Aggiornamento del bacino del Permiano, 24 febbraio 2022

Gran parte delle informazioni per questo post provengono dai dati di shaleprofile e dalle valutazioni dell'USGS. Inoltre, un articolo pubblicato nel gennaio 2022 da Wardana Saputra et al è stato un'eccellente risorsa.

Il metodo di base utilizzato nell'analisi è trattato in un post precedente, essenzialmente la convoluzione dei profili medi dei pozzi con il tasso di completamento mensile nel tempo viene utilizzata per modellare la produzione futura. Mi concentro sul periodo che inizia nel gennaio 2010 e nell'analisi considero solo i pozzi tight oil orizzontali. Vengono stimati i profili futuri dei pozzi e vengono utilizzati diversi scenari futuri per il tasso di completamento, chiaramente il futuro non è noto, quindi i tassi di completamento futuri e il recupero finale stimato (EUR) per i pozzi completati in futuro possono solo essere supposti.

Per fare una tale ipotesi parto dalle valutazioni USGS per il bacino del Permiano, dove la stima media dei potenziali acri netti a metà del 2017 era di circa 50 milioni di acri. Utilizzo una stima per acri medi per pozzo di 300 acri (circa 9500 piedi di lunghezza laterale con spaziatura di 1320 piedi tra i laterali) che dà una stima di circa 167 mila pozzi. C’erano circa 14mila pozzi già completati nel bacino del Permiano entro giugno 2017, quindi il totale dei pozzi completati ammonterebbe a circa 181mila pozzi, se i prezzi del petrolio fossero abbastanza alti da rendere redditizia ogni potenziale ubicazione dei pozzi. Utilizzando la stima media dell'UTRR (70 Gb) e il numero di potenziali siti di perforazione (circa 160mila al 21 dicembre 2021 sulla base dei dati del profilo shale dove sono stati completati circa 21mila pozzi da luglio 2017 a dicembre 2021), trovo e stima per la futura diminuzione di EUR per pozzo che si tradurrà in un UTRR di 70 Gb se tutti i pozzi potenziali fossero completati.

Dopo questo passaggio, viene utilizzata un'analisi del flusso di cassa scontato utilizzando ipotesi di costi e prezzi futuri per determinare se sarà redditizio completare un pozzo per arrivare a un ERR per un determinato scenario, in genere ERR è inferiore a TRR, ma in rari casi il prezzo del petrolio è elevato scenari potrebbero essere quasi uguali.

I profili medi dei pozzi sono stati sviluppati adattando una funzione iperbolica Arps ai dati di shaleprofile.com per il pozzo medio dal 2010 al 2012 e poi per ogni singolo anno dal 2013 al 2020. Nei miei scenari presumo che l'EUR inizi a diminuire dopo dicembre 2020 e non assumere alcun ulteriore aumento della lunghezza laterale o modifica della spaziatura media dei pozzi.

Dal 2010 la media dei nuovi pozzi in EUR è in aumento, ma si noti che quando normalizziamo per aumentare la lunghezza laterale, la crescita della produttività si è fermata nel 2018 e potrebbe diminuire leggermente, sfortunatamente non ho accesso ai dati sulla lunghezza laterale media, quindi mi affido ad aggiornamenti occasionali su shaleprofile.com. I dati per questi profili di pozzo possono essere trovati qui.

Il mio scenario centrale presuppone che il tasso di completamento orizzontale dei pozzi di tight oil del bacino del Permiano aumenti da 400 nuovi pozzi al mese (il tasso degli ultimi 6 mesi) a 800 nuovi pozzi al mese entro luglio 2025 con un aumento del tasso di 10 pozzi al mese a partire da luglio 2022 con un aumento più lento di 5 pozzi al mese da febbraio 2022 a giugno 2022, il tasso di completamento rimane a 800 nuovi pozzi al mese da luglio 2025 a gennaio 2037 nel mio caso di scenario con prezzo del petrolio elevato e poi diminuisce a zero entro aprile 2039. L'EUR per di seguito sono mostrati il ​​nuovo pozzo medio per l’elevato prezzo del petrolio (prezzo massimo di $ 100/bo nel 2020 $) e la stima media del TRR USGS (75 Gb) da gennaio 2022 ad aprile 2039. Nessun pozzo viene completato dopo questa data per questo scenario. Si noti che per altre ipotesi TRR (F95=45 Gb e F5=116 Gb) la diminuzione dell'EUR è diversa (diminuisce di meno nel caso F95 e di più nel caso F5). Questo scenario prevede 182mila pozzi di tight oil orizzontali in competizione da gennaio 2010 ad aprile 2039, circa 34.200 pozzi sono stati completati fino a dicembre 2021 sulla base della stima di fornitura di shaleprofile.com per il bacino del Permiano.

La tabella seguente riassume le stime USGS per i casi F95, media e F5 dalle valutazioni del bacino del Permiano del bacino del Midland Wolfcamp (2016), Spraberry (2017) e delle formazioni Delaware Wolfcamp e Bonespring (la formazione di Avalon è inclusa anche nella valutazione del bacino del Delaware) . L'UTRR è una risorsa tecnicamente recuperabile da scoprire, gli acri netti sono gli acri totali moltiplicati per il rapporto di successo per i singoli banchi (1 milione di acri con un rapporto di successo di 0,9 sarebbe 900 mila acri netti) e i pozzi sono stimati dividendo gli acri netti per 300 acri per pozzo .