Sissel Eriksen Letedirektør: En av Oljedirektoratets (OD) oppgaver er å ha oversikt over petroleumsressursene på hele norsk kontinentalsokkel. OD arbeider derfor med å kartlegge mulige petroleumsressurser både i åpnede og uåpnede områder for å kunne ha et godt faktagrunnlag for framtidige beslutninger. Arbeidet er forankret i Tildelingsbrevet til OD, i delen som omhandler «Arbeide for langsiktig ressurstilgang», og i ODs strategiske plan for perioden 2016 – 2020 - «Kartlegge og promotere ressursene».

Oljedirektoratet (OD) har siden 2012 arbeidet med å kartlegge det norske havområdet i den østlige delen av Barentshavet nord, se figur 1 og 2. Dette området er ikke åpnet for petroleumsvirksomhet, og er definert ved delelinjen mot Russland i øst, 74°30’N i sør, ved 25°Ø og Edgeøya i vest og Kong Karls Land nordvest og nord: et areal på omkring 170.000 km2. (Den norske delen av Nordsjøen er til sammenligning et areal på ca 160 000 km2.)

Områder i Barentshavet som er åpnet for petroleumsvirksomhet omtales ofte som Barentshavet sør, og er avgrenset ved 74˚30’ N. Figur 3 viser grensene for norsk kontinentalsokkel og arealstatuskart for norsk petroleumsvirksomhet.

OD har benyttet både eldre og nyere datasett i kartleggingen av østlige deler av Barentshavet nord. Fra 1973 til 1996 samlet OD inn ca. 70 000 km 2D-seismiske data i Barentshavet nord. Mange av de eldre datasettene er av dårlig kvalitet, men kombinert med nye seismiske data kan de gi nyttig og utfyllende informasjon. I løpet av årene 2012, 2013 og 2014 samlet OD inn 32 600 km nye 2D-seismiske data i området, hovedsakelig i den østlige delen (figur 5). I tillegg samlet OD inn omkring 6000 km 2D-seismikk i 2016. Disse er i skrivende stund ikke ferdigprosessert, men vil bli integrert i den videre evalueringen.

Barentshavet er inndelt i geologiske bassenger, plattformer og høyder, samlet kalt strukturelementer. Regionen har en mer eller mindre kontinuerlig sedimentær lagrekke fra øvre paleozoikum til eocen. I den kartlagte østlige delen av Barentshavet nord er lagrekken fra sen kritt alder og yngre erodert, og den kvartære lagpakken er svært tynn. På de største høydene har bergarter av trias alder utgående lag.

Flere funn, både på norsk og russisk sektor i Barentshavet sør viser at flere petroleumssystemer fungerer i området. Likevel er det usikkerhet knyttet til en rekke faktorer. For at hydrokarboner skal kunne dannes og oppbevares innenfor et område, er det flere geologiske faktorer som må opptre samtidig.

Vurderinger av mulige letemodeller (faktaboks) er grunnlaget i metoden som brukes for å estimere mulige petroleumsressurser. For hver letemodell vurderes sannsynligheten for at faktorene som beskrives i figur 23 er tilstede. Produktet av sannsynlighetene for disse tre enkeltfaktorene utgjør letemodellsannsynligheten. Denne beskriver usikkerheten i om letemodellen fungerer før det er gjort funn innenfor modellen. I en bekreftet letemodell er det gjort minst ett funn som dermed har påvist at modellen fungerer. Det er ikke en forutsetning at funnet er lønnsomt.

OD har utført grunne stratigrafiske boringer i Barentshavet nord, og evaluering pågår. Det er svært langt til utforskningsbrønner i sørlige deler av Barentshavet. Mange parametre som er benyttet i ressursestimatene er derfor svært usikre. Framtidige letebrønner i Barentshavet sør og på russisk side, og mer detaljert kartlegging i Barentshavet nord kan endre synet på forventede volum- og væskeparametere.

Forventede utvinnbare ressurser for østlige deler av Barentshavet nord er beregnet til 1370 millioner Sm3 o.e., med en nedside på 350 millioner Sm3 o.e. (P95) og en oppside på 2460 millioner Sm3 o.e. (P05). Ved eventuell boring og bekreftelse av en eller flere letemodeller, vil disse anslagene endre seg mot de høyere verdiene. De forventede utvinnbare ressursene fordeler seg på henholdsvis 825 millioner Sm3 væske og 545 milliarder Sm3 gass. Sammenlignet med Barentshavet sør er væske/ gass forholdet ulikt. Mens det i sør er estimert størst andel gassressurser (60 prosent gass), er det her overvekt av væske (60 prosent).