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 1. はじめに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
新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 石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 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 2/33
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 東欧に拠点を持つ会社が多い 3. ケーススタディ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 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 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 ) 開発 3-2. (1) ナイジェリアのアグバミ油田 NNPC Chevron Halliburton デジタルオイルフィールド 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) 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 StatoilHydro Baker Oil Tools Halliburton INTEQ Schlumberger 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 ) StatoilHydro FMC 大水深開発システム ( 海底分離および水圧入システム ) Petroecuador Occidental Weatherford デジタルオイルフィールド ( 電動サブマージブ (2006 年撤退 ) ルポンプ ) Shell 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 ) Saudi Aramco Baker Oil Tools デジタルオイルフィールド ( インテリジェント坑 Halliburton 井仕上げの最終形 Maximum Reservoir Schlumberger Contact/MRC 坑井 ) Weatherford カズムナイガス Chevron Weatherford Managed Pressure Drilling (MPD) Sigma Engineering ADNOC PEMEX ZADCO (JODCO, ExxonMobil) Halliburton Schlumberger Weatherford Multi-Lateral Tie Back System (MLTBS) を適用した水平坑井 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 ) 3-1. 回収率向上 (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
さ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
シ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
ト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た 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 フ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 6/33
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
シ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 シェールガス生産に関心を寄せる人が増えるのもうなずける 技術進歩がもたらす効果とトレンド : 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
た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
図 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 3-2. 開発 (1) ナイジェリアのアグバミ油田 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 10/33
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 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 開発概要 : 胚胎面積 700km 2 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
高浸透率の砂岩 (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 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 4 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 12/33
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 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 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
出所 : StatoilHydro 社資料より作成 (3) ノルウェーのトルディス油田 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 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 図 10 SSBI(Subsea Separation, Boosting and Injection system) 出所 : StatoilHydro 社資料より作成 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
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 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 m 3 / 15/33
日 ) 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 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 m 3 の油流出と推定 ( 図 13) 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
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 3-3. 生産効率向上 (1) エクアドルのブロック 15 油田 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
し 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 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 開発概要 : ブルネイの沖合 90km 南シナ海 水深 40~50m 胚胎面積 48km 2 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 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
坑井 ( 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 2005 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 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
出所 : Shell 社資料 ICV 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 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 例えば 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 (3) サウジアラビアのハラド (Haradh) 油田 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 ) 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 坑も掘削された 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
26km 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 ゾーン 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 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
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との推算結果が得られた 最初の 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) 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
結果として 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 (4) ガザフスタンのテンギス油田の追加開発 Caspian 盆地 50 万 km 2 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 図 20 Tengiz フィールドの位置出所 : SPE 資料 (SPE 79850) より作成 23/33
油層 : 高圧で H 2 S 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 LAMCD による Managed Pressure Drilling(MPD) の動機 : Light Annular Mud Cap Drilling(LAMCD) が MPD として採用 採用理由は次の 4 点 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/cm 3 ) 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 地層を掘削中に しばしばフラクチャーや空洞に遭遇 貯留層流体に H 2 S 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 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 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 H 2 S の量をドリラーが調整できる 図 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 24/33
LAMCD 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 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 図 23 RCD 出所 : Weatherford 社資料より作成 25/33
T-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H 2 S 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) が実施された (5) UAE の上部ザクム油田実施形態および期間 : 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$2 百万の追加投資が必要となったが コイルドチュービングを水平坑井の坑底まで降下することが可能となり 効果的な酸処理が実施できた ( 図 24 左 ) 酸処理後の生産量は酸処理前と比較して タママ I A 層で5 倍, タママII 層で2 倍に増加した また 26/33
生産検層 (PLT) による坑井内への流体流入分布情報の入手が可能となり 油層モデルや坑井内の流動 モデルに反映された 図 24 MLTBS 試行 ( 左 ) とその後 ( 右 ) その後の展開 : タママ I A 層に続いて II 層に対する MLTBS 化 および二次的なラテラルが掘削された ( 図 24 右 ) この二次的なラテラルとは MLTBS の水平坑から更に魚の骨状に掘削するラテラルを意味し MLTBS と同じ技術水準レベル 5 を目指した (6) メキシコ陸上のチコンテペック盆地 ( 図 25) 増産計画 : 2 0 0 8 年から2 0 1 2 年の投資予定 1 1 0 億ドル (2 0 0 9 年 2 3 億ドル ) インフラ整備 1,2 0 0 油井掘削予定 @2 0 0 9 年 パイプライン整備 窒素圧入計画 現状 3 万 1,000バレル / 日 7 万 2,000バレル / 日 @2010 年目標 ピーク生産 6 0 万バレル / 日 @ 2 0 2 0 年以降の目標 図 25 メキシコの主要堆積盆地と油田位置 27/33
掘削効率の向上 : 掘削日数 8 日 / 坑 (Schlumberger) 2009 年 3 月第 3 次掘削入札 500 坑を 53 億 9,000 万ドルで Schlumberger が落札 先立つ第 1 次および第 2 次入札は Weatherford 社が落札 Weatherford 社は イラク陸上での坑井改修作業も 200 坑以上の実績あり 4. 原油や天然ガスの生産コスト推定 世界の石油開発にかかるライフサイクルの技術コスト分析レポート (Upstream costs and the price of oil: 英コンサルタント会社 CGES 2008 年 ) をレビューした 4-1. 生産コスト推定の難しさ 生産コストの内訳 : 技術コスト ( 探鉱 開発 操業 ) 資金コスト( 金利 ) 公租公課( 租税 ロイヤルティ ) 適正利潤(IRR 年 15% 程度 ) 技術コストは 発見コスト( バレル当りの探鉱費と開発費の合計 ) 生産/ リフティングコスト ( バレル当りの操業費 ) という分け方もある 探鉱費の大半は経費処理され 資産化されず 一方 開発費の大半は資産化され 生産開始後 減価償却されて費用計上 操業費は可変費用で毎期に経費処理 一般に初期の探鉱費支出と油田生産後期の操業費支出では 数十年のタイムラグがあることも普通で インフラ等貨幣価値の調整をどうするかも問題 将来の資源量アベイラビリティの推定を図 26に示す 縦軸は総合生産コスト ( 技術コスト + 公租公課 + 適正利潤 ) 横軸は原油換算の日産量 図 26 将来の資源量アベイラビリティの推定 28/33
生産コストは 定義上も計算上も複雑な問題があり 単純化 明晰化が困難 現時点で発表されている生産コストにかかるデータや数値は イコールフィッティングが困難で大まかな印象で解釈する以外に これらを有効に利用する方法はなく 数値に正確さを求めること ( ピンポイントの指摘 ) は 生産的 でない 4-2. 開発 操業コストの推定 3. ケーススタディ で言及した事例に対する CGES 社による開発 操業コストの推定を表 2 に まとめた 表 2 投資密度法による新規油田の開発 操業コストの推定 (2008 年ベース ) 出所 : 英コンサルタント会社 CGES レポート Upstream costs and the price of oil 他より推定 適用分野 油ガス田 開発コスト ($/bbl) 操業コスト ($/bbl) 合計 ($/bbl) 注 回収率向上 米国陸上のシェールガス 2$/MMBtu 1~2$/MMBtu 3~4$/MMBtu Chesapeake 社 3-1. (1) 開発 開発 3-2. (1) ナイジェリアのアグバミ油田 5.1 1.5 6.6 Shell 社操業のボンガ油田データ流用 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) ノルウェーのトロール油ガス田 7.4 2.1 9.5 北海の典型データ 流用 ノルウェーのトルディス油田 7.4 2.1 9.5 北海の典型データ流用 エクアドルのブロック15 油 N/A N/A N/A 田 ブルネイのチャンピオン N/A N/A N/A ウエスト油田 サウジアラビアのハラド油 1.0 0.3 1.3 田 ガザフスタンのテンギス油 14.4 4.1 18.5 田の追加開発 UAEの上部ザクム油田 9.6 2.7 12.3 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 : 18.0 5.1 23.1 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 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 公租公課を含まず 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
さらに コストの分析から得られた知見を 以下に列記する 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
レル 2005 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 読み取りにくい < 参考 > 他の情報ソース : 3 件 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 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 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 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
定年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 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 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
術の良し悪しを判断 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 ) 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 以上 < 参考資料 > 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