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1 +- 最近の東南アジアの探鉱開発状況概観 長崎康彦 * 2000 年の試探掘井数 ( 約 450 坑 ) および開発井数 ( 約 1,400 坑 ) から見る限り, 東南アジアの探鉱開発の活発度は南アメリカに次いで依然高く, インドネシアやマレーシアにおいては大水深域での試掘井の掘削や新規鉱区の開放が盛んである 一方, ガス開発プロジェクトが今後 2~3 年内に次々と生産を開始し,LNG プラントも新たな市場 ( 中国, インド等 ) を睨んで 4~5 年内に生産が開始される予定である Super Majors のうち Shell はブルネイ沖, サラワク沖およびサバ沖の油ガス田にてコアエリアを確固たるものにし, 更にマレー堆積盆にも新たに台頭してきた BP はバリ島沖合や西パプアでのガス開発の他, ベトナムの南コンソン堆積盆でのガス開発に乗り出している またマレーシアとタイの共同開発鉱区やタイとカンボジア共同開発鉱区に将来のコアエリアを既に確保している 一方, ExxonMobil はサラワク沖における探鉱活動をスケールダウンし, マレー堆積盆の油田の開発やジャワ島陸上の油田開発に鉾先を変えている Independents では,Unocal はタイおよびベトナム沖合のパタニ堆積盆でのガス探鉱に顕著な成功を納めており, 更には, インドネシアのカリマンタン島沖での大水深油ガス田を発見するなど東南アジアでのコアエリアを揺るぎないものにしている Conoco は 24 年ぶりにマレーシアでのプレーを復活し, ベトナム沖合でも新たに鉱区を取得するなど油を狙った資産獲得に躍起になる一方で, 西ナツナ海ではガス田の開発を軌道に乗せている またカンボジアとタイの共同開発鉱区にも将来のコアエリアを既に確保している Caltex は西ナツナ海のガス探鉱から撤退する一方で, 中部スマトラでの油の生産を独占的に行い,Gulf Resources は南スマトラでのガス開発を順調に進めている TotalFinaElf はミャンマー海上, カリマンタン島沖およびブルネイでのガスの生産を継続する一方でベトナムからは撤退した また,Chevron はパタニ堆積盆でのプレーを開始し, 新規に隣接する 2 つの鉱区を取得するなど着実にコアエリアを確立しつつある 比較的新規参入社の Lundin によるマレー半島沖合での油田発見や Murphy のサラワク沖での油田発見などの躍進が見られ, 特に Murphy はサバ沖の大水深鉱区への挑戦など意欲的に探鉱を進めている また, ロシア勢のベトナム沖への進出も顕著である 各国の国営石油会社 (Pertamina,Petronas,PetroVietnam,PTTEP および PNOC) は共同探鉱開発, 自国の鉱区への他の国営石油会社の資本参加の促進およびガスパイプライン構想について積極的に協力し合っている Petronas は Premier Oil の株の一部を買収し, 東南アジア圏内に留まらずアフリカ, 中東および南米において上流から下流分野まで積極的に展開している 一方 Pertamina は日本, 韓国および台湾市場の伸びが頭打ちになったことから, インドや中国への LNG の販売ルートの確保に努めている ベトナムやタイ沖での三井石油開発, ベトナムやサラワク沖等での日本石油開発, インドネシアでのインドネシア石油 など日本勢も活躍している なお,ExxonMobil の LNG プラントの閉鎖および Caltex が生産ガス田の鉱区契約の延長を断たれるなど, スマトラ島における民族独立運動の今後の動向が注目される * 技術部物理探鉱課課長代理 nagask-y@jnoc.go.jp Attached figures were edited by author using the contract/concession maps which were presented by courtesy of IHS Energy Group. 72

2 はじめに 筆者は石油開発技術振興費交付金石油技術者訓練制度により1999 年 4 月から2001 年 3 月末まで, IHS Energy Group(IHSE) のジュネーブおよびシンガポールにおいて, それぞれ1 年間づつの研修の機会が与えられた IHSEは探鉱開発分野のデータベースIRIS21やGISソフトウェア Probe などの販売の他,PetroNet21 や GEPS (Global E&P Services) など全世界の鉱区情報, 坑井情報, 石油会社の動向等に関する情報を毎日更新し, インターネット上でクライアンツに提供する会社である これらの情報は石油公団をはじめとして, 日本の石油開発会社等にも多く活用されている 筆者は,IHSEジュネーブにてデータベースや各種ソフトウェアの習得に努め,IHSEシンガポールでは東南アジアの情報収集およびGEPSの編集に携わった 本稿では, 筆者が携わった東南アジアにおける2001 年 4 月時点での探鉱開発状況を各国毎に概観する 東南アジアの探鉱開発に関わる方々の参考になれば幸いである 東南アジアの探鉱開発状況概観 BRUNEI 図 1 参照 2000 年の生産量は油 190,500b/d, ガス1.12Bcf/dおよびコンデンセートは2,800b/d を記録している ブルネイ政府は化石燃料を将来に亘って延命するために, 油 ( 含むコンデンセート ) の生産量の上限を2003 年には200,000 b/dにすることを2000 年 1 月に表明している 油は全てBrunei Shell Petroleum(BSP) から生産されている このうちChampion fieldからの生産量が全体の38% を占め, 以下 Southwest Ampa(30%),Seria(9.5%),Magpie field(7%) 等と続く 一方, ガスは90% がBSPによる生産であり, 残り10% はTotalFinaElfによる生産である Southwest Ampa fieldが全生産量の57% を占め,FairleyおよびFairley Baram( それぞれ 10%),ChampionおよびGannet field( 合わせて 8%) 等と続き,1999 年 2 月に生産を開始した TotalFinaElfのMaharaja Lela/Jamalulalam fieldからのガスは全体の10% を占める 2001 年 1 月 29 日にブルネイ政府による新規探鉱鉱区 (the first licensing round for Petroleum New Areas) の公開があった 対象となった鉱区は, これまで未探鉱であったExclusive Economic Zone(EEZ, 水深 1,000m 以深で海岸より 200 海里未満 ) 中の深海鉱区 ( 水深 1,000-2,800m) のBlock K(4,994 ) とBlock J(5,020 ) の2つの鉱区, 並びに陸上のBlock L (2,253 ) の計 3 鉱区である 同日には, 約 500 名 (Amerada Hess,BHP,Conoco,ExxonMobil, 米国 EEX Corporation,Fletcher Challenge,Gulf, 石油公団,KNOC,Lasmo,Marathon,Murphy, 三菱商事,Occidental,Petronas Carigali,PetroVietnam,PTTEP,PT Expan,Phillips,Petramina,Shell,TotalFinaElf,Texaco, カタールのUnited Development Company および Unocal ) が参加し, 地元ブルネイからは, Badar Energy,ITS,MeiconとHazaからの参加があった 既に, データパッケージ ( 海上 US $136,000, 陸上 US$29,500) およびPS 契約モデルは販売され,2001 年 11 月 1 日に入札が〆切られ,2002 年前半には落札会社が決定する運びである これまでに,BP,BHP,Conoco, ExxonMobil, Lasmo, Marathon-Ashland Petroleum,Murphy,Phillips,Shell,Texaco, TotalFinaElfおよびUnocalがデータパッケージを購入している 一方, 新規探鉱鉱区の公開に先立ち, 物理探査会社 PGS(Petroleum Geo-Services) はEEZ 内で10,000 のmulti-clientsによる3D 震探を2000 年 8 月に開始し2001 年 4 月中には収録を終えている この震探データの購入が新規鉱区の応札条件の一部である 約 5,000 の3D 震探データは既にクライアンツに配付済みであり, 残りのデータも2001 年 5 月中には全て処理が完了する予定である PGSの暫定的解釈によれば, 中新統 ~ 鮮新統レベルで最大 150 規模の構造が幾つか摘出されている また, ノルウェーのSGS (Surface Geochemical Services) がBlock JおよびKにてnon-exclusiveな地化学探鉱を2001 年 4 月 73

3 図 1: ブルネイの最近の探鉱開発分野におけるトピックス 74

4 に終了している Brunei National Oil Company(BNOC) 仮称既にBSPの権益の半分をブルネイ政府は保有しているが,2001 年内に新たに国営石油会社を設立し, ブルネイ内の全油ガス田の権益の30% を買収する見込みである Brunei Shell Petroleum(BSP) ブルネイにおける最大のプレーヤーである 2000 年末時点で海上に3つの鉱区 (Offshore Agreement 1,Offshore Agreement 2およびOff- shore Agreement 3) および陸上に1 鉱区 (Principal Onshore Agreement) を保有している 1999 年以降, 計 5 坑の試掘井を掘削する一方で14 坑の評価井をChampion,Champion West,Iron Duke に掘削している また,Southwest Ampa,Champion,Fairley,Iron Duke fields および陸上の Rasau fieldの開発も継続している Southwest AmpaとFairley fieldsの30 年間の延命対策に対してUS$400millionの資金を注ぎ込むことを決定している 2001 年には計 6 坑の試掘井の掘削を予定している ( うち,3 坑は大水深域での掘削である ) ブルネイと中国は両国のビジネス交流を活発化させるためのメモランダムを締結しており, その一貫としてBSPは中国のChina International United Petroleum and Chemicalsへの10,000b/dの油の輸出を2001 年 1 月から開始ししている Fletcher Challenge Energy Borneo (FCEB, ニュージーランド ) FCEBは海上のBlock AとBlock CDのオペレーター ( それぞれ権益 26.95%) であり, 且つ Block Bのパートナー ( 権益 35%) であった しかし,2000 年に5 坑の試掘キャンペーンを予定するも当初の3 坑の失敗により同キャンペーンを中断している その後,2001 年 1 月に, 親会社のFletcher Challenger Energy(FCE) は同社の資金をカナダでの林業等に集中させるために, 保有する全ての資産をShell InternationalおよびApache Corporationに売却した これによりFCEBが保有していたBlock A,Block CDおよびBlock Bの権益はShell Internationalが引き継ぐこととなり, ブルネイにおけるShellの独占的な支配がほぼ完成した (Apacheは FCEの南北アメリカの資産を買収している ) Block Aには小規模ながらも未開発のPerdanaおよびPerdana Selatan fieldsが存在し,block BではMaharaja Lela/Jamalulalam fieldが生産中である なお, 本買収にはBSPは関わっておらず, あくまでも Shell Internationalによる買収である Unocal UnocalはBlock AとBlock CDのパートナー ( それぞれ権益 26.95%) であるが,2001 年 2 月末に両鉱区から撤退し, この権益の買収にBHP 等が興味を示している Unocalの両鉱区からの撤退は同時にブルネイからの撤退を意味する TotalFinaElf 海上のBlock B を保有しており,Maharaja Lela/Jamalulalam fieldからのガスコンデンセートの生産を1999 年 2 月に開始した 同田の生産にあたってはUS$250millionを投じて,2 基の無人プラットフォームを二相流のパイプライン (85km) でLumutまで繋いでいる 2001 年ないし2002 年にBlock Bにて2 坑の試探掘井の掘削を計画している うち1 坑は6,000m 級の試掘井で中新統砂岩のガスを狙い, 他方の1 坑は Maharaja Lela/Jamalulalam fieldの追加鉱量を狙うものである CAMBODIA 図 2 参照 生産中の油ガス田はない 6~ 10Tcfのガスおよび350~600MMbblのコンデンセートが眠っているとされるThe Gulf of Thailand Overlapping Claim Area(OCA) におけるタイとカンボジアによる探鉱開発の交渉が棚上げになったままである カンボジア政府からの呼びかけに対してタイ政府は交渉に入る姿勢さえ見せていない 対カンボジア政府とはConoco(Area IとArea II),Enterprise(Area III),BHP(Area IV) がそれぞれConditional Petroleum Agreementを締結 75

5 図 2: カンボジアの最近の探鉱開発分野におけるトピックス 76

6 している 一方, 対タイ政府とは,BP(Block 5とBlock 6, カンボジア側のArea Iに相当 ), British Gas(Block 7,8とBlock 9, 同 Area IIに相当 ) およびUnocal(Block 10とBlock 11, 同 Area IIIに相当 ) が暫定的な契約を締結している しかし, 両国の交渉が進まない現状では, いずれの会社も探鉱活動ができないままである 陸上のTonle Sap/Mekong Delta 地域に関する the 5th Cambodian Licensing Roundが1999 年 8 月に開催される予定だったものの未だ開催されていない Yukos( ロシア ),Harrods Energy( 英国 ) およびAnadarko Petroleum( 米国 ) がCam- bodia National Petroleum Authority(CNPA) と個別に交渉を行っておりBlocks XI,XII,XIII, XIVとXXVIに興味を示していると伝えられる JNOC( 石油公団 ) 1997~1998 年に海外地質構造調査の一環として, カンボジア陸上 Tonle Sap 地域およびMe- kong Delta 地域において空中重磁力探査を実施し,CNPAに対して陸上鉱区の開放を促すことに大いに貢献している Woodside( 豪州 ) 出光が試掘キャンペーンに失敗して1999 年 1 月にBlock IVから撤退した後,Woodsideがカンボジアにおける唯一のプレーヤーである 1998 年 2 月に取得したBlock VおよびVIを2000 年に放棄する一方で,1999 年 4 月にBlock I,II,III,IV およびBlock VIIを対象とした15-month Study AgreementをCNPAと締結した このスタディを満了し, これら鉱区 ( 原始鉱量で3Tcf 規模の構造を地震探査データから摘出したとされる ) を対象としてPS 契約を視野に入れた交渉を CNPAと行なっているが, 条件が折り合わず交渉は決裂状態である LAOS 石油 天然ガスの生産および消費には殆ど関与していない 1997 年にHunt OilがPakse PSC から撤退した以降,Monument Oil and Gasに Vientiane Basinの鉱区が与えられ, 二畳紀の炭 酸塩岩を狙って試掘 1 坑を掘削するも不成功に終わり,1998 年に鉱区放棄して撤退している これ以降, ラオスでは物探活動も含めて探鉱活動はない MALAYSIA 図 3 参照 2000 年には平均で油 585,000b/d, コンデンセート97,000b/dおよびガス4.3Bcf/dを生産している Amerada Hess 2000 年に3つ目の鉱区となる深海鉱区 Block F を取得した ( 後期中新統 ~ 鮮新統のCycles V- VI 砂岩の発達が期待され, 次いで漸新統 ~ 中期中新統 Cycles I-III 砂岩およびCycles II-VIの炭酸塩岩も未探鉱である ) これにより,Exxon- Mobilが放棄したBlock AおよびBlock Dを除いて全ての深海鉱区にPS 契約が締結されたことになった なお,Amerada HessはBlock Fの権益 (85%) の一部をファームアウト中である また既に保有していたPM-304とSK-306にPet- rovietnamをファームインさせ,pm-304にて2 坑の試掘井の掘削を2001 年中に予定している Conoco 2000 年 11 月に24 年ぶりにマレーシアに帰り咲きした Offshore SabahでShellが保有するBlock G(Kamunsu East Upthrown 1とKamunsu East Upthrown BST 1で中新統タービダイト砂岩での discoveriesを含む ) とBlock J(Kinarutおよび Kebabangan discoveriesを含む ) にファームイン ( それぞれ40% 権益 ) した Conocoは幾つかの会社と競合しファームインしたと伝えられる ExxonMobil 1999 年に5 坑の試掘井を掘削する一方で, Malay Basin 内の非生産鉱区とOffshore Sarawak の深海鉱区 (Block D) を放棄している その後, 深海鉱区 Block A,Block BおよびOffshore SabahのBlock Hを放棄するなどサラワク沖における探鉱作業からは撤退し, 鋒先をMalay Basin 内の油ガス田の開発作業に集中させている こ 77

7 図 3: マレーシアの最近の探鉱開発分野におけるトピックス 78

8 の一貫として, 総額 US$36.5million 相当の5つのプラットフォームの新造を発注している 1999 年 2 月にMalay Basin 内のTapis 油田のEプラットフォームから油の生産を開始し,Seligi, Palas,Jerneh,Irong Barat discoveriesにおける開発井の掘削も継続している PM-5のLarut discoveryの開発エンジニアリングデザインにも着手している 2000 年に掘削された深海 Block Bにおける試掘井 (Lanjak 1) は, 前期 ~ 中期中新統のCycle II~Lower Cycle IIIの砂岩を貯留層とする大規模集ガス構造が期待されたが, 試掘でガス徴を確認したのみで根源岩のリスクを浮き彫りにした Lundin Commercial Arrangement Area(CAA) 内の PM-3におけるBunga Kekwa fieldのphase 1の開発作業に集中してきた (1997 年より生産開始, 現在 18,000b/d) 更に,Phase 2の開発作業にも着手しており,2003 年の第 3 四半期にはPM-3 から250MMscf/dおよび40,000b/dを20 年間生産するGas Sales Agreement を契約している Lundin は wellhead でガスを販売し,Petronas CarigaliがPM-3からResak fieldまでの150kmのパイプラインを敷設してkertehに繋げようとしている ( パートナーのPetroVietnamにはPM-3からベトナムのCa Mauにパイプラインをつないで2005 年からガスを供給できるオプションがある ) また,Lundinは洋上でガスをメタノールに変換するプラントも考慮している また, Kekwa fieldと構造上連続するベトナム領のcai Nouc Development Area(TotalFinaElfが1997 年にCai Nouc-1Xにて油ガスを発見 ) の一体開発を行うために, ベトナム側とユニタイゼーションすることを発表している (2001 年 4 月 ) 一方,LundinにはMurphyと競合の末,2000 年 11 月にPM-305が与えられており,2001 年の探鉱の主眼は同鉱区に置かれる Ophir discovery (Esso 1978 年,2,000b/d,20MMbbl) に対して 2001 年に3D 震探を予定し, その後評価井の掘削を計画している Murphy Oil 1999 年に登場した新規参入者である Offshore SarawakのSK-309とSK-311およびOffshore SabahのBlock Kが新規に与えられた このうち深海のBlock K はShellが発見した2つの構造 (Kamunsu East 1とKamunsu East Upthrown 1) を含むBlock Gに北接し,2001 年 6 月には3D 震探を実施する予定である 2001 年 3 月には ExxonMobilからBlock Hの権益 (80%) を買収しオペレーターとなり,2004 年 3 月までに3 坑の試掘義務を果たす予定である 2000 年にはSK- 309に1 坑の試掘井 (West Patricia 2) を掘削し, 油ガスを発見 ( 下部 ~ 中部中新統のCycle III 砂岩より2,900b/dと8.3MMscf/dおよび前期中新統 Cycle II 砂岩から5.3MMscf/d ) している Murphyは可能な限り早く生産 (Patricia discovery との一体開発 ) に漕ぎ付けようと,2001 年後半に3~4 坑の評価井の掘削を計画している Nippon Mitsubishi Oil Helang fieldの生産を2003 年 10 月から開始する計画であり,MLNG-3プラントに20 年間ガスを供給する予定である Petronas Carigali アジア, オセアニア, 中近東, アフリカのみならず南米でも積極的に探鉱開発 (Midstream およびDownstreamも含む ) 活動を展開中である 1999 年 10 月にはPremier Oilの株の20% を買収し, 上流部門で揺るぎ無い地位を形成しつつある 南アフリカ政府は自国並びに周辺の探鉱開発を担う国営石油会社の設立のために, そのモデルをPetronasとするなど,Petronasの国営石油としての実績が評価されている 2000 年 10 月に,Petronasはインドネシア領 West Natuna SeaのConocoのBlock Bからのガスを購入するようHeads of Agreement(HOA) を Pertamina と締結し,2002 年 8 月より当初 150 MMscf/dで後に250MMscf/dを20 年間に亘って総量 1.5Tcfのガスを購入することを決め,2001 年 3 月末にはComprehensive Gas Sales Agreement (GSA) を締結している GSAでは, 更に将来 1.0Tcfの追加ガスをPremier OilのBlock Aおよび 79

9 Gulf Indonesia ResourcesのKakap Blockから購入できることが合意されている また,PetronasはフィリピンのPNOCとの会議を2001 年中葉に予定しており, この場では, Malampaya fieldとoffshore Sabahのガス田とをパイプラインで接続する計画に関して話し合われる見込みである 1999 年は試掘井 1 坑しか掘削しなかったものの,2000 年は9 坑の試掘井を掘削し,6 坑で油ガスを確認している Alab 1( 計 6,800b/d,Samarang-Asam Paya PSC),Tukau Timur 1( 油発見,DST 未実施,SK-307 ), Bunga Dahlia1 ( 1,529b/d と 18.14MMscf/d, CO %, PM-302) などマレーシアの2000 年における顕著な成功を収めている Tukau Timur 1では異常高圧による掘削トラブルを克服し, これまでガスが期待されていた後期中新統のCycle V 砂岩から出油を見ており, 今後 West Baram Delta における Overpressured Play( 異常高圧プレイ ) の探鉱を活発化させることとなろう PM-302 での成功構造は, 隣接するLundin の PM-3のBunga PakmaおよびBunga Orkid fieldsの downdip 側に位置し, 将来はこれら油ガス田との一体開発が想定される また, オープン鉱区 SK-310では2001 年 3 月に中新統 Cycle IV/Vの炭酸塩岩から50.5MMscf/d(F38 1) のガスを発見している Malay BasinのMasa Complex(Malong,Sotong およびAnding fields) が1998 年より生産を開始し,2000 年 8 月にはResak field(pm-306) から生産を開始した Offshore Sabah の Samarang Kecil fieldおよびmalay BasinのAngsi fieldの生産開始を2003 年までに計画している 2000 年 10 月にはPertaminaの20,000b/dの油をマラッカの製油所で処理を行う目的でConfir- mation of Intent(COI) を締結している PetroVietnam LundinのPM-3へのファームインに続いて, 2000 年 8 月にAmerada HessのPM-304とSK-306にファームイン ( 権益 4.5%) している これは 1999 年 11 月にベトナム沖のBlock 16-1において HLJOC(Hoang Long Joint Operating Company) を構成する際にPetroVietnamがAmerada Hessに 24.5% の権益を譲渡したことに関連する相互協定である Santa Fe Penyu Sub BasinのPM-308にて1999 年に1,000 kmの2d 震探を行い,2001 年に3 坑の試探掘井 (TexacoによるRhu 1 discoveryの評価井を含む ) の掘削を計画する一方で, 同鉱区の一部 (20%) のファームアウトを考慮中である Shell マレーシアでは現在最も活動的な会社である 1999 年にPM-303を与えられており, この結果, Shellはボルネオ島沖以外にMalay Basinにも足掛かりを設けたことになった Malay Basinに展開する外国石油会社としては30 年間にも及んだ ExxonMobilが幾つかの鉱区放棄を行うことによりその独占状態が崩れ,Shellが外国企業として Malay Basinに新たに台頭してきたことになった 2000 年にはOffshore Sarawakの SK-312が新規に与えられている 1999 年に8,500kmの2D 震探および360 の3D 震探を実施し,2000 年には4,700kmの2D 震探および1,200 の3D 震探の他に, 開発に関わる最新震探技術にも貪欲で,Kinarut,M1,Barton, KebabanganおよびKamunsu East fieldsにおいて 4-Componentsの震探作業を2000 年に行なっている 一方, マラッカ海峡のPM-320および PM-322においても1,500kmの2D 震探を実施している 1999 年および2000 年に計 18 坑の試探掘井を掘削している しかし,2000 年に掘削されたSK- 308の中期 ~ 後期中新統のCycle IV-Vの炭酸塩岩リーフ構造に対して掘削された計 5 坑の試掘井は1 坑でガスを見たのみで成功率は低い Occidental,Shell,Petronas Carigaliおよび日石三菱はBintuluにおけるLNGプラント (MLNG- 3) にガスを供給することを1995 年 7 月に合意している その後の1998 年 9 月に,Occidentalと Shellは双方の資産をスワップした結果,Jintan fieldはshellがオペレーターシップを取ることとなった (OccidentalはShellのYemenおよびCo- 80

10 lombiaの資産とスワップ ) 既存のMLNG-1および2プラントに加え,Jintan field 等の5 構造からのガス供給を見込むMLNG-3プラントの開発計画を策定中で, 現時点での開発計画では2003 年後半から順次生産が開始される計画である ( 但し,LNGの販売先は現時点では不透明である) 更に,Offshore SabahのBlock JのKinarutおよび Kebabangan discoveriesも今後の開発対象となる Repsol-YPF 1999 年に取得したOffshore SawarakのSK-301 において2001 年中の2 坑の義務試掘作業の準備として1999 年に3,500kmの2D 震探を行なうと同時に, 同鉱区の一部ファームアウトを画策中である MTJDA(Malaysia-Thailand Joint Development Area) 図 4 参照 MTJDA は 1991 年にマレーシアとタ イ両国により設定された共同開発区であるが, 生産はまだ行われていない ( 売り手 ) が2002 年中葉から20 年間のGas Sales Agreementを締結 (Phase 1: 390 MMscf/d,2005 年よりPhase 2として更に300 MMscf/dの上乗せ可, このためにBulan,SuriyaおよびBumi fieldsからの生産を見込む ),Petronas とPTT がTrans Thai-Malaysia(TTM)Gas Pipelineの敷設 ( マレーシアのKedahとタイのSongkhlaを結ぶ360km ) や2 基のgas separation plant (GSP,425MMscf/d 容量 ) の建設に関わるShareholders Agreementを締結, 更にはPetronasとPTTの将来の共同開発に係わる包括的なMaster Joint Venture Agreementを締結している TTMおよびGSPの建設にはUS$1.27billionが見込まれており,1999 年末にはKavaernerが GSPの建設 (1 基,US$250million) を請け負っている 2001 年 4 月時点では環境に与える影響が不透明であるとしてTTMの建設へのゴーサインは出ていない 2001 年 3 月中に工事に取り掛からないと,2002 年中葉からの生産開始には間に合わないとされていたので, 既に計画に遅れが生じている なお,Phase 1の390MMscf/dは全量 Petronasが購入することになった CTOC(Carigali-Triton Operating Co Sdn Bhd) Petronas Carigali(50%) とTriton Energy( タイ,50%,Triton Energyの資本の半分はBPが保有 ) で構成されたコンソーシアムでBlock A-18 を保有する 2000 年には3D 震探の処理作業に集中し, 現在はBlock A-18 内のBumi/Suriya, Cakerawala/Bulan fieldsの生産計画立案のために 3D 震探データの再処理を実施している 2001 年中に2 坑の試掘井の掘削が3 年ぶりに計画されている 1999 年にTritonが自社の権益の25% を売却しようと試みたが, その後の油価の高騰を受けて売却を思いとどまっている 2000 年 3 月に Technip( フランス ),Samsung( 韓国 ) および Saipem( イタリア ) からなる国際コンソーシアムがUS$605million 相当のCakerawala fieldの開発資金の出資に合意している 1999 年 10 月末に,Cakerawala field 開発に関して以下の3つの契約が締結されている Petronas/PTT( 買い手 ) とPetronas Carigali /Triton CPOC(Carigali-PTTEP Operating Co Sdn Bhd) Petronas Carigali(50%) およびPTTEP(50%) でBlock B-17およびBlock C-19を保有している 同鉱区内のガス田開発に関する契約は一切締結されていない 1997 年に3D 震探を実施し翌年に試掘を行って以来, 探鉱活動はない PTTEP は両鉱区内の資産の50% を対象に, インドネシア, マレーシア, 中東 ( イラン ) および北海に資産を持つ外国企業とスワップする意向を持っている MYANMAR 図 5 参照 2000 年には平均で9,600b/dの油と 330MMscf/dのガスを生産している それぞれ前年に比べて3.8% および98% の増産である 大幅なガスの増産は海上のYadana fieldの増産およびyetagun fieldが2000 年に生産を開始したことに起因する 陸上には, 南北に伸張するCentral Burma Basin 81

11 図 4: MTJDA の最近の探鉱開発分野におけるトピックス 82

12 のYaw-Irrawaddy River Valleyに17 油ガス田が存在する このうちMann fieldは平均 3,000b/dでミャンマーの総生産量のほぼ1/3を担っており, 次いで Yenangyaung field (2,100 b/d),htaukshabin/kanni field(2,100b/d) がミャンマーにおける3 大油田である Apyauk field(77 MMscf/d) が陸上で産するガスの68% を占める 一方, 海上には油田は存在せず,Moattama BasinのYadanaおよびYetagun fieldsがガスの生産を行っている Daewoo( 韓国 ) 2000 年 8 月にベンガル湾のRakhine Offshore AreaのBlock A-1(A-1-1とA1-1-2に細分される ) のPS 契約を結び,4 年間でUS$18millionの探鉱作業を見込んでいる 同鉱区には 500MMbblの油と3Tcfのガスが胚胎する可能性があると噂され, 成功の折にはインドないしバングラディッシュに輸出する計画である Block A-1-2に掘られた試掘井はないものの, Block A-1-1にはTotalが1975 年に1 坑の試掘井でガス徴をみている また, 近傍鉱区にも成功井はない Focus Energy( カナダ ) 1999 年にAsia Pacific Energyから名称を変更している 1998 年に陸上 Minbu Sub-basinのHtaukshabin- Kanni fieldのリハビリテーションの権利を付与され, 同油田からの生産を170b/d(1999) から 900b/d(2000) への増産に貢献している Genting( マレーシア ) 2000 年 3 月に海上 M-4 鉱区にて試掘井 (Ye- 1) を掘削するもガス徴を確認したのみであった 同鉱区は2001 年 4 月に期限切れとなり, 撤退する予定である MOGE - Myanmar Oil & Gas Enterprise ミャンマーの陸上ではMOGEが最も活動的であるが顕著な成果は上がっていない 1999 年に陸上で小規模なNyaungdon fieldを発見 ( 即生産開始 ) し,2000 年には8 坑の浅い試掘井を掘削し1 坑 (Sabagysian-1) で小規模なガスを発見している 一方で,MOGEは国内陸上のガスパイプライ ン網の敷設に意欲的であり, 陸上北部では10-14" のパイプラインをTitut(Pyay 近傍 ) から Mandalayへの敷設を計画している また, 南部海岸地域では,YadanaおよびYetagun fieldsからのパイプラインが接岸するkanbaukから北へ 20" の320kmのパイプラインを敷設し,Mawlamyineを経由して最終的にはヤンゴンに至る基幹パイプラインの敷設も計画している MPRL - Myanmar Petroleum Resources Ltd 2000 年 2 月にMann fieldのリハビリテーションの権利をbaker Hughes( ミャンマーから撤退 ) から得て,2001 年 3 月での1,225b/dの生産を目指している 1999 年 10 月まで遡ってMPRLは Baker Hughesに替わって活性化プロジェクトの費用や契約上の責務を負担することとなった Pacrim Petroleum( 豪州 ) 2000 年 6 月に試掘井の掘削に賛同するパートナーを募るために陸上北部のChindwin SubbasinにおけるBlock C-1の探鉱ライセンスを延長している Premier Oil( 英国 ) アンダマン海のBlock M-12,13および14に跨がるYetagun fieldに対して US$650millionの資金を投じて2000 年 5 月より生産を開始した 同ガス田から190km (24") のパイプラインがテナサリム海岸のKanbaukに繋がっている 2001 年 3 月現在には120MMscf/d 程度のガスと 2,300b/d 程度のコンデンセートを生産している しかしタイのPTTとの間で取り決められた契約取引量 (DCQ:Daily Contract Quantity) の 200MMscf/d(400MMscf/dに増量可 ) は満たしていない これは主要消費者であるEGAT( タイ電力公社 ) の発電所の建設が遅れているためである DCQを満すのは2001 年中葉と期待されている ガスは熱量を上げるために TotalFinaElfのYadana field 産のガスとミックスされ, タイのRatchaburiに送られる コンデンセートはFSOにて2001 年より販売されているが, 今後 DCQを満たした際の販売先の確保が急が 83

13 図 5: ミャンマーの最近の探鉱開発分野におけるトピックス 84

14 れる 2000 年 8 月にはM-10 鉱区を放棄している 1975 年のEssoによる2 坑の試掘井の失敗以来, 試掘作業はないものの西隣するM-9 鉱区にて Arcoの試掘によって25MMscf/dのガスを確認した漸新統 ~ 更新統砂岩プレイのプロスペクトが M-10 鉱区の西半分には20 個近くも存在するという噂もある Premierは最小限の義務作業 (250 の新規 3D 震探とそれによりドリラブルなプロスペクトが摘出された場合のみ試掘 1 坑を約す ) でM-10 鉱区の延長を交渉するも MOGEに却下された Prime Resources Management(Cyprus)Ltd ( カナダ ) 2000 年前半に陸上 Irrawaddy DeltaのBlock EP- 4 鉱区のPS 契約を締結し, 地質評価作業を継続中である TG World( カナダ ) 2000 年 10 月に陸上の3つの鉱区 (RSF-2, RSF-3およびIOR-3 鉱区 ) のPS 契約を締結した TotalFinaElf 海上鉱区 M-8にて試掘井 (M8A 1,2000 年 2 月 ) を掘削するも炭化水素の胚胎は確認できなかったため, 同鉱区の放棄準備をしている 一方,Yadana field(1998 年 8 月より生産開始 ) からは2000 年末で400MMscf/dのガスを生産しており,683km離れたタイのRatchaburiの発電所まで36 のパイプライン ( 最大 645MMscf/d) で運ばれている 2001 年中葉には525MMscf/d の DCQ を達成できる見込みである 一方で Yadana fieldとヤンゴンを結ぶパイプライン計画も想定されているが具体的な進捗はない Zarubezhneft( ロシア ) ベンガル湾のRakhine Offshore AreaのBlock A-2,A-3,A-4 鉱区に興味を示し,MOGEとの joint ventureの組織に関わる交渉が継続されている PHILIPPINES 図 6 参照 平均生産量は, 原油 1,025b/d 程度, ガス1.0MMscf/dと非常に少ないことに加え, その変動も激しい 1997 年のアジア通貨危機の影響を未だ引き摺っている The Department of Energy(DOE) は, 資金繰りに困っている石油会社に対して義務作業を先延ばしすることを認めている 一方で,DOEは探鉱活動を活発化する目的で2000 年 5 月に3 年間 (2000 年 6 月 16 日 ~2003 年 6 月 15 日まで ) の Window of Opportunity の一部として Corridor of Focus を設け,Palawan 周辺海域,Sulu SeaおよびMindoro 周辺海域の探鉱活動を刺激しようと努めている フィリピンにはNGP(Non-Exclusive Geophysical Permits),GSEC(Geophysical Survey and Exploration Contracts) およびいわゆるPS 契約に近いSC(Service Contracts) がある ここでは, 最近掘削を行なっていない会社 (Arco,Nido, Pacrim Energy, Pancontinental,PetroEnergy Resources, Philodrill, South China Resources, Trans- AsiaおよびVulcan) の記述は省略する Alcorn 2000 年 4 月に陸上 GSEC93 鉱区において層序試錐 (San Isidro SX-1,PTD 1,000m) を開坑するも8 月まで掛かって298mまで堀ったところで掘削能力の高いリグの導入を待つために中断している Westburne( 英国 ) Mendegyi fieldの近傍にて浅い試掘井 ( ミャンマー陸上では油層が発見されると直ぐに生産井として仕上げられることが一般的である ) の掘削を継続しており, 極僅かながらの生産量の増加に貢献している Arco SC41Aでの大水深試掘井の不成功を鑑み, 2001 年 1 月に撤退した Forum Cebu Islandの陸上 SC40 鉱区において, 浅い 85

15 図 6: フィリピンの最近の探鉱開発分野におけるトピックス 86

16 試探井を掘削するも若干の出油をみたのみであった PNOC - Philippines National Oil Corporation 2000 年 5 月にGSEC84(Fuga Island) にて試掘井 (Fuga 1) を掘削するも若干のガス徴をみたのみであった この結果, パートナーはそれぞれの権益を大幅に減じたため,PNOCがそれらを購入 (15% から80% に拡大 ) している Shell 1999 年 2 月にOccidentalとの資産スワップにより,Malampaya-Cargo field ( 2.6Tcf ) の権益 100% を取得し, その後 1999 年 10 月にはTexaco の参入を許している ( 権益 45%) 2000 年には US$135millionを投じて9 坑の生産井を11 月までに掘削し,7 月にはBrown & Root Energy Services が 91,000 トンのConcrete Gravity Sub- Structure(CGS) を導入している これら開発作業 ( 総額 US$4.5billion) は予定よりも早く, 同ガス田は2001 年 6 月に生産を開始する見込みである ガスは506km (24") のパイプラインにてBatangasの発電所に送られる (650MMscf/d, 25 年間 ) Unocal Sulu Sea BasinのSC41にファームインし, Arco(2001 年 1 月に撤退 ) からオペレーターシップを引き継ぎ, 中部 ~ 上部中新統のタービダイト砂岩を対象とする試掘井 Wildebeest 1( 水深 1,110m) を掘削するも不成功に終わった 仮にこの試掘に成功していれば,Sulu Sea Basinが新たな探鉱対象堆積盆となるはずであった SINGAPORE 東南アジア産のガスの消費国として大きな影響を持つ シンガポールでは現在マレーシアから陸上パイプラインにて1993 年より150MMscf /dのガスを輸入しているが, この契約は2007 年に失効し再契約がなされる見込みは薄い 一方で, インドネシアからの2つのルートによるガスの輸入が軌道に乗り始めた West Natuna Seaから650kmのパイプライン (28") によって 2001 年 1 月に生産が開始され (22 年間 ),2003 年には325MMscf/dの契約量に達する予定である また,South Sumatra 産のガスも500kmのパイプライン (28" ) で2003 年 7 月 (20 年間 ) より当初 150MMscf/d,2009 年には350MMscf/dの契約量のガスが送られてくる計画である これにより Trans-ASEAN Pipeline 計画が格段に前進したのみならず, シンガポールにとっては同計画のハブ基地となったことで地政学上の重要な位置に付いたことになる THAILAND 図 7 参照 2000 年の油の生産量は58,000b/dで前年に比べて70% 近い増量があった これは ChevronがBenchamasおよびTantawan fieldsの生産を開始したためである ガスは1.96Bcf/d, コンデンセートは52,000b/dを生産している 東南アジアではインドネシアに次いで探鉱開発が活発な国である 1999 年には33 坑,2000 年には50 坑の試探掘井が掘削されて34 坑で炭化水素の発見があった 2000 年 7 月に第 18 次ライセンスラウンドにより陸上海上合わせて計 87 鉱区の開放があった 石油各社は2003 年 7 月までの3 年間に応札が可能である Amerada Hess 0.8Tcf(2P,2.0Tcf 3P) のガス鉱量を胚胎する陸上のPhu Horm(EU1) にて評価 3 号井掘削のためのパートナーを募集している Chevron 1999 年 4 月にB8/32にファームインし, その後 1999 年 10 月にオペレーターシップを得ており, 第 18 次ライセンスラウンドにより,B8/32に西接するG4/43を取得することでコアエリアを確立しつつある 2000 年だけでも,BenchamasおよびTantawan fieldsに25 坑の開発井を掘削している 一方で2000 年中に11 坑の試探掘井を掘削し, うち6 坑でBenchamas,Jarmjuree,KungおよびMaliwan fieldsのアップサイドポテンシャル 87

17 図 7: タイの最近の探鉱開発分野におけるトピックス 88

18 を確認している North Jarmjuree fieldの開発に関わるproduc- tion License Area(PLA) が2000 年に許可されている 計画では2003 年前半からの生産開始 ( 当初 50MMscf/d,2005 年より190MMscf/d) を目指し,8 基のプラットフォームと60 坑の生産井の掘削など総額 US$200millionの開発費が見込まれている また,Chevronはタイ沿岸部の3つの小さな発電所から, それぞれ30~40% の株を買収することで, 発電事業分野にも積極的に乗り出そうとしている CNPC( 中国 ) 第 18 次ライセンスラウンドではShellと競合してL21/43の獲得に成功している DED - Defense Energy Department( タイ ) 陸上最北部の7つの鉱区にてパートナーを募集している このうちFang Blockでは5 坑の生産井および1 坑の試掘井を2001 年に掘削予定である Forest Oil 2000 年 5 月に陸上のB5441/38にて試掘井を掘削するも失敗し, 現在ファームアウトを画策中である Kerr-Mc Gee 2000 年 3 月に掘削した試掘井が失敗に終わったAndaman SeaのW7/38にてファームアウトを画策中である Harrods B5/27 ( オペレーター PTTEP 37.5%), B11/38(Harrods 100%) およびB12/32(Harrods 74%) において1999 年以降,22 坑の試探掘井を掘削して幾つかの油ガス構造を発見している このうち,B5/27 には "L" structure および B12/32にはBussabong fieldが含まれる 第 18 次ライセンスラウンドで自社が保有する鉱区に南接するG4/43をChevronと競って敗れている (HarrodsもChevronもどちらも, コアエ リアの拡大のためには絶対に負けられない入札であった ) 一方で2000 年 1 月にパートナーの TexacoがB11/32,B11/38およびB12/32から撤退したために資金繰りが厳しくなり,Harrods が所有する4つの鉱区では権益の一部のファームアウトを画策中である Pacific Tiger 第 18 次ライセンスラウンドにてSW1 Concession 内の自社のWichian Buri field を取り囲む L44/43を手中にし,2001 年中に3 坑の試探掘井の掘削を計画している なお,SW1 Concession には, ドバイのZarara Oilが撤退した後,2000 年 12 月に豪州のCarnavon Petroleumが40% の権益でファームインしている PTT,PTTEP 2000 年にはB14a,B15aおよびB16aのArthit discoveriesへの評価井の掘削が継続される一方で, 陸上のU Thong fieldで3 坑および海上の Bongkot fieldにて15 坑の生産井が掘削されている Bongkot fieldの開発に関しては,phase III- C を 2001 年 8 月から開始する予定であり, 635MMscf/dのガスと15,000b/dのコンデンセートを生産する計画である また,2001 年第 2 四半期以降にはArthit discoveriesに対する第 2 次掘削キャンペーンを予定しており, これまで未探鉱のB14a 内での試掘も計画されている 一方で,PTTEPは同鉱区での権益の一部のファームアウトを試みている 1999 年 8 月にPailin fieldから生産開始および 1998 年 8 月に生産を開始したYadana field( ミャンマー ) からのガスの販売が軌道に乗りつつあったことから2000 年にはUS$35millionと前年に比べて大幅な収益を計上している 2000 年 11 月に石油公団とPTTは東南アジアでのガスの需要供給予測, パイプライン計画の共同調査の実施に係わる調印を済ませている Santa Fe Energy 1999 年 3 月に取得した海上のB7/38のファームアウトを画策中である 義務作業の300 の 3D 震探に引続き,2002 年初頭には試掘 1 号井を 89

19 掘削予定である 合計で340MMbblの油の発見を期待している Sino-US 陸上 NC ConcessionのBung Maung fieldの生産を細々と継続している Shell 陸上のS1 Concession 内のSirikit,Sirikit West およびThap Raet fieldsからの生産を継続すると同時に,1999 年以降に新たに28 坑の開発井を掘削している 更に,1999 年以降新たに5 坑の試探掘井を掘削し4 坑で油ガスを確認しアップサイド鉱量を増やしている 第 18 次ライセンスラウンドでは陸上のL10/ 43,L11/43およびL22/43を手中にしている 但し,CNPCと競ったL21/43は獲得に失敗している 一方海上では,B6/27 にて小規模なNang Noan fieldの近傍に2 坑の試探掘井の掘削を2001 年中に計画している 同油田は一旦生産が開始され合計で4.5MMbblの油が生産されたが, 水付きが早く生産は中断されたままである Soco( 英国 ) 2000 年 10 月に海上のB8/38の50% を放棄している 現在は失敗に終わった2 坑の評価作業中である Texaco 2000 年 1 月にHarrodsのB11/32,B11/38およびB12/32から撤退することで, タイでの探鉱開発からは完全に手を引いた Unocal 1999 年および2000 年に海上鉱区に対して計 28 坑の試探掘井を掘削し100% の成功率を誇っている 一方,Erawan,Kaphong,Satun,Funan, GominおよびJakrawan fieldsに対して2000 年中だけでも約 120 坑の生産井を掘削している Pailin fieldの生産量を現在の240mmscf/dから 330MMscf/dに引き上げるためのPhase 2の開発作業が2002 年 7 月に開始される Phase 1にて既 にUS$370millionが投じられているが,Phase 2 ではUS$290millionの開発資金の投入が想定されている また, 今後 6 年間にYalaおよびPla- muk fields の生産を開始するためにUS $270millionの開発資金を見込んでいる この2 つの油ガス田 (33MMbblと284Bcf) からは2001 年 10 月に3,500b/dで生産を開始し,2005 年には 15,000b/dの生産レートを想定している 実現すればChevron ( 35,000b/d ) およびShell (25,000b/d) に続き, タイでは3 番目の規模の油の生産会社となる 一方で,1999 年にTotalとStatoilが撤退した後もAndaman SeaのW9/38を単独で保有していたが,2001 年 1 月に放棄している VIETNAM 図 8 参照 2000 年には全体で330,000b/dの油を生産し,150MMscf/dのガスを生産している 海上の5つの油田 (Bach Ho,Rong,Dai Hung, Rang DongおよびRuby fields) およびマレーシアとの共同鉱区 Commercial AreaのPM-3のBunga Kekwa fieldからの生産量うちベトナム分の取り分を得ている 全体の油の生産量のうち73% は Bach Ho fieldからの生産である American Technologies 2000 年 2 月にUS$500,000と2 坑の義務井を約し,Gulf of Tonkinの海上 Block 102と106のPS 契約を新規に締結し, パートナーの参画を募っている Anzoil 陸上のHanoi Basin 鉱区における2 坑の生産井に対して, 漸新統砂岩のfracture stimulationを施すも商業的な規模のガスの生産には至っていない 70% の鉱区放棄を行い2002 年 7 月までの権益延長をしているが,Anzoilは既にベトナムでの探鉱に興味を失っており, パートナーの Maruel & Promに権益の譲渡を予定し,M&Pは残りの義務井掘削のためにパートナーを募っている 90

20 BP パートナーのStatoil, ONGC Videshおよび PetroVietnamと共に2002 年初頭の生産を目指す Block 06-1のLan Tay/Lan Do filed(2 Tcf) の開発計画 (Nam Con Son Gas Project) のオペレーターとして,2000 年 12 月にベトナム政府と計 US$1.5billionの3つの契約 (US$580millionのガスパイプラインの敷設,Government Guarantee Undertaking ( GGU), Gas Sales and Purchase Agreement(GSPA)) を締結している 同プロジェクトは2002 年第 3 四半期に当初 190MMscf/d で生産を開始し,2004 年には270MMscf/dのガスを370kmのパイプラインで輸送する計画である 将来, ガス需要が高まった際にはNatuna Seaのガスも供給源となり得るようにパイプラインは700MMscf/dまで増量可能となっている なお,2001 年 3 月になって突然 Statoil( ガス田権益 13.33%, パイプライン権益 16.33%) は同プロジェクトおよびアジアからの撤退を表明した これを受けてBP,PetroVietnamおよび第三者 (UnocalとConoco) が権益の増分ないし新規取得を検討中である (BPが権益を増分する可能性が大 ) 北接するMoc Tinh field(block 05-3,AEDC ( 日本 ) がオペレーターシップを有し,0.7Tcf のガスを発見するも1999 年に撤退 ) およびHai Thach field(block 05-2) のPhase 2の開発作業も実施中である Conoco US$20millionのサインボーナスを払い,2000 年 4 月に韓国のKNOC(30%) およびPetroViet- nam(30%) と共に,Cuu Lung BasinのBlock 16-2を取得した 既に720 の3D 震探を実施しており, 今後 US$54millionの資金を投じて 600MMbblともいわれるポテンシャルを6 坑の試掘井で確認する予定である ( 同鉱区は1980 年代末にVietsovpetroによる2 坑の試掘井によって油の胚胎を確認済 ) 一方で,2000 年 2 月には Rang Dong field(block 15-2) のオペレーターであるJVPCの権益の30% を取得し, 更に年末までに36% までに増やしている CLJOC - Cuu Long Joint Operating Company PetroVietnam(50%),Conoco(23.25%), KNOC(14.25%),SK Corp(9.0%) および Geopetrol(3.5%, 仏 ) からなるコンソーシアムはCuu Long BasinのBlock 15-1 鉱区において 2000 年 10 月に試掘井 15-1-SD-1Xによりベトナムにおける近年の最も注目すべき油の発見をなした 1 回目のテストでは基盤岩から5,655b/d, 2 回目のテストにて上部漸新統砂岩から1,366 b/dおよび3 回目のテストでは下部中新統砂岩から5,600b/dと,3 回のテストで合計 17,800 b/dを記録しており, これはベトナムにおけるテストでは最大量のフローである その後 2001 年 4 月には評価井 (15-1-SD-2X) が掘削され, 同様の層準にて油 (11,000b/d) を確認している Fairfield Industries( 米国, 物探会社 ) 1999 年 10 月にPetroVietnam より10,300 kmの speculative な2D 震探を契約した これは,Mekong Deltaおよびその周辺の浅海域の石油契約の締結を促そうとするPetroVietnamの狙いであったが, 結局, 石油会社からの興味を得られず震探作業は実施されていない HLJOC - Hoan Long Joint Operating Company 3 年にも及ぶ交渉の末,1999 年 11 月にSoco ( 30 %, 英国 ) を中核とし,PetroVietnam (41%),Amerada Hess(24.5%) およびOpeco (4.5%) で構成されるコンソーシアムにBlock 16-2 鉱区が付与され,2001 年中には試掘井の掘削が予定されている HVJOC - Hoan Vu Joint Operating Company Amerada Hess,Conoco,Enterprise,Lundin, ONGCおよびPetronas Carigaliと競り合った末, 2000 年 12 月にSoco ( 50 %) とPetroVietnam (50%) のコンソーシアムは,Dai Hung およびRang Dong fieldsに隣接するblock 9-2を取得している 当初の3 年間の第 1 探鉱期間中に US$18millionの投資を見込んでおり,2001 年中に3D 震探の実施を予定している 91

21 図 8: ベトナムの最近の探鉱開発分野におけるトピックス 92

22 JVPC - Japan Vietnam Petroleum Company Rang Dong field(block15-2) の権益 86.5% のうち36% をConocoに売却している 2000 年にはRang Dong field ( 現生産量 40,000b/d) に4 坑の試探掘井を掘削し15-2-RD-8Xではテストで8,500b/dの油を確認している KNOC( 韓国 ) パートナーのExxonMobil(45%) と共に, Block 11-2 の Rong Doi および Rong Doi Tay fields( 両方で0.7~1.0Tcf) のGas Sales Agreement(GSA) に関してPetroVietnamと交渉中である 同鉱区では6 坑の試掘井の掘削などUS $120millionの探鉱資金を投じ,3 坑において下部 ~ 中部中新統砂岩でガスを発見している 60 kmのパイプラインを敷設すれば,bp の Lan Tay/Lan Do fieldのnam Con Sonパイプラインに接続できるメリットがある OMV( オーストリア ) 1999 年 10 月にSong Hong BasinのBlock 111と Block 19のPS 契約に関わるHeads of Agreement (HOA) を締結していたが,2000 年 9 月にイタリア資本のパートナーのEdison International (50%) と共に正式にPS 契約を締結している 2001 年 11 月の試掘 1 号井の掘削に向けた技術評価がなされている ガス発見の暁には, 中国領のYachengガス田の既設の28" パイプラインを利用してで香港市場に送れるメリットがある 一方で,Gulf of TonkinのBlock 104を2 坑の試掘井の失敗の後,1999 年 12 月に放棄している Commercial Arrangement Areaにて発見された数 Tcfのガスの開発のためにMaster Planを作成し, 2005 年までに1,200~1,300MW,2010 年までには3,500MWの発電所を建設することをベトナム政府に働きかけている これら発電所の建設が同地域の更なる探鉱開発を促すこととなるとし, 最終的には10Tcf 規模のガス開発を見込んでいる PetroVietnamはPertaminaと探鉱開発に係わる包括的なMOUを2001 年 3 月に締結しており, インドネシアの西パプアにてプレーすることとなった これに対して,Cuu Long BasinのBlock 17をPertaminaに与えることが内定している Petronas Carigali Ruby fieldの生産を継続すると共に, 最近の2 年間で11 坑の生産井の掘削も行っている Dai Hung fieldの開発は当時の油値では採算が合わぬとdai Hung Oil Development( 日本 ) と共に 1999 年 5 月に撤退している Samedan( 米国 ) 米国 Noble Associates の関連会社である 2000 年 11 月にNam Con Son BasinのBlock 12Wの 78% 権益を取得している (Block 12Wには日本勢が参入していたが,0.6Tcfのガスを確認するも油の発見がなく撤退している ) 隣接する Block 12Eの権益もOpecoから買収し, 両鉱区のオペレーターを任じている 2001 年中に2 坑の試掘井を掘削予定である なお, イスラエルの Delekが両鉱区に参入の意思表示をしている Opeco - Oil Product Exploration Company Nam Con Son BasinのBlock 12Eに関して, 100% の権益のうち78% とオペレーターシップをSamedanに売却している PetroVietnam 2000 年 7 月にOpen 鉱区であるBlock 103にて, 初のオペレーターとして103-HOL-1Xを掘削し, 中部中新統中の5~6m 層厚の砂岩から非商業量のガスを発見している Malay-Tho Chu BasinやMalaysia-Thailand TotalFinaElf Malay-Tho Chu BasinのBlock 46,50および51 における6つの発見構造の後,PetroVietnamからProduction Leaseに移行するかまたは撤退するかを迫られ, 結局 70% の権益 ( 残り30% は PTTEPが保有 ) をLundinに売却し,TotalFinaElf は同鉱区から撤退する方向で政府の承認を待っている TotalFinaElfは同鉱区で11 坑の試掘井 ( 内 8 坑でガスの発見 ) の掘削と16,000kmの2D 震探および466 の3D 震探を行なっており総額でUS$130millionを費やしている 93

23 Unocal ベトナムでは現在最も活発に探鉱を行っている会社である 2001 年 1 月にはRepsol-YPFのアジアからの撤退に伴い,Block Bにおける同社の権益をMoeco( 日本 ) と共に買い増している 2000 年にはBlock B & 48/95およびBlock 52/97 に計 9 坑を掘削し,6 坑でガスを発見している 2 坑の評価井によりKim Long discoveryのアップサイドのガスを確認している 更に,3 坑によってAc Quyガス構造を,1 坑によってCa Voiガス構造を新規に発見しており,2000 年中の掘削キャンペーンにて可採 1Tcfのガスを発見したとされる なお,2000 年 8 月にはBlock B & 48/95 の20% を放棄すると同時に第 2 探鉱期間に移行している これらのガス田およびマレーシア領のPM-3(Lundin) 等の油ガス田を含めた今後の開発は, ベトナム沿岸のCa Mau 地域の発電プラントや化学プラントの建設計画に大きく左右されるが現時点では不透明である VAMEX - Vietnam American Exploration Company 1999 年 7 月に取得したNam Con Son Basinの Block 7とBlock 8/97にて震探収録を計画中と共にファームアウトを画策中である なお, 両鉱区はBPが開発中のLan Tay/Lan Do field(block 06-1) の南側に位置し,ExxonMobilのD-Alpha field( インドネシア ) の北西に位置している Vietsovpetro( ロシア ) Bach Ho およびRong fieldsの生産を継続しており,2001 年中に現在の生産量の4% 増量を目標として新たに10 坑の生産井を掘削する予定である 2000 年 12 月に1MMbbl 容量のFSOの稼働を開始した ( このFSOの建設はModecと日立造船によって10ヵ月とういう最短期間で完成された ) 1999 年にはDai Hung fieldのオペレーターシップをpetronas Carigaliから引き継ぐ (100%) など, ベトナムでの資産増に積極的である Zarubezhneft( ロシア ) ロシアとベトナム間の貿易経済発展に関わる 基本合意の一環として,2000 年 9 月にSong Hong BasinのBlock 112をPetroVietnam(50%) と共に取得した また,1997 年にHeads of Agreement ( HOA ) を締結していたCuu Long Basin の Block 09-3が2001 年 4 月に正式に与えられる見込みであり, これには出光も参画する予定である INDONESIA 図 9および10 参照 2000 年には油価の高騰を抑えようと油の生産量の調整が何度も行なわれた結果,2000 年の生産量は油 1.27MMb/d, コンデンセート142,000b/dおよびガスは8.0Bcf/dであった 世界的な流れに遅れることなく探鉱活動は大水深域へと向かっている 1999 年にはUnocalの Makassar Straitにおける水深 1,700mでの試掘に続き,ExxonMobil,Shell,Lasmo,Arco,Inpex およびJapex 等による大水深での試掘が相次ぎ, 海上の試探掘井 (55 坑 ) の56% が大水深域 (200m 以深 ) での試掘である 2000 年には全試掘井の14% と割合は減少しているものの Unocal,Gulf Resources,Inpex,Japex,Lasmo およびShell 等による大水深掘削が盛んに行なわれている 2000 年に掘削された試探掘井は計 99 坑であった (76 坑の試掘井と23 坑の評価井 ) 試掘井のうち34 坑が成功井であり, 成功率は45% である (1999 年では53 坑の試掘井が掘削され成功率は 42%) 全試探掘井 99 坑の内訳は,35 坑の陸上井と64 坑の海上井である 陸上試探掘井のうち 20 坑がSouth Sumatraに,7 坑がCentral Sumatra, 1 坑がNorth Sumatra,West JavaおよびEast Java にそれぞれ3 坑,1 坑がWest Papuaに掘削されている 海上では, Makassar Straitで18 坑, West Javaに13 坑,West Natunaに11 坑,East Java Sea に10 坑,Timor Seaに3 坑,East Natuna Seaに2 坑, SulawesiとWest Papuaにそれぞれ1 坑掘削されている 開発面では二三次回収作業やマージナル油田の開発が継続されている また,South SumatraGas Project,Corridor-Duri Gas ProjectおよびWest 94

24 Natuna Gas Projectに資するガス鉱量の確保のために,Santa Fe, Gulf Resources,Conocoと Premierが活発に開発作業を進めている 鉱区開放および入札手続きは,2001 年 1 月 1 日をもってPertaminaに代わってDirectorate General of Oil and Gas(Migas) が管轄することとなった ( 但し, 契約調印相手はPertaminaである ) Pertaminaはリストラを実施中であり,5 年以内に26,000 名を18,000 名にする予定で執行部も7 名から6 名に削減されている Pertaminaは国内のガスの有効利用やPS 契約の条件が同国の将来の鉱量を確保するために適切であるか等を監督するために Gas Reserve Management Committee を2001 年 2 月に組織している 当面はSouth SumatraおよびEast Javaのガス開発を適切に行うために同委員会は開催される 極東アジアでのLNG 需要の先細りを鑑み, Pertaminaはインドへの原油およびLNGの輸出を画策している 既に2 隻の原油タンカーを試験的にインドに送り出すなど既成事実を作っており, 包括的な資源外交のためのMOUも締結される見込みである 一方で, インドのONGC (Oil & Natural Gas Corp)Videshに対してOff- shore North Sumatraの探鉱鉱区への参画を促しており, 更にはインドネシア領のSambang 島とインド領のNicobar 島との間の深海域の探鉱に将来共同で乗り出すことも見据えていると思われる 政治的社会的不安に加え,1999 年前半の油価の低迷によって1999 年に開放された鉱区に対する石油会社の反応は鈍く,4つのPS 契約が締結されたに留まった 2000 年も新規契約数は少なくPSCが1 件, TAC(Technical Assistance Contract) が4 件のみであった 2001 年 3 月に Migasにより23 鉱区が開放 ( 一部は1998 年時に既に開放されていた ) され, このうち2001 年 6 月に計 9つの鉱区の入札が行われる予定である この中には,Makassar Straitの深海の6 鉱区 (Donggala,Jangeru,Papalang,Popodi,Tanjung Aru, Taritip),East Java Seaの2 鉱区 (Bawean I,Bawean II) およびWest Natuna Seaの1 鉱区 (Nila) が含まれている なお, これら鉱区に はPertaminaの探鉱段階からの参入 ( 権益 15%) がオプションで認められており,Pertaminaの民営化の一端が伺えられる なお, 上記 9 鉱区の他に15 鉱区が2001 年中に開放される見込みである 内訳は,Arafura Sea of West Irian Jaya(6 鉱区 ),Natuna Sea(2 鉱区 ),Central and Offshore Northeast Kalimantan(3 鉱区 ),South Sulawesi(2 鉱区 ) およびSeram Sea(2 鉱区 ) である インドネシアにおいて油でトップ10, ガスでトップ5に入るLasmoの資産買収に対して, イタリアのEniが呈示した買収金額 US$3.97billion がAmerada HessのUS$3.5billionに競り勝ち, 2001 年 2 月 1 日より正式に売却が成立している 1999 年にRepsol-YPFの保有する上流分野の資産合理化 ( インドネシアでの資産価値はUS $900millionと言われている ) の発表を受けて, 各社がデータレビューを実施し,2000 年 9 月にはPertamina,Caltex,PT Medco,Mitsui Corp, PTTEPおよびKNOCが強い興味を示していると報道されているが,2001 年 4 月現在, 本ディールは成立していない ( 本買収に関してPer- taminaが用意できる予算はus$200million 程度であり, 現在 120,000b/dを生産しているOSES PSCにしか興味がないと発表している ) インドネシアでプレーする各会社毎のレビューは膨大な量になるので, ここでは各地域毎の探鉱開発状況を概観する North Sumatra 陸上ではExxonMobil,Gulf ResourcesとPer- taminaがプレーヤーである 民族自立運動の盛んなAche 州では,2000 年 3 月にワヒド大統領が同州内の油ガス田の権益のうち75% をAche 州政府が保有することを認めている しかし, これでも暴動は収まらず,ExxonMobilの社員が誘拐されたり, 警備に当たったインドネシア軍人が殺害されるなど情勢は緊張している 自然減退が始まった Arun fieldの生産量を補うように,exxonmobilは1999 年 7 月にNSO A field (1.2Tcf) が450MMscf/dで生産を開始しArun LNGプラントへ供給している しかし,LNG 市場の冷え込みを理由にArun LNGプラントの6つ 95

25 図 9: 西部インドネシアの最近の探鉱開発分野におけるトピックス 96

26 のtrainのうち2つを2000 年 2 月に閉じている 更に2001 年 3 月になって地元の政情不安がピークに達し,ExxonMobil はプラントを停止した (2001 年 5 月の再開の見込んでいる ) このため, インドネシア政府はWest PapuaのTangguh LNG プラントの建設に拍車を掛けることとなった 海上では,Lasmo,ExxonMobilとMatrix Oilが鉱区を保有している 2000 年 10 月にUnocalが Lasmoの大水深 Krueng Mane PSCにファームイン (15%) し,Bungong Jeumpa 1( 水深 1,290m) を掘削するも不成功に終わっている Central Sumatra ほぼCaltexの独占状態である 17 基のリグにてDuri,MinasおよびPetani fieldsの生産井を盛んに掘削している 現在 70,000b/d を生産しているCaltex の Coastal Plains & Pekanbaru(CPP)PSCの鉱区期限である2001 年 8 月以降は, 同鉱区を地元 Riau 州政府が管理することをワヒド大統領が2000 年 5 月に承認している これを受けてRiau 州側は独自にPT Petroleum Riau Makmurを設立したものの, 維持技術の欠如のために結局はPer- taminaに懐柔されriau 州が15%,Pertamina が 85% の割合で運営される見込みとなった (2001 年 2 月 ) 結果的に現オペレーターであるCaltex だけが同鉱区から追い出された格好である なお,DuriおよびMinas fieldsがあるrokan PSCの鉱区期限は2021 年である South Sumatra の Gulf Resources が保有する Corridor PSC 内のSuban fieldから産出するガスを544kmのgrissik-duriガスパイプラインでcal- texのduri fieldまで結び, ガスをエネルギーとして生成された水蒸気を地下に圧入して油の回収率を増加させる大規模なsteamflood 攻法を 2002 年後半から開始する予定である (Corridor- Duri Steamflood Project) 19 年間に1.1Tcfのガスが供給され, これにより140MMbblの油が増産が見込まれている CaltexのPager fieldにて回収率増加のためにロシアの技術であるvibro Seismic Impact Technology (VSIT) が試験され,40% の生産量の増量があったと伝えられているが詳細は不明である South Sumatra Gulf Resourcesを筆頭にPT ExspanおよびSanta Feによりほぼ独占されている 2001 年 2 月に Pertamina と Singapore Power 間で総額 US $ 9billion のガス供給に関わる契約 (South Sumatra Gas Project) が調印されている これは, South SumatraのGulf Resourcesが保有する Corridor PSC と Jambi Selatan "B" PSC および Santa FeのJabung PSCからの計 2.27Tcfのガスを Grissik field 経由の500kmのパイプラインで2003 年から20 年間 (350MMscf/d) 供給するものである Santa Feは2000 年 1 月にJambi Selatan Block "B" PSC( オペレーターはGulf Resources) に TotalFinaElfが保有していた権益 (30%) を買収することで参入を果たしている 同鉱区には未開発のRayun,BunginおよびBungkal fieldsがあり, 本買収によってSanta FeのSouth Sumatra Gas Projectでの発言力を強化しようとする狙いである 一方でSanta FeはBangko PSCにおける権益の一部を処分して資産の整理統合を図ろうとしている West Java 海上はYPF/MaxusとBPが支配し, 陸上は小規模な油田をローカル会社が保有している 一方, 探鉱鉱区はPertaminaが保有している 2000 年 4 月にOSES PSC(YPF/Maxusがオペレーター ) とONWJ PSC(BPがオペレーター ) にそれぞれ5% の権益を保有していたVeba Oil & Gas( ドイツ ) をUS$47millionで三菱商事が買収している 両鉱区からは190,000b/d と 50,000boe/d 相当のガスを生産中である East Java 陸上は主にExxonMobil,Pertaminaが, 海上は ExxonMobil,KNOC,ArcoおよびGulf Resources が活動している 2000 年 6 月にExxonMobilは陸上 Cepu TACの Humpussの権益 (51%) をUS$110millionで買収している (Humpussは前スハルト大統領政権に非常に近い会社であり, ワヒド現政権に嫌われていたとの噂 ) その後,2000 年 11 月にBanyu 97

27 Urip-3を掘削 (re-entry) し,Kujung 層炭酸塩岩からテストにて3,400b/dを確認している これにより鉱区内の可採鉱量が200MMbbl 増加したと伝えられている ( 同鉱区全体の原始鉱量は 2Billion bblと言われている ) しかし, 同 TAC で契約された対象層準以外からの出油であったため, 今後 ExxonMobilとインドネシア政府側とでPS 契約への移行を前提とした交渉がなされると思われる 1999 年 3 月以降, 油価の低迷のため生産を一時停止していたCamar fieldを含むbawean PSCを Fortune Oil & Gasが2000 年 5 月にGFB Resources ( カナダ ) から買収している その後 2001 年 1 月にFortuneはCamar fieldの生産を再開している East Javaでは, 現在,BPのPagerungan fieldと KNOCのKE 5 field,lapindoのwunut fieldから併せて350mmscf/dを生産しているが, 近年に発見があったPremierのUjung Pangkah(450 Bcf), PertaminaのKedung Tuban(500 Bcf),Suci( Bcf) およびExxonMobilのBD(500 Bcf) の開発のためのFS 調査がPertaminaによって着手されている Kalimantan UnocalとTotalFinaElfのほぼ独占であり, これにVicoとExspanが続く 2001 年 6 月に入札が行われる9 鉱区のうち, Makassar Straitの6 鉱区はWest Seno field(1998 年発見,2002 年生産開始予定 ) の他, 近年幾つか発見があったUnocalの鉱区に東接しており, 競争が激しくなると予想される 2000 年 10 月にUnocalは大水深鉱区であるMa- kassar Strait Block "A" PSCとRapak PSCにおける ExxonMobil( それぞれ50% と30%) の権益をUS $155millionで買収した 前者には1998 年に発見されたインドネシアにおける最初の大水深油ガス田 ( 水深 830m) であるWest Seno field (280MMbbl,325Bcf) や1996 年に発見された Merah Besar fieldがあり2002 年からの生産開始が見込まれている また後者に Aton,BangkaおよびJanaka North discoveriesがある Unocalは2001 年 1 月にRapak PSCにてRanggas 1( 水深 1,616m) で250ftのガス層と40ftの油層を発見した 1999 年 12 月にTotalFinaElfはOffshore Mahakam PSC ExtensionのPeciko field( 約 6Tcf) の生産を開始した 2000 年 4 月には800MMscf/dのガスと 16,000b/dのコンデンセートを生産している 2000 年 4 月にShellは大水深 Ambalat PSCの権益の一部をArco,LasmoおよびUnocalにファームアウトして自社の保有分を40% まで減らしている 2000 年 7 月に試掘井 1 坑 (Bougainville 1) を掘削するも不成功に終わっている East Kalimantan の Bontang LNG プラントで 1999 年 11 月に8 基目のtrain (Train H) が完成している これによりBontang LNGプラントは 22.1MMton/yearとなり世界一の規模を誇ることになる Sulawesi,Timor SeaおよびWest Papua West PapuaではSanta Fe, ArcoおよびPer- taminaが,sulawesiではjapex,unocal,energy EquityおよびPertaminaがプレーヤーである Timor SeaではInpex( 日本 ) が唯一のプレーヤーである SulawesiのSenoro-Toili JOAにて1999 年 4 月に ArcoのオペレーションによるSenoro 1にて中新統 Mentawa 層の炭酸塩岩から可採鉱量 1.5Tcfと 15MMbbl 規模の油ガスを発見している その後 2000 年 2 月にはArcoの権益 (50%) をExspanが US$1.03millionで買収している Arcoの撤退は West PapuaのTangguh LNGプラントの建設に資金を集中するためと考えられる 2000 年 12 月にInpex の Masela PSC における Abadi 1( 水深 460m) にて,1ダルシーという極めて高い浸透率を呈する砂岩 ( 中部ジュラ紀の Plover 層 ) から25MMscf/dと260bc/dをテストで確認し大いなる注目を浴びている 2000 年 5 月にJapexのKapoposang PSCにUnocal (15%) がファームインすると同時に,Pelanji 1を試掘するも不成功に終わっている Santa FeはWest PapuaのKelara Burung PSC Extension やSalawati Kepala Burung JOAにおける権益を処分して資産の整理統合を図ろうとしている 両鉱区からは13,000b/dを生産 (Santa Feのネット分は3,500b/d) しているが, これを売却して South Sumatraでのガスビジネスへ資金を集中す 98

28 図 10: 東部インドネシアの最近の探鉱開発分野におけるトピックス 99

29 る方針である Timor Seaの大水深域においてInpexのRabe PSCおよびJapexのSabo PSCが試掘井の失敗の結果,2000 年中に放棄されている BPはWest Papuaにおいて総額 US$4billionの Tangguh LNG プラントのエンジニアリングデザインを開始し,2006 年の生産開始を予定している 同プロジェクトでは,Wiriagar Deepと Vorwata fields から産出するガスにより年間 6MMtonのLNGが生産され, 主に中国での市場をターゲットにしていると伝えられている Natuna Sea 西部ではConoco,Gulf ResourcesおよびPre- mierが独占し, 東部では,ExxonMobil,Total- FinaElf,ConocoおよびYPF/Maxusがプレーしている 2001 年 1 月にWest Natuna Gas Projectが始動し, West Natuna SeaからシンガポールのSemb Gas Corp. へのガスの供給が予定より半年早く開始された 640km (28") のパイプライン敷設を含む総額 US$3billionのプロジェクトで, 当初は 130MMscf/d,2002 年第 1 四半期には325MMscf/d で計 22 年間の供給を見込んでいる Conocoの South Natuna Sea Block "B" PSC, Gulf ResourcesのKakap PSCおよびPremier のNatuna Sea Block "A" PSC 内のガス田が供給源である 現時点でのこれら鉱区からの供給可能量は 175MMscf/dであるが, 盛んに新規探鉱 / 開発活動が実施されており契約量を満たすことは確実である シンガポールでのガス需要の飛躍的な増加を睨み, 敷設されたパイプラインは非圧縮ガスで700MMscf/d, 圧縮ガスで1Bcf/dの送付能力を有するように設計されている 一方,2000 年 10 月にConoco は別途,PertaminaおよびPetronasとWest Natuna SeaのガスをDuyong field 経由でマレーシアに供給する計画のHOAを締結している 計画では2002 年 8 月より20 年間, 当初 150MMscf/dで後に250MMscf/dを送ガスする計画である ExxonMobilのNatuna D-Alpha fieldのガス開発 ( 原始鉱量 210Tcf, うち150TcfがCO2) 計画がインドネシア政府によって見直されており, 実 質上, 塩漬け状態である 当初は日本, 韓国や台湾の市場を見込んでNatuna 島にLNGプラントを建設する計画であったが, その後,West Natuna Seaで見られるようにパイプラインを敷設してASEAN 諸国内の市場を狙うように計画を見直しているものと思われる 一方で, ExxonMobilはNatuna D-Alpha fieldに西隣する Natuna D-Alpha CO2 Disposal Areaでの探鉱権利獲得に関してPertaminaと交渉している 同 Areaでは,1981 年にMobil によって掘削した Banteng 1で暴噴を起こし掘削船を喪失する程のガスを発見した鉱区である Caltexは鉱区北部でベトナムとの国境問題が絡んでいるNatuna Sea Block "B" と "C" を放棄する旨を申請中である LasmoおよびPremierは Cumi-Cumi PSCから2000 年 5 月に撤退している 現在はPT Exspanが保有しているが,2001 年 5 月の鉱区期限と同時に放棄される見込みである また,Gulf Resourcesは2000 年 4 月にWest Natuna Offshore PSCを放棄している 謝辞石油公団天然ガス プロジェクト企画部長金森邦夫氏および前石油公団ジャカルタ事務所長 ( 現石油開発情報センター研究部次長 ) 井口義朗氏に査読をしていただき, 貴重な助言を戴いた ここに深謝する 以上 100