Ressursregnskapet per 31.12.1990

31.12.1990
Nedenfor er utdrag  fra Oljedirektoratets årsberetning 1990 som omhandler petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel.


3.1 RESSURSREGNSKAPET

Petroleumsressurser tilhører gruppen av ikke-fornybare energiressurser og omfatter alle teknisk utvinnbare olje- og gassmengder.

Petroleumsreserver er den delen av de oppdagede ressursene som er utvinnbare ved gitte teknisk/økonomiske forutsetninger, og som rettighetshaverne har erklært drivverdige.

Ressursregnskapet omfatter en oversikt over resterende salgbare petroleumsmengder på norsk kontinentalsokkel. Endringer i ressursregnskapet fra et år til et annet skyldes nye funn, justering av anslaget for eksisterende funn og nedgang som følge av produksjon.

Nye funn
I løpet av 1990 ble det gjort ti nye funn (2/7-22, 9/2-3, 15/12-6 S, 25/7-2, 25/5-3, 30/9-10, 34/7-16, 6306/10-1, 6507/8-4 og 6507/3-1). Det er ytterligere oppdaget hydrokarboner i ett undersøkelseshull, 35/11-4, men det vil først bli testet i 1991. Arbeidet med å evaluere funnene pågår. Det er derfor for tidlig å si noe sikkert om størrelsen på funnene, men de vil sannsynligvis erstatte det netto uttaket av ressurser som har funnet sted i 1990 og kanskje også overskride det.

Av årets funn er kun 25/5-3 funnet kommet med i ressursregnskapet.

Av de fire funnene som ble gjort i 1989 er tre av dem, Trym (3/7-4), 1/2-1 og 30/9-9, evaluert og inngår nå i ressursregnskapet. 30/9-1-funnet er foreløpig utelatt på grunn av meget stor usikkerhet i ressursanslaget. Funnet blir ved årsskiftet 1990/91 undersøkt ved brønn 30/9-2. Først når resultatene fra denne boringen foreligger, vil en ha et grunnlag for mer sikre ressursanslag.

25/2-5-funnet, gjort i 1976 og avgrenset av brønn 25/2-13 i 1989/1990, inngår nå i ressursgrunnlaget.

Ressurstilveksten som skyldes disse nye bokførte funnene er på 17 x 106 Sm3 olje og 21 x 10^9 Sm3 gass.

Justering i ressursanslaget for eksisterende funn
For felt i drift og felt besluttet utbygd, viser nåværende ressursregnskap i forhold til fjorårets at oljereservene er økt med 141 x 106 Sm3 inkludert NGL, mens gassreservene er redusert med 9 x 109 Sm3. Økningen i oljereservene skyldes hovedsakelig oppgradering av reservene i Statfjord og Ekofisk.

For andre funn har ny kartlegging og nye ressurs- beregninger ført til en reduksjon på 6 x 106 Sm3 olje og 30 x 10^9 Sm3 gass.

Produksjon
Uttaket av petroleum på norsk sokkel i 1990 er 99.4 x 106 Sm3 olje inkl NGL og 25.4 x 10^9 Sm3 gass.

Ressursstatus
Fra 1989 til 1990 viser Oljedirektoratets ressursregnskap at tilveksten av olje er større enn uttaket. For gass er forholdet motsatt. Økningen i olje inkludert NGL er på 53 x 106 Sm3, mens gass er redusert med 43 x 109 Sm3.

Med nåværende uttak av petroleum har Norge oppdagede ressurser til 20 års oljeproduksjon og 108 år med gassproduksjon.
Ressursregnskapet for norsk kontinentalsokkel er fremstilt i figur 3. l. a, og den geografiske fordelingen av ressursene er vist i figur 3.l.b.

 

3.2 RESERVEGRUNNLAGET FOR BESLUTTEDE FELT
Per 31.12.1990 er det tatt beslutning om å gjennomføre 31 utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel. Det er fire flere enn ved forrige årsskifte. De fire nye utbyggingsprosjektene er Brage, Embla, Statfjord Nord og Statfjord Øst. Med ett unntak ligger alle utbyggingsprosjektene i Nordsjøen. Foreløpig er det bare Draugen som er besluttet utbygd utenfor Midt-Norge.

Petroleumsmengdene for felt med godkjent plan for utbygging og drift er gitt i tabell 3.2. Totalt er det frem til 31.12.1990 produsert 0.88 x 109 tonn oljeekvivalenter. Prosentvis utgjør totalproduksjonen 25 % av oppdaget olje og 10 % av oppdaget gass på norsk kontinentalsokkel.

3.3 ØVRIGE OPPDAGEDE RESSURSER I NORDSJØEN
Tabell 3.3 viser øvrige ressurser som er oppdaget i Nordsjøen. Av disse er feltene Lille-Frigg, Sleipner Vest, Tordis og Troll Vest erklært økonomisk drivverdige. Ressursmengden i disse fire feltene utgjør til sammen 0.70 x l O9 t.o.e.

3.4 OPPDAGEDE RESSURSER UTENFOR MIDT-NORGE OG I BARENTSHAVET
Foreløpig er det oppdaget 0.74 x 109 t.o.e. ved boring utenfor Midt-Norge og i Barentshavet. Av dette ligger 0.47 x 109 t.o.e. utenfor Midt-Norge og 0.27 x 109 t.o.e. i Barentshavet.

3.5 ENDRINGER AV RESSURSANSLAG FRA FORRIGE ÅRSBERETNING
3.5.1 Felt i produksjon og felt besluttet utbygd
For felt i produksjon benytter Oljedirektoratet hovedsakelig operatørenes prognosetall i sine reserveoversikter. For en rekke av feltene er det bare små prognoseendringer i forhold til årsberetningen for 1989. Felt med større endringer i ressursanslag er kommentert spesielt. Endringer i ressurstall fra 1989-1990 er gitt i tabell 3.5.

Edda
Tidligere anslag har vært basert på at gassleveranse fra Tommeliten ville vare frem til 1998 (Gamma levetid).

Ekofisk
Operatørens reservetall og prognoser er benyttet. Den vesentlige reserveøkningen skyldes en omfattende optimalisering av vanninjeksjons- og produksjonsstrategi, samt trykkstøtte som følge av kompaksjon. Økningen i oljereservene er på 14 % i forhold til forrige rapportering.

Nordøst-Frigg
Reservene er redusert som følge av oppdatering av simuleringsmodellen og tilpasning av vanngjennombrudd i brønnene.

Eldfisk
En liten nedjustering av reservene for olje og gass som skyldes ny historietilpasning i reservoarmodell.

Embla
Reservetallet for Embla er økt noe fra forrige rapportering idet det er tatt hensyn til gassmengden og NGL som vil følge oljeproduksjonen fra feltet.

Odin
Vanngjennombrudd i den sørligste brønnen av feltet skjedde våren 1990, tidligere enn forventet. Operatøren har på bakgrunn av dette utført en reservoarstudie som gir grunnlag for reduksjon på 18 % i reservene.

Oseberg
Bedret kjennskap til reservoaret og nye reservoarsimuleringer har ført til en liten nedjustering av reservene i forhold til forrige rapportering.

Statfjord
Operatørens beregninger av reservene fra 1990 er lagt til grunn. Det er dermed tatt med deler av feltet som ikke var med i tidligere reserveanslag. Det har ført til en økning i oljereservene på 19 %.

Statfjord Nord
Ny kartlegging og ny feltsimulering har ført til en økning i oljereservene på 37 % i forhold til tidligere reserveanslag.

Statfjord Øst
Oljereserveanslaget er redusert med 30 % i forhold til tidligere estimat. Reduksjonen er basert på ny kartlegging og nye feltsimuleringer.

Troll Øst
Det er nå tatt hensyn til kondensatmengden som vil produseres sammen med gassen på Troll fase l. Dette fører til en liten økning i reservene.

Valhall
Optimalisering av utvinningsgraden som følge av flere produksjonsbrønner har ført til en oppjustering av oljereservene på 17 %.

3.5.2 Andre funn
Det er foretatt en justering av ressursanslagene for Heidrun, Lille-Frigg, Mjølner, Snorre Vest, Tordis, Troll Vest, 25/3-1,3 og 15/3-4. Ellers er ressursanslagene uforandret fra 1989 til 1990.

Heidrun
Oljedirektoratet har foretatt en liten nedjustering av gassressursene i Heidrun.

Lille-Frigg
Oljedirektoratet har lagt inn operatørens tall i ressursoversikten. Det har ført til en reduksjon på 35 % i forhold til Oljedirektoratets tidligere anslag.

Mjølner
Oljedirektoratet har lagt inn operatørens nye ressursestimat i denne oversikten. Det har gitt en reduksjon på 25 % i forhold til operatørens tidligere anslag.

Snorre Vest
Operatøren har foretatt en revurdering av funnet. Det har ført til en svak reduksjon i ressursanslaget.

Tordis
Oljedirektoratet har foretatt en egen evaluering av Tordis. Det nye ressursanslaget gir en reduksjon på om lag 20 % i forhold til tidligere anslag.

Troll Vest
I forbindelse med revidert plan for utbygging og drift for Troll Fase l er nå hovedkomponentene i prosessanlegget definert. Kondensatmengden som vil produseres sammen med gassen, er beregnet og inngår i ressursregnskapet. Det gir en liten økning i ressursene.

25/3-1,3 og 15/3-4
Oljedirektoratet har lagt inn operatørens nye ressurstall for funnene. Dette fører til en reduksjon på henholdsvis 52 % og 79 % i forhold til tidligere anslag.

3.6 NYE FELTNAVN I 1990
Syv funn har fått nye navn. Det gjelder Embla, tidligere 2/7-20, Lille-Frigg, tidligere 25/2-4, Mime, tidligere 7/11 A, Mjølner, tidligere 2/12-1, Trym, tidligere 3/7-4, Tordis, tidligere 34/7 B og Visund, tidligere 34/8-1.