Наиболее важным событием на мировых нефтяных рынках является истощение запасов в Пермском бассейне.
Впервые мы предупредили об этом в 2018 году, предсказав пик пермского периода в 2025 году. Оглядываясь назад, наш анализ оказался слишком консервативным. Теперь мы считаем, что бассейн может достичь своего пика в течение следующих двенадцати месяцев. Последствия будут такими же глубокими, как когда добыча нефти в США достигла пика в 1970 году, положив начало цепи событий, в конечном итоге поднявших цены в пять раз за десять лет. Если мы правы, это может произойти в худшее время для нефтяных рынков: запасы ограничены, добыча в остальном мире сокращается, а инвесторы невероятно самодовольны.
Всякий раз, когда мы делаем долгосрочные тематические прогнозы, мы создаем дорожную карту вещей, которые мы должны ожидать увидеть. Поскольку цена редко является хорошим показателем фундаментальных показателей, нам нужны достоверные данные, подтверждающие, что мы идем по правильному пути, даже в неизбежные периоды, когда цена на нефть движется против нас. Основываясь на нашей первоначальной работе еще в 2018 году, мы пришли к выводу, что пермский горизонт перевернется, как только операторы пробурят большую часть своих лучших местоположений уровня 1. До достижения пика продуктивность каждой скважины падала, поскольку операторы бурили запасы более низкого качества. Вот что произошло. Впервые в пермском периоде производительность на фут в расчете на один латеральный фут снизилась на 6% в годовом исчислении. Согласно нашим моделям, это доказывает, что в отрасли пробурены лучшие скважины; снижение добычи в масштабах всего бассейна, вероятно, не за горами.
Прошедшее десятилетие действительно было знаменательным для мировых нефтяных рынков. Операторам сначала удалось разработать сланцы природного газа, а затем адаптировать методы к горючим сланцам, начиная с месторождения Баккен в Северной Дакоте. Следующим был разработан Eagle Ford, а затем, наконец, в 2012 году началась разработка самого крупного из всех, Permian, с его многообещающим доходным потенциалом. Результаты были беспрецедентными. Сократившись на 50% за сорок лет, США резко изменили курс на то, чтобы стать крупнейшим производителем нефти в мире. Добыча сланцевой нефти выросла с нуля до 10 млн баррелей в сутки, что больше, чем в Саудовской Аравии.
Сланцевая революция изменила все. К 2014 году рост добычи за пределами ОПЕК достиг 2,2 млн баррелей в сутки, что стало самым устойчивым ростом по крайней мере с 1966 года, полностью обусловленным сланцами.
Когда в период с 2010 по 2018 год количество сланцев увеличилось, они казались безграничными. Однако даже на ранних стадиях разработки месторождений были тревожные признаки того, что в сланцевых бассейнах действуют те же принципы истощения, что и в обычных месторождениях. Огромный – это не то же самое, что бесконечный, утверждали мы и предупреждали, что в конце концов произойдет истощение.
Сланцевые месторождения казались особенно непобедимыми в период с 2014 по 2017 год. Осенью 2014 года Саудовская Аравия ошеломила нефтяные рынки, когда отказалась от своей роли качающегося производителя. В середине 2014 года остатки сырой нефти превратились в профицит, и вместо того, чтобы сократить добычу, чтобы сбалансировать рынок, Саудовская Аравия объявила, что увеличит добычу почти на 1 млн баррелей в сутки. Сразу же цены на нефть упали на 15% с 75 до 60 долларов за баррель и упадут на 65% в течение следующих восемнадцати месяцев до минимума в 26 долларов к весне 2016 года. Из-за гораздо более низких цен и капиталоемкого бурения сланцевые разработчики сократили свою буровую деятельность на 80%. Летом 2014 года промышленность сдала 1600 буровых установок; менее чем через два года количество буровых осталось всего 325. Саудовская Аравия уступила в конце 2015 года, а несколько месяцев спустя, в феврале 2016 года, цены стабилизировались.
Как это было возможно? Ответом была производительность бурения. В период с 2013 по 2017 год средний показатель добычи сланцевой скважины увеличился с 70 000 баррелей нефти за первые двенадцать месяцев до 140 000 баррелей. На Мидлендской стороне Пермского бассейна, основного источника роста предложения, производительность за 12 месяцев почти утроилась с 50 000 до 140 000 баррелей.
Поскольку каждая скважина давала намного больше нефти, чем раньше, отрасль теперь могла достичь с помощью 400 буровых установок того, что несколько лет назад требовалось 1600 буровых установок.
Моделирование работы скважины чрезвычайно сложно. Сланцевые бассейны сильно нелинейны с высокой степенью переменной взаимозависимости. В результате традиционные статистические методы, такие как линейная регрессия, используемая большинством аналитиков, терпят неудачу. Мы обратились к передовым методам, включая машинное обучение и нейронные сети, и добились удивительных результатов. Вместо улучшения методов бурения мы пришли к выводу, что две трети повышения производительности в период с 2013 по 2018 год были связаны с предпочтением лучших мест бурения. В 2013 г. 22% скважин Midland относились к Уровню 1. К 2018 г. на Уровень 1 приходилось 50% всех скважин. Поскольку продуктивность скважины уровня 1 почти в два раза выше, чем у скважины уровня 2, переход от участков с более низким качеством к участкам с более высоким качеством привел к значительному повышению продуктивности скважин.
Промышленность не превращала уровень 2 в уровень 1, а вместо этого активно истощала свой запас высококачественных скважин.
К несчастью для мировых нефтяных рынков, наши модели говорят нам, что пермский период также очень близок к плато. Если мы правы, то единственный источник роста за последние 15 лет, не входящий в ОПЕК, вот-вот сменится с роста на спад.
The Wall Street Journal недавно опубликовал ключевую статью (с использованием данных NoviLabs), в которой говорится, что продуктивность скважины в Перми упала в 2022 году впервые за всю историю разработки сланцевого месторождения. Наш анализ подтверждает эти результаты: продуктивность скважины в Пермском бассейне в прошлом году упала на 8%. Факторы потери производительности будут только ухудшаться. Наши модели говорят нам, что геологическое истощение будет продолжаться. Пермские производители впервые вынуждены бурить породу худшего качества.
Кинг Хабберт выдвинул гипотезу, что углеводородный бассейн достигнет пика, когда будет добыта половина извлекаемых запасов. Несмотря на то, что его теории относились к обычным бассейнам, мы долгое время считали, что сланцевые бассейны должны вести себя аналогичным образом. Трудной задачей является оценка извлекаемых запасов по каждому бассейну. К счастью, наши модели могут помочь и здесь. Мы насчитываем 7 и 9 миллиардов баррелей извлекаемой нефти в месторождениях Игл-Форд и Баккен соответственно, из которых добыто 65% и 55%. В соответствии с теориями Хабберта оба бассейна не смогли расти после пересечения отметки 50%. В августе 2019 года Eagle Ford произвел половину своих извлекаемых запасов; с тех пор производство упало на 18%. Баккен добыл половину своих запасов в 2022 году, и с тех пор добыча не изменилась. Наши модели говорят нам, что Пермский бассейн в конечном итоге принесет 34 миллиарда баррелей нефти. из которых 14 млрд или 41% уже произведено. При нынешнем уровне добычи половина извлекаемых запасов пермского месторождения будет достигнута где-то в конце 2024 года; в этот момент он, скорее всего, перестанет расти, как и два других бассейна.
Статья представляет собой перевод отрывка из комментария за первый квартал 2023 года компании Goehring & Rozencwajg Associates, LLC. Полностью оригинал статьи и комментарий можно прочитать на английском языке по ссылке.