De største olje- og gassfeltene i Norge

Hvordan man måler hvor stort et felt er

Et felt kan være stort på to måter: det kan produsere mye nå, eller det kan ha mye igjen. Oseberg er fortsatt blant de største produsentene, men har tatt ut 90 % av det feltet ventes å gi. Johan Castberg, som startet i 2025, har tatt ut 7 %.

• Produksjon per år er det feltet leverte i et kalenderår. Tallene her er salgbar produksjon fra Sokkeldirektoratet (Sodir), altså olje og gass levert for salg, summert fra månedstallene for 2025, det siste hele året i dataene.
• Gjenværende reserver er det som er igjen av mengdene rettighetshaverne har besluttet å produsere, ikke alt som finnes i undergrunnen. Forskjellen er forklart i guiden om norsk sokkel.
• Oljeekvivalenter (o.e.) gjør at olje, gass, NGL og kondensat kan legges sammen. Sodir regner 1 000 Sm³ gass som 1 Sm³ o.e., så 41 milliarder Sm³ gass blir 41 millioner Sm³ o.e. Sm³ (standard kubikkmeter) er volum ved fast trykk og temperatur, og 1 Sm³ olje er om lag 6,29 fat.
• NGL (våtgass) er tyngre gasser som etan, propan og butan, skilt ut fra gassen. Kondensat er lette hydrokarboner som er gass i reservoaret, men blir væske på vei opp.

Hvilket felt som er «størst», avhenger av målet. I oljeekvivalenter er Troll størst, fordi gassen regnes med. Måler man bare olje, er Johan Sverdrup størst med god margin.

De 20 feltene som produserte mest i 2025

Ifølge Sodirs månedstall ble det produsert 240,5 millioner Sm³ o.e. på norsk sokkel i 2025, fra 96 felt og funn. Gass var 50,7 % av dette, olje 44,4 % og NGL og kondensat til sammen 4,9 %.

Produksjonen er svært ujevnt fordelt. Troll og Johan Sverdrup sto alene for 35,7 % av alt som ble produsert, de ti største feltene for 60,8 % og de 20 i tabellen for 76,2 %. De andre 76 feltene og funnene delte på resten, knapt en fjerdedel.

Tallene er hentet fra Sodir 7. oktober 2026. norskpetroleum.no oppgir 239,2 millioner Sm³ o.e. for 2025, fordi gassen der er regnet om til en fast brennverdi på 40 megajoule per Sm³. I Sodirs månedstall per felt, som tabellen bygger på, er gassen målt i volum: 121,8 milliarder Sm³. Feltoversikten sorterer etter de siste tolv månedene, så rekkefølgen der kan avvike litt fra tabellen.

De største oljefeltene

Johan Sverdrup er det største oljefeltet i Norge. I 2025 produserte det 40,07 millioner Sm³ olje, 37,5 % av all olje fra sokkelen, eller om lag 690 000 fat per dag. Nummer to var Johan Castberg i Barentshavet med 6,31 millioner Sm³, selv om feltet først startet i slutten av mars.

Listen blander nye og gamle felt. Johan Sverdrup startet i 2019, Breidablikk i 2023 og Johan Castberg i 2025, mens Ekofisk har produsert siden 1971 og Eldfisk siden 1979. Til sammen produserte sokkelen 106,8 millioner Sm³ olje i 2025, om lag 1,84 millioner fat per dag.

Tabellen gjelder bare olje; kondensat og NGL er med i den første tabellen, men ikke her. Fat per dag er et snitt over hele året, så for Johan Castberg blir tallet lavere enn den daglige produksjonen etter oppstarten.

De største gassfeltene

Troll er Norges største gassfelt, og det er langt ned til nummer to. Feltet ligger i Nordsjøen, og operatøren er Equinor. I 2025 leverte Troll 41,00 milliarder Sm³ gass, 33,6 % av all gass fra norsk sokkel. Ormen Lange og Oseberg fulgte med om lag 7,7 milliarder Sm³ hver. Av de ti største gassfeltene drives åtte av Equinor; unntakene er Ormen Lange, der Shell er operatør, og Skarv, der Aker BP er operatør.

Gassen går i rør, ofte via et prosessanlegg på land: Troll-gassen prosesseres på Kollsnes, og gassen fra Ormen Lange og Aasta Hansteen går til Nyhamna. Snøhvit skiller seg ut ved at gassen gjøres om til LNG på Melkøya ved Hammerfest og fraktes med skip. Rørene og mottakerne er forklart i guiden om gass fra norsk sokkel til Europa.

Troll, Johan Sverdrup og de andre store feltene

Troll i Nordsjøen ble påvist i 1979, utbyggingsplanen ble godkjent i 1986, og produksjonen startet i 1995. Feltet har to hovedstrukturer, Troll Øst og Troll Vest, og om lag to tredjedeler av gassen ligger i Troll Øst. Gassen produseres fra Troll A, en bunnfast plattform med understell i betong som får strøm fra land, og prosesseres på Kollsnes. Oljen i Troll Vest produseres fra havbunnsrammer knyttet til de flytende innretningene Troll B og Troll C. Den er nå en liten del av feltet, 1,46 millioner Sm³ i 2025, og boringen av oljebrønner er avsluttet.

Johan Sverdrup ligger på Utsirahøgda i midtre del av Nordsjøen. Feltet ble påvist i 2010, første fase startet i 2019 og andre fase i 2022. Plattformene på feltsenteret er bundet sammen med broer, og strømmen kommer fra land. Produksjonen var 42,22 millioner Sm³ o.e. i 2025, litt lavere enn de 43,74 millionene i 2024, og ifølge Sodir er 52 % av reservene produsert. Equinor er operatør og eier 42,63 %; Aker BP eier 31,57 %, Petoro 17,36 % og TotalEnergies 8,44 %.

Oseberg i den nordlige delen av Nordsjøen ble påvist i 1979 og har produsert siden 1988. Feltet er bygd ut i flere faser, og oljen går i Oseberg Transport System til Stureterminalen. Nå skal stadig mer gass tas ut mens oljeproduksjonen holdes oppe, og de første rene gassbrønnene ble boret i 2023. I 2025 var 77 % av produksjonen gass, og under 10 % av reservene er igjen.

Ormen Lange i den sørlige delen av Norskehavet er, målt i produksjon i 2025, det største feltet Equinor ikke driver; operatøren er Shell. Feltet ble påvist i 1997 og har produsert siden 2007. Det har ingen plattform: brønnene står på havbunnen, og brønnstrømmen går i to rør til prosessanlegget på Nyhamna, før gassen eksporteres gjennom Langeled til Easington. I 2025 kom gasskompresjon på havbunnen i drift, for å forlenge levetiden.

Gullfaks Sør, like sør for Gullfaks, har heller ingen egen plattform. Forekomstene er bygd ut med havbunnsrammer knyttet til Gullfaks A og Gullfaks C, og produksjonen startet i 1998. Den økte fra 6,64 millioner Sm³ o.e. i 2024 til 7,84 millioner i 2025, og 73 % var gass.

Åsgard i Norskehavet ble påvist i 1981 og har produsert siden 1999. Havbunnsbrønnene er knyttet til produksjonsskipet Åsgard A, den halvt nedsenkbare gassplattformen Åsgard B og lagerskipet Åsgard C, og gassen går i Åsgard Transport til Kårstø. Sodir fører Åsgard som et gass- og kondensatfelt, men feltet står likevel i oljetabellen, fordi kondensatet fra Åsgard selges som olje.

Aasta Hansteen i den nordlige delen av Norskehavet ble påvist i 1997 og startet i 2018. Plattformen er en spar, en flytende innretning med et høyt, sylindrisk skrog, og gassen går i Polarled til Nyhamna. Feltet gikk av platå i 2024, det vil si at det ikke lenger produserer så mye som anlegget har kapasitet til. Produksjonen falt fra 8,47 millioner Sm³ o.e. i 2024 til 7,19 millioner i 2025.

Johan Castberg i Barentshavet, om lag 100 kilometer nordvest for Snøhvit, består av funnene Skrugard, Havis og Drivis, påvist mellom 2011 og 2013. Feltet er bygd ut med et produksjonsskip (FPSO) og havbunnsbrønner, og oljen hentes av tankskip. Produksjonen startet i slutten av mars 2025, så feltet ble nummer ni for året etter om lag ni måneders drift. Over de siste tolv månedene i dataene, august 2025 til juli 2026, var det nummer tre med 10,42 millioner Sm³ o.e., etter Troll og Johan Sverdrup. Equinor er operatør med 46,30 %; Vår Energi eier 30 % og Petoro 23,70 %.

Eierandelene er fra Sodirs tabell over rettighetshavere, oppdatert 20. februar 2026 og hentet 7. oktober 2026.

Hvor mye som er igjen

Sodirs anslag per 31. desember 2025 gir 2 165 millioner Sm³ o.e. i gjenværende reserver i feltene på sokkelen, samme sum som i ressursregnskapet på norskpetroleum.no. Troll alene har 26,6 % av dette, Johan Sverdrup 9,3 % og Snøhvit 7,6 %.

Listen er ikke den samme som produksjonslisten. Snøhvit produserte 4,83 millioner Sm³ o.e. i 2025, men har 165 millioner igjen, mer enn noe annet felt etter Troll og Johan Sverdrup. Munin og Hugin produserer ikke ennå: begge er godkjent for utbygging, med Aker BP som operatør. Oseberg og Ormen Lange har derimot tatt ut over 80 % av reservene. Anslagene endres fra år til år, når selskapene vet mer om reservoarene og når nye tiltak blir besluttet.

Hvor feltene ligger: Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet

Norsk sokkel deles i tre havområder, og det meste av produksjonen kommer fra det sørligste.

• Nordsjøen sto for 73,0 % av produksjonen i 2025, fra 68 felt og funn. De største er Troll, Johan Sverdrup, Oseberg, Gullfaks Sør, Visund, Snorre, Breidablikk og Ekofisk. Ekofisk, som startet i 1971, er det eldste feltet som fortsatt produserer.
• Norskehavet sto for 21,8 % fra 25 felt, med Ormen Lange, Skarv, Åsgard, Aasta Hansteen, Tyrihans og Heidrun som de største.
• Barentshavet sto for 5,2 % fra tre felt: Johan Castberg, Snøhvit og Goliat.

Feltene kan vises på kloden på analysesiden, og produksjonen per måned for hele sokkelen står under Produksjon på norsk sokkel.

Hvem som driver feltene

Operatøren er selskapet som driver feltet i praksis, med boring, utbygging og drift, på vegne av alle rettighetshaverne, altså eierne. Operatøren eier som regel en andel selv, men ikke nødvendigvis den største.

Equinor er operatør for 15 av de 20 største feltene. Av de 96 feltene og funnene som produserte i 2025, drev Equinor 54, og de sto for 76,6 % av produksjonen. Deretter kommer Aker BP med 17 felt og 8,6 % (størst er Skarv, Alvheim og Valhall), ConocoPhillips med 5 felt og 4,0 % (blant dem Ekofisk og Eldfisk), Shell med Ormen Lange og 3,4 %, Vår Energi med 6 felt og 3,2 % (størst er Balder) og Harbour Energy med 4 felt og 2,7 %.

Eierne er en annen liste. Staten eier store andeler direkte gjennom Petoro, som forvalter Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), men ikke er operatør for noe felt. Petoro eier 55,93 % av Troll og 36,49 % av Ormen Lange. Hver feltside viser alle rettighetshaverne, og selskapssidene regner ut hvor mye hvert børsnotert selskap produserer etter eierandel.

Alle feltene, selskapene og kildene

• Felt på norsk sokkel har alle de 141 feltene i Sodirs feltliste, med produksjon per år fra 2000, reserver, rettighetshavere og innretninger.
• Selskapssidene for Equinor, Aker BP, Vår Energi, OKEA og DNO viser feltene der selskapet har eierandeler. Alle selskapene står i oversikten.
• Guiden om offshore-innretninger forklarer plattformtypene som er nevnt her: betongplattformer, produksjonsskip, spar og havbunnsanlegg.
• Tallene kommer fra Sodirs FactPages. norskpetroleum.no har en side for hvert felt med utbyggingshistorie og reserver.

Kilder

• Produksjon per felt og måned – Sokkeldirektoratet, FactPages – salgbar produksjon per felt i 2025 og de siste tolv månedene; hentet 7. okt. 2026
• Felt, reserver og rettighetshavere – Sokkeldirektoratet, FactPages – havområde, operatør og status (hentet 28. sep. 2026), reserver per 31.12.2025, oppstartsår og eierandeler (hentet 7. okt. 2026)
• Produksjonsprognoser – norskpetroleum.no – totalen for 2025 med gass regnet som 40 MJ-gass; lest 24. okt. 2026
• Ressursregnskap for norsk sokkel per 31.12.2025 – norskpetroleum.no – gjenværende reserver i alt; lest 24. okt. 2026
• Troll – norskpetroleum.no – strukturer, innretninger, Kollsnes, oljebrønner
• Johan Sverdrup – norskpetroleum.no – beliggenhet, faser, feltsenter, kraft fra land
• Oseberg – norskpetroleum.no – utbygging, oljetransport, gassbrønner
• Ormen Lange – norskpetroleum.no – havbunnsutbygging, Nyhamna, Langeled, havbunnskompresjon
• Gullfaks Sør – norskpetroleum.no – havbunnsrammer knyttet til Gullfaks A og C
• Åsgard – norskpetroleum.no – innretninger, Åsgard Transport, kondensat solgt som olje
• Aasta Hansteen – norskpetroleum.no – spar-plattform, Polarled, av platå i 2024
• Johan Castberg – norskpetroleum.no – funnene, beliggenhet, produksjonsskip
• Snøhvit – norskpetroleum.no – LNG-anlegget på Melkøya
• Norsk lisens for offentlige data (NLOD)

Guidene er skrevet av studenter i OESA for å forklare begreper og sammenhenger. De er ikke investeringsråd. Tall som ikke er begreper, har kilde og dato; finner du en feil, si fra til philipstave@oesa-global.com.