De utfordrende fatene

Høsten 2018 gjennomførte Oljedirektoratet (OD) en kartlegging som viser at det ligger store ­volumer av olje og gass i tette reservoar. Det er viktig at selskapene arbeider for å få til lønnsom utvinning av disse volumene.

Parallelt har OD også gjennomført en studie som viser at mye olje kan utvinnes ved bruk av ulike avanserte metoder for økt utvinning (EOR). For å redusere usikkerheten i utvinnings­potensialet, må EOR-metodene testes på feltene.

Tette reservoar

De fleste funn og felt har reservoarsoner der oljen eller gassen er vanskelig å produsere. Dette kan blant annet skyldes at reservoarene er så tette at oljen og gassen strømmer dårlig. Tette reservoar kan derfor defineres ut fra permeabilitet som er et mål på hvor godt oljen og gassen strømmer og som oppgis i Darcy (D).

OD har kartlagt tette reservoar på norsk sokkel basert på permeabilitet. Reservoarene som inngår har permeabilitet som er lavere enn 10 milliDarcy (mD). Slike reservoar krever ofte at det tas i bruk teknologi som går utover det som er konvensjonelt for å oppnå lønnsom utvinning.

Store tilstedeværende olje- og gassvolum

I forbindelse med kartleggingen har operatørene rapportert inn data fra tette reservoar på 30 funn og felt. I tillegg har OD foretatt egne vurderinger av tette reservoar i ytterligere 12 funn.

Til sammen er det rundt 2000 millioner Sm³ tilstedeværende o.e. i tette reservoar på de 42 funnene og feltene som inngår i kartleggingen. Dette fordeler seg på rundt 1200 millioner Sm³ olje og 800 milliarder Sm³ gass, og det er for eksempel betydelig mer enn de opprinnelige tilstedeværende ressursene på Ekofisk-feltet, som er ett av de største feltene på sokkelen.

Figur 3.1 viser de kartlagte olje- og gassvolumene med estimert usikkerhetsspenn. Usikkerhetsspennet for de tilstedeværende oljevolumene er forholdsvis lite fordi flere av de tette reservoarene ligger i felt som er i produksjon og derfor er godt kartlagt.

Figur 3.1 Kartlagte tilstedeværende olje- og gassvolum i tette reservoar med usikkerhetspenn.

Tette reservoar i alle havområder

Nordsjøen

Estimatet for kartlagte tilstedeværende volum i tette reservoar i den sørlige delen av Nordsjøen er i størrelsesorden 750 millioner Sm³ olje og 90 milliarder Sm³ gass. Det meste ligger i kalksteinsreservoar i Ekofisk-, Eldfisk- og Valhallområdet. På Utsirahøgda er det også påvist produserbar olje i grunnfjell. Grunnfjell består av harde og tette bergarter. I dette området er imidlertid grunnfjellet så oppsprukket og porøst at olje har migrert inn.

I den nordlige delen av Nordsjøen er kartlagte tilstedeværende volum i tette reservoar estimert til å være om lag 360 millioner Sm³ olje og 80 milliarder Sm³ gass.  I dette området ligger store deler av volumene ­i sandsteinsreservoar. På Oseberg og Gullfaks er det imidlertid også store volum i den overliggende Shetlandkalken og delvis i Listaformasjonen.

På Oseberg er det gjennomført en prøveutvinning av olje i Shetlandkalken, men produksjonsratene er foreløpig vurdert som for lave til å gi lønnsom utvinning. På Gullfaks produseres det fra den tette Shetlandkalken. Det benyttes vanninjeksjon og horisontale brønner for å forbedre utvinningen (se faktaboks i kapittel 2).

Norskehavet

Kartlagte tilstedeværende volum i tette reservoar i Norskehavet er beregnet til om lag 130 millioner Sm³ olje og 420 milliarder Sm³ gass. Volumene ligger utelukkende i sandsteinsreservoar. Store deler ligger i Tilje- og Garnformasjonen, som ligger dypt og har svært varierende reservoaregenskaper.

Funnene Lavrans, Linnorm, Noatun og  Njord Nordflanken 2 og 3 har alle tette reservoarsoner der rettighets­haverne nå  vurderer muligheten for utbygging ved å bruke ulike teknologier for å bedre lønnsomheten. På Smørbukk Sør er tynnhullsteknologi brukt i de tette sonene i Garnformasjonen.

Dette er et eksempel på utprøving av ny teknologi for å øke produktiviteten i de tette reservoarsonene. Det er også funn som blir tilbakelevert fordi rettighetshaverne ikke finner lønnsomhet i utbygging av de tette reservoarsonene. 6506/6-1 Victoria i Norskehavet er et eksempel på dette. Funnet har store tilstedeværende volumer, men er tilbakelevert.

Barentshavet

Kartlagte tilstedeværende volum i tette reservoar i Barentshavet er beregnet til fem millioner Sm³ olje og 270 milliarder Sm³ gass. Ettersom Barentshavet er mindre utforsket enn Nordsjøen og Norskehavet, er ressursgrunnlaget mer usikkert. De tette reservoarene i Barentshavet er sandsteinsreservoar av trias alder.

Figur 3.3 oppsummerer olje- og gassvolumene i tette reservoar fordelt på havområder.

Utvinning fra tette reservoar

For å oppnå lønnsom produksjon fra tette reservoar, må det settes inn tiltak som øker reservoareksponeringen til brønnen, slik at oljen og gassen strømmer bedre. Dette kan gjøres ved å sprekke opp reservoaret nær brønnene og/eller bore mange brønnbaner i de tette sonene.

Ulike varianter av oppsprekking og flergrensbrønner er foreløpig de mest aktuelle metodene for å utvinne ressursene i tette reservoar. På kalksteinsfeltene i Ekofiskområdet brukes oppsprekking i kombinasjon med syrestimulering. Tynnhullsteknologi er også aktuelt flere steder, der mange tynne borehull i samme brønn øker reservoareksponeringen og fører til at olje og gass lettere strømmer inn i brønnene. Der det egner seg, bidrar oppsprekking i kombinasjon med vann- og gassinjeksjon også til økt utvinning.

Tette reservoarsoner kan produseres sammen med bedre soner med høyere permeabilitet. For å produsere både tette og gode soner i samme brønn trengs det sonekontroll (se artikkel i kapittelet "Felt") for optimal reservoarstyring.  Dette kan bidra til å øke utvinningen fra de tette reservoarsonene, men teknologien må videreutvikles og bli mer kostnadseffektiv.

Utvinning fra tette reservoar kan i flere tilfeller bare bli lønnsomt dersom utbyggingen baseres på tilknytning til eksisterende infrastruktur. Store volum og relativt lave produksjonsrater medfører lang produksjonshorisont. Det er derfor viktig med løsninger som gjør det mulig å produsere  ressursene innenfor levetiden til eksisterende infrastruktur.

Flere prosjekt med utvinning fra tette reservoar er til vurdering, er besluttet eller er under utbygging. På Gullfaks i Nordsjøen har et pilotforsøk med vann­injeksjon bidratt til en beslutning om økt utvinning fra Shetland/Lista. Rettighetshaverne vurderer ulike ­utbyggingsløsninger for de tette reservoarene i funnet 6406/9-1 Linnorm i Norskehavet.

På funnene 34/11-2-S Nøkken og 16/1-12 (Rolvsnes) i Nordsjøen planlegges det prøveutvinning, og tynnhullsteknologi er testet for å øke utvinningen fra de tette kalksteinsreservoarene på Valhall. I tillegg utvikles det ulike kompletteringsløsninger for å øke reservoareksponeringen i Ekofiskområdet.

Figur 3.2 Oversikt over tilstedeværende olje (grønn) og gass (rød) i tette reservoar i sørlige og nordlige del av Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.

Figur 3.3 Tilstedeværende olje og gass i tette reservoar fordelt på havområde. tallene er opppgitt i millioner Sm3 o.e.

Utvinnbare olje- og gassvolum fra tette reservoarer

Operatørselskapene har rapportert utvinnbare volum fra tette reservoar for 27 av de 42 funnene og feltene som inngår i ODs kartlegging. Det er stor variasjon i anslått utvinningsgrad fra de ulike reservoarene. Basert på dette har OD beregnet en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 20 prosent (5-40 prosent) for olje og 30 prosent (10-50 prosent) for gass i kalksteinreservoarene. For sandsteinsreservoarene er den gjennomsnittlige utvinningsgraden beregnet til 12 prosent (4-20 prosent) for olje og 25 prosent (18-40 prosent) for gass.

Gitt at dette gjelder for alle de 42 funnene og feltene i kartleggingen, kan utvinningspotensialet i de kartlagte tette reservoarene estimeres til å være i størrelsesorden 450 millioner Sm³ o.e. Dette fordeler seg på 200 millioner Sm³ o.e. i kalksteinsreservoar og 250 millioner Sm³ o.e. i sandsteinsreservoar. Utvikling av ny effektiv brønnteknologi og mer kostnadseffektive utbyggingsløsninger kan gjøre at mer av oljen og gassen i tette reservoarsoner blir lønnsom å utvinne.

Basert på innspill fra Lundin: Oljeutvinning fra oppsprukket grunnfjell

Avanserte metoder for økt utvinning 

På de fleste oljefelt på norsk sokkel injiseres vann, gass eller en kombinasjon av disse for å øke ut­vinningen. Dette holder trykket oppe og skyver samtidig olje gjennom reservoarene og inn mot produksjonsbrønnene. Likevel blir en betydelig mengde olje liggende igjen som ikke kan utvinnes på denne måten. OD anslår at om lag halvparten av den oljen som blir igjen, er immobil (se artikkel Oljeutvinning fra oppsprukket grunnfjell). For å kunne utvinne noe av denne oljen, trengs det mer avanserte metoder enn injeksjon av vann og gass.

Flere EOR-metoder er kjent teknologi og brukes på landfelt over hele verden, men er foreløpig lite brukt på felt til havs. Britiske myndigheter gjennomførte i 2012 en EOR-studie som indikerte et teknisk ­potensial på nesten 1000 millioner Sm³ olje på britisk sokkel.  Det er estimert at mellom 10 og 20 prosent av dette ­kan være lønnsomt å produsere.

Basert på resultatet utarbeidet Oil and Gas Authority (OGA) og operatør­ene på britisk sokkel i 2016 en EOR-strategi. Strategien har medført flere EOR-prosjekt, blant annet injeksjon av lavsalint vann på Clair Ridge og polymerinjeksjon på Captain-feltet. Dette viser at EOR også kan implementeres på felt til havs som er sammenlignbare med feltene på norsk sokkel. 

Basert på innspill fra Norske Shell: Utbygging av tette gassreser­voar med høyt trykk og høy temperatur

Teknisk potensial

I 2017 gjennomførte OD et arbeid for å kartlegge det tekniske EOR-potensialet på 27 felt og funn. Analysen er nå oppdatert og utvidet til å omfatte 46 felt og funn. Den er basert på reservoardata som operatørene har rapportert til OD, og den viser et teknisk EOR-potensial på om lag 700 millioner Sm³ utvinnbar olje. Dette tilsvarer nesten like mye som to Johan Sverdrup-felt. Figur 3.6 viser ressursoversikten for feltene og funnene som er studert, inkludert det tekniske EOR-potensialet.

I analysen er 14 ulike EOR-metoder vurdert for samtlige felt og funn.  Det tekniske potensialet er estimert ved å summere volumpotensialet fra den metoden som gir størst volum per felt og funn.

Til tross for det store tekniske potensialet viser årlige innrapporteringer til myndighetene at det bare er få prosjekt av denne typen som vurderes på norsk sokkel.

Figur 3.6 Ressursoversikt¹² for de 46 feltene og funnene i studien, inkludert det tekniske EOR-potensialet.

Immobil olje

Skalert potensial

Det tekniske potensialet tar ikke hensyn til om EOR-metodene er lønnsomme eller praktisk mulig å implementere på feltene. Derfor har OD utvidet analysen til å se på effekten av andre faktorer enn undergrunnsparametere som har betydning for EOR-prosjekt.

I forbindelse med den utvidede analysen ble det innhentet nye data fra operatørene. Dataene gjelder i hovedsak operasjonelle kriterier som er viktige for å kartlegge mulighetene for å ta i bruk EOR-metoder på planlagte og eksisterende innretninger. Operatørene har selv rangert de kriteriene som kan påvirke muligheten for å implementere EOR-metodene.

Eksempler er plass- og vektkapasitet på innretningene, utstyrets korrosive motstandsdyktighet, vannbehandlingssystem og avstand til infrastruktur. I tillegg har OD estimert produksjonsprofiler og investeringskostnader som gir grunnlag for beregning av en nåverdi for hver av metodene. Det er forutsatt en flat oljepris på 60 dollar pr. fat og diskonteringsrente på sju prosent.

Basert på operatørenes innmeldinger og ODs egne vurderinger er det beregnet et skalert EOR-potensial på 350 millioner Sm³ olje, med et usikkerhetsspenn fra 180 til 500 millioner Sm³. Dette er nesten like mye som reservene i Johan Sverdrup-feltet. Figur 3.8 viser både det tekniske, og det skalerte EOR-potensialet med usikkerhetsspenn.

Figur 3.8 Teknisk og skalert EOR-potensial med usikkerhetsspenn.

Beregning av det skalerte EOR-potensialet

Metodene rangeres forskjellig

Det skalerte potensialet i denne analysen gir en annen innbyrdes rangering av metoder enn analysen fra 2017.  Generelt kommer gassbaserte metoder som vann-alternerende-gassinjeksjon (VAG) med blandbar hydrokarbongass godt ut etter skaleringen, spesielt på felt der utstyret som trengs for injeksjon allerede er ­installert. Lavsalint- og smartvann kommer også godt ut på grunn av relativt lave kostnader. Det samme gjelder termisk aktivert polymer og geler som injiseres i brønnen uten større modifikasjoner på innretningene.

Figur 3.9 viser det skalerte potensialet for hver metode summert for alle funn og felt i studien. Det er flere EOR-metoder som har betydelig potensial selv etter skaleringen. Dette står i kontrast til selskapenes innmeldte tiltak for økt utvinning, hvor avanserte metoder har totale utvinnbare volum på beskjedne to millioner Sm³.

Bruk av avanserte metoder kan bidra til at betydelige volum kan utvinnes dersom metodene blir kvalifisert. Oljedirektoratet etterlyser derfor økt innsats for å identifisere tiltak som kan øke utvinningen fra oljefeltene på norsk sokkel.

Figur 3.9 Skalert EOR-potensial per metode med usikkerhetsspenn.

Feltpiloter

Analysen viser at det er et betydelig potensial for EOR. Til tross for dette er selskapene tilbakeholdne med å ta i bruk EOR på feltene. En grunn kan være at metodene er utfordrende å modellere. Usikkerhetsspennet i utvinnbart volum blir derfor så stort at det har vist seg vanskelig å få prosjektene godkjent i selskapene.

For å redusere usikkerhetsspennet og verifisere anvendbarhet er det viktig at rettighetshaverne tester EOR-metoder gjennom feltpiloter. For eksempel er mange kjemikalier som brukes til EOR ikke kvalifisert for bruk på norsk sokkel, til tross for at de viser gode resultater i laboratorier og på landfelt rundt om i verden. Behovet for feltpiloter støttes også av forskningsmiljøer som i en årrekke har påvist EOR-metodenes potensial.

Et eksempel på en feltpilot er polymerinjeksjon på ­Johan Sverdrup-feltet. I forbindelse med godkjenning av utbyggingsplanen, har myndighetene stilt som vilkår at det skal gjennomføres en to-brønns polymerpilot med oppstart etter produksjonsstart. Formålet er å bekrefte et eventuelt økt utvinningspotensial, og opparbeide erfaringsdata ved bruk av polymer. Resultatene vil også gi verdifull informasjon om mulighetene for bruk av polymerinjeksjon på andre felt på sokkelen.

Figur 3.10 Johan Sverdrup-feltet. Illustrasjon: Equinor.

Et utvalg EOR-metoder

Forskning og utvikling i petroleums­næringen

Det investeres årlig betydelige beløp i forskning og utvikling både innenfor leting, utbygging, utvinning og utslippsreduserende teknologier. I 2018 investerte ­oljeselskapene totalt rundt 3,7 milliarder kroner i forskning og utvikling. Om lag 2,8 milliarder av dette ble belastet norske utvinningstillatelser. Midlene ble fordelt mellom intern forskning i selskapene og eksterne aktører. Om lag 1,6 milliarder kroner ble ­investert i eksterne norske forskningsmiljøer (slik som leverandørindustri, forskningsinstitutter, eller universitet). En stor del av investeringene er fratrekks­berettiget, slik at selskapene kan skrive utgiftene av på skatten. Gjennom dette bidrar norske myndigheter indirekte med store summer.

Gjennom SkatteFUNN kan små og mellomstore bedrifter få skattefradrag for 20 prosent av kostnadene til forskning- og utviklingsprosjekt gjennom skatteoppgjøret. Store bedrifter kan få fradrag for 18 prosent av prosjektkostnadene. SkatteFUNNs portefølje innen petroleum i 2018 hadde 713 aktive prosjekt med estimert skattereduksjon på 435 millioner kroner.

Norges Forskningsråds programmer PETROMAKS2, DEMO2000 og PETROSENTER bevilger også direkte tilskudd til forsknings- og utviklingsprosjekt. Disse programmene er i hovedsak rettet mot universitet, forskningsinstitutter og leverandørindustri. I 2019 er budsjettene for disse programmene 380 mill­ioner kroner. Figur 3.12 viser hvordan programmene med sine respektive budsjetter er rettet mot ulike typer forskning.

Myndighetene bidrar både direkte og indirekte (gjennom skattereduksjon) til finansieringen av sektorens satsing på forskning og teknologiutvikling. Myndig­hetene forventer at de betydelige beløpene som investeres fører til anvendelse av mer ny teknologi. Det er også viktig at kunnskap og teknologi deles på tvers av selskap og utvinningstillatelser.

Figur 3.12 Forskningsrådets programmer for forskning og utvikling i petroleumsnæringen med respektive budsjetter.