2 – Oppdagede ressurser
Snarvei:
2.1 Felt
I ODs ressursklassifikasjonssystem blir olje- og gassressurser 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 da betegnelsen felt når det foreligger en godkjent utbyggingsplan. Ved årsskiftet var 93 felt i produksjon.
Feltene som har produsert mest olje og gass i 2022 er vist på figurene under:
Figur 2-1 De ti største feltene i 2022 målt i oljeproduksjon.
Figur 2-2 De ti største feltene i 2022 målt i gassproduksjon.
2.1.1 Reserver
Gjenværende reserver er 1 051 millioner Sm³ olje og 1 469 milliarder Sm³ gass. Økningen i totale gjenværende reserver fra 2021 er 31 millioner Sm3 o.e., se Tabell 1-1. På norsk sokkel har feltene Troll og Johan Sverdrup de største gjenværende reservene med henholdsvis 645 milliarder Sm3 gass og 315 millioner Sm3 olje, for flere felt se Ressursregnskapet per 31.12.2022 (Excel).
I årets ressursregnskap er det god tilvekst av bruttoreserver, det vil si reserver før den totale produksjonen er trukket i fra. Brutto reservetilvekst for olje er 103 millioner Sm3 og for gass 144 milliarder Sm³. Det ble produsert totalt 231 millioner Sm3 o.e. i 2022.
Myndighetene godkjente åtte planer for utbygging og drift (PUD) og fem PUD- fritak. Selskapene leverte 18 PUD-er og 6 søknader om PUD-fritak, 22 av disse er fortsatt under behandling. Reserveanslag og produksjon for hvert felt finnes i Ressursregnskapet per 31.12.2022 (Excel).
Oljedirektoratet etablerte i 2014 en målsetting om reservetilvekst for olje på 1 200 millioner Sm³ i perioden 2014-2023. Dette var for å sikre nødvendig søkelys på reservetilvekst, og for samtidig å kunne følge opp utviklingen på en systematisk måte.
Figur 2-3 Tilvekst i oljereserver fra 2014 til 2022 sammenlignet med ODs prognose og mål fra 2014. Tilveksten er fordelt på reserver som kommer fra felt og fra nye funn som er blitt satt i produksjon.
I figurene under vises endringene i reserver inkludert produserte mengder i perioden 2013 – 2023. De årene søylene overstiger produksjonen, vist med linjer, blir produksjonen erstattet av reservetilvekst. I den siste tiårsperioden har det vært en økning i væskereservene, for gass har det vært en reduksjon, se Figur 2-4.
Figur 2-4 Reserveerstatnings- og produksjonsutvikling for væske og gass i siste tiårs periode, prosenttall viser årlig reserveerstatning.
Det er produsert 1 112 millioner Sm³ væske de 10 siste årene, og ressursregnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 26 millioner Sm³ mer enn i 2012. Det betyr at reserveerstatningen for væske har vært over 100 prosent de siste 10 årene. For 2022 ble 110 prosent av de produserte væskereservene erstattet.
Siden 2012 er det produsert 1 164 milliarder Sm³ gass, og regnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 621 milliarder Sm³ mindre enn i 2012. Det gir en reserveerstatning for gass i underkant av 50 prosent de siste 10 årene, mens for 2022 ble 116 prosent av de produserte gassreservene erstattet.
2.1.2 Betingede ressurser i felt
Forventningsverdien for betingede (ikke besluttede) oljeressurser i felt er 311 millioner Sm³, se Tabell 1-1. Det er en reduksjon på 66 millioner Sm³ fra 2021. For gass er forventningen 260 milliarder Sm³, og dette er en reduksjon på 57 milliarder Sm³ fra året før. Reduksjonene skyldes hovedsakelig modning av ressurser til reserver, men det skyldes også reviderte anslag for enkeltprosjekt.
I ressursregnskapet for 2022 inngår 140 konkrete, men ikke besluttede prosjekt for økt olje- og/eller gassproduksjon og forlenget levetid. Implementering av ny teknologi er viktig for å realisere disse prosjektene og konkretisere nye. Figur 2-5 viser disse prosjektene fordelt på prosjekttype med tilhørende ressurser fordelt på væske og gass.
Prosjekt for å øke utvinningen domineres av nye brønner, både i antall prosjekt (65) og volum (om lag 110 millioner Sm³ o.e.). Øvrige 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 2-5 Konkrete prosjekt for økt utvinning fra feltene, antall og ressurser.
2.2 Funn
Det ble gjort 12 funn i 2022 med et samlet ressursestimat på 52 millioner Sm3 o.e. Fire av funnene ble gjort i Nordsjøen, fem i Norskehavet og tre i Barentshavet.
Ved inngangen av 2022 bestod funnporteføljen av 88 funn. Ved utgangen av 2022 består funnporteføljen av 79 funn. Dette kan forklares med at det er innlevert PUD for 18 funn, og ressurser er modnet til reserver. Seks funn har i 2022 endret status fra lite sannsynlig og vurderes for utbygging, mens ni funn blir ansett som lite sannsynlige å bygge ut.
Figur 2-6 viser oversikt over utviklingen av antall funn i porteføljen gjennom 2022, og Figur 2-7 viser tilsvarende for ressursestimatene.
Figur 2-6 Oversikt over utviklingen i funnporteføljen gjennom 2022. Kategorier i grønt viser bidrag til vekst og kategorier i rødt viser bidrag til reduksjon i antall funn.
Figur 2-7 Oversikt over ressursutviklingen i funnporteføljen gjennom 2022, kategorier i grønt viser bidrag til vekst og kategorier i rødt viser bidrag til reduksjon i ressursene som ennå ikke er besluttet utbygd.
I 2022 ble det levert utbyggingsplaner for 20 prosent av funnene som var i porteføljen ved forrige årsskifte. Planene omfattet 29 prosent av ressursene i funnporteføljen. Vurderinger om funn vil være lønnsomme å bygge ut vil variere over tid. Studier og tiltak kan føre til endring av statusen. I tillegg til endringer knyttet til nye funn og ny kategorisering, oppdateres også anslagene over hva som kan utvinnes fra de ulike funnene. Det arbeides med nye studier av undergrunnen, endringer i konsept for utbyggingsløsning og forhold på vertsinnretningene.
Av de 88 funnene som var i regnskapet per 31.12.2021 er 61 også med i årets regnskap. Anslaget for utvinnbare ressurser for disse er redusert med 40 millioner Sm³ o.e.
2.2.1 Betingede ressurser i funn
Totalt er det 227 millioner Sm³ olje og 230 milliarder Sm³ gass i funn som ikke er utbygd, se Tabell 1-1. Totalvolumet i funn er redusert med 196 millioner Sm3 o.e. i forhold til fjorårets regnskap. Reduksjonen skyldes i hovedsak at ressurser er modnet til reserver for flere funn, i tillegg er det en reduksjon i forventet utvinnbart volum på enkelte funn, som 7324/8-1 (Wisting), 6507/5-10 S (Slagugle) og 35/12-2 (Grosbeak).
2.2.2 Mange små og noen større utbygginger
I Figur 2-8 er funnporteføljen i ressursregnskapet vist etter havområde og størrelse. Det er enkelte større funn og flere små i alle områdene. Flest funn er det i Nordsjøen.
7324/8-1 (Wisting), som ligger i Barentshavet, er det største funnet. I Norskehavet er 6406/9-1 (Linnorm) størst, mens gassfunnet 35/2-1 (Peon) er størst i Nordsjøen.
Figur 2-8 Funnporteføljen i ressursregnskapet.
Både nye og gamle innretninger er viktige for utviklingen av ressursene på norsk sokkel. Den eksisterende infrastrukturen har mange nyere felt knyttet til seg. Det framgår av Figur 2-9 at det planlegges for mange flere innfasinger. Ny infrastruktur blir viktig for utviklingen av ressursene i området den etableres i. Det åpner opp for innfasing av funn som ennå ikke er gjort, i tillegg til eldre funn som det i dag ikke er lønnsomt å bygge ut.
Figur 2-9 Sannsynlige utbyggingsløsninger for utvikling av de 79 funnene i årets ressursregnskap, samt ressursene samlet per utbyggingsløsning.
For 76 av de 79 funnene i figuren planlegges det en utbyggingsløsning med innfasing til eksisterende felt eller til andre større utbyggingsprosjekt. Flere av dagens funn vil med stor sannsynlighet få felles løsninger eller bli innlemmet i feltene før en beslutning om utbygging blir tatt.
Det vanligste utbyggingskonseptet er havbunnsutbygginger. For 60 av funnene er dette den mest sannsynlige løsningen. En annen mulig løsning for mindre funn nær nok infrastruktur er å bruke ledige brønnslisser på eksisterende felt. Totalt er det antatt en slik løsning for 16 funn. For å investere i selvstendige produksjonsinnretninger må ressursvolumene være relativt store, gjerne som en samordnet utbygging av flere mindre funn, eller om funnet er stort nok. Slike benyttes i områder hvor det ikke er tilgang på tilstrekkelig kapasitet, eller hvor avstanden til eksisterende infrastruktur er stor.
2.2.3 Gjenværende oppdagede ressurser
Figur 2-10 viser at gjenværende oppdagede ressurser er redusert med omtrent 300 millioner Sm3 o.e. fra 2021 til 2022. Det var høy produksjon, en modning av ressurser til reserver og en reduksjon i betingede ressurser på felt og funn i 2022. Økningen i brutto reserver på grunn av investeringsbeslutningene var på 262 millioner Sm³ o.e.
Figur 2-10 Oversikt over endringen i oppdagede ressurser fra 2021 til 2022.