Vil påvise “high value barrels”

Vil påvise “high value barrels”

Oljeselskapene gjør fortsatt mange, om enn små, olje- og gassfunn på norsk sokkel. Det kan gi god avkastning for både selskapene og staten.

Letemodeller med jura reservoarbergarter dominerer fortsatt på norsk sokkel. Mer enn halvparten av prospektene som så langt har blitt boret i år har midtre eller øvre jura sandsteiner som mål. Det går fram av statistikken som letedirektør Torgeir Stordal i Oljedirektoratet (OD) la fram på NCS Exploration Strategy i Stavanger den 20. og 21. november.

Stordal fortalte at det hittil i år er boret mer enn 54 brønner som har gitt 15 funn.

Årets absolutt største funn er 25/2-21 (Liatårnet), der operatøren Aker BP har regnet ut at det har blitt påvist mellom 80 og 200 millioner fat utvinnbar olje (GEO 05/2019: «Ny letemodell i Nordsjøen»). Nå planlegges den første avgrensningsbrønnen, og etter den kan vi forvente et mer nøyaktig ressursestimat.

Hvor mye årets funn gir totalt, er fortsatt usikkert. I beste fall snakker vi om 5-600 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.). Til sammenligning utgjør den samlede norske olje- og gassproduksjonen ca. 1.500 millioner fat o.e. per år. Det samlede norske forbruket av olje er ca. 85 millioner fat per år.

Oljeselskapene finner altså langt mindre på norsk sokkel enn det som de produserer, men heldigvis også langt mer enn det nordmenn forbruker.

Stordal trakk også fram statistikk for hvor flinke oljeselskapene er til å riske volumer i forkant av en letebrønn. Noen prospekter har kommet bedre ut enn forventet, mens andre selvsagt er dårligere enn predikert. Hovedkonklusjonen hans var likevel at selskapene har truffet bra med sine prognoser for brønner boret i 2019. Dette gjaldt for så vidt også Liatårnet, hvor volumene var iht. prognosen, men hvor den geologiske modellen bare var delvis riktig (mye mer olje i Brent-gruppen enn antatt).

Stordal kom i sitt foredrag også inn på problematikken rundt tidskritiske ressurser. I utgangspunktet er dette ressurser som kommer inn under «high value barrels». De ligger nært infrastruktur og gir god økonomi. Equinor har vist dette i forbindelse med funnet 35/11-23 (Echino Sør) som ligger tre km sør for Fram-feltet. Selskapet mener utvinnbare ressurser kun utgjør 38-100 millioner fat o.e., mens uoffisielle kilder sier dette kan like god avkastning som 500 millioner fat i Barentshavet. Problemet med utsatt leting er at «high value barrels» kan gå tapt. Forklaringen er at nye funn kan være for små til å forsvare en selvstendig utbygging, men store nok til å bli knyttet opp til eksisterende infrastruktur mens den enda finnes.

Stordal trakk i den forbindelse fram leteaktiviteten på britisk side av Nordsjøen. Som eksemplifisert av funnet Glengorm i Sentralgrabenen, er det fortsatt mulig å gjøre betydelige funn, og det til tross for at det er boret adskillig flere letebrønner på UKCS enn NCS.

Stordals stilte avslutningsvis et retorisk spørsmål relatert til gamle lisenser som OD mener er «underexplored». Han fikk et slags svar fra Denis Palermo, VP Exploration i Vår Energi, som fortalte at ExxonMobil hadde unnlatt å lete innenfor Balder-lisensen gjennom flere tiår, og det til tross for at Vår Energi har definert 17 prospekter.

Vi konkluderer derfor med at det må være godt håp om å finne enda flere «high value barrels» på norsk sokkel.

 

X