+-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 e-mail: [email protected]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 Eco-nomic 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，Pet-roVietnam ， PTTEP ， PT Expan ， Phillips ， Pe-tramina，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
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,Cham-pion ， 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。 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 （85㎞）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。
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。
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 Thai-land 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
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150㎞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。Off-shore SarawakのSK-309とSK-311およびOff1999年に登場した新規参入者である。Off-shore 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
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，Sa-marang-Asam Paya PSC），Tukau Timur 1（油発 見 ， DST 未 実 施 ， SK-307 ）， Bunga Dahlia1 （ 1,529b/d と 18.14MMscf/d ， CO2 60-70 ％ ， 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 Pa㎞a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 ㎞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8,500㎞の2D震探および360 の3D 震探を実施し，2000年には4,700㎞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1,500㎞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-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3,500㎞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。 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。Petro-nas/PTT（買い手）とPetronas Carigali /Triton（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360㎞) 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。 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。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320㎞のパイプラインを敷設し，Mawla-myine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 Sub-basin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190㎞（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
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，683㎞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。 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。 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 Geophysi-cal Permits），GSEC(Geophysical Survey and Ex-ploration 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 Re-sources, Philodrill, South China ReRe-sources, 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。 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 Serv-ices 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506㎞（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 Bas-in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650㎞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500㎞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 Conces-sion 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
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。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370㎞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 ㎞ の speculative な2D震探を契約した。これは，Me-kong 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。
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 Agree-ment（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 ㎞ 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。 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
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。 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16,000㎞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。
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
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 P S C が 1 件 , T A C ( T e c h n i c a l A s s i s t a n c e 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
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 ％ ， PerPer-tamina 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544㎞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500㎞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
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(200-400 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 8 3 0 m ） で あ る W e s t S e n o f i e l d （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
