"Пик Хабберта уже здесь"

Статья от американской инвестиционной фирмы в природные ресурсы "Goehring & Rozencwajg". Фирма с достаточно давней историей, чтобы можно было проверить их прогнозы (достаточно адекватны). Не боятся идти против мнения "тусовки". Имеют модели по разным ресурсам, в частности по американской нефти. Публикуют квартальные сборники статей по разным ресурсам и рынкам со своими прогнозами и достаточно подробно объясняют, почему так думают. Перевела две статьи по нефти из их последнего сборника за I квартал этого года. Собственно, для читателей АШ ничего революционного там нет, тем не менее взгляд "с той стороны" интересный.

Пик Хабберта уже здесь.

Добыча традиционной нефти в настоящее время однозначно сворачивается. Нетрадиционная добыча, единственный источник роста мировых поставок нефти за последние 12 лет, также значительно замедлилась. Единственным растущим бассейном вне ОПЕК является Пермский бассейн в Западном Техасе. Никогда прежде рост поставок нефти не был столь географически концентрированным. Шесть округов в Западном Техасе в настоящее время на 100% отвечают за весь рост мирового производства.

Добыча обычной нефти вне ОПЕК достигла пика в 2007 году на уровне 46,2 млн баррелей в сутки (б/с) и сейчас составляет 44,2 млн б/с - на 4% ниже своего пика. С учетом ОПЕК, мировое производство традиционных углеводородов достигло пика в 2016 году на уровне 84,5 млн б/с и сейчас составляет 81,3 млн б/с – на 5% ниже своего пика. Даже если у ОПЕК есть заявленные 4 млн б/с неиспользуемых производственных мощностей (во что мы не верим), традиционная добыча едва ли восстановит свой пик 2016 года.

В 2009 году мы попытались спрогнозировать рост добычи вне ОПЕК на основе тех крупных проектов, которые, как ожидалось, должны быть запущены в эксплуатацию в течение следующих десяти лет. Основываясь на нашем моделировании, поставки из стран вне ОПЕК должны были начать сокращаться примерно на 200-400 тысяч б/с ежегодно. Новых месторождений недостаточно для того, чтобы компенсировать истощение основных запасов, которое, по нашим оценкам, вне ОПЕК составляет 4%. В нашей статье за 2кв 2018 мы снова затронули эту тему. В двух эссе («Традиционная нефть: Проблемы, о которых никто не говорит» и «Традиционная нефть вне ОПЕК на дне: снижение должно быстро ускориться»), мы обсудили, что традиционная добыча вне ОПЕК находится в состоянии окончательного спада. Наше исследование, похоже, было правильным.

Однако мир наслаждался большой роскошью - он мог игнорировать проблемы, связанные с традиционной добычей нефти. Стремительный рост добычи из нетрадиционных источников более чем компенсировал это снижение.

Добыча нефти вне ОПЕК в период с 2006 по 2015 год выросла на 8,6 млн б/с. Поставки традиционной нефти сократились на 1,4 млн б/с. Поставки нетрадиционной нефти более чем компенсировали это снижение, увеличившись на 10 млн б/с и распределившись следующим образом:

• продажи в США выросли на 6,8 млн б/с (65% всего роста),
• биотопливо выросло на 1,9 млн б/с (19% роста),
• канадские нефтеносные пески дали рост 1,4 млн б/с (14% от прироста).

Обратите внимание, что из этого показателя прироста в 10 млн б/с Пермский бассейн составляет всего 1,4 млн б/с, или 14%.

В период с 2016 по 2023 год добыча нетрадиционных углеводородов выросла еще на 7,4 млн б/с, что отражает весь рост предложения вне ОПЕК. На долю США пришлось 85% прироста. Однако, в то время как с 2006 по 2015 г. росли все основные сланцевые бассейны, после 2015-го рос только Пермский бассейн. В 2015 году добыча в Баккене и Игл Форд достигла максимума в 1,5 млн б/с в каждом, а в этом году ожидается, что она составит лишь 0,9 - 1 млн б/с в каждом. Значительный нетрадиционный рост также произошел за счет добычи сжиженного природного газа в богатых жидкими углеводородами Марцеллусе и Ютике, каждый из которых, по нашим оценкам, добавил по 1 млн б/с. Этот источник роста теперь будет угасать, поскольку плато Марцеллуса истощено.

В период с 2006 по 2015 год на долю Пермского бассейна приходилось лишь 14% роста нетрадиционной добычи. В период с 2015 по 2023 год на Пермский бассейн пришлось почти 75% этого роста.

Таблица 1. Изменение добычи вне ОПЕК в 2006 – 2023 гг.

	Изменение поставок из стран вне ОПЕК (млн б/с)
	2006 – 2015	2015 - 2023
Традиционная нефть	-1,4	-0,1
Нефть Пермского бассейна	1,4	5,4
Другая сланцевая нефть США	5,4	0
Нефть канадских нефтеносных песков	1,4	1
Биотопливо	1,9	1
ВСЕГО	8,6	7,3

Традиционное производство начало сокращаться вне ОПЕК более десяти лет назад. Традиционная добыча нефти в ОПЕК, скорее всего, также сокращается. В последние тридцать лет мировые поставки нефти увеличивались за счёт множества географических регионов, включая Северное море, Мексику, Бразилию, Западную Африку и Бывший Советский Союз. Однако за последнее десятилетие в этих районах наблюдался незначительный рост, а в отдельных бассейнах, таких как Северное море, наблюдался значительный спад.

Общий консенсус состоял в том, что мировой спрос на нефть достигнет пика в 2019 году и затем начнёт постепенно снижаться в течение следующего десятилетия. Но произошло как раз обратное: спрос резко возрос после COVID. Мировой спрос в 1кв 2023 превысил 102 млн б/с - на три миллиона б/с выше уровня 1кв 2019 (до COVID) и почти на 2 млн б/с выше прогноза Международного энергетического агентства (МЭА) за 1кв 2023. Высокий спрос и неустойчивое предложение привели к тому, что страны ОЭСР вывели на рынок 250 млн баррелей нефти из своих стратегических запасов, чтобы удержать цены от резкого роста. Учитывая сезонность спроса и продолжающееся возобновление производства в Китае, спрос в 4кв 2023 может превысить 104 млн б/с.

С этого момента только шесть округов в Западном Техасе должны обеспечивать весь рост мирового спроса. Учитывая стратегическую важность Пермского бассейна, крайне важно понять его фундаментальное состояние. Используя нашу нейронную сеть, мы обновили наш бассейновый анализ, и результаты шокируют. Пермский бассейн, вероятно, менее чем через год достигнет своего пика и начнет снижаться. Единственный источник роста поставок вне ОПЕК в настоящее время в основном исчерпан.

После многих фальш-стартов пик Хабберта, наконец, настал.

Пермский бассейн истощается быстрее, чем мы думали.

Наиболее важным событием на мировых нефтяных рынках является истощение запасов в Пермском бассейне. 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 полагаем, 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 в пять раз за десять лет. Если мы правы, то это не могло произойти в худшее время для нефтяных рынков: запасы крайне низкие, добыча в остальном мире сокращается, а инвесторы невероятно самодовольны.

Всякий раз, когда мы делаем долгосрочные тематические прогнозы, мы составляем дорожную карту того, что мы ожидаем увидеть. Поскольку цена - не очень хороший параметр для фундаментального анализа, нам нужны достоверные данные, подтверждающие, что мы идем правильным путем, даже в неизбежные периоды, когда цена на нефть движется против нас. Основываясь на нашей первоначальной работе, проведенной в 2018 году, мы пришли к выводу, что добыча в Пермском бассейне достигнет пика, как только операторы пробурят большинство своих лучших месторождений первого уровня. Перед достижением пика продуктивность скважин начнёт падать по мере того, как операторы станут переходить к запасам более низкого качества. Это и произошло. Впервые в Пермском бассейне продуктивность скважин на фут бокового ствола снизилась на 6% в годовом исчислении. Согласно нашим моделям, это доказывает, что отрасль пробурила свои лучшие скважины; снижение добычи в масштабах всего бассейна, вероятно, не за горами. Поскольку Игл Форд и Баккен не способны расти уже 18 месяцев, то как только Пермский бассейн достигнет пика, сланцевая революция сменит рост на спад, и пик Хабберта возьмёт реванш.

Последнее десятилетие действительно было знаменательным для мировых нефтяных рынков. Операторы сначала преуспели в разработке сланцевого газа, а затем адаптировали технологии для сланцевой нефти, начиная с месторождения Баккен в Северной Дакоте. Следующим был разработан Игл Форд. И, наконец, разработка самого крупного из них, Пермского бассейна, с его высоким потенциалом окупаемости, была начата в 2012 году. Результаты были беспрецедентными. После сокращения нефтедобычи на 50% за сорок лет США резко изменили курс, и стали крупнейшим производителем нефти в мире. Добыча сланцевой нефти выросла с нуля до 10 млн б/с, что более значительно, чем в Саудовской Аравии.

Сланцы не могли появиться в лучшее время. В 2003 году Китай вступил во ВТО, и рост его спроса на сырую нефть заметно ускорился. В 2005 году рост добычи вне ОПЕК начал замедляться, что привело к структурному дефициту на рынках сырой нефти. По мере сокращения запасов цены росли, вызывая почти ежедневно мальтузианские предупреждения CNBC и Bloomberg о том, что у нас «заканчивается нефть».

Сланцевая революция изменила все. К 2014 году рост добычи в странах вне ОПЕК достиг 2,2 млн б/с, что стало самым значительным ростом, по крайней мере, с 1966 года, полностью обусловленным добычей сланцев.

Поскольку запасы сланцев увеличивались с 2010 по 2018 год, они казались безграничными. Однако даже на ранних стадиях разработки месторождений имелись тревожные признаки того, что в сланцевых бассейнах действуют те же принципы истощения, что и на обычных месторождениях. Огромный - это не то же самое, что бесконечный, утверждали мы и предупреждали, что истощение в конечном итоге возьмет верх.

Сланцы казались особенно неуязвимыми в период с 2014 по 2017 год. Осенью 2014 года Саудовская Аравия ошеломила нефтяные рынки, утратив свою роль свинг-производителя (т.е. возможность монопольно балансировать рынки). Баланс сырой нефти стал профицитным в середине 2014 года, и вместо сокращения добычи, чтобы сбалансировать рынок, Саудовская Аравия объявила, что увеличит добычу почти на 1 млн б/с. Сразу же цены на сырую нефть упали на 15% с 75 до 60 долларов за баррель и продолжали падать на 65% в течение следующих восемнадцати месяцев до минимума в 26 долларов к весне 2016 года. Из-за очень низких цен и капиталоемкого бурения разработчики сланцевых месторождений сократили свою буровую деятельность на 80%. Летом 2014 года в отрасли насчитывалось 1600 буровых установок; менее чем через два года их количество составило всего 325. Саудовская Аравия смягчила свою политику в конце 2015 года, а цены стабилизировались несколько месяцев спустя, в феврале 2016 года. Количество сланцевых буровых установок достигло минимума в июне.

Каким-то образом добыча сланца стабилизировалась и вскоре после этого начала расти. Несмотря на то, что количество буровых установок было всё ещё ниже на 60%, добыча в США снова начала расти в годовом исчислении уже в апреле 2017 года. К 2018 году добыча сланцев выросла на 1,8 млн. в годовом исчислении - рекорд, несмотря на то, что количество буровых установок оставалось на 50% ниже, чем в 2014 году.

Объёмы, казалось, бросали вызов законам физики: они могли существенно увеличиваться, несмотря на гораздо меньшую активность бурения. 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 с 70 000 баррелей нефти в среднем 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.

Поскольку каждая скважина давала гораздо больше нефти, чем раньше, промышленность теперь могла добывать с помощью 400 буровых установок то, на что несколькими годами ранее требовалось 1600 буровых установок.

Общепринято мнение, что промышленность улучшила качество бурения и заканчивания сланцевых скважин. Способность оставаться в зоне, выбор и объем проппанта и жидкости - все это привело к резкому повышению производительности бурения. Уолл-стрит и энергетическая отрасль продвигали непротиворечивые объяснения. Мы почувствовали, что осталось несколько вопросов без ответов, и провели исследование, чтобы выяснить, что является движущей силой роста производительности скважины. Если бы отрасль радикально улучшила методы бурения, это, в конечном счете, обернулось бы для сектора снижением издержек. Предыдущее низкокачественное месторождение второго уровня теперь могло бы быть преобразовано в скважину первого уровня высшего качества с помощью продвинутого бурения и технологий завершения. В результате запасы лучших скважин имели бы взрывной рост, а сланцевые бассейны продолжали бы процветать в течение многих последующих лет.

Моделирование производительности скважины чрезвычайно сложное дело. Сланцевые бассейны в высшей степени не линейны с высокой степенью переменной взаимозависимости. В результате традиционные статистические методы, такие как линейные регрессии, используемые большинством аналитиков, оказываются неэффективными. Мы обратились к передовым методам, включая машинное обучение и нейронные сети, и добились удивительных результатов. Мы пришли к выводу, что две трети повышения производительности в период с 2013 по 2018 год произошло не в результате улучшения методов бурения, а за счет выбора наилучших мест бурения. В 2013 году 22% скважин в Мидленде относились к первому уровню. К 2018 году на первый уровень приходилось 50% всех скважин. Поскольку скважина первого уровня почти в два раза продуктивнее скважины второго уровня, переход с участков с более низким качеством на участки с более высоким качеством привел к значительному повышению производительности скважины.

Отрасль не превращала скважины второго уровня в скважины первого, а, вместо этого, агрессивно истощала свои запасы высококачественных скважин.

Мы пришли к выводу, что темпы прироста высококлассных скважин не могут сохраняться, особенно в Игл-Форде и Баккене. Наши модели предполагали, что к 2018 году 60% лучших  площадок в этих двух самых ранних освоенных бассейнах уже были освоены. Пермский бассейн разрабатывался последним, поэтому для бурения оставалось еще более 60% участков первого уровня, но мы были обеспокоены тем, что, учитывая его темпы, он тоже может вскоре истощиться. В нашей статье за 2 квартал 2019 года мы предсказали, что Игл-Форд и Баккен быстро выйдут из строя, а Пермское плато в конце 2020-х годов достигнет 6,5 млн б/с. Хотя Пермскому бассейну всё же удастся увеличить добычу еще на 2,5 млн б/с по сравнению с уровнем 2018 года, его ежегодные темпы роста существенно замедлятся с 500 тыс. б/с в сутки в год в период с 2013 по 2018 год до всего лишь 200 тыс. б/с в период с 2019 по 2029 год.

Последствия COVID-19 усложнили наши модели; однако наши прогнозы были обоснованными с точки зрения трендов. Во всех трех бассейнах в 2020 году резко сократился объем добычи, поскольку снижение спроса  привело к снижению цен и широкомасштабному закрытию существующих скважин. В период с марта по май 2020 года общий объем добычи на Игл Форд, Баккен и Пермском бассейне снизился более чем на 2 млн б/с. С тех пор все три бассейна восстановили остановленное производство, но в случае Игл Форд и Баккен производство остается на 500 тыс. б/с ниже максимумов, достигнутых до COVID в марте 2020 года. Ни один из бассейнов не вырос с ноября 2020 года. Как и указывали наши модели, Пермский был единственным бассейном, который все еще мог расти. В период с марта 2020 по май 2023 года Пермский бассейн вырос на 800 тыс. б/с до рекордно высокого уровня в 5,7 млн б/с.

 

К сожалению для мировых нефтяных рынков, наши модели показывают, что Пермский бассейн также очень близок к плато. Если мы правы, то единственный источник роста вне ОПЕК за последние 15 лет вот-вот перейдет от роста к спаду.

Последние несколько месяцев мы потратили на доработку и обновление наших моделей машинного обучения. Мы в долгу перед нашими поставщиками данных и аналитической информации, предоставленной NoviLabs (ранее ShaleProfile). С тех пор как мы впервые построили нашу нейронную сеть в 2018 году, NoviLabs значительно расширила свою базу данных. В то время как наши первоначальные модели основывались на географических данных (т.е. на том, где компания пробурила скважину) и данных о завершении бурения (т.е. как была пробурена и завершена скважина), наша последняя модель включает в себя фактические геологические данные о недрах. Наши оригинальные модели прогнозировали лучшие участки 1-го уровня на основе результатов бурения близлежащих скважин. Наша новая модель добавляет геологические параметры, такие как толщина, термическая зрелость, содержание органики, наличие нефти, пористость и проницаемость, для получения точных прогнозов качества скважины. Мы также смогли более точно привязать качественные изменения к каждому параметру, используя самые современные значения SHAP. Хотя детальное обсуждение значений SHAP выходит за рамки данной статьи, в общем, они объясняют, как изменение входных данных влияет на качество скважины очень понятным образом.

В период с 2013 по 2018 год производительность в Пермском бассейне увеличилась на 153%, причем три четверти прироста объясняется улучшением геологических условий - перемещением буровой установки со второго уровня на первый и увеличением длины бокового ствола. Когда мы писали об этом в 2019 году, мы предсказывали, что  производительность Пермского бассейна на скважину, вероятно, приближается к своему максимуму, и, оглядываясь назад, это было верно. 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 производительности на фут бокового ствола, то роста вообще не было.

The Wall Street Journal недавно написала ключевую статью (используя данные NoviLabs), в которой говорится, что в 2022 году производительность пермской скважины упала впервые за всю историю разработки сланцевого месторождения. Наш анализ подтверждает эти результаты: производительность пермской скважины в прошлом году упала на 8%. Причины снижения производительности будут только усугубляться. Наши модели говорят нам, что геологическое истощение будет продолжаться. Пермские производители теперь впервые вынуждены бурить участки худшего качества.

Кроме того, Пермский бассейн также страдает от неудач с материнскими и дочерними скважинами. На заре разработки сланцевых месторождений производители часто бурили одну горизонтальную скважину, чтобы протестировать различные части бассейна и выполнить обязательства 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 первого уровня, по сути, все текущие скважины являются дочерними, с более низкой, чем ожидалось, продуктивностью.

По нашим оценкам, после нескольких лет агрессивной разработки высококлассных участков Пермский бассейн в настоящее время освоил почти 60% своих площадей 1-го уровня. Игл Форд и Баккен достигли такой же степени развития площадей 1-го уровня 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 1-го уровня и тщательно пробурено почти 90% лучших участков. Когда мы впервые делали эти прогнозы в 2019 году, мы ожидали, что Пермский бассейн будет расти до 2025 года, прежде чем достигнет этих уровней, но, оглядываясь назад, мы, вероятно, были слишком оптимистичны.

Кинг Хабберт предположил, что углеводородный бассейн достигнет своего пика, когда 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. Трудной задачей является оценка извлекаемых запасов в каждом бассейне. К счастью, наши модели могут помочь и здесь. Мы подсчитали, 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 теориями Хабберта, оба бассейна не смогли вырасти после преодоления отметки в 50%. В августе 2019 года Игл Форд добыл половину своих извлекаемых запасов; с тех пор производство упало на 18%. Баккен добыл половину своих запасов в 2022 году, и с тех пор добыча оставалась на прежнем уровне. Наши модели говорят нам, что в Пермском бассейне в конечном итоге 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.

Предсказать пик добычи в масштабах всего бассейна сложно; месторождения часто могут обеспечить несколько больший рост, чем первоначально предполагалось. Будут ли пермские пики достигнуты в следующем месяце или через девять месяцев, не может с уверенностью предсказать ни один аналитик. Однако мы знаем, что геологическое истощение явно имеет место и, вероятно, будет усугубляться. В годовом исчислении рост добычи в Пермском бассейне, по-видимому, достиг максимума в 656 тыс. б/с в феврале и уже снизился до 480 тыс. б/с в годовом исчислении в мае. Хотя данные могут быть разрозненными, мы ожидаем, что это замедление продолжится, и полагаем, 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 1-го уровня в течение 3,7 лет. С другой стороны, по нашему мнению, впереди от пяти до десяти лет высококачественного бурения. Поскольку достичь производительности становится все труднее, эти компании должны предоставлять хорошие возможности. Мы уже слышали о том, что Exxon-Mobil стремится приобрести Pioneer Natural Resources. Мы владеем Pioneer и не знаем, правдивы ли эти слухи. Однако мы твердо верим, что по мере того, как рынок осознает, насколько малы площади первого уровня, те, у кого лучшие запасы, будут рассматриваться как ценные активы.

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.