Norsk sokkel er i en moden fase. Gjennom 55 år har vi produsert om lag 55 milliarder fat oljeekvivalenter. De største, enkleste og mest lønnsomme ressursene – indrefiletene – er allerede bygget ut. Mange av dem har produsert i årtier.
De gjenværende funnene er mindre, mer teknisk krevende og byr i beste fall på lavere lønnsomhet. Bransjen refererer til disse som marginale felter eller «de utfordrende fatene». I takt med at våre viktigste og mest lønnsomme reservoarer tappes tomme, forventer Sokkeldirektoratet (Sodir) at samlet produksjon på norsk sokkel kan bli mer enn halvert innen 2050 i basisscenarioet.
I denne sammenhengen peker én type ressurser seg ut: tette reservoarer.
Linnorm. Victoria. Warka. Norvarg. Felles for disse er at de representerer større gassfunn i tette reservoarer som vi har til gode å utvikle. Det finnes mange flere. I sum utgjør de betydelige volumer. Med ny teknologi, bedre samarbeid og bruk av eksisterende infrastruktur kan funn som tidligere ble vurdert som ulønnsomme bli aktuelle for utbygging.
– Disse ressursene er tidskritiske. De er ikke lønnsomme nok til å forsvare nye investeringer i plattformer, så vi er avhengig av å kunne knytte dem opp mot eksisterende plattformer og produksjonsskip, sier Arne Jacobsen, underdirektør Teknologi og undergrunn i Sodir.
Sodir har de seneste årene vært en sterk pådriver for å få bransjen til å ta tak i denne typen funn. Til dels fordi de bør utvikles før de store feltsentrene legges ned, men ikke minst fordi det ligger i direktoratets mandat å maksimere verdiene av petroleumsressursene på sokkelen.
– Det dreier seg om mange funn, et sted mellom 50 og 100, avhengig av hvilke lønnsomhetsberegninger som legges til grunn. Totale tilstedeværende ressurser er beregnet til ca. 2 000 mrd. standard kubikkmeter (Sm3), eller 12-13 mrd. fat oljeekvivalenter (oe.).
Permeabilitet
Permeabilitet er et mål for hvor lett en bergart lar væske eller gass strømme gjennom seg. Viktige faktorer er bergartens porøsitet og tilstedeværelsen av sprekker. Permeabilitet måles i darcy (D) og som oftest i millidarcy (mD). Norges største oljeproduserende felt, Johan Sverdrup, kan skilte med permeabilitet tilsvarende flere darcy, mens tette reservoarer har typisk permeabiliteter på under 10 mD – ofte betydelig lavere.
Sokkeldirektoratet benytter en mer pragmatisk definisjon på tette reservoarer: et reservoar som krever stimulering for å oppnå økonomisk produksjon.
Ifølge underdirektøren utgjør omtrent halvparten av ressursene gass og halvparten olje. Geografisk opptrer de i alle tre havområder, ofte i klynger. De største oljevolumene ligger i den sørlige delen av Nordsjøen, mens gassvolumene er størst i Norskehavet og Barentshavet.
Sodir har tidligere anslått utvinningspotensialet til grovt regnet 20 prosent, eller 3 mrd. fat oe. Til sammenlikning er det forventet at Johan Sverdrup vil produsere 2,7 mrd. fat oe.
Victoria-studie ga ny fart
Det kanskje viktigste initiativet direktoratet har tatt de siste årene, er studien av gassfunnet Victoria i Norskehavet. Victoria ble funnet i 2000, men har aldri blitt utviklet på grunn av kombinasjonen av et tett reservoar, høyt trykk og høye temperaturer, samt høyt innhold av CO2 og tilstedeværelse av H2S.
Victoria
Påvist av Exxon i 2000 (letebrønn 6506/6-1). Total overtok som operatør seks år senere, og boret en avgrensningsbrønn i 2009. Brønnen bekreftet de mange utfordringene som funnet ville by på ved en eventuell utbygging, samtidig som ressursene ble nedjustert. Arealet ble tilbakelevert i 2018. Havdypet er 400 meter, og reservoaret ligger ca. 4 800 meter under havbunnen.
– Vi valgte Victoria fordi dette er blant de mest krevende funnene vi har. Vi ville vise at om Victoria er mulig å utvikle lønnsomt, vil det også være mange andre funn i tette reservoarer som er det, forklarer Jacobsen.
Da Total tilbakeleverte lisensen i 2018, var konklusjonen at væskene som var tilgjengelige på den tiden ikke ga tilstrekkelig effekt til å lage store nok sprekker ved hydraulisk oppsprekking.
Ny teknologi har endret forutsetningene. Den nye studien, gjennomført i samarbeid med det britiske konsulentselskapet Opecs, konkluderte med at dagens brønnteknologi og bruk av nyutviklede fraktureringsvæsker gjør det mulig å utvikle Victoria på en lønnsom måte.
Studien viser at fire brønner kan produsere rundt 10 millioner kubikkmeter gass per dag de første årene, med en samlet produksjon på rundt 29 mrd. Sm3, eller ca. 460 millioner fat oljeekvivalenter, over 30 år.
Høsten 2024 inviterte Sokkeldirektoratet bransjen til et seminar for å legge frem resultatene og oppfordre aktørene til å gripe fatt i Victoria. Budskapet ser ut til å ha nådd frem: I forbindelse med TFO 2025 (Tildeling i forhåndsdefinerte områder) ble Aker BP tildelt operatørskap i funnets utvinningstillatelse 1304, med Equinor, Harbour Energy og ORLEN som partnere.
Aker BP-sjef Karl Johnny Hersvik skrev i årsrapporten for 2025 at Victoria er «neste i rekken» for selskapet, som også har sikret seg operatørskap i andre lisenser med gassfunn i tette reservoarer (Warka, Norvarg og Ververis). Ifølge Jacobsen planlegger Victoria-partnerne å bore en testbrønn for å verifisere teknologien.
Våren 2026 presenterte Sodir et annet stort, uutbygget gassfunn som en ny mulighet for bransjen: Gro (uoffisielt navn).
Gro ble funnet av Shell i 2009 og ligger ca. 160 km sørvest for det produserende gassfeltet Aasta Hansteen. Tilstedeværende ressurser er beregnet til rundt 52 mrd. Sm3, eller ca. 330 mill. fat oe.
Sodir engasjerte konsulentselskapet Terra Stream Energy til å utføre en studie av funnet, og igjen arrangerte direktoratet et seminar der de la frem resultatene til stor interesse fra bransjen.
Jacobsen påpeker at en eventuell utvikling av funnet er tidskritisk, ettersom det må kobles til Aasta Hansteen-feltet mens det er operativt. Studien kan bidra til å vise hvordan Gro passer inn dersom det blir en større utvikling som også involverer andre gassfunn i området.
– Vi ser også at stimulering kan brukes i produserende felter for å øke verdien. Her er potensialet stort.
Teknologien er på plass
– Teknologien for å utvikle disse reservoarene er tilgjengelig, fremholder underdirektøren.
Hydraulisk oppsprekking har vært brukt globalt i flere tiår, og også på norsk sokkel, men hovedsakelig i kalkreservoarer som på Ekofisk og Valhall. For sandsteinsreservoarer, som utgjør mange av de uutbygde funnene, er erfaringene langt mer begrensede.
– Denne teknologien ble tatt i bruk i Norskehavet allerede på 1990-tallet, men det tok aldri helt av. Bransjen la de tette reservoarene til side til fordel for enklere og mer lønnsomme felter.
Det som har endret seg er særlig effektiviteten og gjennomførbarheten offshore, blant annet gjennom ny brønn- og stimuleringsteknologi.
Tidligere måtte hvert intervall i brønnen behandles separat, med egne operasjoner for hvert trinn. I dag kan flere intervaller stimuleres i én operasjon, noe som reduserer både tid og kostnader.
Utstyr og fartøy har også blitt mer robuste, noe som reduserer avbrudd og gir bedre utnyttelse av værvinduer.
Likevel er kostnadsbildet krevende.
HPHT-brønner (high pressure, high temperature) er dype, komplekse og dyre å bore, og krever spesialiserte rigger og avansert logistikk. I tillegg må stimuleringsfartøy være tilgjengelige på riktig tidspunkt.
– Det er ikke nødvendigvis selve oppsprekkingen som er dyr. Det er helheten – rigg, skip, mobilisering og vær – som driver kostnadene.
Teknologier for økt produksjon fra tette reservoarer
Utfordringen ved produksjon fra tette reservoarer er at produksjonsratene blir for lave til at utvinningen blir lønnsom med standard brønnløsninger.
Hydraulisk oppsprekking
Bergarten sprekkes opp ved svært høyt trykk, og sprekkene holdes åpne med proppanter (kunstig sand) slik at olje og gass kan strømme lettere. Moderne metoder tillater stimulering av flere intervaller i samme brønn i én operasjon (flertrinns oppsprekking).
Tynnhullsboring
Mange tynne borehull i samme brønn øker reservoareksponeringen betydelig og gjør det lettere for hydrokarbonene å strømme inn i brønnen. Dette kan redusere kostnader og gjøre marginale ressurser mer lønnsomme.
Kveilrørboring
Fleksibelt rør som brukes til å gjennomføre stimulering og intervensjoner raskere og mer effektivt enn med tradisjonelle borestrenger.
Syrestimulering (CAJ)
Syre injiseres for å løse opp deler av bergarten og forbedre strømningsegenskapene. Brukes særlig i karbonatreservoarer, men kan også være aktuelt som supplement i sandstein.Kilde: Sokkeldirektoratet
Koordinering og kompetanse
Et viktig strukturelt problem er at aktivitetene er fragmenterte. Når enkeltoperasjoner spres i tid, blir det dyrt å mobilisere spesialiserte fartøy, som ikke er stasjonerte i Norge.
Om det blir flere slike operasjoner på norsk sokkel de kommende årene, blir det også naturlig å bygge opp lokal infrastruktur på land for å støtte aktivitetene mer kostnadseffektivt. Det er eksempelvis forholdsvis store mengder væsker og proppanter som skal fraktes offshore i forbindelse med stimulering av reservoarer.
Sokkeldirektoratet peker derfor på behovet for bedre koordinering på tvers av operatører – blant annet inspirert av utviklingen i Mexicogolfen. Der samarbeider selskapene i større grad om bruk av stimuleringsfartøy på tvers av lisenser, noe som sikrer bedre kapasitetsutnyttelse, reduserer mobiliseringskostnader og har bidratt til økt produksjon fra tette reservoarer de siste årene.
Også kompetanse trekkes frem som en barriere.
– Når selskapene vurderer disse mulighetene, bruker de ikke alltid hele verktøykassen. Mange jobber fortsatt konvensjonelt, og hvis analysene ikke viser lønnsomhet umiddelbart, stopper vurderingene ofte der, sier Jacobsen.
Han etterlyser særlig økt kompetanse innen modellering av stimulerte reservoarer, og større forståelse for hvilken verdi som kan utløses gjennom slike tiltak.
– Dette er et spesialisert fagfelt, og det er ikke så mange som jobber med det. Da blir det også vanskeligere å få frem tilstrekkelig beslutningsgrunnlag.
Sokkeldirektoratet jobber derfor aktivt for bedre erfaringsdeling. Målet er å etablere et forum der operatører – fra Equinor til de mindre aktørene – kan utveksle kunnskap og erfaring omkring disse forholdene, fra deling av infrastruktur til bruk av ny teknologi for stimulering av tette reservoarer.
En hastesak
Som nevnt, tiden er knapp.
– Uten nye tilknytninger ser vi at to tredjedeler av dagens feltsentre kan bli nedlagt innen 2040, sier Jacobsen.
Dermed er vinduet for å utvikle ressursene i tette reservoarer begrenset. Samtidig tar det tid å modne prosjekter frem til investeringsbeslutning. Først må teknologien testes i felt gjennom pilotbrønner og testproduksjon, før løsningene kan skaleres opp.
– Skal vi ha utbygginger i større skala utover 2030-tallet, må vi i gang nå.
Appellene og drahjelpen fra Sodir ser ut til å ha gitt et visst momentum. Flere operatører har de siste årene sikret seg lisenser som omfatter funn i tette reservoarer, og industriens respons på seminarene og studiene har vært god.
Samtidig gjenstår det fortsatt et stykke før dette utvikler seg til en etablert praksis.
– Vi har altså fått mye vind i seilene om tette reservoarer, men vi har ikke kommet dit at dette går av seg selv, så det kreves fortsatt aktiv innsats fra oss, mener Jacobsen.
Han håper at når aktiviteten først kommer i gang, vil operatørene bli mer fortrolige med teknologien, operasjonene bli mer effektive og stimulering av tette reservoarer etter hvert bli standard praksis – slik det allerede er på dypt vann i Mexicogolfen.
Han avslutter med et tydelig budskap til næringen:
– Dette handler om å vise mot. Vi trenger aktører som tør å utfordre det konvensjonelle og satse på nye løsninger, tilpasset de mulighetene vi nå har på sokkelen.
Jacobsen understreker at stimulering av tette reservoarer i mange tilfeller ikke bare er et tilleggsgrep – men en forutsetning for at ressursene skal kunne produseres.
– Det kan være forskjellen på om et prosjekt fremstår som ulønnsomt eller lønnsomt. Klarer vi å utløse den merverdien, ligger det betydelige ressurser der som i dag ikke blir produsert.