Leteaktivitet og -resultater

12.06.2013

De siste fem årene har det vært høy leteaktivitet med over 40 påbegynte letebrønner per år og omfattende innsamling av seismikk. De viktigste grunnene til denne utviklingen er omleggingen i letepolitikken på begynnelsen av 2000-tallet og optimismen skapt av nye funn og høy oljepris. Internasjonalt har det i denne perioden også vært en markert økning i leteaktiviteten.

Det høye antallet undersøkelsesbrønner har gitt mange funn. Det gjøres størst funn i Nordsjøen og Barentshavet.


Areal

De samlede norske havområdene utgjør 2 040 000 km². Dette arealet er nesten 6,5 ganger større enn fastlands-Norge. Om lag halvparten av arealet består av sedimentære bergarter som kan inneholde petroleum, se figur.2.1.

 

Arealstatus for norsk kontinentalsokkel per juni 2013

Figur 2.1 Arealstatus for norsk kontinentalsokkel
per juni 2013.

 

Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet sør er med enkelte unntak åpnet for petroleumsvirksomhet. De åpnede områdene utgjør 523 800 km². Områdene som ikke er åpnet er Barentshavet sørøst og nord, kystnære områder i Norskehavet, området rundt Jan Mayen og mesteparten av Skagerrak.

Før Stortinget beslutter å åpne nye områder, blir det gjennomført konsekvensutredninger i henhold til petroleumsloven. Som en del av åpningsprosessen samler Oljedirektoratet, på vegne av Staten, inn geologiske og geofysiske data og foretar en estimering av ressurspotensialet i området.

Myndighetene har satt i gang åpningsprosesser for Barentshavet sørøst og havområdene rundt Jan Mayen, se kapittel seks og sju. Spørsmålet om åpning av Barentshavet sørøst er lagt fram for Stortinget. Dersom Stortinget vedtar åpning, blir dette det første nye området på norsk sokkel som åpnes for petroleumsvirksomhet siden 1994.

Oljeselskapene får tilgang til areal hovedsakelig ved å søke om utvinningstillatelser i nummererte konsesjonsrunder og i ordningen Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO). I tillegg har selskapene tilgang til areal gjennom kjøp og bytte av andeler i utvinningstillatelser.

I den aller første konsesjonsrunden på norsk sokkel i 1965, ble hele Nordsjøen lyst ut. Arealmessig er dette den største runden som har vært utlyst. Den nest største nummererte konsesjonsrunden var 13. runde i 1991, se figur 2.2. Figuren viser utlyst og tildelt areal i de nummererte rundene, i Nordsjøtildelingene (som ble introdusert i 1999 og var forløperen til TFO-ordningen) og i TFO-rundene.

 

Omsøkbart (utlyst) og tildelt areal på norsk kontinentalsokkel *per 15.03.2013

Figur 2.2 Omsøkbart (utlyst) og tildelt areal på norsk kontinentalsokkel *per 15.03.2013.

 

De siste 15 årene har utlyst areal økt jevnt. I perioden 2004 – 2012 har antall tildelinger og tildelt areal ligget på et høyt nivå med et gjennomsnitt på om lag 50 nye tillatelser per år (figur 2.3) og et snitt på 23 000 km² nytt konsesjonsbelagt areal per år (figur 2.2). Det har vært stor interesse fra oljeselskapene om å søke på utlyst areal. Dette viser at norsk sokkel fortsatt er en attraktiv petroleumsprovins.

 

Antall tildelinger de siste 15 årene fordelt på konsesjonsrunder

Figur 2.3 Antall tildelinger de siste 15 årene
fordelt på konsesjonsrunder.

 

Ettersom det blir mer areal tilgjengelig, øker også mengden tilbakelevert areal. Dette må også ses i sammenheng med tiltak fra myndighetene som endring i arealavgiftssystemet og innføring av arbeidsprogram som i større grad enn tidligere legger press på industrien om å arbeide aktivt med tildelt areal.

 

Gjenbruk av areal –
eksempelet Utsirahøgda sør

Mesteparten av arealet som blir tildelt i TFO har vært tildelt og tilbakelevert tidligere. Når nye selskap får muligheten til å utforske tilbakelevert areal, kan det vise seg at disse klarer å modne fram betydelige petroleumsressurser. Det finnes flere eksempler på dette, og utforskningshistorien om Utsirahøgda sør er i særklasse (se faktaboks).


Letebrønner

Fra starten i 1966 til april 2013 er det boret nesten 1430 letebrønner på norsk sokkel. Antallet letebrønner passerte sitt første toppnivå på 1980-tallet med opp mot 50 brønner per år, se figur 2.4. På 1990-tallet varierte antall brønner fra mellom 20 til nesten 50 letebrønner per år. Fra slutten av 1990-tallet var det stort sett jevn nedgang i antall brønner, en utvikling som endte med at det bare ble boret 12 letebrønner i 2005. Etter det har antallet letebrønner tatt seg kraftig opp. Selv om Nordsjøen anses som et modent område, er det fortsatt her det bores flest brønner.

 

Antall påbegynte letebrønner 1966-2012

Figur 2.4 Antall påbegynte letebrønner 1966-2012.

 

Økningen i antall letebrønner etter 2005 er hovedsakelig et resultat av høy oljepris og omleggingene i letepolitikken på begynnelsen av 2000-tallet (se faktaboks).

Fra 2005 har det også vært en økning i antall flyttbare rigger på norsk sokkel, se figur 2.5. Oversikten er utarbeidet av Oljedirektoratet på grunnlag av data fra industrien. Det forventes en økning i riggkapasiteten både globalt og på norsk sokkel i årene framover.

 

Utvikling i antall flyttbare rigger på norsk sokkel

Figur 2.5 Utvikling i antall flyttbare rigger på norsk sokkel.

 

Flere av riggene som kommer inn på sokkelen de nærmeste årene er skreddersydd for operasjoner på norsk sokkel. Mange av de nye riggene er kontrahert for boring på nye felt, men kapasiteten innenfor leteboringer vil trolig øke.

Godt over halvparten av alle letebrønnene på norsk sokkel er boret i utvinningstillatelser som ble tildelt i de første åtte konsesjonsrundene. Om lag 40 prosent er boret i utvinningstillatelser tildelt i 1.-4. runde, se figur 2.6.

 

Andel av avsluttede lete- og undersøkelsesbrønner fordelt på tildelingsrunder

Figur 2.6 Andel av avsluttede lete- og undersøkelsesbrønner fordelt på tildelingsrunder (for boring i tilleggstildelinger,
er disse godskrevet/tilbakeført til runden for
tildeling av den opprinnelige tillatelsen).

 

Selv de siste fem årene er det boret et betydelig antall letebrønner i tillatelser tildelt i 1.-4. runde, se figur 2.7.

 

Antall avsluttede letebrønner per år, fordelt på ulike tildelingsrunder

Figur 2.7 Antall avsluttede letebrønner per år,
fordelt på ulike tildelingsrunder.

 

Om lag 12 prosent av letebrønnene og 13 prosent av undersøkelsesbrønnene er boret i utvinningstillatelser tildelt i TFO- runder, inkludert Nordsjøtildelingene. De siste årene er det boret flest letebrønner i utvinningstillatelser tildelt i TFO-runder, noe som viser at den økte tilgangen på areal bidrar til flere letebrønner.

 

Letekostnader

Letekostnader består av kostnader til seismikk (generelle undersøkelser), letebrønner, feltevaluering og administrasjon. Figur 2.8 viser utviklingen i letekostnader fordelt på disse kostnadskomponentene.

 

Utvikling i letekostnader og antall påbegynte letebrønner, 1998-2012

Figur 2.8 Utvikling i letekostnader og
antall påbegynte letebrønner, 1998-2012.

 

Utviklingen i leteutgiftene følger i stor grad utviklingen av antall brønner som bores. Dette er ikke så overraskende ettersom det er borekostnadene som utgjør den viktigste enkeltfaktoren i de totale letekostnadene. I tillegg til at det er boret flere letebrønner, har også kostnadene per letebrønn økt betydelig i denne perioden (figur 2.9).

 

Utvikling i letekostnader per påbegynt letebrønn, siste femten år

Figur 2.9 Utvikling i letekostnader per
påbegynt letebrønn, siste femten år.

 

Borekostnadene kan grovt deles i riggkostnader og andre kostnader. Riggkostnadene bestemmes av leiepris per dag (riggrate) og antall boredager. De siste årene har det skjedd en kraftig økning i riggratene over hele verden, noe som er med å forklare utviklingen i borekostnader per brønn.

Riggratene er imidlertid fortsatt høyere i Norge enn i andre petroleumsprovinser, som for eksempel på britisk sokkel. Den viktigste årsaken til kostnadsforskjellene for leie av rigg er ifølge Reitenutvalget høyere driftskostnader på norsk sokkel. (Reitenutvalget leverte sin rapport om rigg- og borekapasitet på norsk sokkel i august 2012. Utvalget, som ble ledet av Eivind Reiten, ble nedsatt av Olje- og energidepartementet.)


Antall funn

Den høye leteaktiviteten de siste årene har resultert i mange funn. I løpet av tre av de fem siste årene er det gjort flest funn på sokkelen noensinne, se figur 2.10.

En stor del av funnene er gjort i areal som ble tildelt i de fire første tildelingsrundene, se figur 2.11. Det er til nå ikke gjort funn i utvinningstillatelser tildelt i 21.runde, TFO 2011 og TFO 2012, ettersom det tar tid før det tas borebeslutninger og brønner bores.

 

Antall funnbrønner per havområde per år, 1967-2012

Figur 2.10 Antall funnbrønner per havområde
per år, 1967-2012.

 

Antall funnbrønner per runde.

Figur 2.11 Antall funnbrønner per runde.

 

Stigende funnrate

Gjennomsnittlig funnrate (funnsuksessrate) på norsk sokkel har vært stigende etter hvert som kunnskapen om geologien på sokkelen har økt og teknologien er blitt bedre. Figur 2.12 viser utvikling i gjennomsnittlig teknisk og kommersiell funnsuksess siden 1967. Ved beregning av teknisk funnsuksess er alle funnbrønner inkludert, mens funn i ressurskategori 6 (se faktaboks) er utelatt ved beregning av kommersiell funnsuksess. De siste femten årene har gjennomsnittlig teknisk funnrate vært om lag 55 prosent, mens kommersiell funnrate har vært om lag 40 prosent.

 

Antall avsluttede undersøkelsesbrønner, funnbrønner og gjennomsnittlig funnrate, eksklusiv og inklusiv ressurskategori 6

Figur 2.12 Antall avsluttede undersøkelsesbrønner,
funnbrønner og gjennomsnittlig funnrate, eksklusiv
og inklusiv ressurskategori 6 (se faktaboks), 1967-2012.

 

Lav ressurstilvekst og små funn

Selv om funnsuksessen er høy og det blir gjort mange funn, er ressurstilveksten de siste femten årene betydelig mindre enn de to foregående femtenårsperiodene, se figur 2.13. De siste fem årene er imidlertid positive med flere større funn, inkludert 16/2-6 Johan Sverdrup i 2010, se figur 2.14.

 

Utvinnbare ressurser i funn påvist i femtenårsperioder fordelt på funnstørrelse, 1967-2012

Figur 2.13 Utvinnbare ressurser i funn påvist i
femtenårsperioder fordelt på funnstørrelse,
1967-2012.

 

Utvinnbare ressurser i funn påvist i femårsperioder fordelt på funnstørrelse, 1998-2012

Figur 2.14 Utvinnbare ressurser i funn påvist i
femårsperioder fordelt på funnstørrelse,
1998-2012.

 

Ressurstilvekst og produksjon

De første 30 årene med leteaktivitet på norsk sokkel ble det i gjennomsnitt funnet mer olje og gass enn det som ble produsert, se figur 2.15. Lav produksjon og store funn var årsaken til dette.

 

Utvinnbare påviste ressurser i funn (ressurstilvekst), produksjon og gjennomsnittlig funnstørrelse, 1967-2012, fordelt på femtenårsperioder.

Figur 2.15 Utvinnbare påviste ressurser i funn
(ressurstilvekst), produksjon og gjennomsnittlig
funnstørrelse, 1967-2012, fordelt på
femtenårsperioder.

 

De siste femten årene er det funnet betydelig mindre enn det som er produsert. Høy produksjon og mindre gjennomsnittlig funnstørrelse bidrar til dette. Nærmere analyse av den siste femtenårsperioden viser imidlertid at bildet er noe mer nyansert, se figur 2.16.

I den siste femårsperioden er ressurstilveksten nesten på høyde med produksjonen. Hovedårsak til dette er 16/2-6 Johan Sverdrup, som ble funnet i 2010.

 

Utvinnbare påviste ressurser i funn (ressurstilvekst), produksjon og gjennomsnittlig funnstørrelse, 1998-2012, fordelt på femårsperioder

Figur 2.16 Utvinnbare påviste ressurser i funn
(ressurstilvekst), produksjon og gjennomsnittlig
funnstørrelse, 1998-2012, fordelt på
femårsperioder.

 

 

Status og utviklingstrekk i de ulike havområdene

 

Nordsjøen – de gamle er eldst

Nordsjøen regnes som et modent område i petroleumssammenheng etter nærmere 50 års virksomhet. Letehistorien i Nordsjøen strekker seg helt tilbake til 1965, og det er fram til nå boret rundt 615 undersøkelsesbrønner.

I Nordsjøen er leteaktiviteten stadig høy, og det blir gjort mange funn. Funnene er imidlertid gjennomgående små, men de siste fem årene er det gjort flere større funn, deriblant 16/2-6 Johan Sverdrup på Utsirahøgda (se faktaboks side 13), se figur 2.17.

I perioden 2011-2013 er det tildelt om lag 160 nye utvinningstillatelser i Nordsjøen i TFO- rundene, noe som vil bidra til å opprettholde leteaktiviteten i årene fremover.

 

Ressurser i funn i Nordsjøen, fordelt på funnstørrelse 1998-2012.

Figur 2.17 Ressurser i funn i Nordsjøen,
fordelt på funnstørrelse 1998-2012.

 

 

Norskehavet – muligheter og utfordringer

Deler av Norskehavet anses i dag som modent område, mens store deler, spesielt på dypt vann, er relativt umodent. Norskehavet ble åpnet for leteaktivitet i 1980, og siden den gang er det boret om lag 200 undersøkelsesbrønner.

Mens interessen for letevirksomhet har hatt sterk oppsving i Nordsjøen og Barentshavet etter flere store funn, har det i de siste årene vært beskjedne leteresultater i Norskehavet. Etter et oppsving i 2008-2010 har det vært mer begrenset interesse i Norskehavet, utenom i de infrastrukturnære områdene. Leteaktiviteten utenfor de modne områdene i Norskehavet har gått ned de siste årene.

Fra og med 2011 fram til mai 2013 er det avsluttet 19 undersøkelsesbrønner i Norskehavet, med funn i ni. Funnraten er høy, men de påviste volumene i funnene er moderate til små. Kun én av de 19 undersøkelsesbrønnene er boret utenfor det nåværende TFO-området i dyphavet i Vøringbassenget.

Det er ikke planlagt letebrønner på dypt vann i Norskehavet i 2013, bare letebrønner innenfor TFO-området. De planlagte brønnene vil hovedsakelig ha boremål knyttet til den letemodellen hvor mesteparten av ressursene i Norskehavet er påvist, i øvre trias til midtre jura.

På dypt vann arbeides det særlig med å forbedre den seismiske avbildningen under basaltlagene ved Møre- og Vøringrandhøgda og lengst vest i Møre- og Vøringbassenget.

21. konsesjonsrunde resulterte i en rekke nye tillatelser omkring gassfunnet Aasta Hansteen, der den kommende utbyggingen vil være viktig for å påvise mer gass i området i årene framover. I 22. konsesjonsrunde er 14 blokker utlyst i Norskehavet, alle i Vøringbassenget.

Etter flere års begrenset leteaktivitet i Mørebassenget i sørlig del av Norskehavet, er det nå flere nye utvinningstillatelser sør i bassenget, omkring Ormen Langefeltet, og i basaltområdet lengst vest. Tillatelsene er tildelt i 20. og 21. konsesjonsrunde og i TFO fra og med TFO 2010. I de fleste av disse pågår evalueringer som innen ett til tre år skal føre til en beslutning om boring eller oppgivelse.

 

Ressurser i funn i Norskehavet, fordelt på funnstørrelse 1998-2012

Figur 2.18 Ressurser i funn i Norskehavet,
fordelt på funnstørrelse 1998-2012.

 

 

Barentshavet – ny optimisme

Etter mange år med skuffelser er optimismen tilbake i Barentshavet. Dette skyldes i hovedsak de tre nye funnene som ble gjort i 2011 og 2012, oljefunnet Johan Castberg (7220/8-1 Skrugard og 7220/7-1 Havis) og gassfunnet 7225/3-1 (Norvarg), se figur 2.19.

 

Ressurser i funn i Barentshavet, fordelt på funnstørrelse 1998-2012.

Figur 2.19 Ressurser i funn i Barentshavet,
fordelt på funnstørrelse 1998-2012.

 

De gode leteresultatene de siste to årene har bidratt til stor interesse for å bore i Barentshavet. Oljedirektoratet forventer mellom 10 og 14 brønner i Barentshavet i 2013.

Hoop-området er det nordligste området som er tildelt på norsk sokkel, og dette er et område hvor det kan være mulig å gjøre oljefunn. Det skal bores flere brønner i Hoop-området de nærmeste årene.

 

Letehistorien i Barentshavet

Det har vært drevet petroleumsvirksomhet i Barentshavet siden femte konsesjonsrunde i 1980, se figur. Det er boret cirka 100 letebønner, om lag 80 av disse er undersøkelsesbrønner. Den første letebrønnen ble boret i 1980 og det første funnet, 7120/8-1 (Askeladd), ble gjort i 1981. I perioden fra 1980 til 2013 er det gjort mer enn 30 funn i Barentshavet. Noen av disse ventes ikke å kunne utvinnes lønnsomt og er gruppert i ressurskategori 6.

Selv om det er drevet oljevirksomhet i Barentshavet i mer enn 30 år, er kun ett felt satt i produksjon, gassfeltet Snøhvit, som består av åtte funn. I tillegg er ett under utbygging, oljefeltet Goliat.

Det var stor optimisme tidlig på 1980-tallet, da det ble gjort flere gassfunn i Hammerfestbassenget. Etter 1986 ble det boret en del brønner utenfor Hammerfestbassenget. Disse var enten tørre, eller inneholdt små gassressurser. Resultatet var at interessen for å lete i området dalte, og fra 1994 til 2000 ble det ikke boret en eneste brønn. I 1997 lanserte myndighetene «Barentshavsprosjektet » for å promotere og øke leteaktiviteten. Spesielle tiltak og betingelser resulterte i utlysninger av både vanlige utvinningstillatelser og store seismikkområder.

I 2000 fant utvinningstillatelse 229 med operatøren Norsk Agip (nå Eni) både olje og gass i et funn som fikk navnet Goliat. I 2001 stanset regjeringen aktiviteten i påvente av «Utredning av konsekvenser av helårig petroleumsvirksomhet i området Lofoten-Barentshavet» (ULB). I desember 2003 besluttet regjeringen å igangsette petroleumsvirksomhet i Barentshavet sør. Da aktiviteten ble gjenopptatt, viste selskapene en viss interesse, særlig på grunn av oljefunnet Goliat.

I 19. konsesjonsrunde var det liten interesse for blokkene som inkluderer Skrugard-strukturen, og blokkene ble ikke tildelt. Ny 3D-seismikk samlet inn i forbindelse med 20.konsesjonsrunde viste tydeligere direkte hydrokarbonindikatorer, spesielt såkalte flatflekker. På Skrugard-strukturen ble det identifisert en dobbel flatflekk. Dette ble tolket som at strukturen antagelig inneholdt både olje og gass. Sammen med positive resultater fra elektromagnetiske undersøkelser (EM-data), førte dette til større interesse fra selskapene.

Johan Castberg (7220/7-1 Skrugard og 7220/8-1 Havis) ble funnet i 2011. Det ble påvist gass og olje i bergarter av jura alder. Som forventet, viste den doble flatflekken som kom fram på seismikken å representere henholdsvis gass-olje og olje-vann-kontaktene. Industrien arbeider med å finne forklaringer på hvorfor petroleumssystemet fungerer i dette området. Store deler av Barentshavet er blitt utsatt for heving og erosjon, mye av lagrekken er erodert bort, og dette har medført at petroleum har lekket ut. Gasslekkasjen er tydelig på seismikken, også over «Skrugardstrukturen », men her fungerer trolig gasslekkasjen som en slags sikkerhetsventil. Gassen lekker ut og hindrer at den ekspanderer i reservoaret og presser oljen ut. I tillegg ligger kildebergarten på et gunstig dyp for generering av olje og gass også i dag. Dette gjør at fellene kan få dynamisk etterfylling av petroleum som kompensasjon for lekkasje, ikke ulikt petroleumssystemene i Nordsjøen.

 

 

Letehistorien i Barentshavet

 

Opp
Til toppen av siden