2
Oppdagede ressurser

Oppdagede ressurser

Høy produksjon og relativt god reserveerstatning

Produksjonen av væske og gass var høy i 2025. Til tross for få nye utbyggingsplaner har rettighetshaverne på feltene erstattet tre av fem produserte fat med nye reserver. Beholdningen av betingede ressurser på feltene er gått ned. Betingede ressurser i funn har økt. Samlet sett reduseres gjenværende, oppdagede ressurser med om lag halvparten av fjorårets produksjon.

Les om:

Oppdagede ressurser omfatter reserver, betingede ressurser på felt og betingede ressurser i funn. Per 31.12.2025 er disse ressursene 3 273 millioner Sm3 o.e., en reduksjon på 112 millioner Sm3 o.e. fra 2024 til 2025.

I Figur 2-1 er det illustrert hvordan volumene i de gjenværende oppdagede ressursene har endret seg siden 2024. Produksjonen var høy i 2025. Brutto reserver økte og erstattet deler av produserte volum. Nedgang i betingede ressurser i felt blir delvis motvirket av økning i betingede ressurser i funn.

 

Figur 2-1 Figuren gir en oversikt over endringene i oppdagede ressurser fra 2024 til 2025. 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 utvinningen som ikke krever PUD. 

Funn får betegnelsen felt når det foreligger et myndighetsgodkjent PUD. Ved årsskiftet var 97 felt i produksjon. I løpet av 2025 har feltene Verdande og Halten Øst i Norskehavet og Johan Castberg i Barentshavet startet produksjon.

I 2025 godkjente myndighetene en PUD og to PUD-fritak. 

Reserver

Årets ressursregnskap (Tabell 1-1) viser at det er totalt 815 millioner Sm³ olje og 1 219 milliarder Sm³ gass i gjenværende reserver på sokkelen. Økningen i brutto reserver, inkl. NGL og kondensat, fra 2024 er på 146 millioner Sm3 o.e. PUD/PUD-fritak har bidratt til deler av økningen i brutto reserver. En del felt øker reservene som følge av flere brønner, optimaliseringer og levetidsforlengelser. Modelloppdateringer har ført til opp- og nedjusteringer på enkelte felt. 

På norsk sokkel har feltene Troll og Johan Sverdrup de største gjenværende reservene med henholdsvis 559 milliarder Sm3 gass og 193 millioner Sm3 olje. Reserveanslag og historisk produksjon for hvert felt er tilgjengelig på Sokkeldirektoratets faktasider. 

Endringene i brutto reserver (inkludert produserte mengder) i perioden 2016–2025 er illustrert som stolper i Figur 2-2. De årene stolpene overstiger produksjonen (vist med prikkete linje) blir produksjonen erstattet av reservetilvekst.

 

 

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

For 2025 var reserveerstatningen for væske og gass henholdsvis 53 og 67 prosent. Flere felt rapporterte en økning i gjenværende reserver. Produksjon og nye beslutninger om utvinning påvirker også reserveerstatning. 

Det er produsert 1 136 millioner Sm³ væske de 10 siste årene, og ressursregnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 280 millioner Sm³ mindre enn i 2016. Det betyr at reserveerstatningen for væske har vært på 72 prosent de siste 10 årene. 

De siste 10 årene er det produsert 1 197 milliarder Sm³ gass, og regnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 563 milliarder Sm³ mindre enn i 2016. Det gir en reserveerstatning for gass på 46 prosent de siste 10 årene.

Betingede ressurser i felt

Forventningsverdien for betingede væskeressurser i felt er 319 millioner Sm³ o.e., se Tabell 1-1. Det er en nedgang på 39 millioner Sm³ o.e. fra 2024. Forventningen for gass er 263 milliarder Sm³ – en nedgang på 31 milliarder Sm³ fra året før. 

I ressursregnskapet for 2025 inngår 145 konkrete – men ikke besluttede – prosjekt for økt petroleumsproduksjon og forlenget levetid. 

Prosjekt for å øke utvinningen domineres av nye brønner, både i antall prosjekt (75) og volum (om lag 130 millioner Sm³ o.e.). Andre tiltak 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 Figuren viser konkrete prosjekt for økt utvinning fra feltene, antall og ressurser.

 

Funn

Betingede ressurser i funn

I 2025 er det totalt 91 funn i porteføljen med et totalt ressursanslag på 526 millioner Sm3 o.e., med fordelingen 53 prosent væske og 47 prosent gass, se Tabell 1-1. 

Totalvolumet i funn er økt med 54 millioner Sm3 o.e. i forhold til fjorårets regnskap. Økningen skyldes en kombinasjon av flere faktorer. Det er en høy ressurstilvekst fra leteaktiviteten i 2025. I tillegg har flere eldre funn endret status. Disse funnene var tidligere ikke inkludert i de betingede ressursene fordi utbygging ble vurdert som lite sannsynlig, men de omfattes nå av klassen og bidrar dermed til økningen i totale ressurser.

Figur 2-4 viser en oversikt over utviklingen av antall funn i porteføljen gjennom 2025; det nederste diagrammet viser tilsvarende for ressurser i funnene. 

Det fremkommer også fra figuren at ett funn ble besluttet utbygd i 2025, hvor ressurser er modnet til reserver. I tillegg ble ni funn inkludert i felt eller andre funn som ressurser med mulig utbygging. Figuren viser samlet volum for alle funn gjort i 2025, mens teksten nedenfor kun omtaler de funnene som inngår i ressursregnskapet.

 

 

Figur 2-4 Den øverste delen av figuren viser utviklingen i antall funn i funnporteføljen gjennom 2025. Kategorier i lys blå farge viser bidrag til vekst og kategorier i oransje viser bidrag til reduksjon i antall funn.

Den nederste delen av figuren viser ressursutviklingen i funnporteføljen gjennom 2025. Kategorier i lys blå farge viser bidrag til vekst og kategorier i oransje viser bidrag til reduksjon i ressurser i funn.

Det ble gjort 21 funn på norsk sokkel i 2025. Av disse inngår 16 i ressursregnskapet, ettersom fire funn er innarbeidet i felt og ett vurderes som lite sannsynlig å bli bygget ut. Samlet ressursestimat for de 16 funnene er 62 millioner Sm3 o.e. Ni av disse funnene ble gjort i Nordsjøen: 

Det ble gjort tre funn i Norskehavet:

I tillegg ble det gjort fire funn i Barentshavet:

De fem funnene som ikke inngår i den nåværende porteføljen for framtidige utbygginger, omfatter fire funn som er innarbeidet i felt og ett funn som vurderes som lite sannsynlig å bli bygget ut.

Funnene som er inkludert i felt er:

Funnet hvor utbygging er lite sannsynlig er 7220/5-4 (Skred).

Figur 2-5 viser ressurser i de totalt 91 funnene i porteføljen. Denne porteføljen består av historiske funn hvor utbygging er sannsynlig. De fleste funnene er gjort i Nordsjøen, med gassfunnet 35/2-1 (Peon) som det største. I Norskehavet er 6406/9-1 (Linnorm) størst, og 7324/8-1 (Wisting) er det største funnet i Barentshavet.

 

 

Figur 2-5 Figuren viser funnporteføljen i ressursregnskapet.

Det framgår av Figur 2-6 at det planlegges innfasing for mange av funnene. Det vanligste utbyggingskonseptet er havbunnsutbygginger. For 79 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 elleve funn.

 

 

Figur 2-6 Figuren viser sannsynlige utbyggingsløsninger for utvikling av funnene i årets ressursregnskap, samt ressursene samlet per utbyggingsløsning.

Oppdatert: 20.02.2026

Forrige Neste