2
Oppdagede ressurser

Oppdagede ressurser

Oppdagede ressurser har økt over tid

De gjenværende, oppdagede ressursene har økt jevnt over tid. Denne trenden fortsetter. Det skjer til tross for at det var lav reserveerstatning og få nye planer for utbygging og drift i fjor. Reservepotensialet for betingede ressurser i funn og felt er stort.

Les om:

Oppdagede ressurser omfatter reserver, betingede ressurser på felt og betingede ressurser i funn. Per 31.12.2024 er disse ressursene 3 385 millioner Sm3 o.e., en reduksjon på 222 millioner Sm3 o.e. fra 2023 til 2024.

Figur 2-1 viser hvordan volumene i de gjenværende oppdagede ressursene har endret seg siden 2023. I 2024 var produksjonen høy. Samtidig var det en nedgang i betingede ressurser og en beskjeden økning i brutto reserver på 34 millioner Sm³ o.e.

 


Figur 2-1 Oversikt over endringene i oppdagede ressurser fra 2023 til 2024. For å synliggjøre endringene, starter x- aksen på 3 000 millioner Sm3 o.e.

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 utvinning som ikke krever PUD.

Funn får betegnelsen felt når PUD er godkjent av myndighetene. Ved årsskiftet var 94 felt i produksjon. Feltene Hanz og Tyrving startet produksjonen i 2024, mens produksjonsstart av feltene Eirin, Halten Øst og Johan Castberg er planlagt i 2025.

I 2024 godkjente myndighetene to planer for utbygging og drift og fire PUD-fritak.

Reserver

Årets ressursregnskap (Tabell 1-1) viser at det er totalt 858 millioner Sm³ olje og 1 260 milliarder Sm³ gass i gjenværende reserver på sokkelen. Økningen i reserver fra 2023 er på 34 millioner Sm3 o.e.

På norsk sokkel har feltene Troll og Johan Sverdrup de største gjenværende reservene med henholdsvis 564 milliarder Sm3 gass og 223 millioner Sm3 olje. Reserveanslag og historisk produksjon for hvert felt er tilgjengelig på Sokkeldirektoratets faktasider.

Endringene i brutto reserver (inkludert produserte mengder) i perioden 2015–2024 er vist som stolper i Figur 2-2. De årene stolpene overstiger produksjonen (vist med prikkete linjer), blir produksjonen erstattet av reservetilvekst. I den siste tiårsperioden er væskereservene nær opprettholdt, mens det for gass har vært en reduksjon.

 


Figur 2-2 Årlig brutto reserveendring og produksjon for væske og gass i siste tiårsperiode. Prosenttall viser årlig reserveerstatning.

For 2024 var det lav reserveerstatning for væske og gass, det vil si henholdsvis 16 og 12 prosent. Hovedårsaker er høy produksjon og få nye beslutninger om utvinning.

Det er produsert 1 130 millioner Sm³ væske de siste ti årene. Ressursregnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 37 millioner Sm³ mindre enn i 2014. Det betyr at reserveerstatningen for væske har vært på 97 prosent i denne perioden.

De siste ti årene er det produsert 1 191 milliarder Sm³ gass, og regnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 662 milliarder Sm³ mindre enn i 2014. Det gir en reserveerstatning for gass på 44 prosent.

Betingede ressurser i felt

Forventningsverdien for betingede (ikke besluttede) væskeressursene i felt er 357 millioner Sm³, se Tabell 1-1. Det er en økning på 1,2 millioner Sm³ fra 2023. Forventningen for gass er 294 milliarder Sm³ ─ en økning på 3,4 milliarder Sm³ fra året før.

I ressursregnskapet for 2024 inngår 154 konkrete – men ikke besluttede – prosjekt for økt petroleumsproduksjon og forlenget levetid.

Prosjekt for å øke utvinningen domineres av nye brønner, både i antall prosjekt (69) og volum (om lag 139 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 2-3 viser en oppsummering av disse prosjektene fordelt på prosjekttype med tilhørende ressurser fordelt på væske og gass.

 


Figur 2-3 Konkrete prosjekt for økt utvinning fra feltene, antall og ressurser.

 

Funn

Betingede ressurser i funn

I 2024 er det totalt 78 funn i porteføljen med et totalt ressursanslag på 472 millioner Sm3. Fordelingen mellom væske og gass er omtrent lik, se Tabell 1-1.

Totalvolumet i funn er redusert med 22 millioner Sm3 o.e. i forhold til fjorårets regnskap. Reduksjonen skyldes en kombinasjon av flere faktorer. En av faktorene er den lave ressurstilveksten fra leteaktivitet i 2024. En annen faktor er de 11 funnene i porteføljen som har endret status til utbygging er lite sannsynlig, og som dermed ikke er inkludert i de betingede ressursestimatene for funn.

Figur 2-4 viser en oversikt over utviklingen av antall funn i porteføljen gjennom 2024. Det nederste diagrammet viser tilsvarende for ressurser i funnene.

Det fremkommer også fra figuren at ett funn ble besluttet utbygd i 2024, 31/7-1 (Bestla), der ressurser er modnet til reserver. I tillegg ble åtte funn inkludert i felt eller andre funn som ressurser med mulig utbygging.

 


Figur 2-4 Den øverste figuren viser utviklingen i antall funn i funnporteføljen gjennom 2024. Kategorier i lys blå farge viser bidrag til vekst, og kategorier i oransje viser bidrag til reduksjon i antall funn.

Den nederste figuren viser ressursutviklingen i funnporteføljen gjennom 2024. Kategorier i lys blå farge viser bidrag til vekst, og kategorier i oransje viser bidrag til reduksjon i ressursene som ennå ikke er besluttet utbygd.

Det ble gjort 16 funn på norsk sokkel i 2024, men bare ti er med videre i ressursregnskapet som funn som ventes utbygd. Samlet ressursestimat for disse ti funnene er 32 millioner Sm3 o.e. Åtte av disse funnene ble gjort i Nordsjøen:

I tillegg ble det gjort ett funn i Norskehavet (6605/6-1 S) og ett i Barentshavet (7122/8-2 S).

Det er seks funn som ikke er med i nåværende portefølje for framtidige utbygginger. Fire av dem er vurdert som lite sannsynlige for utbygging og to er inkludert i felt.

Funn hvor utbygging er lite sannsynlig er:

Funnene som er inkludert i felt er 33/12-N-4 AH (Solan) og 6406/2-L-2H (Lavrans Tilje Central)

Figur 2-5 viser ressurser i de totalt 78 funnene i porteføljen. Denne porteføljen består av historiske funn hvor utbygging er sannsynlig. De fleste funnene er gjort i Nordsjøen. Her er gassfunnet 35/2-1 (Peon) det største. I Norskehavet er 6406/9-1 (Linnorm) størst, og 7324/8-1 (Wisting) er det største funnet i Barentshavet.

 

Figur 2-5 Funnporteføljen i ressursregnskapet.

Det framgår av Figur 2-6 at det planlegges tilknytning/innfasing for mange av funnene. Det vanligste utbyggingskonseptet er havbunnsutbygginger. For 63 av funnene er dette den mest sannsynlige løsningen. En annen mulig løsning for mindre funn nær infrastruktur er å bruke ledige brønnslisser på eksisterende felt. Totalt er det antatt en slik løsning for 13 funn.

 

Figur 2-6 Sannsynlige utbyggingsløsninger for utvikling av de 78 funnene i årets ressursregnskap samt ressursene samlet per utbyggingsløsning.

Last ned
Forrige Neste