Wereldwijde olievondsten blijven ver achter bij verbruik

Enkele tientallen jaren geleden muntte een Amerikaanse olie-analist, de beroemde uitspraak:

‘ The oil crunch is like the horizon, it recedes when you approach it.’

Inmiddels zijn we vele decennia verder. Daarbij rijst de vraag of dit gezegde nog steeds van kracht is. Een aantal maanden geleden beantwoordde Gerard d’ Olivat die vraag negatief. Zie hier. Een meer recente analyse van Alex Kimani lijkt deze indruk te bevestigen.

***

Door Alex Kimani.

De jaarlijkse conventionele ontdekkingen zijn gedaald van meer dan 20 miljard vaten olie-equivalent (boe) begin jaren 2010 tot ongeveer 8 miljard boe sinds 2020.
Dit resulteert in een effectief vervangingspercentage van ruim minder dan een derde van de jaarlijkse productie.
Nieuwe vondsten worden steeds meer geconcentreerd in belangrijke grensgebieden zoals Guyana, Suriname, de Braziliaanse pre-zoutlagen en het Orange Basin in Namibië.

De wereldwijde olieproductie draait op volle toeren, terwijl de consumptie de nieuwe ontdekkingen ruimschoots overtreft. Volgens het Noorse energieadviesbureau Rystad Energy bedroegen de jaarlijkse conventioneel ontdekte volumes begin jaren 2010 gemiddeld meer dan 20 miljard vaten olie-equivalent (boe); sinds 2020 is dit echter gemiddeld gedaald tot iets meer dan 8 miljard boe per jaar.

Sterker nog, de wereldwijde olieontdekkingen zijn de afgelopen tien jaar sterk gedaald. Volgens Rystad Energy bedroeg de gemiddelde jaarlijkse hoeveelheid conventioneel ontdekte olie in het begin van de jaren 2010 meer dan 20 miljard vaten olie-equivalent per jaar, maar is dit sinds 2020 gedaald tot iets meer dan 8 miljard vaten olie-equivalent per jaar, ondanks opmerkelijke vondsten in onontgonnen gebieden in Guyana, Suriname en Namibië. Rystad merkt verder op dat het gemiddelde daalt tot ongeveer 5,5 miljard vaten olie-equivalent wanneer gekeken wordt naar ontdekkingen tussen 2023 en eind 2024, wat benadrukt hoe beperkt het succes van exploratie is geworden, zelfs nu het wereldwijde olieverbruik bijna recordhoogtes bereikt.

In een aparte analyse heeft Rystad aangetoond dat recente conventionele ontdekkingen op duurzame basis nog geen derde van de jaarlijkse olieproductie hebben vervangen, wat wijst op een groeiend tekort dat steeds vaker moet worden opgevuld door middel van onconventionele bronnen, verbeterde winning uit volwassen velden of hogere investeringen op de lange termijn.

De kapitaaluitgaven voor exploratie werden na het midden van de jaren 2010 drastisch teruggeschroefd en daalden naar ongeveer 50 tot 60 miljard dollar in 2025, een aanzienlijke daling ten opzichte van de piek van 115 miljard dollar in 2013. Dit is slechts een fractie van het jaarlijkse budget van 500 tot 540 miljard dollar dat nodig is om tekorten in de productie te voorkomen en aan de toekomstige vraag te voldoen.

Volgens Rystad kan de daling ook worden toegeschreven aan een strategische verandering waarbij de wereldwijde exploratiekaart van E&P-bedrijven niet langer wordt bepaald door de omvang van het gebied, maar door strategische precisie. Zowel nationale oliemaatschappijen (NOC’s) als de grote oliemaatschappijen richten zich steeds meer op gebieden met een grote impact, waaronder het diepwaterbekken van Suriname, het Orange Basin in Namibië en het pre-zoutbekken van Brazilië, evenals op exploratiegebieden in de nabije omgeving met een goede infrastructuur, terwijl ze zich terugtrekken uit volwassen en minder rendabele regio’s. Deze moderne exploratiecampagnes richten zich op nabijgelegen, goedkopere aansluitingen, betere gegevens over de ondergrond, bestaande infrastructuur en digitale tools om risico’s te beheersen en het rendement te verbeteren.

Bron: Rystad Energy

Deze concentratie van ontdekkingen in een handvol landen of specifieke hotspots – Namibië, Guyana, Brazilië en Suriname, om er maar een paar te noemen – benadrukt de afnemende geografische spreiding van succesvolle exploratie en de risicobereidheid van wereldwijde E&P-bedrijven. Grenslanden zien dit als een kans om buitenlandse investeringen aan te trekken met gunstige fiscale voorwaarden om inkomsten te genereren en de energiezekerheid te versterken, terwijl voortdurende evaluatie van onderontwikkelde gebieden, zoals ultradiepwatergebieden of onontgonnen stratigrafische vallen, volwassen producerende landen mogelijkheden biedt voor groei op lange termijn en een manier om productiedalingen tegen te gaan.

De ontdekking van het Tupi-veld (nu Lula) in 2006 door Petrobras en haar partners in het Santos-bekken in Brazilië, zorgde voor een revolutie in de olie-industrie door de ontsluiting van enorme pre-zoutreserves. Deze “olifant”-vondst, gelegen onder bijna 2000 meter water en nog eens 2000 meter zout, vereiste geavanceerde seismische technologie om de geologische lagen onder het zout in beeld te brengen. Dit bewees dat voorheen als “ondoordringbaar” beschouwde geologische lagen toch toegankelijk waren.

Het veld bevat naar schatting 5 tot 8 miljard vaten olie-equivalent aan winbare reserves. De reserves bevinden zich op ongeveer 7000 meter onder het oceaanoppervlak, waardoor innovatieve, gespecialiseerde boortechnieken nodig zijn om door de zoutlaag heen te komen.

De ontdekking was een “berekende gok” die sterk afhankelijk was van PROCAP (Petrobras Technological Capacitation Program in Deep Waters) voor de ontwikkeling van technieken voor extreme diepten. Uitgebreide 3D-seismische programma’s werden gebruikt om de ondergrond door meer dan 2000 meter zout in kaart te brengen, wat de gedetailleerde geologische inzichten opleverde die nodig waren om de structuur van vóór het zout in kaart te brengen. 3D-geocellulaire modellering en visualisatie werden gebruikt om de structuur te analyseren en het potentiële reservoir te definiëren, waardoor de “buitenste verhoging” in het Santos-bekken, waar Tupi zich bevond, kon worden geïdentificeerd. Nucleaire magnetische resonantie (NMR)-logging werd gebruikt om de porositeit nauwkeurig te meten en onderscheid te maken tussen olie en water, met name in complexe carbonaatgesteenten.

De tweede grens ontstond in Guyana en Suriname, waar ExxonMobil (NYSE:XOM) in 2015 de Liza-1-ontdekking deed. Deze vondst omvatte meer dan 90 meter aan hoogwaardige, oliehoudende zandsteenlagen op een waterdiepte van 1743 meter. Voorheen werd de regio beschouwd als een onontgonnen gebied met een geschiedenis van meer dan 40 mislukte boringen. De vondst in 2015 was dan ook een dramatisch, baanbrekend succes voor een “wildcat“-boring.

Exxon maakte gebruik van geavanceerde, gepatenteerde en hoge-resolutie beeldvormingstechnologieën die ontworpen waren om complexe geologische structuren diep onder de zeebodem in kaart te brengen. Full Wavefield Inversion (FWI), een hoge-resolutie seismische beeldvormingstechniek die gebruikt wordt om seismische data te analyseren, hielp geowetenschappers om gesteente-eigenschappen met grote precisie te “zien” en te onderscheiden om reservoirs te identificeren. Krachtige computersystemen werden gebruikt om grote, complexe datasets te verwerken, waardoor snellere en nauwkeurigere besluitvorming in de exploratiefase mogelijk was.

De derde en meest recente grens is ontstaan in het Orange Basin in Namibië, waar Shell (NYSE:SHEL), TotalEnergies (NYSE:TTE) en Galp Energia (OTCPK:GLPEF) een van de meest veelbelovende nieuwe petroleumgebieden van de afgelopen jaren hebben aangeboord. 3D-seismische acquisitie en verwerking waren cruciaal voor het in beeld brengen van diepe ondergrondse structuren en het identificeren van potentiële vallen. Grote, krachtige, semi-submersible boorplatforms en boorschepen – zoals de Deepsea Bollsta, Deepsea Mira en Noble Venturer – werden ingezet om te boren in de diepwateromgeving met hoge druk en hoge temperaturen. Geavanceerde geochemische technieken, zoals gaschromatografie-massaspectrometrie (GC-MS) en kwantitatieve diamantanalyse (QDA), werden gebruikt om de samenstelling van het brongesteente en de olie te analyseren. Intussen was intensief draadloggen, inclusief kernboringen in de zijwanden en tests van de boorstang, cruciaal om de porositeit, permeabiliteit en vloeistofeigenschappen van het reservoir te bevestigen (bijv. olie met een API-waarde van 37°).

***

Bron: Oilprice.com.

***