3 – Uoppdagede ressurser

ODs estimat for uoppdagede ressurser viser at det gjenstår å finne store mengder olje og gass i alle havområder.

Forventningsvolumet på 3910 millioner Sm³ o.e. utgjør nesten halvparten av de gjenværende ressursene. Om lag 40 prosent av de uoppdagede ressursene ligger i områder som ennå ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet.

Ressursestimat

Estimatet for uoppdagede ressurser oppdateres hvert annet år. Forrige oppdatering ble ferdigstilt høsten 2019. Antallet mulige petroleumsforekomster (prospekter og prospektmuligheter) er en viktig faktor for estimatet av uoppdagede ressurser. De siste årene har antall kartlagte mulige petroleumsforekomster i ODs database økt kraftig.

Økningen er betydelig i alle havområder, Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Dette viser at det kartlegges stadig nye muligheter for framtidig leting. Tilgang på areal, mer og bedre data og læring fra letebrønner er trolig viktige årsaker til dette.

Det er store mengder uoppdagede ressurser. Forventningsvolumet er på 3910 millioner Sm³ o.e. Estimatet har et usikkerhetsspenn på mellom 2200 (P95) og 6200 (P05) millioner Sm³ o.e (Figur 3.1). Mer enn 60 prosent av de uoppdagede ressursene forventes å være i Barentshavet, men det er også her usikkerheten i estimatene er størst (Figur 3.2).

 

Figur 3.1 Uoppdagede ressurser på norsk sokkel (med usikkerhetsspenn).

Uoppdagede ressurser utgjør nesten halvparten av gjenværende ressurser på sokkelen. Omlag 40 prosent av de uoppdagede ressursene ligger i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet (Figur 3.3). Disse områdene er havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja, Jan Mayen og hele Barentshavet nord. I disse områdene er datagrunnlaget lite og følgelig er usikkerheten størst (Figur 3.4).

I Nordsjøen forventes mest olje, mens i Norskehavet og Barentshavet sør er det forventet å finne noe mer gass enn olje. I Barentshavet nord, som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet, forventes mest olje (Figur 3.5). Den største endringen i fordeling mellom olje og gass etter 2017-oppdateringen er i Barentshavet sør, der gassestimatet nå er redusert. Fordelingen av olje og gass i uoppdagede ressurser samsvarer godt med funnhistorikken. I Nordsjøen utgjør væske over 60 prosent av funnvolumene, i Norskehavet utgjør væske om lag halvparten, mens væskeandelen i funn i Barentshavet er om lag 40 prosent.

Nordsjøen

I Nordsjøen er forventningsestimatet for uoppdagede ressurser 685 millioner Sm³ o.e. Selv om Nordsjøen er det mest utforskede området med mer enn 55 års intensiv letehistorie, forventer OD at så mye som 18 prosent av de totale, uoppdagede ressursene finnes her (Figur 3.2). ODs estimat er noe nedjustert siden 2017 fordi flere kartlagte prospekter er undersøkt. De fleste funnene som er gjort etter 2017 er relativt små, noe som er typisk for en moden oljeprovins.

Noen av de største oljefeltene i Nordsjøen, som Statfjord, Gullfaks og Oseberg har reservoar av sentrias – mellomjura alder. Totalt er det påvist over 3300 millioner Sm³ o.e i denne letemodellen, men den inneholder fortsatt et betydelig antall prospekter. Det forventes at de fleste funn vil være relativt små (<5 millioner Sm³ o.e.), men det kan ikke utelukkes at det kan gjøres større funn.

OD forventer også at det vil bli gjort nye funn i reservoarer av senjura alder. Dette er en letemodell der det stadig kartlegges nye prospekter, og flere små funn er nylig gjort nord for Trollfeltet. Senjura sandsteiner utgjør reservoaret i funn og felt over store deler av Nordsjøen, som i Sentralgrabenen, ved Ulafeltet, i Tampenområdet og på Hordaplattformen.

Figur 3.2 Uoppdagede ressurser per havområde.

 

 

Figur 3.3 Reserver og ressurser på norsk sokkel.

 

Det er også gjort interessante funn i injektittsander av paleogen alder (Faktaboks 2.3). Eksempler på dette er 24/9-12 S (Frosk) og 24/9-14 S (Froskelår) i nærheten av Bøylafeltet. Denne type sander finnes flere steder i Nordsjøen og utgjør hovedreservoaret i Volundfeltet. Injektittsander har gode reservoaregenskaper, men de har ofte begrenset utstrekning og er vanskelig å se på tradisjonell seismikk. OD forventer at det vil bli påvist mer olje og gass i injektittsander ettersom nyere seismikk gir stadig bedre avbildning.

 

Figur 3.4 Uoppdagede ressurser i åpne og ikke-åpnede områder (med usikkerhetsspenn).

Det finnes relativt unge og grunne sandavsetninger i Nordsjøen avsatt i miocen og pliocen. Det har vært kjent lenge at det finnes petroleum i disse sandene som tilhører "Nannaleddet", Skade- og Utsiraformasjonen, men dette har i liten grad vært undersøkt systematisk. Funnet i 25/2-21 (Liatårnet) har aktualisert leting etter disse reservoarene.

 

Norskehavet

Forventningsestimatet for uoppdagede ressurser i Norskehavet er 720 millioner Sm³ o.e. Om lag 55 prosent av dette er gass (Figur 3.5). Estimatet inkluderer uoppdagede ressurser fra havområdene ved Jan Mayen og havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet. Nær 75 prosent av forventningsestimatet i områdene ved Jan Mayen, Lofoten, Vesterålen og Senja er væske.

I den øvrige delen av Norskehavet utgjør gass to tredeler av forventningsestimatet. Estimatet er redusert med 20 millioner Sm³ o.e. Reduksjonen i estimatet for uoppdagede ressurser er mindre enn halvparten av de ressursene som er påvist i nye funn i Norskehavet siden 2017.

Flere funn i sandsteiner i Langeformasjonen av kritt alder de siste årene har gitt økt fokus på dette nivået ved Sklinnaryggen, Halten- og Dønnterrassen. Siden 2017 er det gjort funn som 6506/11-10 (Hades) og 6507/3-13 (Black Vulture) i denne letemodellen. I tillegg er det i samme letemodell boret letebrønner for å avgrense olje- og gassfunnet 6608/10-17 S (Cape Vulture) fra 2017. Selv om ressurspotensialet i denne letemodellen er moderat, har ny kunnskap og ny og bedre seismikk ført til en betydelig økning av ressursestimatet. Det er fortsatt mulig å gjøre flere funn av tilsvarende størrelser i disse områdene. Letemodellen ligger i et område med godt  utviklet infrastruktur, slik at selv mindre funn kan ha stor verdi.

Olje- og gassfunnene 6506/11-10 (Iris) og 6507/2-5 S (Ørn) ligger i en letemodell med reservoar av tidlig- og mellomjura alder. Dette er den letemodellen i Norskehavet som har de største uoppdagede ressursene, og her er det også påvist mest ressurser, som 6507/7-2 Heidrun, 6506/12-1 Smørbukk og 6507/11-1 Midgard. Av de påviste ressursene er 57 prosent væske. Mesteparten av væsken ble påvist i mange store funn tidlig i letefasen. Gjennomsnittlig funnstørrelse har avtatt gradvis, og de siste årene er det funnet mest gass. Estimatet for de uoppdagede ressursene er redusert noe sammenlignet med forrige estimat fra 2017, og nærmere 60 prosent forventes å være gass.

 

Figur 3.5 Fordeling av uoppdaget væske og gass per havområde.

 

Barentshavet

Selv om leting i Barentshavet startet allerede tidlig på 1980-tallet, og Hammerfestbassenget nå er en moden petroleumsprovins, er store deler av havområdet relativt lite utforsket. Barentshavet strekker seg over et stort geografisk areal, noe som er tydelig i sammenligning med områder i Nordsjøen (Figur 3.6). I løpet av de siste 10 årene er det gjort flere betydelige funn i ulike områder, som 7220/8-1 (Skrugard), 7220/7-1(Havis), 7220/11-1 (Alta), 7120/1-3 (Gotha) og 7324/8-1 (Wisting). Funnene 7220/8-1 (Skrugard) og 7220/7-1 (Havis) sammen med 7220/7-3 S (Drivis) utgjør nå Johan Castberg-feltet som er under utbygging med planlagt produksjonsstart 2022.

Mer enn 60 prosent av forventningsestimatet for de totale uoppdagede ressursene ligger i Barentshavet. Dette utgjør 2500 millioner Sm³ o.e. Mer enn halvparten av dette ligger i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet, hovedsakelig i Barentshavet nord. Forventet funnstørrelse i Barentshavet nord er større enn i Barentshavet sør.

Analysene viser at forventningsvolumet for de største mulige oljefunnene har potensial til å komme blant de ti største på norsk sokkel. I Barentshavet nord er det imidlertid begrenset med data og ingen letebrønner. Dermed er alle letemodellene ubekreftet og usikkerheten er stor (Faktaboks 3.1).

40 prosent av de
uoppdagede ressursene
ligger i områder som ikke er
åpnet for petroleumsaktivitet

Barentshavet sør

I Barentshavet sør er forventningsestimatet for uoppdagede ressurser redusert med 35 millioner Sm³ o.e. siden 2017. Denne reduksjonen skyldes blant annet at estimatet er redusert i Barenthavet sørøst. Hovedårsaken til dette er brønnresultatene fra 7335/3-1 (Korpfjell deep) og 7132/2-1 og 2 (Gjøkåsen og Gjøkåsen deep) (Figur 3.6), som påtraff reservoarer av dårlig kvalitet og uten petroleum. Det er  ærlig forventningen til letemodeller med reservoarbergarter av trias alder (Kobbe-, Klappmyss- og Havertformasjonen) som er redusert.

Estimatet for sentrale deler av Barentshavet sør er derimot oppjustert. Den moderate økningen er resultat av blant annet en økning i antall kartlagte prospekter av jura alder. Volumet i enkelte av de nye kartlagte prospektene forventes å være større enn forutsatt i tidligere analyser, noe som bidrar til økning i estimatet for tilhørende letemodell.

Letemodellen med størst totalt ressurspotensial i Barentshavet sør inkluderer reservoarbergarter av jura alder (Realgrunnundergruppen på Bjarmelandsplattformen og i Nordkappbassenget). Funnene 7324/8-1 (Wisting), 7324/7-2 (Hanssen) og 7324/9-1 (Mercury) er gjort i denne modellen. Ressursene i en tilsvarende letemodell lenger vest er derimot noe nedjustert på grunn av brønnresultater, som 7317/9-1 (Koigen Central) og 7321/4-1 (Gråspett).

Basert på oppdatert kartlegging av karbon-perm nivået sørøst i Barentshavet er det definert en ny letemodell i dette området. Letemodellen er en analog til letemodellene med reservoarbergarter i Gipsdalgruppen på Lopphøgda og Finnmarksplattformen. Kartleggingen viser mange mulige petroleumsforekomster, men det er stor usikkerhet i ressurspotensialet.

 

Figur 3.6 Undersøkelsesbrønner i Barentshavet som er omtalt i tekst.

 

Barentshavet nord

Forventningsestimatet for Barentshavet nord ble presentert i 2017 [5], og er ikke oppdatert i påvente av nye data. Forventningsestimatet for uoppdagede ressurser i Barentshavet nord er om lag 1370 Sm³ o.e. Området er ikke åpnet for petroleumsaktivitet, det er begrensede mengder 2D-seismiske data og ingen letebrønner, kun grunne borehull. Det er i dette området usikkerheten i volumestimatene er størst, fordi ingen av letemodellene er bekreftet med letebrønner. Barentshavet nord har størst ressurspotensial av de uåpnede områdene (Figur 3.4).

Overraskelser

Alle data som er samlet inn på norsk sokkel kan betraktes som brikker i et puslespill. Etter hvert som brikkene legges skapes en helhetsforståelse som gjør det mulig å se hele bildet – hele ressurspotensialet på norsk sokkel.

Datamengden er ulik i de tre havområdene og avtar nordover ettersom det er boret færre letebrønner jo lengre nord en kommer. Det vil si at det er lagt til flestbrikker i Nordsjøen, færre i Norskehavet og færrest i Barentshavet. Etter hvert som nye brikker legges til, øker innsikten, og usikkerheten reduseres.

Hver brønn gir informasjon om hvilke bergarter som er til stede, alder, type og egenskaper. Denne geologiske informasjonen gir seismiske kart og tolkninger et reelt geologisk innhold. I områder som er kartlagt seismisk, men med få brønner, vil informasjonen fra hver brønn ha stor betydning for muligheten til å forutsi de geologiske forholdene i undergrunnen. Det er dette som betegnes som ”den geologiske forståelsen” av området (eller god innsikt i hva puslespillet skal framstille).

Verdien av å legge en ny brikke i de mindre kjente delene av sokkelen er høy. Informasjon fra en brønn i et slikt område har stor verdi hvis brønnen plasseres slik at den gir mest mulig geologisk informasjon om de antatt viktigste bergartslagene. Særlig hvis denne informasjonen kan ekstrapoleres over hele eller store deler av området.

I umodne deler av sokkelen kan boring av brønner følgelig føre til positive overraskelser ettersom kunnskapsgrunnlaget er mindre enn i modne områder. Da Draugenfeltet i sin tid ble funnet, lå det i et umodent område der det var forventet å finne reservoar i Fangstgruppen. I stedet påtraff brønnen svært gode sandsteiner med olje i den overliggende Vikinggruppen. Sandsteinene er senere navngitt Rognformasjonen.

Det vil alltid være
overraskelser innenfor leting

 

I brønn 7324/8-1 (Wisting) var overraskelsen av en annen type. Her ble det påtruffet lite biodegradert olje i et svært grunt reservoar. Normalt vil olje på dette dypet være biodegradert, det vil si at de lette komponentene i oljen er spist av bakterier og kun de tyngre komponentene ligger igjen. Dette gjør oljen tungtflytende og vanskelig eller umulig å produsere med konvensjonelle metoder. Funnet, inkludert 7324/7-2 (Hanssen), inneholder om lag 75 millioner Sm³ o.e. og er den største oljeforekomsten som er funnet i Barentshavet så langt.

Det er ikke bare i umodne områder med lite data at brønner kan gi overraskelser som resulterer i uforutsette ressurser. I 1978 ble 15/5-1 (Dagny) funnet. Det som senere skulle bli kalt Gina Krogfeltet ble først antatt å være et rent gassfunn. Kartlegging og tolkning på et mye bedre datagrunnlag enn i 1978, og bruk av sammenhengende 3D-seismikk og brønndata fra flere omkringliggende brønner, førte til at prospektet Ermintrude ble definert rundt 25 år senere. Boring av 15/6-9 S (Ermintrude) i 2007 påviste olje under gass/kondensat. Dette førte til at hele området måtte vurderes på nytt, og til en ide om at det kunne være en oljekolonne under gassen på Dagnyfunnet. I perioden 2008-2011 ble Dagnyfunnet avgrenset og et betydelig volum med olje ble påvist under hele Dagny/Ermintrude-strukturen.

Funnet av det overraskende store Johan Sverdrupfeltet på Utsirahøgda sør viser også at det kan være begrensninger i både kunnskap og forståelse, og at vi fortsatt blir overrasket i modne områder. Feltet ligger i et område der den aller første utvinningstillatelsen (001) ble tildelt og den andre letebrønnen på sokkelen ble boret i 1967. Store oljefunn nord og sør for Utsirahøgda sør bekreftet fungerende petroleumssystem i området. Det skulle ta 40 år med utforskning før betydelige mengder petroleum ble påvist på den sørlige delen av høyden. Ved å ta i bruk ny teknologi, 3D-seismikk, eksisterende brønndata og betydelig mer kunnskap enn 40 år tidligere, ble nye prospekter definert.

En bedre forståelse av petroleumssystemet på Utsirahøgda sør kom med funnet av 16/1-8 (Luno) i 2007, i dag kjent som Edvard Griegfeltet. Den geologiske forståelsen ble snudd på hodet og eksisterende teorier utfordret. Spørsmålet var hvordan petroleum kunne migrere fra vest mot øst på Utsirahøgda sør. Johan Sverdrupfeltet ble påvist med 16/2-6 (Avaldsnes) i 2010, og deretter 16/2-8 (Aldous) i 2011, og funnene støttet teorien om at petroleum kan migrere gjennom oppsprukket og forvitret grunnfjell. Etter 30 avgrensingsbrønner er Johan Sverdrupfeltet Norges tredje største oljefelt. Store overraskelser kan forekomme selv etter 40 år med letevirksomhet.

Å vite at det vil skje
overraskelser er også en
kunnskap

 

Eksemplene over viser at det alltid vil være overraskelser innenfor leting. Slike overraskelser benevnes gjerne i bransjen som "serendipity" som best oversettes med flaks, tilfeldighet eller lykketreff eller som "å finne det en ikke søkte". Mange mener at "serendipity" ikke er flaks, men er knyttet til erfaring og innsikt opparbeidet gjennom lang tid, kombinert med et åpent og nysgjerrig sinn.

Det er vanskelig å ta hensyn til overraskelser i estimering av uoppdagede ressurser. Overraskende store funn som Johan Sverdrupfeltet vil sjelden eller aldri være inkludert i usikkerhetsspennet for ressursestimat i modne områder. Nye digitale metoder som maskinlæring og dyplæring vil kunne gi flere overraskelser i årene framover. Det å vite at det vil komme overraskelser er også en kunnskap. Å ta hensyn til slik kunnskap i ressursklassifisering og estimering er imidlertid krevende. Et forsøk er vist i Figur 3.7 [6]).

 

Figur 3.7 Alternativ ressursklassifisering. Kilde: Modifisert etter Hall (2011).

ODs ressursestimat er basert på kjent kunnskap. I estimatet for uoppdagede ressurser har OD fokus på usikkerhetsspennet, med en nedside og en oppside som representerer hele utfallsrommet i usikkerhetsspennet. Men det kan være utfordrende å strekke dette langt nok, gitt at det er "kjent" kunnskap og data som skal danne grunnlag for analysene. OD har flere ganger brukt scenarioer for å spenne ut mulighetsrommet når kunnskapsgrunnlaget er begrenset og usikkert, senest i vurdering av ressursgrunnlaget i Barentshavet nord.

Faktaboks 3.1 Et høyt ressursfall

 

Estimering av uoppdagede ressurser

Kartlegging og geologisk evaluering gjør det mulig å definere letemodeller (Faktaboks 3.2). Gjennom kartlegging og geologiske evalueringer kan mulige petroleumsforekomster identifiseres.

Uoppdagede ressurser omfatter petroleum som ikke er påvist ved boring, men som antas å kunne utvinnes fra mulige forekomster. I ressursklassifiserings-systemet går det en skillelinje mellom uoppdagede og oppdagede ressurser (Figur 3.9).

 

Figur 3.9 Uoppdagede versus oppdagede ressurser.

Analyser av mer enn 70 letemodeller danner grunnlag for ODs estimat av uoppdagede ressurser. Disse analysene baseres på store datamengder fra brønner, informasjon fra konsesjonsrundesøknader, data som er samlet inn gjennom ODs eget feltarbeid og seismisk kartlegging (Figur 3.10). Letemodellene analyseres hver for seg. Deretter legges det inn avhengigheter mellom relevante modeller før de estimerte ressursene summeres områdevis for å få et totalt estimat for henholdsvis Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet (sør og nord).

 

Figur 3.10 Datagrunnlag for estimering.

 

Faktaboks 3.2 Hva er en letemodell

 

Prospekter og prospektmuligheter

Blant de viktigste parameterne som inngår i analysene er antall prospekter og prospektmuligheter (mulige petroleumsforekomster), volum og funnsannsynlighet.

Faktaboks 3.3 Prospekter og prospektmuligheter

OD får informasjon om kartlagte prospekter gjennom søknader om utvinningstillatelser i konsesjonsrunderog fra dokumentasjon i aktive utvinningstillatelser. En annen datakilde er ODs egne kartlegginger. Informasjonen inkluderer hvor prospektene er kartlagt (geografiske data), alder og reservoartype, hvor mye og hvilke typer hydrokarboner de kan inneholde (volum og hydrokarbonfase), og funnsannsynlighet.

All informasjon om kartlagte prospekter og prospektmuligheter blir gjennomgått og vurdert av OD, deretter blir disse lagret i en database som per i dag har informasjon fra om lag 2500 mulige petroleumsforekomster. I tillegg til en vurdering av den kartlagte prospektiviteten gjør OD et anslag over postulert prospektivitet for hver enkelt letemodell.

Prospekter som er boret, kategoriseres som tørrborede eller funn, og eventuelle funnvolum blir registrert. Basert på dette lages statistikk over funnsuksess og funnvolum i de ulike letemodellene. Statistikken gir viktig informasjon som brukes i analysene. OD har ved flere anledninger analysert prospektvolum (før boring) sammenliknet med funnvolum og presentert resultatene av analysene ([7]). Resultatene viser en tendens til å overestimere volum i prospekter, mens gjennomsnittlig anslått funnsannsynlighet synes å være mer i tråd med gjennomsnittlig funnrate.

Brønnresultater

OD går også gjennom innrapporterte selskapsdata fra funn og tørre brønner. Det er viktig å forstå hvorfor en brønn er tørr. Det kan for eksempel skyldes at brønnen ikke traff reservoaret, eller at reservoaret var av dårlig kvalitet. Andre årsaker kan være at petroleum ikke har migrert inn i fellen, eller at det ikke var felle tilstede. Resultatene fra dette arbeidet brukes for å vurdere hva som er de mest kritiske elementene (hva som har høyest geologisk risiko) i de ulike letemodellene.

Leting er læring...

Selv om datamengden bak analysene er betydelig, vil estimatene alltid ha en viss usikkerhet. Kun boring av brønner kan avkrefte eller bekrefte funn og funnstørrelse. Usikkerheten i områder der det er boret mange brønner er mindre, fordi store mengder brønndata og geologiske analyser har ført til økt  kunnskap om området.

... med komplekse sammenhenger

Et prospekt inngår i de uoppdagede ressursene med risikoveide ressursmengder. Det vil si forventet volum ved funn (urisket volum) multiplisert med funnsannsynligheten. Et prospekt med forventet volum på 100 millioner Sm³ o.e. og en funnsannsynlighet på 10 prosent vil utgjøre 10 millioner Sm³ o.e. av ressursene i letemodellen. Resultatet fra boring av et prospekt i en letemodell vil kunne påvirke estimatene for uoppdagede ressurser i letemodellen ved at prospektet fjernes fra letemodellen, enten som funn eller som tørrboret.

Resultatet av en brønn har alltid betydning. Hvis det blir gjort et funn, var det større eller mindre enn forventet? Hvordan var reservoar- og fluidegenskapene i forhold til forventning? Var hydrokarbonfase som forventet? En tørr brønn kan gi kunnskap om det var reservoarbergart til stede og om egenskapene til et eventuelt reservoar. Det kan også ha betydning om det var spor av petroleum i reservoaret eller i brønnen forøvrig. En tørr brønn kan også gi kunnskap om det var en god takbergart over det forventede reservoarnivået, eller om det var organisk rike bergarter som kunne fungert som kildebergart for andre prospekter i letemodellen.

Faktaboks 3.4 Analyse av tørre letebrønner

Generelt vil et funn ha positiv effekt på ressursestimatene. Dersom funnet er langt mindre enn forventet, og årsakene til dette også kan overføres til flere prospekter i letemodellen, kan det derimot ha en negativ effekt. En tørr brønn har generelt negativ effekt på estimatene, men i noen tilfeller kan informasjon fra brønnen ha positiv effekt.

Eksempler kan være at reservoaret var bedre eller større enn forventet, eller hadde klare spor av hydrokarboner. Dette kan føre til økt funnsannsynlighet for andre prospekter. En tørr brønn på et prospekt som i utgangspunktet hadde lav funnsannsynlighet, vil som regel ha mindre effekt på det totale estimatet enn en tørr brønn på et prospekt med høy funnsannsynlighet.

Hvor mye estimatene endres som følge av brønnresultater, avhenger både av hvor mye resultatet fra brønnene avviker fra forventningene og hvor mye data som var tilgjengelig før brønnen ble boret. For en moden letemodell med mange brønner og mange funn, vil estimatene vanligvis ikke endres like mye som for eksempel for en letemodell uten funn eller brønner.

På engelsk brukes ofte begrepet ‘yet-to-find’ om uoppdagede ressurser. dette kan lett tolkes som om det er et estimat på hva som kommer til å bli funnet heller enn et estimat på hva som kan finnes (hvis det letes). ODs estimat for uoppdagede ressurser omfatter olje og gass som antas å kunne påvises og produseres med dagens kunnskap og dagens teknologi. I estimatet er det ingen antakelser om lønnsomhet eller leteaktivitet.

Faktaboks 3.5 Usikkerhet i ressursanslag