石油技術協会誌
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85 巻, 1 号
第1号
選択された号の論文の10件中1~10を表示しています
令和元年度地質・探鉱部門シンポジウム
  • -低炭素社会に向けて(開会の辞)
    八木 正彦
    原稿種別: 資料
    2020 年 85 巻 1 号 p. 3-4
    発行日: 2020/01/30
    公開日: 2022/08/05
    ジャーナル フリー
  • 岸川 祥一
    原稿種別: 講演
    2020 年 85 巻 1 号 p. 5-10
    発行日: 2020/02/07
    公開日: 2022/08/05
    ジャーナル フリー

    The main theme of this lecture is the promotion of gas exploration activity. This lecture is approached from a non-technical point of view rather than a technical view, and in particular, takes the alternative perspective starting from downstream factors such as LNG/gas market.

    Unfortunately, due to depressed oil and gas prices until a few years ago, the activities of the entire industry, including exploration, have been stagnant. However, the sustained period of very low oil-prices now seems to be over and has now stabilized at a moderate range of around 60 dollars per barrel. Yet, it doesnʼt seem that gas exploration activities are as energetic as before.

    LNG has been forming into a global market in recent years, and this has started influencing local gas development activity, even in remote regions. In this lecture, we consider causes of low-level exploration activity in the downstream segment of the “Gas Value Chain” and give example measures to promote gas exploration activity. Although it may not be a happy conclusion for technical people in the exploration business, we leave the pride of geoscientists aside for a moment and consider the situation as a commercial manager would. Aspiring explorationists would do well to step outside of their technical discipline and proactively advance into the commercial area. Geoscientists who want to do exploration should place problem-solving at the front of mind, as the driving force to overcome challenges.

  • ワイグララ ビヨン , ホール パーアウデン, スロヴツェーブ ディミトリー, ノーマン ダレル
    原稿種別: 講演
    2020 年 85 巻 1 号 p. 11-16
    発行日: 2020/02/07
    公開日: 2022/08/05
    ジャーナル フリー

    天然ガスは2020 年代半ばまでに,石油に代わる主要なエネルギー源となることが見込まれており,少なくとも今後数十年はこのような傾向が続くと予想されている(Fig. 1)。また,現在から21 世紀半ばにかけて消費される天然ガスの総量は,これまでに世界で生産されたガスの生産量と同等量必要となるため,天然ガス探鉱はグローバルに事業を展開するE&P 企業にとって重要な課題であると言 える。 天然ガス探鉱を成功させるためには,地質的・経済的指標を組み込んだ,客観的に評価・ランク付けするための統合システムが必要となる。まず地質的評価では,ガスが存在し得る有望なエリアを堆積盆・プレイ・プロスペクトスケールに細分化し,それぞれにおける地質リスクを評価する。それらの評価には各エリア特有の専門知識とグローバルな知見とを融合し,決定論的(プロセスベース)および確率論的に検討を進めていく必要がある。経済性評価には,経済的利益,投資回収のタイミング,戦略的検討項目など企業における優先事項が含まれる。 これらを統合的に評価するためには,国・堆積盆・プレイ・プロスペクトデータを一元管理,および必要に応じてカスタマイズすることができるデータベースの構築が重要となる。客観的な地質リスク評価・ランキングおよび,経済性評価と戦略的な意思決定プロセスの基盤を構築するためには,明確に定義されたプロセスと厳密な基準を設けることが必要である。

  • -LNGの長期安定供給に向けて-
    林 義幸, 野口 清志
    原稿種別: 講演
    2020 年 85 巻 1 号 p. 17-26
    発行日: 2020/02/07
    公開日: 2022/08/05
    ジャーナル フリー

    The Ichthys LNG Project is a large-scale LNG project operated by INPEX Corporation, the first Japanese operator of a world class LNG project. The project commenced production of gas from the wellhead in July 2018.

    The gas and condensate production rates in the first quarter of 2019 were about 1,100 MMcf/day and 40,000 bbl/day, respectively. Production is expected to reach a plateau.

    The Ichthys gas-condensate ?eld (Ichthys field) that supplies gas and condensate to the LNG project, is located in the Browse Basin, on the Northwest Shelf of Australia. Gas bearing sandstone reservoirs of the Ichthys field extend over about 600 km2. The upper reservoir of the Ichthys field is the Brewster Member, which consists of submarine channel and lobe complex sandstones. The lower reservoir is the Plover Formation, which consists of fluvial and deltaic sandstones.

    These reservoirs have been main target for petroleum exploration in the Browse Basin.

    To make effective use of the Ichthys project facilities, which were designed to produce LNG for 40 years, it is necessary to discover new gas fields surrounding the Ichthys field, to maintain a stable production plateau for the long term. Since exploration for large, conventional structural traps has reached a mature phase in the Browse Basin, it is necessary to focus on more challenging new exploration plays in the basin, such as stratigraphic plays and deep structural plays.

  • 一丸 裕二
    原稿種別: 講演
    2020 年 85 巻 1 号 p. 27-34
    発行日: 2020/02/07
    公開日: 2022/08/05
    ジャーナル フリー

    Many biogenic gas accumulations are distributed continuously in the offshore of East Java, from the Madura Strait to the south of the Kangean islands. New gas discoveries have continued until recent years, and are all of the same play type of limestone and sandstone reservoirs of the Pliocene Mundu/Paciran formation. Gas production in East Java was dominated by thermogenic gas until the early 2000ʼs. However, this has recently been replaced by biogenic gas in response to high gas prices caused by increasing demand and the accelerated development of small to mid-size gas fields brought about by synergies created by the presence of infrastructure such as the East Java Gas Pipeline.

    As most of the biogenic gas fields discovered to date are at depths shallower than 1,000 meters sub-seabed, they are accompanied by DHIs (Direct Hydrocarbon Indicators) such as ?at spots, and are easily detected as anomalies in the seismic data, which is generally of good quality. Multiple ?at spots are clearly recognized at the reservoir horizon and overlying shallow layers in the seismic data. The flat spots correspond to shallow gas and paleo-GWC, and in cases where a gas field is discovered, shallow gas and multiple DHIs are identi?ed without exception.

    In the development of these biogenic gas fields, an optimized production system was adopted, taking into consideration geological conditions such as the shallow reservoir depth, closure area and size and the distance between accumulations, and production systems such as subsea completion with FPU (Floating Production Unit), or cluster development with individual wellhead platforms were deployed. After the development of gas fields close to consumption areas and shallow in depth are completed, it is expected that exploration and development activities will shift to more remote and deeper areas.

  • ナップ リーヴァイ, 内田 真之介, 南條 貴志, 服部 達也, アルダカニ オミド, ハメド ネイ
    原稿種別: 講演
    2020 年 85 巻 1 号 p. 35-43
    発行日: 2020/02/07
    公開日: 2022/08/05
    ジャーナル フリー

    JOGMEC では,2014 年よりカナダ天然資源省および同国タイトガス鉱区の開発事業者と共同で,シェールやタイト貯留層の評価技術の開発に取り組んできた。本稿では, 2019 年6 月12 日に開催された石油技術協会春季講演会探鉱技術シンポジウムでの講演内容をもとに,西カナダの上部デボン系Duvernay 層と下部三畳系Montney 層を対象として,有機物のタイプ・含有量や岩石の鉱物組成の違いが貯留層の性状に与える影響について分析した結果について報告する。 Duvernay 層は従来型油ガス田の根源岩層準として広く認知されているself-source 型のシェール貯留層であるの に対し,Montney 層は細粒な砂岩あるいはシルト岩から成るタイト貯留層であり,そこに賦存する炭化水素は上下あるいは側方に分布する別の層準から供給されたものと考えられている。これまでの研究を通じて,Duvernay 層,Montney 層の双方において,岩石内の固体ビチュメンが 貯留層の性状に多大な影響を及ぼす一方,その影響の仕方が両層で全く異なることが明らかとなった。この成果は,self-source 型のシェール貯留層とタイト貯留層のそれぞれにおける孔隙の形成,保持プロセスや貯留層性状分布の不均質性を理解するうえで,重要な示唆を与えるものである。

  • 佐野 成哉, タン クオック, ジョウ ギュハン
    原稿種別: 講演
    2020 年 85 巻 1 号 p. 44-53
    発行日: 2020/02/07
    公開日: 2022/08/05
    ジャーナル フリー

    既存油ガス田を含むエリアにおいて地震探鉱データの収録を実施する場合,課題の1 つに生産施設の存在が挙げられる。今般,JX Nippon Oil & Gas Exploration(Malaysia)Limited がオペレーターとして保有するマレーシアサラワク沖鉱区において,新たに三次元地震探鉱データの収録を実施した。本調査域には3 つのガス田および複数の探鉱プロスペクトが存在し,加えて海上には2 つのガス生産施設が配置されている。本鉱区の既存三次元地震探鉱データ(1992 年収録)では,ケーブル長やエアガン容量などといった収録パラメーターが昨今の収録スペックに比べて劣るため,特に深部のイメージングや速度構造の不確実性が課題となっていた。そこで,2 つの生産施設に対するアンダーシューティングオペレーションを含む新規三次元地震探鉱データ収録,およびブロードバンド処理を実施することでこれらの課題の解決に向けて取り組むこととした。本稿では,アンダーシューティング技術とその有効性,ならびに収録作業上の課題や制限などについて紹介する。 実際の収録作業においては,結果として計6 本のアンダーシューティング収録を行うことにより,安全上の問題もなく,生産施設周辺エリアにおける十分なデータを補填することができた。また,その後の処理では,既存データ,新規通常データ,新規アンダーシューティングデータの3 つのサーベイデータを適切にマージ・マッチングすることにより,マイグレーション時のエッジ効果などのアーチファクトが抑制されたシームレスな探査記録成果物を作成 することができた。この新規収録作業および処理によって,特に深部の探鉱目的層準に対しては,イベントの連続性やイメージング品質が飛躍的に改善され,より正確な構造解釈および掘削リスク低減の助けとなった。また,低周波数帯域の拡張により,今後のインバージョン処理においても,低周波数モデル構築の際に大きな強みになるものと期待される。

  • 岡本 拓, 後藤 忠徳, 笠谷 貴史, 寺西 陽祐, 石須 慶一, 稲盛 隆穂, 阿部 進, 高井 克己
    原稿種別: 講演
    2020 年 85 巻 1 号 p. 54-61
    発行日: 2020/02/07
    公開日: 2022/08/05
    ジャーナル フリー

    In recent years, Marine controlled source electromagnetic (CSEM) technology has played an effective role to reduce the exploration risk in marine area. Meanwhile, the application of Marine CSEM is not easy due to its expensive survey cost and difficulty of quality control for data acquisition and analysis. Therefore, authors constituted the research consortium and advances the Marine CSEM technological development based on the know-how cultivated at university and research institute. In this paper, we discuss current status and future technological development of the consortium.

  • 金子 信行, 猪狩 俊一郎
    原稿種別: 論文
    2020 年 85 巻 1 号 p. 62-73
    発行日: 2020/02/07
    公開日: 2022/08/05
    ジャーナル フリー

    The origin of natural gas is generally classified into microbial, thermogenic, or mixed according to the carbon isotopic composition of methane (δ13C1) and methane/(ethane+propane) ratio (C1/(C2+C3)). To identify compositional changes during migration and accumulation, we examine gases produced from dissolved microbial to free thermogenic origins from the Kanbara district in the Niigata backarc basin, central Japan. Most gases plot near the mixing line between microbial and thermogenic endmembers and several additional features are recognized. 1) Thermogenic gases from deep reservoirs maintain a constant C1/(C2+C3) ratio of ~9 with increasing δ13C1. 2) No free mixed gas is observed upon incorporation of several percent thermogenic gas in the microbial endmember. 3) Dissolved and free gases in shallow reservoirs exhibit similar or higher δ13C1 and C1/(C2+C3) values that are distinct from the mixing line. These observations demonstrate that “mixed gas” does not form by simple mixing but that different mechanisms individually control the isotopic and chemical composition. δ13C1 values of the thermogenic gas gradually decrease by an exchange reaction with dissolved biogenic methane in fossil seawater during migration. C1/(C2+C3) ratios remain constant under deep high-temperature/pressure conditions because natural gas exists as supercritical fluid or dissolved in crude oil. However, C1/(C2+C3) increases upon fractionation with dissolved gas in subsequently-separated condensate oil and/or re-equilibrium with dissolved gas in pore water under low-temperature/pressure conditions. Different migration paths generate different compositions. For example, migration in shallow carrier beds leads to lower δ13C1 and more methane-rich compositions far from the mixing line. Ongoing accumulation causes a differentiated composition at the migration front to reverse towards the direction of the original thermogenic gas. The composition of dissolved gas in the edge waters is affected by accumulated free gas. In general, only thermogenic gas contributes to “mixed gas” reserves, which do not increase by adding and mixing with microbial gas inferred from decreasing δ13C1, whereas the existence of biogenic methane in carrier beds prevents free gas loss during migration. This indicates that the origin of methane molecules is a mixture of biogenic and thermogenic sources, whereas free gas originated in deep thermogenic. It is not easy to distinguish that the origin of free dry gas with low δ13C1 at very shallow depths is either microbial gas released from edge water or migrated thermogenic gas. Methane hydrates with low δ13C1 beneath the seafloor of the forearc basin may originate from thermogenic gas generated in the accretionary prism.

  • 天然ガス探鉱・開発の現状と課題-低炭素社会に向けて
    三石 裕之
    原稿種別: 資料
    2020 年 85 巻 1 号 p. 74-76
    発行日: 2020/02/07
    公開日: 2022/08/05
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