CCS 事業実施のための推奨作業指針（CCS ガイドライン）

初版
2022 年 5 月
石油天然ガス・金属鉱物資源機構（JOGMEC）

略語
本ガイドラインで用いる略語は以下の通り。
表記

正式名称や意味など

GHG

Greenhouse Gas（温室効果ガス）

CCS

Carbon dioxide Capture and Storage（二酸化炭素回収・貯留）

LNG

Liquified Natural Gas（液化天然ガス）

ISOInternational Organization for Standardization

ISO/TC265

International Organization for Standardization Technical Committee 265

CO2-EOR

CO2 Enhanced Oil Recovery（二酸化炭素圧入による原油増進回収技術）

HSE

Health, Safety and Environment（労働安全・衛生・健康）

SPE

Society of Petroleum EngineersSRMS

CO2 Storage Resources Management System

PRMS

Petroleum Resources Management System

FID

Final Investment Decision（最終投資判断）

CI

Carbon Intensity（炭素強度）

QA

Quality Assurance（品質保証）

QC

Quality Controls（品質管理）目次
序章 ..........................................................................................................................................1
1

背景・目的 ....................................................................................................................1

2

構成 ...............................................................................................................................3

3

対象範囲 .......................................................................................................................4

第１章 CCS 事業のライフサイクルについて .......................................................................51

CCS 事業のライフサイクルに係る原則 .......................................................................52

CCS 事業のライフサイクルに係る推奨事項 ................................................................5

第２章 CO2 地中貯留事業計画及び貯留可能量評価について .............................................6
1

2

3

4

5

CO2 地中貯留事業計画及び貯留可能量評価の基本的な考え方 ..................................6
1.1

必須事項 ................................................................................................................6

1.2

CO2 地中貯留事業の事業段階 ..............................................................................6

1.3

CO2 地中貯留事業計画の技術的妥当性 ...............................................................7

1.4

CO2 貯留可能量 ....................................................................................................8

1.5

本章の記載について ............................................................................................11

貯留サイトにおける CO2 貯留可能量評価及び圧入計画立案 ...................................12
2.1

概要 .....................................................................................................................12

2.2

貯留サイトのスクリーニング .............................................................................12

2.3

貯留サイトの選定................................................................................................13

2.4

貯留サイトのキャラクタリゼーション ...............................................................13

2.5

貯留サイトにおける圧入計画立案 ......................................................................15

リスクマネジメント ...................................................................................................16
3.1

概要 .....................................................................................................................16

3.2

リスクマネジメントプロセス .............................................................................16

3.3

リスクマネジメントプロセスの実施例 ...............................................................17

坑井設備 .....................................................................................................................17
4.1

概要 .....................................................................................................................174.2

新規坑井の掘削 ...................................................................................................17

4.3

既存井の転用 .......................................................................................................184.4

腐食対策 ..............................................................................................................18

4.5

廃坑 .....................................................................................................................184.6

坑井からの潜在的な CO2 漏洩リスク ................................................................19

貯留サイトにおける CO2 圧入操業 ...........................................................................19
5.1

概要 .....................................................................................................................19

5.2

CO2 圧入操業の設計...........................................................................................19

6

7

5.3

貯留施設の計画 ...................................................................................................195.4

操業及び保守計画................................................................................................20

5.5

圧入操業 ..............................................................................................................20

5.6

圧入操業中のデータ取得.....................................................................................20

モニタリング及び検証................................................................................................21
6.1

概要 .....................................................................................................................216.2

モニタリング及び検証実施期間..........................................................................21

6.3

モニタリング及び検証 ........................................................................................21

6.4

モニタリング技術................................................................................................22

サイトの閉鎖 ..............................................................................................................22
7.1

概要 .....................................................................................................................22

7.2

サイト閉鎖の実施................................................................................................23

第３章 CCS 事業による CO2 排出削減量評価について ....................................................24
1

CCS 事業による CO2 排出削減量算出の基本的考え方 .............................................24

2

CCS 事業構成要素と事業境界....................................................................................25

3

4

5

2.1

概要 .....................................................................................................................25

2.2

事業の空間的境界................................................................................................25

2.3

事業の時間的境界................................................................................................26

CO2/GHG 排出削減量の算出....................................................................................26
3.1

CO2/GHG 排出量の算出手法 ............................................................................27

3.2

CO2/GHG 排出削減量の算出 ............................................................................27

事業計画段階での算出指針 ........................................................................................29
4.1

算出対象 ..............................................................................................................294.2

主要な排出源の選定と算出 .................................................................................29

4.3

バリデーション ...................................................................................................29

事業実施段階での評価指針 ........................................................................................30
5.1

モニタリング計画の策定.....................................................................................30

5.2

データマネジメント ............................................................................................32

5.3

レポーティング ...................................................................................................32

5.4

検証プロセス：バリデーション・ベリフィケーション(妥当性確認・検証）

32
参考文献 ................................................................................................................................33

序章
1

背景・目的

我が国は、2020 年 10 月に「2050 年までに、温室効果ガス(Greenhouse gas : GHG)の排出を全体としてゼロにする、すなわち 2050 年カーボンニュートラル、脱炭素社会の実現を目指す」という目標を宣言した。さらに 2021 年 4 月には、2030 年度において GHG を 2013
年度比で 46％削減することを目指し、さらに、50％の高みに向け、挑戦を続けることが表明された。2050 年カーボンニュートラルに向けた基本的な考え方を示す「パリ協定に基づく成長戦略としての長期戦略」(2021 年 10 月)においては、脱炭素化を含む鍵となる分野を特定しており、その中に二酸化炭素回収・貯留(Carbon dioxide capture and storage : CCS)
分野も含まれ、「技術的確立・コスト低減、適地開発や事業化に向けた環境整備を、長期のロードマップを策定し関係者と共有した上で進めていく」とされている。
また、米国、カナダ、欧州諸国（仏、英、独）等の主要国においても 2050 年に向けた長期戦略において CCS をゼロエミッション化の重要な手段として位置づけている。加えて、近年は複数の国際イニシアティブ（注 1）が立ち上がるなど、CCS の国際協調に向けた取組も活発化している。これらのイニシアティブには、政府や国際機関等の公的機関のみならず、民間のグローバル企業や石油メジャー等も含まれ、CCS 促進に必要不可欠な官民連携が進んでいる。CCS は、地下評価、坑井掘削、二酸化炭素の分離・輸送・圧入に係る施設設計や操業などにおいて、石油・天然ガスの探鉱・開発技術と共通点が多く、長年にわたり石油開発で培われた技術標準が数多く活用される。このことから、石油開発会社は主な CCS プロ
ジェクトにおいて重要な役割を果たしている。
JOGMEC は、このような中、我が国のエネルギーセキュリティ強化のために、社会のニーズを先取りした戦略的な事業支援を行うべく、2021 年 4 月に「JOGMEC カーボンニュー
トラル・イニシアティブ」を策定し、組織を挙げてカーボンニュートラルへの取組を推進している。我が国は海外からの資源に対する依存度が高く、国際情勢の変化に対する高い対応力が求められている。近年の再生可能エネルギーの大量導入計画もエネルギーミックスの多様化という視点で重要な取組であるが、それと同時に、既存の化石燃料資源を安定かつ低廉に調達することで、エネルギーの安定供給を確保し、エネルギーセキュリティの向上に貢献していくことも重要である。この視点においても、CCS の果たす役割が期待されている。
CCS 事業における GHG 削減効果の定量評価にあたっては、適切な計画に基づく CCS 事業
で貯留される CO2 の量と、その事業での CO2 排出量を組み合わせ、正味の GHG 削減量として評価する必要がある。また、対象とする CCS 事業が化石燃料由来の LNG や水素・
1

アンモニア事業といったそれ自体は GHG 排出が少ない、または無いとされる事業を組み合わせて実施される際であっても、これらの製造工程における GHG 排出量を適切に算定されることが求められる。
そこで、JOGMEC は、日本企業による国内外での CCS 事業の推進を目的とし、CCS 事業の適切な実施、ならびにこれによる CO2 貯留可能量の算定及び GHG 削減量の算定のために、JOGMEC として推奨する作業指針を本ガイドラインにまとめた。なお、JOGMEC は
これまで、CCS の国際規格策定を目的とする ISO（国際標準化機構）の専門委員会「ISO/TC265」に委員として参加し、CCS の国際標準化に貢献している。また、CCS による CO2 削減量算定の国際的な方法論（注 2）を開発する「CCS プラス・イニシアティブ」にも参画し、公的機関として、国際的に調和のとれた CCS 事業に係る方法論の開発を推進している。本ガイドライン策定にあたっては、これら国際協力により蓄積した知見を活用した。
本ガイドラインは、CCS 事業を構成する各要素に対して存在する個別の国際規格や業界標
準、学術文献等を参照して作成されている。これにより、CCS 事業の適切な事業計画の策定から、CO2 貯留可能量の算出及び GHG 削減量の算出までを、一貫して実施するための推奨作業指針となっている。
本ガイドラインに則って CCS 事業の計画・実施を行うことで、個別の国際規格や業界標準を概ね満足するように留意されている。
特に、本ガイドラインは、CO2 の地中貯留に係る国際標準である ISO27914:2017[1]（以下、ISO27914、また[ ]は巻末参考文献番号を表す）を尊重しつつ、JOGMEC としての考え方をまとめたものである。なお、ISO27914 の該当箇所をそれぞれの項目にて明示している。
ISO27914 の国内標準化は現時点でなされていないものの、昨今、世界的に CCS 事業数が急増し、日本国内においても CCS 事業の組成が期待される状況にある。そのような中、CCS事業に参画する日本企業が、その国内標準化がなされるまでの過渡期において、一つの解釈として本ガイドラインを参照することが期待される。
今後本ガイドラインは、JOGMEC が行う共同スタディや技術支援等の各種業務において活用していく。それらを通じて、継続的に本ガイドラインを適用検証し、見直し、改善していくことを前提とする。さらに、将来的には、国際的に認知される高い水準の作業指針への発展を視野に、海外との連携を進めることで、グローバルな活動を行う日本企業への支援を強化していくことを目指す。
なお、本ガイドラインの策定にあたっては、外部有識者による検討会及び公表した案に対する意見募集を実施した。外部有識者による検討会は、2021 年 11 月から 12 月にかけて３回開催し、石油開発企業、エンジニアリング企業、コンサルティング企業の専門家からご意見、
2

コメントをいただいた。そして、2022 年１月 24 日に本ガイドラインの案を JOGMEC ホー
ムページにて公表し、広くご意見を募った（意見募集期間 2022 年１月 24 日～2 月 18 日）。
その結果、5 件・34 項目の意見が寄せられた。寄せられた主な意見は、主に①記載内容の詳細度、②判断・評価基準の記載の可能性、③CO2 貯留可能量の用語の定義、④排出削減量における等価の考え方に関する項目であった。これらの意見をふまえて内容を修正し、今般の初版の公表に至った。
（注 1）クリーン大臣会合の CCUS イニシアティブ、アジア CCUS ネットワークなど。
（注 2）ここでいう方法論とは、CO2 の排出削減・吸収に資する技術ごとに、適用範囲、排出削減・吸収量の算定方法及びモニタリング方法等を規定するもの。

2

構成

本ガイドラインは、「第 1 章 CCS 事業のライフサイクルについて」、「第 2 章 CO2 地中貯留事業計画及び貯留可能量評価について」、「第 3 章

CCS 事業による CO2 排出削減量評

価について」で構成される。
「第 1 章 CCS 事業のライフサイクルについて」は、次項で示す本ガイドラインの対象範囲
における事業の実施・管理体制に係る推奨事項であり、元請業者、下請業者に対しても、事業者と同様のガイドラインを用いる。なお、本ガイドラインにおける事業者とは、対象となる CO2 の回収、輸送、貯留の何れかまたは複数について法的責任を持つ企業を指す。
「第 2
章 CO2 地中貯留事業計画及び貯留可能量算定について」は、主として CO2 の地中貯留を実施する事業者が CCS 事業の事業計画の策定と CO2 の貯留可能量の算定をするにあたり、
JOGMEC が推奨するガイドラインである。「第 3 章 CCS 事業による CO2 排出削減量評価について」は、CO2 の回収、輸送、貯留を通じて、それらの各々を担う事業者が、CCS を実施することにより削減される正味の CO2 を定量的に算定するにあたり、JOGMEC が推奨するガイドラインである。

3

3

対象範囲

図 1 に CO2 地中貯留事業の一般的な事業の流れを示す。本ガイドラインの対象は、
ISO27914 のそれと同じく、貯留サイト候補地を抽出し選定する段階（①貯留サイトスクリーニング・選定）から、CO2 圧入を停止し、事業者による抗井の廃坑や圧入設備撤去等が開始される段階（⑤CO2 圧入停止後）までを対象とする。事業者による貯留サイト閉鎖が完了し、当該貯留サイトにおける管理責任が管轄当局に移転された後の段階（⑥長期貯留）については対象としない。
[該当箇所: ISO27914:2017,1, Figure 1 ]図 1：CO2 地中貯留事業の一般的な事業の流れと本ガイドラインの対象範囲。ISO27914[1]及び DOE (2017)[2]に基づいて作成。

なお、本ガイドラインは、帯水層や枯渇油ガス田といった地下地層に対する CO2 地中貯留を対象とする。これらに対する CO2 地中貯留と異なる技術的検討が必要となる CO2-EORに関連する圧入と貯留、他の酸性ガスの廃棄（供給される CO2 に不純物として含まれる場
合を除く）、廃棄物処理及び廃棄目的で追加される事項、石炭・玄武岩・シェール・岩塩空洞での CO2 圧入と貯留、埋設コンテナを使った地中貯留については対象としない。
[該当箇所: ISO27914:2017,1, NOTE1]

4

第１章
1

CCS 事業のライフサイクルについて

CCS 事業のライフサイクルに係る原則

事業者は、CCS 事業の計画策定に際しては、安全性と環境保護を確保しつつ、費用対効果の高い実証された技術を採用することが重要である。また、CCS 事業のライフサイクルを通して CO2 の安全な処理、貯留地及び地上設備のモニタリング、適切なリスク管理、HSE（労働安全・衛生・健康）に関する十分な配慮も必要である。
[該当箇所: ISO27914:2017,4.3.2, b, c, d, e 及び ISO27914:2017,4.3.4]

2

CCS 事業のライフサイクルに係る推奨事項

CCS 事業の円滑な実施のために、事業者は以下の項目を確認することを推奨する。
⚫

事業の社会受容性：当該事業が、社会受容性を有していること。ここでいう社会受容とは、社会全般による社会政治的受容（事業実施国・地域における法規制等への適合を含む）及び事業立地の周辺地域による地域受容をさす。

⚫

契約・事業実施体制：実施体制の構築にあたり、回収事業、輸送事業、貯留事業の境界が明確に規定され、また、各事業の境目について、適切に対処するための責任が明確になっていること。各事業期間において、事業実施国、共同事業者、コントラクター等のステークホルダーとの契約が適切に締結されていること。

⚫

事業に適用される技術：当該事業が、「第２章 CO2 地中貯留事業計画及び貯留可能量
評価について」の記載に沿って CO2 地中貯留を実施していること。

⚫

CO2 排出削減量の算定手法：当該事業による CO2 排出削減量が、「第３章 CCS 事業
による CO2 排出削減量評価について」の記載に沿って算定されていること。

⚫

データ管理・文書化・レポーティングの方法：事業者が、CCS 事業のライフサイクル
を通し、経時的な変化を検証可能であるように、透明性をもって、適切なデータ管理・
文書化・レポーティングを行うシステムを構築していること。データ管理・文書化・レ
ポーティングに係る規格の例として、ISO 9001（品質マネジメント）[3]を参照すること。また、文書化にあたっては、内外部のデータ収集と報告の両方の観点から、事業と規制当局の必要要件を満たすこと。なお、CCS 事業による CO2 削減量算定に係るデー
タ管理及びレポーティングについては、第３章の 5.2 及び 5.3 を参照されたい。

5

第２章
1

CO2 地中貯留事業計画及び貯留可能量評価について

CO2 地中貯留事業計画及び貯留可能量評価の基本的な考え方
1.1

必須事項

CO2 地中貯留事業による CO2 貯留可能量の算定にあたっては、以下の要件を考慮する必要がある。本章では、各要件について推奨される作業指針を記載する。
＜CO2 貯留可能量算定のための要件＞① 事業段階に応じた不確実性を考慮した CO2 の年間圧入量及び貯留可能量が評価されていること。
② 事業段階に応じた精度で上記①を達成するのに適切な事業計画が策定されていること。
③ 事業段階に応じた精度で上記②に沿って貯留された CO2 が長期にわたり安定的に地中に貯留できる計画であること。また、これを確認するモニタリング等の手段が事業計画の中に組み込まれていること。

1.2

CO2 地中貯留事業の事業段階

CO2 地中貯留事業は、以下の 6 つの事業段階に区分される。
＜事業段階＞① 貯留サイトスクリーニング・選定：貯留サイト候補地を抽出し、選定する段階。
② 貯留層評価：選定された貯留サイト候補地に対して、貯留層評価を実施する段階。対象の CO2 貯留サイトに関する既存のデータに基づいて評価を実施する場合の技術評価を
初期特性評価という。また、既存データのみ、もしくは、追加取得されたデータからさらに詳細な技術評価を行うことを詳細特性評価という[2]。詳細特性評価に基づいて事業計画を最終化し、事業実施判断に備える。
③ 設備建設：商業事業の開始に向けた事業判断後に、圧入に係る設備建設を行う段階。
④ 操業（CO2 圧入・貯留）：CO2 圧入操業を行う段階。この段階においても、CO2 圧入
操業中に得られたモニタリングデータ等により、貯留層評価を継続的に実施し、事業仕様の最適化を継続して行う。
⑤ 圧入停止後：CO2 圧入を停止し、事業者による坑井の廃坑や圧入設備撤去等が開始される段階。事業者によって貯留サイトの閉鎖が行われる段階であって、当該貯留サイト
における管理責任が管轄当局に移転されるまでの期間。
⑥ 長期貯留：事業者による貯留サイトの閉鎖が完了し、当該貯留サイトの管理責任が管轄当局に移転された後の段階。一般に、この期間も、長期貯留安定性監視を目的に、貯留された CO2 のモニタリングが継続して実施されることが想定される。
6

前述の事業段階に応じた、実施作業内容ならびにそれらに対応した本章の各項を図 2 に示す。

図 2：CO2 地中貯留における事業段階と実施作業の概念図。C. Gorecki et al., 2012[4]を基に作成。なお、図中の(1)～(6)は前述の 6 つの事業段階①～⑥に対応し、その他の番号は対応する本章の各項を示す。

1.3

CO2 地中貯留事業計画の技術的妥当性

事業計画策定にあたり、以下の６項目について、技術的妥当性を確認することを推奨する。
＜CO2 地中貯留の技術的妥当性の確認のための 6 項目＞① 貯留サイト選定の妥当性② CO2 圧入計画の妥当性③ リスクマネジメント計画の妥当性④ 坑井掘削・改修計画の妥当性
7⑤ CO2 圧入操業計画の妥当性⑥ モニタリング及び検証計画の妥当性
1.4

CO2 貯留可能量

貯留可能な CO2 容量の推定は、評価に用いるデータの充足度によって不確実性が異なる。
一般に、事業段階が進むにつれ、地下貯留層を評価するためのデータが充実し、貯留可能な
CO2 容量の推定の精度は高まる。事業段階と貯留可能な CO2 容量の推定値の不確実性の関係を整理した参考例として、Society of Petroleum Engineers (SPE)による CO2 Storage
Resources Management System (SRMS)[5]があげられる。SRMS は、同じく SPE により作成された石油ガス開発において広く利用されている Petroleum Resources Management
System（PRMS）[6]にならって、CO2 地中貯留事業を対象に作成された。図 3 に示す SRMSの基準では、貯留可能な CO2 容量の推定値を以下の区分に分類している。
⚫

Inaccessible（アクセス不可能）：将来の事業において利用できないと推定される地層の孔隙スペース。

⚫

Prospective Storage Resources（期待貯留資源量）：未発見の地層または既発見の地層の未評価部分で、将来の探査・開発により、開発できる可能性があると推定される孔隙ス
ペース。

⚫

Contingent Storage Resources（条件付貯留資源量）：既発見の地層で、その評価が完了
し、開発できる可能性があると推定されているが、その商業的な開発には至っていない
孔隙スペース。

⚫

Capacity（貯留可能量）：既発見の地層で、その評価が完了し、CO2 地中貯留事業として商業的に利用可能と推定される孔隙スペース。すなわち、CO2 地中貯留事業の実施により貯留可能な CO2 の容量。

⚫

Stored（貯留済み容量）：既に利用された（CO2 が貯留された）容量。

本ガイドラインでは、SRMS における”Storage Resources”を「貯留資源量」、”Capacity”を「貯留可能量」と訳出し、表記する（注）。
（注）一般的に、PRMS の”Resources”は「資源量」、”Reserves”は「埋蔵量」と訳出される。

8

貯留可能量Capacity
2P

1P

3P

条件付貯留資源量
Contingent Storage Resources
1C

2C

3C

アクセス不可能な貯留資源量
Inaccessible Storage Resources
期待貯留資源量
Prospective Storage Resources
2U
P50

1U
P90

3U
P10

アクセス不可能な貯留資源量
Inaccessible Storage Resources

商業的開発可能性の高まり
Increasing change of commerciality

商業性確認後Commercial
商業性確認前Sub-commercial
未発見貯留資源量
Undiscovered Storage
Resources

既発見貯留資源量
Discovered Storage Resources

総貯留資源量Total Storage Resources

貯留済み容量Stored

不確実性の範囲
Range of uncertainty

図 3：CO2 Storage Resources Management System (SRMS)[5]に基づいて作成。図中の期待貯
留資源量の P90, P50, P10 の記載は、それぞれ 90%, 50%, 10%の確率で、評価された資源量が真の貯留量を上回るような推定値であって、1U, 2U, 3U として報告される。すなわち、
1U<2U<3U である。また、条件付貯留資源量では、Low/Mid/High の推定値の区分に対して、1C/2C/3C としている。すなわち、1C<2C<3C である。貯留可能量についても同様に、
Low/Mid/High の推定値の区分に対して、1P/2P/3P としている。すなわち、1P<2P<3P である。

SRMS の基準では、未発見の貯留資源量（Undiscovered Storage Resources）に対して既発見の貯留資源量（Discovered Storage Resources）を、調査井におけるテスト、サンプリン
グ、検層により確認された貯留資源量として区別している。
また、既発見の貯留資源量（Discovered Storage Resources）を商業性確認前（Sub-commercial）と商業 性確認後（ Commercial）に分類 している。前 者に対しては 条件付貯 留資源量
9

（Contingent Storage Resources）、後者に対しては貯留可能量（Capacity）として貯留可能
な CO2 容量の推定値を区別している。
これらを、一般的な事業段階とともに図 4 に示す。②貯留層評価における初期特性評価段階においては、期待貯留資源量（Prospective Storage Resources）として貯留可能な CO2 容量が推定されていることが望ましい。③設備建設段階に進むにあたっては、詳細特性評価が完了しており、条件付貯留資源量（Contingent storage resources）として推定されていることが望ましい。③設備建設以降の段階において、すなわち最終投資判断（final investment
decision: FID）が行われた後は、 貯留可能量（Capacity）として算定される。

図 4：一般的な CO2 地中貯留の事業段階と貯留可能な CO2 容量の推定値の区分の変遷。
DOE Best practice manuals[2]及び CO2 Storage Resources Management System (SRMS)[5]に基づいて作成。

貯留可能な CO2 容量の推定にあたっての評価手順は、SRMS の記載によると、「地質的ア
ナログデータに基づく推定」、「容積法による推定」、「CO2 圧入挙動に基づく推定」の 3 つに分類される。
「地質的アナログデータに基づく推定」においては、複数の地質的アナログデータを比較することで、対象となる地層に貯留可能な CO2 容量を推定する。同じ地理的エリア、同じ地
質年代の地層は、良好な地質的アナログデータとなるが、その評価結果には不確実性が伴う。
したがって、評価者は対象となる貯留層とアナログデータの類似点と相違点を明記するの10

が望ましい[5]。
「容積法による推定」においては、貯留層の岩石物性に基づき地下の孔隙スペースを評価して、貯留可能な CO2 容量を推定する。主として、貯留層の広がり、対象貯留層の層厚、ネットグロス比、孔隙率、貯留岩中の CO2 飽和率、貯留層温度・圧力条件下での CO2 の密度等により推定する。ただし、貯留層岩石の浸透率ならびに岩石物性の不均質性（岩石物性値の空間分布が一様でないこと）等による影響を受ける貯留効率を勘案して評価する必要があり、その決定には不確実性が伴う[5][7]。
「CO2 圧入挙動に基づく推定」においては、貯留層内の CO2 挙動を把握できる CO2 圧入
シミュレーションモデルを用いて、貯留可能な CO2 容量を推定する。ここでは、圧入井からの CO2 圧入量と累計圧入量に応じて、経時的に変化する貯留層の圧力上昇及びその分布を勘案した上で、貯留可能な CO2 容量を推定する。また、CO2 圧入シミュレーションモデ
ルによって得られた CO2 圧入挙動とモニタリングデータ等によって得られた圧入挙動との比較検討を行い、CO2 圧入シミュレーションモデルの校正を行うことで、より不確実性を低減した推定が可能となる[5]。

1.5

本章の記載について

本章は、主として、ISO27914[1]の記載を参考に作成されている。ISO27914 は、2011 年 5月に設立された専門委員会（ISO/TC265）により発行された CCS の地中貯留に係る国際規格である。なお、ISO/TC265 は、2021 年 1 月時点で、CCS の回収・輸送・貯留に係る 9
つの規格関連文書を発行している（国際規格 5 文書及び技術レポート 4 文書）。
本章の作成にあたっては、ISO27914 に加えて、CO2 地中貯留事業における事業段階に応じた技術確認事項を考慮するため、米国の National Energy Technology Laboratory（NETL）
によって作成された Best practices manuals[2], [8], [9]も参照している。
また、地下貯留層の評価を通じて得られる貯留可能な CO2 容量の算出にあたっては、SPEによって作成された SRMS の基準[5]を例として参照している。SRMS は、Petroleum
Resources Management System（PRMS）[6]にならって、包括的な資源量の分類を定めることで、貯留資源量（Storage Resources）評価における一貫した手法を提供することを目的としている。ただし、現時点において、2017 年に発行された SRMS は PRMS を参考に作成された草案の段階であり、今後の事業の実態に即して改訂されていく予定である。そのため、その動向を引き続き注視する必要がある。

11

2

貯留サイトにおける CO2 貯留可能量評価及び圧入計画立案
2.1

概要

CO2 地中貯留事業における「①貯留サイト選定の妥当性」と「②CO2 圧入計画の妥当性」
を確認する。さらに、当該事業により達成される「CO2 貯留可能量（Capacity）」の算定を行う。
「①貯留サイト選定の妥当性」の検討に係る作業指針を、「2.2 貯留サイトのスクリーニン
グ」及び「2.3 貯留サイトの選定」に示す。
貯留サイトの CO2 貯留可能量とは、CO2 圧入計画において想定される必要な圧入流量を安全に圧入し、かつ、長期間安定的に地中貯留するための事業計画に基づいて評価される
CO2 の貯留容量である。CO2 貯留可能量の算定のための作業指針を「2.4 貯留サイトのキャラクタリゼーション」及び「2.5 貯留サイトにおける圧入計画立案」に示す。
「②CO2 圧入計画の妥当性」の検討にあたっては、本項「2 貯留サイトにおける CO2 貯留
可能量評価及び圧入計画立案」で評価される CO2 貯留サイトの対象地層群に適した圧入計
画の他、「4 坑井設備」及び「5 貯留サイトにおける CO2 圧入操業」における確認項目もふまえて検討する。

2.2

貯留サイトのスクリーニング候補となる貯留サイトを特定、評価、比較し、貯留に適さないサイトを除外する。これにより、地域や堆積盆地規模での CO2 地中貯留の適性を検討し、複数の貯留候補地のリストを得ることを目的とする[2]。
貯留サイトスクリーニングの作業は、１つの堆積盆地もしくは複数の堆積盆地の範囲にわたって実施されることが多いため、広域にわたって入手可能なデータに基づいて実施することを推奨する。
貯留サイトスクリーニングにあたって技術的に考慮する要件は、ISO27914 の以下の該当箇所に記載の項目を確認することを推奨する。
［該当箇所：ISO27914:2017, 5.2 a)］
なお、上記に加え、周辺の地震活動は重要な要素である。過去の地震活動の履歴から判断して、他の地域と比較して著しく活発な地震活動が見られ、かつ、CO2 圧入前に付近の地震
12

活動に関するバックグラウンドとなるデータの取得が出来ないエリアは、貯留に適さないサイトとして除外することを推奨する。
また、貯留サイトスクリーニングにおいて、非技術的に考慮する要件として、ISO27914 の以下の該当箇所に記載の項目を確認することを推奨する。
［該当箇所：ISO27914:2017, 5.2 b)］

2.3

貯留サイトの選定

貯留サイトの選定にあたっては、複数の貯留サイトの候補地のリストから、貯留サイトのキャラクタリゼーションを行う候補地を選定する。選定された候補地に対しては、貯留サイトのキャラクタリゼーションで使用する各種データの入手及びとりまとめが進んでいる必要がある[2]。入手可能な地表及び地下に関する情報を評価することにより、適切な貯留サイ
トの候補地が選定されているか、その妥当性を確認する。
貯留サイトの選定にあたって、地下評価要素として ISO27914 の以下の該当箇所に記載の項目を確認することを推奨する。
［該当箇所：ISO27914:2017, 5.3 a)］
貯留サイトの選定にあたっては、貯留サイトスクリーニングの作業段階よりも、さらに進んだデータ整理が行われていて、その解釈に基づいて貯留サイトの候補地を選定することを推奨する。一般に、これらのデータを活用して、「地質的アナログデータに基づく推定」等
により評価が行われることが多い。
また、貯留サイトの選定にあたって、地上評価要素として考慮する要件は、ISO27914 の以下の該当箇所に記載の項目を確認することを推奨する。
［該当箇所：ISO27914:2017, 5.3 b)］

2.4

貯留サイトのキャラクタリゼーション

貯留サイトのキャラクタリゼーションとは、CO2 地中貯留の対象となる貯留サイトに対して、地下地層内における岩石性状の分布や、対象地層の CO2 圧入性を分析／解釈することであって、事業期間を通じて、継続して繰り返し実施する。また、事業段階に応じて、貯留層サイトに関する地下のデータの入手及び整理を継続し、貯留サイトのデータ分析／解釈を随時更新する。

13

貯留サイトのキャラクタリゼーションの一環として、実施することを推奨する項目を列記する。これらの作業における技術確認事項として、以下に示す ISO27914 の該当箇所を参照
することを推奨する。
⚫

貯留対象層準の地質学的特性評価：［該当箇所：ISO27914:2017, 5.4.2］⚫

遮蔽層の健全性評価：［該当箇所：ISO27914:2017, 5.4.3］⚫

坑井の健全性評価：［該当箇所：ISO27914:2017, 5.4.6］

なお、貯留サイトのキャラクタリゼーションの実施にあたっては、前述の ISO27914 における記載と同様に、Cooper et al. (2009)[10]は、次の３つの地質的要素と坑井の健全性に係る要素の評価が不可欠であるとしている。
⚫

貯留容量：対象サイトの貯留層が、計画する CO2 量を貯留するのに十分な孔隙スペースを有していること。

⚫

圧入性：対象サイトの貯留層が、計画する CO2 圧入流量に対して、その圧入井近傍で許容範囲を超える圧力上昇を起こさないように、十分な圧入性を有していること。

⚫

封じ込め能力：対象サイトの遮蔽層が、断層等の潜在的な漏洩経路を有さず、圧入された CO2 を貯留層内に長期にわたって安定的に保持するのに必要な封じ込め能力を有していること。

⚫

坑井健全性：既存坑井及び新規掘削坑井ともに、CO2 漏洩の潜在的可能性が評価され特定されており、それに対する適切な対処により貯留安定性が保たれると考えられること。

貯留サイトに対して入手可能なデータ（例えば、坑井データ、地震探査データ、岩石測定データ）のデータ量や精度に応じて、それらを統合的に分析／解釈する事で、前記の項目について貯留サイトのキャラクタリゼーションを実施することを推奨する。
なお、事業段階に応じて、入手可能なデータのデータ量や精度は異なる。初期特性評価段階
においては、期待貯留資源量（Prospective Storage Resources）として貯留可能な CO2 容量を推定することを推奨する。
また、既存データのみ、もしくは、追加取得されたデータからさらなる詳細な評価を行う詳
細特性評価段階においては、条件付貯留資源量（Contingent storage resources）として推定することを推奨する（図 4 を参照）
。また、これらの貯留サイトのキャラクタリゼーション
は、図 2 に示すように事業期間中に継続して実施し、その評価を更新していくことを推奨する。
「3 リスクマネジメント」に示す事業者が決定したリスクに応じて実施されるモニタリング
14

のために、貯留層から地表までの層群に対して、CO2 圧入前の基準となる地球化学ならびに岩盤力学的特性を評価する場合がある。これらに対する ISO27914 における該当箇所は以下の通り。
⚫

地球化学的特性評価：［該当箇所：ISO27914:2017, 5.4.4］⚫

岩盤力学的特性評価：［該当箇所：ISO27914:2017, 5.4.5］

2.5

貯留サイトにおける圧入計画立案

2.5.1 圧入計画立案の流れ排出源から供給される CO2 を安全に圧入し、かつ、長期間安定的に地中貯留するための適切な圧入計画の立案にあたっては、地質モデルの構築、これに基づく CO2 圧入シミュレー
ションモデルの構築、CO2 圧入シミュレーションを行う。
2.5.2 地質モデリング
地質モデルは、対象貯留サイトの貯留層及び遮蔽層の地下構造やその岩石物性の空間分布の把握のために使用される。ISO27914 の以下の該当箇所に記載のパラメータをモデリングの対象とすることを推奨する。
［該当箇所：ISO27914:2017, 5.5.2.2］
ただし、一般に、遮蔽層の地下構造やその岩石物性の空間分布については、それらの評価に資するデータが、貯留層のそれに比して十分でないことも多いため、そのデータ充足度に応じて実施することを推奨する。
また、地質モデリングにあたっては、モデリングの対象パラメータの不確実性も考慮することを推奨する。
2.5.3 CO2 圧入シミュレーションモデリング
CO2 圧入シミュレーションモデルとは、貯留層内での圧入 CO2 の挙動を把握することができる流体流動モデルのことをいう。CO2 圧入シミュレーションモデルは、作成された地質モデルに対して、地層流体、CO2 の流体特性に係るパラメータ、また、これら流体が岩石孔隙内を流動する際の多相流動に係るパラメータを追加することによって構築される。
ISO27914 の以下の該当箇所に記載のパラメータをモデリングの対象とすることを推奨する。
［該当箇所：ISO27914:2017, 5.5.3.2］
15

2.5.4 CO2 圧入シミュレーション構築した CO2 圧入シミュレーションモデルを用いて想定する圧入シナリオ（例えば、坑井数、坑井配置、圧入圧力）のもと、CO2 圧入シミュレーションを実施し、貯留層内での流体挙動、ならびにこれらに起因するリスクを評価し、その結果に基づいて圧入計画を立案す
る[5]。
想定する圧入シナリオに対して、CO2 圧入シミュレーションにより、ISO27914 の以下の該当箇所に記載の項目を検討することを推奨する。
［該当箇所：ISO27914:2017, 5.5.3.1］
ただし、これら検討項目は、貯留サイトの特性及び想定する圧入シナリオに応じて異なるため、適宜、CO2 圧入シミュレーションによる検討項目を追加ないし選択することを推奨する。
2.5.5 その他の貯留サイトモデリング貯留サイトの特性や想定する圧入シナリオによっては、前記に加えて、対象サイトの地球化学ならびに岩盤力学的特性のモデリングを推奨する場合がある。これらに対する ISO27914
における該当箇所は以下の通り。
⚫

地球化学的特性のモデリング：［該当箇所：ISO27914:2017, 5.5.4］⚫

岩盤力学的特性のモデリング：［該当箇所：ISO27914:2017, 5.5.5］

3

リスクマネジメント
3.1

概要

対象事業を遂行するにあたって生じるリスクについて、「③リスクマネジメント計画の妥当性」を確認する。

3.2

リスクマネジメントプロセス

ISO27914 におけるリスクマネジメントのプロセスは、ISO31000[11]に基づき作成されている。同規格は汎用的なリスクマネジメントの方法論であり、本ガイドラインもまた、同規格に基づいたリスクマネジメントの実施を推奨する。ISO27914 の該当箇所は以下の通り。
⚫

リスク評価の背景情報の整理：［該当箇所：ISO27914:2017, 6.4.2］⚫

リスク評価基準の策定：［該当箇所：ISO27914:2017, 6.5］
16⚫

リスクマネジメント計画の策定：⚫

リスクアセスメント［該当箇所：ISO27914:2017, 6.6］➢

リスクの特定：［該当箇所：ISO27914:2017, 6.7.2.2］➢

リスクの分析：［該当箇所：ISO27914:2017, 6.7.3.2］➢

リスクの評価：［該当箇所：ISO27914:2017, 6.7.4.2］⚫

リスクへの対応：⚫

リスクマネジメントのレビュー及び文書作成： ［該当箇所：ISO27914:2017, 6.9］

3.3

［該当箇所：ISO27914:2017, 6.8］

リスクマネジメントプロセスの実施例

個々の CO2 地中貯留事業のリスクマネジメントプロセスの事例紹介（Case study）として、DOE(2007)[8] が参考になる。同文書では、事業者が採用したガイドライン等の参照文書とともに、具体的なリスクマネジメントプロセスが説明されている[8]。
⚫

SECARB（注 1）:［該当箇所：DOE(2007) [8], CASE STUDY 2.2 (P.44～46)］⚫

PCOR（注 1）:［該当箇所：DOE(2007) [8], CASE STUDY 2.3，2.4 (P.47～48)］(注 1）：SOUTHEAST REGIONAL CARBON SEQUESTRATION PARTNERSHIP(注 2）：PLAINS CO2 REDUCTION (PCOR) PARTNERSHIP
このような先行事例を参照し、リスクマネジメント計画の立案とその実施を行うことを推
奨する。

4

坑井設備
4.1

概要

CO2 地中貯留における「④坑井掘削・改修計画の妥当性」を確認する。坑井及び関連設備の材質、設計、及び掘削計画の妥当性検討は、石油・ガス開発事業のそれに準拠する。本項
では石油・ガス開発事業における坑井設備に加えて、以下の各項目について確認する。

4.2

新規坑井の掘削

新規坑井は安全で効果的な CO2 貯留を可能とするように設計する。また、掘削及び仕上げ作業は坑井健全性を維持するように行う。策定した詳細な仕上げ計画は事業関係者のレビューを受けることが推奨される。
新規坑井の掘削に当たっては、以下の項目を確認することを推奨する。各々に対応した
ISO27914 の該当箇所を示す。
17

⚫

掘削位置：

［該当箇所：ISO27914:2017, 7.3.3.1］⚫

坑井の設計：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.3.3.2］⚫

坑井の材質：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.3.4］

4.3

既存井の転用既存坑井を CO2 貯留事業用の坑井へ転用する場合、既存坑井の健全性を評価する。また、必要に応じて、再仕上げと改修を行う。
既存井の転用に当たっては、以下の項目を確認することでその健全性を評価することを推奨する。各々に対応した ISO27914 の該当箇所を示す。
⚫

坑井の評価：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.6.2］⚫

転用前の検査及び試験：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.6.3］⚫

再仕上げと改修：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.7.2)］

4.4

腐食対策

圧入 CO2 には、鋼に対して腐食性を有する成分が含まれることがある。そのため坑井の健全性を日常的に評価することを推奨する。腐食対策の実施に当たっては、以下の項目を確認することを推奨する。各々に対応した ISO27914 の該当箇所を示す。
⚫

腐食対策の概要：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.5.1］⚫

坑井のメンテナンス：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.5.2］⚫

電気防食システム（Cathodic Protection）：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.5.3］⚫

環境適合性：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.5.4］

4.5

廃坑

廃坑では CO2 が漏洩しないように CO2 貯留層を隔離し、地表設備を撤去し、原状復帰することが推奨される。これらの作業は管轄当局の設ける基準及び圧入作業開始前に作成された廃坑計画に従うことを推奨する。
廃坑の実施に当たっては、以下の項目を確認することを推奨する。各々に対応した
ISO27914 の該当箇所を示す。
⚫

既存の廃坑井の評価：［該当箇所：ISO27914:2017, 7.8.2.］

⚫

廃坑作業：

［該当箇所：ISO27914:2017, 7.8.3.］

18

4.6

坑井からの潜在的な CO2 漏洩リスク

新規坑井、転用井、廃坑井の何れも貯留 CO2 の潜在的な漏洩経路となりえる。Gasda et al.
(2004)[12]は、廃坑井における潜在的な６つの CO2 漏洩経路を図解している。
これら坑井を通じた CO2 の潜在的な漏洩可能性について、その坑井健全性を「2.4 貯留サ
イトのキャラクタリゼーション」の一環として評価し、その漏洩リスクに対して、「3 リスクマネジメント」に則ってリスクマネジメントを行うことを推奨する。

5

貯留サイトにおける CO2 圧入操業
5.1

概要

CO2 地中貯留に関する「⑤CO2 圧入操業計画の妥当性」を確認する。CO2 圧入操業計画
は、関連法規を遵守するとともに、石油・ガス開発事業において適用される各種スタンダー
ドや手順に準拠する必要がある。ここでは、石油・ガス開発事業における CO2 圧入操業計
画に加えて、以下の各項目について確認する。

5.2

CO2 圧入操業の設計

CO2 圧入操業の計画は、事業計画によって規定される必要な流量を、これを安全に圧入し、かつ、長期にわたり安定的に地中貯留できるように設計する。
その設計にあたっては、ISO27914 の以下の該当箇所に記載の要素を含むことを推奨する。
［該当箇所：ISO27914:2017, 8.2.2］

5.3

貯留施設の計画

貯留施設とは、輸送されてきた CO2 を受け入れ、圧入井へと運ぶ設備である。貯留施設の設置計画にあたっては、「2.5 貯留サイトにおける圧入計画立案」において評価された
CO2 圧入量とそのスケジュールを満たすように計画される。
その計画にあたっては、ISO27914 の以下の該当箇所に則って行うことを推奨する。
⚫

貯留施設の概要：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.2.4.1］⚫

CO2 受け入れ設備と CO2 組成：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.2.4.2］⚫

CO2 圧入とスケジュール：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.2.4.3］

19

5.4

操業及び保守計画

操業及び保守計画の立案及び実施にあたっては、ISO27914 の以下の該当箇所に則って行うことを推奨する。
⚫

操業及び保守計画の概要：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.3.1］⚫

操業・保守スケジュール：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.3.2］⚫

操業保守計画の変更の記録：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.3.3］⚫

意思伝達の計画：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.3.4］

⚫

安全計画：

［該当箇所：ISO27914:2017, 8.3.5］⚫

セキュリティ計画：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.3.6］

5.5

圧入操業

事業計画によって規定される必要な流量を、これを安全に圧入し、かつ、長期にわたり安定
的に地中貯留できるよう対象貯留層へ圧入を行う。
その実施にあたっては、ISO27914 の以下の該当箇所に則って行うことを推奨する。
⚫

圧入操業の概要：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.4.1］⚫

スタートアップ：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.4.2.2］⚫

圧入操業の手順：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.4.2.3］⚫

シャットダウン：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.4.3］

5.6

圧入操業中のデータ取得

圧入操業中のデータ取得は、圧入操業のパフォーマンスを評価するとともに、「2.5.3 CO2
圧入シミュレーションモデリング」において、モデルのキャリブレーションに資するデータを提供する。これは、「6 モニタリング及び検証」の一環としても実施され、CO2 貯留の有効性確認のために実施する（すなわち、削減された CO2 量の確認に対する根拠となる）。
その実施にあたっては、ISO27914 の以下の該当箇所に則って行うことを推奨する。
⚫

圧入操業中のデータ取得の概要：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.5.1］⚫

地上モニタリング装置でのデータ：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.5.2］⚫

坑井でのモニタリングデータ：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.5.3］⚫

坑井試験データ：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.5.4］⚫

腐食措置の有効性モニタリング：［該当箇所：ISO27914:2017, 8.5.5］

ただし、これらの圧入操業中のデータ取得項目は、貯留サイトの特性及び想定する圧入シナ
20

リオに応じて異なるため、適宜、圧入操業中のデータ取得項目を追加ないし選択することを
推奨する。

6

モニタリング及び検証
6.1

概要

CO2 貯留事業における「⑥モニタリング及び検証計画の妥当性」を確認する。モニタリン
グ及び検証は、「3 リスクマネジメント」で同定された対象事業における潜在的リスクに対して、そのリスクマネジメントの一環として実施される。また、対象事業による CO2 貯留の有効性確認のために実施する（すなわち、削減された CO2 量の確認に対する根拠となる）。

6.2

モニタリング及び検証実施期間

モニタリング及び検証は、事業計画全体を網羅するもので、費用対効果の高い方法で計画することが推奨される[13]。ISO27914 では、モニタリング及び検証計画の立案にあたって、事業期間を、①圧入前期間のモニタリング、②圧入期間のモニタリング、③閉鎖期間のモニ
タリング、④閉鎖期間後のモニタリングに分類している。なお、ISO27914 では、閉鎖期間
後の事業期間を取り扱わない。①～③について、以下の該当箇所にこれに対する考え方が記載されている。
① 圧入前期間のモニタリング：[該当箇所：ISO27914:2017, 9.2.2］② 圧入期間のモニタリング：[該当箇所：ISO27914:2017, 9.2.3)］③ 閉鎖期間のモニタリング：[該当箇所：ISO27914:2017, 9.2.4)］

6.3

モニタリング及び検証

モニタリング及び検証は、6.2 の実施期間のそれぞれの目的に応じて計画され、妥当な実施方法で、評価対象項目のデータを収集する。また、通常予想されるモニタリング応答以外の異常状態を示すモニタリング結果への対応計画をあらかじめ準備する。その実施にあたっては、ISO27914 の以下の該当箇所に則って行うことを推奨する。
⚫

モニタリング及び検証の目的：[該当箇所：ISO27914:2017, 9.3］

⚫

実施方法：

[該当箇所：ISO27914:2017, 9.4.1］⚫

評価対象項目の例：[該当箇所：ISO27914:2017, 9.4.2］⚫

異常事態対応：[該当箇所：ISO27914:2017, 9.4.3］

21

6.4

モニタリング技術

たとえば、DOE Best practice manuals では、モニタリング技術の種類について、Atmospheric、
Near-Surface、Subsurface monitoring のようにモニタリング対象に応じて分類し、それぞれに対するモニタリング技術を紹介している[9]。各々に対応した該当箇所を以下に示す。
⚫

Atmospheric monitoring：[該当箇所：DOE(2017）[9], Table 3 in P.27］⚫

Near-Surface monitoring：[該当箇所：DOE(2017）[9], Table 4 in P.35］⚫

Subsurface monitoring：[該当箇所：DOE(2017）[9], Table 5 in P.46-47］

リスクマネジメントで抽出された潜在的リスクや、プロジェクトの特徴に応じて、適宜、これらの個別のモニタリング技術を追加や選択することを推奨する。また、これを検討するに
あ たっ ては、 費用対 効果 の高 いモニ タリン グ技 術を 選択す る こと を推 奨す る [13]。
IEAGHG(2020) [13]では、これら個別のモニタリング技術について目安となるコスト情報
とともに示されている。
[該当箇所：IEAGHG(2020)[13], Table 2-3 in P.14-17)］
また、IEAGHG(2020)においては、以下に示す実際の CO2 地中貯留プロジェクトにおけるモニタリング技術の適用事例について紹介している。
⚫

Midwest Regional Carbon Sequestration Partnership Niagaran Reef CO2-EOR
Industrial-scale Demonstration：[該当箇所：IEAGHG(2020)[9], P.43］⚫

Quest Carbon Capture and Storage Facility：[該当箇所：IEAGHG(2020)[9], P.44］⚫

Sleipner CCS Project：[該当箇所：IEAGHG(2020)[9], P.45］⚫

In Salah CCS Project：[該当箇所：IEAGHG(2020)[9], P.46］⚫

Mountaineer Product Validation Facility CCS Project：[該当箇所：IEAGHG(2020)[9], P.47］

このような先行事例を参照して費用対効果の高いモニタリング技術を選択することを推奨する。

7

サイトの閉鎖7.1

概要

事業者によるサイトの閉鎖計画が、管轄当局から要求される水準であるか、「②CO2 圧入計
画の妥当性」、「④坑井掘削・改修計画の妥当性」、「⑤CO2 圧入操業計画の妥当性」、「⑥モニタリング及び検証計画の妥当性」の観点から確認する。なお、図 1 に示すように、「長期貯留」の段階は、本ガイドラインの対象範囲外であるが、閉鎖以降に、モニタリングを含む
22

「長期貯留」に係る管理責任が管轄当局に移管されることを確認する。

7.2

サイト閉鎖の実施

サイト閉鎖は、それ以降、管理責任が円滑に管轄当局に移管されるように、管轄当局との対話を通じて実施されることが推奨される。これらの実施に当たっては、ISO27914 に則って実施することを推奨する。サイト閉鎖の基準の定義、サイト閉鎖計画の作成、サイト閉鎖プ
ロセスの実施の各々について ISO27914 の該当箇所は以下の通り。
⚫

サイトの閉鎖の基準の定義：[該当箇所：ISO27914:2017, 10.2］⚫

サイト閉鎖計画の作成：[該当箇所：ISO27914:2017, 10.3］⚫

サイト閉鎖プロセスの実施：[該当箇所：ISO27914:2017, 10.4.1］

サイト閉鎖以降に、モニタリングを含む「⑥長期貯留」に係る管理責任が管轄当局に移管されるまでの期間は、CO2 地中貯留事業を行う国・地域における法制度により異なる。以下に、国・地域の長期貯留責任の移管に関する制度と、管理責任が移管するまでの期間を例として示す。
⚫

欧州（EU-CCS 指令）：EU-CCS 指令は管轄当局への責任移管に関する条項を含む。EUCCS に基づき各加盟国が制定する国内法に基づき、サイト閉鎖後の長期貯留責任を管轄当局に移管することが可能となる。移管までの期間は各加盟国の管轄当局が定めるが、原則最短 20 年である。なお、CO2 の完全かつ恒久的な貯留の確信等の基準を満たす場合はより短期間となる可能性も示されている。

⚫

米国（UIC（注 1）プログラム）：圧入後サイト管理（PISC（注 2））とよばれる原則 50 年間のモニタリング義務があり、飲用地下水源に影響しないと判断されるまで継続となる。
ただし、個別に事業者が EPA に期間の短縮を申請し、10 年になった事例がある。閉鎖
後の長期貯留責任の政府移管については連邦法では定められていないが、ノースダコ
タ州、ルイジアナ州、モンタナ州は長期貯留責任に関する州法規が整備されている（例：
各州政府が定める要件に基づき、ノースダコタ州及びルイジアナ州は 10 年、モンタナ
州は 30 年で責任移管可）。

⚫

カナダ・アルバータ州(MMA（注 3）法)：サイト閉鎖証明書の発行により州政府への責任移管が可能。ただし、同証明書の発行には最短 10 年を要するとされる。

(注 1) UIC Program: Underground Injection Control Program(注 2) PISC: Post Injection site care
(注 3) MMA: Mines and Minerals Act

23

第３章
1

CCS 事業による CO2 排出削減量評価について

CCS 事業による CO2 排出削減量算出の基本的考え方

本章は、前章までに示された推奨作業指針を満たした CCS 事業を対象に、CCS 事業による
CO2 排出削減効果を定量的に算出評価する指針を示すものである。また CCS 事業は、新規事業なのか既存事業のレトロフィットなのか、対象とする境界内にどのような要素を含むのか、といった個別事業の状況等により様々な形態をとりえるが、本章では資源分野において新規に CO2 分離回収施設・輸送設備・圧入設備を建設して、CO2 を分離回収・輸送・圧入することを想定した CCS 事業を前提とする。
CCS 事業による正味の CO2 排出削減量は、CCS 事業において分離回収された CO2 に対して、分離回収、輸送、圧入に際して必要となるエネルギーを得るために外部にて発生する
CO2 や、その過程で漏洩する CO2 量を差し引いた量となる。これは、CCS 事業を実施しない場合は CO2 排出源からの CO2 は全て大気に排出されると想定し、CCS 事業を実施することによりどれだけの CO2 排出量が削減されるかを求めることに相当する。
なお、CO2 分離回収・輸送・圧入の各プロセス、及びその過程で必要なエネルギーを得る
ためには CO2 と共に他の GHG の発生も伴うため、発生 GHG 量の算出量をその CO2 換
算量に換算し、相当 CO2 量を主として算出に用いる。
CCS 事業において対象となりえる GHG は CO2、メタン (CH4)、一酸化二窒素 (N2O)が挙げられるが、本章においては、N2O に関しては、その排出量が CO2 排出量と比較して非常に小さいことが知られていることから対象から除外し、CH4 に関しては、大気ベント等の主要な CH4 排出源が CCS 事業境界内に存在する場合に対象とする。
本 ガ イ ド ラ イ ン で は 、 ISO14064 シ リ ー ズ [14]–[16] や カ ナ ダ ・ ア ル バ ー タ 州 のQuantification protocol for CO2 capture and permanent storage in deep saline aquifers[17]及び、現在運用されている CCS 事業による CO2 排出定量化の方法論を参考としている。
対象とする CCS 事業がどの程度の正味 CO2 排出削減量を有するかは、当該事業の CO2 排出削減効果を判断する重要な指標であり、今後の炭素クレジット取引などの経済的インセ
ンティブを構成する重要な要素となる。なお、排出削減量の算出手法については、現在も世界各国、各地域、各機関（注 1）にて議論・検討が行われている状況であり、また対象となる
個別 CCS 事業の事情、地域、特性に応じて参照するスタンダード等も異なることから、本ガイドラインで示す方法論は、CO2 排出削減量算出に関する標準化が整備される前段階に24

おける考え方の一例として提示するものである。JOGMEC は今後も必要に応じて本ガイド
ラインの内容を見直してその充実を図っていく予定である。
（注 1）特に ISO/TC265 においては、CCS による CO2 の定量化と検証の標準化を進めている。

2

CCS 事業構成要素と事業境界
2.1

概要

CCS 事業における CO2/GHG 排出削減量の合理的な定量化のためには、対象とする CCS
事業を構成する要素の明確化及びその空間的及び時間的境界を設定することが必要である。
境界を定義することにより、要素間の CO2 の流れや境界を越える出入りの定量化が可能と
なる。

2.2

事業の空間的境界

CCS 事業の空間的境界は、以下を含有する：（図 5 参照）。
⚫

CO2 分離回収システム（境界外に設置されるケースもある）⚫

輸送システム（パイプライン、ブースターステーション（パイプラインに沿った昇圧施設）、荷下ろし施設（船舶、鉄道・道路輸送）などを含む）⚫

CO2 圧入・貯留システム（貯留層への圧入サイトでの受け入れ施設、貯蔵タンクなどを含む）

図 5：CCS 事業境界

CCS 事業の空間的境界は、CO2 の大気放散を防ぐ CO2 分離回収から始まり、CO2 を地中に圧入し、地下に貯留されるところで完了する。本境界は、各 CCS 事業における周辺事業
25

(CO2 を排出する LNG・水素プラント等)との CO2/GHG 算出の重複や見落としがないことを確認し、設定される。
図 5 に示すように、CCS 事業を構成する要素から放出される全ての CO2/GHG が定量化の対象となる。その他境界内へのインプットについても定量化の対象となり、例えばポンプ・コンプレッサーにて消費される化石燃料の燃焼時に発生する CO2/GHG についても定量化を行う。
ただし、実際の事業においては分離回収や輸送、地中貯留それぞれの事業者が異なる場合が想定される。この場合には、各事業者間での境界を定め、境界間での物質収支が確認できる
ことと、各境界内での排出量・漏洩量を個別に定量化できるよう計測装置等を設定する必要
がある。

2.3

事業の時間的境界

CCS 事業は計画から終了までに長い時間をかけて行われるもので、その間に事業を構成す
る要素、活動なども大きく変わるため、時間的変化を考慮した境界設定も重要となる。
本ガイドラインは、貯留サイトのスクリーニング・選定から貯留サイトの閉鎖までの事業期間を対象としており、時間的境界としては、貯留サイト選定を含む事業計画段階、事業実施
段階、貯留サイト閉鎖段階の大きく 3 つの段階に分けられる。
特に本章では、貯留サイト閉鎖段階では CO2 排出量が削減されることはないので、CCS 事
業を構成する施設の設計・調達・建設前の事業計画段階及び事業実施段階での CO2/GHG
排出量ならびに CO2/GHG 排出削減量の算出を対象とする。事業計画段階では事業実施期間を通しての CO2 排出量削減計画作成を行い、事業実施段階では CO2/GHG 排出削減実績確認として CO2/GHG 排出削減量算出を行う。

3

CO2/GHG 排出削減量の算出

CCS 事業による CO2/GHG 排出削減量の算出は、CCS 事業において分離回収された CO2
量に対して、分離回収・輸送・圧入に際して必要となるエネルギーを得るため発生し大気に排出される CO2/GHG 量や、その過程で漏洩する CO2/GHG 量を差し引いて行う。したがって、CO2/GHG 排出削減量算出のためには、分離回収された CO2 量、CCS 実施のために付加的に発生する各種 CO2/GHG 排出量、漏洩量の算出が必要となる。ここではそれらの CO2/GHG 排出量の算出の基本方針を示す。
26

CCS 事業を実施することで付加的に排出される CO2/GHG 排出量は、事業の各段階において適切な方法で、実測及び積算するための手法を用いて算出する。

3.1

CO2/GHG 排出量の算出手法

一般的に、排出量を定量化する方法は、大きく分けて対象事業の事業活動量を定量的に示す
使用電力量や燃料消費量等の活動量と排出係数（活動係数）を用いた手法、または直接測定と物質収支を合わせた手法の 2 つの手法が想定される。手法の選択は、排出のタイプと技
術的な測定の可否等に応じて判断されるが、主要な排出源には直接測定と物質収支を合わせた手法を選択することを推奨する。
（参考）CO2/GHG 排出量算出と CI 算出のガイドライン
本ガイドラインと並行して策定した「LNG・水素・アンモニアの温室効果ガス排出量及びCarbon Intensity 算定のための推奨作業指針（GHG・CI ガイドライン）」では、精度・合理性を高めた排出量算出方法の構築に取り組んでいる。上記の活動量と排出係数を用いた手法や、直接測定と物質収支を合わせた手法の具体的な手法に関しては当該ガイドラインを参照されたい。

3.2

CO2/GHG 排出削減量の算出

CCS 事業に関係する標準的な排出源は以下が挙げられる：（ア） 直接排出 （事業主体によって運営・管理されている排出源）
a) 燃料燃焼（電力や熱・スチーム生成)b)漏洩(Fugitive)排出i. 意図的な排出（運転計画に基づくフレアやベント)
ii. 意図しない排出 (漏洩や緊急時の排出)（イ） 間接排出a) 購入した電力や熱・スチーム生成に関係する燃焼b)廃棄物処理（対象とする CCS 事業に直接関係しないものは本章の対象外)
c) 材料や燃料の抽出・生産（本章の対象外)
d)輸送関連活動（本章の対象外)
CCS 事業の CO2/GHG 排出削減量は以下の式(図 6 及び表 1 参照)により算出する。
【CO2/GHG 排出削減量】=【CO2 回収量】－【燃料・電力消費からの排出量】－【漏洩量】
27

図 6：CO2/GHG 排出削減量算出の模式図

表 1：CO2/GHG 削減量の算出方法【CO2/GHG 排

CCS 事業において削減された正味の CO2/GHG 量

出削減量】【CO2 回収量】

CCS 事業にて回収された CO2 量=

CCS 事業境界入口における測定ガス量(Nm3)×CO2

濃度×tCO2 換算係数 ― CCS 事業境界から外部に出ていくガス(回収設備にて CO2 が除去された製品ガス等)がある場合のガス中に含まれる測定ガス量(Nm3) ×CO2 濃
度×tCO2 換算係数注) tCO2 換算係数：ガス体積から CO2 重量へ換算する係数＝CO2 分子量/モル体積×対象ガスの温暖化係数【燃料・電力消費CO2 回収時・その他の処理・圧縮・輸送・圧入時、及びモからの排出量】

ニタリング・検証活動における、下記排出量の合計量：①燃料燃焼(電力や熱・スチーム生成)によって発生する
CO2/GHG 排出量= (GHG・CI ガイドライン第 2 章参照)
②購入する電力等(電力や熱・スチーム生成)によって間接的に発生する CO2/GHG 排出量= (GHG・CI ガイドライン第 2 章参照)28

【漏洩量】

下記漏洩量の合計量：①CO2 回収やその他の処理(ベント・フレア等)・圧縮・輸
送・圧入時や廃棄物で排出・漏洩する CO2/GHG 排出量= 物質収支より算出した漏洩 CO2/GHG 量(Nm3) ×
tCO2 換算係数②貯留サイトからの漏洩量= モニタリングにより算出した漏洩 CO2 量(Nm3) ×
tCO2 換算係数4

事業計画段階での算出指針
4.1

算出対象

事業計画段階においては、空間的算出境界を ISO14064-2[15](事業レベルの CO2 算出)及び ISO14064-3[16](CO2 算出の妥当性確認・検証に関するルール)に沿って設定する。
設定した事業境界内において、事業が実施された際の CO2 貯留量・CO2/GHG 排出量予測値を算出するとともに、CO2/GHG 排出量のダブルカウントや算出漏れが発生していないかの確認が必要である。時間的算出境界においては、事業実施段階の CO2 貯留量とCO2/GHG 排出量を対象とし、建設時・試運転時といった事業実施前の CO2/GHG 排出量
及び貯留サイト閉鎖後の CO2 排出量は、原則対象としない。
4.2

主要な排出源の選定と算出

CCS 事業実施のために必要となるエネルギー使用等に伴う排出源を事業計画段階において計画されたシステムの諸元に基づき選定し、排出量の算出(想定)を行う。事業に関わる主要な排出源を事業計画時に選定し、その排出量を算出する。主要な排出源は、3.2 に挙げたものを想定する。なお、燃料消費量といった情報はある程度の設計が進むまで不明な場合もあるため、事業計画段階においては、設計の精度に応じて推算値や概算値、設計値等の数値を用いてよいこととする。

4.3

バリデーション

バリデーション(妥当性確認)とは、一般的には、将来的に要求・計画に沿った品質の製品が製造できることを確認することを指し、CCS 事業においてはプロジェクトが計画通りの効
29

果をあげることができるかの可能性を評価することを指す。本章では 5.4 にてベリフィケー
ションと合わせて記載する。

5

事業実施段階での評価指針

事業実施段階においては、計画時に定めた測定箇所、漏洩可能性箇所において、計測結果、漏洩有無の結果を確認した上で、モニタリングしていく。また、測定・算出したデータは確実に管理、報告し、検証する必要がある。

5.1

モニタリング計画の策定

ここでは CO2 排出量算出用データの計測・取得及びその分析・解釈のためのモニタリングを対象とする。モニタリング計画に必要となるデータ例は以下の通り。
a)

データ計測頻度b)

データ記録計画c)

計測機器校正の頻度d)

データ取得、管理、正確かつ一貫した方法での記録に対する QA/QC の準備e)

モニタリング活動を実施する個人の役割設定

f)

以下のデータを計測し定量化する方法：① 分離回収、輸送、圧入、貯留のためのエネルギー消費量i.

直接燃料使用量ii.

間接的或いは既存施設を経由したエネルギー消費量② CO2 分離回収サイトからの CO2/GHG 排出量③ CO2 パイプラインへの CO2 投入量④ 坑口で測定した各井戸における圧入 CO2 量
また、表 2・表 3 にガス及びエネルギーインプットの定量・モニタリングに関するガイドラ
インを示す。
表 2：ガスの定量・モニタリングガイドライン

変数

計測単位

計測頻度

追記


ガス流量

Nm3

ガス流量、成及び濃度%

分、密度の連と。測定に基づかない組成と密度の推定値の続計測使用は極力避けること。

(連続計測と



は少なくと
も数分毎の

流量計の測定値は、温度と圧力で補正するこ流量計は、メーカーの推奨事項に基づいて取り付けること。



流量計は、CCS 事業境界入口ガス、製品ガス、30

計測を指す)及び圧入ガスの最低 3 か所設置する。また回収・輸送・圧入が別の事業体で実施される場
合は、事業間境界にも流量計を設置する。


流量計は、正確に測定するため、境界入口ガス及び製品ガスについてはできるだけ境界の直近に、圧入ガスは圧入坑口の直近に設置する。



流量計は、メーカーの仕様または当該国の規定等に従って校正し、これらの仕様と業界標準に従って定期的に検査する。



ガス所有権移転を伴うガス流量の測定の場
合は、移転された CO2 について明確に文書化する。（第三者の圧入活動）



ガス組成は、流量計にできるだけ近い位置で測定する。

表 3：エネルギーインプットの定量・モニタリングガイドライン

変数

計測単位

計測頻度

追記

燃焼され

Nm3

ガス流量の

流量計の測定値は、温度・圧力で補正すること。

た化石燃

連続計測。

排出量の定量化計算に用いられる密度推定値は

料 の 量(連続計測と標準温度と圧力に調整すること。

（ガス）

は少なくと

流量計は、メーカーの推奨事項に基づいて配置さも数分毎のれ、常にメーカーが指定した作動条件内で使用す計測を指す)るものとする。
流量計は、メーカーの仕様に従って校正する必要があり、また仕様に従って定期的に検査及び校正
する。

燃焼され

四半期ごと

燃料の体積または質量の計測は、燃料の購入時ま

た化石燃

の購入記録

たは配送時に行われる。 購入レシートまたは重

料 の 量

（または在

量計記録は、CCS プロジェクト稼働のために消費（液体・庫管理記録） される化石燃料の量を決定するための手段とし

固体）

による照合

て利用することができる。

消費電力の電力消費量は、可能な限り継続的に計測されたデ

連続計測或ータから取得する必要がある。 他の負荷が同じ

いはそれぞ

電力量計に接続されている場合、各機器の最大電れの機器の力定格と機器の余裕をみた稼働時間の組み合わ

電力消費
量

m3

MWh

31

認定された

せから電力消費量の推定を行う。

最大電力定

電気メーターは、メーカーの仕様に従って、認定

格と機器のされた第三者機関によって校正される必要があ

稼働時間か

る。

らの推定に

なお、将来的には電力の種類(火力・原子力・グリよる代替ーン電力(水力/風力/地熱/太陽光等))を区別する必要があると考えられるため、複数の電源を使用する場合には、使用する電源の種類毎に電力消費量が計量できる仕様とすることを推奨する。

CO2 排出量算出では、(a) データマネジメント、(b) レポーティング （当該事業の GHG
排出について責任を持つ者、通常は事業者が実施）、(c) バリデーション・ベリフィケーシ
ョン(通常は独立した第三者が実施)の 3 つの活動を推奨する。
5.2

データマネジメント

多くの GHG/CO2 関連の国際要綱(プログラム)やスタンダードでは、報告されたデータが漏れなく正確なものであることを確実にするため、データや情報のマネジメント手順が規定されている。必要な手順については、例えば ISO14064-1[14]8.1 で示された手順等に従うことを推奨する。

5.3

レポーティング

多くの CO2/GHG 関連の国際要綱(プログラム)やスタンダードでは、レポーティングの必要性を規定しており、頻度や内容、フォーマット等を定めている。レポーティングすべき項
目としては、ISO14064-2[15]6.13 に準拠することを推奨する。

5.4

検証プロセス：バリデーション・ベリフィケーション (妥当性確認・検証）

バリデーション・ベリフィケーションとは、合意された妥当性の確認方法や検証条件に沿って、GHG 排出量削減結果を評価するための独立したプロセスである。具体的なプロセスの進め方については、ISO14064-3[16]各章に沿って実施することを推奨する。

32

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https://open.alberta.ca/publications/9780778572213.

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