第1回海洋産出試験	

貯留層の評価（検層、コア、生産挙動の予想）	
• まずしなければならいないこと＝地層の地質的・物理的状況を知ること	  • それに基づいて、メタンハイドレート分解の状況をコンピュータシミュレーションで予測すること（その結果を後で実際の挙動と比較する）	

1	

貯留層の評価（１）	
ー生産試験サイトと生産区間の選定ー	

2	

第１回海洋産出試験サイト	
3,760,000	  海洋産出試験サイト	

志摩半島	  

渥美半島	  坑井位置	  33°56’N 137°19’E	

第１回海洋産出試験実施地点 	
β1(2004)	

3,795,000	  第二渥美海丘	

3,790,000	  βMH 濃集帯	
地質・物探チームとしての主要タスク	  1. 試験サイトの選定	  2. 生産区間深度の選定	  3. 貯留層のキャラクタリゼーション	
705.000	  710.000	  面積�12.3km2

水深�857〜1405m (1000m@β1)

位置渥美半島／志摩半島�沖合

715.000	  720.000	  3	

海洋産出試験実施地点の地震探査断面	  北西ー南東方向	  (地層の傾斜方向)	

実際のスケール	

垂直方向を誇張したスケール	  北西	β1	  坑井 (2004)	  南東	1250msec	  1250msec	  往復走時	（TVD≒940m）	  MH濃集帯上面	  1500msec	  1500msec	  （TVD ≒ 1125m）	  1750msec	  小笠層群		  (0.9Ma-­‐)	  地層傾斜:	  約 20°	（TVD ≒ 1310m）	  Distance(km)	  0	  1.25	  1750msec	  BSR（海底疑似反射面）	
Noguchi	  et	  al.	  (2011)	

4	

貯留層評価作業のワークフロー	

フレームモデル	

岩相分布モデル	

貯留層物性モデル	

ヒストリーマッチング	  （モデルのアップデート）	

玉置ほか（2013）	
5	

試験サイトの選定プロセス	(1)	  チャネルファシスの解釈	(2)	  地震波インバージョンによるP波インピーダンス	

チャネルのボトムフレーム	  (BF)	  の認定	  2004	

Noguchi	  et.al.	  (2011):	  IAT1	  CGH	  7(2012)	

チャネルの発達方向（北東―南西）	  150m	

From	  BSR	  to	  top	  of	  MHCZ	  Noguchi	  et.al.	  (2011):	  ICGH	  72011年ジオテクホール（地盤調査）	  の結果	坑井間対比	  海底地形	  生産試験実施地点	  Fujii	  et	  al.	  (2013):	  EAGE	  6	

坑井配置(2012年)	

7	

MC井の岩相ユニット区分	
海底面	

比抵抗	

比抵抗	
イメージ	

濃集帯上部	  薄層砂泥互層	  	  (U.	  MHCZ)	  	  22	  m	  Lobe	  /sheet	  type	

100m	  Unit	  Ⅱ	  Turbidete	  (low	  saturaYon	  MH	  zone)	  Unit	  Ⅳ	  Reservoir	  (MHCZ)	  BSR	  (337mbsf)	Lithology Unit based on MC Well Logging 		  上部泥質層	  (シール層)	  23	  m	UnitⅠ	  Slump	Unit	  Ⅲ	  Seal	  Unit	  m(MSL)"

ポイント	
上下のシール層の厚さとその浸透性（水引きを防ぐ）	

中間泥質層	  生産区間	  	  (約40m)	  	  濃集帯下部	  厚層砂泥互層	  	  (L.	  	  MHCZ)	  32	  m	  MH	  濃集帯	  60m	  	  (グロス)		  Channel	  type	  	BSR下位帯水層	  	  （厚砂砂泥互層）	  8	Normal	  AlternaYng	  Unit	

Normal	  AlternaYng	  Unit	

60m	

BSR	Sand	  dominant	  Unit	Sand	  dominant	  Unit	

坑井間対比	  2012年		
150m	
MT1	MC	A1-­‐L	

2004年(β1)	A1-­‐W	45m	99	MC	   水平方向の連続性は？	

MT1	  

坑井間対比（MT1-­‐MC）	  Well-­‐to-­‐Well	  CorrelaYon	  	  Silt	  dominat	  MT1Unit	  (Seal)	

Normal	  AlternaYng	  	  Unit	  (Lobe)	
10m	
ProducYon	  Interval	

Sand	  dominant	  Unit	  (Channel)	

1

坑井間距離： 約40m	
MC
Resistivity(ohm-m)
Distance:	  around	  
40m	
10100
110100Resistivity
24	  Sand	  layers	  In	  this	  interval	  (Upper	  part	  of	  MHCZ)	  	  (Each	  sand	  layer	  	  can	  be	  correlated	  one	  by	  one.)	
(1) Fairly	  good	  	  lateral	  conYnuity	  (2) Looks	  ideal	  reservoir	  	  	  	  	  	  	  for	  the	  producYon	  test	

10	P	  MT1	  P	  Diﬀerence	   mBRT	  (m)	mTVDss	  1247.5	

上部泥質層	  （シール層）	
1	2	
3	4	5	
6	7	4.7	
1254.7mMSL	
1283mBRT	

24m	

24m	
5.2	
1278.7mMSL	
1307mBRT	

7.2	

9	10	
11	12	Diﬀerence	  mTVDss	  (m)	7.2	1271.5	
8	

濃集帯上部	  （砂泥互層）	

MC	  1	2	3	4	5	6	7	8	
9	10	11	12	13	13	14	15	16	17	18	19	20	

濃集帯下部	  （厚層砂層）	

生産区間	

1273.5	

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	19	18	20	14	15	16	17	18	19	20	

1300	
7.7	

1250	

5.2m	
1307.2	
1335.5	

1302	

MH濃集	区間	1345mBRT(TD)	

MT1-­‐P-­‐MC	  Well	  CorrelaYon	  	  (Version	  130226)	

11	BSR	
11	

80100120 5.0

10.0

15.00UCAV	  1(Ultrasonic	  Caliper)	

Bit	  size	  (8.5”)	

1260

10100

1000

Res_BS	  Res_BM	  Res_BD	  1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2RHOB	  RHOBc	  (corrected)	  (e)	  Porosity	  (frac.)	  (f)	  	  Hydrate	  SaturaYon	
(frac.)	  1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0

PhiT	  (total	  porosity)	  PhiE	  (eﬀecYve	  porosity)	  TCMR	  (total	  CMR	  prosity)	  (g)	  Permeability	(md)	  (h)	  Geologic	  unit	  classiﬁcaYon	

0 	  	  0.1	  0
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 0.01	  1

10 100 1000

Silt	  dominant	  Unit	  (Seal	  formaYon)	  	601250(d)	  Bulk	  density		  (g/cc)	  (c) ResisYvity	  	  (ohm.m)	  岩相区分	

Sh	  from	  Res_BD	  Sh	  from	  TCMR	  K-­‐TIM	  K-­‐SDR	  1290

1300

1310

1320

1330

337	  mbsf	
1340

1350

BSR	Fujii	  et	  al.	  (2013)	
Water	  depth:	  997.7m	   AT1-­‐MC坑における物理検層データと岩相区分	

MH	  Concentrated	  zone	  (MHCZ) MH濃集帯 	  	  60m	Depth	  TVDss(m)	  	1280

Sand	  dominant	  	  Unit	  ?	  	  (Water	  	  bearing	  layers)	  	  MH	  Concentrated	  zone	  (MHCZ) MH濃集帯 	  	  60m	276	  mbsf	

ProducYon	  interval	  (Plan)生産区間	

1270

Coring	  interval（コアリング実施区間）	  K	  from	  XPT	  

Normal	  alternaYng	  Unit	  	  (U.	  MHCZ)	  	  	  Lobe	  /sheet	  type	(b)	  Caliper	  	  (inch)	  (a) Natural	  	  Gamma	  Ray	  (API)	  浸透率	Sand	  dominant	  	  Unit	  	  (L.	  	  MHCZ)	  	  Channel	  type	

比抵抗	 バルク密度	 孔隙率	 MH飽和率	

自然ガンマ線	 坑径	12	12	

まとめと今後の課題	  減圧法によるMH層からのガス生産性を確認するための第１回海洋産出試験	  の一環として、以下の地質関連作業を実施。	  
掘削同時検層／ワイヤーライン検層による 2012年事前掘削作業	  1.	  	  グロス層厚で60mの MH濃集帯 を確認	  (2004年のA1は45m)	  	  	  -­‐	  地震波インバージョンによる予測はリーゾナブルであった	  2.

良好な砂層の水平方向連続性	  (>	  40m)	  	  	  	  -­‐	  生産試験に理想的な貯留層と認識	  	  3.

生産区間の選定:	  	  	  -­‐	  MH濃集帯上面から約 40m(BSRの上位20mで掘止め)	  今後（現在実施中）の課題	  (1) 貯留層キャラクタリゼーション および ヒストリーマッチング	  	  (2) 貯留層モニタリングデータの解析および解釈：①ケースドホール検層	  (MC),	  	  ②温度分布	  (MC,	  MT1),	  ③海底ケーブルによる４成分地震探査	  13	

貯留層の評価（２）	
ー圧力コアの分析と生産挙動の予測ー	

14	

圧力コア分析の目的	
検層結果ならびに、コア試験から得られた浸透率特性などの物性データを用いて、海洋産出試験地の貯留層モデルを構築。	

構築した貯留層モデルから、生産挙動予測シミュレータ（MH21-­‐
HYDRES)および地層変形シミュレータ（COTHMA) を用いて、海洋産出試験での生産挙動および地層変形などを予測。	

いろいろな条件のもと、どれくらいのガスが生産されるか、ハイドレート分解範囲、地層の変形や井戸の安定性などを解析し、試験操業条件およびモニタリング計画の策定に寄与。	
15	

圧力コア取得場所	
●既存坑井への影響を避け、得られた検層データと比較できるように、MC井坑口位置の北東約４０ｍ弱の場所にて掘削を実施。	
UTM（ユニバーサル横メルカトル）53系	 Y座標	 (m)	 
3757440C坑井	（掘削位置）	

3757430

貯留層深度の位置	
3757420

P坑井（実際の位置）	

3757410

坑口	
現状の坑底位置	
坑口	

3757400

MT1坑井（実際の位置）	

MC坑井（実際の位置）	

3757390坑口	
3757380

第1回海洋産出試験実施地点	  -­‐北緯33度56分 東経137度19分	

貯留層深度の位置	

37573703757360714240 714250 714260 714270 714280 714290 714300 714310 714320

UTM（ユニバーサル横メルカトル）53系	 X座標	 (m) 	 
16	  圧力コア取得ツール	
●Hybrid Pressure Coring System (Hybrid PCS)について	
JOGMECが開発したPTCS*の技術を利用して製作した圧力コア採取ツールで直径2インチ（約5cm）、長さ最大3.5mのコアを取得可能。	
*PTCS:Pressure Temperature Coring System：2004年の基礎試錐東海沖～熊野灘で使用。	

・地球深部探査船「ちきゅう」での科学掘削で用いられる従来型のコア取得ツールと互換性があり、圧力コアと通常コアを連続で掘削できることが特徴。	
・圧力を保持したまま*各種の分析装置、各機関／大学の実験装置、あるいは実験のための試料処理装置に接続できるフランジコネクターとボールバルブを備える。	
*PTCSではハイドレート分解防止のためにコアを一旦減圧して液体窒素で冷却する必要があり、サンプルの質が低下するが、Hybrid PCSでは高圧下で常温（地層内と同じ程度の温度）にて試料を保存・分析することができる。	

インナーバレル回収機構	
圧力保持機構	

コア圧力容器（3.5m）	
ボールバルブ（コア取得後閉塞）	

インナーバレル（ワイヤーラインで回収）	
アウターバレル（他のコア取得ツールと共通）	

＜作業風景＞	

掘削ビット（他のコア取得ツールと共通）	

＜Hybrid	  PCSの全体図＞	
17	

圧力コア取得作業結果①	18	

圧力コア取得作業結果②	19	

圧力コア処理の流れと主な分析項目	
MH分解の影響が無い状態で、生産実験や浸透率、力学特性、孔隙率などを解析	P-­‐core（圧力コア）	  5℃・20MPaで保管	

PCCTs分析装置	  （米国USGS/GT）	

圧力	  保持し	  切断	

分解コア試料	

整形試料	

整形残渣	

圧力コア解析装置	

原位置条件に戻した後、浸透率、力学特性、孔隙率などを解析	

LN2-­‐core	  液体窒素温度で保管	

圧力コアサンプリング装置	

液体	  窒素	  温度で	  切断	  整形	分析後	  試料	

船上残渣	

高圧三軸圧縮試験装置	

MH分解実験装置	

粒度分布	  鉱物組成	  を分析	

20	

これまでの圧力コア等解析結果概要	
①岩相モデル	
・検層データと圧力コア分析（粒度分布、鉱物組成など）結果に基づき岩相モデルを構築。		
②MH飽和率	
・圧力コアのMH飽和率と検層データ（比抵抗）から得られたMH飽和率の比較検討を実施。	
・圧力コアについては、砂泥互層で約60%、下部砂層で約40%。	
・検層データと比較したところ、砂層区間では概ね一致する。		
③絶対浸透率	
・圧力コア分析の結果、上部泥層で0.01～0.03mD、砂泥互層の砂層で～1.0D、下部砂層で～数100mD。	

21	

海産試験地の貯留層モデル構築	
地層を細かなグリッドに分割し、グリッドに検層やコア解析の結果から得られたデータ（孔隙率、飽和率、浸透率、弾性係数など）を与えたモデル。	

0010m

1562.5海底面m

深度β-­‐1坑井

⻄西
南

北北
東（m）

３次元貯留層モデルの一例	
22	

生産挙動予測	
構築した海産試験地の貯留層モデルから、生産予測シミュレータ（MH21-­‐HYDRES）および地層変形シミュレータ（COTHMA)を用い、減圧生産試験に伴う、ガス生産挙動や地層変形の予測を実施。	  
250 m250	  m温度

MH濃集区間topげ区間
BSR

圧力 (kPa)

AT1-­‐GT3
温度 (K)
MH21－HYDRESを用いた生産挙動予測の一例	

海洋産出試験におけるモニタリング坑井間隔や地層変形モニタリング装置の配置など
海洋産出試験計画策定の反映。	
23	

今後の課題	
海洋産出試験結果の評価。	  
生産挙動データ、生産井・モニタリング井データ、地層変形モニタリングデータなど。	

生産挙動予測シミュレータ（MH21-­‐HYDRES)および地層変形シミュレータ（COTHMA) を用いて、試験結果の検証（ヒストリーマッチング）を実施。→貯留層モデル（物性パラメータ）の更新	

貯留層モデルの高精度化ならびに、生産挙動予測シミュレータ（MH21-­‐HYDRES)および地層変形シミュレータ（COTHMA) の予測精度向上→次回産出試験計画の策定	  24