokkel. Tilgang på menneskelige ressurser og talent er også en kritisk faktor. Derfor er det av stor betydning at unge mennesker ser at virksomheten har et langsiktig perspektiv og er verdt å satse på.

 

Leting og nye områder

Produksjonen fra norsk sokkel avhenger på lang sikt av at det fortsatt gjøres funn som kan bygges ut. Basert på dagens forventninger om ressursbasen, framtidig produksjon og leteaktivitet vil nær 40 prosent av petroleumsproduksjonen på norsk sokkel i 2030 komme fra funn som ennå ikke er gjort. Antall funn og størrelsen på funnene vil være avgjørende for nivået på framtidig produksjon fra Norge.

Det må jevnt over gjøres større funn enn det som er gjort de siste ti årene dersom målet er å opprettholde produksjonsnivået i en lengre periode. Selv om det nylig er gjort betydelige funn både i modent og umodent areal, er mulighetene for å gjøre store funn trolig større i deler av de uåpnede områdene enn i de som allerede er åpnet.

Det er fortsatt store uåpnede områder på norsk sokkel, se figur 1.10. Det er ikke åpnet nye områder for petroleumsvirksomhet på sokkelen siden 1994. Det kreves politiske beslutninger for å åpne nye områder. Områdene som ikke er åpnet har ulike utfordringer, og tidsløpet fra en eventuell åpningsprosess til leting, funn, utbygging og produksjon vil variere. I fjor høst vedtok regjeringen at det skulle gjennomføres en konsekvensutredning av havområdene utenfor Jan Mayen med tanke på framtidig petroleumsvirksomhet. OD startet derfor sommeren 2011 med seismikkinnsamling som en del av denne konsekvensutredningen. I Stortingsmelding nr. 28 (2010-2011): ”En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten”, melder regjeringen at de vil sette i gang flere tiltak for å forberede åpning av nye områder. På denne bakgrunn startet OD sommeren 2011 også med seismikkinnsamling i Norges nye havområde i den sørlige delen av Barentshavet Øst. 

 

Figur 1.10

Figur 1.10

Figur 1.10 Arealstatus for petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel

 

Opp
Til toppen av siden

 


 

Bla i rapporten
Hovedside Forord 1 Uoppdagede ressurser Leting Fra funn til felt Muligheter og utfordringer for felt i drift

12.10.2011