Udviklingspotentialet i den danske del af Nordsøen Indlæg ved Steffen B. Olsen, Energistyrelsen 1
Disposition Indledning Udbygning og produktion Efterforskning Afrunding 2
olie, mio. m 3 30 20 Produktionsprognoser 1990 1995 2000 2004 Produktion 2003 10 0 1990 1995 2000 2005 2010 3
Energistyrelsens produktionsprognose olie, mio. m 3 30 20 prospektbidrag teknologibidrag muligt forløb 10 0 2004 2008 2012 2016 2020 4
Udbygning og produktion 5
til NOGAT til Nybro Nini 32 km Harald / Lulita A B Svend Svend 20 km Gas (29 km) Lulita Harald 13 km Siri Cecilie Gas (260 km) 13 km Cecilie Siri SCA 9 km 32 km SCB Nini Gas (80 km) Syd Arne Syd Arne 65 km Valdemar til Nybro Valdemar Roar Tyra Gas (235 km) B Planlagt Tyra Vest Roar A 20 km 11 km 3 km 3 km F B C Tyra Øst A E D 11 km Rolf Dagmar 16 km Gas (29 km) Gorm 19 km 33 km 29 km 26 km Tyra Sydøst Skjold Dan Kraka Halfdan Olie (330 km) til Fredericia B E A D 3 km Regnar C Tyra Sydøst Halfdan Rolf 17 km HDB HDC 2 km HBA HDA Dagmar Gorm E FD Dan FA FE E Dan FB 2 km C Oliefelt 9 km Gasfelt Olieledning Gasledning Flerfaseledning Rørledninger ejet af DONG F B A C D 12 km 11 km Skjold C A B FC FF FG Planlagt Kraka 9 km 3 km 13 km A B D Regnar Rørledning ejet 50% af DONG og 50% af DUC selskaberne 6
5900 Dan feltet Status 1987 6300 6200 6100 6000 5700 5800 5900 6000 6100 6200 7
Dan feltet Plan for vandinjektion 1991 6300 6200 6100 6000 5900 5700 5800 5900 6000 6100 6200 8
Dan feltet 2003 6900 6950 6900 6900 6800 MFF-23 MFF-14 6800 MFF-13A MFF17 6800 MFF-29 6900 MFF-12A MFF-19C MFF-28 6700 6500 6600 6800 MFF-25A MFF-32 MFF-11 MFF-10 MFF-26 MFF-30 MFB-2E MFA-24 MFB-22 I MFF-4B MFA-9A MFA-23 MFB-17 MFB-5 MFB-1 MFB-14B MFA-25A 6400 ME-3 6300 6200 MFE-6 MFA-21 MFA-12 MFA-11 ME-1 MFA- 15 MFA-3 MFB-3 ME-4 MFA-22 MD-4C MD-10 MD-1B MFB-7 MFE-3A MFB-16 MFA -10 MFA-8 ME-6 MFE-2 MFF-20 MFA-5 ME-5 ME-2 MFA-7 MFB-6B MFB-9A MFB-11 MFB-15 MFE-5 MFA-14 MD-3B MFA-4 MFB-10A MFB-23B MFB-21 MFB-24 MFE-4 MFB-4C MFA-13 MFF-3 MFB-12B MFF-5B MFB-13 MFF-6 MFA-16 MA-6A MA-5C MFF-22A MFF-7 MFA-20 MFF-8A MFF-24A MFA-1B MD-7 MFA-2A MFA-19 MA-1C 6400 6600 6500 6400 6300 6200 MFB-18 MFA-17 MFB-19A MFE-7 MFB-20 MFE-1A MFF-16E MFA-18 MFA-6D MD- 8 MD-6B MFF- 18 MA-4A MFF-1A MD-9 6300 MFF-21 6400 MFB-8B 6500 6600 Top kalk 6000 6100 MFF-2 MD- 5A 2 km MA-7A MD-2BX MA-3E 9
Planlagt + muligt olie, mio. m 3 30 20 Øvrige felter og fund Halfdan og Syd Arne Dan, Gorm og Skjold 10 0 1984 1988 1992 1996 2000 2004 2008 2012 2016 2020 10
Udbygning og produktion Videreudbygning af eksisterende felter Flere boringer yderligere vandinjektion Satellit udbygninger af mindre felter Udfordringer med udbygning af dybtliggende forekomster 11
Udbygning og produktion Forbedrede indvindingsmetoder CO 2 -injektion, damp, m.m. Økonomiske udbygningsløsninger til mindre forekomster Billigere boringer 4D seismik Gode idéer er velkomne! 12
Efterforskning 13
Dansk koncessionsområde juni 2004 6 O 15' Tethys Oil 1/03 1/03 1/02 Tethys Oil Koncessioner tildelt i 1962-2003 Ansøgning i Åben Dør området Åben Dør området 14
Efterforskningsmuligheder Tværsnit og kort over efterforskningsboringer i Central Graven Vest Øst Øvre kridt Nedre kridt Zechstein salt Hejre-1 Amalie-1 Jeppe-1 Svane-1 Jura 5 km 5 km Jura Ældre lag Trias Ringkøbing-Fyn Højderyggen Central Graven Nora-1 Basis Øvre Jura dybere end 5 km Efterforskningsboringer: Jura gennemboret Jura delvist gennemboret Øvrige 15
Efterforskningspotentiale Reserver og ressourcer for Central Graven og Siri kanalen Olie mio. m 3 232 276 205 Produceret pr. 1. 1. 2004 Reserver totalt pr. 1. 1. 2004 Prospektive ressourcer pr. 1. 8. 2003 16
Efterforskning Vilkår for nye tilladelser 30% selskabsskat Kulbrinteskat skattesats 52%, fradrag 30% (5% i 6 år) Rørledningsafgift på 5% - modregnes i kulbrinteskat, bortfalder i 2012 20% statslig deltagelse 17
Efterforskning 6. udbudsrunde Statsdeltagelsen Forventet udbud sidst på året Ansøgningsfrist i løbet af foråret Tildeling senere i 2005 18
Afrunding Olie: fra latin oleum, olie sideform til olivum, olivenolie. 19
Investeringer i felter samt udgifter til drift og olietransport, 2003-priser mia. kr. 15 10 5 Drift Transport Investeringer 0 04 05 06 07 08 20
Dansk koncessionsområde juni 2004 6 6 15' Det vestlige område A. P. Møller, 1962 bevilling 5 DONG 4/95 Koncessioner tildelt i 1986-1995 DONG 6/95 56 30' Koncessioner tildelt i 1998-2000 A.P.M. 4 Mærsk 9/95 DONG 1/90 Harald DONG 7/86 DONG 7/86 DONG 16/98 6/95 Freja 5/98 Svend Phillips 7/89 Phillips 56 Amerada Hess 4/98 56 00' 4/98 DONG 11/98 A. P. Møller Det sammenhængende Område 4 Elly EDC 13/98 Rolf 55 30' Mærsk 5/99 6 Mærsk 7/95 5 21
Produktion af olie og gas mio. t. o. e. 30 20 10 Olieproduktion Gasproduktion (salgsgas + brændstof) 0 95 97 99 01 03 22
Selskabsmæssig fordeling af olieproduktionen % 40 30 Shell A. P. M øller Texaco DONG Amerada H. 37,6 31,9 12,3 6,9 6,4 Denerco Oil Paladin RWE-DEA Denerco P. Danoil 2,5 1,9 0,7 0,2 0,2 20 10 0 23
Danske olie- og gasfelter Nini Freja Lulita Harald Amalie Svend Syd Arne Siri Cecilie Boje området Producerende oliefelt Producerende gasfelt Kommercielt oliefelt Kommercielt gasfelt Feltafgrænsning Valdemar Adda Elly Roar Tyra Tyra SØ Rolf Gorm Sif Igor Dagmar Skjold Dan Kraka Halfdan Alma Regnar 6 o 15' 24
Mulig indvinding 25 Olieindvinding, mio. m 3 232 203 67 7 Planlagt indvinding Igangværende og besluttede reserver Produceret
26 Gas indvinding, mia. Nm 3 100 94 36 6 Mulig indvinding Planlagt indvinding Igangværende og besluttede reserver Produceret
Ringkøbing- Efterforskningsboringer i det danske område 3 o 6 o 9 o 12 Norge o 15 o 58 o 6 O 15' E Sverige 57 o Danske Bassin Horn Graven 56 o Fyn Højderyggen Central Graven 55 o Højderyg Forkastning Efterforskningsboring Nordtyske Bassin 50 km 27
28 Reserver og ressourcer for Central Graven og Siri kanalen Olie mio. m 3 276 232 205 Gas mia. Nm 3 100 136 152 Produceret pr. 1. 1. 2004 Reserver totalt pr. 1. 1. 2004 Prospektive ressourcer pr. 1. 8. 2003 Produceret pr. 1. 1. 2004 Reserver totalt pr. 1. 1. 2004 Prospektive ressourcer pr. 1. 8. 2003
Oliereserver og indvindingsgrad mio. m 3 % 500 25 400 20 300 15 200 10 100 5 Oliereserver 0 94 96 98 00 02 04 0 Indvindingsgrad i % 29