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1 石油・天然ガスレビュー

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アナリシス

SAGD法の先駆者としてオイルサンド開発を推進するCANOS

1. 現況

カナダオイルサンド株式会社齊藤　満

はじめに

　今から30年以上前、中東戦争を機に起きたオイルショックの経験を踏まえ、将来の石油の安定供給に資するため、官民一体となってカナダオイルサンド株式会社（CANOS）が発足した。当時からオイルサンド層に存在する超重質油（ビチューメン）は豊富であると認識されていたが、それを地下から回収する技術は、一部の露天掘りを除き、確立されていなかった。試行錯誤を繰り返しながら、電気予熱法、CSS法を経てSAGD法に至る道筋は決して平たんではなく、今では考えられないような原油価格の低迷など、厳しい事業環境を耐え抜いてきた諸先輩方の努力が現在の成功に結びついている。　とりわけ、旧石油公団が長年にわたってCANOSを支援してくださった意義は大きい。幸い、石油公団が保有していたCANOS株式が民間に売却された後も順調に事業は続いていおり、この度、石油公団を受け継いだJOGMEC（石油天然ガス・金属鉱物資源機構）が発行する「石油・天然ガスレビュー」にCANOSの歴史と現況を紹介する機会を得た。諸先輩方の努力と関係者の方々の支援に感謝するとともに、オイルサンドになじみのない方々にとっても事業への理解に役立てば望外の喜びである。　先般、チュニジアに端を発し、ITという触媒を介して広まった中東における民主化運動とそれを押さえ込もうとする政権側の圧力、その衝突においてはリビアのように内戦状態に突入したところもある。数十年来、不安定な中東に石油を依存しているなかで、常温では流動性がない超重質油の回収という技術的困難はあるが、カナダという政治、経済、社会面ではカントリーリスクの少ない国でオイルサンドの開発に取り組むことの意義は小さくないと考えている。後述するように、操業面においてもまだ改善と効率化の余地は残されている。まずはハンギングストンの拡張開発計画を着実に遂行することが現在の課題であるが、さらには他の未開発鉱区への展開にも取り組み、将来への事業基盤を築きたいと願っている。

　カナダオイルサンド（株）（CANOS）は1978年に国と経済界の強力な支援を受け、当時の石油公団と民間各社により設立され、現地法人Japan Canada Oil Sands Ltd.

（JACOS）を通じて、オイルサンド事業に取り組んできた。　オイルサンドとは、カナダ西部に分布する重質で粘性の高い原油を含んだ砂のことで、そのオイルサンドよりビチューメンという超重質油を抽出･生産するのがオイルサンド開発事業である。ビチューメンは、比重8 ～10度APIで、貯留層内の温度では水より重く、流動性を持たないほど粘性が高いため商業的生産は困難とされ

ており、JACOSが参加した1978年当時はSuncorおよびSyncrudeが露天掘りによる採掘を行っているのみであった。ビチューメンの資源量は1,700億バレルと言われているが、露天掘りが経済的に適用できるのは貯留層深度70ｍ程度未満のオイルサンドに限られており、資源量全体の20%にしか相当しない。より高深度のオイルサンドからビチューメンを生産するため、JACOSは油層内回収法の商業的実現を目指し、事業に着手した。　後述するが、さまざまな回収法の試行錯誤の末、JACOSがたどりついたのは、Steam Assisted Gravity Drainage法（SAGD法）であった。JACOSは、カナダ･

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図1 ハンギングストン鉱区位置

出所：カナダオイルサンド（株）

図2 3.75 セクションのビチューメン生産量推移


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各月平均日産量と累計生産量（1999年7月～2010年12月）

累計生産量（MMbbls）各月の平均日産量（b/d）

累計生産量月間平均日産量

CANADACANADA

A L B E R T AA L B E R T A

JACOS ハンギングストン鉱区

フォートマクマレー

カルガリーバンクーバー


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アルバータ州北部のフォートマクマレー地区の南南西52kmに位置するハンギングストン鉱区（図1）の通称3.75セクション地域に100%権益を保有し、1997年よりSAGD法適用の実証実験を行い、1999年に生産開始を実現、以降段階的に生産施設、坑井の追加を行いながら、10年以上にわたり操業を続けている。現在は、21ペア（上下に配置されたスチーム圧入井と生産井）より日産約7,000 ～ 8,000バレルのビチューメンを生産しており、2010年末までの累計生産量は2,300万バレルを超えている（図2）。　1997年当時、SAGD法の技術は商業的には実証されておらず、JACOSの3.75セクション地域の他には、アルバータ州政府主導の研究プロジェクトであるUTFプロジェクト、AEC （現Cenovus）のFoster Creekプロジェクト、ShellのPeace Riverプロジェクトがパイロットテストを実施していた程度であり、JACOSはまさにSAGD法のパイオニアであったと言える。　生産量の増加に伴い、2002年時点で「試験生産事業」としてのステージは終了したと認識し、JACOSは、2003年より商業的生産事業に移行した。2005年以降の世界的な原油価格の上昇に支えられ、順調に業績を伸ばし、近年では年間2億カナダドル程度の売り上げを実現しており、2010年には、SAGD法の実証実験開始以来の投資額の回収を終えた（図3）。

　JACOSは、更なる発展を目指し、3.75セクション地域に隣接するエリアでカナダ企業Nexenをパートナーとして拡張開発事業（JACOS75％、Nexen25%）の準備を進めている。これにより、既存操業に加え日産2万5,000～ 3万バレル（JACOS取り分1万8,750 ～ 2万2,500バレル）程度の生産量の追加を期待している。当該拡張開発事業の進展に伴い、従業員数も、アルバータ州カルガリー市の本社と現場を合わせ、現在の100人規模の態勢からピーク時にはこの2 ～ 3倍となり、名実ともにカナダにおける油層内回収オイルサンド生産の中核企業となる。

2. プロジェクトの発足と進展

　既述のように、CANOSは1978年に設立されたわけだが、それは官民合わせての国家プロジェクトのスタートであった。　1977年、既に先駆者としてアルバータ州コールドレイク地域でオイルサンドの共同開発研究に取り組んでいた日本オイルサンド（株）（株主は石油開発公団、石油資源開発（株）、芙蓉石油（株）、出光興産（株）他7社）に対し、当時カナダ国営石油会社であった Petro-Canada（現Suncor）が、Canada-Cities Service（Canadian Occidentalを経て、現Nexen）、Esso（現Imperial）と3社で共同保有するアルバータ州アサバスカ地域の124万エーカーの鉱区でのオイルサンド油層内回収法の共同開発研究参加につき申し入れを行った。折しも第2次石油危機の最中であったという時代背景を受けて、これに参加する方向での準備がなされ、その受け皿とし

て、1978年12月、石油公団（1978年6月に石油開発公団より改称）と産業界62社の出資を受け、カナダオイルサンド（株）が設立され、国家プロジェクトとして、これにあたることとなった。このプロジェクトは、上記カナダ企業3社の頭文字と、カナダオイルサンド（株）の現地法人であるJapan Oil Sands Alberta Ltd.（現Japan Canada Oil Sands Ltd.=JACOS）のJを合わせ、PCEJプロジェクトと称されている（図4）。　PCEJプロジェクトとしては、1979年より1983年にかけては、電気予熱法、1983年から1992年にかけては、Cyclic Steam Stimulation法（CSS法）の実証実験を行ってきたが、その後の油価低迷を受け、JACOS以外のパートナーは実験から撤退し、1992年以降1994年まで単独で実験を継続することになった。　また、この単独実験と時期を同じくして、1992年か

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（MMC$）


図3 JACOS 売り上げ推移

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ら1997年にかけて、アルバータ州政府と民間会社9社（CANOSの筆頭株主である日本企業の石油資源開発（株）を含む）によって、アサバスカ地域でのSAGD法の適用に係る実証実験プロジェクト（Underground Test Facility = UTFプロジェクト）が実施された。　UTFプロジェクトの結果、アサバスカ地域におけるSAGD法の適用可能性が実証されたことを受け、JACOSは1997年に、単独でCSS法実証実験を行って

いた地域（現在のハンギングストン鉱区3.75セクション地域）でのSAGD法適用実証実験を開始した（図5）。ハンギングストン鉱区はUTFプロジェクト実施地域よりもオイルサンド層の不均質性が高く、そうした鉱区でSAGD法を適用するにはオイルサンド層の賦存状況を慎重に評価した上で坑井を配置することが重要である。試行錯誤の上そのノウハウを蓄積し、1999年にSAGD法によるビチューメン生産に成功し、2003年からいわゆる「商業」生産を開始するに至った。2005年には、石油公団がカナダオイルサンド（株）の保有株式（当時の保有比率約72%）の売却を行い、ナショナルプロジェクトは民間プロジェクトへと、その形態を変えていくことになる。　CANOS/JACOSは、2001年にFoster Creekプロジェクトでの生産を開始したCenovus （旧EnCana）と並んで、アサバスカ地域でのSAGD法によるオイルサンド生産のパイオニアと言われている。その後、他社もSAGD法でのプロジェクトを次々と立ち上げ、現在アサバスカ地域でSAGD法による生産を行っているプロジェクトはJACOS、Cenovusのプロジェクトを含め12を数え、六つのプロジェクトが建設中、40近いプロジェクトが開発許可申請取得済み、あるいは申請中という状況になっている（表）。

出所：カナダアルバータ州政府 HP

図4 カナダアルバータ州オイルサンド賦存図

1970

PCEJ Phase 1電気予熱法

PCEJ Phase 3CSS法（マルチウェルテスト）

PCEJ Phase 2CSS法（シングルウェルテスト）

JACOSCSS法（マルチウェルテスト）

JAPEX/JACOSSAGD法（UTFプロジェクト）

JACOSSAGD法デモンストレーションプロジェクト

1980 1990 2000年

‘70 ‘83

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‘97

‘97

‘92

‘92

‘88

図5 オイルサンド開発方法の時系列推移

プロジェクトオペレーター生産開始年

生産キャパシティ（bbl/d）

Algar Connacher 2010 10,000

Christina Lake Cenovus 2003 58,000

Christina Lake MEG 2003 25,000

Firebag Suncor 2004 95,000

Foster Creek Cenovus 2001 120,000

Great Divide Connacher 2007 10,000

Hangingstone JACOS 1999 10,000

Jackfish Devon 2007 35,000

Leismer Statoil 2011 10,000

Long Lake Nexen 2007 72,000

Mackay River Suncor 2002 33,000

Surmont ConocoPhillips 2007 27,000

表アサバスカ地域での生産中SAGD プロジェクト

出所： JuneWarren-Nickle's energy group



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3.1 電気予熱法

　CANOSは1978年の設立以来およそ20年間にわたって現地法人の操業会社であるJACOSを通じ、一貫して油層内回収法に着目し、電気予熱法やCSS法などの現場実験を重ねてきた。　電気予熱法は、当時アサバスカ地域での適用が検討されていた水蒸気攻法の準備工程として試された手法である。水蒸気攻法とは、油層に2本の垂直井を掘って、片方の井戸からスチームを押し込み、もう一方の井戸から油を回収する方法である（図6）。理想的には圧入井から押し込んだスチームによってビチューメンを温めて流動性を高め、それを生産井に向かって押しやっていくことで生産を促進したいのだが、アサバスカ地域のビチューメンは油層温度では非常に粘性が高いため、スチームをオイルサンド層に押し込むことが困難である。そこで、オイルサンドの電気抵抗が大きいという性質を生かし、生産井と圧入井の間に電気を流すことでビチューメンを温めて、スチームが押し込むことができる程度の流動性を持たせるテストを実施した。しかし、予熱するのに10カ月もかかってしまって、商業化は経済的に難しいことが判明した。

3.2 CSS法

　CSS法とはCyclic Steam Stimulationの略称で、①オイルサンド層に掘った井戸からスチームを圧入する（ステージ1：図7左）、②その後井戸を閉じてしばらく放置し、スチームの熱がビチューメンに伝わるのを待つ（ステージ2：図7中央）、③温まって流動性を持ったビチューメンを、スチーム圧入に使用した井戸を通してくみ上げる（ステージ3：図7右）という一連の工程をワンサイクルとし、何回もこのサイクルを繰り返してビチューメンを回収する手法である。圧入された高温のスチームは、オイルサンド層の中に割れ目をつくりながら広がっていき、ビチューメンを温める。Imperial（ExxonMobilの子会社）は、このCSS法によって、熱を利用した油層内回

収法としては初めて、コールドレイク地域での商業生産に成功した。同地区では、現在でも3,000本以上のCSS坑井が操業中である。PCEJグループは、アサバスカ地域でCSS法のテストを行ったが、圧入したスチームがターゲットよりも浅いところに移動してしまって効率的にビチューメンを温めることができず、結局これも商業化には至らなかった。

3. 採収技術開発の取り組みの変遷

出所：U.S. Department of Energy

図6 水蒸気攻法の概念図

Stage1STEAM INJECTION

Stage2SOAK

Stage3PRODUCTION

出所： Imperial Oil

図7 CSS 法の概念図

Steam Generator

Stack GasScrubber

Steam andCondensed Water

HotWater Oil

Bank

Oil andWater ZoneNear OriginalReservoirTemperature

Oil andWater ZoneNear OriginalReservoirTemperature

InjectionWell

Production Fluids（Oil,Gas and Water)Separation and Storage Facilities

Production Well

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3.3 SAGD法

　このような試行錯誤の末、1990年代前半に油価が低迷した時期にパートナー 3社がCSSプロジェクトから撤退してしまった。その後、JACOSがプロジェクトのオペレーターを引き継ぐ一方で、1990年代初頭よりアルバータ州政府と民間企業9社で進められていた共同研究事業であるUTF（Underground Test Facility）プロジェクトに、当時CANOSの親会社であった石油公団と操業面の主幹事会社であった石油資源開発株式会社が参加した。UTFプロジェクトとは、現在アサバスカ地域で主力の油層内回収法となっているSAGD法のフィールド

実証プロジェクトであり、プロジェクトが開始された頃は地上からSAGD用の水平井を掘削する技術がなかったため、オイルサンド層の比較的浅い地域を選定し、地表から150m程度の石灰岩層まで立て坑を掘り、地下トンネルに掘削機を搬入して水平坑井を掘削した。　SAGDとはSteam Assisted Gravity Drainageの略称で、深度の異なる2本の並行した水平井をオイルサンド層に掘削し、片方の井戸から連続的にスチームを入れながら、もう片方の井戸から連続的に油を生産するという回収方法である。図9右の断面図に示したように、縦に配列された2本の水平井のうち、上部の水平井より圧入されたスチームは貯留層内でスチームチャンバーを形成し、スチームチャンバーとビチューメンの境界付近において、スチームは隣接するビチューメンに蒸発潜熱を与えて凝縮する。この凝縮水と加熱されて流動性を得たビチューメンは周辺のスチーム（気相）よりも重いため、貯留層内を流下していき、最終的には下部の水平井を通じて地上へくみ上げられる。一方で加熱されたビチューメンが流下した後のボイドスペースはスチームで満たされ

（つまり生産が進むにつれてスチームチャンバーが拡大する）、そのスチームによって更に外側のビチューメンが加熱されるというプロセスが連続的に進行するのがSAGD法の特徴である。　UTFプロジェクトでの成功を機に、SAGD法はアサバスカ地域で唯一有効な油層内回収法として広まっていった。そしてJACOSは1997年に単独鉱区である3.75セクションでSAGD法のデモンストレーションプロジェクトを手掛けた。

出所： AOSTRA（Alberta Oil Sands Technology and Research Authority）

図8 Underground Test Facility

出所：石油資源開発株式会社

図9 SAGD 法の概念図と断面図

SAGD法概念図 SAGD法断面図


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　1978年にオイルサンド開発事業に参入したCANOSは、第3章に記したように、電気予熱法（1979 ～ 1983）やCSS法（シングル坑井テスト1983 ～ 1989、マルチ坑井テスト 1990 ～ 1994）を試行してきた。当時のオイルサンド資源量評価では、オイルサンド層全体の厚さに主眼が置かれ、オイルサンド層中の細かな岩相変化について深く議論されることはなかった。　1987年、アルバ―タ州政府主導によるSAGD法実証試験プロジェクト（UTF　Project）のフェーズA（50 m水平井テスト）が開始され、CANOSは1992年にフェーズB（500ｍ水平井テスト）から参加した。SAGD法では、油層内でのスチームの自然な上昇に依存するという技術的な制約があるため、オイルサンド層を構成する個々の砂岩層や砂泥互層の評価が重要であるという認識が当初からあり、堆積学的な岩相の分類に基づくネットペイの算出は行われていた。更に、フィールド実証試験が進むと、砂泥互層のうち泥岩の卓越する岩相においてはスチーム上昇が停滞することが判明し、泥岩に挟まれる砂岩が回収の対象とならないことが分かってきた。ネットペイという観点ではこの考え方が取り入れられたが、それらが地質リスクであるという認識はまだ低かった。　1997年になると現地操業会社JACOSは、オペレーターとしてハンギングストン鉱区の3.75セクションにおけるSAGD法試験生産プロジェクトに着手した。1999年に始まった試験生産を通じて、貯留層の厚い部分ほど生産性が高いことが実証された一方で、貯留層内に存在する泥岩の分布が生産性に与える影響、すなわち、総体と

しての貯留層は厚くても多数の泥岩薄層が存在する坑井では生産性が低かったり、あるレベルの生産レートに達するまでにより多くの期間を要するなどの事象が確認された。　こうした経験を通じてオイルサンド層内の岩相変化が地質リスクとして認識されるに至り、2002年にシーケンス層序学の概念と3次元地震探査および高精度深度変換法を用いた地質リスクの定量的な解析が導入された。3次元地震探査の解析においては、坑井を用いたマルチ・アトリビュート解析（坑井位置で推定される物性値と地震探査応答の関係から、坑井の存在しない位置での物性値を推定する手法）によって、貯留層の上限と下限が精度高く求められるようになり、また一定の厚さ以上の挟

きょう

在ざい

泥岩が推定できるようになった（図10）。更に、シーケンス層序学的枠組みのなかで、広域に存在する可能性が高く、SAGD法による生産においてハイリスクとなる泥岩と、分布が局所的な泥岩の識別がある程度可能になった。　一方で、2002年に3次元地震探査を実施した同じ試験生産地域において、SAGD法によるスチームの影響を受けた領域を広域的に把握するために、2回目の3次元地震探査が2006年に実施された。SAGD法実施前後の地震探査記録を比較、解析した結果、SAGD水平井ペア付近ではスチーム圧入に伴う孔隙圧や温度の上昇に起因する地震波応答の明瞭な変化を検知することができた

（図11）。これら2度の3次元地震探査は（独）石油天然ガス・金属鉱物資源機構（JOGMEC）の操業現場技術支

4. 地質モデル構築と貯留層評価

出所：石油技術協会創立 70 周年記念出版 111-123

図10 地震探査データに基づくオイルサンド貯留層分布予測モデル

出所：石油技術協会誌 74（1）61-70

図11 2002 年と 2006 年における往復走時の差

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5. 水平井掘削と採収操業

援事業として、同機構とJACOSが共同で実施したものである。　図12に示す地下の岩相モデルをはじめとする一連の成果は、マルチディシプリナリーなチームで共有できるように可視化されており、チーム内における認識の共有化のツールとなるとともに、詳細な開発計画（坑井配置）や生産挙動シミュレーションへの地質モデルの提供などの場面にも有益な情報を提供している。　可採鉱量および生産プロファイル予測においては、SAGD法が非等温過程であることから、物質収支とともに熱収支を考慮したシミュレーターが不可欠であり、シミュレーション技術の向上を図っている（図13）。これらの結果からSAGD水平井の生産挙動と温度分布が再現され、SAGD法による生産挙動は、地質不均質性とともに非卓越相であるガス・水層の相対浸透率および坑井

近傍の流体挙動等さまざまな要因が影響を与えていることが確認されている。　以上に記した取り組みを通じて、オイルサンド層に関する知見が広がるなかで、課題も浮き彫りになってきている。SAGD法において、スチーム上昇の障害となる貯留層内の挟在泥岩の分布範囲を把握することが重要であるが、分解能に限界がある地震探査のみから薄い泥岩の分布を一義的に推定することは困難である。こうした問題に対して、坑井における詳細な地質データと地震探査データを統合した堆積モデル、同モデルに基づく地球統計学を用いた統計的地質モデルの構築、更には貯留層モデルの構築へと展開することを目指した3次元油層シミュレーション技術の開発を行っている。

5.1 水平井の展開

　3.75セクションは貯留層深度が300m程度と深いこともあり、UTFプロジェクトとは異なる地表からの掘削を決意し、最初は2ペアから着手した。その後順次水平坑井を追加しこれまでに23ペアを掘削した。SAGD法では2本の水平井を一定の間隔で掘削する必要があるが、1999年当時の掘削技術では坑井傾斜の増加率に制限があり、地表面から坑井傾斜を付けるために櫓

やぐら

が傾斜した

掘削装置（スラントリグ）を用いる必要があった。　スラントリグによる傾斜スパッド掘削では、全てのパイプ類を傾いた状態で取り扱う必要があるため、垂直スパッド掘削と比べて坑口作業に時間を要し掘削コストが割高になってしまうほか保安上のリスクも高い。そこで最初の8ペアの傾斜スパッド掘削から得られた知見と、当時の最新掘削技術を駆使して、2003年に初めて垂直スパッドによる掘削に挑戦・成功し、掘削作業

出所：石油技術協会創立 70 周年記念出版 111-123

図12 堆積相分布モデル

OBA5OBA5

OBA1 OBA1

OBA4 OBA4 OBA3OBA3

OBA2OBA2

prod-tprod-t

inj-cinj-c

270.00263.00256.00249.00242.00235.00228.00221.00214.00207.00200.00

270.00263.00256.00249.00242.00235.00228.00221.00214.00207.00200.00


図13 油層シミュレーションによるスチームチャンバー形成の再現


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の効率化と保安面での改善を実現した。掘削の手順としてはまず下位の生産井をMWD（Measurement While Drilling）ツールで坑井の傾斜･方位をモニターしつつ掘削し、次いで上位の圧入井を MGT（Magnetic Guidance Tool）ツールの信号を検知し、双方の位置関係を確認しながら、5m間隔で平行に掘り進めるわけで、これらの手法にも習熟し設計どおりの掘削が可能になった。

5.2 生産挙動

　オイルサンド層は極めて高い浸透率（10ダルシー・レベル）であるもののビチューメンが当該対象地域では油層温度（約11℃）で数百万センチポワズ（cp）と高粘性であるので流動しない。これを加熱し粘性を下げる（10cp@230℃）ことで流動性を持たせるのがスチーム圧入法の基本である。SAGD法では既述のように水平坑井からの圧入スチームが重力差で上方に移動しつつスチームチャンバーを形成・拡大するメカニズムである。生産・圧入挙動は垂直方向の浸透率に支配され、また重力排油であるので、加えられる差圧は限定的であるなどの特徴がある。したがって、通常原油の生産に際しては問題視されないような薄い泥岩の「挟み」の存在が致命的な影響を与えることもある。　JACOSの経験でも最初の2ペアは予想以上の挙動を示したとはいえ、次の3ペアでは泥岩の影響により生産量が大幅に予想を下回る結果となり、一時はSAGD法のメカニズムそのものが疑問視されるところであった。当時はSAGD法が実用化されたばかりで、浸透性の高い砂岩が厚く発達している場所で行われたUTFプロジェクト以外にほとんど前例がなく、3.75セクションのオイルサンド層に比較的多く含まれる浸透性の低い泥岩や、オイルサンド層の厚さの影響を考慮するデータがなかったことが、このような予想外の低生産性を招いた原

因だった。　その後、生産性の改善と貯留層評価技術の確立のためにさまざまな努力を重ねた結果、追加水平井ペアの成果によりSAGDメカニズムに対し確信を持つに至ったが、この経験は、その後周辺鉱区で次々と立ち上がったSAGD法によるオイルサンド開発プロジェクトにとっても、貯留層評価の重要性を認識する重要な経験であったと言える。

5.3 操業の改善と効率化

①スチームコーニング対策　SAGD法では、貯留層に圧入したスチームがビチューメンの加熱に使用されず、直接生産井に流入してしまうことをスチームコーニングと呼んでいる。スチームコーニングが発生すると、熱効率（SOR）が悪化するだけでなく、生産流体の温度が上昇してガス相（スチーム）の流量が増えるため、プラントへの流体移送にも悪影響を及ぼす。3.75セクション操業では生産井周辺が常に液相（すなわち凝縮水とビチューメン）で満たされている状態に保つことで、生産井へのスチーム流入を防止している。オペレーション上の制御方法としては、生産井温度をスチーム圧力で定まるその飽和温度より十数℃～数十℃低く保つよう生産レートをコントロールしており、この温度差


図14 SAGD 水平井の坑内図

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6. 熱効率の改善

6.1 SAGD法における熱効率

　SAGD法によるオイルサンド開発では、原始状態では温度が低くほとんど流動性を持たないビチューメンに対し、高温の水蒸気を圧入することによってビチューメンの粘性を下げる必要があるが、スチームを生成するためのボイラー燃料コストが操業費の大部分を占めるため、いかに少ないスチームでビチューメンを生産するか、またいかに少ないボイラー燃料でスチームを生成するかが、プロジェクトの経済性を保つ上で重要な要素となる。以下に3.75セクションで行われてきた、貯留層内および地上施設における熱効率を改善するための取り組みについて紹介する。

6.2 プラント熱効率の改善

　3.75セクションで圧入されているスチームの温度は250 ～ 260℃であるが、貯留層内でビチューメンに熱を与えて凝縮し、熱水としてビチューメンとともに生産されるまでにその温度は200℃程度にまで低下する。この生産水には微量の油分や硬水イオンが含まれており、スチーム原料として再利用するためにこれらを除

去する必要があるが、水処理を行うためには生産水の温度を100 ℃以下にまで下げなければならない。生産水を冷却する際、生産水から放出される熱をスチーム原料水の予熱に利用すれば、ボイラー燃料の使用量を削減することができるので、生産水/スチーム原料水間で効率よく熱交換を行うことが重要となる。　一方で1999年の操業開始以来、プラント操業にとって常に悩みの種となってきたのが、生産水に含まれる貯留層由来の水溶性有機物の存在である。現在の技術では、水処理工程で経済的に水溶性有機物を完全除去することができないので、3.75セクションではボイラー内でのスケール析出を防止するために、スチーム原料水の一部は熱水の状態でボイラーを通過させるという運転方法を採っているが、操業開始当初は水溶性有機物を多く含んだブローダウン水（ボイラーから出てくる熱水）をうまくリサイクルできず、結果としてボイラー配管内にスケールが析出してボイラーの熱効率低下や配管の破損を招いた。そこでブローダウン水の処理工程を見直した結果、システム内の水溶性有機物濃度を低下させることに成功し、高いボイラー熱効率を維持

をサブクールと呼んでいる。　3.75セクションでは、個々の坑井の地質的特徴や坑井デザインに合わせて最適なサブクールで操業を行っている。しかし実際の操業においては、生産井の水平全区間にわたって理想的な液相コラムを保つことは難しく、ある特定の個所でスチームコーニングが発生することがある。スチームコーニングは、水平区間のなかで特に貯留層性状がよい（浸透性が高い）個所や、圧入井/生産井間の圧力差が大きい個所で起こりやすいと考えられている。3.75セクションでは、水平井沿いの圧力分布をできるだけ均一に保つために坑井の口径を大きくしたり、スチームコーニング発生個所の圧入井/生産井間の圧力差を小さくするために、圧入/生産の方法を工夫したりするなどの最適化を図っている。

②砂による生産障害　オイルサンド層の地層は、もともと固まっていないきめ細かな砂からできているため、時にこの砂がビチューメンや凝縮水と一緒に坑井に流れ込んでトラブルを引き

起こすことがある。3.75セクションで稼働中の坑井においても、一時的ながら顕著な砂の生産が確認されている。過去には大量の砂で坑井が閉塞されて、生産ができなくなったという経験もあるが、いずれのケースも大がかりな改修ではなく、坑井内で水を循環するなどしてたまった砂を除去することに成功している。また、これまでの操業実績から、一度砂を生産した坑井であっても、適切な坑井コントロールにより砂生産前のレベルにまで生産レートを回復可能であることが確認されている。　また砂の流入を防止するための坑井デザインについても、継続的に最適化が図られている。操業を開始して最初の6年間は主にWire wrapped screenと呼ばれる、孔

あな

の開いたパイプに細い鉄線をコイル状に巻きつけた形状のパイプを使用していたが、その後設置時の破損リスクが低いslotted linerと呼ばれるスリット状の切り目を入れたパイプを導入し、その実用性を検証中である。ハンギングストン拡張開発では、これら3.75セクションでの経験を基に最適化された坑井デザインを適用する計画である。


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しながら安定的に運転することが可能になった。　こうした改善点以外にも、プラントの運転状況をモニタリングしながら、熱交換器のクリーニング方法やクリーニングスケジュールなど機器の維持管理について最適化を図ることで、1バレルのスチームを生成するために必要な熱量が0.4GJという高いプラント熱効率を達成・維持している。現在もブローダウン水処理プロセスの改善計画が進行中で、更なるシステム内の水溶性有機物濃度低下によるボイラーの熱効率改善が期待される。

6.3 低圧操業

　SAGD法やCSS法など、貯留層にスチームを圧入してビチューメンを採収する手法では、そのプロセスの熱効率の指標としてSOR（Steam Oil Ratio：スチームの圧入量とビチューメンの生産量の比率）が用いられる。SAGD法では、貯留層に圧入されたスチームが持つ熱のおよそ1/3が、ビチューメンに伝わることなく貯留層の外へ逃げてしまうと言われているが、この熱のロスを少なくすることによってSORを改善することが可能だと考えられている。貯留層に圧入されたスチームは、ビチューメンや地層に熱を加えて凝縮するまでの間、飽和蒸気の状態で存在する。すなわちスチームの圧力を下げればスチームの温度も低下するので、スチームの圧力を下げてスチームチャンバーと貯留層に接する地層との温度差を小さくすることで、貯留層外への熱のロスを軽減することができる。　この概念に反して3.75セクションでは、1999年の生産開始以来一貫して高圧スチーム圧入を実施してきた。これはUTFの生産挙動から推定された貯留層性状変化、すなわちスチーム圧入に伴う圧力・温度変化によって貯留層内の砂粒が変位し、生産性が改善されるという考え方に基づいたものである。しかし、この砂粒の変位は、現象としての存在は認められるものの、果たしてSAGDプロセスにどの程度影響を与えているものなのか、業界内でも十分に理解されているとは言い難い。3.75セクションでは、これまでスチーム圧力を低下させるテストを行ってSORや生産性に対する影響について検証しているが、操業上の制限から十分にデータが取得されている状況ではなく、いまだ結論には至っていない。現在も一部の坑井で低圧のスチームを圧入するテストを行っており、このテスト結果がハンギングストン拡張開発における最適スチーム圧力の評価に資することが期待される。

6.4 スチーム/ガス混合圧入

　低圧操業以外の熱ロス低減策として、スチームにガスを混合して圧入するという方法が考えられる。貯留層に圧入されたガスがスチームチャンバーの上部に滞留し、貯留層の上部へ熱が逃げるのを防ぐ、いわゆる断熱材の役割を果たすことが期待されるのだが、その一方でガスはスチームチャンバー側方のビチューメンへの熱伝達をも妨げて生産性を悪化させる可能性があるほか、UTFでの経験から圧入ガスがスチームチャンバーの外にリークしてしまう可能性も指摘されている。これらガス混合圧入の長所と短所を定量的に評価する目的で、3.75セクションのなかでも比較的操業期間の長いSAGD圧入井に対して、スチームに数パーセントのメタンガスを混合したものを圧入し、ビチューメンの生産レートやSOR、貯留層内の温度分布などをモニタリングするパイロットテストを実施してきた。これまでのテスト結果によって、ガス混合圧入により生産性を大きく損なうことなくSORが改善されることや、圧入ガスは一時的にスチームチャンバー上部に滞留するものの、一定時間が過ぎるとスチームチャンバー外へ流出することが確認されている。現在もテストは継続中であり、ガス圧入エリアの拡大やハンギングストン拡張開発への適用を視野に入れ、ガス混合圧入プロジェクトの経済性について評価を行っている。

6.5 スチーム/溶剤混合圧入

　スチーム使用量を削減するために、現在広く研究されているのが溶剤（solvent）のオイルサンド層への圧入である。これは溶剤を貯留層内のビチューメンに溶解させることによってビチューメンの粘性を下げて生産する方法であるが、地下に存在する状態で溶剤とビチューメンを効率よく接触させ影響エリアの拡大スピードを上げることが鍵となる。フィールド実験では、熱によるビチューメンの粘性低下と溶剤による粘性低下の両方を同時に期待するスチーム/溶剤の同時圧入法がいくつかのプロジェクトでテストされている。しかし、貯留層内でのビチューメンと溶剤の反応についてはまだ十分なメカニズムの解明が行われていない。そこでJACOSは民間石油会社と大学に呼びかけてリサーチコンソーシアムを発足させ、溶剤とビチューメンの相挙動に関するデータバンクの構築に取り組んでいる。また、水蒸気に代わって溶剤を用いることにより水の使用量を大幅に削減できることは、溶剤利用の大きな魅力の一つである。

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7. 環境保全

　SAGD法による油層内のビチューメン回収法は、露天掘りのような大規模な土木作業を必要としないことから、環境に与える負荷が比較的小さいと言われている。以下、JACOSの現場について説明する。　SAGD法の水平坑井ペアは、それぞれ坑井基地に設置した施設に接続され、圧入するスチームと生産された流体の圧力・温度・流量を計量した後、中央プラントに送られる。操業エリアには2カ所のプラントがあり、それぞれプラント1、プラント2と呼ばれ、日産2,000バレル、8,000 バレルの処理能力を持つ。プラント 1 は Petro-Canada（現Suncor）がCSS法のパイロットプラントとして使っていた施設を改造して1999年より、一方プラント2は新規に建設され2000年よりそれぞれ稼働開始した。　現場周辺の表土はマスケグと呼ばれ、北のツンドラと南の針葉樹林の移行地域であり苔

こけ

が群生する湿地帯である。夏季は地表がスポンジ状になるため軽車両の進入はもちろん、人の歩行すら困難であるが、冬季は凍結するため重車両の通行も可能になる。したがって当地は冬季に氷点下40 ℃にもなる極寒地であるにもかかわらず、掘削作業や地震探鉱作業は敷地工事等に費用のかからない冬季に行われるのが普通である。また、鳥が巣を作り雛

ひな

を育てる期間中、伐採等その成長を妨げる行為は法律により禁止されている。したがって、敷地工事を要する作業を行う場合は当該期間

（主に春～夏）を避けながら、必要な領域だけマスケグ除去、伐採等を行う。　従業員・工事要員は現場の約 50km北にあるフォートマクマレー市から通勤しており、交代勤務者は12時間交代が原則である。　プラントのプロセス概念図を図15に示す。地下に熱を加えてビチューメンの粘性を下げるのに大量のスチームを使用す

るため、通常の原油の生産現場と比べると、大規模なスチーム発生装置があるのが特徴である。　スチームの原料は水であるが、地表を流れる川の水を利用することは一切許されていない。そもそもSAGD法では生産ビチューメンの数倍のスチームを使用するため、川を流れる水では絶対量が足りない。そこで地下水をくみ上げてスチームの基となる水を調達するわけであるがその取水量は限られている。更にプロセスの過程で廃水が生じるが、廃水を圧入できる層の能力もまた限られている。このため、廃水量は極力少なくしなければならない。周辺への環境配慮の観点もあり、生産水はリサイクル処理してスチーム発生装置の供給水とすることが開発へ向けての絶対条件となった。実際、地上施設の大半は、水のリサイクル施設と呼んでも過言でない。これまでのところ、初期トラブルを除くと大きな問題もなく、順調に運転が続いている。なお操業開始当初は廃水ゼロを目指し、廃水を全て蒸発させて固形分を回収するクリスタライザーという装置の導入を試みたが、実際には廃水中の処理しきれない不純物が原因で、期待どおりの性能を発揮できないことが分かった。現在クリスタライ


図15 ハンギングストン･デモプラントのプロセス概念図

高温セパレーター

圧入井圧入井生産井生産井

油層油層

ビチューメン

生産水

スチーム発生装置ボイラーブロー廃水

供給水タンク

＜廃水濃縮＞

スチーム（圧入井へ）

＜軟水化・脱シリカ＞

処理水タンク

フィード水タンク

＜脱油＞


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8. ビチューメンの販売

　2009年の実績では、ビチューメン生産量の半分以上は露天掘りによるもので、稼働中の露天掘りプロジェクトは全て、アップグレーダーとの一括操業によってビチューメンをWTI（West Texas Intermediate）に匹敵する合成原油に改質して出荷を行っている。油層内回収プロジェクトでアップグレーダーとの一括操業を行っているのはNexenによるLong Lakeプロジェクトのみで、SuncorのFirebagプロジェクトおよびMacKay Riverプロジェクトについては、自社の既存アップグレーダーを用いて改質を行っているが、JACOSを含むその他多くの油層内回収法でのビチューメン生産会社は、超重質のビチューメンをコンデンセートや合成原油といった軽質油で通常の重質油並みに希釈する販売方法を採ってい

る。これは、油層内回収法プロジェクトは露天掘りプロジェクトに比べ、個々のプロジェクトの生産量が小さく

（その多くが日産10万バレル未満）、アップグレーダー建設を独自で受け持って経済性を成り立たせることが困難であることに起因していると考えられる。　希釈ビチューメン販売マーケットにおけるビチューメンの価格は、一般的にはWTIからWTIと重質油の価格差（重軽格差）および種々のコストを差し引いて下記のような算式で決定される。

　�ビチューメン価格=WTI－重軽格差－希釈コスト－運搬コスト

　ビチューメン価格は、マクロ的な動きとしてはおおむねWTIの動きに連動するものの、重軽格差は重質油を受け入れる製油所との間の独自の需給関係、希釈コストについては、希釈剤としてガスコンデンセートを用いることが多いことから、天然ガスマーケットの影響を大きく受けるため、WTIと対照的な動きをする場合もある。JACOSも過去に何度か非常に厳しい事業環境に遭遇した経験があるが、ここ数年は好調なWTI価格、重軽格差の縮小により、良好な販売価格を維持している（図16）。　重軽格差の近年の縮小傾向は、主として、カナダ産希釈原油の主要な販売先である米国・シカゴ地域（PADD II）の製油所の重質油対応、ベネズエラからの重質油輸入量の減少の影響等によるものと考えられる。2009年

ザーは廃水を濃縮する装置として稼働しており、水のリサイクル率90%超の達成に貢献している。廃水はプラントから数キロメートル離れた先の圧入層に圧入するか、あるいは産廃として外部処理する。　スチームを精製するための熱源には、環境にやさしいと言われている天然ガスの燃焼熱を用いる。スチーム発生装置は大小合わせて5基が稼働中である。現場付近には南北に走るパイプラインが存在しており、天然ガスはそのパイプラインから分岐して調達する。当地のSAGD操業において操業費を見ると、天然ガスの購入費の割合が大きく、操業費全体の数十パーセントを占める。したがってこのガス購入費、すなわちガス消費量を少なくす

ることが非常に重要で、6章に示したようなさまざまな知恵が絞られてきた。　過酷な気候と厳しい環境条件の下でオペレーションを継続していく上で重要な点として地域住民との関係がある。現場近傍に民家はないが、約40 ～ 50km離れた場所には、先住民や先住民と白人の混血の人々が居住している。これらの住居地には独自のコミュニティがあり、彼らとの関係を良好に維持することが極めて大切である。カナダ憲法では先住民の権利の保障が明記されており、先住民からのクレームは政府としても、その対応に非常に気を使っている。


図16 WTI、カナダ産重質油、アサバスカビチューメン価格推移

WTI @オクラホマ州クッシングLLB(カナダ産重質油）@ハーディスティ一般的アサバスカビチューメン

0

50

100

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010年

（US$/bbl）

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現在、西カナダ産重質油の対米国輸出量は約180万バレル/日であるが、製油所の増強、パイプラインシステムの拡張により、2015年には約270万バレル/日にまでそれが増加するとの予測もなされている。今後とも希釈ビチューメンでの販売でもアップグレーダーと比べて十分に経済性が成り立つと見通している（図17、図18）。　ただし、2010年7月のEnbridgeのパイプライン漏洩事故以降、同パイプラインの稼働率が低下していることにより、一時的に西カナダ産重質油の在庫が増加し、重軽格差が拡大するというような事態も発生しており、販売ルートの多角化、ヘッジの利用等、不測の事態に備えた販売戦略も今後検討すべき課題として認識している。多角化については、鉄道貨車を利用した販売、西海岸に向けた販売等が考えられる。ヘッジについては、既述のとおり、ビチューメン自体には商品市場がないため、その価格形成要素の主要部分、すなわち、WTI、重軽格差および希釈

剤コストの3要素の価格を同時に抑えられるようなスキーム構築が必要となるが、重質油と希釈剤についても成熟した商品市場がないため、ヘッジ成立には困難な状況である。

出所： CAPP（Canadian Association of Petroleum Producers）

図17 西カナダ産原油の北米市場

図18 北米パイプラインネットワーク建設計画

出所： CAPP（Canadian Association of Petroleum Producers）


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　JACOSは現在、現行のハンギングストン鉱区3.75セクションエリアにおける日産7,000 ～ 8,000バレルの生産に加え、その周辺地域を拡張開発する計画を進めている。当該鉱区は、Nexenがパートナー（25%）として存在する共同鉱区で、JACOS（75%）がオペレーターとなって、その事業を推進していくことになる（図19）。　JACOSは、2006 ～ 2007年冬季より、埋蔵量の賦存状況を確認するための評価井の掘削作業に着手した。2009 ～ 2010年冬季までに185坑の掘削を行うとともに、3次元地震探査の結果を加味した地質評価を実施した結果、開発するに足る埋蔵量があるとの結論に至った。また、2008年より先行実施していた環境影響調査においては、開発作業が環境に与える影響は許容範囲内であるとの結果が得られたため、2010年4月28日にアルバータ州政府（エネルギー資源保全委員会と環境省）に対し、開発許可申請を提出した。更に、同年5月には、施設の基本設計に着手し、最適な施設の規模、配置、コストの積算等を行っている。許認可の取得には通常1年半程度を要すると言われており、2011年第4四半期に許可が取得できるとの想定の下、基本設計の結果、また、その時点での投資環境の見通しを踏まえて開発投資に係る最

終意思決定を行い、2014年末に生産を開始することを目指している。現在想定している開発シナリオでは、拡張開発エリアからのビチューメン生産量は平均で日産2万5,000 ～ 3万バレルが期待できると見込まれている。　2011年第4四半期の最終投資意思決定の後直ちに、敷地の土木工事に着手することになる。拡張開発地域は湿地帯にあり、夏場は地盤が著しく緩むことから、冬季のうちに敷地を固め、通年の作業ができるようにすることが作業スケジュール管理において非常に重要である。建設を進めていくにあたっての懸念材料は、オイルサンド新規投資の活発化による人材不足と資機材価格の高騰である。オイルサンドプロジェクトへの新規投資はリーマンショック後低迷したものの、その後の油価回復により復調してきており、2011年の新規投資額の合計は160億カナダドルにまで達するとの見通しもなされている（図20）。　こうした状況下、いかに優秀な人材を会社に引き止めておけるか、あるいは新規に採用できるか、また、いかに建設の効率化を図ることができるかが今後の大きな課題となる。

9. 拡張開発計画

Fort McMurray

JACOSHangingstoneSAGD Project

JACOSHangingstoneSAGD Project

JACOSDemonstrationProject

JACOSDemonstrationProject

図19 ハンギングストン鉱区

出所： JuneWarren-Nickle's Energy Group

図20 カナダにおける設備投資額の推移


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10. 将来の展望

執筆者紹介

齊藤　満（さいとう　みつる）1973 年、福島大学経済学部卒業。同年、石油資源開発株式会社入社。2010 年、海外本部長並びにカナダオイルサンド株式会社代表取締役社長就任。趣味は、下手の横好きでいろいろトライ。夏山登山、スキー、ゴルフなど。近況として、妻が福島県出身で、秋田県出身の小生としては、今後の東北の震災復興にどう具体的に連帯して行けるのか、課題です。

【参考文献】荻野清・高橋明久・鳥越隆弘・細越公氏・中村常太・清水信寿、2004：オイルサンドの商業化，石油・天然. 1. ガス資源の未来を拓く −最前線からのメッセージ− 、石油技術協会創立 70 周年記念出版，111-123. 高橋明久・荻野清、2005：隠れた資源大国カナダ −在来型資源となったオイルサンド− 、石油技術協会誌、2. 70（2）、157–163.中山徹・高橋明久・加藤文人、2009：4D地震探査によるオイルサンド貯留層の動的挙動把握、石油技術協会誌、3. 74（1）、61-70.清水信寿・中村常太、2005：オイルサンド開発における水のリサイクル、石油技術協会誌、70（6）4. 和田恭彦、2006「カナダにおけるオイルサンド事業の現状と展望」『動力』誌、平成18年秋季号5. 平田敏幸、2008「カナダオイルサンド開発の現状と今後の課題」石油開発時報No.1596.

　既述のようにJACOSは、1978年に、Petro-Canada（現Suncor）、Canada-Cities Service（Canadian Occidentalを経て、現Nexen）、Esso （現Imperial）との契約により、アルバータ州Athabasca地域の124万エーカーの鉱区でのオイルサンド油層内回収法の共同開発研究に参加したが、その参加条件である作業費負担を完済後、契約対象鉱区の25%権益を得ることになった。その後、パートナーとの鉱区権益の交換等を経て、JACOSが現在保有しているビチューメン鉱区権益は、大まかには、ハンギングストン、ソーンベリー、コーナー、チャードの4地域にわたり、12 ～ 100%となっている（図21）。　2008年に実施した第三者評価結果によれば、現在生産中のハンギングストン鉱区3.75セクション地域以外の資源量は約17億バレルとされている。ハンギングストン拡張開発に続き、保有鉱区の資源をいかに効率的に開発していくかが中･長期的な課題となっていると言える。ハンギングストン拡張開発プロジェクトについては、長年にわたる3.75セクション地域での地質評価、操業経験を直接的に参考にすることができるが、その他の地域については、その地質状況はハンギングストン鉱区の

それとは異なる部分も多く、まずは地質の概略をつかんだ上で、開発に向け克服すべき課題を摘出するところから始めることが必要である。


図21 JACOS 保有鉱区位置図

Fort McMurray

ThornburyCorner

Chard

Hangingstone

HangingstoneDemonstrationOperation

sagd法の先駆者としてオイル サンド開発を推進するcanos ·...

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