ペルム紀盆地の最新情報、2022 年 2 月 24 日

この投稿の情報の多くは、 shaleprofile のデータと USGS による評価に基づいています。 さらに、Wardana Saputra らによって 2022 年 1 月に発表された論文は、優れたリソースでした。

分析で使用される基本的な方法については、以前の投稿で説明しました。基本的に、平均坑井プロファイルと長期にわたる月次完了率の畳み込みを使用して、将来の生産量をモデル化します。 私は 2010 年 1 月から始まる期間に焦点を当て、分析では水平タイト油井のみを考慮します。 将来の坑井プロファイルが推定され、完成率に関するいくつかの将来シナリオが使用されますが、明らかに将来は不明であるため、将来の完成率と将来完成する坑井の推定最終回収率 (EUR) は推測することしかできません。

このような推測を行うために、私はペルム紀盆地の USGS の評価から始めます。2017 年半ばの時点での将来の純エーカーの平均推定値は約 5,000 万エーカーでした。 私は、井戸あたりの平均エーカーを 300 エーカー (横方向の長さが約 9,500 フィート、横方向間の間隔が 1,320 フィート) であると推定し、約 16 万 7,000 つの井戸と推定します。 ペルム紀盆地では、2017 年 6 月までに約 14,000 個の井戸がすでに完成しており、石油価格が十分に高く、潜在的なすべての井戸の場所で利益が得られた場合、完成した井戸の総数は約 181,000 個になります。 平均 UTRR 推定値 (70 Gb) と潜在的な掘削地点の数 (2017 年 7 月から 2021 年 12 月までに約 2 万 1 千の坑井が完成したシェールプロファイルのデータに基づく、2021 年 12 月 21 日現在約 16 万地点) を使用して、次のことがわかります。将来の坑井当たりのユーロの減少を推定すると、潜在的な坑井がすべて完成した場合の UTRR は 70 Gb になります。

このステップの後、将来のコストと価格の推測を使用した割引キャッシュ フロー分析を使用して、特定のシナリオで ERR に達するまで坑井を完成させるのに利益が出るかを判断します。通常、ERR は TRR よりも低くなりますが、まれに原油価格が高騰する場合があります。シナリオでは、それらはほぼ同等になる可能性があります。

平均油井プロファイルは、2010 年から 2012 年の平均油井と、2013 年から 2020 年の各年の平均油井について shaleprofile.com のデータに Arps 双曲線関数を当てはめることによって作成されました。私のシナリオでは、ユーロは 2020 年 12 月以降に減少し始め、横方向の長さのさらなる増加や平均井戸間隔の変化はないと仮定します。

2010年以来、新規坑井の平均ユーロは増加していますが、横方向の長さの増加を正規化すると、生産性の伸びは2018年に止まり、わずかに減少している可能性があることに注意してください。残念ながら、平均横方向の長さのデータにアクセスできないため、時折の更新に頼っています。 shaleprofile.comで。 これらの坑井プロファイルのデータはここで見つけることができます。

私の中心シナリオは、ペルミアン盆地の水平タイトオイル井の完成率が、2025 年 7 月までに月あたり 400 の新規油井 (過去 6 か月の割合) から月あたり 800 の新規井戸に増加し、この割合は 2022 年 7 月から月あたり 10 油井ずつ増加すると想定しています。 2022 年 2 月から 2022 年 6 月までは月当たり 5 油井の増加が緩やかですが、私の原油価格高騰シナリオのケースでは、完成率は 2025 年 7 月から 2037 年 1 月まで月当たり 800 油井の新規油井に留まり、その後 2039 年 4 月までにゼロに減少します。 2022年1月から2039年4月までの高原油価格（2020年$100/ボの最高価格）と平均USGS TRR推定値（75Gb）の平均新油井を以下に示します。 このシナリオでは、この日付以降に完成した井戸はありません。 他の TRR 仮定 (F95=45 Gb および F5=116 Gb) では、EUR の減少が異なることに注意してください (F95 の場合は減少が少なく、F5 の場合は減少が大きくなります)。 このシナリオでは、2010年1月から2039年4月までに18万2,000の水平タイトオイル井が競合し、shaleprofile.comによるペルム紀盆地の供給推定に基づいて、約3万4,200の坑井が2021年12月までに完成した。

以下の表は、ミッドランド盆地 Wolfcamp (2016)、Spraberry (2017)、およびデラウェア州 Wolfcamp およびボーンスプリング層のパーム紀盆地評価からの F95、平均、および F5 ケースの USGS 推定をまとめたものです (アバロン層もデラウェア州盆地評価に含まれています)。 。 UTRR は未発見の技術的に回収可能な資源であり、純エーカーは総エーカーに個々のベンチの成功率を乗じたもの（成功率 0.9 の 100 万エーカーは正味 90 万エーカーになります）、油井は純エーカーを井戸あたり 300 エーカーで割って推定されます。 。

評価日の時点でどの地層の井戸が完成したかについての詳細なデータがないため、これらの評価の中間点として 2017 年 6 月を使用していることに注意してください。これは近似値です。 shaleprofile.com でのペルム紀盆地の最新情報に基づくと、2017 年 6 月の時点で、ペルム紀盆地には 13,710 の完成した水平井戸がありました。そのため、USGS の平均のケースでは、完成した井戸の総数は約 182,000 井戸になります (F95=99k、F5= 305k）。 2017 年 6 月までに完成した坑井からの総生産量は約 5 Gb になる可能性があり、これが上の表の UTRR に追加されるため、F95、平均、F5 USGS 推定の TRR はそれぞれ 45、75、および 115 Gb になります。

経済前提の詳細は以下のとおりです（すべて2020年の米ドル）。

平均坑井コスト=$1080万OPEX=$11/ボ+$16000/月(月々の費用)NGL価格=坑口原油価格の35%天然ガス価格=$3.50/MCF製油所までの輸送費=$5/ボロワイヤルティおよび税金=坑口収益の28.5%名目年間割引率=10% 負債に対する名目年利率 = 7% 配当金 = 純収益の 25%

私は割引キャッシュ フロー分析を使用します。この分析では、シナリオの原油価格と上記の仮定を使用して、坑井の耐用年数にわたる割引ネット キャッシュ フロー (DCF) を推定します。DCF が坑井コスト以上になったときに坑井は完成します。上記の原油価格と経済仮定。 平均的な井戸は、横方向の長さが 9,500 フィート、高さ 1,320 フィート (井戸あたり約 300 エーカー) であると想定されます。 3 つの原油価格シナリオ (非常に安い、安い、高い) を下のグラフに示します。 非常に低い原油価格シナリオは、月あたり 400 油井の完成率を持つ 45 Gb TRR の 1 つのケースにのみ使用され、他のすべてのシナリオでは、低または高ケースのシナリオが使用されることに注意してください。

さまざまな油井完成シナリオを以下に示します。これらは 2022 年から 2030 年の期間にわたってほぼ同様ですが、その後のテールは、シナリオで想定される TRR (TRR が低いケースでは油井の数が少ないため) と原油価格のシナリオの両方に応じて変化します (低価格の場合には収益性の高い井戸が少なくなります）。 F5 シナリオの高い TRR に近い ERR に近づくことができるかどうかを確認するために、非常に高い完成度のシナリオ (月あたり最大 1,600 個の新規油井) を使用しているケースは 1 件だけであることに注意してください。このシナリオは、どのような代償を払っても現実的ではない可能性があります ( 1ボあたり100ドルでは絶対にありません）。 ほとんどのシナリオの最大完了率は 1 か月あたり 400、600、または 800 で、ほとんどのシナリオは 1 か月あたり 400 または 800 のいずれかで完了します。 この投稿のグラフでは次の表記を使用します。

e=ERR (Gbt)=TRR (Gb)、c=月当たりの新規坑井の最大坑井完成率w=2010 年 1 月からシナリオ終了までに完成した坑井の総数 (単位:千)

同じ TRR と最大完了率を持つ 2 つのシナリオが存在する場合、異なる ERR と総坑井完成量は、異なる原油価格の仮定 (非常に低い原油価格から高い原油価格まで) によるものであることに注意してください。 データはここからダウンロードできます。

原油価格の高騰シナリオは以下のグラフに示されています。 ERR=TRR=75 Gb のシナリオは、原油高に対応して電気輸送への急速な移行があった場合、想定される原油高に依存することに注意してください (原油生産量が増加する 2028 年までに、原油価格は 2020 年には 1 ボあたり 150 ドルに上昇する可能性があります)電池生産量の増加が多くの障害を乗り越える世界では、石油価格は2035年までに下落し始める可能性があり、もしOPECが世界に先立って生産量を販売するために資源開発をより積極的に行うことを選択した場合、おそらくそれよりも早くに下落し始める可能性がある。需要は衰え始めます。 これについては後で説明します。

以下のチャートの原油価格下落シナリオ

以下のグラフでは、低完成率かつ低 TRR の場合の非常に低い原油価格シナリオと、高 TRR および高価格の場合の非常に高い完成率シナリオを含む一連のシナリオを示しています。その中間にある完成率は 600 です。原油価格の低価格と高値を平均した平均 TRR シナリオとすべてのシナリオの平均。

以下では、原油価格が高いシナリオと低いシナリオで、月あたりの完了率が 600 件と 800 件の 4 つのシナリオを検討します。すべては USGS の平均 TRR 推定値 75 Gb に基づいており、ERR の範囲は 62 ～ 75 Gb であり、その平均値です。 4 つのシナリオも示されています。これが将来のペルム紀の出力に対する私の最良の推測です。4 つのシナリオの平均の ERR は約 70 Gb です。 さまざまなシナリオのデータをスプレッドシートでダウンロードできます。

USGS の評価を注意深く見ると、さまざまなベンチと、どの岩石が最も生産的な量であるかを考慮することができます。 USGS の平均推定値の 5,040 万純エーカーのうち、約 3,140 万純エーカーは、より将来性の高い (エーカーあたりのユーロが高い) 生産量を持っています。 これらの純エーカー 3,140 万エーカーの UTRR は 52 Gb で、2017 年 6 月までに完成した井戸から生産される可能性がある 5 Gb を加えると、TRR は 57 Gb となり、さらに 18 Gb の TRR が潜在的に残ります。残りの 1,900 万エーカーで、この半分が利益を上げて生産できれば、総 ERR は約 66 Gb になります。 Saputra et al (2022) による予測では、ERR 推定値は 55 ～ 62 Gb で、私の推定値よりも若干低くなります。 Saputra は月あたり 400 油井の完成率シナリオを想定していることに注意してください。私のシナリオでは、USGS TRR の平均と原油価格の高低両方のシナリオで月あたり 400 油井の完成率を仮定すると、平均 ERR は約 51 Gb になります。 私の推測では、完成率は将来的には、原油価格の低価格シナリオと高価格シナリオの平均ERRが約67GBの場合には少なくとも月600本、あるいは原油価格の低価格シナリオと高価格シナリオの平均ERRが約67Gbの場合にはおそらく月800油井まで増加するだろう。価格シナリオは 73 GB です。 私の原油価格シナリオのように、原油価格が 2036 年から 2042 年頃に下落し始めた場合、完成率が低いシナリオでは、大量の石油が地中に残ることになります。

OPEC が 2028 年までに生産能力を拡大できたり、電気輸送への移行が IEA などの主流機関が現在予測しているよりも早く起こったりした場合はどうなるでしょうか? 我々は、2031 年 1 月から価格が急速に下落する (下落率 1 ドル/月) と見られる修正された「原油価格高」シナリオの下で、TRR=75 Gb および月間最大完成率 800 油井のシナリオを見て、これを簡単に検討します。

以下に、完了率を右の縦軸に示した結果のシナリオを示します。 この原油価格シナリオの変化により、ERR は 75 Gb から 53 Gb に低下します。

多くの石油専門家は、タイトな油田開発には完成数が少ないほうがより良いアプローチになると考えています。同じ原油価格シナリオと TRR の仮定を考えてみましょうが、完成率を月あたり 400 個の新規油井に下げてみましょう。

完了率が低いシナリオでは、原油価格が「新たな」原油高シナリオに従った場合、今後も生産される可能性が低い約15ギガバイトの石油が地中に残る。

石油業界の多くは、2040年から2050年までに石油需要が石油供給を上回るペースで減少するのではないかと疑っている。これが私の当初の高原油価格シナリオと低原油価格シナリオの基礎であり、OPECが増産を選択するだろうという私の懐疑と組み合わされたものだった。かなりの容量。

元の原油価格高騰シナリオに戻り、75 Gb TRR と 600 坑井の完成率シナリオを検討し、この記事の前半で示した経済仮定を使用すると、2010 年 1 月から 2035 年 12 月までの累積純収益盆地全体を示すことができます。坑井コストは次のとおりです。 2010年1月の750万ドル(2020ドル)から2017年8月の1,050万ドルまで増加し、その後2021年9月までその水準にとどまると仮定し、その後、実質井戸コスト(2020ドル)は毎年1%増加し、3.5倍増加すると仮定します。年間インフレ率 2.5% で % となります。 これらの仮定の下では、負債は 2025 年初頭までに全額返済される可能性があり、累積純収益は 2036 年までに約 7,500 億ドル (2020 ドル) に達します。これには、この山積みの現金を投資した場合に得られる金額は含まれていません。 一部の推定によると、ほとんどのタイトオイル盆地では、横方向の足当たりの掘削コストと完成コストが低下していることに注意してください。 2020 年 12 月以降、横方向の長さや坑井の設計に変更はないと想定しています。そのため、長期的なコスト増加はわずかであり、インフレ率に近いと考えます (したがって、一定のドルでの実質コストは変化しません)。 以下の見積もりは保守的なものです。

最後の質問は、米国のタイトオイルとそれが世界の需要の伸びに対応できるかどうかについて、オーヴィ氏から提起された。 原油とコンデンセートの需要が日量約 800 kb 増加するという長期 (40 年間) 傾向が将来も続くと仮定すると、これは目標外になります。 私は、TRR 75 Gb、標準的な原油高シナリオ (この記事で最初に示したシナリオ)、および月あたり 800 個の最大完成率に基づいて、ペルム紀盆地について以下のシナリオを作成しました。 以下の右軸に示すように、投稿の当初シナリオから増加率を修正（縮小）しました。

2022 年 6 月から 2028 年 6 月までの増加率は後で示されます。まず、このシナリオと米国の他のすべてのタイト オイル盆地用に作成されたシナリオを組み合わせて、米国のタイト オイル シナリオを取得します。

このシナリオは、原油価格が2040年まで高止まりした場合にのみ発生しますが、私の見解ではその可能性は低く、2032年に原油価格が下落し始めれば、米国のタイトオイルURRは75ギガバイトに近づくことになるでしょう。このシナリオは楽観的/非現実的です。

2022年半ばから2028年半ばまでのいずれの場合も、ペルム紀および米国のタイトオイルの増加率は年間約700kb/日です。