Ressursregnskapet per 31.12.1992

31.12.1992
Nedenfor er utdrag  fra Oljedirektoratets årsberetning 1992 som omhandler petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel.


2.10. PETROLEUMSRESSURSER

2.10.1 Ressursregnskapet

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

Ressursregnskapet omfatter en oversikt over både opprinnelig salgbare og resterende petroleumsmengder på norsk kontinentalsokkel. Endringer i ressursregnskapet inkluderer nye funn, justering av anslaget for eksisterende funn og felt og nedgang som følge av produksjon.

Oljedirektoratet innførte i 1991 et nytt klassifikasjonssystem for petroleumsressursene. Klassifikasjonssystemet er publisert i NPD-Contribution No 31.1 dette systemet skilles det mellom oppdagede og uoppdagede ressurser (se figur 2.10.1.a).

De oppdagede ressursene omfatter felt og funn. Kategorien felt omfatter ressurser og reserver i felt som enten er i produksjon, vedtatt utbygd eller planlagt utbygd. Petroleumsreserver er den delen av de påviste ressursene som er utvinnbare ved gitte tekniske/økonomiske betingelser, og som rettighetshaverne har erklært drivverdige. Tilleggsressurser omfatter mengden av petroleum som kan utvinnes ekstra ved hjelp av ulike metoder for økt utvinning, men som ikke omfattes av godkjente planer.

Med funn menes påviste og testede ressurser i separate strukturer eller i ulike stratigrafiske nivå. Denne kategorien omfatter funn som nylig er gjort og funn som er under vurdering. Den omfatter også funn som etter dagens situasjon ikke er funnet drivverdige. Ethvert funn og ethvert felt har kun en funnbrønn. Dette betyr at undersøkelsesbrønner som påviser ressurser som inngår, eller vil inngå, i ressurstallet for et eksisterende funn eller felt, ikke regnes som nye funn. Funnår er det året brønnen er produksjonstestet.

De uoppdagede ressursene omfatter forventede ressurser i kartlagte, men uborede strukturer, og forventede ressurser i områder hvor man har definert letemodeller uten kartlagte prospekt.

 

Uoppdagede ressurser
Oljedirektoratet foretok i 1992 en ny analyse av de uoppdagede petroleumsressursene på den norske kontinentalsokkel (fig.2.10.4.d og delkapittel 2.10.4). De nye ressursestimatene erstatter de som ble publisert i Oljedirektoratets perspektivanalyse fra 1988. Nytt fra 1988-analysen er at man har gått vekk fra å dele de uoppdagede ressursene i hypotetiske og spekulative ressurser. Beregningene av de uoppdagede ressursene er basert på 44 definerte regionale letemodeller som til sammen dekker hele norsk sokkel. Anslagene over forventningsverdien til de uoppdagede ressursene i 1992 er ca 3670 millioner t.o.e, mens tilsvarende anslag i 1988 var 3570 millioner t.o.e. Sammenholder vi dette med ressurstilveksten i form av nye funn i denne perioden som er i størrelsesorden 285 millioner t.o.e, innebærer dette en oppgradering av forventningsverdien av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel med ca 385 millioner t.o.e. siden 1988. Dette tilsvarer noe under 12 %.

Funn gjort i 1992
I løpet av 1992 ble det gjort 9 nye funn. Disse er 2/2-5, 2/4-17, 7/7-2, 30/10-6, 34/7-21, 35/11-7, 6507/2-2, 6608/10-2 og 7316/5-1. Det er ytterligere påvist hydrokarboner i 1/6-6, 34/8-7 R og 25/11-16, men disse brønnene er ennå ikke testet ved årsskiftet. Arbeidet med å evaluere funnene pågår. Av årets funn er 7/7-2, 6507/2-2 og 6608/10-2 evaluert og inngår i ressursregnskapet. Ressurstil- veksten som skyldes disse funnene, er på 46,8 millioner Sm3 olje og 4.6 milliarder Sm3 gass. De 6 funnene som ennå ikke er evaluert forventes å bidra med en ressurstilvekst i størrelsesorden 20 - 70 millioner t.o.e.

Eldre funn nå bokført
I tillegg til årets funn nevnt ovenfor, inngår også nå Vale. 25/6-1, 25/8-1, 30/9-13 S og 6506/11-2 i ressursregnskapet. Ressurstilveksten som skyldes disse eldre, nå bokførte funn, er på 27.7 millioner Sm3 olje og 9,0 milliarder Sm3 gass.

Justering i ressursanslaget for eksisterende felt og funn
For felt i produksjon/vedtatt utbygd/planlagt utbygd og eksisterende funn viser nåværende ressursstatus i forhold til fjorårets årsberetning at oljeressursene er økt med 148.4 millioner Sm3 og gassressursene er økt med 30.7 milliarder Sm3. NGL er redusert med 2.3 milliarder tonn. For detaljer i ressursendringer henvises det til tabell 2.10.2.2.

Produksjon
Uttaket av petroleum på norsk sokkel i 1992 var 123.5 millioner Sm3 olje, 25.8 milliarder Sm3 gass og 3.0 millioner tonn NGL.

Ressursstatus
Fra 1991 til 1992 viser Oljedirektoratets ressursstatus at tilveksten av olje og gass er større enn uttaket. Økningen i olje er på 98.8 millioner Sm3, mens gass er økt med 18.6 milliarder Sm3. NGL er redusert med 4.7 millioner tonn.

Med nåværende uttak av petroleum har Norge påviste ressurser til 20 års oljeproduksjon og 115 år med gassproduksjon. Det er da tatt hensyn til økt oljeutvinning, jf kapittel 2.10.3.

Reserver knyttet til felt som er i produksjon/vedtatt utbygd
Per 31.12.1992 er det tatt beslutning om å gjennom- føre 39 utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel. Dette er 4 flere enn ved forrige årsskifte. De nye utbyggingsprosjektene er Frøy, Mime, Sleipner Vest og Troll Vest olje. Foreløpig er det bare Draugen og Heidrun som er vedtatt utbygd nord for Stad (tabell 2.10.l.a og 2.10.l.b).

Totalt er det frem til 31.12.1992 produsert 1134 millioner t.o.e. Prosentvis utgjør totalproduksjonen 25  av oppdaget olje og 12  av oppdaget gass på norsk kontinentalsokkel. Da er det tatt hensyn til økt oljeutvinning.

Reserver knyttet til felt som er planlagt utbygd
Det er ved årsskiftet 12 funn som er erklært økonomisk drivverdige og dermed tilhører kategorien felt, se tabell 2.10.1.c. Petroleumsmengden for disse utgjør til sammen 0,7 x l O9 t.o.e.

Ressurser i funn under vurdering
Tabell 2.10.1.d viser en oversikt over funn sør for Stad som er under vurdering.

Ressursmengden i disse funnene utgjør til sammen 0,61 x 109 t.o.e.

Ressursmengden i funn under vurdering nord for Stad utgjør til sammen 0,55 x l O9 t.o.e. Av dette ligger 0,29 x l O9 t.o.e. i Norskehavet og 0,26 x 10" t.o.e. i Barentshavet, se tabell 2.10.1.e.

2.10.2 Endringer av ressursanslag fra forrige årsberetning
2.10.2.1 Felt i produksjon/vedtatt/planlagt utbygd

For felt i produksjon benytter Oljedirektoratet hovedsakelig operatørenes prognosetall i sine ressursoversikter. For en rekke av feltene er det bare små prognoseendringer i forhold til årsberetningen for 1991. Felt med større endringer i ressursanslag er kommentert spesielt. Endringer i ressurstall fra 1991- 1992 er gitt i tabell 2.10.2.

Embla
Operatøren har nedjustert reservene etter ny evaluering. Oljedirektoratet utfører nå egen evaluering av Embla. Nye reservetall vil foreligge våren 1993.

Ekofisk
Det er foretatt en oppjustering av reservene grunnet en ny historietilpasning av reservoarsimuleringsmodellen. Økt vanninjeksjon er hovedårsaken til reserveøkningen.

Frøy
Utvinningsgraden er oppjustert og dette har medført en oppgradering av de utvinnbare reservene.

Oseberg
Oppdatert geologisk modell, bruk av horisontale brønner og positiv produksjonserfaring har ført til en oppjustering av reservene.

Snorre
Oppgradering av reservene skyldes blant annet oppdatert simuleringsmodell og ny boreplan for fase l.

Statfjord
Operatøren har oppjustert reservene på bakgrunn av nåværende reservoaroppførsel, omfattende brønnprogram og oppdaterte reservoarsimuleringer.

Valhall
Økningen i utvinnbare reserver skyldes ny oppdatering av reservoarmodellen.

Veslefrikk
Reservene er økt på bakgrunn av positive boringer som har vist at tilstedeværende ressurser er større enn tidligere antatt. Videre er utvinningsgraden oppjustert på bakgrunn av nye reservoarsimuleringer og flere produksjonsbrønner.

2.10.2.2 Funn
Endringer i ressursanslag fra 1991-1992 er gitt i tabell 2.10.2. Funn med større endringer er kommentert spesielt.

Balder
Tidligere anslag var basert på Oljedirektoratets snart 10 år gamle estimat. Oljedirektoratet har nå valgt å bruke operatørens nye ressursanslag,

Mikkel
Ny geologisk kartlegging og reservoarevaluering etter boringen av brønn 6407/6-4 har ført til en økning i ressursanslaget.

Smørbukk
Det nye ressursanslaget er basert på ny geologisk kartlegging og reservoarsimulering etter boringen av avgrensningsbrønn 6506/11-2. Ved denne brønnen ble det også gjort et nytt olje- og gassfunn i bergarter av kritt alder.

Trestakk
Rekartlegging og nye reservoarsimuleringer har ført til en reduksjon i de utvinnbare ressursene.

Tyrihans
Tidligere ressursanslag var basert på Oljedirektoratets kartlegging fra 1985. Operatørens anslag blir nå benyttet. Videre er Tyrihans nå splittet i Tyrihans Nord og Tyrihans.

9/2 Gamma
Ressurstallet er nedjustert i henhold til operatørens nye anslag.

2.10.2.3 Navneendringer foretatt i 1992

Nåværende navn Tidligere betegnelse
Gullfaks Vest 34/10-34
Tommeliten Alpha og Tommeliten Gamma Tommeliten
Tyrihans og Tyrihans Nord Tyrihans
Vale 25/4-6 S


2.10.3 Økt utvinning
Mulighetene for å øke produksjonen på kort og lang sikt i forhold til eksisterende planer er gjenstand for årlig vurdering både hos rettighetshavere og hos myndighetene. Økningen i forhold til opprinnelige planer har vært betydelig for de fleste felt i produksjon.

For feltene som var i produksjon for ti år siden eller som på det tidspunkt var besluttet utbygget, har økningen vært på ca 30.

En oppgradering av planene for fremtidig produksjon har medført at reservemengden for oljefelt i løpet av 1992 har økt med 177 millioner Sm3 som kan tilskrives økt utvinningsgrad. Økningen har vært størst i sandsteinfeltene med totalt 119 millioner Sm\ mens kalkfeltene har økt med 58 millioner Sm3. Den gjennomsnittlige utvinningsgrad er nå beregnet
til 36.

For å kunne fokusere inn på de tekniske mulig- heter for økning av utvinningen har direktoratet i samarbeid med selskapene i flere år foretatt en kartlegging av potensialet for økt utvinning. For de felt som er i produksjon eller besluttet utbygget, er det beregnet et potensiale på 588 millioner Sm3, tilsvarende 488 millioner t.o.e.

2.10.4 Uoppdagede ressurser på norsk kontinentalsokkel
Innledning

I ressursregnskapet knytter det seg størst usikkerhet til anslaget over de uoppdagede ressursene på norsk sokkel. Samtidig er pålitelige anslag en forutsetning for å kunne planlegge utover den kjente horisonten av allerede oppdagede ressurser. Ideelt sett bør et slikt estimat også omfatte en analyse av den geografiske fordelingen av ressursene og fordelingen mellom olje og gass og ikke minst en analyse av usikkerheten i estimatet. En slik analyse av uoppdagede ressurser er et utgangspunkt for myndighetenes valg av letestrategi og planlegging av annen aktivitet i forhold til leteaktiviteten.

Disse forhold er søkt ivaretatt i denne nye analy- sen av uoppdagede ressurser. Som i Oljedirektoratets analyse fra 1988, er de nye estimatene basert på en analyse av de enkelte geologiske letemodeller. I forhold til 1988-analysen er denne metodikken videre- ført og betydelig utvidet mht detaljeringsgrad og grunnlagsdokumentasjon.

Til forskjell fra 1988-analysen har Oljedirektoratet nå gått vekk fra å skille de uoppdagede ressursene i to kategorier, «spekulative» og «hypotetiske». En opererer nå kun med kategorien «uoppdagede ressurser» som inkluderer både ressursene i kartlagte prospekter (tidligere «hypotetiske») og ikke-kartlagte ressurser (tidligere «spekulative»). Grunnen til dette er at ressursestimatene for de enkelte letemodeller da lettere kan behandles som statistiske enheter.

Metodikk
Ressursestimatene er framkommet gjennom en såkalt letemodellanalyse av hele norsk sokkel. Denne analysemetoden er kort beskrevet i det følgende.

Når man kartlegger prospekter for boring, går man ut ifra visse antagelser om disse prospektenes beskaffenhet mht reservoarbergart, tellemekanisme og kildebergart. Det vil si at man på forhånd har laget seg en modell for den prospekttypen man er på jakt etter. Dette kalles en letemodell. En letemodell er definert av et spesifikt sett med kritiske geologiske parametre som må være tilstede for at hydrokarboner skal kunne påtreffes i produserbare mengder. Alle prospekter og funn innenfor samme letemodell kjennetegnes nettopp ved letemodellens spesifikke sett av kritiske geologiske parametre, og kan derfor skilles fra prospekter og funn som tilhører andre letemodeller.

En letemodell er geografisk avgrenset til de områder der de kritiske geologiske parametre faller sammen. I definisjonen og beskrivelsen av letemodellene på norsk sokkel har Oljedirektoratet hatt som utgangspunkt å benytte mest mulig av sin database av kart, seismiske data, brønndata, geologisk kunnskap fra land og regionalgeologisk kunnskap. Ut fra denne systematiserte kunnskap har man så definert de forskjellige modellene og deres geografiske av- grensning. I analysen er letemodellbegrepet brukt på et noe sammenfattet nivå for å begrense antallet modeller til et håndterbart antall og for å unngå at man splitter opp i for mange modeller i områder der det er lite data, og grunnlaget for modellene dermed er usikkert.

De definerte letemodellene på norsk sokkel kan prinsipielt deles i to risikoklasser:
1. Bekreftede letemodeller; dvs. de modeller som gjennom boreresultater er bevist å fungere etter definisjonen.
2. Ubekreftede letemodeller; dvs. de modeller som ennå ikke er bekreftet ved boring.

Generelt vil funnsannsynlighetene være lavere for prospekter i ubekreftede modeller enn for prospekter i bekreftede modeller. Men dersom en ubekreftet modell skulle vise seg å fungere (dvs. bli bekreftet), vil det med ett slag kunne øke funnsannsynligheten for hele modellområdet. Motsatt vil det være slik at dersom en ubekreftet modell viser seg ikke å slå til, vil
modellens bidrag til det totale ressursestimatet falle ut, og områdets ressurspotensiale må nedjusteres. Om en slik ubekreftet modell vil gå inn med gevinst eller ikke, er altså usikkert. Dette forholdet er det spesielt viktig å være oppmerksom på i nye, ukjente områder, fordi en stor andel av letemodellene i slike områder vil være ubekreftede og dekke store arealer.

Reservoarbergartene i de forskjellige letemodellene er alltid knyttet til bestemte stratigrafiske nivå. Figurene 2.10.4.a, 2.10.4.b og 2.10.4.C gir en oversikt over hvilke stratigrafiske reservoarnivå Oljedirektoratet har definert letemodeller for på norsk sokkel. Det understrekes at antallet letemodeller er høyere enn antall stratigrafiske reservoarnivå i og med at flere modeller kan ha felles reservoarnivå, men være ulike mht tellemekanisme og/eller kildebergart.

De framlagte estimatene er framkommet ved at de forventede ressursene innenfor hver enkelt letemodell er beregnet, og alle modellene er så summert for å gi de totale ressursene. Alle beregningene er utført med det statistiske regneprogrammet FASPUM som er utviklet av R. A. Crovelli ved U.S. Geological Survey.

Resultater
Oljedirektoratets analyse viser at forventningsverdien av de uoppdagede ressursene på norsk kontinentalsokkel fordeler seg på de tre hovedprovinsene på følgende måte:

Nordsjøen: 0,75 milliarder t.o.e. olje og 0.96 milliarder t.o.e. gass
Norskehavet*: 0,32 milliarder t.o.e. olje og 0.52 milliarder t.o.e. gass
Barentshavet: 0,19 milliarder t.o.e. olje og 0.93 milliarder t.o.e. gass
Norsk sokkel totalt: 1,26 milliarder t.o.e. olje og 2.41 milliarder t.o.e. gass
* Norskehavet omfatter sokkelen mellom 62° N og 69° 30' N.

Disse estimatene er også vist i figur 2.10.4.d (gassestimatene inkluderer assosiert gass). Tabell 2.10.4.a gir en oversikt over hvordan disse ressursene er fordelt på de viktigste stratigrafiske nivåer i tråd med inndelingen i figurene 2.10.4.a, 2.10.4.b og 2.10.4.C. Mer enn 75 % av alle utvinnbare hydrokarbonressur-ser som allerede er påvist, finnes i reservoarbergarter av jura alder. Av tabell 2.10.4.a ser en at jura forventes å være hovednivået også i fremtiden, mens nivå- ene i tertiær og pre-trias ser ut til å bli viktige tilleggsnivåer. Kritt og trias har også ressurspotensial, men forventningene til disse er noe lavere. For kritt- nivåets vedkommende skyldes det til dels at disse modellene har høy risiko, særlig i de umodne leteområdene nord for Stad. Dette blir nærmere kommentert under diskusjonen om usikkerhet og ubekreftede modeller.

Av de totale, uoppdagede ressursene ligger ca 47 % i Nordsjøen, 23 % i Norskehavet og 30 % i Barentshavet. Tallene viser at Nordsjøen skiller seg ut med e betydelig uoppdaget oljepotensial. I figur 2.10.4.a se en at i Nordsjøen antar en at de aller fleste letemodeller er testet ut, og en leter stort sett på bekreftede modeller. I øyeblikket ser det ut til at det kun e letemodeller på permnivå som det gjenstår å få bekreftet eller avkreftet. Tabell 2.10.4.a viser at jura- og tertiær-nivåene forventes å inneholde mesteparten a' de uoppdagede ressursene Nordsjøen. Det påpeke at øvre del av trias er inkludert i juramodellene pga reservoarbergartenes stratigrafiske kontinuitet.

 

I Norskehavet er det en jevn fordeling av bekreftede og ubekreftede letemodeller (figur 2.10.4.b). De bekreftede modellene omfatter de velkjente juramodellene med de store funnene, samt krittmodellene som i de senere årene har vist seg å slå til langs Nordlandsryggen. Agat funnet utenfor Måløy viser at kritt også kan være en interessant modell langs Mørekysten. Imidlertid er krittmodellene meget vanskelig å kartlegge seismisk, og en av utfordringene ligger i å utvikle metodikken til å kunne gi en sikrere prospektkartlegging. De ubekreftede letemodellene i Norskehavet finnes stort sett i de uåpnede områdene, dvs. de dype bassengområdene i vest (Vøring- og Mørebassengene) og de kystnære plattformområdene i øst. En forventer at kritt og tertiær vil inneholde interessante modeller i de vestlige bassengområdene, mens potensialet i øst vil være knyttet til de eldre nivåene. Estimatene viser at de to viktigste nivåene i Norskehavet forventes å bli jura og kritt også i fremtiden (tabell 2.10.4.a).

I Barentshavet (figur 2.10.4.c), gjenstår det å teste en god del ubekreftede letemodeller og mye av for- håpningene til Barentshavets potensial er knyttet til disse. Størst forventning har en til modellene på pre- triasnivå. Selv om disse modellene i hovedsak er ubekreftede, er forventningsestimatene høyere på dette nivået enn på jura/øvre trias-nivå der man til nå har gjort de største funnene. Den store utfordringen i Barentshavet blir dermed å utforske de ubekreftede modellene og evt. å utvikle nye modeller.

Usikkerheten i estimatene
I Figur 2.10.4.d er estimatene for de uoppdagede ressursene framstilt med spredning som viser usikkerheten i beregningene. P5- og P95-verdiene er et mål for denne spredningen. En ser at spredningen i estimatene er markert større i Norskehavet og i Barentshavet enn i Nordsjøen. Dette er et uttrykk for at usikkerheten er størst i de to nordlige provinsene. Dette kommer av at disse provinsene omfatter områder med tildels store, ubekreftede modeller i tillegg til de bekreftede letemodellene. Disse ubekreftede modellene har generelt en høy risiko, men også et høyt oppsidepotensial. Slike modeller har dermed en litt spesiell status i og med at avhengig om de slår til eller ikke, vil de kunne føre til en betydelig oppjustering eller nedjustering av ressurspotensialet i sine leteområder. På grunn av det store oppsidepotensialet vil det være viktig å igangsette leteaktivitet i områder med store ubekreftede letemodeller, selv om forventningsestimatene er av begrenset størrelse. Dette er nettopp tilfelle for de store, ubekreftede letemodellene i Møre- og Vøringbassengene i Norskehavet og i store deler av Barentshavet. En avklaring av den usikkerheten disse modellene representerer, vil gi grunnlag for en fremtidig justering av ressursestimatene i disse områdene.

 I Nordsjøen har leteaktiviteten pågått i snart 30 år og Nordsjøen er nå å betrakte som et relativt modent leteområde. Dette gjør at man i all hovedsak leter på godt kjente og bekreftede letemodeller på denne delen av sokkelen. Derfor er også estimatet for Nordsjøen sikrere med langt mindre spredning enn estimatene for de to nordlige provinsene.

Endringer i estimatene siden 1988
Når vi skal sammenlikne de nye estimatene med de fra Oljedirektoratets perspektivanalyse fra 1988, må vi også ta hensyn til de nye funn som er gjort i perioden 1988 - 1992. Siden 1988 er det gjort 21 nye funn på norsk sokkel, fordelt på ca 170 millioner t.o.e. olje og 65 millioner t.o.e. gass. I tillegg er det gjort 10 funn som enten er av svært begrenset størrelse, eller ikke er tilstrekkelig evaluert. Disse 10 funnene representerer i størrelsesorden 25 - 100 millioner t.o.e. olje og gass, med antatt ressursmengde på ca 50 millioner t.o.e. Ressurstallene for de nye funnene er fastsatt ut fra hva som er ansett som påvist. Til sammen utgjør dette en tilvekst i nye funn på 285 millioner t.o.e. siden 1988.

Anslagene over forventningsverdien til de uoppdagede ressursene i 1992 er ca 3670 millioner t.o.e., mens tilsvarende anslag i 1988 var 3570 millioner t.o.e. Sammenholdt med ressurstilveksten i nye funn i perioden, innebærer dette en oppgradering av forventningsverdien av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel med ca 385 millioner t.o.e. Dette tilsvarer noe under 12 % økning for sokkelen sett under ett, og representerer ingen stor endring fra anslaget i 1988.

Den største endringen i tallene ligger i den geografiske fordelingen av ressursene. Nordsjøen er blitt kraftig oppjustert med ca 100, mens Norskehavet og Barentshavet er blitt nedjustert med henholdsvis ca 10 og 30. I tallene ligger det også en oppjustering av de totale, uoppdagede o/yeressursene med ca 40 %.