Ressursregnskapet per 31.12.1994

31.12.1994
Nedenfor er utdrag fra Oljedirektoratets årsberetning 1994 som omhandler petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel.


2.12 PETROLEUMSRESSURSER

2.12.1 RESSURSREGNSKAPET

Oljedirektoratets ressursregnskap omfatter en oversikt over både opprinnelig salgbare og gjenværende petroleums- mengder på norsk kontinentalsokkel. Endringer i ressursregnskapet skyldes at nye funn blir oppdaget, og at ressurs- anslaget for eksisterende felt og funn justeres på grunn av ny kartlegging eller ny utvinningsteknologi, eller kombinasjon av begge faktorer. De gjenværende reservene reduseres dessuten som følge av produksjon.
Klassifikasjonssystemet
Oljedirektoratet har i 1994 revidert klassifikasjonssystemet for oppdagede ressurser. Det skilles her mellom 7 klasser:

  • felt med avsluttet produksjon,
  • felt i produksjon,
  • felt besluttet utbygd,
  • funn med konkrete utbyggingsplaner,
  • funn uten konkrete utbyggingsplaner,
  • funn i tilbakelevert område samt
  • en klasse for små, tekniske funn og nye funn som ikke er ferdig evaluert.

For de siste to klassene publiserer Oljedirektoratet kun samlede anslag over ressursene.

Ressurser er et samlebegrep som brukes om alle typer petroleumsmengder. Reserver omfatter utvinnbare ressurser i henhold til godkjente planer for felt i produksjon og for felt besluttet utbygd. Reserver fordeler seg altså på de tre første klassene. Det kan skilles mellom opprinnelig utvinnbare og gjenværende reserver.

For å få betegnelsen funn, må en brønn ha påvist bevegelige hydrokarboner i en separat geologisk struktur eller et separat stratigrafisk nivå. Dette kan gjøres både ved testing av formasjonens produksjonsegenskaper (DST), og ved bruk av diverse prøvetakingsutstyr (RFT/FMT, MDT etc). Et funn kalles et felt når Plan for utbygging og drift (PUD) er godkjent av myndighetene. 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 nytt funn. Funnåret er det året funnbrønnen er avsluttet.

Uoppdagede ressurser
De uoppdagede ressursene omfatter både kartlagte prospekter og ikke-kartlagte ressurser i områder hvor man har definert letemodeller. Oljedirektoratet foretok i 1994 en ny analyse av de uoppdagede petroleumsressursene på norsk sokkel, se figur 2.12.1.a og 2.12.1.b. Det er alltid stor usikkerhet knyttet til slike analyser. Forskjellen mellom det minste og det største mulige anslaget er forsøkt illustrert i figur 2.12.1.b. Størrelsen som er oppgitt for uoppdagede ressurser er den statistiske forventningsverdien.

Funn gjort i 1994
I løpet av 1994 ble det påvist bevegelige hydrokarboner i 14 undersøkelsesbrønner. Disse er 2/7-29, 2/11-10 S, 15/9-20 S, 24/9-5, 25/8-5 S, 30/3-6 S, 30/9-15, 30/9-16, 34/7-23 S, 34/11-1, 6204/11-1, 6407/8-2, 6608/10-4 og 7128/4-1. Det er også påvist hydrokarboner i 30/8-1 S, men denne brønnen var ikke avsluttet ved årsskiftet. Bare et fåtall av funnene er ferdig evaluert, men det er foreløpig anslått at ressurstilveksten på grunn av nye funn i 1994 vil bli i størrelsesorden 85-150 millioner Sm3 o.e.

Eldre funn nå bokført
I tillegg til årets funn nevnt ovenfor, inngår nå også 2/7-22, 34/7-22 og 7120/7-2 Askeladd Sentral i ressursregnskapet. Ressurstilveksten som skyldes disse funnene er på til sammen 6, l millioner Sm3 olje og 11,3 milliarder Sm3 gass. Dessuten er det i år bokført samleanslag over ressursene i klassene for funn i tilbakelevert område og små, tekniske funn. En rekke av disse har tidligere ikke inngått i Oljedirektoratets ressursanslag. Dette medfører en økning i det bokførte anslaget for oppdagede ressurser med til sammen 28,5 millioner Sm3 olje og 32,6 milliarder Sm3 gass. Samlet utgjør ressurstilveksten fra disse eldre funnene 34,6 millioner Sm3 olje og 43,9 milliarder Sm3 gass.

Justering i ressursanslaget for eksisterende felt og funn
For felt som avsluttet produksjonen i løpet av året, felt i produksjon og felt besluttet utbygd samt funn med og uten konkrete utbyggingsplaner, viser nåværende ressursstatus i forhold til fjorårets årsberetning at oljeressursene er redusert med 17,2 millioner Sm3 og gassressursene med 19,9 milliarder Sm3. NGL-ressursene er økt kraftig med 91,7 millioner tonn, se tabell 2.12.2. I 1994 ble rapporteringsrutinene fra selskapene til Oljedirektoratet endret noe slik at en del tidligere oljeressurser nå blir rapportert som NGL(som inkluderer kondensat). Størsteparten av økningen i NGL-tallene skyldes dette. For detaljer i ressursendringene henvises det til avsnitt 2.12.2.

Produksjon
Uttaket av petroleum på norsk sokkel i 1994 er 145,9 millioner Sm3 olje, 26,6 milliarder Sm3 gass og 5,8 millioner tonn NGL (inkludert kondensat).
Ressursstatus
Fra 1993 til 1994 viser Oljedirektoratets ressursstatus at tilveksten i de oppdagede ressursene av olje og gass er noe større enn uttaket. Det er en liten reduksjon i anslaget for olje på 63,5 millioner Sm3. Dette skyldes blant annet at en del tidligere olje nå rapporteres som NGL. Anslaget for gass er økt med 52,4 milliarder Sm3 og NGL er økt med 85,9 millioner tonn.

Ressursregnskapet for norsk kontinentalsokkel er framstilt i figur 2.12.1.a, og den geografiske fordeling av ressursene er vist i figur 2.12.1.b. Ressursene i de enkelte felt og funn på norsk kontinentalsokkel er inndelt i henhold til den nye ressursklassifikasjonen (se ovenfor) og er framstilt i følgende tabeller:

. Opprinnelige petroleumsreserver i felt med avsluttet produksjon (tabell 2.12.1.b).
. Petroleumsreserver i felt i produksjon (tabell 2.12.1.c).
. Petroleumsreserver i felt besluttet utbygd (tabell 2.12.1.d).
. Petroleumsressurser i funn med konkrete utbyggingsplaner (tabell 2.12.l.e).
. Petroleumsressurser i funn uten konkrete utbyggingsplaner (tabell 2.12.1.f).
. Petroleumsressurser i funn i tilbakelevert område, små tekniske funn og nye funn (tabell 2.12.l.g).

Felt med avsluttet produksjon
I 1994 ble produksjonen avsluttet på feltene Mime og Odin, slik at det ved årsskiftet til sammen var tre felt med avsluttet produksjon på norsk kontinentalsokkel, se tabell 2.12.l.b.

Reserver i felt som er i produksjon/besluttet utbygd
Per 31.12.1994 er det besluttet å gjennomføre 42 utbyggingsprosjekter (inklusiv tre felt med avsluttet produksjon) på norsk kontinentalsokkel, ett mer enn ved forrige årsskifte. Det nye utbyggingsprosjektet er Vigdis. Det er imidlertid flere nye planer for utbygging og drift til behandling hos myndighetene, og det er ventet at flere større og mindre utbygginger vil bli godkjent i løpet av 1995. I løpet av 1994 ble fire nye felt satt i produksjon. Dette er Gullfaks Vest, Lille-Frigg, Statfjord Øst og Tordis. Det var derfor ved årsskiftet 31 felt i produksjon på norsk kontinentalsokkel, se tabell 2.12.l.c. Av de to feltene i Norskehavet er det bare Draugen som er i produksjon. Heidrun ventes å starte produksjonen i løpet av 1995. 8 felt er besluttet utbygd, men ennå ikke satt i produksjon, se tabell 2.12.1.d.  Troll Vest olje (fase 2) og Troll Vest gass (fase 3) er egne utbyggingsprosjekter og er derfor ført opp med egne ressurser i tabell 2.12.1.d. og e. De totale, opprinnelig utvinnbare reservene er 4,45 milliarder Sm3 o.e., som fordeler seg på 2,68 milliarder Sm3 o.e. olje/NGL og 1,77 milliarder Sm3 o.e. gass. I tillegg er det identifisert et potensial for økt oljeutvinning på 0,5 milliarder Sm3.

Totalt er det fram til 31.12.1994 produsert 1204 millioner Sm3 o.e. olje/NGL og 427 milliarder Sm3 gass. Dette utgjør 31 % av oppdaget olje/NGL og 13 % av oppdaget gass. Da er potensialet for økt oljeutvinning tatt med.

Ressurser i funn med konkrete utbyggingsplaner
Det er ved årsskiftet 22 funn som vurderes til å ha konkrete utbyggingsplaner, se tabell 2.12.l.e. Dette er blant annet funn som har plan for utbygging og drift til behandling hos myndighetene. I denne kategorien inkluderes også funn hvor det er signalisert at slik plan vil bli levert i overskuelig fram- tid (2-3 år), og hvor det er betydelig aktivitet hos operatør og rettighetshavere, Petroleumsressursene for disse funnene utgjør ril sammen 1,3 milliarder Sm3 o.e. Av dette ligger 0,9 milliarder Sm3 i Nordsjøen og 0,4 milliarder Sm3 i Norskehavet.

Ressurser i funn uten konkrete utbyggingsplaner
Tabell 2.12.1.f viser en oversikt over funn på norsk sokkel som for tiden ikke har aktuelle utbyggingsplaner. Denne listen omfatter ikke funn i tilbakeleverte områder, små tekniske funn eller funn gjort i 1994, som er egne ressursklasser. De til sammen 54 funnene er plassert i denne kategorien fordi de vurderes av Oljedirektoratet til ikke å ha tilstrekkelig konkrete utbyggingsplaner, eller fordi aktiviteten hos operatørene er liten når det gjelder disse funnene. Ressursmengden utgjør totalt 0,67 milliarder Sm3 o.e. Av dette ligger 0,31 milliarder Sm3 o.e. i Nordsjøen, 0,1 milliarder Sm3 o.e. i Norskehavet, og en betydelig mengde, ca 0,26 milliarder Sm3 o.e. i Barentshavet.

Ressurser i tilbakeleverte funn
I tillegg til funnene som er omtalt i avsnittene ovenfor, finnes det også i Oljedirektoratets database 16 funn i tilbakeleverte områder. En rekke av disse er små, tekniske funn, men denne kategorien omfatter også større funn som 35/3-2 Agat, 35/8-1, 35/8-2, 7120/12-2 Alke Sør og 7226/11-1. Disse er hovedsakelig gassfunn. Totalt utgjør ressursene i funn i tilbakeleverte områder 11 millioner Sm3 olje og 110 milliarder Sm3 gass, se tabell 2.12.1.g.

Ressurser i små, tekniske funn og nye funn i 1994
Det er registrert til sammen 42 funn i denne kategorien. De nye funnene er ikke ferdig evaluert, og derfor ikke plassert i de respektive klassene ovenfor. De små, tekniske funnene omfatter funn med dårlige formasjonstester samt funn som ikke ble testet. Oljedirektoratets ressursdatabase inneholder 28 slike funn.

Det ble gjort 14 nye funn i 1994 (se ovenfor). Blant de største er 34/11-1, 25/8-5 S og 6204/11-1. Enkelte av de nye funnene vil bli lagt til eksisterende felt som tilleggsressurser. Det er stor usikkerhet knyttet til ressursanslaget i denne funnkategorien, men Oljedirektoratet anslår en total forventningsverdi på ca 80 millioner Sm3 olje og ca 70 milliarder Sm3 gass.

2.12.2 ENDRINGER AV RESSURSANSLAG FRA FORRIGE ÅRSBERETNING
2.12.2.1 Felt i produksjon/besluttet utbygd

For felt i produksjon benytter Oljedirektoratet hovedsakelig operatørenes reserveanslag i sine ressursoversikter. Det har vært foretatt en rekke revurderinger av reserveanslagene i løpet av 1994, som vist i tabell 2.12.2. Årsakene til de viktigste forandringene er som følger:

Albuskjell
Oppdatering av simuleringsmodellen har ført til reduserte reserveanslag.

Draugen
Salgbar gass er satt til O, da det ikke er inngått noen salgsavtale for gass fra Draugen, og den produserte gassen blir injisert i en vannførende struktur.

Eldfisk
Forandringen i reservetallene skyldes oppdatering av reservoarsimuleringsmodellen.

Gullfaks
Økningen i reserveanslaget skyldes delvis at det er kartlagt større tilstedeværende reserver og delvis forbedret utvinning.

Gullfaks Vest
Anslaget over utvinnbar olje er redusert basert på ny kartlegging og informasjon fra produksjonsboring.

Oseberg
Reserveanslaget er økt som følge av stabil gassfront, forsinket gassgjennombrudd, bedre drenering og vellykkede horisontale brønner.

Sleipner Øst
Reduksjonen i reserveanslagene for olje/NGL skyldes at endringer i PVT egenskapene har ført til «tørrere» produksjon, som gir mindre væske enn tidligere antatt. All væskeproduksjon oppgis nå som NGL.

Snorre
Økningen av reserveanslaget skyldes i hovedsak at ressursene i Lundeformasjonen nå er inkludert i reservene.

Statfjord
Oppjustering i reserveanslaget er basert på resultat fra ny langtidsplan for feltet som Statoil har utarbeidet i samarbeid med rettighetshaverne.

Statfjord Øst
Oppjusteringen av reserveanslaget skyldes resultater fra produksjonsbrønner som viser at bergartsvolumet er større enn tidligere antatt.

Tordis
Oppjusteringen av reservene er relatert til at ny geologisk modell, ny kartlegging samt ny reservoarsimulering er utarbeidet.

Troll Vest (fase 2) olje
I tillegg til Troll oljeprovins (19 brønner) inkluderer dette feltet nå den besluttede brønnklyngen (H-klyngen) med 6 brønner i Troll Vest gassprovins.

Valhall
Oppjusteringen av reservene skyldes ny kartlegging ved hjelp av 3D-data.

Veslefrikk
Oppjusteringen av oljereservene skyldes delvis resultatene av ny kartlegging, og delvis at ressursene i Statfjord- formasjonen og øvre Brentgruppen er inkludert. Reduksjonen i gass- og NGL-reservene skyldes gassreinjeksjon.


2.12.2.2 Funn
Endringer i ressursanslag fra 1993-1994 er gitt i tabell 2.12.2. Funn med større endringer er kommentert spesielt.

1/3-3
Endringen i ressursanslaget skyldes at Oljedirektoratet nå bruker operatørens tall.

1/3-6
Ressursanslaget er oppjustert på grunn av ny kartlegging.

1/9-1 Tommeliten Alpha
Endringen i ressursanslaget er basert på ny kartlegging og en endring av reservoarsone-inndelingen i den geologiske modellen. I tillegg er det utført ny analyse av PVT data og av vannmetning.

9/2-1 Yme
Oppjustering av ressursene skyldes mer informasjon fordi det er boret en avgrensningssbrønn og fordi det er besluttet å benytte vanninjeksjon.

15/8-1 Alpha
Endringen i ressursanslaget skyldes at Oljedirektoratet nå bruker operatørens tall.

15/9-15 My
Endringen i ressursanslaget skyldes at Oljedirektoratet nå bruker operatørens tall.

25/2-5
Ny kartlegging danner grunnlaget for de nedjusterte ressurstallene.

25/4-6 S Vale
Nye studier danner grunnlaget for de nedjusterte ressurstallene.

25/5-3 Skirne
Nye ressurstall baserer seg på ny studie. Ny simuleringsstudie foreligger ikke, og Oljedirektoratets tidligere utvinningsgrad for gass/NGL er derfor benyttet ved beregning av reservene.

25/6-1
Nedjusteringen av ressursene skyldes ny kartlegging.

30/9-9
Endringen i ressursanslagene skyldes at Oljedirektoratet nå bruker operatørens tall.

34/8-1 Visund
Retolkning av de siste brønnene og tolkning av de siste simuleringsmodellene har gitt en økning i ressursanslagene.

35/11-4 R
Ressursanslaget er redusert på grunn av ny ressursevaluering basert på 3D-seismikk.

35/11-7
Ressursanslaget er redusert på grunn av ny ressursevaluering basert på 3D-seismikk.

6506/11-2
Ny kartlegging av funnet er grunnen til reduksjonen i ressursanslaget.

6506/12-1 Smørbukk
Væskeressursene i 6506/12-1 Smørbukk oppgis nå som NGL. Det har samtidig blitt gjort en oppjustering av utvinnbar NGL som forutsetter at en del av den produserte gassen reinjiseres i reservoaret. Tidligere anslag forutsatte trykkavlastning som utvinningsmekanisme.

6507/3-1
Oppjusteringen av ressursene skyldes ny kartlegging ved hjelp av 3D-data.

6507/8-4 Heidrun Nord
Nedjusteringen av ressursene skyldes ny kartlegging/modellering.

6608/10-2 Norne
Oppjusteringen av ressursene skyldes at Oljedirektoratet i år har utført egne beregninger der utvinningsgraden er basert på vanninjeksjon. Ressursene fra forrige år var operatørens beregninger og var basert på kombinert gass/vanninjeksjon.

7120/8-1 Askeladd
Det tidligere ressurstallet for Askeladd (59,7 milliarder Sm3 gass) deles mellom funnene 7120/8-1 Askeladd (49,8 milliarder Sm3 gass) og 7120/7-2 Askeladd Sentral (9,9 milliarder Sm3 gass).


2.12.2.3 Navneendringer foretatt i 1994
Oljedirektoratet har i denne årsberetningen foretatt en endring av betegnelsene på en del funn i forhold til tidligere årsberetninger. Heretter vil Oljedirektoratet betegne alle funn, det vil si akkumulasjoner som ikke har godkjent plan for utbygging og drift, med funnbrønnen samt et godkjent eller uoffisielt navn dersom et slikt finnes.

Alle forandringer som kun skyldes denne endringen av praksis er reflektert i tabellene i avsnitt 2.12. l, og ikke nevnt her. De navneendringer som er godkjent etter søknad fra operatørene i 1994 er:

Nåværende navn Tidligere betegnelse
Gyda Sør 2/1-9 Gyda Sør
2/4-17 Tjalve 2/4-17 Nordvest Tor
9/2-1 Yme 9/2-1 Gamma
34/10-17 Rimfaks 34/10-17 Beta

2.12.3 ØKT OLJEUTVINNING
Av 26 oljefelt i produksjon eller besluttet utbygd per desember 1994, har 20 reservoar i sandstein, og reservene for disse er estimert til l 887 millioner Sm3 olje. Dette tilsvarer en forventet gjennomsnittlig utvinningsgrad på ca 43 %. Oljereservene i 6 oljefelt med krittreservoar er estimert til 565 millioner Sm3 med gjennomsnittlig utvinningsgrad på ca 29 %. Dette innebærer at gjennomsnittlig
utvinningsgrad for alle norske oljefelt er nå ca 39 %.

Oljedirektoratet har tidligere lansert følgende målsetting for arbeidet med økt oljeutvinning:

Oljedirektoratets langsiktige mål for økt oljeutvinning 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 mill Sm3 sammenlignet med reserveestimatene fra 1991.

Av økningen på 385 mill Sm3 skyldes ca 297 mill Sm3 økning i utvinningsgrad og resten økning i estimatene for tilstedeværende olje. Det betyr at nesten 300 av målsetningen på 400 millioner Sm3 innen år 2000 er nådd
før 1995.

I løpet av de siste årene er det utført en rekke studier, både av operatørene og Oljedirektoratet for å estimere potensialet for å øke utvinningsgraden for olje. Disse studiene varierer fra foreløpige utsilingsstudier (screening studies), som ofte omfatter en rekke felt, til detaljerte fullfelts simuleringsstudier for enkeltfelt eller deler av reservoaret. Studiene omfatter også mange ulike metoder, fra tiltak for bedre reservoarstyring og for å redusere driftskostnader til bruk av avanserte utvinningsmetoder. Slike metoder blir det forsket på i ulike sammenhenger blant annet i forskningsprogrammene RUTH og PROFIT, som er omtalt i kapittel 5.1.4 og 5.1.5.

Oljedirektoratets siste estimat for framtidig potensial for økt oljeutvinning basert på Oljedirektoratets offisielle reservetall per november 1994, er ca 500 millioner Sm3. Dette tilsvarer at den gjennomsnittlige utvinningsgraden for oljefelt økes til ca 47 %, det vil si en økning på drøye 8 %-poeng i forhold til dagens utvinningsgrad. Av det totale potensialet kommer vel 60 % fra sandsteinsfelt og resten fra krittfelt. Potensialet i de fem største feltene (Ekofisk, Gullfaks, Oseberg, Snorre, Statfjord) utgjør ca halvparten av det totale potensialet.

2.12.4 UOPPDAGEDE RESSURSER PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL
De uoppdagede petroleumsressursene på norsk sokkel er beregnet til å ha en forventningsverdi på 3,53 milliarder Sm3 o.e., fordelt på 1,44 milliarder Sm3 o.e. olje og 2,09 milliarder Sm3 o.e. gass.

Dette tilsvarer ca 50 % av de petroleumsressurser som er oppdaget fram til i dag. Anslagene over de uoppdagede ressursene er omfattet av betydelig usikkerhet. De statistiske beregningene viser at disse anslagene har et usikkerhetsområde som går fra ca 2,0 til ca 6,0 milliarder Sm3 o.e.

Forventningsverdien til de uoppdagede ressursene fordeler seg på 38 % i Nordsjøen, 38 % i Norskehavet og 24 % i Barentshavet, se figur 2.12.4.a.

Ser vi på den stratigrafiske fordelingen, figur 2.12.4.b, forventes letemodeller i bergarter av jura alder å bidra med 55 % av de forventede uoppdagede ressursene. Tertiære letemodeller forventes å bidra med 20 %, mens prejura og kritt letemodeller forventes å bidra med henholdsvis 15 % og 10 % hver.

For beregning av det uoppdagede ressurspotensialet på norsk sokkel er det hovedsaklig brukt samme metode som ved analysen i 91/92.1 årets analyse har en dessuten lagt større vekt på å benytte statistiske grunnlagsdata fra Idéhistorien til de ulike letemodellene samt relevante parametre fra eksisterende funn og felt. For sammenligning med estimatene fra forrige analyse må det gjøres oppmerksom på at det tidligere har vært benyttet en konstant utvinningsgrad på 40 % for alle potensielle oljeforekomster. I de nåværende analysene er det benyttet en jevn fordeling fra 30 % til 60 % i Nordsjøen og i Norskehavet.

Dette gir en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 45 % For potensielle gassforekomster er det valgt en konstant utvinningsgrad på 75 %

En sammenlikning med tidligere års ressursanslag
Anslagene over de totale ressursene på norsk sokkel har endret seg betydelig over tid. Dette gjelder anslagene både over de oppdagede og de uoppdagede ressursene. Figur 2.12.4.c viser en sammenlikning av Oljedirektoratets anslag over de totale petroleumsressursene på norsk sokkel siden 1976 og fram til i dag.

 

De første grove estimatene ble gjort henholdsvis i 1976 og i 1979, og var kun basert på brønninformasjon fra Nordsjøen. Estimatene ble gjort før boring av blokker fra 4. tildelingsrunde (Oseberg, Troll, Veslefrikk, Brage, Huldra, mv). Dette var dessuten før det ble åpnet for tildeling og leteboring nord for 62. breddegrad. Oljedirektoratet anslo i 1979 at de totale petroleumsressursene i Nordsjøen ville være ca 4,5 milliarder Sm3 oljeekvivalenter. Usikkerhetsområdet ble anslått til å være mellom 4,0 og 5,0 milliarder Sm3 oljeekvivalenter. Basert på et meget grovt regionalt seismisk datasett anslo man den gang at petroleumspotensialet nord for 62°N ville være omtrent like stort som i Nordsjøen, og fordelt omtrent likt mellom Norskehavet og Barentshavet. Først i 1988 gjennomførte Oljedirektoratet en fullstendig evaluering av det totale uoppdagede petroleumspotensialet på norsk sokkel. De oppdagede ressursene var i 1988 henholdsvis 2,44 milliarder Sm3 o.e. olje og 3,09 milliarder Sm3 o.e. gass. De uoppdagede ressursene ble beregnet til å være omlag 3,75 milliarder Sm3 o.e. fordelt på 1,19 milliarder Sm3 o.e. olje og 2,56 milliarder Sm3 o.e. gass. Det totale ressurspotensialet ble dermed anslått til å være i under- kant av 9,3 milliarder Sm3 o.e., men i 1988 tok en ikke hensyn til potensialet for økt oljeutvinning.

I løpet av 1991/92 gjennomførte Oljedirektoratet en ny evaluering av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel. For første gang ble anslagene utført ved hjelp av et statistisk beregningsprogram. De uoppdagede ressursene ble da beregnet til å være ca 3,89 milliarder Sm3 o.e. fordelt på 1,48 milliarder Sm3 o.e. olje og 2,41 milliarder Sm3 o.e. gass. Ved utgangen av 1992 var de oppdagede ressursene 3,02 milliarder Sm3 o.e. olje/NGL og 3,13 milliarder Sm3 o.e. gass. Når en dessuten inkluderte et forventet potensial for økt oljeutvinning på 0,57 milliarder Sm3 o.e., ble de totale petroleumsressursene anslått til å være ca 10,6 milliarder Sm3 o.e. med en olje/gass-fordeling på ca 48/52.

I løpet av 1994 har Oljedirektoratet foretatt en oppdatering av anslagene over de uoppdagede ressursene på norsk sokkel. Forventningsverdien i de nye anslagene er 3,53 milliarder Sm3 o.e. fordelt på 1,44 milliarder Sm3 o.e. olje og 2,09 milliarder Sm3 o.e. gass. Ved årsskiftet 1994/ 95 var de oppdagede ressursene ca 6,72 milliarder Sm3 o.e. fordelt på 3,43 milliarder Sm3 o.e. olje/NGL og 3,29 milliarder Sm3 o.e. gass. De totale petroleumsressursene på norsk sokkel er nå anslått til å være om lag 10,75 milliarder Sm3 o.e. når en inkluderer et forventet potensial for økt oljeutvinning på 0,5 milliard Sm3 o.e. olje.

I perioden fra siste publiserte analyse (1992) fram til i dag er forventningene til det uoppdagede ressurspotensialet på norsk sokkel noe redusert. I Nordsjøen skyldes reduksjonen delvis at det er gjort nye funn, og delvis lavere forventninger. Disse lavere forventningene er knyttet til overjura stratigrafiske feller i den nordlige delen av Nordsjøen og til dype prejura og jura feller i Sentralgraben, og skyldes negative boreresultater fra disse letemodellene. Forventningen til Norskehavet har i samme periode steget på grunn av bedre kartlegging og ny geologisk informasjon. I Barentshavet er forventningene redusert, dels på grunn av negative boreresultater og dels på grunn av bedre kartlegging.

På norsk sokkel er det totalt definert 53 letemodeller, der 25 faller innenfor kategorien bekreftede letemodeller, mens 28 er ubekreftede letemodeller. I Nordsjøen er det 14 bekreftede letemodeller. I Norskehavet er det definert 6 bekreftede og 13 ubekreftede letemodeller. I Barentshavet er det definert 5 bekreftede og 15 ubekreftede letemodeller. I Norskehavet utgjør de bekreftede letemodellene 45 % av det uoppdagede ressurspotensialet, mens de i Barentshavet utgjør 40 %

Definisjoner
En letemodell er definert ved tilstedeværelsen av en bestemt reservoarbergart og en moden kildebergart samt migrasjonsveier fra kilden og inn i hydrokarbonfellene. Letemodellene kan deles inn i bekreftede og ubekreftede modeller. Bekreftede letemodeller inneholder minst ett funn av produserbare mengder hydrokarboner, og følgelig er det bekreftet at de kritiske faktorene er samtidig tilstede i disse letemodellene. I ubekreftede letemodeller er det ennå ikke påvist petroleumsforekomster, og disse er derfor beheftet med en betydelig grad av usikkerhet.

Når oljeselskapene har bestemt seg for å bore et prospekt, er beslutningen basert på en rekke faktorer som til sammen beskriver prospektets egenskaper. Tallmessig uttrykkes dette ved en forventet størrelse og en funnsannsynlighet. Dersom vi innenfor et område summerer alle prospekter veid med funnsannsynlighetene, får vi områdets risikoveide ressurspotensial. I letemodellanalysene består risikoveiingen av to faktorer; en letemodellsannsynlighet og en prospektsannsynlighet som til sammen utgjør funnsannsynligheten. Letemodellsannsynligheten er et uttrykk for sannsynligheten for at det antatte reservoaret og kilde- bergarten er til stede samt sannsynligheten for at de geologiske fellene er effektivt forseglet.

Prospektsannsynligheten uttrykker sannsynligheten for at de enkelte prospekter har minimum porøsitet, at de geologiske fellene er kartlagt riktig, og for at hydrokarboner har migrert inn i og er oppbevart i de enkelte fellene.

Nordsjøen
Forventningsverdien til de uoppdagede ressursene i Nordsjøen er l 355 millioner Sm3 o.e., fordelt på 740 millioner Sm3 o.e. olje og 615 millioner Sm3 o.e. gass. Selv i et modent leteområde som Nordsjøen er usikkerheten i beregningene betydelig, og usikkerhetsområdet er fra 840 millioner Sm3 o.e. til 2 040 millioner Sm3 o.e. De geologiske hovedstrukturelementene er vist i figur 2.12.4.d. Det er definert i alt 14 bekreftede letemodeller i Nordsjøen.

Letemodeller av tidlig- og midtjura alder er inndelt geografisk, og definert henholdsvis i Sentraltrauet i de sørligste deler av Nordsjøen, i Egersund-, Farsund- og Stordabassenget i de østlige områdene, samt i de nordlige deler av Nordsjøen. For den nordlige delen av Nordsjøen er sentrias bergarter også inkludert i letemodellen. For alle letemodellene er felletypen hovedsaklig roterte forkastningsblokker. De viktigste kildebergartene er skifre av senjura alder og skifre og kull av midtjura alder.

Letemodeller av senjura alder er delt inn i tre geografiske områder; nordøstlig del av Nordsjøen (ekvivalent til avsetningene i Trollfeltet), Tampenområdet i nordvest og sørlig del av Nordsjøen. Aktuelle felletyper er både stratigrafiske og strukturelle feller. Den viktigste kildebergarten er skifre av senjura alder. I enkelte områder er det også mulighet for eldre kildebergartsnivåer. En letemodell av senkritt alder er definert i Sentraltrauet i de sørlige deler av Nordsjøen. I denne letemodellen knytter interessen seg til potensialet i stratigrafiske feller, med reservoar av resedimenterte krittavsetninger. Gjenværende uborede domstrukturer er også aktuelle, men vil i volum gi et begrenset bidrag. Kildebergarten er skifre av senjura alder.

Letemodellene av tertiær alder er i hovedsak definert i de vestlige områdene i Nordsjøen, og er inndelt etter potensielle reservoarnivå i tertiær. Både strukturelle og stratigrafiske feller er aktuelle. De mest sannsynlige kildebergartene i disse letemodellene er skifre og kull av jura alder. Den stratigrafiske fordelingen av de forventede, uoppdagede ressursene viser at 60 % av olje- og 80 % av gasspotensialet er i jura letemodeller, og at det resterende ressurspotensialet i hovedsak er i tertiære og senkritt letemodeller, se figur 2.12.4.e.

I letemodellanalysen er det beregnet en statistisk fordeling av framtidige funnstørrelser og antall funn innenfor hver letemodell. Disse fordelingene bygger på ressursestimatene for hver letemodell. Spredningen i ressursestimatene er betydelig, slik at det er stor usikkerhet både i den statistiske fordelingen av funnstørrelser og i det mest sannsynlige antall framtidige funn. Ca 90 % av de uoppdagede ressursene i Nordsjøen befinner seg i forekomster som er større enn 5 millioner Sm3 o.e.

Letemodellene i bergarter av jura alder forventes å bidra med de største funnene også i framtiden. De største uoppdagede akkumulasjonene er statistisk beregnet til å være ca 60 millioner Sm3 o.e., med en spredning fra
15 til 200 millioner Sm3 o.e. Tilsvarende beregninger for letemodeller av tertiær alder viser at de forventede, største akkumulasjonene statistisk sett vil være ca 30 millioner Sm3 o.e., med en spredning fra 20 til 45 millioner Sm3 o.e.

Ressurstilvekst per undersøkelsesbrønn er et mål på effektiviteten av letevirksomheten. Figurene 2.12.4.f og 2.12.4,g viser historisk ressurstilvekst som funksjon av antall undersøkelsesbrønner for letemodeller av henholdsvis jura, kritt og tertiær alder i Nordsjøen. I tillegg er det også angitt videre utviklingstrender basert på forventningsverdi og spredning. For letemodeller av jura alder viser den forventede ressurstilvekst per undersøkelsesbrønn at den historiske trenden antas å fortsette.

For kritt letemodeller er den videre utviklingen knyttet til utforskning i stratigrafiske hydrokarbonfeller med en annen størrelsesfordeling enn de tidligere borede strukturene (Ekofisk, Valhall etc). For de tertiære letemodellene er bildet noe mer sammensatt, og dekker letemodeller med varierende lengde på Idéhistorien og varierende forventninger til prospektdefinisjon. I Oljedirektoratets prospektdatabase er det registrert over 250 kartlagte prospekter i Nordsjøen. Disse prospektene representerer ca 45 % av Nordsjøens totale forventede uoppdagede ressurser. I forbindelse med ressursanalysen har en dessuten foretatt en arealmessig fordeling av letemodellene mellom områder med og uten utvinningstillatelser i Nordsjøen. Omlag 2/3 av de uoppdagede ressursene befinner seg i områder uten utvinningstillatelser.

Norskehavet
Forventningsverdien til de uoppdagede ressursene i Norskehavet er l 345 millioner Sm3 o.e., fordelt på 455 millioner Sm3 o.e. olje og 890 millioner Sm3 o.e. gass. Usikkerheten i beregningene er meget betydelig, og usikkerhetsområdet er fra 330 millioner Sm3 o.e. til 3 330 millioner Sm3 o.e.

Den store usikkerheten i anslagene understreker behovet for en kostnadseffektiv letestrategi i Norskehavet. Dette medfører at en må foreta en gradvis utforskning av nye områder. Tilgjengelig geologisk informasjon må benyttes effektivt for å utforske de ubekreftede letemodellene. Dette stiller store krav til en grundig kartlegging og evaluering før boring.

De geologiske hovedstrukturelementene er vist i figur 2.12.4.h. Det er definert i alt 6 bekreftede og 13 ubekreftede letemodeller i Norskehavet. To ubekreftede letemodeller av prejura alder er definert i de kystnære områdene på Trøndelagsplattformen, og i Træn- og Ribbebassenget. Felletype er roterte forkastningsblokker. Folden sørlige letemodellen er kildebergarten antatt å være av perm alder. For den nordlige letemodellen antas kildebergarter av tidlig- og senjura alder å være mest aktuelle.

 

De tre letemodellene av tidlig- og midtjura alder er inndelt geografisk. Den bekreftede modellen er definert på Haltenbanken og nordover i Nordland n-området. En ubekreftet letemodell er definert i områdene sør og vest for Lofoten, og en annen på Vøring- og Mørerandhøydene i vest. For alle letemodellene er felletypen roterte forkastningsblokker, med skifre og kull i bergarter av tidligjura alder og skifre av senjura alder som de mest sannsynlige kilde- bergartene. I de kystnære områdene er det dessuten mulig at en kildebergart i perm kan gi et bidrag.

I bergarter av senjura alder er det definert to letemodeller, en bekreftet letemodell på Frøyhøgda og Trøndelagsplattformen (Draugenfeltet), og en ubekreftet letemodell på flankene nedenfor disse høydene. Begge letemodeller er stratigrafiske felletyper og har kildebergarter av jura alder. To bekreftede letemodeller er definert i bergarter av tidligkritt alder. Fellene er stratigrafiske og kildebergarten antas å være av jura alder. Det er definert fem letemodeller i bergarter av senkritt alder. Tre av letemodellene er inndelt etter stratigrafisk nivå, hvorav to er bekreftet. Modellene er definert på Halten- og Dønnterrassen samt i de kystnære områdene nordover mot Lofoten. Fellene er stratigrafisk betinget, og skifre av senjura alder er den viktigste kildebergarten. De øvrige to letemodellene er ubekreftet, og er definert i Vøringbassenget. Mulige felletyper er både stratigrafisk og strukturelt betinget, og mulige kildebergarter antas å være skifre av senkritt alder. I bergarter av tidligtertiær alder er det definert tre ubekreftede letemodeller. Disse er inndelt geografisk, henholdsvis i området sør og sørvest for Lofoten, og i Møre- og Vøringbassengene. Felletypen antas å være stratigrafisk betinget. Mulige kildebergarter er skifre av senjura alder i områdene nær Lofoten, mens ikke-påviste skifre av senkritt og tertiær alder er potensielle kildebergarter for de tertiære letemodellene i Møre- og Vøringbassengene.

Den stratigrafiske fordelingen av de forventede uoppdagede ressursene, figur 2.12.4.i, viser at 70 % av oljeressursene er å finne i jura letemodeller. Gassressursene er fordelt med 40 % i jura og 40 % i tertiære letemodeller.

 

Den statistiske fordelingen til framtidige funnstørrelser kan kun beregnes for bekreftede letemodeller. I Norskehavet utgjør ressursene i de bekreftede letemodellene 55  av de forventede oljeressursene, og 30 % av de forventede gassressursene.

Et eksempel på en statistisk fordeling av funnstørrelser er tatt fra midtjura letemodell på Haltenbanken, se figur 2.12.4.J. I denne letemodellen viser den statistiske fordelingen at ca 95 % av ressursene er forventet å befinne seg i forekomster større enn 5 millioner Sm3 o.e. De største akkumulasjonene i denne letemodellen er beregnet til å være ca 50 Sm3 o.e., med en spredning fra 20 til 110 Sm3 o.e. Målt i antall undersøkelsesbrønner har Norskehavet en relativt kort letehistorie. Det er derfor kun for midtjura letemodell på Haltenbanken det er bakgrunnsmateriale nok til å sammenligne historisk og framtidig leteeffektivitet. Den historiske, sammenlignet med den framtidige ressurs- tilveksten per undersøkelsesbrønn, viser forventningene i leteeffektivitet for denne letemodellen.

Barentshavet
Forventningsverdien til de uoppdagede ressursene i Barentshavet er 825 millioner Sm3 o.e., fordelt på 240 millioner Sm3 o.e. olje og 585 millioner Sm3 o.e. gass. Usikkerheten i beregningene er betydelig, og usikkerhetsområdet er fra 295 millioner Sin3 o.e. ril l 955 millioner Sm3 o.e.

Usikkerheten i anslagene og de siste års leteresultater stiller store krav til en framtidig kostnadseffektiv utforskning i Barentshavet. Myndighetene har derfor i samarbeid med oljeselskapene utarbeidet et konsept for framtidig tildeling av utvinningstillatelser i dette området (jamfør Stortingsmelding nr 26, 1993-94). Det vil bli innført en rekke lettelser og tilpasninger i rammebetingelsene for Barentshavet. I tillegg er oljeselskapene oppfordret til å inngå et omfattende samarbeid i kartleggingsarbeidet før tildeling av nye tillatelser. De geologiske hovedstrukturelementene er vist i figur 2.12.4.k. Det er definert i alt 5 bekreftede og 15 ubekreftede letemodeller i Barentshavet.




To ubekreftede letemodeller er definert i sandsteiner av tidligkarbon alder på henholdsvis Finnmarksplattformen og Lopphøgda, samt på Kong Karl plattformen. Felletyper er både strukturelle og stratigrafiske. Aktuelle kilde- bergarter er skifre og kull av karbon alder.

En bekreftet og to ubekreftede letemodeller er definert i dolomitter og kalkstein av senkarbon og perm alder. Letemodellene er definert på Finnmarksplattformen, Lopphøgda og i de nordøstlige plattformområdene. Felletyper er både strukturelle og stratigrafiske. Perm og karbon skifre og kull er aktuelle kildebergarter. Den bekreftede letemodellen er definert på Finnmarksplattformen med reservoar i spikulitter (fossile kiselsvamper).

Det er definert i alt 8 trias letemodeller, hvorav to er bekreftet. Modellene er inndelt dels stratigrafisk og dels geografisk. Letemodellene dekker til sammen hoveddelen av de østlige plattformområdene, samt de tilhørende bassengene. Felletypene kan være både stratigrafiske og strukturelle, og aktuelle kildebergarter er skifre av trias, perm og karbon alder. To letemodeller av tidlig- og midtjura alder er definert. En bekreftet letemodell er definert i Hammerfestbassenget. En ubekreftet letemodell er definert i de vestlige områdene. For begge letemodeller er felletype roterte forkastningsblokker, og mulige kildebergarter er skifre av senjura og trias alder, Letemodeller av senjura og tidligkritt alder er definert i de samme områdene.

Det er definert to ubekreftede letemodeller av tertiær alder, henholdsvis i de vestlige marginområdene og på Jermakplatået. Aktuelle felletyper er både strukturelle og stratigrafiske, og mulige kildebergarter kan være skifre av både jura, kritt og tertiær alder.

Den stratigrafiske fordelingen av de forventede, uoppdagede ressursene, figur 2.12.4.1, viser at karbon/perm letemodeller forventes å inneholde 40 % av de totale ressursene samt at det finnes et interessant gasspotensial i trias og jura/kritt letemodeller. Av de kjente områdene er det knyttet størst forventninger til Finnmarksplattformen. De lite utforskede områdene i Barentshavet Nord forventes å ha et betydelig gasspotensial samt et interessant oljepotensial.