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ねんたろうにばし
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1 JOGMEC ジャカルタ事務所長正田伸次特集 : 深海へ向かう世界の石油天然ガス開発事業動き出したインドネシアマレーシアの大水深石油ガス開発 1. はじめににおける探鉱開発と EOR(Enhanced Oil Recovery: 増進採油法 ) による生産量維持という2つの局面で活動機会が活発化しつつあると認識されているそこで本稿では油ガス田の老朽化が激しく生産量が急激に低下しつつあるインドネシアと浅海域からの生産量が頭打ちになる一方今後大きな需要の伸びが予期されているマレーシアの両国について現在実施されつつある大水深海域での探鉱開発の現況や探鉱開発ポテンシャルそして今後の展望等について紹介する 2. 大水深海域探鉱開発プレーヤー JOGMECホームページ掲載の石油天然ガス資源情報アジア : 大水深海域での探鉱開発の現況と方向性 (2006/6/21) 石油天然ガス産業 : 深海探鉱開発活発化の背景現状と今後の展望 (2006/5/14) 等で既報のとおり現在アジアでは大水深海域 (1) インドネシアインドネシアでの大水深海域探鉱開発はカリマンタン ( ボルネオ ) 東方沖が中心であるがこれまで東南アジア地域 ( 特に海域 ) をビジネスコア地域としていたユノカルを吸収合併したシェブロンがメインプレーヤーである ( 表 1) 同社はインドネシア最大の原油生産事業者 (56 万バレル / 日シェア 53%) であるが今後マカッサル (Makassar) 鉱区ゲヘム (Gehem) 等での開発生産活動拡大に注力するため現在所有する複数の権益を整理中であるその他プレーヤーとしてはアナダルコトタールエニ等が挙げられるアナダルコはシェブロンからマカッサルの探鉱鉱区をスワップ入手しており同社は今が東南アジア大水深海域での探鉱開発を進める時機と判断したまたトタールやエニもシェブロンが今後ファームアウトするとみられる旧ユノカル権益を手中にしたいと考えている模様であるまたエクソンモービルは今のところマレー半島東方沖浅海域での探鉱開発とアチェでの開発に注力しようとしているが将来的にはメキシコ湾やアンゴラ沖で蓄積した大水深開発技術をもってカリマンタン東方沖での探鉱開発を必ず活発化させてくるであろう (2) マレーシアインドネシアと比べてマレーシアはプレーヤーが比較的少ない具体的には大水深海域で探鉱開発を行っているのはマーフィーシェルニューフィールドヘス ( 以上オペレーター ) コノコトタールの外国企業 6 社とペトロナス ( オペレーター ) である ( 表 2) 現時点ではマーフィーがキケー (Kikeh) 開発で先行しているがシェルとペトロナスもそれぞれグムスット ( G u m u s u t ) やクババンガン (Kebabangan) での探鉱開発を着実に進めておりこの3 社がメインプレーヤーといってよい 21 石油天然ガスレビュー

2 表 1 インドネシアカリマンタン東方沖鉱区別オペレーター / シェアホルダー Block (Operator) Water Depth (m) Key Indonesian East Kalimantan Offshore Blocks Area (sq. km) Operator Share (%) Ambalat (Eni) <200 NA 55 Chevron (33.75%)* Other Holders Bukat (Eni) <200 6, Chevron (33.75%)* Aster Bulungan (Eni) <200 NA 100 NA Donggala (Santos) 1,800-2,400 3, Chevron (19.55%), Pertamina (15%) Hui Aman E. Ambalat (Chevron) <200 NA Discoveries (year) East Kalimantan (Chevron) <200 6, Inpex (7.5%) Merah Besar (1997) Ganal (Chevron) 250-2,000 5, Eni (20%) Gehem (2003) Gula (2001) Gendalo/Gandang (2001) Makassar Strait (Chevron) 250-1,000+ 5, Exxon (50%) West Seno (1998) Mahakam (Total) <200 16, Inpex (50%) Sebuku (Pearl) <200 8, Fuel-X (50%) Muara Bakau (Eni) 75-1,365 NA 50 Chevron (50%)* Pasangkayu (Marathon) 100-2,000 4, Talisman (30%) Papalang (Zudavi) 1,650-2,450 4, Chevron (24%)*, Eni (25%), Santos (20%) Popodi (Zodan) 1,650-2,450 5, Chevron (24%)*, Eni (25%), Santos (20%) Rapak (Chevron) 250-2,000 2, Eni (20%) Ranggas (2001) Sadewa (Chevron) <200 Saliki (Total) < Inpex (50%) Sunumana (Exxon) <200 5,340 West Pasir (Chevron) < Inpex (50%) Source: Company and government reports; Energy Intelligence Research estimates. Producing field(s) in bold. * Chevron's interests are pending being swapped with Anadarko for its shallow-water Northwest Madura Block off Java. 出所 :Energy Intelligent Research( 以下 E.I.R.) 表 2 マレーシア大水深海域鉱区 Block (Operator) North Sabah Water Depth (m) Area (sq. km) Key Malaysian Deepwater Blocks Operator Share (%) Petronas Share (%) Other Shares Discoveries PSC Signed (month/year) Block K (Murphy)* 900-2,800 4, Kikeh, Kakap Jan-06 Block G (Shell) 700-1,800 5,300** Conoco (35%) Pisandan-1, Nov-00 Ubah-2, Malikai-1 Block J (Shell) 200-1,000 3,500** Conoco (40%) Gumusut Nov-00 Block J (Petronas) 200-1,000 3,500** 60 Conoco (40%) Kebabangan Block H (Murphy) 200-1,000+ 8, Mar-01 Block P (Murphy) 900-2,800 4, Jan-06 Disputed w/ Brunei Block L (Murphy) 800-2,600 6, Jan-03 Block M (Murphy) 800-2,600 6, Jan-03 Sarawak Block E (Shell) 200-1,000+ 4,500** Block 2C (Newfield) 200-2,000 4, May-04 Block F (Hess) 200-1,200 9, Total (42.5%) Jul-00 E. & SE. Sabah Block SB305 (Petronas) Block ND6 (Shell) 200-4,000 8, Feb-05 Block ND7 (Shell) 200-4,000 17, Feb-05 * Extension of Block K seven-year lease with Block P added. ** Estimated Vol.40 No.5 22

3 特集 : 深海へ向かう世界の石油天然ガス開発事業動き出したインドネシアマレーシアの大水深石油ガス開発 3. 探鉱開発ポテンシャル (1) インドネシアインドネシアの原油生産量は 2006 年 7 月時点で103 万バレル / 日 ( 石油ガス上流監督機関 BPミガス公表値 ) であるがこのほとんどは陸上と浅海域からの生産であるしかしインドネシアには確認済みたいせきの約 60の堆積盆地のうち3 分の1 以上が未探鉱であると言われており未確認埋蔵量についても多大なポテンシャルが残されているとみられる ( 図 1) 2000 年に実施された米国地質調査所 (U.S.G.S.) の評価によるとインドネシアの未発見埋蔵量のうち原油に関しては70%(72 億バレル ) が海洋部にありまたそのうちの60%(46 億バレル ) がカリマンタン東方沖大水深海域のタービダイト鉱床に集積しているとみられている ( 表 3) またガスに関しては未発見埋蔵量の60%(63 兆立方フィート ) が海洋にありまたそのうちの40%(26 兆立方フィート ) がカリマンタン東方沖大水深海域のタービダイト鉱床に集積しているとみられている ( 表 4) インドネシアにおける大水深海域で現在生産中のものは唯一ウェストセノ (West Seno: 生産レート4 万 5,000 バレル / 日 2006 年推定 ) であるが既発見未開発フィールドとしては北スマトラのジャンブアイェウタラ (Jambu Aye Utara: ガス ) 東カリマンタンのランガス (Ranggas) シシ (Sisi) ヌビ (Nubi) パリ (Pari) バンカ (Bangka) アトン(Aton)( 以上原油 ) ゲヘムグラ(Gula) マハ (Maha) ガンダン (Gandang) ガダ (Gada) サデワ (Sadewa) パパダヤン ( P a p a d a y a n ) ハリムン ( H a l i m u n )( 以上ガス ) がある ( 表 5 6) ウェストセノは近接するメラブサール (Merah Besar) とあわせて開発され生産物はマカッサル (Makassar) ブロックに設置される FPU(Floating Production Unit: 浮遊式生産システム ) から陸上のサンタンターミナルに接続されて国内製油所に輸送されているまた第 2フェーズでは F P U の南側に 2 基の T L P (Tension-Leg Platform) が設置され 2009 年から生産開始される計画となっているその他カリマンタン東方沖の大水深海域での開発ではゲヘムグラゲンダロ (Gendalo)/ ガンダンといった超大水深海域からガスとコンデンセートの生産が行われるようになっていく見込みであるなお開発システムはクテイ堆積盆地やマカッサル海域においてはTLP やSparといったプラットフォームと FPSO(Floating Process, Storage, & Offloading System) のコンビネーションが適しているとされている (2) マレーシアマレーシアの生産量は現在 72 万バレル / 日でそのうち約半分はマレー半島東方沖浅海域から残りがサラワク沖およびサバ沖の浅海域からの生産であるマレーシアでの石油ガス開発地域出所 :Pertamina は大きく分けて3つありマレー半島東方沖の南シナ海浅海域とガス指向でビンツルLNG 施設に輸送が可能なサラワク沖そしてより石油指向であるサバ沖であるマレー半島東方沖は1980 年代から開発が進められている海域で国内やシンガポールに向けて供給が行われている一方サラワク沖は現在最も大規模なLNG 施設をもつといわれるビンツルを有するマレーシアLNGトレードの中枢で 10 万バレル / 日の原油生産を行っている地域でもあるそしてサバ沖はマレーシアでの大水深海域での探鉱開発の火付け役ともなったサバ沖 K 鉱区キケー油田 (1999 年発見現在開発準備中 ) や今後開発に移行される計画となっているカカップ (Kakap) やピサンダン (Pisandan) ウバ (Ubah) マリカイ (Malikai)( 以上マーフィー ) グムスット ( シェル ) クババンガン ( ペトロナス ) などがある ( 表 7) マレーシアにおける未発見埋蔵量については原油に関しては50%(43 億バレル ) が海洋部にあってまたそのうち20%(8 億バレル ) がサバ沖大水深海域のタービダイト鉱床に集積している浅海域のデルタ鉱床 (13 億バレル ) も含めればサバ沖の未発見埋蔵図 1 インドネシアの探鉱状況 23 石油天然ガスレビュー

4 量は21 億バレルとなり全マレーシアの原油未発見埋蔵量の50% を占めると見られている ( 表 8) 一方ガスについては未発見埋蔵量の50%(50 兆立方フィート ) は海洋にあるがサバ沖大水深海域のタービダイト鉱床に集積しているとみられるガスはそのうちの7%(4 兆立方フィート ) にすぎずサバ沖大水深海域は石油指向といってよい ( 表 9) このうち大水深海域の探鉱開発で今最も脚光を浴びているのがサバ沖である ( 表 10) キケーは水深 4,400フィート ( 約 1,340 メートル ) のところに位置し油層の有効層厚は500フィート ( 約 153メートル ) 期待される埋蔵量は 4 6 億バレルとされている開発システムは2004 年に公表されており SparとFPSOの組み合わせでキケーに隣接するフィールドと併せて開発される計画となっている生産開始は2007 年後半とされており12 万バレル / 日からスタートし5 年間かけて15 万バレル / 日となる計画であるマーフィーは 2006 年 1 月キケーの北東 110キロメートルに位置するP 鉱区の操業権も取得し本大水深海域一帯を今後探鉱開発していく計画であるが P 鉱区のロフプロスペクトでの試掘井はドライであった模様であるシェルは2006 年 1 月本海域で4 番目の成功を見ており今後マーフィー以上に本海域での主導的役割を演じていく可能性をもっている (G 鉱区 : マリカイ [2004 年 ] ウバ[2005 年 ] ピサンダン [2006 年 ] J 鉱区 : グムスット [2004 年 ]) またサバ東方沖ならびにサバ南東沖においても水深 200 4,000メートルの海域で探鉱を進めようとしているサラワクエリアでの大水深海域ではニューフィールドがオペレーターとなってペトロナスと探鉱作業を行っている2C 鉱区がある水深は200 Offshore Province Indonesian Oil Resources By Geologic Province Undiscovered Oil* (mil. bbl) Basin Mean P95 P5 Water Depth (m) Turbidities Kutei 4,560 1,171 9, ,800 Deltaics Kutei 1, , Sunda-Asri Northwest Java Ardjuna Northwest Java East Natuna Greater Sarawak Bampo-Cenozoic North Sumatra Mergui North Sumatra ,000 South Lacustrine Malay Total 7,186 2,002 14,222 Onshore 表 3 インドネシアの地質区分別原油資源量 Brown Shales Central Sumatra ,654 Lahat/Talang Akar South Sumatra ,308 Deltaics Kutei ,295 Fold and Thrust Belt Kutei ,046 Ardjuna Northwest Java Bampo-Cenozoic North Sumatra Mergui North Sumatra Total 3,027 1,043 5,727 Total Indonesia 10,213 3,045 19,949 * Including natural gas liquids. Source:US Geological Survey,World Assessment Offshore Province Indonesian Gas Resources By Geologic Basin Undiscovered Gas (Bcf) Basin Mean P95 P5 Water Depth (m) Turbidities Kutei 25,687 5,829 53, ,800 Deltaics Kutei 25,030 8,390 46, Bampo-Cenozoic North Sumatra 4,149 1,745 7, Ardjuna Northwest Java 2,710 1,140 4, Mergui North Sumatra 2, , ,000 East Natuna Greater Sarawak 1, , Sunda-Asri Northwest Java , South Lacustrine Malay Total 63,054 17, ,815 Onshore Lahat/Talang Akar South Sumatra 18,250 6,951 31,999 Deltaics Kutei 10,727 3,596 19,820 Bampo-Cenozoic North Sumatra 4,149 1,745 7,266 Brown Shales Central Sumatra 4,078 1,746 7,270 Fold and Thrust Belt Kutei 3, ,851 Ardjuna Northwest Java 2,632 1,111 4,566 Mergui North Sumatra Total 43,419 15,613 79,352 Total Indonesia 106,473 33, ,167 In gas fields 89,342 29, ,877 In oil fields 17,131 4,586 35,290 表 4 インドネシアの地質区分別ガス資源量 Vol.40 No.5 24

5 特集 : 深海へ向かう世界の石油天然ガス開発事業動き出したインドネシアマレーシアの大水深石油ガス開発表 5 インドネシアの油ガス田 ( 西部海域 ) Shallow / Deepwater Oil / Gas Fields Shallow Water Western Indonesian Offshore Oil and Gas Fields* by Geographic Area North Sumatra Natuna Sea Southeast Sumatra Northwest and Central Java Oil Fields R, H-K-L-M, Langsa Belida, Belanak, Kakap, Widuri, Cinta, Rama, Bima Ardjuna, Arimbi, Anoa, Terubuk, Udang, Intan, Indri, Aida, Sundari NW Corner Ikan Pari, Forei Selatan, Nora, Kitty, AA, AV, Krishna, AVS, NWJ APN Banuwati, Asti Gas Fields J1, J2, A, S, NSO Tembang, N. Belut, W. Belut, Kepodang Deepwater Gas Fields Jambu Aye Utara S. Belut, D-Alpha * Fields in italics are prospects. Source: Pertamina and oil company sources. 表 6 インドネシアの油ガス田 ( 東部海域 ) Shallow / Deepwater Oil / Gas Fields Shallow Water Eastern Indonesian Offshore Oil and Gas Fields* by Geographic Area East Kalimantan Madura Island East Java, Papua West Papua, Timor Sea Oil Fields Attaka, Sepinggan N. Camar, S. Camar, Poleng JS53A Stupa, Jumelal Kama Oyong, Jeurk, KE-2, KE-6, KE-30, KE-39, Bukit Tua Sidayu Gas Fields Tunu, Peciko, Stupa BD, Maleo, Payang, Anggur Pagerungun, W. Kangean Vorwata, Wiriagar Deep Deepwater Oil Fields Gas Fields W. Seno, Ranggas Sisi, Nubi, Pari Bangka, Aton Gehem, Gula, Maha Gandang, Gada Sadewa, Papadayan Halimun Sirasun, Batur, Terang MDA Roabiba, Wos, Ubadari Ofaweri, Abadi * Fields in italics are prospects. Source: Pertamina and oil company sources. 表 7 大水深海域原油生産予測単位 :1,000BPD Potential Deepwater Oil Production Profiles Field Operator Block Indonesia West Seno Chevron Makassar Str Ranggas Chevron Rapak Gehem Chevron Ganal 10 Malaysia Kikeh Murphy Block K Kebabangan Petronas Block G Kakap Murphy Block K 10 Gumusut Shell Block G 5 Source: Company data and Energy Intelligence Research projections. 25 石油天然ガスレビュー

6 2,000メートルこれまでにペトロナスが取得している三次元 (3D) 地震探鉱データをもとに今後掘削深度こうせい 6,000メートルの坑井を最低 2 坑掘削する計画であるまたヘスがオペレーターとなりトタールとペトロナスで探鉱作業を行っているF 鉱区は水深 200 1,200 メートル既存の2D 地震探鉱データの5,000キロメートル分について再解釈した後 3D 地震探鉱を実施している既にいくつかの有望なプロスペクトが抽出されおり今後探鉱作業が進められていく見込みである開発システムであるがサバ沖やサラワク沖の開発を行ううえで最適な生産システムと考えられているのは FPSOでまたサバ南東沖ではSparや TLPが最も適していると考えられている ( 図 2) Offshore Province Malaysian Oil Resources By Geologic Province Basin Undiscovered Oil* (mil. bbl) Mean P95 P5 Water Depth (m) Brunei-Sabah Deltaic Baram Delta/Brunei-Sabah 1, , South Malay Lacustrine Malay Basin 1, , Brunei-Sabah Turbidites Baram Delta/Brunei-Sabah , ,900 Balingian Greater Sarawak , Central Luconia Greater Sarawak South Malay Coaly Malay Basin Bampo-Cenozoic North Sumatra Total 4,273 1,228 8,508 Onshore Brunei-Sabah Deltaic Baram Delta/Brunei-Sabah Balingian Greater Sarawak Total Total Malaysia 4,339 1,248 8,637 表 8 マレーシア地質区分別原油資源量 * Including natural gas liquids. Source: US Geological Survey, World Assessment なおペトロナスはマレーシアを東南アジア海域での大水深開発のハブとすべくペトロナスの子会社 Malaysia International Shipping Corporation (MISC) 傘下にあるMalaysia Marine and Heavy Engineering(MMHE) を前面に押し出して大水深用施設の建設や増強修理等をさせていく計画である特にタンカーからFPSOへの改造について注力していく計画で MISCは現在 4 件のFPSO 建造プロジェクトを進めており今後 2 3 年のうちに10 15 件のFPSOプロジェクトを抱えるものと予想されているこのように石油ガスの探鉱開発自体についてはもちろんのことそれを取り巻くプラットフォーム建造や関連サービスに対しても官民あげて力を入れており本地域における大水深海域の探鉱開発生産の全ての局面でハブ的な環境を確立しようとする戦略が明確に見えており注目に値する Offshore Province Malaysian Gas Resources By Province Basin Undiscovered Gas (Bcf) Mean P95 P5 Water Depth (m) South Malay Lacustrine Malay Basin 17,986 5,253 35, Central Luconia Greater Sarawak 15,067 5,273 27, Brunei-Sabah Deltaic Baram Delta/Brunei-Sabah 6,830 1,978 13, Brunei-Sabah Turbidites Baram Delta/Brunei-Sabah 3, , ,900 South Malay Coaly Malay Basin 3, , Balingian Greater Sarawak 2, , Bampo-Cenozoic North Sumatra Total 49,735 15,223 96,304 Onshore Brunei-Sabah Deltaic Baram Delta/Brunei-Sabah Balingian Greater Sarawak Total Total Malaysia 50,173 15,347 97,197 In gas fields 40,147 12,623 76,362 In oil fields 10,027 2,723 20,834 表 9 マレーシア地質区分別ガス埋蔵量 Source: US Geological Survey, World Assessment Vol.40 No.5 26

7 特集 : 深海へ向かう世界の石油天然ガス開発事業動き出したインドネシアマレーシアの大水深石油ガス開発表 10 マレーシア海域 / 水深別油ガス田 Shallow / Deepwater Oil / Gas Fields Shallow Water Malaysian Oil and Gas Fields* by Geographic Area Peninsular Malaysia Sarawak Sabah Malaysia-Thailand Joint Development Area Oil Fields Tapis, Seligi, Bekok, Pulai, Dulang, W. Patricia, Temana, Bayan, Barton, St. Joseph, Erb West, Bunga Seroja, Cai Nuoc, Guntong Bintang, Irong Barat, Siwa, W. Lutong, Bokor, Betty, South Furious, Tembungo Bunga Orkid Angsi, Malong, Sotong, Tukau, Baronia, Fairley-Baram, SE Collins, Kimbalu, SW Emerald Larut, Tinggi, Jerneh Lawang, Block A (21), Block C (2,13), Samarang Lokan, Sumandak, Piatu, Abu, Bertam Rhu Block D (18,21), Block E (1), Tigi Pagan Block F (11), Bentara, Balal Patricia, Apih, North Acis Gas Fields Besar, Belumut, Duyong Block A (3), Block B (11), Kinarut, Titik Terang, Nosong, Cakerwala (MTJDA portion) Deepwater Oil Fields Resak, Angsi, Cakerwala, Block C (24), Block E (4,6,18) Glayzer Jengka, Muda, Senja Bergrading Deep Noring, Block F (6,9,11,12,14,23,27,28), Inas, Bujang Block K (4,5), Block F (2,38), Block B (12), Kumang, Tenggiri Marine Kikeh, Kakap, Gumusut, Malikai, Senangin, Ubah, Kebabangan, Pisandan, Kamunsu Gas Fields Serai, Jintan, Helang, Kebabangan Block M (1,3,4,5) Block G (7) Saderi, Bijan, M3 South, Cili Padi * Fields in italics are prospects. Source: Petronas and other oil company sources. 出所 :the U.S. Minerals Management Services( 米国内務省鉱物管理局 ) 図 2 大水深生産システム概念図 27 石油天然ガスレビュー

8 4. 今後の展望インドネシアとマレーシアでの大水深海域開発には現時点で次のようなプラスとマイナスの要因があるプラス要因 : 原油価格の高騰が続いており油価ガス価が高値で安定していること探鉱開発にかかわる政府側のインセンティブが強い状況にあり政府は炭化水素資源の探鉱開発に対し強い奨励を行っていること他のエリアと比較して競合するプレーヤーが比較的少ないこと既存インフラが利用できる地域があること ( カリマンタン東のボンタン地域やサラワクのビンツル地域 ) 消費地あるいは潜在的マーケットに比較的近いこと地質的ポテンシャルが高いと見込まれている割には探鉱自体が進んでおらず相対的に成功確率の高いエリアが多数残されていることスリムホール掘削等掘削コストの低減リグコストの低減が研究されつつあること開発生産関連施設の製作所造船所がすぐ近くにあること ( プロジェクトコントロールがしやすくまたデリバリー期間も短くてすむ ) マイナス要因 : 昨今の資機材コスト上昇のためプロジェクトコストがインフレーション傾向にあること ( 大規模プロジェクトでは特に影響を受けやすい ) プロジェクトを進めるにあたり地方政府の力が台頭してきており中央政府のみならず地方との関係も考慮しなくてはならなくなってきたこと探鉱開発が進んでいないということは当局側の経験も少なくスムーズな手続き等が難しくなる可能性があること環境保全のためのレギュレーションが厳しくなりつつあること国境問題が未解決な地域での探鉱開発となる場合があること ( インドネシアマレーシア間のマカッサル海峡北部マレーシアサバとの境界問題またマレーシアブルネイ間マレーシア中国間の南シナ海境界問題また将来的にユニタイゼーションを行う場合のマーフィーシェル等オペレーター間の問題もある比較的未探鉱の地域であるため参考となる地質データが少なく地質モデルの精度が高くないため探鉱リスクが高いことまた開発生産コストが高いことインフラ整備状況が特定地域を除けばメキシコ湾等と比べてやはり低いこと一時的に強い季節風が吹いたり強い潮流のある海域があることから浮遊式生産システムや海底生産システムに少なからず影響があること ( 特にサバ沖クテイ堆積盆 ) ガスを扱える浮遊式生産システムが必要となってくる場合もあることガス供給が国内へ転換されつつあるなどガス情勢が見えないこと ( 特にインドネシア ) テロリズム地震等のリスクも相対的に高いこと ( 特にインドネシア ) このようにインドネシアとマレーシアでの大水深海域での探鉱開発は自国ならびに周辺国への原油供給を引き上げることのできる大きなポテンシャルがある一方で政治的リスク地質的リスク地政学的なリスク等様々なリスクを抱えていることもまた事実であるしかし昨今の石油ガス政策にかかわる要人の動きや発言を見る限りこの両国における石油天然ガス政策はここ2 3 年で大きく進展していく可能性があるインドネシアでは既存鉱区からの生産だけで新規油田からの産出増がなければ通年 90 万 9,240バレル / 日にとどまるとの予測もある (BPミガス) 一方開発計画が承認されている新規 12 鉱区だけでは2 万 4,250バレル / 日の増産ができるにとどまるためさらなる大規模油田の新規探鉱開発を促進していきたいという背景もあるそうしたなかプルノモエネルギー鉱物資源相はこの7 月同省のトップ人事を刷新して石油天然ガス政策てこに梃入れしていく布陣に整えたたとえば新石油ガス総局長には大臣の腹心であった事務次官ルルクスミアルソ氏を就任させまた大臣直属の経済投資担当専門官には石油ガス局探鉱生産課長のノフィアンタイブ氏を就任させた大水深海域での開発にかかわる具体的政策については今のところ明らかにされてはいないものの今後早急に生産量を増加させていくというインセンティブは強く感じられる体制が整えられたまたマレーシアでもペトロナスのモハマドハッサンマリカン社長兼最高経営責任者 (CEO) がマレー半島部をはじめとして南シナ海やサバサラワク沖で新たに油田やガス田を開発し将来的に生産量を維持していきたいという考えを示した同社アブドゥルカリム副社長も深海での油田天然ガス田開発に力を入れる方針から少なくとも2010 年までは深海油井の掘削に力を入れ 2006 年は東マレーシアで深海油ガス井 10カ所 2007 年には10カ所 2008 年には11カ所 Vol.40 No.5 28

4 四半期にもサバ州沖 K 鉱区にあるキケー油田で日量 12 万バレルで生産を開始しまた同州沖 J 鉱区内のグムスット油田でもシェルとコノコ

開発には長い年月が必要であるしかしながら本海域では 1990 年代後半からの継続的な探鉱が 2000 年前後からの油ガス田の相次ぐ発見につながり

開発が大きく進展していくことは間違いないであろう今後現在メインプレーヤーとして動いている各社の動向を中心として本地域における大水深海域での探鉱

9 特集 : 深海へ向かう世界の石油天然ガス開発事業動き出したインドネシアマレーシアの大水深石油ガス開発の深海油井掘削を予定していることなどを表明しているこのようななかペトロナスは生産分与協定に基づいて米マーフィーオイルと共同開発で 2007 年第 4 四半期にもサバ州沖 K 鉱区にあるキケー油田で日量 12 万バレルで生産を開始しまた同州沖 J 鉱区内のグムスット油田でもシェルとコノコフィリップスの2 社と共同開発で 2011 年までに日量 15 万バレルの水準で生産を始めるという計画を着実に進めつつある大水深海域での探鉱開発には長い年月が必要であるしかしながら本海域では 1990 年代後半からの継続的な探鉱が 2000 年前後からの油ガス田の相次ぐ発見につながり今後 2 3 年のうちにマレーシアではサバ沖またインドネシアではクテイ堆積盆地を中心として大水深海域での探鉱開発が大きく進展していくことは間違いないであろう今後現在メインプレーヤーとして動いている各社の動向を中心として本地域における大水深海域での探鉱開発について目が離せない状況となってきた執筆者紹介正田伸次 ( しょうだしんじ ) 早稲田大学大学院理工学研究科修了石油公団入団後米国およびロシアでの駐在を含め技術部技術センター等勤務を経て現在ジャカルタ事務所所長 29 石油天然ガスレビュー

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PowerPoint プレゼンテーション配布資料第 10 回夢を語る会東南アジア海域における未開発油ガス田の分布および資源量石鉱連資源評価スタディ 2012 年 2014 年 11 月 6 日矢口良一石油天然ガス金属鉱物資源機構石鉱連資源評価報告石鉱連資源評価スタディ 2012 年 ~ 世界の石油天然ガス等の資源に関する 201 年末評価 ~ 第 6 回石鉱連資源評価ワーキンググループ報告書座長 : 藤田和男 /