서 론

수평 시추와 다단계 수압파쇄공법은 북미 지역 오일, 가스 개발에 혁신적인 결과를 가져왔다. 과거 지층이 너무 치밀하여 수직 시추에 의한 생산으로는 경제성이 없던 셰일을 비롯한 치밀한 지층들의 개발이 가능해진 것이다. 본 수평시추공법은 1949년에 처음으로 시도되었고 2010년대에 들어서 상업적인 적용이 시작되어 현재는 90% 이상의 미국과 캐나다의 시추정에 적용되고 있다(BOE Report, 2018).

다단계 수압파쇄공법은 시추공과 저류층의 접촉 면적을 증가시켜 비전통 유 ‧ 가스전의 생산량을 증가시키는 공법이다. Moon et al.(2017)에 따르면, 저류층에 수평으로 1,000 m 시추하는 경우 접촉 면적이 수직정에 비해 200배 증가하고 이 수평정을 10단계로 수압파쇄 하면 접촉 면적이 수평정에 비해 41배나 증가하는 것으로 알려져 있다. 물론, 저류층의 투과도, 저류층의 압력, 파쇄유체의 종류, 프로판트(proppant)의 양 등에 따라 접촉 표면적의 크기와 오일, 가스의 생산량이 정비례하지는 않지만, 접촉 표면적이 증가할수록 생산량이 증가하는 것은 자명한 사실이다.

서부 캐나다 퇴적분지(Western Canada Sedimentary Basin, WCSB)의 대표적인 오일, 가스 퇴적분지인 몬트니(Montney) 퇴적분지는 이러한 다단계 수압파쇄공법이 가장 활발하게 적용되고 있는 퇴적분지 중 하나이다. 브리티시 컬럼비아주(British Columbia) 북동부에서 시작하여 앨버타주(Alberta) 중서부에 이르는 142,450 km²의 광대한 오일, 가스 매장 분지인 몬트니 퇴적분지는 서부 캐나다 퇴적분지의 일반적인 특징과 동일하게 서쪽 경계인 록키산맥 우측 풋힐(foothills) 지역에서 시작하여 동쪽으로 갈수록 동일 저류층의 심도가 얕아져 사스카치원, 마니토바를 경계로 소멸된다(Seo et al., 2017). 따라서, 몬트니 분지의 서쪽 풋힐 지역은 저류층의 심도가 깊고 탄화수소 성숙도가 높아 가스가 많이 생산되는 반면 동쪽은 저류층 심도가 얕고 탄화수소 성숙도가 낮아 오일이 많이 생산되는 특징이 있다. 본 연구의 대상 지역인 쉐도우(Shadow) 지역은 오일이 주로 생산되는 몬트니 퇴적분지의 동쪽에 위치한 지역으로 현지 운영사인 Long Run Exploration, Redhills Resources 등의 기술검토를 통하여 몬트니 층의 오일, 가스 개발 가능성이 높은 것으로 평가되고 있는 지역이다.

일반적으로 오일, 가스 저류층에 대한 개발 가능성 분석은 저류층의 지질학적 구조 분석, 물리검층과 코어분석 자료에 기반한 저류층 물성 분포 해석, 이에 근거한 생산 잠재력 분석, 마지막으로 인근 인프라 분석을 통한 개발 용이성 평가 등을 포함한다. 또한 이러한 분석을 근거로 수직 또는 수평정 시추 가능 위치 선정 및 시추공당 생산성 및 경제성 예측을 수행하게 된다. 이에 본 연구에서는 쉐도우 지역의 기존 탐사, 개발, 생산 자료에 근거한 지질학적 분석과 석유 물리적 해석을 통해 각 저류층의 특성을 규명하고, 이를 근거로 연구 대상 광권의 저류층 물성 분포 예측을 수행하였다. 이를 바탕으로 연구 대상 저류층인 몬트니 저류층에 대한 개발 가능성 분석 및 경제성 평가를 수행하였다.

본 론

서부 캐나다 퇴적분지에는 Fig. 1과 같이 20여개 이상의 주요 오일, 가스 퇴적분지가 분포되어 있다. 이러한 퇴적분지 중 최근에 활발하게 개발이 진행되고 있는 지층은 몬트니, 카디움(Cardium), 바이킹(Viking), 바켄(Bakken), 듀버네이(Duvernay) 등을 들 수 있고, 캐나다 서부 해안으로 연결되는 액화천연가스(LNG) 프로젝트에 대한 관심이 높아지면서 몬트니 퇴적분지에 대한 관심이 높아지고 있다(Seo et al., 2017).

Fig. 1.

Western Canada resource plays (Seo et al., 2017).

몬트니 퇴적분지는 Fig. 1의 서부 캐나다 퇴적분지 중서부에 위치하고 있는 대표적인 오일, 가스 매장 퇴적 분지로 Fig. 1과 같이 브리티시 컬럼비아주 북동부에서 시작하여 앨버타주 중서부에 이르는 광활한 지역에 분포하고 있다. 본 연구의 대상 지역인 쉐도우 지역은 Fig. 2와 같이 오일이 주로 생산되는 몬트니 퇴적분지의 동쪽에 위치한 지역으로, 쉐도우 지역은 에드먼튼에서 북서쪽으로 약 400 km에 위치한 평야 지역이다.

Fig. 2.

Location of the Montney formation (Canadian Society of Petroleum Geologists and Alberta Research Council, 1994).

두껍고 지형학적으로 광대하게 분포되어 있는 실트스톤의 몬트니 분지에는 Table 1에 나타난 바와 같이 12,719 BCM(billion cubic meters)의 판매 가능한(marketable) 천연가스, 2,308 MCM(million cubic meters)의 판매 가능한 천연 가솔린(Natural Gas Liquid), 그리고 179 MCM의 판매 가능한 오일이 매장되어 있다(National Energy Board, 2013).

Table 1. Ultimate potential for Montney unconventional petroleum in British Columbia and Alberta (National Energy Board, 2013)

지질 분석

몬트니 저류층은 초기 트라이아스기(232~245Ma) 북미대륙괴(North American Craton) 서연부를 따라 퇴적된 퇴적층으로 브리티시 컬럼비아주 북동부 및 앨버타주 북서부에 걸쳐 약 142,450 km²에 광범위하게 퇴적층을 형성하고 있다. 몬트니 층은 라라미드(Laramide) 조산운동의 영향에 따라 북서-남동 주향에 남서향으로 경사하며, 구조운동의 결과로 몬트니 층의 서쪽 경계가 록키산맥 대에 일부 노출되어 있다. 반면 동연부는 후기 쥐라기~초기 백악기 침식작용으로 형성된 퇴적물이 피복하고 있다(Fig. 3).

Fig. 3.

Montney Subcrop from Kaybob south to Girouxville resource play with cross section (Modified from Canadian Discovery, 2008).

층서적으로 몬트니 층 하부는 페름기 벨로이(Belloy)층과 부정합으로 접하며, 상부는 삼첩기~백악기 퇴적물과 부정합 경계를 형성한다. 몬트니 층의 두께는 퇴적 중심부에서 최대 350 m에 이르고 남동쪽으로 점차 두께가 1 m 미만으로 감소한다. 몬트니 층은 심해~연근해(shoreface) 퇴적환경 및 수회의 해침-해퇴 주기(Transgressive-Regressive cycle) 반복의 영향으로 실트 및 셰일이 교호하며 점차 세립 사암이 우세하게 퇴적되었다(Kuppe et al., 2012).

몬트니 층은 오일과 가스를 둘 다 생산하고 있는 저류층으로 수직공으로는 개발이 불가능하였던 저류층이 수평시추와 다단계 수압파쇄공법에 의해 활발하게 개발되고 있다. 몬트니 층 초기 개발 단계에서는 몬트니 저류층의 심도가 얕은 브리티시 컬럼비아주 북동쪽에서만 시추가 가능하였으나, 현재는 심도가 깊은 앨버타주 풋힐 지역까지 개발이 진행되고 있다. 연구 대상 지역을 포함하는 피스리버 지역의 몬트니 층은 심도가 1,000 m 내외로 얕은 바다 기반암에 퇴적된 세립질 사암, 실트암, 셰일의 혼합 층이다. 이렇게 생성된 저류층의 두께는 5~20 m 내외이고, 저류층 상부의 치밀한 실트, 셰일 층에 의해 층서트랩을 이루고 있어 연구 대상 지역에 다수의 오일, 가스 풀을 형성하고 있다(Canadian Discovery, 2008).

오일, 가스 개발 현황 분석

몬트니 퇴적분지의 동쪽 끝에 위치한 연구 대상 지역은 다른 몬트니 지역과 동일하게 치밀한 저류층의 특성으로 인하여 수직정 개발로는 경제성을 확보하기 어렵다. 따라서, 연구 대상 지역에는 2010년 이전에는 일부 수직정에 의해 몬트니 층에서 오일, 가스를 생산하고 있었다(Fig. 4(a)). 하지만, 2010년 이후 수평정 다단계 수압파쇄공법의 활발한 현장적용과 더불어 연구 대상 지역도 2010년부터 2015년 까지 북쪽에서 시작하여 노르만드빌, 지록스빌, 켄지 지역까지 개발이 진행되었고(Fig. 4(b)), 2014년 말부터 시작된 유가하락으로 인하여 그 이후 개발이 중단되어 있는 상황이다. 따라서, 본 연구에서는 개발이 진행된 3개 지역으로부터 남쪽에 위치한 쉐도우 지역의 오일, 가스 개발 가능성을 분석하고자 하였다.

Fig. 4.

Montney development history in study area.

노르만드빌, 지록스빌, 켄지 지역의 몬트니 저류층은 Fig. 5와 같이 6개의 몬트니 오일, 가스 pool로 구분된다. 이중 가장 큰 가스 pool은 몬트니 A pool로 원시가스부존량은 1,618 MCM이고, 가장 큰 오일 pool은 몬트니 S pool로 원시오일부존량은 5.1464 MCM이다. Table 2는 Fig. 5와 같이 연구 대상 지역 몬트니 오일, 가스 pool에 대한 생산정 수, 심도, 두께, 공극율, 부존량 등을 정리한 것으로, 해당지역은 총 324공의 시추가 수행되었고, 누적 오일 생산량은 1.32 MCM이고, 누적 가스 생산량은 2,378 MCM이다. Fig. 6은 연구 대상 지역 생산정의 물리검층 자료를 비교한 것으로, 밀도검층 분석 결과, 공극률은 최대 15%이고, 밀도검층과 중성자검층이 교차되는 구간이 없어 가스보다는 오일이 존재할 가능성이 높음을 알 수 있다. 또한 쉐도우 지역 북쪽에 있는 노르만드빌, 지록스빌, 켄지 지역의 물리검층 자료를 분석한 결과, 물-오일 비저항 기준치가 3 ohms이므로 쉐도우 지역도 동일하게 3 ohms 이상인 구간은 오일로 포화되어 있을 가능성이 높은 것으로 판단된다.

Fig. 5.

Montney pool analysis in study area.

Table 2. Offsetting Montney pools evaluation in study area

Fig. 6.

Log cross section of the study area from north to south.

쉐도우 지역 몬트니 층 개발 가능성 분석

본 연구 대상 지역의 몬트니 저류층은 Fig. 7과 같이 단층 또는 셰일 채널에 의해 여러 개의 분지로 구분되고, 북동쪽으로 상향경사(up dip) 구조를 이루고 있어 노르만드빌, 지록스빌, 켄지 지역 개별 몬트니 저류층의 북동쪽은 가스, 중간은 오일, 남서쪽은 물로 구성되어 있다. 따라서 퇴적환경이 유사한 남쪽의 쉐도우 지역도 동일한 구조로 가스, 오일, 물이 분포할 것으로 예상된다. Fig. 8은 연구 대상 지역 생산정의 물리검층 자료를 비교한 것으로 해당 지역의 물-오일 비저항값 경계인 3 ohms를 적용한 결과, Fig. 7의 지록스빌, 켄지 지역의 몬트니 층 내 가스, 오일, 물 분포와 동일하게 쉐도우 지역도 서북쪽에서 동남쪽으로 몬트니 층에 가스, 오일, 물이 각각 분포할 것으로 예상된다. 위와 같은 분석을 수행하기 위해서는 지층의 연속성이 중요한데 해당 지역은 몬트니 셰일 저류층임에도 불구하고 Fig. 8에 표시된 몬트니 erosion edge 서쪽으로는 사암 저류층과 유사하게 지층의 연속성이 존재한다. 다만, 같은 몬트니 저류층이라도 공극률이 낮고, 공극이 물로 포화되어 있는 구간이 많아서 공극이 가스나 오일로 포화된 지역에만 저류층이 분포하게 된다.

Fig. 7.

Distribution of gas, oil, water in the Montney reservoir.

Fig. 8.

Estimated distribution of gas, oil, water in Shadow Montney formation.

연구 대상 쉐도우 지역 몬트니 층의 개발 가능성을 분석하기 위하여 대상 지역 내 20여개의 시추정 물리검층 자료와 코어자료를 이용하여 분석하였다. 각 시추정의 물리검층 자료를 분석한 결과, 밀도검층을 통해 몬트니 저류층의 공극률은 9~15% 내외였고, 북쪽지역 유사 몬트니 저류층과 동일하게 물-오일 비저항 기준치가 3 ohms이므로, 기존의 가스 생산 지역의 남서쪽에 위치한 04-06-75-19W5, 16-26-74-19W5, 16-09-75-20W5, 12-11-75-20W5 등의 시추정에서 몬트니 층 오일 생산 가능성이 있는 것을 확인할 수 있었다. 또한 코어자료가 존재하는 16-26-74-19W5, 12-11-75-20W5 시추정의 코어 자료를 분석한 결과, 몬트니 저류층 내 잔류오일(residual oil)이 최대 23%(오일부피/전체 공극부피)까지 존재하는 것으로 확인되었다. 이러한 연구 결과를 바탕으로 선행 연구와 동일하게 비저항 3 ohms을 물-오일 경계로 선정할 경우, 연구 대상 지역의 오일 저류층 두께는 10~15 m로 분석되었고, 현재 캐나다에서 일반적으로 적용되는 수평정 시추 현황을 반영하여 1 section에 4공의 다단계 수압파쇄 수평정 시추를 실시할 경우, Fig. 8의 가스 부존지역(gas zone, 빨간색)과 물 부존지역(water zone, 파란색) 사이의 녹색으로 표시된 약 16 section(4,096 hectares)에 최대 60공 이상의 시추를 통한 광구 개발이 가능할 것으로 분석되었다.

쉐도우 지역 몬트니 층 개발 경제성 분석

쉐도우 지역 개발에 따른 경제성 분석은 수평정 시추가 가능한 지역 중에서 유망성이 높은 지역에 20개 생산정을 시추하여 우선 개발을 진행하는 시나리오에 대해 수행하였다. 먼저 해당 지역은 수평정 시추가 되어있지 않으므로 개발에 따른 수평정의 생산량 선정을 위하여, Long Run Exploration에 의해 운영되고 있는 켄지 지역 몬트니 저류층의 통계기반 예상 생산량(type curve production)을 선정하였다. 분석 대상 생산정의 초기 1년간 생산정 당 평균 생산량는 110 bbl/d 이고, 1년 후 88 bbl/d, 2년 후 44 bbl/d, 3년 후 28 bbl/d, 3년 후부터는 연간 20%의 감퇴율을 적용하였다(부록 1). 20년간 생산을 수행한다고 가정하였을 때 누적회수량(Estimated Ultimate Recovery, EUR)은 생산정당 98 천 배럴이다. 다만, 통계기반 예상 생산량 적용시 생산량은 보수적으로 켄지 지역 예상 생산량의 80%를 적용하였다. 또한 대상 광권의 몬트니 층 시추비는 켄지 지역 몬트니 광구 운영사인 Long Run Exploration의 시추 사례를 바탕으로 수직거리(TVD) 2 km, 전체 시추거리(MD) 3.4 km에 대한 시추, 완결, 연결(DCET) 비용을 2.0 백만불(CAD)로 결정하였다. 경제성 분석에 적용될 광구 운영비(OPEX)는 해당 지역 인근의 광구 운영 자료를 바탕으로 고정비(fixed cost) 5,000 불/월/생산정, 변동비(variable cost) 13 불/배럴로 가정하였다. 생산을 위한 설비비용(CAPEX)은 기본적인 오일 배터리 설치와 파이프라인 연결을 가정하여 총 10 백만불을 적용하였다. 정부에 지급하는 오일, 가스 로열티(royalty)는 앨버타주 로열티 프레임(Alberta Royalty Frame, 부록 2)과 Table 3과 같이 수평정 시추 길이에 따라 생산량 또는 생산 개월에 대해 로열티를 할인해주는 신규 수평정 로열티 할인 프로그램을 적용하였다.

Table 3. Alberta new horizontal well royalty incentives (5% royalty for minimum reached) (Alberta Energy, 2016)

이러한 가정들을 바탕으로 대상 광권의 수평정 20공의 시추 경제성을 분석 결과, 유가는 WTI 65 불(USD)/배럴(미국–캐나다 환율 1.2)을 적용하였을 때, 개발에 따른 수익율(Rate of Return)은 66.1%, 페이아웃(Payout) 2.0년, 할인율 10%의 순현재가치(NPV@10)은 32 백만불(CAD)로 평가되었다. 본 경제성 계산의 예상 생산량은 연구 대상지역 북쪽 켄지 지역의 80%로 낮추었으므로 향후 개발 시 본 평가 결과 보다 우수한 경제성을 보일 것으로 예상된다.

결 론

본 연구에서는 쉐도우 몬트니 분지의 지질학적 분석과 석유 물리적 해석을 통해 각 저류층의 특성을 규명하고, 연구 대상 지역의 저류층 물성 분포 예측을 수행하였다. 또한 이를 바탕으로 몬트니 저류층에 대한 개발 가능성 분석 및 경제성 평가를 수행하였다. 연구의 결과를 요약하면 다음과 같다.

연구 대상 지역은 2010년 이후 수평정 다단계 수압파쇄공법의 활발한 현장적용과 더불어 연구 대상 지역도 2010년부터 2015년 까지 북쪽에서 시작하여 노르만드빌, 지록스빌, 켄지 지역까지 개발이 완료되었으나, 2014년 말부터 시작된 유가하락으로 인하여 그 이후 개발이 중단되어 있는 상황이다. 연구 대상 지역 생산정의 물리검층 자료를 비교한 결과, 해당 지역의 물-오일 비저항 기준치인 3 ohms을 적용한 결과로 쉐도우 지역도 북쪽의 저류층들과 매우 유사한 특성을 보이는 것을 알 수 있다.

본 연구 대상 지역의 몬트니 저류층은 단층 또는 셰일 채널에 의해 여러 개의 분지로 구분되고, 북동쪽으로 상향경사 구조를 이루고 있어 노르만드빌, 지록스빌, 켄지 지역 개별 몬트니 저류층의 북동쪽은 가스, 중간은 오일, 남서쪽은 물로 구성되어 있다. 따라서, 퇴적환경이 유사한 남쪽의 쉐도우 지역도 동일한 구조로 가스, 오일, 물이 분포할 것으로 예상된다.

연구 대상 지역 내 20여개의 시추정 물리검층 자료와 코어 자료를 이용하여 몬트니 저류층 개발 가능성을 분석한 결과, 기존의 가스 생산 지역의 남서쪽에 위치한 04-06-75-19W5, 16-26-74-19W5, 16-09-75-20W5, 12-11-75-20W5 등에서 몬트니 층 오일 생산 가능성이 있는 것을 확인 할 수 있었고, 비저항 3 ohms을 오일-물 경계로 선정할 경우, 연구 대상 지역의 오일 저류층 두께는 10~15 m로 분석되었다.

인근 생산정, 운영사의 실제 사례를 바탕으로 수평정 20공 시추에 대한 경제성을 분석한 결과, WTI 65 불(USD)/배럴(미국-캐나다 환율 1.2)을 적용하였을 때, 수익율은 66.1%, 페이아웃 2.0년, 할인율 10%의 순현재가치는 32 백만불(CAD)로 평가되었다.

본 연구 결과는 대상 광권이 위치한 쉐도우 지역뿐만 아니라 몬트니 퇴적분지 개발을 추진하고자 하는 국내외 기업에게 성공적인 개발을 위한 가이드라인이 될 수 있을 것이다. 또한 캐나다 지역 오일, 가스 관련 연구를 수행하고 있는 연구자들에게 서부 캐나다 퇴적분지의 저류층에 대한 심도 깊은 지식을 제공할 수 있을 것으로 판단된다.

부 록

부록1. 경제성 평가 결과

부록2. 앨버타주 전통 오일 로열티 계산 방식

Royalty Formulas-Conventional Oil (Effective January 1, 2011)
R% = Price component (r_p)+Quantity Component (r_q)
ARF (2011): R% has a minimum of 0% and a maximum of 40%
Transition: R% has a minimum of 0% and a maximum of 50%

부록3. Fig. 8의 물리검층 결과