Utvikling av ODs ressursanslag

KAPITTEL 2: RESSURSREGNSKAP

Siden 1990 har Oljedirektoratets (OD) ressursanslag økt med 40 prosent. Den totale mengden påviste ressurser endres som følge av nye funn og at ressursanslagene på felt endres. Økningen på felt kan skyldes at det er boret avgrensingsbrønner, kartlegging og at detaljerte studier av reservoarene har gitt bedre kunnskap om størrelse og utvinningsmekanismer.

Figuren viser de totale ressursene anslått ved utgangen av hvert år. Endring i inndeling gjenspeiler modning. For eksempel gjør nye funn at volum flyttes fra uoppdagede til betingede ressurser.

 

Eksempler på at ressursene har økt betydelig er mange på norsk sokkel. På flere felt er ressursene mer enn doblet siden de første utvinningsanslagene forelå. Ekofisk og Troll er de feltene som bidro mest til ressursøkningen på 1990-tallet.

Oljeressurser

Økningen fra 1990 til 1996 kommer både fra en grundig gjennomgang av prosjektmulighetene i felt og at store felt som Grane og Norne ble funnet i denne perioden. Siden var det flere år med jevn ressurstilvekst inntil funnet av Johan Sverdrup medførte en økt tilvekst.

 

Figuren viser påviste oljeressursene anslått ved utgangen av hvert år

 

Gassressurser

I 2003 endret OD metoden for å beregne utvinningen fra feltene, noe som førte til en nedgang i utvinnbare gassressurser. Metoden har vært uendret siden 2003, og dette ligger nå til grunn for ODs estimater og analyser.

Figuren viser påviste gassressursene anslått ved utgangen av hvert år.

 

Økt utvinning på felt

På Ekofisk har vanninjeksjon, flere nye innretninger og økt antall brønner medført at utvinningen nå er mer enn tre ganger større enn anslaget i den første utbyggingsplanen.

Ekofisk-feltet (Bilde: ConocoPhillips)

På Troll er oljereservene mer enn fire ganger så store som antatt ved utbyggingsbeslutning. Kontinuerlig utvikling av feltet med flere nye innretninger og satsing innen bore- og kompletteringsteknologi er hovedårsakene. Samtidig har også utvinningen av gass økt gjennom tiltak for å redusere trykket i reservoaret.

Johan Sverdrup ble i 2010 anslått å være et middels stort oljefunn med muligheter for videre vekst gjennom mer leteaktivitet. Feltet er nå over 20 ganger større enn anslaget i 2010.

Årsaker til reduksjon i ressursanslaget

Forventede utvinnbare ressurser kan også reduseres. Dette kan skyldes at tilstedeværende ressurser viser seg å være mindre enn først antatt, eller det viser seg at utvinning på et felt er mer komplisert enn forutsatt.

Nedgang kan også skyldes at prosjekter ikke har tilstrekkelig lønnsomhet. Ressursgrunnlaget for prosjekter som ikke gjennomføres, er i de fleste tilfeller fortsatt til stede. Ny teknologi, andre konsepter eller endringer i lønnsomhetsberegningen kan medføre at ressursene bygges ut senere.

Oljevolumet har økt mest

Veksten i ressursanslaget er i hovedsak drevet av økning i estimatene for oljeressurser. Oljen står for over 85 prosent av gjenværende påvist væske. NGL og kondensat er de andre væskeproduktene.

De påviste væskeressursene i 2016 er nesten like store som de totale væskeressursene var antatt å være i 2003, og det forventes at det fortsatt er mye igjen å finne. Påviste ressurser har i den samme perioden økt med 20 prosent, eller 1,9 milliarder Sm³ oljeekvivalenter.

 

 

Figuren viser ressursregnskapene for 2003 og 2016 for henholdsvis væske og gass.

 

Estimatet for de totale gassressursene har økt marginalt siden 2003. Summen av solgt gass og gassreserver utgjør om lag like mye som de påviste gassressurser i 2003. Summen av uoppdagede og betingede gassressurser er noe større enn de uoppdagede gassressursene slik de var antatt i 2003.

Nye funn bidrar mest

Om lag 70 prosent av veksten siden 2003 kommer fra funn som er gjort i perioden. Resten kommer i hovedsak fra tiltak som er gjennomført eller som vil medføre økt utvinning fra feltene.

Figuren under viser status og volum for funn siden 2003. Væskeprodukt utgjør 75 prosent av de påviste petroleumsressursene. Over halvparten av væsken og en tredjedel av gassen som er funnet siden 2003 er besluttet utbygd.

 

Status og volum for ressurser funnet siden 2003.

Store oljefunn

Johan Sverdrup, det største oljefunnet etter 2003, har reserver på 298 millioner Sm³ o.e i første byggetrinn. I tillegg planlegges utbygging av betydelige ressurser i videre byggetrinn for feltet.

Det er også gjort flere andre større oljefunn, blant annet 7220/8-1 Johan Castberg og 7324/8-1 Wisting i Barentshavet. Begge forventes å produsere mer enn 50 millioner Sm³ olje.

Gassfunn

Det største gassfunnet siden 2003 er 6406/9-1 Linnorm med 24,9 millioner Sm³ o.e utvinnbare ressurser. Det største som er besluttet utbygd er Dvalin med 18,8 millioner Sm³ o.e utvinnbare ressurser. Plan for utbygging og drift ble levert i 2016.

 

Prosjekt på felt bidrar til reservetilveksten

Tiltak og nye prosjekt på feltene står for en økning på over 500 millioner Sm³ o.e. utvinnbare ressurser i perioden 2003-2016.

Det gjøres en betydelig innsats for å videreutvikle felt. Dette bidrar til forlenget levetid og økt utvinning.

 

Veksten kan blant annet forklares ved:

• Optimalisering av utvinningen
• Bygging av nye produksjonsinnretninger
• Forlenget levetid på felt
• Identifisering av nye muligheter
• Boring av mange nye brønner

 

Produksjonsprognose

Alle ressursene i ressursregnskapet forventes produsert, men produksjonsnivået framover avhenger blant annet av:

• Hvilke tiltak som blir gjennomført på feltene
• Hvilke funn som blir besluttet utbygd og når de kommer i produksjon
• Hvilke nye funn som blir gjort, hvor store de er og hvordan og når de bygges ut

Produksjonsprognosen viser at nivået produksjonen har vært på hittil i dette tiåret ventes videreført. Bidraget fra petroleum som er besluttet utvunnet holdes på et stabilt høyt nivå i den neste femårsperioden. De påfølgende fem år opprettholdes produksjonsnivået, men med økende bidrag fra ressurser i felt og funn som ennå ikke er besluttet utbygd. Fram mot 2030 antas produksjonen fra uoppdagede ressurser å få større betydning.

Produksjonsprognose

Alle ressursene i ressursregnskapet forventes produsert, men produksjonsnivået framover avhenger blant annet av:

• Hvilke tiltak som blir gjennomført på feltene
• Hvilke funn som blir besluttet utbygd og når de kommer i produksjon
• Hvilke nye funn som blir gjort, hvor store de er og hvordan og når de bygges ut

Produksjonsprognosen viser at nivået produksjonen har vært på hittil i dette tiåret ventes videreført. Bidraget fra petroleum som er besluttet utvunnet holdes på et stabilt høyt nivå i den neste femårsperioden. De påfølgende fem år opprettholdes produksjonsnivået, men med økende bidrag fra ressurser i felt og funn som ennå ikke er besluttet utbygd. Fram mot 2030 antas produksjonen fra uoppdagede ressurser å få større betydning.

Produksjonshistorikk og prognose fordelt på modenhet av ressursene, 2010-2030. Som figuren viser anslås produksjonsnivået til å være relativt stabilt de kommende årene.

---

IOR-prisen 2016

Økningen i gassvolum kommer hovedsakelig fra tiltak for å senke trykket i reservoarene. Tiltak for trykkreduksjon, som for eksempel havbunnskompresjonen på Åsgard, blir normalt gjennomført når det meste av gassen som kan produseres uten ekstra hjelp er produsert. Arbeidet med havbunnskompresjon gjorde at IOR-prisen 2016 gikk til Åsgardlisensen.

 

Under utdelingen av IOR-prisen 2016 roste oljedirektør Bente Nyland vinnerne av IOR-prisen 2016 for risikoviljen og evnen til nytenkning i alle ledd.