安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを目的とした CO2-EOR 実施のための推奨作業指針(CO2-EOR ガイドライン）

初版
2023 年 6 月
エネルギー・金属鉱物資源機構（JOGMEC）

目次
1

はじめに ...........................................................................................................................1
1.1

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

1.2

本ガイドラインの構成 ..............................................................................................3

1.3

本ガイドラインの対象範囲.......................................................................................4

1.3.1

対象とする事業..................................................................................................4

1.3.2

対象とする事業段階 ..........................................................................................4

1.3.3

対象とする事業の空間的境界 ............................................................................6

1.4

2

3

本ガイドラインの特徴 ..............................................................................................7

1.4.1

CO2-EOR の GHG 排出削減効果......................................................................7

1.4.2

安全かつ長期的な CO2 の封じ込めのための技術的要件 ..................................7

CO2-EOR に伴う CO2 地中貯留事業の計画及び操業......................................................92.1

概要及び基本的な考え方 ..........................................................................................9

2.2

文書記録 ....................................................................................................................9

2.3

EOR 操業計画（EOR operations management plan）作成のための情報収集 ......10

2.4

EOR 操業計画（EOR operations management plan）作成 ...................................10

2.5

リスクマネジメント................................................................................................11

2.6

モニタリング...........................................................................................................122.7

坑井設備 ..................................................................................................................13

2.8

記録管理と欠落データ ............................................................................................14

2.9

事業終結 ..................................................................................................................14

CO2-EOR に伴う CO2 地中貯留事業における GHG 排出削減量の算出 .......................15
3.1

概要及び基本的な考え方 ........................................................................................15

3.2

GHG 排出削減量の算出 .........................................................................................15

3.2.1

ISO27916 の算出手法による CO2 貯留量の定量 ............................................163.2.2

燃料・電力消費からの排出量(Scope-1 及び Scope-2)....................................18

3.2.3

事業境界内でのメタン漏洩量 ..........................................................................18

3.2.4

GHG 削減算出の方法 ......................................................................................18

3.3

EOR 操業時の CO2 計量 .........................................................................................20

4

参考文献 .........................................................................................................................235

別添資料 .........................................................................................................................24

1

はじめに

1.1 背景・目的
2023 年 1 月現在、国際社会は世界人口の急増と地政学的な不安定化に伴うエネルギーアク
セスの確保という課題に直面している。同時に、持続可能な成長に不可欠である「カーボンニュートラル社会」の構築に向けて、パリ協定の枠組みの下で連携・協働し、気候変動問題へ向けた取り組みを加速している。我が国もまた、「2050 年カーボンニュートラル」の実現に向け、官民一丸となって様々な取り組みを推進している。
持続可能なカーボンニュートラル社会の構築のため、資源エネルギーセクターは、人々の暮らしと産業活動を支えるエネルギーの安定供給と気候変動の緩和という、２つの重要な役割を担っている。我々独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構（JOGMEC）もまた、
日本の資源エネルギーの安定供給を支える公的機関として、気候変動が社会にもたらす重大な課題を認識し、エネルギー安定供給と気候変動緩和、その双方の実現に全力を尽くしている。
JOGMEC は 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、「クリーンな資源エネルギーへの取組強化」、「脱炭素燃料・技術への取組強化」、「脱炭
素に必要な制度整備への貢献」という 3 つの基本方針を明確化した。そして、2022 年 11 月には「独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構法」（以下、「JOGMEC 法」）改正法施
行にともない、水素・アンモニア等の製造・貯蔵及び CCS（Carbon dioxide Capture andStorage：二酸化炭素回収・貯留）に対するリスクマネー支援業務、及び洋上風力発電のための地質構造調査業務等を追加し、カーボンニュートラル社会実現に資する取り組みを一層強化した。また、同時に、組織名称を「独立行政法人 エネルギー・金属鉱物資源機構」と変更した。
2050 年カーボンニュートラル実現のためのエネルギー・トランジションには、社会的、経済的な影響を考慮した段階的なアプローチが必要である。エネルギー・トランジションの人々のくらしへの影響（交通、住宅環境など）は広範囲であり、クリーンエネルギーへの移行が円滑に進まない場合、特に発展途上国への負の影響が懸念される。International Energy
Agency (IEA)もまた、クリーンエネルギーへの移行は、2030 年までにすべての人がエネル
ギーアクセスを確保する努力と同時になされる必要がある、と述べている 1。円滑なエネル
ギー・トランジションには、クリーンエネルギーの導入拡大と並行して、CCS の普及、エ
ネルギー効率向上、省エネの推進、水素・アンモニアのサプライチェーン構築、デジタルイ
ンフラの構築、カーボンリサイクルの推進、輸送システムの効率化など、多面的なアプロー

1

チが重要である。 安定かつ大量の発電を可能とする化石燃料もまた、円滑なエネルギー・
トランジションに重要な役割をはたす。化石燃料は、燃焼の過程で温室効果ガス（Greenhouse Gas: GHG）を排出するが、排出された GHG を回収し、地中に貯留することにより、地球温暖化効果を緩和することができる。CCS は、発電セクターに加え、排出削減が困難なセクター（鉄鋼、セメント、石油化学等）からの GHG 排出量を削減する、循
環型経済を支え、かつ気候変動緩和に貢献する重要な技術である。JOGMEC はこの考えに基づき、CCS をエネルギーの安定供給と気候変動緩和の両方に貢献する技術と位置づけ、実証事業、地質調査、研究開発、ファイナンス支援の検討等、国内外のステークホルダーと連携し、包括的な取り組みを推進している。2022 年５月に公表した「CCS 事業実施のための推奨作業指針（CCS ガイドライン）初版 2」及び「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）
初版 3」の 2 つのガイドラインの策定も、その一環である。
そして今般、JOGMEC は CO2 を地下貯留層に圧入し、原油を増産する技術である CO2EOR（CO2 Enhanced Oil Recovery）を、クリーンエネルギーへの橋渡しとなる重要な手段の一つと位置付け、その適切な実施のための推奨作業指針（ガイドライン）を示すべく、本ガイドラインの策定を行った。
CO2-EOR による気候変動緩和効果、すなわち、GHG 排出削減効果については、様々な意見がある（別添 1）。CO2-EOR を実施すると炭化水素が生産されるため、GHG 排出の削減に寄与しないとの意見もある 4。これに対して、米国の Clean Air Task Force (CATF)5 は、IEA による原油市場分析をもとに、「CO2-EOR による増産分の全てが市場の供給量増加に繋がるのではなく、需要から決定される市場の供給量に対して、在来型生産手法により生産される原油が、CO2-EOR により生産される原油に置き換えられていく（Displacement）」という考え方を示し、その結果、CO2-EOR により生産された原油は、在来型生産手法により生産された原油に比べ、１バレルあたり 37%の CO2 削減が可能となると提唱している 5。
また、CO2-EOR 事業のライフサイクルを通じた GHG 排出に着目し、その正味の GHG 排
出は正（Carbon positive）となるという意見もある。すなわち、CO2-EOR は CO2 の貯留と同時に炭化水素回収も行うため、生産された炭化水素の燃焼による GHG 排出が貯留 CO2
量を上回る場合、事業を通じたライフサイクルでの正味の GHG 排出は正となる。しかし、
近年、様々な研究において、CO2 貯留効率（受け入れた CO2 の総量に対して、最終的に地下に貯留することができた CO2 の割合）を高めるべく適切に設計された CO2-EOR 事業に
おいてはライフサイクルを通じて、正味の GHG 排出を負（Carbon negative）にできることが示されている 6,7。
そして CO2-EOR の最大の特徴は、GHG 排出削減を行いながら、経済的な収益性を伴う点2である。EOR は CO2 を資源として利用し、地中に封じ込め、さらにエネルギーを生成し、かつ経済的収益が期待できるため、事業者は得た収益で、さらなる脱炭素技術開発を進めることが可能となる。冒頭で述べたように、現在途上国を中心に世界人口の増加は加速しており、途上国のエネルギーアクセスの確保のためにも、CO2-EOR は有効である。この観点か
ら、CO2-EOR を積極的に推進する政府も見られる。
以上を踏まえて、JOGMEC は、カーボンニュートラル社会への移行期において、CO2-EOR
を GHG 排出削減の有用な手段の１つと捉え、これを推進する。ただし、このような GHG
排出削減に寄与する CO2-EOR は、CO2 の安全かつ長期的な貯留を目的として事業が適切に計画・実施された場合にのみ可能である。
そこで、JOGMEC はそのような GHG 排出削減に資する CO2-EOR 事業の実施のためのガイドラインを作成した。本ガイドラインは、以下の 4 つを目的とする。
⚫

カーボンニュートラル社会への移行期においては、CO2-EOR を GHG 排出削減の有用な手段の１つと捉え、これを推進するという JOGMEC の立場を国際社会に向けて発信すること⚫

国内外の EOR 事業者に向けて、GHG 排出削減に寄与する CO2-EOR の計画・実施及びこれによる GHG 排出削減量の算出に関するガイドラインを示すこと⚫

JOGMEC が GHG 排出削減に資する CO2-EOR 事業を支援するにあたり、事業者へ推奨されるガイドラインを示すこと⚫

CO2 の安全かつ長期的な貯留を通じてエネルギー燃料の低炭素化を図る国内外の事業者及び制度設計者にとって、その事業及び制度設計の一助となること

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、2023 年 1 月から 3 月にかけて２回開催し、専門家からご意見、コメントをいただいた。そして、2023 年 3 月 30 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 2023
年 3 月 30 日～5 月 8 日）
。ご協力、ご意見をいただいた皆様に厚く御礼を申し上げるとともに、コメントを尊重し今後の議論や改訂に繋げていく所存である。また、本ガイドライン
は、今後も継続して適用検証し、見直し、改善していくことを前提とする。

1.2 本ガイドラインの構成
本ガイドラインは、CO2 の安全かつ長期的な貯留を目的として実施される GHG 排出削減に寄与する CO2-EOR 事業の計画・操業と、これにより達成される GHG 排出削減量の算出
に関する推奨作業指針を示す。1.3 において本ガイドラインの対象範囲を示す。また、1.4 に

3

おいて本ガイドラインの特徴をまとめる。
GHG 排出削減に寄与する CO2-EOR 事業の計画・操業については、「2 CO2-EOR に伴うCO2 地中貯留事業の計画及び操業」に詳述する。また、「3 CO2-EOR に伴う CO2 地中貯留事業における GHG 排出削減量の算出」においては、このような EOR 事業により達成される GHG 排出削減量の算出について記載する。
なお、本ガイドラインの作成にあたっては、CO2-EOR を有用な GHG 排出削減措置として見なすか否かについての国際機関、金融機関、各国政府機関等の見解（別添 1）を考慮した。
また、「CO2 の安全かつ長期的な貯留」の要件を検討するにあたっては、これらに対する法規制が整備されている国・地域のルール（別添 2）や、CO2-EOR を対象としたカーボンク
レジットや税制優遇などの各種制度の技術的要求事項（別添 3）を勘案している。

1.3 本ガイドラインの対象範囲
1.3.1

対象とする事業

本ガイドラインは、「炭化水素の増進回収」及び「安全かつ長期的な CO2 の封じ込め」の二つの目的をもって、CO2 を炭化水素貯留層に圧入する事業を対象とする。すなわち、GHG
排出削減に資する、CO2 圧入による原油・炭化水素ガス増進回収事業（CO2 Enhanced Oil
Recovery, CO2-EOR 及び CO2 Enhanced Gas Recovery, CO2-EGR）を対象とする。以降、
CO2-EOR ないし EOR という呼称により CO2-EOR 及び CO2-EGR の両方を示す。
事業計画時当初から CO2 圧入対象となる貯留層からの炭化水素回収を伴わない CO2 圧入事
業は本ガイドラインの対象外とする（例えば、帯水層への圧入や枯渇油ガス田への CO2 圧
入）。これらの事業については JOGMEC の CCS ガイドライン 2 を参照されたい。
1.3.2

対象とする事業段階

本ガイドラインが対象とする事業段階は、図 1 に示すように「圧入前の期間」から「圧入停止後の期間」までとする。それぞれの事業期間の定義は以下の通り。
⚫

圧入前の期間（Pre-Injection period）：対象貯留層への CO2 圧入が開始される前の期間。
この期間において、対象貯留層より CO2 圧入を伴わない炭化水素生産が実施されている場合が多い。

⚫

圧入中の期間（During-Injection period）：対象貯留層への CO2 圧入が開始された時点
以降から CO2 圧入及び炭化水素生産が終了するまでの期間。天然起源・人的活動起源の CO2 によらず、CO2 圧入が継続している期間は、圧入中の期間と見なす。また、CO24

圧入が停止した後であっても対象貯留層からの流体生産を継続している場合も、圧入中の期間と見なす。
⚫

圧入停止後の期間（Post-Injection period）：対象貯留層への CO2 圧入及び流体生産の両方が終了した時点以降から当該 EOR 事業の管轄当局によって EOR 事業の終結が承認されるまでの期間（注）。

⚫

事業終結後の期間（Post-Termination period）：当該 EOR 事業の管轄当局によって EOR
事業の終結が承認された以降の期間。

⚫

削減量の定量期間（Quantification period）：本ガイドラインに基づいて GHG 排出削減量の定量を行う期間。CO2 圧入の開始以降で、かつ当該 EOR 事業の管轄当局によってEOR 事業の終結が承認されるまでの期間。

図 1：本ガイドラインが対象とする事業段階
出所：JOGMEC 作成（注）「圧入停止後の期間」の開始時点：当ガイドラインでは、「対象貯留層への CO2 圧入及び流体生産の両方が終了した時点」を「圧入停止後の期間」の開始時点と定義している。
一般に、CO2-EOR においては、次の３つのケースが考えられる。①生産と圧入を同時に終了するケース、②圧入は終了し生産を継続するケース、③生産は終了し圧入は継続する（すなわち、CCS に移行する）ケース。当ガイドラインでは、これらの 3 ケースのすべてを対
象とする。

5

1.3.3

対象とする事業の空間的境界

本ガイドラインが対象とする CO2-EOR 事業の境界は図 2 に示すように地下及び地上におよぶ以下の要素を含有する。この境界を CO2-EOR 事業の空間的境界と呼ぶ。
⚫

CO2 受入れ・圧入設備（貯蔵タンクなどを含む）⚫

原油処理・貯蔵/払出し設備⚫

随伴ガス処理設備（CO2 分離回収システムを含む）⚫

CO2 圧入を行う地下地層（EOR complex）（注）EOR complex：ISO27916 における定義と同様とする。すなわち、CO2 圧入を行う対象貯留層、遮蔽層等からなる CO2 圧入を行う地下地層全体。

図 2：本ガイドラインが対象とする事業の空間的境界
出所：JOGMEC 作成
CO2-EOR 事業の空間的境界は、CO2 の外部からの受入れから、受入 CO2 の圧入井（群）、
炭化水素の生産井（群）及び関連する処理施設、生産原油の払出しを含む。事業によっては、受入れた CO2 を他の CO2-EOR 事業に向けて払出すケースがあり、その場合は境界からのアウトプットに払出し CO2 を含む。関連する処理設備としては、CO2 受入れ・圧入設備、
原油処理・貯蔵/払出し設備、随伴ガス処理設備が含まれるが、受入 CO2 が十分な圧力を有している場合は圧入設備が不要となる場合もある。具体的な処理施設の構成は事業によって異なるため、実際の境界は各 CO2-EOR 事業における構成要素を確認し、事業者により設定される。
CO2-EOR 事業を構成する要素から放出される全ての GHG（CO2 及びメタン）は GHG 排出削減量算出の対象となる。その他境界内へのインプットについても算出の対象となる。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 GHG について
も定量化を行う。

6

1.4 本ガイドラインの特徴
1.4.1

CO2-EOR の GHG 排出削減効果

CO2 地中貯留と比較して、生産井（群）からの炭化水素生産を伴う CO2-EOR は、生産された炭化水素に起因する CO2 排出（CO2-EOR 事業における Scope-3 排出）を考慮すると、その CO2 削減効果が低いという意見もある。しかし、CO2-EOR による一定量の CO2 貯留効果（EOR complex への封じ込め効果）、すなわち、圧入された CO2 の相当量が様々な貯
留メカニズム（毛細管圧力による残留、溶解、構造トラップ等）によって生産されず、安全かつ長期的に EOR complex に封じ込められ得ることについては、多くの機関においてコンセンサスが得られている（P.4 の第３段落を参照）。
また、CO2-EOR を実施すると炭化水素が生産されるため、GHG 排出の削減に寄与しないという意見もある 4。他方、「市場の原油需要は一定の範囲内に収まる。これを CO2-EOR による増産原油が置換していくため、CO2-EOR による増産原油は追加的な GHG 排出に寄与しない」という意見もあり、Clean Air Task Force（CATF）5、American Carbon Registry（ACR）8、Alberta Emission Offset System（AEOS）9 などの多くの機関でこの意見を採用している。JOGMEC は後者の意見に立脚し、本ガイドラインを作成する。
これらより、本ガイドラインでは、少なくとも脱炭素社会への移行期においては、CO2-EORによる安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを有用な CO2 を含む GHG 削減措置の１つとして位置づける。
1.4.2

安全かつ長期的な CO2 の封じ込めのための技術的要件(1)技術要件一般
CO2-EOR により安全かつ長期的に CO2 を封じ込めるための技術的要件として、CO2-EORの国際規格である ISO2791610 に準拠した EOR 事業の計画及び実施を推奨する。これに加えて推奨する事項について本ガイドラインに取りまとめる。
(2) GHG 排出削減量の算出範囲
CO2-EOR による CO2 を含む GHG 排出削減量の算出範囲は、JOGMEC CCS ガイドライン
2での排出削減量算出の考え方を踏襲し、CO2-EOR 事業における Scope-1 と Scope-2 のGHG 排出量とする。また、本ガイドラインにおいて、GHG とは、CO2 及びメタンとする。
なお、N2O についてはその排出量が CO2 排出量と比較して非常に小さいため対象から除外
するが、事業境界内に燃焼機器がある場合は実測により N2O 排出量が十分小さいことを確認することを推奨する。

7

（注）Scope-1：事業者自らによる温室効果ガスの直接排出（燃料の燃焼等）
Scope-2：事業境界外から境界内に供給された電気、熱・蒸気の使用に伴う間接排出(3)CO2 貯留効率の向上
炭化水素の増進回収を主目的として計画される CO2-EOR では、CO2 の圧入と共に炭化水素の生産が行われる。そのため、圧入した CO2 の一部が、生産された炭化水素に含有し、(Entrained CO2)サイトの外部へ流出することは避けられない。
したがって、
圧入 CO2 から、生産された炭化水素（原油や随伴ガス）に含有し、サイトの外部へ流出する CO2 を差し引くことで、正味の CO2 貯留量を算出する。
なお、高い CO2 貯留効率を目指す場合、生産されたガスの全量を EOR サイト境界内で消費すること、もしくは、米国の CO2-EOR において活用されている Closed loop system11 を採用することを推奨する。Closed loop system では、生産された随伴ガス中からの CO2 の分離回収は行わず、生産された随伴ガスを全量地下に再圧入する。すなわち、生産された随伴ガ
スは、昇圧のみを行い圧入井（群）から再圧入される。これにより外部から受け入れた CO2の 90~95%が地下に貯留される 11。
(4) CO2 流受け入れの拡張性
CO2-EOR 事業においては、CO2 貯留効率が EOR プロセスの進行とともに変化する。圧入
初期段階から CO2 ブレークスルーまでは貯留効率が高く、その後、生産ガス中の CO2 濃度の上昇とともに貯留効率が低下する。一方、EOR プロセスの進行によらず CO2 供給側からは合意した量の CO2 供給が継続されることが多いため、CO2-EOR サイトはこれを受け入れる拡張性を有していることが推奨される。
CO2 流受け入れの拡張性を有する事業とは、たとえば、CO2 輸送パイプラインを介して複数の EOR サイトや CCS サイトと接続されている事業や、広大な EOR サイト内をパターン
フラッディング（圧入井と生産井から構成される坑井配置のパターンにより原油を掃攻する）により段階的に開発していく事業である。このような事業において、個々の EOR サイ
トにおける CO2 貯留可能量が貯留層シミュレーション等によって予め評価されていることが推奨される。
なお、CO2 輸送パイプラインを介して複数の EOR サイトや CCS サイトと接続する事業にあっては、複数の CO2 供給元（CO2 排出事業者）と複数の CO2 貯留事業者が、パイプラインを介して接続されることになる。これらのパイプライン全体としての CO2 需給バランス
監視・検証する取り組みも今後重要となると考えられる。

8

(5) 圧入停止後のモニタリング
安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを目的として計画される CO2-EOR においては、CO2 圧
入停止後の一定期間にわたるモニタリングの実施が強く推奨される。

2

CO2-EOR に伴う CO2 地中貯留事業の計画及び操業

2.1 概要及び基本的な考え方
CO2-EOR 事業は、多くの国・地域において、既存の石油ガス開発の法規制に則って実施されている。ただし、炭化水素の回収に加えて、安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを目的とする CO2-EOR 事業を実施する場合には、既存の石油ガス開発の法規制に加えて、安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを担保するための要求事項を満たす必要がある。これに係る法制度が整備された国・地域（別添２）では、当該制度を遵守することを推奨する。
本ガイドラインでは、安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを担保するために、原則として
CO2-EOR の国際規格である ISO27916 に準拠した事業実施を推奨する。さらに、ISO27916の要件に加えて、推奨される事項を次項より示す。当該事項の検討にあたっては、CO2 地中貯留の国際規格である ISO2791412 や、ACR、 Clean Development Mechanism (CDM)、 米
国 Environmental Protection Agency (EPA)による制度（UIC Class II 及び VI13 と Subpart
RR14 による報告）、AEOS 等における安全かつ長期的な CO2 貯留のためのルール（別添３）を参照した。

2.2 文書記録
EOR の操業にあたり、事業に係る文書記録を ISO27916 4.1～4.4 に則り、作成管理し、当該事業の管轄当局の求めに応じてこれを提出することを推奨する。
[該当箇所：ISO27916 4.1~4.4]
上記に加えて、ISO27916 4.3 では初期文書（Initial documentation）として、EOR 操業計
画(EOR operation management plan)、 リスクマネジメント計画（Initial containment
assurance）、モニタリング計画（Monitoring program）の作成が規定されているが、これに加えて、初期的な事業終結計画（Initial termination plan）を作成し、事業進捗に応じて更新することを推奨する。

92.3 EOR 操業計画（EOR operations management plan）作成のための情報収集
EOR 操業計画を ISO27916 5.1～5.5 に示される以下の情報を収集、分析して作成することを推奨する。
⚫

事業概要（EOR complex 内の地質性状、施設、坑井設備、開発履歴等）⚫

EOR complex 内の地質特性及び封じ込め能力の評価⚫

EOR 事業内の施設の記載⚫

EOR complex 内の既存井の記載⚫

EOR complex の開発履歴[該当箇所：ISO27916 5.1~5.5]
上記に加えて、情報の収集、分析においては、以下を推奨する。
⚫

EOR complex 内の地質特性及び封じ込め能力の評価にあたり要求される情報は、EOR
complex に対する地質モデル及び貯留層シミュレーションモデルの構築が可能となる程度とすること。

⚫

EOR 事業においては過去の炭化水素開発を通じて地上や地下の地質特性データが取得されている事が多い。しかし、これらのみでは将来の EOR 事業に対する地質特性及び封じ込め能力の評価が不十分な場合は、CO2 圧入前に評価井掘削等の追加データ取得を行うこと。

⚫

EOR project 内の施設については、その油ガス生産及び CO2 圧入施設について、供給される CO2 流及び EOR 事業の外部へ運ばれる生産流体等の一連の流れが分かる
Process Flow Diagram (PFD)等を記述すること。PFD 内においては、大気放散、流体
サンプリングポイント、流量計測地点を明記すること。特に、EOR 事業内における流量計測は、正味の CO2 削減量算出にあたり重要な入力値となるため、流量計測の手法とその精度を明記すること。

⚫

可能な限り、EOR complex 内の全ての既存井に対して過去の坑井記録を調査し、現在の坑井状況（坑口と坑内の状況）に関する情報を収集すること。過去の坑井記録から現在の坑井状況を判断する事が困難な場合は、現地調査等による情報の取得を行うこと。

2.4 EOR 操業計画（EOR operations management plan）作成
EOR 操業計画の作成にあたっては、ISO27916 6.1.1 の a)~i)に記載される事項を含む現場管理の手順を明記することを推奨する。
[該当箇所：ISO27916 6.1.1]
上記に加えて、以下の要件を推奨する。

10

⚫

（CO2 流受け入れの拡張性）事業期間にわたり想定される CO2 流量を安定的に受け入れられる計画となっていること。その CO2 貯留可能量は、貯留層シミュレーション等
によって予め評価されていることが推奨される。

⚫

（シミュレーションモデル）地質モデル及び貯留層シミュレーションモデルの構築を行い、これらのモデルに基づいた地質特性及び封じ込め能力の評価に基づいて計画すること[ACR 5.4.1.3]。

⚫

（評価精度の向上）上記のモデルに基づいた評価の精度向上を目的として、貯留層シミュレーションモデル等により CO2 圧入前段階においては過去の生産開発履歴を再現するヒストリーマッチングを行う事で EOR complex 内の地質特性及び封じ込め能力の評
価精度の向上に努めること。また、CO2 圧入操業中もこれを継続し定期的にモデルを見直す事で評価精度向上に努めること[ACR 5.4.1.3]。

⚫

（リスクマネジメント及びモニタリング計画）リスクアセスメントに基づくリスクマ
ネジメント計画（2.5 に詳述）及びモニタリング計画（2.6 に詳述）を含むこと。

⚫

（CO2 圧入停止後のモニタリング計画）CO2 圧入中のみならず圧入停止後の一定期間においても適切なモニタリング措置（2.6 に詳述）が計画されていること。

⚫

（事業終結計画）事業終了後も、安全かつ長期的な CO2 の封じ込めが担保されるように、サイトの管理責任が管轄当局に移管される等の適切なプロセス（2.9 に詳述）が計画されていること。特に、石油・ガス開発に係る規制に基づいて実施される EOR においては注意が必要である。炭化水素の増進回収を目的とした EOR 事業の終結のみならず CO2 の封じ込めも担保されるように事業終結のプロセスを計画すること。

2.5 リスクマネジメント
CO2 の潜在的な漏洩経路の同定及びそのリスクアセスメントを行い、リスクマネジメント
計画を立案すること。ISO27916 では、封じ込めの担保(Containment assurance)として、
CO2 圧入前及び圧入操業中に区別し、それぞれについて、ISO27916 6.1.2～6.1.3 に以下の記載がある。これに則って封じ込めの担保を行うことを強く推奨する。
⚫

Initial containment assurance⚫

Operational containment assurance[該当箇所：ISO27916 6.1.2~6.1.3]
上記に加えて、以下の要件を強く推奨する。
⚫

（潜在的な漏洩経路の同定）地質モデルの構築及び貯留層シミュレーションに基づく
サイトキャラクタリゼーションを通じて、貯留 CO2 の潜在的な漏洩経路を同定すること[ACR 5.4.1.2]。なお、これらのリスクアセスメントの結果、そのリスクが許容できる範囲を超える場合、貯留に適さないサイトとして除外することもある。

11

⚫

（坑井健全性評価の対象）想定する CO2 の広がり（CO2 プルーム及び圧力影響範囲の広がり）やその他のサイト特有のリスク要因を考慮し、原則、その影響範囲に存在する全ての既存井に対して坑井リストを作成すること。その坑井リストは、現在の坑井の状
況、いつどのように坑井が仕上げられたか、プラグや廃坑に係る情報、そして利用可能
なセメントボンドログの情報などを含むこと[ACR 5.4.1.2]。影響範囲に存在する全ての既存井に対して坑井リストの作成が困難な場合はその理由を提示すること。

⚫

（坑井健全性評価の実施と対応策）影響範囲に存在する全ての既存井に対して、坑井健
全性を担保するために各坑井が満たすべき基準を決定し、現在の坑井状況がこれを満たすかについて坑井健全性の評価を行うこと。坑井健全性に問題が認められる坑井については、健全性を回復するための対応策を計画し、必要に応じて CO2 圧入前にこれを実施すること。その対応策には、坑井改修もしくは坑井における漏洩のモニタリングなどが考えられる[ACR 5.4.1.2]。影響範囲に存在する全ての既存井に対して坑井健全性評価の実施と対応策の計画及び実施が困難な場合はその理由を提示すること。

⚫

（自然地震及び誘発地震）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[JOGMEC CCS ガイドライン 第２章 2.2]。また、EOR 操業中においては、操業活動に関連して誘発された地震活動の有無を調べるための地震観測網を配備し、これを維持すること[LCFS15 4.3.2.3.]。

2.6 モニタリング
CO2-EOR 操業におけるモニタリングの目的は、①安全かつ長期的な CO2 の封じ込めの担保、②GHG 排出削減量評価の２つに大別される。ここでは前者について記載する。後者については、3.3 を参照のこと。
EOR 操業による安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを担保するために、ISO27916 6.2.1～
6.2.3 の以下の記載に則ってモニタリング計画を策定することを強く推奨する。
⚫

Monitoring of potential leakage pathways⚫

Monitoring methods⚫

Monitoring program implementation[該当箇所：ISO27916 6.2.1~6.2.3]
上記に加えて、以下の要件を強く推奨する。
⚫

（CCS と同等のモニタリング）CO2 の地中貯留と同等程度のモニタリング計画とすること。すなわち、CO2 の地中貯留に対する国際規格 ISO27914 の Clause 9 に準拠した

12

モニタリング計画とすること。従って、少なくとも以下に記載する３つの期間におけるモニタリングを計画し、実施すること。ただし、個々のモニタリング技術の選定にあたっては、先行事例を参照し、費用対効果の高いモニタリング技術を採用すること 2。個々のモニタリング技術については、JOGMEC の CCS ガイドライン 2 6.4 を参照すること。

⚫

➢

Pre-Injection period monitoring：[ISO27914 9.2.2]➢

During-Injection period monitoring：[ISO27914 9.2.3]➢

Post-Injection (Closure) period monitoring：[ISO27914 9.2.4]（ベースラインデータの取得）なお、ISO27914 では、ベースラインデータの取得を目的として CO2 圧入前（Pre-Injection period）のモニタリングが規定されている。EOR
操業にあたり、この CO2 圧入前のモニタリング取得が困難な場合は、圧入前のベース
ラインを合理的に決定する方法を提案すること。

⚫

（坑井情報の活用）EOR 操業では、通常の CCS と異なり生産井（群）からの流体生産を伴う。生産井（群）における生産流体の計量及び温度圧力測定は、通常の EOR 操業の一環として実施される。これらは、2.4 のシミュレーションモデルによるヒストリー
マッチングを通じて、圧入 CO2 の広がりや圧力影響範囲の広がりを示唆する重要なモ
ニタリングデータとなりうる。生産井（群）におけるこれらのデータもモニタリングデータとして活用すること。

2.7 坑井設備
新規坑井の設置は、ISO27916 7.1 の記載に則って実施すること。EOR complex を貫く坑井においては、最低限、遮蔽層となる層準に長期的な CO2 の封じ込めに適したセメントを配置することを強く推奨する。
[該当箇所：ISO27916 7.1]
坑井の改修作業は、EOR 操業による安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを担保するため、ISO27916 7.2 に則って実施することを強く推奨する。
[該当箇所：ISO27916 7.2]
なお、1.1 で述べた「カーボンニュートラル社会への移行期」においては、EOR 操業に利用する全ての新規坑井は、最低限、石油・ガス開発事業において適用される既存のスタンダー
ド、
例えば、
API や米国 UIC プログラムの Class II の基準に準拠していること[ACR 5.4.1.2］を強く推奨する。これに加えて、坑井の機械的健全性（Mechanical integrity）や腐食対策（Corrosion protection）のテスト並びに検査を定期的に行うことを強く推奨する。また、将来的には米国 UIC プログラムの Class VI 相当の仕様を満たすことを推奨する。

13

2.8 記録管理と欠落データ
EOR 操業に関する記録は、ISO27916 9.1 に則って記録管理し、事業終結後に管轄当局の求めに応じて提供すること。また、実績データの取得が困難な場合は、ISO27916 9.2 に則り、これを推測するのに用いた手法を明示することを推奨する。
[該当箇所：ISO27916 9.1~9.2]

2.9 事業終結
EOR 事業の終結は、ISO27916 の 10.1～10.6 に則って行うことを推奨する。
⚫

General⚫

Periodic assurance of containment⚫

Termination plan⚫

Requisites for termination⚫

CO2-EOR project termination⚫

Post termination[該当箇所：ISO27916 10.1~10.6]
上記に加えて、以下を推奨する。
⚫

（事業の終結要件）安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを可能とするための EOR 事業の終結にあたっては、各国・地域において管轄当局が規定する炭化水素回収事業の終結に関する規定を満たすのみならず、安全かつ長期的な CO2 の封じ込めの担保に必要な要件を満たすこと。

⚫

（CO2 の封じ込めを担保するための要件）
EOR 操業を行う各国・地域の管轄当局が CO2の封じ込めを担保するための要件（別添 2）を定める場合であって、それに準拠して事業を行う場合、圧入停止後のモニタリング要件やその期間、また、サイト閉鎖後の責任移管は各国・地域の管轄当局の定めに準拠すること。

⚫

（CO2 の封じ込めを担保するための要件）EOR 操業を行う各国・地域の管轄当局において CO2 の封じ込めを担保するための要件が定められていない場合であって、石油・ガス開発に関する法規制に基づいて EOR 操業を行う場合には、安全かつ長期的な CO2の封じ込めを担保するのに必要な要件として、原則として圧入停止後の期間においてISO27916 の 10.4 に定める a)～e)を事業終結計画書として文書に取りまとめること。
特に、これらの要件は、圧入停止後の一定期間に実施するモニタリング（Post-Injection
period monitoring）等によって、確認・検証される必要がある（注 1）。圧入停止後のモニタリング要件やその期間、また、サイト閉鎖後のモニタリング要件やその期間について
は、圧入前の期間から対象の EOR 事業に関連するステークホルダー（注 2）間で協議し、14

合意の上で、初期的な事業終結計画（Initial termination plan）として文書として取り纏めておくことを推奨する。
（注 1）現状、世界で最も多く実施されている CO2-EOR 事業は、米国陸上におけるUIC Class II による CO2 圧入であって、当該要件は、長期間の CO2 の地層隔離を目的としていない。当該要件のもと EOR 操業を停止した場合、事業者のサイトへの立ち入り権が喪失されるため、圧入停止後の一定期間のモニタリングが実施できない。しかし、このような場合であっても、1.3.2 の（注）に記載の「②圧入は終了し生産を継続する」、「③生産は終了し圧入は継続する（CCS へ移行する）」等の対処により圧入停止後のモニタリングの後に事業終結を行うことを推奨する。
（注 2）EOR 事業に関連するステークホルダーとは、最低限以下を含む。
➢

EOR 事業者、当該 EOR 事業の管轄当局➢

当該 EOR 事業に供給される CO2 が、供給事業者の CO2 削減に寄与する場合、その CO2 供給事業者

3

CO2-EOR に伴う CO2 地中貯留事業における GHG 排出削減量の算出

3.1 概要及び基本的な考え方
本項は、前項に示された安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを目的とする CO2-EOR 事業を対象に、CO2 を含む GHG 排出削減量を定量的に算出評価する指針を示す。
GHG 排出削減量の算出にあたり、CO2 貯留量については、原則として ISO27916 の Clause
8 に準拠する。本ガイドラインでは、これに加えて、燃料・電力消費からの排出量(Scope-1
及び Scope-2)及び事業境界内でのメタン漏洩量の算出に係る指針を示す。
なお、CO2-EOR による GHG 排出削減量の算出手法については、現在世界各国、各地域、各機関にて議論・検討中であり、対象となる個別 CO2-EOR 事業の事情、地域、特性に応じて異なることが考えらえる。したがって、本ガイドラインで示す GHG 排出削減量の算出に係る方法論は、現在（カーボンニュートラル社会への移行期）における JOGMEC の考え方を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、その充実を図っていく。
3.2 GHG 排出削減量の算出
CO2-EOR 事業による CO2 貯留量の算出は、ISO 27916 に基づくことを推奨する。ISO 27916

15

では、貯留対象となる CO2 や、貯留量から差し引くべき CO2 ロス等の CO2 量について規定している。外部から受け入れた CO2 は全量が圧入されるが、実際には圧入過程や随伴ガスの処理等の過程でのロスやフレア/ベント等で大気に放出される CO2 があり、これらを貯留量から差し引く必要がある。ISO 27916 では、これらを考慮して CO2 貯留量を算出する。
なお、その算出にあたり対象とする CO2 の定義についての ISO27916 の該当箇所は以下の通り。
⚫

貯留量に組み入れる CO2 の定義： [該当箇所：ISO27916:2019, 1.3.1］⚫

貯留量から除外する CO2 の定義： [該当箇所：ISO27916:2019, 1.3.2］

上記の CO2 貯留量の算出に加えて、本ガイドラインでは、GHG 排出削減量の算出にあたり、以下の定量を行うことを推奨する。
⚫

CO2-EOR 事業境界内での Scope-1 と Scope-2 の排出量⚫

CO2-EOR 事業境界内でのメタン漏洩量（なお、CO2-EOR 事業境界内で漏洩する CO2は ISO 27916 による算出手法において既にカウントしているため本漏洩量には含めない）（参考）CO2/GHG 排出量算出と CI 算出のガイドライン
JOGMEC の「LNG・水素・アンモニアの温室効果ガス排出量及び Carbon Intensity 算出のための推奨作業指針（GHG・CI ガイドライン）3」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。排出量算出のため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順は当該ガイドラインを参照されたい。

3.2.1

ISO27916 の算出手法による CO2 貯留量の定量

ISO27916 では、CO2-EOR 事業境界内に受け入れた CO2 量（「CO2 インプット量」）から操業中に発生する CO2 ロス量と貯留層から漏洩する CO2 ロス量を差し引くことで CO2 貯留量を算出する。すなわち、以下により CO2 貯留量（mstored）を算出する。

mstored＝minput−mloss operations−mloss EOR complex
ここで、minput は「CO2 インプット量」を、mloss operations は「操業中の CO2 ロス量」を、mloss
EOR complex は「貯留層からの漏洩量」を表す。これら貯留量算出に関して必要となる数値の該当箇所は以下の通り。
⚫

CO2 貯留定量の概要[該当箇所：ISO27916:2019, 8.1］⚫

CO2 貯留量算出の原則[該当箇所：ISO27916:2019, 8.2］16

⚫

CO2 インプット量[該当箇所：ISO27916:2019, 8.3］⚫

CO2-EOR 操業中の CO2 ロス量[該当箇所：ISO27916:2019, 8.4.1-8.4.5］⚫

貯留層からの漏洩量[該当箇所：ISO27916:2019, 8.4.6］

本ガイドラインにおける CO2 貯留量の算出対象は、「人為的活動起源の CO（Anthropogenic2CO2）」とする。Anthropogenic CO2 の定義は、[ISO27916 3.1]の定義と同じとする。すな
わち、人為的活動起源であり、当該 EOR 事業がなければ大気放散されていた CO2 とする。
なお、Non-anthropogenic と Anthropogenic が混在するような事業においては、[ISO27916
8.5]に示す割当方法で Anthropogenic CO2 に相当する CO2 貯留量を算出すること。
⚫

Anthropogenic CO2 の定義[該当箇所：ISO27916:2019, 3.1］⚫

Anthropogenic CO2 の割当手法[該当箇所：ISO27916:2019, 8.5］

具体的な事例に対して、本ガイドラインが推奨する CO2 貯留量の算出対象（Anthropogenic
CO2）の取り決めを表 1 に示す。ただし、CO2 圧入前の期間において対象の EOR 事業に関連するステークホルダー（注）間で CO2 貯留量の算出対象について協議し合意しておくことを強く推奨する。
（注）2.9 に示す「対象の EOR 事業に関連するステークホルダー」と同じ。
表 1：本ガイドラインで推奨する CO2 貯留量の算出対象
事業事例

本ガイドラインが推奨する CO2 貯留量の算出対象

燃焼反応や化学反応プロセスの副生成物として生じる CO2（例：発電所等の燃焼排ガスから回収した CO2、水素・アン

算出対象

モニア製造等における化学反応プロセスから回収した CO2）
炭化水素資源開発に伴って地下から生産される CO2（例：高濃度 CO2 ガス田開発において生産されたガスから算出対象

分離回収された CO2）
CO2 の利用のみを目的として地下から生産される CO2（例：米国の Jackson Dome のような天然の CO2 ガス田か算出対象外

ら生産された CO2）
出所：JOGMEC 作成
CO2-EOR 事業では、外部から受入れた CO2 及び随伴ガスから回収した CO2 を合流させ（CO2 リサイクル）、圧入圧力まで昇圧したうえで圧入井（群）より圧入する。圧入 CO2 が生産井に到達するブレークスルー後には、生産原油に伴って生産される随伴ガスには多量の CO2 が含まれる。従って、随伴ガス中の CO2 を適切に回収し再圧入する必要がある。随伴ガスから CO2 を分離した後のガスは主成分がメタンであり、製品ガスとして出荷するこ

17

とも可能である。しかし、この場合、分離後であっても CO2 が含まれることから、製品ガ
ス出荷は事業全体の CO2 貯留効率を下げることに繋がり、CCS 事業としての目的に反する可能性が高まる。本ガイドラインにおいてはこの CO2 排出可能性を鑑み、米国などで適用されている Closed loop system を採用することを推奨する。なお、分離後のメタンを主成分とするガスを製品ガスとして出荷する場合、これに含まれ、サイト境界外部へ流出する CO2を計量する必要がある。

3.2.2

燃料・電力消費からの排出量(Scope-1 及び Scope-2)

対象となる電力や熱源は、事業境界に含まれる施設やフロースキームにより異なり、またそれらからの GHG 排出量のダブルカウントやカウント漏れを防ぐため、事業計画段階において明確化しておくことを推奨する。また、事業実施段階においても操業の状況を定期的に検証し、計画との一致を確認することを推奨する。

3.2.3

事業境界内でのメタン漏洩量

事業境界内での漏洩・排出は、運転計画に基づくフレアやベントといった意図的な排出と、漏洩や緊急時の排出といった意図しない排出に分けられる。本ガイドラインでは貯留量算
出に考慮する GHG を CO2 とメタンとし、CO2-EOR 事業実施に伴う CO2 排出は ISO27916
にて網羅されていることから、事業境界内でメタンを使用する場合には、メタンの漏洩・排出量を求めることを推奨する。

3.2.4

GHG 削減算出の方法

CO2-EOR 事業（図 3）における GHG 排出削減量は、以下の式により算出する。式中の各項の詳細にはついては

18

表 2 に示す。
【CO2-EOR 事業における GHG 排出削減量】=【ISO27916 算出手法による正味の CO2 貯留量】－【燃料・電力消費からの CO2/GHG 排出量(Scope-1 及び Scope-2)】－【事業境界内でのメタン漏洩・排出量】

図 3：CO2-EOR 事業の基本スキーム
出所：JOGMEC 作成

19

表 2：CO2-EOR 事業における GHG 排出削減量の算出【CO2-EOR 事業におけ

安全かつ長期的な CO2 の封じ込めをともなう CO2-

る GHG 排出削減量】

EOR 事業における GHG 排出削減量【 ISO27916 算 出手 法 に ISO27916 での算出手法に基づいて CO2 貯留量を計算
よる CO2 貯留量】する。Annex B で算出の例を示しており、参照された
い。なお、排出係数を用いて算出する際には、GHG・
CI ガイドライン第 2 版第 2 章、現地で推奨されている手法(EPA Subpart W16 等)または広く認知されている手法を参照し、CO2 貯留量は[ton]で求めることとする。

【燃料・電力消費からのCO2-EOR 事業境界内で、CO2 受入れや圧縮、原油生産・

CO2/GHG 排出量(Scope-

処理・払い出し、随伴ガス処理・CO2 回収、モニタリン

1 及び Scope-2)】

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＝Scope-1= (GHG・CI ガイドライン第 2 版第 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＝Scope-2= (GHG・CI ガイドライン第２版第 2 章参照)

【事業境界内でのメタン

CO2 回収やその他の処理(ベント・フレア等)・圧

漏洩・排出量】

縮・輸送・圧入時や廃棄物で排出・漏洩するメタン
排出量（メタンを燃料ガス等に使用している場合のみ）= 排出係数より算出(GHG・CI ガイドライン第 2
版 第 2 章 、 現 地 で 推 奨 さ れ て い る 手 法 (EPA
Subpart W 等)または広く認知されている手法を参照）
出所：JOGMEC 作成

3.3 EOR 操業時の CO2 計量
CO2-EOR 事業境界内で CO2 を計量(Measurement)・モニタリングする際には、貯留量算出
結果の活用目的により求められる精度が異なる。現時点で明確な精度の Requirement が規20

定されている国際スタンダート等は存在しないが、本ガイドラインでは最低限下記表 3 の項目の実施を推奨する。
表 3：CO2 の計量・モニタリングガイドライン
変数

計測単位

計測頻度

ガス流量

Nm3/d

ガス流量、

CO2 濃度%成分、密度は、ガスクロマトグラフィーを別途適切な位置

及び CO2

ton/dの計測（流量計の近傍）に併設し、流体成分組成も計

量：取引

(流量計測

測すること。

用計量は連続とす(M1,M2,るが、成分と。測定に基づかない組成と密度の推定値の使

EGR の場計測は 3～

用は極力避けること。

合 は M55 分毎程度

も)

の頻度が望
ましいが、

追記






取引用計量(Custody Transfer)ガス流量計で流量計の測定値は、温度と圧力で補正するこ流量計をメーカーの推奨事項に沿って取り付
けること。



流量計を少なくとも図 3 の M1 と M2 に設置対象事業にすることとし、EGR の場合には M5 地点にもて規定)設置すること(Closed loop system を採用する
際には M5 は必要ない)。


流量計を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こと。

CO2 量はガス流量と CO2 濃度から体積流量を求め、重量流量(ton)に変換すること。



ガス流量

Nm3/d

ガス流量、

CO2 濃度%

成分濃度、

適切な位置（流量計の近傍）に設けられたサン及び CO2

ton/d

密度の計測

プリングポイントより採取したサンプルを対

量：運転

（流量計測

象に流体成分組成も計測すること。

用計量

は連続とす

(M3-4)

るが、成分と。測定に基づかない組成と密度の推定値の使

計測は定期用は極力避けること。

的にサンプ





リングを実

運転用計量ガス流量計による流量計量の他に、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沿って取り付
けること。

施してラボ



流量計は、図 3 の M3 と M4 に設置すること。

にて行う。



流量計は、メーカーの仕様または当該国の規定

サンプリン等に従って校正し、これらの仕様と業界標準にグの頻度は従って定期的に検査すること。

21

対象事業に

て規定され

CO2 量はガス流量と CO2 濃度から体積流量を求め、重量流量(ton)に変換すること。

る）


油流量、

ton/d

流量、成分

流量計は、メーカーの推奨事項に沿って取り付

CO2 濃度％濃度、密度及び CO2

ton/d

の計測(流

量：取引

(体積流

量は連続計

等に従って校正し、これらの仕様と業界標準に

計量

量計測の

測とし、成

従って定期的に検査すること。

（M6）

場合は最

分濃度・密

終的に重

度の計測頻

量に変

度は取引計

換)

量で要求さ

けること。


流量計は、メーカーの仕様または当該国の規定

れる頻度に
従う)


水流量、

ton/d

流量、成分

CO2 濃度％濃度、密度及び CO2

ton/d

の計測（流

量

(体積流

量計測は連

等に従って校正し、これらの仕様と業界標準に

（M7）

量計測の

続とする

従って定期的に検査すること。

場合は最

が、成分計

終的に重

測は定期的

量に変

にサンプリ

換)

ングを実施
してラボに

流量計は、メーカーの推奨事項に沿って取り付
けること。





流量計は、メーカーの仕様または当該国の規定

成分濃度・密度は、サンプリングによって計測し、計測した CO2 濃度を代表値とすること。



サンプリングポイントを流量計にできるだけ近い位置に設けること。



なお、事業によっては水流量計を設置しない場て行う。サ合もあり得るが、その際には定期的にサンプリ

ンプリング

ングによる CO2 濃度計測を行い、排水によるの頻度は対CO2 排出量が十分小さいことを確認すること。

象事業にて
規定）
出所：JOGMEC 作成

22

4
1.

参考文献
IEA. Net Zero by 2050: A Roadmap for the Global Energy Sector. Int. Energy Agency 224(2021).

2.

JOGMEC. CCS 事業実施のための推奨作業指針（CCS ガイドライン）初版.
https://www.jogmec.go.jp/content/300378181.pdf (2022).

3.

JOGMEC. 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）初版.
https://www.jogmec.go.jp/content/300378191.pdf (2022).
4.

Núñez-López, V. & Moskal, E. Potential of CO2-EOR for Near-Term Decarbonization.

Front. Clim. 1, (2019).
5.

Clean Air Task Force. CO2EOR Yields a 37% Reduction in CO2 Emitted Per Barrel of
Oil Produced. 1–2 https://cdn.catf.us/wpcontent/uploads/2019/06/21093723/CATF_EOR_LCA_Factsheet_2019.pdf?swpmtx=8d2051ab555c3f04350d1fe486f37bee&swpmtxnonce=a487638577 (2019).

6.

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7.

Nuñez-Lopez, V., Gil-Egui, R., Hosseininoosheri, P., Hovorka, S. D. & Lake, L. W.

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doi:10.2172/1525864.
8.

American Carbon Registry. Methodology for the quantification, monitoring, reportingand verification of greenhouse gas emissions reductions and removal from carbon captureand storage projects. Version 1.1. 1–75 athttps://americancarbonregistry.org/resources/carbon-capture-and-storage-primer(2021).

9.

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https://www.alberta.ca/alberta-emission-offset-system.aspx#jumplinks-3 (2022).

10.

International Organization for Standardization. ISO27916 Carbon dioxide capture,transportation and geological storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil
recovery (CO2-EOR). First edit, 13 (2019).

11.

Melzer, L. S. Carbon dioxide enhanced oil recovery (CO2 EOR): Factors involved inadding carbon capture, utilization and storage (CCUS) to enhanced oil recovery . (2012).
12.

International Organization for Standardization. ISO27914 Carbon dioxide capture,transportation and geological storage — Geological storage. vol. First edit (2017).

23

13.

Environmental Protection Agency. 40 CFR Part 146 Underground Injection Control
Program: Criteria and Standards. https://www.ecfr.gov/current/title-40/chapterI/subchapter-D/part-146?toc=1 (2022).

14.

Environmental Protection Agency. 40 CFR Part 98 Subpart RR Geologic Sequestration of
Carbon Dioxide. https://www.ecfr.gov/current/title-40/chapter-I/subchapter-C/part98?toc=1 (2022).

15.

California Air Resources Board. Carbon Capture and Sequestration Protocol under the
Low Carbon Fuel Standard. 1–139 at https://ww2.arb.ca.gov/sites/default/files/202003/CCS_Protocol_Under_LCFS_8-13-18_ada.pdf (2018).

16.

Environmental Protection Agency. 40 CFR Part 98 Subpart W Petroleum and Natural
Gas Systems. https://www.ecfr.gov/current/title-40/chapter-I/subchapter-C/part98?toc=1 (2022).

5

別添資料

別添 1：炭化水素増進回収を伴う CO2 地中貯留事業に係る国際動向
別添 2：安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを目的とした各国の法規制
別添 3：安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを目的とした各種制度の要求事項

免責事項
JOGMEC は本ガイドラインについて可能な限り正確な情報を掲載するよう努めておりますが、必ずしもその内容の正確性及び完全性を保証するものではございません。本ガイドラインの利用に伴って被ったいかなる損害にたいしても、JOGMEC は一切責任を負うものではございませんのであらかじめご了承ください。

24

別添 1：炭化水素増進回収を伴う CO2 地中貯留事業に係る国際動向（2022 年 12 月現在）
分類

CO2-EOR を GHG 排出削減措置として認めるか

出典

国際機関

⚫

1.

UNFCCC では、2005 年に CO2-EOR を対象とした NM0167が提案されたが、CDM 方法論の細則における条件を満たす状
況になく承認には至らなかった 1。ただし、細則においては、

Vietnam,https://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/pnm/byref/NM0167
2.

UNFCCC CDM Executive Board, Annex 13: Recommendation on CO2 capture and storage as CDM project activities based on the

EOR 特有の規定、EOR への明示的な言及の何れもない。

review of cases NM0167, NM0168 and SSC_038

NM016 では、EOR により生産された低 GHG 排出の原油は、https://cdm.unfccc.int/EB/026/eb26_repan13.pdf

在来型手法により生産された原油を市場で置き換えていくた

3.

め市場全体では原油の増産にはつながらないと説明した 1 、⚫

NM0167: The White Tiger Oil Field Carbon Capture and Storage (CCS) project inMetz, B. et al. (2005) Carbon dioxide capture and storage: special report of the intergovernmental panel on climate change. Cambridge
University Press, United Kingdom.

UNFCCC は EOR により生産された原油分の排出量を除外す

4.

IEA (2015) Storing CO2 through enhanced oil recovery: Combining EOR with CO2 storage (EOR+) for profit.

るのであれば、説得力のある根拠を示す必要があるとした２。

5.

IEA (2019) Can CO2-EOR really provide carbon-negative oil?

IPCC においては、2005 年の Special report において CO2-

https://www.iea.org/commentaries/can-co2-eor-really-provide-carbon-negative-oil

EOR を CCS の手段の一つとして明記している 3。
⚫

IEA は、気候変動対策の手段として CO2-EOR が注目されている事に触れながら、EOR は事業者にとって経済的な魅力があり 4、CCUS 事業のコスト低減に寄与し、商業規模の CCUS
プロジェクトの後押しになると述べている 5。ライフサイクル
を通じて、Carbon-negative の達成も可能であるとし、そのためには Anthropogenic CO2（人為的に排出された CO2）の利用が重要であるとしている 5。

⚫

EU-ETS（排出権取引制度）では、CO2-EOR による貯留を排出削減手段として認めていない。また、持続可能な経済活動に関する EU の認定基準である EU タクソノミーにおいても、
CO2-EOR は対象事業に含まれていない。

金融機関およ⚫

世界銀行は、CO2-EOR 事業が GHG を削減する場合、これをびファイナン

支援対象として認めており、メキシコやインドネシアにおいてス

支援実績がある 1。
⚫

1.

https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/20869/932080REPF0BRI0series00LW240New0OKR.pdf
2.

アジア開発銀行は、インドネシアでの CO2-EOR/EGR を支援してきた実績があるが 2、2021 年発行の「アジア太平洋域の低2015 年 CCS における世銀の役割
ADB Completion Report: Indonesia, Pilot Carbon Capture and Storage Activity in the Natural Gas Processing Sector, July 2020
https://www.adb.org/sites/default/files/project-documents/49204/49204-002-tcr-en.pdf

3.

炭素移行を支援するエネルギー政策」文書において「CO2-“ADB Policy Paper, Energy Policy Supporting Low-Carbon Transition in Asia and the Pacific”,
https://www.adb.org/sites/default/files/institutional-document/737086/energy-policy-r-paper.pdf

EOR のための CCUS には融資しない」と明記している 3。
政府機関⚫

欧州諸国において、CO2-EOR は EU-CCS 指令 1 の対象外とさ

1.

れ、英国・ノルウェー等にあっても、NDC（国別削減目標） において CO2-EOR への言及はない。
⚫

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A32009L0031
2.

北米地域において、米国では UIC Class II2 で CO2-EOR 実施
ライセンスが供与され、GHG 算定報告制度の方法論（Subpart

Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the geological storage of carbon dioxide,
Underground Injection Control (UIC) Class II Oil and Gas Related Injection Wells,
related-injection-wells

3.

Internal Revenue Code, 26 USC 45Q: Credit for carbon oxide sequestration,1

https://www.epa.gov/uic/class-ii-oil-and-gas-

RR）にて報告する事で CO2-EOR による CO2 貯留量を対象に税額控除が受けられる 。カナダでは NDC の 2030 年排出
3

https://uscode.house.gov/view.xhtml?req=(title:26%20section:45Q%20edition:prelim)
4.

削減計画 4 において CO2-EOR の言及はなく、CCUS 分野投資税控除案で対象外 であることから、連邦政府は否定的な可能5

https://unfccc.int/sites/default/files/NDC/2022-06/Canada%27s%20Enhanced%20NDC%20Submission1_FINAL%20EN.pdf
5.

性がある。ただし、アルバータ州政府による AEOS では、CO2EOR の方法論

6が確立されていて、カーボンクレジットの生6.

Alberta Government, Quantification protocol for enhanced oil recovery. Version 2, https://open.alberta.ca/publications/quantificationprotocol-for-enhanced-oil-recovery-version-2

アジアの産油産ガス国にあっては、インドネシア 、タイ 、ベ
7

8

7.

トナム 9 等のように CO2-EOR を GHG 排出削減措置として明確に位置付けている国がある。一方で、マレーシア

10

等のよう

な国もある。

Republic of Indonesia (2021), INDONESIA

Long-Term Strategy for Low Carbon and Climate Resilience 2050,

https://unfccc.int/sites/default/files/resource/Indonesia_LTS-LCCR_2021.pdf
8.

に CO2-EOR を GHG 排出削減措置と認めるかについて不明⚫

Government of Canada, Investment Tax Credit for Carbon Capture, Utilization, and Storage, https://www.canada.ca/en/departmentfinance/programs/consultations/2021/investment-tax-credit-carbon-capture-utilization-storage.html成が可能である。
⚫

CANADA’S 2021 NATIONALLY DETERMINED CONTRIBUTION UNDER THE PARIS AGREEMENT,

Government of Thailand (2021), Mid-century, Long-term Low Greenhouse Gas Emission Development Strategy,
https://unfccc.int/sites/default/files/resource/Thailand_LTS1.pdf

9.

Vanbanphapluat.co (2020) APROVING THE LIST OF HIGH TECHNOLOGIES PRIORITIZED FOR DEVELOPMENT

中東産油国諸国においては、サウジアラビア 11 や UAE12, 13 でINVESTMENT AND THE LIST OF HI-TECH PRODUCTS ENCOURAGED FOR DEVELOPMENT,は CO2-EOR を NDC における気候変動対策として位置付け

https://vanbanphapluat.co/decision-38-2020-qd-ttg-the-list-of-high-technologies-prioritized-for-development-investment

ている。

10.

PETRONAS (2020) “Asia Clean Energy Forum 2020” https://www.asiacleanenergyforum.org/wp-content/uploads/2020/07/wanatikahsari-wan-zakaria-petronas.pdf

11.

Kingdom of Saudi Arabia (2021), Updated First Nationally Determined Contribution,
https://unfccc.int/sites/default/files/resource/202203111154---KSA%20NDC%202021.pdf

12.

United Arab Emirates (2020), Second Nationally Determined Contribution, https://unfccc.int/sites/default/files/NDC/202206/UAE%20Second%20NDC%20-%20UNFCCC%20Submission%20-%20English%20-%20FINAL.pdf

13.

United Arab Emirates (2022), Updated Second Nationally Determined Contribution of the United Arab Emirates
https://unfccc.int/sites/default/files/NDC/2022-09/UpdateNDC-EN-2022.pdf

NGO およびカ⚫

Climate Action Network (CAN)1, Greenpeace2 等の NGO によーボンクレジる CO2-EOR に対する直接の言及は確認できないが、CCS そット業界のものに対して否定的である。その主な理由は、①今世紀半ば

1.

content/uploads/2021/01/can_position_carbon_capture_storage_and_utilisation_january_2021.pdf
2.

までの CCS による大幅な排出削減の実現可能性が今のところ
限定的、②安全で永続的に CO2 を貯留できる保証が困難、⚫

Climate Action Network International “Position: Carbon Capture, Storage and Utilisation”(2021.1), https://climatenetwork.org/wpWWF “Methodology for assessing the quality of carbon credits”（2021）
https://www.carboncreditquality.org/download/MethodologyForAssessingTheQualityOfCarbonCredits.pdf

3.

Puro.earth, Geologically Stored Carbon Methodology Version2.2,③CCS よりも安全、効率的、安価な CO2 削減手段が存在す

https://static.puro.earth/live/uploads/tinymce/Methodologies/geologically-stored-

る、という理由が挙げられている。

carbon/v09_Geologically_stored_Carbon_methodology_-_Puro-earth.pdf

国際カーボンクレジット市場の発展を目指す NPO である国際

4.

排出量取引協会(IETA)は、CO2-EOR について特定のスタン
スを示していない。他方ボランタリークレジットスキームの一つである Puro.Earth は CO2-EOR を GHG 削減プロジェクト

American Carbon Registry, Carbon Capture and Storage Projects, https://americancarbonregistry.org/carbon-accounting/standardsmethodologies/carbon-capture-and-storage-in-oil-and-gas-reservoirs

5.

California Air Resources Board (2018) ‘Carbon Capture and Sequestration Protocol under the Low Carbon Fuel Standard’, pp. 1–139.
https://ww2.arb.ca.gov/sites/default/files/2020-03/CCS_Protocol_Under_LCFS_8-13-18_ada.pdf.

として認めているが、回収 CO2 は大気及び生物由来の CO2のみ対象とする等の条件を付している。CCS プラス・イニシ
アティブ（CCS+initiative）は CCS による削減量算定の方法論
2

確立を目指して設立された団体であり、現在 CCS クレジットの方法論を策定中であるが CO2-EOR に対するスタンスについては情報公開されていない。
⚫

米国のボランタリークレジットスキーム である American
Carbon Registry は、従前より CO2-EOR を GHG 排出削減措置として認め、これによる方法論を提供している 4。

⚫

また、米国カリフォルニア州内で輸送用燃料を製造・販売する事業者に対する炭素強度ベンチマーク値の削減義務制度である California Clean Fuel Standard では、ベンチ－マーク値達成のためのクレジットとして、EOR 含む CCS を対象とし、これに対する方法論を提供している 5。

令和 4 年度「CCS・水素・アンモニア事業の推進に係る調査及び支援業務」に係る調査報告会資料（委託先：株式会社三菱総合研究所作成、非公開資料）を基に、各種原文を参考として JOGMEC にて作成。参照した公開文献をもとに JOGMEC にて独自に判断している部分があることに注意。

3

別添 2：安全かつ長期的な CO2 の封じ込めを目的とした各国の法規制、事業終結要件及び責任移転（2022 年 12 月現在）
国・地域

適用法令（規制）

サイト閉鎖要件

長期責任の移転

米国陸上

⚫

⚫

UIC Class VI に定められる閉鎖基準を満たすために、圧入終了後サイト

他の CCS 先進国のモデルと異な注入管理プログラム（Underground Injection Control Program : UIC プログラム）が CO2 貯留

閉鎖まで最短で 50 年間モニタリングを継続する。地下飲料水源に危険り、最終規則に法的責任の移転に関する規定を定めている。UIC プログラムは地下水保全のため流体の地下注入が規制対象でを及ぼさないことを証明できない場合、期間は延長される。証明できる条項はない。したがって、事業者ある。同法を所管する連邦環境保護庁（Environmental Protection Agency : EPA）は，注入を許場合は期間の短縮可能。危険がないことを証明し、承認取得後、サイト

らは将来的な地下飲料水資源へ可する井戸が満たすべき最低限度の要件として注入される流体の内容に応じて Class I～VI 3 のを閉鎖。

のダメージや、その他の連邦法⚫

環境に配慮した地層貯留の法的枠組について，米国の連邦法では，安全飲料水法にもとづく地下

6 つの井戸のカテゴリー別に規則で要件を定めている 4。

または州法、あるいは慣習法がCO2 の地下圧入は、Class II ないし VI のカテゴリーで実施される。Class VI では、CO2 の長期

定めるダメージについての責任的な地層貯留を確実にするための厳格な要件が定められている。Class II は、原油・ガス田を対を保持する。

象として，EOR による流体注入や天然ガスの貯留を行う井戸の要件であって、長期間の間に隔離された CO2 が移動し，大気中に漏出することを想定した対策の要件が定められていない 4。
カナダ陸上

⚫

カナダでは、CCS の規制整備は主に州レベルで行われており、アルバータ州では、既存の石油・ ⚫

MINES AND MINERALS ACT 第 120 条に定められる要件を満たす事でサイトの閉鎖と貯留した CO2

ガス規制を根拠とし、Carbon Capture and Storage Statutes Amendment Act, 2010 が適用され閉鎖証明書（Closure Certificate）が発行される。

の安定性を証明すれば、事業者

閉鎖証明書（Closure Certificate）までの期間は、規定されていないが、規は責任を州政府へ移転できる。

5⚫

る。同法令により安全で効率的な CO2 地中貯留を推進している。

制枠組評価（Regulatory Framework Assessment: RFA）では、「最小で 10 年以上」をサイト閉鎖証明書の発行要件としている 6。
ノルウェー

⚫

海域

EU CCS 指令を順守しつつ、石油・ガス開発以外の CCS は CCS 専用規制法（Storage Regulation）、 ⚫
石油・ガス開発に伴う CCS は石油・ガス開発規制法（Petroleum Regulation）を適用する。いず⚫

⚫

サイトの閉鎖要件は、貯留許可に記載された関連条件が満たされること。 サ イ ト 閉 鎖 後 に 最 小 期 間 経 過
サイト閉鎖後の責任移転までの最小期間は 20 年。ただし、管轄当局また後、モニタリング及び是正措置れの場合も別途公害規制法をあわせて適用（Pollution Regulation）する。

はそれが認可する機関が、事業者からの申請により、この期間の満了前

責任は国に移管。

石油・ガス開発に伴う CCS は石油・ガス開発規制法（Petroleum Regulation7）の CHAPTER 4a.

に閉鎖要件を満たす事を確信する場合はこの限りではない。

STORAGE OF CO2 に則り、重大な漏洩のリスクがなく、重大な健康および環境への損害がないと想定される場合において実施できる。
英国海域⚫

EU CCS 指令に基づき既存の沖合石油・ガス制度を改正しエネルギーに関する規制法で CCS を⚫

貯留許可に記載された関連条件が満たされること。

サイト閉鎖後に最低期間経過

規制している(Energy Act 2008)。

⚫

サイト閉鎖後の責任移転までの期間は最短 20 年。ただし、管轄当局また後、モニタリング及び是正措置

はそれが認可する機関が、事業者からの申請により、この期間の満了前

責任は国に移管。

に閉鎖要件を満たす事を確信する場合はこの限りではない。
豪州海域⚫

既存の石油関連法を改正して規制している（Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage Act⚫

圧入終了後、事業者は用地閉鎖証明（SCC: Site closure certification）を

閉 鎖 保 証 期 間 （ CAP: Closure

20068）。同規制は、CO2 のみならず GHG を対象としており、これら GHG を恒久的に地下に貯申請し、管轄当局の大臣は申請から 5 年以内に SCC の発行の是非を判

Assurance Period）が宣言された留するための基本的な適合性要件（fundamental suitability determinants）を満たす必要がある。

断する。

後に、大臣承認を受けることで⚫

SCC の発行から最短で 15 年経過後に、圧入 GHG が、健全に貯留され、 長期貯留から生じる責任（損賠
環境、人の健康、安全に重大なリスクを及ぼさないことを確認し、管轄賠償責任）が免除される。

当局の大臣は閉鎖保証期間（CAP: Closure Assurance Period）を宣言する。
主として株式会社三菱総合研究所 (2020)1 及び日本 CCS 調査株式会社 (2022)2 を参考に作成。その他の参考文献を末尾に示す。

1

（出典）
1.

株式会社三菱総合研究所. 令和元年度二国間クレジット取得等のためのインフラ整備調査事業(CCUS国際連携事業)報告書. https://www.meti.go.jp/meti_lib/report/2019FY/000271.pdf (2020).

2.

日本CCS調査株式会社. 主要国のCCS法規制. https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/ccs_choki_roadmap/pdf/003_04_00.pdf (2022).

3.

Environmental Protection Agency. 40 CFR Part 146 Underground Injection Control Program: Criteria and Standards. https://www.ecfr.gov/current/title-40/chapter-I/subchapter-D/part-146?toc=1 (2022).

4.

Kentaro Nakamura. Legal structure and actual state of CCS promotion in the United States. (2019).

5.

Alberta.ca. Carbon Capture, Utilization and Storage Research. https://www.alberta.ca/carbon-capture-utilization-and-storage-overview.aspx#:~:text=Carbon Capture and Storage Funding Regulation (funding for education and,term
liability for storage sites.

6.

Alberta. Alberta Energy. Summary Report of the Regulatory Framework Assessment. 36th Annual International Pittsburgh Coal Conference: Clean Coal-Based Energy/Fuels and the Environment, PCC 2019 (2012).

7.

Norwegian Petroleum Directorate. Regulations to Act relating to petroleum activities. https://www.npd.no/en/regulations/regulations/petroleum-activities/#Section-30d.

8.

OFFSHORE PETROLEUM AND GREENHOUSE GAS STORAGE ACT 2006. http://classic.austlii.edu.au/cgi-bin/download.cgi/au/legis/cth/consol_act/opaggsa2006446.

2

別添 3：CO2-EOR を CO2 削減措置と位置付ける各種制度における技術的要求事項
Appendix 3: Technical requirements defined in different schemes that include CO2-EOR as a means of CO2 storage (as of December 2022)
NOTE: The American Carbon Registry (ACR) is a voluntary carbon offset program; The Clean Development Mechanism (CDM), defined in Article 12 of the Protocol, allows a country with an emission-reduction or emission-limitation commitment
under the Kyoto Protocol (Annex B Party) to implement an emission-reduction project in developing countries; EPA Class II plus Subpart RR is the requirements for CO2 enhanced oil recovery in the US in the 45Q Tax Credit1; EPA Class VI plus
Subpart RR is the requirements for CO2 geologic sequestration in the US in the 45Q Tax Credit1; the Alberta Emission Offset System (AEOS) is a regulatory program that enables facilities regulated under the Carbon Competitiveness Incentive
Regulation to purchase and retire emission offsets to meet compliance obligations.
The following table is modified after Gupta and Cumming, 2016 2 with referencing to the original documents for each rules.
ACR:

CDM:

American Carbon Registry3

Clean

Development

Mechanism,

Modalities and Procedures for CCS4
Risk⚫

File Risk Mitigation Covenant or⚫

Perform risk and safety assessment

Assessment

similar, including ACR right to accessfor entire CCS chain (not just storage),and Mitigation

property to conduct inspections [ACR

periodically

1.2].

monitoring data.

⚫

⚫

to

EPA Class VI plus Subpart RR:

Protocol for AEOS:

Environmental Protection Agency (EPA)

Environmental Protection Agency (EPA)

Quantification Protocol for EOR for AEOS7

Class II5 plus Reporting via Subpart RR6Class VI5 plus Reporting via Subpart RR6(Alberta Emission Offset System)⚫

Subpart RR requires:➢reflect⚫

Delineate

themonitoringarea

maximum
–

the

area

Subpart RR requires the same as on⚫

the left.
⚫

UIC

Class

Establishaassessment
VI

has

its

will

allow

for

thorough risk management throughoutandphase CO2 plume until injectedassessment and mitigation as follows:

response plans to stop or control

CO2 is not expected to migrate in➢

5.4.1].

unintended CO2 emissions or leakage

the future in a manner likely toseismic history and a tabulation

Develop a catalog of wells penetrating(F. Participation requirement).

result in surface leakage orof all wells within the area of

Perform an environmental and socio-

release [§ 98.448].

review [§ 146.82];

reviews new and existing wellbores

Identify all artificial penetrations

within 1.6 km beyond the CO2 fluid

maximumthat may penetrate the confining

plume to assess for and manage risks

monitoring area and assess thezone and either confirm thatover the life of the CO2-EOR storage

potential storage failure scenarios,

likelihood, magnitude, and timing,

those have mechanical integrity if

approval.

considering a range of uncertainty for

of

CO2

operational or have been properly

parameters and site characteristics

through[§plugged. Corrective action must

metres of a proposed injection well

[ACR 5.4.1.1].

98.448].

be performed on any artificial

may need to be abandoned as per

penetrations that could serve as

Directive 020.

leakagepathwaysandremediate

where

possible

[ACR

⚫

⚫

Developremedial

measuresmonitor wells with leakage potential

economic

impactassessment,[ACR 5.4.1.2].

periodically

updatedtoUndertake a simulation study ofmonitoring data.

reflect➢

Identify potential surface leakage
pathwaysinsurfacetheleakagetheseofpathways➢

Prepareinformation

to

that

risk

requirements

Identify

relevant

original

site-specificexpected to contain the freeat or near the injection zone; repair or⚫

updatedEPA Class II plus Subpart RR:

on

risk

➢

storage and remediation strategies incase of loss of containment.
⚫

⚫

⚫

A wellbore risk assessment that

Any high-risk offset wells within 100

A hazard assessment evaluating thepotential for induced seismicity within

data collected [§146.84 c];the maximum CO2 plume extent andTake into account any geologic

the applied for CO2 EOR storage

heterogeneities,

scheme approval area.

othertheir possible impact on model
predictions [§146.84 c]; andConsiderpotential

migration

through faults, fractures, andartificial penetrations [§146.84 c].

1assess the risks associated withBe based on detailed geologic

discontinuities, data quality, and

➢

⚫

the

leakage pathways [§ 146.84 c].
➢the life of scheme approval,

別添 3：CO2-EOR を CO2 削減措置と位置付ける各種制度における技術的要求事項
Pre-Injection⚫

Characterizationand Monitoring

Operator has the option to decide if⚫

pre-injection data is needed [5.4.1.3].
⚫

⚫

Storage volume expected to contain

Perform

monitoringtoestablish⚫

baseline data.
⚫

Assessall

Subpart RR requires:
➢

known

and

inferredDefine⚫

strategyforsetting

Subpart RR requires the same as on⚫

Satisfy the following requirements as

the left.

defined in Directive 065: Containment

UIC Class VI requires to define AoR

Assurance,

Safety,leakage [§ 98.448].

based on computational modeling that

Suspension&

Define strategy for detecting andaccounts

Reporting.

monitoring baselines for surface

⚫

Well

CO2, plume extent and duration of

structures within the injection and cap

plume migration must be assessed via

rock formations for risk of migration of

the use of a reservoir model and flow

injected CO2 via a 3D reservoir model

quantifying any CO2 surface

chemical properties of all phases

simulations [ACR 5.4.1.1].

(Appendix B).

leakage [§ 98.448].

present [§ 146.84].

project application should

UIC Class VI specify:➢

Identify

leakagepathwaysand⚫

Assessinjected

CO2

fate

and

➢

⚫

UIC Class II defines AoR by either the

⚫

for

the

physicalandremediate where possible. Operator

migration, with a particular focus on

Theis’s analytical equation or a fixedmust develop a detailed catalog ofvetting for risks of seepage to surface.

value greater than ¼ mile.

as defined in 146.86, which

UIC Class II requires:

includewells penetrating at or near the⚫

Developainjection zone and proceed to repair or

preparation,

monitor wells with leakage potential[ACR 5.4.1.2].

⚫

⚫

monitoring
well

plan,

site

⚫

the

requirements

injection rates and pressures, O&M

inject into a formation separated

and cementing, and tubing andprotocols,

andfrom any USDW by a confining

packer [§ 146.86].

management of site closure based onzone that is free of known open

the results of the above fluid flow andsimulation study.

timingextensive

logging,

faults or fractures within AoR withsampling,

andtesting

cased and cemented (146.22).

requirements prior to injection

Appropriate logs and other tests

well operation as defined in [§matching and use the monitoring data

shall be conducted during the146.87].

to calibrate and update numerical

drilling and construction (146.22).

Describe the process for history➢

thestorage

capacity➢

develop models and execute
simulations to predict the extent
of the CO2 fluid plume,➢

predict the behaviour of thehydrocarbon-CO2 phase,

Detailed➢defineestimates and injectivity,forgeneral well construction, casing➢

Abandonment,

In addition to the above, a CO2-EOR

Well construction requirements

Well construction designed toandconstruction,➢⚫

Integrity,➢

confirm

thattheproposedscheme will perform effectively
and safely,➢

establishasite-specificrisk

assessment that will allow for

Under UIC Class VI, preparing 3D

thoroughmodels.

computational models is compulsory

throughout the life of scheme

Monitoring plan must be periodicallyto fulfil the requirements for theapproval,

updated to reflect the analysis of thedelineation of AoR and the risk

monitoring data.

assessment [§ 146.84].

⚫

➢

risk

management

establish baseline conditions todesignandimplementamonitoring program, and➢assess the risks associated withstorageandremediation

strategies in case of loss of➢During-Injection⚫

Monitoring

Use a fluid flow model to periodicallyIdentify monitoring technologies, location,compare material balances for fluids

and sampling frequency to enable:

implement an EPA-approved MRV

as observed and predicted [ACR

1. Assurance of environmental integrity

plan that includes the following five5.4.1.3].
⚫

Undertake a simulation study ofpotential storage failure scenarios,

Subpart RR requires to develop andmajor components [§ 98.448]:

and safety.
2. Detection and estimation of quantity of

1.

CO2 stored in site.

considering a range of uncertainty for3. Confirmation that injected CO2 isparameters and site characteristics

contained and behaving as predicted.

[ACR 5.4.1.3].

⚫

4. Detection

andestimation

of

the

Delineation

of

the

monitoring

area,

⚫
⚫

Subpart RR requires the same as on

Conduct monitoring to:

the left.

⚫

UIC Class VI specifies:➢

maximum

andactiveIdentification

of

the

potential

surface leakage pathways and an

2➢

Demonstratelegislation

The requirements for operational

directives),

injection pressure which shall not

approvals.

exceed 90 percent of the fracture

monitoring areas;2.

containment.

⚫

compliance(regulations,withstandards,

applications

andMonitor for trigger events and, if

pressure of the injection zone(s)detected,[§ 146.88].

operating procedures in response.

The requirements for mechanicalemployassociated別添 3：CO2-EOR を CO2 削減措置と位置付ける各種制度における技術的要求事項⚫

Perform monitoring for the mostrate/mass of CO2 seepage either via

assessment of the likelihood,integrity of wells including theMonitoring technologies are evaluated on asensitive parameters as identified

cap rock, overburden and surrounding

magnitude, and timing of surface

demonstration of the absence ofregular basis

from the above study. Tools selecteddomains or via wells with potential forleakage of CO2 through thesesignificant

and sampling frequency must be

leakage.

pathways;temperature or noise logging at

The MMV plan is periodically renewed andleast once per year [§ 146.89].

ongoing dialogue is held with the regulator

specified (justified) [5.4.1.3].
⚫

5. Monitoringmeasurementof

Select and locate (other) monitoring

relevant parameters of groundwaterequipment in a manner that provide

properties, soil and surface CO2

confidence

concentrations measurements, etc.

in

CO2

storageandidentify leakage. Establish reasonable[ACR 5.4.1.3].

3.

4.

5.

CO2 seepage.

Require the project-specific MRV planandbe developed by a professional [ACR

observation wells.

5.4.2].

fordetectionand➢through

The detailed requirements for

Approach for establishing thetesting and monitoring in [§expected baselines; and146.90].

Considerations made to calculate
site-specific variables for the

7. Measurement of temperature at the top
bottomStrategyquantification of surface leakage;

6. Timely remedial action in the event ofdetection thresholds for the equipment
⚫

and

leaks

of

injection

andmass balance equation.
⚫

UIC Class II requires:➢

8. Detection of corrosion or degradation

Operational injection pressurewhichof transport and injection facilities.

shall

not

exceedamaximum that does not initiate
newfracturesor

propagate

existing fractures (146.23).
➢

Monitoring

of

the

natureofinjected fluids and observation of
injection pressure, flow rate, andcumulative volume at a minimum(146.23).
Post-Injection
Monitoring⚫

Minimum of 5 years of Post-⚫

Minimum of 20 years of Post-⚫

Subpart RR requires to develop andInjection. If no migration of the

Injection. If no migration of theimplement an EPA-approved MRV

injected CO2 is detected and theinjected CO2 is detected and theplan as described above [§ 98.447].

modelled failure scenarios indicate

modelled failure scenarios indicatethat CO2 remains contained within thethat CO2 remains contained within thestorage volume, then it is consideredstorage volume, then it is consideredadequate

adequate

assurance

that

no

assurance

that

⚫

⚫

Subpart RR requires the same as on⚫

the project operator to develop athe left.

termination plan for the CO2-EORUIC Class VI requires the default

project

UIC Class II has no description onvalue of 50 years of Post-Injection

termination.

This

post-injection site care.

site care.

developed

anyinjection

begins,

⚫

➢

no

The

post-injection

site

care

that

specifies
plan
time
but

criteria

for

shall

be

after
must

CO2
be

period can be reduced upon adeveloped prior to the termination of
CO2 injection at the scheme.

atmospheric leakage has occurred.

atmospheric leakage has occurred.

showing

Otherwise, monitoring requirements

Otherwise, monitoring requirements

monitoring and other site- specificwill be extended in 2 year increments

will have to be extended in 10 year

data,

until no leakage is assured [ACR

increments

sequestration project no longer

5.4.1.4].

assured.

poses

Monitoring is for the same parameters

USDWs," and the period will befacilities and perform all closure

described for “During Injection”.

extended if that demonstration

activities in accordance with theAn evaluation must be performed incannot be made even at the end

regulations.

the event of seepage to determine theof 50 years [§ 146.93].

⚫
⚫

until

no

leakage

is

3

that
that
an

"basedtheon⚫

geologicendangerment

toRegulatory

Framework

Assessment recommend minimum
10 years8⚫

⚫

Continue to monitor all wells andArrangements are made between the別添 3：CO2-EOR を CO2 削減措置と位置付ける各種制度における技術的要求事項
quantity of seepage for compensation➢

purposes.

Specific monitoring methods andregulator and project operator for thetools should be site specific andtransfer of any MMV monitoring

designedfollowing

equipment that the regulator requests

objectives: 1) verify plume is

to be left in place at the point of closurestabilizing and pressures arethat will not compromise long-term

equilibrating and 2) detecting

integrity of well abandonments.

for

the

potential leakage [§ 146.93].
Reporting/⚫

Accounting

ACR

detailsto

Subpart RR requires facilities to collectbaseline

include an accounting for all GHG

quarterly data and submit annual reports

emissions, project emissions, andemissions as a part of the baselineon the annual amount of CO2 sequestered.

Documentation for the Baseline condition

emission reductions in Equations 4.1

assessment

monitoring.

The mass balance equations RR-11 or RR-

requiresto 4.3 [ACR, 4.1~4.3].

Verification will be achieved by history

12 (EPA, 2010) are used to calculate theDocumentation for the Project condition

Require the project-specific MRV planmatching

necessary,amount of CO2 that is reported as

be developed by a professional [ACR

updating the numerical models usedsequestered and accounts for quantity of

5.4.2].

to characterize the geological storage.

CO2 in emissions, the produced gas, theThe numerical models will be adjusted

quantity remaining in the oil and gas, andtofinally the total quantity sequesteredequations

⚫

to

the

methods

quantify

and⚫

Determine

project

betweenandand,address

boundaries

where

significant

observedanddeviations⚫

Subpart RR requires the same as onDocumentation

requirements

the left.

emission offset project

predicted

behavior

References1.

Congressional Research Service (CRS). Carbon Storage Requirements in the 45Q Tax Credit. (2021).

2.

Gupta, N. & Cumming, L. United Mexican States MX TF Carbon Capture, Utilization and Storage Development in Mexico: Combining CO2 Enhanced Oil Recovery with Permanent Storage in Mexico. 89 (2016).

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4

for

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