令 和 ２ 年 度
地 熱 発 電 技 術 研 究 開 発 事 業「透水性改善技術」

技術ガイドライン

令和３年３月

委託

独立行政法人 石油天然ガス・金属鉱物資源機構

受託

地 熱 技 術 開 発 株 式 会 社

序文

本技術ガイドライン（地熱発電技術に関する委託研究

研究課題「透水性改善技術」技

術ガイドライン）は，持続的で安定した地熱開発に不可欠な「透水性改善技術」の普及・啓発を図ることを目的として，国内の地熱開発に携わる技術者向けに，独立行政法人石油
天然ガス・金属鉱物資源機構（JOGMEC）が作成したものである。
国内の地熱開発では，新規調査において，坑井を掘削し目的とする高温地熱貯留層（ターゲット）に逢着しても，透水性が低いために自噴するには至らず調査の継続を断念する地域が確認されている。
このような場合の対処法として，せん断刺激等の坑井刺激策が検討されるが，手法の選定や設計法が複雑で多岐に及ぶこと，コストに見合う成果を確保できない場合もあること等の理由により，広く普及しているとは言えない状況にある。
JOGMEC は平成 28 年度に「透水性改善技術に関する情報収集業務」を実施し，平成 30
年度から令和 2 年度の 3 ヶ年で，「透水性改善技術」の委託研究により地熱井として掘削したものの十分な透水性が得られなかった坑井を改善することを目的として，坑井刺激試
験手法および周辺技術を実証し，ガイドラインを整備した。実証試験は，令和元年度に 1
地域，令和 2 年度に 2 地域を実証フィールドとして，透水性改善に関する実証試験および貯留層シミュレーションや各種モニタリングを実施し，坑井刺激による地熱貯留層の透水性改善効果について評価した。
本技術ガイドラインは上記委託研究の成果の一部として，平成 28 年度に実施した FS お
よび 3 ヶ年の研究開発で得られた知見をまとめたものである。本ガイドラインは大きく 3つの章から構成されており，第Ⅰ章では透水性改善に関する概要，第Ⅱ章では透水性改善技術の体系化に関して，第Ⅲ章では透水性改善技術全般について，第Ⅳ章では本事業で実施した実証試験の事例，第Ⅴ章では過去に国内外で実施された事例の紹介，第Ⅵ章では本事業を通して得られた技術課題について記載した。
本書が地熱資源開発の一助となることを祈念している。

令和 3 年 3 月

独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構

目次

概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 1

第Ⅰ章
Ⅰ－１

本ガイドラインの趣旨 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 1

Ⅰ－２

透水性改善を必要とする現状 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 3

Ⅰ－３

透水性改善技術の概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 5

Ⅰ－３－１

手法の区分 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 5

Ⅰ－３－２

基本的な作業フロー ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 7

透水性改善技術の体系化 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 9

第Ⅱ章
Ⅱ－１

全体計画 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 9

Ⅱ－２

透水性改善目標の設定 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 9Ⅱ－３

坑井刺激手法の選定 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 10Ⅱ－４

坑井刺激に係る必要な手続き ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 17
透水性改善技術について ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 20

第Ⅲ章
Ⅲ－１

透水性改善手法 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 20

Ⅲ－１－１

水圧破砕 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 20

Ⅲ－１－２

せん断刺激 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 22

Ⅲ－１－３

水圧破砕やせん断刺激で使用されている技術 ・・・・・・・・・・・ 24

Ⅲ－１－４

化学刺激 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 40

Ⅲ－１－５

熱応力破砕 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 47

Ⅲ－２

モニタリング手法 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 48

Ⅲ－２－１

圧力モニタリング ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 48

Ⅲ－２－２

その他のモニタリング ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 50

Ⅲ－２－３

モニタリング手法のまとめ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 54

Ⅲ－３

透水性改善評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 55

Ⅲ－３－１

水圧破砕シミュレータ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 55

Ⅲ－３－２

酸処理シミュレータ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 62

Ⅲ－３－３

圧力遷移解析シミュレータ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 65

Ⅲ－４

環境影響評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 70

Ⅲ－４－１

地震モニタリング ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 70

Ⅲ－４－２

温泉モニタリング ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 70

実証試験の事例 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 73

第Ⅳ章

注水条件の違いにより透水性の改善が確認された事例 ・・・・・・・・・・ 75

Ⅳ－１

Ⅳ－１－１

試験対象地域の特徴 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 75

Ⅳ－１－２

坑井刺激試験結果 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 76

Ⅳ－１－３

坑井刺激試験評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 85

Ⅳ－１－４

SHIFT による評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 86

Ⅳ－１－５

まとめ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 92

文献による事例調査 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 93

第Ⅴ章
Ⅴ－１

複数の坑井が掘削されている既設発電所における透水性改善の事例 ・・・ 93

Ⅴ－２

坑内（貯留層）冷却の影響による透水性特性が評価された事例 ・・・・・・ 95

Ⅴ－３

坑井刺激により有感地震が発生した事例 ・・・・・・・・・・・・・・・・ 98

Ⅴ－３－１

浦項地域 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 98

Ⅴ－３－２

バーゼル地域 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 100

Ⅴ－４

化学試薬を用いた坑井刺激試験の事例 ・・・・・・・・・・・・・・・・・ 106

Ⅴ－５

その他国内事例 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 109

Ⅴ－６

その他海外事例 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 112

第Ⅵ章

技術課題 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 156

Ⅵ－１

地下構造のモデル化技術 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 156

Ⅵ－２

き裂・応力・岩石物性評価技術 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 156

Ⅵ－３

坑井刺激試験設計技術 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 156

Ⅵ－４

坑井刺激試験工法技術 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 157

Ⅵ－５

き裂伸展モニタリング技術 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 158

Ⅵ－６

環境影響評価技術 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 160

参考文献 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 161
図表一覧表 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 166

第Ⅰ章

概要

Ⅰ－１

本ガイドラインの趣旨

本ガイドラインは，地熱坑井の経年による減衰あるいは新規に掘削した坑井において十分な透水性が得られず，供用に資することのできない坑井について，透水性を水圧等による破砕や刺激により改善し，生産や還元の能力を再生あるいは拡張するための技術手法および周辺技術，すなわち「透水性改善技術」を取りまとめたものである。
本技術で対象とする貯留層タイプは，第Ⅰ-1-1 図「タイプ B」に示される天然貯留層の拡張による生産・還元量の増加を図るものである。本ガイドラインは，透水性改善技術に
係る，
・全体計画
・坑井刺激設計
・坑井刺激作業・モニタリング・環境影響評価・透水性改善評価について記載し，ガイドライン作成にあたっては実証試験を通じて得られた技術や知見も含めて取りまとめた。

第Ⅰ-1-1 図

透水性改善技術の対象貯留層1

透水性の高いき裂(断裂)

透水性の低い領域

せん断刺激

第Ⅰ-1-2 図

透水性改善技術によって目指すき裂の連結

第Ⅰ-1-3 図

透水性改善技術適用の流れ2

Ⅰ－２

透水性改善を必要とする現状

地熱井を掘削した結果，当初想定していた透水特性が得られず計画する生産量や還元量が確保できない，あるいは生産井では噴気に至らない場合がある。これは，地質調査や物理探査などを基にした地熱貯留層（ターゲット）選定技術に起因する問題とも考えられるが，地熱開発において大きなコストを占める掘削費の費用対効果を向上させるためには，十分な透水性の得られなかった坑井において「透水性の改善」を行うことによって，坑井の生産能力あるいは還元能力を改善することは意義の大きな技術と考えられる。ここでは，事業者
アンケートによる地熱業界における当技術の必要性や他分野における当技術の適応状況，
経済性や懸念事項についての現状を以下に取りまとめた。

１．アンケート調査結果
透水性改善技術に関するアンケート調査を地熱開発事業者および地熱関係機関（コンサルタント会社，掘削会社，大学，公的研究機関）を対象として実施した。その結果，70%の地熱開発事業者が既に透水性改善技術を適用し，その内 60%以上がプラスの効果が得られている一方，生産井の脈動，費用問題などのマイナス効果があり，既設発電所や周辺温泉への悪影響，誘発地震など懸念事項として指摘されたものの，透水性改善技術に関して全ての地熱開発事業者が興味・関心を示していた。
またアンケート調査では，透水性改善技術の実施に以下の懸念事項が挙げられており，それらは透水性改善技術の実施時の留意点と言える。
・ 地元理解：通常の地熱開発でも地元説明に苦慮している場合がある。透水性改善技術の適用についても同様の懸念が考えられる。
・ 誘発地震：温泉施設や近隣住民への影響の有無や，誘発地震の影響範囲と規模を検討し，誘発地震に適切に対処するためには，十分なデータを取得し地域の不安を取り除くことが必要と考えられる。
・ 温泉への影響：地下への注水による温泉性状（泉温，湯量（水位），成分など）の変化
・ 坑井障害：ケーシング損傷，劣化，シュー尻セメントの破壊，ブレークアウトなど
・ マイナスの効果：脈動，坑内スケール剥離による閉塞，ブレークスルー
・ 既存貯留層への影響：ブレークスルーによる坑井間の干渉
・ 注水に供する水の確保
・ 効果予測シミュレーションの精度

3２．石油・天然ガス開発および地熱開発おける透水性改善技術の適用
透水性改善技術によって以前は困難とされたシェール開発に成功した，石油・天然ガス開発の本技術の適用および地熱開発おける適用について現状を調査した。この調査結果より，
下記のような違いがあることが分かった。
【シェール開発におけるフィールドでの破砕（透水性改善）作業】①

シェールガス開発においては対象層のき裂に関する基礎研究が実施され，対象地域の応力分布，天然き裂分布が十分に検討され，それらの情報を用いたき裂伸展シ
ミュレータによる坑井刺激設計に基づいて，坑井刺激が実施されている。

②

シェール開発の坑井仕上げは，計画段階からき裂伸展の制御を念頭においた区間
遮蔽が行われ，条件によってはケーシングパッカーなども用いられている。

③

天然き裂が存在する低透水性のシェール開発地域では，清水による長期低圧破砕（スリックウォーターフラクチャリング）が主流になっている。

④

き裂伸展モニタリングは，破砕領域を囲むように坑内多連式 AE 計測器を配置するなど大規模に行われている。

【地熱開発における透水性改善技術】①

海外も含めて，地域の応力分布，および天然き裂分布を適切に反映させたシミュレーションが実施されておらず，詳細な坑井刺激設計が行われた事例はほとんどない。

②

国内の地熱開発では，対象層は長い区間が設定され孔明管仕上げとなっている。

③

海外の地熱では，水圧破砕，せん断刺激および化学刺激を組合せた坑井刺激が適用され，大幅に透水性を改善させる事例が見られる。

④

海外の地熱では，坑井刺激時に AE 観測，トレーサー試験などき裂伸展モニタリン
グが実施されている事例が見られる。国内の地熱では，掘削時，坑井刺激時ともに
AE 観測が行われないことが多いため，事前に地域の応力分布，き裂分布，刺激領域が把握されていないことが多い。

３．透水性改善技術の経済性について
透水性改善技術の懸念事項として費用（費用対効果）の問題が挙げられる。透水性改善技
術の経済性について，国内の透水性改善技術の事例を検討した。その結果，坑井刺激で期待される増加蒸気量は公表されている論文（木崎・佐藤,1994，手塚ほか,2005）および地熱エ
ネルギーハンドブック(2014)から平均 30.75t/h と評価され，1 回当りの増産効果は生産井 1本強に匹敵することが分かった。例えば，Success of Geothermal Wells：A global study”
4

（International Finance Corporation, 2013）による掘削成功率を考慮すると，失敗井の割合は全体の掘削費（22 本，合計 89.9 億円）の内の 5 本で金額は 22.4 億円（25%），5 本の内 3 本が生産井で金額が 16.6 億円に及ぶため，失敗井分の事業コストが透水性改善技術でカバーされれば，全体の事業性への貢献は大きい。透水性改善では，生産井の場合は 1 坑井
あたり 1.5～2 億円程度で平均 30t/h 程度の蒸気増産効果が，還元井の場合は 1 坑井あたり
0.75～1 億円程度で平均 100t/h 程度の還元量が，それぞれ得られることが目安になると考えられた。
なお，石油・天然ガス用の水圧破砕技術は国内に機材が確保されていないこともあり，大規模な水圧破砕を実施する場合，現状では約 5 億円／本の費用が想定され，経済性の観点から同技術をそのまま地熱開発に導入することは難しくなっている。本ガイドラインでは，経済性も考慮した実用可能な技術について示している。

Ⅰ－３

透水性改善技術の概要

Ⅰ－３－１

手法の区分

透水性を改善するための技術として，主に①せん断刺激，②水圧破砕，③化学刺激，④熱応力破砕の 4 つの手法が知られている。それぞれの手法について以下に述べる。

浚渫

スケール除去化学洗浄

掘削泥剤・掘屑除去

せん断刺激
水圧破砕
熱応力破砕

透水性改善
（既存断裂・結晶質岩）

坑内
坑井刺激
近傍の断裂

第Ⅰ-3-1-1 図

坑井刺激手法の分類

１．せん断刺激
せん断刺激法（低水圧刺激法）は低流量注水による坑井刺激法で，特に注水圧が最小圧
縮主応力を超えない圧力での刺激とされている。
せん断試験では適度な間隙圧の増加は岩盤内の天然き裂上でせん断破壊を誘発し，アスペリティ（き裂表面）の不整合により個々のき裂の透水性を増加させると考えられており，体積の大きい岩体をこの方法で刺激することで貯留層を造成することが期待されてい5

る。せん断刺激による透水性改善は，有感地震の発生を抑制しながら透水性の改善効果が得られることが特徴としてあげられる。
国内では，地熱貯留層をなす火成岩を対象とし，透水性改善は貯留層と坑井との導通性が低い場合，または開口性天然き裂がわずかな貯留層を対象としてせん断刺激による透水性改善試験が実施されている。
海外での事例として，せん断刺激と水圧破砕の組合せを利用したデザート・ピーク（アメリカ）の EGS プロジェクトでは，せん断滑りが確認されており透水性が大きく改善している。
また，ソルツ地熱プロジェクト（フランス）では，坑井刺激において以下の知見が得られている。
・ き裂伸展が開始する位置は，天然き裂，応力勾配および流体密度に依存する。
・ 清水による坑井刺激では裸坑部上部がいち早く刺激され，塩水を用いた場合裸坑部の深部領域が刺激された。
・ 2 坑井同時注入により坑井間の低透水性が改善した。

２．水圧破砕坑井内に大量の水を圧入することによって地層にき裂を造成し，地層内に浸透性の高い流路を形成することによって，生産障害からの回復および低浸透率層の流動性改善を図り，生産能力を向上させることを目的とした坑井刺激法の一つである。
せん断刺激との比較としては，注水圧が最小圧縮主応力を超えるような大流量，高圧力で注水を行うものである。
水圧破砕による透水性改善は，開口性天然き裂がほとんどない貯留層を対象として行うものであり，高温岩体発電の貯留層造成などに採用される。大流量，高圧力での注水を行うため，有感地震を伴う AE が多発する可能性がある。

３．化学刺激坑井内に酸性流体を注入し，き裂や孔隙を閉塞している鉱物等を溶解することで，透水性の改善を図る，あるいは坑内や坑井近傍のき裂に付着した掘削泥剤やスケールを除去する方法である。化学刺激については，その目的，対象とする地層，坑内状況，貯留層内の流体の性質等から，必要な酸の種類，濃度，添加薬品，作業方法が決定される。

6

４．熱応力破砕
高温環境下にある岩石あるいは岩体によって構成される貯留層に，岩体より低温の流体を注入して冷却することにより発生する熱応力により，高温の岩体中にはき裂が生じ低温
流体注水時の浸透率層厚積(kh)の増大，すなわち貯留層の透水性が向上したことが示されている。このような低温熱水による還元能力（透水性）の増大は，高温の割れ目型貯留層では低温水の注水により岩石の熱収縮に伴って割れ目幅が拡大し，透水性が高くなると同時に，低温水の深部への流下により坑井周辺の圧力が低下し，かつ貯留係数が増大することに起因すると推定されている。ただし，割れ目型貯留層での低温水の注水による岩石の熱収縮に伴う割れ目幅の拡大は，熱応力の大きさや対象とする岩石やき裂を有する貯留層によって，不可逆的な場合と可逆的な効果であることが考えられる。

５．その他の手法
火薬を用いてケーシングに穴を開ける手法としてパーフォレーション法と言う手法がある。注水による坑井刺激前に，岩盤に弱部を形成することを目的に，パーフォレーション法が実施された事例がある。
地熱では，掘削後に透水性が確認されなかった場合，ターゲットの再検討が実施され，サ
イドトラック，別坑井の掘削等が行われる。

Ⅰ－３－２

基本的な作業フロー

透水性改善技術の作業フローを以下に示す。透水性改善技術の実施が決まった場合，まず全体計画として，透水性改善の目標設定およびそれに適した手法の選定を行う。全体計
画を基に坑井刺激設計を行う。例えば，せん断刺激および水圧破砕による透水性改善が計画された場合，注水計画（注水量，注水期間，最大坑口圧等の注水スケジュール）の策
定，注水機材およびモニタリング手法の選定を行う。注水計画にあたっては，既往情報を収集し，シミュレーションやデータ分析を行った上で計画を策定する。化学刺激が選定された場合，使用する薬剤，薬剤注入計画の策定，必要機材およびモニタリング手法の選定を行う。熱応力破砕が選定された場合は，注入するポンプを選定するとともに注入流体（通常は清水）を確保する。
坑井刺激設計を踏まえ，実際の坑井刺激作業を行う。坑井刺激では，その効果および周辺への影響をモニタリングし，実際の現象に合わせて計画を修正しながら進める必要がある。そのために，坑井刺激と並行してモニタリングおよび環境影響評価を実施する。これ
らは，坑井刺激のオペレーションに資する様にリアルタイムでデータを表示するが，最終7

的に取得されたデータを分析し，透水性改善評価を行い，今後の地熱開発計画を策定する。
これについては，第Ⅲ章において各要素技術について詳述する。なお本事業では，掘削直後（スケールの付着等，坑井の使用によって想定される透水性の減衰がない状況）の透水性改善を目的に，有感地震発生を抑制しつつ効果が期待される手法として，「せん断刺激」を選定し実証試験等を行った。詳細は第Ⅳ章に記載する。

① 全体計画② 坑井刺激設計③ 坑井刺激④ モニタリング③-1 水圧破砕③-2 せん断刺激⑤ 環境影響評価③-3 化学刺激③-4 熱応力破砕③-5 その手法⑥ 透水性改善評価

第Ⅰ-3-2-1 図

透水性改善作業フロー

8

第Ⅱ章

透水性改善技術の体系化

Ⅱ－１

全体計画

ここでは，坑井条件に応じて容易に透水性改善技術を選定できるように，フローチャートを提示する。具体的には，坑井条件から改善対象を特定し，期待する透水性が得られない原因推定，改善方法，適用できる既存技術等を提示することを目的としている。第Ⅱ-1-1 図～第Ⅱ-1-4 図に示す要素技術については，第Ⅲ章に記載している。
透水性改善技術の体系的整理と改善方法（第Ⅱ-3-1 図）に記されている各要素技術に関しては，それぞれ化学刺激（Ⅲ－１－４），水圧破砕（Ⅲ－１－１），熱応力破砕（Ⅲ－１－５），
せん断刺激（Ⅲ－１－２）で解説している。ただし坑内洗浄，水圧洗浄，エアリフト等の技術は直接的に貯留層の透水性改善を目的にしていないので，本マニュアルでの記載はない。

Ⅱ－２

透水性改善目標の設定

透水性改善の目的は，以下が一般的であると考えられる。
・自噴する坑井については，生産量を増加させる。
・自噴しない坑井については，自噴可能なレベルまで透水性を改善させる。
・還元可能な坑井については，還元量を増加させる。
・還元できない坑井については，必要な還元量の得られるレベルまで透水性を改善させる。
しかし，これらの条件は坑井毎に異なっており，そのまま目標とすると具体性に欠けるものとなる。ここでは，透水性の改善目標を以下の 3 ケースに分類している。
なお，ケース 1 とケース 2 は，体系図に示されている改善対象，原因，改善方法等は同じであるが，ケース 2 の場合はケース 1 と比較してより大きな透水性の改善が必要であることから，作業項目は同一でも作業内容（注水量や注水時間）が増大するものと考えている。
また，水圧破砕と化学刺激を併用するなどのことも想定される。
① ケース 1：対象貯留層の浸透性を現状の 2 倍程度にする。
② ケース 2：対象貯留層の浸透性を現状の 2～10 倍程度にする。
③ ケース 3：対象貯留層の浸透性を現状の 10 倍以上にする。ただし，この場合は既存調査や各種探査等から，半径 50m 以内に優勢な透水性き裂の存在を確認していることが必要である。
目標が設定できれば，次のステップは改善対象を特定することになる。具体的には坑内，
坑井近傍，貯留層等が対象となるが，坑内作業時の現象（坑井内または坑井外側），圧力解9析結果（スキンまたは貯留層の浸透性）等から判断することになる。第Ⅱ-1-1 図に透水性改善技術の体系的整理と改善方法を示す。

Ⅱ－３

坑井刺激手法の選定

これは，期待する浸透性が得られない原因を推定し，その改善方法を選定するステップである。透水性改善手法は，第Ⅱ-3-1 図～第Ⅱ-3-4 図のように整理できる。ここでは改善方法
として，「水圧破砕」「せん断刺激」「化学刺激」および「熱応力破砕」の 4 手法について記載しているが，改善対象や目標によりその内容は異なるものとなる。
一般論として，ケース 1 またはケース 2 の場合は坑内スケールやスキンダメージが原因となっている場合が多く，ケース 3 の場合は貯留層全体の透水性を改善することで，（存在が判明している）優勢な透水性を持ったき裂に導通させることが必要である。
本調査で対象とする地熱井の透水性改善の範囲を以下のように設定してそれぞれに適した技術手法の検討を行っている。
① ケース１：対象地域で期待される透水性の 1/2 程度以上の坑井② ケース２：対象地域で期待される透水性の 1/10 程度以上，1/2 程度未満の坑井③ ケース３：対象地域で期待される透水性の 1/10 程度未満であるが，半径 50m 以内に既存調査等によって優勢な透水性き裂の存在が判明している坑井

１．ケース 1
このケースは既に対象地域で期待される透水性の 1/2 程度以上の透水性がある坑井で，注水もある程度坑口圧力を大きく加圧しないでも注入可能なケースであるが，透水性改善を行う場合大流量で加圧可能なポンプが必要になる可能性があると考えられる。透水性改善の対象が坑井近傍なのか，貯留層なのか評価する必要がある。そのためには，圧力遷移試験で得られたデータに基づくスキンの評価が重要である。スキンが大きく坑井周りのダメージが大きいと推定・評価されれば，水圧破砕法や化学刺激法あるいは両方の手法を適用することが考えられる。化学刺激法の中でも比較的経済的な酸洗浄も考えられる。コイルチュービング等を使用して坑内の対象深度にスポット的に放置することで，より効果的な化学刺激（酸洗浄）が実施できると考えられる。化学刺激の場合はケーシングを傷める場合があるので，ドリルパイプやコイルチュービングを使用して実施することが想定される。坑井が裸坑仕上げの場合は，酸洗浄や Matrix acidizing を地層対して直接的に実施することが可能なため効果的と考えられる。孔明管仕上げの場合は，その効果は限定的となる可能性がある。
10

スキンはゼロまたはマイナスならば，貯留層の透水性自体の向上が必要となり，水圧破砕または化学刺激を伴う酸性流体圧力破砕（Acid fracturing）の適用が検討される。せん
断刺激あるいはせん断刺激と化学刺激を組合わせた手法も適用することが考えられる。
化学刺激の適用については，泥水によるダメージや地質等を検討する必要がある。

２．ケース 2
このケースは既に対象地域で期待される透水性の 1/10 程度以上，1/2 程度未満の透水性がある坑井で，注水はある程度坑口を加圧して注入するケースである。本ケースにおいても，透水性改善の対象が坑井近傍なのか，貯留層なのか，スキンの評価が重要と考えられ，技術の概要はケース１同様である。スキンが大きく坑井周りのダメージが大きいと推定・評価されれば，水圧破砕法や化学刺激法あるいは両方の手法を適用することが考えられる。化学刺激法の使用についてもケース１と同様である。坑井仕上げ法による対応等は基本的にケース 1 同様であるが，サイドトラックや対象層におけるパーフォレーションを行い，水圧破砕，せん断刺激および化学刺激の実施という選択も考えられる。
本ケースはケース 1 より透水性が低いため，現実的には水圧破砕や Acid fracturing 等，
高圧の適用も視野に入れて準備する必要があると考えられる。坑井近傍や貯留層の透水性改善を目的とした本格的な Matrix acidizing や Acid fracturing は，森地熱地域など一部に見られるが，国内での適用はほとんどないので事前の調査や準備等が欠かせないと考えられる。

３．ケース 3
このケースは既に対象地域で期待される透水性の 1/10 程度未満であるが，半径 50m 以
内に優勢な透水性き裂の存在が判明しており，坑井近傍の透水性を改善する必要がある。
本ケースはケース 2 より透水性が低いため，水圧破砕や Acid fracturing 等，より高圧の適用により，き裂を伸展させ，坑井近傍の優勢な透水性き裂に導通させる必要がある。
地質や天然き裂の胚胎状況など事前評価と同時に応力場等を加味したき裂伸展シミュ
レーションにより，伸展させたき裂が高透水ゾーンに逢着するかどうか検討する必要があると考えられる。
坑井が裸坑仕上げの場合は，酸洗浄や Matrix acidizing を地層に直接的に実施することが可能なため，効果的と考えられる。また，裸坑仕上げの場合は，最終的にはサイドト
ラックや対象層におけるパーフォレーションを行い，水圧破砕，せん断刺激および化学刺激の実施という選択肢がある。孔明管仕上げにおけるサイドトラックは，ケーシングを切11

削する必要があり，パーフォレーションは孔明管を破壊するため，リスクや経済性等をより詳細に検討して実施する必要があると考えられる。

12

第Ⅱ-3-1 図

透水性改善技術の体系的整理と改善方法

13

第Ⅱ-3-2 図

透水性改善のための体系図（1）14

第Ⅱ-3-3 図

透水性改善のための体系図（2）15

第Ⅱ-3-4 図

透水性改善のモニタリング技術・評価技術の体系的整理

16

Ⅱ－４

坑井刺激に係る必要な手続き

以下に坑井刺激作業に関連する主な手続きを示す。詳細については関係機関と協議の上，漏れなく許認可手続きを実施する必要がある。なお許認可によっては取得するまでに時間を要する場合もあるため，関係機関と調整の上，余裕を持った計画策定が必要である。

（１）自然公園法
自然公園法第 20 条および 21 条に基づく許認可手続きを，国立公園の場合は環境省の地
方環境事務所で，国定公園の場合は都道府県の担当部署で事前に行う。
自然公園内にポンプ等の機器を設置する場合は特別地域内工作物の新築許可申請を，敷地造成等の土地の形質を変更する場合は土石採取許可申請を，指定植物の伐採を行う可能性がある場合は，木竹の伐採許可申請および高山植物等の採取または損傷許可申請を事前に行う。
「自然公園実務必携」（環境省自然環境局国立公園課，2011）に自然公園法と関連する法令の記載および解説がなされている。第Ⅱ-4-1 表に許認可手続き一覧を，また第Ⅱ-41 図に環境省ホームページ資料から引用した自然公園法の概要を示す。

（２）森林法保安林内で坑井刺激作業を行う場合は，必要に応じて森林法に基づく許認可手続きを，公園担当部署とは別の都道府県の担当部署で事前に行う。
保安林内に坑井基地がある場合，事前に保安林の解除手続き（森林法第 26～30 条 2 項）がなされている。
また，保安林内の AE 観測点設置等で，立木の伐採，土地の形質変更，土石の採取が必要な場合（森林法第 34 条）は，森林管理署に意見書の交付申請を行い，意見書が交付された
のち，都道府県の担当部署で保安林内作業行為許可申請あるいは保安林内立木伐採許可申請を行う。保安林を除く地域森林計画対象民有林で立木伐採(1ha 以下)が必要な場合（森林法第 10 条），事前に市町村の長から許可を得る必要がある。「解説 森林法」（森林・林業基本政策研究会，2017）に森林法とその解説がなされている。

（３）国有林野法
国有林内で坑井刺激作業を行う場合は，国有林野法に基づき，国有林野使用許可申請を森林管理署で事前に行う。
17

また，各許認可手続きのためには事前に現地を見る必要があるが，その際国有林内に立ち入る場合は，事前に国有林野入林許可申請を森林管理署へ提出する必要がある。

（４）河川法
注水作業で河川法に定める河川（一級河川および二級河川）から取水する場合は，事前に河川管理者に対して流水占用の許可申請（河川法第 23 条）を行う。必要に応じて土地の占用許可（河川法第 24 条），工作物の新築等の許可（河川法第 26 条），河川保全区域における行為の許可（河川法第 55 条第 1 項）などを受ける必要がある場合もある。
河川法に定めのない普通河川の管理は，地元自治体の条例に基づいて管理されているため，地元自治体に手続きの内容を確認する。

（５）道路交通法，道路法
道路を使用し交通の安全を妨げる恐れがある場合，道路交通法第 77 条に基づき警察署長の許可（道路使用許可申請）が必要となる。道路に物を継続的に設置する場合，道路法第 32条に基づき道路管理者の許可（道路占有許可申請）が必要となる。ポンプ等の機材搬入時に道路を傷める可能性があるため，道路に鉄板を敷設して保護する必要がある。その場合，これらの手続きが必要となる場合がある。

18

第Ⅱ-4-1 表
法
令

届出書類

特別地域内工作物の
自 新築・土石採取許可
然 申請
公
園 普通地域内工作物の法 新築・土石採取許可
申請
国有
国有林野使用許可申
林
請
野
法

必要の有無

許認可手続き一覧
届出

適用

関連条項

設置場所に
特別地域
より必要

国立公園：環境大臣
法第13条3項
国定公園：都道府県知事

設置場所に
普通地域
より必要

国立公園：環境大臣
法第26条1項
国定公園：都道府県知事

設置場所に 国有林野の貸付・売払等より必要管轄する森林管理署長お法第7条
よび森林管理署の支署長

国有林

保安林の解除森 保安林内の作業行為
林 に関する意見書の交法 付申請
水源かん養保安林内
立木伐採許可申請
水源かん養保安林内
立木伐採に係る意見書交付申請
水源かん養保安林内
立木伐採届出農林水産大臣
重要流域 （国の直接執行）
場所により 民1-3号 重要流域 都道府県知事（法定受託 法第26～30条2項、
必要
32条、33条
有以外
事務）
林
都道府県知事・地域振興4号以下 全流域
局長（自治事務）
立木の伐採と土地の形
場所により管轄する森林管理署長お法第34条2項
質変更および土石の採必要
よび森林管理署の支署長
取場所により 土石または樹根を採都道府県知事法第34条2項
必要
掘、土地の形質変更
場所により保安林内立木伐採
必要

管轄する森林管理署長お 施規第22条の8第2よび森林管理署の支署長 項

場所により
保安林内立木伐採
必要

都道府県知事

第Ⅱ-4-1 図

自然公園法の概要

19

施規第22条の8第2項

第Ⅲ章

透水性改善技術について

Ⅲ－１

透水性改善手法

Ⅲ－１－１

水圧破砕

水圧破砕作業の基本的なプロセスは，①プリパッドにより初期き裂を発生させる，②パッドによりき裂を伸展させる，③プロパント混合液をき裂に圧入する，④後押し作業でプロパントをき裂内に配置させ人工き裂を造成することである。実施方法には，全坑加圧方式，堀管パッカー方式，コイルチュービング方式等がある。水圧破砕設計に基づき，圧入計画，使用機器（圧入ポンプ，ブレンダー等），データ取得機器（圧力，流量，粘性，比重等），破砕
流体（水ベース，オイルベース，フォームベース等），プロパント（砂等）等が選定される。
効率的な水圧破砕作業を実施するためには，高圧ポンプで破砕流体を坑内に圧入している時に流量や圧力をリアルタイムで計測し，水圧破砕の状況を把握するとともに，水圧破砕によって得られるき裂の形状（長さ，幅，高さ）を予測・評価することが大切である。
水圧破砕の定義は，岩石にその岩石が破砕するまで流体圧力をかけるプロセスである。岩石が破砕した後も連続的に流体圧力をかけることによって，破砕面は伸展する。この人工き裂がフローキャパシティの大きなものへと発達する。また，人工き裂は地下に存在する自然
き裂とも結合され，より多くの流体移動面積を確保する。水圧を地層に伝達する流体を破砕流体と呼ぶ。破砕圧下において，破砕流体は地層に対して伸展し続け，岩石のブレークダウ
ン（破壊）を誘発し，地層中深部へのき裂を拡げて行く。き裂に圧入される最初の破砕流体
をパッド(PAD)といい，これが破砕面を伸展させると共に，破砕流体自体の地層への脱水量を調整する役目を果たす。ブレークダウン後は，き裂の広がる割合とき裂内の流体流動の割合が重要となる。これらは流体ロスの挙動に支配され，Carter(1957）により次の様に表される。き裂からの流体ロス量 qL は；

qL 

2C L At .................................................................................................................... (1)

ここで，CL:流動ロス係数，A:き裂面積の要素（増加した内部流動面積），t:ポンプ圧入を開始してからの経過時間，τ:き裂のそれぞれの小さな面積が生成伸展したときの時間である。
ポンプ圧入を停止することによって，地層中の圧力が低下し，形成された破砕面が閉じない
様にプロパントを使用する。水圧破砕が始められてから，種々のプロパントが研究されてきた。それらは，砂，くるみ殻，アルミニウム粒，プラスチック粒，鉄球，加工ガラス球，加20

工ボーキサイト球，セラミック等であるが，砂，加工ボーキサイト球，セラミックが現在一般に使用されている。流体が通る破砕面のフローキャパシティとプロパントで開かれた破砕面の長さは，その坑井の生産・還元性能に大きな影響を及ぼす。
水圧破砕作業に使われる主な機材は，高圧ポンプと破砕流体混合装着（ブレンダー）である。ブレンダーは破砕流体貯蔵タンクより高圧ポンプへ破砕流体を送出するが，その過程で種々の薬剤とプロパントが混合される。作業の圧入量，圧入レートが変化しても，混合作業が一定に行える能力が必要とされる。近年のブレンダーは作業中の状況変化に伴って，薬剤（ジェル剤，脱水防止剤，ブレーカー剤など）の投入量を即座に変えることができる。プロ
パントは一般的に 1 リッターの破砕流体に対して 60g～120g の投入量で開始され，作業が伸展するに従って 1,200g 程度まで濃度を上げて圧入される。しかし，圧入レートが低下するなどの現象が起こった時は，即時にプロパントの投入停止などの調整が必要となる。
ここで，水圧破砕作業における基本的な 4 つの段階とその役割について以下にまとめる。
a．プリパッド(Pre-PAD)
清水などが破砕流体として使用され，第 1 段階での初期き裂を起こさせ，それと同時に坑内の温度を下げる働きをする。また，次のパッドの脱水を防ぐ目的で脱水防止剤が投入される場合もあり，坑内を洗浄する目的で塩酸などもプリパッドで用いられる場合もある。
b．パッド(Pad)
粘性の高い破砕流体で，破砕面の形成，伸展を担うステージである。
c．プロパント混合液(Proppant Carrying Fluid)
プロパント混合液を破砕面に輸送，配列するステージである。地熱井の場合，このステージを省略して成功している例も数多くある。
d．後押し(Flush)
水圧破砕作業最後の段階で，プロパント混合液を全量地層内に後押し圧入する。

21

① プリパッド圧入② パッド圧入③ プロパント混合液圧入④ プロパント配置

第Ⅲ-1-1-1 図

Ⅲ－１－２

水圧破砕作業における基本的な 4 段階

せん断刺激

せん断刺激についてはⅠ－３「透水性改善技術の概要」に記載しているが，低流量注水による坑井刺激法で，特に注水圧が最小圧縮主応力を超えない圧力での刺激とされている。水圧破砕（Ⅲ－１－１に記載）と類似しているが，それとの相違は以下のように表現できる。
・水圧破砕：き裂内水圧を上昇させてき裂を開かせること（Jacking）
22

・せん断刺激：Jacking 発生前に，き裂の方向と水圧の関係によりせん断破（Shearing）を発生させること
第Ⅲ-1-2-1 図において水圧（Pp）が上昇し，応力円が左に移動すると応力円がモールの破壊線（緑線）に接し，この時に特定方向のき裂（滑りやすいき裂）がせん断破壊（Shearing）
を起こす。もし同き裂内の水圧がさらに上昇することがあれば，モール円がさらに左に移動
して臨界線（青線）と交差し Jacking を起こす（図で S1 は岩石の最大主応力，S3 は最小主応力，また S2 はその間の値を示している）。

第Ⅲ-1-2-1 図

水圧破砕とせん断破壊（産総研,2004）【注水圧力の設定例】（条件）
・流体流出深度（貯留層深度と仮定）：1,850m
・最大地殻主応力（静岩圧）S1：約 45MPa （岩石密度：2.5g/cm3）
・最小地殻主応力（側方応力*）S3：約 22.5MPa
なお，実際の応力場は三次元であり，側方からかかる様々な応力正確に推定することが困難なため，ここでは静岩圧の半分と仮定した。
23

・き裂内水圧 Pp：約 16.8MPa (水圧 1,700m,比重考慮，水位 150m)（計算結果）
条件において水圧破砕によりき裂が開口する注水圧力は，5.7MPa（WHP≒4.2MPa*）となり，せん断刺激はこれより低い注水圧力での刺激となる（水位 150m を考慮）。

【参考文献】
次世代地熱開発技術の現状と将来 －肘折高温岩体プロジェクトの検証－（独立行政法人
産業技術総合研究所，2004 年）

Ⅲ－１－３

水圧破砕やせん断刺激で使用されている技術

１．坑井仕上げ
地熱の坑井刺激では通常より多くの熱サイクルに曝されるため，ケーシングが収縮と伸張を繰り返し，セメントとケーシング間の結合に応力が生じる。特殊セメントの使用，あるいは特殊な例としてケーシングにプレストレスをかけるなどの対処法が考えられる。一方，
多くの地熱井はケーシング頭部から底部までセメンチングされるが，ソルツでは底部のみをセメントで固定し，地表で上下の挙動を許容する浮動ストリングとされている。これは，石油・天然ガス井でも使用されるが，全ての設備が伸張と収縮を受容する設計である必要がある。
なお，ケーシングトラブルが生じた場合，ソリッドエクスパンダブルライナーが使用できる。Weatherford 製の MetalSkinⓇ裸坑ライナーシステムは，トラブルゾーンの対処に使用され，以前のケーシングと同じ内径を維持することができる。Halliburton 社の拡張型ライナーハンガーシステム VersaFlexⓇ XtremeGrip は，完全に接着された弾性エラストマーシールで隙間のない金属間シールを可能とする。強化された 2 方向のアンカリング性能を持
つ設計により，ライナーにぶら下がり，最高 302C までの坑内で遮蔽される様に設計されている。ノルウェー，アンゴラ，メキシコ湾などで使用されおり，メキシコ湾では深度約8,500 m，直径 25.7 cm のペアレントケーシング内で使用されている。

２．区間限定技術
坑井刺激を効果的に実施するためには，区間限定技術で破砕対象層を限定して対象層のみを刺激する必要がある。本技術の程度により実行可能な坑井刺激の方式が限られる。本技
24

術は主に坑底までケーシングで覆う仕上げ，あるいは裸坑パッカーの使用などがある。
石油・天然ガス井では坑底までケーシングで覆われ，事前の検層で把握された生産対象層において穿孔され，パッカーで生産対象層を個別に限定して坑井刺激が行われる。穿孔に用いられるパーフォレーション技術は，ケーシングがセメンチングされた後，対象層付近で高エネルギーのジェットまたは指向性爆薬をケーシングに向かって放出することで，坑壁まで孔を開ける技術である。なお，現在のパーフォレーション技術は温度制限があり，また爆薬は安定性の点で使用時間に制限がある。
一方，地熱井では非常に長い裸坑部と高い地層温度のため，石油・天然ガス井で使用される技術の利用は不可能に近く，裸坑パッカー（オープンホールパッカー）の使用が考えられる。しかし，不均一な坑壁を確実にシールすることは難しく，また坑井刺激時には地層と注
入水の温度差の発生が考えられ，よりシールは困難であると考えられる。なお，特殊ゴムを使用した高温用裸坑パッカー（最高約 230C）はあるが，シールの裏面で逆流が生じる可能性がある。また，セメント充填によるパッカーは，遮蔽性は高いものの回収ができないなどの問題がある。なお，地熱地帯にある火成岩や変成岩の岩盤は，縦方向の天然き裂が形成される場合があり，その場合いずれのパッカーでも遮蔽が難しい可能性がある。
地層区間限定技術の選定に関する大規模な研究が行われており，地熱技術国際パートナーシップ（IPGT）によって最新の研究成果(Walters et al.,2011)が公表されている。Walters
et al.(2011)によると，坑井刺激のためには坑井設計段階から区間限定も考慮されなければならないとされている。掘削と坑井刺激の区間限定について次の様な組合わせが考えられる。
a．掘削終了後に仕上げおよび坑井刺激を行う場合
以下に事例として，6 種類の手法を示す。
① 対象層より下の部分は砂とセメントでプラグし，対象層より上部は空気膨張式のパッカーを設置して坑井刺激を行う。複数の地層を刺激する場合，この工程を繰り返す。
② 最深部の対象層の上部までライナーを挿入しセメンチングする。最深部対象層は裸坑とする。ライナー下端にパッカーを設置して最深部を坑井刺激する。次の対象層深度でライナーを穿孔し，坑井刺激を行った地層の上部にパッカーを再設置して坑井刺激を行う。この工程を繰り返す。
③ 上記②と同じ要領で坑井刺激するが，セメンチングで固定するのではなくグラベル
パックでライナーを支持する。
25

④ ライナー内に対象層のインターバルに合わせてステージセメントカラーを配置する。セメントを，その上面深度が次の対象層の下となる様に注入する。シューに当たるまでポンプでワイパープラグを押し下げ，2 番目の対象層の上に位置する最下段のセメントカラーで汚れを押し出す。地上からのポンプ圧でスリーブが開放位置に移動する。次のセメントは，ステージセメントカラーを経て押し出され，2 番目の対象層の上に位置するアニュラー部をシールする。この工程を繰り返す。
⑤ 外部ケーシングパッカー付きのライナーを坑底まで挿入し，掘削泥水またはセメント，およびドリルパイプで編成内の膨張用ツールを操作して膨張させる。恒久的にシールされる。
⑥ ライナーに膨潤形パッカーを組み付け坑底まで挿入する。坑井が流体で置換され，パッカーが膨潤するのに必要な時間が経過すると，パッカーのエラストマー製部材
が自然に膨張し坑壁をシールする。なお，部材の膨潤率は温度と流体の特性に依存
する。
b．その他
① マルチラテラル坑井：最終深度までパイロットホールを掘削する。掘削中に下部の破砕層と交差したら掘進を停止し，その破砕層を坑井刺激してパッカーで隔離する。パイロットホールから，特定された各破砕層に向かってラテラル坑井を掘削し，各ラテラル坑井の坑井刺激を個々に行う。なお，全てのラテラル坑井は掘削，および坑井刺激前にプラグし，全ラテラル坑の刺激後にプラグを外す。
② 多重サイドトラック：掘削終了後，下部破砕層に坑井刺激を施し隔離する。回収可能なホイップストックをセットして次の破砕層までサイドトラックし，破砕層を坑井刺激して隔離する。この工程を繰り返す。
③ 繊維ブリッジング：掘削終了後に裸坑部は泥で埋め，上部破砕層は膨張式パッカーで隔離し，底部に最も近い破砕層から坑井刺激を開始する。坑井刺激後，新しく形成された破砕層に分解性繊維ブリッジを注入し，破砕をつなぐブリッジを作る。全ての破砕層を刺激後，繊維ブリッジを弱酸性の溶液で分解することで破砕層が開放される。繊維ではなくビードワックスなどの温度分解性物質（化学的ダイバーター）を使用すると，地層温度の回復によってダイバーターは分解される。

３．パッカー技術
孔明管を必要とする貯留層に対しては，親水性の膨張形外部ケーシングパッカーと，各層26

毎に流量制御が可能なスマート仕上げコンポーネントを備えたライナーの設置が推奨される。破砕層を損傷させずに多重層を隔離する必要があるが，現在のエラストマーは耐熱性に問題があり，金属製シーリングエレメントにその可能性がある。地層間の隔離するためのパッカー製品の例を以下に示す。
・Baker Hughes 社
外部ケーシング用パッカーXTremeZoneTM 20/40 は膨張形パッキングエレメントを持ち，セメントなどをエレメントに供給して膨張させる。進行中のセメンチングと並行して作業される。PAYZONETM TYPE ECP は長いシーリングエレメントを持ち，セメントを膨張剤として使用する。シール長は 6.10 m と 12.1 m が入手可能である。PAYZONETM パッカーは極端に厳しい環境で使用され，坑底部の静的温度
最高 316C の坑井に設置された実績がある。

第Ⅲ-1-3-1 図

XTremeZoneTM 20/40(Baker Hughes 社サイトより)・Packers Plus 社
ケーストホール用の高温用パッカーシステムであり，定格は 315C，差圧 703
kg/cm2 となっている。また，スライディングスリーブを採用した裸坑およびケース
トホール用パッカーStackFRAC システムがあり，一般的な石油・天然ガス開発で47 回使用された実績がある。StackFRAC TitaniumTM XV HPHT システムは，最大差圧 1,055 kg/cm2，高温の裸坑での破砕用に開発された。この高温・高圧システ
ムは，多くの坑井破砕条件および要求事項に適応するとされる。
・TENDEKA 社
SwellFixTM 膨潤形パッカーは多数のエレメントを使用し恒久使用を目標としており，圧力のシールまたは地層間の隔離など多くの用途に適している。エレメントは膨潤後も完全な柔軟性を維持し，坑井寸法の変化にも追従することができる。特許27

を取得したエラストマー技術は，種々の温度，塩分条件の下で高い遮蔽性能を発揮することが確認されている。エラストマーは，より大きなラジアル方向のシール力を発揮するため，ベースパイプの長さ方向に 30 cm 幅のバンドで使用される。これ
らは，坑井温度 0～250°C，最高差圧最高 703 kg/cm2 に対応可能で，要求の厳しい裸坑条件下でも使用できる。また，二重構造による自己修復機能を有し，可動部が無く設置や使用が容易であることから，コストの低減や坑井の延命に大いに寄与することが期待される。

第Ⅲ-1-3-2 図

SwellFixTM(TENDEKA 社サイトより)・WELLTEC 社
Welltec Annular Barrier（WABⓇ）と呼ばれるエクスパンダブル金属エレメント
製のパッカーで，大きな拡張率と高い差圧性能を持つ。ケーシング間，またはケーシングと裸坑間の流動防止に使われ，セメンチングの保証，アニュラー表面圧力の形成防止，貯留層内の区割り，貯留層間のアイソレーションを目標としている。この技術はソルツで展開され，Welltec 社が特許を買い取ったものである。ソルツでは，これらのニッケル－銅合金製パッカーを 24.4 cm のケーシングでテストし，別の 5,000 m 級の坑井（200C）で使用された。本システムは，ベースパイプ上に設置された金属製のスリーブで構成され，水または坑井の流体を用いてスリーブが坑壁に接触するまで拡大される。スリーブは，直径で最大 40%拡大し効果的なシールを補助するため，エラストマー製のシールバンドを併用することもできる。このシールは坑壁と接触して動かないときでも，金属の膨張と収縮を許容するよう設計されている。2015 年に，アニュラー表面圧力の形成を軽減する単独の坑井用 1 次バリアとして，WABⓇがセメントの置換に使用され成功を収めた。他の特長としては，スキンを低減し生産の増加に寄与する貯留層付近まで迫れる耐熱性能や，最大28生産レートに耐えうるキャパシティを有する，初期生産が早くリスクが小さいなどが挙げられる。

第Ⅲ-1-3-3 図

Welltec Annular Barrier(WELLTEC 社サイトより)・TAM International Packers 社
高温・膨潤形パッカーFreecap GTTM は，最高温度 302C，最高差圧 176 kg/cm2
で使用することができる。このパッカーは，オイルサンドプロジェクト SAGD，ス
チームインジェクション，高温坑井，大きなチューブ移動を伴う坑井，損傷したケーシング用などとして開発された。

第Ⅲ-1-3-4 図

Freecap GTTM(TAM 社サイトより)・Halliburton 社
ウォータージェットでケーシングに孔を開ける Cobra Max システムは，裸坑部への孔開けにも使用でき，坑井刺激中にジェット圧を掛けることで破砕を促すことができる。石油・天然ガス開発では実績があるが，花崗岩などの硬質な岩盤では技29

術開発が必要である。

第Ⅲ-1-3-5 図

Cobra Max(Halliburton 社サイトより)・Schlumberger 社
StageFrac System は，裸坑において一工程で複数の層の仕上げと坑井刺激を行う工法であり，機器を高温に曝す時間を減らすことができる。温度定格は 218C であり，地熱井に適用する場合坑井刺激前に流体を循環させて坑井を冷やす必要がある。天然き裂へのアクセス性，地層隔離に高い性能がある。また水圧破砕の間はリグを必要としない。AbrasiJet は，水と砂のスラリーを使用したカッターでケーシ
ングとライナーに孔を開けることができる。定格温度は最高 177C で，コイルチューブを含むカッターユニットは坑井冷却に使用できる。

30

第Ⅲ-1-3-6 図

StageFrac System(Schlumberger 社サイトより)

第Ⅲ-1-3-7 図

AbrasiJet(Schlumberger 社サイトより)・Temporary Particulate Diverter Systems (TPDS)社
EGS では，大量の水を注水することによってき裂を刺激し透水性を改善させているが，その効果は形成されるき裂の数によって制限される。すなわち，ターゲットが単一のき裂の場合刺激の効果はそこに集中するが，複雑なき裂の場合は効果が分散
してしまい，十分な透水性改善効果が得られないことが想定される。
複雑なき裂網において刺激の効果を発揮させるための方法のひとつに，パッカー
を使用してき裂を別個に注水刺激する方法が挙げられる。ただし，この方法ではパッカー自体が抑留する危険性があること，設置／回収にリグ等を使用するためにコス31

トがかかるというデメリットが存在する。
そこで，パッカーを使用せずに複雑なき裂網を刺激する方法として，Temporary
Particulate Diverter Systems（TPDS）が研究されている。TPDS では注水流体に微細な粒子を添加することで，ターゲット以外の既存あるいは新造したき裂を一時的に閉塞（透水性低下）し，ターゲット区間における坑井刺激を可能にする。注入水に添加する微粒子は熱により分解するため，注水後の坑内温度回復の過程で閉塞したき裂の透水性は徐々に回復する。添加する微粒子は，温度分解特性が異なる材料を使用することによって，地層温度／坑内温度の違いに合わせて種類や粒径を選択することが可能である(Petty et al.,2011)。
2011 年に米国ニューベリー地熱地域においてフィールド実験が行われており，
TPDS 混合流体を注水した前後の温度・圧力モニタリングの結果から，き裂の閉塞が起きていることを確認した。その後注水刺激を行い，トレーサー試験を実施した結果，流体パスが増えていることが確認された(Bour et al.,2012)。
Sinclair 社から ALTAVERT102 という商品名で既に販売されている。室内実験では 315℃まで実施されている。これは高温になると破壊されるため，Thermallydegradable material とも呼ばれている。

第Ⅲ-1-3-8 図

TPDS 概念図 (Petty et al.,(2011)に加筆)
32

生物分解性ポリマー

第Ⅲ-1-3-9 図

生物分解性ポリマー(ダイバーター)

４．ポンプ
地熱の坑井刺激では，天然き裂を備えた孔隙率と透水性が低い岩盤から成る貯留層を対象としており，既存のき裂網に注水された流体が流れるため，大流量を注水できるポンプが必 要 と さ れ る 。 第 Ⅲ -1-3-12 図 に 過 去 に 濁 川 で 実 施 さ れ た 際 の 機 材 配 置 図 を 示 す(Katagiri,1980)。これによると 9 台のポンプ（HT-400：第Ⅲ-1-3-10 図）が使用されており，また注入流体を溜めておくピットがかなりの敷地面積を占めている。
ここで，木崎・佐藤(1994)で示された葛根田の水圧破砕試験情報を用いて，蒸気の増加量と総圧入量，最大圧力，最大圧入流量の関係図を第Ⅲ-1-3-13 図～第Ⅲ-1-3-15 図に示し，用いたデータを第Ⅲ-1-3-1 表に示す。なお，これらの図表には石油・天然ガス開発の参考として，勇払の例(手塚,2005)を記載した。これによると，地熱の坑井刺激試験では最大圧力は石油・天然ガスの坑井刺激試験と比べて大幅に低いものの，最大圧入流量は石油・天然ガスの場合より多いことが分かる。石油・天然ガスの坑井刺激試験と比べて，地熱での坑井刺激試
験の方が送った流体が天然のき裂に流れてしまい，石油・天然ガス仕様のポンプ（第Ⅲ-13-10 図，第Ⅲ-1-3-11 図参照）を使用する場合は多くの台数を揃えることが必要（コスト高）となる。このため，地熱開発での坑井刺激に適したポンプの開発が必要であると考えら
33

れる。

第Ⅲ-1-3-10 図

水圧破砕用ポンプ HT-400(ハリバートン社サイトより)

第Ⅲ-1-3-11 図

高圧ポンプ(BJS 社サイトより)

34

第Ⅲ-1-3-12 図

濁川地域水圧破砕試験時の機材配置(Katagiri,1980)35

平均総圧入量 3718 (kl)

100
90
80

蒸気増加量(t/h)

70
60
50
40

平均蒸気増加量 30.8 (t/h)
30
20
10
0
0

1000

2000

3000

4000

5000 勇 6000

総圧入量(kl)

第Ⅲ-1-3-13 図

7000

8000

9000

払

水圧破砕試験時の総圧入量と蒸気増加量の関係図

平均最大圧力 7.69 (MPa)

100

90

80

蒸気増加量(t/h)

70

60

50

40

平均蒸気増加量 30.8 (t/h)
30

20

10

57.7
MPa

0
0

5

10

15

最大圧力(MPa)

第Ⅲ-1-3-14 図

20

25

勇
払

水圧破砕試験時の最大圧力と蒸気増加量の関係図

36

100

平均最大圧入流量 299.5(kl/h)

9080

蒸気増加量(t/h)

70

60

50

40

平均蒸気増加量 30.8 (t/h)
30

20

10

0
0

50

100

150

200

勇
払

第Ⅲ-1-3-15 図

地
熱
井

300

350

400

水圧破砕試験時の最大圧入量と蒸気増加量の関係図

第Ⅲ-1-3-1 表
坑井名

250

最大圧入流量(kl/h)

水圧破砕試験時の流量情報および蒸気増加量

最大流量[kl/h]

総圧入量
[kl]

最大圧力
[MPa]

増加蒸気量
[t/h]

増加注水量
[t/h]

Well 42

196

3,862

5.3

43

165

Well 17

290

2,317

3.95

55

211

Well 5

249

3,491

12.9

35

120

Well 16

249

3,491

11

64

82

Well 12

324

265

8

7

27

Well 43

333

6,024

0.59

30

88

Well 47

360

3,608

1.9

21

90

Well 7

320

8,356

8.8

20

98

Well 13

332

570

1.2

92

43

Well 2

343

832

12.3

0

41

Well 11

315

6,918

21.5

0

25

Well 14

283

4,877

4.8

2

267

平均

299.5

3,717.5

7.69

30.75

104.8

勇払油ガス田

150

5,600

57.7

国内地熱井の平均値（失敗井含む）（地熱エネルギーハンドブック, 2014）

37

108
生産井

還元井
25

86

５．破砕流体
破砕流体は水圧破砕処理の重要な要素の 1 つである。破砕流体の役割は，き裂を開かせる，き裂に沿ってプロパントを輸送することである。そのため，破砕流体の粘性特性は検討すべき重要な要素である。また，水圧破砕処理終了後それらの流体の粘性は直ちに解かれ，坑内が洗浄されなければならない。また，良好な流体ロス制御，圧入中の低摩擦性能，経済性を検討する必要がある。破砕流体は，水圧破砕処理する貯留層の温度，浸透率，岩石成分，
圧力に関して著しく異なるため，様々なタイプの流体が開発されている。
最初の破砕流体はオイルベースであった。1950 年代後半には，guar（自然界に生育するポリマーで主にインドで育つ Guar bean から精製される）を混ぜた水ベース流体が使用されるようになった。1969 年にはクロスリンク guar が使用された。近年では，水圧破砕処
理の 65％以上で guar あるいは hydroxypropyl guar(HPG)を混ぜた水ベースの粘性流体が使用されている。また，添加剤は様々な温度環境での粘性制御や，流体のリークオフを制御するために使用される。
a．水ベース流体
水ベース流体は低コスト，高パフォーマンス，および扱い易さ等から，破砕流体として広く使用されている。水溶性ポリマーはプロパントを保持できる粘性を持つが，温度が上昇すると使用は難しくなる。ポリマーの濃度を上げることで熱の影響を相殺できるが，高価となるため代わりにクロスリンク剤（架橋剤）が使用される。クロスリンク剤
はポリマーの有効分子の重量を増加させるために使用され，その結果溶液の粘性を増加させることができる。
b．オイルベース流体
水ベース流体より地層へのダメージが低く，粘性を有していたため，元々重油が使用されてきた。1960 年代には，粘性を上げるためにカルボン酸のアルミニウム塩が使用され，流体温度の安定性とプロパント輸送能力が改善された。1970 年代にはリン酸アルミ
ニウムエステル塩に移行され，流体温度域が拡大し，さらにプロパント輸送能力が向上した。
c．酸ベース流体
塩酸はき裂面に沿って流れることで，き裂表面の一部を溶解する。
d．多相流体
水，油，酸，それぞれのベースにガスを加え，フォーム（泡）にしたものである。混合物が安定するように界面活性剤（表面活性剤）が使用される。その他，高粘性でプロ38

パント輸送性の優れたエマルジョン（乳剤）等がある。

６．破砕流体の添加剤
破砕流体には種々の薬品が使用される。それぞれの薬品は水圧破砕処理を成功させるためのある種の特性が各々にある。
a．ポリマー
主としてゲル化剤として使用され，破砕流体に特定の粘性を与え，き裂の幅の伸展とプロパントの輸送力の役目を担う。また，ポリマー単独で摩擦減少剤として使用することもある。水ベースで使用するポリマーはオイルベースのものほど複雑ではなく，その性質は調整しやすい。粉状のポリマーを水ベースの液体に混入すると，水和して粘性が高まる。
乾燥時はその組成がコイル状にからまっているが，水和してこのコイルがほぐれ直線的になり，水のモビリティーを減少させる。これにより水の粘性が高まる。
b．クロスリンカー
破砕流体の粘性を急激に上昇させることができる。一般的なクロスリンカーは，硼酸塩，
アルミニウム，チタニウム，アンチモンである。
c．pH コントロール
pH 調整は，ポリマーの水和作用，温度安定性，クロスリンク作用，分解作用，粘土鉱物調整等に影響を与える。
d．ゲルブレイカー
水圧破砕処理終了後，破砕流体の粘性を壊して排出され易い様にする。プロパントが生産によって坑井を逆流することを防ぐ。
e．界面活性剤
孔隙の内部での表面張力の軽減，毛細管圧力の低下，エマルジョンの形成または分解，
ウェッタビリティーの改善等が挙げられる。また特色のあるものとしては，スケールの防止などの添加剤も考えられる。
f．アルコール
破砕流体に 20～40％のアルコールを混入すると，孔隙内での表面張力の軽減が期待さ
れ，液体の蒸気圧を上昇させる。これらの特性は，処理後の坑井のクリーンアップに有利である。また，破砕流体に対して 5～10％程度混入することによって，ジェルの高温での安定性が改善される。ただし，アルコールは高価であり，可燃性のため現場での取扱いが難しい。
39

g．バイオサイド
水ベースの破砕流体では地表貯蔵タンク内でポリマーを消費する好気性菌があり，またポリマーを坑井内で分解して硫化水素を発生させる嫌気性菌がいるため，これらを防ぐためアミン，アシド，ホルムアルデヒド等の薬品が使用される。
h．フルイドロス剤
脱水を調整する。

Ⅲ－１－４

化学刺激

１．概要
化学刺激法では，生産前にフラクチャに析出したミネラル，および生産中に裸坑に析出したミネラルを溶解することができる。この方法は，坑井の掘削または一連の手順の実施時に地層に流入する可能性のある，掘削泥水などの異物の分解にも利用できる。化学刺激法は独立した手法ではあるが，水圧刺激法と併せて使用して，裸坑付近の浸透率の向上および裸坑から離れたフラクチャへのアクセスを確保することにより，坑井刺激の実施前，実施中，実施後の流路を改善することができる。
地熱井においては，3 種類の方式が使用されている。
① Acid washing（酸洗浄）生産ゾーンに対する坑内酸洗浄。地層にまで酸を浸透させずに坑壁表面の障害物やスケール等を除去する。
② Matrix acidizing
地層にき裂を生じさせない低圧で酸を圧入し，孔隙内に存在する物質を溶解することで流路を拡大する。この手法は，地層に酸を放射状に浸透させることによりスケールを除去できるよう設計されたものである。
③ Acid fracturing
酸を高圧（地層破壊圧以上）で圧入し，地層中にき裂を生じさせると同時にき裂表面を溶解し（エッチング），高浸透性の流路を作る。
処理のために使用する酸の組成は，貯留層の特性および化学刺激の個々の目的に依存する。地熱井の化学刺激法においてはほぼ，次の酸のうちの 1 つ（あるいは両方）を使用する。
① 塩酸（HCl）
塩酸は石灰岩，炭酸カルシウムを含む層，方解石ミネラルの堆積層を処理する際に40選択する。塩酸は地熱井における化学刺激法において，方解石の鉱脈の充填物を溶解するためによく使用される（キレート剤を添加して化学反応を遅らせ，酸が裸坑からより離れたところに届くようにすることもある）。
② フッ酸（HF）
粘土鉱物およびシリカを溶解する際に使用する。フッ酸処理は，砂岩層を刺激する
ために世界中で使用されており（そのため「sandstone acid」と呼ばれることも多い），石油ガス産業では最も有効で役に立つ化学刺激法の 1 つであると実証されている。フッ酸の一部は粘土と反応して，フッ酸の酸化に対して耐性がある，アルミニウム－シリカ－ホスホン酸塩の薄膜を形成する。この薄膜は化学的な分流器として働き，酸を地層のさらに深くに移動させる。キレート化した塩酸同様，ホスホン酸塩の化学的特性は金属イオンをキレート化し，フッ化カルシウム（CaF2）などの有害な析出物の形成速度を低下させる。

これらの酸は地熱井の化学刺激に対して最も有効であると考えられており，化学刺激法
設計，特にシリカの堆積物がより一般的である，（日本にあるような）高温，火山性の地熱貯留層に対して，組み合わせて使用されることが多い。酸の濃度は，HCl の場合は 15～18%，
HF の場合は 0.5～3 %である。HF は非常に有毒で腐食性であり，すぐに皮膚に吸収され，その下にある骨を溶解する危険性がある。二フッ化アンモニウム（F 2 H 5 N）はより安全に取り扱うことができ，濃度 6％までを現場で HF を製造するために使用することができる
固体化合物である。 安全上の注意は，あらゆる酸に最も重要である。
（前述のとおり，プレフラッシュ（予備洗浄），メインフラッシュ（主洗浄），ポストフラッシュ（後洗浄）において）腐食抑制強化剤も酸混合物に添加され，ケーシングおよび設備の酸による腐食の速度を低下させる。
Portier et al.（2007）は，地熱井におけるスケールの除去および貯留層の透水性改善のために行う，HCl-HF 処理についてまとめた有用な一覧を発表した。この情報を第Ⅲ-1-4-1 表
に示す。

41

第Ⅲ-1-4-1 表

地熱井における化学刺激法の実施結果（Portier et al.，2007）

第Ⅲ-1-4-1 図

坑井に酸を注入中のポンプ装置（米カリフォルニア州コソ温泉，Poitier et al.，2007)
42

２．手順
化学刺激を実施する坑井の状況等に応じて手法を選択し，その手順以下に記載する。
手法：新規掘削した坑井における標準的な HCl による化学刺激
手順：①

固形物を除去するために，可能な限り坑井をきれいに洗浄する。坑井が自噴すれば，この洗浄は噴出装置または機械的な方法を使用して行うことができる。

②

坑井を冷却するために冷水でプレフラッシュを行う。これには，（高温の裸坑の流体に酸を注入する場合に必要な時間と比較して）HCl 反応時間を短縮できるという主要な利点がある。
拡張型ドリルパイプまたはコイルドチュービング装置（CTU）を使用して，HCl③を処理層に注入，すなわち「スポット」する。
希釈 HCl（15～18%），抑制剤，界面活性剤，防食添加剤（必要な場合は鉄安定④

剤を追加）を使用して，メインフラッシュを行う。これらの成分を混合して，ドリルパイプまたはコイルドチュービングで処理を行う深さまで圧入する。圧入する量は扱うゾーンの数によって異なるが，酸を坑内へ 1 回以上導入する間に使用される典型的な汲み上げ容積は 6 万リットル程度である。ドリルパイプまたはコイ
ルドチュービングは，処理中 1 つの処理層から別の層に移動してよい。
裸坑の 2 倍の体積の水を注入し，坑内の化学刺激用の溶液を裸坑から地層に押

⑤

し込む。
⑥

さらに押し込みが必要な場合は，窒素ガスを利用して坑内水位をケーシングシューまで押し下げる。

⑦

使用する化学物質の性能を考慮して一定時間放置し，貯留層の化学反応を完了させる。

⑧

反応済みの酸および溶解した固体を含む流体を坑井から除去するため，また坑井内に新たな地層流体を導入するため，この手順のこのポイントで窒素ガスリフ
ト（標準速度 1,500 scf/min）を任意に行ってもよい。

⑨

坑井内温度が沸点に達した時に方解石のスケールが形成されるため，最終処理ステップで処理層にスケール抑制剤ピルをスポットし，生産のために坑井の運用を開始すると発生するおそれのあるスケールの堆積を当面の間軽減する。

43

手法：生産井として使用されてきた坑井で実施する場合
手順① 化学刺激実施の理由と必要性（フィードゾーンに堆積したスケールによる生産量の低下，掘削泥水による掘削後の損傷，長期運用後の突然の産出停止など）を特定し，運用データ（坑井配置，ケーシングの種類，フィードゾーンの位置，逸泥，
掘削泥水の種類，圧力遷移試験，地層サンプルなど）を坑井サービス事業者のプ
ランニング担当者と共有し，効率的な酸処理溶液を設計する。
② 処理溶液を注入/スポットするのに必要な材料，機器，方法を特定する。
③ 予備刺激実施時の坑井からの流量データ（液相および気相）を測定，記録する。
④ 処理溶液を混合，調製する。
⑤ 坑井を密閉する。
⑥ ゆっくりと水を注入して坑井を封鎖し，ケーシングを抑制剤の最高有効温度（約150°C）まで冷却して HCl 反応時間を短縮する。
⑦ 自噴させた状態で，機械式スケール除去装置（噴出装置またはリーマー）を使用
して，坑井の底部まで洗浄する。スケールと考えられる障害物に遭遇した場合は，処理溶液を圧入し裸坑の洗浄を続ける。
⑧ 静止時温度検層を実施し，裸坑の温度が腐食抑制剤の許容範囲内にあることを確認する。 必要な場合は追加して水を注入する。
⑨ 酸処理溶液をスポットする。
⑩ 裸坑の 2 倍の体積の水を注入し，酸処理溶液を裸坑から地層に押し込む。
⑪ さらに押し込みが必要な場合は，窒素ガスを利用して坑内水位をケーシングシュ
ーまで押し下げる。
⑫ 少なくとも 4 時間（可能であれば一晩）放置し，貯留層の化学反応を完了させる。
⑬ 反応済みの酸および溶解した固体を含む流体を坑井から除去するため，または坑井内に新たな地層流体を導入するために，窒素ガスリフト（標準速度 1,500
scf/min）を任意で実施する。
⑭ 坑井内温度が沸点に達した時に方解石のスケールが形成されるため，最終処理ス
テップで処理層にスケール抑制剤ピルをスポットし，坑井の運用を開始すると発生するおそれのあるスケールの堆積を当面の間軽減する。
⑮ pH と伝導度を監視しながら，坑井から流体を（生産流路ではなく）ガス分離器に流す。pH と伝導度が坑井からの標準的な生産流体と一致するまで，自噴させる。
44

手法：HF を使用する化学刺激法
手順①

炭酸カルシウム，炭酸鉄，またはその他の石灰質鉱物を除去するために，対象となるゾーンに HCl を事前にフラッシュする。石灰質材料は，HF と接触すると有害な沈殿物を形成する可能性がある。石灰質物質を除去することに加えて，予洗は地層の熱水を坑井付近から移動させる。HF と地層熱水との接触は，CaF2 のような有害な沈殿物をもたらし得るので，この工程は重要である。

②

HCl と HF の混合物を使用したメインフラッシュは，通常マッドアシッドと呼ばれる。HCl の使用により，pH を低く保ち，HF の反応生成物の析出を防止する。

③

Cl を使用したポストフラッシュは，処理後の方解石の析出に関連する損傷の緩和のために行う。

④

淡水または地熱水でオーバーフラッシュを行い，酸性溶液を押し込み，坑内に浮遊する酸をケーシングおよびライナーから洗い流す。使用量は，メインフラッシュの少なくとも 2 倍の体積が必要である。

３．機器
化学刺激を実施するための地表装置は，水圧破砕に必要とされるものと同様の機器を含む。Matrix acidizing に関して，主な違いは処理中に地層破砕が必要とされないことであり，
これは注入圧力および流量が典型的にはより低くそして関連する装置がより低い定格であり得ることを意味する。さらに，プロッパントは不要である。しかしながら，酸が可能な限り高流量で注入される状況であり，化学貯蔵トラックまたはタンク，ポンプ，混合装置，および配管を必要とする。コイルドチュービングユニット（第Ⅲ-1-4-2 図）は，通常処理したい深度に酸をスポットするのに使用される。

45

第Ⅲ-1-4-2 図

酸刺激中の CTU 支援ポンピング作業

塩酸は通常特殊トラックで液体として輸送される。フッ酸は，生酸として供給されるのではなく，現場で二フッ化アンモニウムを（ドライケミカルとして）混合することによって現場で製造されることがある。酸が現場で混合されており，酸を所定の深さにスポットするためにコイルドチュービングユニットが使用されている場合（典型的な地熱井戸のように），典型的な化学刺激装置は第Ⅲ-1-4-2 表に示される要素からなる。

第Ⅲ-1-4-2 表

コイルドチュービングユニット（CTU）を用いた化学刺激用基本地表装置
項目

使用目的

コ イル ドチュ ービ ングユ ニッ ト
(CTU)

目標区間へのスポット注入する

高流量ポンプ

CTU を介して酸混合物を注入する

観測計器

試験パラメーターの監視と記録に必要な機器
現場でタンクからポンプに酸を混合して移送

ミキシング機材・マニフォールドする
タンク類

現場で酸混合物を貯蔵する

ホース・その他機材

機器間を柔軟に配管する

チクサン・ハンマーユニオン等

機器間の金属製ポンプ配管

46

Ⅲ－１－５

熱応力破砕

１．概要
高温環境下にある岩石あるいは岩体によって構成される貯留層に，岩体より低温の流体を注入して冷却することにより発生する熱応力により，高温の岩体中にはき裂が生じることが示されている（例えば，「冷却法による高温岩体の熱応力破壊に関する研究」，速水他，
1977 年）。また，秋田県澄川地域の地熱還元井では実測データから求めた注水指数が，低温熱水を注水した場合に高温熱水の場合より大きな値が得られ，低温熱水注水時の浸透率層厚積(kh)が増大したこと，すなわち貯留層の透水性が向上したことが示されており，これは低温流体の注水に伴うがん性の熱収縮によって透水性が増大するすることが数値シミュレーションでも評価された。このようない低温熱水による還元能力（透水性）の増大は，高温の割れ目型貯留層では低温水の注水により岩石の熱収縮に伴って割れ目幅が拡大し，透水性が高くなると同時に，低温水の深部への流下により坑井周辺の圧力が低下し，かつ貯留係数が増大することに起因すると推定されている。この現象は鉛直方向に近い割れ目の卓越した貯留層で顕著に現れると考えられている（「還元能力に及ぼす還元熱水の温度の影響について」，有木他，1997 年）。
なお，割れ目型貯留層での低温水の注水による岩石の熱収縮に伴う割れ目幅の拡大は，熱応力の大きさや対象とする岩石やき裂を有する貯留層によって，不可逆的な場合と可逆的な効果であることが考えられる。

47

Ⅲ－２

モニタリング手法

モニタリング手法について以下のように区分した。
①

坑井刺激を行う坑井で実施するもの②

坑井刺激を行う坑井の周辺の坑井を観測井とするもの③

地表で実施するもの

Ⅲ－２－１

圧力モニタリング

１．坑井刺激を行う坑井で実施するモニタリング
坑井刺激対象坑井における圧力モニタリングは，還元指数の計算や注水に伴う経時圧力推移曲線をカーブマッチング法等により解析することで，透水性改善効果（透水係数）の評
価に必要なデータとなる。
(1) 坑口モニタリング
坑井刺激を行う場合は，坑口における圧力および流量を常時モニタリングし，加圧圧力の調整および監視を行うことが必須となる。ただし，せん断刺激法等注水によっては坑口圧が正圧にならず，坑口圧力をモニタリングできない可能性もある。坑口圧力を観測できない場
合は，注水流量をモニタリングすることが必須となる。
(2) 坑内圧力モニタリング
坑内圧力を常時モニタリングし，坑井刺激実施時の坑内加圧状況を確認する。特に，せん断刺激法を適用する場合は，注水によって正圧にならない場合坑口圧力をモニタリングできない可能性もあり，坑内圧力（水位）をモニタリングする手法として有効である。
従来は不活性ガス（He や N2）を満たした金属製の毛細管（キャピラリーチューブ）を坑内に降下して，毛細管内の不活性ガスの圧力変化を地上の圧力計で計測する方式が利用されてきた（キャピラリーチューブ方式

第Ⅲ-2-1-1 図）。この方式は高温下における信頼性に優れているが，毛細管からの不活性ガスの漏洩を圧力変化と錯誤する，圧力計を地表に設置するため気温の影響を受けやすい，定期的に不活性ガスを充填する必要がある等のデメ
リットがある。
近年，石油ガス分野の SAGD 攻法（Steam Assisted Gravity Drainage：スチーム補助重力排油法）において，注入される蒸気によって地下が高温環境になるため，このような環境に対応した坑内センサー方式が開発され実用化されている（第Ⅲ-2-1-2 図）。本システムの場合前述のデメリットは解消され，さらに同時に 2 つのセンサーを坑内に設置することでパッカーによって区切られた各区間の圧力を同時に観測できる等のメリットがある。
48

第Ⅲ-2-1-1 図

坑内圧力モニタリング手法（キャピラリーチューブ方式）

49

第Ⅲ-2-1-2 図

坑内圧力モニタリング手法（坑内センサー方式）

２．坑井刺激を行う坑井の周辺の坑井を観測井として実施するモニタリング
貯留層の圧力変化を確認するため，坑井刺激を行う坑井とは別の坑井を観測井とし，坑内圧力をモニタリングすることで，坑井刺激による影響を確認する。

Ⅲ－２－２

その他のモニタリング

１．坑内 AE モニタリング
観測井に坑内地震計（第Ⅲ-2-2-1 図）を設置し，常時モニタリングを行う。地表観測点では検出できなかったイベントを検出することが可能となるほか，鉛直方向の震源決定精度が向上すると考えられる。近年は耐熱性が向上した機器が開発されており，地熱地帯でも使用可能となっている。坑内 AE モニタリングを実施したことにより，検知できたイベント数の増加や震源決定精度の向上が報告された例もある。
また光ファイバー地震計も開発されており，Paulsson 社では FGB (Fiber Bragg Grating)と呼ばれる一種の光学フィルターを利用した坑内地震計を開発している（第Ⅲ-2-2-2 図）。
本システムは小型であるためケーシングパイプ外部に設置可能であることに加え，光ファイバー内での多重化伝送が可能であるため，3 成分信号を 1,000 レベルで計測可能であるとしている。また感度・周波数特性についても，通常の地震計を大きく上回るとしている。現50

在はポリミド系樹脂コーティングファイバ－を使用しているため，耐熱上限は 320℃であるが，今後金属コーティングファイバーを導入することにより，600℃環境下での動作を目指すとしている(浅沼, 2013)。

第Ⅲ-2-2-1 図「地熱貯留層評価・管理技術」における坑内地震計51

第Ⅲ-2-2-2 図

光ファイバー地震計（Paulsson 社）

２．地表で実施するモニタリング(1) AE モニタリング
坑井刺激によるき裂の伸展を確認するために有効であり，国内外の事例においてもほとんどの地域で AE モニタリングが行われている。
国内 AE 観測の多くでは，時刻を GPS で同期し，データをメモリーカードに蓄積するス
タンドアロン式の観測装置が一般に利用されている。この場合，定期的にデータを回収する必要があるが，海外では無線によってデータが自動転送されるシステムが構築され，リアル
タイムで解析されている。坑井刺激試験を実施する場合，リアルタイム AE 観測は必須と考えられ，システムを検討する必要がある。なお国内には電波法，急峻な地形などの問題があるため，日本国内の環境に適合したシステムの構築が必要と考えられる。
先名ほか（2012）では常時微動観測のデータ転送にスマートフォンを活用する研究を行っており，これを参考第Ⅲ-2-2-3 図のようなシステムの開発が考えられる。Weatherford 社
は受振器を水圧破砕坑井に展開し，より近くで AE を捉えその活動をより詳細に把握する52ことで，水圧破砕制御に利用している。Schlumberger 社の StimMAP LIVE では，30 秒間の AE の活動がリアルタイムでモニターされる。MicroSeismic Inc 社は表層付近にアレイを半永久的に埋設し，アレイ間をワイヤレスで通信させた実績がある。この方法は従来の坑井観測より安価で，広大なフィールドで効果が発揮されやすい。
本事業で実施した実証試験においても，AE 観測およびそのデータ解析で震源決定を行う
ことで注水によって伸展したき裂の範囲や透水性改善効果の評価，機構解析などの成果を得ることができた。精度の良い AE 解析を行うためには，注水箇所（流体流出箇所）を中心として観測箇所を配置し，また設置箇所は人工ノイズが少なく信号の減衰が少ない露岩の上に設置することなどの要点を現地試験を通して実証することができた。

第Ⅲ-2-2-3 図

スマートフォンを用いた AE 観測システムの概念図

53

Ⅲ－２－３

モニタリング手法のまとめ

以上から，坑井刺激において推奨されるモニタリング手法を第Ⅲ-2-3-1 表にまとめる。選定の基準は現時点で実用化されている手法で，かつ坑井刺激において実績のある手法を「推奨」とし，実施することでより詳細なデータを得ることが期待される手法を「有効」とした。

第Ⅲ-2-3-1 表

坑井刺激におけるモニタリング手法◎：推奨，〇：有効
水圧破砕法

せん断刺激法

化学刺激法

坑口モニタリング（圧力，流量）

◎

◎

〇

坑内圧力モニタリング〇◎

坑内圧力モニタリング〇〇

坑内 AE モニタリング

〇

〇

〇

AE モニタリング◎◎◎

リアルタイム AE モニタリング〇〇

坑井刺激を行う坑井で実施するもの

周辺坑井を観測井とするもの

地表で実施するもの

54

Ⅲ－３

透水性改善評価

Ⅲ－３－１

水圧破砕シミュレータ

１．概要
水圧破砕は，坑井に流体を圧入することにより，低浸透性の対象層でのき裂の開口伸展・
せん断滑りを誘発する坑井作業である。開口伸展・せん断滑りにより生じたき裂間隙を通じて，周囲の貯留岩と坑井との導通性が改善されることで，坑井の生産性ないし圧入性の改善が見込まれる。
地熱 EGS の分野では，最小主応力を上回らない圧入圧力で比較的長期間にわたって流体を圧入することによる，既存き裂のせん断すべりを誘発することが志向されてきた。このよ
うな観点では，既存き裂の取り扱いが必要となる。このようなせん断型水圧破砕を想定したシミュレータの例として，石油資源開発(株)が開発する SHIFT を取り上げる。
一方，近年盛んに水圧破砕が行われている非在来型タイトオイル・ガス開発では，き裂の開口伸展を志向するデザインが一般的で，最小主応力を上回る圧入圧力を伴う大流量での流体圧入が広く行われている。このような開口型水圧破砕を想定した代表的な商用シミュ
レータの例として，Schlumberger 社が提供する Kinetix-Shale (旧 Mangrove)を取り上げる。また，フラクチャリング解析システムとして，フラクチャリング挙動を解析するプログ
ラムでオンサイト・リアルタイム解析が可能な，StrataGen Engineering 社の FrocproPTを取り上げる。最後に透水性改善による流体増産効果評価シミュレータとして TOUGH3 を取り上げる。

２．シミュレータ紹介
水圧破砕シミュレータの特徴について，それぞれ下記に取りまとめた。また概要を第Ⅲ3-1-1 表に示す。

55

表Ⅲ-3-1-1 表

水圧破砕シミュレータ

シミュレータ概要

SHIFT

石油資源開発(株)せん断型水圧破砕を想定したシミュレータ

Kinetix-Shale

Schlumberger 社

開口型水圧破砕を想定した代表的な商用シ(旧 Mangrove)

ミュレータ
StrataGen Engineering 社

FrocproPT

フラクチャリング解析システム（オンサイト・リアルタイム解析が可能）

米国 LBNL

TOUG3

流体増産効果評価シミュレータ(1) SHIFTSHIFT は，複雑なフラクチャ群に流れが支配される貯留層での流体流動およびフラクチ
ャ挙動を解析するシミュレータで，多数の個別フラクチャからなる Discrete Fracture
Network（DFN）モデルを用いている。各フラクチャに対し，フラクチャ面に作用する有効垂直応力ならびにせん断応力が計算され，次式で表されるモール・クーロンの破壊基準で定式化されたせん断すべり条件を満たした場合に，該当のフラクチャでせん断滑りが発生したとし，これに伴う AE の発生および浸透率の改善が行われる。

𝜏

𝑓 𝜎

𝑃

（式Ⅲ-3-1-1）

𝜏：せん断応力，𝑓 ：静摩擦係数，𝜎 ：垂直応力，𝑃 ：間隙圧力

フラクチャの破壊によるモデルの浸透率の改善は，「せん断滑りにともなうダイレーショ
ン（フラクチャ開口幅の増加）」の概念（Wills-Richard et al., 1996）に基づく。フラクチ
ャの開口幅は，せん断滑り前には式Ⅲ-3-1-2 で，せん断滑り後は式Ⅲ-3-1-3 で与えられ，フラクチャ面にかかる有効垂直応力によってそれぞれ変化する。

𝑎

∙

𝑎

∙

∙ 𝑎 （せん断滑り前）（式Ⅲ-3-1-2）∙ 𝑎 （せん断滑り後）（式Ⅲ-3-1-3）

_𝒃𝒇𝒓

_

𝑎 ：初期開口幅，𝜎 ：有効垂直応力，𝜎𝜎__：せん断滑り前の 90%閉塞応力，：せん滑り後の 90%閉塞応力，U：変位量 𝝋𝒅𝒊𝒍 :ダイレーション角度56ここで，変位量 U は等方材料を仮定して以下のように求められる。

𝑈（式Ⅲ-3-1-4）∙

𝐾
𝐺（式Ⅲ-3-1-5）（式Ⅲ-3-1-6）＋

𝜏：せん断応力，K：せん断ひずみ，𝐺：剛性率，ε：ポアソン比，𝐸：ヤング率

フラクチャの初期開口幅𝑎 は，有効垂直応力𝜎 が 0 の場合の開口幅である。90％閉塞応
力は，開口幅を初期開口幅の 90％まで閉塞するために必要な垂直応力に相当する。せん断
滑りによる浸透率の改善は，せん断滑りに伴うダイレーションによる開口幅の増加と，90％
閉塞応力の変化によって表現されている。
個々のフラクチャ間での流動を考慮した解析は，フラクチャの数が膨大であり非現実的であるため，SHIFT ではフラクチャネットワークを微小要素からなる等価浸透性連続体に変換し浸透流解析を行う。第Ⅲ-3-1-1 図に，等価浸透性連続体への変換の概念図を示す。直径が要素間距離よりも大きいフラクチャの浸透性が要素間の浸透率に変換され，次式に従って浸透率が計算され要素間の浸透率となる。
𝑄

𝑤∙

∙

（式Ⅲ-3-1-7）

𝑄：流量，𝑤：要素を横切るフラクチャの幅，𝜇：粘性係数，
𝛥𝑃：要素間の圧力差，d：要素間距離

SHIFT ではＡＥのマグニチュードは，式Ⅲ-3-1-8～式Ⅲ-3-1-10 (Hanks and Kanamori,1976)に従い計算される。

𝑀

∙ log

𝑀

∙ 𝛥𝜎 ∙ 𝑟

𝛥𝜎

1

𝑀

∙𝜏

9.1

（式Ⅲ-3-1-8）（式Ⅲ-3-1-9）（式Ⅲ-3-1-10）

𝑀 ：モーメントマグニチュード，𝑀 :地震モーメント，𝛥𝜎：ストレスドロップ
𝑓𝑑：動摩擦係数，𝑓𝑠：静摩擦係数，𝜏：せん断応力，𝑟：フラクチャ半径

ここで，動摩擦係数𝑓𝑑と静摩擦係数𝑓s は SHIFT のモデルパラメータとして与えられる。
57

第Ⅲ-3-1-1 図

流体流動計算におけるフラクチャの取り扱い(a) フラクチャネットワークの微小要素からなる等価浸透性連続体への変換概念図(b) 複数要素へ交差するフラクチャの浸透率寄与の概念図(2) Kinetix-Shale（旧 Mangrove）
非在来型タイトオイル・ガス開発における水圧破砕では，開口型卓越のき裂伸展を意識したデザインが一般的である。そのため，従来天然き裂の影響を考えないシミュレータが多かった中で，本シミュレータは天然き裂の影響を考慮できることが大きな特徴である。このような特徴は，非在来型タイトオイル・ガスの開発が活況となり，様々な事例が報告されてく
るにつれて，開口型で伸展したき裂と既存天然き裂との相互干渉・導通が，水圧破砕オペレ
ーション時の圧力挙動や結果として得られる油ガスの生産性に，大きな影響を与えていると考えられる事例が報告されるようになり，その重要性を鑑みたものであると思われる。ただし，既存き裂の挙動はせん断すべりではなく，あくまで開口型として評価される。開口型
で伸展してきたフラクチャが，既存の天然き裂と交わる際の挙動は OpenT モデルによって評価される（Chuprakov et al., 2013）。同モデルでは，開口き裂と既存き裂の角度，応力状態，き裂の摩擦係数，圧入レート，き裂伸展に要するエネルギーなどを考慮し，き裂の交差，枝分かれなどが semi-analytical に高い計算効率で評価される。
地質モデルは三次元の任意の形状で与えることができるが，天然き裂は垂直き裂のみとなる。また，開口型で伸展するき裂も垂直き裂のみである。フラクチャ伸展モデルは PKN
や KGD といった古典的なものから，Pseud 3D や Planer 3D など比較的新しいもののほか，独自に開発する Unconventional Fracture Model （UFM）（Weng, 2015）が使える（上述の天然フラクチャの考慮も本モデルの機能として供される）。複数のパーフォレーシ
ョン位置からの複数フラクチャの伸展，およびそれらの応力的な干渉についても評価できる。また多段水圧破砕（multi stage fracturing）を想定しており，ステージ間の応力干渉も58

考慮することができる。（ただし，二次的な応力場の可視化には，別途，同社が提供するジ
オメカシミュレーションのモジュールが必要とされる。）フラクチャ伸展シミュレーションを実施した後は，自動でメッシュが切られ，同社の供する貯留層シミュレータに引き継いで生産シミュレーションを実施することができる。
一般的な開口型き裂の伸展を志向した水圧破砕のシミュレータと同様に，支持材（プロッパント）の開口き裂間隙内での移流による運搬シミュレーション機能や，粘性流体の時間・温度に依存する特性変化を考慮する機能を有している。これは，せん断変位を伴わず純粋な引張で開口したき裂は，流体圧入を停止してき裂間隙の流体圧力が低下すると完全に閉塞してしまうことが危惧され，き裂の開口幅を保持する目的で天然砂・人工砂などの支持材を流体と共に圧入することが一般的であり，またこの際，効率的にプロパントをき裂内で運搬するため，粘性の高い流体が用いられることを背景とする。プロパントのき裂内での運搬状
況は，プロパントの粒径や圧入流体の粘土，圧入レート，圧入流体のき裂からのリークオフ
等，多くの要因によって変化すると考えられ，数値計算でのシミュレーションが必要である。

(3) Fracpro PT
フラクチャリング解析システム（FracproPT）は，フラクチャリング挙動を解析するプロ
グラムでオンサイト・リアルタイム解析が可能である。様々な解析モデル（2D,3D）の選択が可能であり，粘性流体やプロッパントの豊富なデータベースを内蔵している。FracproPTには，主にフラクチャ設計モード，フラクチャ解析モード，生産解析モード，および経済性
最適化モードの 4 モードがある。FracproPT は以下の特徴を有する。
①

観測圧力とマッチングさせることでき裂形状やプロッパント量等を評価②

坑井近傍トーチュオシティ，パーフォレーションフリクション解析に対応③

生産量予測が可能④

コストの最適化⑤観測されるき裂の挙動に応じてオンサイトでリアルタイムの設計解析が可能⑥

酸処理に対応⑦

ミニフラック解析に対応⑧

マルチフラクチャの連続的な成長を実際にモデリング⑨

検層や坑井調査データを解析モデルに直接取り込み可能⑩

多数のデータチャンネルを連続的に表示可能

59

解析フロー

入力画面例

解析結果例
第Ⅲ-3-1-2 図

FracPT 画面例(Pinnacle 社 FracPT マニュアルより)(4) TOUGH3
TOUGH3 は米国 LBNL（Lawrence Berkeley National Laboratory）で開発されたシミュレータで，異なる特性を持つ流体の混合物を扱うことが可能となっており，それらの特性はそれぞれの状態方程式（EOS）モジュールによって与えられている。TOUGH3 では，空間の離散化は基本の保存方程式の積分型から直接行われ，偏微分方程式に変換されることのない積分有限差分法が用いられており，時間は一次の逆有限差分として完全に暗黙の内に離散化される。線形方程式を解くために，スパース直接行列解法のほかに予備調整された共役勾配法の選択が可能である。水の熱物理学的性質は，実験に基づいた蒸気表によって表され，熱および流体の収支はオプションにより定義される。，また断裂多孔質媒体における流れは，二重孔隙率や二重浸透率として表現され，多重相互作用連続体（MINC）の方法に60

より解くことができる。
TOUGH3 は，主に地熱貯留層と高レベル核廃棄物地層処分関連の研究のために設計されているが，熱と水の移動，および乾燥した多孔質媒体への適用等幅広い問題に適用できる。
主として熱の流れを伴う問題を解くために開発されたコードであるが，これらの現象を説明するために，気相および液相の移動，潜熱および顕熱の輸送，並びに気相および液相の相転移を完全に説明する，流体および熱の流れに対する多相アプローチが用いられる。また
Darcy の法則に従って，圧力，粘性，重力の下で起こる気相および液相における流体の流れを考慮に入れており，気相および液相間の干渉は，比透磁率関数によって表される。計算コ
ードには，気相におけるクリンケンベルグ効果と二元拡散，液相における毛細管現象と相吸着効果が含まれており，熱輸送は伝導（水の飽和度に依存する熱伝導率），対流，顕熱と潜熱の両方を含む二元拡散によって起こる。
TOUGH3 は，シリアル（TOUGH2 V2.1）とパラレル（TOUGH2-MP V2.0）の両方の実装を統合し，単一のコードを使用してデスクトップコンピューターとスーパーコンピュー
ターでシミュレーションを実行できる。TOUGH3 には，TOUGH2 の既存のシリアルソルバーおよび TOUGH2-MP で使用されている Aztec ソルバーに加えて，新しい PETSc パラ
レル線形ソルバーが含まれ，PETSc ソルバーは，Aztec ソルバーとパラレルの内部 TOUGH3
線形ソルバーよりも優れたパフォーマンスを発揮する。

第Ⅲ-3-1-3 図

TOUGH3 モデリングの概要
61

第Ⅲ-3-1-4 図

Ⅲ－３－２

TOUGH3 における各モジュールの構成

酸処理シミュレータ

１．概要
坑井刺激ないし生産性向上の一手法として酸処理とは言っても，そのデザインないしコ
ンセプトは一通りではない。まず目的の観点で言えば，掘削泥水等による formation damageの除去と，貯留岩そのものの浸透性改善の 2 つは少なくとも考えられる。あるいは，貯留層の岩質や酸処理の対象となる鉱物の分布形態に応じて，sandstone matrix acidizing，
carbonate matrix acidizing，fracture acidizing などと称される異なるコンセプトを挙げる
ことができる。酸処理シミュレーションを行う上でも，このように想定する酸処理のコンセ
プトに応じてモデルを設定するなどの工夫が必要である上，実際的な問題として特殊な機能がシミュレータに求められることも考えられる。とは言うものの，酸処理のシミュレーシ
ョンを行うためには，少なくとも地層流体の流動数値シミュレーションと地化学反応の数
値シミュレーションとを連成させる必要があり，商用・非商用の区別なく，十分な実績も踏
まえて公開されているシミュレータの中での選択肢はそもそも多いものではない。
本節では，まず商用に利用されている酸処理シミュレータの代表例として，CARBO 社が提供する StimPro を取り上げるが，これは matrix acidizing を対象とするものである。ちなみに，公開されている酸処理シミュレータにおいて，fracture acidizing を特に対象とする機能を備えるものは本調査において抽出されていない。Fracture acidizing の多くは，炭酸塩岩層を対象とする検討事例が大半であるが，一般的に，フラクチャ圧力以上の圧入圧力
でき裂の開口やせん断滑りを誘発し，これにより間隙の拡大したき裂の表面が圧入された酸により溶解しエッチングされることで，貯留層と坑井の導通性が向上することを期待す62

る。この場合，シミュレーションを行う上では，力学計算との連成がさらに必要となるため，
シミュレーションを行う上での技術的な難易度が上がることとなる。
また，学術分野で研究開発・利用が進められる汎用の地層流体流動地化学連成シミュレー
タとして，LBNL で開発・提供されている TOUGHREACT を取り上げる。酸処理での適用事例として，先に取上げた Desert Peak 地熱フィールドを対象とする検討事例（Xu et al.,2009）や，コアスケールでの wormhole 形成について検討した事例（Mahrous et al., 2017）などがある。

２．StimPro
前述の通り，StipPro ではフラクチャ圧以下での酸圧入による Matrix Acidizing を想定した，シミュレーションの機能が提供されている。対象として想定する岩相は，砂岩と炭酸塩岩である。砂岩の場合は，孔隙に存在し流路を閉塞している鉱物の溶解，ないしは掘削泥水等による formation damage やスキンの除去が想定されている。炭酸塩岩の場合は，チャネル流路として wormhole の形成が考慮される。坑井データや岩相データに基づく酸処理
シミュレーションによって酸処理計画を立てる機能（acidizing design mode）に加えて，実際のオペレーション実績（坑低圧力）とのマッチングにより，酸処理の効果を評価する機能（acidizing analysis mode）を有する。Acidizing analysis mode は，現場でのリアルタイ
ム解析にも対応できるよう実装されている。また各種酸処理流体の特性を収めたライブラ
リーが提供され，シミュレーションのインプットとして利用できる。
上で述べられる通り，carbonate matrix acidizing においては，wormhole の形成は酸処
理のデザインを最適化するうえで，考慮すべき最も重要な要素の一つである。Wormhole の形状，複雑さ，伸展長は，酸の特性や温度，孔隙率や浸透率といった岩相の特性に加えて，酸の圧入レート・総圧入流量によっても複雑に変化する。breakthrough に要するポアボリ
ュームを最小にすることが，酸処理の効率化・最適化を図るうえで最も重要であるが，圧入レートが高すぎても低すぎても効率的に wormhole が形成できないことが明らかとなっており，数値シミュレーションに基づく圧入スケジュールの最適化が必要である。Wormholeの形成過程のモデルとしては，Daccord and Lenormand（1989）によって提唱された Péclet
Number Approach に基づくモデル（PNM）と，Buijse and Glasbergen（2005）によって提唱された Semi-empirical Approach に基づくモデル（SEM）の 2 種類が採用されている。
SEM では実際の温度や岩相の鉱物組成や浸透率，また酸の濃度といった情報すら陽にはモ
デルには組み込まれていないが，ラボ実験を通じて得られるパラメーターを使用すること
63

で，より正確な wormhole の伸展長が推定できるとして，本シミュレータでは同モデルの使用が推奨されている。
砂岩を対象とするモデルは Hsi et al.（1993）に基づく。間隙に存在する鉱物の溶解による間隙率の増加が，浸透率の向上に関連付けて評価される。mud acid に含まれるフッ酸による二次・三次反応についても，Gdanski（1999）並びに Crowe（1986）の理論に基づいて考慮され，対称と想定される間隙閉塞物質の鉱物組成に応じた，mud acid の成分濃度の最適化検討が可能と謳われている。その他有機酸等の代替の酸の取り扱いも，付属して提供される酸処理流体ライブラリーを通じて検討に利用可能である。

３．TOUGHREACTTOUGHREACT は，Laurence Berkeley National Laboratory で開発される，非等温・多成分・多層状態での地層流体流動を取り扱う有限差分法数値シミュレータである
TOUGH2（Pruess et al., 1999）に，化学反応シミュレーション機能を追加する形で開発されたものである（Xu et al., 2005）。TOUGH2 同様に，積分差分法（IFDM）の採用による複雑な形状モデルの取り扱い，二重孔隙二重浸透率モデルによるき裂の取り扱いなどが可能である。気相，液相，固相の各フェーズに存在する化学種の反応に加えて，その移流・拡散も取り扱うことができる。化学反応モデルとしては，水溶性錯体，表面錯体，ガスの溶解／脱ガス，イオン交換などの平行反応，反応速度に基づく鉱物溶解/沈殿などの取り扱いが可能である。
実際の数値計算では，流動解析結果に基づいて化学成分ごとの移流・拡散解析を行った後，これによって得られた各成分の濃度に基づいて，グリッド毎で上述の化学反応モデルに基づく計算が行われる。また，所定条件を満たすまで，以上の流動解析と化学反応計算が繰り返す。第Ⅲ-3-2-1 図に TOUGHREACT における計算のフローチャートを示す。

64

第Ⅲ-3-2-1 図

Ⅲ－３－３

TOUGHREACT における計算のフローチャート（Xu et al., 2005）

圧力遷移解析シミュレータ

刺激試験実施中には，圧力遷移解析シミュレータなどを使用して，坑井近傍および貯留層の透水性の改善効果を評価することが考えられる。ここでは，圧力遷移解析 WellTest について調査した。WellTest の機能を以下に示し，第Ⅲ-3-3-1 図に WellTest 解析モデルおよび解析図の例を示す。
①

ガス／油／水 圧力遷移解析②

kh, Skin, φch 等評価③

シングル／マルチフェーズ対応④

垂直井/傾斜井/水平井 対応
65

⑤

自動マッチング（インバージョン）⑥

坑井間圧力干渉解析⑦

坑井試験設計⑧

単位変換⑨

データインポート／エクスポート⑩

レポート機能⑪

データ数無制限⑫

フィルター機能等々

第Ⅲ-3-3-1 図

WellTest 解析モデルと解析図の例

66

WellTest による透水性解析について以下に示す。
貯留層の透水性を評価するために，水・熱水等のニュートン流体によるビルドアップ試験
による圧力遷移データをカーブマッチング法により解析し，kh，φch を求める。解析で仮定している貯留層モデルは以下の通りである。
① 均質多孔質媒体が h の厚さを持ち，無限遠方まで水平方向に広がっている②

流体は単相で，圧縮率は一定である③

流体の流れとしては，坑井を中心にして水平放射状流と仮定する④

貯留層中の温度は均一と仮定する

初期圧力 Pi の孔隙型貯留層において，流量 q の噴気または注水を開始した坑井を考える。
この時の坑井周辺の圧力変化は，非定常流の式によって表される。ここでフィードポイント
だけの圧力変化に注目すると，スキン効果による圧力変化を考慮する必要がある。フィード
ポイントの圧力を，坑井の中心から半径分だけ離れた地点で測定されるものとして，フィードポイントの圧力の経時変化は次式で表される。

Pw  Pi   Ctrw 2 qEi     PSKIN
4 kh 4 kt 

（式Ⅲ-3-3-1）

ここで，
Pw：フィードポイントの圧力
Pi：貯留層の初期圧力
μ：流体の粘性係数
q：噴気量（体積流体）
k：地層の浸透率
h：貯留層の厚さ
Ei：オイラー井戸関数
φ：地層の孔隙率
Ct：地層と流体の総合圧縮率
rw：坑井半径t：非定常状態における経過時間
ΔPSKIN：スキン効果による圧力変化

式Ⅲ-3-3-1 には多くの変数が用いられているが，これらの変数は，次に定義する時間と圧力の無次元（tD,PD）にまとめることができる。
67

tD 

kt
Ctrw2（式Ⅲ-3-3-2）

PD 

2kh
P
q

（式Ⅲ-3-3-3）

式Ⅲ-3-3-5，式Ⅲ-3-3-6 を式Ⅲ-3-3-4 式に代入し，PD は tD の Ei 関数とスキンファクタ
ーで表される。

PD  

1  1 Ei  s2  4t D （式Ⅲ-3-3-4）

また，3 式と 4 式を変形するとそれぞれ次式が得られる。

tk
 rw 2 D
Ctt（式Ⅲ-3-3-5）

q PD
2 P

（式Ⅲ-3-3-6）

kh





ここで式Ⅲ-3-3-6 の左辺は透水量係数であり，この式は PD と ΔP の比が求まれば，透水量係数が得られることを示している。また，貯留係数は式Ⅱ-3-3-5 と式Ⅱ-3-3-6 を用いて次式で表される。

 kh   k 
q PD t/2    Ct  2rw P t D

Cth  （式Ⅲ-3-3-7）

従って，t と tD，PD と ΔP の比を求める方法が，カーブマッチング法である。すなわち
本プログラムでは最も実測値にマッチングできた理論カーブ(式Ⅲ-3-3-4)を求め，その時の透水量係数と貯留係数を算出する。第Ⅲ-3-3-2 図にタイプカーブマッチング概念を示す。

68

第Ⅲ-3-3-2 図タイプカーブマッチング法概念

69

Ⅲ－４

環境影響評価Ⅲ－４－１

地震モニタリング

地震の調査にあたっては，モニタリング手法として検討した AE モニタリング網を使用し，有感地震が発生した場合に震源等を解析する。必要に応じて気象庁による震源解析結果
を参照するとともに，注水記録等の坑井刺激によるデータと比較を行い，坑井刺激による影響について検討する。検討結果に応じて坑井刺激の継続もしくは停止を判断する必要があるため，判断基準および措置について予め検討しておく。
具体的な判断基準の項目としては， AE の多発（1 時間当たりの目安）や注水中の坑口圧力の急激な変動（変動幅の目安），あるいはマグニチュードの大きさ等が挙げられる。
有感地震が起こった場合は，関係各所および周辺住民等への連絡が必要になるため連絡体制を整備しておく。なお，既存の連絡体制がある場合はそれに従う。

Ⅲ－４－２

温泉モニタリング周辺温泉や河川の調査等，掘削工事の際に対象とした地点，手法を参考として，定期的（坑井刺激の前後および刺激期間中）に水質分析を行い，坑井刺激による影響について検討する。
温泉および河川における分析項目は基本的には以下の項目が一般的であるが，試験を行う場所の監督官庁や自治体，温泉事業者を含む地元の指針に従い，既存調査が行われている
場合はその方法なども参考とする。
①温泉a.

現地測定項目
天候，気温，(気圧)，泉温，試料採取b.

分析室での分析項目
pH，電気伝導率，Na，K，Ca，Mg，Cl，HCO3，SO4

第Ⅲ-4-2-1 表に温泉成分測定方法および分析方法一覧(例)を示す。
②沢水・河川水a.

現地測定項目
天候，気温，気圧，水温，水質分析用の試料採取b.

水質成分分析
第Ⅲ-4-2-2 表に分析項目（例）を示す。
第Ⅲ-4-2-2 表の分析項目は下記の法令等を基に選定，またはその基準値を採用したものである。なお，（ ）内の法令等は項目が重複する。
70

A：厚生労働省

水道法

第４条２項に基づく水質基準（原水 54 項目のうち 37 項目※一般細菌，亜硝酸窒素，味，臭気除く）

B：水質汚濁に係る環境基準について（環境庁告示第 59 号）
別表１

人の健康の保護に関する環境基準（27 項目）

C：水質汚濁に係る環境基準について（環境庁告示第 59 号）
別表２

生活環境の保全に関する環境基準（5 項目）

1 河川(1)河川（湖沼を除く）「基準は B 類型よりきれいな水とした」
D：農業用水の要望水質（水稲）昭和 45 年農林水産省公害研究会（9 項目）

E：農業用水の汚濁程度別濃度分級（水稲用 4 項目）森川ら，1982「基準は汚濁程度 1 よりきれいな水とした」

第Ⅲ-4-2-1 表
項

目

温泉成分測定方法および分析方法一覧（例）

規 格

測定・分析方法

天候

---

目視

気温

---

熱電対温度計（標準温度計により校正）

泉温

---

熱電対温度計（標準温度計により校正）

湧出量

---

定容容器，せきによる測定（直角三角せき）

降水量

---

雨量計によるデータｐＨ

JIS K 0102-12.1

ガラス電極法

電気伝導率 JIS K 0102-13

導電率計

Ｃｌ

JIS K 0102-35.3

イオンクロマトグラフ法

Ｎａ

JIS K 0102-48.1

フレーム光度法Ｋ

JIS K 0102-49.1

フレーム光度法Ｃａ

JIS K 0102-50.3

ＩＣＰ発光分光分析法

ＳＯ4

JIS K 0102-41.3

イオンクロマトグラフ法

ＨＣＯ3

JIS K 0102-25.2
鉱泉分析法指針

Ｔ-ＣＯ2 ：赤外線分析法
Ｔ-ＣＯ2 ・ｐＨ・ 解離定数から算出

ＳｉＯ2

JIS K 0101-44.3.2

重量法

全蒸発残留 JIS K 0102-14.2

蒸発皿を使った蒸発による吸光度

吸光光度計による測定

---

71

第Ⅲ-4-2-2 表

分析項目および分析の方法一覧

72

第Ⅳ章

実証試験の事例

本章（第Ⅳ章）および次章（第Ⅴ章）に，透水性改善を目的とした坑井刺激作業の事例を示す。
本章では，JOGMEC が令和元年度および２年度に実施した透水性改善技術の実証試験について紹介する。本技術については，スキン等の坑井周辺を含む貯留層トラブルを抱える発電事業者の多くが興味を示している。国内外で，過去に水圧破砕等により透水性改善を図った実績は多数あるが，試行錯誤的に行われていることが多いのが現状である。また，環境保全にも万全を期すため，坑井刺激を実施する際に有感地震を誘発しないよう，
適切に注水を行うためのモニタリング技術開発も重要である。そこで，効果的に透水性を改善するための透水性改善手法およびモニタリング手法の検証のため，実証試験を実施した。
なお，本技術の課題はどこの地熱発電所および新規開発地点でも発生する可能性があり，成果を広く活用，応用するため JOGMEC が主体となり本技術開発に取り組み，以下について実施した。
①

坑井刺激試験の計画検討，手法選定，実証試験実施②

実証試験に係るモニタリング③

透水性改善に関する評価④

周辺環境への影響評価
また次章では，世界各地で実施された坑井刺激作業の事例を，公表されている文献から調査している。
これら事例の概要を第Ⅳ-1 表に示す。

73

第Ⅳ-1 表坑井刺激手法
記載箇所

地域名

IV－１

北海道

V－1

葛根田

V－2

澄川

せん断
刺激

水圧
破砕

熱応力
破砕

化学
刺激

改

善

効

透水性改善作業事例

果
実施期間

注水総量

注水圧力

貯留層深度
（m）

貯留層温度
（℃）

30日間
（連続）

54,055 ㎥（1,500L/min）

3.Ｘ～5.ＸMPa

1,850m

280

・JOGMEC実証試験
・注水期間中、多数のＡＥが観測された

-

2317㎥
（290t/h）

3.95MPa

1270～2500300

複数の坑井にて水圧破砕を実施＊特に改善が見られたWell17について記載

-

-

-

-

-

-

実施年度
パーフォ
レーション

〇
〇

成否

概要

2019～2020年〇

0.46→5.45Darcy-m（11.8倍）
8.5→46.1t/h/MPa（5.4倍）

1985～1990年〇

注水量：9→220kL/h（24.4倍）*
噴気量：20→55t/h＠坑口圧0.7MPa（2.75 倍）*

〇

ポハン

〇

2016～2017年

×

計103日

1.3万㎥

89.2MPa4049～4362

バーゼル〇

1999～2006年

×

6日間

1.2万㎥

30MPa

4638～5009

各国

〇

250

肘折

〇

1985～2002年〇

・5MWの発電試験に成功

雄勝〇

1986～2001年〇

・2坑井間で貯留層を造成

デザート・ピーク

2

フェントンヒル

〇

〇
〇

3

コソ

〇

4

ニュー
ベリー

〇

〇
〇

〇

〇
〇

5

ソルツ

〇

6

ローズ
マノウス

〇

7

ランダウ

〇

〇

8

グロス・ショー
ンベック

〇

〇

9

ウンター
ハヒング

10

クーパー
ベイズン

〇

11

パララナ

〇

〇

1800

2200

250

270

12

ベルリン

〇

2002～2011年〇

・せん断刺激で13倍（0.01→0.13gpm/psi）の透水性改善
・水圧破砕で5倍の透水性（0.63gpm/psi）改善

1970～1990年△

・生産量は増えず

10日間（連続）
20日間（連～70gpm～1000gpm

1000

228

3.1MPa
10.3MPa

900～1750

210

48.1MPa

3000

250
300

4000

200

13

サラク

ロスアスフレス
14
他

〇

〇

〇

項

・EGSプロジェクト
・M3.4の地震で被害発生

2001～2005年〇

・坑井間（1km）の導通を確認

1月

1.4MPa2010～2013年〇

・周辺坑井レベルの還元指数（0.02gpm/psi）が得られた

3日間

7.9MPa2633～2914

310

1987～2007年〇

・透水性が20倍以上改善

5080～5270

200

1988年

×

・ショートサーキットが発生

1700～2500

100

2004～2007年〇

・生産量が5倍に改善

2000～2011年〇

・水圧破砕とパーフォレーションで生産指数が約4倍改善
・化学刺激で生産指数が30～50%改善

2004～2007年〇

・化学刺激により坑口圧が低下（1.6→0MPa）

2002～2013年〇

・3号井の生産効率が250%以上改善

2005～2011年〇

・透水性が改善

2002年

△

15万㎥

〇

4600㎥

13MPa

3300

160

～150L/sec

58.6MPa

4100～4300

150

3440～3870

134～66L/sec

63MPa

4000～5000

250

310万㎥

62MPa

3500～4000

190

・透水性改善効果は得られなかった

2000

250

3000

230

600～2000

300

5日間

〇

2004～2009年〇

・サーマルフラクチャリングで圧入性が2倍改善
・化学刺激でも透水性が改善〇

2000～2012年〇

・化学刺激により透水性が改善

74

・HDRプロジェクト
・浅部および深部貯留層を造成
・HDRプロジェクト
・多段水圧破砕法を開発

300 ・HDRプロジェクト

400～1000
2800～3000

V－6

〇

事

〇

V－5

1

記

・EGSプロジェクト
・M35.5の地震で被害発生

V－3

V－4

特

・M2.8の地震が発生

・M2.9の地震が発生

・M2.7の地震が発生

Ⅳ－１

注水条件の違いにより透水性の改善が確認された事例

北海道地方で実施したせん断刺激試験の事例を示す。本事例では 2 回のせん断刺激試験を実施しており，1 回目の注水試験の結果を元に，2 回目は注水期間および注水流量を約 2倍として行った。実証試験の結果明らかな透水性の改善が確認され，注水条件を変えたことによる透水性の改善効果や AE の発生状況について知見を得ることができた事例である。

Ⅳ－１－１

試験対象地域の特徴

１．地域概要試験対象地域はグリーンタフ地域に属し，火成岩の貫入や鉱脈鉱床の生成があり，明治以
前から 1970 年代まで稼行していた鉱山跡（マンガン・鉛・亜鉛等）があった。また，温泉の湧出，変質帯がみられ，試験場の北方約 1km に温泉が存在する。同地域周辺では，資源エネルギー庁，NEDO および民間企業による地熱調査が過去に実施され，深度 1,000m 以
上の構造試錐井を含む比較的詳細なデータ（コア試験結果や事前検討に必要な岩石物性データ等）を事前に得ることができた。

２．地質構造試験対象地域周辺の基盤は先第三紀の堆積岩類，花崗岩類であり，試験対象井の生産区間
は花崗岩類であった。
北海道南西部の応力場に関して，渡辺(1986)によると，新生代後期の地殻構造の伸張（EW および NW-SE 方向）による火成活動で多くの鉱床が形成され，更新世以降は東北日本弧への太平洋プレートの沈み込み，および東北日本弧と千島弧の衝突に支配されたとして
おり，マクロスケールで同地域周辺は東西圧縮場であることが示唆されている。一方，主応力の強度等の詳細情報は無かった。
産業技術総合研究所から発行されている 5 万分の 1 地質図では，NE-SW 系，NW-SE 系の断層が示されている。また，民間事業者による調査で試験対象地域中央に EW 走向，N 方
向傾斜の 2 つの断層が褶曲軸方向，リニアメント等から推定されている。想定される最大水平応力の方向にあり，透水性改善に適した断層と考えられた。また，周辺の既往調査井のデータから花崗岩類に比較的多くのき裂が確認されており，生産区間での透水性改善が期待された。
同地域で実施された重力調査結果では高重力域が示されており，水平重力微分値等から貫入岩の存在が考えられた。MT 法調査結果では浅部低比抵抗ゾーンが見られ，標高-1,500m
75

以深で比抵抗が増加し，溶岩および貫入岩体との一致が指摘されていた。
試験対象井のカッティング調査結果より，試験対象井が貫入岩を掘り抜いていることが確認されており，比抵抗検層結果では坑井深部の白亜紀貫入岩に比抵抗および SP の大きな変動が見られた。BHTV 検層は生産区間のデータが無かったが，浅部で検出されたき裂の方向は N-S，SSE および NNE 方向と地域の褶曲の傾向と一致していた。

３．熱構造
民間事業者の調査結果によると，本地域の最新の火成活動は，鮮新世末期の班岩類貫入が主なもので，これら班岩類の起源マグマが本地域の熱源と考えられていた。
調査地域の変質帯は，鮮新世末期に貫入した班岩類による鉱化作用に伴う中性熱水変質，およびその後に発生したと考えられる酸性変質が分布している。また，カッティング
ス分析では花崗岩中の緑泥石帯に緑簾石およびアクチノ閃石が確認されているが，班岩類
が花崗岩類に貫入した際に生成されたと考えられ貫入に伴う断裂が推定されていた。
NEDO の調査井から地下温度分布が推定されており，東西性の温度分布が見られた。試験対象井では温度回復プロファイルから平衡温度プロファイルが推定され，坑底付近で約270℃と推定されていた。

４．試験対象井の概要
掘削後の噴気試験で十分な噴気特性（連続自噴）が得られなかった坑井（掘削深度 2,600m超）を試験対象井とした。
試験対象井は深度 1,615m 以深に 7”孔明管が設置されており，PTS 検層によって深度1,850m，2,130m，2,280m および 2,391m 付近で流体流出が確認されている。

Ⅳ－１－２

坑井刺激試験結果

１．全体設計
本実証試験では，有感地震の発生を抑制しつつ透水性を改善することを目標とし，長期間低圧で注水するせん断刺激を選定した。令和元年度の 1 回目の試験では 14 日間のせん
断刺激試験を実施して課題を抽出し，令和 2 年度に 26 日間のせん断刺激試験を行った。

２．坑井刺激設計
対象試験地域の既往データを収集し坑井刺激設計を行った。
76

令和元年度は，既往 PTS 検層結果から主流体流出深度 1,850m を貯留層深度と仮定し，同深度の開口圧力から最大注水圧力およびその際の注水量を算出した。具体的には次のとおりである。
既往情報では，試験対象井の自然状態の水位は 150m であるため，深度 1,850m における間隙水圧は約 16.8MPa となる。岩石密度を 2.5g/cm3 とすると静岩圧は 45MPa 程度となる。水平応力が不明であり，仮に静岩圧の半分程度 22.5MPa と仮定すると，間隙水圧を差し引き 5.7MPa の加圧でせん断滑りが発生する。既往の注水試験結果から，注水量 vs
注水圧力のクロスプロットを取り，試験対象井で 5.7MPa 加圧するのに必要な注水量を700L/min と推定した。本事業では有感地震の発生を抑制した注水を目標としたため，これらの注水圧力（5.7MPa）および注水量（700L/min）を上限とし，これを超えないように 10 日間以上の注水を行う計画とした。
令和 2 年度は，前年度の試験において透水性の改善が 2.5 倍程度に留まり， AE が観測されなかったことから，前年度試験結果を基に注水量を見直した。その結果，1,500L/min
程度の注水量が必要と判断され，確実な透水性改善を確認するため注水期間も前年度の倍の 30 日間とする計画とした。なお，AE の発生傾向から有感地震発生のリスクが高いと判断された場合は，注水量を減ずる計画とした。
また，既往データから地下構造モデルを構築し，シミュレータを用いて坑井刺激効果について事前検討を行った。試験当時，地熱の事前刺激試験設計に用いることができた最適なシミュレータとして水圧破砕シミュレータ SHIFT（石油資源開発㈱ 製）を選定し，その効果も検証した。SHIFT シミュレーションでは，注水パターンの違いによる効果を検証した。当地域，および後述する韓国浦項など多くの先行事例では断続加圧注水（サイクリック注水）が実施されているが，シミュレーション結果によると途中で注水を停止したことにより圧力が解放され，遠方まで効果的に圧力が伝播しないことが分かった。この場合，き裂伸展のために高圧注水が必要となり，有感地震発生のリスクが懸念された。そのため，本事業では低圧による連続注水を行う計画とした。なお，SHIFT シミュレーション
ではき裂伸展に伴う AE の発生を予測することができるが，試験対象地域は自然の地震活動が極めて低調であり，き裂および応力場に関する事前情報が不十分であったため，AE発生予測を事前に行うことができなかった。

77

３．坑井刺激作業
令和元年度のせん断刺激試験では，14 日間の連続注水を実施した。取水は坑井基地の脇を流れる河川より水中ポンプで汲み上げ，セキサク D-100 型マッドポンプを用いて注水を行った。大雨による河川の濁り，ポンプ配管の故障等による一時的な注水停止を除き，注水量およそ 700L/min（河川水温度約 5℃）で連続注水を行った。坑井刺激前後では，PTS
検層および透水性把握のための注水試験を行った。
令和 2 年度は，8P-80 マッドポンプを用いて注水量およそ 1,500L/min（河川水温度約18℃）の 30 日間連続注水を実施した。取水は前年度と同様とし，大雨による河川の濁り，ポンプ配管の故障等による一時的な注水停止があった。坑井刺激による透水性改善効
果を確認するため，坑井刺激前および坑井刺激後（4 ヵ月経過した温度回復後）に PTS 検層，および透水性把握のための注水試験を行った。
令和元年度および令和 2 年度の注水実績として，注水量および坑口圧力のグラフを第Ⅳ1-2-1 図～第Ⅳ-1-2-2 図に示す。一般に論文等で報告されているせん断刺激および水圧破砕では，注水によってせん断滑りが発生するとブレークダウンと呼ばれる圧力低下が観測
され透水性が改善するとされている。一方，第Ⅳ-1-2-1 図～第Ⅳ-1-2-2 図を見ると人為的にポンプを停止した時以外で明瞭な圧力低下は見られないが，注水開始以降連続して圧力が低下し続ける傾向が示されている。令和元年度は 10 日間で 1.3MPa 程度の低下が，令和 2 年度は 8 日間で 1.5MPa 程度の低下が示されている。
第Ⅳ-1-2-1 表に坑井刺激前後の透水量係数および還元指数を示す。これを見ると，令和
元年度は透水量係数が坑井刺激後に 2.5 倍程度改善し，令和 2 年度坑井刺激前に令和元年
度坑井刺激前と同値に戻っていた。このことから令和元年度の透水性改善は一時的なものであったことが分かり，シミュレーション結果などから冷水を連続注水したことにより岩体が冷却収縮し，き裂が一時的に開口したことが原因と推定された。この場合，温度回復によって岩体が元に戻りき裂が閉口すると透水性は元の状態に戻る。前述したブレークダ
ウンではない連続した圧力低下は，この冷却効果による影響を反映した結果と考えられる。そのため，令和 2 年度は温度回復後の透水性を把握するために，注水停止から 4 ヶ月
後に再度注水試験を実施し透水性を確認した。これによると，令和 2 年度の坑井刺激前の11 倍程度の透水性の改善が確認され，一時的ではない恒久的な透水性改善がなされたことが確認された。令和 2 年度の坑井刺激では，後述する AE が観測されていたことからせん
断滑りが発生していたと考えられ，冷却効果による連続した圧力低下の中に示される圧力の増減は，せん断滑りの影響である可能性が考えられる。
78

なお，令和 2 年度はポンプメンテナンスのために約 1 日注水を停止（6 月 22 日）したが，その後注水を再開したところ注水圧が上昇した。これは，掘削後の噴気試験時に坑井の浅部に付着したスケールが，注水刺激によって剥がれ，注水停止時に坑井の傾斜がきつい部分に堆積して，孔明管の内側を閉塞したことが原因と考えられる。そのため坑井刺激試験直後の透水性は未評価とし，4 ヵ月経過した温度回復後に閉塞を取り除き PTS 検層を実施し透水性を確認した。

79

第Ⅳ-1-2-1 図

令和元年度の坑井刺激時の P-Q 曲線

解析対象外*＊：注⽔中に異物（スケール⽚）により坑内が狭窄下ため、圧⼒が上昇

第Ⅳ-1-2-2 図

令和 2 年度の坑井刺激時の P-Q 曲線

80

第Ⅳ-1-2-1 表
年度

坑井刺激前後の透水量係数および還元指数

試験工程

透水量係数
kh (Darcy-m)

還元指数
II (t/h/MPa)①連続注水前(2019.11.26)

0.42

8.5

②連続注水後(2019.12.15)

1.03

23.5

③連続注水前(2020.6.10)

0.46

8.4

④連続注水・温度回復(2020.11.26)

5.45

46.1

令和元年度

令和2年度

４．モニタリング
坑井刺激作業のモニタリングとして，坑口圧力および注水量をモニタリングする P-Q モ
ニタリング（第Ⅳ-1-2-1 図～第Ⅳ-1-2-2 図）と AE モニタリングを行った。AE モニタリン
グは，試験対象井を中心に半径約 2km 内に観測点（令和元年度は地表 3 箇所＋坑内 1 箇
所，令和 2 年度は地表 6 箇所）を設置し，その内 1 点はリアルタイムで観測ができるものとした。AE モニタリングに関して，令和元年度は坑井刺激に関連すると思われる AE は観測されなかったが，令和 2 年度は 1,124 のイベントが確認され，内 700 個の震源を決定した。第Ⅳ-1-2-3 図に令和 2 年度坑井刺激時の AE 発生頻度，注水量および坑口圧力の時
系列を，第Ⅳ-1-2-4 図に AE 分布図を，第Ⅳ-1-2-5 図に AE 時系列分布図を，第Ⅳ-1-2-6
図に期間 1 を色分けした AE 分布図を，第Ⅳ-1-2-7 図に発震機構解析結果をそれぞれ示す。
第Ⅳ-1-2-4 図を見ると，AE は概ね流体流出深度を中心に東西方向に分布しており，流体流出深度の西側で特に AE が多発している。同図の東西断面を見ると，主に流体流出深度より深い深度で AE が発生している。
第Ⅳ-1-2-5 図を見ると，AE は発生期間に纏まりが見られ 6 つの期間に区分したが，第Ⅳ-1-2-6 図を見ると期間 1 の時点で，本事業で実施した坑井刺激域のほぼ全て領域で AEが発生していることが分かる。注水初期の時点で坑井と既存の地熱貯留層が導通し，その後は地熱貯留層を刺激し続けた結果であると考えられる。
第Ⅳ-1-2-7 図は同地域で観測された AE データの内，マグニチュードが大きかったイベ
ントを用いて，AE モニタリングの観測点および気象庁等公開されている地震観測点のデータを用いて行った発震機構解析結果である。発震機構解析は，その AE イベントがどの81

様な力を受け，どの様に断層が動いたのかを推定するものである。同図を見ると，本地域で発生した AE は北西‐南東走向，あるいは北東‐南西走向の横ずれ型であることが分かる。横ずれ断層は，縦型のき裂で比較的透水性の高いき裂が生成される傾向があり，透水性改善としては良い結果と評価される。

第Ⅳ-1-2-3 図

令和 2 年度坑井刺激時の AE 発生頻度分布図82

第Ⅳ-1-2-4 図

令和 2 年度坑井刺激時の AE 分布図

83

期間 1

第Ⅳ-1-2-5 図

第Ⅳ-1-2-6 図

期間 2

期間 3～5期間 6

令和 2 年度坑井刺激時の AE 発生時系列分布図

令和 2 年度坑井刺激時の AE 分布図（期間 1 を色分け）
84

第Ⅳ-1-2-7 図

令和 2 年度坑井刺激時の発震機構解析結果

５．環境影響評価
環境影響評価として，有感地震モニタリングと温泉モニタリングを行った。
有感地震モニタリングでは，AE モニタリングの内 1 観測点のデータを現地でリアルタ
イム監視すると同時に，気象庁の地震情報を適宜確認しながら坑井刺激作業を行った。近
隣施設に影響を及ぼす有感地震は，令和元年度および令和 2 年度とも発生しなかった。
温泉モニタリングでは，近隣の温泉施設で坑井刺激作業前，作業中，作業後と定期的に温泉水をサンプリングして，大きく変化する分析項目がないか確認しながら注水作業を進めた。また，坑井刺激期間中は毎日温泉水の pH および電気伝導度を測定し，大きな変動がないことを確認した。

Ⅳ－１－３

坑井刺激試験評価

第Ⅳ-1-3-1 表に坑井刺激試験結果の比較を示す。令和元年度は，既往情報から注水量
700L/min 程度を上限として機材選定の上坑井刺激を行ったが，注水を開始すると想定以85

上に飲み込みが良く，注水量 700L/min でも坑口圧は 2MPa 以下と想定の最大圧力を大幅に下回った。一方連続した圧力低下が観測され，坑井刺激後は 2.5 倍程度の透水性改善が確認されたが，坑井刺激中に関連する AE は観測されなかった。
令和 2 年度の坑井刺激前の注水試験結果から，透水性は令和元年度の坑井刺激前と同値であり，透水性が元に戻っていることが確認され，低温注水による岩体収縮で一時的な透水性改善が起こったと推定された。令和 2 年度は，1,500L/min の注水を行ったところ，多数の AE を観測し，せん断滑りの発生を確認した。透水性も 11 倍程度の良好な改善を確認し，温度低下による一時的な改善ではないことも確認した。
令和 2 年度は多数の AE（最大マグニチュード 1.5）が観測されたものの，実証試験現場
では有感地震は確認されなかった。また周辺の温泉にも影響を与えず，同地域での透水性改善は成功したと言える。

第Ⅳ-1-3-1 表

坑井刺激試験結果の比較
令和元年度

令和 2 年度

0.42 Darcy-m

0.46 Darcy-m

せん断刺激試験後

1.03 Darcy-m5.45 Darcy-m

透水量係数 kh

(試験直後)(温度回復後)平均注水量

約 700 L/min

約 1,500 L/min

総注水量12,367 m3

54,055 m3

せん断刺激期間

約 13 日間

約 26 日間

せん断刺激試験前
透水量係数 kh

AE 発生数0 イベント(遠方で 2 イベント)

最大マグニチュード－

群発 AE 発生開始日－（同時点の総注水量）

Ⅳ－１－４

1,124 イベント
1.5
注水開始 4 日後（7,969 m3）

SHIFT による評価

令和 2 年度の注水試験では，同地域で多数の AE が観測された。観測された AE 分布を網羅するように，東西 4,000 m，南北 2,500 m，鉛直方向 3,000m をモデル範囲とした。
単位グリッドサイズは計算負荷抑制のため，50×50×50 m とした。
フラクチャモデル（DFN モデル）では，令和 2 年度注水試験で観測された AE データ
から確率フラクチャを組み入れた。第Ⅳ-1-4-1 図に令和 2 年度注水試験で観測された AEのマグニチュード分布を示す。
86

フラクチャがせん断滑りを引き起こす際の臨界せん断応力𝜏は，フラクチャの走向，傾斜，主応力情報によって一意に決まる。そのため，摩擦係数ないし摩擦角が分かれば，マグニチュード分布からフラクチャ半径の分布が推定できる。岩石の静摩擦角の一般的な範囲は 30～40°として知られている（Byerlee, 1978）。本件では，AE 発生挙動が観測結果と整合するよう調整し静摩擦角を 30°とした。動摩擦角は，一般的な地震のストレスドロップ 1～10 MPa の中間値 4 MPa を式Ⅲ-5-4 に代入し 20°とした。フラクチャの力学
特性パラメーター（せん断膨張角，せん断滑り前後の 90%閉塞応力）は一般値・経験値を基準とし，マッチングによって調整した。
フラクチャの走向分布は，AE 観測の震源メカニズム解が ENE-WSW 方向を主圧縮軸とする横ずれ型である事，震源分布が東西に伸びる事から WNW-ESE の節面が断層面と推定し，N15°E を中心とした正規分布とした。また，フラクチャの傾斜分布は文献情報から 90°を中心とする正規分布とした。フラクチャの初期開口幅はフラクチャ半径に比例するものとして，その比例係数（開口幅係数）はシミュレーションのマッチングから 2×105 とした。確率フラクチャは観測された AE 分布を基にモデルグリッドに配置し，各グリッド内の AE 数から各グリッドの AE 発生確率分布を算出し，計算時の AE 発生はその確率分布に従う。また，AE 分布による確率フラクチャとは別に，ランダムな位置分布を持つ確率フラクチャをモデルに加えた。AE 分布による確率フラクチャの密度はマッチング
パラメーターとし，ランダムに配置した確率フラクチャの密度は AE 分布による確率フラクチャの 1/10 とした。
応力場は，注水中の AE データを基に再設定した。フラクチャ孔隙率割合，母岩浸透率およびフラクチャ浸透率を，令和 2 年度注水試験圧力挙動へのマッチングで修正した。
令和元年度の注水試験と同様に，注水初期に圧力が連続的に単調減少する傾向が見られた。令和元年度は注水試験後に 3 倍程度透水性の改善が確認されたが，令和 2 年度注
水試験前には令和元年度注水試験前と同程度の透水量係数となっており，温度回復によって透水性が元に戻ったことが確認された。そのため，TOUGH によるシミュレーショ
ンで検討されたように，この注水初期の AE 発生を伴わない圧力単調現象は注水に伴う温度低下による影響であることが確認された。なお，令和 2 年度は十分に温度回復したと考えられる注水試験 4 ヵ月月後に透水量係数の計測が行われ，11 倍程度透水性の改善が確認され，また令和元年度注水試験では観測されなかった AE が令和 2 年度注水試験中に多数観測された。本検討では，前述の方法（初期状態からフラクチャは開口済みと仮定）で温度の影響を簡易的に考慮してシミュレーションを行った。今後，この様な実際の87

現象（圧力の単調低下傾向）を再現するシミュレータの開発が必要と考えられる。
また，令和 2 年 11 月に温度回復後における注水試験（ステップレート試験，インジェ
クション検層，フォールオフ検層）が実施された。このステップレート試験，フォールオ
フ試験の圧力挙動を再現するモデルを構築し，坑内閉塞後の観測圧力は上限値と考え，これを下回る様にシミュレーションを行った。
第Ⅳ-1-4-1 表および第Ⅳ-1-4-2 図にマッチング後の SHIFT モデルを，第Ⅳ-1-4-3 図に
令和 2 年度注水試験での SHIFT によるシミュレーションによる圧力挙動のマッチング
結果，およびシミュレーションで再現された AE の発生時系列を，第Ⅳ-1-4-4 図に坑内閉塞物と取り除いた後に実施した注水試験（温度回復後）の圧力挙動のマッチング結果を示す。圧入継続による単調な圧力低下，スケール閉塞と考えられる透水性の低下（圧力上昇）に関しては，観測圧力挙動と異なるが概ね観測圧力と近いレベルの値が示されている。また，坑内閉塞物を取り除いた後の観測圧力挙動とは，最大で 0.3MPa の差異でマッチングしており，実際の圧力挙動が再現されている。
一方 AE を見ると，シミュレーションでは 503 個 AE 発生が確認され，注水開始と同時に AE が多発している。一方実測の AE は，本格的に注水が開始されてから 4 日後以降に AE が多発している点が異なる。シミュレーションでは坑井近傍で AE が多発したことが原因と考えられ，地下の複雑な既存フラクチャ，特に透水性が良くせん断滑りが起きに
くいフラクチャの再現に課題が残った。

第Ⅳ-1-4-1 図

令和 2 年度注水試験時の AE マグニチュードヒストグラム

88確定フラクチャー

赤線部：
坑井モデル

ヤング率 18.3
ヤング率 41.4
ヤング率 22.1
ヤング率 33.6
ヤング率 33.4

ヤング率 39.4

第Ⅳ-1-4-2 図

事後検証時の SHIFT モデル（上:平面図，下:南北断面図）
89

第Ⅳ-1-4-1 表

事後検証時の SHIFT モデル

90

第Ⅳ-1-4-3 図

第Ⅳ-1-4-4 図

令和 2 年度注水試験での圧力挙動のマッチング結果

令和 2 年度注水試験（温度回復後）の圧力挙動のマッチング結果

91

Ⅳ－１－５

まとめ

本事例から，以下の知見が得られ，課題が抽出された。
１．得られた知見① 有感地震発生を抑制しつつ，適切に透水性を改善させるためには適切な注水量を事前に見積る必要がある。
② 透水性改善の事前の見積り，試験時の有感地震発生リスクの把握のためにはシミュレーションが有効な手法である。
③ 坑井刺激の結果としてき裂が伸展，造成された分布を適切に評価するためには AE モ
ニタリングが有効な手法である。
④ 地熱貯留層に低温の河川水等を注水すると，冷却効果による透水性改善効果が見られるが，可逆的な現象であることも考慮し，温度回復後における透水性の評価方法な
どの検討が必要である。

92

第Ⅴ章

文献による事例調査

Ⅴ－１

複数の坑井が掘削されている既設発電所における透水性改善の事例

透水性改善作業では周辺坑井への干渉が懸念されているが，木崎・佐藤（1984）では，操業中を含む葛根田地熱地域における生産井の水圧破砕について詳しく述べられている。また，同論文では透水性改善のみならず，噴気（発電）の可否についても言及されており，地熱の透水性改善として重要な情報と言える。

１．概要
葛根田地熱発電所は，1957 年の通産省工業技術院による調査以降開発が進められた発電所である。1974 年～1977 年に生産井 11 坑，還元井 15 坑が掘削された後，1978 年に 1 号機（50MW）が運転開始されている。また，2 号機（30MW）は 1996 年に運転が開始されている。当地域では，1975 年に還元井を対象とした水圧破砕が実施され，1976 年に生産井を対象とした水圧破砕が実施され効果を上げている。その後，高温かつ低透水性の深部貯留層の開発が増加したため，1985 年～1990 年にかけて生産井 11 坑を対象に水圧破砕が 14回実施されている。木崎・佐藤（1984）では対象坑井を下記の 3 つに分類し，それぞれの特徴がまとめられている。
（グループ 1）水圧破砕によって蒸気量が大幅に増加した生産井（グループ 2）水圧破砕によって蒸気量が多少増加した生産井（グループ 3）水圧破砕によって透水性は改善したが，蒸気量は増加しなかった生産井
第Ⅴ-1-1 表に木崎・佐藤（1984）に記載された坑井の一覧を，また以下に各グループの坑井について示す。

93

第Ⅴ-1-1 表

葛根田地域，生産井の水圧破砕一覧表

94

２．まとめ
本事例から，以下の知見が得られた。
① き裂が全くない所で水圧破砕を実施しても，透水性の改善は期待できない。一方，
多少でもき裂が存在しかつ坑井近傍に透水性の良いき裂が存在する場合は，水圧破砕による効果が期待される。
② ケーシングセメンチングが良好でない場合，水圧破砕によってセメントが破壊される可能性が高くその様な事例は多い。補修セメンチング，またはパッカーの使用なども考慮する必要がある。
③ 蒸気増産のためには，低温域のき裂は開口させずより高温域のき裂を伸展させる必要があり，最終ケーシングのセット深度が重要となる。
④ 水圧破砕の効果は，温度回復，応力腐食割れなど時間をかけて発現する場合があり，慎重に評価されなければならない。

Ⅴ－２

坑内（貯留層）冷却の影響による透水性特性が評価された事例

１．概要
有木・畠山(1997)では，澄川地熱発電所における還元熱水温度の違いによる還元能力の違いについて報告されている。同論文によると，還元井の一部では時間の経過とともに還元流量が徐々に減少し，早い場合で 3 週間程度，遅い場合でも 4 ヶ月程度で，還元開始前の約1/10 まで還元能力が低下した坑井があるとしている。還元井の能力低下としては，①スケール等による閉塞，②坑井干渉による坑井近傍の圧力上昇，③坑井ダメージ，④ガスロックなどが知られている。同論文では，澄川地域の還元井に対して，低温熱水と高温熱水を用いた還元能力の違いについて検討されている。

２．試験結果
対象井 SD-1 では 1994 年から還元が開始され，11 月時点で坑口圧力 0.35MPa で還元流
量 40kg/s 程度であったが，時間の経過とともに坑口圧力の上昇および還元流量の低下が認められた。1995 年 6 月以降，低温熱水（50～60℃）と高温熱水（約 150℃）が交互に還元された（第Ⅴ-2-1 図）。低温熱水還元時は還元能力が上昇し，高温熱水還元時には還元能力が低下する傾向が以下の様に確認された。
1995 年 6 月 25 日：熱水温度=約 150℃，坑口圧=0.71MPa，還元流量=13.6kg/s
1995 年 6 月 30 日：熱水温度=約

50℃，坑口圧=0.09MPa，還元流量=40.2kg/s
95なお，低温熱水を還元するとシリカスケール生成，および貯留層冷却の問題があり，本対応は緊急避難的なものとされている。
1995 年 8 月および 9 月に，低温熱水および高温熱水を用いた注水試験が実施された。試験結果を第Ⅴ-2-2 図に示す。低温熱水注水時は注水量を 4 段階に，高温熱水注水時は注水
量を 5 段階に順次増加させた際の坑口圧力を記録し，それぞれプロットしたものである。
低温熱水の場合，高温熱水より坑口圧力が低く注水流量も大きい。同図から算出された還元指数は，低温熱水の場合は 47.2kg/s/MPa，高温熱水の場合は 37.3kg/s/MPa とされ，低温
熱水の方が 1.3 倍良いことが分かる。

第Ⅴ-2-1 図

澄川 SD-1 井の還元流量および坑口圧力96

第Ⅴ-2-2 図

澄川 SD-1 井の注水試験結果

３．考察
同論文では，本試験結果を以下の様に考察している。
(1) 低温流体注水による透水性の増大
浸透率-層厚積が変化しない場合，還元指数は動粘性係数に反比例する。低温熱水（60℃）の動粘性係数は高温熱水（159℃）の約 2.5 倍のため，低温熱水の還元指数は高温熱水の 1/2.5程度に低下することになる。しかし実際には 1.3 倍向上しており，浸透率-層厚積の増大，すなわち貯留層の透水性が改善したことになる。
注水によるき裂伸展による透水性改善について，低温熱水と高温熱水を交互に還元を繰り返した場合に高温還元時に透水性が低下していることから，き裂伸展により影響は小さいと考えられる。
Benson et al.(1987)は，坑井近傍の浸透率増加と注水温度との間の高い相関から，地層の冷却による浸透率の増加を，数値解法およびメキシコのロスアスフレス地域の実測データへのマッチングで示している。また，中尾・石戸(1992, 1994)は，冷却による岩体の孔隙率変化，き裂開口などにより，注水によって時間の経過とともに坑内圧力が減少する挙動を，97大分県湯坪地域の実測データを基にしたシミュレーションで解析している。
澄川の注水試験結果も，これら低温流体の注水に伴う岩石の熱収縮による透水性改善とする研究結果と整合的と推察されている。

(2) 坑井周辺の圧力低下注水試験では，低温熱水を注水した場合，高温熱水注水時と比べて坑内圧力が低下する結果が得られている。この要因について，低温熱水は流体流出深度からき裂を通じて深部に流下し，貯留層深部が冷却したことによるものと推察されている。

４．まとめ
本事例から以下の知見が得られた。
① 低温熱水と高温熱水が交互に還元された結果，低温熱水還元時に還元能力が上昇すること，また温度回復による還元能力の低下，つまり透水性改善の可逆性が確認された。
② 要因として，低温流体注水による岩石の熱収縮の影響，および坑井周辺の圧力低下があげられている。

Ⅴ－３

坑井刺激試験により有感地震が発生した事例

地下に加圧注水すると有感地震が発生するリスクが知られており，地熱でも幾つかの事例が報告されている。2017 年に韓国の浦項（ポハン）で M5.5，1982 に米国ガイザースでM4.6，2003 年にエルサルバドル‐ベルリンで M4.4，2003 年オーストラリア‐クーパーベ
イズンで M3.7，2006 年にスイス‐バーゼルで M3.4 の地震が報告されている（Zang et al,2014）。被害が発生した事例として，韓国浦項およびスイスのバーゼルの事例を取り上げる。

Ⅴ－３－１

浦項地域

１．概要
2016 年～2017 年に韓国の大都市浦項近郊で，高圧注水（坑口圧 20MPa 程度）によるEGS プロジェクトが実施されたが，注水停止 2 ヶ月後に韓国史上 2 番目に大きいマグニチ
ュード 5.5 の有感地震が発生した。同地震は韓国全域で揺れが感じられ，建物など多くの被害が発生した。浦項地域で発生した地震の概要は，韓国地質学会，韓国政府委員会（2019）にまとめられており，以下では同資料および関係論文を引用する。

98

第Ⅴ-3-1-1 図

浦項 EGS サイト位置図 (F. Grogoli et al(2018))

２．坑井刺激作業
浦項 EGS プロジェクトでは，2016 年 1 月 29 日～2017 年 9 月 18 の間に 5 回の水圧破砕作業が実施された。第Ⅴ-3-1-6 図に浦項水圧破砕作業の注水量，フローバック量，総注水量を示す。Sehyeok Park(2020)によると，各水圧破砕の概要は第Ⅴ-3-1-2 表のとおりである。
第 1 回の水圧破砕作業では，坑口圧力 64～67MPa の時点でブレークダウンと思われる
圧力低下が発生しており，き裂開口圧と考えられた。第 2 回の水圧破砕作業では Mw2 を超える地震が発生したが，短期間の排出によって大きな地震の発生頻度は低下した。シャット
イン後の 12/29 に再度 ML2.2 の地震が発生し，排出作業が行われた。第 3 回の水圧破砕作
業では ML3.2 の地震が発生しており，第 5 回の水圧破砕作業のシャットインから 58 日後の 2017 年 11 月 15 日に Mw5.5 の有感地震が発生した。前日には 10 時間の間に 5 つの大きな地震（前震）が発生し，余震活動も活発であった。

99

第Ⅴ-3-1-2 図

浦項水圧破砕作業時の注水量，フローバック量，総注水量

第Ⅴ-3-1-1 表

浦項地域で実施された水圧破砕の概要

対象井

総注水量

最大流量

最大坑口圧力

最大 ML

PX-2

1,970 m3

46.8 L/sec

89.2 MPa

1.7

PX-1

3,907 m3

18 L/sec

27.7 MPa

2.2

2017/ 3/16～ 4/16

PX-2

2,831 m3

10 L/sec

88.8 MPa

3.2

2017/ 8/ 7～ 8/14

PX-1

1,756 m3

10 L/sec

22.8 MPa

1.8

2017/ 8/29～ 9/23

PX-2

2,335 m3

10 L/sec

84.6 MPa

1.7

実施日
2016/ 1/29～ 2/20
2016/12/15～12/28

３．坑井刺激結果の評価
2017 年 11 月に韓国浦項で発生した Mw5.5 の地震は，韓国政府委員会による調査で浦項
EGS プロジェクトとの関連が指摘された。本件では海外を含め数多くの検証がなされているが，韓国政府委員会の調査では，5 回の坑井刺激によって地震活動が誘発され，既存の未知の断層に直接注水したことにより，Mw5.5 の引き金となったと結論付けられている。

Ⅴ－３－２

バーゼル地域

１．概要
バーゼル地熱地域はスイス北西部，ドイツ・フランス・スイス 3 国の国境が接する地点に位置し（第Ⅴ-3-2-1 図），ライン地溝帯南東端に位置するスイスの主要都市である。本地域
100

では，フランスのソルツを例に Deep Heat Mining（DHM）と言う EGS プロジェクトが実施され，5,000m 級の坑井による深部花崗岩をターゲットとしたバイナリー発電が計画されていた。深度 5,009m の Basel 1 井において水圧破砕が実施されたが，注水開始 6 日後を起点に多くの有感地震（最大 M3.4）が発生し，バーゼル EGS プロジェクトは中止された。

101

（Haring et. al, 2008）
第Ⅴ-3-2-1 図

ライン地溝帯地質概要(上)およびバーゼル地震観測点(下)102２．坑井刺激作業
坑井刺激に先立ち，2006 年 11 月 23 日にバーゼル 1 の水圧特性把握のため，低流量長期注水試験（75 時間）が実施された。これ先立ち坑内が静水置換されたが，シャットイン後に坑口圧力が 14.8bar まで上昇し 18 時間も上昇し続けた。低流量注水試験中，16 時間で最大 10L/min までの 3 段階で注水量が増量された。試験終盤に坑口圧力は 74bar まで上昇
し，シャットイン 11 時間後に 26.3bar まで低下した。定常状態の貯留層圧は 17～26.3barの間にある。刺激後坑井は開放されたが，自然の被圧までにはならなかった。解析の結果，浸透率は約 1×10-17m2 と推定された。
2006 年 12 月 2 日から，ライン川からの取水 11,570m3 によるバーゼル 1 での坑井刺激が実施された。注水開始 16 時間で，注水量を 100L/min まで段階的に増加させたところ，坑口圧力は 110bar となった。翌日，注水量を最大 3,300L/min まで徐々に増加させたところ，
坑口圧力は 296bar となった。圧力および流量の上昇に伴って地震活動が増加し，承認された地震応答手順に規定される流量の減少が必要とされ，連続注水 6 日後の 2006 年 12 月 8日早朝に注水量が下げられた。地震活動があまりに高頻度であったため，その 5 時間後に注水停止が決定された。さらに，地震活動抑制のための坑井からのフローバックにとりかかったところ，ML3.4 の有感地震が発生した。フローバックにより 4 日間で静水圧まで低下
し，その後，14 ヵ月間で累積約 3400m3 が排水された。

103

第Ⅴ-3-2-2 図

バーゼルにおける坑井刺激試験結果（Haring et. al, 2008）

３．まとめ
浦項（韓国）およびバーゼル（スイス）の事例より，以下の知見が得られた。
(1) 高圧注水のリスク
浦項では坑口圧力 90MPa 程度の注水により，最大 Mw5.5 の有感地震が発生し，バーゼ
104

ルでは坑口圧力 30MPa 程度の注水により，200 件／時間と言う高頻度の AE が発生し，ML3.4 を含む幾つかの有感地震はバーゼル市民にも感知された。
いずれも，深度 4,000m を超える大深度における低透水性領域の坑井刺激であったため，
き裂開口圧力は高圧であったものと考えられるが，結果として地震の影響によって EGS プ
ロジェクトが中止に追い込まれている。
Schorlemmer et al.(2005)は，差圧の上昇によりマグニチュードの大きい地震の発生リス
クが増大するとしており，注水作業，特に既存坑井の無いグリーンフィールドでの EGS の場合は，慎重に実施する必要があると考えられる。

(2) 断層近傍での EGS 開発のリスク
浦項では，活断層である Yangsan 断層から 10km 程度離れているが，これらに付随した第四紀断層が EGS 地域の近傍に示されている。なお，韓国では地震活動がそれ程多くないことから，地表付近の第四紀層を中心に断層調査がされ，これが第四紀断層と呼ばれている。
浦項 EGS プロジェクトでは未知の既存断層に直接注水が流れ込み，これを刺激したことによって地震が発生したとされているが，発生した地震の規模からかなりの断層面が動いた，
つまり規模の大きい既存断層であった可能性が推察される。
バーゼルは，過去に大きな地震被害をもたらした活断層で知られ，主要断層の 4km 程度の位置での EGS 開発であった。これら主要断層とは異なる方向に AE が広がり，また断層面はこの AE 分布方向とも異なる複雑な構造が刺激され AE が多発した。
これら周辺の情報を EGS に如何に活かすかが，今後の EGS 開発の課題と考えられる。

(3) 都市部での EGS 開発の難しさ
バーゼルは都市部での EGS 開発であり，地震頻発による住民の不安助長などがあったようである。また，浦項も都市近郊の EGS 開発であり，有感地震の発生による建物の損傷などの被害があった。都市部ではき裂伸展に伴う AE による地表への影響があると，これらの問題が発生する確率が高いためより坑井刺激オペレーションが制限される。
なお，都市部ではなくても坑井刺激オペレーションは慎重に実施されるべきであり，有感地震が発生した場合は，適切に対応して，問題が大きくならないように迅速に対応することが重要である。

105

Ⅴ－４

化学試薬を用いた坑井刺激試験の事例

化学刺激に関する事例として，「化学試薬を用いた坑井刺激－キレート剤とアルカリの利用」（福田，2009）をもとに検討する。

１．化学刺激の適用が検討される坑井掘削直後における地層の透水性が低い場合に加えて，掘削泥剤・カッティングスの充填やスケール鉱物の沈殿によって，坑井内およびその近傍の透水性が乏しくなることがある。その透水性を改善する方法として，最も広く用いられるのはせん断刺激を含む水圧破砕であり，坑井内スケールの除去に対しては浚渫が一般的な手法として採用されることが多い（第Ⅴ-4-1 図）。
これら機械的な方法に加えて，化学試薬を坑井に注入してスケール・泥剤・カッティン
グスを溶解・除去する坑井刺激（化学洗浄）の手法がある。この方法は坑井内のみの除去に加え，坑井内から地層（断裂）に至るまでの広い範囲に適用できることが特徴である。

浚渫

スケール除去化学洗浄

掘削泥剤・掘屑除去

水圧破砕

透水性改善
（既存断裂・結晶質岩）

坑内
坑井刺激
近傍の断裂

第Ⅴ-4-1 図

坑井刺激の種類

２．化学刺激の種類
坑井刺激に使われる試薬の種類とその対象となる鉱物種を第Ⅴ-4-2-1 図にまとめる。最もよく知られている試薬は無機酸であり，最も単純な適用例は炭酸塩鉱物の除去を目的とした塩酸による坑内洗浄である。この方法は，坑内を閉塞する炭酸塩のスケール除去に適した方法である。油層分野では，炭酸塩岩貯留層の透水性改善に対して塩酸が用いられている。その一方で，粘土鉱物を含む砂岩貯留層において，塩酸は坑井近傍の狭い範囲にしか浸透できないことが知られている(Schlumberger, 2001）)。塩酸の反応速度が大きいことと，塩酸溶液中で粘土鉱物および微細粒子が不安定になることがその理由である。この点
106

を克服する試薬としては，反応時間が遅い有機酸（酢酸・蟻酸・グリコール酸）があ
る。

EDTA
NTA

硬石膏

塩酸

炭酸カルシウム

OCA・RMA(HCI+HF)

粘土鉱物

苛性ソーダ

シリカ鉱物

キレート剤

化学洗浄

酸

アルカリ剤

第Ⅴ-4-2 図

化学的な坑井刺激の種類

油層分野では，砂岩・粘土の溶解を目的として，フッ酸を含んだ試薬が一般的に使用されている。同方法は，フィリピン・インドネシアの地熱貯留層にも処方された例がある（Buñing
et al., 1995, Pasikki and Gilmore, 2006 ）。 製 品 と し て は ， Schlumberger 社 のRMA(Regular Mud Acid)や OCA (Organic Clay Acid)が知られている。前者はフッ酸とともに塩酸が使用され，後者は塩酸の代わりにクエン酸が使用される。クエン酸の利用は上で述
べた塩酸の短所を補うためのものであり，洗浄試薬が断裂のより奥深くまで到達できるよ
うに工夫されている（Schlumberger, 2001）。強い無機酸を用いる場合には酸によるケーシ
ングの腐食が懸念され，腐食防止剤の使用が求められる。加えて，作業上および環境上の安全確保に十分な注意が必要である。これらの懸念事項を避ける方法に，キレート剤を用いた
坑井刺激がある。キレート剤は炭酸塩と硫酸塩の両方を溶解する。最も身近なものには，
EDTA（エチレンジアミン四酢酸）と NTA（ニトリロ三酢酸）がある。キレート剤はアル
カリ環境下でより効力を発揮するため，水酸化ナトリウムといったアルカリと共に使用する。そのためケーシングの腐食を心配する必要が無いばかりでなく，同時にシリカ鉱物の溶解も期待できる。更に反応速度が適度であり，断裂の奥深くまで処理することが可能である。
キレート剤による坑井刺激は油層分野で既に適用されており，キレート剤を基剤とした商品も存在
する(Crabtree et al., 1999）。地熱分野では University of Utah の Energy & Geoscience107Institute（EGI）で室内実験が行われており，Coso（アメリカ合衆国），Soultz（フランス）での使用実績がある（Nami et al., 2008）。国内では森地熱発電所において，硬石膏スケール除去を目的としたキレート剤による坑内洗浄が実施された。この他ボイラーのスケール除去・抑制に，キレート剤が使用された事例がある（上野, 1977）。

３．室内実験による効果の評価
地熱分野におけるキレート剤利用の研究は，Rose 博士（University of Utah, Energy &Geoscience Institute）を中心に行われている（Mella et al., 2006, Rose et al., 2007）。彼ら
はフロー式オートクレーブ内で，石灰石（炭酸カルシウム）
をキレート剤（EDTA と NTA）を使って溶解する実験を行った。その実験結果によると，石灰石の溶解量は温度と共に増加することが明らかとなった（実験温度は 25℃から 250℃）。また溶解の反応速度定数が得られ，それを基に ToughReact を用いたシミュレーションを行ったところ，塩酸と比べてキレート剤はより長い距離に渡って溶解能を維持することが導かれた。実験環境を地層に置き換えると，キレート剤は塩酸よりも断裂のより奥深くまで処理ができることになる。ただし，実坑井における使用では以下の課題とその適用方法の検討が考えられる。
① 坑内水・差し込み流体による希釈，または坑内からの試薬溶液の流出② 坑井刺激に使用できる時間の制限（生産/還元停止期間の制約）③ 鉱物との反応面積が小さい条件

４．化学的坑井刺激の地熱フィールドでの事例(1) フィリピン
フィリピンの地熱フィールドにおける RMA 使用結果が，Buñing et al. (1995)で述べられている。その目的は，地層本来の低い透水性の改善と，高粘度泥水およびシリカ
スケールの除去である。坑井刺激の結果，生産井の生産能力は 60 から911%まで改善し，還元井の還元指数も増加したと報告されている。

(2) コソ（米国）
コソでは，炭酸カルシウムの除去を目的としてキレート剤 NTA が使用された。坑井
刺激後に坑井を噴気させたところ，その熱水は乳白色に濁っていたとのことである。室内実験で見られた炭酸カルシウムの粉末化が，実際の坑井においても起こったものと評価されている。
108

(3) ソルツ（フランス）
ソルツでは，加圧注水の後に酸とキレート剤を用いた，一連の坑井刺激が試みられている（Nami et al., 2008）。試薬は次の順番で使用された：塩酸→RMA→NTA→OCA。それ
ぞれの試薬の投入前後に注水試験を行い，その時の坑口圧力の比較をもって坑井刺激の効果を確認している。坑井 GPK4 の例では HCl・RMA・OCA の効果は認められたが，キレート剤 NTA の効果は認められていない。化学試薬の使用順序による効果についての検討も今後の課題と考えられる。

(4) 濁川地域
平成20 年に北海道電力（株）森地熱発電所の 2 本の生産井に対して，化学試薬を用いたスケール除去が実施されている。対象となる鉱物はスチブンサイトと硬石膏であり，使用された試薬はアルカリ溶液とキレート剤である。アルカリ溶液はスチブンサイトス
ケールを，キレート剤は硬石膏をそれぞれ溶解および脆化させることを，前もって室内実験で明らかにされている。両坑井について洗浄後の噴気誘導は非常に円滑に遂行され，坑口圧力・生産流量共に改善が見られたと報告されている。具体的な改善効果は不明であるが，硬石膏スケールが付着する生産井については洗浄後にキャリパー検層が実施され，その結果スケールによって直径 32mm にまで狭窄していた部分が，最大約 200mmに拡大したことが報告されている。噴気時に回収された噴出物には，生産障害の元となっていたスケールが含まれており，薬液によるスケールの脆化が達成できたことが評価されている。

Ⅴ－５

その他国内事例

１．肘折地域(1) 事例概要
・HDR プロジェクトとして実施
・水圧破砕で人工貯留層（浅部および深部）を造成
・全坑加圧，PBR や裸坑パッカーによる加圧
・AE による貯留層造成評価(2) 地域の概要
山形県肘折地域では，昭和 60 年度～平成 14 年度に NEDO 研究開発プロジェクトとし109

て，高温岩体発電システムの技術開発が実施された。第Ⅴ-5-1-1 図に実施場所および技術体系を示す。

第Ⅴ-5-1 図

実施場所および技術体系(3) 作業の概要
水圧破砕試験中のリアルタイム AE 解析により，計画された規模の人工き裂が造成されたと判断された。また，水圧破砕前後の PTS 検層から坑底付近に貯留層が造成されたことを確認し，マルチフラクチャモデル解析結果から造成されたき裂は，半径 145m，枚数 18枚，合計き裂幅 40mm と推定された。水圧破砕前後の注水試験結果から，透水性(kh)が0.015Darcy-m から 5.5Darcy-m に改善したことが確認された。

(4) 成果、課題
・注入水の回収率は 78%（安定生産時）と高い・浅部貯留層に影響を与えずに深部貯留層を造成
・AE モニタリングにより貯留層造成を把握
・地殻応力評価やき裂計測が不十分
・AE モニタリングデータの把握制度が低い(5) 参考文献・新エネルギー・産業技術総合開発機構（2006）熱水利用プラント等開発
ステムの技術開発（要素技術の開発）

成果報告書
110

高温岩体発電シ２．雄勝地域(1) 事例概要
・HDR プロジェクトとして実施
・1 つの坑井から複数の深度で貯留層を造成する多段水圧破砕法を開発
・AE モニタリングを実施(2) 地域の概要
秋田県雄勝地域では，(財)電力中央研究所によって昭和 61 年度～平成 13 年度（1986年～2001 年）にかけて高温岩体プロジェクトが実施された(電力中央研究所，2003)。雄勝高温岩体実験場位置図を第Ⅴ-5-2 図に示す。

第Ⅴ-5-2 図

雄勝高温岩体実験場位置(3) 作業の概要
1986～1988 年に高温岩体地点選定のための探査技術，水圧破砕による貯留層造成技術，
およびき裂分布評価技術に関する基礎研究が実施された。1989 年～1992 年に深さ 1,000m
級，かつ 200℃程度の岩盤を対象とした貯留層造成と，その分布・広がりの評価技術の開発が実施された。1993 年～1995 年に，2 段貯留層とこれらを導通した 2 坑井間での熱抽出試
験が実施された。1996 年～2001 年に，貯留層内の熱水の流動状況を高精度に評価するための技術が開発された。坑井が新たに掘削され，これまでの推定結果の検証，高精度坑井調査，および複数坑井間の透水試験による透水モデルの高精度化が図られた。
本プロジェクトではまず，凝灰岩中に深さ 400m の坑井が掘削され（坑底温度約 60℃），
同坑井の異なる 3 箇所から CRSP 方式による貯留層の造成が行われた。その後，雄勝地点
において深さ 1,000m（坑底の岩盤温度約 230℃）の坑井が掘削され，坑底部と深さ 711～
719m の 8m 区間について順次水圧破砕が実施され，いずれも半径 400m 以上の広がりを持111

つ大規模な貯留層の造成が確認された。生産流量と温度，寿命評価解析および新規坑井掘削
位置での生産流量予測解析を行うため，貯留層シミュレータ GEOTH3D が開発されている。

(4) 成果、課題
・多段水圧破砕法を開発し，大規模な貯留層を造成
・予期せぬ方向にき裂が伸展したため，注入水の回収率は 2～3%に留まった(5) 参考文献
・電力中央研究所（2000）
験場での実証

Ⅴ－６

高温岩体発電の基盤技術の開発－実用化技術の開発と雄勝実

報告書

その他海外事例

１．デザート・ピーク（アメリカ）(1) 事例概要
・水圧破砕／せん断刺激／化学刺激を実施
・透水性改善作業フロー図を作成
・透水性が大きく改善（せん断刺激で 10 倍，また水圧破砕で 6 倍）

(2) 地域の概要
デザート・ピーク地熱地域は，ネバダ州リノ市の北東約 80km，標高約 1,250m に位置し，
ベイズン・アンド・レンジ地域内にある（第Ⅴ-6-1 図参照）。1985 年に 12.5MW ダブルフ
ラッシュ地熱発電所の操業が始まり，2005 年に 2 基のバイナリー発電所（15MW および
11MW）が追加された。

112

第Ⅴ-6-1 図

デザート・ピーク地熱地域坑井位置図(faulds et al., 2003)(3) 作業の概要
本地域では，2002～2011 年にかけて低透水性坑井に対する水圧破砕／せん断刺激／化学
刺激などの透水性改善技術が適用された。
a．せん断刺激オペレーション
DP27-15 への注水は，坑口圧 250 psi 以下，注水量 3～5 gpm(11～19 L/min)で開始され，その後坑口圧 350 psi(2.46MPa)以下，注水量 4～6 gpm(15～23 L/min)で実施された。どちらの注水も 8～9 日間継続され，0.01 gpm/psi(5.5 L/min/MPa)以下の圧入性であった。この間 AE は観測されなかった。その後，坑口の注水圧が 450 psi(3.1 MPa)まで上昇した。注水継続に伴い，流量は 6 gpm(22.7 L/min)から 70 gpm(265.3 L/min)近くまで増加し，坑口の注水圧は 450 psi(3.1 MPa)未満の圧力が保たれ圧入性の大幅な上昇が示された。せん断刺激の初期には，DP27-15 にフルオレセイントレーサー50 kg が注入され，その後 60 日間にわたって現地蛍光光度計測定と実験室でのサンプル分析によって，生産井への回帰が計測された。この結果，40 日後に DP74-21 においてフルオレセインの回帰が確認され，DP27-15 と DP74-21 の間の導通はそれほど良くないことが示唆され113た。450 psi(3.1 MPa)での注水期間を通じて，流量 70 gpm(265 L/min)，最大圧入性が0.13 gpm/psi(71.5 L/min/MPa)まで上昇した。その後，貯留層内の圧力降下が 8 日間モニタリングされ，地表設定を再構成するためにシャットインされた。せん断刺激前後の PTS
検層結果から，深度 1,027～1,042m 間で流体流出の増加が確認された。せん断刺激の終
わりには，圧入性指標の増加（絶対値で 0.15 gpm/ psi≒82.5 L/min/MPa）が達成されたが，商用用途には依然として低過ぎ，化学刺激の実施が決定された。
b．化学刺激オペレーション
化学刺激前に最大坑口圧 550 psi で注水試験が行われ，開始時の圧入性が 0.04
gpm/psi(≒22 L/min/MPa)であった。2011 年に，DP27-15 に 2 時間半にわたって重量濃度 2%の SPA 溶液 3.6 万ガロン(136 kL)が，その後清水 2.2 万ガロン(83 kL)が注入された。キレート剤を 48 時間地層内で反応させた後，ステップレート注水試験が実施されたが，圧入性の大幅な向上は確認されなかった（圧入性 0.05 gpm/ psi≒27.5 L/min/MPa）。
化学刺激の第 2 ステージは，坑口圧約 550 psi(3.8 MPa)で，塩酸（12%）／フッ化水素酸（3%）1.3 万ガロン(49 kL)が注入され，坑口圧 550 psi(3.8 MPa)，清水 2 万ガロン(76kL)でせん断刺激が行われた。酸が開口性地層に到達すると，圧入性がわずかに上昇し，すぐに 0.07 gpm/psi(38.5 L/min/MPa まで低下した。この時点で坑内トラブルが想定され，ダミー検層が実施された。この結果，63m の埋没によって深部流出域が閉塞していたことが確認された。改修リグが導入され，DP27-15 の洗浄が行われた。なお，化学刺激中に AE イベントは検出されなかった。
c．水圧破砕オペレーション
水圧破砕試験が 60 日間実施され，還元指数は 6 倍（0.63gpm/psi≒346.3 L/min/MPa）に増加したターゲット領域内で 45 個の AE が観測された。3 日間のパルス刺激で，還元指数はほぼ 0.8gpm/psi(440 L/min/MPa に達し，注水量は 1,000gpm(3790 L/min)を超えた。また，ターゲット領域内で 23 個の AE が観測された。AE はターゲット領域内で合計 68 個測定され，モーメントマグニチュードは 0.1～0.74 であった。震源位置は応力場モデルと一致しており，刺激区間において DP27-15 と近隣の注入井（21-2 と 22-22）との間に点在していることが推測された。
d．刺激後のトレーサー調査
高流量の水圧破砕フェーズの中盤に，DP27-15 に 2 回目のトレーサーが注入された（Saf-T100 kg と 1,6-ナフタレンジスルホン酸塩 50 kg）。トレーサー試験結果から，2010114

年のせん断刺激時に注入したフルオレセイントレーサーが比較的高濃度で，生産井 74-21から検出された。これにより，トレーサーの大部分は依然として地層中に存在し，DP2715 から DP74-21 方向に流され続けていることが示唆された。水圧破砕段階において観測された高濃度フルオレセインは，これら 2 坑井間の水圧接続性が大幅に向上していることを示している。さらに，注入 4 日後の 1,6-ナフタレンジスルホン酸塩の迅速なブレー
クスルーからもこの結果が支持される。
トレーサー試験で初期にキレート剤 SPA が検出された。キレート刺激で，迅速，かつ継続的な圧入性の向上は認められなかったが，生産井 74-21 への透水性経路が水圧破砕で生成されたことに伴い，大規模な鉱物分解が発生した可能性は考えられる。Saf-T は
DP74-21 で採取されなかった。2011 年中，DP74-21 で定期的にサンプル収集され，1,6ナフタレンジスルホン酸塩の回収率は 17%，フルオレセインの回収率は 14.5%と評価された。

(4) 成果、課題
・せん断刺激により，圧入性が 10 倍程度改善した。
・化学刺激も実施したが，坑内トラブルにより効果はなかった。
・水圧破砕により還元指数は 6 倍に増加した。
・トレーサー調査により，貯留層造成状況が把握できた。

(5) 参考文献
・Chabora, E., E. Zemach, P. Spielman, P. Drakos, S. Hickman, S. Lutz, K. Boyle, A.
Falconer, A. Robertson-Tait, N. Davatzes, P. Rose, E. Majer and S. Jarpe, (2012)
Hydraulic Stimulation of Well 27-15, Desert Peak Geothermal Field, Nevada, USA.
Proceedings, 37th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford
University.
・Chabora, E., and Zemach, E. (2013) Desert Peak EGS project, DOE Award: DE-FC602ID14406, Geothermal Technologies Program 2013 Peer Review.
・Chabora, E., Zemach, E., Spielman, P., Drakos, P., Hickman, S, Lutz, S., Boyle, K.,
Falconer, A., Robertson-Tait, A, Davatzes, N. C., Rose, P., Majer, E., and Jarpe, S.
(2009) Hydraulic stimulation of well 27-15, Desert Peak geothermal field, Nevada,USA,

Proceedings,

Thirty-Seventh
115

WorkshopandGeothermal

Reservoir

Engineering, Stanford University.
・Davatzes, N. C. and Hickman, S. H. (2009) Fractures, stress and fluid flow prior to
stimulation of well 27-15, Desert Peak, Nevada, EGS project, Proceedings, ThirtyFourth Workshop and Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University.
・Lutz, S. J., Hickman, S., Davatzes, N., Zemach, E., Drakos, P., and Robertson-Tait, A.
(2009b) Rock mechanics testing and petrologic analysis in support of wellstimulation activities at the Desert Peak geothermal field, Nevada, Proceedings,
Thirty-Fourth Workshop and Geothermal Reservoir Engineering, Stanford
University.
・Lutz, S. J., Moore, J. N., Jones, C. G., Suemnicht, G. A., and Robertson-Tait, A. (2009)
Geological and structural relationships in the Desert Peak geothermal system,
Nevada: Implications for development, Proceedings, Thirty-Fourth Workshop andGeothermal Reservoir Engineering, Stanford University.
・Zemach, E., Drakos, P., Robertson-Tait, A. (2009) Feasibility evaluation of an “In-Field”
EGS project at Desert Peak, Nevada, GRC Transactions, 33, 285-295.
・Zemach, E., P. Drakos, P. Spielman and J. Akerley, (2017) Desert Peak East
Enhanced Geothermal Systems (EGS) Project. Draft Final Report, Award DEFC36-02ID14406, OSTI report number 1373310.

Available athttps://www.osti.gov/servlets/purl/1373310. Note: the title “Glass Buttes
geologic model” that appears when accessing this report is not correct (the link is
actually for the Desert Peak report).

116２．フェントンヒル（アメリカ）(1) 事例概要
・HDR の実験施設
・水圧破砕（最大 7,000psi≒48.3MPa）によりき裂網を造成したが，生産には寄与せず
・パーフォレーション，水圧ジェット，大規模冷却等の刺激を実施(2) 地域の概要
ニューメキシコ州ロスアラモス国立研究所により管理されていたフェントンヒルサイト
は，地質と地表下温度条件から HDR 試験地に選定され，1970 年に DOE（米国エネルギー省）による支援プロジェクトとして試験が開始された。

第Ⅴ-6-2 図フェントンヒル地熱地域概要(INL., 2006)
117

(3) 作業の概要
フェーズ 1 では，温度約 200°C，深度約 3,000m の領域を横切る 2 坑井（GT-2 と EE-1）の掘削と，貯留層の潜在性評価のための 2 坑井間における花崗岩質基盤岩の水圧破砕が実施された。深度が約 100m 離隔している GT-2 と EE-1 間でき裂網が造成された。
フェーズ 2 では，新しい 2 坑井（EE-2 と EE-3）が約 4,000 m まで掘削され（水平坑底
間距離は約 200 m），300°C を超える温度が確認された。これら 2 坑井において水圧破砕を行ったところ，注水量を増やすことによって天然き裂が拡張された。しかし，水圧破砕技術
では垂直方向のき裂が造成されず，より複雑であまり生産に関与しない（循環試験時の水損
失は 2 坑井間で約 30%）小さな分岐き裂網が造成された。本地域の応力条件が垂直方向のき裂開発に向かなかったものと考えられている。このため，引張き裂の生成から離れて，貯留層内の脆弱性の発見について検討される様になった。また，熱収縮による貯留層体積の増加が，長期的な注水によって生じることが観察された。
EE-3 では，初期の坑井刺激時に開けられたき裂の一部を通過するために増掘され，新しいき裂網への導通が確認された。EE-2 ではケーシングが崩壊したためき裂の中心部まで再掘削され，低圧での坑井刺激試験により循環試験時の水損失量の低下が示された。
さらに，プロジェクトの実施期間中に，以下の様な新しい技術開発が行われた。
・ AE モニタリング
・ 高温ツール開発
・ 異なる深度での坑井刺激を可能にする仕上げ技術
・ 坑井刺激によって刺激領域をマッピングし，次の坑井ターゲットを選択する技術
・ き裂表面積と貯留層全体の体積を推定するトレーサー試験分析技術(4) 成果、課題
・水圧破砕により，深度差 100m の坑井間での導通を確認した。
・水圧破砕により天然き裂を拡張したが，生産量向上にはあまり寄与しなかった。
・応力場の理解や，坑井の脆弱部把握の重要性が認識された。

118

３．コソ（アメリカ）(1) 事例概要
・全米第二位の地熱地帯
・3,000m 以深の高温・低透水性花崗岩に対して，せん断刺激，化学刺激，水圧破砕を実施
・約 1 か月間注水し，M2.8 の地震を観測
・坑底で 1km 程度離れている坑井が導通(2) 地域の概要
コソ地熱地域はカリフォルニア州南部に位置し（第Ⅴ-6-3 図参照），地熱発電所および蒸気生産設備等は米国海軍施設内にある。アメリカで 2 番目に大きい地熱地域であり，発電
出力は 270MW である。

第Ⅴ-6-3 図

コソ地熱地域位置図(Monastero., 2003)(3) 作業の概要
本地域では，2001 年から既存の地熱貯留層の周囲に人工貯留層を造成するために，天然貯留層の熱源と考えられている 3,000m 以深の高温かつ低透水性の花崗岩に対して，せん断
刺激，化学刺激，水圧破砕などが行われた。まず，天然き裂分布のイメージング，および局所的な応力を推定するための坑井調査，カッティングスの分析，コアサンプルの岩石力学的測定などが実施された。また AE 調査，MT 法探査，構造解析，流動モデリング，地化学モ
デリングなどが実施され，総合的な解釈が行われた。BHTV や FMI などの検層も実施され，
119

地殻応力についても検討された。応力調査目的でミニフラック試験も実施された。
2004 年の注水試験では，既存の注水井 34A-9 に約 1 ヶ月間注水された（第Ⅴ-6-3-2 図参照）。注水開始後約 2 週間で注水量と坑口圧力が最も高くなり，AE の発生頻度も最多とな
り最大マグニチュード 2.8 が記録された。2005 年には新規注水井 34-9RD2 が掘削され，注水試験が実施されたが，透水性が良かったため前年の注水試験の様な AE 傾向は見られなかった。注水後のトレーサー試験では，気相トレーサーが生産側から再湧出する様子が確認された。

第Ⅴ-6-4 図

38-C9 井で実施されたミニフラック試験結果(Rose., 2012)(4) 成果、課題
・注水により AE が多発し，M2.8 の有感地震が発生した。
・AE 解析により地熱流体の流動構造が把握でき，発電所の操業方針に有効な情報が得られた。

(5) 参考文献
・Newman, G. A., Gasperikova, E., Hoversten, G. M., Wannamaker, P. E. (2008) Threedimensional magnetotelluric characterization of the Coso geothermal field.
Geothermics 37, 369-399.
120

・Wu, H., Lees, J. M. (1999) Three-dimensional P and S wave velocity structures of the
Coso Geothermal Area, California, from microseismic travel time data. J. Geophys.
Res. 104(B6), 13217-13233

121

４．ニューベリー（アメリカ）(1) 事例概要
・EGS の実験フィールド
・3 日間のせん断刺激により，周辺地域とほぼ等しい還元指数まで改善(2) 地域の概要
ニューベリー火山はオレゴン州中部にある楯状火山で，ベント市の南約 25km，カスケー
ドレンジ頂部の東約 65km に位置する（第Ⅴ-6-5 図参照）。

第Ⅴ-6-5 図

ニューベリー火山地熱開発地域図(Osborn et al., 2010)(3) 作業の概要
本地域では，310℃を上回る低透水性の深部井が 4 本掘削されており，DOE の補助金により深部井 NWG55-29 を利用した EGS 実証試験が実施された。前段階として，弾性波探査と AE モニタリング，誘発地震軽減計画，水文および地下水モニタリング，赤外線レーダ
ー測定，貯留層モデリング，注水試験・PT 検層・BHTV 検層，コアの力学的特性分析，カッティングス分析，トレーサー試験などが実施された。刺激前に，地表圧力 750psi(5.2 MPa)，
0.63L/sec で 10℃の地下水を 3 日間注水する試験が実施された。その後の PT 検層で，注入水の流出域は深度 2,829～2,914m であることがわかった。
3 週間の冷却後，坑口圧力 1,153psi(7.9 MPa)，1.3L/sec で 3 日間注水が行われたところ，還元指数が 0.02gpm/psi(11 L/min/MPa)と，周辺坑井や他の EGS 地域と匹敵する値となっ122

た。注入水は，深度 2,633～2,682m と深度 2,829～2,914m の区間より流出したと考えられる。深度 2,633～2,682m 間は最初の注水時に冷却兆候が見られなかったが，2 回目の注水でせん断破壊応力に達したものと考えられる。

(4) 成果、課題
・透水性の悪かった坑井でせん断刺激を実施することにより，還元指数が周辺坑井レベルまで改善した。

123

５．ソルツ（フランス）(1) 事例概要
・石油開発フィールドから転じた HDR 実験フィールド・数多くの坑井刺激および水圧破砕で貯留層は 800m 拡大，また透水性は 20 倍に向上
・化学刺激でも大きな効果
・M2.9 の地震を観測(2) 地域の概要
ソルツ地熱地域は，ストラスブルクの北方約 50km に位置しライン地溝帯の西境界近くに位置している。本地域はかつて石油開発が盛んに行われ多数の坑井が掘削されたため，欧州有数の高地温勾配地域として知られている。

貯留層構造

第Ⅴ-6-6 図

上部基盤

1.4 ～ 2 km

貯留層上部

3.5 km

貯留層下部

5 km

ソルツ地熱地域の位置図，地質図，貯留層構造(Dezayes, 2000)
124

(3) 作業の概要
1987 年からの調査で，GPK1（深度 3,600m）が掘削され 5 回の水圧破砕が実施された。
中でも 3 回目と 5 回目は大規模で，前者は最大 36L/sec で 2.5 万 m3 の水を，後者は最大50L/sec で 1.9 万 m3 の水が圧入された。AE 観測では，NW-SE から NNW-SSE 方向に約800m 拡大する貯留層造成が推定された。
1995 年には GPK2（深度 3,876m）が掘削され，夏には 2.8 万 m3 注水による水圧破砕が実施された。この水圧破砕により，貯留層の透水性は少なくとも 20 倍以上改善したと考えられた。1999 年に GPK2 が深度 5,080m まで増掘され，ケーシング尻から下 650m の裸坑部に 2.3 万 m3 を注水する水圧破砕が実施された。AE 震源分布から，N157°，SW75°方向に卓越する長さ約 2.5km，幅 0.5km，高さ 1.5km の新たな貯留層の造成が推定された。その後 GPK3（深度 5,100m）が掘削され，3.4 万 m3 による GPK2 との同時注水による水圧破砕が実施され，同坑井間の透水性が大きく改善した。また GPK4（深度 5,270m）が掘削され，0.9 万 m3 および 1.2 万 m3 注水による水圧破砕が実施された。水圧破砕に伴う AE 観
測では，GPK2 で 700 個以上，GPK3 で 250 個程度，GPK4 で 128 個程度のイベント（M1.0
以上）が観測された。ただし，GPK3 ではシャットイン時に本地域最大のイベント M2.9 の有感地震が観測され，近郊のカザフスタンに懸念が生じた。AE 観測と分析技術は改良され向上したが，水圧と地震の間の関係の理解において不明点が残された。
また，GPK4 ではケーシングからのリークが疑われている。水圧破砕では GPK2 で，化学刺激では GPK4 で大きな効果が見られた。また GPK2 および GPK4 では，初期の 20 倍
透水性が改善された。一方，GPK3 は 1.5 倍程度の改善であった（第Ⅴ-6-1 表参照）。なお，
注水に重い塩水が使用された場合深い領域での刺激がもたらされ，真水が使用された場合
浅い領域が刺激される結果が得られた。

第Ⅴ-6-1 表

GPK2,GPK3,GPK4 における生産能力／還元能力(Albert Genter, 2009)125

(4) 成果、課題
・数多くの水圧破砕により大きな貯留層が造成され，透水性は 20 倍以上に改善した。
・多数の AE が発生したが，M2.9 の有感地震も含まれた。
・ある坑井では化学刺激により，初期の 20 倍まで透水性が改善した。

(5) 参考文献
・Albert Genter, Daniel Fritsch, Nicolas Cuenot, Jorg Baumgartner, Jean-Jacques Graff(2009) OVERVIEW OF THE CURRENT ACTIVITIES OF THE EUROPEAN EGS
SOULTS PROJECT: FROM EXPLORATION TO ELECTRICITY PRODUCTION,PROCEEDINGS, Thirty-Fourth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering
Stanford University, Stanford, California, February 9-11, 2009, SGP-TR-187
・Dezayes, C., Valley, B., Maqua, E., Syren, G., Genter, A. (2006) NATURAL FRACTURE
SYSTEM OF THE SOULTZ GRANITE BASED ON UBI DATA IN THE GPK3 AND
GPK4 WELLS. EC Contract ENK5-2000-00301 PARTICIPANTORGANIZATION
NAME: BRGM Synthetic final report.
・Gsrnish, J., Baria, R., Baumgartner., Gerard, A. (1994) The European hot dry rockprogramme 1994-1995. Geothermal Resources Council Trans., 18, 431-438
・Genter, A., Goerke, X., Graff, J.-J., Cuenot, N., Krall, G., Schindler, M., Ravier, G.
(2010) Current Status of the EGS Soultz Geothermal Project (France). Proceedings
World Geothermal Congress 2010 Bali, Indonesia, 25-29 April 2010.
・Tenzer, H., Mastin, L., and Heinemann, B. (1989) Determination of tectonic structuresin the borehole GPK1 at Soultz-sous-Forets, European Union of Geoscience, Vol 1,
No.1, p217
・Portier, S., Vuataz F., D., Nami, P., Sanjuan, B. and Gérard, A. (2009) Chemical
stimulation techniques for geothermal wells: experiments on the three-well EGS
system at Soultz-sous-Forêts, France. Geotermics 38, 349-359.

126６．ローズマノウス（イギリス）(1) 事例概要
・EGS プロジェクト
・超高圧下における高圧圧入によりショートサーキットが発生(2) 地域の概要
1980 年代に英国コーンウォールのローズマノウス採石場において，天然の脆弱部を持つ花崗岩質貯留層を対象とした EGS プロジェクトが，英国エネルギー省と欧州共同体委員会の出資によってケンボーン鉱業学校（CSM）によって実施された。対象となる貯留層は浅く温度が低すぎたため，本プロジェクトの主な目的はターゲット貯留層の岩盤の特性化方法の開発と，熱交換器として利用可能なき裂網造成技術の促進であった。

(3) 作業の概要
本実験では，プロパントと粘性ジェル使用の評価と，優先的な流路が推定された領域の隔離によるショートサーキット抑制の可能性について評価された。その結果，超高圧下における高圧注入によって花崗岩質貯留層内でき裂が急成長し，システム中にショートサーキットが生じた。深部坑井の刺激によって垂直方向の引張き裂が発生し，水圧破砕き裂の形成が示されたが，AE モニタリングではせん断滑りが貯留層成長の主要モードとされ，刺激された坑井から下方向に向かって伸展したことが確認された。この実験で，刺激された貯留層がどの様に形成され成長するかを理解するために，周囲の応力場の理解が重要であり天然のき裂網が全てに影響を与えることが示された。また，ショートサーキットを避けるためには，き裂勾配を下回る（引張き裂が発生する圧力より低い）圧力が維持されるべきと結論付けられた。ショートサーキットを低減するために，高粘性ジェルを用いて坑井深部のき裂部へ砂のプロパントを供給する実験が行われたが，悪化する結果となった。ショートサーキット領域をパッカーで密封し追加の坑井刺激が行われたが，流量は増加しなかった。新たに刺激された領域は以前刺激された領域と平行していたため，接続されなかったことが原因と考えられている。

(4) 成果、課題
・高圧の水圧破砕により，貯留層内のき裂が急成長しショートサーキットが生じた。
・周囲の応力場理解の重要性を認識した。
127

７．ランダウ（ドイツ）(1) 事例概要
・水圧破砕および化学刺激を実施することで生産性が改善
・M2.7 の有感地震を観測(2) 地域の概要
ランダウ地熱地域は，上部ライン地溝帯のドイツ側に位置している（第Ⅴ-6-7 図参照）。

第Ⅴ-6-7 図

ランダウ地熱地域位置と上部ライン地溝帯(Schindler et al., 2010)(3) 作業の概要
本地域では，雑色砂岩，ペルム紀層および花崗岩層の断層帯をターゲットとした 3,300m級の坑井が 2 本掘削された。GtLa1 は初期段階で高い透水性が示されたが，GtLa2 は透水性が低かったため水圧破砕および化学刺激が実施された。水圧破砕では，最大流量 86L/sec（ステップ毎に流量増加，10 ステップ），総注水量 4,600m3 の刺激が行われ（第Ⅴ-6-8 図），
生産指数の増加が確認された。次に，最大流量 190L/sec（ステップ毎に流量増加，4 ステップ），総注水量 6,600m3 の刺激が行われ，さらに生産指数の増加が確認された（第Ⅴ-6-9 図,
第Ⅴ-6-10 図）。
128

化学刺激では，33%HCl 水 95m3 がコイルチュービングにより 10L/sec で注水された。その間，アニュラスに 30L/sec で清水が注水された。化学刺激による影響として，刺激前後の
20L/sec および 70L/sec 注水時に 10bar の圧力低下が観測されている。また，刺激前後の温度検層結果を比較すると，フィードゾーンが Buntsandstein 層から花崗岩層に移行したことがわかる（第Ⅴ-6-11 図）。

第Ⅴ-6-8 図

Gtla2 水圧破砕時の坑口／坑内圧力および流量(Schindler et al., 2010)

第Ⅴ-6-9 図

Gtla2 水圧破砕時の坑口／坑内圧力および流量(Schindler et al., 2010)129

第Ⅴ-6-10 図

Gtla2 水圧破砕時の坑口／坑内圧力および流量(Schindler et al., 2010)

第Ⅴ-6-11 図

Gtla2 化学刺激前後の温度検層結果(Schindler et al., 2010)130

第Ⅴ-6-2 表

Gtla2 坑井刺激結果(Schindler et al., 2010)(4) 成果、課題
・水圧破砕および化学刺激により生産係数が改善した。
・M2.2～2.7 の有感地震が 4 回発生した。

131

８．グロス・ショーンベック（ドイツ）(1) 事例概要
・既存のガス井を転用
・水圧破砕と化学刺激によって生産指数が改善(2) 地域の概要
グロス・ショーンベック地熱地域はベルリンから北へ約 40km に位置し（第Ⅴ-6-12 図），
温度 150℃の地熱貯留層が深度 4,100～4,300m に存在する。

第Ⅴ-6-12 図

グロス・ショーンベック地熱地域位置図(3) 作業の概要
既存ガス井である GrSk3/90 を増掘し，これを用いて 12 時間生産試験を実施したところ，
167m3，13.5m3/h の熱水が生産され，14MPa の圧力ドローダウンが観測された。ただし，流体生産は深度 4,224～4,248m の安山岩層からのみで，砂岩層からの生産はなかった。砂岩層は約 10 年間ベントナイトで封鎖されており，また増掘時の泥水によってダメージを受けた可能性が考えられため，透水性改善を目的とした水圧破砕が複数回実施され，生産指数の増加が確認された（第Ⅴ-6-3 表）。
132

2007 年に GrSk3/90 の隣に GrSk4/05（深度 4,400m）が掘削され（第Ⅴ-6-13 図），安山
岩層を対象とした，1.3 万 m3 の水と 24.4t の珪砂注入による水圧破砕が実施された（第Ⅴ6-14 図）。最大坑口圧 58.6MPa，最大流量 150L/sec であった。その後，砂岩層ではジェル
プロパントを使用して，流量 66L/sec（最大坑口圧力 49.5MPa）と，58L/sec（最大坑口圧
力 38MPa）の 2 回の坑井刺激が実施された。さらに，砂岩層でパーフォレーションが実施
され，短期生産試験が実施された。その結果，刺激前と比較して各層における生産指数が 4倍程度増加した。
2009 年に，坑井近傍に残留する掘削泥水の除去を目的として深度 4,100～4,360m 区間を対象とした化学刺激が実施された。約 10m3 の 7.5%塩酸が使用され，パーフォレーション
区間で 30 分間坑内洗浄が実施され，その後実施された生産試験では生産指数が 13～
15m3/h/MPa となり，刺激前と比べ 30～50%生産指数が増加した。

第Ⅴ-6-13 図

GrSk3/90 および GrSk4/05(Zimmermann et al., 2010b)

133

第Ⅴ-6-14 図

GrSk4/05 安山岩での水圧破砕時の坑口圧と流量(Zimmermann et al., 2010b)

第Ⅴ-6-15 図

GrSk4/05 砂岩層での水圧破砕時の坑口圧と流量(Zimmermann et al., 2010b)

134

第Ⅴ-6-16 図

GrSk4/05 水圧破砕後の生産試験結果(Zimmermann et al., 2010a)

第Ⅴ-6-3 表

GrSk4/05 生産試験結果(Zimmermann et al., 2010a)(4) 成果、課題
・水圧破砕，化学刺激，パーフォレーションにより生産指数が 30～50%改善した。

135

９．ウンターハイング（ドイツ）(1) 事例概要
・化学刺激により透水性が大幅に改善
・ダウンホールポンプを使用しカリーナサイクルによる発電を実施(2) 地域の概要
ウンターハヒング地熱地域はミュンヘン南の郊外に位置する。本地域の地下約 3,000m に分布する Malm 層は，多孔質石灰岩から成り 100℃以上の熱水が大量に含まれている（第Ⅴ-6-18 図）。

第Ⅴ-6-17 図

ウンターハヒング地熱地域の地温分布（Schulz et al., 2005）

136

第Ⅴ-6-18 図

ウンターハヒングの地質構造（EGEC サイトより）(3) 作業の概要
2004 年に生産井 GtUha1（深度 3,446m）が，2007 年に還元井 GtUha2（深度 3,864m）が掘削された。GtUha1 は NW-SE 系の断層もしくはそれに接続する断裂系を，GtUha2 はNE-SW 系の断層をターゲットとして掘削計画が立てられた。GtUha1 はターゲットである
Malm 層に到達したものの，少量の逸水しか起こらず化学刺激（酸 7.5%）が実施された。
この結果，坑口圧力が 16bar から 0bar に低下し，貯留層との導通，あるいはき裂網の形成が考えられた。生産試験の結果，流量 180～240t/h において透水係数 8～12×10-12m3 が得られ流体温度は 123℃であった。
GtUha2（3,595m）では掘削後，化学刺激，および生産試験が実施されたが，予想された生産性が得られなかった。そのため深度 3,864ｍまで増掘され，化学刺激，および生産試験が実施された結果，流量 198t/h において透水係数 13～20×10-12m3 が得られ流体温度は134℃であった。

(4) 成果、課題
・化学刺激により，透水性が大幅に改善した。

137

１０．クーパーベイズン（オーストラリア）(1) 事例概要
・HDR 実験場
・水圧破砕により貯留層を造成
・異常高圧層に伴う坑井トラブルにより中止(2) 地域の概要
クーパーベイズン地熱地域位置図を示す（第Ⅴ-6-19 図）。

第Ⅴ-6-19 図

クーパーベイズン地熱地域位置図(3) 作業の概要
2003 年に Habanero-1 が掘削され，花崗岩-堆積岩の境界面より 471m 下の深度 4,139mに 7”ケーシングがセットされた。坑内イメージ画像の結果，下方へ伸展する複数の大きなき裂開口部が見られ，透水性のあるき裂が深度 4,209m と 4,254m に見られた。これらき裂
138

の鉛直方向のスペースは 100～200m のオーダーと推測された。また，これらき裂は最低注
水圧力による坑井刺激によって，応力場から想定された方向に低角で発達していた。2003
年 11～12 月に淡水および濃い塩水を用いて坑井刺激が行われたが，6”区間掘削中の湧水などによって坑口圧力が 34.4MPa となっていたため，最大 67.6MPa の圧力で 2 万 m3 以上の注水がなされた。刺激期間中に 28,011 個の AE が観測され，その分布域は南北方向に2.5km2 に渡って延び緩やかに西に傾斜していた。水圧破砕解析では，局部的なき裂網が水平方向に数 km オーダーで広がり，1 つの主要な流路と数十 m 平行して離れた流れに寄与するき裂の存在が考えられた。
2004 年に，南南西方向に延びる AE によって大きな流量を伴う流路の可能性が示唆されたため，Habanero-1 の南南西 500m の位置から Habanero-2 井が掘削された。
Habanero-1 から北北東 550m の位置から Habanero-3 が掘削された。深度 4,181m で主要き裂に逢着し，Habanero-1 井で圧力低下が観測されたが上部き裂の兆候は見られなかった。坑内洗浄後，Habanero-3 から生産し，Habanero-1 に還元するオープンフローテスト
が 2008 年 3 月に実施された。循環中，生産指数が 2.7kg/sec/MPa（坑口温度：212℃）から 3.0kg/sec/MPa（坑口温度：210℃）に僅かに上昇した。Habanero-1 の還元効率は以前とほぼ同じ，還元指数 1.1kg/sec/MPa，20kg/sec での注水において最大坑口圧 51.7MPa であった。2008 年 4 月に，Habanero-3 での坑井刺激が行われ（流量：66kg/sec 以下，圧力63MPa 以下），オープンフローテストが行われた。最終的にこの刺激によって Habanero-3の生産効率が 250%以上改善された。

(4) 成果、課題
・ある坑井ではせん断刺激により，生産係数が 250%以上改善した。
・異常高圧層に伴う坑内トラブルが発生した。

(5) 参考文献・Asanuma, H., Soma, N., Kaieda H., Kumano, Y., Izumi, T., Tezuka, K., Niitsuma, H.,
and Wyborn, D. (2004) Microseismic monitoring of a stimulation of HDR reservoir
at Cooper Basin, Australia, Trans GRC (2004), 191-195
・Beardsmore, G.R. (2005) Thermal modeling of the hot dry rock geothermal resourcesbeneath GE99 in the Cooper Basin, South Australia. Proceedings of the World
Geothermal Congress (2005), Antalya, Turkey. CD-Rom
139

・Meixner, A.J., Boucher, R.K., Yeates, A.N., Frears, R.A., Gunn, P.J. and Richardson,
L.M. (1999) Interpretation of geophysical and geological data sets, Cooper Basinregion, South Australia: Australian Geological Survey Organisation, Record 1999/22.
・Middleton, M.F. (1979) Heat flow in the Moomba, Big Lake and Toolachee gas field of
the Cooper basin and implications for hydrocarbon maturation, Bulletin of theAustralian Society of Exploration Geophysicists, 10, 149-155.
・Thiel, S., Peacock, J., Heinson, G., Reid, P., Messeiller, M. (2011) First results ofmonitoring fluid injection in EGS Reservoirs Using Magnetotellurics. Australian
Geothermal Energy Conference 2011, 259-262

140

１１．パララナ（オーストラリア）(1) 事例概要
・水圧破砕，パーフォレーション，化学刺激による透水性改善(2) 地域の概要
パララナ地熱地域の位置図を示す（第Ⅴ-6-20 図）。

第Ⅴ-6-20 図

パララナ地熱地域位置図(3) 作業の概要
Paralana-2（深度 4,003m，第Ⅴ-6-11-3 図）が注水井として掘削されたが，深度 3,670～
3,864m において高圧の被圧水を持つ地層を通過した。異常高圧による深部の坑内崩壊などにより，ケーシングは深度 3,725m までとされた。深度 3,679～3,685m 区間は坑内検層で低透水性と確認されたため，同区間でパーフォレーション，および少量のステップ注水試験
141

（注水レート 1.3～5.3L/sec）が実施された。注水試験終了後，坑口圧力は 3,940psi(27MPa)であり，既存の異常高圧貯留層への導通が示唆された。2011 年に Pralana-2 で，5 日間の水圧破砕（注水 310 万 L，最大注水圧力 9,000psi≒62MPa）が実施された。初期の注水レートは低かったが（3L/sec），酸を加えることで透水性が改善し，試験終了間際には注水レートが 27L/sec に達した。試験の結果，刺激域は Paralana-2 の深度 3,500～4,000m，北東
および東に向かって約 900m 程度の広がりを持つ領域に達した。き裂網は少なくとも 4 つの主要構造を構成し，走行が北東で北西高角落ちのエシュロン構造の成長が開口性き裂を形成した。水圧破砕終了後，計算では安定坑口圧力は 4,000psi(27.6MPa)となり，刺激を受けた領域は高い圧力を掛けられ，高圧の被圧領域に導通されたと考えられる。また，水圧破砕によって 11,000 個以上の AE が観測された。水圧破砕中で最大の AE は M2.6 であった
が，98%の AE は M1.0 以下であり，M2.6 の AE も坑口近傍で僅かに感じられた程度であった。Paralana-2 におけるフローテストが 2011 年に実施され，約 130 万 L の流体が最大
6L/sec の流量で 7 日間生産された。テスト後，坑内温度は深度 3,679～3,685m で 171℃が記録された。

第Ⅴ-6-21 図

Paralana-2 の概要(Petratherm 社サイトより)142第Ⅴ-6-22 図

Paralana-2 水圧破砕時の坑口圧力および流量(Petratherm 社サイトより)(4) 成果、課題
・清水による注水では透水性が低かったが，酸を加えることで改善した。
・水圧破砕により 11,000 以上の AE が発生したが，M2.6 の有感地震を観測した。

143

１２．ベルリン（エルサルバドル）(1) 事例概要
・水圧破砕を実施したが透水性は改善せず
・有感地震（M1.7）が発生(2) 地域の概要
エルサルバドルには，5 ヶ所の高温の地熱地域（180～300℃）を含む約 10 ヶ所の地熱地
域が第四紀火山地域にある（Monterrosa,1998）。この内，アワチャパン（Ahuachapán）地
熱地域，およびベルリン（Berlin）地熱地域の 2 ヶ所で地熱開発が行われている。
ベルリン地熱地域はサンサルバドルから東方 100km，アレグリア火山の北西に位置する。
本地域では 1992 年から発電が開始されており，地域内には自然地震と地熱貯留層でのAE をそれぞれ観測することを目的として，9 ヶ所の AE 観測点が設置されている(Rivas etal.,2005)。

第Ⅴ-6-23 図

ベルリン地熱地域の概要
144

(3) 作業の概要
Rivas and Torres(2003) に よ っ て ， 本 地 域 で の 坑 井 刺 激 試 験 が 報 告 さ れ て い る 。
Geotkrmica Salvadorefia（GESAL）は傾斜井 TR10A（掘削深度 2,326m，垂直深度 2,128.5m）を掘削したが，透水性が悪かった（0.67L/sec/bar）。2002 年 9 月 19 日 13:30～25 日 15:00
にかけて水圧破砕が実施された。期間中，34 個の AE イベントが観測されたが，この内の9 つのイベントについて震源決定された（第Ⅴ-6-24 図）。ほぼ全ての AE 震源は TR10A 付
近にプロットされた。また，試験期間中の注水流量および坑口圧力の履歴とイベント発生のタイミングを第Ⅴ-6-25 図に示す。本図では，坑口圧が上昇している期間でイベントが発生していることが示されており，また水圧破砕後は AE が観測されていないことから，水圧破砕により AE が誘発されていると考えられる。また，水圧破砕中に観測された最大のイベン
ト（M1.7）は有感であった。なお，水圧破砕による透水性改善は効果が得られなかった（0.85L/sec/bar）。これは AE の発生が少なく，き裂網が広がらなかったためと考えられている。

第Ⅴ-6-24 図

水圧破砕時に観測された AE 分布(Rivas & Torres, 2003)

145

第Ⅴ-6-25 図

水圧破砕時の注水流量，坑口圧力，AE イベント(Rivas & Torres, 2003)(4) 成果、課題
・水圧破砕により M1.7 の有感地震が発生したが，透水性改善効果はなかった。

(5) 参考文献
・Rivas, J.A., Castellon, J.A., Maravilla, J.N. (2005) Seven Years of Reservoir Seismic
Monitoring at Berlin Geothermal Congress 2005
・Rivas, J., Torres, R. (2003) Seismic Monitoring of a Well Stimulation Operation at the
Berlin Geothermal Field, El Salvador. Geothermal Resources Council Transactions,Vol. 27, October 12-15 2003
・ Barrios, L., Guerra, E., Jacobo, P. and Mayorga, H. (2012) Acid Stimulation ofgeothermal reservoirs. “Short Course on Geothermal Development and Geothermal
Wells”, organized by UNU-GTP and LaGeo, in Santa Tecla, El Salvador.

146

１３．サラク（インドネシア）(1) 事例概要
・インドネシア最大の地熱地域
・サーマルフラクチャリング，低レート酸刺激，コイルチュービング化学刺激を実施(2) 地域の概要
サラク地域は，ジャカルタの南方 30km に位置するサラク火山を熱源とする熱水卓越型の，インドネシア最大の地熱地域である。本地域では 1994 年から蒸気生産が開始され，345MW の発電が実施されている。本地域で，初期能力の低い坑井に対して生産性向上を目的とした化学刺激が実施された。具体的な手法としてサーマルフラクチャリング，低レート
酸刺激，コイルチュービング化学刺激が実施された。

第Ⅴ-6-26 図

サラク地熱地域坑井位置図(Soepar jadi, 1998)(3) 作業の概要
a．サーマルフラクチャリング
Awi 11-5 井，および Awi 11-6OHOH 井は生産試験結果から，どちらも非常に透水性が低く貯留層内の主要なき裂との導通性が乏しいことが分かった。そこで，165℃の熱水と38℃の復水を交互に 1～4 週間注入する坑井刺激が実施された。流量は復水で 630 k/h，
熱水で 2,000 k/h とされた。この結果，深部のき裂に冷たい復水を注入することで透水性が改善された（第Ⅴ-6-27 図）。Awi 11-6OH 井では，2 回の注水サイクルで圧入指数が 1.1
147

から 2.2 kph/psi(159 から 319 kph/MPa)に向上したが，その後サイクルを続けても透水性は改善されなかった。また Awi11-5 井では，サイクルの早期段階で圧入指数が 0.6 から 1.4 kph/psi(87 から 203 kph/MPa)に向上し，その後のサイクルでも向上が確認された。これら 2 坑井における圧入性の向上の違いは，原位置岩石温度の違いによるものと考えられる。
b．SLOW ACID STIMULATION
Awi 11-6OH 井 で は ， サ ー マ ル フ ラ ク チ ャ リ ン グ に 塩 酸 を 注 入 す る Slow Acid
Stimulation（SAS）と呼ばれる手法が適用された。Awi 11-6OH 井のターゲット付近にカルサイトが豊富に存在するために塩酸が選択された。まず 4,000 ガロン(15,160L)の15%HCl が，次のステップでは酸性の冷水が注入された。1 回目の SAS は配管にリークが見つかり短時間で中断された。2 回目の SAS ではポンプに数ヶ所の腐食が見つかり中断され，より大きなポンプに交換された。3 回目の SAS では，坑口のケーシングが厚さ13 mm から 10 mm に減っていることが確認されたため 3 日で中断された。純水が日間注入されたところ腐食の進行が止まった。高温に対応できる腐食防止剤が無かったことが原因と考えられている。
c．コイルチュービング化学刺激
一般的な塩酸用インヒビターの耐熱は 150℃であるが，本地域の貯留層温度は 230℃であるため，48 時間かけてコイルチュービングで 30 bpm(4,767L/min)の清水が刺激対象層に充填された。また酸を注入する間，温度のモニタリングが行われた。化学刺激作業において，石油・天然ガス開発では砂岩層に対して塩酸が一般的に用いられるが，本地域ではフッ酸が選定された。予備洗浄では 45～60 ガロン(170～227L)，7.5～15wt%の塩酸が注入され，メイン洗浄では 90～120 ガロン(341～455L)，5～9%のフッ酸を注入され，メイン洗浄後に坑井 2 本分の体積である清水が注入された。
Awi 8-8 井では，PTS 検層により 5 箇所のフィードポイントが確認され，その内 2 箇所は低温であった。シミュレーション結果から，高温部の 3 箇所を刺激した方が良い結果が得られると判断されたため，Awi 8-8 井ではこれら 3 箇所が刺激対象とされた。コイ
ルチュービング化学刺激後の生産試験結果（第Ⅴ-6-5 表）から，全刺激対象井で生産指数
あるいは還元指数が改善されたことが確認された（第Ⅴ-6-29 図）。また，各坑井において使用する酸の濃度と体積を変えて効果について確認された。その結果，120 g/ft で 9 wt%とした場合，最も良い改善が得られる傾向が見られた。

148

第Ⅴ-6-27 図

Awi 11-5 井におけるステップレートレートによる注水試験結果(Pasikki et al., 2010)

第Ⅴ-6-4 表

化学刺激対象候補井とその物性値一覧(Pasikki et al., 2010)149

第Ⅴ-6-28 図

Awi 8-8 における異なる刺激方法による能力改善結果予測(Pasikki et al., 2010)

第Ⅴ-6-5 表

コイルチュービングを用いた化学刺激結果一覧(Pasikki et al., 2010)150

第Ⅴ-6-29 図

平均生産指数比較(Pasikki et al., 2010)(4) 成果、課題
・サーマルフラクチャリングで圧入指数が 2 倍程度改善した。
・低レート酸刺激を実施したが，地上設備でのリークやケーシング腐食等のトラブルが発生し効果はなかった。
・コイルチュービング化学刺激は，全坑井で改善が確認できた。

(5) 参考文献・ Riza G. Pasikki, Frederick Libert, Keita Yoshioka, Reggie Leonard (2010) Well
Stimulation Techniques Applied at the Salak Geothermal Field, Proceedings World
Geothermal Congress 2010, Bali Indonesia, 25-29 April 2010
・ Pasikki, R.G., F. Libert, K. Yoshioka and R. Leonard, (2010) Well Stimulation
Techniques Applied at the Salak Geothermal Field. Proceedings, World Geothermal
Congress 2010, Bali, Indonesia, 25-29 April 2010.

151

１４．ロス・ウメロス他（メキシコ）(1) 事例概要
・化学刺激を実施し，透水性が改善(2) 地域の概要
メキシコには Cerro Prieto，Los Azufres，Los Humeros，そして Las Tres Virgenes の4 つの主要な地熱地域がある。

第Ⅴ-6-30 図

メキシコにおける主要な地熱地域の位置図(Alcala, 2012)(3) 作業の概要
メキシコでの最初のマトリックス酸処理は，2000 年に Los Azufres で 2 坑井（AZ-7 とAZ-15）を対象に実施された。生産井では，Las Tres Virgenes の LV-11 と LV-13 の 2 坑井が，2005 年に初めて酸処理が適用された。これらの井戸では，掘削中の泥水の影響を取り除くために酸処理が実施され，これ以降メキシコでは 24 件の酸処理が実施された。これらのオペレーションでは，カルサイトスケールなどの除去を目的とした事前の酸処理で 10～15%の HCl が使用され，メインの酸処理では 12%の HCl と 5%の HF が使用された。また
事前の酸処理は，HF で溶けにくい鉱物成分を事前に除去するために行われた。マトリック
ス酸処理後，各生産井では投入方法（掘管，あるいはコイルチューブ）に関わらず，大幅な152

改善が確認され最大 540%の生産量の増加が見られた。2012 年に投入方法の違いによる化
学刺激コストの比較が行われた。これによると，改善率はコイルチューブによる投入より掘管を使った投入の方が高いが，コストもこちらの方が高いことが分かった。
Los Humeros では 3 坑井に対して酸処理が実施された。H-1D は本地域で最初に掘削された生産井（深度 1485m）であり，1995 年には深度 1850m まで傾斜井として掘削された。
H-1D は高温の坑井であったが，生産量の減衰により酸処理の対象とされた。なお温度デー
タと逸泥情報から，フィードゾーンは深度 1,250～1,850m であることが確認されていた。
ΔPskin を決定するために，3 流量（59，81，101m3/h）による注水試験が 2010 年に実施
され，坑井近傍の地層にダメージがあることを示す 27.5bar と言う結果が示された。残念ながら生産試験は 2002 年以降実施されておらず，この時点の PT 検層結果から蒸気化深度は特定されなかったが，流体科学分析と鉱物飽和度によって減衰の原因がカルサイトスケー
ルによるものであることが把握された。注水試験後 6”の掘削ビットによって坑内洗浄が行
われ，ΔPskin が 4.8bar に改善された。
次に HCl-12%，HF-3%を用いた酸処理が実施され，前後に HCl-10%の事前，事後酸処理が実施された。これらはいずれも掘管を用いて，フィードゾーンを含む深度 1,250～1,300m，
深度 1,350～1,400m，深度 1,550～1,600m，および 1,700～1,750m に対して実施された。
酸処理後の注水試験は実施されなかったが，流量は明瞭に改善され，酸処理の 2 日後は蒸気 18t/h，熱水 56t/h，坑口圧 8.7bar であったが，10 週間後には蒸気が 46t/h に増加し，坑口圧も 21bar に増加した。酸処理前（蒸気 42t/h）と比べ，約 7%増加したことになる。

153

第Ⅴ-6-6 表

メキシコの地熱井での酸処理一覧(Alcala, 2012)

第Ⅴ-6-7 表

酸処理による改善率一覧(Alcala, 2012)154

第Ⅴ-6-8 表

酸の投入方法によるコストと効果の比較(Flores and Morales, 2012)(4) 成果、課題
・化学刺激により大幅な生産量増加（最大 540%）が得られた。

(5) 参考文献・Lilibeth Morales Alcala (２０１２) ACID STIMULATION OF GEOTHERMAL WELLSIN MEXICO, EL SALVADOR AND THE PHILIPPINES, GEOTHERMALTRAINING PROGRAMME, Orkustofnun, Grensasvegur 9, IS-108 Reykjavik,
Iceland・Alcalá, L. M. (2012) Acid stimulation of geothermal wells in Mexico, El Salvador and
the Philippines. Geothermal Training Programme, United Nations University,
Reports.

155

第Ⅵ章

技術課題

地熱フィールドにおける透水性改善については，第Ⅳ章（実証試験）および第Ⅴ章（文献による事例調査）に示すとおり数多くの事例が報告されているが，既往調査での情報収集や事業者へのアンケート調査，および今回の研究事業結果を通じて課題が残されていると考えられ，今後の課題として以下に整理する。

Ⅵ－１

地下構造のモデル化技術

坑井刺激試験設計において地下構造のモデル化は重要である。既往データを収集し，地質・坑井データを再検討しなければならない。必要であれば追加調査を実施し，刺激対象坑
井近傍の地下構造を詳細に調査し，総合解析を行うとともに坑井刺激と近傍構造（特にき裂構造と応力分布）との関連を検討する必要がある。

Ⅵ－２

き裂・応力・岩石物性評価技術

上記の地下構造モデル化にとって，き裂・応力・岩石物性評価技術を高度化する必要がある。例えば，高温状態でも精度よく原位置応力場を評価できる技術が必要と考えられる。
BHTV や FMI/FMS 等の坑壁イメージング検層結果より観測される地層の引張りき裂（DTF：Drilling-induced Tensile Fracture）データを使用した地殻応力解析法は，有力な手法の一つと考えられる。本手法やコア試験，AE による震源メカニズム解析等も使用して，地殻応力場の精度向上やキャリブレーションを図り，坑井刺激試験設計技術に資することが重要と考えられる。
また，天然き裂や断層分布は反射法地震探査が石油・天然ガスで用いられているが，コスト的な観点から，先のイメージング検層と合わせて PTS 検層，音波検層などで坑井近傍を重点的に把握することが考えられる。また，予備水圧破砕試験で生じる AE を利用して天然
き裂の分布が把握できる可能性が考えられる。

Ⅵ－３

坑井刺激試験設計技術

効果的な坑井刺激を実施するために，適切なき裂伸展シミュレータを用いて坑井刺激設計および評価を実施する必要がある。国内の地熱地域は，天然き裂を含む複雑な地質構造をしており，また熱応力などの影響もあり，上記モデル化した地下構造，およびき裂・応力評
価結果を適切に取り扱うことが可能なシミュレータが必要となる。
156

石油・天然ガス開発では刺激設計に Mangrove と言うソフトウェアが用いられ，三次元モデルを扱えるが，単純な構造に対しては従来の二次元，あるいは準三次元モデルが推奨されており，真の三次元モデルの解析には課題があるものと思われる。このため，まずMangrove や SHIFT-FRAC3D などの既存シミュレータを詳細に調査するとともに，調査結果に基づいて，地熱開発に透水性改善技術におけるき裂伸展も含む設計技術開発を行う必要がある。一方，設計されたき裂網，あるいは貯留層や坑井近傍の透水性改善度に基づき，蒸気量や還元量の増産効果を経済性と共に評価する必要がある。蒸気量の増産評価には，貯留層タイプにもよるが，二相状態，蒸気単相および超臨界状態を取扱うことが可能なシミュレータが必要である。

Ⅵ－４

坑井刺激試験工法技術

本技術は，坑井刺激制御技術・透水性制御技術，坑井刺激試験，生産試験や注水試験を通して刺激効果を確認するプロセスである。
坑井刺激制御技術・透水性制御技術としては，パッカーなどの区間限定技術，thermal
degradable material（耐熱 315℃）による一時的透水性き裂の閉塞などがあげられる。パッカーは，高温用裸坑パッカーとして耐熱 230℃のものがあるが，特に区間限定する場合通常ストラドル構成（ダブルパッカー）になり，そのシール性等に問題がある。高温岩体や可採量増大プロジェクト（NEDO）においては，過去に高温用裸坑パッカーが検討されているが，いずれも実用化まで至っていない。地熱の区間限定技術として近年開発されたメタルパッカーが最も有力な候補となるが，拡張すると変形してしまい回収不能となる。
実証試験に利用可能な坑井は，孔明管仕上げの坑井が多くパッカーが使用できないことが多い。孔明管が挿入された坑井での水圧破砕法としては，先ずセメンチングにより坑井下部を遮断し，セメント浚渫・パーフォレーションを経て水圧破砕を実施することが考えられる。また裸坑時の坑井刺激として，パーフォレーションにより弱面を形成し全坑加圧による対応，または坑井近傍のスキンが問題の場合は化学刺激による対応が考えられる。しかし何れの場合も，それらの手法について詳細に検討する必要がある。
また，費用効率の高い注水ポンプの開発も望まれている。水圧破砕費用は 5 億円程度になると試算されている事例もあり，新規に坑井を掘削する場合と大きな差異はなく，経済的に見合わないとの結論が出されている。水圧破砕作業で大きな費用を占める，注水ポンプのコストを低減させることは大きな課題である。
また，シェール開発で効果をあげているスリックウォーターフラクチャリングは，地熱開157

発においても有効な手法であると考えられるが，実証試験が必要である。海外地熱地帯で効果をあげているせん断刺激と水圧破砕の組合わせ，サーマルフラクチャリングと化学刺激の組合わせの実証も有用と思われる。水圧破砕については誘発地震を懸念する声が多いた
め，圧力を抑えることができるせん断刺激，化学刺激，サーマルフラクチャリングについて重点的に検討するとともに，水圧破砕の場合においても地層や圧力加圧方法等の検討により，誘発地震を抑制する手法の開発も同時に検討する必要があると考えられる。
また，坑井刺激による坑内トラブル対策についても十分検討することが必要である。

Ⅵ－５

き裂伸展モニタリング技術

シェール開発で利用されている，リアルタイム AE マッピング技術を適用することは地
熱井での透水性改善試験においても有用な技術と考えられる。試験中に坑井刺激設計を見直す判断材料となり，また注水停止等の判断材料にもなる。
また下記モニタリング技術は，坑井刺激法の手法によっては不要となるもの，技術的に実用化されていないもの，および詳細なデータを得ることが期待できるが費用対効果が低いと考えられている。しかし，今後技術開発により精度向上およびコスト削減が実現できれば，有用な技術となることが期待されている。
(1) MT モニタリング
MT 法で推定される比抵抗構造は水や粘土鉱物の存在に対する感度が高いため，MT 法は
地熱貯留層やキャップロック等の地熱構造を推定するために広く用いられている。この MT法を連続的もしくは繰り返し観測することで地熱貯留層内の比抵抗変化をモニタリングし，流体挙動を捉える手法として活用できることが期待されている。
2011 年にパララナ地熱地域で実施された Paralana-2 井への注水試験（対象深度：3,680m，
実験日数：5 日間，総注水量：310 万 L，流体：塩水）の前後に，注入井を中心に放射状に，測点間隔 200～1,500m で MT 測点が設置され，データが取得された（Thiel et al.,2011 ;Peacock et al.,2012）。この結果，見掛比抵抗と位相に注水に伴う明瞭な変化を捉えたとしている（第Ⅲ-2-2-4 図）。一般に，地下で流体が移動すると流動電位が発生し，地表で電位差として捉えられる事が知られており，この影響が観測されたものと考えられる。
また，田中・水永(2012)は，滝上において流体流動電磁法を試み，注入レートと電磁応答に相関があると述べている。そこでは，低周波数帯域に応答があると述べており，Thiel etal.（2011）の事例と整合的である。なお，田中・水永（2012）は，このモニタリングのための磁場センサーはインダクションコイルより MI 素子の方が適していると述べている。
158

第Ⅵ-5-1 図

注水による比抵抗分布の時間変化(Thiel et al.,2011 ;Peacock et al.,2012)(2) EM モニタリング
GroundMetrics 社は，注入井のケーシングへ流電し，それを地表に配置した非接触型電極を用いて直交方向の電場を計測することで，水圧破砕中の比抵抗変化をモニタリングする技術を開発した。同社では本システムを用いたシェールオイル開発でのモニタリングを実施しており，水圧破砕中の比抵抗変化が捉えられている。AE モニタリングと本技術を併用することによって，より高精度にき裂の伸展をモニタリングできる可能性がある（第Ⅵ5-2 図，第Ⅵ-5-3 図）。

第Ⅵ-5-2 図EM モニタリングシステム（GroundMetrics 社サイトより）

159

第Ⅵ-5-3 図Ⅵ－６シェール開発地域での EM モニター例（GroundMetrics 社サイトより）

環境影響評価技術

シェール開発では水圧破砕によって帯水層汚染問題が生じているが，キャップロックで帯水層あるいは温泉層から遮蔽された地熱貯留層内であれば，この問題は生じにくいと考えられ開発地域の貯留構造の把握が重要になると思われる。

160

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165

図表一覧表
第Ⅰ-1-1 図

透水性改善技術の対象貯留層 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・

1

第Ⅰ-1-2 図

透水性改善技術によって目指すき裂の連結 ・・・・・・・・・・・・

2

第Ⅰ-1-3 図

透水性改善技術適用の流れ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

2

第Ⅰ-3-1-1 図

坑井刺激手法の分類 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

5

第Ⅰ-3-2-1 図

透水性改善作業フロー ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

8

第Ⅱ-3-1 図

透水性改善技術の体系的整理と改善方法 ・・・・・・・・・・・・・ 13

第Ⅱ-3-2 図

透水性改善のための体系図（1） ・・・・・・・・・・・・・・・・ 14

第Ⅱ-3-3 図

透水性改善のための体系図（2） ・・・・・・・・・・・・・・・・ 15

第Ⅱ-3-4 図

透水性改善のモニタリング技術・評価技術の体系的整理 ・・・・・・ 16

第Ⅱ-4-1 表

許認可手続き一覧 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 19

第Ⅱ-4-1 図

自然公園法の概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 19

第Ⅲ-1-1-1 図

水圧破砕作業における基本的な 4 段階 ・・・・・・・・・・・・・・ 22

第Ⅲ-1-2-1 図

水圧破砕とせん断破壊（産総研，2004） ・・・・・・・・・・・・・ 23

第Ⅲ-1-3-1 図

XTremeZoneTM 20/40 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 27

第Ⅲ-1-3-2 図

SwellFixTM ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 28

第Ⅲ-1-3-3 図

Welltec Annular Barrier ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 29

第Ⅲ-1-3-4 図

Freecap GTTM ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 29

第Ⅲ-1-3-5 図

Cobra Max ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 30

第Ⅲ-1-3-6 図

StageFrac System ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 31

第Ⅲ-1-3-7 図

AbrasiJet ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 31

第Ⅲ-1-3-8 図

TPDS 概念図 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 33

第Ⅲ-1-3-9 図

生物分解性ポリマー ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 33

第Ⅲ-1-3-10 図

水圧破砕用ポンプ HT-400 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 34

第Ⅲ-1-3-11 図

高圧ポンプ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 35

第Ⅲ-1-3-12 図

濁川地域水圧破砕試験時の機材配置 ・・・・・・・・・・・・・・・ 35

第Ⅲ-1-3-13 図

水圧破砕試験時の総圧入量と蒸気増加量の関係図 ・・・・・・・・・ 36

第Ⅲ-1-3-14 図

水圧破砕試験時の最大圧力と蒸気増加量の関係図 ・・・・・・・・・ 36

第Ⅲ-1-3-15 図

水圧破砕試験時の最大圧入量と蒸気増加量の関係図 ・・・・・・・・ 37

第Ⅲ-1-3-1 表

水圧破砕試験時の流量情報および蒸気増加量 ・・・・・・・・・・・ 37
166

第Ⅲ-1-4-1 表

地熱井における化学刺激法の実施結果 ・・・・・・・・・・・・・・ 42

第Ⅲ-1-4-1 図

坑井に酸を注入中のポンプ装置

第Ⅲ-1-4-2 図

酸刺激中の CTU 支援ポンピング作業 ・・・・・・・・・・・・・・ 46

第Ⅲ-1-4-2 表

CTU を用いた化学刺激用基本地表装置 ・・・・・・・・・・・・・ 46

第Ⅲ-2-1-1 図

坑内圧力モニタリング手法（キャピラリーチューブ方式） ・・・・・ 49

第Ⅲ-2-1-2 図

坑内圧力モニタリング手法（坑内センサー方式） ・・・・・・・・・ 50

第Ⅲ-2-2-1 図「地熱貯留層評価・管理技術」における坑内地震計 ・・・・・・・・ 51

第Ⅲ-2-2-2 図

光ファイバー地震計 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 52

第Ⅲ-2-2-3 図

スマートフォンを用いた AE 観測システムの概念図 ・・・・・・・・ 53

第Ⅲ-2-3-1 表

坑井刺激におけるモニタリング手法 ・・・・・・・・・・・・・・・ 54

表Ⅲ-3-1-1 表

水圧破砕シミュレータ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 56

第Ⅲ-3-1-1 図

流体流動計算におけるフラクチャの取り扱い ・・・・・・・・・・・ 58

第Ⅲ-3-1-2 図

FracPT 画面例 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 60

第Ⅲ-3-1-3 図

TOUGH3 モデリングの概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 61

第Ⅲ-3-1-4 図

TOUGH3 における各モジュールの構成 ・・・・・・・・・・・・・ 62

第Ⅲ-3-2-1 図TOUGHREACT における計算のフローチャート ・・・・・・・・・ 65

第Ⅲ-3-3-1 図

WellTest 解析モデルと解析図の例 ・・・・・・・・・・・・・・・・ 66

第Ⅲ-3-3-2 図タイプカーブマッチング法概念 ・・・・・・・・・・・・・・・・・ 69

第Ⅲ-4-2-1 表

温泉成分測定方法および分析方法一覧（例） ・・・・・・・・・・・ 71

第Ⅲ-4-2-2 表

分析項目および分析の方法一覧 ・・・・・・・・・・・・・・・・・ 72

第Ⅳ-1 表透水性改善作業事例 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 74

第Ⅳ-1-2-1 図

令和元年度の坑井刺激時の P-Q 曲線 ・・・・・・・・・・・・・・ 80

第Ⅳ-1-2-2 図

令和 2 年度の坑井刺激時の P-Q 曲線 ・・・・・・・・・・・・・・ 80

第Ⅳ-1-2-1 表

坑井刺激前後の透水量係数および還元指数 ・・・・・・・・・・・・ 81

第Ⅳ-1-2-3 図

令和 2 年度坑井刺激時の AE 発生頻度分布図 ・・・・・・・・・・・ 82

第Ⅳ-1-2-4 図

令和 2 年度坑井刺激時の AE 分布図 ・・・・・・・・・・・・・・・ 83

第Ⅳ-1-2-5 図

令和 2 年度坑井刺激時の AE 発生時系列分布図 ・・・・・・・・・・ 84

第Ⅳ-1-2-6 図

令和 2 年度坑井刺激時の AE 分布図 ・・・・・・・・・・・・・・・ 84

第Ⅳ-1-2-7 図

令和 2 年度坑井刺激時の発震機構解析結果 ・・・・・・・・・・・・ 85

第Ⅳ-1-3-1 表

坑井刺激試験結果の比較 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 86

第Ⅳ-1-4-1 図

令和 2 年度注水試験時の AE マグニチュードヒストグラム ・・・・ 88
167

・・・・・・・・・・・・・・・

42

第Ⅳ-1-4-2 図

事後検証時の SHIFT モデル ・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 89

第Ⅳ-1-4-1 表

事後検証時の SHIFT モデル ・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 90

第Ⅳ-1-4-3 図

令和 2 年度注水試験での圧力挙動のマッチング結果 ・・・・・・・・ 91

第Ⅳ-1-4-4 図

令和 2 年度注水試験の圧力挙動のマッチング結果

第Ⅴ-1-1 表

葛根田地域，生産井の水圧破砕一覧表 ・・・・・・・・・・・・・・ 94

第Ⅴ-2-1 図

澄川 SD-1 井の還元流量および坑口圧力第Ⅴ-2-2 図

澄川 SD-1 井の注水試験結果 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 97

第Ⅴ-3-1-1 図

浦項 EGS サイト位置図 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 99

第Ⅴ-3-1-2 図

水圧破砕作業時の注水量，フローバック量，総注水量・・・・・・・ 100

第Ⅴ-3-1-1 表

浦項地域で実施された水圧破砕の概要 ・・・・・・・・・・・・・・ 100

第Ⅴ-3-2-1 図

ライン地溝帯地質概要およびバーゼル地震観測点 ・・・・・・・・・ 102

第Ⅴ-3-2-2 図

バーゼルにおける坑井刺激試験結果 ・・・・・・・・・・・・・・・ 104

第Ⅴ-4-1 図

坑井刺激の種類 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 106

第Ⅴ-4-2 図

化学的な坑井刺激の種類 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 107

第Ⅴ-5-1 図

実施場所および技術体系 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・110

第Ⅴ-5-2 図

雄勝高温岩体実験場位置 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 111

第Ⅴ-6-1 図

デザート・ピーク地熱地域坑井位置図 ・・・・・・・・・・・・・・ 113

第Ⅴ-6-2 図フェントンヒル地熱地域概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 117

第Ⅴ-6-3 図

コソ地熱地域位置図 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 119

第Ⅴ-6-4 図

38-C9 井で実施されたミニフラック試験結果 ・・・・・・・・・・・ 120

第Ⅴ-6-5 図

ニューベリー火山地熱開発地域図 ・・・・・・・・・・・・・・・・ 122

第Ⅴ-6-6 図

ソルツ地熱地域の位置図、地質図、貯留層構造 ・・・・・・・・・・ 124

第Ⅴ-6-1 表

GPK2,GPK3,GPK4 における生産能力／還元能力 ・・・・・・・・ 125

第Ⅴ-6-7 図

ランダウ地熱地域位置と上部ライン地溝帯 ・・・・・・・・・・・・ 128

第Ⅴ-6-8 図

Gtla2 水圧破砕時の坑口／坑内圧力および流量 ・・・・・・・・・・ 129

第Ⅴ-6-9 図

Gtla2 水圧破砕時の坑口／坑内圧力および流量 ・・・・・・・・・・ 129

第Ⅴ-6-10 図

Gtla2 水圧破砕時の坑口／坑内圧力および流量 ・・・・・・・・・・ 130

第Ⅴ-6-11 図

Gtla2 化学刺激前後の温度検層結果 ・・・・・・・・・・・・・・・ 130

第Ⅴ-6-2 表

Gtla2 坑井刺激結果 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 131

第Ⅴ-6-12 図

グロス・ショーンベック地熱地域位置図 ・・・・・・・・・・・・・ 132

第Ⅴ-6-13 図

GrSk3/90 および GrSk4/05 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 133
168

・・・・・・・・・・・・・・・・・

91

96

第Ⅴ-6-14 図

GrSk4/05 安山岩での水圧破砕時の坑口圧と流量 ・・・・・・・・・ 134

第Ⅴ-6-15 図

GrSk4/05 砂岩層での水圧破砕時の坑口圧と流量 ・・・・・・・・・ 134

第Ⅴ-6-16 図

GrSk4/05 水圧破砕後の生産試験結果 ・・・・・・・・・・・・・・ 135

第Ⅴ-6-3 表

GrSk4/05 生産試験結果 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 135

第Ⅴ-6-17 図

ウンターハヒング地熱地域の地温分布 ・・・・・・・・・・・・・・ 136

第Ⅴ-6-18 図

ウンターハヒングの地質構造 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 137

第Ⅴ-6-19 図

クーパーベイズン地熱地域位置図 ・・・・・・・・・・・・・・・・ 138

第Ⅴ-6-20 図

パララナ地熱地域位置図 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 141

第Ⅴ-6-21 図

Paralana-2 の概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 142

第Ⅴ-6-22 図

Paralana-2 水圧破砕時の坑口圧力および流量 ・・・・・・・・・・ 143

第Ⅴ-6-23 図

ベルリン地熱地域の概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 144

第Ⅴ-6-24 図

水圧破砕時に観測された AE 分布 ・・・・・・・・・・・・・・・・ 145

第Ⅴ-6-25 図

水圧破砕時の注水流量，坑口圧力，AE イベント ・・・・・・・・・ 146

第Ⅴ-6-26 図

サラク地熱地域坑井位置図 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 147

第Ⅴ-6-27 図

Awi 11-5 井におけるステップレートレートによる注水試験結果 ・ 149

第Ⅴ-6-4 表

化学刺激対象候補井とその物性値一覧 ・・・・・・・・・・・・・・ 149

第Ⅴ-6-28 図

Awi 8-8 における異なる刺激方法による能力改善結果予測 ・・・・・ 150

第Ⅴ-6-5 表

コイルチュービングを用いた化学刺激結果一覧 ・・・・・・・・・・ 150

第Ⅴ-6-29 図

平均生産指数比較 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 151

第Ⅴ-6-30 図

メキシコにおける主要な地熱地域の位置図 ・・・・・・・・・・・・ 152

第Ⅴ-6-6 表

メキシコの地熱井での酸処理一覧 ・・・・・・・・・・・・・・・・ 154

第Ⅴ-6-7 表

酸処理による改善率一覧 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 154

第Ⅴ-6-8 表

酸の投入方法によるコストと効果の比較 ・・・・・・・・・・・・・ 155

第Ⅵ-5-1 図

注水による比抵抗分布の時間変化 ・・・・・・・・・・・・・・・・ 159

第Ⅵ-5-2 図EM モニタリングシステム ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 159

第Ⅵ-5-3 図

シェール開発地域での EM モニター例 ・・・・・・・・・・・・・・ 160

169