El WEO 2025 nos daba una aproximación de la producción futura de petróleo según los dos escenarios principales, en esta tabla.
De ese desglose, el tight oil (shale oil) estaba produciendo en 2024 9,8 millones de b/d, dividido entre 400.000 b/d para Canadá y Argentina (un poco menos) y alrededor de 9 millones de b/d para USA.
La proyección para 2050, pasa de casi 10 millones de b/d a casi 12 millones de b/d.
Es probable que esperen 2 millones entre Argentina, Canadá y algún otro actor invitado y 10 millones de b/d para el incombustible shale oil USA.
Para confirmar o desmentir esa proyección, he encontrado un análisis independiente de Kimmeridge, con buenas proyecciones hasta 2034. Se necesita una cierta familiaridad con los gráficos y el lenguaje utilizado.
Pero antes, quería explicar por qué me refiero en tantos artículos al shale oil USA. No solo es la producción de petróleo, los líquidos de gas natural también se extraen de los depósitos de shale y han crecido tanto que ya son una parte muy importante de las cifras que facilita la IEA como "petróleo".
Pasar de 7,5 millones de b/d a 22,5 millones de b/d es una salvajada irrepetible. Y teniendo en cuenta el declive brutal de los pozos de shale oil, el descenso acelerado cuando terminen las ubicaciones, también va a ser dramático para todo el mundo.
Ahora vamos a descomponer el Pérmico en varios gráficos, para comprender su morfología completa.
Gráfico que muestra las diferentes capas de petróleo bajo el subsuelo.
Primero, veamos la principal cuenca de EE.UU. , el Pérmico, en un gráfico bajo el subsuelo, para mostrar sus principales características y diferenciar las zonas.
Como se puede ver, Delaware tiene como yacimientos no convencionales principales Wolfcamp y Bone Spring (en zona gris, con un grosor superior a Midland), mientras Midland tiene Wolfcamp y Spraberry.
La parte de la plataforma central se compone sobre todo de pozos convencionales.
Mapa superficie Pérmico.
Las diferentes zonas en un mapa de la superficie, visto desde arriba.
Pozos perforados en superficie.
En el gráfico siguiente se ve como a pesar de ser la superficie muy grande, casi todos los pozos se perforan en muy pocos condados.
Perforación pozos desde 2010 a 2021, ambos inclusive.
Pozos verdes son de petróleo y pozos rojos son de gas (pozos naranjas, mezcla).
Informe Kimmeridge.
Una vez entendido como se descompone la cuenca Pérmica, paso a explicar en que consiste el informe Kimmeridge.
Este estudio trata sobre el inventario de las cuencas de shale oil.
Para el artículo que nos ocupa, mostraré la evolución (en varios mapas) de una parte del Pérmico (Midland) desde 2014 hasta las previsiones finales para 2034. El gráfico de superficie , contiene la evolución temporal de la perforación de pozos en Midland (parte derecha del Pérmico)
Sin entrar en mucho detalle sobre el contenido del informe, voy al grano presentando primero la evolución de la cuenca Midland (Wolfcamp B) con un periodo de tiempo que va desde el inicio 2014 y la previsión para 2029.
La terminología de las zonas se divide en cuatro, según la productividad (de mayor a menor). En el mapa se muestran en diferentes colores descritos en la parte superior derecha. Los pozos de petróleo se marcan en negro (pequeñas líneas negras que representan pozos horizontales de varios kms de longitud).
Kimmeridge Blog e industria
Core Tier 1 (uso habitual en el blog).
Tier 1 Tier 2
Tier 2 Tier 3
Tier 3 Tier 4
Como se puede ver, para 2029 las mejores áreas están completamente agotadas (zonas verde claro), pero todavía quedan zonas de baja productividad (zonas azules).
El siguiente gráfico incluye el fin de Midland en 2034.
Para 2034, prácticamente todas las zonas están agotadas.
En los pequeños recuadros de la derecha se puede apreciar algún detalle importante.
El primero superior a la izquierda, muestra el porcentaje de perforación de cada tipo de nivel por año (diferentes colores). Para 2025, los pozos de primer nivel casi están agotados y se pasa en los años siguientes a perforar los pozos de peor productividad. Este análisis coincide con las declaraciones de algunos de los principales CEO´s de las petroleras USA.
Por ello, la producción no se puede mantener y empieza a caer, con un incremento del capex (inversión por pie lateral). La recuperación por pozo (producción) también comienza una caída.
El análisis es mucho más completo e incluye todas las cuencas, destacando Delaware con un mayor número de ubicaciones, mientras Eagle Ford y Bakken tienen bastantes menos.
Lo que quería trasladar con este informe independiente, es que el shale oil USA está maduro y en otros diez años , estará en fase terminal. Por supuesto, las estimaciones del WEO 2025 para 2050, son deseos mas que realidades.
Por cierto, el análisis completo es muy interesante, aunque incluye conceptos complejos que no pretendo incluir en esta breve introducción.
Aclaración de los autores.
[Nuestro enfoque es, en última instancia, una simple extrapolación de las tendencias actuales en materia de desarrollo y productividad.
Un área en la que quizá seamos demasiado optimistas es la modelización económica de los bancos secundarios que son estratigráficamente más profundos que los bancos primarios. Este tipo de ubicaciones pueden experimentar costes adicionales y una degradación de la productividad debido a la presión superficial y al agotamiento del volumen creados por el desarrollo (anterior) de los bancos primarios.
Nuestro modelo asumió que los operadores desarrollarían conjuntamente las ubicaciones de los bancos primarios y secundarios en la medida de lo posible para evitar esta degradación económica, lo cual es razonable; sin embargo, cada operador es diferente. Esperamos que la degradación económica sea correlativa a la diferencia de tiempo entre el desarrollo del banco primario y el secundario, y algunos operadores pueden optar por no perforar nunca la ubicación debido a la economía deficiente del proyecto.
Sin embargo, es posible que también hayamos sido un poco punitivos en algunas áreas. Por ejemplo, nuestra caracterización del inventario y nuestra metodología de despacho no contemplan prácticas de desarrollo importantes que podrían mejorar la rentabilidad de los pozos. Actualmente se están probando varios enfoques tecnológicos y de desarrollo que tienen este tipo de potencial (longitudes laterales ultraextendidas [> 2 millas], pozos en U, pozos horizontales multilaterales, refracturación, etc.). Tenemos previsto supervisar estos enfoques y actualizar nuestra caracterización del inventario a medida que maduren.
Por ahora, creemos que estas fuerzas opuestas y difíciles de predecir se compensarán entre sí y que las tendencias de eficiencia del capital seguirán aproximadamente nuestra predicción.
Respecto del resto de cuencas.
El ritmo de descenso varía según el yacimiento. La tasa de descenso en cada yacimiento depende de la calidad de las reservas, la duración restante y las tasas históricas de TIL. Se espera que algunos yacimientos, como las cuencas DJ y Williston, desciendan más rápidamente, mientras que otros, como Montney, Uinta y Duvernay, pueden mantener mayores rendimientos durante más tiempo. Otros yacimientos más pequeños y actualmente menos activos a los que hay que prestar atención pueden ser las Utica y Powder River.]
- Quark,
El comentario sobre los diversos enfoques tecnológicos, es algo habitual al entrar una zona de producción en su fase madura. Entonces se busca mejorar la eficiencia mediante nuevos procesos tecnológicos, para suplir una peor productividad natural. El alargamiento de los laterales hasta 4 millas, los pozos simulfrac, la refracturación, son intentos de mejorar la productividad por pozo, cuando el declive ha comenzado ...
El pico de productividad (medido en producción por pie lateral) se alcanzó en 2021.
Como detalle de la actualidad en 2025,
"Los analistas de Morgan Stanley señalaron en una nota de julio que las subcuencas de Delaware y Midland de la Cuenca Pérmica han visto una caída del 8% en la producción de petróleo por pie perforado en lo que va de 2025 en comparación con el promedio del año pasado".·
PD. Para los que se decidan a leer el informe completo.
Todo el estudio está basado en estudiar esta métrica, la tasa de reciclaje.
Se trata del flujo de caja operativo generado por cada barril producido, dividido por el coste de añadir un barril de reserva para reemplazarlos.
Indica si se está generando suficiente flujo de caja para reemplazar los barriles que se están produciendo y por lo tanto, si se puede crecer económicamente con el flujo de caja generado internamente.
Por ejemplo, una tasa de reciclaje de dos, significa que se están generando dos dólares por cada dólar invertido. Una tasa de 0,5 señala que solo se generan 0,5 dólares por cada dólar invertido. Recordar que es flujo de caja operativo (no confundir con flujo de caja libre, después de "gastos").
El análisis del ciclo completo da una conclusión muy clara.
El umbral inicial está cambiando: el umbral inicial era de aproximadamente 1,3 veces en 2010 y aumentó gradualmente hasta aproximadamente 2,9 veces en 2021. Este aumento constante se debe al progreso continuo en la ampliación de las longitudes laterales, la optimización del desarrollo (punto de aterrizaje, diseño de terminación, espaciamiento de pozos), la reducción de los gastos de capital («capex») a través de la eficiencia (economías de escala, práctica, desarrollo de plataformas) y la preferencia por desarrollar primero las mejores áreas de los mejores intervalos. Desde 2021, el umbral inicial ha disminuido gradualmente desde su máximo de ~2,9x hasta su posición de ~2,6x en 2023/2024. Esta disminución refleja una tasa de degradación del EUR por pie asociada al agotamiento del área del intervalo central, que está empezando a superar la tasa de mejora del capex por pie asociada a la ampliación de las longitudes laterales. Creemos que estas tendencias continuarán y que el umbral inicial será de ~1,8x en 2034, salvo que se produzcan importantes mejoras tecnológicas.
Es decir, los flujos en 2010 eran bajos (1,3). Fueron mejorando (gracias al alargamiento de laterales, diseño y espaciamiento optimo de cada pozo, economía de escala y preferencia por las mejoras zonas) hasta alcanzar el máximo en 2021 (2,9). Desde ese año, la tasa ha descendido de 2,9 a 2,6, mostrando una maduración leve (asociada al agotamiento de las mejores zonas que implica una degradación de la productividad por pie lateral). El análisis concluye que este descenso continuará, con una tasa de 1,8 en 2034.
Es como decir, el pico de productividad se alcanzó en 2021. Desde entonces el agotamiento de los pozos no puede ser mejorado por las nuevas técnicas, por lo que la productividad está cayendo a pesar de todo.
Por lo tanto, no solo se agotan las ubicaciones, sino que también puede descender la producción por pozo, culminando una clara maduración de la producción de shale oil. Los mejores días ya se han visto, aunque la producción esté todavía en máximos.
Es un análisis distinto a los habituales, porque no solo estudia las ubicaciones pendientes (inventario) sino que lo combina con una métrica que mide la productividad y rentabilidad de cada zona, y su posible evolución en el tiempo.
Por último, decir que la referencia la he encontrado en el blog de Mike Shellman.
.png)
.png)
.png)
