Ressursregnskapet per 31.12.1996

31.12.1996
Nedenfor er utdrag  fra Oljedirektoratets årsberetning 1996 som omhandler petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel.


1.1 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 l. l .a.

Klassifikasjonssystem for oppdagede ressurser
Oljedirektoratet har i år foretatt enkelte justeringer i måten de oppdagede ressursene blir klassifisert og bokført på. Det skilles mellom 8 klasser av ressurser som er bokført i ressursregnskapet, samt to klasser for henholdsvis framtidige tiltak for økt utvinning og for prospekter som er planlagt knyttet til et felt. Klassene er:
klasse 0: reserver der produksjonen er avsluttet
klasse l: reserver i produksjon
klasse 2: reserver med godkjent utbyggingsplan
klasse 3: ressurser i sen planleggingsfase (godkjent utbyggingsplan innen 2 år)
klasse 4: ressurser i tidlig planleggingsfase (godkjent utbyggingsplan innen 10 år)
klasse 5: ressurser som kan bli bygd ut på lang sikt
klasse 6: ressurser der utbygging er svært usikker
klasse 7: ressurser i nye funn som ikke er ferdig evaluert
klasse MT: mulige tiltak for økt utvinning (ikke planlagte tiltak, eventuelt tiltak ut over dagens teknologi)
klasse TP: tilleggsressurser i form av prospekter som kan knyttes til et felt

Klasse MT uttrykker Oljedirektoratets antakelse om at den framtidige utvinningsgraden på norsk sokkel i gjennomsnitt vil bli 50 % for olje og 75 % for gass. Klassen omfatter det volumet av olje og gass som vil kunne utvinnes fra dagens felt og funn i tillegg til ressursene fra de tiltak som allerede er identifisert og bokført i det ordinære ressursregnskapet. Klasse TP omfatter de totale, risikoveide ressursene i prospekter som operatørene har informert Oljedirektoratet om at de planlegger å knytte til eksisterende felt.

Det ligger to hovedprinsipper til grunn for Oljedirektoratets metode. For det første er klassifikasjonen bygd opp rundt utviklingen fra et nytt funn blir gjort fram til det eventuelt blir satt i produksjon, og videre til det er ferdig produsert. For det andre er det ressursene, ikke feltene og funnene, som blir klassifisert. Et felt eller et funn kan derfor ha ressurser i flere klasser.

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 under utbygging. Reserver fordeler seg altså på de tre første klassene. Det kan skilles mellom opprinnelig utvinnbare og gjenværende reserver.

Forekomst er en ansamling av petroleum i en geologisk enhet, avgrenset av bergartstyper ved strukturelle eller stratigrafiske grenser, kontaktflate mellom petroleum og vann i formasjonen eller en kombinasjon av disse, slik at den petroleum som omfattes overalt er i trykkommunikasjon gjennom væske eller gass.

Funn er en forekomst eller flere forekomster samlet som gjennom testing, prøvetaking eller logging er sannsynliggjort å ha bevegelig petroleum.

Felt er ett eller flere funn samlet som rettighetshaverne har besluttet å bygge ut, og som myndighetene enten har godkjent plan for utbygging og drift (PUD) for eller innvilget PUD-fritak for.

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. Funn- året er det året funnbrønnen ble midlertidig forlatt eller avsluttet.

Uoppdagede ressurser
De uoppdagede ressursene omfatter både kartlagte prospekter 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 forventningsverdien.

Endringer i 1996
Eldre felt og funn
For eldre felt og funn (dvs. funn gjort før 1996) har oljeressursene økt med 155 millioner Sm3 og gassressursene med l milliard Sm3. NGL-ressursene har blitt redusert med 36 millioner tonn, stort sett som en følge av at petroleum som tidligere ble bokført som NGL, nå blir betraktet som olje (se tabell 1.1.b).

Endringene er basert på revisjoner av ressursanslagene for en rekke av feltene og funnene. Alle justeringene er vist i tabell 7.5J. I tillegg er det, som nevnt over, innført et anslag over framtidig økt utvinning som ikke er konkret planlagt i dag. Disse ressursene, klasse MT, utgjør en stor del av det såkalte FRU-potensialet (forbedretressursutnyttelse). FRU-begrepet omfatter i tillegg de planlagte tiltakene for økt utvinning og tilleggsressurser som allerede er bokført for de enkelte feltene, og vist samlet i tabell 7.5.d, og tilleggsressurser i form av prospekter, klasse TP.

Nye funn
I løpet av 1996 ble det gjort funn i 10 undersøkelsesbrønner. Disse brønnene er 2/6-5, 9/2-6 S, 15/12-10 S, 24/12-3 S, 33/9-19 S, 34/7-25 S, 34/11-2 S, 35/10-2, 35/11-8 S og 36/7-1 (brønn 2/6-5 var ikke avsluttet ved årsskiftet). Bare om lag halvparten av funnene er ferdig evaluert, men det er foreløpig anslått at ressurstilveksten fra nye funn i 1996 vil bli ca 85 millioner Sm3 o.e. Anslaget varierer mellom 60 og 110 millioner Sm3 o.e.

Produksjon
Uttaket av petroleum på norsk sokkel i 1995 var 175,5 millioner Sm3 olje, 37,4 milliarder Sm3 gass og 7,1 millioner tonn NGL (medregnet kondensat).
 
Ressursstatus
Ressursregnskapet for norsk kontinentalsokkel er framstilt i tabell 1.1.a, og den geografiske fordeling av ressursene er vist i figur 1.1. Ressursene på norsk kontinentalsokkel er inndelt i henhold til Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem. Tabell l. l .c viser de samlede ressursene i felt. Tabell 1.1.d viser de samlede ressursene i funn som ennå ikke er godkjent utbygd.

Felt med avsluttet produksjon
Det var ingen felt som avsluttet produksjonen i 1996. De tre feltene med avsluttet produksjon er vist i tabell 7.5.a.

Ressurser i felt som er i produksjon/godkjent utbygd
Per 31. desember 1996 er det besluttet å bygge ut 54 felt på norsk kontinentalsokkel (medregnet de tre feltene med avsluttet produksjon). Da betraktes Trollfeltet som ett felt, til tross for at det består av adskilte utbygginger, med ulike operatører. De åtte feltene som ble godkjent utbygd i løpet av 1996, er Balder, Gullfaks Sør, Gullveig, Oseberg Øst, Rimfaks, Varg, Visund og Åsgård.

I løpet av 1996 ble tre nye felt satt i produksjon. Dette er Gungne, Sleipner Vest og Yme. I tillegg ble gass- produksjonen fra Troll I (Troll Øst) satt i gang. Det var derfor ved årsskiftet 39 felt i produksjon på norsk kontinentalsokkel (tabell 7.5.b). 12 felt er i tillegg godkjent utbygd, men ennå ikke satt i produksjon (tabell 7.5.c). Det er fire flere enn ved forrige årsskifte.

Som en følge av justeringene i Oljedirektoratets system for klassifisering av ressursene, blir det noen mindre endringer i bokføringen av reserver og ressurser i feltene. I tabell 7.5.b og 7.5.c i kapittel 7.5 er det bare reservene, det vil si de ressursene i feltene som omfattes av godkjente utbyggingsplaner, som oppgis. Tidligere har anslagene for enkelte av feltene inneholdt ressurser fra en del planlagte tiltak for økt utvinning, senere utbyggingsfaser eller tilleggsressurser. I år er disse vist samlet i tabell 7.5.d.Denne endringen vil gi en bedre oversikt over hva som faktisk er godkjent for utbygging for de enkelte feltene, samtidig som det gir en mer enhetlig framstilling. De feltene som blir spesielt berørt av denne omleggingen, er beskrevet i avsnitt «endringer i ressursanslag».

De totale, opprinnelig utvinnbare reservene i felt som er godkjent utbygd er 5 320 millioner Sm3 o.e., som fordeler seg på 3 348 millioner Sm3 o.e. olje/NGL og l 972 milliarder Sm3 gass. Dette er vist i tabell 1.1.c. I tillegg er det bokført ressurser på til sammen l 078 millioner Sm3 o.e. i form av tilleggsressurser og ressurser fra tiltak forøkt utvinning som ikke er godkjent utbygd eller gjennomført. Dette fordeler seg på 389 millioner Sm3 o.e. olje/NGL og 689 milliarder Sm3 gass (inkludert Troll III (Troll Vest gass)) (tabell 1.1.c og tabell 7.5.d).

Totalt er det fram til 31. desember 1996 produsert l 555 millioner Sm3 o.e. olje/NGL og 492 milliarder Sm3 o.e. gass. Dette utgjør 36 % av bokført, oppdaget olje og 14 % av bokført, oppdaget gass. De bokførte tilleggs- ressursene og ressursene fra tiltakene for økt utvinning er tatt med, men ikke ressursene i klasse MT.

Ressurser i funn i sen planleggingsfase
Det er ved årsskiftet 23 funn som er i sen planleggingsfase (tabell 7.5.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 nær framtid, og hvor det er antatt at utbyggingen vil bli godkjent av myndighetene i løpet av to år. Petroleumsressursene for disse funnene utgjør til sammen 563 millioner Sm3 o.e. Dette omfatter alle de bokførte ressursene i disse funnene, uansett ressursklasse.

Ressurser i funn i tidlig planleggingsfase
Tabell 7.5.f gir en oversikt over funn på norsk sokkel som er i en tidlig planleggingsfase for utbygging. Det vil si funn hvor det er antatt at en plan for utbygging og drift vil bli godkjent i løpet av 2-10 år. De til sammen 12 funnene som er plassert i denne kategorien, er alle planlagt for utbygging, men for flere av funnene gjenstår det avgrensnings- eller evalueringsarbeid. Noen av funnene venter dessuten på ledig prosesskapasitet på nærliggende innretninger eller på gassallokering. Troll III (Troll Vest gass) betraktes i denne sammenheng som et funn i denne kategorien. Ressursmengden utgjør totalt 486 millioner Sm3 o.e. Dersom vi ser bort fra Troll III, utgjør ressursene 98 millioner Sm3 o.e.
 
Ressurser i funn som kan bli bygd ut på lang sikt
Det er bokført til sammen 55 funn i denne kategorien (tabell 7.5.g) som inneholder funn som Oljedirektoratet mener kan bli bygd ut på lang sikt, selv om mange av funnene i dag ikke vurderes som lønnsomme av rettighetshaverne. Klassen inneholder også en del funn i tilbakeleverte områder, men som Oljedirektoratet likevel antar vil bli tildelt på nytt og bygd ut på lang sikt. Ressursmengden utgjør 610 millioner Sm3 o.e., hvor 326 millioner Sm3 o.e. ligger i Nordsjøen, 52 millioner Sm3 o.e. ligger i Norskehavet og 232 millioner Sm3 o.e. ligger i Barentshavet.

Ressurser i funn der utbygging er svært usikker
Oljedirektoratets ressursregnskap inneholder 32 funn som ikke forventes å kunne bli bygd ut lønnsomt uten betydelige endringer i teknologi eller pris (tabell 7.5.h). De fleste av disse funnene er svært små. Enkelte har dessuten så dårlige reservoaregenskaper at de ikke vil kunne produseres lønnsomt med dagens teknologi. Det er stor usikkerhet om ressursanslaget, men Oljedirektoratet anslår at det teknisk sett kan produseres om lag 65 millioner Sm3 o.e. fra disse funnene.

Ressurser i funn som ikke er ferdig evaluert
Fem av funnene fra 1996 samt ett funn fra 1995 er ennå ikke ferdig evaluert (tabell 7.5.i). De foreløpige anslagene for disse funnene summerer seg til 27 millioner Sm3 o.e.

Uoppdagede ressurser
Oljedirektoratet anslår at de uoppdagede ressursene utgjør mellom 2 og 6 milliarder Sm3 o.e. Den statistiske forventningsverdien er ca 3,5 milliarder Sm3 o.e. Figur 1.1 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
Det har vært foretatt en rekke revurderinger av ressurs- og reserveanslagene i løpet av 1996. De totale endringene er vist i tabell 1.1.b. Tabell 7.5J i kapittel 7.5 viser alle endringene fra 1995 til 1996. De viktigste endringene er omtalt under:

Felt i produksjon
Frøy
Reservene i Frøy er redusert på bakgrunn av at det er utført ny kartlegging og utarbeidet en ny geologisk modell ut fra informasjon fra utvinningsbrønnene.

Heidrun
Reservene i Heidrun er økt etter at det er utarbeidet en ny geologisk modell samt at utvinningen fra nedre del av Tiljeformasjonen og Åreformasjonen nå baserer seg på trykkstøtte fra vanninjeksjon.
 
Snorre
Reservene i Snorre er redusert som en følge av at ressursene i Snorre fase 2 nå bokføres ressursklasse 3 i Oljedirektoratets nye system for klassifikasjon av ressurser. I fjorårets årsberetning ble ressursene i fase 2, som ennå ikke er godkjent av myndighetene, inkludert i reservene. Utvinnbare oljeressurser i Snorre fase 2 er anslått til 40,1 millioner Sm3. Totalt sett for Snorre er derfor oljeressursene økt med 20 millioner Sm3 i forhold til forrige årsberetning. Økningen skyldes en ny reservoarmodell og optimalisering av utvinningsstrategien. Se for øvrig beskrivelsen av feltet i kapittel 1.4.24

Statfjord Nord
Reserveanslaget er økt basert på resultater fra ny reservoarmodell og forlenget produksjonsperiode.

Statfjord Øst
Reserveanslaget er økt basert på resultater fra ny reservoarmodell og forlenget produksjonsperiode.

Troll I (Troll Øst)
Gassreservene er oppjustert etter operatørens nye kartlegging og ressursberegning. Væske som tidligere ble oppgitt som NGL, rapporteres nå som olje, ettersom den selges som olje ut fra Stura.

Troll II (Troll Olje)
Reservene i Troll II omfatter alle utbygde og godkjente reserver i tidligere «Troll Vest olje fase II og II B». Det vil si at utbyggingen av «brønngruppe I», som ble godkjent av myndighetene i 1996, er inkludert, mens de delene av utbyggingen av oljeressursene som ennå ikke er godkjent, inngår i ressursklasse 3 i tabell 7.5.d. I tillegg skyldes en del av endringene erfaringene med produksjonen så langt og nye reservoarstudier.

Valhall
Reduserte oljereserver i 1996 skyldes at operatørens alternative produksjonsstrategier ble inkludert i 1995. Oljen som eventuelt kan utvinnes ved hjelp av disse tiltakene, er i 1996 plassert i ressursklassse 3, ressurser i sen planleggingsfase, og inngår i tabell 7.5.d.

Felt som er godkjent utbygd
Balder
Reservene i Balder er redusert noe ved at deler av ressursene som tidligere ble inkludert i feltet nå blir klassifisert som ikke-påviste ressurser. Det vil si prospekter i ressursklasse TP.

Gullfaks Sør
Nye ressursberegninger i forbindelse med PUD og prosessimulering har ført til endringer i væskevolumene. Gassressursene, som ikke er godkjent utbygd, er flyttet til ressursklasse 4 og inngår i tabell 7.5.d.

Njord
Endringen i reserveanslaget skyldes hovedsakelig at gassressursene, som ikke er vedtatt utbygd, er bokført i ressursklassene 4 og 5. Derved er de ikke del av reservene, men inngår i tabell 7.5.d. Se for øvrig beskrivelsen av feltet i kapittel 1.4.25.

Norne
Endring i oljereserver skyldes at Oljedirektoratet nå benytter operatørens reserveanslag. Endringen for gass skyldes at gassressursene, som ikke er vedtatt utbygd, nå bokføres i ressursklasse 3, og inngår i tabell 7.5.d. Se for øvrig beskrivelsen av feltet i kapittel l .4.29.

Oseberg Øst
Reserveanslagene er justert i forbindelse med utarbeidelsen av PUD.

Rimfaks
Gassressursene og tilhørende kondensatvolumer er flyttet til ressursklasse 4 og inngår i tabell 7.5.d.

Varg
Reserveanslagene er justert i forbindelse med utarbeidelsen av PUD.

Visund
Gassressursene og tilhørende kondensatvolumer er flyttet til ressursklasse 4 og inngår i tabell 7.5.d.

Åsgård
Økningen i oljereservene skyldes en oppdatering av reservoarmodeller og fluidbeskrivelser samt en optimalisering av produksjonsstrategien. Reduksjon i gass skyldes at de tilstedeværende gassressursene er redusert som følge av informasjon fra nye brønner.

Funn i sen planleggingsfase
25/8-5 S, 25/8-8 S, 25/7-3 (Jotun)
Ressursestimatene er justert i forbindelse med utarbeidelsen av PUD.

25/11-15 Hermod
Oljedirektoratet har gått over til å bruke operatørens tall for tilstedeværende og utvinnbar olje. Operatøren hadde
tidligere et lavere tall for utvinnbar olje, men har nå utført et omfattende arbeid for å optimalisere utvinningen i forbindelse med forberedels til PUD.

34/11-1
Endringene er en følge av foreløpige oppjusteringer etter brønn 34/11-3.

35/11-4 R Fram
Dette funnet er i en aktiv letefase. Det er sannsynlig at en utbygging vil omfatte flere nærliggende funn, og årets estimat inkluderer ressursene i 35/11-7-funnet og 35/11-8 S-funnet. Det er planlagt ny leteboring i forbindelse med disse funnene i 1997.

6407/1-2 Tyrihans
Økningen i oljeressursene fra 1995 til 1996 skyldes at kondensat fra Tyrihans Sør ikke var tatt med i 1995, og at det er utført mer omfattende reservoarstudier og simuleringer.

Funn i tidlig planleggingsfase
35/9-1 R Gjøa
Dette funnet er i en aktiv letefase. Det er sannsynlig at en utbygging vil omfatte flere nærliggende funn, og årets estimat inkludere ressursene i 36/7-1-funnet. Det er planlagt ny leteboring i forbindelse med disse funnene i 1997.

Funn som kan bli bygd ut på lang sikt
7120/7-1 Askeladd Vest
7120/7-2 Askeladd Sentral
7120/8-1 Askeladd
7121/4-1 Snøhvit
7121/7-2 Albatross Sør

Gassressursene er redusert i disse funnene fordi operatøren vurderer en undervannsutbygging med flerfasetransport i rør til land som det mest realistiske utbyggingskonseptet. Dette gir en noe lavere utvinningsgrad.

Navneendringer foretatt i 1996
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. De navneendringer som er foretatt i 1996 er:
 
1.2 PRODUKSJONSPROGNOSER
Oljeprognose for felt i produksjon og for felt som er godkjent utbygd Flere av de produserende oljefeltene på norsk sokkel er i eller nærmer seg en avtrappingsfase. Dette gir en økt grad av usikkerhet knyttet til den kortsiktige produksjonen for disse feltene. Omkring 2005 forventes det at alle felt som per 31. desember 1996 er i produksjon og godkjent utbygd vil være i denne fasen. 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, høyere utvinningsgrad enn forventet, forbedret ressursutnyttelse, samt innfasing av satellittfelt er faktorer som kan redusere produksjonsfallet, øke utvinningen og dermed også levetiden for feltene.
 
I 1999 er produksjonen fra felt i produksjon og godkjent utbygd per 31. desember 1996 vurdert til å være mellom 175 og 225 millioner Sm3 med en forventning på 200 millioner Sm3. I 2010 er det forventet at produksjonen fra de samme feltene er redusert til mellom 25 og 55 millioner Sm3, med en forventning på 40 millioner Sm3.

I perioden 1997 - 2000 vil ca 90 % av produksjonen på norsk sokkel komme fra felt som per desember 1996 er i produksjon eller godkjent utbygd (figur 1.2.a). Usikkerheten i produksjonen fra disse feltene vil derfor ha størst betydning på kort sikt. På lengre sikt (2001-2010) vil felt i produksjon og felt godkjent utbygd utgjøre ca 50 % av den forventede produksjonen, mens funn forventet utbygd antas å utgjøre 15 %. Usikkerheten er her primært knyttet til størrelsen på utvinnbare ressurser. På kort sikt er imidlertid også usikkerheten knyttet til produksjonsstart for funn betydelig.

Prognosering av framtidig 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 funnstørrelser og til starttidspunkt, samt frekvens av nye utbygginger. 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 35 % av den forventede produksjonen i perioden 2001 til 2010.

Figur 1.2.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 2001 med ca 215 millioner Sm3. Usikkerheten knyttet til dette estimatet er imidlertid stor. Usikkerhetsområdet i 2001 er estimert til 70 millioner Sm3.12010 er produksjonen forventet å være ca 100 millioner Sm3 med et usikkerhetsspenn fra 55 til 150 millioner Sm3.