Ressurser og produksjon

1.1 Ressurser

 

Gjenværende utvinnbare ressurser Ved utgangen av 2013 anslår Oljedirektoratet (OD) at de totale utvinnbare petroleumsressursene på norsk sokkel tilsvarer 14,2 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) oljeekvivalenter (o.e.), se figur 1.1. Dette er summen av all petroleum som er produsert og solgt siden starten av norsk petroleumsvirksomhet, i alt 6,2 milliarder Sm3 o.e, og gjenværende utvinnbare ressurser, anslått til 8,0 milliarder Sm3 o.e.

 

Figur 1.1 
Figur 1.1 Fordeling av de totale utvinnbare ressursene og usikkerhet i estimatene per 31. desember 2013.

 

Gjenværende ressurser omfatter reserver i felt, ressurser i ikke-besluttede prosjekt for økt utvinning på feltene, ressurser i funn og uoppdagede ressurser, dvs. antatte utvinnbare mengder som ennå ikke er funnet. Påviste ressurser som ennå ikke er besluttet å utvinne, kalles betingede ressurser.

Anslaget for gjenværende ressurser er usikkert, som vist i søylene i figur 1.1. Den basisverdien som brukes er statistisk forventningsverdi. Usikkerhetsspennet i totale gjenværende ressurser er mellom 5,6 milliarder Sm3 o.e. (P90) og 11,0 milliarder Sm3 o.e. (P10). P10, den mengden det er 10 prosent sannsynlighet at det er mer enn, er nesten det dobbelte av P90, den mengden det er 90 prosent sannsynlig at det er mer enn. Forskjellen mellom P10- og P90-anslaget er størst for uoppdagede petroleumsressurser, men det er også usikkert hvor mye som kan utvinnes fra dagens felt og funn.

Barentshavet sørøst og sokkelen rundt Jan Mayen er nå inkludert i estimatet for uoppdagede ressurser. Ressursanslag for disse områdene, som ble offentliggjort tidlig i 2013, er på henholdsvis 300 og 90 millioner Sm3 o.e. Usikkerhetsspennet i ressursanslagene er betydelig. I Barentshavet sørøst utgjør gass 80 prosent av de estimerte ressursene, mens rundt Jan Mayen forventes storparten av ressursene å være olje. Mer informasjon om de uoppdagede ressursene og kartleggingen av de nye områdene finnes i Ressursrapport leting 2013.

 

Gjenværende utvinnbare ressurser i felt og funn

Over 60 prosent av de forventede gjenværende utvinnbare ressursene fins i eksisterende felt og funn. Resten er klassifisert som uoppdagede ressurser. Med felt menes her både de feltene som var i drift ved utgangen av 2013 og felt hvor utbyggingsbeslutning var tatt på dette tidspunktet. De gjenværende ressursene består av mest gass, men også betydelige mengder væske. Når væskevolum omtales i rapporten, er det definert som summen av olje, NGL og kondensat. Mens storparten av gjenværende gass er klassifisert som reserver på felt i drift eller under utbygging, er en større andel av væskeressursene betingede ressurser i felt og funn, se figur 1.2.

 

Figur 1.2 
Figur 1.2 Påvist olje og gass fordelt i ulike ressurskategorier, tallene utenfor diagrammene øverst angir volum i millioner Sm³ o.e. for hver kategori.

 

Av de påviste ressursene er 66 prosent av oljen og 41 prosent av gassen allerede produsert og solgt. Av de gjenværende ressursene er 42 prosent av oljen og 77 prosent av gassen klassifisert som reserver.

Tallene i figur 1.2 representerer forventningsverdien for utvinning. Selv om ressursene er påvist, er estimatene usikre. Det er flere faktorer som bidrar til usikkerheten, og de vil variere etter prosjektenes modenhet og kompleksitet. De viktigste gjelder geologi og strømningsforhold i reservoarene og usikkerhet om kostnader og prisutvikling. Usikkerheten er størst for ressurser som ennå ikke er besluttet utbygd.

 

1.2 Ressursutvikling

 

En sammenstilling av utviklingen i påviste ressurser fra 1973 og fram til i dag er vist i figur 1.3. Figuren er basert på historiske data fra ODs ressursregnskap. Den viser at tilførsel av nye ressurser, ved nye funn og oppjustering av volumestimater på feltene, bidrar til at det fortsatt er store volumer igjen å produsere.

 

Figur 1.3 
Figur 1.3 Utvikling over tid i anslag over påviste ressurser.

 

Figuren som viser ressursutvikling for gass, viser spesielt tydelig hvordan reservene har økt i markerte sprang ettersom store felt er besluttet utbygd. Betingede ressurser er en kombinasjon av forventet utvinning fra nye funn og tiltak som kan gjennomføres på felt for å øke utvinningen. Normalt vil en markant stigning gjenspeile at et nytt stort funn er gjort. Nedgang kan være en følge av at videre avgrensing av funn viste at disse var mindre enn først antatt. Anslagene er usikre for hver enkelt forekomst, og usikkerheten kan variere fra år til år. I perioden 1996-2001 var ODs forventning til framtidig utvinning av gass for optimistisk fordi det ble lagt til grunn en for høy gjennomsnittlig utvinningsgrad. Estimatene for betingede gassressurser ble derfor nedjustert fra 2001, se figur 1.3.

 

1.3 Produksjonsutvikling

 

63 prosent av det produserte volumet på 6,2 milliarder Sm3 o.e. fra norsk sokkel er olje. Produksjonsveksten var særlig sterk i tiårsperioden 1985-1995, noe som reflekterer utbyggingen av en rekke store felt på 1980 og 90-tallet. De største oljefeltene ble satt i produksjon før år 2000.

Oljeproduksjonen nådde en topp i år 2000 og har siden vært avtagende, mens gassproduksjonen har vært økende etter 1995, se figur 1.4. Økningen i gassproduksjon henger sammen med utbygging av store gassfelt som Troll, Åsgard og Ormen Lange med tilhørende rør og landanlegg. De store oljefeltene som ble bygd ut på 1970 og 80-tallet, bl.a. Ekofisk, Statfjord, Oseberg og Gullfaks, har vært svært viktige for den samlede oljeproduksjonen fra norsk sokkel. Produksjonsnedgangen fra disse oljefeltene har være markant de siste ti årene. En av hovedutfordringene på norsk sokkel er derfor å utnytte ledig produksjonskapasitet ved å øke utvinningen og fase inn nærliggende funn.

 

 

Figur 1.4

Figur 1.4 Historisk produksjon med prognose for de nærmeste årene.

Gass 40 MJ som vist i figur 1-4, representerer et normalisert volum for gassen som er solgt. Gassen selges som energiinhold og ikke volum. Normalisert gass har et energiinnhold på 40 MJ pr Sm³ gass. For enkeltfeltene på sokkelen varierer energiinnholdet. I 2013 var brutto brennverdi (GCV) for feltene mellom 36,7 og 50,0 MJ per Sm³, alt etter komposisjonen av salgsgassen. Metan har en GCV på om lag 37,7 MJ per Sm³.


OD venter at oljeproduksjonen vil ligge rundt dagens nivå de nærmeste årene. Gassproduksjon fra felt i drift forventes å øke noe i perioden fram til 2018. De siste årene er det gjort flere store funn som forventes å komme i produksjon de neste ti årene. Dette kompenserer for den naturlige produksjonsnedgangen fra felt i drift og fører til at det kan bli en svak produksjonsvekst i årene framover, se figur 1.5.

 

Figur 1.5 
Figur 1.5 Prognose for petroleumsproduksjon fram til 2030.

 

De nærmeste årene vil produksjonen være dominert av felt som i dag er i produksjon eller under utbygging, med gradvis økning fra funn hvor det nå arbeides med utbyggingsplaner. Fra 2020 antas bidraget fra funnene å øke. Det er i hovedsak forventet produksjon fra Johan Sverdrup og Johan Castberg som bidrar til dette, men det ligger også inne bidrag fra et stort antall andre funn. For å nå produksjonsprognosen på lenger sikt, må nye funn påvises og bygges ut.

Produksjonsprognosen er usikker, og usikkerheten øker med tiden. De nærmeste årene er det produksjonsutvikling og gjennomføring av prosjekt på eksisterende felt som avgjør om prognosen innfris. I tillegg vil oppstartstidspunkt og boretakt på de feltene som nå er under utbygging påvirke volumene. Senere vil beslutningsløp, utbyggingsløsning og produksjonsstart på nye felt utgjøre størst usikkerhet. Lenger ut i tid vil en større andel av forventet produksjon komme fra de ressursene som ennå ikke er oppdaget. Usikkerheten dreier seg hovedsakelig om antall og størrelse på framtidige funn, og om og når de kan bli satt i produksjon.

ODs produksjons- og kostnadsprognoser er basert på prisog kostnadsbildet høsten 2013. Vesentlige endringer i disse forutsetningene vil gi endringer i prosjektgjennomføring, og med det endring i kostnads- og produksjonsprognoser. Dette vil også være tilfelle dersom selskapenes krav til lønnsomhet i enkeltprosjekt endres.


03.04.2014