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비전통자원의 기술진보와 EsP 사업 전망

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Academic year: 2024

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참여연구진

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<요 약>

1. 연구필요성 및 목적

자원 빈국인 우리나라는 안정적 에너지공급확보를 위해 해외자원개 발사업을 국가적 에너지정책의제로 추진하고 있다. 최근 북미지역에 서 일고 있는 ‘셰일가스 혁명’(shale gas revolution) 추세에 부응하여, 우리나라에서도 비전통자원(unconventional resource) 확보 및 개발에 관한 관심이 높아지고 있다. 비전통자원이 우리에게 매력적인 배경에 는 다음과 같은 이유가 있다;

y 비전통자원은 전 세계적으로 매장량이 풍부하고, 중동, 러시아 등 일부 국가에만 집중적으로 부존된 것이 아니라, 북미, 호주, 유럽 등 비교적 세계 각 지역에 고루 분포되어 있으며,

y 탐사‧개발(E&P) 사업이 주로 북미, 호주 등 정치‧제도가 안정된 국가에서 이루어지고 있고, 또한, 심해, 오지 등보다 개발 위험이 적다는 점이다.

따라서 우리나라는 에너지자원 확보를 도모하고 기업 차원에서는 사업 다각화를 도모하기 위하여 비전통자원 E&P사업에 진출할 필요 성이 매우 높다.

반면에 비전통자원 E&P사업은 전통자원보다 대규모 투자비용, 높 은 기술력 등을 필요로 하므로 균형 있는 사업 추진이 필요하다. 특 히, 자원개발의 후발참여국이며 비전통자원 개발의 기술수준이 낮은 우리나라는 이 분야에 적극 진출하기 위해서는 극복하고 해결하여 야 할 과제가 산적하여 있다. 또한, 비전통자원의 개발은 기술개발의

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불확실성과 그에 따른 경제성을 확보할 수 있는가에 따라 사업의 성 패가 좌우될 수 있는 위험이 존재하고 있다.

이러한 비전통자원 개발기술과 시장상황변화에 대하여 세계 각국은 어떻게 반응하는가를 파악하고, 경제성을 결정하는 기술력은 무엇인 지, 그리고 우리나라의 대응 방안을 무엇이어야 하는가에 대한 답을 얻고자 하는 것이 이 연구의 배경이다.

이러한 배경 아래에서 설정한 본 연구의 목적은 기술진보에 따른 비전통자원 개발양상과 주요 비전통자원별 잠재력을 분석하여, 앞으 로 비전통자원 관련 기술진보에 따른 세계 E&P 사업 전망 및 시사점 을 제시하는 데에 있다. 또한, 이를 바탕으로 우리나라가 적극 비전통 자원의 E&P사업에 진출하기 위한 정책 방안을 모색하고자 한다.

2. 내용 요약

비전통자원은 매장지역의 지질구조와 매장형태가 특이하여 전통적 인 기술을 활용해 개발‧생산하는 것이 불가능한 석유나 천연가스 자 원을 총칭하는 것으로 정의할 수 있다. 특정지역에 집중적으로 매장되 어 있는 전통자원(conventional resource)과는 달리, 비전통자원은 넓 은 지역에 걸쳐 연속적인 형태로 분포되어 있어 고도의 개발기술을 필요로 하며 원유‧가스자원의 부존 위험보다는 회수율, 경제성과 관련 한 위험이 큰 에너지자원이다.

비전통자원은 성상에 따라 비전통석유와 천연가스자원으로 분류된 다. 또한, 매장 형태에 따라 비전통석유자원은 오일샌드(oil sand), 초 중질류(extra heavy oil), 오일셰일(oil shale), 셰일오일(shale oil) 등으로,

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비전통 가스자원은 셰일가스(shale gas), 치밀가스(tight gas), 석탄층 메탄가스(CBM), 가스하이드레이트(gas hydrate) 등으로 구분하고 있 다. 이들 비전통자원을 개발·생산하기 위해서는 자원별로 특성에 맞는 특화된 기술을 필요로 하며, 해당 기술이 개발되어 개발·생산에 적용 하게 됨에 따라 비전통자원의 개발‧생산이 가능하게 된 것이다.

비전통자원이 주목받는 이유는 지리적으로 전통자원에 비해 넓은 지 역에 매장되어 있으며, 잔존 기술적 회수가능 자원량(TRR)도 전통자 원과 비슷한 규모이기 때문이다. IEA/OECD의 2012년 세계 에너지 전 망 보고서에 따르면, 2011년 말 기준으로 전체 석유의 잔존 TRR은 5,871십억bbl이고, 이중 비전통석유의 잔존 TRR은 3,193십억bbl로

54.4%를 차지한다. 가스의 경우, 미국 에너지부의 에너지정보청(EIA)

가 2011년 발표한 자료에서 셰일가스를 제외한 전체 천연가스의 잔존

TRR은 16,000tcf이며, 이중 치밀가스가 7,406tcf, CBM이 1,659.8tcf를 차지하고 있다. 또한, 러시아와 중동 등을 제외한 셰일가스의 잔존 TRR도 6,622tcf를 기록해 전통가스보다 더 많은 잔존 TRR을 보유한 것을 확인할 수 있다.

2003년 이후 고유가가 지속하는 가운데, 비전통자원을 경제적으로

개발‧생산할 수 있는 기술이 개발됨에 따라 비전통자원은 주목을 받 고 있다. 실제로 북미 지역에서 2000년대 후반부터 진행되고 있는 ‘셰 일가스의 혁명'은 전통가스전과 달리 산발적으로 분포된 셰일(shale)층 에 접근하여 메탄(methane, œ¡Ñ)가스를 대규모로 포집‧추출할 수 있 는 수평시추(horizontal drilling), 수압파쇄(hydraulic fracturing) 등의 생산기술 발달을 배경으로 하고 있다.

전 세계의 비전통 석유자원의 부존 및 생산현황을 살펴보면, 초중

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질유를 포함한 오일샌드의 매장량은 2011년 말 잔존하고 있는 기술적 으로 회수가능한 자원량 기준 1,880십억bbl로 추정되며, 주로 캐나다 와 베네수엘라, 카자흐스탄, 러시아의 시베리아 지역, 미국 등에 부존 되어 있다. 특히 캐나다와 베네수엘라는 전체 오일샌드 매장량의 약 2/3 이상을 보유하고 있다. 치밀오일은 현재 미국이 주로 생산하고 있 으며, 치밀오일이 매장되어 있을 것이라 예상되는 지역은 록키 산맥 지역, 멕시코 연안지역, 그리고 미국의 북동부 지역이며, 가채매장량 은 약 60억~340억 배럴로 추정된다. 오일셰일의 전 세계 원시부존량 은 4.8조 배럴로 추정되고, 전 세계 매장량의 80% 가까운 3조 7천억 배럴이 미국에 매장되어 있다. 우리나라의 경우에도 전라남도 해남지 역에서 오일셰일이 확인되었으나 매장량 및 품위면에서 경제성은 없 는 것으로 알려져 있다. 오일셰일은 개발 비용이 높아 현재 소수의 국 가에서 개발되고 있으며, 2008년 기준의 브라질, 중국, 에스토니아에 서 하루 수천 배럴의 소규모 생산이 이루어지고 있다. 셰일오일은 미 국에 집중적으로 부존하고 있어, 미국의 셰일오일 플레이별 가채매장 량은 약 240억 배럴 규모로 알려져 있다.

비전통 가스자원의 부존 및 생산현황을 살펴보면, 셰일가스의 매장 량은 2011년 말 잔존 TRR 기준 6,622tcf(러시아와 중동, 해상 지역은 제외)로 추정된다. 러시아와 중동도 대규모의 셰일가스를 보유하고 있 는 것으로 예측하므로, 전 세계 셰일가스 TRR은 6,622tcf 이상일 것 으로 예상된다. 셰일가스는 전 세계 지역에 고루 분포되어 있으나, 특히 중국과 미국, 아르헨티나 등에 대규모로 부존되어 있다. 중국의 점유 비율은 전 세계 셰일가스 TRR의 19.3%(1,275tcf)로 세계 최대 규모의 셰일가스 자원량을 나타내고 있으며, 그 뒤를 미국(13.0%, 862tcf),

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아르헨티나(11.7%, 774tcf), 멕시코(10.3%, 681tcf) 등이 차지하고 있 다. 지역별로는, 중남미가 28.8%(1,906tcf), 아‧태 27.0%(1,785tcf), 북 미 18.9%(1,250tcf), 아프리카 15.7%(1,042tcf), 유럽 9.6%(639tcf)의 셰일가스 TRR 비중을 나타내고 있다. 전 세계 치밀가스의 매장량은

약 7,406tcf로 추정되며, 북미와 남미지역의 매장량이 전체 매장량의

약 36% 정도를 차지하고 있으며, 유럽과 구소련, 아프리카, 아시아와 태평양 등에 나머지가 분포하고 있다. CBM의 매장량은 2011년 말 잔존 TRR 기준 1,659tcf로 추정되며, 러시아, 중국, 미국, 호주 등 주 요 석탄부존국에 대규모로 부존되어 있다. 러시아의 점유비율은 전 세 계 CBM 매장량의 26.7%로 세계 최대 규모의 CBM 자원량을 나타내 고 있으며, 그 뒤를 중국(23.2%), 미국(9.5%), 호주(9.4%), 캐나다 (7.6%), 인도네시아(3.5%) 등이 차지하고 있다. 지역별로는 동유럽 및 유라시아가 42.6%, 아‧태 34.0%, 북미 19.1%, 유럽 4.3%의 CBM 매 장량 비중을 나타내고 있다. 한편, CBM이 주요 석탄부존국에 대규모 로 부존되어 있는 이유는, CBM이 석탄층에 존재하고 있어 CBM 매 장량은 석탄매장량과 높은 상관관계를 가지고 있기 때문이다. 다만, 석탄의 종류와 지질구조 등에 따라 CBM 매장량에는 많은 차이가 나 므로, 석탄 매장량 규모 자체가 크다고 해서 반드시 CBM 매장량이 큰 것은 아니다.

주요 비전통자원의 E&P 기술개발과 및 사업 전망을 살펴보면, 셰 일가스의 경우 적합한 생산 기술의 부재로 개발비용이 많이 들어 생 산하지 못하다가 수평시추 및 수압파쇄기술이 개발되면서 경제적인 생산이 용이해졌다. 시간이 지나면서 개발지역에서 경험이 축적되면서 시추기간도 단축되고 기술 개발로 인하여 수평정 총 연장길이는 길어

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지면서 생산 단가를 낮추는 효과가 나타나고 있다. 기술개발을 통해 회수율을 높여가고 있지만 전통가스 회수율 60~80%에 비해 셰일가스 대부분의 생산광구는 15% 미만을 보여주고 있다. 그러므로 최종 회수 율을 높이기 위한 기술개발이 필요하다. 회수비율이 현재수준의 50%

만 향상시키더라도 공당 30%가량의 비용절감을 이룰 수 있을 것으로 예상되며 회수기술이 점차 증가하고 있는 추세이다. 수평시추에 의한 셰일가스 생산은 파쇄대를 통해서 많은 양의 가스가 초기에 상당부분 회수되면서 생산 감소 비율이 급속히 나타나며 미국의 바넷 분지의 경우 생산개시 후 6개월 만에 생산 최고수준(Plateau)에 도달하는 빠 른 증가세를 나타내었다.

CBM은 지난 30년간 탐사·개발과 함께 꾸준한 기술개발과 연구가

진행되다가, 1990년대부터 미국에서 대규모 상업생산이 시작되어 호 주, 중국, 인도네시아 등의 국가에서도 개발이 본격화 되었다. 1971년 미국 광물국(U.S. Bureau of Mines)은 미국 11개 지역 탐사를 개시하 고 1977년 Alabama주 Black Warrior 분지 개발을 시작으로 서부 San Juan 분지개발로 본격 상업적 생산을 개시한 이래 호주(1999년), 캐나 다(2000년)에서 상업생산에 성공하였다. 아시아-태평양 지역의 CBM 은 약 15년간 CBM을 생산해 온 호주를 제외하면 중국과 인도에서 소량의 CBM 생산량만이 보고될 뿐 아직 초기 단계이다. 인도네시아 와 베트남에서는 광범위하게 CBM 탐사를 하고 있으나, 상업적인 본 격생산은 묘연하다. 그럼에도 불구하고 아시아-태평양 지역에 2005년

부터 2010년까지 CBM 생산량의 증가는 호주의 CBM 생산 증가에

기인한다.

오일샌드 생산을 위해 이용되고 있는 상업적 기술에는 크게 네 가지로

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분류된다. 일부 지역에서는 저류층 상태에서 점성도가 낮아 스팀과 같 은 열 주입 없이 생산하는 cold flow방법을 이용할 수 있으며 물주입 법(water flooding)이나 고분자주입법(polymer flooding)과 같은 회수 증진법(enhanced recovery)등을 사용할 수 있다. 이 방법으로 생산되 는 양은 전체 캐나다 오일샌드 생산량의 15%를 차지하며 2030년에는 5% 이하로 감소될 전망이다. 오일샌드 생산기술은 지난 수십 년 동안 경제성 향상에 초점이 맞추어져 진행되었지만 앞으로 개발될 기술들 은 경제성과 환경오염을 최소화할 수 있는 방향으로 진행될 것으로 보인다.

치밀가스 생산과 관련하여 생산 설비 라인의 최적화를 통하여 즉, 새로운 펌프장치와 압축기의 설치, 튜빙크기의 교환, 유정(well) 보수 를 수행하여 광구 운영비를 줄이는 동시에 생산량을 증가시키고 있다.

치밀가스는 셰일가스와 마찬가지로 수압파쇄기술 및 천공 기술의 발 전 정도에 따라 생산량의 변화가 예상된다.

셰일가스와 같은 비전통자원 개발은 낮은 투수율을 극복하기 위해 지상으로부터 이물질 주입을 하게 되는데 이에 따른 여러 가지 환경 문제가 발생한다. 대표적으로 지하수 오염, 지표수 및 토양오염, 유정 폭발(blowout), 다량의 물사용에 따른 수자원의 고갈 문제 등이 있다.

CBM사업도 생산된 물(지층수) 처리문제, 등의 환경문제를 지니고

있다.

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3. 연구결과 및 정책제언

비전통자원 개발사업 참여 확대를 위해서는 비전통자원별, 지역별 매장량, 생산량, 소비량 및 인프라 구축, 세제 등에 대한 전반적인 분 석과 전망을 바탕으로 사업 참여 전략 수립이 필요하며, 자주개발자원 의 국내 도입을 염두에 두려면 에너지 소비량보다 생산량이 많은 나 라, 수출에 대한 제약이 없는 나라를 상대로 투자를 하는 것이 바람직 하다. 비전통석유의 경우 캐나다와 베네수엘라 모두 생산량을 대부분 수출하고 있으며 두 나라 모두 미국 위주의 수출선을 다변화하기 위 한 노력을 기울이고 있다. 국가적인 투자 위험도에 대한 올바른 분석 이 요구된다.

비전통자원 개발확대를 위한 우리나라의 전략으로는 다음과 같은 사항이 제안될 수 있다.

미국은 셰일가스 개발 선도국으로 E&P사업과 기술력, 관련 인프라 가 집중되어 있으며 향후 중단기적으로도 셰일가스 개발을 주도할 것 으로 예상되므로 미국을 최우선 진출국으로 선정하여 역량을 집중하 는 것이 필요하다. 우리 기업이 셰일가스 개발 기술력과 경험이 거의 없으므로 미국 셰일가스 자산 및 기업 M&A, 합작회사 설립 등을 통 해 사업진출과 기술력, 운영노하우 확보를 추진하는 것이 효과적일 것 이다. 미국에서 셰일가스 개발 기술력과 경험을 쌓은 후에 대규모의 셰일가스를 보유하고 있는 것으로 평가되는 중동, 동유럽, 아프리카 등으로 진출을 확대할 필요가 있다.

CBM사업을 위해 지분참여로 안정적 CBM 확보와 함께 개발자산을

확보할 수 있고 더 나아가 석탄 자원의 확보도 가능할 것이다. 투자의 안정성을 기하기 위해 CBM 자산에만 투자하는 것이 아니라 석탄

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자산도 동시에 취득하여 투자위험을 경감시켜야한다.

우리 기업이 해외에서 비전통자원 E&P사업을 추진함에 있어 Value Chain상 고부가가치의 사업 즉, 개발/생산 분야와 정제, 저장, 액화 등 가공분야 등의 고부가가치 분야에 집중하여야 하고 화학, 발전, 상업 등의 이를 활용할 연계 사업으로 확대해야 할 것이다.

수압파쇄, 수평시추 등의 비전통자원의 시추기술은 기술장벽이 높 고 우리의 기술수준도 현저히 낮으므로 R&D를 강화하는 한편, 선진 기술 보유 기업을 인수하거나 합작회사 설립 등 전략적 추진이 필요 하다.

현재 우리나라는 비전통 자원개발에 특화된 인력양성프로그램을 운 영하고 있지 않다. 우리나라가 이 분야에서 인력양성의 관점에서 체계 적인 교육시스템을 갖춘다면 10-20년 후에 전 세계에 파급될 비전통 자원 개발‧생산사업에서 경쟁력을 확보할 수 있을 것으로 판단된다.

우리나라가 해외의 E&P사업에서 눈에 띄는 성과를 거두지 못한 가 장 큰 기술적인 요인은 자산평가능력의 부족이다. 이 문제를 극복하기 위해 과거에 해외자원개발융자 지원 사업가운데 종료된 사업의 모든 자료(탄성파, 물리검층, field development plan, production record 등)

를 DB화하는 사업도 요구된다.

비전통자원 개발사업에 대한 재정지원 방안으로는 해외자원개발 성 공불 융자제도 운영에 있어, 비전통자원의 융자 심의내용을 보완할 필 요가 있다. 비전통자원의 개발생산은 자원의 부존 형태로 인해 금속광 상의 개발생산과 유사한 속성을 지니고 있는 바, 전통자원과 같은 기 준으로 평가하기 어렵기 때문이다.

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ABSTRACT

1. Research Purpose

Resource-poor Korea is recently highly interested in overseas resource development and securement with the trend of ‘Shale Gas Revolution’ in North America. These are why unconventional resources are getting attractive to Korea;

y Unconventional resources are abundant all over the world. It is not distributed only in Middle East and Russia, but also in North America, Australia, and Europe.

y The E&P businesses are mainly in progress in the countries, such as North America and Australia which are have the stable political systems and low development risks.

Therefore, Korea needs to participate in the E&P businesses of unconventional resources in order to secure energy resources and pursue business diversification.

On the other hand, as the E&P businesses of unconventional resources need high investment cost, advanced technologies, more balanced business planning is essential. In particular, Korea, a latecomer with low level of technology, currently has many tasks to resolve and overcome in order to participate in this field. Moreover, the development of unconventional resources has the risk that its

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success or failure is dependent on the economic feasibility and technology advancement.

The background of this research is that the ways other countries over the world react to the change of unconventional resource market conditions and how Korea should respond to this circumstance.

The purpose of this research is to analyze the present condition of the unconventional resource development and its potential according to technology advancement and to suggest the implication and outlook of world E&P businesses. In addition, based on this, we are finding the policy guidelines for the active participation in the E&P businesses in the unconventional resource sector.

2. Summary

Unconventional resources mean oil and natural gas that are impossible to be produced by using the conventional technologies, because of the unique tectonic system and the uncommon form of buried areas. Unlike conventional resources that are existed in specific areas, unconventional resources are widely distributed throughout large areas, which made unconventional resources high-risk energy resource when it comes to the recovery rate and economic feasibility.

Unconventional resources can be categorized to ‘unconventional

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oil’ and ‘unconventional gas’ according to its nature. Moreover, according to its form of deposit, ‘unconventional oil’ is again classified to oil sand, extra heavy oil, oil shale, and shale oil, and

‘unconventional gas’ can be classified to shale gas, tight gas, CBM, and gas hydrate. In order to develop and produce these unconventional resources, the specialized technologies by resources are needed.

The reasons Korea has much interests in unconventional resources are that it buried over wide areas and that TRR is almost the same as that of conventional resources. According to IEA/OECD (2012), the total remaining oil TRR is 5,871 billion barrels at the end of 2011, and the remaining TRR of unconventional oil is 3,193 billion barrels, which accounts for 54.4% of the total remaining oil TRR. In natural gas, unconventional natural gas accounts for 41% of the total remaining TRR, 790 tcm.

Since 2003, with high oil price and technology development for producing unconventional resources, unconventional resources have lately attracted considerable attention. Actually, the shale gas revolution in North America since the 2000s is due to the technology advancement, such as horizontal drilling and hydraulic fracturing which enable us to approach to the shale and collect methane in a large scale.

When we consider the present condition of the reserves and production of unconventional oil over the world, the oil sand

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reserves is estimated to 1,880 billion barrels at the end of 2011. It is mainly buried in Canada, Venezuela, Kazahstan, Sineria in Russia, and the U.S. In particular, Canada and Venezuela have more than two third of the total oil sand reserves. Tight oil is mainly produced by U.S. The other expected tight oil reserves are the Rocky Mountains, Mexico onshore, and the U.S northeast area, and the reserve possible is estimated about 6~34 billion barrels. The oil shale reserves over the world is estimated to 4.8 trillion barrels and the 80% of the world total reserves is in the U.S. In Korea, oil shale discovered in Haenam area in Jeollanam-do, but the amount of the reserves and quality did not have enough economic feasibility.

Because of its high development cost, oil shale is being developed just in few countries, such as Brazil, China, and Estonia as of 2008.

Shale oil is mainly distributed throughout the U.S and the reserve possible is estimated about 24 billion barrels by each U.S shale oil play.

When we consider the present condition of the reserves and production of unconventional gas over the world, the estimated deposit of shale gas is 6,622 tcf at the end of 2011. However, Russia and Middle East are also expected to possess shale gas and its total TRR would be more than 6,622 tcf. Shale gas is particularly distributed in China, U.S, and Argentina. China has the 19.3%

(1,275 tcf) of the total TRR over the world, which is the most largest amount worldwide. The U.S (13.0%, 862 tcf), Argentina

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(11.7%, 774 tcf), Mexico (10.3%, 681 tcf) are followed the next in order. By region, Latin America accounts for 10.3% (681 tcf) and Asia-Pacific countries (27.0%, 1,785 tcf), North America (15.7%, 1,042 tcf), Europe (9.6%, 639 tcf) are followed the next in order.

The world reserves of tight gas is estimated about 7,406 tcf and its 36% is in North America and Latin America. The rest of the reserves is distributed in Europe, USSR, Africa, and Asian-Pacific regions.

The CBM reserves at the end of 2011 is estimated to 1,659 tcf and it exists mainly in Russia, China, U.S and Australia. The share of each county's CBM reserves is in the following order: Russia (26.7%), China (23.2%), U.S (9.5%), Australia (9.4%), Canada (7.6%), and Indonesia (3.5%). By region, east Europe and Eurasia account for 42.6% of the CBM reserves, and Asia-Pacific countries (34.0%), North America (19.1%), Europe (4.3%) are followed the next in order. Why CBM exists in major coal-rich countries is that CBM is buried in the coal bed. That shows us the high correlation between the CBM reserves and coal reserves. However, according to the kinds of coal and its geological features, there could be a big difference in the CBM reserves, which means that the coal reserves is not always related to the large CBM reserves.

When we take a look at the aspect of technology development and business potential in the major unconventional resources, the technology advancement, such as horizontal drilling and hydraulic fracturing, enables shale gas to be produced more economically. As

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time goes and the experiences on development have been accumulated, shortening of drilling period and developing technologies, and reducing production cost have been available.

Although the recovery rate has been improved through technical development, almost of the mining of shale gas remains under 15%, compared to the recovery rate of conventional gas. Therefore, the technology development for raising the final recovery rate is essential. If we improve the 50% of our current recovery rate, about 30% of cost reduction will be achieved by unit well. The recovery technology is improving continuously. In the production of shale gas, the rate of production is rapidly decreased through horizontal drilling, as a lot of gas is recovered at the initial stage. In Barnett Basin in the U.S, for example, production plateau is achieved in sixth months from the beginning of the production.

The steady research and technology development on CBM have been in progress for the last 30 years. Since the 1990s, after the large scale commercial production was launched, such countries, as Australia, China, and Indonesia, made their full effort to develop CBM. In 1971, the U.S. Bureau of Mines launched the exploration of local 11 areas. In 1977, the U.S. started the development of Black Warrior basin in Alabama. The U.S also launched commercial production in western San Juan basin and achieved a success in Australia (1999) and Canada (2000). The CBM in Asian-Pacific region still remains in the early stage, except for Australia which has

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produced CBM for about 15 years. While Indonesia and Vietnam explore CBM extensively, the potential of commercial production is not clear yet. Nevertheless, the rise of CBM production from 2005 to 2010 is due to the rise of CBM production in Australia.

The commercial technologies for producing oil sand are categorized to 4: cold flow, water flooding, polymer flooding, and enhanced recovery. The amount produced by using these 4 methods accounts for 15% of the total oil sand production and it will be decreased under 5% in 2030. The technology for oil sand has been proceeded, focusing on improving economic feasibility. However, the technologies to be developed in the future would be more tuned to the reduction of environmental pollution, as well as the economic feasibility.

In tight gas production, optimizing the production facilities, such as introducing the new pump facilities and compressor, resizing the tubing, and repairing the wells, helps reduce the mining operation cost and increase the production. Like the case of shale gas, the production of tight gas could be changed according to the development of hydraulic fracturing and drilling technologies. Like shale gas, unconventional resource development causes various environmental issues during the process of injecting foreign materials into the ground in order to overcome low transmissivity. Ground water contamination, surface water and soil contamination, blowout, and water resource depletion are the typical examples of the

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environmental issues. CBM also has the same environmental problems, such as water processing.

3. Research Results and Policy Suggestions

In order to promote the participation in unconventional resource development, it is important to assess the investment risk of foreign countries. From this perspective, making strategy is needed based on the comprehensive analysis of foreign countries’ tax systems, infrastructures, resource reserves by region, and the amount of production and consumption. Moreover, the investment into the countries with no restraint from export is desirable. In the sector of the unconventional oil, both Canada and Venezuela are exporting most of their productions to foreign countries, and we need to investment to these countries that have more amount of export than that of import.

There are suggestions for our strategy to enhance unconventional resource development. The U.S, a leading country of shale gas development, has many E&P projects, technologies, and related infrastructures. Furthermore, The U.S is also expected to lead the shale gas development in the future. We need to select U.S as our priority and concentrate our effort to the country. Because Korean companies do not have enough technologies and experiences on this field, the assets and business M&A of shale gas with U.S companies

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and the establishment of joint venture could help Korea to learn the operational knowhow and technologies of U.S. After we secure technologies and experiences, we could move to the Middle East, Eastern Europe, and Africa which are evaluated to have heavy amount of shale gas.

For the CBM busuness, through the content requirements, securing stable CBM and development asset, as well as securing coal resources could be possible. In order to raise investment safety and reduce investment risks, Korea should get CBM and coal assets at the same time.

In addition, we should concentrate on high value-added businesses in the value chain, such as R&D, production, refinery, storage, and processing. Moreover it should be connected to related industry sectors, as chemical and commercial industries.

The drilling technologies, such as horizontal drilling and hydraulic fracturing, should be learned through strengthening R&D, the acquisition of the companies with high technology, and the establishment of joint ventures.

Currently, Korea does not have a training program for raising the man power specified into the resource development. If we have more systematic educational system, we will have higher competitiveness over the world in the field of unconventional resource development in 10-20 years.

The biggest problem that makes Korea have not enough outcomes

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in overseas E&P business is the lack of the capability to asset valuation. To overcome this drawback, making a database of our past businesses and projects regarding elastic wave, field development plan, and production record would be necessary.

As the ways of financial support to unconventional resource development, we need to supplement the loan process of unconventional resources in the overseas resource development loan system. As unconventional resource development and production could have the feature similar to a metal mine due to the form of resource reserves, it is not available to be evaluated as the same way as conventional resources.

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제목 차례

1ᾓᤊ၎··· 1 1. ᷞ՚὆ᐞҫᏽኗ`··· 1 2. ᷞ՚ࢢẗᏽᐗᒃ··· 4

2ᾓᘲῲ⦣὾Ế὆⁳ᅆᏽЊᐊᵿ᢯··· 6 1. ᘲῲ⦣὾Ế὆⁳ᅆᏽ ὆··· 6 Ϯ. ᥞὪ὾Ế··· 10

ࢆ. CBM ··· 11

૒. ♆Ꮾ὾Ế··· 12 ཪ. ḒὪᢺೊ(⓶⃿↶Ἆ) ··· 12 ᆶ. ḒὪᥞὪ··· 14 ᐂ. Ϯ᪒ⵆὢೊ࿶ὢ⪦··· 14 2. ᘲῲ⦣὾Ế὆Њᐊ؞ᨎ··· 15 3. ἎϮᏽӮဖ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦᘲῲ⦣὾ẾЊᐊ▂ὢ··· 19

3ᾓᥞὪ὾Ế὆E&P ᢚᶳⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 22 1. ᥞὪ὾Ếᕮ⁢ᏽᣋᢞⷲ⹗··· 22 2. ⃪ẂᥞὪϮ᪒ᓢἎ՛὆E&P ᢚᶳⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 23 Ϯ. Ꮶ՛··· 23

ࢆ. ⃿՛··· 26

૒. Ἆ࿫··· 33

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ཪ. ؞⢮՛Ϯ··· 37 3. ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦᥞὪ὾ẾЊᐊ▂ὢᏽᣋᢞᘲẗᒮ⹂··· 38 Ϯ. ᥞὪϮ᪒␲բᏽᣋᢞ؞ᨎЊᐊேⶓ··· 38

ࢆ. ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦᥞὪϮ᪒Њᐊ▂ὢᏽᣋᢞྷᒮ⹂··· 40

૒. ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦᥞὪϮ᪒Њᐊᏽᣋᢞᘲẗᒮ⹂··· 43 4. ᥞὪ὾ẾE&Pᢚᶳἲె࿚᫪४཮Ӫⶓ⺲ῲᇋ··· 45 Ϯ. ⹆ҫ`☏ቢ··· 45

ࢆ. ҫ `☏ቢ··· 51

4CBME&P ᢚᶳⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 57 1. CBM ᕮ⁢ᏽᣋᢞⷲ⹗··· 57 2. ⃪ẂCBM ᓢἎ՛὆E&P ᢚᶳⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 59 Ϯ. Ꮶ՛··· 59

ࢆ. ⃿՛··· 62

૒. ⸦⃪··· 66 ཪ. ὦலऒ᫊ᴲ··· 68 3. ⃪Ẃ὾ẾЊᐊ؞ᶳ὆CBM ᢚᶳ↲▊ⷲ⹗ᏽ↲▊ῲྣ··· 69 Ϯ. Royal Dutch shell ··· 70

ࢆ. ExxonMobil Corporation ··· 72

૒. BP Plc ··· 73 ཪ. BG Group ··· 74 ᆶ. Total SA ··· 75 ᐂ. ConocoPhillips ··· 75 4. CBM E&Pᢚᶳἲె࿚᫪४཮Ӫⶓ⺲ῲᇋ··· 76

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Ϯ. ؞ᨎ`☏ቢ··· 76

ࢆ. ⹆ҫ`☏ቢ··· 77

૒. ҫ `☏ቢ··· 78

5ᾓ♆Ꮾ὾Ế὆E&P ᢚᶳⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 82 1. ♆ᏮḒὪ··· 82 Ϯ. ᕮ⁢ᏽᣋᢞⷲ⹗··· 82

ࢆ. E&P ᢚᶳⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 85 2. ♆ᏮϮ᪒··· 86 Ϯ. ᕮ⁢ᏽᣋᢞⷲ⹗··· 86

ࢆ. E&P ᢚᶳⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 87

6ᾓḒὪᢺೊ὆E&P ᢚᶳⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 88 1. ḒὪᢺೊᕮ⁢ᏽᣋᢞⷲ⹗··· 88 2. ⃪ẂḒὪᢺೊᕮ⁢՛὆E&P ᢚᶳⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 89 Ϯ. ♾ࢆ૒··· 89

ࢆ. ᒎऒᨆ᷆ཪ··· 92 3. ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦḒὪᢺೊЊᐊ▂ὢᏽᣋᢞᘲẗᒮ⹂Ḯⶓ⺲

؞ᨎЊᐊேⶓ··· 94 Ϯ. ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦḒὪᢺೊЊᐊ▂ὢᏽᣋᢞྷᒮ⹂··· 94

ࢆ. ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦḒὪᢺೊЊᐊ‧ᣋᢞᘲẗᒮ⹂··· 96

૒. ⶓ⺲؞ᨎЊᐊேⶓ··· 99 4. ḒὪᢺೊE&Pᢚᶳἲె࿚᫪४཮Ӫⶓ⺲ῲᇋ··· 100 Ϯ. ⹆ҫ`☏ቢ··· 100

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ࢆ. ҫ `☏ቢ··· 102

૒. Ꮶ՛ᏽᴲ᫊ᴲᨆ▊⫺ὢⳲཪὦѢᤒӮဖ४཮··· 102

7ᾓ⃪Ẃᘲῲ⦣὾ẾЊᐊᢚᶳ὆▂↲ᐗᴶᏽ՛ࢢ؞ᐆ

՚▃ᐗᴶ··· 105 1. ẞᆚࢆཪ὆ᘲῲ⦣὾ẾЊᐊᢚᶳ↲▊ⷲ⹗··· 105 2. ᥞὪϮ᪒Њᐊ⹃૮ᅪỲⵊ▂↲ᐗᴶ··· 107 Ϯ. Ꮶ՛ἲ╊ẞᤎ↲▊՛Ἢ၊ᤎ ⵆᷚᷛྷ↿⃿··· 107

ࢆ. ⃿ᾓ؞`Ἢ၊⃿ே, ேἎ࿫, ᴲⳲᆚ♢೟Ἢ၊↲▊⹃૮▂↲·· 112

૒. R&D Ѓ⹂ᏽⵢṦ؞ᶳӪ὆ⷿဓἲ⦣ⵊᥞὪϮ᪒؞ᨎ

ᷛྷЃ⹂··· 114 ཪ. ՛ ᶾࣶ↮᫊ᾓᒮ⹂ᶾઓே`૮⒆ⴲẂ··· 115 3. CBM Њᐊᢚᶳ⹃૮ᅪỲⵊ▂↲ᐗᴶ··· 119 4. ᘲῲ⦣὾ẾЊᐊᢚᶳ⹃૮ᅪỲⵊ՛ࢢ؞ᐆ՚▃ᐗᴶ··· 121 Ϯ. ؞ᨎЊᐊ ␳὆Ѓ⹂··· 121

ࢆ. ؞ᨎὦဓᵿ᤟··· 126

૒. ᘲῲ⦣὾ẾЊᐊᢚᶳ὆M&AᅪỲⵊ὾ᢞ⮷Ϯઓဓ⹃▗▂↲· 128 ཪ. ᘲῲ⦣὾ẾЊᐊᢚᶳᶾ૮ⵊᾚ ↮Ếᐗᴶ··· 131

8ᾓҞ၎··· 133

␦ӎጦⶺ··· 135

<ᕮ။> ᘲῲ⦣὾Ế὆ᣋᢞ؞ᨎ··· 152

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표 차례

<ⱊ2-1> ᤦҲᤋἎᏽϮ᪒὆ᾂ⁢TRR(2011ल) ··· 9

<ⱊ2-2> ᤦҲᘲῲ⦣ᤋἎᏽϮ᪒὆὾Ếྷ(2005लᆾ) ··· 10

<ⱊ2-3> ⓶⃿↶Ἆ὾Ếྷ··· 13

<ⱊ3-1> ⃿՛὆⃪Ẃ՛ṦᥞὪϮ᪒὾ᢞᏽ؞ᶳM&A ▂↲

ⷲ⹗··· 31

<ⱊ3-2> ⃿՛ӪᏦ՛὆ᥞὪϮ᪒ЊᐊᷚѢᘲԾ··· 33

<ⱊ3-3> ᨆ↯᫊▂Ḯᨆ⮷᫊▂὆ᘲԾ··· 39

<ⱊ3-4> ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦᏦ՛ᥞὪ⳺࿶ὢ὆⹺ᨆ἖ᒮ⹂··· 41

<ⱊ4-1> ⃿՛ ᕮ὆὾՛CBM ЊᐊӮဖ⃪Ẃẞ૮ ␳··· 65

<ⱊ4-2> ⸦⃪὆⃪ẂCBM-LNG Ⳳ၊​⪦··· 68

<ⱊ4-3> CBMӪLNG ᢚᶳ὆ҫ ᤟ᘲԾ··· 70

<ⱊ4-4> Ꮶ՛ᶾᤊ὆ῲ⦣Ϯ᪒ḮCBM Њᐊᢚᶳ὆⨚὾ᘲẗ

ᘲԾ··· 78

<ⱊ4-5> ⃪ẂϮ᪒὾Ế὆Ἆ ЊᐊᏽᣋᢞᘲẗᘲԾ··· 79

<ⱊ5-1> Ꮶ՛὆⃪Ẃ♆ᏮḒὪ⳺࿶ὢ὆὾Ếྷ··· 83

<ⱊ5-2> ♾ࢆ૒ᤊᕮ↮ᷛ὆⃪Ẃ♆ᏮḒὪ⳺࿶ὢ··· 84

<ⱊ5-3> ♆ᏮϮ᪒ᇒᾓྷ: ↮ᷛᒲ··· 86

<ⱊ6-1> ♾ࢆ૒ḒὪᢺೊᣋᢞྷ: ᣋᢞ؞ᨎᒲ··· 95

<ⱊ6-2> ᘲ⨚ቆ ⱶᒲ⪧᤟ᏽ⫾ᇒϮҗ··· 96

<ⱊ6-3> 2005ल♾ࢆ૒ḒὪᢺೊ὆ᣋᢞᘲẗᘲԾ: ᣋᢞ؞ᨎᒲ· · · · 97

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<ⱊ7-1> ⵊ՛؞ᶳ὆ᘲῲ⦣὾ẾE&Pᢚᶳ↲▊ⷲ⹗

(’12.6Ểᆾ؞⃮) ··· 106

<ⱊ7-2> Ꮶ՛⃪ẂᥞὪ⳺࿶ὢᒲளᆫҲ؞ᶳ὆↮ᕲᓢἎⷲ⹗·· 110

<ⱊ7-3> ᤦҲ5૮ἎῲЊᐊᤊᘲ᪒؞ᶳ὆ᇒ▊ᵏ··· 114

(32)

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그림 차례

[צᆪ2-1] ҫ `Ӯ῾ᶾᤊ὆⢲⹂ᨆ᥺὾Ếᕲᅆ··· 7 [צᆪ2-2] ⢲⹂ᨆ᥺὾Ế὆ᕲᅆ··· 8 [צᆪ2-3] ᨆᵃ⫺ᦲᏽᨆ⮷᫊▂··· 16 [צᆪ2-4] ICP ӣ ல··· 18 [צᆪ2-5] ՛ ẾἎϮᒮே▂ὢ··· 19 [צᆪ2-6] ᤦҲᘲῲ⦣ᤋἎ὆⮷׎ᣋᢞᘲẗӏᤎ··· 20 [צᆪ3-1] ᥞὪϮ᪒ᇒᾓྷ: ՛Ϯᒲ··· 23 [צᆪ3-2] ᥞὪϮ᪒ᇒᾓྷ: ↮ᷛᒲ··· 23 [צᆪ3-3] Ꮶ՛὆⃪ẂᥞὪ὾Ế⳺࿶ὢ··· 24 [צᆪ3-4] Ꮶ՛⃪ẂᥞὪ⳺࿶ὢᒲЊᐊⷲ⹗··· 25 [צᆪ3-5] Ꮶ՛὆ᥞὪϮ᪒ᣋᢞྷ(tcf) ··· 25 [צᆪ3-6] Ꮶ՛὆ᥞὪϮ᪒ᣋᢞྷῲᇋ(tcf) ··· 26 [צᆪ3-7] ⃿՛὆⃪ẂᥞὪϮ᪒ᕲ↮··· 27

[צᆪ3-8] ⃿՛὆⒊ᷞϮ᪒ᣋᢞӪ᥺ᘲ, ᨆέ὆⁢லⷲ⹗ᏽῲᇋ· 29

[צᆪ3-9] Ἆ࿫⃪Ẃ՛὆TRR ᘲ⃿··· 34 [צᆪ3-10] Ἆ࿫὆ᥞὪϮ᪒ᇒᾓ↮: ⯢཮ೊ··· 34 [צᆪ3-11] Ἆ࿫὆ᥞὪϮ᪒ᇒᾓ↮: ேἎ࿫··· 35 [צᆪ3-12] Ἆ࿫὆ᥞὪϮ᪒ᇒᾓ↮: ᤊἎ࿫··· 35 [צᆪ3-13] Ἆ࿫ӪᏦ՛Ϯ᪒ⷲጪϮҗ··· 37 [צᆪ3-14] Ἆ࿫὆Ϯ᪒ᣋᢞ··· 37

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[צᆪ3-15] ૒૖Ҳᨆᵃ⫺ᦲኖ᫋ல··· 40

[צᆪ3-16] ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦᏦ՛ᐂथᥞὪ⳺࿶ὢ὆ᣋᢞྷᒮ⹂· 41

[צᆪ3-17] ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦᏦ՛⫺ὢ᷶⪦ᘺᥞὪ⳺࿶ὢ὆Њᐊᏽ

ᣋᢞᘲẗᒮ⹂··· 43

[צᆪ3-18] ᥞὪϮ᪒᫊▂؞ᨎЊᐊᶾഞᅦ᫊▂ᘲẗ▂ὢ··· 44

[צᆪ3-19] ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦD&C ᘲẗ὆Ͼ᥺: Ꮶ՛ᆶᅢ᤮࿚᪒

ᥞὪ⳺࿶ὢ··· 45 [צᆪ3-20] 2012लE&P ؞ᶳ὆᤟ᾓᶾᷯⶓἲᏦ♎Ẃὦ··· 46

[צᆪ3-21] Ꮶ՛⃪ẂᥞὪ⳺࿶ὢ὆૮ᨆ☣ӪᥞὪ☣὆ظὢ··· 48

[צᆪ3-22] ᕯᏦᥞὪ⳺࿶ὢ὆᥾ὣᕲ؞῾Ϯ᪒Ϯҗᕲ⯚ல··· 52

[צᆪ3-23] Ꮶ՛Ϯ᪒Ϯҗⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 52 [צᆪ3-24] WTI Ϯҗⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 52

[צᆪ3-25] Ꮶ՛ᐂथᥞὪ⳺࿶ὢ὆Ἆ ᘲẗᶾ૮ⵊҫ ᤟ᏪϾல· 54

[צᆪ3-26] ᕯᏦᥞὪ⳺࿶ὢ὆⨚὾὾ᤎ⸦ல⮷Ϯ··· 55 [צᆪ3-27] Ἆ࿫ӪᏦ՛὆ᥞὪϮ᪒ῲᘲẗᘲԾ··· 56

[צᆪ3-28] Ἆ࿫ӪᏦ՛὆ᥞὪϮ᪒ῲ᥾ὣᕲ؞῾Ϯ᪒ϮҗᘲԾ· 56

[צᆪ4-1] CBM ᇒᾓྷ: ՛Ϯᒲ··· 58 [צᆪ4-2] CBM ᇒᾓྷ: ↮ᷛᒲ··· 58 [צᆪ4-3] CBM ᇒᾓྷӪᤋ⢲ᇒᾓྷ὆᢯ӮӮҲ··· 58 [צᆪ4-4] ῲᤦҲCBM ᣋᢞྷ··· 59 [צᆪ4-5] Ꮶ՛὆⃪ẂCBM ᕲ↮··· 60 [צᆪ4-6] Ꮶ՛὆CBM ᣋᢞྷ▂ὢ··· 61

(34)

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[צᆪ4-7] ⃿՛὆CBM ᇒᾓᕲ⯚ல··· 63 [צᆪ4-8] ⃿՛὆↮ᷛᒲCBM ᇒᾓྷ(tcm) ··· 63 [צᆪ4-9] ⃿՛CBM ᣋᢞⷲ⹗ᏽῲᇋ··· 64 [צᆪ4-10] ⸦⃪὆⃪ẂCBM ᕲ↮··· 67 [צᆪ4-11] ὦலऒ᫊ᴲCBM ᕲ⯚ⷲ⹗··· 69 [צᆪ4-12] Shell὆CBM ▂↲ᢚᶳ(2010लⷲᾚ) ··· 71 [צᆪ4-13] ExxonMobil὆CBM ▂↲ᢚᶳ(2010लⷲᾚ) ··· 73

[צᆪ4-14] ⃪Ẃᘲῲ⦣Ϯ᪒὆ᣋᢞᒂỲᶾഞᅦᣋᢞᘲẗᘲԾ··· 80

[צᆪ5-1] ᕯᏦ↮ᷛ὆♆ᏮḒὪ὾Ếᕲ⯚··· 82

[צᆪ5-2] ♾ࢆ૒὆♆ᏮḒὪᣋᢞྷ▂ὢ: ♆ᏮḒὪ⳺࿶ὢᒲ··· 84

[צᆪ5-3] ♾ࢆ૒὆♆ᏮḒὪᣋᢞྷ▂ὢ: ↮ᷛᒲ··· 85 [צᆪ5-4] ♆ᏮϮ᪒ᣋᢞ؞ᨎЊᐊ၊ὦⵊ᫊▂ᘲẗӪ᫊▂؞ϲᒮ⹂· 87 [צᆪ6-1] ḒὪᢺೊᇒᾓྷ: ՛Ϯᒲ··· 88 [צᆪ6-2] ḒὪᢺೊᇒᾓྷ: ↮ᷛᒲ··· 88

[צᆪ6-3] ♾ࢆ૒ᴺᑲ⢮⃪὆⃪ẂḒὪᢺೊᇒᾓ↮ᷛᏽᇒᾓྷ· 90

[צᆪ6-4] ⃪Ẃ؞ᶳ೒὆♾ࢆ૒ḒὪᢺೊϮ␲ᇒᾓྷᓢἎྷ··· 91

[צᆪ6-5] ᒎऒᨆ᷆ཪ὆Ḓᆚ०❂ᒖ⪦ᏽӿ՚ᕲ⯚ல··· 93 [צᆪ6-6] ḒὪᢺೊ؞ᨎЊᐊᶾഞᅦᣋᢞྷᒮ⹂··· 95

[צᆪ6-7] ♾ࢆ૒ᴲᢚᐂ᪒♢SAGD ᢚᶳᶾ૮ⵊᘲẗᏪϾல

ᕲᤋҞӪ··· 97

[צᆪ6-8] ḒὪᢺೊᢚᶳ὆ҫ ᤟ᕲᤋ: ளᆫ⸃०⒊␲բ··· 98

[צᆪ6-9] ḒὪᢺೊᢚᶳ὆ҫ ᤟ᕲᤋ: SAGD ··· 99

(35)

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[צᆪ6-10] Cenovus὆ḒὪᢺೊЊᐊ؞ᨎᐊ૚ᶾഞᅦЊᐊᘲẗ὆

Ͼ᥺׊ኖ··· 100

[צᆪ6-11] ♾ࢆ૒⃪ẂḒὪᢺೊЊᐊ⹺ᢚ὆Ḗ᫒Ϯ᪒ᐞ▊ྷᒮ⹂· · 101

[צᆪ6-12] Keystone XL ᦏἎӮҫ၊··· 104 [צᆪ7-1] ᤦҲ25ỲպᥞὪϮ᪒⳺࿶ὢ(Ế᫊ᇒᾓྷ؞⃮) ··· 108

[צᆪ7-2] ⯢཮ೊ(Ṫ⊫)ḮᤊἎ࿫(Ḓᅦ⊫)὆ᥞὪϮ᪒ӿ՚ᕲᵿல· 109

[צᆪ7-3] Ꮶ՛LNG὆ᴲ᫊ᴲᨆ▊ᘲẗӪᏦ՛ᏽᴲ᫊ᴲ὆

⒊ᷞϮ᪒Ϯҗ··· 112

[צᆪ7-4] ᤦҲ⃪ẂᤦὪ⳺࿶ὢ὆Ϯ᪒Ế᫊ᇒᾓྷӪEUR ᘲԾ· · 113

[צᆪ7-5] ῲᤦҲᷞ⮷׎ᆚצᨆ··· 114 [צᆪ7-6] Ꮶ՛὆ᤋ⢲ᨊᨆ▊ྷῲᇋ··· 116 [צᆪ7-7] Ꮶ՛὆Ϯ᪒ᨆ▊έῲᇋ··· 117

[צᆪ7-8] Ꮶ՛὆ẾἎᨊᨆέྷ/ᤋἎ ⱶᨆ׷ᐦ࿞᪒ῲᇋ··· 118

[צᆪ7-9] ०ᅢỖὢ὆ᤋἎϮ᪒ᕲᵪR&D ᷯᷛ(cluster) ᕲᅆᇒ⪦ᆛ᪒· 124

[צᆪ7-10] ०ᅢỖὢ ᕮ὆ᤋἎϮ᪒ᕲᵪR&D ᾓ؞Ⳳ၊​⪦

OG21὆ా⪦྇··· 125 [צᆪ7-11] E&P ῲጦὦဓᵿ᤟⒢Ҳ(ᴶ) ··· 127

[צᆪ7-12] E&Pᢚᶳ὆૖Ҳᒲ⨚έῲጦὦဓӪ὿ᶳྷᒮ⹂··· 129

(36)

㥐X㣙G ㉐⦔G G X

제1장 서 론

1. 연구의 배경 및 목적

비전통자원(unconventional resource)은 매장지역의 지질구조와 매장 형태가 특이하여 전통적인 기술을 활용해 개발·생산하는 것이 불가능 한 석유나 천연가스 자원을 총칭하는 것으로 정의할 수 있다. 특정지 역에 집중적으로 매장되어 있는 전통자원(conventional resource)과는 달리, 비전통자원은 넓은 지역에 걸쳐 연속적인 형태로 분포되어 있어 고도의 개발기술을 필요로 하며 원유‧가스자원의 부존 위험보다는 회 수율, 경제성과 관련한 위험이 큰 에너지자원이다. 2003년 이후 고유 가가 지속하는 가운데, 비전통자원을 경제적으로 개발‧생산할 수 있는 기술이 개발됨에 따라 비전통자원은 주목을 받고 있다. 실제로 북미 지역에서 2000년대 후반부터 진행되고 있는 ‘셰일가스의 혁명’(shale gas revolution)은 전통가스전과 달리 산발적으로 분포된 셰일(shale) 층에 접근하여 메탄(methane, œ¡Ñ)가스를 대규모로 포집‧추출할 수 있는 수평시추(horizontal drilling), 수압파쇄(hydraulic fracturing) 등 의 생산기술 발달을 배경으로 하고 있다.

비전통자원은 성상에 따라 비전통석유와 천연가스자원으로 분류된 다. 또한, 매장 형태에 따라 비전통석유자원은 오일샌드(oil sand), 초 중질류(extra heavy oil), 오일셰일(oil shale), 셰일오일(shale oil) 등으 로, 비전통 가스자원은 셰일가스(shale gas), 치밀가스(tight gas), 석탄 층 메탄가스(CBM, coal bed methane), 가스하이드레이트(gas hydrate)

(37)

Y

등으로 구분하고 있다. 이들 비전통자원을 개발·생산하기 위해서는 자 원별로 특성에 맞는 특화된 기술을 필요로 하며, 해당 기술이 개발되 어 개발·생산에 적용하게 됨에 따라 비전통자원의 개발‧생산이 가능하 게 된 것이다.

개발·생산 기술의 발전 이외에 석유가격이라는 경제적인 요인도 비 전통자원의 개발을 촉진하는 중요한 요인이다. 캐나다에 집중적으로 매장되어 있는 오일샌드와 베네수엘라의 초중질유와 같은 대표적인 비전통석유자원은 원유가격이 비쌀 때에는 개발·생산의 경제성이 확 보되어 개발·생산에 대한 유인책이 있다. 그러나 원유가격이 저렴하 면, 고비용의 개발기술과 높은 환경비용으로 개발·생산의 경제성을 상 실하여 개발 유인요소가 소멸한다.

최근에 북미 지역에서 주목을 받고 있는 셰일가스의 경우, 이와 같 은 기술의 개발과 개발의 경제성을 충족시키고, 한 걸음 더 나아가 대 규모 시장에 대한 근접성까지 만족하게 할 수 있는 여건이 만들어낸 결과라고 해석할 수 있다. 특히, 셰일가스는 북미 지역에서 전통 천연 가스뿐만 아니라 경쟁연료인 석탄과도 경쟁력을 갖추는 기술력과 경 제성을 확보해 나가고 있으며, 심지어는 장기적으로 신‧재생에너지산 업에도 영향을 미칠 것으로 예상하고 있다.

한편, 자원 빈국인 우리나라는 안정적 에너지공급확보를 위해 해외 자원개발사업을 국가적 에너지정책의제로 추진하고 있다. 최근 북미 지역에서 일고 있는 ‘셰일가스 혁명’ 추세에 부응하여, 우리나라에서 도 비전통자원 확보 및 개발에 관한 관심이 높아지고 있다. 비전통자 원이 우리에게 매력적인 배경에는 다음과 같은 이유가 있다;

․비전통자원은 전 세계적으로 매장량이 풍부하고, 중동, 러시아 등

(38)

㥐X㣙G ㉐⦔G G Z

일부 국가에만 집중적으로 부존된 것이 아니라, 북미, 호주, 유럽 등 비교적 세계 각 지역에 고루 분포되어 있다.

․탐사‧개발(E&P) 사업이 주로 북미, 호주 등 정치‧제도가 안정된 국가에서 이루어지고 있다.

․또한, 심해, 오지 등보다 개발 위험이 적다.

․최근에서야 비전통자원 개발사업이 확대되고 있어 전통자원보다 상대적으로 진출경쟁이 낮다.

따라서 사업 다각화 측면에서 우리나라 기업도 비전통자원 E&P사 업에 진출할 필요가 있다.

그런데 비전통자원 E&P사업은 전통자원보다 대규모 투자비용, 높 은 기술력 등을 필요로 하므로 균형 있는 사업추진이 필요하다. 특히, 자원개발의 후발참여국이며 비전통자원 개발의 기술수준이 낮은 우리 나라는 이 분야에 적극 진출하기 위해서는 극복하고 해결하여야 할 과제가 산적하여 있다. 또한, 비전통자원의 개발은 기술개발의 불확실 성과 그에 따른 경제성을 확보할 수 있는가에 따라 사업의 성패가 좌 우될 수 있는 위험이 존재하고 있다.

이러한 비전통자원 개발기술과 시장상황변화에 대하여 세계 각국은 어떻게 반응하는가를 파악하고, 경제성을 결정하는 기술력은 무엇인 지, 그리고 우리나라의 대응 방안은 무엇이어야 하는가에 대한 답을 얻고자 하는 것이 이 연구의 배경이다.

이러한 배경 아래에서 설정한 본 연구의 목적은 기술진보에 따른 비전통자원 개발양상과 주요 비전통자원별 잠재력을 분석하여, 앞으 로 비전통자원 관련 기술진보에 따른 세계 E&P 사업 전망 및 시사점 을 제시하는 데에 있다. 또한, 이를 바탕으로 우리나라가 적극 비전통

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[

자원의 E&P 사업에 진출하기 위한 정책 방안을 모색하고자 한다.

본 연구결과의 기대효과 및 활용방안은 아래와 같다;

․비전통자원 E&P 기업 및 정책담당자, 관련 연구자에게 기초자료 로 활용 가능

․비전통자원 기술진보에 따른 비전통자원 E&P 사업전망을 통해 국내 E&P 기업의 비전통자원 개발에 대한 전략적 추진과 투자 활성화 유도

․해외자원개발 기본계획 등 정부 정책수립 시 비전통자원 개발 정책 및 전략수립의 기본 자료로 활용 가능

2. 연구 내용 및 방법

본 연구에서는 먼저 비전통자원의 종류 및 정의를 살펴보고, 수평시 추, 수압파쇄 등 비전통자원의 주요 기술의 개발동향을 살펴보았다.

또한, 원유가 및 관련 기술개발에 따른 비전통자원 개발추이를 분석하 여 중단기간에 E&P사업이 크게 확대될 가능성이 높은 비전통자원을 살펴보고자 한다. 다음으로, 최근 전통에너지원을 대체할 주요 비전통 자원으로 부각되고 있는 셰일자원과 CBM, 치밀자원, 오일샌드 등의 기술개발에 따른 E&P 사업현황 및 개발잠재력을 분석하고, 마지막으 로 기술진보에 따른 비전통자원 E&P 사업전망 및 시사점 등을 도출 하고자 한다. 이를 위해 각 비전통자원의 부존 및 생산현황, 주요 부 존국의 E&P 사업현황 및 전망, 기술개발에 따른 개발추이 및 생산비 용 변화, E&P사업을 둘러싼 논란과 향후 전망 등을 살펴보았다. 특히, 마지막 부분에서는 비전통자원의 개발기술 발전에 따른 국제 E&P

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사업의 변화추이 전망에 기초하여 우리나라 기업의 비전통자원 E&P 사업 확대를 위한 시사점 분석과 주요 진출국 및 경쟁력 강화 방안을 모색할 예정이다.

이러한 연구를 효과적으로 수행하기 위하여, 비전통자원 E&P 사업 추진 현황과 개발 잠재력, 기술개발 동향 관련 자료 참고를 가능한 범 위에서 극대화하였으며, 비전통자원개발의 기술발전 추이 및 전망 등 기술 분야에 대해서는 관련 분야에 전문성을 보유하고 있는 국내 전 문가와의 공동연구(외부위탁, 원고청탁)를 수행하였다.

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]

제2장 비전통자원의 종류 및 개발양상

1. 비전통자원의 종류 및 정의

석유 및 가스와 같은 탄화수소 자원은 크게 전통자원과 비전통자원 으로 구분된다. 전통자원과 다르다는 의미에서 비전통자원으로 구분 되는 탄화수소의 정의는 다양하다. 경제학자들은 비전통자원을 정의 할 때, 현재 기술 수준에서 전통적인 개발과 생산방법으로는 수익성이 좋지 않게 생산되는 탄화수소로 보고 있다. 여기서 말하는 ‘전통적인’

의 의미는 탄화수소를 생산하기 위해 특별한 방법이 필요하지 않다는 것을 뜻한다. 하지만 기술발전에 따라 생산의 수익성이 좋아지면 비전 통자원이 전통자원으로 분류되어 일관성 측면에서 약점이 있다. 저류 지 엔지니어는 비전통자원을 수직정 또는 비자극정(unstimulated well) 으로 생산될 수 없는 탄화수소로 보고 있다. 다시 말하면, 비전통자원 은 수평정 또는 탄화수소의 이동성을 증가시키는 작업이 필요한 자원 이 된다. 석유물리학자는 비전통자원을 구분할 때, 탄화수소의 매장지 가 일정 수준의 투과율을 만족하지 못하면 비전통으로 분류하고 있다.

지질학자들은 석유시스템의 고전적 모델 요소(원천, 이동, 저류지, 트 랩, 봉인, 시점) 중 하나 또는 그 이상의 요소가 부족할 때 비전통석유 시스템으로 보고 있다.

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㥐Y㣙G ⽸㤸䋩㣄㠄㢌G 㦹⪌G ⵃG ᵐⵐ㛅ㇵG G ^ 자료: 신현돈; 원자료: NPC(2007)

[צᆪ2-1] ҫ `Ӯ῾ᶾᤊ὆⢲⹂ᨆ᥺὾Ếᕲᅆ

이러한 다양한 구분법을 종합하여 탄화수소자원을 저류지와 탄화수 소 자원형태의 전통성에 따라 구분하면 [그림 2-2]와 같이 구분할 수 있다. 저류지는 탄소염 저류소(carbonate reservoir) 또는 탄화수소를 함유한 암석의 다공성이 높고 투과율이 높을 때 전통적 저류지로 구 분한다. 반면 비전통적 저류지는 탄화수소를 함유한 기반구조가 골절 되었거나 탄화수소의 근원암이 다공성이 낮고 투과율이 높지 않을 때 로 구분된다. 탄화수소는 기존의 석유나 가스의 형태를 띠고 있을 때 전통탄화수소로 그렇지 않은 경우는 비전통탄화수소로 구분할 수 있 다. 이러한 구분방법에 따르면 저류지가 전통적 구조를 가진 전통탄화 수소만이 전통자원이 되고, 나머지는 비전통자원으로 구분된다.

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_

자료: David Bamford(2012) 수정

[צᆪ2-2] ⢲⹂ᨆ᥺὾Ế὆ᕲᅆ

국제에너지기구(IEA)는 오일셰일, 오일샌드 기반의 초중질유와 비 튜멘 등을 비전통석유로 분류하였고, 비전통가스는 크게 셰일가스, CBM, 치밀가스와 같은 세 가지 형태로 존재하며, 가스의 원천이 석 탄, 사암, 혈암(shale)과 같은 불침투성의 암석에 의해 갇혀 있는 특징 이 있다고 설명한다. 세계적으로 통용되는 미국의 석유 구분방식은 석 유의 특징에 따라 크게 경질유와 중질유로 구분하고 있다. 경질유는 API 비중1)이 최소 20°가 넘고 점도가 100cP2) 이하인 석유로 전통석 유에 해당한다. 비전통석유로 구분되는 중질유는 API 비중 20°보다 낮고 점도가 100cP 이상이며, 중질유 중 더 무거운 초중질유는 API 비중이 10°보다 낮은 경우이다.

1) API 비중(API gravity)이란 미국석유협회(American Petroleum Institute)의 전환 단위로 원유 또는 탄화수소액체의 가볍고 무거움을 표시한다.

2) cP는 점도의 단위로 1/100 푸아즈를 뜻한다.

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㥐Y㣙G ⽸㤸䋩㣄㠄㢌G 㦹⪌G ⵃG ᵐⵐ㛅ㇵG G `

비전통자원이 주목받는 이유는 지리적으로 전통자원에 비해 넓은 지역에 매장되어 있으며, 잔존 기술적 회수가능 자원량(Technical Recoverable Resources, TRR)도 전통자원과 비슷한 규모이기 때문이 다. IEA/OECD의 2012년 세계 에너지 전망 보고서에 따르면, 2011년 말 기준으로 전체 석유의 잔존 TRR은 5조 8,710억 배럴이고, 이 중 비전통석유의 잔존 TRR은 3조 1,930억 배럴로 54.4%를 차지한다. 미 국 에너지부의 에너지정보청(EIA)이 2011년 발표한 자료에서 비전통 가스의 전체 잔존 TRR은 16,000tcf이며, 여기에는 셰일가스의 잔존

TRR은 포함되지 않았다. 미국을 포함한 세계 32개국에서 조사한 셰

일가스의 잔존 TRR은 6,622tcf로 러시아, 중동 지역의 잔존 TRR이 포함되지 않았기 때문에, 실제 비전통가스의 TRR은 더 많을 것으로 전망된다.

자원분류 종류 TRR

석유

전통

원유 2,245

NGL 433

합계 2,678

비전통

초중질유와 비튜멘 1,880

케로진 1,073

경질 치밀오일 240

합계 3,193

총합 5,871

가스

전통 6934.2

비전통

치밀가스 7,406

셰일가스(중동, 러시아 제외) 6,622

CBM 1,659.8

총합(셰일가스 제외) 16,000 자료: IEA/OECD(2012), US EIA(2011) 수정

<ⱊ2-1> ᤦҲᤋἎᏽϮ᪒὆ᾂ⁢TRR(2011ल)

(석유단위: 십억bbl, 가스단위: tcf)

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XW

경제성과 회수기술 등을 고려하지 않고 비전통자원이 얼마나 존재 하는지를 나타내는 자원량은 TRR보다 규모가 더욱 크다. 2010년 IEA/OECD는 2005년 말 시점의 초중질유의 자원량을 2,484십억bbl, 천연 비튜멘 3,272십억bbl, 오일셰일 2,826십억bbl이며, 치밀가스 7,416.1tcf, 셰일가스 16,103.5tcf, CBM 9,040.6tcf라고 발표한 바 있 다. 특히 비전통가스의 경우, 쉽게 이용 가능하다고 보는 자원량도 현 재의 잔존 TRR보다 높은 수준을 보이고 있어, 앞으로 비전통자원의

잔존 TRR을 앞으로도 더욱 늘어날 것으로 예상된다.

석유 가스

초중질유 천연

비튜멘 오일셰일 치밀가스 셰일가스 CBM

2,484 3,272 2.826 7,416.1 16,103.5 9,040.6

자료: ETSAP(2010) 수정

<ⱊ2-2> ᤦҲᘲῲ⦣ᤋἎᏽϮ᪒὆὾Ếྷ(2005लᆾ)

(석유단위: 십억bbl, 가스단위: tcf)

가셰일자원

셰일자원은 진흙이 수평으로 퇴적하여 굳어진 셰일층에 함유된 석 유와 가스이다. 일반적으로 전통자원은 셰일층에서 생성된 후 지표면 으로 이동하여 저류지를 이루지만, 셰일층의 근원암이 너무 치밀하여 석유와 가스가 지표면 부근으로 이동하지 못하고 셰일층에 갇혔을 때 셰일자원이 된다. 따라서 전통자원보다 훨씬 깊은 곳에 존재하고 있으 며, 암석의 미세한 틈새에 넓게 퍼져 있는 것이 특징이다. 셰일자원은 저류지의 특성이 비전통적인 특성이 있어 비전통자원으로 분류된다.

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㥐Y㣙G ⽸㤸䋩㣄㠄㢌G 㦹⪌G ⵃG ᵐⵐ㛅ㇵG G XX

넓은 지역에 걸쳐 연속적인 형태로 분포되어 있고 추출이 어렵다는 기술적 문제를 안고 있었으나, 1998년 수압파쇄 공법을 통해 상용화 에 성공했다. 셰일자원 중 셰일가스의 잔존 TRR은 6,622tcf로 이는 많은 셰일가스가 매장된 것으로 예상되는 러시아와 중동, 해상 지역의

잔존 TRR은 포함하지 않은 수치이다.

나$#.

CBM은 식물성 유기물이 석탄으로 변하는 과정에서 석탄의 미세공 극 표면에 흡착되어 존재하는 메탄가스이다. 약 98%는 미세공극 내에 분자형태로 흡착되어 있고, 약 2%는 자연균열에 압축되거나, 지층수 에 흡착되어 있다. 석탄층은 투과율이 낮으며, 투과율은 깊이가 얕아 질수록 감소하기 때문에, 일반적으로 석탄층에 매장된 가스는 깊은 깊 이와 낮은 석탄의 품질 때문에 경제성이 낮은 편이다. 전통가스는 암 석의 공극이 매우 작은 근원암에서 가스로 변환된 후 지층의 압력에 의해 상대적으로 입자가 큰 저류암으로 이동한다. 하지만 CBM은 가 스로 변환하는 근원암이 저류암의 역할을 동시에 하기 때문에 근원암 에서 직접 CBM을 생산할 수 있다. 이러한 특성 때문에 초기에 CBM 은 석탄을 채굴하는 과정에 포집되지 않고 자연스럽게 배출되었고, 석 탄광산의 폭발사고를 야기할 수 있어 안전을 위해 인위적으로 배출시 키기도 하였다. 하지만 최근에는 이러한 안전문제뿐만 아니라 메탄가 스에 따른 환경문제, 그리고 경제적 개발까지 고려하여 포집 및 추출 이 진행되고 있다. CBM의 잔존 TRR은 1,659.8tcf로 전체 천연가스 뿐만 아니라 비전통가스의 잔존 TRR에서 차지하는 상대적 비중이 높 지 않다.

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XY

다치밀자원

치밀자원은 근원암에서 생성된 석유나 가스가 근원암에서 저류암으 로 1차 이동하였으나, 저류층이 치밀하여3) 2차로 이동하지 못하고 낮 은 공극률의 실트나 모래 등의 저류층에 갇혀 근원암에 근접해 광범 위하게 분산되어있는 탄화수소자원를 말한다. 치밀가스 저류층은 다 중저류층(multi-layer)의 형태로 가스가 부존되어 있고 광범위하게 두 꺼운 층에서 산출되며, 전통형의 가스 집적체와는 달리 과대압력이나 저압력의 비정상적인 압력상태로 나타나는 것이 특징이다. 치밀자원 은 퇴적규모가 매우 크지만 공극이 치밀하기 때문에 인위적인 균열을 만들지 못하면 생산할 수 없고 유동성이 낮아 수직으로 시추할 경우, 수익성이 좋지 않다. 큰 의미에서 치밀자원의 생성과정은 셰일자원과 동일하며, 두 자원의 차이는 석유나 가스가 함유된 저류층이 셰일층인 지 여부라 할 수 있다. 치밀가스의 잔존 TRR은 7,406tcf로 비전통 가 스자원에서 셰일가스와 함께 높은 비중을 차지하고 있다.

라오일샌드 초중질유

오일샌드는 타르샌드라고도 불리며, 비튜멘(1~18%), 모래(80~85%), 물(5~10%), 점토 등으로 구성된 미고결 암석을 말하며 점도와 비중이 높은 특성이 있다. 액체 상태인 일반 유전과 달리 아스팔트와 같은 중 질원유를 함유한 모래나 사암 형태를 보이며, API 비중은 20° 이하로 무게에 따른 특성은 중질유나 초중질유에 해당한다. 하지만 저류층에 갇혀있는 비튜멘의 상온에서 점도가 10,000cP 이상이고 API 비중도

3) 미국은 투과율이 0.1mD 미만일 때를 치밀하다고 정의하였다.

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㥐Y㣙G ⽸㤸䋩㣄㠄㢌G 㦹⪌G ⵃG ᵐⵐ㛅ㇵG G XZ

8~12°를 보여 아주 무거운 특성을 보이기도 한다. 오일샌드는 전통석

유와 달리 높은 점도 때문에 유동성이 낮고 모래에서 석유를 채굴하 는 추출 및 정제과정에 별도의 기술을 필요하다. 저유가 시대에는 많 은 개발 비용 때문에 크게 주목받지 못했으나, 최근에는 유가 상승과 기술의 발달로 오일샌드의 경제성이 확보되었고, 2005년 말 기준으로

3조 2,720억 배럴의 막대한 자원량을 바탕으로 전통석유의 대체원으

로 급부상하고 있다.

초중질유는 오일샌드의 비튜멘보다는 점도가 낮지만, 일반적인 석 유보다는 점도가 높다. 오일샌드를 포함한 중질유는 비중과 점도에 따 라 분류하는데, 간단히 비튜멘 중 저류층의 유동성이 있으면 초중질 유, 없으면 오일샌드로 구분되기도 한다. 초중질유는 100~10,000cP의 점도와 API 비중 7~20°로 저류층 상태에서 유동성을 갖고 있기 때문 에, 점도를 낮추기 위한 별도의 열주입 없이도 생산이 가능하다. 2008 년 미 지질조사국이 발표한 자료에 따르면 초중질유의 자원량은 2조 1,499억 배럴로 나타난다.

자원량 누적생산량 잔존매장량 주요 부존국가

아프리카 5 0 0.5 이집트

북미 30 2 0.2 멕시코,미국

남미 21,136 148 580 베네수엘라,에콰도르,쿠

바,콜룸비아,페루

아시아 177 9 9 아제르바이잔,중국

유럽 151 12 2 영국,이탈리아

21,499 171 591

자료: U.S Geological Survey(2008)

<ⱊ2-3> ⓶⃿↶Ἆ὾Ếྷ

(단위: 억bbl)

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한편, IEA/OECD가 중질유적인 특성 고려하여 분류한 2011년 말 기준의 자료에 의하면 초중질유와 오일샌드의 잔존 TRR을 합한 수치 는 전통석유의 잔존 TRR의 70.2% 수준인 1,880십억bbl을 기록하였고 이는 비전통석유의 잔존 TRR의 58.9%에 해당한다.

마오일셰일

오일셰일은 세립질의 유기물인 케로진을 포함하고 있는 다공성의 퇴적암을 말한다. 지질학적으로 케로진은 석유나 가스로 변화하지 않 은 자연적으로 발생한 탄화수소이다. 석유나 오일셰일이 고온의 심부 에 매장되었다면 석유가 천연가스로 전환되었을 수 있었으나, 보통 얕 은 깊이에 매장되어 이러한 변화를 겪지 못하였다. 오일셰일은 주로 탄소, 수소, 산소, 질소, 황으로 이루어진 케로진을 열을 가하여 분해 시켜 합성원유를 생산할 수 있다. 하지만 이러한 과정에서 파괴, 이동, 분쇄, 가열, 수소첨가 등의 작업이 이루어져 많은 에너지가 소모된다.

또한, 열분해 공정에서 많은 에너지와 물이 필요하며, 잔류물과 환경 유해물질을 다량 발생하여 업그레이드 시설이 필요하다. 오일셰일에 함유된 케로진은 비튜멘과 같은 특성을 지니고 있으나 오일샌드에 함 유된 비튜멘과는 차이가 있어 구분되고 있다. IEA/OECD는 비전통석 유의 잔존 TRR 3,193십억bbl의 약 33.6%인 1,073십억bbl이 오일셰일 (케로진)의 잔존 TRR으로 보고 있다.

바가스하이드레이트

가스하이드레이트는 영구동토나 심해저의 저온과 고압 상태에서

(50)

㥐Y㣙G ⽸㤸䋩㣄㠄㢌G 㦹⪌G ⵃG ᵐⵐ㛅ㇵG G X\

가스와 물이 결합해 형성된 가스자원이다. 상태는 안정적이지만 매우 천천히 가스가 분리되고 있다. 외관이 드라이아이스와 비슷하고 불을 불이면 타는 성질이 있어 ‘불타는 얼음’으로도 불리기도 하지만, 눈과 비슷한 구조로 되어 있어 파이프라인을 훼손할 수도 있고, 시추과정에 문제를 야기할 수도 있다. 간혹 천연가스 생산이 지하의 압력을 감소 시켜 천연가스 저류지 위에 위치하기도 한다. 현재로서는 심해저에 매 장되어 있어 채취하기 어렵고, 경제성도 확실치 않아 실용화 여부는 아직 알 수 없다.

2. 비전통자원의 개발 기술

비전통자원이 전통자원의 잠재적 대체재가 아닌 실질적인 대체재로 인식되기 시작한 것은 개발 기술이 발전하여, 비전통자원 개발의 경제 성이 생기기 되었기 때문이다. 큰 맥락을 볼 때, 비전통자원의 개발기 술은 비전통자원이 전통자원과 다른 특성을 완화하여 전통자원처럼 추출하는 것에 초점이 맞춰져 있다고 할 수 있다. 비전통자원의 대표 적인 특성이 저류층의 투과율이 낮고, 자원의 점도가 커서 쉽게 추출 하기 어렵다는 점이다. 따라서 비전통자원의 개발 기술은 크게 투과율 을 높이는 방향과 점도를 낮추는 2가지 방향으로 진행되었다.

먼저 투과율을 높이는 기술 중에 대표적인 것이 수압파쇄로 층에 높은 압력으로 파쇄유체(fracture fluids)를 주입하여 균열을 만들어 셰 일층과 같이 투과율이 작은 생산구간의 투과율을 높이는 방법이며,

1998년 상용화에 성공하였다. 수압파쇄는 투과율을 높이는 훌륭한

방법이지만, 수압파쇄만으로 셰일자원과 같이 낮은 유동성의 비전통

수치

표 차례
그림 차례
[그림  3-9]에  나타난  것과  같이, 폴란드와  프랑스에  이어  노르웨이
[그림  3-10]은  폴란드의  주요  셰일가스  매장지역을  나타내고  있다.
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참조

관련 문서