Mise à jour du bassin permien, 24 février 2022

Une grande partie des informations de ce poste provient des données de shaleprofile et des évaluations de l'USGS. De plus, un article publié en janvier 2022 par Wardana Saputra et al était une excellente ressource.

La méthode de base utilisée dans l'analyse est couverte dans un article précédent, essentiellement la convolution des profils de puits moyens avec le taux d'achèvement mensuel au fil du temps est utilisée pour modéliser la production future. Je me concentre sur la période commençant en janvier 2010 et ne considère que les puits de pétrole étanches horizontaux dans l'analyse. Les futurs profils de puits sont estimés et plusieurs scénarios futurs pour le taux d'achèvement sont utilisés, il est clair que l'avenir est inconnu, de sorte que les taux d'achèvement futurs et la récupération ultime estimée (EUR) pour les puits achevés à l'avenir ne peuvent être que devinés.

Afin de faire une telle supposition, je commence par les évaluations de l'USGS pour le bassin permien, où l'estimation moyenne des acres nets potentiels à la mi-2017 était d'environ 50 millions d'acres. J'utilise une estimation d'acres moyens par puits de 300 acres (environ 9 500 pieds de longueur latérale avec un espacement de 1 320 pieds entre les latéraux), ce qui donne une estimation d'environ 167 000 puits. Il y avait environ 14 000 puits déjà achevés dans le bassin permien en juin 2017, de sorte que le total des achèvements serait d'environ 181 000 puits, si les prix du pétrole étaient suffisamment élevés pour rendre chaque emplacement de puits potentiel rentable. En utilisant l'estimation moyenne de l'UTRR (70 Gb) et le nombre d'emplacements de forage potentiels (environ 160 000 au 21 décembre 2021 sur la base des données du profil de schiste où environ 21 000 puits ont été complétés de juillet 2017 à décembre 2021), je trouve et estime la future diminution en EUR par puits qui se traduira par un UTRR de 70 Gb si tous les puits potentiels étaient complétés.

Après cette étape, une analyse des flux de trésorerie actualisés utilisant des estimations des coûts et des prix futurs est utilisée pour déterminer si un puits sera rentable à compléter pour arriver à un TRE pour un scénario donné, généralement le TRE est inférieur au TRR, mais dans de rares scénarios de prix du pétrole élevés, ils pourraient être presque égaux.

Des profils de puits moyens ont été développés en ajustant une fonction hyperbolique Arps aux données de shaleprofile.com pour le puits moyen de 2010 à 2012, puis pour chaque année individuelle de 2013 à 2020. Dans mes scénarios, je suppose que l'EUR commence à diminuer après décembre 2020 et suppose qu'il n'y a plus d'augmentation de la longueur latérale ou de changement de l'espacement moyen des puits.

Depuis 2010, l'EUR moyen des nouveaux puits a augmenté, mais notez que lorsque nous normalisons pour augmenter la longueur latérale, la croissance de la productivité s'est arrêtée en 2018 et peut diminuer légèrement, malheureusement, je n'ai pas accès aux données de longueur latérale moyenne, donc je compte sur des mises à jour occasionnelles sur shaleprofile.com. Les données de ces profils de puits sont disponibles ici.

Mon scénario central suppose que le taux d'achèvement des puits de pétrole étanches horizontaux du bassin permien passe de 400 nouveaux puits par mois (le taux des 6 derniers mois) à 800 nouveaux puits par mois d'ici juillet 2025, le taux augmentant de 10 puits par mois à partir de juillet 2022 avec une augmentation plus lente de 5 puits par mois de février 2022 à juin 2022, le taux d'achèvement reste à 800 nouveaux puits par mois de juillet 2025 à janvier 2037 dans mon cas de scénario de prix du pétrole élevé, puis diminue à zéro en avril 2039. L'EUR pour le nouveau puits moyen pour le prix élevé du pétrole (prix maximum de 100 $/bo en 2020 $) et l'estimation moyenne de l'USGS TRR (75 Gb) de janvier 2022 à avril 2039 sont indiqués ci-dessous. Aucun puits n'est terminé après cette date pour ce scénario. A noter que pour les autres hypothèses TRR (F95=45 Gb et F5=116 Gb) la diminution en EUR est différente (elle diminue moins dans le cas F95 et plus dans le cas F5). Ce scénario compte 182 000 puits de pétrole étanches horizontaux en concurrence de janvier 2010 à avril 2039, environ 34 200 puits ont été achevés jusqu'en décembre 2021 sur la base de l'estimation de l'offre de shaleprofile.com pour le bassin permien.

Le tableau ci-dessous résume les estimations de l'USGS pour les cas F95, moyen et F5 à partir des évaluations du bassin permien des formations Midland Wolfcamp (2016), Spraberry (2017) et Delaware Wolfcamp et Bonespring (la formation Avalon est également incluse dans l'évaluation du bassin Delaware). UTRR est une ressource techniquement récupérable non découverte, les acres nettes sont les acres totales multipliées par le taux de réussite pour les bancs individuels (1 million d'acres avec un taux de réussite de 0,9 serait de 900 000 acres nets) et les puits sont estimés en divisant les acres nettes par 300 acres par puits.

Notez que j'utilise juin 2017 comme point médian pour ces évaluations car je n'ai pas les données détaillées sur les puits de formation qui ont été achevés aux dates des évaluations, c'est donc une approximation. En juin 2017, il y avait 13 710 puits horizontaux achevés dans le bassin permien, sur la base de la dernière mise à jour du bassin permien sur shaleprofile.com, donc pour le cas moyen de l'USGS, le nombre total de puits achevés serait d'environ 182 000 puits (F95 = 99k, F5 = 305k). La production totale des puits achevés jusqu'en juin 2017 peut être d'environ 5 Gb, cela serait ajouté à l'UTRR dans le tableau ci-dessus, de sorte que le TRR serait de 45, 75 et 115 Gb respectivement pour les estimations F95, moyenne et F5 USGS.

Les détails des hypothèses économiques sont les suivants (toutes en US$ 2020) :

coût moyen du puits=10,8 millions $OPEX=11 $/bo+16 000 $/mois (coût mensuel)prix des LGN=35 % du prix du pétrole brut à la tête du puitsprix du gaz naturel=3,50 $/MCFcoût du transport jusqu'à la raffinerie=5 $/royauté et taxes=28,5 % des revenus de la tête de puits

J'utilise une analyse des flux de trésorerie actualisés où le prix du pétrole du scénario et les hypothèses ci-dessus sont utilisés pour estimer le flux de trésorerie net actualisé (DCF) sur la durée de vie du puits, les puits sont achevés lorsque le DCF est supérieur ou égal au coût du puits pour le prix du pétrole et les hypothèses économiques ci-dessus. Le puits moyen est supposé avoir un latéral de 9 500 pieds espacé de 1 320 pieds (environ 300 acres par puits). Les trois scénarios de prix du pétrole (très bas, bas et haut) sont présentés dans le graphique ci-dessous. Notez que le scénario de prix du pétrole très bas n'est utilisé que pour un cas avec un TRR de 45 Gb avec un taux d'achèvement de 400 puits par mois, pour tous les autres scénarios, le scénario bas ou haut est utilisé.

Les différents scénarios d'achèvement de puits sont présentés ci-dessous, ils sont pour la plupart similaires sur la période 2022 à 2030, puis les queues changent en fonction à la fois du TRR supposé pour le scénario (en raison de moins de puits dans les cas de TRR inférieurs) et du scénario de prix du pétrole (moins de puits rentables dans le cas de prix bas). Notez qu'un seul cas utilise le scénario d'achèvement très élevé (1600 nouveaux puits par mois maximum) pour voir si un TRE proche du TRR élevé pour le scénario F5 pourrait être approché, ce scénario n'est probablement pas réaliste à tout prix (et certainement pas à 100 $/bo). La plupart des scénarios ont un taux d'achèvement maximum de 400, 600 ou 800 par mois avec la plupart des scénarios soit 400 ou 800 achèvements par mois. Dans les graphiques de cet article, j'utilise les notations suivantes :

e=ERR en Gbt=TRR en Gb,c=taux d'achèvement de puits maximal en nouveaux puits par moisw=total des puits achevés de janvier 2010 à la fin du scénario en milliers

Notez que lorsqu'il existe deux scénarios avec le même TRR et le même taux d'achèvement maximum, les différents TRE et achèvements de puits totaux sont dus à des hypothèses de prix du pétrole différentes (prix du pétrole très bas à élevés). Les données peuvent être téléchargées ici.

Les scénarios de prix élevés du pétrole sont présentés dans le graphique ci-dessous. Notez que le scénario avec ERR=TRR=75 Gb dépend des prix élevés du pétrole supposés, s'il devait y avoir une transition rapide vers le transport électrique en réponse aux prix élevés du pétrole (qui pourraient atteindre 150 $/bo en 2020$ d'ici 2028 lorsque la production de pétrole aura probablement atteint son maximum) dans un monde où la montée en puissance de la production de batteries surmonte les nombreux obstacles qui existent, nous pourrions voir les prix du pétrole commencer à baisser d'ici 2035 et peut-être plus tôt si l'OPEP choisit de développer ses ressources de manière plus agressive pour vendre ses production avant que la demande mondiale ne commence à décliner. Nous reviendrons à ceci plus tard.

Scénarios de prix bas du pétrole dans le graphique ci-dessous

Dans le graphique ci-dessous, nous examinons la gamme de scénarios, y compris le scénario de prix du pétrole très bas pour le cas d'achèvement faible et de TRR faible et le scénario de taux d'achèvement très élevé pour le cas de TRR élevé et de prix élevé, entre les deux, nous avons le taux d'achèvement moyen de 600 scénarios TRR moyens pour les prix du pétrole bas et élevés et la moyenne de tous les scénarios.

Ci-dessous, nous considérons 4 scénarios avec des taux d'achèvement de 600 et 800 achèvements par mois aux scénarios de prix du pétrole haut et bas, tous sont basés sur l'estimation moyenne du TRR de l'USGS de 75 Gb et l'ERR varie de 62 à 75 Gb, la moyenne des 4 scénarios est également montré, ce serait ma meilleure estimation pour la production future du Permien, l'ERR de la moyenne des 4 scénarios est d'environ 70 Gb. Les données des différents scénarios peuvent être téléchargées dans un tableur.

Lorsque nous examinons attentivement les évaluations de l'USGS, nous pouvons considérer les différents bancs et quels sont les volumes de roche les plus productifs. Sur les 50,4 millions d'acres nets dans l'estimation moyenne de l'USGS, environ 31,4 millions d'acres nets ont un volume plus prospectif (plus élevé en euros par acre). Ces 31,4 millions d'acres nets ont un UTRR de 52 Gb, lorsque nous ajoutons les 5 Gb qui sont susceptibles d'être produits à partir de puits achevés jusqu'en juin 2017, le TRR devient 57 Gb, ce qui laisse encore 18 Gb de TRR à produire potentiellement à partir des 19 millions d'acres restants, si la moitié de celle-ci peut être produite de manière rentable, ce qui porterait le TRE total à environ 66 Gb. La prévision de Saputra et al (2022) a une estimation ERR de 55 à 62 Go légèrement inférieure à mon estimation. Notez que Saputra suppose un scénario de taux d'achèvement de 400 puits par mois, pour mes scénarios en supposant le TRR moyen de l'USGS et des taux d'achèvement de 400 puits par mois dans les scénarios de prix du pétrole élevés et bas, l'ERR moyen est d'environ 51 Gb. Je suppose que le taux d'achèvement augmentera à l'avenir à au moins 600 puits par mois où le TRE moyen des scénarios de prix du pétrole bas et élevé est d'environ 67 Go ou éventuellement à 800 puits par mois où l'ERR des scénarios de prix du pétrole bas et élevé est de 73 Go. Les scénarios de faible taux d'achèvement laisseront beaucoup de pétrole dans le sol si les prix du pétrole commencent à baisser vers 2036 à 2042, comme dans mes scénarios de prix du pétrole.

Que se passe-t-il si l'OPEP est en mesure d'augmenter sa capacité d'ici 2028 et/ou si la transition vers le transport électrique se produit plus rapidement que ne le prévoient actuellement les agences traditionnelles telles que l'AIE ? Nous examinons brièvement cela en examinant le TRR = 75 Gb et le scénario de taux d'achèvement maximal de 800 puits par mois dans un scénario modifié de "prix du pétrole élevé" qui voit les prix chuter rapidement (taux de baisse de 1 $/mois) à partir de janvier 2031.

Ci-dessous, nous avons le scénario résultant avec le taux d'achèvement indiqué sur l'axe vertical droit. Le TRE passe de 75 Go à 53 Go avec ce changement de scénario de prix du pétrole.

De nombreux professionnels du pétrole pensent que moins d'achèvements seraient une meilleure approche pour le développement de champs de pétrole étanches, considérons le même scénario de prix du pétrole et l'hypothèse TRR, mais réduisons le taux d'achèvement à 400 nouveaux puits par mois.

Le scénario de taux d'achèvement inférieur laisse environ 15 Gb de pétrole dans le sol qui ne seront probablement jamais produits, si les prix du pétrole suivent le « nouveau » scénario de prix élevés du pétrole.

Beaucoup dans l'industrie pétrolière doutent que la demande de pétrole chutera plus rapidement que l'offre de pétrole avant 2040 à 2050, c'était la base de mes scénarios initiaux de prix du pétrole élevé et de prix bas du pétrole, combinés à mon scepticisme quant au choix de l'OPEP d'augmenter considérablement leur capacité.

En revenant à mon scénario initial de prix du pétrole élevé et en considérant le scénario de 75 Gb TRR et de taux d'achèvement de 600 puits et en utilisant les hypothèses économiques données plus tôt dans l'article, je peux montrer le bassin de revenu net cumulatif de janvier 2010 à décembre 2035. (2020$) est supposé augmenter de 1 % par an et de 3,5 % à un taux d'inflation annuel de 2,5 %. La dette peut être entièrement remboursée au début de 2025 selon ces hypothèses et les revenus nets cumulés atteignent environ 750 milliards de dollars (en dollars de 2020) d'ici 2036, cela n'inclut pas l'argent qui pourrait être gagné sur cette pile de liquidités si elle était investie. Notez que selon certaines estimations, les coûts de forage et de complétion par pied latéral ont diminué dans la plupart des bassins pétroliers étanches. Je suppose qu'aucun changement dans la longueur latérale ou la conception du puits après décembre 2020, donc je dirais que toute augmentation de coût à long terme serait marginale, proche du taux d'inflation (donc pas de changement du coût réel en dollars constants). L'estimation ci-dessous est conservatrice.

Une dernière question a été posée par Ovi sur le pétrole étanche américain et sur sa capacité à répondre à la croissance de la demande mondiale. Si nous supposons que la tendance à long terme (40 ans) d'une augmentation d'environ 800 kb/j de la demande de pétrole brut et de condensat se poursuivra dans le futur, ce serait hors cible. J'ai créé le scénario ci-dessous pour le bassin permien, basé sur un TRR de 75 Gb, le scénario standard de prix du pétrole élevé (le premier présenté dans ce post) et un taux de complétion maximum de 800 puits par mois. Le taux d'augmentation a été modifié (réduit) par rapport au scénario initial dans le poste, comme indiqué sur l'axe de droite ci-dessous.

Le taux d'augmentation de juin 2022 à juin 2028 sera montré plus tard, nous combinons d'abord ce scénario avec des scénarios créés pour tous les autres bassins de pétrole étanche américain pour obtenir un scénario de pétrole étanche américain.

Ce scénario ne se produirait que si les prix du pétrole restent élevés jusqu'en 2040, ce n'est pas probable à mon avis, si les prix du pétrole commencent à baisser en 2032, nous verrions plus près de 75 Gb pour l'URR du pétrole étanche américain, ce scénario est optimiste/irréaliste.

Dans tous les cas, de la mi-2022 à la mi-2028, le taux d'augmentation du pétrole étanche du Permien et des États-Unis est d'environ 700 kb/j par an.