Ressursregnskapet per 31.12.1993

31.12.1993
Nedenfor er utdrag  fra Oljedirektoratets årsberetning 1993 som omhandler petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel.


2.11 PETROLEUMSRESSURSER

2.11.1 Ressursregnskapet

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

Oljedirektoratets ressursregnskap omfatter en oversikt over både opprinnelig salgbare og resterende petroleumsmengder på norsk kontinentalsokkel. Nye funn, justering av anslaget for eksisterende funn og felt og nedgang som følge av produksjon, fører til endringer i ressursregnskapet.

Oljedirektoratet benytter et klassifikasjonssystem for ressurser som er beskrevet i NPD-Contribution  No.37 (1993). I dette systemet skilles det mellom oppdagede og uoppdagede ressurser (se figur 2.11.1.a).

De oppdagede ressursene fordeler seg på fire kategorier: felt i produksjon, felt besluttet utbygd, felt planlagt utbygd og funn under vurdering. I tillegg kommer en del funn som ennå ikke har blitt evaluert og små funn som etter dagens situasjon ikke er i kategorien «under vurdering». Oljedirektoratet publiserer ikke ressursanslag for disse funnene. Begrepet reserver brukes om den delen av de oppdagede ressursene som er utvinnbare ved gitte tekniske/økonomiske betingelser, og som rettighetshaverne har erklært driv-
verdige. Reserver fordeler seg altså på de tre første kategoriene. Tilleggsressurser omfatter mengden av petroleum som kan utvinnes ekstra ved hjelp av ulike metoder for økt utvinning, men som ikke omfattes av godkjente planer. 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. Funn år er det året brønnen er avsluttet etter testing.

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
For uoppdagete petroleumsressurser benytter Oljedirektoratet ressursestimatene fra Oljedirektoratets analyse i 1992 (figur 2.11.1.a og 2.11.l.b). Estimatene ble publisert i årsberetningen for 1992 og i Oljedirektoratets publikasjon «Petroleumsressurser - norsk kontinentalsokkel» fra februar 1993.

 

 

Funn gjort i 1993
I løpet av 1993 ble det gjort tre nye funn. Disse er 15/9-19 SR, 34/7-22 og 34/8-7 R. Det er ytterligere påvist hydrokarboner i 2/7-29 og 30/9-15, men disse brønnene er ikke testet, og dessuten ikke avsluttet ved årsskiftet. Dårlige reservoaregenskaper gjør at 34/8-7 R funnet ikke bidrar til ressurstilvekst i ressursregnskapet. 15/9-19 SR funnet gir en ressurstilvekst på 4,6 millioner Sm3 olje og 0,7 milliarder Sm3 gass.

34/7-22 funnet er ennå ikke evaluert, men forventes å bidra med en ressurstilvekst i størrelsesorden 3-7 millioner t.o.e.

Eldre funn nå bokført
I tillegg til årets funn nevnt ovenfor, inngår nå også 2/1-9 Gyda Sør, 2/4-17, 30/9-4 S, 30/9-7, 34/7-21 og 35/11-7 i ressursregnskapet. Ressurstilveksten som skyldes disse eldre, nå bokførte funn, er 38,0 millioner Sm3 olje, 18,6 milliarder Sm3 gass og 0,1 million tonn NGL (Natural Gas Liquids).

Justering i ressursanslaget for felt og funn
For felt i produksjon/besluttet utbygd/planlagt utbygd og funn viser nåværende ressursstatus i forhold til fjor- årets årsberetning at oljeressursene er økt med 223,7 millioner Sm3 og gassressursene er økt med 72,6 milliarder Sm3. NGL er økt med 0,3 millioner tonn. For de- taljer i ressursendringer henvises det til tabell 2.11.2.

Produksjon
Uttaket av petroleum på norsk sokkel i 1993 var 131,4 millioner Sm3 olje, 24,8 milliarder Sm3 gass og 3,6 millioner tonn NGL (inkludert kondensat).

Ressursstatus
Fra 1992 til 1993 viser Oljedirektoratets ressursstatus at tilveksten av olje og gass er større enn uttaket. Økningen i olje er på 92,3 millioner Sm3, mens gass er økt med 47,8 milliarder Sm3. NGL er redusert med 3,3 millioner tonn.

Med nåværende uttak av petroleum har Norge gjen-
værende oppdagede ressurser til 20 års oljeproduksjon og 115 år med gassproduksjon. Det er da tatt hensyn til økt oljeutvinning, jf kapittel 2.11.3.

Felt med avsluttet produksjon
I 1993 ble produksjonen fra Nordøst Frigg avsluttet som det første felt på norsk kontinentalsokkel.

Reserver i felt som er i produksjon/besluttet utbygd
Per 31.12.1993 er det tatt beslutning om å gjennomføre 41 utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel. Dette er to flere enn ved forrige årsskifte. De nye ut- byggingsprosjektene er Gullfaks Vest og 2/1-9 Gyda Sør. I løpet av 1993 er fem nye felt satt i produksjon. Dette er Brage, Draugen, Embla, Loke og Sleipner Øst. Draugen er det første feltet nord for Stad i produksjon. Ellers er det foreløpig bare Heidrun som er besluttet utbygd nord for Stad (tabell 2.11.l.b og 2.11.1.C).

Totalt er det frem til 31.12.1993 produsert 1273 millioner t.o.e. Prosentvis utgjør totalproduksjonen 28  av oppdaget olje og 12 av oppdaget gass på norsk kontinentalsokkel. Da er det tatt hensyn til økt oljeutvinning.

Reserver i felt som er planlagt utbygd
Det er ved årsskiftet 13 funn som er erklært økonomisk drivverdige og dermed tilhører kategorien felt, se tabell 2.11.1.d. Petroleumsmengden for disse utgjør tilsammen 0,8 milliarder t.o.e.

Ressurser i funn under vurdering
Tabell 2.11.l.e viser en oversikt over funn sør for Stad som er under vurdering. Ressursmengden i disse funnene utgjør til sammen 0,64 milliarder t.o.e. Ressursmengden i funn under vurdering nord for Stad utgjør til sammen 0,60 milliarder t.o.e. Av dette ligger 0,33 milliarder t.o.e. i Norskehavet og 0,27 milliarder t.o.e. i Barentshavet, se tabell 2.11.1.f.

2.11.2 Endringer av ressursanslag fra forrige årsberetning
2.11.2.1 Felt i produksjon/besluttet/planlagt utbygd

For felt i produksjon benytter Oljedirektoratet hovedsakelig operatørenes reserveanslag i sine ressursoversikter. For en rekke av feltene er det bare små endringer i forhold til årsberetningen for 1992. Felt med større endringer i reserveanslag er kommentert spesielt. Endringer i reservetall fra 1992-1993 er gitt i tabell 2.11.2.

Draugen
Operatøren har oppjustert reservene på bakgrunn av rekartlegging og nye reservoarsimuleringer.

Ekofisk
Reserveendringene skyldes ny tilpasning av reservoarsimuleringsmodellen.

Embla
Ny ressurskartlegging og simulering har ført til reduserte reserveanslag.

Gullfaks
Oppjusteringen av reservene er basert på ny kartlegging av feltet og ny geologisk modell.

Heimdal
Oppjusteringen av reservene skyldes at reservene i reservoarene av tertiær og jura alder rapporteres samlet.

Hod
Oppjusteringen av reservene er basert på ny kartlegging og ny modell for feltet.

Huldra
Operatøren har oppjustert reservene på bakgrunn av en ny ressursberegning basert på bl.a ny kartlegging og ny brønninformasjon.

Loke
Reservene er nedjustert grunnet ny kartlegging og bedre dybdekontroll.

Odin
Nedjusteringen av reservene skyldes tidligere vanngjennombrudd enn forventet.

Oseberg
Positiv produksjonserfaring og flere horisontale brønner har ført til oppjustering av reservene. Tidligere rapporterte NGL-mengder er nå inkludert i oljeanslaget.

Peik
Ny kartlegging basert på 3D-seismikk har ført til nedjustering av gassreservene.

Sleipner Vest
Oppdatert reservoarmodell har ført til en økning i oljereservene og reduksjon i gassreservene.

Sleipner Øst
Nye fluiddata og optimaliserte injeksjonsstudier har ført til oppjustering av reservene.

Snorre
Reservene er økt på bakgrunn av ny informasjon om hydrokarbonkontakter.

Statfjord
Ny reservoarsimulering har ført til reserveøkning.

Tor
Oppdatering av reservoarsimuleringsmodellen har ført til reduksjon i reservene.

Valhall
Oppdatering av reservoarmodellen har ført til oppjustering av reservene.

Vigdis
Oljedirektoratet har utført ny kartlegging og feltsimulering. Dette har ført til en oppjustering av reservene.

2.11.2.2 Funn
Endringer i ressursanslag fra 1992-1993 er gitt i tabell 2.11.2. Funn med større endringer er kommentert spesielt.

Hild
Operatøren i utvinningstillatelse 043 har foretatt ny kartlegging basert på 3D-seismikk. Dette har ført til en oppjustering av ressursene.

Visund
Ressursøkningen skyldes at Oljedirektoratet har valgt å benytte operatørens anslag inntil direktoratets nye ressursanslag foreligger våren 1994.

7/7-2
Operatøren har redusert ressursanslaget etter ny kartlegging og evaluering basert på ny brønninformasjon.

34/10-17 Beta
Ressursanslaget er redusert på bakgrunn av operatørens rekartlegging.

34/10-23 Gamma
Oljedirektoratet har oppjustert sitt ressursanslag basert på operatørens kartlegging.

Norne
Ressursøkningen er basert på operatørens kartlegging og evaluering av Nome etter ny brønninformasjon.

Snøhvit
Økningen skyldes at NGL nå er inkludert i ressursanslaget.

Trym
Ressursreduksjonen skyldes at operatøren inkluderer kun den nordligste delen av strukturen i Trym. Resten knyttes nå til Lulitafunnet påvist på dansk side.

6507/8-4
Ressursanslaget er redusert på bakgrunn av en ny reservoarsimulering.
2.11.2.3 Navneendringer foretatt i 1993:

Nåværende navn: Tidligere betegnelse:
Heimdal Heimdal og 25/4-1 Heimdal Jura
Norne                                                 6608/10-2
Tyrihans sør Tyrihans

2.11.3 Økt oljeutvinning
Oljedirektoratet og sentrale oljeselskap har i de siste årene viet større oppmerksomhet til mulighetene for å øke utvinningsgraden fra felt som er i produksjon. Det er etter hvert foretatt en bedre kartlegging av potensialet for økt oljeutvinning. Det er gjennomført og også planlagt en rekke tiltak som har bidratt til å øke reservene.

Med dagens teknologi og planer for utvinning vil i gjennomsnitt ca en tredel av den opprinnelig tilstedeværende olje i norske felt bli utvunnet. Økt oljeutvinning representerer en betydelig utfordring i den framtidige aktivitet på sokkelen. Oljedirektoratet gjennom- førte i 1993 en oppdatering av potensialet for økt oljeutvinning. I den forbindelse ble det laget en statusrapport med tittel Økt oljeutvinning - Norsk kontinentalsokkel, som ble gitt ut i november 1993. Nedenfor følger et sammendrag av denne rapporten.
 
Definisjon av økt oljeutvinning
Det er ulike definisjoner av begrepet «økt oljeutvinning». Det har etter hvert blitt vanlig å operere med et forholdsvis vidt begrep, forbedret eller økt oljeutvinning (Improved Oil Recovery - IOR), som omfatter alle metoder. I tillegg benyttes begrepet økt oljeutvinning ved avanserte metoder (Enhanced Oil Recovery - EOR), som bare omfatter en del metoder.

Hva som inngår i disse begrepene vil variere for ulike felt og det vil variere over tid. Vanninjeksjon kan defineres som økt oljeutvinning for krittfelt, men vil være standard utvinningsmetode for de fleste sand- steinsfelt. Horisontale brønner ville for få år siden blitt karakterisert som en avansert metode, men er i dag nesten regnet som en standard metode.

På denne bakgrunn blir de definisjonene Oljedirektoratet ønsker å bruke som vist til høyre.

Estimatene for tilstedeværende og utvinnbar olje er usikre, og vil normalt endre seg over tid for de fleste oljefelt. Slike endringer vil svært ofte skyldes en kombinasjon av flere forhold. Oppdatert kartlegging kan føre til endring både av tilstedeværende volum og av reservoaregenskaper som påvirker utvinnbart volum og utvinningsgrad. I tillegg vil justering av reservoarstyringen på grunn av ny kunnskap om reservoaret, og andre tiltak som iverksettes, kunne bidra til å øke utvinningen. Men ny kunnskap om reservoaret kan også føre til endringer som innebærer at estimert utvinning og utvinningsgrad blir redusert.

I praksis kan det derfor være vanskelig å skille fullt ut mellom endringer i utvinnbare reserver og/eller utvinningsgrad som skyldes konkrete tiltak, og endringer som kan skyldes bedre prediksjoner på grunn av ny kunnskap om reservoaret.

Oljedirektoratet tar sikte på å føre et regnskap med utviklingen, med vekt på endringer i estimatene for utvinnbare reserver og utvinningsgrad. Så langt det lar seg gjøre vil en også søke å kartlegge hvilke forhold som bidrar til endringer i reserver og utvinningsgrad.

ØKT OLJEUTVINNING (Improved Oil Recovery - IOR)
Økt oljeutvinning brukes om konkrete tiltak som gir akt utvinningsgrad for olje fra et reservoar i forhold til forventningsverdien på et bestemt referansetidspunkt.

Økt oljeutvinning kan oppnås ved bruk av konvensjonelle metoder inkludert forbedret reservoarstyring og kostnadsreduserende tiltak, eller ved bruk av avanserte metoder.
Konvensjonelle metoder kan for eksempel omfatte:

Injeksjon av vann og/eller gass
Økning av brønntetthet
Horisontale brønner for drenering av tynne oljesoner eller gjenværende oljelommer
Langtrekkende brønner for drenering av olje i utkanten av reservoaret
Oppgradering av behandlingskapasitet for produsert vann og/eller gass
Redusert brønnhodetrykk/kunstig løft i brønnene
Endring av kompletteringsstrategi

 
ØKT OLJEUTVINNING VED AVANSERTE METODER
(Enhanced Oil Recovery - EOR)
Økt oljeutvinning ved avanserte metoder brukes om utvinningsteknikker utover det som regnes som konvensjonelle metoder på et gitt referansetidspunkt.

Typisk for avanserte utvinningsteknikker vil være at de forutsetter injeksjon i reservoaret av andre stoffer enn vann og/eller hydrokarbongass, og/eller at det trenges en teknisk kvalifisering av gjennomførbarhet, for eksempel med et pilotprosjekt.
Avanserte metoder kan omfatte:

Alternerende vann-/gassinjeksjon (VAG)
Kjemiske metoder (tensid, skum, polymer, gel)
Injeksjon av andre gasser enn hydrokarbongass (CO2, N2)
Mikrobielle metoder
Termiske metoder


Potensialet for økt oljeutvinning
På norsk sokkel var det per mai 1993 19 oljefelt og ni gass- eller gasskondensatfelt i produksjon. I tillegg er ytterligere tolv felt besluttet utbygd. Oljefeltene i sandsteinsreservoar har reserver på l 669 millioner Sm3 olje, med en gjennomsnittlig utvinningsgrad på ca 39, mens oljereservene i krittreservoar er på 550 millioner Sm3 med gjennomsnittlig utvinningsgrad på ca 29 %. Dette innebærer en total gjennomsnittlig utvinningsgrad på 36 %. I tillegg kommer noe olje og NGL fra gasskondensatfelt. I løpet av de siste årene er det utført en rekke studier, både av operatørene og Oljedirektoratet for å estimere potensialet for å øke oljeutvinningen. Disse studiene varierer fra foreløpige utsilingsstudier (screening studies), som ofte omfatter en rekke felt, til detaljerte fullfelts simuleringsstudier for enkeltfelt. Det oppdaterte potensialet basert på Oljedirektoratets offisielle reservetall per mai 1993, er estimert til 530 millioner Sm3. Dette tilsvarer at den gjennomsnittlige utvinningsgraden for oljefelt økes til ca 45 %, det vil si en økning på drøye 8 prosentpoeng i forhold til dagens reserver. Av de 530 millioner Sm3 kommer noe over halvparten fra sandsteinsfelt og resten fra krittfelt. Potensialet i de fem største feltene (Ekofisk, Gullfaks, Oseberg, Snorre, Statfjord) utgjør ca 50 % av totalen.

Fordelingen på ulike utvinningsmetoder er vist i tabell 2.11.3. Som det framgår av tabellen er estimatene basert til dels på dokumenterte studier og til dels på mer skjønnsmessige vurderinger som bare delvis har dokumenterte evalueringer som grunnlag. Den siste kategorien har en relativ stor diversepost på 185 millioner Sm3, som angir et potensial som kan nås ved en kombinasjon av flere virkemidler, for eksempel en kombinasjon av vanninjeksjon og større brønntetthet i krittfelt. Når potensialet skal estimeres for det enkelte felt, kan ulike metoder for økt oljeutvinning være konkurrenter. Fordelingen på metoder kan derfor endres over tid, avhengig av hva som er realisert og hva som anses mest sannsynlig eller mest lønnsomt. Det knytter seg utvilsomt usikkerhet til slike esti- mat, og for å evaluere et konkret feltprosjekt kreves vesentlig grundigere studier. I tillegg vil oljepris og andre økonomiske rammebetingelser være usikre faktorer. Oljedirektoratet har ikke spesifisert potensialet
som funksjon av økonomiske rammebetingelser, men visse økonomiske betraktninger er likevel lagt til grunn. Et annet forhold er at potensialet ved bruk av gel, skum og mikrobielle metoder ennå ikke er studert. Blir dette inkludert, vil sannsynligvis det totale potensialet øke. Både dette og mulighetene for teknologiske framskritt tilsier at det er oppsidepotensialer i forhold til nåværende estimat. I tillegg vil det også være muligheter for å øke den estimerte utvinningsgraden for de felt hvor det ennå ikke er vedtatt utbyggingsplaner (omtalt nedenfor). Oljedirektoratet anser derfor usikkerheten i estimatet å være størst oppover og regner med et realiserbart potensial for økt oljeutvinning i området 400-1 000 millioner Sm3.

Økt oljeutvinning i forhold til leting og nye utbygginger
Det vil være naturlig innenfor oljevirksomheten å sammenligne økt oljeutvinning som en verdiskapende aktivitet, med aktivitetene leting og utbygging av nye felt.

Potensialet for økt oljeutvinning på 530 millioner Sm3 (ca 440 millioner t.o.e.) fordelt på 21 felt tilsvarer 36 % av estimatet for de uoppdagede oljeressursene og 12 % av estimatet for de totale uoppdagede olje- og gassressursene. Estimatet både for økt oljeutvinning og for uoppdagede oljeressurser har oppsidepotensial, anslått til henholdsvis l 000 millioner Sm3 og ca 2 300 millioner Sm3 olje. Dette tilsier at både økt oljeutvinning og leting bør spille en viktig rolle i den videre aktivitet på norsk sokkel.

I den videre leteaktivitet regner en med noen store, men flest små funn. For å påvise en viss ressurs- mengde, regner en med at det vil kreves en større leteinnsats enn tidligere i form av antall brønner og investeringer. Investeringene for å kvalifisere og utvinne tilleggsressurser i utbygde felt vil i mange tilfeller være lavere enn for å finne og deretter bygge ut nye felt. Ved prosjekt for økt oljeutvinning has den sikkerhet at ressursene i reservoaret er påvist og som regel godt kartlagt. Det er imidlertid begrenset tid til rådighet for å utnytte disse ressursene. Avkastningen av prosjekt for økt oljeutvinning kan i de neste 10-15 årene være i samme størrelsesorden som avkastningen av å lete etter nye ressurser.

Ser vi på anslaget for oljeressurser i de oppdagede felt som hittil ikke er vedtatt utbygd, utgjør dette 578 millioner Sm3 fordelt på 63 felt. Det vil her være en usikkerhet både i tilstedeværende volum og i utvinningsgrad. Anslaget forutsetter imidlertid en gjennomsnittlig utvinningsgrad på ca 30 %. Her vil det også være et potensial for økning. Kan utvinningsgraden eksempelvis økes til gjennomsnittlig 35 %, tilsvarer dette en ressursøkning på 90 millioner Sm3. For å sammenligne økt oljeutvinning med utbygging av nye felt, er både potensialet for økt oljeutvinning og de totale oppdagede oljeressursene vist i figur 2.11.3. Potensialet for økt oljeutvinning (530 millioner Sm3) er omtrent like stort som de samlede oljeressursene i de 63 oppdagede felt med oljeressurser som er planlagt utbygd eller under vurdering (578 millioner Sm3). Dette illustrerer at det må bygges ut et stort antall nye felt for å oppnå en reserveøkning av samme størrelsesorden som den en kan få ved prosjekt for økt oljeutvinning. Mange prosjekt for økt oljeutvinning kan også ha like god lønnsomhet som utbygging av nye felt.


Pilotprosjekt
Før metoder som er forholdsvis uprøvde tas i bruk i større skala på et felt, vil det i mange tilfeller være behov for gjennomføring av et feltforsøk i liten skala. Selv om det er utført en omfattende forskning omkring metoden og operatørene har gjort grundige studier med tanke på anvendelse i et konkret felt, kan gjennomføring av et større feltprosjekt være beheftet med en vesentlig usikkerhet. Dette gjelder spesielt ved avanserte metoder. Før utprøving vil det alltid knytte seg usikkerhet til om de effekter som måles i laboratoriet og som beregnes ved reservoarsimulering vil være de samme nede i reservoaret. Hensikten med et pilotprosjekt er derfor å få konkrete data fra reservoaret som kan bekrefte metodens effekt, både kvalitativt og kvantitativt. Dette krever grundig planlegging, gjennomføring og evaluering. Selv om det kan være utført mange feltforsøk med en bestemt metode for eksempel i USA, vil reservoarforholdene i norske felt være såpass forskjellige at dette ikke eliminerer behovet for pilotprosjekt i norske felt. Derimot vil de kvalitative resultater fra pilotprosjekt i norske felt i stor grad kunne overføres til andre norske felt som har lignende reservoaregenskaper.

De enkleste tester på et felt vil være enbrønnstester, der alle data kommer fra en og samme brønn. Disse kan ha en forholdsvis begrenset varighet og kostnad. For de fleste metoder vil imidlertid et fullverdig pilot- prosjekt innebære injeksjon i en brønn og måling av effekt på produksjonen i en eller flere andre brønner. Dette innebærer et mer omfattende og tidkrevende program. Både for enbrønnstester og større pilotprosjekt er bruk og videreutvikling av sporstoffteknikker en viktig del av aktiviteten for best mulig å kunne tolke resultatene.

Feltforsøk kan i enkelte tilfeller være lønnsomme prosjekt, men kan i andre tilfeller være en netto kostnad. Oljedirektoratet forventer at oljeselskapene er villige til å påta seg en slik kostnad og en viss økonomisk risiko når det foreligger et potensial for et mer omfattende og lønnsomt prosjekt som kan kvalifiseres gjennom feltforsøket. Omfang og kostnader for pilotprosjekt kan variere mye, men totalkostnad ved planlegging og gjennomføring kan i noen tilfeller være av samme størrelsesorden som kostnaden ved en letebrønn. Ved leteboring aksepteres vesentlige kostnader og risiko for negativt resultat. På tilsvarende måte trenger ikke et pilotprosjekt være lønnsomt isolert sett, men det kan likevel ha en forventet lønnsomhet når sannsynligheten for en eller flere større lønnsomme feltanvendelser tas med i beregningene. Slik sett kan avkastningen av et pilotprosjekt være vel så stor som avkastningen av mange letebrønner. Når en sammenligner leteboring og pilotprosjekt fra et beslutningsmessig synspunkt, bør risiko og lønnsomhetsberegninger håndteres konsistent.

Resultatene av pilotprosjektene på norsk sokkel har i store trekk vært svært positive, og har i de fleste tilfellene ført enten til feltanvendelse eller til videre planer om ytterligere utprøving. Vi er således inne i en spennende fase hvor Oljedirektoratet både ser behov for og forventer en fortsettelse av pilotaktiviteten for de metoder hvor feltanvendelse i større skala ennå anses for usikkert.

Oppsummering
De analyser Oljedirektoratet har utført viser at mulighetene for å øke utvinningsgraden fra oljefeltene re- presenterer et betydelig potensial. For å bidra til å realisere dette, har direktoratet utarbeidet et mål for økt oljeutvinning på norsk sokkel.

Oljedirektoratets langsiktige målfor økt oljeut- vinning er å realisere mest mulig av det identifiserte potensialet og oppsidepotensialet innenfor lønnsomme prosjekt.

Innen år 2000 skal planlagt utvinningsgrad for de felt som i 1991 var i produksjon eller vedtatt utbygd økes slik at dette tilsvarer økte reserver på minst 400 millioner Sm3 sammenlignet med reserveestimatene fra 1991.

Oljedirektoratets oppdaterte potensial for økt oljeutvinning er på 530 millioner Sm3.1 tillegg anser direktoratet at det er et vesentlig oppsidepotensial når det tas hensyn til teknologiutvikling og bidrag fra nye felt. Det totale potensialet kan således være inntil l 000
millioner Sm3.

En del av den forventede reserveøkningen er allerede realisert, idet reservene for de felt som er nevnt i målet nå er økt med 167 millioner Sm3. Av disse er ca 125 millioner Sm3 et resultat av økt utvinningsgrad.

De viktigste tiltakene på feltene som kan bidra til å nå målet er følgende:

  • Reduksjon av kostnader
  • Utnytting av infrastruktur
  • Konvensjonelle reservoarutviklingstiltak, inklusiv optimalisering av reservoarstyringen
  • Økt oljeutvinning ved avanserte metoder

Potensialet for økt oljeutvinning er en tidskritisk ressurs som må utnyttes innenfor det enkelte felts produksjonsperiode. Det må derfor legges opp strategier for å utnytte denne ressursen i løpet av de kommende 10 til 15 år. Det er nå økt fokus på slike prosjekt blant oljeselskapene, og for en rekke felt foreligger det interessante resultat og videre planer. Investeringer i prosjekt for økt oljeutvinning representerer en betydelig ekstra verdiskapning i tiden framover. Avkastningen av prosjekt for økt oljeutvinning kan i de neste 10-15 årene være i samme størrelsesorden som av- kastningen av å lete etter nye ressurser, og mange prosjekt for økt oljeutvinning kan også ha like god lønnsomhet som utbygging av nye felt. Potensialet for økt oljeutvinning er omtrent like stort som de samlede oljeressursene i de gjenværende påviste felt som er planlagt utbygd eller under vurdering.

Det potensialet Oljedirektoratet har kartlagt forutsetter bruk av både konvensjonell teknologi og mer avanserte utvinningsmetoder. Bruk av avanserte metoder blir belyst og videreutviklet bl.a i de pågående forskningsprogrammene Joint Chalk Research, PROFIT og RUTH, der det er etablert et samarbeid mellom myndighetene og oljeselskapene.

Myndighetene ser det som avgjørende at oljeselskapene på norsk sokkel innehar og opprettholder en høy kompetanse på fagområder som er viktige for optimal ressursutnyttelse. Oljedirektoratet legger vekt på at mulighetene for økt oljeutvinning blir belyst best mulig i planer for utbygging og drift av nye felt (PUD), og at disse mulighetene blir fulgt opp på beste måte i driftsfasen. De initielle planer som vedtas vil nødvendigvis måtte bygge på et begrenset datagrunnlag om selve reservoaret. Kunnskapene om reservoaret blir vesentlig bedre når et felt har vært i produksjon en tid. Det er først på et mer modent stadium man har de rette forutsetninger for å evaluere hvilke strategier som i siste halvdel av et felts levetid kan bidra til en best mulig ressursutnyttelse. Dette forhold har Oljedirektoratet tatt konsekvensene av ved at det etterspørres en utvidet feltstudie (UFS) for de mer modne felt i drift. Direktoratet regner med at også selskapene ser slike sammenfattende studier som et tjenlig middel til å legge en oppdatert, langsiktig utvinningsstrategi.
 
Kommersielle avtaler for behandling og transport av petroleum påvirker lønnsomheten i ulike prosjekt. Direktoratet vil fokusere på at slike avtaler ikke må hindre en samfunnsøkonomisk optimal ressursutnyttelse. Videre vil de generelle rammevilkårene påvirke oljeselskapenes langsiktige strategi. Oljedirektoratet vil derfor også være opptatt av å vurdere disse vilkårene.

Oljedirektoratet tar sikte på å bidra aktivt til at de tekniske og økonomiske mulighetene for økt oljeutvinning blir belyst og realisert. Direktoratet vil derfor fortsatt delta i relevante forskningsprogram og i tillegg utføre egne feltrelaterte studier, områdestudier og sokkelanalyser. I tillegg ser Oljedirektoratet en god og åpen kommunikasjon med oljeselskapene som svært viktig.