Justering av skriftstørrelse

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

IEA (International Energy Agency) har nå lagt fram sin årlige perspektivanalyse, World Energy Outlook 2008

18.11.2008 En av konklusjonene er at fallende oljeproduksjon fra de store oljefelten i verden akselereres av mangel på tilstrekkelige tiltak.

Ifølge IEA representer den aggregerte fremtidige produksjonsnedgangen fra produserende felt den viktigste usikkerheten i verdens forsyningssituasjon for olje. Byrået har derfor viet dette temaet særskilt oppmerksomhet i sin siste perspektivanalyse, World Energy Outlook 2008.

IEA har analysert data for ca. 750 av verdens største oljefelt: ca. 50 supergiganter (> 5 mrd fat), ca. 250 giganter (> 500 mill fat), og ca. 350 store felt (> 100 mill fat). Det er antatt at verdens 400 største felt til sammen inneholdt ca. 1 300 mrd fat oljereserver. Av dette er om lag halvparten utvunnet. Tallene er imidlertid beheftet med betydelig usikkerhet. Men det er et særtrekk at noen få store felt betyr mye. Av om lag 4 000 produserende oljefelt produserte de ti største nesten en femtedel av verdens olje i 2007. Alle disse er påvist for mer enn 40 år siden.

Hva bestemmer produksjonsutviklingen på et felt og i en provins?
Kommersielle og politiske forhold kan synes å bety mer enn fysiske realiteter for  verdens aller største oljefelt. Det betyr altså at feltstørrelse og geografisk lokalisering er viktigere enn geologiske forhold og reservoarbetingelser som forklaringsvariable for erfarte produksjonsforløp, i følge IEA sin analyse.

Mindre oljefelt når topproduksjon raskere, produserer en større andel før avtrapping og faller raskere enn større felt. Offshore felt har en mer aggressiv produksjonsutvikling enn felt på land, og tendensen tiltar med vanndyp. Dette forklares bl.a. ved at offshore felt ofte har færre og mer høyproduktive, gjerne horisontale brønner, og at avstanden mellom brønnene er større enn for felt på land. Resultatet er at mens store felt (> 1,5 mrd fat) på land gjennomsnittlig kan produsere i mer enn 110 år, vil levetiden for tilsvarende felt til havs være under en tredjedel. Dette er imidlertid basert på begrenset industrierfaring og usikkerheten er dermed stor.

Med unntak av verdens aller største felt, synes produksjonsegenskapene å være viktigere enn geografisk lokalisering. Store felt (> 1 mrd fat) med gode produksjonsegenskaper har produsert 70 prosent av reservene etter 30 år, mens tilsvarende felt med dårlige produksjonsegenskaper har produsert 67 prosent av reservene etter 40 år. En annen observasjon er at jo senere i tid et felt er utviklet, jo større er sannsynligheten for at det vil gjennomgå en raskere avtrapping. Dette skyldes forbedret produksjonsteknologi, endret kommersiell praksis i industrien og et større innslag av offshorefelt. Avtrappingsraten er gjennomgående dobbelt så høy utenfor OPEC som i OPEC.

Situasjonen på norsk sokkel
Oljeproduksjonen for norsk sokkel har vært fallende de siste åtte årene. Den nådde en topp i 2000. I 2007 var oljeproduksjonen 30 prosent lavere enn i 2000, og den gjennomsnittlige produksjonsnedgangen var i underkant av 5 prosent årlig i perioden. For felt der mer enn 70 prosent av reservene er produsert, er dette gjort innenfor en gjennomsnittlig produksjonsperiode på 12 år.

Basert på tallene fra World Energy Outlook 2008, har Oljedirektoratet sett på et utvalg av 27 felt som omfatter 55 prosent av olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel. Brønnsituasjonen er analysert for treårsperioden januar 2005 – januar 2008. Det viser seg at oljeproduksjonen fra brønner som var i produksjon i treårsperioden falt med gjennomsnittlig 19 prosent per år. Dette er  noe høyere enn det IEA-analysen beskriver som en vanlig avtrappingsrate på ca. 14 prosent. Forklaringen er at felt til havs som drives effektivt (f.eks.  med mange brønner tidlig og injeksjon fra første dag), har en høyere avtrappingsrate enn felt på land som ofte utvikles mer gradvis.

Det er i dag om lag tusen produserende brønner for olje og gass på sokkelen. Gitt en årlig gjennomsnittlig produksjonsnedgang fra eksisterende brønner på ca. 20 prosent, og under forutsetning om like gode boremål, ville boring av om lag 200 nye produsenter årlig vært nødvendig for å holde produksjonsnivået noenlunde stabilt i tiden fremover. Etter produksjonsnedgangen startet, er det hvert år satt i produksjon ca. 80-90 nye brønner på norsk sokkel. Det kan synes som at dette er et noe lavt tall og at flere brønner kanskje kunne ha begrenset eller utsatt produksjonsnedgangen noe. Men forutsetningen om at det kan bores 200 nye produsenter årlig til like gode boremål som eksisterende produksjonsbrønner er nok lite realistisk. Det er en stadig avveiing om det finnes nok gode boremål i eksisterende felt til å bidra til en optimal utvinning.

 

Oppdatert: 09.09.2009