2 – Oppdagede ressurser
Snarvei:
2.1 Felt
I Sokkeldirektoratets ressursklassifikasjonssystem blir petroleumsressurser definert som reserver når operatøren har levert inn Plan for utbygging og drift (PUD) eller besluttet å gjennomføre et tiltak for å optimalisere utvinningen som ikke krever PUD.
Myndighetene godkjente i 2023 19 planer for utbygging og drift (PUD) og 6 PUD-fritak. Dette var det høyeste antall PUD-godkjenninger noensinne. Operatørene leverte i 2023 PUD for 15/5-2 (Eirin) og to PUD-fritak.
Funn får betegnelsen felt når det foreligger en myndighetsgodkjent PUD. Ved årsskiftet var 92 felt i produksjon.
Feltene som har produsert mest olje og gass i 2023 er vist på figurene under:
Figur 2-1 De ti største feltene i 2023 målt i oljeproduksjon.
Figur 2-2 De ti største feltene i 2023 målt i gassproduksjon.
2.1.1 Reserver
Som vist i Tabell 1-1, er gjenværende reserver 950 millioner Sm³ olje og 1 366 milliarder Sm³ gass. Økningen i totale gjenværende reserver fra 2022 er 24 millioner Sm3 o.e. Reserveanslag og historisk produksjon for hvert felt finnes i Ressursregnskapet per 31.12.2023 (Excel).
På norsk sokkel har feltene Troll og Johan Sverdrup de største gjenværende reservene med henholdsvis 605 milliarder Sm3 gass og 226 millioner Sm3 olje, for flere felt se lenken over.
I årets ressursregnskap er det en liten tilvekst av brutto reserver, det vil si reserver før den totale produksjonen er trukket i fra. Brutto reservetilvekst for olje er 6 millioner Sm3 og for gass 17 milliarder Sm³.
Sokkeldirektoratet etablerte i 2014 en målsetting om reservetilvekst for olje på 1 200 millioner Sm³ i perioden 2014-2023. Dette var for å sikre nødvendig oppmerksomhet rundt reservetilvekst, og for samtidig å kunne følge opp utviklingen på en systematisk måte.
Figur 2-3 Tilvekst i oljereserver fra 2014 til 2023 sammenlignet med Sokkeldirektoratets (daværende ODs) prognose og mål fra 2014. Tilveksten er fordelt på reserver som kommer fra felt som var godkjent før 2014, og fra felt som ble godkjent i og etter 2014.
Endringene i brutto reserver, inkludert produserte mengder, i perioden 2013 – 2023 er vist i figuren under. De årene søylene overstiger produksjonen, vist med prikkete linjer, blir produksjonen erstattet av reservetilvekst. I den siste tiårsperioden har det vært en økning i væskereservene, for gass har det vært en reduksjon, se Figur 2-4.
Figur 2-4 Reserveerstatnings- og produksjonsutvikling for væske og gass i siste tiårsperiode, prosenttall viser årlig reserveerstatning.
For 2023 var det relativt liten reserveerstatning for væske og gass, henholdsvis 6 og 14 prosent. Sammenlignet med 2022, som endte med over 100 prosent reserveerstatning for både væske og gass, så er i hovedsak forklaringen at det i 2022 ble levert 21 PUD-er, mens det i 2023 ble levert inn PUD for ett funn, 15/5-2 Eirin.
Det er produsert 1 125 millioner Sm³ væske de 10 siste årene, og ressursregnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 14 millioner Sm³ mindre enn i 2013. Det betyr at reserveerstatningen for væske har vært i underkant av 100 prosent de siste 10 årene. For 2023 ble seks prosent av de produserte væskereservene erstattet.
Siden 2013 er det produsert 1 172 milliarder Sm³ gass, og regnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 682 milliarder Sm³ mindre enn i 2013. Det gir en reserveerstatning for gass på i underkant av 50 prosent de siste 10 årene, og for 2023 ble 14 prosent av de produserte gassreservene erstattet.
2.1.2 Betingede ressurser i felt
Forventningsverdien for betingede (ikke besluttede) væskeressurser i felt er 356 millioner Sm³, se Tabell 1-1. Det er en økning på 16 millioner Sm³ fra 2022. For gass er forventningen 291 milliarder Sm³, og dette er en økning på 31 milliarder Sm³ fra året før. Økningen skyldes flere prosjekt som vurderes av rettighetshaverne for framtiden.
I ressursregnskapet for 2023 inngår 171 konkrete, men ikke besluttede prosjekt for økt petroleumsproduksjon og forlenget levetid. Implementering av ny teknologi er viktig for å konkretisere nye prosjekter for feltene.
Prosjekt for å øke utvinningen domineres av nye brønner, både i antall prosjekt (75) og volum (om lag 120 millioner Sm³ o.e.). Andre prosjekt som kan bidra mye, er videreutvikling, lavtrykks- og senfaseproduksjon. Det er identifisert færre tiltak der nye injeksjons- eller avanserte metoder tas i bruk.
Figur 2-5 viser en oppsummering av disse prosjektene fordelt på prosjekttype med tilhørende ressurser fordelt på væske og gass.
Figur 2-5 Konkrete prosjekt for økt utvinning fra feltene, antall og ressurser.
2.2 Funn
2.2.1 Betingede ressurser i funn
Totalt er det 261 millioner Sm³ væske og 233 milliarder Sm³ gass i funn som ikke er besluttet utbygd, se Tabell 1-1. Totalvolumet i funn er økt med 23 millioner Sm3 o.e. i forhold til fjorårets regnskap. Økningen skyldes resultater fra leteaktiviteten i 2023.
Det ble gjort 15 funn i 2023, hvorav 8 er med videre i ressursregnskapet som selvstendige funn som ventes utbygd. Samlet ressursestimat for disse 8 funnene er 48,5 millioner Sm3 o.e. Sju av funnene ble gjort i Nordsjøen og ett i Barentshavet. Av de sju funnene som ikke er med i nåværende portefølje for framtidige utbygginger er fem vurdert som lite sannsynlige for utbygging og to er inkludert i felt. Ett av disse er allerede godkjent utbygd.
Ved inngangen av 2023 bestod funnporteføljen av 79 funn, og det er også 79 funn ved utgangen av 2023. Figur 2-6 viser en oversikt over utviklingen av antall funn i porteføljen gjennom 2023, og Figur 2-7 viser tilsvarende for ressursestimatene.
Det er innlevert PUD for ett funn 15/5-2 Eirin, og ressurser er modnet til reserver. Seks funn har i 2023 blitt inkludert i felt eller andre funn som ressurser med mulig utbygging, mens fem tidligere funn har blitt revurdert som lite sannsynlige å bygge ut.
Figur 2-6 Oversikt over utviklingen i funnporteføljen gjennom 2023. Kategorier i grønt viser bidrag til vekst og kategorier i rødt viser bidrag til reduksjon i antall funn.
Figur 2-7 Oversikt over ressursutviklingen i funnporteføljen gjennom 2023. Kategorier i grønt viser bidrag til vekst og kategorier i rødt viser bidrag til reduksjon i ressursene som ennå ikke er besluttet utbygd.
Vurderinger om funn vil være lønnsomme å bygge ut vil variere over tid. Studier og tiltak kan føre til endring av statusen. I tillegg til endringer knyttet til nye funn og ny kategorisering, oppdateres også anslagene over hva som kan utvinnes fra de ulike funnene. Det arbeides med nye studier av undergrunnen, endringer i utbyggingskonsept og forhold på vertsinnretningene.
2.2.2 Mange små og noen større utbygginger
Det er enkelte større funn og flere små i alle havområdene på norsk sokkel. Flest funn er det i Nordsjøen, og der er gassfunnet 35/2-1 (Peon) størst. I Norskehavet er 6406/9-1 (Linnorm) størst, og 7324/8-1 (Wisting), er det største funnet i Barentshavet.
Figur 2-8 Funnporteføljen i ressursregnskapet.
Både nye og gamle innretninger er viktige for videre utvikling av ressursene på norsk sokkel. Den eksisterende infrastrukturen har mange felt knyttet til seg. Det framgår av figur 2-9 at det planlegges for mange flere tilknytninger/innfasinger. Ny infrastruktur blir viktig for utviklingen av ressursene i området den etableres i. Det åpner opp for innfasing av framtidige funn, i tillegg til eldre funn som det i dag ikke er lønnsomt å bygge ut.
Figur 2-9 Sannsynlige utbyggingsløsninger for utvikling av de 79 funnene i årets ressursregnskap, samt ressursene samlet per utbyggingsløsning.
For 76 av de 79 funnene i figuren planlegges det en utbyggingsløsning med innfasing til eksisterende felt eller til andre større utbyggingsprosjekt. Flere av dagens funn vil med stor sannsynlighet få felles løsninger eller bli innlemmet i feltene før en beslutning om utbygging blir tatt.
Det vanligste utbyggingskonseptet er havbunnsutbygginger. For 62 av funnene er dette den mest sannsynlige løsningen. En annen mulig løsning for mindre funn nær nok infrastruktur er å bruke ledige brønnslisser på eksisterende felt. Totalt er det antatt en slik løsning for 14 funn.
For å investere i selvstendige produksjonsinnretninger må ressursvolumene være relativt store, eller at det blir en samordnet utbygging av flere mindre funn. Slike benyttes i områder hvor det ikke er tilgang på tilstrekkelig kapasitet, eller hvor avstanden til eksisterende infrastruktur er stor.
2.2.3 Gjenværende oppdagede ressurser
Figur 2-10 viser de hvordan ressurskategoriene har endret seg siden 2022. For å synliggjøre endringene, starter x-aksen på 3 000 millioner Sm3 o.e. Endringene i gjenværende oppdagede ressurser fra 2022 er 4,9 prosent av totale gjenværende ressurser i 2023.
Gjenværende oppdagede ressurser er redusert med knapt 150 millioner Sm3 o.e. fra 2022 til 2023. Det var høy produksjon og en svak økning i reserver og betingede ressurser på felt og funn i 2023. Økningen i brutto reservene var på 24 millioner Sm³ o.e.
Figur 2-10 Oversikt over endringene i oppdagede ressurser fra 2022 til 2023.