С учетом складывающейся в мире динамики и структуры прироста запасов, источниками ресурсов в объеме, необходимом для восполнения выбывающей добычи, будут традиционные геологические объекты с ресурсами УВ, объекты на шельфе и непрерывные низкопроницаемые нефтегазовые резервуары, или Tight oil. Термин Tight oil (и tight gas) относится в мировой отраслевой литературе к добыче нефти и газа из низкопроницаемых и плотных коллекторов, в том числе и к добыче из нефтегазоматеринских сланцев.
Резкий рост добычи сланцевой нефти в мире за последнее десятилетие позволил достичь общих объемов более 250 млн т в год, главным образом в США. На долю других стран сегодня приходится не более 5 млн т годовой добычи.
Увеличение предложения нефти, добываемой в США из низкопроницаемых резервуаров, стало одной из главных причин обвала нефтяных цен, начавшегося в конце 2014 года и продолжавшегося вплоть до февраля 2016 года. Избыток нефти разбалансировал рынок, а цены (WTI), упавшие ниже $40 за баррель, не покрывали маржинальных затрат производителей сланцевой нефти. Результатом стал уход институциональных инвесторов, банкротство части компаний, реализовывавших проекты по добыче нефти из низкопроницаемых резервуаров, прежде всего бассейна Bakken, распродажа их имущества и оборудования. Интерес остававшихся в секторе инвесторов переключился на бассейны Permian и Eagle Ford, ставших главными производителями нефти из низкопроницаемых резервуаров в США.
Когда ценовое равновесие на рынке было восстановлено, стало понятно, что добыча сланцевой нефти стала балансирующим фактором, снижающим влияние на глобальный рынок нефти стран OPEC. Добыча на Bakken вернулась к пиковым значениям 2014 года, а инвестиционные аналитики сегодня крайне оптимистичны относительно будущего главных игроков в этом бассейне, таких как Oasis Petroleum, Continental Resources, Marathon Petroleum, Hess и ConocoPhillips.
Согласно данным Wood Mackenzie, пять лет назад минимально рентабельная цена для добычи на участке плея Bakken площадью примерно 500 тыс. км2 находилась в диапазоне $70–80 за баррель. Сегодня она составляет $50–60. Это по-прежнему значительно выше, чем средний порог рентабельности нефти бассейна Permian в $37–45, но достаточно, чтобы обеспечить приемлемую для инвестора прибыльность. Bakken остается самым чувствительным к цене на нефть из американских плеев с низкопроницаемыми резервуарами. Однако эта чувствительность компенсируется высокой степенью предсказуемости показателей добычи скважин, пробуренных на Bakken. Цены на нефть марки WTI в $60–80 с учетом существенного снижения затрат, достигнутого за последние годы, делают инвестиции в новые сланцевые проекты крайне привлекательными, особенно в тех бассейнах, где уже создана инфраструктура для их развития.
Важность инфраструктурного фактора для экономики освоения сланцевых проектов подчеркивает тот факт, что в отсутствие системы трубопроводов в бассейне Permian денежные потоки компаний, работающих там сегодня, по-прежнему отрицательны, несмотря на более низкие затраты на добычу. Недавно компания Exxon Mobil объявила о планах в три раза увеличить к 2025 году добычу нефти и сырья для своих нефтехимических предприятий на месторождениях Permian бассейна. Объемы добычи должны составить 600 000 boe в день. Для сравнения весь объем добычи углеводородов Exxon Mobil в 2016 году составил 4,1 млн boe в день. Инвестиции в строительство транспортно-логистической инфраструктуры для нефти бассейна Permian, планируемые компанией, составят $2 млрд .
Техническая и технологическая возможность быстрого и существенного наращивания добычи нефти из низкопроницамых резервуаров сегодня доказана. Ниже иллюстративно показаны профили роста добычи нефти в день и динамика падения по отношению к году получения первой нефти для месторождений бассейна Permian2.
Нерешенным остается вопрос долгосрочной экономической перспективы подобных объектов, в частности насколько быстро будет падать общий дебет скважин и насколько повышение стадийности ГРП на скважинах будет приводить к снижению общего показателя извлечения за весь период добычи. Ответ на эти вопросы может помочь понять, когда окупятся более $500 млрд инвестиций, уже вложенных в проекты по добыче нефти из низкопроницаемых резервуаров.
Возможности добычи из низкопроницаемых резервуаров в России
По прогнозам, в 2040 году общий объем добычи нефти из низкопроницаемых резервуаров (tight oil) составит более 500 млн т, доля США снизится до 68 % и составит 345 млн т. Другие страны, как ожидается, будут добывать около 160 млн т сланцевой нефти, причем 70 млн т, по оценкам американских геологов, придется на Россию (рис. 3).
Оценки возможного прироста ежегодной добычи в России показывают, что к концу прогноза Энергетической Стратегии России опоискование традиционных объектов может компенсировать примерно 40-60 млн т из общего объема выпадающей добычи в 120‑150 млн т, освоение шельфа может дать дополнительно 35–60 млн т нефти в год, успешная реализация проектов по добыче нефти из нефтематеринских Баженовских отложений и их аналогов в России может к 2035–2040 гг. обеспечить объем годовой добычи в 50–80 млн т.
Для обеспечения добычи из новых традиционных объектов потребуется нарастить объемы годового поискового бурения в 5–6 раз до 300–500 скважин по сравнению с сегодняшним объемом в 100–120 скважин. Это позволит открывать по 150–300 млн т новых начально извлекаемых запасов нефти (НИЗ) и через 15–20 лет компенсировать падающую добычу. При этом за 2016 год прирост вновь поставленных на Госбаланс запасов нефти из общего в 640 млн т составил всего 40 млн т, при среднем размере открытия 1,3 млн т запасов нефти.
Освоение безусловно очень перспективных шельфовых и морских объектов в условиях Арктики потребует не только существенных капитальных затрат, освоения новых, удаленных территорий, но и разработки новых технологий.
Привлекательность освоения Баженовских резервуаров и их аналогов обусловлена значительными, по мировым меркам, размерами ресурсов, наличием технологий, успешно используемых сегодня в мире, и тем крайне важным фактором, что будущая добыча локализуется на территориях Широтного Приобья с развитой нефтегазовой инфраструктурой, наличием производственных и профессиональных трудовых ресурсов.
Инвестиционные риски организации масштабной добычи нефти из Баженовских отложений и их аналогов в России обсуждаются меньше. Точность оценки показателей добычи на данном этапе исследований ограничивает еще и тот факт, что экономическая модель добычи сланцевой нефти существенно отличается от добычи из традиционных резервуаров. Для построения даже укрупненных моделей необходима статистика, которая пока не накоплена.
Предварительные оценки прогноза добычи нефти из Баженовских отложений Западной Сибири, выполненные с использованием данных о наиболее близких по общегеологическим, резервуарным и технологическим характеристиками формации Баккен, позволяют выявить факторы, ключевые для обеспечения на горизонте в 15–20 лет добычи в России нефти из низкопроницаемых резервуаров в размере 40 млн т в год.
Условия успешного освоения низкопроницаемых коллекторов и устойчивой добычи нефти
Энергетическое агентство США EIA (Energy Information Administration) использует термин Tight для обозначения всех ресурсов, запасов и производств из геологических образований с низкой проницаемостью (<0.1 мД) и плотных коллекторов различных геологических формаций – низкопроницаемых песчаников, карбонатов и сланцевых пластов.
Для месторождений подобного типа характерны:
· Высокий резервуарный риск, связанный с неопределенностью геологического строения и будущих прогнозов.
· Уникальность каждой зоны или формации, что требует капиталоемкой разведки «сладких пятен», проведения технологических экспериментов, наработки методики стимуляции при заканчивании скважин, больших капитальных затрат.
· Высокие темпы падения продуктивности эксплуатационных скважин.
· Необходимость планирования значительных объемов бурения, чтобы компенсировать временное снижение добычи и вероятностную неопределенность продуктивности новых скважин.
· Отсутствие корреляции между величиной рискового капитала начальной стадии (ГРР, ОПЭ и др.) и объема, качества и стоимости полученных запасов УВ.
· Сложно-построенная последовательно-параллельная стадийность изучения и освоения ресурсной базы.
На темпы геологического изучения и планирования масштабного освоения низкопроницаемых резервуаров в Российской Федерации существенное влияние оказывает высокая, по мировым меркам, обеспеченность сырьевой базой традиционных источников углеводородов с кратностью годовой добычи к запасам нефти категории Proved, равной 24 годам. Кроме того, доминирующей моделью развития отрасли остается развитие преимущественно за счет крупных вертикально интегрированных нефтедобывающих компаний с давно сформированными крупными портфелями месторождений и долгосрочными программами их освоения.
Освоение низкопроницаемых резервуаров предполагает иную, «сетевую», модель, когда большое количество игроков, осуществляющих добычу нефти, поддерживает такое же большое количество специализированных компаний, обслуживающих добычу, которые одновременно осваивают единый крупный нефтегазоносный бассейн. При этом роль государства для развития этой новой модели остается крайней важной, особенно на разведочном и опытно-промышленном этапе, стимулируя компании преференциями, льготами и гарантиями. Например, в начале разведочных и опытных работ на сланцевые резервуары затраты на скважины, пробуренные в местах, утвержденных геологической службой США, в случае неуспеха по ожидаемым дебитам полностью компенсировались.
Другой важный фактор – массивные непрерывные объекты дают возможность опробовать в реальном времени новые технологии добычи, постоянно оптимизируя и совершенствуя их. В результате затраты на бурение снижаются, а скорость бурения и, возможно, самое главное – скорость принятия решения о развитии конкретного участка – многократно увеличиваются.
Крупные российские нефтяные компании и отраслевая наука накопили достаточный объем знаний о геологическом строении Баженовских низкопроницаемых коллекторов, провели объемные оценки их геологических ресурсов, которые считаются самыми крупными в мире по нефти. При этом оценка промышленной значимости резервуаров как природных объектов (извлекаемые ресурсы и запасы) и их локализация (сладкие пятна) находится на стадии общих технологических и разведочных представлений. Экономическая модель освоения в ближне- и среднесрочной перспективе отсутствует.
Сценарный анализ организации добычи нефти Бажена с целевым показателем в 40 млн т в год
Расчеты проводились для трех вероятностных областей распределений исходных данных Р10 (улучшенные геолого-промысловые характеристики), Р50 (наиболее вероятные) и Р90 (низкие).
Прогнозный расчет использует профили падения добычи нефти (тыс. т) по годам по горизонтальной скважине с конкретными техническими и технологическими параметрами, с использованием статистической базы данных Bakken как аналога Баженовских отложений по геолого-промысловым характеристикам.
Вероятностная оценка ресурсов нефти и подсчетных параметров по методике ГКЗ в целом по Баженовской свите и приходящихся на расчетную скважину выполнена с использованием технологии DTA.
Для анализа дебитов при ГРП, формирования темпов разбуривания по годам на период 20 лет, для учета временных, технологических, сервисных и рыночных возможностей и ограничений использовался инструментарий Petroleum office. В результате расчетов определено, что наиболее устойчивым и сбалансированным вариантом реализации проекта освоения залежей Бажена для сценариев Р50 и Р90 является вариант достижения годовой добычи в 40 млн т в конце 19 и 20 года, соответственно.
Общие ресурсы, по оценкам академических и отраслевых институтов, составляют 10–15 млрд т (ВНИГНИ – 14,7 млрд т, ИНГГ СО РАН – 10,3 млрд т). Общая площадь территории, на которой они находятся составляет 500–600 тыс. км2, при этом наиболее перспективные участки с высокими удельными плотностями ресурсов 30–50 тыс. т/км2 имеют площадь 100–150 тыс. км2 и общий объем нефти в 5–6 млрд. т.
Вероятностное моделирование потенциально извлекаемых углеводородов проведено объемным методом, на основе подсчетных параметров, рекомендованных для использования ГКЗ РФ (таблица 1).
Полученная оценка запасов P50 в недрах Западной Сибири соответствует значению в 4,6 млрд т нефти на площади 120 тыс. км2.
Глубины, геологическое строение и резервуарные промысловые характеристики баженитов Западной Сибири наиболее близки к сланцевым отложениям формации Bakken.
Средняя длина вертикального и горизонтального участка ствола 3–3,3 км, общая длина скважины 6–6,5 км. При заканчивании скважины проводится 30 и более стадий ГРП. Расход пропанта – 2–3 тыс. т на скважину. Время бурения – 25–27 дней. Годовая производительность буровой установки составляет 14 скважин.
Для варианта Р50 площадь дренирования техногенно-разрущенных пород составляет 1,24 тыс. м2 (для формации Bakken – 1,3 тыс. м2). Вовлекаемые подвижные запасы нефти составляют 35 тыс. т или 260 тыс. баррелей, что сопоставимо с доступными данными по Bakken.
В качестве наиболее благоприятного варианта рассматривается извлечение горизонтальной скважиной, пробуренной на Баженовские отложения, более 360 тыс. баррелей высокодебитной нефти при 30 стадийном ГРП.
Профили добычи эксплуатационных скважин по годам для вариантов Р10, Р50, Р90 взяты по аналогии со статистическими данными по скважинам формации Bakken и представлены в правой части иллюстраций трех сценариев добычи (рис. 5, 6, 7). Типичный профиль падения добычи нефти (тыс. т) из скважины по годам имеет резкий наклон за первые два-три года, когда отбираются 80-90 % вовлеченных запасов нефти.
Для варианта Р10 (улучшенные параметры) накопленная добыча составит 52 тыс. т, в том числе за первый год добыча составит 26,1 тыс. т или 50 % от накопленной добычи, за второй год – 13 тыс. т (25 %), и за третий год – 6,5 тыс. т (13 %).
В таблице 4 представлен пример показателей освоения и добычи нефти из Баженовских резервуаров Западной Сибири варианта Р10.
Во второй колонке таблицы показан профиль падения добычи нефти скважины по годам (тыс. т). Накопленная добыча составит 52,3 тыс. т или более 382 тыс. баррелей, из которых около 90 % запасов нефти (6 колонка) отбирается за первые 3 года эксплуатации.
На разведочном этапе локализации «сладких пятен» и отработки технологий (1–4 год), объемы эксплуатационного бурения увеличиваются на 20–50 скважин в год. На этапе опытно-промышленного освоения, начиная с 4-го года, бурение увеличивается на 100 скважин каждый год до 11-го года (голубой цвет строки), далее темпы бурения поддерживаются на уровне 770–800 скважин в год.
С учетом достигнутой на сегодня производительности бурения это потребует дополнительного ввода по 10–12 буровых установок в год. Максимальное число постоянно действующих буровых установок составит 70–90 единиц.
Уровень добычи в 40 млн т в год для варианта Р10 может быть достигнут на 15-ый год с начала промышленного освоения (светло-коричневый цвет строки). Накопленная добыча за 20 лет составит более 500 млн т, разбуренная площадь – 14–15 тыс. км2.
Ниже на графиках 5, 6, 7 показаны итоговые профили добычи нефти для трех сценариев, рассчитанных с учетом необходимых объемов бурения и ввода новых эксплуатационных скважин по годам и соответствующих профилей падения по скважине по годам.
На рисунке 8 приведены объемы буровых работ для трех разных сценариев.
Для сценария Р10 (синий цвет) темпы бурения превышают темпы бурения по другим вариантам из-за большей инвестиционной привлекательности проекта. Темпы наращивания объемов бурения более 80–100 горизонтальных скважин в год ограничиваются фактическими возможностями развития рынка оборудования, сервиса ГРП, строительства новой инфраструктуры (рис. 6).
Максимальные объемы бурения по варианту Р90 превышают в 1,5–2 раза объемы других вариантов, что вызовет значительные организационные и технологические сложности. Годовые объемы бурения для обеспечения добычи нефти 40 млн т по двум другим вариантам, составляющие 700–1 300 скважин в год, можно считать наиболее оптимальными.
Сводные результаты показаны в таблице 5. Во второй колонке приведен год от начала освоения, когда будет достигнут уровень добычи в 40 млн т для разных сценариев. Для сценария Р50 это произойдет на 19-ый год, при этом в 17-ом году необходимо будет выйти на полку в 1 100–1 200 бурения новых скважин в год и ввода их в нефтедобычу.
Для сценария Р90 при неблагоприятных, в первую очередь геологических и промысловых параметрах, необходимо будет достичь объема годового бурения в 2,0‑2,5 тысячи скважин и наращивать его в последующее периоды. В этом случае выйти на добычу нефти в 40 млн т в год можно на последний год реализации проекта, однако такой сценарий возможен при увеличении цен на нефть до $100–150 за баррель.
Всего за время прогноза может быть добыто от 250 до 500 млн т нефти, что составит 12–15 % наиболее продуктивных прогнозируемых ресурсов. Для этого должно быть пробурено 10–16 тысяч горизонтальных скважин. Суммарная площадь нефтеносности, вовлеченная в разработку, составит 15–17 тыс. км2 или около 10 % наиболее перспективных участков.
На рисунке 9 представлены сводные профили годовой добычи по трем сценариям. Результаты реализации проекта будут внутри характерной «петли», ограниченной профилями добычи P10 и Р90.
Прерывистой фиолетовой линией показана условная граница порога рентабельности. В реальности граница положительной доходности проекта будет иметь вогнутый вниз характер, что связано с нарастанием неопределенности и рисков во времени.
Цифры на кривых показывают год достижения 40 млн т добычи. В зависимости от стоимости привлекаемого капитала и цен на нефть вариант Р90 окупается через 10–15 лет, вариант Р50 будет иметь срок окупаемости 5–10 лет. Подобные сроки окупаемости похожи на те, что рассчитываются для новых сланцевых плеев Аргентины, Канады, Китая и других стран.
Отметим, что компанией Газпромнефть в 2016 году при девятистадийном гидроразрыве Баженовских отложений был получен дебит 45 т/сутки, что соответствует добычным профилям скважин сценария P90 и лучше. Развитие технологий заканчивания скважин, сейсмогеологического прогноза и лучшее понимание резервуаров в будущем с большой долей вероятности локализует область прогноза добычи между вариантами Р10 и Р50.
Этапы освоения Баженовской нефти
Организация проекта крупномасштабного освоения нефти из низкопроницемых резерваров будет включать 4 этапа:
1. Этап геологического изучения, формирование государственной институциональной и бизнес-среды. Создание информационных ресурсов, проведение геолого-промысловых исследований, начало реализации пилотных проектов и программ. Формирование программ государственного стимулирования. Срок – 2–3 года.
2. Локализации наиболее продуктивных зон, развитие и отработка технологий заканчивания скважин. Решение многочисленных задач связанных с геомеханикой и физикой пласта. Решение дорожных, транспортных, экологических, логистических проблем, возникающих у сервисных компаний и подразделений. Создание инвестиционной модели производства сланцевой нефти в России. Длительность этапа – 5–10 лет.
3. Этап опытно-промышленного освоения. Развитие преференциальной инженерии, инфраструктуры и сервиса (например, для многообъемных ГРП необходимо будет определить источник пропанта в объеме 2–3 млн т в год). Длительность этапа – 5–10 лет.
4. Этап промышленного освоения и развития. Начало этапа на 10–20-ый год реализации проекта.
Экономическая модель добычи нефти из низкопроницаемых резервуаров имеет свои особенности. Высокая капиталоемкость подобных проектов, с одной стороны, требует наличия значительного по размерам и низкого по стоимости капитала для их освоения. С другой стороны, постоянное инвестирование в развитие tight проектов поддерживает высокий уровень спроса на услуги и оборудование для их освоения, а также человеческие ресурсы. Добыча 1 млн т нефти позволяет обеспечить от 3 до 8 тыс. рабочих мест на территории нефтегазодобычи. Через 15–20 лет, с учетом быстрых темпов истощения ресурсной базы Широтного Приобья, добыча Баженовской нефти может стать важным социально-экономическим фактором.
Вместо типичного пика и последующего резкого спада инвестиций и потребности в ресурсах, характерных для традиционных крупных проектов, проекты tight нефти будут поддерживать своеобразное инвестиционное плато. Длительность и размер этого плато будут зависеть от цены и спроса на нефть, себестоимости альтернативных источников, наличия и стоимости капитала для его поддержания.
В качестве иллюстрации текущих инвестиционных ожиданий от вложения в подобные проекты отметим следующее. Сегодня доходности на капитал, вложенный в новые проекты Permian бассейна в США (аналог Баженовские и Доманиковские отложения), выглядят более привлекательными, чем доходности других инвестиционных альтернатив, доступных нефтяным компаниям. Отметим, что уровень ожидаемого возврата на инвестиции в проекты Permian рос по мере повышения степени изученности данного плея. Поэтому заявления о крупных инвестициях в подобные проекты таких мировых игроков, как ExxonMobil и Chevron, сегодня не выглядят удивительными.
IRR будущих проектов (взвешенных по типам проектов), рассчитанный Wood Mackenzie для компаний Shell, ConocoPhillips, Occidental, Anadarko, Pioneer или EOG, с высокой долей новых проектов в бассейне Permian при цене на Brent в $65 за баррель составляет 20–30%[1]. IRR компаний, в портфеле которых преобладают традиционные нефтяные проекты, составляет 15–20%, при этом возможности для выбора новых традиционных проектов у них уже существенно ограничены.
Показатель IRR проектов бассейна Permian более чувствителен к цене на нефть, чем проекты традиционной добычи нефти, кроме того, крупным транснациональным компаниям необходима диверсификация портфеля проектов. Тем не менее отметим, что капитализация крупных игроков сегмента добычи нефти из низкопроницаемых резервуаров (tight oil) за последние два года вернулась к значениям 2014 года и достигает для EOG Resources $68 млрд с показателем к текущей доходности P/E = 69,09, Pioneer Natural Resources – $32 млрд с показателем к текущей доходности P/E = 39,57 и Continental Resources – $25 млрд с показателем к текущей доходности P/E = 82,83. Это говорит о том, что финансовые рынки сегодня верят в возможности таких компаний быстро и многократно увеличить добычу, обеспечив высокие показатели возврата на капитал, вложенный в сланцевые проекты.
Выводы
В настоящей работе приведены расчеты укрупненных параметров проектов по добыче нефти из Баженовских отложений, достижение которых необходимо для замещения в среднесрочной перспективе выпадающей добычи в объеме до 40 млн т в год.
Показано, что данный уровень может быть достигнут при использовании существующих технологий добычи и достигнутых в мире показателей их эффективности. Результаты расчетов показывают, что риски недостижения указанных параметров ниже, чем возможности для существенного превышения целевых параметров добычи.
Предложены направления дальнейшего усовершенствования расчетной модели с уточнением технологических и экономических параметров, включая учет экологических, инфраструктурных, логистических факторов риска, типичных для проектов по добыче tight нефти.
Отмечается, что новый с инвестиционной точки зрения, «сетевой» характер освоения подобных проектов требует дополнительного исследования таких факторов, как оптимальное регулирование добычи нефти из низкопроницаемых нефтегазовых резервуаров, выработка механизмов стимулирования подобных проектов и учет социально-экономических показателей.
Литература
1 Шутько С.Ю., Пырьев В.И. «О принятии инвестиционных решений по новым поисковым активам в нефтегазовом бизнесе» Недропользование 21 век № 12, 2016 г. С. 148–158.
2 Шутько С.Ю., Кожевникова С.Д., Шутько Д.С. «Оценка ожидаемой денежной стоимости, EMV поисковых проектов Upstream» ВНИОЭНГ, Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом № 1, 2017 г. С. 7–11.
3 Шутько С.Ю., Кожевникова С.Д., Шутько Д.С. «Investment Decision-Making в Бизнес-сегменте разведки и добычи ПИ» // Недропользование XXI век. 2017. № 3. С. 132–141.
4 Лопатников А.Н., Лесков М.И. «Использование запасов и ресурсов различных категорий для оценки стоимости объектов недропользования». Недропользование XXI, № 2 (52). Апрель 2015, с. 64–73.
5 Лопатников А.Н, Румянцев А.Ю. «Особенности оценки стоимости активов и компаний на волатильных рынках», Корпоративная финансовая отчетность. Международные стандарты, № 7 (97), 2015, с. 61–72.
6 Лопатников А.Н., Лесков М.И., «Развитие международных кодексов оценки стоимости объектов недропользования и перспективы создания национального кодекса в РФ», Недропользование XXI, № 1 (52), Февраль 2016, с. 86–95.
7 John R Schuyler , Paul D Newendorp «Decision Analysis for Petroleum Exploration». 2013.
8 Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System, 2011.
9 «Методические рекомендации по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов». Утверждено МПР РФ от 01.02.2016 г. № 3-р.
10 Джеймс Буш, Даниел Джонстон «Управление финансами в международной нефтяной компании». Москва. Олимп-Бизнес. 2003 г.
11 Джеймс Хендерсон. «Освоение месторождений нефти низкопроницаемых пород в России». Апрель 1, 2014 www.rogtecmagazine.com The Oxford Institute for Energy Studies.
12 Kenneth E. Williams «Source Rock Reservoirs are a Unique Petroleum System» AAPG Article 41138. June 2013.
13 U.S. Energy Information Administration. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. June 2013.
14 U.S. Energy Information Administration, International Energy Outlook 2017.
15 BP Statistical Review of World Energy. June 2016.
16 Visualizing US shale oil & gas production Month: January 2018. Permian – update through October 2017. https://shaleprofile.com/index.php/2018/01/.
[1] https://www.cnbc.com/2018/01/30/exxon-mobil-will-triple-production-in-the-permian-basin-by-2025.html
[2] https://shaleprofile.com/index.php/2018/01/
