Aber Moment mal - produzieren die USA nicht eine Rekordmenge an Öl? Ja, die US-Produktion ist bis 2023 um mehr als 1 Mio. Fass pro Tag auf 13,2 Mio. Fass pro Tag gestiegen, und etwa 80 % dieses Anstiegs entfielen auf die Tight Oil-Lagerstätten. Wie kann die Leistung der Bohrungen abnehmen, während die Produktion steigt?
Die Antwort ist, dass die Schieferölbohrungen anfangs höhere Förderraten aufweisen, aber schneller abnehmen als in den Vorjahren. Ihre Gesamtausbeute ist geringer als noch vor einigen Jahren. Die Bohrlöcher sind am Ausbrennen. Die Ölversorgung ist - wie das Leben - ein Marathonlauf und kein Sprint. Die Vorkommen wurden zu stark bebohrt, und die Bohrungen stören sich. Sie kannibalisieren die Produktion der anderen.
Auf das Permian-Becken entfielen im Jahr 2023 46 % der US-amerikanischen Inlandsversorgung (Abbildung 1). Weitere 22 % entfielen auf andere Tight Oil-Lagerstätten. Die konventionelle und Offshore-Förderung machte nur 32 % aus und ist in den letzten 15 Jahren nicht mehr gestiegen. Damit ist klar, dass bei einem Rückgang der Schieferölförderung auch die US-Produktion zurückgeht. Die konventionelle Basis beträgt nur etwa 4 Mio. Fass pro Tag, und das ist das Niveau, auf das sich die US-Produktion zubewegen wird.
Abbildung 1. Die Produktion des Permian-Beckens machte im Jahr 2023 46 % der US-Inlandsversorgung aus. Weitere 22 % entfielen auf andere Tight Oil-Lagerstätten. Was wird passieren, wenn die Tight Oil-Förderung zurückgeht? Quelle: EIA, Enverus & Labyrinth Consulting Services, Inc.
Auf die Vorkommen Permian, Eagle Ford und Bakken entfielen 93 % der Tight Oil-Produktion im Jahr 2023 (Abbildung 2). In diesem Beitrag konzentriere ich mich auf das Permian-Becken, aber die Bohrlochleistung in den Bakken- und Eagle-Ford-Lagerstätten folgt einem ähnlichen Muster der Verschlechterung über die letzten Jahre.
Abbildung 2. Schiefervorkommen in den Vereinigten Staaten. Quelle: EIA.
Es gibt zwei wichtige Ansätze zur Bewertung der Bohrlochleistung. Der erste ist eine vergleichende Darstellung der Rate im Vergleich zur Zeit, bei der die monatliche Produktion nach dem Jahr der ersten Produktion normalisiert und auf einer linearen Skala aufgetragen wird. Dies ist eine "Quick-Look"-Technik. Sie ist nützlich, um monatliche Förderraten aus verschiedenen Jahren zu vergleichen, sollte aber nicht dazu verwendet werden, Annahmen über die geschätzte endgültige Förderung (EUR) zu treffen.
Abbildung 3 zeigt eine vergleichende Darstellung der Raten für horizontale Bohrungen im Permian nach Jahr der ersten Produktion seit 2018. Aus diesem Diagramm lassen sich zwei wichtige Beobachtungen ablesen. Erstens waren die Erstproduktionsraten für 2022 und 2023 niedriger als 2021, aber immer noch höher als in den Vorjahren. Zweitens sind die Produktionsraten der letzten Monate für 2022 und 2023 bereits niedriger als für 2023. Beides sind schlechte Anzeichen für die Zukunft der Permian-Bohrlochraten, aber sie sagen nicht viel darüber aus, wie viel Öl ein durchschnittliches neues Bohrloch während seiner kommerziellen Lebensdauer wahrscheinlich fördern wird.
Abbildung 3. Vergleich der normalisierten Förderraten für horizontale Permian-Bohrungen mit Erstförderung von 2018 bis 2023. Quelle: Enverus & Labyrinth Consulting Services, Inc.
Um EUR zu bestimmen, ist eine zweite Technik erforderlich: die Erstellung einer Typkurve. Dies bedeutet, dass die Produktionshistorie einer Bohrung oder eines Reservoirs als Logarithmus der Rate im Verhältnis zur Zeit aufgezeichnet wird. Der Verlauf wird dann grafisch angepasst und auf die kommerzielle Betriebsgrenze des Bohrlochs oder der Lagerstätte projiziert.
Das linke Diagramm in Abbildung 4 zeigt die Typkurve für horizontale Permian-Bohrungen mit erster Produktion im Jahr 2018. Die Produktionshistorie ist für Öl in grün und für Erdgas in orange dargestellt. Die schwarzen Linien verlängern die Verlaufsanpassung gemäß einer Formel mit der Anfangsrate (qi), der Krümmung der Anpassungslinie (b) und der anfänglichen Rückgangsrate (Di) als unabhängige Variablen. Diese Methode berücksichtigt die zeitvariable Natur der Rate im Vergleich zur Zeit, die für die meisten Öl- und Gaslagerstätten gilt.
Das rechte Diagramm in der Abbildung zeigt dieselben Daten, jedoch als Logarithmus der Rate gegenüber dem Logarithmus der Zeit (Fetkovich-Diagramm). Dies bietet dem Interpreten eine wichtige Kalibrierung für die Wahl des b-Exponenten. Der Grad an Präzision, der durch Typkurven und Fetkovich-Diagramme erreicht wird, ist mit dem Schnellvergleich der Raten in Abbildung 3 einfach nicht möglich.
Die in der Abbildung gezeigte durchschnittliche horizontale Permian-Bohrung hat ein EUR von etwa 428.000 Fässern Öl und 2,2 Milliarden Kubikfuß Erdgas. Fast 60 % des EUR sind bereits gefördert worden.
Abbildung 4. Semilogarithmische und logarithmische Darstellungen der Rate im Vergleich zur Zeit für horizontale Permian-Bohrungen mit erster Produktion im Jahr 2018. Quelle: Enverus & Labyrinth Consulting Services, Inc.
Die Ergebnisse der Analyse der Rückgangskurve für horizontale Permian-Bohrungen seit 2018 zeigen, dass der durchschnittliche EUR von 2021 bis 2022 um 29 % und von 2021 bis 2023 um 38 % gesunken ist (Abbildung 5).
Abbildung 5. Die durchschnittliche horizontale Bohrung in der Permian-Region ging von 2021 bis 2022 um 29 % und von 2021 bis 2023 um 38 % zurück. Quelle: Enverus & Labyrinth Consulting Services, Inc.
Tabelle 1 fasst die Ergebnisse der Analyse der Rückgangskurve nach Jahr der ersten Förderung und geschätzten Break-even-Ölpreise zusammen. EUR 10 ist der Barrel-Öl-Äquivalentwert, der eine 10:1-Umwandlung von Erdgas auf der Grundlage eines Ölpreises von 75 $ und eines Gaspreises von 3,75 $ sowie eine Ausbeute an Erdgasflüssigkeiten von 150 Fässern pro Million Kubikfuß Gas verwendet. Der Break-even-Preis geht von durchschnittlichen Bohr- und Fertigstellungskosten in Höhe von 9 Mio. $ aus, wobei von Kosten in Höhe von 800 $ pro Seitenfuß für eine durchschnittliche Seitenlänge von 11.000 Fuß ausgegangen wird.
Die wichtigste Beobachtung ist, dass der EUR in den Jahren 2022 und 2023 um ein gut gewichtetes Durchschnittsvolumen von 35 % niedriger ist als im Jahr 2021. Die Ergebnisse für 2023 sind mit größerer Unsicherheit behaftet als die für 2022, so dass es wahrscheinlich sicherer ist, davon auszugehen, dass der Rückgang des EUR eher bei 26 % als bei 35 % liegt. Dennoch ist dies sowohl bedeutend als auch alarmierend, wenn man bedenkt, dass die Permian-Produktion fast die Hälfte des US-amerikanischen Ölangebots ausmacht. Die Bohrungen bleiben bei den derzeitigen Preisen für das EUR-Niveau von 2022 (Break-even-Preis von 60 $) rentabel, nicht aber für das Niveau von 2023 (Break-even-Preis von 83 $).
Tabelle 1. Zusammenfassende Daten für die geschätzte Endausbeute und die Break-even-Preise für horizontale Bohrungen im Permian. Quelle: Enverus & Labyrinth Consulting Services, Inc.
Die U.S. Energy Information Administration (EIA) geht davon aus, dass der durchschnittliche US-Ölpreis im Jahr 2024 bei etwa 77 $ pro Barrel liegen wird. Bei einem gewichteten durchschnittlichen Break-even-Preis von etwa 55 US-Dollar pro Barrel im Zeitraum 2018-2023 ist davon auszugehen, dass die Erschließungsbohrungen auf einem Niveau von etwa 5.000 Bohrungen pro Jahr fortgesetzt werden. Dies dürfte zu einer anhaltenden Verschlechterung der Bohrlochleistung führen, da die wahrscheinlichste Erklärung darin besteht, dass die Vorkommen zu stark bebohrt wurden.
Abbildung 6 zeigt, dass der durchschnittliche Abstand zwischen den Bohrlöchern in den Kerngebieten der Permian-Lagerstätten etwa 300 bis 400 Fuß beträgt, wobei die Bohrpfade noch enger sind. Einige Bohrlochsohlen sind nur 100 Fuß voneinander entfernt.
Abbildung 6. Horizontale Bohrungen im Permian-Becken in Loving County, Texas. Quelle: Enverus & Labyrinth Consulting Services, Inc.
Das Problem besteht darin, dass sich bei einem zu engen Abstand zwischen den Bohrlöchern die Entwässerungsradien der Lagerstätten überschneiden und die Bohrlöcher sich gegenseitig die Produktion "wegnehmen". Der optimale Abstand zwischen den Bohrungen ist ein komplexes Problem der Lagerstättentechnik, und es ist zu simpel anzunehmen, dass es einen korrekten Abstand zwischen den Bohrungswegen gibt. Ich möchte den Betreibern auch nicht unterstellen, dass sie nicht wissen, wie man die Produktion optimiert. Dennoch wies ein Bericht von SLB aus dem Jahr 2017 auf erhebliche Störungen hin, wenn die Bohrlöcher 660 Fuß voneinander entfernt waren. Eine Studie aus dem Jahr 2021 legt nahe, dass der Abstand zwischen den Bohrlöchern fast 1600 Fuß betragen sollte.
Andere Erklärungen für den Rückgang des EUR sind eine schlechtere Qualität der Lagerstätten, weniger effektive Fertigstellungs- und Fracking-Praktiken sowie ein abnehmender Lagerstättendruck. Es würde den Rahmen dieses Beitrags sprengen, das Problem zu diagnostizieren, aber es scheint die plausibelste Erklärung zu sein, dass die Bohrungen zu dicht beieinander liegen.
Die Schlagzeile des Wall Street Journal aus der ersten Ausgabe des Jahres 2024 lautete " Schiefer hält die Welt mit Öl überschwemmt, während Konflikte im Überfluss vorhanden sind".
"Im November haben die Verlader mehr Öl aus den USA transportiert als im Irak, dem zweitgrößten OPEC-Mitglied, gefördert wurde, nämlich 4,5 Millionen Fass pro Tag."
Zwei Drittel der US-Produktion werden voraussichtlich in diesem Jahrzehnt zurückgehen, aber die Vereinigten Staaten exportierten im Jahr 2023 mehr als 1,5 Milliarden Fässer. Das ist das 1,5-fache der Menge, die zwischen 1920 und 1950 exportiert wurde, als die USA mit einem Anteil von durchschnittlich 82 % an der gesamten Weltproduktion bei weitem der größte Ölproduzent waren (Abbildung 7). Das liegt daran, dass es bis 1973 eine Förderpolitik gab, die sowohl die Produktion als auch die Exporte begrenzte, um die Kapazitätsreserven zu erhalten.
Was denken wir? Abbildung 7 lässt vermuten, dass die Vereinigten Staaten jetzt eine Politik verfolgen, die darauf abzielt, Amerika zuerst auszutrocknen!
Abbildung 7. Der "Drain America First"-Hockeyschläger. Die Rohölexporte der USA betrugen von 1920 bis 2016 durchschnittlich 91.000 Fass pro Tag. 2023 lagen die Exporte bei durchschnittlich 4,2 Millionen Fass pro Tag. Quelle: EIA & Labyrinth Consulting Services, Inc.
Die jüngste Prognose der U.S. Energy Information Administration (EIA) zeigt, dass die Vereinigten Staaten im Jahr 2050 genauso viel Rohöl und Kondensat fördern werden wie im Jahr 2023. Es wird erwartet, dass die US-Rohölproduktion von 2024 bis 2050 durchschnittlich 13,1 Mio. Fass pro Tag betragen wird (Abbildung 8). Tight Oil wird durchschnittlich 9,3 Mio. Fass pro Tag fördern.
Abbildung 8. Die EIA erwartet, dass die US-Rohölproduktion von 2024 bis 2050 durchschnittlich 13,1 Mio. Fass pro Tag betragen wird. Tight Oil wird durchschnittlich 9,3 Mio. Fass pro Tag fördern. Quelle: EIA & Labyrinth Consulting Services, Inc.
Ich habe großen Respekt vor der Arbeit der EIA, aber ihre Schieferölprognosen haben mich immer wieder verblüfft. Es scheint, dass die EIA in ihren Tight Oil-Volumina sowohl wahrscheinliche und mögliche Reserven als auch technisch förderbare Ressourcen berücksichtigt. Sie tut dies, ohne ihre eigenen Ölpreisprognosen und die Auswirkungen auf das kommerziell förderbare Öl zu berücksichtigen.
Dies fördert leider den weit verbreiteten Glauben, dass die Schieferölvorkommen ewig halten werden. Das Problem ist, dass diese Vorkommen genau wie alle anderen sind, nur dass sie viel mehr kosten, um gebohrt und fertiggestellt zu werden. Sie sind Felder. Alle Felder gehen zurück.
Die Reserven des Permian Tight Oil werden auf etwa 15 Milliarden Fass geschätzt. Das entspricht in etwa den Reserven von Prudhoe Bay, dem größten Ölfeld Nordamerikas. Die Produktion erreichte 1987 mit 1,7 Mio. Fass pro Tag ihren Höhepunkt und ist bis 2023 auf 208.000 Fass pro Tag zurückgegangen (Abbildung 9).
Abbildung 9. Prudhoe Bay ist das größte in den Vereinigten Staaten entdeckte Feld. Die Produktion erreichte 1987 einen Höchststand von 1,7 Mio. Fass pro Tag und ist bis 2023 auf 208 Tsd. Fass pro Tag zurückgegangen. Quelle: Enverus & Labyrinth Consulting Services, Inc.
In welchem Paralleluniversum erhalten die Schiefervorkommen nach den Gesetzen der Erdphysik, die von Prudhoe Bay befolgt werden, einen Freifahrtschein der EIA, um bis Mitte dieses Jahrhunderts in der Nähe des derzeitigen Niveaus produzieren zu können?
Die Signale für die Zukunft der Tight Oil-Produktion stehen auf Gelb, wenn nicht sogar auf Rot. Meine Analyse ist kein Ausreißer. Im Mai sagte der CEO von Pioneer, Scott Sheffield, dass die Permian-Produktion in 5 bis 6 Jahren ihren Höhepunkt erreichen wird. Im November vertrat der Vorsitzende von Continental Resources, Harold Hamm, die Ansicht, dass die Kerngebiete des Bakken-Play ihren Höhepunkt erreicht haben und dass tiefere "Tough Rock"-Ziele erforderlich sein werden, um die Produktion aufrechtzuerhalten. Goehring und Rozencwajg schrieben im Mai, dass die Vorkommen im Permian-Becken schneller erschöpft sind als allgemein angenommen und dass der Höhepunkt der Produktion im Jahr 2023 erreicht sein könnte.
Dies ist der Anfang vom Ende für das Permian-Becken und andere Tight Oil-Lagerstätten. Es wird noch jahrzehntelang gefördert werden, allerdings mit geringeren Raten. Die Daten sind eindeutig. Die Bohrlöcher produzieren weniger als in den vergangenen Jahren. Man muss kein Diplom in Erdölgeologie oder Ingenieurwesen haben, um zu verstehen, was das bedeutet. Der Förderhöhepunkt könnte 2024 oder einige Jahre später erreicht werden. Die Details interessieren mich nicht.
Ein langfristiger Rückgang der Schieferölproduktion, die fast 70 % des US-Angebots ausmacht, erfordert unsere Aufmerksamkeit. Das mag gut für die Umwelt und den Klimawandel sein, aber es wird auch das Trauma einer Gesellschaft beschleunigen, die nicht darauf vorbereitet ist, mit weniger zu leben.