For å sikre jevn aktivitet framover må det gjøres nye drivverdige funn. Forutsetningen for dette er at leteaktiviteten opprettholdes på et høyt nivå. Samtidig er det viktig at det gjøres nye funn i modne områder mens det fortsatt er infrastruktur på plass. Effektiv bruk av eksisterende infrastruktur øker sannsynligheten for at samfunnsøkonomisk lønnsomme ressurser blir hentet opp fra bakken.
På norsk kontinentalsokkel har Stortinget åpnet størstedelen av Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet sør (inkludert sørøst) for petroleumsaktivitet.
Estimatene fra Oljedirektoratet for uoppdagede ressurser på norsk sokkelen er på om lag 3,8 milliarder standard kubikkmeter utvinnbare oljeekvivalenter (Sm3 o.e.). Dette innebærer at om lag halvparten av de totale gjenværende ressursene på norsk sokkel ennå ikke er påvist.
De uoppdagede ressursene fordeler seg med 17 prosent i Nordsjøen, 20 prosent i Norskehavet og 63 prosent i Barentshavet.
Uoppdagede ressurser per havområde
Tallet i hver søyle viser forventet utvinnbar petroleum, mens den skrå linjen viser usikkerheten i estimatene; lavt estimat til venstre og høyt estimat til høyre (Kilde: Oljedirektoratet)

De mest attraktive områdene blir utforsket først og de største funnene på norsk sokkel, med noen få unntak, er påvist tidlig på norsk sokkel. Dette vises i kurven i figuren under som store sprang for Ekofisk, Statfjord og Troll, og etter hvert flater kurven ut. Dette er en normal utvikling sammenlignet med andre petroleumsprovinser. Ormen Lange og Johan Sverdrup viser at det fortsatt er mulig å gjøre store funn på norsk sokkel. Havområdene på sokkelen er blitt utforsket i ulik grad.
Til sammen er det boret omtrent 1230 undersøkelsesbrønner på norsk sokkel. I Nordsjøen er det boret 805 undersøkelsesbrønner siden 1966, og store vertikale hopp i figuren viser at de største funnene var i tidlig letefase, som Statfjord (1974) og Troll (1979). Deretter flater ressurstilvekstkurven noe ut, det vil si at funnene blir mindre, før den gjør et nyttsprang med Johan Sverdrup-funnet i 2010. Etter Johan Sverdrup viser kurven en jevn men moderat ressurstilvekst i Nordsjøen.
I Norskehavet startet leteaktiviteten i 1980, og fram til nå er det boret 285 undersøkelsesbrønner. Også her ble de største funnene som Heidrun og Ormen Lange påvist relativt tidlig i letefasen, i henholdsvis 1985 og 1997. Etter Ormen Lange har det fremdeles vært jevn ressurstilvekst, men med betydelig mindre funnstørrelser. Blant de største funnene i senere tid er 6507/4-1 (Warka) i 2020, og 6507/5-10 S (Slagugle) og 6507/4-2 S (Dvalin Nord) i 2021.
I Barentshavet startet også leteaktiviteten i 1980, men sammenlignet med Norskehavet har området betydelig færre undersøkelsesbrønner (140). Det største funnet til nå er Snøhvit, påvist i 1984. Kurven bærer preg av at det ikke har vært så mange store funn i tidlig letefase som i Nordsjøen og Norskehavet. Det er boret over 60 undersøkelsesbrønner de siste 10 årene, med betydelig funnsuksess tidlig i perioden. Det største funnet de siste 10 årene er 7324/8-1 (Wisting) i 2013. På tampen av 2022 ble det gjort et gassfunn, 7122/9-1 (Lupa), i nærheten av Goliat.
Både store og små leteselskaper har bidratt til betydelig ressurstilvekst de siste årene. Ressurstilveksten i 2010 var spesielt høy på grunn av funnet av Johan Sverdrup. Johan Sverdrup er det største funnet i nyere tid og det femte største oljefunnet noensinne på norsk sokkel. Funnet ble gjort i et område hvor det har vært leting jevnlig siden midten av 1960-tallet. Dette viser det store potensialet til letevirksomhet i modne områder av norsk sokkel.
I 2022 ble det påbegynt 34 letebrønner på norsk sokkel. I Nordsjøen (17) ble det boret færre brønner enn i 2021, mens det i Norskehavet (14) ble boret flere og i Barentshavet (3) nær like mange. Basert på selskapenes planer, vil det bli boret noen flere letebrønner i 2023.
I letefasen skilles det mellom to typer letebrønner; undersøkelses- og avgrensningsbrønner. Undersøkelsesbrønner bores for å se hvorvidt det finnes hydrokarboner under havbunnen. Når det gjøres funn, bores det ofte avgrensningsbrønner for å innhente mer informasjon om blant annet størrelsen på funnet. Av de 34 påbegynte letebrønnene var 29 undersøkelsesbrønner og 5 avgrensningsbrønner. I 2023 ser det også ut for å bli en stor overvekt av undersøkelsesbrønner.
Påbegynte letebrønner på den norske kontinentalsokkelen, 1970-2022
Oppdatert: 08.03.2023
Kilde: Oljedirektoratet
Skriv ut figur Last ned grunnlag Påbegynte letebrønner på den norske kontinentalsokkelen, 1970-2022 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Høykontrastmodus
Det ble gjort 12 nye funn i 2022, hvorav fire i Nordsjøen, fem i Norskehavet og tre i Barentshavet. Funnene har et foreløpig samlet estimat på 51,6 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter (o.e.). De største funnene er 7122/9-1 (Lupa) og 7220/8-2 S (Snøfonn Nord) i Barentshavet, 35/10-8 S (Kveikje) i Nordsjøen og 6507/2-6 i Norskehavet. Flere av funnene ligger i områder der de kan bygges ut via eksisterende infrastruktur. Her kan selv små funn bidra med betydelig verdiskaping.
Brutto ressurstilvekst og antall undersøkelsesbrønner (avsluttet), 1990-2022
Oppdatert: 09.01.2023
Kilde: Oljedirektoratet
Skriv ut figur Last ned grunnlag Brutto ressurstilvekst og antall undersøkelsesbrønner (avsluttet), 1990-2022 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Høykontrastmodus
I perioden 2010 til 2022 ble det avsluttet 424 undersøkelsesbrønner, hvor 201 resulterte i funn. Dette innebærer en funnsuksess på omtrent 50 prosent, noe som er høyt i internasjonal sammenheng.
Flere av de største internasjonale selskapene har en sentral plass på norsk sokkel. Dette er en naturlig konsekvens av at det har vært – og er – store og utfordrende oppgaver på sokkelen som krever både høy kompetanse og store økonomiske ressurser.
Etter hvert som områdene er blitt modnet, har imidlertid utfordringene blitt mer varierte. Dette har ført til at sammensettingen av selskaper på sokkelen har endret seg. Generelt lave inngangsbarrierer for leteaktivitet på norsk sokkel legger til rette for mangfold og konkurranse. Refusjonsordningen for letekostnader har vært én medvirkende årsak til dette. I tillegg har høy oljepris, spennende leteareal og gode leteresultater det siste tiåret bidratt til ytterligere mangfold, konkurranse og utforskning av norsk sokkel.
Lisensrelaterte letekostnader etter størrelsen på selskapene og antall selskap, 2000-2022
Kilde: Oljedirektoratet
Skriv ut figur Last ned grunnlag Lisensrelaterte letekostnader etter størrelsen på selskapene og antall selskap, 2000-2022 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Høykontrastmodus
Nye leteselskaper har vært spesielt fremtredende i TFO-rundene (Tildelinger i forhåndsdefinerte områder), der blokker i de modne områdene av sokkelen lyses ut. Leting i umodne områder er derimot dominert av de større selskapene. Potensialet i disse områdene antas å være større på grunn av mindre kjent geologi, men kan også by på større utfordringer i både lete-, utbyggings- og driftsfasene.
Letekostnader er utgifter knyttet til innhenting av seismiske data for å kartlegge petroleumsforekomster under havbunnen og boring av brønner for nærmere undersøkelser. I 2022 ble det påbegynt 34 letebrønner med en samlet kostnad på om lag 23 milliarder kroner. Til sammenligning ble det påbegynt 40 letebrønner i 2021, og letekostnadene var om lag 27 milliarder kroner.
Oljepris, antall aktører på sokkelen og påbegynte letebrønner ved årsskiftet, 2000-2022
Oppdatert: 28.03.2023
Kilde: Oljedirektoratet
Skriv ut figur Last ned grunnlag Oljepris, antall aktører på sokkelen og påbegynte letebrønner ved årsskiftet, 2000-2022 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Høykontrastmodus