石油貯留層

石油貯留層、または油ガス貯留層とは、多孔質または亀裂のある岩盤層に含まれる炭化水素の地下蓄積物のことである。このような貯留層は、地殻内の高温高圧によって周囲の岩石中にケロゲン（古代の植物性物質）が生成される際に形成される。

貯留層は大きく分けて、従来型貯留層と非従来型貯留層に分類されます。従来型貯留層では、原油（石油）や天然ガスなどの天然炭化水素が、浸透率の低い上層の岩盤に閉じ込められています。一方、非従来型貯留層では、岩盤の多孔性が高く浸透率が低いため、炭化水素が閉じ込められたままになり、キャップロックは不要です。貯留層は、炭化水素探査手法を用いて発見されます。

油田とは、地下に複数の（場合によっては連結した）貯留層に蓄積された液状石油の領域であり、不透水性の岩盤層に上昇する際に閉じ込められている。産業用語では、油田とは商業的に注目に値する経済的利益があることを意味する。 ^{[ 1 ] [ 2 ]}油田は地表で数百キロメートルに及ぶ場合があり、そのため採掘作業は大規模で広範囲に及ぶ可能性がある。採掘設備に加えて、油田の縁を探査してさらに貯留層領域を探す探査井、石油を他の場所に輸送するためのパイプライン、および支援施設が存在する可能性がある。

油田は、地質構造が許す限りどこにでも存在する可能性があり、そのため、海上を含め、文明から遠く離れた場所に位置する油田も存在する。油田での操業は、採掘や輸送に必要な設備に加え、道路や労働者宿舎といったインフラ整備も伴うため、物流面で非常に複雑な事業となる。生産が長年にわたって続く可能性があるため、こうしたインフラは油田の寿命を考慮して設計する必要がある。ヒル・インターナショナル、ベクテル、エッソ、ウェザーフォード・インターナショナル、シュルンベルジェ、ベーカー・ヒューズ、ハリバートンといった企業は、油田開発を支える大規模なインフラ建設を専門とする組織を擁している。

「油田」という用語は、石油産業全体を指す略語として使われることがあります。しかし、石油産業をより正確には、上流（油井からの原油生産と油からの水分分離）、中流（パイプラインとタンカーによる原油輸送） 、下流（原油の精製、精製製品の販売、および石油ステーションへの輸送）の3つの部門に分ける方が適切です。

陸上と海上には、世界中に 65,000 を超える油田が点在している。^{[ 3 ]}最大の油田はサウジアラビアのガワール油田とクウェートのブルガン油田で、それぞれ 660 億～ 1,040 億バレル(95 億 m3 ⁾以上の埋蔵量が推定されている。^{[ 4 ] [ 5 ]}現代では、確認埋蔵量のある油田の位置は、多くの地政学的紛争の重要な根本要因となっている。^{[ 6 ]}

天然ガスは、ケロゲンを石油に変換するのと同じ地質学的熱分解プロセスによって生成されます。そのため、石油と天然ガスはしばしば一緒に発見されます。一般的に、石油を豊富に含む鉱床は油田、天然ガスを豊富に含む鉱床は天然ガス田と呼ばれます。

一般的に、水深1,000m～6,000m（温度60℃～150℃）に埋没した有機堆積物からは石油 が生成され、より深く、より高温の堆積物からは天然ガスが生成されます。発生源が深いほど、ガスは「乾燥」します（つまり、ガス中の凝縮物の割合が少なくなります）。石油と天然ガスはどちらも水より軽いため、地表に浸透するか、不透水性の地層に閉じ込められるまで、発生源から上昇する傾向があります。これらは掘削によって閉じ込められた地層から抽出することができます。

最大の天然ガス田は、イランとカタールが共同で保有するサウスパルス／アサルーイェガス田である。2番目に大きい天然ガス田はウレンゴイガス田、3番目に大きいのはヤンブルクガス田で、いずれもロシアにある。

石油と同様に、天然ガスも北海、アイルランド沖のコリブガス田、セーブル島近海などの海底ガス田で発見されることが多い。海底天然ガスの採掘・輸送技術は陸上ガス田とは異なり、海上での作業に伴うコストと物流上の困難さから、非常に大型の海底掘削装置が少数使用される。

21世紀初頭のガス価格の高騰により、掘削業者はこれまで経済的に採算が合わないと考えられていた油田を再調査するようになった。例えば、2008年にマクモラン・エクスプロレーションはメキシコ湾のブラックビアード油田で32,000フィート（9754メートル）を超える掘削深度（ガス生産史上最深の試掘井）を達成した。^{[ 7 ]}エクソンモービルの掘削リグは2006年までに30,000フィートまで到達したが、ガスは見つからず、その後油田を放棄した。

原油は、かつて生きていた生物の遺骸から地殻に形成されたすべての油田に存在する。数百万年にわたる熱と圧力によって、微細な植物や動物の遺骸が石油や天然ガスに変化したことが、多くの証拠によって示されている。

シュルンベルジェ石油サービス会社の通訳アドバイザーであるロイ・ヌルミ氏は、そのプロセスを次のように説明した。

プランクトンや藻類、タンパク質、そして海に漂う生物は、死ぬと海底に沈み、これらの生物が石油やガスの源となります。堆積物に埋もれて、50～70℃以上の適切な温度に達すると、加熱が始まります。この変化によって、流動性のある液体炭化水素に変わり、石油やガスの貯留層となるのです。^{[ 8 ]}

通常は海であるが、川、湖、サンゴ礁、藻類マットの場合もある水生生態系に加えて、石油やガス貯留層の形成には、4 つの段階を経る堆積盆地も必要となる。 ^{[ 9 ]}

• 砂と泥の下に深く埋まる
• 圧力調理
• 炭化水素が供給源から貯留岩へ移動する
• 不透水性の岩による閉じ込め

タイミングも重要な考慮事項です。オハイオ川流域にはかつて中東と同じくらいの石油があった可能性があるが、トラップがなかったために埋蔵されなかったと示唆されています。 ^{[ 9 ]}一方、北海は数百万年にわたる海面変動に耐え、150以上の油田の形成に成功しました。^{[ 10 ]}

プロセスは概ね同じだが、さまざまな環境要因によって多様な貯留層が形成される。貯留層は地表から地表下30,000フィート (9,000 m)まであらゆる場所に存在し、形状、サイズ、年代も様々である。^{[ 11 ]}近年、火成岩貯留層、特に粗面岩や玄武岩層は、石油探査の重要な新たな分野となっている。これら 2 種類の貯留層は、油分含有量や、亀裂の連結性、孔隙の連結性、岩石の多孔性などの物理的特性が異なる。^{[ 12 ]}  

油田が発見された後、石油技術者は油層の集積状況をより詳細に把握しようと努めます。均質な油田という教科書的な例では、まず地震探査を実施して油層の推定規模を決定します。評価井を用いることで、油水接触面の位置、ひいては油層砂岩層の高さを特定できます。これらのデータは地震探査データと組み合わせることで、油田の体積を推定することが可能です。

次のステップは、評価井からの情報を用いて岩石の多孔度を推定することです。油田の多孔度、つまり固体岩石ではなく流体を含む総体積の割合は、20～35%以下です。これは実際の油田容量に関する情報を提供します。実験室試験では、貯留層流体の特性、特に油の膨張率、つまり貯留層の高圧・高温状態から地表の「貯蔵タンク」に油が移されたときにどれだけ膨張するかを判定できます。

このような情報があれば、貯留層にどれだけの「ストックタンク」バレルの石油が存在するかを推定できます。このような石油は、初期原位置ストックタンク石油と呼ばれます。岩石の浸透性（流体が岩石をど​​れだけ容易に通過できるか）や考えられる駆動メカニズムなどの要因を研究した結果、回収率、つまり原位置にある石油のうち、合理的に生産が期待できる割合を推定できます。回収率は一般的に30～35%で、回収可能な資源の値を示します。^{[ 24 ]}

問題は、貯留層が均一ではないことにある。貯留層は多孔度や浸透率が異なり、断層や亀裂によって区画化され、流体の流れが複雑化している場合がある。そのため、経済的に採算の取れる貯留層のコンピュータモデリングが頻繁に行われる。地質学者、地球物理学者、貯留層技術者が協力して、貯留層内の流体の流れをシミュレーションできるモデルを構築し、回収可能な資源量の推定精度を高める。

埋蔵量とは、回収可能な資源のうち、特定され承認された開発プロジェクトを通じて開発される部分のみを指します。埋蔵量の評価は企業や資産価値に直接影響を与えるため、通常は厳格な規則やガイドラインに従って行われます。

油田の油層の内容物を得るには、通常、地殻を掘削する必要があるが、カリフォルニアのラ・ブレア・タールピットやトリニダードの多数の湧出地など、世界のいくつかの地域では地表油の湧出も存在する。油田で回収可能な炭化水素の量に影響を与える要因には、油田内の流体分布、原位置流体の初期量、油田圧力、流体と岩石の特性、油田の形状、井戸の種類、井戸の数、井戸の配置、開発コンセプト、および操業哲学などがある。^{[ 24 ] [ 25 ]}

現代の生産には、石油回収率を高めるための熱抽出法、ガス注入法、化学抽出法が含まれる。^{[ 26 ]}

稼働中の生産を停止することは複雑であり、予期せぬ結果を招く可能性がある。^{[ 27 ]}

未開発の油田・ガス田は、炭化水素を地表に押し上げるのに十分な圧力がかかっている場合がある。しかし、流体が生産されるにつれて圧力は低下し、生産量が減少することが多い。油田・ガス田は、流体の汲み上げに対して圧力を維持しようとする反応を示すことがある。そのため、人工的な掘削方法が必要となる場合がある。