Uoppdagede ressurser

Ressursrapporten_2011

Innhold på siden


 

Innledning

En av ODs viktige oppgaver er å lage estimat over de uoppdagede ressursene på norsk sokkel. God forvaltning av petroleumsressursene krever kjennskap til de totale ressursene, oppdagede så vel som uoppdagede, slik at politikken kan utformes på grunnlag av omfattende kunnskap. OD har tilgang til alle petroleumsdata fra sokkelen og har derfor det beste grunnlaget for å utarbeide en uavhengig og faglig beregning av det totale ressurspotensialet.

20 prosent av forventede ressurser på norsk sokkel er ennå ikke oppdaget, noe som viser betydningen av fortsatt kartlegging, utforsking og leteboring, se figur 2.1. Selv om estimatet for uoppdagede ressurser er redusert noe i forhold til forrige ressursrapport (Ressursrapporten 2009), er potensialet for å finne mer fortsatt stort.

 

 

 Fig. 2.1

Fig. 2.1 Totale utvinnbare ressurser på norsk kontinentalsokkel

 

 

Den statistiske forventningsverdien for uoppdagede ressurser er omtrent like stor i de tre havområdene på sokkelen, men det er Barentshavet som har det største oppsidepotensialet – der det er store områder som fortsatt er lite undersøkt.

Estimatet som er presentert i denne rapporten inkluderer ikke områdene rundt Jan Mayen og i Barentshavet Øst. Når nye seismiske data foreligger, og disse områdene blir kartlagt, vil ressursgrunnlaget for norsk sokkel bli større. OD startet i 2011 arbeidet med å samle inn seismiske data fra disse to områdene.

Usikkerheten i estimatetet for de uoppdagede ressursene er stor, det spenner fra om lag 1 milliard Sm³ o.e. til nær 5 milliarder Sm³ o.e. med en forventningsverdi (gjennomsnittsverdi) på 2,6 milliarder Sm³ o.e. for de totale ressursene (væske og gass). Fordelingen av de uoppdagede ressursene er vist i tabell 2.1.

 

 

Områdevis fordeling av de uoppdagede ressursene med usikkerhetsspenn.
Væske er olje og kondensat

  Væske
mill. Sm3 o.e
Gass
mrd. Sm3
Totalt
mill. Sm3 o.e.
  P 95 Forv. P 5 P 95 Forv. P 5 P 95 Forv. P 5
Nord-
sjøen
285 565 910 140 280 465  470 845  1305 
Norske-
havet
85 325 705 130 455 960  260  780  1580
Barents-
havet
50 425 1180 80 520 1460  175  945  2460
Totalt 480 1315 2500 420 1255 2540  1020  2570  4800


Tabell 2.1 Områdevis fordeling av de uoppdagede ressursene med usikkerhetsspenn. Væske er olje og kondensat.



Det er høyest forventninger til Barentshavet, der estimatet utgjør 37 prosent av ressursene, mens Norskehavet har lavest forventning med 30 prosent, se figur 2.2.

 

Figur 2.2

Figur 2.2 Fordelingen av de uoppdagede ressursene på områder

  

Metode for beregning av uoppdagede ressurser

OD beregner de uoppdagede ressursene ved hjelp av en metode som kalles letemodellanalyse. Dette er en anerkjent metode som brukes både av selskaper og myndigheter. Metoden har vært benyttet av OD i en årrekke. Den er velegnet for områder med kjent geologi der det er kartlagt mange prospekter og boret en del brønner, og den passer derfor godt for store deler av norsk sokkel. Metoden går ut på å systematisere og beskrive den geologiske forståelsen av et område. Basert på dette beregnes det hvor mye petroleum som kan påvises og produseres fra hver letemodell, se boks ”Letemodell”. Et geografisk område kan ha flere letemodeller av ulik geologisk alder, for eksempel en letemodell av trias alder og en av kritt alder. Prospekter er de grunnleggende elementene i letemodellanalysen, og antall prospekter og hvor mye petroleum hvert prospekt kan produsere bestemmer estimerte ressurser for letemodellen. En letemodell kjennetegnes av geologiske faktorer som er tilstede samtidig innenfor et klart avgrenset område (basseng), både stratigrafisk, og geografisk; reservoarbergart, kildebergart og felle. Innenfor én letemodell kan det finnes kartlagte og ikkekartlagte prospekter, funn og felt, se figur 2.3.

 

Figur 2.3

Figur 2.3 Skisse av forholdet mellom basseng, letemodell, funn og prospekt

 

Et prospekt er en potensiell petroleumsforekomst som er kartlagt, og der mengden av mulig produserbar petroleum kan beregnes. Det er knyttet en sannsynlighet til om en brønn vil kunne påvise produserbar petroleum i prospektet, dette er prospektets funnsannsynlighet. I arbeidet med letemodellanalyser er det viktig å kunne beregne hvor mange prospekter som kan finnes i hver letemodell. Antallet mulige funn og størrelsen på eventuelle funn må også vurderes. I et område med få eller ingen brønner, er slike vurderinger den viktigste informasjonskilden når ressursestimatet for letemodellen skal utarbeides. OD bruker ny informasjon fra kartlegging og boring av brønner til jevnlig å oppdatere og justere ressursestimatene for de aktuelle letemodellene.

Når det blir gjort funn i en letemodell, er letemodellen bekreftet, og det er ikke lenger knyttet usikkerhet til om de geologiske faktorene fungerer. Ressursanslagene vil vanligvis øke når en letemodell blir bekreftet. En bekreftet letemodell kjennetegnes ved et funn som har påvist produserbar petroleum. Det er ikke en forutsetning at funnet må være lønnsomt. Er det ennå ikke påvist produserbar petroleum, er letemodellen ubekreftet. Da er det knyttet en sannsynlighet til om letemodellen vil bli bekreftet.

De estimerte ressursene for en letemodell er mer usikre jo mindre kunnskap som finnes om letemodellen, og OD oppgir derfor ressursene med et usikkerhetsspenn. ODs estimat for uoppdagede ressurser omfatter også de områdene som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet, bortsett fra området rundt Jan Mayen og det nye norske havområdet i Barentshavet Øst. Kunnskapen om reservoarer i felt og i funn som ennå ikke er bygd ut er viktig, men også tørre brønner gir verdifull informasjon om geologiske forhold. I tillegg benytter OD informasjonen om de kartlagte prospektene i direktoratets database som bygger på egen og selskapenes kartlegging av sokkelen.


Prospektdatabasen i OD

Letemodellanalysen er basert på kunnskap om antall og størrelse på forekomster eller prospekter i den enkelte letemodell. Det er viktig for OD å ha en god database over alle kartlagte prospekter. Gjennom nummererte konsesjonsrunder og Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) får OD tilgang til omfattende prospektkartlegging fra oljeselskapene. OD har også tilgang til det tolkningsarbeidet som rettighetshaverne utfører i utvinningstillatelsene gjennom deltagelse i letekomitemøter. I tillegg arbeider ODs geologer og geofysikere selv med omfattende prospektkartlegging. Databasen inneholder omkring 1500 kartlagte prospekt. Sokkelen evalueres kontinuerlig, og ny kunnskap innhentes gjennom ny seismikk og nye leteboringer. Hver ny letebrønn fører til at ett prospekt går ut av databasen, og dersom det blir påtruffet petroleum, blir prospektet re-klassifisert som et funn i databasen. Kartlegging kan føre til at nye prospekter blir tilført ODs databaser.

OD sammenholder prognoser og resultater av leteboringer. Her sammenlignes blant annet mengden av petroleum som er beregnet i prospektet med den mengden som påvises ved funn. Det viser seg at operatørene ofte har for optimistiske anslag for mengden petroleum i prospektene. Særlig gjelder dette prospekter som viser seg å inneholde olje. Gassprospektene er færre, og erfaring viser at prognoser og resultater er mer samstemt.

OD har analysert 67 funn som ble gjort i perioden 1998 til og med 2007. Figur 2.4 viser operatørselskapenes forventninger til petroleumsmengde i prospektene før boring, sammenlignet med den mengden som faktisk ble funnet. Funnene er rangert etter operatørens prognose for tilstedeværende ressurser og klassifisert etter type petroleum. De lilla vertikale linjene viser operatørens usikkerhetsspenn før boring med forventningsverdien som svart kvadrat. De røde trianglene er påvist volum. I dette datasettet er estimatet for olje i prospektene 2,5 ganger større enn ressursene som ble påvist. Det er bedre overensstemmelse mellom forventning og resultat for gassforekomster enn for oljeforekomster. Dette kan skyldes at gassreservoarer ofte gir en seismisk respons som forenkler kartleggingen og volumestimatet av forekomsten.

 

Figur 2.4

Figur 2.4 Sammenligning av operatørselskapenes forventninger til petroleumsmengden i 67 forekomster før boring og resultatene etter boring


For høye estimater fra operatørene er en utfordring for OD når prospekter som skal inngå i letemodellanalysen skal telles opp. Dersom ressursmengden i prospektene brukes ukritisk, vil estimatet for uoppdagede ressurser i modellen bli for høyt. Det blir derfor gjort en kvalitetssjekk av prospektene før ressursmengdene legges inn i analysen.

OD bruker også funnhistorien som en kvalitetssjekk for realistiske ressurser i prospektene og forventning til antall funn i hver letemodell. Dersom for høye estimater for prospektene ukritisk legges til grunn i letemodellanalysen, vil den faktiske funnhistorien henge dårlig sammen med de modellerte estimatene for framtidige funn som kommer ut av analysen.

 

En letemodell er definert innenfor et geografisk avgrenset område hvor flere geologiske faktorer opptrer sammen, slik at produserbar petroleum kan påvises. Disse faktorene er:

1) Reservoarbergart, som er en porøs bergart hvor petroleum kan oppbevares. Reservoarbergartene i en bestemt letemodell vil være av et gitt stratigrafisk nivå.

2) Felle, der en tett bergart eller geologisk struktur omgir reservoarbergarten, slik at petroleum holdes tilbake og samles opp i reservoaret. Fellen må være dannet før petroleum slutter å komme inn i reservoaret.

3) Kildebergart, som er skifer, kalkstein eller kull som inneholder organisk materiale som kan omdannes til petroleum. Kildebergarten må også være moden, det vil si at trykk og temperatur er slik at petroleum faktisk blir dannet, og petroleum må kunne bevege seg fra kildebergarten til reservoarbergarten.


 

Letemodellanalyse

OD har definert 69 letemodeller som alle bidrar til estimatet for de uoppdagede ressursene, som vist i tabell 2.2.

Litt over halvparten av letemodellene er bekreftet ved funn. Det er flest bekreftede letemodeller i Nordsjøen, der 19 av 23 modeller er bekreftet. Færrest er det i Barentshavet, der bare 8 av 27 letemodeller er bekreftet. Dette reflekterer modenheten til områdene. Det har pågått leteaktivitet lengst i Nordsjøen, og det meste av området har lenge vært åpent for letevirksomhet. I Barentshavet er det ennå store områder i nord og øst som ikke er åpent for letevirksomhet, og flere letemodeller er definert i de uåpnede områdene. Status for letemodellene er vist i tabell 2.2.

 

Område Bekreftede
letemodeller
Ubekreftede
letemodeller
Totalt
Nordsjøen 19 4 23
Norskehavet 9 10 19
Barentshavet 8 19 27
Totalt 37 32 69

Tabell 2.2 Antall bekreftede og ubekreftede letemodeller

 

I 2010 ble det gjort 16 funn på norsk sokkel. Av disse ble ingen gjort i tidligere ubekreftede letemodeller. Funnene 7220/8-1 (”Skrugard”) og 7225/3-1 (”Nordvarg”) som ble gjort i 2011 har gitt ny optimisme i Barentshavet. Begge funnene ble gjort i allerede bekreftede letemodeller av jura- og trias alder. De påvirker i liten grad det totale ressursanslaget for Barentshavet. Funnene 16/2-6 (”Avaldsnes”) og 16/2-8 (”Aldous Major South”) i Nordsjøen ble gjort i allerede bekreftede letemodeller av jura alder, og har ført til bedre forståelse for mulige migrasjonsveier på Utsirahøgda.

Potensialet for de 23 letemodellene i Nordsjøen er vist med forventningsverdien i figur 2.5. Ubekreftede letemodeller er vist med en lysere farge over forventningsverdien. Dette viser tilleggspotensialet dersom letemodellen bekreftes.

 

Figur 2.5

Figur 2.5 Letemodeller i Nordsjøen

 

Potensialet for de 19 letemodellene i Norskehavet er vist med forventningsverdi i figur 2.6. De ti ubekreftede letemodellene er vist med en lysere farge over forventningsverdien. Dette viser tilleggspotensialet dersom letemodellen bekreftes.

 

Figur 2.6

Figur 2.6 Letemodeller i Norskehavet

 

Potensialet for de 27 letemodellene i Barentshavet er vist med forventningsverdien i figur 2.7. De 19 ubekreftede letemodellene er vist med en lysere farge over forventningsverdien. Dette viser tilleggspotensialet dersom letemodellen bekreftes.

 

Figur 2.7

Figur 2.7 Letemodeller i Barentshavet

 

Tilleggspotensialet fra ubekreftede letemodeller er minst i Nordsjøen og størst i Barentshavet. De letemodellene og områdene som er best kjent gjennom lang tids leteaktivitet, har lavest usikkerhet i anslagene. Dette spiller sammen med tilleggspotensialet fra de ubekreftede letemodellene og reflekteres i den totale usikkerheten i anslaget for hvert område. Figur 2.8 viser tydelig at det er minst usikkerhetsspenn i Nordsjøen og størst usikkerhetsspenn i Barentshavet. Usikkerhetsspennet er gitt med 90 prosent sannsynlighet. Det vil si at det er 95 prosent sannsynlighet for at det laveste ressursutfallet eller mer slår til, og 5 prosent sannsynlighet for at det høyeste ressursutfallet eller mer slår til.

 

Figur 2.8

Figur 2.8 Uoppdagede ressurser vist med forventningsverdi og usikkerhetsspenn

 

De uoppdagede ressursene på norsk sokkel består av om lag like mye væske og gass, se figur 2.9. Det er imidlertid store forskjeller mellom de ulike havområdene, som vist i figur 2.10. Estimatene er vist med forventningsverdi (gjennomsnittsverdi) og usikkerhetsspenn.

 

Figur 2.9

Figur 2.9 Totale uoppdagede ressurser fordelt på væske og gass

 

Figur 2.10

Figur 2.10 Fordelingen av forventede uoppdagede væske- og gassressurser

 


Endringer og reduksjoner i estimatet av uoppdagede ressurser

OD publiserer jevnlig nye tall for uoppdagede ressurser på kontinentalsokkelen. Metoden har vært den samme siden midten av 1990-tallet, noe som gir et godt grunnlag for sammenligning av de ulike estimatene. På en umoden kontinentalsokkel er det stor usikkerhet om letemodellenes egenskaper og mulighetene for å gjøre funn. Sammenlikning av ODs estimater for uoppdagede ressurser fra 1996 til 2010 viser en økning fram til 2002 og deretter nedgang, se figur 2.11. Dette er en naturlig konsekvens av at sokkelen modnes, og at datamengden og kunnskapen om de geologiske forhold øker. På den modne delen av sokkelen er det naturlig at estimatet for uoppdagede ressurser gradvis blir mindre fordi prospektene blir undersøkt ved boring og det blir påvist petrolum. Mellom 2006 og 2010 er det funnet nesten 400 millioner Sm³ o.e. på norsk sokkel.

 

Figur 2.11

Figur 2.11 ODs anslag over totale uoppdagede ressurser over tid for Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet

 


Lavere forventning til gass

Reduksjonen i estimatet for uoppdagede ressurser i Nordsjøen og Norskehavet skyldes primært nedgang i forventningene til gassfunn. Justeringen som er gjort i Nordsjøen er i hovedsak basert på funnhistorien i flere letemodeller. Funnhistorien viser at det er påvist mer væske enn gass i forhold til tidligere beregnet, særlig i reservoarene av jura alder. Justeringen i Norskehavet skyldes blant annet redusert forventning etter ny kartlegging utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja, der prospektene i flere områder er mindre enn tidligere antatt. Dessuten har ikke de siste års leteresultater i Vøringbassenget innfridd forventningene. Figurene 2.12 og 2.13 viser ODs anslag for uoppdaget væske og gass i de tre siste hovedanalysene fra 2003, 2006 og 2010.

 

Figur 2.12

Figur 2.12 ODs estimat for uoppdaget væske i de tre siste hovedanalysene

 

Figur 2.13

Figur 2.13 ODs estimat for uoppdaget gass i de tre siste hovedanalysene

 

Nordsjøen

Estimatet for uoppdagede ressurser i Nordsjøen er redusert med 28 prosent siden 2006. Det er gjort mange funn i Nordsjøen de siste årene, til sammen nesten 200 millioner Sm³ o.e., men de er gjennomgående små. 16/2-8 (”Aldous Major South”) som ble påvist i 2011, er ikke tatt med i analysen av de uoppdagede ressursene. Forventningene til letemodeller av sen jura og paleocen alder er redusert betydelig, basert på få funn og omfattende prospektkartlegging i TFO-prosessen, både av oljeselskapene og OD. Figur 2.14 viser den letemodellen i paleocen der forventningene er redusert mest.

De fleste funn etter 2006 er gjort i letemodeller av jura og trias alder. Reduksjon i ODs estimat er i stor grad sammenfallende med den ressursmengden som er funnet.

 

Figur 2.14

Figur 2.14 Letemodellen av paleocen alder i Nordsjøen hvor forventingen er redusert mest

 

OD har justert forholdet mellom væske og gass i estimatet basert på funnene som er gjort. De største endringene er gjort for letemodell av øvre jura alder i den sørlige delen av Nordsjøen, se figurene 2.15, og for letemodell av trias til mellom jura alder i den nordlige delen av Nordsjøen, se figur 2.17.

 

Figur 2.15

Figur 2.15 Letemodell av sen jura alder i den sørlige delen av Nordsjøen

 

Figur 2.16

Figur 2.16 Fordeling mellom gass og væske i letemodellen av sen jura alder i den sørlige delen av Nordsjøen

 

Det er gjort forholdsmessig flere olje- enn gassfunn i letemodellen av sen jura alder, se figur 2.16. I 2006 hadde OD forventning om at det kunne finnes betydelige mengder uoppdaget gass i denne letemodellen som ligger dypt begravet i den sørlige delen av Nordsjøen. Flere store prospekter er boret i dette området, uten at det er gjort betydelige funn. ODs estimat for modellen er derfor redusert og gass/oljeforholdet er justert, slik at det i større grad samsvarer med det som allerede er funnet.

I letemodellen av trias til mellom jura alder i den nordlige delen av Nordsjøen er det gjort betydelige funn av både gass og olje, og noen av de største feltene på norsk sokkel tilhører denne modellen.

 

Figur 2.17

Figur 2.17 Letemodell av trias til mellom jura alder i den nordlige delen av Nordsjøen

 

Figur 2.18

Figur 2.18 Fordeling mellom gass og væske i letemodellen av trias til mellom jura alder i den nordlige delen av Nordsjøen

 

Figur 2.18 viser at det er funnet mer olje enn gass siden 1980. De siste fem årene har denne trenden fortsatt. I 2006 estimerte OD at en betydelig andel av de uoppdagede ressursene ville være gass, fordi dype prospekt på begge sider av Vikinggraben ble tolket som gassprospekt. Leteboring etter 2006 har likevel vist at modellen inneholder mest olje, og i 2010 ble gass/oljeforholdet i modellen justert for å samsvare bedre med funnhistorien.

 

Norskehavet

Estimatet for uoppdagede ressurser i Norskehavet er 35 prosent lavere enn i 2006. Det er oppdaget 161 millioner Sm³ o.e. i disse fire årene. Forventningen om å finne olje er omtrent den samme, mens forventningen om å finne gass er kraftig redusert. Reduksjonen er i stor grad knyttet til fire letemodeller.

Letemodellen av jura alder utenfor Lofoten ble grundig tolket av OD i 2010, se figur 2.19. Basert på ny prospektkartlegging er spesielt forventningen til gass i dette området kraftig redusert. Som en følge av at prospektene er mindre enn tidligere antatt og at mange prospekter ligger grunt, er forventningen til uoppdagede gassressurser redusert.

 

Figur 2.19

Figur 2.19 Letemodell av jura alder utenfor Lofoten

 

Letemodellen av sen kritt alder i Nordland III-området er evaluert på nytt, og letemodellsannsynligheten er redusert basert på enkelte dårlig definerte prospekter, se figur 2.20. Det er ikke gjort noen funn i denne letemodellen.

 

Figur 2.20

Figur 2.20 Letemodell av sen kritt alder utenfor Nordland III

 

Estimatet i en letemodell av paleocen alder i Møre- og Vøringbassengene er redusert etter skuffende resultater, blant annet i funnet 6302/6-1 (”Tulipan”) og brønn 6607/2-1 (”Cygnus-prospektet”), se figur 2.21.

 

Figur 2.21

Figur 2.21 En av letemodellene av paleocen alder i Norskehavet

 

I Vøringbassenget har det vært store forventninger til en letemodell av sen kritt alder, se figur 2.22. Denne er undersøkt med flere brønner, og det er gjort flere funn. Funnene er imidlertid små, mindre enn forventet. Dette gjelder blant annet 6603/12-1 (”Gro”). Området har vært grundig tolket av flere selskaper, og leteresultatene har medført at forventningene til flere av prospektene med forventet reservoar i kritt er redusert siden 2006. Det er imidlertid fortsatt et betydelig potensial i modellen som ennå ikke er utforsket, slik at framtiden kan by på positive resultater.

 

Figur 2.22

Figur 2.22 En av letemodellene av sen kritt alder i Norskehavet

 

Barentshavet

Estimatet for uoppdagede ressurser i Barentshavet er i hovedsak uendret i forhold til ODs analyse av de uoppdagede ressursene i Barentshavet i 2009 som er beskrevet i ODs ressursrapport 2009. Det er gjort en mindre endring på grunnlag av ODs tolkning av den sørligste del av Barentshavet, beskrevet i rapporten ”Ressursene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja” fra 2010. I denne kartleggingen ble det identifisert nye prospekter og letemodeller i Troms II og på Eggakanten, slik at estimatet for Barentshavet er litt høyere i 2010 enn det som var angitt i 2009.


Ukonvensjonelle petroleumsressurser

Ukonvensjonelle petroleumsressurser 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.

De geologiske forekomstene av ukonvensjonell gass kjennetegnes ved at gassen ligger i tette bergarter der det vil være nødvendig å bore svært mange produksjonsbrønner og lage sprekker i reservoaret som kan lede gassen til disse produsentene. En annen variant er gass som er bundet i gasshydrat, et fast stoff der gassen ikke lar seg produsere uten at det varmes opp, at trykket senkes eller ved erstatning av for eksempel CO2.

Geologiske forekomster av ukonvensjonell olje kan opptre der oljen er så seig at den ikke vil strømme til konvensjonelle produksjonsbrønner. Slik olje kan utvinnes ved gruvedrift eller ukonvensjonell teknologi som for eksempel injeksjon av damp. Ukonvensjonell olje finnes også i skifer, kull og i reservoarbergarter med svært lav permeabilitet. Residuell olje kan også defineres som ukonvensjonell. Dette er olje som opptrer i permeable reservoar, men der oljemetningen er så lav et det bare er vann som vil strømme gjennom reservoaret fram til produsentene.

Økende energibehov og stigende energipriser medfører rask teknologiutvikling, slik at skillet mellom konvensjonelle og ukonvensjonelle petroleumsressurser er i ferd med å flytte seg. Økningen i produksjon av skifergass etter 2005, særlig i USA, har allerede fått betydning for gassmarkedene. Med fortsatt høye oljepriser kan det ventes raskere utvikling av de store feltene med bitumen og tungolje i Canada og Venezuela.

Utvikling av teknologi og produksjon av ukonvensjonelle petroleumsressurser skjer i hovedsak på land, der brønnkostnadene er lave. Ukonvensjonelle ressurser på norsk sokkel er foreløpig ikke kartlagt og ikke tatt med i ressursregnskapet. Eventuell utvinning vil kreve for store kostnader med dagens teknologi. Det er likevel viktig å følge med på teknologiutviklingen med tanke på framtidig anvendelse og for å kunne forutsi utviklingen i markedene.


Store tilstedeværende volumer

I de fleste sedimentbassenger er mengden tilstedeværende ukonvensjonelle ressurser mange ganger større enn tilstedeværende konvensjonelle ressurser. Årsaken er at petroleum dannes i organisk rike leirsteiner, som oftest på 4 til 6 kilometer dyp. Leirsteinene må mettes med petroleum før olje og gass svetter ut og beveger seg oppover i de sedimentære lagene på vei til havbunnen. På denne veien blir en del petroleum fanget opp i feller. Slike feller er forseglede strukturer med permeable reservoarbergarter, og det er de som inneholder de konvensjonelle ressursene. Over geologisk tid kan fellene ses på som midlertidige oppholdssteder for strømmen av petroleum som går fra kildebergart til overflate. Ukonvensjonelle ressurser ligger bundet i kildebergarten (olje- og gass-skifer), i tette lag av sandstein, kalkstein og kull, og de kan være fanget opp i gasshydrat, grunne gasslommer eller som tungolje nær overflaten.

De store mengdene av ukonvensjonelle ressurser gjør dem attraktive, men selv med ny teknologi vil det i mange tilfeller være svært ressurskrevende, både med tanke på kostnader, energiforbruk og miljøkostnader, å utvinne selv små prosentvise andeler av de tilstedeværende mengdene.


Norge og norsk sokkel

På norsk fastland er det ikke kjente ukonvensjonelle petroleumsressurser av betydning. Organisk rike skifre (alunskifre) av kambrisk alder er utbredt, særlig på Østlandet og i Finnmark, men de har vært utsatt for så høye temperaturer at oljen er kokt ut. Oljeskifre av samme alder produseres i Estland og undersøkes i Skåne. På Svalbard er det flere lag med organisk rike skifre, og det har vært foreslått å undersøke midtre trias skifre (Botneheiaformasjonen) videre.

På norsk sokkel er det flere aktive petroleumssystemer og følgelig også ukonvensjonelle ressurser knyttet både til kildebergartene i dypet og til lekkasjeveiene opp mot havbunnen.

Det finnes store mengder gass i de dypt begravde kildebergartene i Sentralgraben (Ekofiskområdet) og Vikinggraben i Nordsjøen og på Haltenterrassen i Norskehavet. I disse områdene kan det også forventes å finne gass på svært store dyp i sandstein med lav permeabilitet (”tight gas”). I framtiden kan det tenkes at det først skrittet kan bli å vurdere utvinning fra de ressursene som i dag ligger i grenselandet mellom å være ukonvensjonelle og konvensjonelle. Gassfunnet 6506/6-1 (”Victoria”) på Haltenterrassen er et eksempel på et funn av ”tight gas” der noe av gassen kan produseres konvensjonelt. Store mengder av denne gassen ligger imidlertid i reservoar med så lav permeabilitet at den trolig vil kreve svært mange brønner og være svært kostbart å utvinne med dagens teknologi. I skiferlagene over de store feltene i Ekofiskområdet har store mengder hydrokarboner lekket opp fra feltene over flere millioner år. Disse hydrokarbonene representerer et tilstedeværende volum som ikke kan utvinnes kommersielt i dag. En svært liten del av dette ligger i noe mer permeable bergarter.

Steinkull er en bergart som har evne til å absorbere mye gass og lett olje. Gass fra kull er en betydelig kilde til gass i mange kullproduserende land. Tradisjonelt er gassen blitt produsert fra nedlagte kullgruver, men kullag på større dyp er blitt et utforskningsmål i seg selv (Coal Bed Methane). Produksjonen skjer ved at produksjonsbrønner bores inn i kullet som vanligvis må sprekkes opp med ulike metoder. Det foregår også studier på om CO2- injeksjon kan brukes i forbindelse med gassproduksjon fra kull. På norsk sokkel er det påvist kull i undre og midtre jura bergarter fra kystnære områder og ut til feltene. I områder med infrastruktur er det for eksempel påvist tykke kull-lag i Sleipnerformasjonen i sørlige Vikinggraben og i Åreformasjonen på Haltenterrassen. Det er gjort grove overslag over de totale kullmengdene på norsk sokkel, men OD er ikke kjent med hvor mye av kullet som inneholder gass i interessante mengder.

Gasshydrat er en forbindelse av vann og gass som danner isliknende krystaller. Gasshydrat er stabilt på høye trykk og lave temperaturer og dannes naturlig der metan er i kontakt med porevann på store havdyp og under tykk permafrost. Gasshydrat kan danne sammenhengende lag gjennom sedimentene noen hundre meter under havbunnen, og det vil ofte være fanget metangass under gasshydratlaget. Gasshydrat er svært utbredt, og det er satt i gang pilotstudier for å se på muligheten for å utvinne gass fra gasshydrat på dypt vann på japansk sokkel (Nankai Trough) og på land i Canada (Mallikfeltet). Utvinning kan skje enten ved å redusere trykket eller å øke temperaturen rundt produsentene, slik at gasshydratet går over til gass og vann. På norsk sokkel er det påvist gasshydrat i Norskehavet nord for Storegga og på sokkelen i vestlige del av Barentshavet og utenfor Svalbard. Forekomstene som hittil er påvist på norsk sokkel ser ut til å være tynne og ligger i leire og er derfor lite egnet til utvinning. I pilotstudiene i Japan og Canada ligger gasshydratet i reservoarbergarter.

Oljefelt som produseres vil ende opp med residuelle oljemetninger. Flere metoder for økt utvinning, blant annet CO2-injeksjon og injeksjon av surfaktanter, er rettet mot produksjon av olje fra reservoarer med residuell metning. Residuell olje finnes også naturlig som ukonvensjonelle ressurser i store bergartsvolumer under olje- og gassfelt der havbunnen er blitt erodert i istidene. De mest kjente forekomstene finnes under Troll i Nordsjøen og i Hammerfestbassenget i Barentshavet.

Ekstra tung olje og bitumen er svært seigtflytende væsker. Bitumen har viskositet på over 10000 cp ved reservoartemperatur. Forekomster av bitumen kan kalles tjæresand, oljesand, naturlig asfalt eller oljeimpregnert sand og finnes mange steder i verden, særlig i Canada. Ekstra tung olje er noe mindre seigtflytende enn bitumen, med store forekomster i Venezuela. På norsk sokkel er det påvist tynne lag med sand impregnert med ekstra tung olje i tilknytning til feltene, men det er ikke påvist forekomster som kan tenkes å ha økonomisk interesse.
 

Ukonvensjonelle petroleumsressurser


Bitumen og ekstra tung olje:

Det er ikke kartlagt betydelige forekomster av bitumen eller ekstra tung olje på land i Norge. I flere brønner på norsk kontinentalsokkel er det observert petroleum av denne typen, men den vil være vanskelig både å kartlegge og å produsere. Sammenlignet med konvensjonell olje og gass på sokkelen har denne ressursen for tiden liten kommersiell interesse i Norge.


Oljeskifer:

Det er ikke kartlagt betydelige mengder oljeskifer på land i Norge. Det er sannsynligvis store forekomster til havs, særlig i kildebergarter av sen jura og kritt alder. Kostnader ved å bore og produsere til havs, selv i moderate vanndyp, er for høye i dag til at forekomstene er kommersielt interessante.


Gass fra skifer:

Det er ikke kartlagt slike ressurser i Norge eller på norsk kontinentalsokkel. Det er lite som tyder på at dette kan bli en viktig ressurs for Norge.


Gass fra gasshydrat:

Det forskes for tiden på å injisere CO2 i gasshydrat. CO2 vil kunne erstatte metanreservoaret, slik at metan blir frigitt og kan produseres.


Energi fra kullagene i Nordsjøen:

Deler av Nordsjøbassenget har store kullag. Under Sleipnerfeltet er det påvist betydelige mengder. Det har vært lansert ideer for å nyttiggjøre seg denne energien, blant annet ved å antenne den og utvinne varme som kan drive dampturbinkraftverk. Det finnes også betydelige kullag i på Haltenterrassen i Norskehavet, der de fleste olje- og gassfunnene ligger, men også på Trøndelagsplattformen, som ligger inntil kysten mellom Kristiansund og Bodø. Nærmest land vil disse kullagene ligge på moderate dyp under løsmassene som ble avsatt i istidene.

 

Opp
Til toppen av siden

 


 

Bla i rapporten
Hovedside Forord Status og utfordringer på norsk sokkel.. 2 Leting Fra funn til felt Muligheter og utfordringer for felt i drift

12.10.2011