115 石油技術協会誌 第 77 巻 第 1 号 （平成 24 年 1 月）115 ～ 122 頁
Journal of the Japanese Association for Petroleum Technology Vol. 77, No. 1（Jan., 2012）pp. 115～122
講 演
Lecture
1. ノルウェーの石油事情
ノルウェー陸域のスカンジナビア半島は主に古生代から 先カンブリア時代の変成岩から成っており，金属資源は古 くから採掘されていたが，油・ガスの兆候はまったくなく ノルウェー沖合に石油 ･ ガスの存在を予想する人はほとん どいなかった。1965 年ノルウェー，イギリス，デンマー クとの間で北海大陸棚地下資源の帰属が中間線によって確 定し，石油・ガスの探鉱が始まった。最初の油田は1969 年に発見されたEkofisk 油田で 1971 年に生産を開始した。 その後も北海ではFrigg ガス田，Statfjord 油田，Gullfaks 油田，Oseberg 油田，Troll ガス田等の巨大油・ガス田が 次々と発見された。さらに1980 年代以降は北方のノルウェー海，バレンツ海でも探鉱が開始され，Heidrun 油田， Ormen Lange ガス田，Snohvit ガス田等が開発されている （図1）。 ノルウェーの油生産量は2001 年にピークに達した後 漸減しているが，ガスの生産量は増加している（図2）。 2010 年における石油およびガスの生産量はそれぞれ 124 百万m3（210 万 bl/d）および 1,060 億 m3（290 百万 m3/ 日） であり，世界第14 位および第 5 位の生産国となっている。 また国内消費が少ないため，それぞれ第7 位および第 2 位 の輸出国となっている。
MPE（Ministry of Petroleum and Energy） が 発 行 す る FACTS では，ノルウェー大陸棚の資源量が毎年公表され ている。これによると，ノルウェー大陸棚の全資源量は 128 億 m3 o.e.（806 億 boe）と推定されている。そのうち 43％にあたる 55 億 m3o.e.（347 億 boe）は生産済みであ る。生産中および開発決定済みの油ガス田の残存埋蔵量 は24％にあたる 31 億 m3 o.e.（195 億 boe）で，今後開発 が推定される資源量は13％にあたる 16 億 m3 o.e.（101 億
ノルウェー大陸棚における探鉱・開発・生産活動について
＊－この
20 年を振り返って
木 田 昌 宏
＊＊（Received January 10, 2012；accepted February 27, 2012）
Exploration, development and production on the Norwegian continental shelf
－Idemitsuʼs engagements of the last 20 years
Masahiro Kida
Abstract： Idemitsu Petroleum Norge AS acquired a 9.6％ interest in Production Licenses 057 and 089 in 1989.
These licenses are located in the Northern North Sea, and comprised the Snorre, Tordis and Statfjord East oil fields when acquired. The estimated recoverable reserve in the Snorre area was increased from 900 million boe in 1990 to 2,880 mil-lion boe in 2011 as a result of the successful improved recovery technology and discovery of new satellite fields of Vigdis, Borg and Sygna, etc.. In order to fill the decline of production in the Snorre area, the company acquired a 15％ interest of Production License 090 in 2002, comprises the Fram West and East fields. The new discoveries were also made in the Fram area and development plans are being considered. Since 2004 Idemitsu has actively participated in the annual licens-ing round and a number of licenses were awarded in the Norwegian Sea and Barents Sea as well as in the North Sea. In the new licenses, the Knarr, Peon and Titan, etc. were discovered, and a Plan for Development and Operation of the Knarr field was approved by the gorverment. There are a number of promising discoveries in Idemitsuʼs portfolio and the com-pany is constructively working with the operators to find optimal development solutions. The net oil production reached the peak of 40,000 b/d in 2004 and declined to 25,000 b/d by the year 2011 but will be back to 35,000 b/d in 2014 when the Knarr field starts production.
Keywords： Snorre, Fram, Knarr, Norwegian North Sea, Idemitsu Petroleum Norge AS
＊ 平成23 年 11 月 10 日，平成 23 年度石油技術協会秋季講演会「本邦企業
の資源開発動向 – 自主開発40％を目指して」にて講演 This paper was presented at the 2011 JAPT Autumn Meeting entitle “Overseas Activities of the Japanese E&P Companies -Aiming 40％ of Japanese Equity on Import-” held in Tokyo, Japan, on November 10, 2011.
ノルウェー大陸棚における探鉱・開発・生産活動について－この20 年を振り返って 116 表1 ノルウェー大陸棚の石油・ガス資源量（MPE, 2011） 百万m3 ガス 十億m3 百万トンNGL コンデンセート百万m3 合 計 油換算 百万m3 o.e. 既生産量 3,626 1,547 133 95 5,521 確認埋蔵量 （生産中，開発中，開発決定済の油 ガス田の残存埋蔵量） 828 2,042 115 35 3,123 推定資源量 （既存油田分，開発未決定） 410 293 27 6 761 推定資源量 （既発見構造，開発未決定） 255 357 11 16 649 推定資源量（回収率向上分） 140 70 210 未発見資源量 1,200 1,255 115 2,570 全資源量 6,458 5,564 286 268 12,834 図1 ノルウェー大陸棚の探鉱状況および主要ガス田位置（MPE, 2011） 図2 ノルウェーの油・ガス生産量（MPE, 2011） 図3 ノルウェー，今後の生産量予測（MPE, 2011)
木 田 昌 宏 117 boe）である。さらに 20％にあたる 26 億 m3 o.e.（164 億 boe）はプロスペクト ･ リード段階の未発見資源量として いる。未発見資源量を海域別に分けると北海32％，ノル ウェー海30％に対してバレンツ海は 37％でより多くの発 見が予想される。また，今後の発見は油よりガス・コンデ ンセートが多くなると推定されている（表1）。
また，MPE の White Paper（2011）は今後の油・ガス生 産量の予測を行っている（図3）。2010 年時点の油・ガス 合計生産量は3.9 百万 boe であり，2020 年ごろまでは既発 見構造の開発移行および既公開エリアでの新規発見により このレベルは保たれるが，その後は未公開鉱区の開放によ る新規発見を見込むものの生産量は漸減し，2040 年ごろ には3 百万 boe になると推定している。
2. 出光のノルウェーでの事業経緯
出光は現地法人IPN（Idemitsu Petroleum Norge AS）を 通じてノルウェーでの事業を行っている。同社は，Snorre 油田を含むPL057 鉱区（ブロック 34/4）および PL089 鉱 区（ブロック34/7）の 9.6％権益を取得する際に 1989 年 に設立された。現在の資本構成は出光オイルアンドガス開 発㈱50.5％，大阪ガスサミットリソーシス㈱ 49.5％である。 設立当初の従業員数は約10 名であったが，現在は約 50 名 （内日本人7 名）に増員されている。 取得した鉱区にはすでに開発移行が決定済みのSnorre 油田および開発移行が確実視されていたTordis，Statfjord East 構造が含まれていた。当初の約十年間の事業活動は Snorre 油田およびその周辺に集中した。Snorre 油田， Tordis および Statfjord East 油田の開発を促進し，それぞ れ1992 年および 1994 年に生産を開始することができた。 並行して周辺構造の探鉱も進め，Vigdis 油田，Borg 油田， Sygna 油田をそれぞれ 1990 年，1992 年，1996 年に発見し， Snorre 油田のサテライト油田として次々と開発した。ま た，Snorre 油田群の生産減退を見込んで，2002 年には政 府油田権益公開入札に参加してFram 油田権益の取得に成 功した。さらに2004 年以降は探鉱鉱区公開入札に積極的 に参加して主に北部北海地域に新規鉱区を取得した。最近 では北方のノルウェー海およびバレンツ海に探鉱の場を広 げ，2011 年にはオペレーター 3 鉱区を含む 20 数鉱区を保 有するに至っている（図4，5，6）。
3. Snorre 油田エリア
3.1 地質概要 Snorre 油田はベルゲンの北西 240 km 沖合のノルウェー 領北部北海に位置している（図7）。近傍には Statfjord 油田， 図5 IPN 保有鉱区 図4 IPN 保有鉱区数の推移ノルウェー大陸棚における探鉱・開発・生産活動について－この20 年を振り返って 118 Brent 油田，Gullfaks 油田等の巨大油田が成立している。 油田は北北東―南南西方向に伸び，集油範囲は約100 km2 である。水深は300～380 m で北東に向かって深くなる。 Snorre 油田の開発は北部の PL057 鉱区と南部の PL089 鉱 区間でユニタイゼーション契約を締結して共同で行ってい る。Snorre ユニットの権益保持者は以下のとおりである。 Statoil（オペレーター） 33.32％ Petoro 30 ExxonMobil 11.58 Idemitsu 9.6 RWE 8.28 Total 6.18 Core Energy 1.04 Snorre 構造は北西方向に 7～10°緩やかに傾斜した断層 ブロック上に形成された傾斜断層封鎖・不整合トラップ である。構造東部は落差1,000 m におよぶ北東―南西系の 東落ち正断層（Inner Snorre Fault）で画されている。本構 造は広い範囲にわたって白亜紀基底不整合により削剥を
図7 Snorre 油田群位置
木 田 昌 宏 119
図9 スノーレ油田断面図（The Millennium Atlas, 2003）
ノルウェー大陸棚における探鉱・開発・生産活動について－この20 年を振り返って 120 受けており，その削剥量は北東部ほど大きくなっている ため，北部ではLunde 層（中期―後期三畳系），南部では Statfjord 層（後期三畳系―初期ジュラ系）が不整合と接し ている（図8，9）。不整合を介して上位の白亜系泥岩がシー ルとなっている。 主な貯留岩は上部Lunde 層（L6-L12）と Statfjord 層で ある。上部Lunde 層，Statfjord 層はいずれも河川成堆積物 でチャンネル砂岩，シート砂岩，クレヴァススプレイ，氾 濫泥岩からなっている。N/G 比，孔隙率，浸透率は上部 Lunde 層および Statfjord 層でそれぞれ 0.49，24％，300～ 500 md および 0.53，25％，1,300～2,000 md となっており， 性状はStatfjord 層の方が良好である。また砂岩の連続性 も良い。 端水面は貯留岩層，断層ブロックによらず2,561～2,599 m でほぼ一定である。 Snorre 油田の油の根源岩は上部ジュラ系 Draupne 層の 泥岩である。南方盆地で生成された油がBrent 油田，Stat-Brent 油田，Stat-油田，Stat- Stat-fjord 油田，Snorre 油田の順に移動するルートと東方およ び北方盆地で生成された油が直接Snorre 油田に移動する ルートの混合と考えられている。 3.2 開発経緯 Snorre 油田の開発は，油層性状が良く把握できており かつ高いポテンシャルを有するStatfjord 層が広く分布する 油田南部をフェーズ1 として先に開発することになった。 貯留岩性状が劣るLunde 層が広く分布する油田北部は， フェーズ2 として南部での開発・生産状況を見ながら開発 検討することになった。
フェーズ1 では TLP（Tension Leg Platform）とその北東 約6 km の地点に SPS（Subsea Production System）を設置 した。TLP は長さ 136 m ×幅 92 m ×高さ 15 m のメインデッ キと直径25 m の 4 本のコラムおよび 11 m×11 m のポン ツーンから構成されている。このTLP は各コラム 4 本ず つの計16 本の Tether により水深 310 m の地域に係留され ている。このTLP の総排水量は 106,500 トンである。SPS は長さ48 m ×幅 34 m ×高さ 16 m あり，水深 335 m の地 点に設置された（岡田，2004）。 TLP（Snorre A プラットフォーム）の製作は 1989 年に 始まり，1991 年には SPS が設置され，1992 年には生産が 開始された。生産された油・ガスはTLP にて一次処理さ れた後，Statfjord A プラットフォームに送られ最終処理さ れている。油は適宜シャトルタンカーにて払い出され，ガ スはパイプライン（Statpipe）を通して販売されている。 油田北部に対するフェーズ2 の開発方式としては，（1） Snorre 南部生産終了後に TLP を北部に移動する（2）追加 のSPS を 2 基，油田北部に設置し TLP につなぎこむの 2 案があった。埋蔵量が上方修正され技術革新もあったこと か ら，SSPV（Semi-Submersible Production Vessel，Snorre B プラットフォーム）おびその直下に SPS を設置して本 格的に開発することになり，2001 年に生産が開始され た。TLP では生産物の一次処理のみ行っているが，SSPV では最終処理まで行っている。処理された油は，Statfjord B プラットフォームに送られ，貯蔵・払い出しが行われ ている。ガスは油層に圧入されるほかは，TLP に送って Statfjord Aプラットフォーム，Statpipe経由で販売される（図 10）。このようにして開発された Snorre 油田の生産量の推 移を図11 に示す。 3.3 油田成長および周辺サテライト油田 Snorre 油田の可採埋蔵量は当初約 700 百万 boe と推定 されていた。現在は1,600 百万 boe と推定されており他の 多くのノルウェー領北海の油田と同様に大きく油田成長 している。その要因は以下のとおりである（木田昌宏， 2010）。 （1） Lunde 層上部砂岩（L02-L05 相当）は泥勝ちで連続性 が良くないため当初は開発対象になっていなかった が，テスト生産の結果，商業化生産できると判断され た。 （2） 掘削技術の進歩により生産井・圧入井を高角度に傾斜 掘りしてより遠くに掘削できるようになった。このた 図10 Tampen エリアの生産施設（MPE, 2011）
木 田 昌 宏 121 め生産に寄与するエリアが拡大した。 （3） 北部エリアの開発を TLP の移動または SPS 設置案か ら変更してSSPV 方式にしたことにより生産井・圧入 井数が増加した。 （4） 水・ガスを交互に油層圧入して油層全体を掃攻する WAG（Water-Alternating-Gas）を採用することにより 回収率が向上した。 （5） 4D Seismic により，油層内の流体や圧力分布の時間変 化を追えるようになり，インフィル坑井の掘削位置最 適化等，効率的な油層マネージメントができるように なった。 Snorre 油田の開発と前後して周辺構造に対する探鉱も 精力的に行われた。海底生産システムを既存生産施設につ なぎこむことにより，埋蔵量規模の小さな油田も商業化で きるようになった（図10）。 Statfjord East 油田は PL037 鉱区との境界にまたがって おり，ユニタイゼーション契約を締結して共同で開発，生 産している。1976 年，33/9-7 号井で Brent 層群砂岩中に 油層が発見された。その後34/7-5 号井，33/9-12 号井の探 掘井も成功した。1991 年に開発計画の政府承認取得し， SPS を Statfjord C プラットフォームにつなげることにより 1994 年に生産を開始した。 Tordis 油 田 は 1987 年 に 34/7-12 号 井 で 発 見 さ れ た。 Brent 層群の砂岩を貯留層とする傾斜断層封鎖・不整合 トラップである。1991 年に開発計画の政府承認を得て， 1994 年から生産を開始した。SPS は Gullfaks C プラット フォームにつなぎこまれている。 Vigdis 油田は複雑に断層ブロック化しているために発 見・開発の経緯はやや複雑である。1986 年に東部に試掘 された34/7-8 号井で上部ジュラ系および Statfjord 層に油 層を確認したことに始まる。その後，1988 年に 34/7-13 号 井でBrent 層群に油層を発見したが，1990 年に 34/7-16 号 井でBrent 層群に厚い油層が発見されたことにより，商業 化のめどがついた。SPS を Snorre A プラットフォームに つなぎこむことにより1997 年から生産を開始した。 Borg 油田は 1992 年に上部ジュラ系の層位トラップを 狙って試掘された34/7-21 号井により発見された。探掘井 で油層の広がりを確認した後，1999 年から生産を開始し た。生産井はVigdis および Tordis の SPS から掘削されて いる。
Sygna 油田は Statfjord East 油田と西方 PL037 鉱区との 境界にまたがる。1996 年，PL037 と PL089 鉱区により共 同で33/9-19 号井が掘削され，Brent 層群で油を確認した。 SPS を Statfjord C プラットフォームにつなぎこみ，2000 年から生産を開始した。 最近になってもVigdis NE 油田が 2009 年に発見されて いる。本油田はVigdis 油田と Snorre 油田の間に位置し， 34/7-34 号井で Statfjord 層に油層が発見された。2013 年の 生産開始を計画している。
前述したとおり，出光はIdemitsu Petroleum Norge AS を通じて1989 年に Snorre 鉱区を取得したが，それ以降の 油田成長およびサテライト油田の発見により，鉱区内の埋 蔵量は900 百万 boe から 2,800 百万 boe に大きく増加した （図12）。
さらにSnorre 油田の長期的な生産を続けるために Snor-Snorre 油田の長期的な生産を続けるために Snor-油田の長期的な生産を続けるためにSnor- Snor-re 2040 プロジェクトを検討している。これは既存プラッ トフォームの改修あるいは新設により，生産井，圧入井の 追加掘削等を実施し，2040 年まで生産を継続して回収率 の一層の向上を目指すものである。 図12 Snorre 油田鉱区の可採埋蔵量の推移（NPD, 1990 and MPE, 2011）
ノルウェー大陸棚における探鉱・開発・生産活動について－この20 年を振り返って 122
4. Fram 油田エリア
4.1 Fram 油田 Snorre 油田群は 1992 年から順次生産を開始したものの， 長期的な生産量減退は避けられないため，埋蔵量を補填 するため資産買収を検討していた。2002 年，政府が直接 保有する油田権益を売却することになり，この公開入札で Fram 油田を含む PL090 鉱区の 15％権益取得に成功した（図 6）。 Fram 油田はベルゲン市の北西 130 km の北部北海東部 に位置し，水深は350 m である。Fram West と Fram East 油田からなり，上部ジュラ系砂岩およびBrent 層群が貯留 層となっている。両油田合計の可採埋蔵量は230 百万 boe である（MPE，2011）。それぞれに 1 基ずつのサブシーテ ンプレートを設置し，南方のTroll ガス田にタイインする ことより2003 年および 2006 年に生産を開始した。 また，同鉱区内にあるVega South ガス田も 2007 年に 開発計画の政府承認を取得し，2010 年末に生産を開始し た。サブシーテンプレートで生産された油・ガスは北方の PL248 鉱区に位置する Vega Middle および Vega North ガス 田を経由してGjoa 油ガス田プラットフォームにつなぎ込 んで処理されている。4.2 Fram 油田周辺の探鉱
Fram 油田の生産開始と前後して周辺プロスペクトの探 鉱を精力的に行った。その結果2005 年，2007 年および 2008 年に Astero 油田，H-North 油田および C-East 油田を 発見した。それぞれの埋蔵量規模は小さいが，既存生産施 設につなぎ込むことで開発移行すべく検討中である（図6）。
5. 新規探鉱
新規探鉱については，最初の10 数年は油価が低迷して いたこともあり活発ではなかったが，2004 年の 18 次入札 からは毎年政府の公開入札へ参加するとともにファームイ ンも行い，新規鉱区の取得を積極的に行うようになった。 Snorre 油田，Fram 油田が位置する北部北海が中心だが， 北方のノルウェー海，バレンツ海には未探鉱ブロックが多 く残っており，大きなポテンシャルを狙って鉱区獲得を進 めている。また，2005 年にはオペレーター資格を取得し， 現在3 探鉱鉱区でオペレーターとして探鉱している。 これらの入札で取得した鉱区では，これまでにPL318 鉱 区（Peon），PL373S 鉱 区（Knarr），PL420 鉱 区（Titan） 等で油・ガスの発見があった。この内Knarr 油田は Snor-Knarr 油田は Snor-油田はSnor- Snor-re 油田の北東方 55 キロメートルに位置しており 2006 年 に鉱区付与後，2008 年に 35/3-1 号井で発見された（図 6）。 2011 年には開発計画が承認され，FPSO を設置して 2014 年の生産開始を計画している。また2011 年 12 月には西方 4 km に位置する Knarr Vest 構造でも試掘に成功した。本 油田もKnarr 油田につなぎ込んでの開発を検討中である。6. 生産量推移と今後の事業活動
IPN は 1992 年の Snorre 油田生産開始後，Tordis，Stat-は1992 年の Snorre 油田生産開始後，Tordis，Stat-1992 年の Snorre 油田生産開始後，Tordis，Stat-年のSnorre 油田生産開始後，Tordis，Stat-Snorre 油田生産開始後，Tordis，Stat-油田生産開始後，Tordis，Stat-Tordis，Stat-，Stat- Stat-fjord East，Vigdis 油田等の周辺サテライト油田が立ち上 がったことにより1997 年には油生産量 30,000 b/d を達成 した。さらに2001 年には Snorre 油田北部地域から，また 2003 年には Fram 油田の生産が開始されたことにより， 2004 年にはピークの 40,000 b/d に達した。その後漸減し て2009 年以降は 25,000 b/d レベルになっているが，2014 年にはKnarr 油田の生産開始に伴い 35,000 b/d に増加する 見込みである（図13）。 今後もSnorre2040 プロジェクト等で既存油田のさらな る回収率向上を図るとともに，既発見構造の開発移行，既 存油田周辺での探鉱により生産量の維持を図る考えであ る。また，公開入札，ファームインを通じて，バレンツ海， ノルウェー海等でのフロンティア地域と北海等のインフラ が整った地域での有望鉱区をバランスよく獲得し，追加埋 蔵量を確保する方針である。 引 用 文 献
The Geological Society of London, 2003：The Millennium Atlas.
Norwegian Ministry of Petroleum and Energy, 2011：FACTS. Norwegian Ministry of Petroleum and Energy, 2011：An in-：An in-An in-dustry for the future -Norwayʼs petroleum activities （White paper）.
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岡田 徹，2004：スノーレ油田での資産価値最大化への取 り組み. 石技誌，69（6），621–628.
木田昌宏，2010：ノルウェー領北海スノーレ及び周辺サテ ライト油田の開発. ペトロテック，33，972–976.
