4 - Leteaktiviteten
Det har vært betydelig høyere leteaktivitet i 2018 enn i de to foregående årene. Antall letebrønner har tatt seg kraftig opp, og det ble tildelt 87 nye utvinningstillatelser, som er ny rekord.
Figur 4-1
Letebrønner og utvinningstillatelser tildelt i 2018
4.1 Flere letebrønner
Det ble påbegynt 53 letebrønner i 2018, noe som er en økning på 17 brønner fra 2017. Basert på selskapenes planer så langt, forventes det at antallet vil være på samme høye nivå i 2019.
Det er flere grunner til den økte leteaktiviteten. De siste årene er store deler av sokkelen blitt dekket med ny og bedre seismikk. Dette har gjort industrien i stand til å definere nye leteprospekt og resultert i omfattende tildelinger i konsesjonsrundene. Samtidig har redusert kostnadsnivå og økende oljepris forbedret lønnsomheten av leting.
De fleste brønnene i 2018 er boret i Nordsjøen. Både i Nordsjøen og Norskehavet er det boret adskillig flere brønner enn i 2017, mens det har vært en nedgang i Barentshavet. Av de 53 brønnene er 28 undersøkelsesbrønner og 25 avgrensningsbrønner.
Figur 4-2
Påbegynte letebrønner, 2019 er et estimat.
Det er avsluttet 27 undersøkelsesbrønner i 2018, og disse har resultert i 11 funn, noe som gir en funnrate på 44 prosent3. Funnene har et foreløpig samlet estimat på 82 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter (o.e.). Dette gir en forventet ressurstilvekst som er høyere enn hvert av de tre foregående årene.
En ressurstilvekst på dette nivået er ikke tilstrekkelig for å opprettholde produksjonen av olje og gass på et høyt nivå etter 2025. Det er derfor helt avgjørende å påvise flere lønnsomme ressurser i de nærmeste årene.
3 To undersøkelsesbrønner som ble avsluttet tidlig pga tekniske problemer («junked») er ikke regnet med i funnraten.
4.2 Leting etter gass
Norge er en viktig og langsiktig leverandør av gass til Europa. Gass kan bidra til en mer bærekraftig utvikling på tre måter: gjennom å gi rimelig og stabil tilgang til energi, gjennom å fortrenge bruk av kull og gjennom å støtte opp under fornybar energiproduksjon. Norsk gass representerer også betydelige verdier for det norske samfunnet.
Nærhet til markedet, lave transportkostnader og et integrert og fleksibelt transportsystem gjør norske gassressurser svært konkurransedyktige i Europa.
Norsk gassproduksjon er i dag på platå, men utover i tid må avtakende produksjon fra de store feltene erstattes av funn som ennå ikke er gjort. Det er kommet ny kapasitet i Polarled, og det blir etter hvert ledig kapasitet i andre deler av infrastrukturen. Dette gjør at det blir mer attraktivt å lete etter gass, og det er viktig at industrien utnytter denne muligheten og intensiverer letingen. Høy produksjon og effektiv utnyttelse av infrastrukturen gir muligheten til å opprettholde denne og samtidig holde transportkostnader lave. Dette vil bidra til at en større andel av gassressursene vil bli utnyttet.
Oljedirektoratet forventer at nesten to tredjedeler av gassressursene som ennå ikke er funnet ligger i Barentshavet. Dette understreker betydningen av Barentshavet for gassproduksjonen på lengre sikt. Dagens gasstransportkapasitet fra Barentshavet er begrenset til LNG-anlegget på Melkøya, som etter planen vil være fullt utnyttet fram til begynnelsen av 2040-tallet. Dersom selskapene ikke leter etter gass, vil det samtidig bli vanskeligere å finne ressurser nok til å løfte ny gassinfrastruktur.
4.3 Stor interesse for norsk sokkel
Myndighetene legger til rette for forutsigbare og stabile rammebetingelser og en aktiv arealtildeling. Industrien viser stor interesse for norsk sokkel, noe som gjenspeiles i antall søknader om leteareal og tildelinger i de siste konsesjonsrundene. I TFO 2017 (Tildelinger i forhåndsdefinerte områder), som ble tildelt tidlig i 2018, ble 75 nye utvinningstillatelser tildelt 34 selskap. Av de 75 utvinnings-tillatelsene er 45 i Nordsjøen, 22 i Norskehavet og 8 i Barentshavet.
I juni 2018 ble 12 nye utvinningstillatelser med til sammen 47 blokker tildelt 11 selskap i 24. konsesjonsrunde; 9 blokker i Norskehavet og 38 i Barentshavet.
Myndighetene arbeider nå med søknadene til TFO 2018, og tildeling forventes på nyåret 2019. 38 selskap leverte søknader. De fleste selskapene som er aktive på norsk sokkel søkte, og det er også kommet søknader fra selskap som er nye på sokkelen.
Selv om interessen er størst for Nordsjøen og Norskehavet, må vi tilbake til 2007 for å finne større interesse for Barentshavet i en TFO-runde.
Figur 4-3
Utvinningstillatelser tildelt siden 2000
4.4 Funn i 2018
I 2018 ble det gjort elleve funn. Av disse er tre i Barentshavet, to i Norskehavet og seks i Nordsjøen. De største funnene er 6604/5-1 (Balderbrå) og 6506/11-10 (Hades/Iris) i Norskehavet. Begge kan ha en betydelig oppside, og avgrensing av Hades/Iris er forventet i 2019.
Figur 4-4
Antall funn i 2018
I Nordsjøen ble det i 2018 avsluttet 30 letebrønner, hvorav 13 er undersøkelsesbrønner. Her har aktiviteten tatt seg kraftig opp fra 2017.
Det er gjort seks funn, størst av disse var Aker BPs oljefunn 24/9-12 S (Frosk) i injektittsander av paleocen alder. Dette ligger nær Alvheim-feltet, og rettighetshaverne vurderer å knytte funnet mot infrastrukturen der. Forøvrig er det gjort tre oljefunn i området nord for Troll-feltet: 35/9-14 (Tethys), 35/12-6 S (Kallåsen) og 35/10-4 A (Gnomoria). Like nord for Oseberg-feltet er gass- og kondensatfunnet 30/6-30 (Rungne) påvist, og olje- og gassfunnet 16/1-29 S (Lille Prinsen) ble påvist nord for Ivar Aasen-feltet. Det er ingen avklarte utbyggingsløsninger for disse funnene foreløpig, men de blir vurdert for utbygging sammen med andre funn i området.
I tillegg ble det boret flere avgrensningsbrønner med positive resultat. Eksempelvis økte volumanslaget på gassfunnet 35/12-2 (Grosbeak) nordøst for Fram-feltet med om lag 13 millioner Sm3 utvinnbare o.e, noe som er mer enn en dobling.
I Norskehavet er det avsluttet tretten letebrønner i 2018, noe som er betydelig flere enn de to foregående årene. Åtte av disse er undersøkelsesbrønner som resulterte i to funn.
I brønn 6604/5-1 (Balderbrå), vest for Aasta Hansteen påviste Wintershall gass i Niseformasjonen av senkritt alder. Funnet vil bli vurdert knyttet opp til Aasta Hansteen-innretningen. Nær Morvin-feltet, i brønn 6506/11-10 (Hades/Iris), fant OMV gass og kondensat i to nivåer i tidligkritt og midtjura alder.
Funnet 6608/10-17 S (Cape Vulture) har fått avklart volumpotensialet ved boring av avgrensningsbrønnene 6608/10-10 S, A og B, og det vurderes en utbygging som skal knyttes til Norne-feltet.
I Barentshavet har leteaktiviteten vært lavere enn i rekordåret 2017. Dette skyldes blant annet at flere av brønnene som var planlagt boret i 2018 er utsatt til 2019. Det ble avsluttet 8 brønner mot 17 i 2017. Det ble boret seks undersøkelsebrønner som resulterte i tre funn.
Nord for 7324/8-1 (Wisting) fant Equinor gass i brønn 7324/3-1 (Intrepid Eagle) av sentrias alder. Funnet er blant årets største på sokkelen. I tillegg avgrenset brønnen funnet 7325/1-1 (Atlantis), der volumene økte noe.
Det ble påvist olje i 7220/5-3 (Skruis), som er en mulig tilleggsressurs til Johan Castberg-feltet. I brønn 7221/12-1 (Svanefjell) ble det påvist gass.
På Alta-funnet ble det boret en avgrensningsbrønn, 7220/11-5 S. Brønnen ble boret horisontalt gjennom reservoaret, og hensikten var å teste produksjonsegenskapene i karbonatbergarter. En periode med prøveutvinning, som varte i to måneder, viste svært lovende resultater. Det ble produsert om lag 0,1 million Sm³ olje.
Tabell 4-1 Utvinnbare ressurser i nye funn i 2018.
4.5 Uoppdagede ressurser
Oljedirektoratet oppdaterte estimatene for uoppdagete ressurser på norsk sokkel i 2017. Vårt estimat for uoppdagede ressurser er 4000 millioner Sm3 o.e. Det viser at de gjenværende ressursene kan gi grunnlag for olje- og gassproduksjon i mange tiår framover.
Våre ressursanslag viser at nesten to tredjedeler av de uoppdagede ressursene ligger i Barentshavet. Dette området vil derfor være viktig for å opprettholde produksjonen på lengre sikt.
I perioden 2012 til 2017 samlet OD inn seismikk i Barentshavet. I 2019 fortsetter arbeidet, og Stortinget har bevilget midler til kartlegging av et område i den nordøstlige delen av Barentshavet mot grensen til Russland.
4.6 Havbunnsmineraler
Etter at Olje- og energidepartementet i 2017 fikk forvaltningsansvaret for mineralforekomster på sokkelen, fikk OD i oppgave å kartlegge ressursmulighetene.
OD har gjennom flere forskningstokt tatt prøver av både jern-manganskorper og massive sulfidforekomster. Forekomstene finnes i de dypere delene av Norskehavet og langs Den midtatlantiske ryggen. På vanndyp mellom 800 og 3000 meter kan det være viktige industrimetaller som kobber, sink, kobolt, nikkel, vanadium, wolfram og sølv. Metallene er viktige i blant annet el-biler, vindmøller og mobiltelefoner.
I 2018 ble det gjennomført et fire uker langt tokt på Mohnsryggen. Her ble det samlet inn en rekke geofysiske data med en autonom undervannsfarkost (AUV). Det ble tatt opp sulfidprøver med en fjernstyrt undervannsfarkost (ROV). Nå blir dataene tolket og mineralprøvene analysert.
Figur 4-5
Kart over norsk kontinentalsokkel.
Områder der OD har samlet inn data og mineralprøver er markert med stjerner.
OD har planer om å gjennomføre tilsvarende datainnsamling i årene framover.
4.7 Lagring av CO2 på norsk sokkel
I juli 2018 lyste Olje- og energidepartementet for første gang ut en konsesjonsrunde for injeksjon og lagring av CO2 under havbunnen. Equinor med partnerne Shell og Total i prosjektet Northern Lights leverte søknad om utnyttelsestillatelse for et undersjøisk reservoar i september.
Målet er å realisere en kostnadseffektiv løsning for fullskala CO2-håndtering i Norge, gitt at dette gir teknologiutvikling i et internasjonalt perspektiv, jf. Prop. 85 S (2017-2018).
Utnyttelsestillatelsen skal etter planen tildeles i 2019.