Эксперты фиксируют быстрое исчерпание ресурсов Пермского бассейна США и неизбежное падение добычи нефти в самое ближайшее время.
В докладе компании GOEHRING & ROZENCWAJG о ситуации с мировым рынком природных ресурсов «Пик Хабберта уже здесь» анализируются положение дел с добычей нефти в Пермском бассейне США − основной надежде Минэнерго на рост добычи в ближайшие годы. Авторы говорят, что исчерпание ресурсов бассейна идет быстрее их предыдущих прогнозов, и уже через год мы увидим неизбежное падение добычи − настанет давно предсказанный «пик Хабберта».
Добыча традиционной нефти в настоящее время однозначно не растет, а добыча нетрадиционных углеводородов, единственный источник роста мировых поставок нефти за последние 12 лет, также значительно замедлилась, пишут авторы доклада.
Единственным растущим бассейном, не входящим в ОПЕК, является Пермский бассейн в Западном Техасе. Никогда прежде рост поставок нефти не был столь географически концентрированным − в настоящее время Техас практически на 100% отвечает за весь рост мирового производства.
Добыча обычной нефти в странах, не входящих в ОПЕК, достигла пика в 2007 году на уровне 46,2 млн баррелей в сутки (мбс) и сейчас составляет около 44 мбс. С учетом ОПЕК мировое производство традиционной нефти достигло пика в 2016 году на уровне 84,5 мбс и сейчас составляет 81,3 млн баррелей в сутки – на 5% ниже своего пика. Даже если у ОПЕК есть заявленные 4 мбс неиспользуемых производственных мощностей (во что мы не верим), традиционная добыча едва ли сможет восстановить свой пик 2016 года.
В 2009 году мы попытались спрогнозировать рост добычи в странах, не входящих в ОПЕК, на основе каждого крупного проекта, который, как ожидается, будет запущен в эксплуатацию в течение следующих десяти лет. По нашей модели поставки из стран, не входящих в ОПЕК, начнут сокращаться примерно на 0,2-0,4 мбс ежегодно. Новых месторождений будет недостаточно для того, чтобы компенсировать истощение основных запасов, которое, по нашим оценкам, составляет в таких странах 4% в год.
Наше исследование, похоже, было правильным, однако рынок нефти спас стремительный рост добычи из нетрадиционных источников, который более чем компенсировал указанное снижение. Добыча нефти в странах, не входящих в ОПЕК, в период с 2006 по 2015 год выросла на 8,6 мбс, тогда как поставки обычной нефти сократились на 1,4 мбс.
Рост поставок углеводородных жидкостей на 10 мбс распределен следующим образом: сланцы в США выросли на 6,8 мбс (65% от общего прироста), биотопливо выросло на 1,9 мбс (19% от прироста), а канадские нефтеносные пески увеличились на 1,4 мбс (14% от прироста). Пожалуйста, обратите внимание, что из этого показателя прироста в 10 мбс Пермь дала всего 1,4 мбс, или 14%.
В период с 2016 по 2023 год добыча нетрадиционных углеводородов выросла еще на 7,4 мбс. На долю сланцев из США пришлось 85% прироста. Значительный рост произошел за счет добычи газового конденсата в богатых жидкостью Марцеллусе и Ютике, каждый из которых, по нашим оценкам, добавил по 1 мбс. Этот источник роста производства теперь будет угасать.
Если в период с 2006 по 2015 год на долю Пермского бассейна приходилось лишь 14% роста нетрадиционных поставок, то в период с 2015 по 2023 год на Пермский край пришлось почти 75% этого прироста.
Согласно многолетнему единодушному мнению, мировой спрос на нефть должен был достичь пика в 2019 году и постепенно снизится на протяжении следующего десятилетия. Произошло обратное: спрос резко возрос после COVID. Мировой спрос в 1 кв. 2023 года превысил 102 мбс − на три миллиона выше уровня 1 кв. 2019 года (до COVID) и почти на 2 мбc выше прогноза МЭА. Высокий спрос и неустойчивое предложение привели к тому, что страны ОЭСР выпустили 250 млн баррелей нефти из своих стратегических запасов нефти, чтобы удержать цены от резкого роста.
Учитывая сезонность спроса и продолжающееся возобновление производства в Китае, в 4 кв. 2023 года спрос может превысить 104 мбс.
С этого момента только шесть округов в Западном Техасе должны удовлетворять весь глобальный рост спроса.
Учитывая стратегическую важность Пермского периода, крайне важно понять лежащее в его основе здоровье. Используя нашу нейронную сеть, мы обновили наш бассейновый анализ, и результаты шокируют − добыча в Перми, вероятно, менее чем через год достигнет своего пика и начнет снижаться.
Впервые мы предупредили об этом в 2018 году, предсказав, что пермский бассейн достигнет своего пика в 2025 году. Оглядываясь назад, можно сказать, что наш анализ был слишком консервативным. Теперь мы считаем, что бассейн может достичь своего пика в течение следующих двенадцати месяцев. Последствия будут такими же глубокими, как тогда, когда добыча нефти в Соединенных Штатах достигла своего пика в 1970 году, запустив цепочку событий, которые в конечном итоге привели к росту цен на нефть в пять раз за десять лет.
Основываясь на нашей первоначальной работе, проделанной еще в 2018 году, мы пришли к выводу, что Пермский период завершится, как только операторы пробурят большинство своих лучших месторождений уровня 1. Перед достижением пика добычи производительность на скважину падала по мере того, как операторы разбуривали запасы более низкого качества. Впервые в Пермском периоде в прошлом году производительность на один боковой фут снизилась на 6% в годовом исчислении. Согласно нашим моделям, это доказывает, что отрасль пробурила свои лучшие скважины.
Результаты сланцевой отрасли оказались беспрецедентными. Сократив добычу на 50% за сорок лет, США резко изменили курс, чтобы стать крупнейшим производителем нефти в мире. Добыча сланцевой нефти выросла с нуля до 10 мбс, более значительно, чем в Саудовской Аравии.
В последние годы сланцы, казалось, бросили вызов законам физики. Летом 2014 года в сланцевой отрасли насчитывалось 1600 буровых установок. К 2018 году добыча сланцев выросла на 1,8 мбс в годовом исчислении несмотря на то, что количество буровых установок оставалось на 50% ниже, чем в 2014 году. Казалось, что отрасль вступила в мир, где больше не требуется увеличение объемов бурения для увеличения добычи.
Как это было возможно? Ответом была производительность бурения. В период с 2013 по 2017 год средняя добыча сланцевой скважины за первые двенадцать месяцев выросла в среднем с 70 000 баррелей нефти до 140 000. В центральной части Пермского бассейна, являющейся основным источником роста предложения, производительность за двенадцать месяцев выросла почти втрое - с 50 000 до 140 000 баррелей.
Согласно общепринятому мнению, промышленность улучшила качество бурения и заканчивания сланцевых скважин. Мы обратились к передовым методам, включая машинное обучение и нейронные сети, и добились удивительных результатов − две трети повышения производительности в период с 2013 по 2018 год произошло за счет выбора наилучших мест бурения. В 2013 году 22% скважин в Мидленде относились к уровню 1. К 2018 году уровень 1 составлял 50% всех скважин. Поскольку скважина уровня 1 почти в два раза более производительная, чем скважина уровня 2, миграция с участков более низкого качества на участки более высокого качества привела к значительному повышению производительности скважины.
Отрасль не превращала уровень 2 в уровень 1, а, вместо этого агрессивно истощала свои запасы высококачественных скважин.
Мы пришли к выводу, что темпы получения высоких оценок не могут продолжаться, особенно в Игл-Форд и Бакен, то время как Пермскому бассейну все еще удастся увеличить добычу на 2,5 мбс по сравнению с уровнем 2018 года. Но его ежегодные темпы роста существенно замедлятся. Наши модели предполагали, что к 2018 году 60% лучших посевных площадей в первых двух самых ранних освоенных бассейнах уже были освоены. Пермский бассейн был развит последним, так что у него все еще оставалось для бурения более 60% площадей уровня 1. Но мы были обеспокоены тем, что, учитывая темпы его освоения, они тоже могут вскоре истощиться.
Последствия COVID-19 усложнили наши модели; однако наши прогнозы оказались верными. Во всех трех бассейнах в 2020 году резко сократился объем добычи, поскольку опасения по поводу истощения запасов привели к снижению цен и широкомасштабному закрытию существующих скважин.
В марте и мае 2020 года общий объем добычи на Eagle Ford, Bakken и Permian снизился более чем на 2 мбс. С тех пор все три бассейна восстановили остановленное производство, но в случае Eagle Ford и Bakken производство остается на 500 000 баррелей в сутки ниже максимумов, достигнутых до COVID в марте 2020 года.
Как и указывали наши модели, Пермь была единственным бассейном, который все еще мог расти. В период с марта 2020 года по май 2023 года добыча в Перми выросла на 800 000 баррелей в сутки до рекордно высокого уровня в 5,7 млн баррелей в сутки.
К сожалению для мировых нефтяных рынков, наши модели показывают, что пермский период также очень близок к плато. Если мы правы, то единственный за последние 15 лет источник роста стран, не входящих в ОПЕК, вот-вот перейдет от роста к спаду.
Последние несколько месяцев мы потратили на доработку и обновление наших моделей машинного обучения. Наши оригинальные модели определили наилучшую площадь 1-го уровня на основе результатов бурения близлежащих скважин. Наша новая модель добавляет геологические параметры, такие как толщина, температура, содержание органики, особенности залегания нефти, пористость и проницаемость.
В период с 2013 по 2018 год производительность Пермского месторождения увеличилась на 153%, причем три четверти увеличения объясняется улучшением геологических условий − переводом буровой установки со второго уровня на первый − и увеличенной длиной боковых стволов. В период с 2018 по 2021 год рост производительности на скважину резко замедлился, увеличившись всего на 20%, и все это из-за увеличения длины боковых стволов. Что касается каждого бокового ствола, то роста вообще не было.
Наши модели говорят, что геологическое истощение будет продолжаться. Пермские компании теперь впервые вынуждены бурить породу худшего качества.
Кроме того, Пермь страдает от неудач в отношениях между «родителями» и «детьми». В первые дни при разработке сланцевых месторождений производители часто бурят одну горизонтальную скважину для тестирования различных частей бассейна и выполнения обязательств по аренде, которые часто требуют бурения скважины в течение отведенного периода. Позже разработчик возвращается на лучшие участки и бурит еще несколько скважин с одной площадки, чтобы экономично разрабатывать ресурс. Производители теперь понимают, что так называемые “дочерние” скважины добывают на 5-20% меньше нефти, чем ожидалось. По нашим оценкам, в 2012 году только 30% скважин, пробуренных в трех крупных сланцевых бассейнах, были “дочерними”. К 2022 году этот показатель достиг 85%. На участках уровня 1, по сути, все текущие скважины являются дочерними, с более низкой, чем ожидалось, продуктивностью.
По нашим оценкам, Пермский край в настоящее время освоил почти 60% своих площадей 1-го уровня. Eagle Ford и Bakken достигли такого же уровня развития Tier 1 в 2018 году, как раз перед тем, как производство перестало расти. Сегодня Баккен является наиболее освоенным из всех трех основных бассейнов, в нем освоено 66% скважин уровня 1 и почти 90% его лучших участков тщательно разбурены.
Когда мы впервые сделали эти прогнозы в 2019 году, мы ожидали, что Пермский период продлится до 2025 года, прежде чем он достигнет этих уровней, но, оглядываясь назад, мы, вероятно, были слишком оптимистичны.
Кинг Хабберт предположил, что углеводородный бассейн достигнет своего пика, как только 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 аналогично.
Мы считаем, что извлекаемые запасы нефти в Игл-Форде и Баккене составляют 7 и 9 миллиардов баррелей соответственно, из которых добыто 65% и 55% соответственно. В соответствии с теорией Хабберта, оба бассейна не могли вырасти после того, как преодолел отметку в 50%. В августе 2019 года Eagle Ford добыла половину своих извлекаемых запасов − с тех пор добыча упала на 18%. Баккен добыл половину своих запасов в 2022 году, и с тех пор добыча оставалась на прежнем уровне. Наши модели говорят, что в Пермском бассейне в конечном счете будет добыто 34 миллиарда баррелей нефти, из которых 14 миллиардов, или 41%, уже добыто.
При нынешних уровнях добычи Пермский бассейн добудет половину своих извлекаемых запасов где-то к концу 2024 года; на этом этапе он, скорее всего, прекратит расти, как и два других бассейна.
Годовой прирост в Пермском бассейне, по-видимому, достиг максимума в 656 000 баррелей в сутки в феврале и уже снизился до 480 000 баррелей в сутки в годовом исчислении в мае. Мы ожидаем, что это замедление продолжится, и что к концу следующего года мы, возможно, не увидим никакого роста в годовом исчислении.
Найти привлекательные инвестиционные возможности в сланцевых компаниях по добыче полезных ископаемых станет очень сложно. Мы считаем, что и здесь наши модели машинного обучения могут помочь. Исходя из текущей буровой активности, у среднестатистической публичной пермской компании закончатся буровые площадки уровня 1 в течение 3,7 лет. С другой стороны, для ключевых позиций, вероятно, впереди от пяти до десяти лет высококачественного бурения.
Если мы правы, эпоха роста добычи сланца уже позади, и реальность пика Хабберта не за горами. Огромный рост добычи сланцев за последнее десятилетие не позволил многим аналитикам увидеть тенденции к снижению мировой добычи обычными методами. Этой роскоши скоро придет конец.
Материал подготовлен Институтом развития технологий ТЭК
Все материалы рубрики «Нефть и Газ»
09.09.2023
