Ressursregnskapet per 31.12.2001

01.03.2002
Oljedirektoratets (ODs) ressursregnskap er en oversikt over de utvinnbare petroleumsressursene på den norske kontinentalsokkelen. Utvinnbare petroleumsressurser omfatter både de opprinnelig utvinnbare og de gjenværende utvinnbare petroleumsmengdene. Ressursestimatene er basert på årlig innrapportering fra operatørselskapene, ODs egne evalueringer av felt og funn og ODs estimat av de uoppdagede ressursene. Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel er klassifisert i henhold til modenhet.

Oljedirektoratet har revidert klassifikasjonssystemet for petroleumsressurser med virkning fra 1.juli 2001. Informasjon om klassifikasjonssystemet finnes under Regelverk. Hensikten med endringene har vært å harmonisere klassifiseringen med oljeselskapenes systemer og nylig innførte og anerkjente internasjonale systemer (Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Congress (WPC), and The American Association of Petroleum Geologists (AAPG)). De viktigste endringer er at produserte mengder er skilt ut som egen klasse og at begrepet reserver nå omfatter gjenværende utvinnbare reserver. Samtidig gir det nye systemet mulighet for å skille petroleumsmengder som opprinnelig planlagt produsert (jf. Plan for utbygging og drift (PUD)) og petroleumsmengder som skriver seg fra tiltak for økt utvinning. De totale petroleumsressursene pr 31.12.2001 er estimert til 13,8 mrd Sm3 oljeekvivalenter (o.e.). Usikkerheten i ressursanslaget spenner fra 12,5 til 17,8 mrd. Sm3 o.e.. Dette omfatter også de uoppdagede ressursene. Det er en økning i totalanslaget fra forrige rapportering på om lag 160 mill Sm3 o.e. De totale gjenværende utvinnbare ressursene er 10,6 mrd Sm3 o.e med et usikkerhetsspenn på mellom 9,3 og 14,6 mrd Sm3 o.e.

 


Det ble i 2001 solgt og levert 181 mill Sm3 olje, 53 mrd. Sm3 gass, 5 mill. tonn NGL og 7 mill Sm3 kondensat, totalt 251 mill Sm3 o.e. Det ble gjort 12 nye funn i 2001 hvorav syv ennå ikke er ferdig evaluert. Antatt volum av olje er ca. 16 mill Sm3 og antatt volum av gass er ca. 28 mrd. Sm3. Evaluering av funnene pågår og det er betydelig usikkerhet knyttet til ressursestimatene. Petroleumsmengden i årets nye funn er ikke tilstrekkelige til å balansere årets produksjon.

 

 



Per 31.12.2001 er det 61 felt på norsk kontinentalsokkel med godkjent plan for utbygging og drift (PUD) medregnet de 12 feltene som har avsluttet produksjon. Ved utgangen av 2001 var det 42 felt i produksjon på norsk sokkel, derav 37 felt i Nordsjøen og 5 felt i Norskehavet. I løpet av 2001 ble feltene Tambar, Huldra, Glitne, og deler av Ringhorne satt i produksjon, alle i Nordsjøen.

Gjenværende reserver i felt utgjør 4033 mill Sm3 o.e., fordelt på 1501 mill Sm3 olje, 2189 mrd Sm3 gass, 131 mill Sm3 kondensat og 111 mill tonn NGL. Dette omfatter også reserver i 7121/4-1 Snøhvit, som lisenshaverne har besluttet å bygge ut men der PUD ved årsskiftet ikke var godkjent av myndighetene. Reservene er økt med 116 mill Sm3 o.e. i forhold til siste år. Sammenligningen med siste års regnskap er basert på et datasett som er reklassifisert i henhold til gjeldende klassifikasjonssystem

Det er bokført betingede ressurser (tilleggsressurser) i felt på til sammen 447 mill Sm3 o.e., som utgjør tre prosent av de totale utvinnbare ressurser. Dette fordeler seg med 221 mill Sm3 olje, 173 mrd Sm3 gass, 16 mill Sm3 kondensat og 20 mill tonn NGL. Dette er reduksjon på 163 mill Sm3 o.e. i forhold til siste år.

Utvinnbare ressurser i funn som ennå ikke er godkjent for utbygging utgjør totalt 292 mill Sm3 væske og 972 milliarder Sm3 gass, til sammen 1264 mill Sm3 o.e., ( 9 %). Dette er en reduksjon på 198 mill Sm3 o.e. i forhold til siste år. Anslaget for de uoppdagede ressursene har økt med 180 mill Sm3 o.e. og er nå anslått til 1420 mill Sm3 olje og 2510 mrd Sm3 gass, totalt 3930 mill Sm3 o.e (28 %). Økningen skyldes at det har blitt foretatt en oppjustering av potensialet for uoppdagede ressurser i løpet av året, spesielt i Norskehavet.

Ressurser fra mulige fremtidige tiltak for økt utvinning er anslått til 400 mill Sm3 olje og 500 mrd Sm3 gass, totalt 900 mill Sm3 o.e. (6,5 %).

Det er 78 funn som ennå ikke er godkjent for utbygging (ressurskategori 4F, 5F og 7F) og i tillegg er det 64 funn som er rapportert inn under andre felt eller funn.    


Gjennom årene er det gjort en rekke så kalte tekniske funn der den utvinnbare petroleumsmengden er meget liten. Videre er flere funn så vanskelig å utvinne at det selv på lang sikt synes lite sannsynlig at utvinning vil finne sted (ressurskategori 6). Siden Oljedirektoratet har lav forventning til at disse funnene blir utvunnet er de ikke med i årets regnskap. Dette er en endring av tidligere praksis som medfører at sammenlikning av årets regnskap med tidligere års regnskap ikke vil gi korrekte verdier.

Etter dagens godkjente planer er den forventede gjennomsnittlige utvinningsgraden for olje på norsk sokkel 44 %. Etter flere år med en jevn stigning har det ikke vært økning de siste fire årene. Størstedelen av de påviste utvinnbare petroleumsmengdene (76 %) er knyttet til felt som er i produksjon. Den største verdiskapningen knyttet til økt utvinning  er derfor i de største feltene.

Myndighetene har som mål å oppnå en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 50% for olje og 75% for gass. Dette betegnes mulige ressurser fra fremtidige tiltak for økt utvinning og er som vist tidligere beregnet til 900 mill Sm3 o.e. Det er en stor utfordring både for industrien og myndighetene i de nærmeste år å øke utvinningsgraden.