Sokkeldirektoratet

3
Olje og gass på sokkelen framover

Olje og gass på sokkelen framover

AVANSERT TEKNOLOGI HAR BIDRATT TIL ET GODT LETEÅR

Leteresultatet i 2025 var blant de beste på flere år, men framtidig verdiskaping for samfunnet krever at det letes og jobbes mer for å utvikle funn som allerede er gjort. Det er fortsatt store olje- og gassressurser igjen.

Les om:  

Hva skal til for å realisere ressursene? 

For den totale produksjonen av olje og gass fram til 2050 utarbeidet Sokkeldirektoratet tre mulighetsbilder i 2024. Disse ble oppdatert og presentert på Sokkelkonferansen i 2025. 

 

Tre mulighetsbilder for den totale produksjonen av olje og gass fram til 2050

Alle de tre mulighetsbildene viser nedgang i produksjonen i årene framover. Dersom fallet skal bremses, må det letes nær infrastruktur og i mindre kjente områder samt investeres mer i felt, funn og infrastruktur. Manglende investeringer vil føre til rask nedbygging av petroleumsvirksomheten. 

Det er fortsatt store ressurser igjen på norsk sokkel. Men det må letes og jobbes mer for å utvikle funn som allerede er gjort. De fleste funnene bygges ut via eksisterende infrastruktur.  

Økt kunnskap, bedre samarbeid mellom aktørene, deling av data og ny teknologi gir grunnlag for nye funn, raskere utbygging og økt utvinning i årene framover. Dette vil kreve fortsatt investeringsvilje- og evne blant rettighetshaverne på norsk sokkel. 

I desember publiserte Sokkeldirektoratet rapporten «Et aktørbilde i endring». I denne studien presenteres nye selskapsgrupperinger og utviklingstrekk for aktivitet og ressurstilvekst fordelt på nye selskapsgrupper. Rapporten er første fase i en større studie. Videre arbeid presenteres i en ny ressursrapport som vi planlegger å publisere i 2026.

Det har vært et godt leteår

Dette året har vært det beste leteåret på norsk sokkel på ti år, med unntak av 2021. Det er gjort mange og noen betydelige funn. I volum (oljeekvivalenter) fører disse funnene til at ressurstilveksten har vært bedre enn på flere år. Flere av funnene er resultat av at ny og avansert teknologi er tatt i bruk.

Det ble avsluttet 49 letebrønner. Av disse var 40 undersøkelsesbrønner, og det ble gjort 21 funn. Funnene har et foreløpig samlet estimat på 67 millioner standard kubikkmeter utvinnbare oljeekvivalenter (424 millioner fat o.e.). Dette gir en ressurstilvekst som er høyere enn fjoråret. Det ble funnet over dobbelt så mye væske som gass.

Figur som funnmengder fra 2016 til 2025.

Denne figuren viser funnmengder fra 2016 til 2025.

De tre største funnene i 2025: · Letekampanjen Omega Alfa: oljefunn i fire brønnbaner i området rundt Yggdrasil i Nordsjøen. · Prospektet Lofn/Langemann: to gass/kondensatfunn i Nordsjøen · Prospektet Kjøttkake: olje- og gassfunn i Nordsjøen.

Året har også vært preget av teknologiske milepæler. To svært lange brønnbaner er boret:

Aker BP satte ny rekord i letekampanjen Omega Alfa i Yggdrasil-området. Dette er den lengste letebrønnbanen (24/1-14 C) boret på norsk sokkel. Den er målt til 10,7 kilometer.

OKEA boret letebrønnen Talisker (31/4-A-15 B) på Brage-feltet i Nordsjøen med en målt lengde på 10,2 kilometer. Det er en av de lengste letebrønnene på norsk sokkel.

Disse rekordlange letebrønnene viser hvordan avansert boreteknologi gir økt fleksibilitet i leting og mulighet til å teste flere mål i én brønn.

Denne figuren viser leteresultater for 2025. (Disse volumene er de som ble meldt i nyhetsmeldinger i løpet av året). *De estimerte ressursene er et samlet resultat av letekampanjen Omega Alfa som gjorde funn i 4 brønnbaner.

Figuren viser leteresultater for 2025. (Disse volumene er de som ble meldt i nyhetsmeldinger i løpet av året). *De estimerte ressursene er et samlet volum av fire funn gjort i letekampanjen Omega Alfa. 

 

Kartet under viser hvor funnene er gjort på sokkelen.

Kartet viser hvor funnene er gjort på sokkelen.

I 2026 forventer Sokkeldirektoratet om lag 40 letebrønner totalt, der 28–32 er i Nordsjøen, 4–6 i Norskehavet og 4–6 i Barentshavet.

Ved utgangen av 2025 var det 91 funn som ennå ikke er besluttet utbygd. Det er enkelte større funn og flere små i alle havområdene på sokkelen. Det er flest funn i Nordsjøen.

Tabellen under viser en oppsummering av funnene som ble gjort i 2025. (Disse volumene er de som ble meldt i nyhetsmeldinger i løpet av året). *De estimerte ressursene er et samlet volum av fire funn gjort i letekampanjen Omega Alfa. 

Havområde Prospektnavn Brønnbane Utvinningstillatelse Operatør Innhold Størrelse, millioner Sm³ o.e.
Nordsjøen Langemann 15/5-8 A 1140 Equinor Gass og kondensat 1-8
Nordsjøen Lofn 15/5-8 S 1140 Equinor Gass og kondensat 3,5-10
Nordsjøen Omega 25/1-14 1249 Aker BP Olje 15,3-21,3*
Nordsjøen Alfa 25/1-14 A 1249 Aker BP Olje 15,3-21,3*
Nordsjøen Sigma NE 25/1-14 C 1249 Aker BP Olje 15,3-21,3*
Nordsjøen Sigma 25/1-14 G 1249 Aker BP Olje 15,3-21,3*
Nordsjøen Talisker 31/4-A-15 B 055 OKEA Olje 0,3-1,11
Nordsjøen Prince Sør 31/4-A-23 G 055 OKEA Olje 0,05-0,44
Nordsjøen Camilla Nord 35/8-8 S 248 LS Harbour Energy Gass og kondensat 0,4-0,8
Nordsjøen Kjøttkake 35/10-15 S 1182 DNO Olje og gass 6,1-11,8
Nordsjøen F-sør 35/11-31 S 090 Equinor Olje og gass 0,1-1,1
Norskehavet Mistral Sør 6406/6-7 S 1119 Equinor Gass og kondensat 3-7
Norskehavet Vidsyn 6406/11-2 S 586 Vår Energi Gass og kondensat 4-6,4
Norskehavet Tyrihans Øst 6407/1-B-2 H 1121 Equinor Olje og gasskondensat 0,2-1,3
Norskehavet Smørbukk Midt 6506/12-PB-3 H 094 Equinor Olje og gasskondensat 1-3
Norskehavet E-prospektet 6507/5-13 S 212 Aker BP Olje 0,64-1,43
Barentshavet Goliat Nord 7122/7-8 229 Vår Energi Olje og gass 0,4-0,8
Barentshavet Zagato Sør 7122/8-3 S 229 Vår Energi Olje 2,4-6,8
Barentshavet Elgol 7122/9-2 1131 Vår Energi Gass 0,4-3
Barentshavet Skred 7220/5-4 532 Equinor Gass 0,3-0,5
Barentshavet Drivis Tubåen 7220/7-CD-1 H 532 Equinor Olje 1,5-2,3

 

Ny teknologi for tette reservoarer 

Kontinuerlig teknologiutvikling innen olje- og gassnæringen er nødvendig for å bidra til å skape størst mulig verdier for samfunnet. Derfor skal Sokkeldirektoratet være en pådriver for utvikling av ny teknologi, inkludert digitalisering, i alle deler av verdikjeden.  

De siste to årene har vi arbeidet spesielt for å øke utvinningen i tette reservoarer (PDF) på norsk sokkel. 

Effektiv produksjon av store volumer olje og gass fra tette reservoarer forutsetter både ny teknologi og kostnadsreduksjoner. Slike løsninger er allerede tatt i bruk i stor skala internasjonalt. For å lykkes med implementeringen på norsk sokkel, er tett samarbeid mellom aktørene avgjørende. Ofte er det også snakk om tidskritiske ressurser, som snarlig må kobles til eksisterende installasjoner for å sikre lønnsom utvinning. 

Her er et utvalg teknologi som er relevant for tette reservoarer: 

Dynamisk oppsprekking: Metoden går ut på å sprekke opp reservoarbergarten og holde denne sprekken åpen ved å fylle den med sand. Olje og gass kan da lettere strømme inn i brønnen, og produksjonspotensialet øker.  

Lavkostnadsboring: Dette er en metode som benytter en kontinuerlig lengde med fleksibelt rør som spoles av en trommel for å bore brønner. Teknologien er effektiv for å senke borekostnaden og kan muliggjøre lønnsomhet i mindre forekomster.  

CAJ-teknologi (Controlled Acid Jetting): Teknologi som er utviklet særlig for å øke produktiviteten i lange horisontale brønner der tradisjonelle metoder har begrenset rekkevidde.   

De siste fire årene har Sokkeldirektoratet arrangert en egen teknologidag. Den er først og fremst rettet mot rettighetshaverne på norsk sokkel. Hensikten er å dele erfaringer med implementering av ny teknologi i tråd med vår teknologistrategi. Dette er et populært arrangement, og vi planlegger et nytt 4. juni 2026. 

 

Last ned: Bakgrunnstall (Excel)

 

Oppdatert: 08.01.2026

Forrige Skriv ut rapporten Last ned PDF av rapporten Neste