Der folgende Artikel ist ein Auszug aus unserem Kommentar zu Q3 2024.
Das große Drama der amerikanischen Schieferölproduktion könnte sich nun seinem letzten Akt nähern. Jahrelang sind wir davon ausgegangen, dass das unaufhaltsame Wachstum der Schieferproduktion Ende 2024 oder Anfang 2025 seinen Höhepunkt erreichen und viele überrumpeln würde. Im Nachhinein betrachtet, war selbst diese Erwartung vielleicht ein Fehler, der zur Vorsicht mahnte. In aller Stille und ohne großes Trara scheinen sowohl Schieferöl als auch Schiefergas ihren Zenit bereits vor einigen Monaten überschritten zu haben. Jüngste Daten der Energy Information Agency (EIA) zeigen, dass die Schieferölproduktion im November 2023 ihren Höchststand erreichte und seitdem um 2 % - etwa 200 000 Barrel pro Tag - zurückging. Auch die Schiefergasproduktion erreichte im selben Monat ihren Höhepunkt und ist seitdem um 1 % oder 1 Milliarde Kubikfuß pro Tag zurückgegangen. Unseren Modellen zufolge wird die weitere Entwicklung noch steiler verlaufen.
An Skepsis hat es unserer Ansicht nach nicht gemangelt. Viele unserer Gespräche mit Kunden und Brancheninsidern deuten auf die weit verbreitete Überzeugung hin, dass die heutigen Rückgänge nur eine Pause und nicht der Auftakt zu einem anhaltenden Rückgang sind. Optimisten sind der Meinung, dass höhere Preise und ein Deregulierungsschub eine neue Welle von Bohrungen und Produktionssteigerungen auslösen werden. Schließlich verspricht der Energieplan „Three Arrows“ des designierten Präsidenten Trump eine Steigerung der US-Ölproduktion um 3 Millionen Barrel pro Tag. Wir halten diesen Optimismus jedoch für unangebracht. Die Hauptgründe für den derzeitigen Abschwung sind weder politischer noch rein wirtschaftlicher Natur - sie sind geologischer Natur und unaufhaltsam. Die Erschöpfung der Vorkommen und nicht die Marktdynamik oder eine Überregulierung sind die Hauptursache.
Zugegeben, die neue Regierung verfügt über mehrere gut informierte und fähige Persönlichkeiten im Energiebereich, darunter Chris Wright und Scott Bessent. Ihre Führung wird zweifelsohne ein günstiges Klima für Bohrungen schaffen. Doch trotz ihres Fachwissens und des wahrscheinlichen Eifers der Regierung für die Energieentwicklung sind wir nach wie vor davon überzeugt, dass diese Bemühungen kaum ausreichen werden, um die tiefgreifenden Rückgänge auszugleichen, unter denen der Schiefersektor derzeit leidet. Die Geologie des Schiefergebiets hat gesprochen, und ihr Urteil scheint zunehmend endgültig zu sein.
Unsere These basiert auf den bleibenden Erkenntnissen des verstorbenen Dr. M. King Hubbert, dessen bahnbrechende Vorhersage des Höhepunkts der konventionellen US-Rohölförderung im Jahr 1970 nach wie vor ein Meilenstein der Energieanalyse ist. In diesem Beitrag wollen wir zeigen, wie wir Hubberts grundlegende Arbeit angepasst und mit den neuesten Fortschritten in den Bereichen künstliche Intelligenz, neuronale Netze und maschinelles Lernen ergänzt haben, um die Komplexität der Schiefergasförderung zu erfassen. Die Auswirkungen unserer Erkenntnisse sind tiefgreifend. Unser Vorteil liegt in einer ungewöhnlichen Synthese: der Verbindung modernster Computertechniken mit tiefem, bereichsspezifischem Fachwissen im Energiesektor.
Allzu oft beobachten wir, dass herkömmliche Öl- und Gasanalysten an veraltete Modelle gebunden sind, während KI-Fachleute, die zwar die Mathematik beherrschen, aber mit den Feinheiten der Ressourcengewinnung nicht vertraut sind, zu fehlerhaften Schlussfolgerungen gelangen. Keiner der beiden Ansätze allein reicht mehr aus. Unsere einzigartige Kombination von Fähigkeiten ermöglicht es uns, zu Schlussfolgerungen zu gelangen, die der konventionellen Weisheit trotzen, und wir sind zuversichtlich, dass sich diese Schlussfolgerungen letztendlich als vorausschauend erweisen werden.
Lassen Sie uns erklären, warum.
In den letzten Monaten haben wir mit einer Reihe von Investoren und Führungskräften der Ölindustrie gesprochen. Während viele die Logik hinter unserer Analyse begreifen, sind nur wenige bereit, ihre Auswirkungen zu akzeptieren. Bei einem Vortrag, den wir kürzlich vor einem Publikum von Öl- und Gasunternehmen im Houston Petroleum Club hielten, lautete das häufigste Gegenargument: Wenn die Schieferproduktion weiter zurückgeht, werden höhere Preise folgen. Und wenn die Preise steigen, wissen die Betreiber genau, wo sie als nächstes bohren müssen. Jeder Betreiber, der voller Zuversicht ist, dass er die Produktion steigern kann, geht davon aus, dass die Branche insgesamt dasselbe tun wird.
Die Logik scheint klar: Da die Zahl der Bohrtürme weit unter den früheren Höchstständen liegt, ist es unwahrscheinlich, dass die Verfügbarkeit einen Engpass darstellt. Die verbleibenden Bohrstellen mögen zwar weniger produktiv sein, könnten aber bei hohen Öl- und Gaspreisen immer noch akzeptable Erträge abwerfen. Angesichts der großen Zahl nicht erschlossener, aber wirtschaftlich unbedeutender Standorte waren die Betreiber davon überzeugt, dass die Schieferproduktion in den USA rasch wieder ansteigen würde, so dass ein aufkommender Preisanstieg zunichte gemacht würde.
Doch wie wir darlegen werden, könnte diese kollektive Zuversicht auf wackligen Füßen stehen. Die Faktoren, die für den Rückgang der Schieferförderung verantwortlich sind, sind weitaus struktureller, als die Branche insgesamt zugeben möchte.
Unsere Modelle kommen zu einem ernüchternden Ergebnis: Selbst bei deutlich höheren Preisen und einem Überfluss an noch nicht erschlossenen Gebieten wird die Produktion weiter zurückgehen. Wir nennen dieses Phänomen das „Erschöpfungsparadoxon“. Es ist eine bekannte Geschichte, und die Geschichte liefert einen klaren Präzedenzfall.
Nehmen wir den Fall der konventionellen US-Rohölförderung in den 1970er Jahren. Die Produktion erreichte im November 1970 mit 10 Millionen Barrel pro Tag ihren Höhepunkt, und der Ölpreis lag bei nur 3,18 Dollar pro Barrel. Zu dieser Zeit betrieb die Industrie bescheidene 302 Bohrtürme, die nach Öl bohrten. Die erste OPEC-Ölkrise im Jahr 1973 löste eine Reaktion von Präsident Nixon in Form des Project Independence aus - eine umfassende Initiative, die darauf abzielte, den Rückgang der US-Produktion durch Deregulierung und beschleunigte Genehmigungsverfahren umzukehren. Ähnlich wie heute herrschte unter den Ölproduzenten Optimismus, da sie glaubten, dass höhere Preise einen Bohrboom auslösen und die US-Produktion wieder ansteigen lassen würden. Sie waren zuversichtlich, dass sie wüssten, wo sie bohren sollten; alles, was sie brauchten, war das richtige Preissignal.
Die Preise stiegen von 3,18 Dollar pro Barrel im Jahr 1973 auf 34 Dollar pro Barrel im Jahr 1981. Die Produzenten hielten sich an ihre Versprechen und reagierten mit Nachdruck. Die Zahl der Bohrinseln stieg von 993 im Jahr 1973 auf schwindelerregende 4.500 gegen Ende 1981. Doch trotz dieses beispiellosen Anstiegs der Bohraktivitäten ging die US-Ölproduktion in den 1970er Jahren stetig zurück. Ende 1981 war die Produktion auf 8,5 Millionen Barrel pro Tag gesunken - weit unter den Spitzenwert, der ein Jahrzehnt zuvor erreicht worden war, und niedriger als zu dem Zeitpunkt, als Nixon seine ehrgeizigen Ziele verkündete.
Drei Jahrzehnte später, im Jahr 2010, erreichte die Ölförderung in den USA einen Tiefpunkt von 5 Millionen Barrel pro Tag, und das bei Preisen, die um die 100 Dollar pro Barrel lagen - 30 Mal höher als 1973. Das Erschöpfungsparadoxon hatte sich fest etabliert. Die Annahme der Branche, dass höhere Preise allein den geologischen Gegebenheiten entgegenwirken könnten, erwies sich als tragischer Irrtum. Heute, da wir beobachten, dass der Schiefersektor mit einer ähnlichen Dynamik zu kämpfen hat, scheint sich die Geschichte erneut zu wiederholen.
Wir glauben, dass der Schieferölsektor in den USA jetzt an einem Scheideweg steht, der dem der konventionellen Ölförderung im Jahr 1973 unheimlich ähnlich ist. Die Erfolge der Schieferölförderung sind zwar außerordentlich, aber sie sind weiterhin den unerbittlichen Kräften der Erschöpfung ausgesetzt. Dennoch scheinen die Industrie, die Wall Street und der designierte Präsident bereit zu sein, die Fehltritte von vor einem halben Jahrhundert zu wiederholen.
Die Lehren aus der Geschichte sind eindeutig: Wachstumsbegeisterung, so gut sie auch gemeint sein mag, kann die grundlegenden Zwänge der Geologie nicht außer Kraft setzen. Und wenn wir diese Lehren nicht beherzigen, riskieren wir nicht nur Enttäuschungen, sondern auch die bittere Erkenntnis, dass höhere Preise und kühne politische Initiativen dem stetigen Vormarsch der Erschöpfung nicht gewachsen sind.
King Hubbert - eine Geschichte
M. King Hubbert, Geologe bei Shell, wurde 1903 geboren und hat die Erforschung der Erdölressourcen nachhaltig geprägt. Im Jahr 1956 stellte er auf einer Tagung des American Petroleum Institute eine kühne Vorhersage auf: Die US-Ölproduktion würde 1970 mit etwa 10 Millionen Barrel pro Tag ihren Höhepunkt erreichen. Zu dieser Zeit schien seine Behauptung kühn, ja sogar unglaubwürdig - schließlich war die US-Produktion seit der ersten erfolgreichen Bohrung von Oberst Drake fast ein Jahrhundert zuvor stetig gestiegen. Hubbert stieß auf große Skepsis, aber die Geschichte gab ihm Recht. Im November 1970 erreichte die US-Förderung, genau wie von ihm vorhergesagt, ihren Höhepunkt und begann ihren langen Niedergang.
Obwohl Hubberts Name weithin mit dem Konzept des „Peak Oil“ in Verbindung gebracht wird, haben sich erstaunlich wenige die Zeit genommen, sich eingehend mit seiner ursprünglichen Arbeit zu befassen. Seine Schlussfolgerungen mögen eine Kontroverse ausgelöst haben, aber die ihnen zugrunde liegenden Prinzipien sind bemerkenswert geradlinig.
Hubberts zentrales Argument war einfach und doch tiefgründig: Jedes Kohlenwasserstoffbecken ist eine endliche Ressource. Als solche folgt die kumulative Produktion eines Feldes einem vorhersehbaren Verlauf. Sie beginnt bei Null, steigt mit zunehmender Förderung an und erreicht schließlich eine Obergrenze, die die gesamte förderbare Ressource des Beckens darstellt. Wenn man die kumulative Produktion über die Zeit aufzeichnet, ergibt sich zwangsläufig eine Kurve mit dieser allgemeinen Form:
Hubbert räumte zwar ein, dass das genaue Profil der Produktion stark variieren kann, betonte aber, dass es immer nach oben hin ansteigt - was Mathematiker als „monoton steigend“ bezeichnen -, da die kumulierte Produktion nur wachsen und niemals schrumpfen kann. Ein Feld, das schnell erschlossen wird, könnte beispielsweise einen nahezu senkrechten Anstieg aufweisen, während ein Feld, das in gleichmäßigem Tempo gefördert wird, einen langsameren, eher linearen Verlauf aufweisen könnte, bevor es seine obere Grenze erreicht.
Hubbert schlug vor, eine logistische Kurve zu verwenden, um dieses Verhalten zu approximieren. Die logistische Kurve bildet eine glatte, symmetrische „S“-Form: Sie beginnt bei Null, beschleunigt sich mit steigender Förderung und nähert sich schließlich einem festen Wert, der die Gesamtressource des Beckens darstellt. Dieses elegante Modell erfasst die wesentliche Dynamik der Ressourcenerschöpfung und bietet einen Rahmen, der die Energieprognosen seither geprägt hat.
Die Ableitung der kumulativen Produktion nach der Zeit gibt Aufschluss über das Produktionsprofil des Feldes. Bei einer logistischen kumulativen Produktionsfunktion ergibt diese Ableitung eine glockenförmige Kurve, die um ihren Scheitelpunkt vollkommen symmetrisch ist - ein Markenzeichen von Hubberts Rahmen.
Hubbert führte auch ein zweites bahnbrechendes Konzept ein: seine gleichnamige „Linearisierung“. Indem er das Verhältnis zwischen der jährlichen Produktion zur kumulierten Produktion (P/Q) gegen die kumulierte Produktion (Q) auftrug, stellte er fest, dass sich die Beziehung nach einer anfänglichen Periode der Variabilität in einer geraden Linie einpendelte. Diese Erkenntnis lieferte ein leistungsfähiges Analyseinstrument. Durch Extrapolation der Linie bis zu dem Punkt, an dem P/Q den Wert Null erreicht, konnte man sowohl die letztlich förderbaren Reserven des Feldes als auch den Koeffizienten seines Produktionsprofils schätzen. Mit diesen beiden Parametern war es ein Leichtes, eine Hubbert-Kurve zu erstellen, die es den Analysten ermöglichte, sowohl den Zeitpunkt als auch das Ausmaß des Fördermaximums eines Feldes vorherzusagen.
Eine der wichtigsten Erkenntnisse Hubberts war, dass ein Feld seinen Höhepunkt in der Regel dann erreicht, wenn die Hälfte seiner Reserven gefördert worden ist. Dieser Gedanke ist zwar intuitiv befriedigend, wirft aber ein faszinierendes Paradoxon auf: Warum sollte die Produktion aufhören zu steigen, wenn noch die Hälfte der Reserven des Feldes vorhanden ist? Die Antwort liegt in der komplexen Wechselwirkung zwischen Erschöpfung und Produktionsdynamik - ein Konzept, das die Grenzen der Förderung und die Unvermeidbarkeit des Rückgangs unterstreicht, selbst wenn noch bedeutende Ressourcen vorhanden sind. Dieses „Erschöpfungsparadoxon“ bleibt ein Eckpfeiler der modernen Ressourcenanalyse.
Das Paradoxon hat die Erdölingenieure beschäftigt, seit Hubbert es erstmals vorstellte. Enttäuschend ist, dass Hubbert selbst nicht in der Lage war, eine befriedigende Erklärung auf der Grundlage erster Prinzipien zu liefern. Er gab offen zu, dass seine Wahl einer logistischen Kurve - und des daraus resultierenden glockenförmigen Produktionsprofils - nicht auf einer Theorie beruhte, sondern vielmehr auf ihrem beständigen empirischen Erfolg.
Die logistische Kurve beschrieb, wie Hubbert feststellte, zuverlässig die Produktionsschwankungen vieler kleinerer Felder, die er in den 1950er Jahren untersuchte. Diese empirische Erfolgsbilanz verlieh dem Modell seine Glaubwürdigkeit und führte Hubbert schließlich zu seiner inzwischen berühmten Vorhersage des Höhepunkts der US-Ölproduktion im Jahr 1970. Während die Eleganz und Genauigkeit der Kurve ihren Platz in der Ressourcenanalyse zementierte, ließ das Fehlen einer tieferen theoretischen Untermauerung ihre Kritiker unbeeindruckt und sorgte dafür, dass das Paradoxon Gegenstand von Debatten bleiben würde.
Hubbert erklären - von der Makro- zur Mikroebene
Obwohl die logistische Kurve ihre Vorhersagekraft unter Beweis gestellt hat, ist es überraschend, wie wenig Aufmerksamkeit den Gründen für ihre Wirksamkeit geschenkt wurde. Ein Großteil der Kritik an Hubberts Modell rührt von genau dieser Unklarheit her. Die Kurve funktioniert - aber warum? Ohne ein solides Verständnis der zugrunde liegenden Mechanismen lehnen viele das „Erschöpfungsparadoxon“ ab. Würden höhere Preise oder neue Technologien nicht die Entwicklung beschleunigen und die Grenzen der Erschöpfung außer Kraft setzen?
Doch die Geschichte hat uns eine andere Lektion gelehrt. Trotz üppiger Gewinne und einer Heerschar von Ingenieuren konnte die Industrie in den 1970er Jahren die Realitäten der Erschöpfung nicht überlisten. Um dieses Paradoxon zu erhellen, ist es vielleicht an der Zeit, unseren Blick von der Makroebene ganzer Felder auf die Mikrodynamik einzelner Bohrlöcher zu richten.
Stellen Sie sich ein hypothetisches Ölfeld vor, das mit einer unendlichen Anzahl identischer Bohrlöcher ausgestattet ist, von denen jedes mit einer konstanten Rate auf unbestimmte Zeit gebohrt wird. In einem solchen, zugegebenermaßen unrealistischen „unendlichen“ Feld könnte man erwarten, dass die Produktion endlos wächst. In der Realität würde die Produktion des Feldes jedoch ansteigen und schließlich bei einer festen Rate ein Plateau erreichen. Dies mag auf den ersten Blick kontraintuitiv klingen, wird aber bei näherer Betrachtung deutlich.
In den ersten Tagen der Erschließung des Feldes trägt jede neue Bohrung unmittelbar zur Gesamtproduktion bei. Sobald diese Bohrungen in Betrieb sind, beginnt ihre Produktion in vorhersehbarer Weise zu sinken. In der Folgezeit tragen die neuen Bohrungen weiterhin die gleiche Menge an frischer Produktion bei, aber jetzt wird das Wachstum teilweise durch die sinkende Produktion der älteren Bohrungen aufgehoben.
Solange die Produktion aus neuen Bohrungen die kumulierten Rückgänge aus den bestehenden Bohrungen übersteigt, wächst die Gesamtproduktion des Feldes weiter. Allerdings nimmt auch der Basisrückgang, d. h. der Gesamtrückgang aus allen alternden Bohrungen, zu. Das Feld expandiert so lange, bis die Zugänge aus neuen Bohrungen die Basisrückgänge genau ausbalancieren. An diesem Punkt erreicht das Feld ein Gleichgewicht, und die Gesamtproduktion geht zurück.
Dieses Szenario veranschaulicht, warum selbst ein unendliches Potenzial den Zwängen der Erschöpfung nicht entgehen kann. Es unterstreicht eine grundlegende Wahrheit: Das Wachstum ist nicht nur durch die Ressourcen begrenzt, sondern auch durch das Wechselspiel zwischen neuen Zugängen und unvermeidlichen Rückgängen. Höhere Preise und technologische Fortschritte können zwar das Tempo beeinflussen, aber sie können nichts an der zugrunde liegenden Dynamik ändern, die schließlich zu einem Plateau in der Produktion führt.
Natürlich ist kein Feld wirklich unendlich. Öl- und Gasvorkommen sind das Ergebnis geologischer Prozesse, die sich über Hunderte von Millionen Jahren erstrecken, und die Ressourcenbasis eines jeden Feldes ist von Natur aus endlich. Wenn wir unsere frühere Annahme ändern und ein Feld mit einer festen Anzahl identischer Bohrungen betrachten, die mit einer konstanten Rate gebohrt werden, bis die Ressource erschöpft ist, ergibt sich ein anderes Produktionsprofil. Unter diesen Bedingungen nimmt die Produktion zunächst zu, wenn neue Bohrungen in Betrieb genommen werden, erreicht schließlich ein Plateau und fällt dann steil ab. Die resultierende Kurve hat wenig Ähnlichkeit mit dem symmetrischen glockenförmigen Profil des logistischen Modells von Hubbert. Stattdessen tritt die Spitze erst viel später im Lebenszyklus des Feldes auf, zu einem Zeitpunkt, an dem etwa 80 % der endgültigen förderbaren Reserven bereits gefördert worden sind.
Dieses überarbeitete Szenario verdeutlicht die Auswirkungen der Endlichkeit der Ressourcen auf die Dynamik der Produktion. Während die Plateauphase den Anschein von Stabilität erwecken mag, zeigt der spätere starke Rückgang die Grenzen des Feldes deutlich auf. Dieses Muster unterstreicht den unaufhaltsamen Sog der Erschöpfung, selbst wenn die Entwicklung robust und kontinuierlich zu sein scheint.
Realistischere Beispiele
Bislang waren unsere Beispiele bewusst vereinfacht, um die wichtigsten Grundsätze zu veranschaulichen. Natürlich ist kein Feld unendlich, und kein umsichtiger Ölproduzent würde ohne Rücksicht auf den Bestand oder strategische Überlegungen eine feste Anzahl von Bohrungen durchführen. Diese Beispiele stellen jedoch eine nützliche Grundlage dar, wenn wir beginnen, die Annahmen zu lockern und das Modell realistischer zu gestalten.
In der Praxis sehen sich Ölunternehmen zwei entscheidenden Zwängen gegenüber: wie viel und wo sie bohren sollen. Eine Führungskraft im Energiesektor muss entscheiden, wie sie Kapital und Humanressourcen für ein bestimmtes Feld einsetzt. Zu Beginn der Lebensdauer eines Feldes sind diese Entscheidungen von Unsicherheit geprägt. Das Feld ist noch nicht erprobt, der Cashflow kann begrenzt sein, und die Unternehmen neigen dazu, vorsichtig vorzugehen und anfangs nur langsam zu bohren.
Wenn das Feld sein Potenzial unter Beweis stellt und beginnt, Cashflow zu generieren, wird die Entwicklung beschleunigt. Das Ziel in dieser Phase ist es, den gegenwärtigen Wert zu maximieren, indem die Aktivitäten schnell hochgefahren werden und mehr Kapital und Ressourcen eingesetzt werden, um so viel Wert wie möglich zu gewinnen. Diese Phase dauert jedoch nicht unendlich lange an. Da die noch nicht gebohrten Vorkommen knapper werden, verlangsamen die Unternehmen natürlich die Erschließung. Das Bestreben, einen angemessenen Reservenlebensindex zu erhalten, und die praktischen Zwänge, die einer weiteren Expansion im Wege stehen, führen zu einer Verlangsamung der Aktivitäten.
Interessanterweise folgt der Verlauf des Bohrplans selbst oft einer glockenförmigen Kurve. Er beginnt mit einem langsamen Anstieg, beschleunigt sich mit zunehmender Aktivität zu einem Höhepunkt und nimmt schließlich mit der Reifung des Feldes ab. Dieses Muster spiegelt den Lebenszyklus der Ressourcenförderung wider und spiegelt die allgemeine Dynamik des Ausgleichs zwischen Möglichkeiten und Beschränkungen bei der Erschließung endlicher Ressourcen wider.
Wenn wir von einer konstanten Bohrlochproduktivität und einem logistischen Bohrplan ausgehen, wird die kumulative Produktion des Feldes einer klassischen logistischen Kurve folgen, während das Produktionsprofil die Form einer perfekten Glockenkurve annimmt. In diesem Szenario erreicht die Produktion ihren Höhepunkt genau dann, wenn die Hälfte der förderbaren Reserven des Feldes gefördert worden ist. Dieser Wendepunkt fällt mit der Entscheidung des Unternehmens zusammen, die Bohrtätigkeit zu verlangsamen, was den Übergang vom Wachstum zum Rückgang markiert.
Die Symmetrie dieses Modells unterstreicht die intrinsische Beziehung zwischen Bohrintensität und Ressourcenerschöpfung und bietet einen übersichtlichen Rahmen, um zu verstehen, wie sich die Produktion unter kontrollierten Bedingungen entwickelt.
Die zweite Einschränkung, mit der Ölgesellschaften konfrontiert sind, ist die Frage, wo sie bohren sollen. Um den Nettogegenwartswert zu maximieren, priorisieren die Betreiber in der Regel zuerst ihre besten Aussichten. Dies gilt sowohl innerhalb eines einzelnen Beckens, wo sie auf den „Sweet Spot“ abzielen, als auch für ein breiteres Portfolio, wo sie die Ressourcen den vielversprechendsten Becken zuweisen. Infolgedessen kann man davon ausgehen, dass die Produktivität pro Bohrung mit der Zeit abnimmt, wenn die besten Standorte erschöpft sind.
Wir haben bereits festgestellt, dass eine unbegrenzte Anzahl von Bohrungen mit konstanter Produktivität zu einem Produktionsplateau führt. Die Einführung einer sinkenden Bohrlochproduktivität führt jedoch unweigerlich zu einem Rückgang der Produktion. Wenn wir nun von einer unendlichen Anzahl von Bohrungen ausgehen, die aber so gebohrt werden, dass die Produktivität der Bohrungen stetig abnimmt, wird die Produktion einen anderen Verlauf nehmen: Sie steigt, erreicht ein Plateau und kippt dann um. Der Rückgang auf der rechten Seite der Kurve wird allmählicher sein als der anfängliche Anstieg auf der linken Seite.
Wenn beispielsweise die Produktivität neuer Bohrlöcher jedes Jahr um 5 % abnimmt, erreicht die Produktion ihren Höhepunkt, nachdem nur 20 % der endgültigen Ressource gefördert worden sind. Interessanterweise beeinflusst die Abbaugeschwindigkeit den Zeitpunkt des Fördermaximums auf eine etwas kontraintuitive Weise. Je stärker die Degradation, desto später erreicht das Feld seinen Höhepunkt. Ein Feld mit neuen Bohrlöchern, deren Produktivität um 10 % pro Jahr abnimmt, erreicht beispielsweise seinen Höhepunkt, nachdem 25 % seiner Reserven gefördert wurden. Diese Dynamik veranschaulicht, wie die Erschöpfung mit der Produktivität und dem Zeitplan interagiert und den Verlauf der Produktion auf unerwartete Weise beeinflusst.
In der Praxis besteht ein ständiges Wechselspiel zwischen Bohrplänen und Bohrlochqualität. Angesichts der Endlichkeit der Ressourcen und der Notwendigkeit, den Gegenwartswert zu maximieren, wird das Tempo der Bohrungen zu einem entscheidenden Faktor. Bohrt man zu schnell, erschöpft man die produktivsten Gebiete in einem zu hohen Tempo. Bohrt man langsamer, verlängert sich die Lebensdauer des Feldes, wenn auch um den Preis verzögerter Erträge.
Infolgedessen wird die Produktion eines jeden Feldes durch ein dynamisches Gleichgewicht zwischen der Bohrgeschwindigkeit und der Verschlechterung der Bohrlochqualität im Laufe der Zeit bestimmt. Das sich ergebende Produktionsprofil spiegelt dieses empfindliche Gleichgewicht wider, wobei die Entwicklung des Feldes durch das Zusammenspiel von Ressourcenerschöpfung und Entwicklungsstrategie bestimmt wird.
Konventionelle US-Produktion - eine Fallstudie
Mit einem klareren Verständnis der Hubbert'schen Prinzipien und der Feinheiten der Erschließung von Bohrlöchern können wir fragen: Welche Erkenntnisse lassen sich aus dem 1970 einsetzenden Rückgang der US-Ölproduktion gewinnen?
Während der Wachstumsphase war die Ölförderung in den USA bemerkenswert konstant. Zwischen 1900 und 1945 bohrte die Industrie konstant etwa 50 Millionen Fuß pro Jahr. In dieser Zeit, als die Industrie reifer wurde, stieg die Produktivität nicht nur an, sondern schnellte in die Höhe. Der Ertrag pro gebohrtem Fuß versechsfachte sich und stieg von bescheidenen 0,5 Barrel pro Fuß auf fast 3 Barrel pro Fuß.
In den späten 1950er Jahren kam es zu einer deutlichen Verschiebung. Die Bohraktivitäten stiegen um 70 % und erreichten fast 100 Millionen Fuß. Doch paradoxerweise halbierte sich die Produktivität auf nur 1,5 Barrel pro Fuß. Infolgedessen stieg die Neuproduktion trotz des starken Anstiegs der Bohrtätigkeit nur um 20 %. Mit der Ausweitung der Gesamtproduktion stiegen auch die Erschöpfungsraten, was das Wachstum der Nettoproduktion um ein Drittel reduzierte. Die USA traten allmählich auf ein Plateau.
In den späten 1960er Jahren führten Produktionsquoten und regulatorische Maßnahmen zu einem Rückgang der Bohrungen um 40 %. Diese Verlangsamung veranlasste die Unternehmen dazu, ihre Bestände „hochzustufen“ und sich auf die vielversprechendsten Aussichten zu konzentrieren. Die Produktivität wurde mehr als verdoppelt, und die Brutto-Neuproduktion stieg um fast 50 %.
Ab 1970 begann die Produktivität unaufhaltsam zu sinken, als die besten Felder vollständig erschlossen wurden. Bis Mitte der 1980er Jahre war die Produktivität um fast 75 % gesunken. Der durch die Politik von Präsident Nixon ausgelöste Anstieg der Bohraktivitäten konnte die sinkende Produktivität nicht ausgleichen, und die Brutto-Neuproduktion ging stark zurück. Die Gesamtproduktion hatte 1970 ihren Höhepunkt erreicht und ging während des gesamten Jahrzehnts weiter zurück.
Es zeigt sich also, dass sich Bohrtätigkeit und Bohrlochproduktivität oft umgekehrt verhalten. Steigt die eine, sinkt die andere, was die komplexe Dynamik in der Branche verdeutlicht.
Die Industrie hatte auf ihre Weise nicht ganz unrecht. Sie verfügte über eine Fülle neuer Bohrstellen - wenn auch von deutlich geringerer Qualität. Was sie nicht begriffen hatte, war die unerbittliche Realität des unerbittlichen Rückgangs der Basis. Es bedurfte nur eines Umkippens der Waage bei der Neuproduktion, um einen steilen und unvermeidlichen Rückgang der Gesamtproduktion auszulösen.
Bei der Betrachtung der Brutto-Neuzugänge - berechnet als Produktivität multipliziert mit den gebohrten Fuß - ergibt sich ein auffälliges Muster. Diese Metrik bildet eine eigene glockenförmige Kurve, die der berühmten Hubbert-Kurve sehr ähnlich ist. Dies gilt selbst bei einem Überfluss an verfügbaren Bohrstellen und trotz hoher Ölpreise. Die zugrundeliegende Ursache? Eine stetige Erosion der Produktivität pro gebohrtem Fuß. Der Branche gingen die hochwertigsten Gebiete zur Ausbeutung aus. Und sobald diese erstklassigen Standorte erschöpft waren, führte eine erhöhte Bohraktivität nur dazu, dass die Gewinne durch entsprechende Produktivitätseinbußen kompensiert wurden, was schließlich zum Umkippen führte.
Das Ergebnis war eine nahezu perfekte Hubbert-Kurve, bei der die Produktion ihren Höhepunkt erreichte, als die Hälfte der förderbaren Reserven gefördert worden war.
Hinwendung zu den Schiefergesteinen
Was können wir nun mit unserem Rahmenwerk über die Schieferrevolution herausfinden? Schieferbecken unterscheiden sich in vielerlei Hinsicht deutlich von konventionellen Feldern. Sie sind räumlich viel weiter ausgedehnt und verfügen über viel mehr Bohrstellen. Frühe Schiefervorkommen wurden sogar mit „Fertigungsprozessen“ verglichen und erinnerten eher an eine Fabrik als an ein herkömmliches Ölfeld.
Schiefergestein birgt jedoch seine eigenen Schwierigkeiten. Die Produktivität in einem Becken kann dramatisch schwanken, wobei die besten Gebiete oft viermal so viel fördern wie die schlechtesten. Wenn man unsere frühere Argumentation anwendet, kann man davon ausgehen, dass die Degradation der Bohrlöcher eine größere Rolle spielt und zu Produktionsprofilen führt, die durch frühere Spitzenwerte und längere rechte Enden gekennzeichnet sind. Die Erfahrung hat dies bestätigt.
Ein weiteres charakteristisches Merkmal von Schieferbohrungen ist ihr ausgeprägtes Produktionsmuster. Sie neigen dazu, anfangs mit sehr hohen Raten zu fördern, gefolgt von einem steilen Rückgang und schließlich einer längeren Periode mit niedrigen Förderraten. Dieses Verhalten ist auf die Art des Hydraulic Fracturing zurückzuführen, bei dem ein Schwall eingeschlossener Flüssigkeit freigesetzt wird - eine „Flush“-Produktion -, auf die im Laufe der Zeit ein langsamerer, langwieriger Austritt von Flüssigkeit aus der Formation folgt.
Angesichts dieser einzigartigen Dynamik ist es nicht überraschend, dass Schieferbohrungen der traditionellen Hubbert-Linearisierung widersprechen. Wenn man das Verhältnis der Produktion zur kumulativen Produktion gegen die kumulative Produktion (P/Q vs. Q) aufträgt, ist das Ergebnis nicht mehr eine gerade Linie, sondern eine Kurve - ein Beweis für die besondere Natur dieser Bohrungen.
Frühe Analysten hatten oft Schwierigkeiten, die konventionellen Hubbert-Linearisierungen auf Schieferbecken anzuwenden, was zu Prognosen führte, die bestenfalls ungenau waren. Die Schwierigkeit lag darin, dass die Produktionsdiagramme keine geraden Linien waren. Bei näherer Betrachtung stellte sich jedoch eine überraschende Entdeckung heraus: Die Beziehung ist zwar nicht linear, aber sie ist vollkommen logarithmisch. Wenn man den Logarithmus von P/Q gegen Q aufträgt, ergibt sich eine gerade Linie, die mit bemerkenswerter Genauigkeit extrapoliert werden kann.
Dieser logarithmische Ansatz ermöglicht eine äußerst präzise Vorhersage der Schieferproduktionsprofile. Bemerkenswerterweise scheinen keine anderen Analysten oder Wissenschaftler zu dieser Schlussfolgerung gekommen zu sein. Mit dieser Methode haben wir die Umschwünge in großen Ölfeldern wie Barnett, Fayetteville, Eagle Ford und Bakken genau vorhergesagt. Diese Felder sind seitdem zwischen 26 % und 80 % zurückgegangen.
Dieselbe Analyse zeigt nun, dass beide Unterbecken des Marcellus ebenso wie die Midland-Seite des Permian-Beckens umgekippt sind. Der Delaware-Teil des Permian-Beckens und der Haynesville-Teil werden voraussichtlich in Kürze folgen.
Neben der Vorhersage von Umschwüngen erfasst die logarithmische Hubbert-Linearisierung auch die längeren rechten Ausläufer, die für Schieferbecken charakteristisch sind. Die Produktionsprofile von Fayetteville und Barnett waren beispielsweise deutlich asymmetrisch und gingen langsamer zurück als sie anstiegen. Unser logarithmisches Modell hat diesen Trend genau erkannt.
Mithilfe dieses Tools können wir die förderbaren Reserven jedes Beckens genau abschätzen und den Zeitpunkt der Spitzenförderung vorhersagen. Den logarithmischen Hubbert-Kurven zufolge erreichen die meisten Schieferbecken ihren Höhepunkt, nachdem etwa 30 % ihrer förderbaren Reserven produziert wurden. Dieser längere rechte Schwanz ist ein Kennzeichen für die Verschlechterung der Bohrlöcher und verdeutlicht das allmähliche Ausbohren der Kerne.
Einsatz neuronaler Netze
Um unsere Schätzungen der endgültigen förderbaren Reserven anhand logarithmischer Linearisierungen zu validieren und Verschiebungen in der Bohrlochproduktivität zu untersuchen, wandten wir uns an die künstliche Intelligenz. Aus Frustration über die Grenzen herkömmlicher Tools begannen wir 2019 mit der Entwicklung unserer eigenen. Das Ergebnis ist ein ausgeklügeltes Toolkit aus neuronalen Netzen und maschinellen Lernmodellen, die speziell für die jeweilige Aufgabe entwickelt wurden.
Wie wir bereits festgestellt haben, kombinieren wir in unserer einzigartigen Position tiefes Fachwissen mit einem ausgeprägten Verständnis für künstliche Intelligenz. Während KI zu einem Modewort geworden ist und jeder seine Expertise für sich beansprucht, trainieren und verfeinern wir seit 2019 tiefe neuronale Netze. Im Gegensatz zu den ausufernden großen Sprachmodellen wie ChatGPT sind unsere Modelle zielgerichtet und pragmatisch. Sie ahmen nicht das menschliche Denken nach, sondern sind darauf trainiert, die Produktion von Schieferbohrungen auf der Grundlage der Geologie des Untergrunds, regionaler Trends und der Planung von Bohrlochabschlüssen vorherzusagen.
Der Erfolg ist bemerkenswert. Das folgende Diagramm veranschaulicht beispielsweise die von unseren Modellen vorhergesagte durchschnittliche Typkurve für die Midland-Seite des Permian-Beckens im Vergleich zu den tatsächlichen Bohrlochergebnissen, wobei ein R² von fast 0,98 erreicht wurde.
Seit Beginn dieser Reise haben wir unsere Modelle mehrmals überarbeitet, wobei wir bei jeder Iteration die neuesten Fortschritte in Technologie und Architektur genutzt haben. Wir wissen, dass wir Daten über die Fertigstellung von Bohrlöchern, wie z. B. die Flüssigkeits- und Stützmittelzufuhr und die Seitenlänge, geologische Daten über den Untergrund, wie z. B. Durchlässigkeit, Porosität, Tongehalt, thermische Reife, organischer Gehalt und Druck, geologische Trenddaten, die ihrerseits von einem tiefen neuronalen Netzwerk gelernt wurden, und Abstandsdaten in Bezug auf benachbarte Bohrlöcher einbeziehen. Unsere aktuelle Iteration integriert Tools wie Random Forest-Modelle, ein tiefes neuronales Netzwerk zur Aufdeckung verborgener geologischer Muster und innovative Methoden zur Interpretation der Ergebnisse. Die Ergebnisse sind beeindruckend.
Zunächst haben wir jedes Becken kartiert und die verbleibenden Bohrstellen nach Formationshorizonten identifiziert. Für die Midland-Seite des Permian-Beckens ist klar, dass viele erstklassige Standorte bereits erschlossen sind. Es gibt zwar noch eine beträchtliche Anzahl von Bohrlöchern, die nicht erschlossen sind, aber diese befinden sich in weit weniger produktiven Teilen des Feldes.
Als Nächstes haben wir die endgültigen förderbaren Reserven für jede gebohrte und nicht gebohrte Quelle geschätzt und die Ergebnisse zum Vergleich mit unseren Linearisierungen und der bisherigen kumulativen Produktion zusammengefasst. Dieser Ansatz, der von einer „Top-Down“-Betrachtung des Beckens zu einer „Bottom-Up“-Perspektive auf Bohrungsebene überging, bestätigte die Robustheit unserer Methoden. Bemerkenswert ist, dass unsere KI-Modelle Reservenschätzungen lieferten, die bei Öl innerhalb von 15 % und bei Gas innerhalb von 14 % der logarithmischen Linearisierungen lagen.
Bei allen Feldern deuten unsere Linearisierungen darauf hin, dass die Becken umkippen werden, wenn etwa 28 % ihrer Reserven gefördert sind. Unsere Maschinenlernmodelle zeigen, dass Ölschiefer jetzt zu 28-32 % und Gasschiefer zu 30-34 % erschöpft ist. Dies deutet auf eine Verlangsamung hin, die durch die Erschöpfung und nicht durch Preise oder Vorschriften bedingt ist.
Tatsächlich hat die gesamte Schieferöl- und -gasproduktion wahrscheinlich Ende letzten Jahres ihren Höhepunkt erreicht. Beide sind bereits um 1 % zurückgegangen, und unsere Modelle sagen voraus, dass der Produktionsrückgang im Jahresvergleich innerhalb von sechs Monaten deutlich negativ ausfallen wird.
Wiederholung des Erschöpfungsparadoxons
Diese Verlangsamung könnte zu keinem schlechteren Zeitpunkt kommen. Seit 2010 wurde das Wachstum der weltweiten Ölnachfrage vollständig durch Schieferöl und NGLs gedeckt. Im Inland hat die Schiefergasproduktion die Preise auf 80 % unter das globale Niveau gedrückt und den größten Ausbau der erdgasbefeuerten Stromerzeugung und der LNG-Exportkapazitäten in der Geschichte der USA vorangetrieben. Doch nur wenige haben die Auswirkungen der Beschaffung von ausreichend Rohstoffen bedacht. Die Amerikaner verbrauchen genauso viel Energie aus Erdgas wie aus Öl. Was passiert, wenn sich die Preise dem weltweiten Niveau annähern?
Selbst bei steigenden Preisen bezweifeln wir, dass die Schiefergasproduktion ansteigen wird. Die Geschichte lehrt uns eine Lektion. Der unerwartete Produktionsanstieg in den 1970er Jahren war auf eine sinkende Produktivität pro Bohrloch zurückzuführen - ein Muster, das sich unserer Meinung nach wiederholen wird.
Heute stammen 60-70 % der gesamten Schieferproduktion aus Bohrungen, die weniger als drei Jahre alt sind, so dass die Produktionstrends sehr empfindlich auf Veränderungen der Produktivität neuer Bohrungen reagieren. Die verbleibenden, noch nicht gebohrten Standorte sind jedoch im Durchschnitt 35 % weniger produktiv als die im Jahr 2023 gebohrten Bohrungen, was in erster Linie auf die schlechtere Geologie zurückzuführen ist. Diese Verschlechterung ist nicht leicht zu beheben.
Sollten höhere Preise oder eine Deregulierung die Bohraktivitäten ankurbeln, wäre ein Produktivitätseinbruch wie in den 1970er Jahren zu erwarten. Trotz vermehrter Bohrungen würde die Gesamtproduktion nur schwer wachsen, da sie durch die Qualität der verbleibenden Vorräte und die unaufhaltsame Erschöpfung eingeschränkt wird.
Zwischen 1973 und 1985 wurden in den USA mehr konventionelle Bohrlöcher gebohrt als in jedem anderen Zeitraum von 13 Jahren. Dennoch ging die Produktion zurück. Heute sind wir mit einem ähnlichen Paradoxon konfrontiert: Es gibt zwar noch nicht erschlossene Vorkommen, die durch höhere Preise wirtschaftlich werden könnten, aber es ist unwahrscheinlich, dass sie die Gesamtproduktion in den USA wesentlich steigern werden. Letztendlich bleibt das Paradoxon bestehen - die Erschöpfung ist eine unaufhaltsame Kraft, und es wird immer schwieriger, mit dieser Entwicklung Schritt zu halten.