JOGMEC 技術調査部伊藤義治エッセー筆者はイタリアフィレンツェの報を参考に当面の可採埋蔵量の積みコンベンションセンターで年 9 増しをコントロールすることになる石 0.001md 月 2 0 日から 2 2 日にかけて開催された油開発技術のトレンドをまとめま

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Petroleum Engineer の取り

組む技術トレンド 2010

　筆者は、2010年9月20日から22日までイタリアのフィレンツェで開催された2010年SPE（Society of Petroleum Engineers：世界石油工学者協会、 117 カ国の会員数約 9 万 2,000 人）の ATCE（Annual Technical Conference and Exhibition：年次総会）に参加し、最新の石油工学に触れる機会を得ました。得られた情報を基に、Petroleum Engineerの取り組む技術トレンドを探ります。

は

じめに

　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 割を国営石油会社（National Oil Company：NOC）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 割未満の支配に過ぎません（図1）。現在の原油市場は、 1960 年代までの国際石油会社（International Oil Company：IOC）に

よる支配の時代は遠くなり、国営石油会社の時代になっていることを如実に示しています。　従来、生産される原油は、需要が大きく利益への期待が大きい軽・中質油の開発が進められてきましたが、埋蔵量の支配地図を考慮し、昨今の需要増大と油価高水準を追い風にすると、重質油やオイルサンドといった非在来型の石油資源にも注目が集まっています。　図2に示すように、在来型の石油（生産済み、OPEC原油、中東外の在来型）に比べ、重質油（オイルサンド、ビチューメンを含む）は可採埋蔵量が 1 兆バレルにも迫るレンジにあり、経済的に採算のとれるコストは、在来型の 10 ～ 20 ドル /バレルよりも生産・処理に手間がかかる分、30 ～ 40 ドル / バレルと高いレンジにあるとされます。　頁けつ岩や浸透性の低い砂岩（浸透率 0.1 ミリダルシー <md> 未満、1md ＝ 9.8 7 × 1 0-16_m2_{）に含まれる天然ガスは従} 来、緻ち密でコストの嵩かさむ技術を要することから、開発が見送られる非在来型資源と見なされてきましたが、21 世紀に入ってからの米国での天然ガス需要の補完と天然ガス価上昇に支えられ、また、技術の進展に伴い、北米を中心に天然ガス供給源として注目を浴びています。図 3 は、1979 年に Mastersが提唱した「天然ガスの資源量トライアングル」と呼ばれるもので、非在来型天然ガスの定義によく使われます。賦存環境が在来型天然ガス資源よりも劣るタイトガスサンド、コールベッドメタン、シェールガスの開発には、技術の進歩と一定水準以上のガス価が必要ですが、非在来型は在来型よりも資源量が豊富なことが魅力です。　このように、埋蔵量へのアクセスが縮小する投資機会に対応した石油開発の対象は、在来型から非在来型資源へ 世界全体の原油の残存確認 可採埋蔵量の支配状況 図1 図2 原油の可採埋蔵量と採算コスト

出所： 2008　PFC Upstream Competition Service資料を基にJOGMEC石油企画調査部作成出所：IEA、SPE資料を基にJOGMEC石油企画調査部作成国際石油会社が完全にアクセス可能な埋蔵量 7% 国際石油会社が完全にアクセス可能な埋蔵量 7% ロシア系企業の埋蔵量 16% ロシア系企業の埋蔵量 16% 国営石油会社の埋蔵量 65% 国営石油会社の埋蔵量 65% 国営石油会社の権益持ち分（埋蔵量） 12% 国営石油会社の権益持ち分（埋蔵量） 12% 可採埋蔵量（10 億バレル） 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 採算コスト（ドル / バレル）生産済み中東・OPEC_の原油大水深（300∼1,500ｍ）大水深（300∼1,500ｍ）氷海氷海（1,500ｍ∼）（1,500ｍ∼）超大水深超大水深採油増進法重質油オイルシェール中東外の在来型原油

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とシフトするでしょうが、その開発はどのような技術トレンドをもって進められるのでしょうか？　筆者は、イタリア・フィレンツェのコンベンションセンターで 2010 年 9 月 20 日から 22 日にかけて開催された 2010 年 SPEの ATCEに参加し（写 1 ～写 3）、最新の石油工学にかかる情報を収集しました。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で、これなくして、地下の石油・天然ガス資源を地上に取り出すことはできないといっても過言ではありません。 SPEはその技術者集団です。　本稿では、まず、初の米国外での開催となった 2010 年 SPE ATCEの概要を述べ、次に ATCEで取り上げられた、次に示す三つのトピックスでの情報交換、議論を紹介します。 ① 天然ガスの世界需要の見込み ② 油層管理の今後 ③ シェールガスやタイトガスの開発技術の進歩　最後に、SPE ATCEで得られた情報を参考に、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る石油開発技術のトレンドをまとめます。

1. 2010 年 SPE ATCE

の概要

　SPEが主催する情報交流の場には、過去の事実を議論するATCE （年次総会ほか）、現在の動向を議論する Applied Technology Workshop （ATW）、と未来の技術展開を議論するSPE Forumがあります。　今年の SPE ATCEは、70 カ国から約4,700人が参加しました。口頭発表・ e-ポスターは約 400 件で、以下の 6 分野 /54 セッション（1. Drilling and Completions； 2. Project, Facilities and Construction； 3. Production and Operations； 4. Reservoir Description and Dynamics； 5. Management and Information； 6. Health, Safety and Environment / HSE）に分かれて、10 会場で発表されました。内容は主に技術開発と石油開発プロジェクトの動向について、昨年に引き続き「非在来型 Small volumes; easy to develop Large volumes; difficult to develop High quality Gas shales Gas hydrates Low quality Medium quality Tight

gas Coalbed methane 1,000md 10md 0.1md 0.001md Increased Prices Increased Technology 天然ガスの資源量トライアングル 図3 会場の見取り図 写2 出所：筆者撮影 会場（フィレンツェのコンベン ションセンター：バッソ要塞の 跡）の入り口前に立つ筆者（伊原） 写1 主会場（写2･マップ②の建物） の前の花飾り 写3 出所：筆者撮影出所：筆者撮影 1md= 9.87×10－16_ｍ2 出所： SPE 103356論文

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炭化水素の開発」が大きく取り上げられました。発表論文･e-ポスターは CDとして配布されました（図4）。ホームページは、http://www.spe.org/ atce/2010/を参照願います。　展示会場は、大小取り交ぜて250社 /4,000m2_{の規模。2008 年のような油} 価高騰がないことや、同じく 2008 年からの世界金融危機を反映し、展示会場の規模は 2 年続けて大幅な縮小傾向（2008 年は 450 社 /9,900m2_{、2009 年} は390社/8,250m2_{の展示）にあり、業} 界の景気低迷の実情を感じさせました。　油価（年次総会開催中70ドル/バレル台）、非在来型ガス資源の供給拡大、石油工学技術者の中高年化ほかを反映して、SPEに属する技術者は、目先の利益追求のみならず、人材の確保と浸透率の低い岩石中の天然ガス（タイトガス、コールベッドメタン、シェールガス）、超重質油、大水深開発といった非在来型の資源開発に注力すべきであり、そのための技術は主力サービス会社（Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford）を中心に確実に育っており、NOCsやIOCsは、技術を自分たちの資源開発に効果的に適用できる環境にあることが、総会の全体を通じて感じられました。　既発見の油ガス田からの回収率向上・生産性改善の技術（酸処理や水圧破砕といった坑井刺激法、EOR/IOR 技術）の適用や、非在来型ガス資源（タイトガス、シェールガス等）の開発技術の進歩がここ数年インパクトを与えています。　風力・太陽光・バイオ燃料といった再生可能エネルギーの台頭も今後あり得るでしょうが、世界における石油や天然ガスの 1 次エネルギー全体に占める役割は、そのエネルギー投入率が再生可能エネルギーに比べ格段に低いという点からも、経済合理性の高いエネルギーとしての立場は当面ゆるぎないと思われ、原油需要が 2030 年には日量 1 億 2,000 万バレルに達するとも言われることも、その動向をサポートしていると言えるのでないでしょうか。　この時期の石油・天然ガスの上流業界の好景気に人と技術を注入することで、石油開発（いわゆる上流）業界は、巷ちまたで言われる斜陽産業などではなく、石油・天然ガス資源の可採埋蔵量積み増しと環境面にも配慮した経済的開発に大きく貢献することができます。本総会における口頭発表や展示を見聞きすることで、その実現に必要な技術の進展を実感できました。　筆者は、また総会の会期中に開かれた 25-Year Club、ATCE Chairman's Luncheon、President's Luncheonといった会合に参加し、日本人として世界の石油工学技術者との旧交を確かめ、かつ新たなネットワークを広げることに努めました。　油価低迷時の 1990 年代に多くの石油会社が、その研究開発活動を低下させたなかで、「将来の技術開発を担うのは誰か？」というのが、近年の石油開発業界の大きな課題です。技術者として上流業界に入る若者が減り続け、業界の平均年齢は 50 歳代前半に入っており、30 歳代が少なく、技術の空洞化の危機が迫っています（図5）。　2004 年以降の油価の高値安定は、大学で石油工学を学ぶ学生数を増やしています（図6）。現在業界にいる人たちとこれからの若者で業界を支えるには、各自が持つ知見を若者と共有・伝授すること、若者が石油開発に夢や強い関心を持つべく草の根の啓蒙活動、石油工学教育のブラッシュアップ、学生の企業でのインターンシップ研修を精力的に行うことが極めて大事であることが関係者間で再確認されました。　3日目の22日には、SPE会長主催の昼食会に出席しました。2010年の会長であるMr. Behrooz Fattahi（coordinator for heavy oil development at Aera Energy：Shellと ExxonMobilの子会社が共同所有するカリフォルニア州 発表論文･e-ポスターが収 められたCD 図4 出所：SPE ATCE 石油開発業界の年齢構成 図5 出所：SPE 124777 20 15 10 5 0 <20 20~2425~2930~3435~39 40~4445~4950~5455~5960~6465++ *n/a Age Range

Membership by Age Range

Percentage of Total Membership

1997 2008

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ベースの石油開発会社）は、「SPEの活動は会員のボランティア活動や精神に支えられている。ボランティアはSPE のなかでリーダーシップの技を磨き、これまでの知見を活用し、SPEのミッション遂行に影響を与えている。今年は、メキシコ湾油流出事故や女性の業界での位置付けについて、タスクフォースを組織し、議論を重ねた」と挨拶しました（写4）。SPEの名誉会員の紹介もありました（写5）。2011年

の SPE Presidentは、Totalの EOR技術顧問の Alain Labastie氏となりました。　JOGMECからは和佐田理事、技術調査部の坂東、伊藤職員、筆者の 4 名の参加。ほかの日本人の参加者は、早稲田大学・環境資源工学科の在原教授、森田教授とその引率学生 15 名程。 ConocoPhillipsの古井氏。日本の石油企業の参加は INPEX鈴木孝一氏 JAPEX山田知己氏､ JOE河田裕子氏と、参加者数は他国に比べ低調でした。来年の年次総会 2011SPE-ATCEは、 10月30日～ 11月2日に米国のデンバーで開催予定です。

2. 天然ガスの世界需要の

見込み

　「天然ガスの世界需要の見込み」にかかるパネルディスカッションに参加しました。Schlumbergerの Gould CEO が司会。パネリストは、Hess、 PetroChina、ExxonMobilの技術幹部とIHS CERAのアナリストでした。 ＜共通認識＞ 　世界のエネルギーバランスにおけるガス市場の位置付けは、2 0 0 7 年から 2 0 3 0 年までに年率 1.5 %の伸びが予想され（2 0 3 0 年の需要は年 1 7 1Tcf）、同期間の原油需要の伸び率の約 2 倍が予想されます（図 7）。非 OECD 諸国の消費が OECD 諸国の消費を抜き、中国では年率 6 %の伸びが予想されます。　背景には、技術（水平坑井や多段階フラクチャリング）の進歩に伴う採掘コストの減少と他の化石燃料に比べ CO2排出量が少ないことが挙げられま 米国の大学における石油工学の学士号 取得学生数の推移 図6

2010 SPE President Behrooz Fattahiの挨拶 写4 出所：筆者撮影 SPEの名誉会員の紹介、 右端は早稲田大学の在原教授 写5 出所：筆者撮影 Tx AM Co Mines Texas Tx Tech Oklahoma Mt Tech La State Tulsa La Lafayette Mo Rolla Marietta Wyoming W Va Penn State Alaska Kansas NM Tech Stanford S Ca 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 BS Degrees Granted

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す。非在来型ガスのコールベッドメタンや北米のシェールガスを中心に埋蔵量積み増しの動きが顕著です。　将来の原油や天然ガスの需要増（現状技術では 2 0 3 0 年までに石油換算で日量 4,5 0 0 万バレルの供給不足が予想される。2005年の需要から35％アップ）に対応するには、IOCs/NOCs/ サービス会社の相互意思疎通を通じたビジネス機会の創出が今後ますます大事になるというのが、パネルディスカッションの前提。IOCs/NOCs/ サービス会社の 3 者とも上流ビジネスの実施に人と技術を提供し、それぞれの仕事に対して説明責任を持つことが大事です。 ＜ExxonMobil＞ 　天然ガスの需要増への対応には、統合的な技術（1/3 のコストダウンを実現した LNGチェーン。酸性ガス処理技術の進歩）の提示が必要。 ＜IHS CERA＞ 　1999年から10年間に埋蔵量の増加が顕著な国：トルクメニスタン、中国、米国、豪州、ブラジル、インド。天然ガスとクリーンコールに、クリーンエネルギーとしての認識の高まりがある。 ＜Hess＞ 　2035 年までに 4,000Tcfもの天然ガスが必要。これは Barnettシェールガス構造の130万本のガス井、4兆5,000 億ドルの投資に相当。試掘の成功確率：在来型・大水深 30 ％、非在来型ガス 95％。非在来型ガス開発は、社会認識、鉱区へのアクセス、経済合理性、地球環境問題にまだバリアが残るも、低炭素化社会に向けて必要な資源開発との認識。 ＜PetroChina＞ 　中国では電力需要が 2000 ～ 2009 年まで年率 15.4 ％で上昇。その需要に応えるため、中国のガス生産量、埋蔵量のそれぞれ 81 ％、75 ％を握る PetroChinaは非在来型ガスのコールベッドメタンやシェールガス開発に注力していく。 ＜全員＞ 　シェールガス開発の広がりは北米・アジア・欧州の動きに注目。LNG、シェールガス開発とも安全と信頼性の確保が肝要。

3. 油層管理の今後

　Ganesh Thakur氏によれば、「油層管理」とは、経済・技術・人的資源を活用し、投資や経費を最少限に抑え、地下からの化石燃料資源の回収量を最大化することです。「油層管理」の業務範囲は、油層工学者（Reservoir Engineer）の守備範囲を超え、例えば油層流体の挙動を予測するシミュレーターには、油層モデルに加え、坑井の仕上げや海底機器も含まれるようになり、複数の専門家が協力して検討する業務へと変化しています。　Chevronの Narahara油層工学顧問が司会。パネリストは、Total、Saudi Aramco、Petrobrasの技術幹部と英インペリアル・カレッジの研究者でした。油層シミュレーターの計算セル数の増加（10億セル）、陸上と海洋での油層管理の違い（Petrobrasは海洋/大水深プレソルト構造では、地下構造把握や流動モニタリングのため早期試験生産に注力）、石油工学の修士教育プログラム、坑井内に設置したセンサーやフローコントロールバルブによって圧入量・生産量をコントロールする技術、について最新の適用技術の動向がパネリストから紹介されました。　パネルディスカッションのまとめとしては、「在来型の石油資源（生産済み、 OPEC原油、その他の在来型）へのアクセスが制限されるなかで、今後の油層管理技術には、それを支える教育と組織が重要」としました。 2030年までの天然ガスの世界需要見込み 図7 出所：IEA Mtoe 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 2030 2020 2010 2000 1990 1980 Other renewables Hydro Nuclear Biomass Gas Coal Oil 年

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4. シェールガスやタイト

ガスの開発技術の進歩

<付録：シェールガス開発技術の概要> への理解をベースにして、口頭発表・ e-ポスター・展示スペースを見聞きして、次の3項目の技術の進歩について、その内容の把握に努めました。 （1）貯留層の評価 ・発表論文SPE 133607 　タイトガスやシェールガス貯留層の初期生産データ（無視されることが多い）を定性的に分析解釈するためのワークフロー（5坑井のデータを使い、ケーシング圧力とガスレートほかをできる限りグラフにプロットし、相関式を抽出）が提案されました。解釈データは将来の生産挙動予測に活用されます。Anadarko、El Pasoと Texas A&M大の発表。 ・発表論文SPE 133685 　シェール層においては、通常ワイヤラインによる検層データ取得が一般的ですが、本発表では、坑壁の不安定性リスクを回避するために適用事例が増加しているシェール層における LWD （Logging While Drilling：掘削時検層）

について、Bakken と Haynesville シェールでの実例を基に適用性、リアルタイムでの測定の利点やワイヤラインとの相違について紹介されました。 HalliburtonとBPアメリカの発表。 ・発表論文SPE 134559 　本報告では、ワイヤライン検層から得られるシェールガスの鉱物種、ケロジェン、粒子密度、孔隙率、ガス飽和率の推定値と、コア分析から得られるデータを利用して、検層データの解釈プロセスに要する労力の削減と推定値の精度を向上させるためのガイドラインが示されました。コアのエックス線回折データを利用することで、検層解釈で得られる鉱物モデルや粒子密度および粒子密度から計算される孔隙率、 TOC（Total Organic Carbon）の推定値の精度を向上させる手法が紹介されており、シェールガスにおいてコアが取得された際に、その利用価値を高めるための一助になると思われます。シェールガスの貯留層特性を推定する際のガイドラインとして有用。 HalliburtonとBPアメリカの発表。 ・発表論文SPE 134830 　フラクチャー型シェールガス貯留層からの生産をモデリングする際に、シェールのマトリックス内の流体流動を評価することで予測精度を向上させる手法についての発表。現在のシェールガス貯留層のモデリングにおいて採用されているダルシー（Darcy）則のみを考慮した二重孔隙モデルでは、生産性はフラクチャーネットワークに左右され、多くの場合マトリックスからの生産分については疑問が残されていました。　本発表で紹介された手法は、nano-darcy（10-9_{ダルシー =0.000001md）} レベルの浸透率しか持たないマトリックス内の拡散流動を考慮して、マトリックスからの生産寄与について解明するためのモデルでした。こうしたダルシー則と拡散流の二重流動機構を考慮した二重孔隙モデルを利用して生産予測を行い、27 年の生産期間を有する坑井の場合、低浸透率（10-8_ダルシー程度）のシェールガス貯留層の生産後期において、拡散流による生産寄与が重要になる（拡散流を考慮しない場合は、生産量を過小評価してしまう）という結果が示されました。　現時点で入手可能な商業用ソフトウェア（Schlumbergerの Petrel/ ECLIPSEや CMGの GEM等）でもシェールガスの生産予測機能を持つものもあります。その一方で、本研究のようにシェールガス貯留層内の流動メカニズムを解明し、予測精度を向上させるモデリング技術も日進月歩で開発されていることがよく分かる発表であり、今後、開発増加が見込まれる非在来型ガス資源を評価するにあたり、こうしたモデリング技術に関心を向けていくことの重要性も再確認できました。コロラド鉱山大、ConocoPhillips、 EOG Resourcesの発表。 ・発表論文SPE 135427 　本報告は、1 micro-darcy（0.0 0 1md）以下の絶対浸透率を有するガスシェールやタイトガス砂岩コアを使用してガス - 水相対浸透率を評価する方法についての発表。非常に低い絶対浸透率を有するコアを使用して、通常のコア分析による相対浸透率評価（定常流法、非定常流法、遠心分離法等）を行うことは、技術的に困難な場合があります。こうした状況を改善するために、end point specific permeability、end point non-wetting phase trapping capacityやcritical gas saturationなどのデータを統合し、一般的な相対浸透率の評価式と岩石特性の理論を利用して、ガス -水相対浸透率の評価を行う手法が紹介されました。7 種以上のコア分析のデータを統合することで、飽和率の履歴を考慮した水飽和率の関数として、ガス -水相対浸透率の評価が可能であるとの結果が示されました。相対浸透率の測定は、油層シミュレーション、生産予測、貯留層ダメージの評価に影響する重要なパラメーターであるため、今後同分野でより一般的な評価手法の確立がなされた場合は、非在来型炭化水素の開発を評価する上で大きな改善をもたらすと思われます。Core Laboratoriesの発表。

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（2）　坑井の掘削・仕上げ ・発表論文SPE 133456 　シェールガス開発へ水圧破砕技術が適用されて早や 30 年ですが、過去 10 年間に回収率が 2 ％から 50 ％にまで向上したケース（Barnettシェールガス構造）が本発表で紹介されました。水平坑井、多段階フラクチャリング、スリックウォーター（低粘性で水ベースの流体、ポリマーを少量混ぜて坑井内の圧損を低減）という技術の進歩によって、ガス貯留層と坑井の接触面積、もしくは貯留層内での流体の流路体積が飛脚的に増加したことが大きな要因として挙げられます。今後は、フラクチャー内流体の動き、フラクチャリング流体の再利用、水圧破砕によってできたフラクチャーの制御について、更なる技術進歩が期待されます。350件もの文献をレビュー。Apacheの発表。 ・発表論文SPE 134491 　タイトガスサンド層に再度フラクチャリングを施す際の地層応力の評価法。コロラド州の Wattenbergフィールドの Codellタイトガスサンド層のデータを使い、地層の応力分布の変化を評価して、再フラクチャリングのタイミングと産ガスレートの増加について手法を検証。テキサス大オースチン校の発表。 ・発表論文SPE 135268 　米国ノースダコタ州のBakkenシェールガス構造において、水平坑井の裸坑に多段階フラクチャリング（Openhole Packer & Sleeve Completion）を施し、 2 層同時生産を実現しました（図 8）。一度に 24 段階ものフラクチャリングを実施することが可能となり、効率的なシェールガス開発法として、世界的な伝でん播ぱが期待されます。Baker Hughesの発表。 ・発表論文SPE 135386 　テキサス州の Barnett シェールガス構造において、ケーシングではなく、裸坑に多段階フラクチャリングを施し、コスト削減とフラクチャリングの段数増を同時に実現した坑井仕上げ（OHMS、図9）のケーススタディー。 Newark Eastフィールド（図10）では 2 0 0 4 ～ 2 0 0 5 年の近傍のケーシング井との比較において生産量に 1 7 ％から 6 8 ％の増加が見られたとのこと（図 1 1）です。この理由の一つに、

Frac String With Seals

Openhole Completion Placed in the Upper Lateral

Frac Sleeves Swellable Isolation Packers

Liner Top Packer

水平坑井の裸坑に多段階フラクチャリング を施した2層同時生産 図8 出所：SPE 135268 Newark Eastフィールドの位置 図10

OHMS: Open Hole Multi-Stage system completion 図9 出所：SPE 135386 出所：SPE 135386 Denton Wise Parker Tarrant Newark East FieldNewark East Field Ga_{s W} ind_ow Oil W ind_ow Fort Worth Marble Fa lls No_la/S im pso_n Mue nste r Arth Ouac hita T hrus t Belt

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Barnett シェールのように天然亀裂が卓越したフラクチャー型貯留層に対しては、裸孔仕上げだとフラクチャーの流動性を損なうことが少なく、坑井へのガスの流路を多く確保できることが挙げられました。Eagle Oil & Gas と Packers Plus Energy Services の発表。 ・発表論文SPE 135396 　貯留層条件に応じたシェールガス開発の仕上げの最適化法についての発表。米国の Antrim Shale、Barnett Shale、Haynesville Shale、Marcellus Shale、Woodford Shaleの五つのシェールガスの貯留構造の開発について文献調査を実施し、ガス価格の変動を考慮した仕上げ技術の最適化方法と、坑井の生産性と経済性に影響を与える地質的要因についての説明が行われました。生産性、経済性に影響を与える地質的要因として層厚（Thickness）、全有機炭素（TOC）、孔隙率、浸透率、貯留層圧、貯留層圧の勾こう配ばい、ガス含有量（Gas Content）、石英含有量（Quartz Content）、粘土含有量（Clay Content）を、上記五つのシェールガス構造について分析し、これらの貯留層データとの相関から、掘削・仕上げの最適化を図るためのフローチャートが示されました。　このフローチャートは、操業会社が自社で検討しているシェールガス開発の掘削・仕上げの初期計画を立案する際に、有用なガイドラインになると思われます。このフローチャートに基づいて開発された経済解析ソフトもあり、上記の地質パラメーターを入力することで、坑井（垂直井か水平井）、フラクチャー流体、仕上げ流体の経済的最適化について簡易分析を行うことが可能とのことでした。そのためのソフトウェアはUGR（Unconventional Gas Resource） Advisorというソフトウェア開発研究プロジェクトの一環として開発されているもので、2011 年末を目め処どにソフトウェアパッケージの完成を予定しているとのことです。 Chevron、C&C Reservoirs、Texas A&M大の発表。 ・発表論文SPE 135454 　シェールガス坑井への多段階フラクチャリングにかかる資機材のロジスティクスについて、2 坑の仕上げ作業から得た知見を紹介。戻りフラクチャリング流体と生産流体の処理ピット（スイミングプールの利用）、流体やプロパントの貯蔵その他については、6 カ月前から計画・準備が行われるとのことです。カナダでは初めて、ケーシングではなく、裸坑に多段階フラク OHMSを施した坑井と近傍のケーシング井 （2004、2005年掘削）との生産量比較 図11 出所：SPE 135386

Horn River Basinの位置と層序 図12 1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 _{6 Months} Cumulative MMCFGE 12 Months Cumulative MMCFGE 24 Months Cumulative MMCFGE 60 Months Cumulative MMCFGE 2004 年 2005 年 OHMS Wells Experimental Shale Gas Projects Horn River Basin Horn River Basin Slave Point Platform Slave Point Platform Liard BasinLiard Basin Calgary Calgary Ft.Nelson Ft.Nelson N.W.T N.W.T 94C 94C 94J 94J 94P 94P

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チャリングを施し、コスト削減とフラクチャリングの段数増を同時に実現したとの報告がありました。Penn West Petroleumの発表。

＜注＞

　三菱商事とPenn West Energy Trust （PWE）との共同事業：Cordova Embayment （Horn River Basin東方、図12）において活動中のPWEと、①6月23日、カナダ･ブリティッシュ-コロンビア州新規シェールガス鉱区公開入札への共同応札、②PWE保有のシェールガス鉱区へのファームイン、③三菱商事の在カナダ子会社であるCordova Gas Resources Ltd. とPWEがそれぞれ50％保有する非法人合弁事業体を通じて、シェールガスの開発・生産を積極的に推進（2010年9月24日付　三菱商事プレスリリース）。 ・発表論文SPE 135584 　米国陸上 Williston盆地に位置する Bakken層での掘削事例の紹介。 Bakken層は、上部・中部・下部の 3 層に分類され、上部・下部層は organic-richの頁岩、中部層は孔隙率 5 %、浸透率0.04mdのドロマイト・シルト・砂岩が混合したフラクチャー型貯留層となっています。本貯留層において、O p e n H o l e M u l t i S t a g e fracturing system（OHMS）で仕上げた坑井（図13）と、Cemented Liner に Plug-and-Perforationの坑井刺激を施し仕上げた坑井の経済性、生産性の比較結果の報告が行われました。 Bakken層自体が、Extended Reachの水平井（掘削深度/垂直深度＞2）などの高度な掘削技術の適用によって、経済的に生産可能になったものであるとのことでした（現在の原油可採埋蔵量は 36 億 5,000 万バレル）。OHMSは施工時間とコスト両面を効率化するための水圧破砕技術で、連続的なポンプオペレーションで18 ～ 20の段数のフラクチャリングで仕上げることが可能となり、Bakken層のように天然亀裂が卓越したフラクチャー型貯留層に対しては、裸孔仕上げであるためフラクチャーの流動性を損なうことがなく、有効な仕上げデザインとなります。　実際、本発表で示された結果でも、 OHMSで仕上げた坑井は、Cemented Linerに Plug-and-Perforationで仕上げた坑井に対して、優れた生産性を示していました。Slawson Exploration とPackers Plus Energy Servicesの発表 ・展示スペース Schlumbergerの “HiWAY” 　Schlumbergerの HiWAYは、独自仕様のファイバーを利用しフラクチャーの流路を安定的に確保するための技術サービス（図 14）です。通常の水圧破砕では、プロパントによってフラクチャーの開口幅を保持しますが、プロパントの破砕・細粒分（fines）・多相流の影響・非ダルシー効果等のために、フラクチャーの流動性が失われることがあります。HiWAYはこうしたフラクチャー内の流動性の損失を改善し、開口幅を確保しながら安定的に流体流動を保持するための技術です。有効適用範囲は、貯留層温度：100 ℉ （37.8 ℃）から250 ℉（121.1 ℃）の比較的岩石強度の高い固結層とのこと。　Schlumberger の担当者に、どのようにプロパントの形状を維持するの OHMS概念図 図13 出所： http://www.packersplus.com/pdfs/Products/StackFracBroch%200818reg.pdf

SchlumbergerのHiWAY Channel Fracturing概念図 図14

出所： https://www.slb.com/services/stimulation/sandstone/~/media/Files/stimulation/ product_sheets/sandstone/hiway_ps.ashx

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か質問しましたが、技術の守秘性にかかわるため、明確な返答を得られませんでした。しかし、既にこの技術は実フィールドに多数適用されており、ガスの生産性向上に寄与した実績を持っています。米国 Wyoming 州 Pinedale 近郊の Jonah フィールド（孔隙率6 ～ 9%、浸透率0.005 ～ 0.01md ［1md=9.8 7 × 1 0-16_m2_{］、有効層厚} 8 0 0ft<2 4 4m>、ガス飽和率 3 5 ～ 5 5 %）では、1 万 2,0 0 0ft（3,6 5 8m）を超える掘削深度をもつ坑井に HiWAY 技術を適用し、1 8 0 日後の累計ガス生産量で offset well と比較し、2 4 % （7 3MMcf）増と生産性の改善を実現したとのことです。 ・展示スペース Darcy Technologies の“Matrix Management System” 　英国アバディーンをベースにする Darcy Technologiesが開発した仕上げツールで、同社によると出砂対策において、グラベルパック、単独型のサンドスクリーン、膨張型スクリーンに今後替わり得る技術。展示場には、図 15 のようなツールが展示されていました。二重管構造になっており外管の外周部がスクリーン機能を果たし、アニュラス部（外側）には、6本の炭素鋼のチューブが圧迫されて押し込まれています。この中を通る生産流体のバックプレッシャー（背圧）を調整することで、6本のチューブが膨張、圧壊し、サンドフェース（砂岩と仕上げツールとの接触面）に対する圧力がコントロールできます。積極的にサンドフェースの圧力を調整することで、生産に伴うサンドフェースの変形をコントロールし、出砂しない領域内で生産性を最大限に上げることが可能になるとのことです（図16）。 ・展示スペース BJ Serviceの“Acid-Tunneling Technique”

　Baker Hughes傘下の BJ Serviceが開発し、特許を所有している酸処理用のツール。ツールは図 17 のように 2 個所のキックオフポイントを持ち、コイルドチュービングの先に付けられ仕 Matrix Management Systemにおける仕上げ ツール 図15 出所： h t t p : / / w w w . d a r c y f l o w . c o m / getattachment/851ed89a-e15f-4cae-863d-e3302507b3cb/Online-Brochure

Matrix Management Systemのメリット 図16 出所： http://www.darcyflow.com/getattachment/851ed89a-e15f-4cae-863d-e3302507b3cb/ Online-Brochure Acid-Tunneling tool 図17 Acid Jetによって 穿孔された炭酸塩岩 図18 出所： http://www.spe.org/jpt/print/archives/2008/11/ JPT2008_11_9TechUpdate.pdf 出所： http://www.epmag.com/ archives/techWatch/309.htm

PRODUCTION VALUE OPERATIONS VALUE

VALUE

RISK Low Post Installation Skin

Positive Compliance Ability to Influence Sandface Permeability

Operational Simplicity

Modular Construction

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上げ層まで降ろされます。ツールの先はノズルになっており、酸がジェット噴射される仕組みのようです。そのジェットの効果は図18 のとおり。また図 19 のように、キックオフしたツールスを回転させながらジェット噴射することで裸坑部自体を側面方向に押し広げることができ、炭酸塩岩油層の産出能力を飛躍的に上げることが可能になるとのことです。本技術自体は数年前から市場に出ていますが、公表された実績生産データは図20のインドネシアでの結果だけのようで、これを見る限りでは相当な生産性の改善が認められます。 （3）フラクチャーのモニ タリングと評価 ・発表論文SPE 133877 　油層シミュレーションに使われるフラクチャーのモニタリング。岩石力学と流体力学の知見を使った「マイクロサイスミックによるフラクチャーのマッピング」と「貯留層の流動シミュレーションモデル」の融合（図21）。坑壁近傍の複雑なフラクチャー分布の解釈は、全体のフラクチャーのマッピングに重要な情報となります。 Schlumbergerの発表。 ・発表論文SPE 135262

　minifrac, fracture treatment, microseismic, production dataを統合し、Marcellusシェールガス構造の開発の増産計画と経済的最適化を図った事例紹介。Marcellusシェールガス構造は、Pennsylvania, New York, Ohio, Maryland, West Virginia州にまたがり、Devonian Black Shaleフィールドの一部を形成しています。また、本構造は、500Tcf（兆立方フィート）もの巨大なガスポテンシャルを持ち、そのうち可採埋蔵量は約 10 %となると推測しています。本発表では、この Marcellus シェールガス構造を対象に、水平井に multiple transverse vertical hydraulic fractureを施工した場合の設計の最適化（フラクチャーサイズ、フラクチャーのステージ数）と経済性評価に関するデータ統合手法が紹介されました。　次の 5 点が分析に使用したデータになります。①岩石物理学分析と検層データの解析 :岩石物性や貯留層特性の解析、②minifracテスト：応力場の解析、③microseismic：フラクチャージオメトリーの解析、 ④ Discrete Fracture Network（DFN） modeling：

「フラクチャーのマッピング」と「貯留層 の流動シミュレーションモデル」の融合 図21

出所：SPE 133877

Geology & Geophysics

Reservoir Simulation ComplexHydraulic Fracture modeling HydraulicFracture Mapping Geomechanics Acid-Tunnelingの酸処理 オペレーションイメージ 図19 出所： http://www.worldoil.com/February-2007-Coiled- Tubing-Technology-Acid-tunneling-with-coiled-tubing-significantly-increases-production.html インドネシアの炭酸塩岩油層における Acid-Tunneling Techniqueの適用結果 図20

出所：from Soper et al. 2008

Secondary Dissolution Secondary Dissolution Primary tunnel Primary tunnel 300 250 200 150 100 50 0 100 90 80 70 60 50 40 A B C D E

Change in water cut

Water Cut,%

Oil Production,B/D

Well Oil production before treatment Oil production after treatment

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フラクチャーの広がりを解析、⑤生産履歴：フラクチャー長、伝導性（conductivity）、スキン（坑井近傍の生産性障害による浸透率低下の度合）、浸透率の分析。これらのデータを相互に利用し DFNモデルを修正し、フラクチャー流体、プロパントの種類および量のパラメーター解析を行い、坑井刺激設計が生産性に与える影響とその経済性が分析されていました。　本シェールガス構造においては、フラクチャー数を30で施工した場合に、最適なNet Present Value（施工後3年で 1,200 万ドル）が得られるとの結果が示されていました。当然のことながら、得られているデータによってフィールドごとに統合手法は異なりますが、より信頼性の高い設計デザインと経済性評価のためには、本発表で紹介されたような方法論は参考になります。Atlas Energy Resources、Bazan Consulting、Meyer & Associatesの発表。 ・発表論文SPE 135523 　タイトガス層における水圧破砕処理の最適化と坑井生産性に影響を与えるパラメーター評価についての発表。米国西部 Wyoming州の Pinedaleフィールドにおけるタイトガス層開発を対象に、データマイニング技術と多変数ニューラルネットワークを用いた分析結果が報告されました。Pinedale フィールドは、①垂直方向・水平方向に広く分布した河川堆積物の砂岩を貯留層としている、②圧力勾配が0.44psi/ ftから 0.83psi/ftと幅広い分布を持つ、 ③プロパントの閉口応力が4,000psiから 1 万 psiと幅広い分布を持つといった特徴のために、坑井の生産性評価において高い変動幅があります。このため、水圧破砕の設計には、不確実性や変動幅を考慮することが重要になります。　本発表では、坑井設計の最適化と地質的なスイートスポット（ガスの密集帯）の特徴を同定するためのツールスとして、多変数ニューラルネットワークの有用性が示されました。坑井の生産性に影響を与えるインプットパラメーターとして、操業により制御できない層厚、圧力勾配、孔隙率、浸透率、ガス飽和率等と、操業により制御が可能なプロパント圧入体積、Flowback initiation timingの2種を使って分析を実施しています。分析のなかでは、全インプットパラメーターのうち、生産性に与える影響としては、操業条件であるプロパント圧入体積が 10 %、 Flowback initiation timingが 9 %程度との結果が報告されました。また、本手法を用いたプロパント体積の最適化のデモンストレーションが示され、 Pinedaleフィールドで 2009 年に実施された全195ステージのうち、49ステージでプロパント体積を増加させることで生産量の増加が可能との結果を得ました。この結果は、1,962Mscf/d（Mscf/ d：千立方フィート/日）の増産に対して、$2.23Millionの費用が掛かるというもので、ガス価格$2.6/（Mscf/d）が損益分岐点となり、ガス価格が$3/ （Mscf/d）でも経済的に成功すると説明されていました。Shellの発表。

ま

とめ

　現在、埋蔵量の大半（80％弱）が産油国の NOCに握られている環境下では、IOCや独立系石油会社（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生産促進に軸足を置かざるを得ず、投資機会は縮少しています。縮少する投資機会に対応した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の物事の分析が必要です。　今回の SPE年次総会からの情報を基に、技術トレンドを考えてみました。　SPE年次総会は、言うまでもなく、石油工学者（Petroleum Engineers）にとって 1 年で最大の展示を備えた学会で、学術的にも最も権威があると言われます。今回も米国の大学を中心に、多くの学生が発表を行っていました。業界の技術者の裾すそ野のの広がりは世界的に維持できています。アジアの貢献としては、米国留学中の中国人やインド人の口頭発表数が多く、彼らが石油工学の発展に寄与しているのは、もはや常識です。日本人も早稲田大学や東京大学を卒業した若い人が、そのまま当地の大学院に進学し石油工学を勉強し、米国企業に就職、あるいは就職を目指している姿も垣間見られました。　一方、各大学とも適正な教員数確保に苦しんでいます。その背景には、上流産業の好景気に伴う教員の産業への流出も挙げられます。また、夏場に職場経験を積み業界の雰囲気に慣れるインターンシップ研修の募集も希望学生数に満たず、大学も業界も将来の人材確保に苦労しているとのことでした。　展示スペースでは、例年どおり S c h l u m b e r g e r , H a l l i b u r t o n , B J Services, Baker Hughes, Weatherford といったソフト・ハードをコンサルティング（専門家）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、観衆を集めていました。　ここ数年の傾向ですが、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といったメディアを使っての PRが目に付きます。油層シミュレーションモデルの紹介では、5 年くらい前から油層全体が 3 次元的に時間経過とともに、油層の流体飽和率の変化が視覚的に適切にとら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ようになっています。　2004 年来、高油価が継続し、油田操業により多くのお金が掛けられ、リ

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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を目指し、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化が図られています。もちろん、油田の現場をよく知り、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わけですが、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及んでいます。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術のよし悪しを判断・管理する役目になっているように感じられました（場合によっては、詳しい技術の中身の理解はあまり要求されない）。　現在埋蔵量の大半が産油国の NOC に握られている環境下で、IOCや独立系石油会社は、新規油田開発よりも既発見油田からの回収率向上や生産効率向上を目指した技術（インテリジェントウェル、EOR/IOR、水平坑井、多段階フラクチャリング、坑井コントロール）の適用や非在来型資源（オイルシェール、タイトガス、オイルサンド）の開発に軸足を移しつつあります。非在来型の油ガス田について、まずはシェールガスを中心に、更にはシェールオイルまで、開発が加速しつつあるというのが世界のコンセンサスであると思います。　今回の年次総会への出席を通じて最も印象に残ったのは、上述のような状況を敏感に感じ取っているサービス会社、ベンダーによる技術開発が牽引し、これまでは開発が困難であった性状の悪い油層に対して行う水圧破砕法、酸処理法などの分野に、技術開発投資が集中しつつあるというトレンドでした。　また、これまで年次総会の開催場所は、常に米国内でしたが、今回 2010 年に初めて米国外となるイタリアのフィレンツェでの開催となりました。この背景には、9 万 2,000 人にも達する会員数の半数以上が北米外の在住者（10 年程前には欧米の会員が大半でした。2003 年からの会員数増加率は、なんと30％）であること、石油・天然ガスの掘削、油層管理、生産に関する技術のフロンティアがメジャーのみならず、可採埋蔵量の 80 ％弱を支配する産油国の国営石油会社をはじめ、インド・中国ほかへと、全世界的な広がりを見せているということもあるように思います。　筆者は、石油開発技術のグローバル化を強く意識し、環境対策をとりつつ、可採埋蔵量の積み増しを着実に進め、石油需要の伸びにも応える供給へ努力する上流業界の姿を感じました。　SPEのみならず、AAPG（地質）、 SEG（物探）などの技術会議に出て、最新動向を肌で感じ、かつ、発表を行うことは大変貴重な経験であり、これらは、日本の石油開発業界の若手技術者の技術レベルの底上げには欠かせないと考えます。世界の石油開発業界における国内関連企業の認知度の向上や業界発展のためにも、30 歳代までの若手技術者は特に積極的に参加・発表を行い、自らの技術レベルを磨いていくことが、ゆくゆくは石油天然ガス資源の供給確保へとつながるのではないでしょうか。

付録：シェールガス開発

技術の概要

（出所：JOGMEC石油・天然ガスレ　ビュー「シェールガスのインパクト」、 2010 年 5 月　伊原賢　ページ 20 ～ 22を抜粋）　シェールガスは在来型ガスと比べ貯留層は不均質でガスの包蔵メカニズムが複数ある。過去 20 年のこの複雑な貯留層特性への理解は掘削・仕上げ・生産技術の進歩により深まったと言える。具体的には水平掘りや岩石に人工的に割れ目をつくる水圧破砕（図22） 水圧破砕技術の概要 図22 出所：石油技術協会資料フラクチャーの伸展貯留層内に人工的にフラクチャーを形成・伸展させ、流体の流路を確保ジェルプロパント高粘性流体であるジェルを穿孔（せんこう）部から圧入して、貯留層である岩石を破砕しフラクチャーを形成する。ジェルの圧入を続け、フラクチャーの長さや幅を大きくする。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ジェルに混ぜ圧入する。プロパントの濃度を徐々に上げる。規定量のプロパントを送り終わったら、圧入ポンプを停止する。圧入されたジェルは熱により分解され貯留層に浸（し）み込むため、形成されたフラクチャーは徐々に閉じようとする。しかし、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ので、ガスの流路は確保される。貯留層の小さな隙間に溜（た）まっているガスは、フラクチャーを介して坑井内に流れ込み、経済的な生産性を確保することができる。

水圧破砕 / フラクチャリング

時間経過フラクチャー幅フラクチャー長さ 1 2 3 4 5 6 7

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といった要素技術の進歩が重要だ。　シェールガスの開発は技術主導型と言われ、製造業･職人技に近い技術（図 23）を用いる。新規のガス開発事業であるため、米国ではメジャーではなく中堅企業中心の事業としてスタートした。複雑できめ細かな作業が必要なことから、作業コントラクターの数が在来型ガス開発に比べ多い。　生産減退率は高く、1 坑あたりの生産レートは在来型に比べオーダーが一桁低いので、生産量確保には従来型よりも多くの井戸数を要する。したがって、一つの坑口位置から複数の水平部分をもつ坑井も出現した（図24）。水平部分の長さが 2kmを超える水平坑井や水平部分への多段階水圧破砕（図25）も広く適用されるようになってきた。　割れ目が貯留層中に広がらず、上下に成長し、帽岩（キャップロック）を壊し、他の貯留層や帯水層につながってしまうと、ガスの回収に支障をきたす。そこで、割れ目に関する情報を少しでも多く得るために、割れ目そのものを観測する技術開発が進められてきた。マイクロサイスミック技術（図26）により、できたフラクチャーの成長や広がりも把握できるようになってきた。　ところで、マイクロサイスミックとは、割れ目が形成される時に発生する地震波（P波、S波）を観測し、解析して割れ目の広がりを評価し、ガス回収の効率向上に必要な情報（割れ目のマッピング）を提供する技術である（図 27）。2000 年以降、マイクロサイスミックには現場で 6,000 件以上の適用事例がある。しかし、新しく高度な技術であり、技術プロセス（作業の計画、実行、分析、解釈）には厳密さを加える必要があると言われる。　水平坑井、水圧破砕、マイクロサイスミックという、三つの要素技術さえ理解し、実践すれば効率的に経済合理 シェールガスの開発技術 図23 出所：Schlumberger資料より圧入流体中に含まれ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に移動、Fiber は熱により分解され貯留層に浸み込む米国におけるガス生産量と可採埋蔵量の激増（シェールガス革命 500 ∼ 780Tcf 埋蔵量が期待）。貯留層特性：長い間、根源岩や貯留層構造のシール（蓋）と見なされてきた水平坑井と多段階フラクチャリングフラクチャリング後の貯留層評価生産量と可採埋蔵量増に必要な技術サイクルシェールガス層に掘られた水平坑井を横切るフラクチャー分布（マイクロサイスミック） 200ｍ Lateral Spacing 一つの坑口位置から複数 の水平部分を持つ坑井 図24 図25 水平坑井と多段階の水圧破砕のイメージ

出所：カナダNational Energy Board 出所： SPE 107053

Fracture

Stimulation Fracture

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性をもってシェールガスを開発できるわけではない。それには、シェールガスを経済的に地下から取り出す「技術サイクル」を習得する必要がある。すなわち、地下に眠る資源量を可採埋蔵量に変え得る緻密な技術検討が必要だ。　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分かり、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分かり、それが水圧破砕に用いる圧入流体の仕様を決めるのに役立つ。　次に Electrical Imagingと Sonic検

層データからフラクチャーを貯留岩元来のものと掘削上のものに分類し、シェール中で最も浸透率の高い個所を探しあてる。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 Geology Reservoir Simulation Reservoir Characterization Stimulation Design Optimized Completion Strategy Enhance Recovery シェールガス開発に適用 される技術サイクル 図28 出所：Schlumberger 米国におけるシェールガス生産 レートは技術進歩によりV字回復 図29 出所：SPE資料 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Mcf per Day 1995 2000 2005 2010 年

Treatment well Monitoring well

Reservoir Microseism Hydraulic fracture 微小地震/マイクロサイスムから出る 地震波を観測井でモニタリング 図27 マイクロサイスミック技術（微小地震/ マイクロサイスムを観測・分析し水圧破 砕でできた割れ目を評価） 図26 出所： ICEP 出所： ICEP

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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、ガスの生産量およ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28）の理解と適切な実践が求められる。　技術サイクルの適用ノウハウを身に付けたオペレーターが手がける開発プロジェクトでは、作業の失敗が減って効率も高まり、初期生産レートもV字回復が見られる（図29）。総じて、ガスの産出コストも低下傾向にある。　結果として、最初のガス生産レートの効率化、埋蔵量推定精度と経済性の向上につながっている。この技術リスクの軽減が、米国ではシェールガス開発に投資が集中するようになった理由だ。この技術進展と一定のガス価が維持されれば、シェールガスの開発は世界中に進展を見せることとなろう。執筆者紹介伊原　賢（いはら　まさる） 1983年、東京大学工学部資源開発工学科卒業。1991年、タルサ大（米国オクラホマ州）大学院石油工学修士課程修了。1994年、東京大学博士号（工学）取得。石油学会奨励賞受賞。 1983年、石油公団（当時）入団。技術部、石油開発技術センター、アラブ首長国連邦（UAE）ザクム油田操業、 1999年、生産技術研究室長、天然ガス有効利用研究プロジェクトチームリーダー、JOGMECヒューストン事務所長ほかの勤務を経て、2008年7月より石油･天然ガスの上流技術の調査･分析業務に従事（上席研究員）。専門は石油工学とC1化学。趣味はへぼゴルフ、ホットヨガ、グルメ（和食中心）、アニメ、デザイン。故郷の博多に加え、現在横浜の住環境も堪能中。坂東　克彦（ばんどう　かつひこ） 2001年3月、横浜国立大学大学院工学研究科物質工学専攻修了。同年、JOGMEC入構、石油工学研究室に配属。その後天然ガス有効利用プロジェクトチーム、東シベリアプロジェクトチームを経て2006年4月より現職（現在、技術調査部開発技術課兼R&D推進部CCS・環境調和型油ガス田開発研究チーム）。趣味はピアノ、ギター演奏（好きなバンドKorn）、ジョギング。伊藤　義治（いとう　よしはる） 2004年、早稲田大学大学院環境資源及材料理工学修了。 2007年、JOGMEC入構、石油工学研究課（旧･研究室）配属。2010年4月より現職。趣味はジョギング、水泳、読書、音楽（クラシック・ジャズ・ロック）。【参考文献】１．JOGMEC石油・天然ガスレビュー「Petroleum Engineerの取り組むトレンドを読み解く」、2010年1月　伊原賢２．JOGMEC石油・天然ガスレビュー「シェールガスのインパクト」、2010年5月　伊原賢