Das Anfang der 80er Jahre in der norwegischen Nordsee entdeckte Åsgard-Feld nahm im Oktober 2000 die Produktion auf.
Die Entwicklung des etwa 1.400 Kilometer von der deutschen Nordseeküste entfernt liegenden Vorkommens jenseits des 62. Breitengrades fasst die drei Felder Midgard, Smorbukk und Smorbukk-Süd in der so genannten Haltenbanken- Region zusammen. Ab 2007 werden rund 10 Mrd m³ Erdgas jährlich produziert und für den Export nach Kontinentaleuropa zur Verfügung stehen. Gas aus Åsgard wird durch das Åsgard-Transportsystem nach Kårstø an der norwegischen Südwestküste transportiert und von dort u. a. weiter über die Europipe II an der deutschen Nordseeküste angelandet.
Ein weiteres großes Erdgasfeld, Ormen Lange, mit Erdgas-Reserven von rund 393 ²) Mrd m³ wird derzeit entwickelt. Die Entwicklung dieses Feldes ist technisch sehr anspruchsvoll. Die Reserven werden durch Installationen auf dem Meeresboden in 800 - 1.000 m Wassertiefe erschlossen. Es wird keine sichtbare Plattform geben. Die Produktion aus Ormen Lange in Höhe von 20 Mrd m³ wird größtenteils nach Großbritannien gehen und voraussichtlich 2007 starten. Zur Anbindung des Ormen-Lange-Feldes wird die Langeled-Pipeline von Norwegen nach Großbritannien gebaut. E.ON Ruhrgas hat eine Beteiligung am norwegischen Öl- und Gasfeld Njord erworben und wird ab 2007 über eigene Mengen an diesem Feld verfügen. Die sicher gewinnbaren Erdgasreserven Norwegens in produzierenden Feldern und neu zu erschließenden Vorkommen wurden Anfang 2007 auf rund 2.890 ²) Mrd m³ veranschlagt. Hinzu kommt ein beträchtliches Potenzial für weitere Funde. Die norwegischen Reserven stehen fast ausschließlich für den Export zur Verfügung, da der Eigenbedarf Norwegens derzeit gering ist.
2) Quelle: Wood Mackenzie Database (Remaining 2P-Reserves)
Upstream-Beteiligungen wie zuletzt Skarv-Idun verbreitern das Gasbezugsportfolio von E.ON Ruhrgas. Gas aus eigener Produktion kommt aus mehreren Feldesbeteiligungen in der britischen Nordsee und ab Oktober 2007 der Norwegischen See. Dieser Anteil soll durch Projekte wie Skarv-Idun kräftig wachsen.
Skarv und Idun liegen in der nördlichen Norwegischen See knapp unterhalb des Polarkreises. Die Felder verfügen über Reserven von rund 65,6 Mio. Sm³ (= Standardkubikmeter) Öläquivalent, davon 48,3 Mrd. m³ so genanntes „Rich Gas“, d.h. Erdgas plus Flüssiggas. Gemeinsam mit weiteren aussichtsreichen Satellitenfeldern gehört das Gebiet zu den größten und attraktivsten noch zu entwickelnden Gasvorkommen Norwegens. Die Aufnahme der Produktion ist für 2011 geplant.