Leting på norsk sokkel

ressrapport2016-ingress-n
14.04.2016
Leteaktivitet er en forutsetning for at de uoppdagede ressursene skal bidra til produksjon og skape verdier både for næringen og samfunnet.

Myndighetene gir gjennom letepolitikken selskapene tilgang til leteareal, både i modne og umodne områder. Leteaktiviteten på norsk sokkel har vært høy etter 2005. Dette har resultert i flere lønnsomme funn.

 

Norsk sokkel har et areal på om lag 2 040 000 km2 og er seks ganger større enn fastlands-Norge. To tredjedeler av arealet kan ha sedimentære bergarter med potensiale for petroleum.

 

Områdene som i dag er åpnet for letevirksomhet er på 570 000 km2. Om lag 130 000 km2 av dette er tildelt som utvinningstillatelser, det vil si seks prosent av hele norsk sokkel og 10 prosent av arealet med sedimentære bergarter (figur 2.1 og 2.2).

Figur 2.1 Arealstatus norsk sokkel

Figur 2.1 Arealstatus norsk sokkel

 

Figur 2.2 Arealstatus i prosent

Figur 2.2 Arealstatus i prosent

 

Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet sør, med enkelte unntak, er åpnet for petroleumsvirksomhet. De områdene som ikke er åpnet er deler av Skagerrak, områder utenfor Trøndelag, Nordland, Lofoten, Vesterålen, Senja, Jan Mayen, Barentshavet nord og Polhavet.

Norsk kontinentalsokkel er gradvis åpnet for petroleums- virksomhet. I 1965 ble oljeselskapene for første gang invitert til å søke på til sammen 278 blokker i Nordsjøen, i den første konsesjonsrunden. Det ble tildelt 78 blokker, og dette er den største tildelingen på norsk sokkel (figur 2.3).

 

Figur 2.3 Utlyst og tildelt areal på norsk sokkel per 1.3.2016

Figur 2.3 Utlyst og tildelt areal på norsk sokkel per 1.3.2016

 

Informasjon og kunnskap om de geologiske forholdene i Nordsjøen ble brukt da blokker i Norskehavet og Barents-havet ble utlyst for første gang i 1980. I perioden mellom 1981 og 1989 ble flere områder i Norskehavet og Barents-havet gjort tilgjengelig for petroleumsvirksomheten gjennom stegvis utlysning og tildeling.

I 1994 ble områder på dypt vann i Norskehavet og deler av Nordland VI (utenfor Lofoten) åpnet for petroleumsvirksomhet. Etter dette gikk det 20 år før Barentshavet sørøst ble åpnet i 2013.

I områder som er åpnet for petroleumsvirksomhet, får oljeselskapene tilgang til areal enten ved å søke om utvinningstillatelser i konsesjonsrundene, eller ved kjøp eller bytte av andeler i utvinningstillatelser.

På norsk sokkel er det utviklet et omfattende virkemiddelapparat som ivaretar hensynet til andre næringer og ytre miljø i alle faser av virksomheten; fra åpning av nye områder, tildeling, leting, utbygging og drift fram til avslutning av felt.

 

Konsesjonsrunder

På norsk sokkel er det to likeverdige typer konsesjonsrunder. I de modne områdene gjennomføres TFO-runder (Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder) og i umodne områder gjennomføres nummererte konsesjonsrunder. Modne områder kjennetegnes av kjent geologi og godt utbygd eller planlagt infrastruktur. Sannsynligheten for å gjøre funn er vanligvis høyere i modne områder enn i umodne områder. Umodne områder kjennetegnes av mindre kunnskap om geologien og manglende infrastruktur. Sannsynligheten for å gjøre store funn er høyere i umodne enn i modne områder.

Utvidet tilgang til areal har medført flere tildelinger (figur 2.4). Myndighetene har de siste 15 årene økt forut- sigbarheten i tildelingssystemet ved at TFO-rundene kommer hvert år, mens de nummererte rundene som hovedregel kommer hvert annet år. Prinsippene for hva slags areal og generelle arbeidsbetingelser som gjelder for utvinningstillatelser i TFO versus nummererte runder, er også kjent på forhånd.

 

Figur 2.4 Antall tildelinger siden 2000 fordelt på konsesjons- runder. NST (Nordsjøtildelinger) ble introdusert i 1999 og var en forløper for TFO.

Figur 2.4 Antall tildelinger siden 2000 fordelt på konsesjons- runder. NST (Nordsjøtildelinger) ble introdusert i 1999 og var en forløper for TFO.

 

Som det går fram av figur 2.4, har det vært flest tildelinger i TFO-rundene. Ettersom disse rundene omfatter områder der geologien er godt kjent og med godt utbygd infrastruktur, er søknadsmengden større her enn i de nummererte rundene. Mulighetene for å bygge ut mindre funn mot eksisterende infrastruktur har gjort disse rundene spesielt attraktive for de nye aktørene på norsk sokkel, særlig for de mindre selskapene.

Umodne områder blir utforsket gradvis ved sekvensiell leting. Tildeling av nye tillatelser i nummererte runder vil da som regel begrenses til et mindre antall nøkkelblokker.

Det har vært mange søkere og tildelt mange utvinnings- tillatelser siden 2000. TFO 2013 hadde flest tildelinger med 65 utvinningstillatelser i denne perioden, tett fulgt av TFO 2011 og TFO 2006 med henholdsvis 60 og 58 utvinnings- tillatelser (figur 2.4).

 

TFO-runder

Hensikten med TFO-ordningen er å sikre effektiv utforskning av modne områder og å påvise tidskritiske ressurser nær planlagt og eksisterende infrastruktur. I tillegg er det viktig at kjente områder blir utforsket på nytt med nye øyne, og at nye ideer blir testet. Funnet av Johan Sverdrup-feltet i et godt utforsket område er et eksempel på dette. For øvrig ventes de fleste funnene i modne områder å være små. Det vil oftest være nødvendig å knytte disse funnene opp mot eksisterende felt for at de skal bli lønnsomme å bygge ut. Infrastruktur har begrenset levetid, og det er derfor viktig å påvise ressursene i nærliggende områder i god tid før feltene stenges ned.

Fra den første TFO-runden i 2003 er TFO-arealet utvidet hvert år (figur 2.5).

 

Figur 2.5 Utvikling i TFO-areal

Figur 2.5 Utvikling i TFO-areal

 

Arealet som lyses ut i TFO-rundene er fortsatt attraktivt for oljeselskapene. Dette viser både TFO 2014 og 2015, med søknader fra henholdsvis 47 og 43 selskaper.

 

Nummererte konsesjonsrunder

Nummererte konsesjonsrunder kunngjøres som hovedregel annet hvert år. Sekvensiell leting er en viktig del av letestrategien for konsesjonsrunder i umodne områder. Dette innebærer at resultater fra brønner i et område bør foreligge og være evaluert før det bores brønner i nye tildelinger i det samme området. På den måten blir tilgjengelig informasjon benyttet til videre leting.

Antall tildelinger har variert siden år 2000, fra seks tildelinger i 17. runde til 24 i 22. runde (figur 2.4).

Deler av Barentshavet sørøst, som ble åpnet for lete- virksomhet i 2013, er inkludert i 23. runde. Runden omfatter 57 blokker eller deler av blokker. Disse fordeler seg på 34 blokker i Barentshavet sørøst, 20 blokker i øvrige deler av Barentshavet og tre blokker i Norskehavet. Ved søknads- fristen 2. desember 2015 kom det inn søknader fra 26 selskaper. Regjeringen tar sikte på tildeling av nye utvinnings- tillatelser før sommeren 2016.

Den totale ressurstilveksten fra funn i nummererte og årlige TFO-runder har omtrent vært like stor siden år 2000 (figur 2.6).

 

Figur 2.6 Akkumulert ressurstilvekst fordelt på konsesjonsrunder (2000-2015)

Figur 2.6 Akkumulert ressurstilvekst fordelt på konsesjonsrunder (2000-2015)

 

Leteaktiviteten

 

Letebrønner

Leteaktiviteten målt i antall letebrønner har variert mye siden 1966 (figur 2.7). På 1980-tallet var aktiviteten høy, med opptil 50 brønner årlig. I 2005 ble det bare boret 12 brønner, men fra 2006 tok leteaktiviteten seg opp og nådde en rekord med 65 påbegynte brønner i 2009. Etter 2009 har aktiviteten vært høy, og det er boret over førti brønner per år i perioden 2009-2015. I 2014 og 2015 ble det påbegynt henholdsvis 57 og 56 brønner. Leteaktiviteten har alltid vært høyest i Nordsjøen (figur 2.8). Nedgangen i oljepris bidrar til at det i 2016 planlegges om lag 30 brønner på hele norsk sokkel.

 

Figur 2.7 Antall påbegynte letebrønner per år (1966-2015)

Figur 2.7 Antall påbegynte letebrønner per år (1966-2015)

 

Figur 2.8 Antall påbegynte letebrønner per år fordelt på hav- områder (1966-2015)

Figur 2.8 Antall påbegynte letebrønner per år fordelt på havområder (1966-2015)

 

Definisjoner av ulike typer brønner
Letebrønn er en fellesbetegnelse på undersøkelses- og avgrensningsbrønner.
Undersøkelsesbrønn er den første brønnen som bores på en ny, klart definert geologisk struktur (et prospekt).
Avgrensningsbrønn er en brønn som bores for å bestemme utstrekning og omfang av et funn.
Funn: En eller flere petroleumsforekomster som samlet er oppdaget i samme brønn og som gjennom testing, prøvetaking eller logging er sannsynliggjort å ha bevegelig petroleum. Definisjonen omfatter både kommersielt og teknisk funn. Funnet får status som felt, eller inngår i et eksisterende felt, når plan for utbygging drift (PUD) er godkjent av myndighetene.
Teknisk funnrate: Forholdet mellom antall tekniske funn og antall undersøkelsesbrønner.
Økonomisk/kommersiell funnrate: Forholdet mellom antall funn som blir bygd ut, eller er klart lønnsomme i dag, og antall undersøkelsesbrønner.

 

 

Funn

Den høye leteaktiviteten har resultert i mange funn. Det er i hovedsak gjort flest funn i Nordsjøen, men i 2014 ble det for første gang gjort flest funn og påvist mest ressurser i Barentshavet. Da ble det gjort ni funn i Barentshavet, åtte i Nordsjøen og fem i Norskehavet. I 2015 ble det ikke gjort funn i Barentshavet, men det ble gjort 10 funn i Nordsjøen og seks i Norskehavet (figur 2.9).

 

Figur 2.9 Antall funn per år fordelt på havområder (1967-2015)

Figur 2.9 Antall funn per år fordelt på havområder (1967-2015)

 

De største funnene er med få unntak påvist tidlig i utforskningen av norsk sokkel (figur 2.10). I 2010 ble det igjen gjort et betydelig funn, Johan Sverdrup, som var blant de største i verden dette året. I 2011 og 2012 ble det gjort to betydelige oljefunn i et område nordvest for Snøhvitfeltet i Barents-havet. Funnene 7220/8-1 (Skrugard) og 7220/7-1 (Havis), er nå deler av Johan Castberg.

 

Figur 2.10 Akkumulert ressurstilvekst fordelt på havområder (1967-2015)

Figur 2.10 Akkumulert ressurstilvekst fordelt på havområder (1967-2015)

 

Nordsjøen

 

Leting siden 2000

Nordsjøen er det mest utforskede området på norsk sokkel og her er det påvist mest ressurser. Etter mer enn 50 års utforskning og over 1140 avsluttede letebrønner, (per 31.12.15) gjøres det fortsatt mange funn.

En av hovedutfordringene i Nordsjøen er å påvise ressurser i nærheten av eksisterende og planlagt infrastruktur. Det er viktig å påvise tilleggsressurser mens de store innretningene fortsatt er i produksjon. Selv svært små funn kan bli lønnsomme dersom eksisterende infrastruktur utnyttes godt. I tillegg kan innfasing av funn til eksisterende felt bidra til å forlenge levetiden for vertsfeltet og dermed til fortsatt lønnsom produksjon og økt utvinning fra feltet.

I perioden 2000 til 2005 ble det boret relativt få brønner i Nordsjøen (figur 2.11). Fra 2005 økte imidlertid antallet betydelig, og toppen ble nådd i 2009 med 47 brønner. Fra 2010 har leteaktiviteten holdt seg høy med gjennomsnittlig 34 brønner i året.

 

Figur 2.11 Antall påbegynte letebrønner per år i Nordsjøen (2000-2015)

Figur 2.11 Antall påbegynte letebrønner per år i Nordsjøen (2000-2015)

 

Det er gjort 127 funn siden år 2000 (figur 2.12).

 

Figur 2.12 Antall funn per år i Nordsjøen (2000-2015)

Figur 2.12 Antall funn per år i Nordsjøen (2000-2015)

 

Funnraten i Nordsjøen har vært relativt høy siden 2000, med en årlig rate mellom 0,2 og 0,7 (figur 2.13).

 

 Figur 2.13 Antall avsluttede undersøkelsesbrønner og funnrate i Nordsjøen (2000-2015)

Figur 2.13 Antall avsluttede undersøkelsesbrønner og funnrate i Nordsjøen (2000-2015)

 

Ressurstilveksten siden 2000 har vært høyest i Nordsjøen. De fleste funnene er imidlertid små (figur 2.14).

 

Figur 2.14 Ressurser i funn fordelt på funnstørrelse i fireårs- perioder, Nordsjøen (2000-2015). Antall funn er gitt i søylene.

Figur 2.14 Ressurser i funn fordelt på funnstørrelse i fireårs- perioder, Nordsjøen (2000-2015). Antall funn er gitt i søylene.

 

Tilveksten var størst i perioden 2008 til 2011 på om lag 600 millioner Sm3 o.e., hovedsakelig takket være funnet av Johan Sverdrup.

 

Leting siste tre år

Siden ODs forrige ressursrapport i 2013 er det påbegynt 114 letebrønner og gjort 25 funn. Alle funnene er små og feltnære, og flere er lønnsomme.

I 2013 var leteaktiviteten størst rundt den sørlige delen av Utsirahøgda. De fleste brønnene ble boret for å avgrense feltet Johan Sverdrup. I tillegg er det gjort ett oljefunn i dette området, 16/4-6 S (Luno II).

I årene 2013 og 2014 ble det påvist fire funn om lag 25 kilometer sørvest for Oseberg Sør; 30/11 – 8 A, 30/11-10 (Krafla Nord), 30/11-9 S (Askja) og 30/11-9 A (Askja Øst). I samme området ble funnet 30/11-8 S (Krafla) påvist i 2011. Til sammen er det i disse funnene påvist i overkant av 30 millioner Sm3 o.e., og flere prospekter vil bli boret i området i 2016. Leteresultatene så langt viser at den godt utforskede delen av Nordsjøen fortsatt gir gode muligheter for verdiskaping.

Det største funnet på norsk sokkel i 2015 ble gjort i brønn 2/4-23 S (Julius), der det ble påvist om lag sju millioner Sm3 o.e. gass og kondensat. I tillegg avgrenset brønnen et tidligere gass og kondensatfunn 2/4-21 (King Lear), som ble påvist i 2012.

Det er planlagt mellom 15 og 20 letebrønner i Nordsjøen i 2016. I perioden 2013 til 2015 er det tildelt om lag 170 utvinningstillatelser i TFO-rundene. Dette kan bidra til å opprettholde leteaktiviteten i årene framover.

 

Norskehavet

 

Leting siden 2000

Leteaktiviteten har variert mye siden år 2000 (figur 2.15). Den var relativt høy de to første årene i perioden med henholdsvis ni og 13 brønner. De neste fire årene var leteaktiviteten lav. I 2005 ble det bare boret tre lete- brønner, men fra 2006 tok leteaktiviteten seg opp og nådde en rekord med 18 påbegynte letebrønner i 2009. Fra 2009 var aktiviteten lavere, og det ble boret i gjennomsnitt ti brønner per år. I 2015 var leteaktiviteten igjen høy, med 16 påbegynte undersøkelsesbrønner. Dette er det høyeste antallet undersøkelsesbrønner siden 2000. Det bores flest brønner i de modne områdene på Halten- og Dønn- terrassen. Det har vært prioritert å bore prospekter som ligger i nærheten av eksisterende infrastruktur.

 

 Figur 2.15 Antall påbegynte letebrønner per år i Norskehavet (2000-2015)

Figur 2.15 Antall påbegynte letebrønner per år i Norskehavet (2000-2015)

 

Leting siste tre år

Siden ODs forrige ressursrapport i 2013 er det påbegynt 42 letebrønner og gjort 18 funn. Det mest interessante funnet ligger sørvest for Njord. Her ble det påvist olje og gass i brønn 6406/12-3 S (Pil) i Rogn- og Melkeformasjonen i jura.

Leteaktiviteten på dypt vann har vært lav de siste tre til fire årene, og alle brønnene er boret i Vøringbassenget. I 2015 ble det avsluttet tre undersøkelsesbrønner i nærheten av Aasta Hansteen-feltet for å påvise mer gass. I brønn 6706/12-2 (Snefrid Nord) ble det påvist gass og en fire meter oljekolonne. Brønn 6706/12-3 (Roald Rygg) påviste et lite gassfunn. Det gjorde også brønn 6706/11-2 (Gymir). Disse funnene vurderes knyttet opp mot Aasta Hansteen-feltet sammen med andre funn i området. Øvrige funn i Norskehavet denne perioden er små og flere er feltnære.

I 2016 er det planlagt en til to letebrønner i Norskehavet.

 

Figur 2.16 Antall funn per år i Norskehavet (2000-2015)

Figur 2.16 Antall funn per år i Norskehavet (2000-2015)

 

Figur 2.17 Antall avsluttede undersøkelsesbrønner og funnrate i Norskehavet (2000-2015)

Figur 2.17 Antall avsluttede undersøkelsesbrønner og funnrate i Norskehavet (2000-2015)

 

 

Figur 2.18 Ressurser i funn fordelt på funnstørrelse i fireårs- perioder, Norskehavet (2000-2015). Antall funn er gitt i søylene

Figur 2.18 Ressurser i funn fordelt på funnstørrelse i fireårs- perioder, Norskehavet (2000-2015). Antall funn er gitt i søylene

 

Barentshavet

 

Leting siden 2000

Det er totalt påbegynt 71 letebrønner siden 2000. Av disse er 55 undersøkelsesbrønner og det er gjort 30 funn (figur 2.19 og 2.20).

 

Figur 2.19 Antall påbegynte letebrønner per år i Barentshavet (2000-2015)

Figur 2.19 Antall påbegynte letebrønner per år i Barentshavet (2000-2015)

 

Figur 2.20 Antall funn per år i Barentshavet (2000-2015)

Figur 2.20 Antall funn per år i Barentshavet (2000-2015)

 

Selv om det har vært drevet petroleumsvirksomhet i Barentshavet i mer enn 30 år, er bare to felt i produksjon; gassfeltet Snøhvit med produksjonsstart i 2007 og oljefeltet Goliat der produksjonen startet i mars 2016.

I 2000 ble både olje og gass påvist i funnet 7122/7-1 (Goliat) som ligger i overgangssonen mellom Hammerfestbassenget og Finnmarksplattformen. I 2001 stanset regjeringen petroleumsaktiviteten i Barentshavet i påvente av «Utredning av konsekvenser av helårig petroleumsvirksomhet i området Lofoten-Barentshavet». I desember 2003 besluttet regjeringen å videreføre petroleumsvirksomheten i de allerede åpnede områdene i Barentshavet sør. Etter aktiviteten ble gjenopptatt, ble det påvist olje i trias i 7122/7-3 (Goliat), og interessen for Barentshavet økte. Før funnet i denne brønnen var øvre jura (Hekkingenformasjonen) den enste bekreftede kildebergarten i Barentshavet. Brønn 7122/7-3 på Goliat avdekket i tillegg at nedre og midtre trias organiske skifre er effektive kildebergarter. Dette åpner muligheter for å gjøre flere lønnsomme funn.

I 2011 og 2012 ble 7220/8-1 (Skrugard) og 7220/7-1 (Havis) funnet. 7220/8-1 (Skrugard) påviste olje og gass i midtre og undre jura reservoarbergarter. Dette er det største funnet i Barentshavet siden Goliatfunnet i 2000. 7220/7-1 (Havis) er boret omlag sju kilometer sørvest for funnet 7220/8-1 (Skrugard) og 100 kilometer nord for Snøhvitfeltet. Brønnen påviste olje og gass. 7220/8-1 (Skrugard) og 7220/7-1 (Havis) inngår i Johan Castberg. Med disse funnene ble en ny oljeprovins påvist i Barentshavet. Suksessen fortsatte i 2013 med funnet 7324/8-1 (Wisting) i "Hoop" -området nordvest på Bjarmelandsplattformen. Brønnen påviste olje i et svært grunt reservoar av jura alder, kun 250 til 300 meter under havbunnen.

I 2013 og 2014 ble det boret brønner i tidligere utforskede områder på Lopphøgda som førte til oljefunnene 7120/1-3 (Gohta) og 7220/11-1 (Alta).

Ressurstilveksten har økt betydelig siden 2008, den største ressurstilveksten kom i den siste fireårsperioden (2012-2015) (figur 2.21). I denne perioden bidro funnene 7120/1-3 (Gohta), 7220/11-1 (Alta), 7220/7-1 Johan Castberg og 7324/8-1 (Wisting) mest til ressurstilveksten. Funnraten har variert de siste 15 årene (figur 2.22). For de siste fem årene har den vært relativ høy.

 

Figur 2.21 Ressurser i funn fordelt på funnstørrelse i fireårs- perioder, Barentshavet (2000-2015). Antall funn er gitt i søylene

Figur 2.21 Ressurser i funn fordelt på funnstørrelse i fireårs- perioder, Barentshavet (2000-2015). Antall funn er gitt i søylene

 

Figur 2.22 Antall avsluttede undersøkelsesbrønner og funnrate i Barentshavet (2000-2015)

Figur 2.22 Antall avsluttede undersøkelsesbrønner og funnrate i Barentshavet (2000-2015)

 

Leting siste tre år

Siden ODs forrige ressursrapport i 2013 er det påbegynt 30 letebrønner og påvist 14 nye funn. Brønn 7120/1-3 (Gohta) som ble boret i 2013, påviste olje i kalksteins- bergarter i perm. Det er ikke tidligere påtruffet bevegelig olje i denne typen bergarter på norsk side i Barentshavet. Funnet ble avgrenset i 2014, og det er planlagt å avgrense funnet ytterligere.

I 2014 ble 7220/11-1 (Alta) påvist (figur 2.23). Dette var det største funnet på norsk sokkel dette året og det er rangert som et av de største i verden i 2014. Funnet ligger nord for Snøhvitområdet og har olje i blant annet kalksteinsbergarter i Gipsdalengruppen i perm. Formasjonstester viser et reservoar med gode strømningsegenskaper. Funnets størrelse er beregnet til om lag 36 millioner Sm3 o.e. Det ble avgrenset med fire brønner i 2015. Resultatene fra avgrensnings- brønnene er viktige for det videre arbeidet med å kart- legge funnet.

I "Hoop"-området er det boret seks undersøkelsesbrønner og gjort fire funn. Den første brønnen 7324/8-1 (Wisting) som ble boret i 2013, påviste en 50 til 60 meter oljekolonne på et svært grunt reservoarnivå i Realgrunnenunder- gruppen i jura. I 2014 ble brønn 7324/7-2 (Hanssen) boret like nord for "Wisting". Denne brønnen påviste olje i Støformasjonen i jura.

Det nordligste funnet på norsk sokkel, 7325/1-1 (Atlantis), ble gjort i 2014. Det er et lite gassfunn i bergarter av sein- trias alder. Funnet ligger om lag 360 nord for Hammerfest. Nordvest for Johan Castberg-området, i brønn 7319/12-1 (Pingvin), er det påvist gass i en 15 meters kolonne i Torskformasjonen i paleocen. Funnet er gjort i et lite utforsket område i en tidligere ubekreftet letemodell.

De gode boreresultatene de siste årene har bidratt til økt interesse for å lete i Barentshavet. Det ble boret henholdsvis 10 og 13 brønner i 2013 og 2014, dette er høyeste antall årlige brønner i Barentshavet. I 2015 ble det boret sju letebrønner. Fire av disse er avgrensningsbrønner på "Alta" -funnet.

I 2016 er det planlagt mellom åtte og ti letebrønner i Barentshavet.

 

Figur 2.23 Funn i Barentshavet

Figur 2.23 Funn i Barentshavet

 

Den som leter den finner

 

Områdene rundt "Alta" og "Gohta"

Mange av arealene der det letes i dag, har vært tildelt og tilbakelevert flere ganger. Ny teknologi, ny og bedre seismikk og nye tanker og idéer blant oljeselskapene medfører at det påvises betydelige petroleumsressurser i områder som har vært utforsket flere ganger. Det finnes flere eksempler på dette; Johan Sverdrupfeltet, 35/9-7 (Skarfjell ), 6406/12-3 S (Pil), Johan Castbergfunnene, 7220/11-1 (Alta) og 7120/1-3 (Gohta) funnene er noen.

Utforskning av "Alta"- og "Gohta"-området (sørvestlige del av Lopphøgda i Barentshavet) startet i 1985, da tre utvinningstillatelser ble tildelt i 9. konsesjonsrunde. De to første brønnene, 7120/1-1 og 7120/2-1 som ble boret i 1985, påtraff gode spor av olje i karbonatbergarter av senperm alder. Det har senere vist seg at disse brønnene ligger i randsonen av "Alta"- og "Gohta"-funnene. Det ble totalt boret fem brønner i disse utvinningstillatelsene. Brønn 7120/1-2 påviste et lite oljefunn, de andre brønnene påtraff bare spor av hydrokarboner. Disse tillatelsene er senere tilbakelevert.

Mer enn 20 år etter første tildeling ble området igjen tildelt. Tre nye tillatelser ble tildelt i TFO2006 og TFO2007, og det ble gjort funn i to av dem. I utvinningstillatelse 438 ble det i 2011 gjort et lite gassfunn (7120/2-3 S (Skalle)). I utvinningstillatelse 492 ble det gjort et olje og gassfunn 7120/1-3 (Gohta). I dette funnet ble det påviste en brutto oljekolonne på omlag 75 meter og en brutto gasskolonne på omlag 25 meter i kalksteinsbergarter i Røyeformasjonen. Flere nye tillatelser ble tildelt i området i 20. og 21. runde (2009 og 2011). Brønn 7220/10-1 i utvinningstillatelse 533 påviste et lite gassfunn i bergarter av kritt og jura alder. Brønn 7220/11-1 (Alta) ble boret i 2014 i utvinningstillatelsen 609. Brønnen påtraff en total oljekolonne på om lag 45 meter med en overliggende gasskolonne på 10 meter i kalksteinsbergarter med gode reservoaregenskaper. I 2015 ble det boret fire avgrensningsbrønner på "Alta"-funnet, alle med spor av petroleum. Alderen til reservoarbergartene er usikker, men antas å være av trias og/eller perm alder.

 

Letehistorie rundt 7220/11-1 (Alta) og 7120/1-3 (Gohta)

Letehistorie rundt 7220/11-1 (Alta) og 7120/1-3 (Gohta)

 

Letekurve for norsk sokkel 2000 - 2015

Letekurve for norsk sokkel 2000 - 2015

 

Letekurve for norsk sokkel 2013 - 2015

Letekurve for norsk sokkel 2013 - 2015

 

Figurene viser akkumulert ressurstilvekst i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet mellom 2000 og 2015 og mellom 2013 og 2015.

Horisontalaksen viser antall undersøkelsesbrønner i den tidsrekkefølgen de ble boret. Når det blir gjort et nytt funn, avtegnes ressursmengden som akkumulerte verdier på den vertikale aksen. Når kurven er bratt, viser den at det er funnet mye ressurser med relativt få brønner. Når kurven har svak helning, viser den at de påviste funnene er små eller at det har vært mange tørre brønner.

I perioden fra 2000 til 2015 har Barentshavet lavest antall undersøkelsesbrønner, men det er funnet relativ mye ressurser (kurven er bratt). De største funnene i Barentshavet i denne perioden er Goliat, Johan Castberg (7220/8-1 og 7220/7-1), 7324/8-1 (Wisting), 7120/1-3 (Gohta) og 7220/11-1 (Alta).

I Norskehavet er flesteparten av de største funnene i denne perioden mindre enn i Barentshavet og Nordsjøen, men kurven viser fortsatt en jevn ressurstilvekst. De største funnene i denne perioden er Maria og 6406/9-1 (Linnorm).

I Nordsjøen viser kurven liten ressurstilvekst i de første brønnene, så blir det gjort flere funn med betydelig størrelse og kurven blir brattere. Kurven flater ut igjen før den gjør et stort sprang med Johan Sverdrupfeltet. Etter Johan Sverdrup viser kurven kun moderat ressurstilvekst i Nordsjøen. De største funnene i denne perioden er Edvard Grieg, Ivar Aasen og Johan Sverdrup.

I perioden 2013 til 2015 har Barentshavet hatt klart høyest ressurstilvekst med lavest antall undersøkelsesbrønner (23 brønner). I Norskehavet er ressurstilveksten omtrent halvparten av Barentshavet, men det er boret flere undersøkelsesbrønner (32 brønner). I Nordsjøen er ressurstilveksten omtrent det samme som Norskehavet, men her er det boret mer enn dobbelt så mange brønner for å påvise samme mengde ressurser (71 brønner).

 

Steinulf Smith-Meyer har lang fartstid som geolog i Oljedirektoratet.

Steinulf Smith-Meyer har lang fartstid som geolog i Oljedirektoratet.