Atualização da Bacia do Permiano, 24 de fevereiro de 2022

Muitas das informações para este post vêm de dados em shaleprofile e avaliações do USGS. Além disso, um artigo publicado em janeiro de 2022 por Wardana Saputra et al foi um excelente recurso.

O método básico usado na análise é abordado em um post anterior, essencialmente a convolução dos perfis médios dos poços com a taxa de conclusão mensal ao longo do tempo é usada para modelar a produção futura. Eu me concentro no período a partir de janeiro de 2010 e considero apenas poços horizontais de petróleo na análise. Perfis de poços futuros são estimados e vários cenários futuros para a taxa de conclusão são usados, claramente o futuro é desconhecido, portanto as taxas de conclusão futuras e a recuperação final estimada (EUR) para poços concluídos no futuro podem apenas ser adivinhadas.

Para fazer tal suposição, começo com as avaliações do USGS para a bacia do Permiano, onde a estimativa média de acres líquidos prospectivos em meados de 2017 era de cerca de 50 milhões de acres. Eu uso uma estimativa para acres médios por poço de 300 acres (cerca de 9500 pés de comprimento lateral com espaçamento de 1320 pés entre laterais), o que dá uma estimativa de cerca de 167 mil poços. Havia cerca de 14 mil poços já concluídos na bacia do Permiano até junho de 2017, portanto, as conclusões totais seriam de cerca de 181 mil poços, se os preços do petróleo fossem altos o suficiente para tornar lucrativo cada local de poço em potencial. Usando a estimativa média de UTRR (70 Gb) e o número de locais de perfuração em potencial (cerca de 160 mil em 21 de dezembro de 2021 com base nos dados do perfil de xisto, onde cerca de 21 mil poços foram concluídos de julho de 2017 a dezembro de 2021), encontro e estimativa para a diminuição futura em EUR por poço que resultará em um UTRR de 70 Gb se todos os poços potenciais forem concluídos.

Após essa etapa, uma análise de fluxo de caixa descontado usando estimativas de custos e preços futuros é usada para determinar se um poço será rentável para se chegar a um ERR para um determinado cenário, normalmente o ERR é menor que o TRR, mas em raros preços altos do petróleo cenários eles poderiam ser quase iguais.

Perfis de poços médios foram desenvolvidos ajustando uma função hiperbólica Arps aos dados de shaleprofile.com para o poço médio de 2010 a 2012 e, em seguida, para cada ano individual de 2013 a 2020. Em meus cenários, presumo que o EUR comece a diminuir após dezembro de 2020 e não assume nenhum aumento adicional no comprimento lateral ou alteração no espaçamento médio do poço.

Desde 2010, a média do novo poço EUR tem aumentado, mas observe que quando normalizamos para aumentar o comprimento lateral, o crescimento da produtividade parou em 2018 e pode estar diminuindo um pouco, infelizmente não tenho acesso aos dados do comprimento lateral médio, então confio em atualizações ocasionais em shaleprofile. com. Os dados para esses perfis de poços podem ser encontrados aqui.

Meu cenário central assume que a taxa de conclusão do poço de petróleo horizontal da bacia do Permiano aumenta de 400 novos poços por mês (a taxa dos últimos 6 meses) para 800 novos poços por mês até julho de 2025 com a taxa aumentando em 10 poços por mês a partir de julho de 2022 com um aumento mais lento de 5 poços por mês de fevereiro de 2022 a junho de 2022, a taxa de conclusão permanece em 800 novos poços por mês de julho de 2025 a janeiro de 2037 em meu cenário de alto preço do petróleo e depois diminui para zero em abril de 2039. O EUR para o novo poço médio para o alto preço do petróleo (preço máximo de $ 100 / bo em 2020 $) e a estimativa média do USGS TRR (75 Gb) de janeiro de 2022 a abril de 2039 é mostrada abaixo. Nenhum poço foi concluído após esta data para este cenário. Observe que para outras suposições de TRR (F95=45 Gb e F5=116 Gb) a diminuição em EUR é diferente (diminui menos no caso F95 e mais no caso F5). Este cenário tem 182 mil poços horizontais de petróleo apertados concorrentes de janeiro de 2010 a abril de 2039, cerca de 34.200 poços foram concluídos até dezembro de 2021 com base na estimativa de fornecimento shaleprofile.com para a bacia do Permiano.

A tabela abaixo resume as estimativas do USGS para os casos F95, médio e F5 das avaliações da bacia do Permiano da bacia Midland Wolfcamp (2016), Spraberry (2017) e formações Delaware Wolfcamp e Bonespring (a formação Avalon também está incluída na avaliação da bacia de Delaware) . UTRR é um recurso tecnicamente recuperável não descoberto, os acres líquidos são os acres totais multiplicados pela taxa de sucesso para bancadas individuais (1 milhão de acres com uma taxa de sucesso de 0,9 seria 900 mil acres líquidos) e os poços são estimados dividindo os acres líquidos por 300 acres por poço .