서 론

국제기구 IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change)는 지구 평균기온 상승을 1.5°C 이내로 제한하기 위해 2030년까지 2010년 대비 온실가스 배출량을 45% 이상 감축하고, 2050년에는 탄소중립을 달성해야 한다고 강조하였다(IPCC, 2021). 이러한 기조에 따라 오일샌드 생산 과정에서도 온실가스 배출량 저감에 대한 필요성이 증대되고 있다. 캐나다의 주요 오일샌드 생산지역인 알버타주에서는 2023년 전체 온실가스 배출량 중 오일샌드 생산 부문이 약 32.9%(86.5 MtCO₂eq)로 가장 큰 비중을 차지하였다(Fig. 1, NIR, 2025). 이는 오일샌드의 주요 지하회수법인 SAGD(steam-assisted gravity drainage)공법이 스팀생성을 위해 천연가스를 연소하며, 이 과정이 주요 온실가스 배출원으로 작용하기 때문이다(Kim et al., 2024b).

Fig. 1.

Greenhouse gas emissions by sector in Alberta, Canada, for 2023 (modified from NIR, 2025).

알버타 주정부는 오일샌드 산업의 온실가스 배출량 저감을 위해 다각적인 노력을 기울이고 있다. 대표적으로, 오일샌드 산업의 연간 온실가스 배출량을 100 MtCO₂eq으로 제한하는 탄소배출제한법(carbon emission cap)과 온실가스 배출량에 비례하여 부담금을 부과하는 탄소세(carbon tax) 제도가 시행되고 있다(Lee and Babadagli, 2021; Yang et al., 2024). 산업계 차원에서도 오일샌드 생산량의 약 95% 이상을 차지하는 주요 기업(Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, ConocoPhillips, Imperial, MEG Energy, Suncor Energy)이 ‘Oil sands pathways to net zero’ 프로젝트를 통해 2030년까지 연간 22 MtCO₂eq 감축을 목표로 하고 있다(Aronczyk et al., 2024).

이러한 탄소배출제한 정책들은 탄소저감 측면에서는 긍정적이나, 기존 SAGD공법의 생산성과 경제성을 저해한다는 상충적인 문제를 내포하고 있다. 탄소배출제한법의 적용은 스팀생성에 필요한 연료 및 운영을 제약하거나 추가적인 저감설비 투자 필요성을 높여, 결과적으로 생산량 감소 및 비용 상승으로 직결된다(Kim et al., 2025). 또한 탄소세는 2023년 이후 매년 CAD 15/tonCO₂eq씩 인상되어 2030년에 CAD 170/tonCO₂eq에 도달하도록 설계되어 있으며, 기존 SAGD공법의 경제성에 큰 영향을 미치게 된다(Yang et al., 2024). 이처럼 강화되는 환경규제에 대응하여, 기존 SAGD공법 대비 친환경적이면서 경제성을 확보할 수 있는 대체 오일샌드 생산공법의 필요성이 요구된다(Mohan et al., 2022).

오일샌드 개발과정에서 온실가스 배출량 감축은 열효율 지표인 cSOR(cumulative steam-oil ratio)로 평가할 수 있다. cSOR은 누적스팀주입량을 누적오일생산량으로 나눈 값이며, cSOR이 낮을수록 단위 스팀 생산에 필요한 연료소비가 감소해 온실가스 배출량 저감으로 이어진다(Gates and Larter, 2014). 따라서, cSOR을 개선하기 위해서는 기존 공법 대비 누적오일생산량을 증가시키거나 누적스팀주입량을 감소시키는 대안 공법이 필요하다. 이러한 관점에서 SAGP(steam and gas push)공법은 온실가스 배출의 주원인인 스팀주입량을 효과적으로 감소시킬 수 있는 대체공법으로 평가받고 있다(Kim et al., 2025).

Butler(1999)에 의해 개발된 SAGP공법은 스팀과 함께 저류층 조건에서도 기체상을 유지하는 비응축가스(non-condensable gas, NCG)를 주입하는 공법이다. 주입된 NCG는 스팀챔버 상단에 축적되어 열유실문제를 개선하고, 스팀챔버의 온도·압력 유지에 기여함으로써 스팀주입량을 감소시킨다. 실제 현장적용 사례인 MEG Energy 사의 Christina Lake 프로젝트에서는 SAGD공법 운영 약 3.5년 시점부터 NCG를 주입하여 스팀주입량을 약 63% 감축하였으며(Jamshid-nezhad, 2022), Suncor 사의 Firebag 프로젝트(Well Pad 101)에서도 NCG 주입 전·후 2년간의 스팀주입량 비교시 스팀주입량이 약 51% 감축되었다(Kim et al., 2025).

기존 SAGP공법 관련 연구는 주로 메탄과 질소를 NCG로 선호하였으며, 이는 낮은 용해도와 높은 팽창성을 가지는 특성이 오일생산량 증진에 효과적이기 때문이다(Kim et al., 2026). 반면, CO₂는 NCG로서 활용가능성이 높음에도 불구하고 관련 연구는 제한적이었다(Pratama and Babadagli, 2024). CO₂를 NCG로 활용할 경우, 저류층 내 잔류가스는 CCS(carbon capture and storage) 관점에서 추가적인 환경적 이점이 있다(Gong et al., 2022). 또한, 운영측면에서도 스팀의 분압(partial pressure) 감소로 포화온도가 낮아져 운영효율을 높이고(Canbolat et al., 2004), 계면장력(interfacial tension)을 감소시켜 생산성을 증대시키는 효과가 확인된 바 있다(Zhang et al., 2021). 따라서, NCG로써 CO₂의 이점을 종합적으로 고려할 때, CO₂ 기반 SAGP공법에 대한 타당성 검증이 필요하다.

따라서, 본 연구는 Athabasca 지역의 BlackGold 광구 3차원 불균질 저류층 모델을 활용하여, CO₂를 적용한 SAGP공법이 기존 SAGD공법 대비 cSOR을 개선할 수 있는지 상용소프트웨어(CMG-STARS) 기반 전산시뮬레이션으로 평가하였다. 또한 캐나다 알버타주에서 시행 중인 탄소세를 경제성 평가에 반영하여, 순현재가치(net present value, NPV) 관점에서 CO₂ 기반 SAGP공법의 경제적 타당성을 검증하고자 한다.

연구방법론

SAGP공법

SAGP공법은 기존 SAGD공법을 기반으로 스팀과 NCG를 함께 주입하여 스팀주입량을 감소시켜cSOR 감축에 효과적인 공법이다(Kim et al., 2024b). 이때 NCG는 저류층 조건에서 기체상을 유지해야 하며, 일반적으로 스팀 대비 낮은 밀도와 열전도도를 갖는다(Austin-Adigio and Gates, 2019). 이러한 특성으로 인해 SAGP공법에서 적용가능한 NCG 종류는 제한적이며, 메탄과 질소가 대표적으로 활용되어 왔다(Kim et al., 2025). 저류층 내 NCG의 분포와 거동은 NCG의 물리적 특성 중 특히 밀도에 의해 설명될 수 있다. 스팀 대비 상대적으로 밀도가 낮은 NCG는 스팀챔버 상부로 이동해 열전도도가 낮은 NCG층을 형성함으로써 상부 열유실을 완화한다(Canbolat, 2020). 이후 NCG는 스팀챔버 가장자리를 따라 확산되는 경향을 보이며, 이 과정에서 기체와 액체의 상대유체투과도 차이로 인해 가스핑거링(gas fingering) 현상이 발생한다(Canbolat et al., 2004).

앞서 서술한 저류층 내 NCG의 분포 및 이동 메커니즘은 Fig. 2와 같이 주요 영역으로 세분화하여 설명할 수 있다. 먼저, 주입정 주변부(region 1)는 스팀챔버 내에서도 가장 온도가 높은 구역으로, 주입된 스팀이 기체상으로 존재하여 주변부로의 열전달이 시작되는 기점이다. 스팀챔버 중앙부(region 2)에서는 밀도 차이에 의해 NCG가 상부로 이동하는 경향을 보인다. 이때, NCG의 낮은 밀도로 인해 농도구배에 따른 확산(diffusion)과 반대방향인 상부로 이동하며, 스팀은 응축되면서 잠열(latent heat)을 방출하고 액체상으로 바뀌어 스팀챔버의 가장자리(edge of the steam chamber, ESC)로 이동한다. 스팀챔버 상단부(region 3)에서는 상부로 유동한 NCG가 축적되어 층을 형성하는 구역이다. 형성된 NCG층은 열전도도가 낮아 단열효과를 제공함으로써, 저류층 상부 열유실층으로의 열유실을 감소시키고 스팀챔버 내 온도·압력 유지에 기여한다. 마지막으로 ESC(region 4)는 스팀, NCG, 응축된 물, 비투멘이 공존하는 혼합영역이다. 이 구역에서는 NCG가 농도차이에 의한 확산과 저류층의 불균질성으로 인해 분산(dispersion)되어 오일이 존재하는 영역으로 침투하는 양상을 보인다.

Fig. 2.

NCG behavior in the reservoir during SAGP operation (modified from Austin-Adigio and Gates, 2019).

저류층 시뮬레이션 모델

본 연구에서는 Athabasca 지역 BlackGold 광구를 대상으로 구축된 3차원 불균질 저류층 모델을 활용하여 전산시뮬레이션을 수행하였다. 해당 모델은 BlackGold 광구의 12번째 Section 중 동부 지역의 Well Pad 101을 대상으로 제작되었으며, 저류층 상부에 열유실층으로 작용할 수 있는 덮개암이 존재하는 특징을 가진다(Fig. 3). 저류층 모델의 크기는 860 m × 102 m × 56 m(x, y, z방향)이며, 격자 크기는 10 m × 2 m × 2 m로 총 122,808개의 격자로 구성된다. 모델의 외부 경계는 물리검층 자료의 감마선 검층자료와 밀도 검층 자료를 기반으로 해석한 결과를 활용하였다. 저류층의 주요 정적 물성인 공극률은 밀도 검층 자료를 활용해 계산한 결과를 사용하였으며 투과도 및 오일포화도 정보는 Athabasca 지역 McMurray층의 물성을 기반으로 입력되었다. 열적 물성과 상대유체투과도 입력은 선행연구(Kim and Shin, 2018) 자료를 적용하였다(Table 1).

Fig. 3.

Horizontal permeability distribution according to the three-dimensional heterogeneous reservoir model at the 46th cross-section in the x direction.

시뮬레이션 운영기간은 2020년 1월 1일부터 총 10년으로 설정하였으며, 초기 예열기간(pre-heating period)은 3개월로 적용하였다. 주입정과 생산정은 모두 i방향 6–81번째, j방향 26번째 격자에 배치하였으며, k방향 기준으로 주입정은 20번째, 생산정은 주입정 하단 6 m에 위치한 23번째 격자로 설정되었다. 예열기간은 well heater 방식을 사용하여 모사하였으며, 주입정과 생산정의 온도가 234°C까지 도달하도록 설정하였다. 이후, SAGD공법 운영 시 주입정은 최대 공저압력(bottom hole pressure, BHP) 3,000 kPa 조건으로 제어하였으며, 생산정은 최소 BHP 2,700 kPa과 최소 서브쿨(subcool) 온도 5°C 조건을 적용하여 스팀트랩(steam trap)을 모사하였다(Table 2). 여기서, subcool이란 주입정으로 주입된 스팀이 생산정으로 바로 생산되지 않도록 생산정 주변 온도를 주입정보다 일정 수준 낮게 유지하는 운영조건을 의미한다. 본 연구에서는 이러한 운영조건을 기반으로 SAGD공법과 SAGP공법 전산시뮬레이션을 수행하였으며, 시뮬레이터는 상용소프트웨어인 Computer Modelling Group(CMG)사의 STARS를 사용하였다(Computer Modelling Group, 2024).

연구결과

SAGD공법 열유실문제 개선을 위한 SAGP공법 적용

SAGD공법은 Fig. 4와 같이 운영 1년 이후 시점(2021년 4월 1일)에 덮개암 하단부(z방향 4번째 단면)까지 온도가 상승하여 상부 덮개암으로 열유실이 발생함을 확인하였다. 이러한 열유실문제 발생은 스팀챔버의 온도·압력 유지를 위한 추가적인 스팀주입량 증가로 이어지며, 생산성 지표인 cSOR과 iSOR(instantaneous SOR)이 시간에 따라 증가하는 경향을 보인다(Fig. 5). 여기서, iSOR은 일별스팀주입량을 일별오일생산량으로 나눈 값이며, 일반적으로 iSOR이 4.0을 초과하는 시점을 경제성 한계 도달시점으로 간주한다(Kim et al., 2023). SAGD공법은 생산기간이 경과함에 따라 iSOR 4.0에 도달하는 시점이 2023년 1월 23일 이후로 나타나 경제적으로 운영 가능한 기간이 짧았다(Fig. 5). 그 결과, 생산기간 마지막 시점(2030년 1월 1일)에서 cSOR은 4.90까지 증가하였다. 높은 cSOR은 스팀 생산을 위한 연료소비를 증가시켜 CO₂ 배출량 증가로 이어지므로, 열유실문제를 개선할 수 있는 공법의 적용이 요구된다(Gates and Larter, 2014).

Fig. 4.

Horizontal permeability and temperature distribution at 4th cross-section in z direction after 1 year of SAGD operation.

이러한 열유실문제를 개선할 수 있는 SAGP공법의 성능은 주입되는 NCG의 몰농도에 따라 생산성능이 달라지므로, 선행연구(Kim et al., 2025)를 참고하여 세가지 케이스(0.1, 0.5, 1.0 mol%)를 대상으로 cSOR에 대한 민감도분석을 수행하였다. 그 결과, cSOR은 5.27(0.1 mol%), 2.27(0.5 mol%), 2.30(1.0 mol%)으로 나타났으며, 가장 낮은 cSOR을 보인 0.5 mol% 케이스를 본 연구에 활용하였다.

SAGP공법(CO₂ 0.5 mol%)은 예열기간이 종료된 생산 초기시점(2020년 4월 1일)부터 스팀과 CO₂를 함께 주입하여 cSOR 및 iSOR 관점에서 SAGD공법과 비교 분석하였다(Table 3). SAGP공법은 전체 생산기간(10년) 동안 iSOR이 4.0 미만으로 유지되어 장기적인 경제적 운영이 가능함을 확인하였다(Fig. 5). 두 공법의 시뮬레이션 결과를 생산 마지막시점(10년)이 아닌, 경제적 한계 도달시점(iSOR 4.0 초과)에서 비교하였다. 그 결과, SAGD공법(오일회수율 49.07%, cSOR 2.83) 대비 SAGP공법은 오일회수율이 약 20.5% 증가한 59.12%, cSOR은 약 19.8% 감소한 2.27로 나타나 우수한 성능지표를 보였다(Table 3).

Fig. 5.

cSOR and iSOR of SAGD and SAGP (CO₂ 0.5 mol%) processes.

SAGP공법에서 SAGD공법 대비 cSOR이 개선된 원인을 분석하고자, 생산 1년(2021년 4월 1일), SAGD공법의 iSOR 4.0 도달(2023년 1월 23일), 생산 10년 이후 시점별 물성변화를 비교하였다(Fig. 6). 이때, 덮개암 하단부의 거동을 명확히 관찰하기 위해 덮개암 관측이 용이한 X방향 46번째 단면을 기준으로 분석하였다(Fig. 3). SAGD공법은 스팀 단독주입으로 스팀챔버가 상부로 빠르게 성장해 생산 1년 시점에 이미 덮개암으로 열유실이 발생하였으며, 시간이 경과함에 따라 열유실은 증가하였다(Figs. 4, 6(a)). 반면, SAGP공법에서는 스팀과 함께 주입된 CO₂가 스팀챔버 상단 및 가장자리에 분포하며, 스팀챔버 상단에서 열전도도가 낮은 NCG층을 형성한다(Fig. 6(c)). 이에 따라 SAGP공법은 SAGD공법 대비 상부 덮개암으로의 열유실이 감소하였으며(Fig. 6(a)), 불필요한 스팀주입량 감소로 cSOR이 개선되었다(Table 3). 결과적으로 SAGP공법은 iSOR 4.0 도달시점 기준, SAGD공법 대비 장기운영이 가능하므로 저류층 하단의 오일을 추가 회수하여 더 높은 오일회수율(59.12%)를 달성하였다(Fig. 6(b)).

Fig. 6.

Comparison of SAGD and SAGP (CO₂ 0.5 mol%) distribution: (a) temperature, (b) oil saturation, and (c) mole fraction of CO₂.

SAGD 및 SAGP공법별 탄소세 반영 경제성 평가

캐나다 알버타주에서 탄소중립 달성을 위해 시행 중인 탄소세 정책은 오일샌드 프로젝트의 경제성에 직접적인 영향을 미친다. 특히, SAGD공법은 스팀생성과정에서 천연가스 연소에 따른 CO₂ 배출이 발생하므로, 스팀주입량에 비례하여 탄소비용 부담을 가중시킨다. 이에 본 연구에서는 탄소세 비용을 반영한 NPV를 기준으로 SAGD공법과 CO₂ 기반 SAGP공법의 경제성을 비교 분석하여 SAGP공법의 효용성을 검증하였다. 경제성 분석을 위한 NPV 계산식은 Kim et al.(2026)의 연구를 참고하여 식 (1), (2)와 같이 적용하였으며, 경제성 평가에 활용된 주요 인자값은 Table 4와 같다.

CFt는 t번째 연도의 비투멘 생산 수익에서 스팀 및 NCG 주입비용을 차감한 현금흐름(cash flow)을 의미하며, n은 NPV가 최대인 시점의 연도(누적 NPV가 양에서 음으로 전환되기 이전 연도), i는 할인율(discount rate)을 의미한다. CO2NG는 열공법 운영과정에서 배출되는 CO₂ 배출량(tonCO₂eq)으로, 이에 탄소세를 곱하여 연도별 탄소비용을 반영하였다. 탄소세는 2020년 20 CAD/tonCO₂eq부터 시작하여 2022년까지 매년 10 CAD/tonCO₂eq, 2023년부터 2030년까지 매년 15 CAD/tonCO₂eq씩 인상되어 2030년 170 CAD/tonCO₂eq에 도달하도록 설정되었으며, 환율은 1.37 CAD/USD를 적용하였다(OECD, 2025). 또한 SAGP공법 적용 시 저류층 내 잔류하는 CO₂에 대해서는 CCS 효과를 고려하여, 해당 질량만큼 탄소세 절감분으로 반영하였다.

천연가스 연소에 따른 CO2NG는 천연가스의 고위발열량(higher heating value, HHV)을 고려한 ECCC(2023)의 경험식을 기반으로 식 (3), (4)와 같이 계산하였다.

vfuel은 스팀생성을 위해 소비된 천연가스 총 소비량(m³)으로 식 (5), (6)과 같이 계산되며, HHV는 천연가스의 고위발열량으로 천연가스 조성의 가중합을 통해 식 (4)와 같이 계산된다. 식 (4)에서 xi는 i번째 성분의 몰분율(CH₄ 98%, C₂H₆ 1%, C₃H₈ 0.3%, C₄H₁₀ 0.1%, CO₂ 0.3%, N₂ 0.3%), N은 총 성분개수(6), HHVi는 i번째 성분의 고위발열량을 의미한다. 천연가스 𝐻𝐻𝑉 계산에 사용된 천연가스 조성비와 성분별 HHVi 값은 ECCC(2023)의 자료를 참고하였다. CO2NG 계산을 위한 식 (3)의 계수(기울기, 절편)는 지역별로 상이하며, 본 연구지역인 알버타주(65.53, 581.9)의 계수를 적용하었다(ECCC, 2023).

Boilerefficiency는 보일러의 효율을 의미하며, 식 (5)의 분자(Q1+Q2+Q3)는 누적스팀주입량에 대응하는 스팀생성에 필요한 총 열량을 나타낸다. 여기서, Q1은 액체상의 물을 기준 온도인 Ts(15.56°C)에서 기화온도(100°C)까지 가열하는데 필요한 열량, Q2는 물이 기화되는데 필요한 열량, Q3는 기체상의 물이 기화온도(100°C)에서 주입온도(205°C)까지 가열되는데 필요한 열량을 의미한다. 앞서 살펴본 바와 같이 물과 스팀의 열역학적 물성값(ρw, Cw, Cs, Vw)들은 Table 4의 값을 사용하였다.

SAGD공법은 상부 열유실로 인해 스팀주입량이 증가하고, 이에 따라 최대 NPV 도달시점이 3년으로 SAGP공법(6년) 대비 절반으로 단축되었다(Table 5). 최대 NPV 시점을 기준으로 생산성능을 비교한 결과, SAGP공법은 SAGD공법 대비 누적오일생산량이 약 4.4% 증가하면서도 누적스팀주입량은 약 24.0% 감소된 우수한 성능을 보였다(Table 5). 이러한 스팀효율 개선은 온실가스 배출량 저감으로 이어지며, SAGP공법의 온실가스 배출강도(carbon emission intensity)는 SAGD공법 대비 약 27.5% 감축된 0.37 tonCO₂eq/m³을 나타내었다. 여기서 온실가스 배출강도는 비투멘 1 m³ 생산당 배출되는 온실가스 배출량(tonCO₂eq)을 의미한다. 결과적으로 SAGP공법은 탄소세 비용절감과 생산성 확보를 통해 SAGD공법의 NPV($18.63 MM) 대비 약 74.2% 향상된 결과($32.46 MM)를 나타내어, 강화되는 탄소규제 환경에서 CO₂ 기반 SAGP공법의 경제적 우수성을 확인하였다.

결 론

본 연구는 상부 덮개암이 존재하는 Athabasca 지역 BlackGold 광구 대상 3차원 불균질 저류층 모델에서 CO₂ 기반 SAGP공법의 적용 타당성을 생산성능(cSOR) 및 경제성(NPV) 관점에서 평가하였다. SAGD공법을 적용한 결과, 상부 덮개암으로 열유실문제가 발생하여 생산기간 마지막 시점(2030년 1월 1일) 기준 높은 cSOR(4.90)을 나타내는 한계를 보였다. 이를 개선하기 위해 SAGP공법(CO₂ 0.5 mol%)을 적용한 결과, 주입된 CO₂가 스팀챔버 상단과 가장자리에 축적되어 상부 열유실문제를 완화하였다. 그 결과, 경제적 한계 도달시점(iSOR 4.0 초과)을 기준으로 SAGD공법 대비 cSOR은 약 19.8%(2.27) 감소하면서도 오일회수율을 약 20.5%(59.12%) 향상시켜 우수한 성능을 보였다. 이러한 결과는 CO₂가 NCG로서 스팀의 활용효율을 극대화할 수 있음을 정량적으로 보여준다.

탄소중립 정책을 고려하여, 캐나다 알버타주 탄소세를 반영한 NPV 기반 SAGP공법 경제성을 평가하였다. ECCC(2023)의 알버타주 경험식을 기반으로 온실가스 배출량(CO2NG)을 스팀생성에 필요한 총 열량(Q1+Q2+Q3)으로부터 천연가스 소비량(vfuel)을 산출하였으며, 이를 탄소세와 곱하여 비용으로 반영하였다. 또한, SAGP공법의 경우 저류층 내 잔류 CO₂에 대해 탄소비용 상쇄효과를 반영하였다. 최대 NPV 시점을 기준으로 분석한 결과, SAGP공법은 SAGD공법 대비 온실가스 배출강도가 약 27.5% 감소(0.37 tonCO₂eq/m³)되었으며, NPV 또한 약 74.2% 향상($32.46 MM)된 결과를 보였다. 이는 강화되는 환경규제속에서도 CO₂ 기반 SAGP공법이 친환경성과 경제성을 함께 확보할 수 있는 지속가능한 대안임을 시사한다.

본 연구는 CO₂를 단순한 배출원이 아닌 공정효율개선을 위한 자원으로 활용할 수 있다는 측면에서 의의를 가진다. 기존에 NCG로 선호되던 메탄과 질소 외에도 CO₂가 열효율(cSOR)과 경제성(NPV) 측면에서 경쟁력 있는 대안이 될 수 있음을 입증하였다. 이러한 연구 결과는 ‘Oil sand pathways to net zero’와 같은 대규모 CO₂ 배출량 감축 프로젝트에서 CCS와 연계된 생산 최적화 전략을 수립하는데 기초자료로 활용될 수 있을 것으로 기대된다.