Ressursregnskapet per 31.12.1995

31.12.1995
Nedenfor er utdrag  fra Oljedirektoratets årsberetning 1995 som omhandler petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel.


2.1 RESSURSREGNSKAPET
Oljedirektoratets ressursregnskap omfatter en oversikt over både opprinnelig salgbare og gjenværende petroleumsmengder på norsk kontinentalsokkel. Endringer i ressursregnskapet skyldes blant annet at funn blir gjort eller at ressursanslaget for eksisterende felt og funn justeres på grunn av ny kartlegging eller ny utvinningsteknologi. De gjenværende ressursene reduseres dessuten som følge av produksjon. Det samlede ressursregnskapet for norsk kontinentalsokkel er vist i tabell 2.l.a.

Klassifikasjonssystem for oppdagede ressurser
I Oljedirektoratets klassifikasjonssystem for oppdagede ressurser skilles det mellom 7 klasser:
. felt med avsluttet produksjon
. felt i produksjon
. felt besluttet utbygd
. funn med konkrete utbyggingsplaner
. funn uten konkrete utbyggingsplaner
. funn i tilbakeleverte områder
. små, tekniske funn og nye funn som ikke er ferdig
         evaluert.

For de siste to klassene er de enkelte ressursanslagene usikre og Oljedirektoratet publiserer derfor 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 drift og for felt under utbygging. 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 eller flere funn samlet, 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 nye funnbrønner. Funnåret er det året funnbrønnen ble midlertidig forlatt eller avsluttet.

Uoppdagede ressurser
De uoppdagede ressursene omfatter både kartlagte prospekt og ikke-kartlagte ressurser i områder hvor det er definert letemodeller. Det er alltid stor usikkerhet knyttet til slike analyser. Størrelsen som er oppgitt for uoppdagede ressurser er den statistiske forventingsverdien.

Endringer i 1995
Eksisterende felt og funn
For eksisterende felt og funn (det vil si unntatt funn gjort i 1995), har oljeressursene økt med 338,6 millioner Sm3 og gassressursene med 80,3 milliarder Sm3, mens NGL-ressursene har økt med 25,6 millioner tonn (se tabell 2.1.b). Endringene er basert på revisjoner av ressursanslagene for en rekke av feltene og funnene. Flere av de store oljefeltene har hatt betydelige oppjusteringer av oljeressursene i 1995. Dette skyldes først og fremst at prosjekter som har til hensikt å øke utvinningsgraden av olje, har blitt realisert eller er i ferd med å realiseres. Dermed har noe av det ressurspotensialet som kalles «forbedret ressursutnyttelse» (tidligere «økt oljeutvinning») blitt medregnet i oljefeltenes utvinnbare reserver. Ytterligere detaljer om ressursendringene for de enkelte felt er gitt ieget avsnitt.

Nye funn
I løpet av 1995 ble det gjort funn i 10 undersøkelsesbrønner. Disse er 15/5-5, 17/3-1, 25/5-5, 25/7-3, 25/8-8 S, 30/3-7 S, 30/8-1 S, 34/10-37, 34/10-40 S og 6406/2-1. Bare et fåtall av funnene er ferdig evaluert, men det er foreløpig anslått at ressurstilveksten fra nye funn i 1995 vil bli ca 130 millioner Sm3 o.e. Anslaget varierer mellom 85-180 millioner Sm3 o.e.

Produksjon
Uttaket av petroleum på norsk sokkel i 1995 var 157,2 millioner Sm3 olje, 27,8 milliarder Sm3 gass og 6,5 millioner tonn NGL (medregnet kondensat). Overføringen av ressurser fra Troll til Oseberg gjennom TOGI-prosjektet er ikke regnet med.

Ressursstatus
Ressursregnskapet for norsk kontinentalsokkel er framstilt i tabell 2.1.a, og den geografiske fordeling av ressursene er vist i figur 2.1 Ressursene i de enkelte felt og funn på norsk kontinentalsokkel er inndelt i henhold til Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem.

Felt med avsluttet produksjon
Det var ingen felt som avsluttet produksjonen i 1995. De tre feltene med avsluttet produksjon på norsk kontinentalsokkel er vist i tabell 2.l.c.

Reserver i felt som er i produksjon/besluttet utbygd
Per 31. desember 1995 er det besluttet å gjennomføre 47 utbyggingsprosjekter på norsk kontintentalsokkel (medregnet tre felt med avsluttet produksjon), fem flere enn ved forrige årsskifte. Dette inkluderer de to godkjente utbyggingsfasene på Trollfeltet, men ikke TOGI, som inntil videre holdes utenfor Oljedirektoratets ressursregnskap for kontinentalsokkelen. De nye utbyggingsprosjektene er Gungne, Njord, Nome, Tordis Øst og Yme. Det er imidlertid flere nye planer for utbygging og drift til behandling hos myndighetene, og flere større og mindre utbygginger vil bli godkjent i 1996.

I løpet av 1995 ble fem nye felt satt i produksjon. Dette er Frøy, Gyda Sør, Heidrun, Statfjord Nord og Troll Olje (fase II). Det var derfor ved årsskiftet 36 felt i produksjon på norsk kontinentalsokkel (tabell 2.1.d). 8 felt er besluttet utbygd, men ennå ikke satt i produksjon (tabell 2.1.e). Dette er samme antall som i fjor.De totale, opprinnelig utvinnbare reservene i felt besluttet utbygd, er 4831 millioner Sm3 o.e., som fordeler seg på 3025 millioner Sm3 o.e. olje/NGL og 1806 milliarder Sm3 gass. I tillegg er det identifisert et potensial for forbedret ressursutnyttelse 267 millioner Sm3 olje.

Totalt er det fram til 31. desember 1995 produsert 1370 millioner Sm3 o.e. olje/NGL og 454 milliarder Sm3o.e. gass. Dette utgjør 34 % av oppdaget olje og 13 % av oppdaget gass. Da er potensialet for forbedret ressurs- utnyttelse tatt med.

Ressurser i funn med konkrete utbyggingsplaner
Det er ved årsskiftet 23 funn som vurderes til å ha konkrete utbyggingsplaner (tabell 2.1.f). 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 nær framtid (2-3 år), og hvor det er betydelig aktivitet hos operatør og rettighetshavere. Petroleumsressursene for disse funnene utgjør til sammen 1438 millioner Sm3 o.e. Tre av disse funnene ligger i Norskehavet og utgjør Åsgård.

Ressurser i funn uten konkrete utbyggingsplaner
Tabell 2. l. g gir en oversikt over funn på norsk sokkel som for tiden ikke har konkrete utbyggingsplaner. Denne listen omfatter ikke funn i tilbakeleverte områder, små tekniske funn eller funn gjort i 1995, som er egne ressurklasser. De til sammen 61 funnene er plassert i denne kategorien fordi de ikke vurderes av Oljedirektoratet til å ha tilstrekkelig konkrete utbyggingsplaner eller fordi aktiviteten hos operatørene er liten når det gjelder disse funnene. Dette innebærer ikke at Oljedirektoratet betrakter alle disse funnene som ulønnsomme. Flere av funnene ville kunne være lønnsomme å bygge ut i dag etter Oljedirektoratets vurdering. Det ligger derfor en stor utfordring i å utnytte infrastruktur og utvikle teknologi slik at ressursene i disse funnene kan bli realisert. Ressursmengden utgjør totalt 738 millioner Sm3 o.e. Av dette ligger 396 millioner Sm3 o.e. i Nordsjøen, 99 millioner Sm3 o.e. i Norskehavet og en betydelig mengde, ca 243 millioner Sm3 o.e., i Barentshavet.

Ressurser i funn i tilbakeleverte områder
I tillegg til funnene som er omtalt i avsnittene ovenfor, finnes det i Oljedirektoratets database 16 funn i områder med tilbakeleverte utvinningstillatelser. De fleste 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. Denne kategorien består hovedsakelig av gassfunn. Totalt utgjør ressursene i utvinningstillatelsene i de tilbakeleverte funnene ca 11 millioner Sm3 olje og 110 milliarder Sm3 gass (tabell 2.1.h).
Ressurser i små, tekniske funn og nye funn i 1995
Det er registrert til sammen 41 funn i denne kategorien. Av de nye funnene er kun et fåtall ferdig evaluert. Derfor er 34/10-37 det eneste funnet fra 1995 som er plassert i en av klassene ovenfor. De små, tekniske funnene omfatter funn med dårlige eller ikke-konklusive formasjonstester samt funn som ikke ble testet. Det er stor usikkerhet knyttet til ressursanslaget i denne funnkategorien, men Oljedirektoratet anslår en total forventningsverdi på ca 70 millioner Sm3 olje og ca 100 milliarder Sm3 gass.

Uoppdagede ressurser
Oljedirektoratet anslår at de uoppdagede ressursene utgjør mellom 1,4 - 7,3 milliarder Sm3 o.e. Den statistiske forventningsverdien er ca 3,4 milliarder Sm3 o.e. Figur 2.1 viser den geografiske fordeling av disse ressursene. Figuren forsøker også å illustrere usikkerheten ved å antyde et lavt og et høyt anslag for hvert område. Det antas at ca 60 % av de uoppdagede ressursene er gass.


ENDRINGER AV RESSURSANSLAG FRA FORRIGE ÅRSBERETNING
Felt i produksjon/besluttet utbygd
Det har vært foretatt en rekke revurderinger av reserveanslagene i løpet av 1995, som vist i tabell 2.1.i. Årsakene til de viktigste endringene er omtalt under:

Draugen
Økningen i reserver skyldes høyere utvinningsgrad på grunn av økt antall produksjonbrønner.

Ekofisk
Økningen i olje- og gassreservene skyldes forventet lavere restoljemetning etter vannflømming, mer optimal produksjon fra nye brønner samt framtidig nedblåsning av reservoaret.

Eldfisk
Økningen er basert på høyere utvinningsgrad ved produksjon fra horisontale brønner.

Embla
Økningen skyldes ny tolkning av reservoaret etter trykktesting av alle brønnene.

Frøy
Høyere reserveanslag er basert på informasjon fra de fire første brønnene på feltet.

Gullfaks
Økningen skyldes forventninger til bedre ressursutnyttelse og forlenget produksjonsperiode. Dessuten er ressursene i Lundeformasjonen medregnet i reservene.

Heidrun
Økningen i reserveanslaget skyldes ny geofaglig og reservoarteknisk evaluering av hele feltet.

Hod
Økningen skyldes at reserver fra det såkalte «Sadelområdet» er medregnet.

Oseberg
Økningen skyldes at Oljedirektoratet har utarbeidet egne prognoser for forbedret ressursutnyttelse som tar hensyn til trykkstøtte, resirkulering av gass og ny brønnteknologi.

Sleipner Øst
Endringen skyldes at gassen som tidligere ble rapportert som våtgass, nå rapporteres som tørrgass.

Snorre
Høyere reserveanslag skyldes hovedsakelig en optimalisering av utvinningsstrategien.

Statfjord Øst
Økningen er basert på resultatene fra nye reservoarstudier.

Tor
Endringen skyldes at antatt produksjonsperiode er forlenget med 4 år til 2011.

Valhall
Økningen skyldes at et vanninjeksjonsprosjekt er medregnet. Det er forventet at rettighetshaverne vil ta beslutning om igangsetting av prosjektet i løpet av våren 1996.

Gungne
Reduksjonen skyldes ny kartlegging i forbindelse med PUD.

Njord
Økningen skyldes at det er gjennomført ny reservoarsimulering i forbindelse med PUD.

Funn
Endringer i ressursanslag fra 1994-1995 er gitt i tabell 2. l.i. Funn med større endringer er kommentert spesielt.

15/12-4 Varg
Etter operatørskiftet har den nye operatøren rapportert noe lavere ressurser enn den tidligere. Ressursene er nedjustert etter videre geofaglig og reservoarteknisk arbeid.

25/11-1 Balder
Økningen skyldes at nye studier viser lavere restoljemetning etter vannflømming, økt permeabilitet og mer tilstedeværende ressurser.

30/9-10 Omega Sør
Høyere ressursanslag skyldes ny kartlegging av funnet.

30/9-13 S
Ressurstallene er økt noe på grunn av ny kartlegging.

31/2-1 Troll Vest gassprovins (fase II B og III)
På bakgrunn av at PUD for oljesonen i Troll Vest gassprovins er under planlegging, inkluderer nå Oljedirektoratet disse ressursene i det totale ressursregnskapet. Oljedirektoratet benytter operatøren av Troll fase III sitt ressursanslag for utvinnbare gassressurser.

34/8-1 Visund
Høyere anslag for olje skyldes endringer i den planlagte reservoarstyringen, blant annet ved resirkulering av gass.
Gassressursene er økt blant annet fordi tidligere anslag for brenngass nå er medregnet i de salgbare ressursene.

34/10-2 Gullfaks Sør
Økningen i gassvolum skyldes at gass som tidligere ble beregnet for leveranse til 34/10-17 Rimfaks, nå inngår i de salgbare ressursene. For øvrig skyldes endringen i ressurser en omlegging av beregningsmåten for dette funnet.

34/10-17 Rimfaks
Høyere ressursanslag skyldes at avgrensningsbrønn 34/10-38 S påviste nye ressurser og at det er foretatt ny kartlegging og mer utfyllende analyser av reservoaret i forbindelse med PUD.

6506/12-1 Smørbukk
6506/12-3 Smørbukk Sør
6507/11-1 Midgard
Disse tre funngruppene, som til sammen vil utgjøre Åsgardfeltet, gjennomgår for tiden reevaluering i forbindelse med en samordnet utbygging. Ressursestimatene som er anvendt i denne årsberetningen, er operatørens anslag i forbindelse med PUD. Oljedirektoratets egne ressursestimater er ikke beregnet ut fra en samordnet utbygging og er derfor ikke direkte sammenlignbare. Neste
år vil Oljedirektoratet rapportere ett samlet ressursestimat for feltet.

7/8-3
Endringen skyldes ny kartlegging basert på 3D-seismikk skutt i 1994.

15/3-1 S
Økningen skyldes rekartlegging og nye reservoarsimuleringer.

24/6-1 Peik
Operatøren har oppjustert ressursanslaget i forbindelse med en omlegging av rapporteringsrutinene.

25/4-6 S Vale
Endringen skyldes at operatøren har oppjustert ressursanslaget i forbindelse med en omlegging av rapporteringsrutinene.

30/6-18 Kappa
Endringen skyldes at en feil i innrapporteringen i 1994 nå er rettet opp.

34/7-21
Økningen skyldes en oppdatering av den geologiske modellen.

6507/2-2
Økningen skyldes rekartlegging og forbedret reservoarforståelse.

Navneendringer foretatt i 1995
Navneendringer foretas normalt etter søknad fra operatøren. Funn som har et godkjent feltnavn, endrer navn ved godkjennelsen av plan for utbygging og drift ved at funnbrønnen foran navnet faller bort. Enkelte funn har et uoffisielt navn som er i vanlig bruk. Dette er i enkelte tilfeller også brukt i denne årsberetningen sammen med funnbrønnen. Dersom operatøren søker om godkjennelse av et annet navn, vil navnet bli endret. Funnbrønnen forblir imidlertid alltid den samme. I tillegg har Oljedirektoratet foretatt noen små endringer i benevnelsene til enkelte funn i forhold til tidligere årsberetninger.
De navneendringer som er foretatt i 1995 er:
Nåværende navn Tidligere betegnelse

Gungne 15/9-15 My

Njord 6407/7-1 S Njord

Norne 6608/10-2 Norne

Oseberg Vest 30/6 Gamma Nord

Tordis Øst 34/7-22

Yme 9/2-1 Yme

15/12-4 Varg 15/12-4 Beta

15/3-1 S 15/3-1,3


FORBEDRET RESSURSUTNYTTELSE
Av 31 oljefelt i produksjon eller besluttet utbygd per desember 1995, har 25 reservoar i sandstein, og reservene for disse er estimert til 2098 millioner Sm3 olje. Dette tilsvarer en forventet gjennomsnittlig utvinningsgrad fra sandsteinsfeletene på ca 43 %. Oljereservene i 6 oljefelt med krittreservoar er estimert til 653 millioner Sm3 med gjennomsnittlig utvinningsgrad på ca 33 %. Dette innebærer at gjennomsnittlig utvinningsgrad for alle norske oljefelt nå er på ca 40 %.

I løpet av de siste årene er det utført en rekke studier, både av rettighetshaverne og Oljedirektoratet, for å estimere potensialet for å øke utvinningsgraden for olje. Disse studiene varierer fra generelle mulighetsstudier, som ofte omfatter en rekke felt, til detaljerte simuleringsstudier for enkeltfelt. Studiene omfatter også mange ulike metoder, fra tiltak for bedre reservoarstyring og reduserte drifts- kostnader til bruk av avanserte utvinningsmetoder. Slike metoder blir det forsket på i ulike sammenhenger, blant annet i forskningsprogrammene RUTH og PROFIT som er nærmere omtalt i kapittel 5.

Oljedirektoratet ser et fremtidig stort potensiale ved forbedret ressursutnyttelse. Dette omfatter både tiltak for å øke utvinningsgraden fra det enkelte reservoar og muligheten for å fase inn tilleggsressursene til feltene.

2.1.1 PRODUKSJONSPROGNOSER
Flere av de produserende oljefeltene på norsk sokkel, inkludert de største feltene Gullfaks, Oseberg og Statfjord, er i eller nærmer seg en avtrappingsfase. Dette gir en økt grad av usikkerhet knyttet til den kortsiktige produksjonen for disse feltene. 11996 er ca 80 % av produksjonen fra norsk sokkel fra felt som produserer på platå. Omkring 2003 forventes det at alle felt som per 31. desember
1995 er i drift og besluttet utbygd, vil være i avtrappingsfasen. På lengre sikt vil derfor den største usikkerheten for disse være knyttet til avtrappingsraten. Mer utvinning fra feltene på platå kan medføre en større avtrappingsrate. Tilleggsressurser på feltene, bedre utvinningsgrad
enn forventet, forbedret ressursutnyttelse samt innfasing av satellittfelt er faktorer som kan redusere produksjonstallet, øke utvinningen og dermed også levetiden for feltene.

I år 2000 er produksjonen fra felt i drift og besluttet utbygd per 31. desember 1995, vurdert til å være mellom 115 (2 millioner fat per dag) og 150 millioner Sm3 (2.6 millioner fat per dag) med en forventning på 130 millioner Sm3 (2.2 millioner fat per dag).

I kommende femårs periode vil ca 80 % av produksjonen på norsk sokkel komme fra felt som per desember 1995 er i produksjon ( fig. 2.1.1.a). Usikkerheten i produksjonen fra disse feltene vil derfor ha størst betydning på kort sikt. På lengre sikt (2001-2010) vil felt i drift og felt besluttet utbygd utgjøre ca 45 % av den forventede produksjonen, mens funn forventet utbygd antas å utgjøre 25 %. Usikkerheten er her primært knyttet til størrelsen på utvinnbare ressurser. På kort sikt er imidlertid også usikkerheten knyttet til tidspunkt forproduksjonsstart forfunn en betydelig faktor.

Prognosering av produksjon fra forekomster som ennå ikke er oppdaget, er basert på en rekke forutsetninger og antakelser som hver for seg er svært usikre. De viktigste usikkerhetene i prognosen er knyttet til framtidige funn- størrelser og til starttidspunkt samt frekvens av nye ut-
bygginger. Framtidig oljepris og teknologiutvikling vil være viktige faktorer for den videre lete- og utbyggingsaktiviteten på norsk sokkel. Forbedret ressursutnyttelse fra felt i produksjon og produksjon fra uoppdagede ressurser anslås til 30 % av den forventede produksjonen i
perioden 2001 til 2010.

Figur 2.1.1.b viser den forventede totale oljeproduksjon med usikkerhetsområde (prediksjonsintervall). I vurderingen av usikkerheten i framtidig oljeproduksjon er det kun vurdert usikkerhet i oljeproduksjon for enkeltår, det er ikke gitt henholdsvis lav og høy prognose. Det høyeste nivået i norsk oljeproduksjon er forventet i år 2000 med ca 200 millioner Sm3 (3,4 millioner fat per dag). Usikkerheten knyttet til dette estimatet er imidlertid stor. Usikkerhetsområdet i 2000 er estimert til 65 mill Sm3 (1,1 millioner fat per dag). I 2005 er produksjonen forventet til å være 150 millioner Sm3 (2.6 millioner fat per dag) med et prediksjonsintervall på 100 millioner Sm3 (1,7 millioner fat per dag).