Podczas niedawnego wystąpienia przed publicznością składającą się z operatorów ropy i gazu w Houston Petroleum Club najczęstszy kontrargument sprowadzał się do tego: jeśli wydobycie łupków będzie nadal spadać, nastąpią wyższe ceny. A przy wyższych cenach operatorzy dokładnie wiedzą, gdzie dalej wiercić. Każdy operator, pełen pewności co do swojej zdolności do zwiększenia produkcji, zakłada, że branża jako całość zrobi to samo.
Uzasadnienie wydawało się proste: biorąc pod uwagę liczbę platform znacznie poniżej poprzednich szczytów, jest mało prawdopodobne, aby dostępność stanowiła wąskie gardło. Chociaż pozostałe lokalizacje wierceń mogą być mniej produktywne, nadal mogą generować akceptowalne zyski przy podwyższonych cenach ropy i gazu. Biorąc pod uwagę ogromną liczbę niewywierconych, ale marginalnych ekonomicznie lokalizacji, operatorzy byli przekonani, że produkcja łupków w USA szybko się odbije, negując każdy rodzący się wzrost cen.
Jednak, jak będziemy argumentować, to zbiorowe zaufanie może opierać się na niepewnym gruncie. Czynniki napędzające upadek łupków są znacznie bardziej strukturalne, niż cały przemysł wydaje się skłonny przyznać.
Nasze modele prowadzą do otrzeźwiającego wniosku: nawet przy znacznie wyższych cenach i dużej liczbie niewywierconych lokalizacji produkcja będzie nadal spadać. Zjawisko to nazywamy "paradoksem wyczerpania". To znana historia, a historia stanowi wyraźny precedens.
Rozważmy przypadek konwencjonalnej produkcji ropy w USA w latach 70. Produkcja osiągnęła szczyt w listopadzie 1970 r. i wyniosła 10 milionów baryłek dziennie, a cena ropy wyniosła zaledwie $3,18 za baryłkę. W tym czasie przemysł prowadził skromne 302 platformy wiertnicze do ropy. Pierwszy kryzys naftowy OPEC w 1973 r. wywołał reakcję prezydenta Nixona w postaci szeroko zakrojonej inicjatywy Projektu Independence, mającej na celu odwrócenie spadku produkcji w USA poprzez deregulację i przyspieszone wydawanie pozwoleń. Podobnie jak dzisiaj, wśród producentów ropy naftowej panował optymizm, którzy wierzyli, że wyższe ceny wywołają boom wiertniczy i przywrócą wzrost produkcji w USA. Byli pewni, że wiedzą, gdzie wiercić; wystarczył im odpowiedni sygnał cenowy.
Ceny wzrosły z $3,18 za baryłkę w 1973 r. do $34 za baryłkę w 1981 r. Producenci, zgodnie ze swoimi obietnicami, zareagowali z wigorem. Liczba platform wzrosła z 993 w 1973 r. do oszałamiających 4500 pod koniec 1981 r. Jednak pomimo bezprecedensowego wzrostu działalności wiertniczej, produkcja ropy w USA stale spadała w latach 70. XX wieku. Do końca 1981 roku produkcja spadła do 8,5 miliona baryłek dziennie — poniżej szczytu osiągniętego dziesięć lat wcześniej i niższego niż wtedy, gdy Nixon ogłosił swoje ambitne cele.
Trzy dekady później, w 2010 roku, wydobycie ropy w USA osiągnęło najniższy poziom 5 milionów baryłek dziennie, mimo że ceny oscylowały wokół $100 za baryłkę — 30 razy wyższe niż w 1973 roku. (...)
Wierzymy, że amerykański sektor łupkowy znajduje się obecnie na rozdrożu niesamowicie podobnym do tego, przed którym stanęła konwencjonalna produkcja ropy w 1973 roku. Chociaż osiągnięcia łupków były niezwykłe, nadal podlegają one nieubłaganym siłom wyczerpywania się. Wydaje się jednak, że branża, Wall Street i prezydent-elekt są gotowi powtórzyć błędy sprzed pół wieku.
(...)
M. King Hubbert, geolog z Shell, urodził się w 1903 roku i pozostawił niezatarty ślad w badaniach zasobów ropy naftowej. W 1956 roku podczas spotkania Amerykańskiego Instytutu Naftowego przedstawił odważną prognozę: produkcja ropy w USA osiągnie szczyt w 1970 roku i wyniesie około 10 milionów baryłek dziennie. W tamtym czasie jego twierdzenie wydawało się zuchwałe, a nawet nieprawdopodobne. W końcu produkcja w USA stale rosła, odkąd prawie sto lat wcześniej pułkownik Drake odniósł pierwszy sukces. Hubbert spotkał się ze znacznym sceptycyzmem, ale historia udowodniła, że miał rację. W listopadzie 1970 roku, zgodnie z jego prognozami, produkcja w USA osiągnęła swój szczyt i rozpoczęła swój długi spadek.
(...)
Główny argument Hubberta był prosty, ale głęboki: każdy zbiornik węglowodorów jest zasobem skończonym. W związku z tym skumulowana produkcja pola będzie przebiegać według przewidywalnej trajektorii. Zaczyna się od zera, wzrasta wraz ze wzrostem wydobycia i ostatecznie osiąga górną granicę, która reprezentuje całkowite zasoby odzyskiwalne w dorzeczu. (...)
Chociaż Hubbert przyznał, że dokładny profil produkcji może się znacznie różnić, podkreślił, że zawsze będzie on nachylony w górę, co matematycy nazywają — monotonicznie rosnącym, skumulowana produkcja może tylko rosnąć, nigdy się nie kurczyć. Na przykład szybko rozwijające się pole może wykazywać wzrost niemal pionowy, podczas gdy pole wydobywane w stałym tempie może wykazywać wolniejszy, bardziej liniowy postęp przed osiągnięciem górnej granicy.
Hubbert zaproponował użycie krzywej logistycznej w celu przybliżenia tego zachowania. Krzywa logistyczna tworzy gładki, symetryczny kształt “S”: zaczyna się od zera, przyspiesza wraz ze wzrostem produkcji i ostatecznie zbliża się do ustalonej wartości, która reprezentuje całkowite zasoby basenu. Ten elegancki model uchwycił zasadniczą dynamikę wyczerpywania się zasobów i zapewnił ramy, które od tego czasu kształtują prognozowanie energii.
Przyjmowanie pochodnej skumulowanej produkcji w odniesieniu do czasu ujawnia profil produkcji pola. Dla logistycznej funkcji produkcji skumulowanej pochodna ta daje krzywą w kształcie dzwonu, idealnie symetryczną wokół jej szczytu — charakterystycznego dla struktury Hubberta.
Hubbert wprowadził także drugą przełomową koncepcję: swoją tytułową "linearyzację". Wykreślając stosunek produkcji rocznej do produkcji skumulowanej (P/Q) do produkcji skumulowanej (Q), zauważył, że po początkowym okresie zmienności zależność ustabilizowała się w linii prostej. To spostrzeżenie dostarczyło potężnego narzędzia analitycznego. Ekstrapolując linię do punktu, w którym P/Q osiąga zero, można oszacować zarówno ostatecznie wydobywalne zasoby złoża, jak i współczynnik jego profilu produkcyjnego. Mając pod ręką te dwa parametry, skonstruowanie krzywej Hubberta stało się proste, umożliwiając analitykom przewidzenie zarówno czasu, jak i wielkości szczytu produkcji pola.
Jednym z kluczowych spostrzeżeń Hubberta było to, że pole zazwyczaj osiąga swój szczyt po wydobyciu połowy jego zasobów. Choć intuicyjnie satysfakcjonujący, pomysł ten rodzi intrygujący paradoks: dlaczego produkcja miałaby przestać rosnąć, skoro połowa rezerw złoża nadal pozostaje? Odpowiedź leży w złożonej zależności między koncepcją wyczerpywania się a dynamiką produkcji, która podkreśla granice wydobycia i nieuchronność upadku, nawet w obecności znacznych pozostałych zasobów. Ten paradoks wyczerpywania się pozostaje kamieniem węgielnym współczesnej analizy zasobów.
Paradoks irytuje inżynierów naftowych, odkąd Hubbert go po raz pierwszy wprowadził. Frustrująco sam Hubbert nie był w stanie zaoferować satysfakcjonującego wyjaśnienia pierwszych zasad. Otwarcie przyznał, że jego wybór krzywej logistycznej — i wynikający z niej profil produkcji w kształcie dzwonu — nie był zakorzeniony w teorii, ale raczej w jej konsekwentnym sukcesie empirycznym.
Krzywa logistyczna, jak zauważył Hubbert, rzetelnie opisywała rolowania produkcyjne wielu mniejszych dziedzin, które badał w latach 50. Te empiryczne osiągnięcia zapewniły modelowi wiarygodność i ostatecznie doprowadziły Hubberta do jego słynnych obecnie przewidywań dotyczących szczytu wydobycia ropy w USA w 1970 roku. Chociaż elegancja i dokładność krzywej ugruntowały jej miejsce w analizie zasobów, brak głębszych podstaw teoretycznych pozostawił jej krytyków nieprzekonanych, zapewniając, że paradoks pozostanie przedmiotem debaty.
Chociaż krzywa logistyczna wykazała swoją skuteczność predykcyjną, zaskakujące jest, jak mało uwagi poświęcono powodom jej skuteczności. Większość krytyki skierowanej pod adresem modelu Hubberta wynika właśnie z tej niejednoznaczności. Krzywa działa — ale dlaczego? Bez solidnego zrozumienia mechanizmów leżących u jej podstaw wielu odrzuca „paradoks wyczerpywania”. W końcu czy wyższe ceny lub nowe technologie nie przyspieszyłyby rozwoju i nie pokonałyby ograniczeń wyczerpywania?
Jednak historia nauczyła nas innej lekcji. Pomimo dużych zysków i legionu inżynierów, przemysł w latach 70. nie był w stanie przechytrzyć realiów wyczerpywania się zasobów. Aby rzucić światło na ten paradoks, być może nadszedł czas, aby przenieść naszą uwagę z poziomu makro całych pól na mikro dynamikę poszczególnych odwiertów.
Wyobraź sobie, jeśli chcesz, hipotetyczne pole naftowe wyposażone w nieskończoną liczbę identycznych odwiertów, z których każdy jest wiercony w stałym tempie w nieskończoność. W tak niewątpliwie nierealistycznym „nieskończonym” polu można by oczekiwać, że produkcja będzie rosła w nieskończoność. Jednak rzeczywistość jest taka, że wydobycie ze złoża będzie rosło i ostatecznie osiągnie stałą prędkość. Na pierwszy rzut oka może to brzmieć nielogicznie, ale staje się jasne po bliższym przyjrzeniu się.
Na początku rozwoju pola każdy nowy odwiert bezpośrednio zwiększa całkowitą produkcję. Gdy odwierty te są już w sieci, ich produkcja zaczyna spadać w przewidywalny sposób. W następnym okresie nowe odwierty nadal dostarczają taką samą ilość świeżej produkcji, ale teraz wzrost ten jest częściowo równoważony przez spadającą produkcję starszych odwiertów.
Dopóki produkcja z nowych odwiertów przekracza skumulowane spadki z istniejących odwiertów, całkowita produkcja pola nadal rośnie. Jednak spadek bazowy — całkowita redukcja ze wszystkich starzejących się odwiertów — również wzrasta. Pole będzie się rozszerzać, aż dodatki z nowych odwiertów dokładnie zrównoważą spadki bazowe. W tym momencie pole osiąga równowagę, a całkowita produkcja się wyrównuje.
Ten scenariusz ilustruje, dlaczego nawet nieskończony potencjał nie może uciec przed ograniczeniami wyczerpywania się. Podkreśla fundamentalną prawdę: wzrost jest ograniczony nie tylko zasobami, ale także współgraniem między nowymi dodatkami i nieuniknionymi spadkami. Wyższe ceny i postęp technologiczny mogą wpływać na tempo, ale nie mogą zmienić podstawowej dynamiki, która ostatecznie prowadzi do plateau w produkcji.
Oczywiście, żadne pole nie jest naprawdę nieskończone. Złoża ropy naftowej i gazu są wynikiem procesów geologicznych trwających setki milionów lat, a baza zasobów każdego pola jest z natury skończona. Jeśli dostosujemy nasze wcześniejsze założenie i rozważymy pole z ustaloną liczbą identycznych odwiertów wierconych ze stałą szybkością, aż do wyczerpania zasobów, wyłoni się inny profil produkcji. W tych warunkach produkcja początkowo rośnie, gdy nowe odwierty są uruchamiane, ostatecznie osiąga plateau, a następnie gwałtownie spada. Powstała krzywa ma niewiele wspólnego z symetrycznym profilem w kształcie dzwonu z modelu logistycznego Hubberta. Zamiast tego szczyt następuje znacznie później w cyklu życia pola, w punkcie, w którym wydobyto już około 80% ostatecznych odzyskiwalnych rezerw.
Ten zmieniony scenariusz podkreśla wpływ ograniczonych zasobów na dynamikę produkcji. Podczas gdy faza plateau może oferować iluzję stabilności, ostateczny gwałtowny spadek służy jako surowe przypomnienie ograniczeń pola. To wzór, który podkreśla nieubłaganą siłę wyczerpywania się, nawet gdy rozwój wydaje się solidny i ciągły.
(...)
Mając jaśniejsze zrozumienie zasad Hubberta i zawiłości zagospodarowania odwiertu, możemy zadać sobie pytanie: Jakie wnioski wyłaniają się z recesji w produkcji ropy naftowej w USA, która rozpoczęła się w 1970 roku?
W fazie wzrostu aktywność wiertnicza w USA była niezwykle stabilna. W latach 1900–1945 branża konsekwentnie wierciła około 50 milionów stóp rocznie. W tym okresie, w miarę dojrzewania branży, produktywność nie tylko wzrosła — ona gwałtownie wzrosła. Produkcja na stopę wywierconego otworu wzrosła sześciokrotnie, wzrastając ze skromnych 0,5 baryłki na stopę do prawie 3 baryłek na stopę.
Pod koniec lat 50. nastąpiła znacząca zmiana. Aktywność wiertnicza wzrosła o 70%, osiągając prawie 100 milionów stóp. Jednak paradoksalnie, wydajność spadła o połowę do zaledwie 1,5 baryłki na stopę. W rezultacie nowa produkcja wzrosła tylko o 20%, pomimo gwałtownego wzrostu wysiłków wiertniczych. Wraz ze wzrostem całkowitej produkcji wzrosły również wskaźniki wyczerpania, co zmniejszyło wzrost produkcji netto o jedną trzecią. Stany Zjednoczone stopniowo wkraczały na plateau.
Pod koniec lat 60. XX wieku kwoty produkcyjne i środki regulacyjne spowodowały spowolnienie wierceń o 40%. To spowolnienie skłoniło firmy do „wysokiej oceny” swoich zapasów, skupiając się na najbardziej obiecujących perspektywach. Produktywność wzrosła ponad dwukrotnie, a nowa produkcja brutto wzrosła o prawie 50%.
Począwszy od 1970 r. produktywność zaczęła nieubłaganie spadać, ponieważ główne obszary najlepszych pól zostały w pełni rozwinięte. Do połowy lat 80. produktywność spadła o prawie 75%. Gwałtowny wzrost aktywności wiertniczej — pobudzony polityką prezydenta Nixona — nie mógł zrekompensować gwałtownego spadku produktywności, a nowa produkcja brutto gwałtownie spadła. Całkowita produkcja osiągnęła szczyt w 1970 r. i spadała przez całą dekadę.
Widzimy zatem, że aktywność wiertnicza i wydajność odwiertu często odzwierciedlają się wzajemnie. Gdy jedno wzrasta, drugie spada, ilustrując złożoną dynamikę zachodzącą w branży.
Branża, na swój sposób, nie była całkowicie w błędzie. Mieli mnóstwo nowych lokalizacji wiertniczych — choć zdecydowanie gorszej jakości. Nie potrafili pojąć nieubłaganej rzeczywistości nieustannych spadków bazowych. Wystarczyło przechylić szalę w nowej produkcji, aby wywołać gwałtowny i nieunikniony spadek ogólnej produkcji.
Podczas analizy nowych dodatków brutto — obliczanych jako produktywność pomnożona przez stopy wywiercone — wyłania się uderzający wzór. Ta metryka tworzy własną krzywą w kształcie dzwonu, która ściśle odzwierciedla słynną krzywą Hubberta. Odbywało się to nawet przy obfitości dostępnych lokalizacji wiertniczych i pomimo wysokich cen ropy naftowej. Podstawowa przyczyna? Stały spadek produktywności na stopę wywierconą. Branży kończyły się obszary najwyższej jakości do eksploatacji. A gdy te najlepsze lokalizacje zostały wyczerpane, zwiększona aktywność wiertnicza służyła jedynie do zrównoważenia zysków odpowiednim spadkiem produktywności, co kończyło się przetoczeniem.
W rezultacie powstała niemal idealna krzywa Hubberta, przy czym wydobycie osiągnęło szczyt po wydobyciu połowy odzyskiwalnych rezerw.
Wyposażeni w nasze ramy, co możemy dostrzec w rewolucji łupkowej? Pod wieloma względami baseny łupkowe różnią się wyraźnie od konwencjonalnych pól. Są znacznie bardziej rozległe w powietrzu i mogą pochwalić się o rzędy wielkości większą liczbą miejsc wierceń. Wczesne złoża łupkowe były nawet porównywane do „procesów produkcyjnych”, przywołując bardziej fabrykę niż tradycyjne pole naftowe.
Jednak łupki niosą ze sobą własne zawiłości. Produktywność w basenie może się znacznie różnić, a najlepsze obszary często dają czterokrotnie większą wydajność niż najgorsze. Stosując nasze wcześniejsze rozumowanie, można rozsądnie założyć, że degradacja odwiertu będzie odgrywać większą rolę, prowadząc do profili produkcji charakteryzujących się wcześniejszymi szczytami i wydłużonymi prawymi ogonami. Doświadczenie to potwierdziło.
Inną cechą charakterystyczną odwiertów łupkowych jest ich charakterystyczny wzorzec produkcji. Początkowo mają tendencję do produkcji w bardzo wysokich tempach, po których następują gwałtowne spadki, a ostatecznie ustabilizowanie się w przedłużonym okresie produkcji o niskim tempie. To zachowanie wynika z natury szczelinowania hydraulicznego, które uwalnia gwałtowny wzrost uwięzionego płynu — produkcję „flush” — po którym następuje wolniejszy, wydłużony wyciek płynów z formacji w czasie.
Biorąc pod uwagę tę wyjątkową dynamikę, nie jest zaskakujące, że odwierty łupkowe nie poddają się tradycyjnej liniowej teorii Hubberta. Podczas kreślenia stosunku produkcji do skumulowanej produkcji w stosunku do skumulowanej produkcji (P/Q vs. Q) wynik nie jest już linią prostą, ale krzywą — świadectwem odrębnej natury tych odwiertów.
Wcześni analitycy często mieli trudności ze stosowaniem konwencjonalnych liniowych obliczeń Hubberta do basenów łupkowych, co prowadziło do prognoz, które były w najlepszym razie niedokładne. Trudność polegała na tym, że wykresy produkcji nie były liniami prostymi. Jednak po dokładniejszym zbadaniu pojawiło się zaskakujące odkrycie: chociaż relacja nie jest liniowa, jest idealnie logarytmiczna. Wykreślenie logarytmu P/Q względem Q daje linię prostą, którą można ekstrapolować z niezwykłą dokładnością.
To logarytmiczne podejście umożliwia niezwykle precyzyjne prognozowanie profili produkcji łupków. Co zaskakujące, żaden inny analityk ani akademik nie doszedł do takiego wniosku. Korzystając z tej metody, dokładnie przewidzieliśmy przesunięcia w głównych obszarach, takich jak Barnett, Fayetteville, Eagle Ford i Bakken. Od tego czasu te pola zmniejszyły się o 26% do 80%.
Ta sama analiza ujawnia teraz, że oba podbaseny Marcellus zostały przewrócone, podobnie jak strona Midland basenu Permian. Oczekuje się, że strona Delaware basenu Permian i Haynesville wkrótce pójdą w ich ślady.
Oprócz przewidywania przewrotów, logarytmiczna liniowość Hubberta obejmuje również dłuższe prawe ogony, które są charakterystyczne dla basenów łupkowych. Na przykład profile produkcji Fayetteville i Barnett były wyraźnie asymetryczne, spadając wolniej niż rosły. Nasz model logarytmiczny precyzyjnie zidentyfikował ten trend.
Stosując to narzędzie, możemy dokładnie oszacować odzyskiwalne rezerwy każdego basenu i przewidzieć moment szczytowej produkcji. Zgodnie z logarytmicznymi krzywymi Hubberta, większość basenów łupkowych osiąga szczyt po wydobyciu około 30% odzyskiwalnych rezerw. Ten dłuższy prawy ogon jest znakiem rozpoznawczym degradacji odwiertu i podkreśla stopniowe wiercenie rdzeni.
Aby zweryfikować nasze ostateczne szacunki odzyskiwalnych rezerw z linearyzacji logarytmicznych i zbadać zmiany w produktywności odwiertu, zwróciliśmy się ku sztucznej inteligencji. Rozczarowani ograniczeniami konwencjonalnych narzędzi, zaczęliśmy rozwijać własne w 2019 r. Rezultatem jest wyrafinowany zestaw narzędzi sieci neuronowych i modeli uczenia maszynowego, stworzonych specjalnie do danego zadania.
Jak zauważyliśmy, nasza wyjątkowa pozycja łączy głęboką wiedzę specjalistyczną z silnym zrozumieniem sztucznej inteligencji. Podczas gdy sztuczna inteligencja stała się modnym słowem, a wszyscy teraz twierdzą, że są ekspertami, my szkolimy i udoskonalamy głębokie sieci neuronowe od 2019 r. W przeciwieństwie do rozległych dużych modeli językowych, takich jak ChatGPT, nasze modele są celowo zbudowane i pragmatyczne. Zamiast naśladować ludzkie myślenie, są one szkolone w celu przewidywania produkcji z odwiertów łupkowych na podstawie geologii podpowierzchniowej, trendów regionalnych i projektów ukończenia odwiertu.
(...)
We wszystkich dziedzinach nasze linearyzacje sugerują, że baseny przewrócą się /wyczerioą - red/, gdy około 28% ich rezerw zostanie wydobytych. Nasze modele uczenia maszynowego pokazują, że łupki bitumiczne są obecnie wyczerpane w 28-32%, podczas gdy łupki gazowe są wyczerpane w 30-34%. Wskazuje to na spowolnienie spowodowane wyczerpaniem, a nie ceną lub regulacją.
Rzeczywiście, całkowita produkcja ropy łupkowej i gazu prawdopodobnie osiągnęła szczyt pod koniec zeszłego roku. Obie spadły już o 1%, a nasze modele przewidują, że roczne spadki produkcji staną się gwałtownie ujemne w ciągu sześciu miesięcy.
To spowolnienie nie mogło nadejść w gorszym momencie. Od 2010 r. wzrost światowego popytu na ropę naftową został w całości zaspokojony przez ropę łupkową i NGL. W kraju produkcja gazu łupkowego obniżyła ceny do 80% poniżej poziomów globalnych, napędzając największy w historii USA rozwój wytwarzania energii elektrycznej z gazu ziemnego i eksportu LNG.
(...)
Nawet przy rosnących cenach wątpimy, że produkcja łupków wzrośnie. Historia daje nauczkę. Nieoczekiwany rollover produkcji w latach 70. był spowodowany spadkiem produktywności na odwiert — schemat, który naszym zdaniem się powtórzy.
blog.gorozen.com
