Uoppdagede ressurser

12.06.2013

En viktig del av Oljedirektoratets arbeid er å lage estimat over de uoppdagede petroleumsressursene på kontinentalsokkelen. Disse estimatene er viktige for myndighetenes valg i utforskningen av norsk kontinentalsokkel.

Estimatene over de uoppdagede ressursene er basert på Oljedirektoratets kunnskap og informasjon fra industriens utforskning av norsk sokkel. Utgangspunktet er kartlegging av geologien på kontinentalsokkelen, både i områder som er åpnet og i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet. I tillegg er det viktig med kunnskap om de reservoarene som allerede er påvist, sammen med forståelsen av hvor mye av de påviste ressursene som kan utvinnes. Til grunn for dette ligger Oljedirektoratets faktagrunnlag fra brønner, funn, felt, prospekter og letemodeller (se egen faktaboks om letemodeller).

Etter snart 50 år med petroleumsaktivitet er faktagrunnlaget betydelig, og kunnskapen om petroleumsgeologiske forhold er stor. Men det er fortsatt store områder hvor den geologiske kunnskapen er relativt begrenset. Dessuten viser letehistorien at områder som er ansett som modne, kan overraske med store funn. Usikkerheten om størrelsen på de uoppdagede petroleumsressursene på norsk sokkel er derfor fortsatt stor, 50 års letevirksomhet til tross.

 

Estimat over uoppdagede utvinnbare ressurser

Oljedirektoratet beregner at det er mellom 935 og 5420 millioner Sm³ o.e. igjen å finne på norsk kontinentalsokkel. Forventningsverdien er 2980 millioner Sm³ o.e. (se tabell 4.1).

 

Område Lavt / P95 Forventning / gjennomsnitt Høyt / P05
Nordsjøen 485 850 1315
Norskehavet 240 780 1795
Barentshavet 245 960 2475
Barentshavet sørøst 55 300 565
Jan Mayen 0 90 460
Totalt for sokkelen 935 2980 5420


Tabell 4.1
Områdevis fordeling av de utvinnbare uoppdagede ressursene. Anslagene er gitt med forventningsverdien (gjennomsnittsverdien), lavt estimat (P95) og høyt estimat (P05) i millioner Sm³ o.e.
 

 

Dette estimatet omfatter hele norsk sokkel bortsett fra det nye området i Barentshavet nordøst etter delelinjeavtalen mellom Norge og Russland, se figur 2.1.

Oljedirektoratets estimat over totale uoppdagede ressurser på norsk sokkel har økt siden forrige ressursrapport ble publisert i 2011. Da var forventet ressursestimat på 2570 millioner Sm³ o.e. Nå er det 410 millioner Sm³ o.e. høyere. Hovedårsaken til oppjusteringen er at uoppdagede petroleumsressurser i Barentshavet sørøst og i havområdene ved Jan Mayen, som nylig er kartlagt av Oljedirektoratet, nå er inkludert i ressursestimatet. Resultatet av denne ressurskartleggingen ble lagt fram av Oljedirektoratet i februar i år. Geologien og ressursestimatene i begge områdene er nærmere beskrevet i kapittel 6 og 7 i denne rapporten.

Estimatene over de uoppdagede ressursene er svært usikre. Usikkerheten er størst i områder med minst informasjon og kortest letehistorie.

En foreløpig aggregering og usikkerhetsberegning av de uoppdagede ressursene, inklusiv Jan Mayen og Barentshavet sørøst, gir et usikkerhetsspenn på mellom 935 og 5420 millioner Sm³ o.e (tabell 4.1.). Ressursanslag for de ulike områdene, med usikkerhetsspenn, er vist i figur 4.1.

 

Anslaget for de uoppdagede utvinnbare ressursene med usikkerhetsspenn, fordelt på de ulike havområdene

Figur 4.1 Anslaget for de uoppdagede utvinnbare
ressursene med usikkerhetsspenn,
fordelt på de ulike havområdene.

 

Væskepotensialet forventes å være størst i Nordsjøen og gasspotensialet anslås å være størst i Barentshavet, se figur 4.2.

 

Fordelingen av utvinnbare uoppdagede ressurser av væske, gass og totale ressurser i de ulike havområdene på norsk sokkel, eksklusiv Barentshavet nordøst

 

Figur 4.2 Fordelingen av utvinnbare uoppdagede
ressurser av væske, gass og totale ressurser i
de ulike havområdene på norsk sokkel, eksklusiv
Barentshavet nordøst.

 

 

Dersom det blir gjort funn, er det mest sannsynlig å finne gass i Barentshavet sørøst, mens det i havområdet rundt Jan Mayen er mest sannsynlig å finne olje.

Når ressursestimatene for de nylig kartlagte områdene inkluderes, øker andelen uoppdagede ressurser fra 19 til 21 prosent av de totale utvinnbare ressursene (inkludert det som er produsert og solgt) i forhold til estimatet pr 31.12.2012, som er presentert i faktaboks i kapittel 1 og i Faktaheftet 2013.

 

Metode for beregning av mulige petroleumsressurser

Beregning av mulige petroleumsressurser i et område bygger på en god forståelse av den regionale geologien, oversikt over prospekter og hvor mye petroleum hvert prospekt kan produsere. Prospekter er hovedelementene i en letemodell. Innenfor et område med liten kunnskap vil det være usikkerhet om:

  • De totale ressursene
  • Den geografiske fordelingen av ressursene
  • Fordelingen av ressursene etter størrelse
  • Fordelingen mellom olje- og gassressurser

Det finnes flere metoder for å anslå hvor mye olje og gass som kan være dannet og oppbevart i et område. Valg av metode avhenger av hvor mye kunnskap som finnes om området.

Oljedirektoratets foretrukne metode er letemodellanalyse. Metoden går ut på å systematisere og beskrive den geologiske forståelsen av et område. Basert på dette, defineres letemodeller som er grunnlaget for å beregne hvor mye petroleum som kan påvises og produseres fra hver letemodell.

Prospekter er de grunnleggende elementene i letemodellanalysen, og antall prospekter og hvor mye petroleum hvert prospekt kan produsere, bestemmer estimerte ressurser for letemodellen. Et prospekt er en potensiell petroleumsforekomst som er kartlagt, og der mengden av mulig produserbar petroleum kan beregnes. Antallet mulige funn beregnes ved å bruke en felles funnsannsynlighet for prospektene i letemodellen. Her benyttes informasjon fra hvert prospekt og kunnskap om funnsuksessen for letemodellen. Størrelsen på eventuelle funn vurderes også, basert både på anslått størrelse av de enkelte prospekter, og en vurdering av samsvaret mellom antatt funnstørrelse og reell funnstørrelse. Sannsynligheten for om en letebrønn vil kunne påvise produserbar petroleum i prospektet, kalles funnsannsynlighet. OD bruker ny informasjon fra kartlegging og resultat fra boring av brønner til jevnlig å oppdatere og justere ressursestimatene for de aktuelle letemodellene.

En letemodell kjennetegnes av geologiske faktorer som er til stede samtidig i et klart avgrenset område (basseng), både stratigrafisk og geografisk; reservoarbergart, kildebergart og felle (se faktaboks). Innenfor én letemodell kan det finnes kartlagte og ikke-kartlagte prospekter, funn og felt (figur 4.3.).

 

Skisse av forholdet mellom basseng, letemodell, funn og prospekt.

Figur 4.3 Skisse av forholdet mellom basseng,
letemodell, funn og prospekt.

 

Et geografisk område kan ha flere letemodeller av ulik geologisk alder, for eksempel én letemodell med reservoarbergart av seintrias alder og en annen med reservoarbergart av mellomjura alder.

Det er usikkert om en letemodell inneholder petroleum inntil det er gjort funn innenfor letemodellen. Dersom det ikke er påvist produserbar petroleum innenfor en letemodell, er den ubekreftet. Før letemodellen bekreftes, må det tas hensyn til usikkerheten. Ved å vurdere de geologiske faktorene og sannsynligheten for at de slår til, kan sannsynligheten for at letemodellen vil fungere beregnes. Ressursanslagene øker 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.

De estimerte ressursene for en letemodell er mer usikre jo mindre kunnskap som finnes om letemodellen. Oljedirektoratet oppgir ressursene med et usikkerhetsspenn. Usikkerheten er størst i Barentshavet, der letingen startet i 1980. Der er det boret færrest letebrønner, og de fleste letemodellene er fortsatt ubekreftet. I Nordsjøen startet letingen på midten av 1960-tallet, og her er usikkerheten mindre fordi de fleste letemodellene er bekreftet ved funn. Oljedirektoratet har definert 73 letemodeller på norsk kontinentalsokkel. 40 av disse er bekreftet ved funn. Status for letemodeller per 2012 er vist i tabell 4.2. Letemodeller i Barentshavet sørøst og kontinentalsokkelen rundt Jan Mayen er ikke inkludert i denne analysen.

 

    Status
Område Antall Bekreftet Ubekreftet
Nordsjøen 24 19 5
Norskehavet 22 11 11
Barentshavet 27 10 17
Sum 73 40 33


Tabell 4.2
Letemodellene som er definert av Oljedirektoratet, fordelt på områder og status. En letemodell er bekreftet når det er gjort funn i den.

 

 

Endringer i estimatet for utvinnbare uoppdagede ressurser fra 31.12.2010 til 31.12.2012

Oljedirektoratet gjennomfører jevnlig en oppdatering av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel. Siden forrige estimat i 2010 er det gjennomført en betydelig kartlegging i forbindelse med TFO-runder og nummererte runder, både av industrien og Oljedirektoratet. De siste årenes leteresultater er også sentrale i vurderingen av de uoppdagede ressursene. Ressursestimatene for Barentshavet sørøst og kontinentalsokkelen ved Jan Mayen er imidlertid ikke inkludert i anslagene per 31.12.2012.

Det er små endringer i estimatet for uoppdagede ressurser per 31.12.2012, sammenlignet med tallene fra 31.12.2010. Tallene viser en liten økning i forventningsanslaget fra 2570 til 2590 millioner Sm³ o.e., en økning på cirka én prosent. Det er gjort mange og til dels store funn siden forrige analyse. I stedet for å redusere volumet av forventede uoppdagede ressurser, har funnene gitt ny kunnskap som bidrar til å øke forventningene til de uoppdagede ressursene på sokkelen (figur 4.4).

 

Sammenlikning mellom 2012- og 2010-analysene for totale uoppdagede ressurser. Skravert felt viser funnmengder etter 2010-analysen per 31.12.2012.

Figur 4.4 Sammenlikning mellom 2012- og
2010-analysene for totale uoppdagede ressurser.
Skravert felt viser funnmengder etter 2010-analysen
per 31.12.2012.

 

Høyere forventning til væske

Fordelingen av væske og gass viser liten endring fra 2010 til 2012. Forventningsverdien for væske har økt med seks prosent fra 1315 millioner Sm³ til 1400 millioner Sm³ (figur 4.5). I dette estimatet er ikke Barentshavet sørøst og Jan Mayen inkludert.

 

Figur 4.5

Figur 4.5 Sammenligning av fordelingen av forventede utvinnbare uoppdagede væskeressurser for de tre havområdene på sokkelen og for hele sokkelen (2010- og 2012-analysene). Det skraverte feltet markerer hvor mye væske som er funnet siden 2010-analysen. Potensialet for hele sokkelen, inklusive Barentshavet sørøst (BHSØ) og havområder ved Jan Mayen (JM), er vist i den høyre søylen.

 

 

Estimatet for væskemengde har først og fremst økt i Nordsjøen og i Barentshavet. Størst er endringen i Nordsjøen, med en økning i forventningsanslaget på 50 millioner Sm³ o.e., eller ni prosent i forhold til 2010-analysen. I Norskehavet er endringen svært liten. I Nordsjøen er det fire letemodeller som bidrar til økningen. En ny letemodell er definert over sørlige del av Utsirahøgda, der det er gjort flere betydelige funn de siste årene, blant annet 16/2-6 Johan Sverdrup og Edvard Grieg. Oljedirektoratets tidligere letemodeller i dette området reflekterte ikke de spesielle avsetningsforholdene som nå er avdekket på denne delen av Utsirahøgda. Modellen representerer bergarter som spenner fra grunnfjell til kritt tid. Denne modellen antas å inneholde vesentlig olje.

Basert på funn i øvre trias til midtre jura letemodell i den nordlige delen av Nordsjøen de siste fem årene, er forventningen til væske/ gassforholdet justert, og sannsynligheten for at det blir funnet væske har økt.

I tillegg har antallet prospekter i to letemodeller i øvre jura økt. Den ene letemodellen ligger nordøst i Nordsjøen, der funnet av blant annet 35/9-8 (Skarfjell) har skapt optimisme og medført at flere nye prospekter er blitt kartlagt. Den andre letemodellen ligger sør i Nordsjøen. Også her er det kartlagt flere nye prospekter etter funn som 8/10-4 S (Butch) og 2/4-21 (King Lear), som alle bidrar til økt forventning.

I Barentshavet har forventningen til væske økt med 25 millioner Sm³ (seks prosent fra 2010). Økningen skyldes i første rekke en revurdering av letemodellen i undre til midtre jura, som inneholder oljefunnene Johan Castberg (7220/8-1 Skrugard og 7220/7-1 Havis). Det ble tidligere antatt at denne letemodellen i hovedsak inneholdt gass og at den hadde dårligere reservoarkvalitet enn brønnene har påvist. Modellen er nå revidert, og forventningen nå er at den er tre ganger så stor, med et større oljepotensial. I tillegg er potensialet i den overliggende letemodellen av øvre jura til nedre kritt alder oppjustert både for væske og gass.

 

Væskeressurser inklusiv Barentshavet og havområdene utenfor Jan Mayen

Ressursestimater for Barentshavet sørøst og havområdene utenfor Jan Mayen (se kapittel 6 og 7) gir nytt estimat for de totale ressursene i Barentshavet og Norskehavet. Forventningsverdien for væske øker fra 1400 millioner Sm³ (anslaget per 31.12 2012) til 1520 millioner Sm³. Dette er en økning på 8,6 prosent (figur 4.4).

Økningen i forventningsverdien for de totale væskeressursene fordeler seg på henholdsvis 50 millioner Sm³ i Barentshavet sørøst og 70 millioner Sm³ i havområdene utenfor Jan Mayen. Lavere forventning til gass Forventningsestimatet for uoppdagede gassressurser på norsk sokkel er nedjustert med 65 milliarder Sm³ eller fem prosent, (figur 4.6). I dette estimatet er ikke Barentshavet sørøst og Jan Mayen inkludert.

 

Figur 4.6

Figur 4.6 Sammenligning av fordelingen av forventede utvinnbare uoppdagede gassressurser for de tre havområdene på sokkelen og for hele sokkelen (2010- og 2012-analysene). Det skraverte feltet markerer hvor mye gass som er funnet siden 2010-analysen. Potensialet for hele sokkelen, inklusive Barentshavet sørsøst (BHSØ) og havområdene rundt Jan Mayen (JM), er vist i den høyre søylen.

 

I Nordsjøen er estimatet for forventede uoppdagede gassressurser redusert fra 280 til 235 millioner Sm³ o.e. i 2012-analysen. Dette er en reduksjon på 16 prosent. Reduksjonen skyldes at større tro på væske i enkelte letemodeller fører til mindre tro på gass i de samme letemodellene.

For Norskehavet er situasjonen nærmest uendret, med en liten reduksjon i forventningen til gass på to prosent.

I Barentshavet er reduksjonen i gassestimatet også to prosent sammenlignet med 2010-analysen.

 

Gassressurser inklusiv Barentshavet og havområdene utenfor Jan Mayen

Ressursestimater for Barentshavet sørøst og havområdene utenfor Jan Mayen (se kapittel 6 og 7) gir nytt estimat for de totale ressursene for Barentshavet og Norskehavet. Forventningsverdien for gass øker fra 1190 millioner Sm³ o.e. (anslaget per 31.12 2012) til 1460 millioner Sm³ o.e.. Dette er en økning på 23 prosent (figur 4.5). Økningen i forventningsverdien for de totale gassressursene fordeler seg på henholdsvis 250 millioner Sm³ o.e.i Barentshavet sørøst og 20 millioner Sm³ o.e.i havområdene utenfor Jan Mayen.

 

Opp
Til toppen av siden