Análisis actual de la producción petróleo USA (shale oil).

 Cada mes que la EIA publica sus estadísticas de la producción de petróleo en EE.UU., nos sorprende con nuevos máximos. 

En el último mes, la producción alcanzo un récord histórico en 13, 642 millones de b/d  (si bien suele revisar a la baja sus estimaciones en meses posteriores, como ha ocurrido las dos últimas presentaciones).

Teniendo en cuenta el desplome de las plataformas de perforación y de los equipos de fracking, resulta un misterio como se puede lograr semejante incremento.

Primero vamos a ver el gráfico con la producción actual y las previsiones hasta 2026 (cortesia de OVI en peakoilbarrel).

Hemos llegado a un pico, pero según la EIA no es sostenible y pronto veremos un  suave descenso.

En el STEO publicado ayer, EIA revisa al alza estas estimaciones.

https://www.eia.gov/outlooks/steo/pdf/steo_full.pdf

Y si lo vemos por trimestres ...

Es decir, este año hemos promediado un precio WTI de 67$ el barril para conseguir una producción promedio de 13,53 millones de b/d. Y la previsión de EIA para 2026 nos dice que con un precio promedio de 49$, se lograrán extraer 13,51 millones de b/d.

Es obvio que una de las dos estimaciones o las dos, están mal. Las empresas empiezan a reportar pérdidas cuantiosas cuando el precio baja de los 65$, por lo que es razonable pensar que un precio medio de 49$, hundiría la producción.

Y ahora, ¿cómo se ha logrado mantener la producción por encima de 13,5 millones de b/d, con un fuerte descenso de las plataformas y equipos de fracturación?

1º). La perforación y terminación de pozos se está alargando, debido a procesos más complejos destinados a mejorar la eficiencia. Eso quiere decir que  la producción que se presenta hoy, refleja el estado de perforación de hace más de seis meses, por lo que si miramos el gráfico de los equipos y plataformas, veremos que el descenso todavía no ha impactado en la producción.

Plataformas de perforación. (OVI) Descensos desde Abril 2025.

  

Equipos de fracking (OVI). Caídas desde Marzo 2025.

2º). Los precios operan en sentido contrario. Precios tan bajos en torno a los 60$, obligan a perforar solo pozos de primer nivel, lo que reduce los costes, mientras aumenta la producción promedio, a costa de un rápido agotamiento de los puntos dulces.

Es muy complicado para las empresas mantener el esfuerzo inversor, mientras reparten dividendos, recompran acciones, luchan con la enorme cantidad creciente de agua producida (aumenta los costes), con precios cercanos a los 60$. Su respuesta es perforar los mejores pozos, esperando subidas futuras de los precios para poder extraer el petróleo de los pozos menos productivos de nivel 3-4. Por ello, precios promedio de 49$, hacen inviable un aumento o mantenimiento de la producción, a no ser que se generalicen las subvenciones del estado para mantener la producción del país. Pero eso esta por ver si ocurre.

3º). La estrategia de las empresas pasa por aumentar los laterales horizontales de perforación (hasta longitudes de 6 km), para reducir los costes y aumentar la producción por pozo, mientras mejoran la velocidad de perforación. Todas estas acciones disminuyen los costes por pozo, pero aceleran el agotamientos de las mejores ubicaciones.

  

4º). La última sorpresa es la recalificación de las estadísticas del recuento de DUC.

Hasta hace unos meses, nos presentaban este gráfico (OVI). Es decir, en el Pérmico ya no se completaban más DUC (puntos rojos estables desde Octubre de 2024), por lo que la lógica indicaba que una disminución de las plataformas de perforación tendría como contrapartida una disminución de la producción asociada a ese descenso.

  

  Pero esto ha cambiado. 

Ahora tenemos este gráfico, ligeramente distinto (fíjense en los puntos rojos del Pérmico). Se siguen utilizando DUC´s, lo que ayuda a mantener la producción con menos plataformas de perforación.

   

¿Cuántos DUC´s se han completado?

En el STEO presentado ayer, están las cifras. 

En el Pérmico, los DUC´s han disminuido desde 1.596 hasta 956 en los últimos siete trimestres. eso son 640 pozos completados, con una producción promedio de 800 b/d de inicio, para proporcionar más de 500.000 b/d. Este es parte del secreto del incremento de la producción en 2025. Lo mismo puede comprobarse para Bakken  (pasa de 387 a 283) y Eagle Ford (pasa de 514 a 315).   

 

Es evidente que esta apelación a la finalización de los DUC´s se está terminando y ese aporte desaparecerá en la producción futura. 

Conclusión.

El resumen es que la producción USA ha tocado techo a estos precios del petróleo y además el agotamiento de sus puntos dulces está ya muy avanzado, por lo que el mantenimiento de precios bajos durante un par de años más, tendría como primera consecuencia la total desaparición de los pozos de primer nivel, mientras la producción total se mantendrá a duras penas. 

La segunda consecuencia es que el descenso en la producción de shale oil, a partir del agotamiento de los pozos de primer nivel, será más rápido del esperado, porque los pozos de nivel 3-4 son muchísimo menos productivos que los de nivel 1.

Como se suele decir, están practicando aquello de "pan para hoy, hambre para mañana".   

PD. En contraposición a mi análisis, Novilabs (empresa con dependencia de los informes de shale oil en USA) nos proporciona un informe mucho más optimista. (información obtenida de peak oil barrel).

Jorge Garzón. 

"La mayoría de la gente piensa que el mejor rock de Midland casi se ha ido.
Los datos dicen lo contrario; Queda el 60% de las ubicaciones de Nivel 1 y 2.

Y esto no es solo una organización por niveles basada en el rendimiento del pozo. Es algo mejor; calidad de roca desacoplada de la ingeniería.

Déjame explicarte.
En un mundo perfecto, definiríamos los niveles de calidad de la roca utilizando solo información sobre la roca de la comprensión del núcleo, los troncos y la geomecánica. Pero en realidad, los ingenieros no siempre tienen suficientes datos directos del subsuelo para hacer eso. Entonces, históricamente, han utilizado el rendimiento de pozos como un proxy.

¿El problema?
Bueno, el rendimiento no es solo rock. Son finalizaciones, espaciado, reducción, interferencia entre padres e hijos; lo que sea.

Es por eso que hemos entrenado un modelo de ML y aplicado SHAP (SHapley Additive exPlanations) para eliminar la ingeniería. Con este método, podemos aislar lo que la roca por sí sola contribuye a la producción. Así es como se clasificó este inventario para Midland.

¿Qué aprendimos?
▪️Si tomamos todas las ubicaciones de PDP + PUD comprobado, encontramos ~ 70,000 disponibles a partir de 2011
▪️A partir de 2024, el 60% de los Niveles 1 y 2 y el 75% de los Niveles 3 y 4 aún quedan
▪️Al ritmo actual, el inventario de Nivel 1 se extiende hasta ~ 2037 y el Nivel 2 hasta la década de 2040

Pero hay una advertencia importante: una parte de este 60% de roca de primer nivel se verá afectada por el agotamiento del pozo principal, lo que provocará una degradación del rendimiento del 40 al 50% en los nuevos pozos, dependiendo de la proximidad y los niveles de agotamiento. En otras palabras, no todas las ubicaciones de primer nivel serán económicamente viables. Cubriré este tema de los impactos entre padres e hijos en una publicación futura."

Aunque ya han surgido las primeras críticas.

https://www.oilystuff.com/group/forum-stuff/discussion/7c684002-bb78-45d2-a516-130851b3f6f2

Al observar el gráfico con más atención, me di cuenta de que, según Novi, quedan aproximadamente 22 000 pozos de nivel 1 y 2, y que las tasas de perforación recientes fueron de aproximadamente 1600 pozos por año para los niveles uno y dos. Eso es suficiente para llegar a 2039 con las tasas de perforación recientes. Si asumimos que solo el 50 % del inventario restante de nivel 1 y 2 (11 000 ubicaciones) es viable debido a las interacciones entre pozos primarios y secundarios, nos quedamos sin ubicaciones de perforación para los niveles 1 y 2 para 2032. Si asumimos que solo el 30 % de los pozos de nivel 3 y 4 son rentables, nos quedan 8400 pozos de nivel 3 y 4; digamos que se completan a un ritmo más lento de 750 por año, lo que supone 11 años de posibles finalizaciones que nos llevan a 2036, cuando el inventario viable se agote y no se completen más pozos.

PD 2          9/10/2025.

Como continuación a la presentación de Jorge Garzón.

La mejor roca de Midland Basin no se ha ido;  podría tener un rendimiento inferior.

La semana pasada presenté cómo Midland tiene aproximadamente el 60% de las ubicaciones restantes en rocas de nivel 1 y 2. Lo que parece que todavía queda mucho rock de primer nivel.
Técnicamente, eso es cierto; Pero el truco está en la letra pequeña.

Cuando se tiene en cuenta la interferencia entre padres e hijos, el 46% de ese inventario de primer nivel tendrá un rendimiento inferior; algunos hasta en un 60% de degradación en la producción.

Eso significa que solo el 32% de la mejor roca de Midland permanece realmente intacta.
En otras palabras, casi la mitad de lo que alguna vez se consideró roca de mejor calidad podría comportarse más como el Nivel 3 cuando se perfore hoy.

He aquí por qué:
El bajo rendimiento de un pozo infantil depende de qué tan agotada esté la roca circundante y qué tan cerca estén los pozos principales. Cuanto más agotamiento, más sombra de presión, menos petróleo recuperable queda para el recién llegado.

Este análisis modela implícitamente el agotamiento de los yacimientos locales; Usar el historial de producción principal, la distancia y el tiempo para estimar la degradación esperada para cada nueva ubicación secundaria.

Cuando se aplica en toda la cuenca, la señal es clara: nuestras estrategias de desarrollo durante la última década han erosionado el rendimiento futuro incluso de nuestra mejor roca.

ExxonMobil y Diamondback son los líderes reconocidos en Midland Basin, y juntos tienen más de la mitad de las ubicaciones de Top Tier (1 y 2).
Sin embargo, ambos verán aproximadamente la mitad de ese inventario afectado por los impactos entre padres e hijos, como se muestra en los gráficos. La figura adjunta destaca el grado de degradación esperado por formación, mostrando que Dean, Jo Mill y Wolfcamp A son las zonas más afectadas.

Así que ahora la pregunta no es solo cuánto Top Tier nos queda, sino cuánto de él aún puede ofrecer resultados de Top Tier.
Esa es la conversación que debemos tener a medida que se reduce el inventario.

Tengo curiosidad;  ¿Cómo cuantifican los equipos de la industria el verdadero riesgo de degradación en sus próximos pozos infantiles? E igualmente importante, ¿qué estrategias está utilizando para minimizar el impacto?

En definitiva, el inventario de nivel 1 no está agotado, pero está muy afectado por la interacción de pozos padre-hijo, según Jorge Garzón. Recordar que la información parece referirse a la situación en 2024 (en 2022-2023-2024, los precios fueron altos, a diferencia de lo ocurrido en 2025).

En cualquier caso hay que poner esta información en cuarentena, porque hace solo poco más de un año, Novilabs presentaba este gráfico para los pozos de primer nivel de Midland.

  

Es decir, hace poco más de un año, solo quedaban un total de 24.853 pozos  en total y ahora nos dicen que quedan casi 50.000. Seguro que cuando pasen otros dos o tres años, aparecerán más ubicaciones o los de Novilabs se quedan sin herramienta de trabajo. Tampoco dicen si el cálculo de hace un año, ya computaba la interferencia entre pozos padre-hijo ...  

Otra incógnita es como contabilizan las ubicaciones. Se empezó en 2011, con pozos de laterales de 1km y ahora en 2025, andan por pozos de 6 km de lateral. No se puede computar las ubicaciones restantes lo mismo si se perforan pozos de 3 km, que si se perforan pozos de 6 km de lateral horizontal.

Y por encima de todo, cuando quede poco territorio por perforar, las interferencias entre pozos serán tan grandes, que las últimas ubicaciones, posiblemente, se queden sin extraer. Por lo tanto, es muy difícil cuantificar el número de pozos viables (según precios del petróleo) que quedan.