ページ番号1003913 更新日 平成30年2月16日

石油開発サービス会社の掘削・開発・生産技術のトレンド

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レポートID 1003913
作成日 2009-07-16 01:00:00 +0900
更新日 2018-02-16 10:50:18 +0900
公開フラグ 1
媒体 石油・天然ガス資源情報
分野 技術探鉱開発
著者 伊原 賢
著者直接入力
年度 2009
Vol 0
No 0
ページ数
抽出データ 作成日: 2009/7/16 調査部: 伊原 賢 石油開発サービス会社の掘削・開発・生産技術のトレンド (英CGES社、石油・天然ガスレビュー、JOGMECホームページ石油・天然ガス資源情報、SPE資料ほか) 石油開発サービス会社の事業機会は大きいが、変化する環境への対応は避けて通れない。低炭素化社会への移行やNOC(National Oil Company:国営石油会社)中心の埋蔵量支配がもたらす石油開発業界の環境変化は、サービス会社に長期戦略の見直しや新規事業の開発を迫っている。 本稿では、まずサービス会社の新しい顧客へのチャレンジについて論じる。次に、石油開発のサービス業務に実体感を持ってもらうために、掘削・開発・生産に焦点を当てたケーススタディを紹介する。 2004年から4年間以上にわたる原油価格の高騰の原因であると、米国の投資銀行などが解説した「新規油田の開発・操業コスト上昇」に根拠はあるのか? その疑問にある程度応える「世界の石油開発にかかるライフサイクルの技術コスト分析」のエキスを紹介し、サービス会社が比較的難しいとされる開発案件についても、適正なコストで掘削・開発・生産作業に取り組んでいることを感じていただきたい。最後にサービス会社がこれから採用するだろう長期戦略の具体策を提示することで、掘削・開発・生産技術の今後を考えてみたい。 . はじめに 1石油開発のサービス業界は石油会社と同様、複雑に変化する未知な環境への対応に直面している。また、他の産業と同様に、ビジネス機会は拡大傾向にあるとは言えない。 昨年後半からの世界的経済危機にも関わらず、アジアや中東を中心としたエネルギー需要の高まりは、原油や石油製品の供給増の幅が狭まる中で、油価に徐々に上向きの変動をもたらすと言われる。既存油田の80%以上はそのピーク生産時期を過ぎ、減退傾向に入ったとする専門機関(国際エネルギー機関IEA)もある。 このように縮小する投資やビジネス機会に対応した石油開発技術のトレンドとしては、回収率向上、開発、掘削・坑井刺激・採油増進を通じた生産効率向上の3点に焦点が当てられよう。サービス会社のビジネスは、地域として中東・アフリカ・旧ソ連・アジア・北米を中心に展開するだろう。 石油開発サービス会社の事業規模は大きいが、変化する環境への対応は避けて通れない。環境の変化は、ビジネス・技術・人材・製品・プロセス他の多くの側面に影響を与える。低炭素化社会への移行やNOC中心の埋蔵量支配がもたらす石油開発業界の環境変化は、サービス会社に長期戦略の見直しや1/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 V規事業の開発を迫っている。 2. 新しい顧客へのチャレンジ 世界全体の原油の残存確認可採埋蔵量を見ると、全体の約8割もNOC(National Oil Company:国営石油会社)が支配しており、ロシア企業を除くと民間企業はわずか1割未満を支配するにすぎない(図1)。現在の国際原油市場は、メジャーズ等IOC(International Oil Company:国際石油会社)の時代は遠くなり、国営石油会社の時代になっているという勢力図の変化を如実に示している。サービス会社の顧客もIOCからNOCへ大きくシフトし、NOCの規模・数・影響力が大きくなるに従い、サービス会社の顧客リストも変わった。 IOCや独立系石油会社(インディペンデント)は北米や欧州の会社であり、ほぼ同じ文化を共有しており、技術的側面も強い。NOCは、北米や欧州以外で事業を展開しており、技術力や戦略面にも幅がある。例えば、経済合理性よりも社会還元に重きを置くNOC(ベネズエラPDVSA, エクアドルPetroecuador他)もある。残存確認可採埋蔵量の8割近くを握るNOCは、石油開発の技術移転のグローバル化を背景に、研究開発や埋蔵量資産の開発に積極的に取り組むようになった。NOCは権益の問題を避けて、サービス会社と新しい石油開発や埋蔵量の維持管理に取り組みやすくなっている。埋蔵量の維持管理は、埋蔵量豊富な産油国にとっても政治・経済的に重要だ。油ガス田の操業に経験豊富なSchlumberger, Halliburton, Weatherfordといった大手サービス会社は、NOCの活動を拡大させるのに欠かせない存在となっている。大手サービス会社とNOCの結びつき強化は、NOCの国内外への展開に大きく貢献しているのだ。一方、IOCは多くの巨大プロジェクトのマネージメントを担うに当り、サービス会社の重要な顧客であり続けるだろう。 (cid:122) (cid:122) 大手・統合型: 世界的な事業展開。顧客の推進する石油開発事業にパッケージ化したサービスを提供。巨大プロジェクトのマネージメント能力も提供。 中小・専門型: 専門化されたツール・機器・ソフトウェア・エンジニアリングサービスを提供。 油開発のサービス業界は、次の4層構造を目指して進化し続けることとなろう。 石2/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 Petroecuador StatoilHydro StatoilHydro Occidental (2006年撤退) Shell Saudi Aramco カズムナイガス Chevron ADNOC ZADCO (JODCO, ExxonMobil) Baker Oil Tools Halliburton INTEQ Schlumberger FMC Weatherford Baker Oil Tools Halliburton Schlumberger Weatherford Weatherford Sigma EngineeringHalliburton 大水深開発システム デジタルオイルフィールド(インテリジェント坑井仕上げ) 大水深開発システム(海底分離および水圧入システム) デジタルオイルフィールド(電動サブマージブルポンプ) デジタルオイルフィールド(インテリジェント坑井仕上げによるスネークウェル) デジタルオイルフィールド(インテリジェント坑井仕上げの最終形Maximum Reservoir Contact/MRC坑井) Managed Pressure Drilling (MPD) Multi-Lateral Tie Back System (MLTBS)を適用した水平坑井 Schlumberger Weatherford 不均質で断層によってコンパートメント化された油層への多数掘削(年1,000坑以上) (cid:122) (cid:122) 地域密着型: NOCや大手サービス会社と協力しつつ、発展途上国における事業推進のためのインフラ整備。現地人員をトレーニングする役目も担う。 日用品提供型: 事業に必要な低コストの日用品や役務を提供。インド・中国・旧ソ連・東欧に拠石油開発のサービス業務に実体感を持ってもらうために、掘削・開発・生産に焦点を当てたケーススタディを紹介する(表1)。適用分野としては、回収率向上、開発、掘削・坑井刺激・採油増進を通じた生産効率向上の3つに大別できる。 表1 石油開発のサービス業務例(ケーススタディ) 出所: JOGMEC調査部資料 適用分野 油ガス田 NOC IOC/独立系 サービス会社 サービス業務 点を持つ会社が多い。 . ケーススタディ 3回収率向上 3-1. (1) 米国陸上のシェールガス開発 Chesapeake Devon他 Schlumberger NNPC Chevron Halliburton 水平坑井 多段階フラクチャリング マイクロ・サイスミック(モニタリング) デジタルオイルフィールド 開発 3-2. (1) 開発 3-2. (2) ナイジェリアのアグバミ油田 ノルウェーのトロール油ガス田 開発 3-2. (3) 生産効率向上 3-3. (1) 生産効率向上 3-3. (2) 生産効率向上 3-3. (3) ノルウェーのトルディス油田 エクアドルのブロック15油田 ブルネイのチャンピオン・ウエスト油田 サウジアラビアのハラド油田 生産効率向上 3-3. (4) 生産効率向上 3-3. (5) ガザフスタンのテンギス油田の追加開発 UAEの上部ザクム油田 生産効率向上 3-3. (6) メキシコ陸上のチコンテペック盆地 PEMEX -1. 回収率向上 3(1) 米国陸上のシェールガス開発 最初のシェールガス井は1821年に地下27フィートのDevonian Dunkirkシェールへ掘削され、生産3/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 ウれたガスはニューヨーク州Fredoniaの民家を灯すのに使われた。しかしそのご長い間シェールは、資源とは見なされず、根源岩や貯留層構造のシールとして取り扱われた。 天然ガスは第二次世界大戦後に資源として注目を集めるようになったが、天然ガス生産者は天然ガス需要増や既存ガス田の減退に対応すべく新たな供給源として、まず80年代よりタイトガスサンドに注目した。90年代初頭にはコールベッドメタン/CBMに、2000年に入るとシェールガスに注目が集まるようになった(2000年米国 シェールガス井28,000坑, 年生産量700Bcf)。2005年米国の天然ガス消費量は23Tcf(生産量19Tcf)に達し、カナダからのガス輸入もあるが需給ギャップを埋めるべくシュールガスが注目を集めたのだ。この背景として、シェールの賦存エリアは通常の石油・天然ガス生産地域とは別であり、米国内でシェールは手付かずの所が多いとの認識がある。 米国における主要なシェール分布を示す(図2)。近年ガス生産量と可採埋蔵量の激増がみられ、シェールガス革命ともいわれており、500~780Tcfの原始埋蔵量が期待されている。 4大シェールガスのプレイ(Barnett, Haynesville, Marcellus, Fayetteville)での開発活動が活発化している。ほかにAntrimやWoodfordも開発されている。 図2 米国における主要なシェール分布 出所: Schlumberger社資料より作成 4/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 Vェールガスの貯留層特性: 泥岩の一種で薄片状にはがれやすい(粘板岩、黒板のよう)。数百フィートの層厚や数百万エーカーの広範囲な頁岩が天然ガスの貯留層になるケースが一握りの堆積盆地で見られる。地温上昇によって頁岩中の有機物からガスが発生する(水の流入やバクテリアの存在も生物起源のガス発生に関与)。貯留層に十分な熱供給があったため乾ガス主体で不純物も少ない(液体分は分解済)。具体的な数字を次に列挙する。 ・ 米国での賦存深度は250~8,000フィートである(New AlbanyおよびAntrimシェールに掘られた坑井9,000坑の坑底深度は地下250~2,000フィート、Appalachian盆地・DevonianおよびLewisシェールに掘られた坑井20,000坑の坑底深度は地下3,000~5,000フィート、BarnettおよびWoodfordシェールに掘られた坑井の坑底深度はもっと深く層厚は100~1,000フィート、CaneyおよびFayettevilleシェールに掘られた坑井の坑底深度は地下2,000~6,000フィート/貯留層は地下2,500~4,500フィートの範囲に位置)。 ・ 良好なシェールガスの貯留層の層厚は300~600フィートと言われる。 ・ 良質な貯留層は広大にフラットで層厚が厚いため生産井の寿命は一定レートで10年以上に及ぶことがある。 ・ Gas Technology Instituteによれば米国のシェールガス埋蔵量は780Tcf(500~1,000 Tcf)もあると推定され米国外もその程度とされる。しかしながらシェールガスが天然ガス供給に主要な位置を占めるのは、現在の所米国のみである。 シェールガスの生産を可能にした技術: 水圧破砕と水平坑井(90年代半ばより世界中に浸透、在来型貯留層・石炭層・タイトガスサンド・シェールガスに適用)。例えば1999年Barnettシェールにおいて4坑の水平坑井は2004年末までに744坑に急増した(水平坑井の掘削仕上げコストは垂直井の2倍であったが、一坑あたりの生産量と可採埋蔵量は3倍と報告)。特に水平坑井の仕上げ技術(多段階フラクチャリング:Multistage Stimulation, 水平区間の部分仕上げ 図3)の進歩が大きい(シェールガス層の掘削はたやすいが経済的に生産させる坑井の仕上げが難しい)。具体例を次に列挙する。 ・ 水圧破砕においては8,000psiにもポンプ昇圧された高粘性流体で坑井内穿孔部から長さ3,000フィートものフラクチャーをシェール内に作れる。 ・ 深い高圧シェールには低粘性である水ベースの流体(slick-water: ポリマーを少量混ぜて坑井内の圧損を低減)をシェールの破砕に用いる(Barnettシェールでは1997年より適用。2005年頃よりFayettevilleや Marcellusシェールにも展開)。6~9段階ものフラクチャリングが可能で、使用プロパン5/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 gは少なく済む利点がある。 ・ 浅いところにある低圧のシェールについては地層にやさしい窒素の泡ベース流体を用いフラクチャーを作る(New Albany, Antrim, Ohioシェール)。 ・ Barnettシェールでは90%以上の生産井が水平坑井・マルチラテラル井である。 ・ シェールガスでは、水平坑井のケーシング仕上げに多段階フラクチャリングを施すのが一般的となっ水圧破砕の技: 水圧破砕で形成されたフラクチャーを半永久的に支持するため、プロパントと呼ばれる砂粒状の物質を徐々に高粘性のジェルに混ぜ圧入する。フラクチャー内に留まったプロパントがフラクチャーを支持し完全に閉じるのを防ぐ。フラクチャーの長さや幅をある程度維持し、ガスの流路を確保するには、プロパントの分布と圧入流体に工夫が必要。巨大なシェールガス層は10年以上生産しても貯留層圧力の落ちは小さいとされる。個々の坑井における圧力損失は貯留層圧力の低下よりもフラクチャーの閉塞による所が大きい。 ラクチャリング作業のモニタリング: ティルトメーターとマイクロ・サイスミックを使用。Barnettシ フェールではフラクチャーを下部Ellenburgerグループの水層に伸展させないためにも、出来たフラクチャーのモニタリングは大事である。シェールガス層におけるマイクロ・サイスミックの三次元イメージを(図3)に示す。マイクロ・サイスミックとは、GeophoneとSeismic Lineを使ってフラクチャーの場所・サイズ・形・方向を把握する技術。フラクチャーの伸展具合がモニタリングでき、貯留層の生産挙動評価に用いられる。水平坑井を横切るフラクチャーにより貯留層とのコンタクトを最大にするのがフラクチャリングの目的だが、マイクロ・サイスミック技術により、ほぼリアルタイムにステージ間のフラクチャーの導通を確認できるようになった。 た。 6/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 Using real-time microseismic monitoring and coalescence microseismic mapping, Chesapeake engineers observed what they believed to be cross communication between stages 1 and 2. During stage 2, engineers on location noted that bottomhole treating pressures matched those of stage 1, reinforcing their assessment. As a remedy, three proppant slugs were pumped at a reduced rate to divert away from the perforations that were taking most of the treatment. 図3 シェールガス層に掘られた水平坑井を横切る多段階のフラクチャー分布(マイクロ・サイスミックのイメージ) 出所: Schlumberger社資料より作成 7/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 Vェールガス生産の経済性(タイトガスサンド開発との違い): ・ ピーク期間の違い: タイトガスサンドは最初の数ヶ月で多量のガスを生産するため減退速度が速い。一方シェールガスは低浸透率のため高レートは確保できないが、フラクチャーの長さや幅をある程度維持し、ガスの流路を確保できれば、シェールは高範囲に賦存するため、長期間(30年)の安定生産が可能となる。 ・ シェールガスに掘られた水平坑井の生産レート1MMcfdと仮定。1平方マイルに水平坑井を10坑掘ると10MMcfd。そこに眠る可採埋蔵量を120Bcfとすると生産期間は30年以上と試算できる。それに技術進歩(水平掘削ツール、三次元震探イメージング、油層モデリング)を加味すると、シェールガス生・ 技術としてはフラクチャーの効率的な作り方が鍵。ほとんどの生産井は水平坑井であり、フラクチャリングにかかるコストは坑井の掘削仕上げコストのなんと25%にも達する。 ・ フラクチャリングは通常段階(ステージ)毎に穿孔と水圧破砕作業を繰り返すのが効果的とされる。1ステージの作業が終わるとサンドほかでプラグを打ち、次(より浅部)の仕上げ区間での作業に移る。通常500フィートの水平区間に2~4箇所の穿孔部を設ける。水平区間の全長が2,000フィートだとすると、計4ステージの作業が行われ貯留層から坑井内へのガスの流路は8~16箇所設けられる。穿孔部の大きさを考えると、水平区間長の90%はガスの坑井内への流路を持たないこととなる。シェールガス生産の技術開発では、フラクチャリングのステージ数を如何に安価に増やせるかが課題。理想的には、ステージ数を10倍増やした40ステージ程のミニ・フラクチャリングができるようになるのが理想である(現状では高すぎて実践的でないが)。 ・ Schlumberger社が検討しているのはフラクチャーの伸展方向(正しい角度で坑井軸から離れる方向に発達するのが良い、坑井軸方向に平行なフラクチャーの効果は?)についての評価。プロパントと圧入流体についての研究も大事。Barnettシェールの場合、砂と水を使用。水ベースの圧入流体(slick-water)を用いたフラクチャリングは、使用プロパント量が少ないせいか十分なフラクチャー幅を確保できない場合がある。その対策としてはプロパントが長時間フラクチャー内に留まることが大事である。そのためにプロパントと圧入流体について次の様な改良が行われている。 ・ ClearFRAC(圧入流体中に固形分を含まず、フラクチャー内へのプロパント/砂の運搬・保持性能が優れている -> フラクチャー長さ・幅の確保)。 ・ FiberFRAC(図4 フラクチャー内へのプロパント/砂の優れた運搬・保持性能、圧入流体中に含まれ8/33 産に関心を寄せる人が増えるのもうなずける。 術進歩がもたらす効果とトレンド: 技Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 ス固形物のネットワーク/Fiberが機械的にプロパントを閉じ込めながらフラクチャー内へ移動、Fiberは熱により分解され貯留層に浸み込む)。 図4 FiberFRACのイメージ 出所: Schlumberger社資料より作成 生産量と可採埋蔵量増に必要な技術サイクル: まず地化学検層データからシェールの鉱物組成(炭酸塩、黄鉄鉱/Pyrite、粘土、石英、Total Organic Carbon/TOC)を分析する。岩石中のTOCを知ることで、マトリクスの孔隙率と水飽和率が判り、シェールの浸透率とシェール中のガス量(孔隙内とシェールの有機物に吸着の2種類)の推定につながる。シェール中の有機物はガス源のみならずガスの吸収媒体であることに留意しなければならない。地化学検層データからは粘土分のタイプも判り、それが圧入流体の仕様を決めるのに役立つ。 次にElectrical ImagingとSonicデータからフラクチャーを貯留岩元来のものと掘削によるものに分類し、シェール中で最も浸透率の高い箇所を捜し当てる。そこに穿孔とフラクチャリングを施し高生産レートを目指す。地層圧力の計測も必要だ。水平掘りや傾斜掘り、MWD(Measurement While Drilling)、ガンマ線検層、Rotary Steerable System他の掘削・検層技術を適用し、貯留岩特性を把握し、貯留岩内の流体挙動シミュレーションを実施し、その結果を坑井刺激法に的確に反映させ、ガスの生産量及び可採埋蔵量増に結びつける。シェールガスを開発するオペレーターには、この技術サイクル(図5)の理解と適切な実践が求められる。 9/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 }5 シェールガス開発に適用される技術サイクル 出所: Schlumberger社資料より作成 2008年7月にChevronはナイジェリア沖合のアグバミ/Agbami油田(可採埋蔵量10億バレル)の生産を開始した。回収率向上のため最初から油層頂部にガス圧入を実施している。Chevronは、Halliburtonとともに、油田操業の半自動化を推進するデジタルオイルフィールド(Chevronはi-Fieldと呼ぶ)の概念をアグバミ油田開発に適用した。坑井内に流量計や圧力・温度センサーを装備し、生産挙動の遠隔操作を行うIntelligent Well Completion(IWC)を採用している。油層や操業の管理にITを全面的に採用し、各種計算ソフトやデータベースを生産現場と陸上の管理基地とで共有化し、施設の信頼性評価や次の作業の意思決定をタイムリーに行える(図6)。作業効率と回収率の向上を目指すもので、増進回収法とITを融合させたもの。デジタルオイルフィールドは遠隔地の油田管理ツールとして一つのトレンドとなりそうだ。ナイジェリアの国営石油会社NNPCも、この付加価値を付けた油田開発技術のナイジェリアへの移転に期待していると聞く。 (1) ナイジェリアのアグバミ油田 -2. 開発 310/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 cid:57) 開発概要: 胚胎面積700km2、層厚4~27m、原油の埋蔵量も40億バレルと豊富、1979年に発見。3構造(東部のガスTroll East、西部のガスTroll West Gas Province/TWGP、西部の原油Troll West Oil Province/TWOP)。 Troll Eastは1996年Troll-Aプラットフォーム(洋上のコンクリート式構造物を係留索で海底に固定)からガスを、Troll WestはプラットフォームTroll-BとTroll-Cから各々1995年、1999年から原油を中心に生産開始。中浸透率の砂岩(<10md, m-sand)と11/33 図6 ナイジェリア沖合アグバミ油田におけるデジタルオイルフィールド(PC画面より) 2) ノルウェーのトロール油ガス田 (cid:57) StatoilHydroがノルウェー第2の都市ベルゲンの北西沖合で手掛ける油ガス田開発プロジェクト。 (水深300m越え。 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 pZ透率の砂岩(1~30d, c-sand)の互層からなる貯留層。西部の原油は薄油層の油水界面の直上の掘られた裸坑仕上げの水平区間の長い水平坑井より生産(掘削・仕上げ技術の進歩に伴い原油生産が可能に)。裸坑仕上げの長さは開発当初は800m程度であったが、4,400mにまで延長可能となった。マルチラテラル井では裸坑仕上げのラテラルの長さは合計で14,200mまで可能となり、薄油層における排油体積を最大化することができた。東部と西部の間で貯留層圧力の導通が明らかとなっているため、薄油層からの原油生産は急ぐ必要があったのだ。また、構造間でのガスや水の動きが見られ、貯留層特性は複雑である。 (cid:57) Intelligent Well Completion(IWC)の適用: (図7) ① 坑井内へのガスリフトバルブの設置(1回の設置で済ます)。 ② マルチラテラル井からの生産をコントロールする(例えば、ガスや水の水平坑井部へのコーニングを和らげる)Inflow Control Valve/ICV。西部のガス構造では、通常の水平坑井では、すぐにガスコーニングを引き起こすと生産試験の結果から予測されたため、ICVを導入することで、水平坑井部への流体流入分布の均一化を図ることが出来た。 ③ の坑井内への流入を防ぐスクリーンパイプ(貯留層は海底面下1,240mと比較的浅部にあるが、スクリーンパイプは水平坑井のため掘削長6,500mまで下げねばならなかった。スクリーンパイプの軽量化や坑壁との摩擦軽減のため、2000年にはスクリーンパイプの設計変更を行い、2008年3月時点でスクリーンパイプの設置総延長は80kmに及ぶに至った。 図7 IWCの適用(左から ①ガスリフトバルブ、②ICV、③スクリーンパイプ) 出所: StatoilHydro社資料より作成 マルチラテラル井の仕上げでは、テクノロジーアドバンスメントマルチラテラル(TAML)のレベ ④12/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 ?5を達成した。TAMLコンソーシアムは、大手および有力独立系石油会社が開発を推進する水平坑井の技術水準(レベル1~6)を定義している。レベル5は特殊仕上げにより分岐部分の圧力遮断を確実にし、ICVのラテラル内設置により流量コントロールが可能となった水平坑井である。海底クリスマスツリーからの油圧ラインで複数のICVの開度調整が可能となった(図8)。 図8 マルチラテラル井の仕上げ(TAMLのレベル5) 出所: Halliburton社資料(SPE 103912)より作成 (cid:57) ①~④に亘るIWC技術を適用させることによって、各ラテラルからの流量を制御するマルチラテラル井を仕上げることができた。2007年9月時点の数字ではあるが、計250のラテラルを有する水平坑井150坑を掘削し仕上げた。生産量の更なる増加が期待されている(図9)。 図9 Troll油ガス田におけるマルチラテラル井の生産増への貢献 13/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 o所: StatoilHydro社資料より作成 StatoilHydro、パートナー(Petroro, ExxonMobil, Total, RWE, 出光)、海底分離及び水圧入システムは2007年稼動開始(Tordisサテライト自体は1994年に生産開始)、水深200m、ピーク生産7万バレル/日(1995年)、分離された産出油は10 km離れたホストのGullfaks Cプラットフォーム(コンクリート製重力式)へタイバックされたフローラインを通じて、移送。 3) ノルウェーのトルディス油田 (cid:57) 世界で最初のフルスケールの海底分離および水圧入システムSSBI(図10): オペレーター (図10 SSBI(Subsea Separation, Boosting and Injection system) 出所: StatoilHydro社資料より作成 (cid:57) 課題と計画: 大量の産出水(高いウォーターカット)により、2005年には生産量が1.2万バレル/日まで減退(その時点での残存確認可採埋蔵量35百万バレル)。この可採埋蔵量を地上に取り出すために、海底にて産出された水を分離し、水圧入井を通じて地層(帯水層)へ圧入し、分離された産出油は10km離れたホストのGullfaks Cプラットフォームへタイバックされたフローラインを通じて、移送することを計画。Gullfaks Cプラットフォームの設備は必要に応じてアップグレード(図11)。 14/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 図11 TordisサテライトのレイアウトとSSBIのシステムフロー 出所: StatoilHydro社資料 (cid:57) SSBI: 総重量1,300トン、100百万ドル、(点検・修理しやすいように)機器はモジュール化(図12)、セパレーター(ガスはサイクロンで、水は重力にて分離、産出砂も週2回分離)、海底昇圧ポンプにて分離された油とガスをGullfaks Cプラットフォームへ移送。分離された水(16,000 m3/15/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 冝jと砂(500kg/日)は水圧入井を通じて帯水層(海底面下800~1,000mのUtsira層)へ圧入。 図12 モジュール化されたSSBI 出所: StatoilHydro社、FMC社資料 (cid:57) 問題発生: 水圧入開始の6ヶ月後の2008年5月に海水面に油検知。海底面に陥没(幅40 m、深さ7 m)発生。陥没個所はもっと近いテンプレートからは60 m、水圧入井からは東に310 mと近かった。水圧入井の坑底にて、圧入特性と帯水層特性の不適合(地層の不十分な事前調査)から複数の大きな人工のフラクチャーを発生させる結果となり、帯水層が地下で崩壊し、水圧入井から310 m離れた場所で海底面が大きく陥没。産出水には100から500 ppmの油分を含み、それが陥没面から浸みだし、海面で検知された。50~150 m3の油流出と推定(図13)。 (cid:57) 対処: 陥没の原因としては、地層の不十分な事前調査のほかに、海底面の不安定性、水圧入井位置がSSBIからのジャンパーホースの長さに依存したことが挙げられたが、水圧入井の仕様をチェック・改善した後、産出水量(水圧入量)を抑えるべく幾つかの生産井からの産出流体量を制限し、生産継続。SSBIの導入によりTordisサテライトからの産出寿命は17年延び、19百万バレルもの採油増収量が期待されている。 16/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 図13 Tordisサテライトの平面図(水圧入井、SSBI、海底面の陥没) 出所: StatoilHydro社資料 エクアドル政府は2006 年5 月、2000 年にOccidental が政府の許可を得ずにEnCanaにブロック15 の権益の40%を譲渡したことから、Occidental とのBlock15 の契約を無効とし、ブロック15 を接収17/33 (1) エクアドルのブロック15油田 -3. 生産効率向上 3Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 オPetroecuador に操業を引き継がせた。2007 年12 月、Block15 の操業を行う国営石油会社Petroamazonasを設立。資本の80%をPetroecuador が、20%を同社子会社のPetroproduccion が保有。 Occidental社撤退後のブロック15油田(145坑井よりESP/電動サブマージブルポンプにて日量9.4万バレルの油と 43.1 万バレルの水を生産)に Weatherford 社の Digital Oilfield 技術を適用。Weatherford社エンジニアからPetroamazonasの人員へのトレーニングを通じて、人とワークフローと技術を融合させた。その結果、坑井トラブルの予知・減少、生産量の増加に繋がった。 2) ブルネイのチャンピオン・ウエスト油田 (cid:57) ブルネイ沖合の油層が分散したチャンピオン・ウエスト油田へ、2003年からの第2開発段階にお (いて、回収率の増大を狙い、センサーを多用し蛇や竜のように曲がりくねった水平坑井を適用。 (cid:57) 開発概要: ブルネイの沖合90km、南シナ海、水深40~50m、胚胎面積48km2、1975年に発見。 1994年からの第1開発段階においては、新掘井4坑と既存井から1坑サイドトラックされたが、コンパートメント化した1,000個以上の貯留層構造が開発対象となるため、仕上げが複雑かつ高価となり、本格開発に至らなかった。その後、貯留層構造内の流体分布や特性を詳しく調べ、フィールド全体の開発計画を見直した。 (cid:57) IWCの適用: 見直した計画として、2003年からの第2開発段階において、油井6坑、ガス井2坑が計画され、IWCの適用事例として、センサーを多用した蛇や竜のように曲がりくねった水平18/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 B井(スネークウェル)が掘削された。通常の水平坑井やマルチラテラル井では、コンパートメント化した多数の貯留層構造を貫くこと(坑跡の制御)は難しく、例え出来ても多数のラテラルが必要となり掘削コストが膨大になるため、分散する貯留層構造を蛇のように貫くスネークウェルの登場となった(図14)。 図14 分散する貯留層構造を蛇のように貫くスネークウェル 出所: Shell社資料 005年12月からスタートした第3開発段階においては、20坑からの生産が計画された。第29 2号井からの初期生産は予想よりも30%多い16,700バレル/日という高レートを記録した。2008年8月時点では、5坑が掘削・仕上げされ、約1年の掘削キャンペーン期間は50日ほど短縮できた。累計の掘削長は34kmにも及んだ。スネークウェルの水平掘削区間は800m程の4区間に分けられた。そのうち、第31号井は8,001mもの掘削長を持ち、7,334mという奥まった所にIWC用の機器がセットされている。 IWC用の機器としては、ICV、圧力ゲージ、DTS(Distributed Temperature Sensor)、および部分仕上げを可能とするパッカーが多用される。IWC用の機器は、スネーク状の坑井内に溜まった廃材をクリアにする役目もある(図15)。 図15 IWC用の機器と坑井内からクリアにされた廃材 19/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 o所: Shell社資料 CVによって蛇状の水平仕上げ区間への流体流入分布(ドローダウン)の均一化を図ることが出 I来、ガスや水の坑井へのコーニング現象も遅らせることができ、結果として、可採埋蔵量の増大につながる。 えば、第20号井では、水平区間の先端部(toe)、中間部、立ち上がり部(heel)におけるICVの 例開度を100%、70%、30%に調整することで、流体流入分布の均一化を図ることが出来た。水平区間の先端部(toe)から700mのライナーパイプを据え付け、先端部(toe)にICVを1個、立ち上がり部(heel)にICVを2個設置。ICVの開度を調整することで、水平区間全体からの生産に引き続き、先端部(toe)のみからの生産も可能となり、ライナーパイプだけだと取り残しになる100万バレルの原油が回収可能となり、本20号井からの生産量も25%アップを記録できた。 また、6,300mの掘削長を持つ第22号井では、セメンチングや穿孔作業時に、貯留層からのガスのキックに遭遇したが、IWC用の機器として、パッカーを追加設置しガスのキック区間260mを隔離して、ガスの坑井内へのコーニング現象を防ぐことができた。 が5kmを越えるマルチラテラル井。当然高生産レートが期待。ガスや水の坑井へのコーニング現象も遅らせられる。全体の坑井数を少なくでき、開発コストの低減につながる。IWCはMRC坑井実現のために必須の要素技術。サウジアラムコでは2007年にMRC坑井が99坑も掘削され3) サウジアラビアのハラド(Haradh)油田 (cid:57) Maximum Reservoir Contact (MRC) 坑井: 1坑あたり貯留層とのコンタクト(水平区間長の合計) (た。 (cid:57) 開発概要: Haradh油田構造は、ガワール(Ghawar)油田の南部に位置し、その範囲は東西20/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 6km・南北75kmに及ぶ。北から南にI~IIIのゾーンに分け開発。ゾーンIは垂直井で1996年生産開始。ゾーンIIは2003年より水平坑井にて生産が開始され、その後、MRC坑井の概念を検証する掘削仕上げおよび産出試験が行われた。ゾーンIIIは2006年2月よりMRC坑井を全面的に採用した生産が開始されている。 ゾーンIIIの開発にはMRC坑井、多相流量計、坑内モニタリングシステムを採用した最新の生産システムが採用されており、2007年3月には30万バレル/日の原油生産を記録した(図16)。 図16 ゾーンIIIに適用されたMRC坑井システム 出所: Saudi Aramco社資料 ーンIIIは高浸透率だが、フラクチャー網の発達した不均質の油層であり、回収率向上には水 ゾ圧入が適する。MRC坑井による開発方式を垂直井や水平坑井による方式と比べたところ、開発コストの大幅な低減が期待できる(水平坑井の約半分)。 21/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 cid:57) IWCの適用: 坑井の生産性維持、ラテラルからの生産量コントロール、水コーニング抑制ほかの見地からIWCの適用が検討され、100mdより小さい浸透率を持つ貯留層の場合にMRC坑井のラテラル長さは2.5~3km、1dより大きい貯留層にはラテラル長さは1~1.5kmとの推算結果が得初のMRC坑井となったA-12号井では、2004年4月に主坑とそこから分岐する3本の裸坑 最仕上げのラテラルが掘削された。生産指数(Productivity Index:PI)は350バレル/日/psiと垂直井や水平坑井のそれ(17バレル/日/psi、31バレル/日/psi)に比べ、飛躍的な向上を見たが、2ヶ月後には水の生産が始まり、油の生産レート8,000バレル/日では水分率(ウォーターカット)は23%にも達した。長さ13m程のIWC機器を設置すべく、2005年4月にはA-12号井は改修されることとなった。坑井寿命に応じ、油圧駆動のICVの開度は18段階に調節できる。坑内の常設モニタリングシステムはパッカー(QMP Packer)直上にセットされ、流量、坑内の密閉圧力、および温度が監視できるようになった(図17)。ICVの開度調整によって、ウォーターカットが0%で安定的に生産できるレートは6,000バレル/日であることが分かった(図18)。 られた。 図17 MRC坑井 A-12号井の仕上げ 図18 ICVの開度調整によるウォーターカット低減 出所: 共にSaudi Aramco社資料 22/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 ハとして、IWCを装備したMRC坑井のHaradh構造のゾーンIIIへの適用は、貯留層とのコン 結タクトを大きくすることがまさしく生産指数(Productivity Index:PI)の向上(図19)、生産量や可採埋蔵量の増大につながることが証明された。図19は、1坑当りの水平区間長が1kmから5 kmに延びるに伴い、PIが27バレル/日/psiから120バレル/日/psiへと飛躍的に向上したことを示している。 図19 MRC坑井によるHaradh構造の生産指数と水平区間長との関係 出所: SPE資料(SPE 105187)より作成 Caspian盆地50万km2の南部、カスピ海の北東に位置する陸上油田(図20)、プレソルトの炭酸塩岩、カザフスタン政府(カズムナイガス)とシェブロンの合弁会社Tengizchevroil(TCO)が油田開発のオペレーター。 4) ガザフスタンのテンギス油田の追加開発 (図20 Tengizフィールドの位置 出所: SPE資料(SPE 79850)より作成 23/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 羡w: 高圧でH2S含有のフラクチャー型で石炭紀の油層(大きく3枚の油層から成り、そのトップ深度はユニット1で3,850 m、ユニット3で5,429 m)なので、掘削時の坑井制御(ウェルコントロール)が難しいとされる。ウェルコントロールとは、掘進中に異常高圧層に遭遇し、掘削泥水柱の圧力(アニュラスの圧力)が地層圧力よりも小さくなり、ガスや油または地層水が坑井内に浸入してきた場合に安全に地上へ排出し、掘進を再開できるようにすること。 AMCDによるManaged Pressure Drilling(MPD)の動機: LLight Annular Mud Cap Drilling(LAMCD)が、MPDとして採用。採用理由は次の4点。 (cid:57) 掘削中に多くの逸水問題に遭遇(1993年以前に掘削した83坑の内38坑で遭遇)。0.3 ppg(0.035g/cm3)のオーバーバランス掘削で一時間当たり800バレルを超える掘削流体の地層への逸水を経験。 (cid:57) 地層を掘削中に、しばしばフラクチャーや空洞に遭遇。 (cid:57) 貯留層流体にH2Sを含む腐食環境なので、掘削中に地層流体の地表への流出は許されない。 (cid:57) TCOが油田開発オペレーターになる以前は、ユニット1油層で24件もの掘削失敗を経験。 24/33 キーとなる技術LAMCDとその経済的見返り: LAMCDはClosed Hole Circulation Drilling(CHCD)とも言われる。 常に地層圧力を上回るように、アニュラスの泥水柱圧を変化させながら、逸水のひどい所に対して、低比重の掘削流体が(地表に戻ることなしに)カッティングスと共に地層に入り込むことで(栓の働きをして)、逸水の程度を低減させる。地層圧力と比べ等価ベースで低比重の掘削流体を用い、地層にできるだけダメージを与えないのが、この掘削技術のミソ。掘削に際し、低比重の粘性掘削流体を定期的にアニュラスへ圧入しておく(図21)。坑井内に浸入するH2Sの量をドリラーが調整できる。 21 TengizフィールドにおけるLAMCD技術の適用 出所: SPE資料(SPE 79850)より作成 図 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 AMCD技術の適用はたやすくないが、掘削の失敗確率を飛躍的に低減できる(経済的な見返りが大きい)。通常のオーバーバランス掘削では、掘削深度4,572 mにおいて、そこから200 m掘進するのに6週間かかった。LAMCDを使うと、1,500 mを掘進するのに6日で済んだ。これをコストで比較すると適用が進んだLAMCDのコストは通常のオーバーバランス掘削コストの55%減となった(図22)。 図23 RCD 出所: Weatherford社資料より作成 25/33 図22 TengizフィールドにおけるLAMCD技術の経済的見返り 出所: SPE 79850資料より作成 オペレーション: 暴噴防止装置(BOP)の直上に図23に示すRotating Control Device(RCD)を設置し、アニュラスの圧力をきっちり制御し、チョークを通じて泥水を地表に戻すことが可能となった。それによって、掘削流体の圧入仕様(圧力、レート、量)を正確に推定できるようになった。Downhole Deployment Device(DDV)も使用した。 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 -7252号井での操業実績: 与えられた掘削泥水の循環システムの制約条件から、比重8.33 ppg(ポンド/ガロン)、レート350 gpm(ガロン/分)の掘削泥水の圧入圧力が計算される。逸水のひどい所へ栓をする目的で、掘屑(カッティングス)と共に地層に入り込む低比重の掘削流体を作製するのに必要な水を十分確保した。Tengiz油田の開発当初に使われたオイルベースの掘削泥水に、亜鉛酸化物3ポンド/バレル、石灰6ポンド/バレルを混ぜアニュラスへ圧入することで、坑井内におけるH2S腐食の発生を抑えた。4時間毎に高粘性のポリマーの固まりを20バレル、ポンプで掘管内へ圧入し、坑井内クリーニングの助けとした。LAMCDの計画に要した期間は80日。オペレーションの一助として、Sigma Engineering社が2日間のトレーニングコースを開催し、140名の掘削オペレーター(英語は喋れない)が受講した。オペレーションについては、HSEの一環でProcess Hazard Analysis(PHA)JODCO、旧石油公団TRC、および現地操業会社ZADCOの3者が、新システムの開発指針、デザインコンセプト、現場作業手順および緊急時対策を共同立案し、Sperry Sun Drilling Services社(Halliburton社の子会社)が必要な機器の開発設計を担当した。上記の4社に加えて油田の共同事業者であるADNOCと、掘削作業を請け負っている別の操業会社であるADMA-OPCOが本プロジェクトに参画した。本プロジェクトの達成には2002年より3年を要した。 技術水準: 本油田で実施されたMLTBSは既存坑井での事例としては世界初であり、テクノロジーアドバンスメントマルチラテラル(TAML)のレベル5を達成した。TAMLコンソーシアムは、大手および有力独立系石油会社が開発を推進する水平坑井の技術水準(レベル1~6)を定義している。レベル5は特殊仕上げにより分岐部分の圧力遮断を確実にした水平坑井である。 結果: 通常の既存坑井の水平化作業と比べ、穿孔作業および追加坑内機器などのために、US$2百万の追加投資が必要となったが、コイルドチュービングを水平坑井の坑底まで降下することが可能となり、効果的な酸処理が実施できた(図24左)。 酸処理後の生産量は酸処理前と比較して、タママI A層で5倍,タママII層で2倍に増加した。また、26/33 5) UAEの上部ザクム油田 (が実施された。 実施形態および期間: Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 カ産検層(PLT)による坑井内への流体流入分布情報の入手が可能となり、油層モデルや坑井内の流動モデルに反映された。 増産計画: (cid:57) 2 0 0 8年から2 0 1 2年の投資予定1 1 0億ドル(2 0 0 9年2 3億ドル)。 (cid:57) インフラ整備、1,2 0 0 油井掘削予定@2 0 0 9 年、パイプライン整備、窒素圧入計画。 (cid:57) 現状3万1,000バレル/日、7万2,000バレル/日@2010年目標、ピーク生産6 0 万バレル/日@ 2 0 2 0 年以降の目標。 図24 MLTBS 試行(左)とその後(右) その後の展開: タママI A層に続いて、II層に対するMLTBS化、および二次的なラテラルが掘削された(図24右)。この二次的なラテラルとは、MLTBSの水平坑から更に魚の骨状に掘削するラテラルを意味し、MLTBSと6) メキシコ陸上のチコンテペック盆地 (図25) (同じ技術水準レベル5を目指した。 図25 メキシコの主要堆積盆地と油田位置 27/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 cid:57) 掘削効率の向上: 掘削日数8 日/坑(Schlumberger)。2009年3月第3次掘削入札500坑を53億9,000万ドルでSchlumbergerが落札。先立つ第1次および第2次入札はWeatherford社が落札。Weatherford社は、イラク陸上での坑井改修作業も200坑以上の実績あり。 . 原油や天然ガスの生産コスト推定 4世界の石油開発にかかるライフサイクルの技術コスト分析レポート(Upstream costs and the price of oil:英コンサルタント会社CGES、2008年)をレビューした。 4-1. 生産コスト推定の難しさ (cid:122) (cid:122) (cid:122) 生産コストの内訳: 技術コスト(探鉱、開発、操業)、資金コスト(金利)、公租公課(租税、ロイヤルティ)、適正利潤(IRR年15%程度)。技術コストは、発見コスト(バレル当りの探鉱費と開発費の合計)、生産/リフティングコスト(バレル当りの操業費)という分け方もある。 探鉱費の大半は経費処理され、資産化されず。一方、開発費の大半は資産化され、生産開始後、減価償却されて費用計上。操業費は可変費用で毎期に経費処理。一般に初期の探鉱費支出と油田生産後期の操業費支出では、数十年のタイムラグがあることも普通で、インフラ等貨幣価値の調整をどうするかも問題。 将来の資源量アベイラビリティの推定を図26に示す。縦軸は総合生産コスト(技術コスト + 公租公課 + 適正利潤)。横軸は原油換算の日産量。 図26 将来の資源量アベイラビリティの推定 28/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 カ産コストは、定義上も計算上も複雑な問題があり、単純化、明晰化が困難。現時点で発表されている生産コストにかかるデータや数値は、イコールフィッティングが困難で大まかな印象で解釈する以外に、これらを有効に利用する方法はなく、数値に正確さを求めること(ピンポイントの指摘)は、「生産的」でない。 4-2. 開発・操業コストの推定 (cid:122) 「3. ケーススタディ」で言及した事例に対する、CGES社による開発・操業コストの推定を表2にまとめた。 表2 投資密度法による新規油田の開発・操業コストの推定(2008年ベース) 出所: 英コンサルタント会社CGESレポート「Upstream costs and the price of oil」他より推定 適用分野 油ガス田 開発コスト($/bbl)操業コスト($/bbl)合計($/bbl) 注 回収率向上 3-1. (1) 開発 3-2. (1) 開発 3-2. (2) 開発 3-2. (3) 生産効率向上 3-3. (1) 生産効率向上 3-3. (2) 生産効率向上 3-3. (3) 生産効率向上 3-3. (4) 生産効率向上 3-3. (5) 生産効率向上 3-3. (6) 米国陸上のシェールガス開発 ナイジェリアのアグバミ油田 ノルウェーのトロール油ガス田 ノルウェーのトルディス油田 エクアドルのブロック15油田 ブルネイのチャンピオン・ウエスト油田 サウジアラビアのハラド油田 ガザフスタンのテンギス油田の追加開発 UAEの上部ザクム油田 メキシコ陸上のチコンテペック盆地 2008年現在の技術コスト分析: 2$/MMBtu1~2$/MMBtu3~4$/MMBtu Chesapeake社 5.17.47.4N/AN/A1.014.49.618.01.52.12.1N/AN/A0.34.12.75.16.6 Shell社操業のボンガ油田データ流用 9.5 北海の典型データ流用 9.5 北海の典型データ流用 N/A N/A 1.3 18.5 12.3 23.1 (cid:57) 投資密度=特定油田開発の実投資額[開発費]/日産ピーク生産量、投資密度は大体30,000ドル・日/バレル未満。 (cid:57) MITのAdelman変換係数[62年~93年の個別油田コスト分析に基づく年間自然減退率5%・割引率10%・操業費は投資密度の5%]を使った発見コストと生産コストの計の推定は大体17ドル/バレル未満に収まる。 (cid:57) 公租公課を含まず。 (cid:57) 高コストは深海や超重質油(オイルサンド)など。 NOCやIOCが取り組む比較的難しいとされる開発案件についても、サービス会社は適正なコスト(20ドル/バレル未満)で掘削・開発・生産作業を提供していることが表2から読み取れる。 29/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 (cid:122) (cid:122) (cid:122) 在来型油田開発の技術コスト(探鉱、開発、操業にかかるコストの合計)は20ドル/バレル未満となり、深海や超重質油といった厳環境下での非在来型の油田開発でも技術コストが40ドル/バレルを越えることは少ない。技術コストは技術開発や既存油田への技術適用が進むに伴い、ここ数十年減少傾向にある。IOCは油田資産の国有化に伴い、産油国の低コスト油田(イージーオイル)へのアクセスが制限される傾向にあるが、適正な技術コストをテコに、厳環境下での油田開発に一定の成果を収めてきた。しかし、近年の新興国(インド、中国ほか)の需要増を背景に石油価格高騰もあいまって、難しい油田開発に向かうに従い、技術コストが上昇したのも事実だ。団塊世代の引退に伴う熟練技術者の不足もコスト上昇をアシストした。 2008年ベースで世界の原油供給量の40%の技術コストは10ドル/バレル未満、70%のそれは20ドル/バレル未満となった。技術コストが30~40ドル/バレルの範囲にある供給量は日量数百万バレル程度しかない。技術コストが40ドル/バレルを超す例外としては、開発の遅れや開発費の高騰がみられるカザフスタンのカシャガン油田や新規のオイルサンド開発が挙げられる。ブラジル深海の大規模発見で注目される「プレソルト」構造の技術コストも30~40ドル/バレルの範囲に収まると推定している。資機材や油田開発サービスコストのインフレも2009年に入ってからは落ち着きを取り戻している。 2004年から4年間以上にわたる石油価格の高騰の原因と米国の投資銀行などが解説した「新規油田の開発・操業コスト上昇」に根拠はあるか? これに対しては、国際原油市場を動かす3つの要因(需給ファンダメンタルズ、地政学的リスク、マネー)に注目するのが一般的となりつつある。2000年代半ばに入り、需給ファンダメンタルズや地政学的リスクという古典的な2つの要因に加えて金融市場の要因が登場した。原油の先物市場の規模は、2007年ベースで14兆円と世界の株式市場(7200兆円)や債券市場(5500兆円)と桁違いに小さく、株安・ドル安・インフレ懸念・不動産安で、投資対象としての原油市場の相対的な魅力が増大し、年金ファンドなどの投資家が異なる商品市場を組み合わせたインデックス商品を介して、原油市場へ間接的に発生した資金の流入がマネー要因といわれる。金融資産の一種となった原油は、今後も金融市場の論理で市況が左右される場合が見られる可能性がある。確かに技術コストの上昇は大手コンサルタント会社CERAの開発・操業コストインデックス(2000年100、2003年初 105、2005年3Q 110、2008年5月 167)からも読み取れるが、それが石油価格の高騰(ブレント原油2003年初 30ドル/バ30/33 らに、コストの分析から得られた知見を、以下に列記する。 さGlobal Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 激求A2005年3Q 65ドル/バレル、2008年5月 120ドル/バレル)の主因とは、数字の上からも参考>他の情報ソース: 3件 <読み取りにくい。 (cid:57) 英Wood Mackenzie: 1980~2005年、地域別の開発費と操業費の平均値と最大値、2005年価値に金利調整済み、探鉱費と公租公課を含まず。 (cid:57) 米DOE/EIA: 2007年の発見コストと生産コスト、米国営業25社、一部公租公課を含む、FRSレポート。 (cid:57) IEA: 世界全体の生産コスト分析、計算根拠や定義が必ずしも明確でない二次情報的なもの。 5. 長期戦略の具体策 低炭素化社会への移行やNOC中心の埋蔵量支配がもたらす石油開発業界の環境変化は、サービス会社に長期戦略見直しや新規事業開発を迫っている。具体的には、次の4点の提供となろう。 (cid:122) (cid:122) (cid:122) 新しいサービス契約モデル: 統合型プロジェクトマネージメント向けの業務として、幾つかのサービス会社は、IOCやNOCから既存あるいは成熟油ガス田の操業業務を請け負っている。その請負によりIOCやNOCはその経営資源を重点プロジェクトに集中させることができる。一方、サービス会社にとっても回収率や効率を高めるべく自分たちのサービスや管理能力を適用できるというモチベーションが与えられる。他方、現地にて、技術資源のテコ入れを行う技術・操業センターを設立するのも、新しいサービス契約モデルの一例と言えよう。このようなセンターは操業への指令を行うハブとしても機能する。 製品と技術の革新: 地下資源の掘削コストや回収コストの上昇に触発されて、サービス会社はその信頼性や効率、さらには回収率を最大化すべく研究開発投資を行っている。信頼性や効率向上の追求は、機器やツールの自動化や知能化、あるいは現場におけるIT(情報技術)の活用に結びついている。大手サービス会社は、機器の改良や操作手順の改善も行っている。またトラブルへの対処も、コスト低下を念頭に、定期的なメンテナンスからトラブルを予知する技術へと、移ってきている。人員や機器の編成・スケジューリングも過去のオペレーションに照らし合わせて、適正化が図られつつある。 ノレッジ・マネージメント: サービス会社にとって大事な戦略の一つに、組織単位での知見や知識の管理・共有化が挙げられる。大手サービス会社は、この「ノレッジ・マネージメント」を組織の知見と専門性の向上に役立てている。石油開発業界は既に、他業界と同じく、団塊世代の大量31/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 阡N退職に伴う人材入れ替え「Big Crew Change」に直面しており、熟練者不足から活動レベルの低下は懸案事項である。 (cid:122) 人材の確保と研修: サービス会社は、創造的な人材リクルートや研修計画に取り組んでいる。アジアや東欧における技術や経済の進展を背景に、その地に大きく新しい人材プールを見出そうとしている。石油開発業界に携わる人種が多様になるなかで、操業現場となる地元での人材の確保と研修は、人材のギャップというリスクを回避する意味でも重要となる。大手サービス会社は人材も豊富なのでローテーションにより適材適所の人員配置が可能となる。現在のサービス会社は、ダイナミックに成長する市場を相手にしているため、長期にコミットでき、かつ、洗練されビジネス戦略が必要となるのだ。例えば、遠隔地からある程度、油ガス田の操業を可能とする高度な技術やチーム組成の提案を、NOCやIOCから要求される。 6. 掘削・開発・生産技術の今後 (cid:122) (cid:122) 筆者は、米国コロラド州デンバーのコロラド・コンベンションセンターで2008年9月21日から24日にかけて開催された2008年SPE(Society of Petroleum Engineers:世界石油工学者協会、117カ国の会員数約8万8,000人)のATCE(Annual Technical Conference and Exhibition:年次総会)に参加し、最新の石油工学に係る情報を収集した。ここで、石油工学とは、石油・天然ガスの掘削、油層管理、生産に関する技術の総称を指し、これをなくして、地下の石油・天然ガス資源を地上に出すことはできないといっても過言ではない。SPEはその技術者集団である。 そのSPE-ATCEの展示場では、例年通りSchlumberger, Halliburton, BJ Services, Baker Hughes, Weatherfordといったソフト・ハードをコンサルティング(専門アドバイス)とともにオペレーターに提供できる大手サービス会社がスペースも多くとり、景品や飲み物を取り揃え、観衆を集めていた。ここ数年の傾向かもしれないが、製品のカタログを渡すというよりも、大型スクリーンでのPC画面やDVDの上映が目に付く。油層シミュレーションモデルの紹介では、油層全体が3次元にまた時間経過と共に、油層飽和率の変化が視覚的に適切に捉えられるインターフェイスがパソコン画面上で実現できるのは、4年程前から一般的な技術になっているようだ。2004年来、高い油価が継続し、油田操業により多くのお金が掛けられ、リモートモニタリング技術や動く3次元油層モデルを使って、生産量増加のために、坑井の追掘や改修といった油層管理の意思決定時間の短縮が図られている。もちろん、油田の現場を良く知り、データをよく見極める目を持った専門家の存在が、その前提としてあるが、大手サービス会社の油田操業現場への技術提供がかなり細部にまで進んでいる。極論すれば、油田操業会社の技術者はサービス会社の提供する技32/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 pの良し悪しを判断・管理する役目になっている様に感じられた(詳しい技術の中身の理解はあまり要求されない)。 (cid:122) (cid:122) (cid:122) 現在埋蔵量の80%弱が産油国のNOCに握られている状況下では、IOCやインディペンデント(Independent:独立系石油会社)は、新規油田開発よりも既発見油田からの生産促進に軸足を置かざるを得ず、投資機会は縮小していると考える。このように縮小する投資機会に対応して開発技術のトレンドを整理するには、石油価格変動下における石油開発技術の適用とそれを担う人材確保の行方という観点から物事を考えることが大事だと思う。 IOCやインディペンデントは、新規油田開発よりも既発見油田からの回収率向上や生産効率向上を目指した技術(水平坑井、坑井刺激、EOR/IOR、インテリジェント坑井)の適用や非在来型資源(タイトガス、オイルサンドなど)の開発に軸足を移している。 一般に油価の高い状況下では、技術改良・技術開発が進む。油価の長期的な動きを十分意識しつつ、開発資材コスト変動と改良・開発された技術適用のタイミングが、当面の可採埋蔵量の積み増しをコントロールすることになりそうだ。 <参考資料> 以上 ・ 英コンサルタント会社The Center for Global Energy Studies: 「Upstream costs and the price of oil」、2008年 ・ 伊原賢: 「縮小する投資機会に対応した技術トレンドを読む」、石油・天然ガスレビュー2009年1月 Vol.43 No.1 pp.77 ・ 伊原賢: 「水平坑井: うまく使えば、回収率向上の万能薬」、JOGMECホームページ 石油・天然ガス資源情報、2009年2月13日 ・ 伊原賢: 「掘削技術の進歩:Managed Pressure Drilling (MPD)」、JOGMECホームページ 石油・天然ガス資源情報、2009年3月16日 ・ 伊原賢: 「非在来型天然ガス(タイトガスサンド、コールベッドメタン、シェールガス)開発技術の現状 -Quiet Revolution: 技術の進歩は、天然ガスの可採埋蔵量を確実に増やす-」、JOGMECホームページ 石油・天然ガス資源情報、2009年4月15日 ・ 伊原賢: 「海底生産システムの現状: Subsea Production System (SPS) -どこまで信頼性を保ち、機器を海底に設置できるか-」、JOGMECホームページ 石油・天然ガス資源情報、2009年5月18日 ・ JOGMEC技術調査部 / OTM Consulting: 「インテリジェント坑井仕上げの最新動向調査」、2009年5月 ・ 伊原賢: 「石油大国メキシコのジレンマ -カルデロン政権の石油政策改革の第一歩-」、石油・天然ガスレビュー2009年5月 Vol.43 No.3 pp.1 33/33 Global Disclaimer(免責事項) 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下「機構」)調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。
地域1 北米
国1 米国
地域2 旧ソ連
国2 カザフスタン
地域3 中東
国3 アラブ首長国連邦
地域4
国4
地域5
国5
地域6
国6
地域7
国7
地域8
国8
地域9
国9
地域10
国10
国・地域 北米,米国旧ソ連,カザフスタン中東,アラブ首長国連邦
2009/07/16 伊原 賢
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