Tredimensjonalt strukturbilde av Barentshavet på basis kritt nivå, sett fra sørvest. Frigitte brønner er vist med en hvit prikk, gjennomslående permiske saltstokker i hvitt. Illustrasjon: KUFPEC Norway

Tror fortsatt på Barentshavet

Det gjenstår fortsatt å finne mye olje og gass i Barentshavet. Men det går for sakte. Økt boreaktivitet vil være god medisin.

Resultane så langt indikerer at Barentshavet sør ikke kommer til å bli en like ressursrik petroleumsprovins som Nordsjøen, og vi kan derfor heller ikke forvente at den vil bli en «world class hydrocarbon province».

Etter snart 40 års leting, med «tonnevis» seismikk og mer enn 120 wildcats (undersøkelsesbrønner), kan vi nå slå fast dette med stor sikkerhet. Og det til tross for at Oljedirektoratet (OD) mener mesteparten av de uoppdagede utvinnbare ressursene («yet to find») på norsk sokkel forventes å ligge i Barentshavet.

Ressursvekstkurvene
Nordsjøen regnes som en «world class hydrocarbon province». En serie med gigantfunn, som startet med Ekofisk for snart 50 år siden, er den grunnleggende årsaken. I etterkant av disse er det gjort en mengde små, mellomstore og store funn, og ett «gigantisk» (Johan Sverdrup i 2010), som samlet har befestet Nordsjøens rykte. Med til bildet av Nordsjøen som en ressursrik provins hører selvsagt også mange og store funn på britisk sokkel. Ressursvekstkurven for de tre havområdene utenfor Norge illustrerer Nordsjøens posisjon svært godt.
© Oljedirektoratet

Mer å finne

Så langt (per 31.12.17) har oljeselskapene påvist omtrent 4,5 milliarder fat o.e. i Bartenshavet sør, inkludert feltene Snøhvit, Goliat og Johan Castberg, de store funnene Alta, Gohta og Wisting, samt en rekke mindre funn som har potensial til å bli kommersielle.

Ifølge ODs siste ressursrapport («Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel 2018» er det en forventning om å finne ytterligere 7,3 milliarder fat o.e. i Barentshavet sør. Dette fordeler seg på 3,0 mrd. fat olje og 4,3 mrd. fat o.e. (685 milliarder m3) gass. De opprinnelige reservene med gass i Troll-feltet var til sammenligning dobbelt så store (1300 milliarder m3).

Sagt på en annen måte. Det gjenstår, etter hva OD mener, å finne mer enn det som hittil har blitt funnet. Det store spørsmålet er, etter mange tørre brønner og tallrike tekniske funn de senere årene, om vi noen gang kommer til å finne så mye som Ods forventningsestimat.

Det må legges til at både nedsiden og oppsiden er stor. I sitt ressursanslag for norsk sokkel opererer OD med usikkerheter, og disse er spesielt store i Barentshavet. OD forteller oss at det er 95 prosent sannsynlighet for et volum større enn 2,7 milliarder fat o.e., og 5 prosent sannsynlighet for at det finnes et volum opp mot 15 milliarder fat o.e. eller mer.

For nasjonen Norge er det altså, hvis vi tror på ODs vurderinger, ingen grunn til å gi opp. Ifølge ekspertene er det fortsatt gode muligheter for både små og store funn i dette enorme havområdet. Det tar bare litt lenger tid å påvise dem enn hva de fleste hadde håpet på.

«Yet to find»
Uoppdagede ressurser i Barentshavet sør med spredning fra P95 til P05. Forventningsverdien er 1165 millioner m3 (7,3 milliarder fat). Så langt har det i løpet av knapt 40 år blitt funnet 715 millioner m3 (4,5 milliarder fat) o.e.

«Yet to find»

Uoppdagede ressurser i Barentshavet sør med spredning fra P95 til P05. Forventningsverdien er 1165 millioner m3 (7,3 milliarder fat). Så langt har det i løpet av knapt 40 år blitt funnet 715 millioner m3 (4,5 milliarder fat) o.e.

© Oljedirektoratet

Kan ta tid

Det er med dette bakteppet vi møter representanter for ODs «letemodellanalyselag». Hvilke tanker har de om det svære området som de mener vi må stole på for å finne det meste av framtidens hydrokarbonvolumer? Er de desillusjonert etter mange skuffelser? Slett ikke, viser det seg.

– Vi har fortsatt troen, bekrefter Hans Martin Veding, Abryl Ramirez og Maren Bjørheim.

Det betyr at de fullt ut står bak tallene i ressursrapporten som ble publisert i juni 2018. Så skal det legges til at 7,3 milliarder fat, sett i et norsk perspektiv, ikke nødvendigvis er veldig mye olje og gass. Statfjord-feltet alene har for eksempel produsert mer enn 5 milliarder fat olje.

Spørsmålet er da hvor lang tid det vil ta å finne disse fatene. Vi kan jo ikke vente «i all evighet». Svaret er at det antakelig vil ta veldig lang tid. Gitt at det ikke blir boret betydelige flere brønner per år enn det har blitt gjort de siste ti årene, eller at det blir gjort et par overraskende gigantfunn.

Forventningsverdien

Metoden OD bruker for å estimere uoppdagede ressurser kvantifiserer usikkerheten. Ressursestimatene kommer fram som sannsynlighetsfordelinger, ikke som ett enkelt tall. Når et estimat angis som ett tall, er det forventningsverdien i sannsynlighetsfordelingen som brukes.

Kilde: Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel 2018, Oljedirektoratet

 

Blir ikke forstått

La oss likevel dvele litt ved disse ressursestimatene.

– De blir ikke forstått, framholder Ramirez, og kollegaene hennes bekrefter utsagnet med megetsigende nikk.

Det er to aspekter hun trekker fram.

– For det første må alle være oppmerksom på at i et «yet-to-find»-estimat anslås det hvor mye olje og gass som ligger i bakken, og som kan utvinnes. Et slikt estimat er alltid uten tidsperspektiv. Vi tar i det hele tatt ikke stilling til om, og eventuelt når, ressursene blir funnet og modnet til reserver ved at det blir vedtatt en utbygging. Til det trenger vi oljeselskapene.

– For det andre er vi databasert. Vi benytter enorme mengder med seismikk, brønndata, analyser og rapporter som vi selv eller oljeselskapene har framskaffet. OD er de eneste på norsk sokkel som har tilgang til så mye kunnskap, fortsetter Ramirez.

Veding fremholder, fordi det finnes mye infrastruktur i området, at det aller meste av hydrokarbonene i Nordsjøen antakelig kommer til å bli produsert.

– Men det samme trenger ikke gjelde for Barentshavet.

Selv ikke ressursene i gassfunnet Shtokmanovskoye (påvist i 1988) på russiske side, som med 3900 milliarder m3 (25 milliarder fat o.e.) har tre ganger mer gass enn det som opprinnelig lå i Troll-feltet, blir ikke nødvendigvis modnet til reserver. Men de inngår selvsagt i alle ressursestimater.

Trenger infrastruktur

– Med den nåværende leteaktiviteten tar det svært lang tid å påvise det vi både tror og håper kan ligge i bakken. Derfor er det nødvendig å gjøre noen store funn, bekrefter Veding.

Tidsaspektet er en interessant observasjon. For å nå det midlere målet, gitt at ressursvekstkurven fortsetter i samme tempo som nå (96 millioner fat o.e. i snitt per år fra 1981-2018), vil det ta nærmere 80 år før det midlere ressursestimatet kan bli bekreftet (GEO 07/2018: «A long wait»).

– Men vi må ikke glemme at det i den perioden var lange opphold med lite eller ingen aktivitet. De siste sju årene – 2010-2017 – er resultatene betydelig bedre. Det har blitt funnet ca. 250 millioner fat per år, påpeker Veding.

Med en slik funnrate vil det i stedet «bare» ta 30 år å finne «forventningsverdien». Men 30 år er fortsatt lang tid. Så hva skal til for å nå «målet» innen uoverskuelig framtid?

Veding ser to muligheter.

– Det ene er å bore mer. Det er som kjent kun ved å bore brønner at ressurser kan bekreftes.

– Det andre er at industrien får tilgang til både mer og bedre data, og med det som basis bore «effektivt» ved at det blir færre tørre brønner og flere kommersielle funn.

Barentshavet har imidlertid et annet problem som påvirker om et funn er kommersielt eller ikke. Området mangler nødvendig infrastruktur.

– Riktig nok blir flere oljefelt bygget ut, så som Johan Castberg og (antakelig) Wisting, men gass er vanskeligere å transportere. Uten infrastruktur vil ikke oljeselskapene lete etter gass, og før det blir gjort et stort gassfunn, vil det ikke bli bygget infrastruktur.

Det er dette vi nordmenn kjenner som «høna og egget-dilemmaet».

Ramirez påpeker at Skrugard (2011), Havis- (2012), Gohta- (2013), Alta- (2014) og Wisting- (2013) funnene representerte en stor vitamininnsprøyting for interessen i Barentshavet. I det perspektivet teller lav oljepris mindre.

Men i de senere årene har det ikke blitt gjort noen store funn, må vi erkjenne, verken av gass eller olje, og interessen for Barentshavet har dabbet av. Antallet søkere i 24. runde var for eksempel bare 11 (geo365.no: «Barentshavet – en gåte»).

– Det er likevel lyspunkter. 2017 var for eksempel et rekordår mht. antall brønner, og i 2018 tildelte myndighetene 17 nye lisenser gjennom 24. runde og TFO 2018. Til sammenligning ble det tildelt 15 utvinningstillatelser i i 23. runde og TFO 2016. Toppåret var likevel 2013 med 23 nye utvinningstillatelser i 22. runde (20) og TFO (3), legger Ramirez til.

I januar 2019 tildelte Olje-og energidepartmentet 14 nye utvinningstillatelser i Barentshavet (TFO 2018), og flere av dem omfattet mange blokker og derav ganske store arealer.

Usikre prognoser

Produksjonsprognoser for uoppdagede ressurser er beheftet med stor usikkerhet. For det første er jo ikke ressursene oppdaget enda, og det må antas et visst nivå på leteaktiviteten framover. For det andre må det gjøres en rekke antagelser om eventuelle funn, bl.a. reservoarets produksjonsegenskaper, utbyggingsløsning, beslutningstidspunkt for investeringer i felt og eventuell annen infrastruktur.

Oljedirektoratet har laget produksjonsprognoser for uoppdagede ressurser for det nærmeste tiåret – fram til 2030.

Andre har gjort forsøk på å se lengre fram i tid. Prognosen som Wittemann E&P Consulting har beregnet (GEO 05/2018: «Behov for en tydelig strategi») viser for eksempel at om ca. 25 år vil produksjonen på norsk sokkel domineres av felt som ennå ikke har blitt funnet.

 

 

Antatt produksjon fra norsk sokkel fram til og med 2030 sett med Oljedirektoratets øyne.

Prognose for produksjonen på norsk sokkel. Prognosen er basert på ODs ressurstall, men er utarbeidety av Wittemann E&P Consulting.
© WEPC/GEO 05,2018

Mer geologisk kartlegging

Ressursestimatene for norsk sokkel oppdateres hvert andre år. Siste gang var i januar 2018, og neste gang blir derfor i 2020.

– I forkant av slike oppdateringer flerdobler vi innsatsfaktoren, forteller Maren Bjørheim som koordinerer arbeidet i letemodellanalyselaget.

2017 ble imidlertid et unntaksår. Et odde år i dobbelt forstand. Med ett ble ressursestimatet for Barentshavet mer enn fordoblet. Bakgrunnen var at regjeringen gjennom flere år hadde bevilget penger til innsamling av seismikk i det området som kalles Barentshavet nordøst. I kombinasjon med geologiske analyser tilegnet Oljedirektoratet seg ny viten som så ble formidlet til det interesserte publikum (GEO 05/2017: «Mange og store funn»).

– I år går vi et skritt videre, og vi planlegger å samle inn 3D-seismikk som vil gi bedre geologisk kunnskap om Barentshavet nordøst. Det er allerede satt av midler i Statsbudsjettet for 2019, påpeker Bjørheim.

Dette kommer i tillegg til 4500 kilometer 2D seismikk på Gardarbankhøgda som Oljedirektoratet samlet inn høsten 2017 for ytterligere kartlegging og analyse.

Stort usikkerhetsspenn

Oljedirektoratet tror fortsatt på Barentshavet sør. I beste fall kan det bli funnet ressurser tilsvarende tre Statfjord-felt, og kanskje enda mer. I verste fall snakker vi om et halvt Statfjord-felt.

Om troen fortsatt er der når de nye tallene for uoppdagede ressurser publiseres i 2020, avhenger av resultatene fra kommende boringer.

I mellomtiden skal vi spent følge med på kommende wildcats.

Barentshavet nordøst

For dette havområdet, som med 170.000 km2 er like stort som 30 kvadranter i Nordsjøen, har Oljedirektoratet gitt et midlere ressursestimat på 8,6 milliarder fat oljeekvivalenter, med en overvekt av olje i forhold til gas. Oljedirektoratet presiserer imidlertid at hvis den mest lovende letemodellen blir bekreftet, kan det bli funnet betydelig større mengder med olje og gass. Oljedirektoratets høyeste estimat er således mer enn 15 milliarder fat oljeekvivalenter (GEO 05/2017: «Mange og store funn»; OD: «Geologisk vurdering av petroleumsressursene i østlige deler av Barentshavet nord 2017»).

 

 

 

Det viktigste fra de siste dagene

Vil stikke kjepper i hjulene

En gigantisk mineralforekomst

“Et stort felt” (?)


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments