JOGMECホームページ掲載の石油・ 天然ガス資源情報「アジア：大水深海 域 で の 探 鉱 ・ 開 発 の 現 況 と 方 向 性 （2006/6/21）」「石油・天然ガス産業： 深海探鉱・開発活発化の背景、現状と 今後の展望（2006/5/14）」等で既報の とおり、現在アジアでは、大水深海域 における探鉱・開発とEOR（Enhanced Oil Recovery：増進採油法）による生 産量維持という２つの局面で活動機会 が活発化しつつあると認識されてい る。 そこで本稿では、油・ガス田の老朽 化が激しく生産量が急激に低下しつつ あるインドネシアと、浅海域からの生 産量が頭打ちになる一方、今後大きな 需要の伸びが予期されているマレーシ アの両国について、現在実施されつつ ある大水深海域での探鉱・開発の現況 や探鉱・開発ポテンシャル、そして今 後の展望等について紹介する。
特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業
動き出したインドネシア、マレーシアの
大水深石油・ガス開発
1.
はじめに
（１）インドネシア インドネシアでの大水深海域探鉱・ 開発はカリマンタン（ボルネオ）東方 沖が中心であるが、これまで東南アジ ア地域（特に海域）をビジネス・コア 地域としていたユノカルを吸収合併し たシェブロンがメインプレーヤーであ る（表1）。 同社は、インドネシア最大の原油生 産事業者（56万バレル／日、シェア 53％）であるが、今後、マカッサル （Makassar）鉱区ゲヘム（Gehem）等 での開発・生産活動拡大に注力するた め、現在、所有する複数の権益を整理 中である。 その他プレーヤーとしてはアナダル コ、トタール、エニ等が挙げられる。 アナダルコは、シェブロンからマカッ サルの探鉱鉱区をスワップ入手してお り、同社は今が東南アジア大水深海域 での探鉱・開発を進める時機と判断し た。また、トタールやエニも、シェブ ロンが今後ファームアウトするとみら れる旧ユノカル権益を手中にしたいと 考えている模様である。 また、エクソンモービルは、今のと ころマレー半島東方沖浅海域での探 鉱・開発とアチェでの開発に注力しよ うとしているが、将来的にはメキシコ 湾やアンゴラ沖で蓄積した大水深開発 技術をもって、カリマンタン東方沖で の探鉱・開発を必ず活発化させてくる であろう。 （２）マレーシア インドネシアと比べてマレーシア は、プレーヤーが比較的少ない。具体 的には大水深海域で探鉱・開発を行っ ているのはマーフィー、シェル、ニュー フィールド、ヘス（以上オペレーター）、 コノコ、トタールの外国企業６社と、 ペトロナス（オペレーター）である（表2）。 現 時 点 で は マ ー フ ィ ー が キ ケ ー （Kikeh）開発で先行しているが、シェ ルとペトロナスも、それぞれグムスッ ト （ G u m u s u t ） や ク バ バ ン ガ ン （Kebabangan）での探鉱・開発を着実 に進めており、この３社がメインプ レーヤーといってよい。2.
大水深海域探鉱・開発プレーヤー
表1 インドネシアカリマンタン東方沖鉱区別オペレーター／シェアホルダー
Key Indonesian East Kalimantan Offshore Blocks
Block (Operator) Water Depth(m) (sq. km)Area Share (%)Operator Other Holders Discoveries (year)
Ambalat (Eni) <200 NA 55 Chevron (33.75%)*
Bukat (Eni) <200 6,250 41.25 Chevron (33.75%)* Aster Bulungan (Eni) <200 NA 100 NA
Donggala (Santos) 1,800-2,400 3,821 65.45 Chevron (19.55%), Pertamina (15%) Hui Aman E. Ambalat (Chevron) <200 NA
East Kalimantan (Chevron) <200 6,825 92.5 Inpex (7.5%) Merah Besar (1997) Ganal (Chevron) 250-2,000 5,050 80 Eni (20%) Gehem (2003) Gula (2001)
Gendalo/Gandang (2001) Makassar Strait (Chevron) 250-1,000+ 5,880 50 Exxon (50%) West Seno (1998)
Mahakam (Total) <200 16,330 50 Inpex (50%) Sebuku (Pearl) <200 8,773 50 Fuel-X (50%) Muara Bakau (Eni) 75-1,365 NA 50 Chevron (50%)* Pasangkayu (Marathon) 100-2,000 4,708 70 Talisman (30%)
Papalang (Zudavi) 1,650-2,450 4,200 31 Chevron (24%)*, Eni (25%), Santos (20%) Popodi (Zodan) 1,650-2,450 5,420 31 Chevron (24%)*, Eni (25%), Santos (20%)
Rapak (Chevron) 250-2,000 2,937 80 Eni (20%) Ranggas (2001) Sadewa (Chevron) <200
Saliki (Total) <200 404 50 Inpex (50%) Sunumana (Exxon) <200 5,340
West Pasir (Chevron) <200 25.635 50 Inpex (50%)
Source: Company and government reports; Energy Intelligence Research estimates. Producing field(s) in bold. * Chevron's interests are pending being swapped with Anadarko for its shallow-water Northwest Madura Block off Java. 出所：Energy Intelligent Research（以下 E.I.R.）
Key Malaysian Deepwater Blocks
Block (Operator) Water Depth(m) (sq. km)Area Share (%)Operator Share (%)Petronas Other Shares Discoveries (month/year)PSC Signed
North Sabah
Block K (Murphy)* 900-2,800 4,111 80 20 Kikeh, Kakap Jan-06 Block G (Shell) 700-1,800 5,300** 35 30 Conoco (35%) Pisandan-1, Nov-00
Ubah-2, Malikai-1
Block J (Shell) 200-1,000 3,500** 40 20 Conoco (40%) Gumusut Nov-00 Block J (Petronas) 200-1,000 3,500** 60 Conoco (40%) Kebabangan
Block H (Murphy) 200-1,000+ 8,858 80 20 Mar-01
Block P (Murphy) 900-2,800 4,246 60 40 Jan-06
Disputed w/ Brunei
Block L (Murphy) 800-2,600 6,070 60 40 Jan-03
Block M (Murphy) 800-2,600 6,070 70 30 Jan-03
Sarawak
Block E (Shell) 200-1,000+ 4,500** 40 60
Block 2C (Newfield) 200-2,000 4,400 60 40 May-04 Block F (Hess) 200-1,200 9,720 42.5 15 Total (42.5%) Jul-00
E. & SE. Sabah
Block SB305 (Petronas) 0-250 100
Block ND6 (Shell) 200-4,000 8,700 50 50 Feb-05
Block ND7 (Shell) 200-4,000 17,000 50 50 Feb-05 * Extension of Block K seven-year lease with Block P added. ** Estimated. 出所：E.I.R.
（１）インドネシア インドネシアの原油生産量は、2006 年７月時点で103万バレル／日（石油 ガス上流監督機関BPミガス公表値） であるが、このほとんどは陸上と浅海 域からの生産である。 しかし、インドネシアには確認済み の約60の堆たい積せき盆地のうち３分の１以上 が未探鉱であると言われており、未確 認埋蔵量についても多大なポテンシャ ルが残されているとみられる（図1）。 2000年に実施された米国地質調査所 （U.S.G.S.）の評価によると、インドネ シアの未発見埋蔵量のうち、原油に関 しては70％（72億バレル）が海洋部に あり、またそのうちの60％（46億バレ ル）がカリマンタン東方沖大水深海域 のタービダイト鉱床に集積していると みられている（表3）。 また、ガスに関しては未発見埋蔵量 の60％（63兆立方フィート）が海洋に あり、またそのうちの40％（26兆立方 フィート）がカリマンタン東方沖大水 深海域のタービダイト鉱床に集積して いるとみられている（表4）。 インドネシアにおける大水深海域で 現在生産中のものは、唯一ウェストセ ノ（West Seno：生産レート４万5,000 バレル／日、2006年推定）であるが、 既発見未開発フィールドとしては、北 ス マ ト ラ の ジ ャ ン ブ ア イ ェ ウ タ ラ （Jambu Aye Utara：ガス）、東カリマ ンタンのランガス（Ranggas）、シシ （Sisi）、ヌビ（Nubi）、パリ（Pari）、 バンカ（Bangka）、アトン（Aton）（以 上原油）、ゲヘム、グラ（Gula）、マハ （Maha）、ガンダン（Gandang）、ガダ （Gada）、サデワ（Sadewa）、パパダ ヤ ン （ P a p a d a y a n ）、 ハ リ ム ン （ H a l i m u n ）（ 以 上 ガ ス ） が あ る （表5、6）。 ウェストセノは、近接するメラブ サール（Merah Besar）とあわせて開 発 さ れ 、 生 産 物 は マ カ ッ サ ル （Makassar）ブロックに設置される FPU（Floating Production Unit：浮 遊式生産システム）から陸上のサンタ ンターミナルに接続されて、国内製油 所に輸送されている。また第２フェー ズ で は F P U の 南 側 に ２ 基 の T L P （Tension-Leg Platform）が設置され、 2009年から生産開始される計画となっ ている。 その他、カリマンタン東方沖の大水 深海域での開発では、ゲヘム、グラ、 ゲンダロ（Gendalo）／ガンダンといっ た超大水深海域から、ガスとコンデン セートの生産が行われるようになって いく見込みである。 なお、開発システムはクテイ堆積盆 地やマカッサル海域においてはTLP やSparといったプラットフォームと、 FPSO（Floating Process, Storage, & Offloading System）のコンビネーショ ンが適しているとされている。 （２）マレーシア マレーシアの生産量は現在72万バレ ル／日で、そのうち約半分はマレー半 島東方沖浅海域から、残りがサラワク 沖およびサバ沖の浅海域からの生産で ある。 マレーシアでの石油・ガス開発地域 は大きく分けて３つあり、マレー半島 東方沖の南シナ海浅海域と、ガス指向 でビンツルLNG施設に輸送が可能な サラワク沖、そして、より石油指向で あるサバ沖である。 マレー半島東方沖は1980年代から開 発が進められている海域で、国内やシ ンガポールに向けて供給が行われてい る。一方、サラワク沖は現在最も大規 模なLNG施設をもつといわれるビン ツルを有するマレーシアLNGトレー ドの中枢で、10万バレル／日の原油生 産を行っている地域でもある。 そしてサバ沖は、マレーシアでの大 水深海域での探鉱・開発の火付け役と も な っ た サ バ 沖 K 鉱 区 キ ケ ー 油 田 （1999年発見。現在開発準備中）や、 今後開発に移行される計画となってい るカカップ（Kakap）やピサンダン （Pisandan）、ウバ（Ubah）、マリカイ （Malikai）（以上マーフィー）、グムスッ ト（シェル）、クババンガン（ペトロ ナス）などがある（表7）。 マレーシアにおける未発見埋蔵量に ついては、原油に関しては50％（43億 バレル）が海洋部にあって、またその うち20％（８億バレル）がサバ沖大水 深海域のタービダイト鉱床に集積して いる。浅海域のデルタ鉱床（13億バレ ル）も含めれば、サバ沖の未発見埋蔵
3.
探鉱・開発ポテンシャル
図1 インドネシアの探鉱状況 出所：Pertamina量は21億バレルとなり、全マレーシア の原油未発見埋蔵量の50％を占めると 見られている（表8）。 一方、ガスについては未発見埋蔵量 の50％（50兆立方フィート）は海洋に あるが、サバ沖大水深海域のタービダ イト鉱床に集積しているとみられるガ スは、そのうちの７%（４兆立方フィー ト）にすぎず、サバ沖大水深海域は石 油指向といってよい（表9）。 このうち大水深海域の探鉱・開発で 今、最も脚光を浴びているのがサバ沖 である（表10）。 キケーは水深4,400フィート（約1,340 メートル）のところに位置し、油層の 有効層厚は500フィート（約153メート ル）、期待される埋蔵量は４〜６億バ レルとされている。 開発システムは2004年に公表されて おり、SparとFPSOの組み合わせで、 キケーに隣接するフィールドと併せて 開発される計画となっている。生産開 始は2007年後半とされており12万バレ ル／日からスタートし５年間かけて15 万バレル／日となる計画である。 マーフィーは、2006年１月キケーの 北東110キロメートルに位置するP鉱 区の操業権も取得し、本大水深海域一 帯を今後探鉱・開発していく計画であ るが、P鉱区のロフプロスペクトでの 試掘井はドライであった模様である。 シェルは2006年１月、本海域で４番 目の成功を見ており、今後マーフィー 以上に本海域での主導的役割を演じて いく可能性をもっている（G鉱区：マ リカイ［2004年］、ウバ［2005年］、ピ サンダン［2006年］、J鉱区：グムスッ ト［2004年］）。またサバ東方沖ならび にサバ南東沖においても水深200〜 4,000メートルの海域で探鉱を進めよ うとしている。 サラワク・エリアでの大水深海域で は、ニューフィールドがオペレーター となってペトロナスと探鉱作業を行っ ている2C鉱区がある。水深は200〜
Indonesian Oil Resources By Geologic Province
Province Basin Undiscovered Oil* (mil. bbl) Depth (m)Water Mean P95 P5
Offshore
Turbidities Kutei 4,560 1,171 9,144 250-2,800 Deltaics Kutei 1,593 501 3,022 0-250 Sunda-Asri Northwest Java 481 175 880 3-400 Ardjuna Northwest Java 170 66 320 0-400 East Natuna Greater Sarawak 192 41 455 150-250 Bampo-Cenozoic North Sumatra 100 39 192 0-600 Mergui North Sumatra 71 4 171 0-2,000 South Lacustrine Malay 19 5 38 40-100
Total 7,186 2,002 14,222
Onshore
Brown Shales Central Sumatra 983 409 1,654 Lahat/Talang Akar South Sumatra 708 284 1,308 Deltaics Kutei 682 215 1,295 Fold and Thrust Belt Kutei 432 52 1,046 Ardjuna Northwest Java 114 44 213 Bampo-Cenozoic North Sumatra 100 39 192 Mergui North Sumatra 8 0 19
Total 3,027 1,043 5,727
Total Indonesia 10,213 3,045 19,949
表3 インドネシアの地質区分別原油資源量
* Including natural gas liquids. Source:US Geological Survey,World Assessment 2000. 出所：E.I.R.
Indonesian Gas Resources By Geologic Basin
Province Basin Undiscovered Gas (Bcf) Depth (m)Water Mean P95 P5
Offshore
Turbidities Kutei 25,687 5,829 53,979 250-2,800 Deltaics Kutei 25,030 8,390 46,246 0-250 Bampo-Cenozoic North Sumatra 4,149 1,745 7,266 0-600 Ardjuna Northwest Java 2,710 1,140 4,716 0-400 Mergui North Sumatra 2,432 84 5,217 0-2,000 East Natuna Greater Sarawak 1,963 494 4,141 150-250 Sunda-Asri Northwest Java 874 233 1,835 3-400 South Lacustrine Malay 209 60 415 40-100
Total 63,054 17,975 123,815
Onshore
Lahat/Talang Akar South Sumatra 18,250 6,951 31,999 Deltaics Kutei 10,727 3,596 19,820 Bampo-Cenozoic North Sumatra 4,149 1,745 7,266 Brown Shales Central Sumatra 4,078 1,746 7,270 Fold and Thrust Belt Kutei 3,313 454 7,851 Ardjuna Northwest Java 2,632 1,111 4,566 Mergui North Sumatra 270 10 580
Total 43,419 15,613 79,352 Total Indonesia 106,473 33,588 203,167 In gas fields 89,342 29,002 167,877 In oil fields 17,131 4,586 35,290 インドネシアの地質区分別ガス資源量 表4 出所：E.I.R.
Eastern Indonesian Offshore Oil and Gas Fields* by Geographic Area Shallow / Deepwater
Oil / Gas Fields East Kalimantan Madura Island East Java, Papua West Papua, Timor Sea
Shallow Water
Oil Fields Attaka, Sepinggan N. Camar, S. Camar, Poleng JS53A
Stupa, Jumelal Oyong, Jeurk, KE-2, KE-6, Kama KE-30, KE-39, Bukit Tua
Sidayu
Gas Fields Tunu, Peciko, Stupa BD, Maleo, Payang, Anggur Pagerungun, W. Kangean Vorwata, Wiriagar Deep Sirasun, Batur, Terang Roabiba, Wos, Ubadari MDA Ofaweri, Abadi
Deepwater
Oil Fields W. Seno, Ranggas Sisi, Nubi, Pari Bangka, Aton
Gas Fields Gehem, Gula, Maha Gandang, Gada Sadewa, Papadayan
Halimun
表6 インドネシアの油ガス田（東部海域）
出所：E.I.R. * Fields in italics are prospects. Source: Pertamina and oil company sources.
Potential Deepwater Oil Production Profiles
Field Operator Block 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Indonesia 16 25 36 45 60 75 105 120
West Seno Chevron Makassar Str. 16 25 36 45 60 60 75 90
Ranggas Chevron Rapak 15 30 35
Gehem Chevron Ganal 10
Malaysia 0 0 0 0 15 85 130 155
Kikeh Murphy Block K 15 85 120 120 Kebabangan Petronas Block G 10 20
Kakap Murphy Block K 10
Gumusut Shell Block G 5
単位：1,000BPD 表7 大水深海域原油生産予測
Source: Company data and Energy Intelligence Research projections. 出所：E.I.R.
Western Indonesian Offshore Oil and Gas Fields* by Geographic Area Shallow / Deepwater
Oil / Gas Fields North Sumatra Natuna Sea Southeast Sumatra Northwest and Central Java
Shallow Water
Oil Fields R, H-K-L-M, Langsa Belida, Belanak, Kakap, Widuri, Cinta, Rama, Bima Ardjuna, Arimbi, Anoa, Terubuk, Udang, Intan, Indri, Aida, Sundari NW Corner Ikan Pari, Forei Selatan, Nora, Kitty, AA, AV,
Krishna, AVS, NWJ APN
Banuwati, Asti
Gas Fields J1, J2, A, S, NSO Tembang, N. Belut, W. Belut, Kepodang
S. Belut, D-Alpha
Deepwater
Gas Fields Jambu Aye Utara
表5 インドネシアの油ガス田（西部海域）
2,000メートル。これまでにペトロナ スが取得している三次元（3D）地震 探鉱データをもとに、今後掘削深度 6,000メートルの坑こう井せいを、最低２坑掘 削する計画である。 また、ヘスがオペレーターとなり、 トタールとペトロナスで探鉱作業を 行っているF鉱区は、水深200〜1,200 メートル。既存の2D地震探鉱データ の5,000キロメートル分について再解 釈した後、3D地震探鉱を実施してい る。既にいくつかの有望なプロスペク トが抽出されおり、今後探鉱作業が進 められていく見込みである。 開発システムであるが、サバ沖やサ ラワク沖の開発を行ううえで最適な生 産 シ ス テ ム と 考 え ら れ て い る の は FPSOで、またサバ南東沖ではSparや TLPが最も適していると考えられて いる（図2）。 なお、ペトロナスはマレーシアを東 南アジア海域での大水深開発のハブと すべく、ペトロナスの子会社Malaysia International Shipping Corporation （MISC）傘下にあるMalaysia Marine
and Heavy Engineering（MMHE）を 前面に押し出して、大水深用施設の建 設や増強修理等をさせていく計画であ る。特に、タンカーからFPSOへの改 造 に つ い て 注 力 し て い く 計 画 で 、 MISCは現在４件のFPSO建造プロ ジェクトを進めており、今後２〜３年 のうちに10〜15件のFPSOプロジェク トを抱えるものと予想されている。 このように、石油・ガスの探鉱・開 発自体についてはもちろんのこと、そ れを取り巻くプラットフォーム建造や 関連サービスに対しても官民あげて力 を入れており、本地域における大水深 海域の探鉱・開発・生産の全ての局面 でハブ的な環境を確立しようとする戦 略が明確に見えており、注目に値する。
Malaysian Oil Resources By Geologic Province
Province Basin Undiscovered Oil* (mil. bbl) Depth (m)Water Mean P95 P5
Offshore
Brunei-Sabah Deltaic Baram Delta/Brunei-Sabah 1,255 382 2,450 0-150 South Malay Lacustrine Malay Basin 1,158 321 2,356 40-100 Brunei-Sabah Turbidites Baram Delta/Brunei-Sabah 813 237 1,572 75-2,900 Balingian Greater Sarawak 615 150 1,296 0-200 Central Luconia Greater Sarawak 256 84 500 50-200 South Malay Coaly Malay Basin 163 49 309 40-100 Bampo-Cenozoic North Sumatra 13 5 25 3-400
Total 4,273 1,228 8,508
Onshore
Brunei-Sabah Deltaic Baram Delta/Brunei-Sabah 66 20 129 Balingian Greater Sarawak 30 7 65
Total 66 20 129
Total Malaysia 4,339 1,248 8,637
表8 マレーシア地質区分別原油資源量
* Including natural gas liquids. Source: US Geological Survey, World Assessment 2000. 出所：E.I.R.
Malaysian Gas Resources By Province
Province Basin Undiscovered Gas (Bcf) Depth (m)Water Mean P95 P5
Offshore
South Malay Lacustrine Malay Basin 17,986 5,253 35,137 40-100 Central Luconia Greater Sarawak 15,067 5,273 27,624 50-200 Brunei-Sabah Deltaic Baram Delta/Brunei-Sabah 6,830 1,978 13,744 0-150 Brunei-Sabah Turbidites Baram Delta/Brunei-Sabah 3,625 938 7,392 75-2,900 South Malay Coaly Malay Basin 3,542 983 6,989 40-100 Balingian Greater Sarawak 2,138 568 4,460 0-200 Bampo-Cenozoic North Sumatra 547 230 958 3-400
Total 49,735 15,223 96,304
Onshore
Brunei-Sabah Deltaic Baram Delta/Brunei-Sabah 359 104 723 Balingian Greater Sarawak 79 20 170
Total 438 124 893
Total Malaysia 50,173 15,347 97,197
In gas fields 40,147 12,623 76,362 In oil fields 10,027 2,723 20,834
表9 マレーシア地質区分別ガス埋蔵量
Source: US Geological Survey, World Assessment 2000. 出所：E.I.R.
Malaysian Oil and Gas Fields* by Geographic Area Shallow / Deepwater
Oil / Gas Fields Peninsular Malaysia Sarawak Sabah Joint Development AreaMalaysia-Thailand
Shallow Water
Oil Fields Tapis, Seligi, Bekok, Pulai, Dulang, W. Patricia, Temana, Bayan, Barton, St. Joseph, Erb West, Bunga Seroja, Cai Nuoc, Guntong Bintang, Irong Barat, Siwa, W. Lutong, Bokor, Betty, South Furious, Tembungo Bunga Orkid
Angsi, Malong, Sotong, Tukau, Baronia, Fairley-Baram, SE Collins, Kimbalu, SW Emerald Larut, Tinggi, Jerneh Lawang, Block A (21), Block C (2,13), Samarang Lokan, Sumandak, Piatu, Abu, Bertam Rhu Block D (18,21), Block E (1), Tigi Pagan
Block F (11), Bentara, Balal Patricia, Apih, North Acis
Gas Fields Besar, Belumut, Duyong Block A (3), Block B (11), Kinarut, Titik Terang, Nosong, Cakerwala (MTJDA portion) Resak, Angsi, Cakerwala, Block C (24), Block E (4,6,18) Glayzer Jengka, Muda, Senja Bergrading Deep Noring, Block F (6,9,11,12,14,23,27,28),
Inas, Bujang Block K (4,5), Block F (2,38), Block B (12), Kumang, Tenggiri Marine
Deepwater
Oil Fields Kikeh, Kakap, Gumusut,
Malikai, Senangin, Ubah, Kebabangan, Pisandan, Kamunsu
Gas Fields Serai, Jintan, Helang, Kebabangan
Block M (1,3,4,5) Block G (7) Saderi, Bijan, M3 South, Cili Padi
* Fields in italics are prospects. Source: Petronas and other oil company sources. 出所：E.I.R.
表10 マレーシア海域／水深別油ガス田
出所：the U.S. Minerals Management Services（米国内務省鉱物管理局）
インドネシアとマレーシアでの大水 深海域開発には、現時点で次のような プラスとマイナスの要因がある。 プラス要因： ・ 原油価格の高騰が続いており、油価・ ガス価が高値で安定していること。 ・ 探鉱・開発にかかわる政府側のイン センティブが強い状況にあり、政府 は炭化水素資源の探鉱・開発に対し 強い奨励を行っていること。 ・ 他のエリアと比較して、競合するプ レーヤーが比較的少ないこと。 ・ 既存インフラが利用できる地域があ ること（カリマンタン東のボンタン 地域やサラワクのビンツル地域）。 ・ 消費地あるいは潜在的マーケットに 比較的近いこと。 ・ 地質的ポテンシャルが高いと見込ま れている割には探鉱自体が進んでお らず、相対的に成功確率の高いエリ アが多数残されていること。 ・ スリムホール掘削等、掘削コストの 低減、リグコストの低減が研究され つつあること。 ・ 開発・生産関連施設の製作所、造船 所がすぐ近くにあること（プロジェ クトコントロールがしやすく、また デリバリー期間も短くてすむ）。 マイナス要因： ・ 昨今の資機材コスト上昇のため、プ ロジェクト・コストがインフレー ション傾向にあること（大規模プロ ジェクトでは特に影響を受けやす い）。 ・ プロジェクトを進めるにあたり、地 方政府の力が台頭してきており、中 央政府のみならず地方との関係も考 慮しなくてはならなくなってきたこ と。 ・ 探鉱・開発が進んでいないというこ とは、当局側の経験も少なく、スムー ズな手続き等が難しくなる可能性が あること。 ・ 環境保全のためのレギュレーション が厳しくなりつつあること。 ・ 国境問題が未解決な地域での探鉱・ 開発となる場合があること（インド ネシア−マレーシア間のマカッサル 海峡北部マレーシアサバとの境界問 題。またマレーシア−ブルネイ間、 マレーシア−中国間の南シナ海境界 問題。また将来的にユニタイゼー ションを行う場合のマーフィー− シェル等、オペレーター間の問題も ある。 ・ 比較的未探鉱の地域であるため、参 考となる地質データが少なく、地質 モデルの精度が高くないため探鉱リ スクが高いこと。また開発・生産コ ストが高いこと。 ・ インフラ整備状況が特定地域を除け ばメキシコ湾等と比べてやはり低い こと。 ・ 一時的に強い季節風が吹いたり、強 い潮流のある海域があることから、 浮遊式生産システムや海底生産シス テムに少なからず影響があること （特にサバ沖、クテイ堆積盆）。 ・ ガスを扱える浮遊式生産システムが 必要となってくる場合もあること。 ・ ガス供給が国内へ転換されつつある など、ガス情勢が見えないこと（特 にインドネシア）。 ・ テロリズム、地震等のリスクも相対 的に高いこと（特にインドネシア）。 このように、インドネシアとマレー シアでの大水深海域での探鉱・開発は、 自国ならびに周辺国への原油供給を引 き上げることのできる大きなポテン シャルがある一方で、政治的リスク、 地質的リスク、地政学的なリスク等、 様々なリスクを抱えていることもまた 事実である。 しかし、昨今の石油ガス政策にかか わる要人の動きや発言を見る限り、こ の両国における石油天然ガス政策は、 ここ２〜３年で大きく進展していく可 能性がある。 インドネシアでは、既存鉱区からの 生産だけで新規油田からの産出増がな ければ、通年90万9,240バレル／日に とどまるとの予測もある（BPミガス）。 一方、開発計画が承認されている新規 12鉱区だけでは2万4,250バレル／日の 増産ができるにとどまるため、さらな る大規模油田の新規探鉱・開発を促進 していきたいという背景もある。 そうしたなか、プルノモ・エネルギー 鉱物資源相はこの７月、同省のトップ 人事を刷新して、石油・天然ガス政策 に梃てこ入れしていく布陣に整えた。たと えば、新石油ガス総局長には大臣の腹 心であった事務次官ルルク・スミアル ソ氏を就任させ、また大臣直属の経 済・投資担当専門官には石油ガス局探 鉱生産課長のノフィアン・タイブ氏を 就任させた。 大水深海域での開発にかかわる具体 的政策については、今のところ明らか にされてはいないものの、今後、早急 に生産量を増加させていくというイン センティブは強く感じられる体制が整 えられた。 また、マレーシアでも、ペトロナス のモハマド・ハッサン・マリカン社長 兼最高経営責任者（CEO）が、マレー 半島部をはじめとして南シナ海やサ バ、サラワク沖で新たに油田やガス田 を開発し、将来的に生産量を維持して いきたいという考えを示した。同社ア ブドゥル・カリム副社長も、深海での 油田・天然ガス田開発に力を入れる方 針から、少なくとも2010年までは深海 油井の掘削に力を入れ、2006年は東マ レーシアで深海油・ガス井10カ所、 2007年には10カ所、2008年には11カ所
4.
今後の展望
の深海油井掘削を予定していることな どを表明している。 このようななか、ペトロナスは生産 分与協定に基づいて米マーフィー・オ イルと共同開発で、2007年第４四半期 にもサバ州沖K鉱区にあるキケー油田 で日量12万バレルで生産を開始し、ま た同州沖J鉱区内のグムスット油田で もシェルとコノコ・フィリップスの２ 社と共同開発で、2011年までに日量15 万バレルの水準で生産を始めるという 計画を着実に進めつつある。 大水深海域での探鉱・開発には長い 年月が必要である。しかしながら、本 海域では、1990年代後半からの継続的 な探鉱が、2000年前後からの油・ガス 田の相次ぐ発見につながり、今後２〜 ３年のうちにマレーシアではサバ沖、 またインドネシアではクテイ堆積盆地 を中心として、大水深海域での探鉱・ 開発が大きく進展していくことは間違 いないであろう。 今後、現在メインプレーヤーとして 動いている各社の動向を中心として、 本地域における大水深海域での探鉱・ 開発について、目が離せない状況と なってきた。 執筆者紹介 正田 伸次（しょうだ しんじ） 早稲田大学大学院理工学研究科修了。石油公団入団後、米国およびロシアでの駐在を含め、技術部、技術センター等勤務を経て、現在ジャ カルタ事務所所長。
