Denne tabellen over utviklinga fra 2004 til 2005 viser at "ryggraden" i norsk oljeproduksjon er i ferd med å svikte i dramatisk grad.

(Oppdatert 18/2-06) Oljedirektoratet vedgår nå at norsk oljeproduksjon vil fortsette å falle i 2006. Det gjorde de ikke for et halvt år siden. Retretten er nok klok, tross en marginal produksjonsøkning i desember. Men oljedirektør Gunnar Berge hevdet i sin statusrapport ved årsskiftet at produksjonen vil øke igjen i 2007. Hva denne optimismen måtte bygge på, er høyst uklart.

Av Jan Herdal

De 17 største oljefelta på norsk sokkel står for over 80 prosent av produksjonen, og produksjonsutviklinga for disse er retningsgivende for den totale oljeproduksjonen på sokkelen. Vi ser at denne produksjonen nå faller meget sterkt, og at den vil fortsette å gjøre det, da ressursgrunnlaget (se tabell nedenfor) er utarmet.

Noen kommentarer til de få felta som viser positiv utvikling:

Grane ble satt i produksjon i 2003 og er i realiteten det eneste av de 17 som kanskje fortsatt kan presse produksjonen noe opp. Men produksjonen i 2005 utgjorde nesten 10 prosent av feltets totale reserver, så her er det begrenset hvor mye videre økning som kan tas ut. Det er heller ikke noe spesielt stort felt i denne sammenhengen (se tabell under). Forøvrig produserer Grane blytung olje helt nede på 18-19 API, helt atypisk for den lettere oljen som ellers i stor grad utvinnes på norsk sokkel.

Balder er et relativt lite felt som er nedtappet til 61 pst. Liten grunn til å vente seg ny produksjonsøkning av betydning her. Valhall er nedtappet til 48 pst. Eldfisk er et gammelt felt som ble satt i produksjon i 1979, og nådde sin historiske topp i 1989 med en årsproduksjon på 4,2 mill. Sm3.

Vigdis er et gammel felt tilknyttet Snorre og passerte toppen allerede i 1999. Det samme gjelder Snorre selv, som ble satt i produksjon allerede i 1992 og passerte toppen i 2003. Produksjonen på Snorre falt som vi ser med 22 prosent fra 2004 til 2005. Noen ny produksjonsøkning er ikke å forvente fra Snorre og Vigdis samlet, snarere vil den fortsette å falle.

Realiteten er altså at 15-16 av de 17 største felta på norsk sokkel er på nedtur. Sagt på en annen måte: Ryggraden i norsk oljeproduksjon er i ferd med å svikte. Så godt som alle felta er over hva vi kan kalle platåproduksjonen og i - til dels meget sterk - tilbakegang.

Ser vi bort fra de 5 felta som gikk i pluss i 2005, sitter vi igjen med et gjennomsnittlig produksjonsfall på de resterende 12 på 16-17 prosent/år. Dette er en dramatisk nedgang på bare 12 måneder, som langt på veg tar karakter av et sammenbrudd av samme type som forlengst er i full utvikling på britisk sokkel.

Notér her særlig gamle travere som Troll, Gullfaks, Oseberg, Statfjord, Norne og Valhall, der produksjonen er meget høy i forhold til gjenværende ressurser.

En rask gjennomgang av de øvrige oljeproduserende felt på norsk sokkel viser at de i stor grad befinner seg i samme situasjon som de store. Et årlig produksjonsfall på 10-12 prosent i eksisterende basis vil tilsvare 15 mill Sm³ med dagens produksjonsnivå. Det fins ingenting i kommende utbygginger som er i nærheten av å kompensere for et slikt dramatisk produksjonsfall.

Små marginalfunn som er blitt lønnsomme pga. økt oljepris forblir marginale i produksjonssammenheng, og bidrar bagatellmessig til økt døgnproduksjon. En eventuell økning av utnyttingsgraden bidrar først og fremst til å øke feltets levetid, og ikke til økt utvinningstakt. Slike produksjonstilskudd vil altså primært bare bidra til å bremse et produksjonsfall.

De dårlige leteresultatene på norsk sokkel de siste 10 år underbygger dette bildet. Eksempelvis opererer OD med nye funn i 2005 tilsvarende 20-100 mill. fat (usikkerhetsspennet sier en hel del), mot et uttak på 930-940 mill. fat.

Det er utviklingen i de store felta som avgjør utvinningsnivået. Den gir som vi ser lite holdepunkt for å tro på en ny produksjonsøkning i 2007. Disse felta er gamle og stort sett langt over toppnivået.

Om den raske uttappingen av eksisterende basis fortsetter, noe alt tyder på at den vil gjøre, vil dette i løpet av få år reise et nytt problem:

Tross stigende oljepris krever oljeutvinning til havs, i værharde områder og på til dels store dyp, store og dyre installasjoner. Dermed kreves også et visst volum for at virksomheten skal være lønnsom. Mange av de småklattene OD nå baserer framtidig oljeproduksjon på, vil bare være lønnsomme i tilknytning til eksisterende infrastruktur og oljeutvinning fra større hovedfelt. Svikter denne basisen, vil også grunnlaget være borte for å sette en hel del av marginalfunna i produksjon.

Konklusjon:

■ Oljedirektoratets prognose om et produksjonsfall på ”bare” 5 prosent i 2006 virker for optimistisk. Et fall på 7-8 prosent synes minst like sannsynlig.

■ Påstanden om en ny oppgang i 2007 framstår mer som ønsketenkning enn reell prognose med basis i produksjonsfakta. En nøktern analyse av tabellene tilsier at fallet i norsk oljeproduksjon fortsetter. En akselerasjon til et fall på 10 pst./år og mer er ikke å utelukke. Da kan vi fort ha en halvering i løpet av en fem års tid, og da rykker den tida da vi igjen er netto oljeimportør raskt nærmere.

Ressursuttappingen (tabell oppdatert pr. 17/2-06)

Situasjonen blir enda tydeligere om vi ser på tabellen over. Av denne framgår at de 17 største og rikeste oljefelta på sokkelen pr. 31/12-05 er dramatisk nedtappet til gjennomsnittlig 27 prosent av opprinnelig størrelse. En tommelfingerregel er at platåproduksjonen varer omtrent til et felt er halvveis tømt, deretter begynner den å synke merkbart fra år til år. Slik sett kan vi trygt si at de rikeste oljeforekomstene er "modne", snarere sagt overmodne.

Uttaket (kolonne to, tabell 1) fra dette ressursgrunnlaget (kolonne to, tabell 2) er altså for tida på hele 12-13 prosent pr. år, et meget høyt tall selv for felt i en tidligere fase av produksjonen. Skal dette uttaket opprettholdes, må hele ressursbasen fornyes i løpet av knapt 8 år. Det som finnes av nye prosjekter er samlet sett ikke i nærheten av en slik målsetting. Felt som nå er planlagt satt i produksjon er ofte på mindre enn en - 1 - prosent av Statfjords størrelse.

Nye prosjekter (mill. Sm3, tabell oppdatert 17/2-06)
En gjennomgang av hva som for tida ligger ute av nye prosjekter (funn) på oljedirektoratets nettsider gir følgende resultat:

Som vi ser utgjør dette bare reserver som samlet ikke en gang tilsvarer den opprinnelige størrelsen på f. eks. Heidrun, ett av de 17 store felta som er i produksjon. Det utgjør 5 prosent av de 17 feltas opprinnelige reserver, og under 20 prosent av de 17s nedtappede tilstand i dag.

Tar vi posten "Sannsynlig utvinning" består den f. eks. av 19 lommer på gjennomsnittlig 3 mill. Sm3. Det utgjør 7 prosent av det aller minste feltet i øverste tabell, Gullfaks sør, og er en størrelse som knapt nok kvalifiserer til betegnelsen oljefelt i opprinnelig betydning på norsk sokkel.

I tillegg finnes det reserver i felt hvor det pr. dato er vanskelig å skaffe seg en sikker formening om størrelsen. Likevel sier dette mye om i hvilken dramatisk grad de rikeste norske oljeressursene allerede er uttappet og forbrukt.

Også denne tabellen fra Faktaheftet 2005 (utgitt som samproduksjon mellom olje- og energidepartementet og oljedirektoratet) illustrerer hvor sterkt oljeressursene på sokkelen er nedtappet. Det er de grønne og blå stolpene som i første rekke bør sammenlignes her. Et åpent spørsmål er hvor mye som eventuelt kan hentes ut av det røde ved hjelp av ny teknologi og økt oljepris.
                              

                                                         © Tekst: Jan Herdal