カナダにおける水圧破砕法

カナダにおけるフラッキングは、 1953年にアルバータ州で初めて実施され、アルバータ州最大の在来型油田である巨大なペンビナ油田から炭化水素を抽出するために用いられました。フラッキングを行わなければ、この油田からはほとんど石油が産出されなかったでしょう。それ以来、カナダ西部では17万以上の石油・ガス井がフラッキングされています。 ^{[ 1 ] [ 2 ]： 1298}フラッキングとは、流体やガスを深部に注入することで炭化水素貯留層に圧力をかけ、岩盤を破砕したり既存の亀裂を広げたりすることで、坑井内の天然ガスや石油の流れを促進するプロセスです。^{[ 3 ]： 4}

フラッキング刺激技術と最近の水平掘削技術の進歩が組み合わさることで、新たな炭化水素生産エリアが開拓されています。地下数百メートルまたは数千メートルにある複雑な井戸は、水平または方向掘削セクションによってさらに拡張されます。^{[ 4 ]}大規模なフラッキングは、スピリットリバー層などの低浸透性砂岩からガスを回収するために、1970年代後半からアルバータ州で広く使用されています。^{[ 5 ] : 1044}アルバータ州のカーディウム層、デュヴァーネイ層、バイキング層、サスカチュワン州のバッケン層、ブリティッシュコロンビア州のモントニー層、ホーンリバー層の井戸の生産性は、フラッキング技術なしでは不可能でした。フラッキングは、古い油田を活性化させました。^{[ 6 ]} 「非在来型の頁岩、シルト、タイトサンド貯留層における水平井戸の水圧破砕により、最近まで不可能と考えられていたガス、石油、液体の生産が可能になります。」^{[ 7 ]}カナダの従来型石油生産量は2004年頃から減少傾向にあったが、フラッキングを用いたこれらの地層からの生産量増加により状況は一変した。^{[ 6 ]}フラッキングは、非在来型貯留層からシェールガスやタイトガスを抽出するために用いられる主要な技術の一つである。 ^{[ 3 ]}

2012年、カナダでは平均356基の掘削リグが稼働しており、1,919基の稼働中の掘削リグを擁する米国に次いで2位となった。米国は世界の活動の60%弱を占めている。^{[ 8 ]： 21}ニューブランズウィック州、ニューファンドランド州、ノバスコシア州、ケベック州はフラッキングを禁止している。^{[ 9 ]}

スピリットリバー層、カーディウム層、デュヴァーネイ層、バイキング層、モントニー層（ABおよびBC）、ホーンリバー層は、西カナダ堆積盆地（WCSB）の地層単位であり、西カナダの1,400,000平方キロメートル（540,000平方マイル^）の下に広がり、世界最大級の石油と天然ガスの埋蔵量を有しています。ブリティッシュコロンビア州北東部とアルバータ州中西部に位置するモントニー層と、アルバータ州中央部に位置するデュヴァーネイ層は、現在、WCSBにおいて水圧破砕刺激を必要とする非在来型石油・ガス貯留層の開発に最も有望な地層です。バッケン層は、ウィリストン盆地の岩石ユニットであり、サスカチュワン州南部まで広がっています。2000年代初頭、ウィリストン盆地では、特にバッケン層において水平掘削技術の適用により、生産量が大幅に増加し始めました。^{[ 10 ]} 

• 
  西カナダ堆積盆地の概要
• 
  モントニー層の位置を示す概略図。^{[ 11 ]}
• 
  カナダ、アルバータ州中央部におけるデュヴェルネ堆積物の分布範囲。^{[ 12 ]}
• 
  北米におけるウィリストン盆地の位置を示す
• 
  ウィリストン盆地の位置（米国地質調査所）

水圧破砕の最初の商業的応用は、 1949年にハリバートン・オイル・ウェル・セメンティング・カンパニー（ハウコ）によってオクラホマ州スティーブンス郡とテキサス州アーチャー郡で行われ、既存の井戸に原油とふるい分けした川砂のプロパントを水平掘削せずに混合して使用されました。 ^{[ 3 ] : 5 [ 13 ] : 27} 1950年代には、約750米ガロン（2,800リットル、620英ガロン）の流体と400ポンド（180kg ）が使用されました。 2010年までに、処理には平均して「約60,000 USガロン（230,000 L、50,000 imp gal）の流体と100,000ポンド（45,000 kg）のプロパントが使用され、最大の処理では1,000,000 USガロン（3,800,000 L、830,000 imp gal）を超える流体と5,000,000ポンド（2,300,000 kg）のプロパントが使用された。」^{[ 13 ]： 8 [ 14 ]}                     

2011年にウォール・ストリート・ジャーナルは水圧破砕の歴史を要約した^{[ 4 ]。}

「わずか10年前、テキサスの石油技術者たちは、頁岩層に閉じ込められた天然ガスを採取するために、確立された2つの技術を組み合わせるというアイデアを思いついた。水平掘削（一定の深さに達した後、井戸を横方向に掘削する技術）によって、広大な新たな生産エリアが開拓される。そして生産者は、60年前から存在する水圧破砕法（高圧で水、砂、化学物質を井戸に注入する技術）を用いて頁岩を緩め、ガス（そして近年では石油も）を放出する。」

水平方向の石油・ガス井は 1980 年代までは珍しいものでした。その後、1980 年代後半に、テキサス湾岸の事業者は、オースティン白亜層に水平方向に掘削し、坑井に「大規模な」水圧破砕処理を施すことで、数千もの油井を完成させ始めました。水平井は、タイトな白亜層から石油を生産するのに垂直井よりもはるかに効果的であることが証明されました。^{[ 14 ]} 1990 年代後半、テキサスでは、水平掘削と多段階水圧破砕技術を組み合わせることで、大規模な商業シェールガス生産が可能になりました。それ以来、シェールガス井はより長くなり、1 井あたりの段階数も増加しています。^{[ 15 ]}シェールガス会社がより深く、より高温で、より不安定な貯留層をターゲットにするにつれて、さまざまな環境の課題に対処するための掘削技術が開発されてきました。

掘削技術の進歩と並行して、注入技術にも変化が見られるようになった。

石油生産者は井戸を掘削するために1200万米ドルを前払いするが、この技術は非常に効率的で、18ヶ月という短い寿命の間も非常に高い生産性を発揮するため、この技術を使用する石油生産者は、原油価格が1バレル50ドルであっても利益を上げることができる。^{[ 37 ]}

水圧破砕法の寿命：

シェールガス開発のライフサイクルは数年から数十年に及ぶ可能性があり、カナダ天然資源省（NRC）の説明によると、様々な規制当局からの承認がすべて取得されていることを前提として、6つの主要な段階を経て進行する。

• 第１段階：探査。これには、適切なライセンスと許可の申請、鉱物権のリース、先住民との協議、地域社会との協議、地質学的評価や地震調査を含む地球物理学的調査が含まれます。^{[ 38 ]}
• ステージ2：サイトの準備と井戸の建設。これには、岩石の物理的および化学的特性を決定し、資源の質と量を評価する探査掘削が含まれます。^{[ 38 ]}
• ステージ3：掘削（水平掘削を含む）^{[ 38 ]}
• 第4段階：刺激とは、炭化水素が坑井に流れ込むようにするための水圧破砕の使用である。^{[ 38 ]}
• ステージ 5: 井戸の操業と生産。これは 10 年から 30 年間操業できます。^{[ 38 ]}
• ステージ6：生産終了と復旧。この段階では、会社は井戸を適切に封鎖し、現場を清掃および検査する必要があります。復旧は数年かけて行われ、会社は汚染の修復、土壌断面の復元、在来植物の再植栽、および地域の規制で要求されるその他の復旧作業を行います。^{[ 38 ]}

アルバータ州は豊富な石油・ガス資源を有するため、水圧破砕法の実施件数においてカナダで最も活発な州となっている。カナダで最初に水圧破砕法が用いられた井戸は、1953年に発見された巨大なペンビナ油田の油井であり、それ以来、17万本以上の井戸が破砕されてきた。ペンビナ油田は、はるかに広大なカーディウム層における「有望な油田」であり、多段階水平破砕法の利用が拡大するにつれて、この層の重要性はますます高まっている。

アルバータ地質調査所は、同州の頁岩層から石油とガスを生産するための新しい破砕技術の可能性を評価し、デュヴァーネイ層、マスケワ層、モントニー層、ノルデッグ部層、および基底バンフ層とエクショー層の少なくとも5つの有望な候補地を発見した。^{[ 39 ]}これらの層には、最大1.3京立方フィート（37,000 km ³ ）のガスが埋蔵されている可能性がある。  

2012年から2015年の間に、デュヴァーネイ層で243本の水平多段階破砕井が掘削され、石油換算で3690万バレル（587万立方メートル）が生産されました。これは、石油160万バレル（25万立方メートル）、天然ガス凝縮^液1170万バレル（ 186万立方メートル）^、天然ガス2360万バレル（375万^{立方メートル}）に分配されます。^{[ 40 ]}これらの井戸のうち201本はケイボブ評価エリアで掘削され、36本はエドソン・ウィルズデン・グリーンエリアで、6本はイニスフェイルエリアで掘削されました。水平長は1000メートルから2800メートル、井戸間隔は150メートルから450メートルです。デュヴァーネイ層のコンデンセートが豊富な地域の開発は着実に進んでおり、天然ガスコンデンセートは、アサバスカ、ピースリバー、コールドレイクの近隣のオイルサンド鉱床から生産されるビチューメンを希釈するための重要な製品であり、 WTI原油と同じ基準価格で取引されている。              

2014年に原油価格が劇的に下落したにもかかわらず、アルバータ州のカーディウムやデュヴァーネイなどのいわゆる「優良地域」における水圧破砕は、経済的に採算が取れるままであった。^{[ 41 ]}

カナダで最もシェールガス活動が活発なのはブリティッシュコロンビア州である。^{[ 15 ]} 2015年には、同州の天然ガス生産量の80%が非在来型資源から生産され、ブリティッシュコロンビア州（BC）にあるモントニー層の一部は1日あたり34億立方フィート（9600万立方メートル）を生産し、これは同州の総ガス生産量の64.4%に相当する。この層には、同州で回収可能な原ガスの56%が含まれており、これは推定29.8兆立方フィート（8400億立方メートル）に相当する。残りの回収可能なガスは、リアード盆地、ホーンリバー盆地、コルドバ盆地など、他の非在来型ガス田に分布しており、これらはすべて同州北東部に位置している。^{[ 42 ]}    

2015年にスペインのレプソル社に買収されたタリズマン・エナジー社は、「モントニー頁岩ガス地域で大規模な事業を展開している」事業者の1社である。^{[ 43 ]} 2011年7月下旬、ブリティッシュコロンビア州政府は、カルガリーに本社を置くタリズマン・エナジー社に、 BCハイドロ社が所有するウィリストン湖貯水池から取水するための20年間の長期水利権を与えた。

2013年、ブリティッシュコロンビア州北東部の遠隔地にある人口800人のフォートネルソン先住民コミュニティは、自分たちの領土で水圧破砕法によって生産されるガスに関連するロイヤルティに不満を表明した。ブリティッシュコロンビア州の4つのシェールガス埋蔵量のうち、ホーンリバー盆地、リアード盆地、コルドバ盆地の3つが彼らの土地にある。「これらの盆地は、ブリティッシュコロンビア州のLNG計画の鍵を握っている。」^{[ 44 ]}

2009年以来、水圧破砕技術によって推進されているバッケン頁岩油ガスブームは、サスカチュワン州で記録的な成長、高い雇用率、人口増加に貢献している。水圧破砕は、ブームによって人口が5,000人を超えたキンダーズリーのような小さな町にも恩恵をもたらしている。キンダーズリーは、処理済みの都市下水を油田サービス会社に販売し、水圧破砕に使用させている。 ^{[ 6 ]} 2014年後半にシェールオイルブームへの反応として原油価格が急落すると、キンダーズリーのような町は脆弱になった。

中期オルドビス紀の地層であるユティカ頁岩は、アメリカ合衆国北東部の大部分とケベック州およびオンタリオ州の地下に分布している。^{[ 46 ]}

ユティカ頁岩からの掘削と生産は、モントリオールとケベックシティの間にあるセントローレンス川の南の地域に焦点を当てて、2006年にケベックで始まった。デンバーに拠点を置くフォレスト・オイル社が2つの垂直井戸の試験の後、この地域で重要な発見を発表して以来、この地域への関心が高まっている。フォレスト・オイル社は、ケベックの資産^{[ 47 ]}はテキサス州のバーネット頁岩と似た岩石特性を持っていると述べた。

フォレスト・オイルは、この地域に複数のジュニアパートナーを抱えており、垂直井と水平井の両方を掘削している。カルガリーに拠点を置くタリズマン・エナジーは、5本の垂直ユーティカ井を掘削し、2009年後半には、この地域で100万エーカー以上の土地をリースしているパートナーのクエストール・エナジーと共同で、2本の水平ユーティカ井の掘削を開始した。この油田開発に携わる他の企業としては、ケベック州に拠点を置くガステムと、カルガリーに拠点を置くキャンブリアム・エナジーがある。

ケベック州のユーティカ頁岩には、 1日あたり100万立方フィート（28,000 ^{m³ ）}の生産量で、4兆立方フィート（110 km³ ）の潜在的埋蔵量があると推定されている。 ^{[ 47 ] [ 48 ]} 2006年から2009年にかけて、ユーティカ頁岩をテストするために、垂直坑井と水平坑井の両方で24本の井戸が掘削された。ガス流量テストの結果は良好と報告されたが、2009年末時点ではどの井戸も生産していなかった。^{[ 49 ]}ユーティカ頁岩生産者の1つであるガステムは、ユーティカ頁岩に関する専門知識を活かして、国境を越えてニューヨーク州で掘削を行った。^{[ 50 ]}    

2011年6月、ケベック州のペトロリア社はアンティコスティ島で約300億バレル（4.8 km ³ ）の石油を発見したと主張した。これは同州で初めて大規模な埋蔵量が発見された事例である。^{[ 51 ]}  

水圧破砕法の是非をめぐる議論は、少なくとも2008年からケベック州で続いています。^{[ 52 ] [ 53 ]} 2012年、ケベック党政権は、モントリオールとケベックシティの間にあるセントローレンス低地と呼ばれる地域（人口約200万人）での水圧破砕法の5年間のモラトリアムを課しました。^{[ 53 ]}

2014年2月、ケベック州首相およびケベック党（PQ）党首を務めたポーリン・マロワは、州政府が島内での水圧破砕法に先立ち、2つのシェールガス探査事業の資金援助を行うと発表した。州は、ライセンスの50％と商業利益の60％の権利と引き換えに、2つの別々の合弁事業の掘削資金として1億1500万ドルを拠出することを約束した。^{[ 53 ] [ 54 ]： 37 [ 55 ]}これは、州にとって初めての規模の石油・ガス取引だった。2014年4月に政権交代が起こり、フィリップ・クイヤール率いる自由党はこの決定を変更する可能性がある。

Petrolia Inc.、Corridor Resources、Maurel & Promは合弁事業を設立したが、Junex Inc.は依然として民間パートナーを探していた。^{[ 56 ]}

2014年11月、ケベック州の環境公聴会諮問機関である環境公聴会局（BAPE）が発表した報告書は、「モントリオールからケベックシティ地域でのシェールガス開発は割に合わない」と結論付けた。BAPEは、「セントローレンス低地のように人口が多く、環境的に敏感な地域でのシェールガス産業に関連する潜在的な影響の大きさ」について警告した。^{[ 52 ] [ 57 ]}ケベック石油ガス協会はBAPEの報告書の正確性に異議を唱えた。2014年12月16日、ケベック州首相フィリップ・クイヤールはBAPEの報告書に対し、経済的または財政的な利益がなく、社会的に受け入れられないため、水圧破砕は行わないと述べた。^{[ 53 ]}

ニューブランズウィック州における天然ガスの利用拡大は、2000年1月にノバスコシア州のセーブル沖合エネルギープロジェクトからマリタイムズ・アンド・ノースイースト・パイプライン（MNP）を経由して天然ガスが到着したという一つの出来事によって促進された。^{[ 58 ]}

探査と生産

以下の年表は、1999年以降のニューブランズウィック州の天然ガス生産産業の発展を示しています。

2003年：天然ガスが発見され、マッカリーで生産が開始される。生産貯留層はハイラムブルック層の砂岩である。^{[ 59 ]}

2007年：マッカリーガス田とマリタイムズ・アンド・ノースイースト幹線を結ぶ45キロメートルのパイプラインが建設され、マッカリー地域にガス処理プラントが建設された。^{[ 59 ]}

2007年：既存の2つの井戸パッド（F-28とL-38）を既存の集荷システムに接続するために、2本の天然ガス集荷パイプライン（長さ450メートルと2,000メートル）が建設された。^{[ 59 ]}

2007年：マッカリー天然ガス生産の拡張。これには、6つの新しい油井掘削場と集積パイプラインの建設が含まれる。

2008年：マッカリー天然ガスシステムのさらなる拡張。これには、井戸パッドI-39に接続するための3.4キロメートルのパイプラインの建設が含まれる。^{[ 59 ]}

2009年：ニューブランズウィック州のマッカリー地区で水平掘削井に対する初の水圧破砕が行われた。^{[ 59 ]}

2009年：プチコディアック南部のエルギン地域で探査掘削と水圧破砕が開始される。^{[ 59 ]}

2009年～2010年：ニューブランズウィック州で、シェールガスをターゲットとした最初の井戸が掘削される。プチコディアック南部のエルギン地域に4つの井戸が掘られたが、いずれも生産には至っていない。

2014年：ニューブランズウィック州で現在までに行われた最後の水圧破砕。コリドー・リソーシズ社は、マッカリー地区とエルギン地区の5つの井戸で液化プロパンを使用した水圧破砕を実施した。^{[ 59 ]}

カナダ石油・ガス操業法に基づき、国家エネルギー委員会（NEB）は、操業者に対し、操業で使用する水圧破砕液の組成を提出するよう求めており、その組成はFracFocus.caウェブサイトで公開される。^{[ 60 ]}

カナダにおける水圧破砕作業のほとんどは水を使用して行われている。カナダは、破砕液として二酸化炭素を使用することに世界で最も成功している国の1つでもあり、1990年末までに1,200件の作業が成功している^{[ 61 ]。}液化石油ガスは、ニューブランズウィック州のように水の使用が禁止されている州で破砕液として使用されている^{[ 62 ] 。}

近年、カナダ西部堆積盆地で観測されている急激な地震活動の増加は、水圧破砕作業が原因であると推測されている。この期間に報告された地震イベントのほとんどは、アルバータ州西部とブリティッシュコロンビア州北東部で完成した水圧破砕井戸のすぐ近くで発生している。この地震活動の増加に対応して、2015年にアルバータ州エネルギー規制当局は、監視対象作業中に検出された地震イベントの局所マグニチュード（M _L ）に基づく信号機プロトコル（TLP）の強制的な実施を義務付ける地下命令第2号を発令した。このTLPによれば、検出された地震イベントのM _{Lが2.0未満の場合（緑信号）、}水圧破砕作業は計画通りに継続でき、M _{Lが2.0から4.0の間の地震イベントが検出された場合（黄信号）、変更して規制当局に報告する必要があり、M L} > 4.0の地震イベントが水圧破砕井から5 km以内で検出された場合（赤信号）は直ちに中止しなければならない。BC石油ガス委員会は同様のTLPを実施しており、水圧破砕作業中は地震活動と地表の地動を適切に監視する必要があり、井戸から3 km以内でM _{L > 4が検出された場合は作業を中断しなければならない。M L > 4は、西カナダの2つの管轄区域（}アルバータ州とブリティッシュコロンビア州）によって赤信号の閾値として選択されている。マグニチュード4未満の地震イベントは、軽く感じられるかもしれないが、予想される物的損害のない小規模な地震に相当する。以下の表は、ブリティッシュコロンビア州北東部のホーンリバー盆地とアルバータ州のフォックスクリークで報告された、黄色または赤色のTLP地震イベントの一部を示しています。これら2つの地域での地震活動の増加は、水圧破砕作業に密接に関連しています。^{[ 63 ]}   

カナダでは、水圧破砕作業は多数の州法、規則、ガイドライン、および指令によって規制されています。このセクションでは、既存の規制手段を州別に一覧表示します。注：州の規制一覧は網羅的なものではなく、必要に応じて州政府が新たな指令を策定・実施します。

• シェールガスの国別分布
• 回収可能なシェールガスの埋蔵量別国別リスト
• 方向掘削
• 水圧破砕法の環境への影響
• 石油の環境への影響
• オイルシェール産業の環境への影響
• エクソンモービル・エレクトロフラック
• 『フラクチャード・ランド』は、カナダの先住民居住地域における水圧破砕法に関するドキュメンタリー映画である。

Wiktionaryにおけるカナダにおけるフラッキングの辞書定義

• 「シェールガス」、カナダ石油生産者協会、2015年、2015年3月1日にオリジナルからアーカイブ、2015年1月2日に取得{{citation}}: CS1 maint: bot: 元の URL の状態が不明です (リンク)
• 「水圧破砕法の理解」（PDF）、カナダ非在来型ガス協会、アルバータ州カルガリー、日付不明、2013年4月25日にオリジナル（PDF）からアーカイブ、2014年1月2日に取得