ページ番号1006959 更新日 平成30年2月16日

非在来型天然ガス (タイトガスサンド、CBM、シェールガス) 開発技術の現状 -Quiet Revolution-

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レポートID 1006959
作成日 2009-04-17 01:00:00 +0900
更新日 2018-02-16 10:50:18 +0900
公開フラグ 1
媒体 セミナー・報告会資料
分野 技術非在来型
著者 伊原 賢
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年度 2009
Vol 0
No 0
ページ数
抽出データ 非在来型天然ガス(タイトガスサンドCBM シェールガス)(タイトガスサンド、CBM、シェ 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-2009年4月16日調査部伊原 賢伊原 賢話のポイント将来的なエネルギー需給の逼迫懸念、開発技術の進歩に伴い、回収が難しいと考えられていた「非在来型」の天然ガス資源に対して 北米を中心に大きな注目して、北米を中心に大きな注目環境意識の高まりや環境規制の影響もあり 環境負荷の低いエ環境意識の高まりや環境規制の影響もあり、環境負荷の低いエネルギーが世界的に求められる中、天然ガス資源の需要や開発への期待感の高まり(cid:132)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/CBM、ルガス)の定義と資源量シェールガス)の定義と資源量シ(cid:132)開発技術の現状を水平掘りや水圧破砕を軸に、貯留岩特性、坑井の掘削・仕上げ・刺激法 産出挙動評価に注目して整理坑井の掘削仕上げ刺激法、産出挙動評価に注目して整理(cid:132)実フィールドにおけるケーススタディ(日本、北米)を紹介(cid:132)今後の技術進歩への期待も込めて、開発技術の位置付けをまとめたい12ン来型天然ガス(SPE 103356)21世紀米国での天然ガス需要の21世紀米国での天然ガス需要の補完と天然ガス価上昇に支えられ、かつ、坑井刺激技術の進展に伴い、2007年には米国の天然ガス日い、2007年には米国の天然ガス日産量52.8Bcf/dの44%も非在来型天然ガスから供給(タイトガスサンド30%、CBM 9%、シェールガス5ド%)。北米を中心に天然ガスの新たな供給源として注目。ルガ、、シ天然ガスの資源量トライアングルMasters(1979)が提唱 賦存環境Masters(1979)が提唱。賦存環境が在来型天然ガス資源よりも劣るタイトガスサンド、CBM、シュールガスの開発には 技術の進歩と一ガスの開発には、技術の進歩と定水準以上のガス価が必要。但し、非在来型は在来型よりも資源量が豊富。豊富。非在来型天然ガスの資源量北米を中心に多くの資源量が期待。が期待。北米を中心に開発が展開。(SPE 103356)34?ウ破砕/フラクチャリング(石油技術協会資料)貯留層内に人工的にフラクチャーを形成・伸展させ、流体の流路を確保ジェルプロパントフラクチャーの伸展1)高粘性流体であるジェルを穿孔部から圧入して、貯留層である岩石を破砕しフラクチャーを形成する。2)ジェルの圧入を続け、フラクチャーの長さや幅を大きくする。3)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ジェルに混ぜ圧入する。4)プロパントの濃度を徐々に上げる。5)規定量のプロパントを送り終わったら、圧入ポンプを停止する。6)圧入されたジェルは熱により分解され貯留層に浸み込むため、形成されたフラクチャーは徐々に閉じようとする。7)しかしながら、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ので、ガスの流路は確保される。貯留層の小さな隙間に溜まっているガスは、フラクチャーを介して坑井内に流れ込み、経済的な生産性を確保することができる。開発技術の現状 タイトガスサンド(SPE 103356)米国のタイトガスサンドの資源量トライアングル(2000年末)タイトガスサンドにおけるフラクチャー長さの決め方米国において40年もの生産実績 在米国において40年もの生産実績。在来型ガス生産実績のある堆積盆地は非在来型のガスを含む可能性。検討・貯留層特性の検討・坑井の仕上げと刺激・フラクチャリング後の貯留層評価・可採埋蔵量の推定貯留層特性2度のフラクチャリングを実施したタイトガスサンド井の生産量減退カーブ例56J発技術の現状CBM (石油・天然ガスレビュー 2008年11月)ウェットタイプCBMの生産プロファイル副炭理(buttcleat)主炭理(facecleat)石炭の割れ目(クリート/cleat:炭理)CBMのガス量は層厚とガス組成によって決定(石炭層中のガス密度は1CBMのガス量は層厚とガス組成によって決定(石炭層中のガス密度は1~25m3/ton)。成分組成は90%以上メタン。ガスの生産性は浸透率(数~数十md)とガス飽和率が決定。ガスは石炭層から脱着。ガスは貯留層圧がガスの飽和圧力を下回らない限り生産されない(即ち 貯留層圧をさ圧がガスの飽和圧力を下回らない限り生産されない(即ち、貯留層圧をさげるために水抜きが必要)。生産を続けると貯留層圧力は減退し、石炭の割れ目の開度も狭くなる。・産出水の処理産出水の処理・フラクチャリング7開発技術の現状 シェールガス (Schlumberger社資料)圧入流体中に含まれた固形物のネットワーク米国のタイトガスサンドの資源量トライアングル(2000年末)/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ラクチャ 内へ移動、Fiberは熱により分解され貯留層に浸み込む米国においてガス生産量と可採埋蔵量の激増(シェールガス革命 500~780Tcfの原始埋蔵量が期待)。・貯留層特性:長い間、根源岩や貯留層なされ きた構造のシールと見なされてきた構造・水平坑井と多段階フラクチャリング・フラクチャリング後の貯留層評価生産量と可採埋蔵量増に必要な技術サ・生産量と可採埋蔵量増に必要な技術サイクルシェールガス層に掘られた水平坑井を横切るフラクチャー分布(マイクロ・サイスミック)8Pーススタディ タイトガス(南長岡)ケ(南長岡)タディ タイ(石油技術協会資料)理論と矛盾する事実新規理論多段階フラクチャリング坑井能力の評価: 多段階フラクチャリングの成功9ケーススタディケススタディCBM(Fruitland)CBM(Fruitland)米国生産(cid:132)米国San Juan盆地(ニューメキシコ州北西、コロラド州南東)、Cretaceous Fruitland炭層(cid:132)2.5Bcfd、米国CBM生産の60%(cid:132)生産性の良い15%の面積から全体の75%を生産(100フィート以上の層厚 20~100mdィト以上の層厚、20~100md、90%の坑井において裸坑90%の坑井において裸坑仕上げ部の圧力を上下させ坑井周りの浸透率を高める/cavitation技術、1坑当り6-25MMcfd)(cid:132)生産性の悪い85%のエリアについてはフラクチャリングを実施(1坑当り0.1-0.4MMcfd)(cid:132)2006年には700坑掘削、坑井間隔も160エーカーから80カ から80エーカーに狭める2006年には700坑掘削 坑井間隔も16010ーCBM(FortUnion)CBM(Fort Union)ケーススタディケススタディ(cid:132)米国Powder River盆地(ワイオミング州北東、モンタナ州南東)、PaleoceneFortUnion炭層、炭層中のガスナ州南東)、Paleocene Fort Union炭層、炭層中のガス吸着量少(100cf/トン)(cid:132)掘削深度250~1500フィート、層厚300フィート、100md~2d、裸坑仕上げ、坑井の掘削仕上げは1週間程度、掘削仕上げコスト低い(10万ドル/坑)、2006年には3000坑掘削は3,000坑掘削(cid:132)2005年末に16,000坑から900MMcfd生産、ガスの生産レート1坑当り0.03~1MMcfd、初期の水生産レート産レトは1,000バレル/日と高いが地表で処分可能なので操業費は$0.30/Mcfと高くない、ガスのピーク生産は9~12ヶ月ほど続きその後年20%減退、1坑当りの埋蔵量埋蔵量100~500MMcf(坑井間隔40~80エーカーで5~8年生産)産)(cid:132)現在累計で2Tcf生産(可採埋蔵量20~40Tcf)、初期の水生産レト 坑当りど続き後年げ減坑ケーススタディ シェールガス(Barnett)ケススタディ シェ ルガス(Barnett)tlik(ジェルではない低粘性である水ベ(cid:132)米国FortWorth盆地(テキサス州)、Mississippian(cid:132)米国Fort Worth盆地(テキサス州)、Mississippian Barnettシェール、シェールの深度6,500~8,500フィート(cid:132)229社により西に開発が進み、可採埋蔵量30Tcf、ガスは熱起源でシェールの孔隙内で飽和、生産挙動は減退傾向、従ってほぼ全坑井にフラクチャリングを実ス施、slick-water(ジェルではない低粘性である水ベース施の流体)によりシェールを水圧破砕(cid:132)垂直井コスト70万~150万ドル/坑、水平坑井の水平150万ドル/坑、水平坑井の水平長さ500~3,500フィート(掘削コストは垂直井の2倍だが、生産量は2~4倍)、水平坑井1坑当りの生産レート1~3MMcfd(生産期間30年で回収量1.5~3Bcfd/坑)(cid:132)生産井10,539坑、3.7Bcfd生産、水平坑井は全体の50%(新掘の90%以上)50%(新掘の90%以上)垂直井コスト70万1112314ケーススタディ シェールガス(Antrim)(cid:132)米国Michigan盆地、Devonian Antrimシェール、掘削深度400~2,000フィーLachine(80~120フィト)とNorwood(10~30フィト)という2つのシェ当初は裸坑仕上げだ たが その後はケ(cid:132)Lachine(80~120フィート)とNorwood(10~30フィート)という2つのシェールから生産、吸着ガスがメイン(50~100cf/トン)、水飽和なので貯留層圧を下げてまず水を産出させ次にガスを脱着させる(CBMと同じ)(cid:132)当初は裸坑仕上げだったが、その後はケーシング仕上げとなり、窒素のシング仕上げとなり 窒素の泡ベースの圧入流体を用いてフラクチャリングが施された。1坑井の掘削仕上げコストは25万ドル以下、水平坑井の適用計画あり、生産された水は地下に戻す必要があるため操業費は高くつく。(cid:132)非在来型天然ガス資源として開発に係る税控除の恩恵を受け、90年から92年に生産活発となり1998年に200Bcf生産、2005年には8,300坑より150Bcfのガスと7500万バレルの水を生産(一坑当り50Mcfd, 水25バレル/日)、生産レートは一坑当り5~500Mcfdと幅あり、CO2 10~20%(cid:132)最初6~12ヶ月の水500バレル/日の生産ののち125~200Mcfdのガス生(cid:132)最初6200Mcfdのガス生産、2年間のピーク生産のあと年8%の減退が20年続く(一坑当りの累計生産は400~800MMcf)、坑井間隔は30~160エーカー(ガス埋蔵量5~35 Bcf/平方マイル)Bcf/平方マイル)(cid:132)2007年400坑掘削、現在累計で2Tcf生産(可採埋蔵量5~10Tcf)12ヶ月の水500バレル/日の生産ののち125産、ト(cid:132)産,坑(非在来型天然ガス開発技術の位置付けと米国外への展開)まとめ(cid:132)タイトガスサンドは、米国において40年もの生産実績あり。在来型ガス生産実績のある堆積盆地は非在来型のガスを含む可能性がある。(cid:132)CBM・シェ ルガスは在来型ガスと比べ貯留層は不均質でガスの包蔵メカニズ(cid:132)CBM・シェールガスは在来型ガスと比べ貯留層は不均質でガスの包蔵メカニズムが複数ある。過去20年のこの複雑な貯留層特性への理解は掘削・仕上げ・生産技術の進歩により深まったといえる。具体的には水平掘りや水圧破砕といった要素技術の進歩が重要だ 結果として 最初の水生産やガス生産レートの効率要素技術の進歩が重要だ。結果として、最初の水生産やガス生産レトの効率化、埋蔵量推定精度と経済性の向上につながった。それが、米国外でのCBM開発促進へと展開し、米国ではシェールガス開発に投資が集まるようになった。この技術進展と一定のガス価が維持されれば、CBM・シェールガスの開発は世界の技術進展と定のガス価が維持されれば、CBM シェ ルガスの開発は世界中に進展をみせることとなろう。-> 経済性を兼ね備えた開発技術に進歩> 経済性を兼ね備えた開発技術に進歩イ清聴いただきありがとうございましたご清聴いただきありがとうございましたより詳細は、JOGMECホームページ「石油 天然ガス資源情報」にアクセ「石油・天然ガス資源情報」にアクセスいただければ幸いですhttp://oilgas-info.jogmec.go.jp/15
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2009/04/17 伊原 賢
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