Justering av skriftstørrelse

Hold Ctrl-tasten (PC) eller Cmd-tasten (MAC) nede og trykk på "+" for å forstørre eller "-" for å forminske.

Beregner framtidens olje og gass

19.10.2007 Å anslå hvor store de uoppdagede ressursene på norsk sokkel er, er en viktig del av Oljedirektoratets arbeid. Anslagene er ikke endret siden 2003, selv om det både er påvist olje og gass siden den gang.

Tekst: Erling Kvadsheim

Disse anslagene, sammen med kunnskapen om de ulike letemodellene, er viktige for de valgene myndighetene må gjøre for å utforske norsk sokkel. Det gjelder for eksempel valg av områder som skal lyses ut for tildeling.

Ifølge anslagene er det mellom 1,6 og 5,8 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) oljeekvivalenter (o.e) olje, gass, kondensat og NGL (Natural Gas Liquids) igjen å finne på sokkelen. Om lag 45 prosent av dette er væske og 55 prosent gass. Av de totale petroleumsmengdene vil ventelig 30 prosent ligge i Barentshavet (utenom omstridt område), 35 prosent i Norskehavet og 35 prosent i Nordsjøen. Det er betydelig usikkerhet knyttet til slike anslag. I områder med minst informasjon, er usikkerheten størst (Barentshavet). Usikkerheten er også stor i Norskehavet, men minst i Nordsjøen som er best utforsket.


Uendret siden 2003
Anslagene over de totale uoppdagede ressursene er ikke endret siden 2003. Dette til tross for at det er påvist både olje og gass siden det forrige anslaget ble laget. Dette skyldes flere forhold: Oljedirektoratets siste gjennomgang har bekreftet en rekke av de forutsetningene som lå til grunn for det forrige anslaget. Det er også gjennomført en betydelig kartlegging i forbindelse med hyppige TFO-runder (Tildeling i forhåndsdefinerte områder) og konsesjonsrunder. Dette har gitt ny informasjon om prospektiviteten på store deler av sokkelen og økt forventningene om hvor mye det er igjen å finne. De siste årenes leteresultater i Barentshavet har dessuten økt forventningene om oljefunn her, delvis på bekostning av forventningene til gass.

Det er ikke gjort noen ny analyse av muligheten for å finne olje og gass utenfor Lofoten og Vesterålen i denne omgang. Det skyldes at Stortinget har gitt Oljedirektoratet i oppgave å samle inn geofysiske data og kartlegge dette området.

Anslagene over de uoppdagede ressursene er basert på bredden av Oljedirektoratets kompetanse. Utgangspunktet er kartlegging av geologien på sokkelen, både i områder som er åpnet og i områder som ikke er åpnet for leting. Kunnskapen om de reservoarene som allerede er påvist, er også svært viktig. Det samme er forståelsen av hvor mye av de påviste ressursene som kan utvinnes. I bunnen av dette ligger Oljedirektoratets omfattende databaser med oversikter over brønner, funn, felt, prospekter og letemodeller.

Letemodellanalyse
Oljedirektoratet beregner de uoppdagede ressursene ved hjelp av en metode som kalles letemodellanalyse. Metoden passer godt i et område med kjent geologi og der det er kartlagt mange pro- spekter og boret en del brønner. Det er derfor en metode som egner seg for norsk sokkel. Det finnes også andre metoder.

Letemodellanalyse går ut på å anslå hvor mye petroleum som kan påvises og produseres fra hver letemodell. Dette legges sammen ved hjelp av statistiske metoder slik at det kan gis et samlet anslag for et større område.

For hver letemodell må det vurderes en rekke geologiske og tekniske forhold. Det må lages anslag over hvor mange prospekter som kan være mulig å kartlegge, hvor mye petroleum prospektene kan inneholde, utvinningsgrad, funn­sannsynlighet og om de innholder gass, væske eller begge deler.

Grunnlaget for dette arbeidet er Oljedirektoratets store databaser og inngående kunnskap om sokkelen, både når det gjelder geologiske forhold, tekniske løsninger og økonomiske forutsetninger. Disse faktorene behandles ved hjelp av en simuleringsmetode som kalles Monte Carlo-simulering.

Resultatene herfra er anslag over hvor mye olje og gass som gjenstår å finne og hvor mye av dette som kan utvinnes.

Nasjonalbudsjettet
Oljedirektoratet lager også prognoser for framtidig produksjon fra de uoppdagede ressursene.

Letemodellanalyse gir oss mulighet til å anslå hvor mange funn som må gjøres for å nå ressursanslaget og hvor store disse vil være. Dette er den minst presise delen av analysen, og resultatene må brukes med varsomhet. Forutsetningene som legges inn omfatter anslag over framtidig leteaktivitet, funnrate, ledetid fra funn til utbygging og produksjonsnivå.

Dette igjen er basert på de historiske erfaringene på norsk sokkel og Oljedirektoratets forventninger til utviklingen framover. Disse prognosene brukes blant annet i beregningene av framtidige inntekter og utgifter i nasjonalbudsjettet.

Oljedirektoratet har definert 68 letemodeller på norsk sokkel. 32 av disse er bekreftet ved påvisning av hydrokarboner (omstridt om- råde og området rundt Jan Mayen er ikke med). I Nordsjøen, hvor leteaktiviteten har pågått lengst, er hele tre firedeler av letemodellene bekreftet. I Norskehavet er 9 av 20 bekreftet, mens det i Barentshavet er færrest bekreftede letemodeller. Bare 6 av 23 letemodeller er bekreftet i dette området. 73 prosent av anslaget over de uoppdagede ressursene ligger i bekreftede letemodeller.


Du kan lese mer om uoppdagede ressurser og letemodeller i 

Ressursraporten2007, utgitt av Oljedirektoratet.

letemodell071019.pdf  (pdf)


 

Oppdatert: 04.09.2009