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TitreEconomic appraisal of shale gas resources, an example from the Horn River shale gas play, Canada
AuteurChen, Z; Osadetz, K G; Chen, X
SourcePetroleum Science vol. 12, issue 4, 2015 p. 712-725, https://doi.org/10.1007/s12182-015-0050-9
Année2015
Séries alt.Secteur des sciences de la Terre, Contribution externe 20150145
ÉditeurSpringer
Documentpublication en série
Lang.anglais
DOIhttps://doi.org/10.1007/s12182-015-0050-9
Mediapapier; en ligne; numérique
Formatspdf
ProvinceColombie-Britannique
SNRC94K; 94J; 94N; 94O
Lat/Long OENS-124.0000 -122.0000 60.0000 58.5000
Sujetssondage; pétrole; exploration pétrolière; ressources pétrolières; analyses économiques; géologie économique
Illustrationslocation maps; schematic cross-sections; graphs; histograms
ProgrammeÉvaluation des ressources pétrolières pour les schistes, Les géosciences pour les nouvelles sources d'énergie
Résumé(disponible en anglais seulement)
Development of unconventional shale gas resources involves intensive capital investment accompanying large commercial production uncertainties. Economic appraisal, bringing together multidisciplinary project data and information and providing likely economic outcomes for various development scenarios, forms the core of business decision-making. This paper uses a discounted cash-flow (DCF) model to evaluate the economic outcome of shale gas development in the Horn River Basin, northeastern British Columbia, Canada. Through numerical examples, this study demonstrates that the use of a single average decline curve for the whole shale gas play is the equivalent of the results from a random drilling process. Business decision based on a DCF model using a single decline curve could be vulnerable to drastic changes of shale gas productivity across the play region. A random drilling model takes those drastic changes in well estimated ultimate recovery (EUR) and decline rates into account in the economic appraisal, providing more information useful for business decisions. Assuming a natural gas well head price of $4/mcf and using a 10% of discount rate, the results from this study suggest that a random drilling strategy (e.g one that does not regard well EURs), could lead to a negative NPV; whereas a drilling sequence that gives priority to developing those wells with larger EURs earlier in the drilling history could result in a positive NPV with various payback time (PBT) and internal rate of return (IRR). Using a random drilling assumption, the breakeven price is $4.2/MCF with more than 10 years of payout time. In contrast, if drilling order is strictly proportional to well EURs, the result is a much better economic outcome with a breakeven price below the assumed well head price accompanied by a higher IRR.
Résumé(Résumé en langage clair et simple, non publié)
La mise en valeur des ressources de gaz de schiste non classique exige des investissements à forte intensité de capital alors qu 'il existe de grandes incertitudes quant à la production commerciale. L 'évaluation économique, réunissant des données et de l 'information de projets pluridisciplinaires et fournissant les répercussions économiques de divers scénarios d 'exploitation, se situe au centre des décisions d 'affaires. Dans ce document, nous utilisons un modèle d 'actualisation des flux de trésorerie pour évaluer les répercussions économiques de l 'exploitation du gaz de schiste dans le bassin de Horn River, dans le nord-est de la Colombie-Britannique. À l 'aide d 'exemples chiffrés, notre étude démontre que l 'utilisation d 'une seule courbe de déclin moyen pour toute la zone gazière est vulnérable à des changements radicaux de la productivité dans l 'ensemble de la zone gazière.
GEOSCAN ID296810