Uoppdagede ressurser

ressrapport2016-ingress-n
14.04.2016
Oppdatering av estimatet for uoppdagede ressurser bekrefter at de totale gjenværende ressursene gir grunnlag for olje- og gassproduksjon i mange tiår framover. Det oppdaterte estimatet er om lag det samme som forrige estimat i 2013.

De totale uoppdagede ressursene er estimert til 2 920 millioner Sm3 o.e. Om lag halvparten av dette ligger i Barentshavet. Den største endringen i ressursestimatet er i Barentshavet. Her er det en økning på omlag 125 millioner Sm3 o.e.

De uoppdagede ressursene er estimert til å være mellom 1350 (P95) og 5490 (P5) millioner Sm3 o.e. (figur 3.1). Estimatet omfatter hele norsk sokkel med unntak av området i Barentshavet nordøst (BHNØ), se figur 3.2.

Estimatene for de uoppdagede ressursene er svært usikre. Dette reflekteres i forskjellen mellom det høye (P5) og det lave estimatet (P95). Usikkerheten er størst i områder med lite informasjon og kort letehistorie som i store deler av Barentshavet. I Nordsjøen, og i den godt utforskede delen av Norskehavet, er usikkerheten betydelig mindre (figur 3.1 og 3.2).

 

Figur 3.1 Utvinnbare uoppdagede ressurser totalt og for hvert havområde. Forventningsverdiene er angitt i figurene

Figur 3.1 Utvinnbare uoppdagede ressurser totalt og for hvert havområde. Forventningsverdiene er angitt i figurene

 

Figur 3.2 Utvinnbare uoppdagede ressurser for hvert havområde fordelt på væske og gass. Forventningsverdiene er angitt i figurene

Figur 3.2 Utvinnbare uoppdagede ressurser for hvert havområde fordelt på væske og gass. Forventningsverdiene er angitt i figurene

 

Om lag halvparten av de totale uoppdagede ressursene er estimert til å være væske (figur 3.3). Estimatet for væske er høyest i Barentshavet og lavest i Norskehavet. Estimatet for gass er vesentlig høyere i Barentshavet enn i de andre hav- områdene (figur 3.2 og 3.4).

 

Figur 3.3 Utvinnbare uoppdagede ressurser totalt og fordelt på væske og gass. Forventningsverdiene er angitt i figurene

Figur 3.3 Utvinnbare uoppdagede ressurser totalt og fordelt på væske og gass. Forventningsverdiene er angitt i figurene

 

Figur 3.4 Utvinnbare uoppdagede ressurser for hvert hav- område fordelt på væske, gass og totale ressurser

Figur 3.4 Utvinnbare uoppdagede ressurser for hvert hav- område fordelt på væske, gass og totale ressurser

 

Nær halvparten av de totale uoppdagede ressursene er forventet å finne i Barentshavet, resten er fordelt omtrent likt mellom Nordsjøen og Norskehavet.

I Barentshavet finnes 70 prosent av de forventede uopp- dagede ressursene i letemodeller av trias og eldre alder (figur 3.5). I Nordsjøen og Norskehavet er den øvre delen av trias inkludert i letemodellene av tidlig- til mellomjura alder, men bidrar med en mindre andel av ressursene i disse letemodellene. Letemodeller eldre enn seintrias bidrar med mindre enn to til tre prosent av de totale forventede ressursene for Nordsjøen og Norskehavet.

 

Figur 3.5 Utvinnbare uoppdagede ressursene for hvert hav- område fordelt etter geologiske stratigrafiske nivå

Figur 3.5 Utvinnbare uoppdagede ressursene for hvert hav- område fordelt etter geologiske stratigrafiske nivå

 

Om lag 80 prosent av de uoppdagede ressursene i Nordsjøen finnes i letemodeller av seintrias og jura alder, tilsvarende tall for Norskehavet er om lag 55 prosent. I Barentshavet finnes 24 prosent av de totale uoppdagede ressursene i letemodeller av jura alder. Letemodeller i kritt og kenozoikum bidrar med seks prosent i Barentshavet, 41 prosent av de uoppdagede ressursene i Norskehavet og 17 prosent i Nordsjøen (letemodeller av kritt alder i Nordsjøen inkluderer reservoarer med krittbergarter). Dette reflekterer den ulike geologiske utviklingen i de tre havområdene.

 

Endringer siden 2013 - analysen

Det er små endringer i estimatet for uoppdagede ressurser per 31.12.2015 sammenlignet med estimatet fra 31.12.2013. Forventningsestimatet viser en liten reduksjon fra 2940 til 2920 millioner Sm3 o.e. (figur 3.6).

 

Figur 3.6 Sammenlikning mellom 2015- og 2013-analysene for totale utvinnbare uoppdagede ressurser

Figur 3.6 Sammenlikning mellom 2015- og 2013-analysene for totale utvinnbare uoppdagede ressurser

 

Væske Estimat for væske viser en ubetydelig endring fra 2013 til 2015. Forventningsverdien for væske er redusert fra 1450 til 1435 millioner Sm3, en prosent (figur 3.7).

 

Figur 3.7 Sammenligning av fordelingen av utvinnbare uoppdagede væskeressurser for hvert havområde og for hele sokkelen (2013- og 2015-analysene)

Figur 3.7 Sammenligning av fordelingen av utvinnbare uoppdagede væskeressurser for hvert havområde og for hele sokkelen (2013- og 2015-analysene)

 

I Nordsjøen er det funnet om lag 30 millioner Sm3 væske siden 2013. Estimatet for væske er redusert fra om lag 565 til 495 millioner Sm3. Den viktigste årsaken til dette er at senere års leteresultater tilsier mindre væske enn tidligere estimert. Reduksjonen gjelder primært letemodeller med reservoar i paleocen, undre kritt og øvre jura.

I Norskehavet er det funnet om lag 35 millioner Sm3 væske siden 2013. Estimatet for væske er redusert fra om lag 375 til 365 millioner Sm3 væske, om lag 2,5 prosent. De nye estimatene viser nedgang i væske for flere av letemodellene, om lag 50 millioner Sm3. Imidlertid har senere års leteresultater og ny informasjon bidratt til oppjustering av estimatene for øvre jura letemodeller. Dette skyldes hovedsakelig en revurdering av potensialet i letemodellene som følge av blant annet 6406/12-3 S (Pil)- og 6406/12-3 A (Bue) (figur 3.8).

 

Figur 3.8 Letemodeller i Norskehavet med de største endringer i uoppdagede ressurser

Figur 3.8 Letemodeller i Norskehavet med de største endringer i uoppdagede ressurser

 

I Barentshavet er det en økning i estimatet fra 510 til 575 millioner Sm3, om lag 13 prosent. Økningen skyldes hovedsakelig funnet 7220/11-1 (Alta) som bidro til bekreftelse av letemodellen fra karbon til perm, og dermed en kraftig økning i ressursestimatet for denne letemodellen på Lopphøgda (figur 3.9). I tillegg påviste brønnen både olje og gass, noe som bidrar til større tro på multifasefunn i området. På bakgrunn av letehistorien de siste årene, er det nå også større forventning til multifasefunn i flere letemodeller enn tidligere.

 

Figur 3.9 Karbon til perm letemodell i Barentshavet med størst endring i uoppdagede ressurser

Figur 3.9 Karbon til perm letemodell i Barentshavet med størst endring i uoppdagede ressurser

 

Gass

Estimatet for uoppdagede gassressurser på norsk sokkel er redusert fra 1490 til 1485 milliarder Sm3, 0,3 prosent (figur 3.10).

 

Figur 3.10. Sammenligning av fordelingen av utvinnbare uoppdagede gassressurser for hvert havområde og for hele sokkelen (2013- og 2015-analysene)

Figur 3.10. Sammenligning av fordelingen av utvinnbare uoppdagede gassressurser for hvert havområde og for hele sokkelen (2013- og 2015-analysene)

 

Det er ingen endring i estimatet for uoppdagede gassressurser i Nordsjøen. I den nye analysen er forventningen til å finne gass økt noe for letemodeller med reservoar i øvre trias til midtre jura. Dette skyldes at senere års letehistorie tilsier at framtidige funn vil inneholde mer gass enn det som var forventet i tidligere estimat. For letemodellene med reservoar i paleocen og øvre jura er gassestimatet redusert noe. Dette skyldes at det er gjort få funn i disse modellene, og de påviste forekomstene er små. Samlet er forventningen til gass derfor uendret i Nordsjøen.

For Norskehavet er estimatet redusert fra 475 til 410 milliarder Sm3, om lag 14 prosent. Siden forrige analyse er det påvist om lag 30 milliarder Sm3 gass. I den nye analysen er gasspotensialet redusert i halvparten av letemodellene, med opptil 100 milliarder Sm3. Den største reduksjonen skyldes nedjustering av sub-basalt og paleocen letemodeller på dypt vann og øvre kritt letemodell ved Trænbassenget (figur 3.8). Dette balanseres til en viss grad av økning i et par letemodeller, særlig øvre jura letemodell, som også står for størst økning av væske.

I Barentshavet er estimatet økt fra 765 til 825 milliarder Sm3, om lag åtte prosent. Økningen reflekterer de siste års leteresultater, blant annet funnet 7220/11-1 (Alta), samt ny evaluering i forbindelse med 23. konsesjonsrunde.

 

Historiske endringer

Oljedirektoratet publiserer jevnlig nye tall for uoppdagede ressurser på norsk sokkel. Metoden har vært den samme siden midten av 1990-tallet, noe som gir et godt grunnlag for sammenligning av estimatene. Sammenligning av estimatene fra 1996 til 2015 viser en økning fram til 2002 og deretter en nedgang fram til 2010 (figur 3.11).

 

Figur 3.11 Totale utvinnbare uoppdagede ressurser over tid for hvert havområde

Figur 3.11 Totale utvinnbare uoppdagede ressurser over tid for hvert havområde

 

Nedgangen i 2003 skyldes i hovedsak reduksjon i estimatene for flere letemodeller i Norskehavet. Dette gjaldt spesielt gasspotensialet. Nedgangen i 2010 skyldes primært reduksjon til forventning om gassfunn både i Nordsjøen og Norskehavet. I Norskehavet er en av årsakene endret forventning til potensialet utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja basert på Oljedirektoratets kartlegging som ble publisert i 2010. I tillegg førte leteresultatene på dypt vann til en reduksjon i forventningen til letemodellene i området.

I 2012 ble Barentshavet sørøst og havområdene utenfor Jan Mayen inkludert i estimatet for henholdsvis Barentshavet og Norskehavet, noe som førte til en økning i estimatet for de totale uoppdagede ressursene.

Andelen gass har økt i Nordsjøen siden 2012. Det er liten endring i forholdet mellom væske og gass i Norskehavet og Barentshavet (figur 3.12).

 

Figur 3.12 Væske versus gass i estimatene fra 2012, 2013 og 2015 for hvert havområde

Figur 3.12 Væske versus gass i estimatene fra 2012, 2013 og 2015 for hvert havområde

 

Metode

Det finnes flere metoder for å anslå hvor mye væske og gass som er dannet og oppbevart i et område. Valg av metode avhenger blant annet av hvor mye kunnskap som finnes om området. Oljedirektoratet benytter metoden letemodellanalyse.

Det er usikkert om en letemodell inneholder petroleum før det er gjort funn. Dersom det ikke er påvist bevegelig petroleum, er letemodellen ubekreftet. For disse letemodellene er det knyttet usikkerhet til en eller flere av de geologiske faktorene som må være tilstede for at petroleum kan påvises. I en bekreftet letemodell er det gjort minst ett funn. Det er ikke en forutsetning at funnet er lønnsomt.

Oljedirektoratet har definert og analysert 74 letemodeller. 44 av disse er bekreftet ved funn (tabell 3.1).

Tabell 3.1 Letemodellene fordelt på områder og status

Tabell 3.1 Letemodellene fordelt på områder og status

 

Estimat for én letemodell

Følgende variabler er grunnlaget for estimering av de uoppdagede ressursene i én letemodell:

Arealet til letemodellen

  • Letemodellen har et avgrenset areal.

Antall prospekter per arealenhet

  • Estimatet for antall prospekter er basert på vurdering av tettheten av prospektene i ett eller flere kalibreringsområder hvor alle relevante elementer kan telles. De relevante elementene er antall funn, tørre brønner, kartlagte prospekter, prospektmuligheter og antall prospekter som kan bli kartlagt i framtiden (postulerte prospekter).

Størrelsen på framtidige funn

  • Estimatet av størrelsen på mulige framtidige funn fra postulerte prospekter og prospektmuligheter, bygger som oftest på størrelsen av kartlagte prospekter i letemodellen. I bekreftede letemodeller er informasjon fra funn viktig. For samtlige letemodeller er informasjon fra relevante letemodeller av stor betydning. For mindre utforskede letemodeller er også data fra analoge letemodeller viktig. Estimering av størrelsen på framtidige funn bygger på estimater av volum- og fluidparametre (væske- og gassparametre). Av de ulike volumparametrene vil estimatet for brutto bergartsvolum ha størst betydning for estimatet for ressurser i prospekter. For å beskrive sammenhengen mellom ulike parametre er det lagt inn korrelasjoner mellom volum- og fluidparametre.

Funnsannsynlighet

  • Sannsynligheten for framtidige funn er sammensatt av sannsynligheten for at en letemodell blir bekreftet (letemodellsannsynligheten) og sannsynligheten for at ett prospekt blir til ett funn gitt at letemodellen er bekreftet. Den historiske funnraten for letemodellen og for sammenlignbare letemodeller er viktig informasjon for estimering av funnsannsynlighet.

Sannsynlighet for fase petroleum

  • Evaluering av kildebergart og migrasjon benyttes for å vurdere sannsynligheten for å påvise enten olje, gass eller både olje og gass (multifasefunn). Informasjon fra relevante funn er også viktig i denne vurderingen.

Oljedirektoratet bruker en stokastisk beregningsmetode med grunnlag i variablene beskrevet ovenfor for å estimere de totale ressursene innenfor hver letemodell. Alle variablene blir gitt med sannsynlighetsfordeling med unntak av funnsannsynligheter og sannsynlighet for fase petroleum. Variablene, og korrelasjonene mellom enkelte volum- og fluidparametre på tvers av forekomster, gir estimat for ressursene innenfor hver letemodell.

Korrelasjon mellom parametre og forekomster har betydning for spredningen i ressursfordelingen. Positiv korrelasjon øker spredningen for de totale ressursestimatene. Totale ressurser i en letemodell er summen av ressurser i postulerte prospekter, prospektmuligheter og kartlagte prospekter når det er tatt hensyn til funnsannsynligheten.

 

Estimat for hvert havområde

Oljedirektoratet bruker en stokastisk beregningsmetode for å estimere ressurser innenfor hvert havområde. Inngangsdata i beregningene er:

  • Ressursfordelingen til samtlige letemodeller innenfor havområdet. Ett havområde inneholder flere letemodeller (se tabell 3.1).
  • Avhengighet mellom letemodellsannsynligheter i ubekreftede letemodeller. I umodne områder kan det for eksempel være avhengighet mellom flere letemodeller med hensyn til tilstedeværelse av kildebergart. Dersom en brønn bekrefter en letemodell, vil dette kunne gi økt sannsynlighet for andre letemodeller med samme kildebergart.
  • Korrelasjoner i volum- og fluidparametre på tvers av letemodeller.

Avhengighet og korrelasjon mellom letemodellene har betydning for spredningen til ressursfordelingen i de enkelte havområdene. Forventede ressurser for et havområde er lik summen av forventningen til hver letemodell. Spredningen i ressursestimatet er større for et havområde med avhengigheter og positive volumkorrelasjoner enn for havområder med liten eller ingen avhengighet og volumkorrelasjoner mellom letemodellene.

 

Estimat for norsk sokkel

Oljedirektoratet bruker en stokastisk beregningsmetode for å estimere de totale uoppdagede ressursene med utgangspunkt i letemodellene i alle havområdene. Estimatet for forventningen til de totale uoppdagede ressursene er lik summen av forventningen fra hvert havområde. Spredningen i det totale estimatet er resultat av spredningen for hvert havområde og avhengigheter i funnsannsynligheter og korrelasjoner på tvers av havområdene.

 

Tabell 3.1 Letemodellene fordelt på områder og status

 

Definisjoner
Uoppdagede ressurser: De mengder petroleum som på et gitt tidspunkt er anslått til å kunne bli utvunnet fra forekomster som ennå ikke er påvist ved boring.

Letemodell: 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 gitte litostratigrafisk nivå.
  2. Felle, som er en tett bergart eller geologisk struktur som omgir reservoarbergarten, slik at petroleum holdes tilbake og akkumuleres 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 temperatur og trykk er slik at petroleum faktisk blir dannet. Det må være en migrasjonsvei som betyr at petroleum kan bevege seg fra kildebergarten til reservoarbergarten. En letemodell er bekreftet når det er påvist produserbar petroleum i letemodellen. Det er ikke en forutsetning at produksjonen nå være lønnsom. Er det ennå ikke påvist produserbar petroleum i en letemodell er den ubekreftet.
Letemodellsannsynlighet: Den antatte sannsynligheten for at det faktisk kan påvises produserbar petroleum i en letemodell. Sannsynligheten antas ved geologisk vurdering av sannsynligheten for at letemodellen fungere, det vil si tilstedeværelse av reservoar, kilde og felle.
Prospekt: En mulig petroleumsfelle med et kartleggbart, avgrenset bergartsvolum.
Funnsannsynlighet: Beskriver muligheten for ved boring å påvise petroleum i et prospekt. Funnsannsynligheten framkommer ved produktet av sannsynlighetene for at letemodellen eksisterer, tilstedeværelse av reservoar, av felle, av migrasjon av petroleum inn i fellen og av oppbevaring av petroleum i fellen (se letemodell).
Prospektmulighet: En mulig petroleumsfelle der tilgjengelig datadekning og -kvalitet ikke er tilstrekkelig for å kartlegge eller avgrense bergartsvolumet.

Usikkerheten: Uttrykker spennet av mulige utfall eller resultater. Det kan beskrives på mange måter, men oftest ved hjelp av et lavt og et høyt anslag (Eksempel: Oljedirektoratet anslår at det er mellom 1350 og 5490 millioner Sm3 o.e. totale utvinnbare uoppdagede ressurser igjen å finne på norsk kontinentalsokkel).

Som oftest er usikkerheten beregnet ved statistiske metoder, for eksempel ved hjelp av Monte Carlo-simulering. Da kan det høye og det lave estimatet beskrives med statistiske begrep. For uoppdagede ressurser bruker Oljedirektoratet som hovedregel P95 for det lave anslaget. Dette innebærer at det, basert på analysens forutsetninger, vil være 95 prosent sannsynlighet for at resultatet vil være lik eller større enn P95-verdien. For det høye anslaget brukes P5, det vil si at det er fem prosent sannsynlighet for at resultatet vil være lik eller større enn P5-verdien.

Forventningsverdien: Gjennomsnittsverdien. Den defineres gjerne som det aritmetiske gjennomsnittet av alle utfallene i den statistiske fordelingen. Den er mye brukt, og har den egenskap at forventningsverdien for ulike fordelinger kan summeres til summen av fordelingene.
 

Illustrasjon