新고유가 대응전략 연구:석유의 생산피크와 비전통석유 개발 전망

기본연구보고서 2008- 新고유가대응전략연구 : 석유의생산피크와비전통석유개발전망 이 달 석 최 성 희 오 세 신

참여연구진 연구책임자 : 선임연구위원이달석 연구참여자 : 책임연구원 연구원 한국지구시스템공학회 최성희 오세신 이철규

i 요약 1. 연구의필요성및목적 1970년대두차례석유위기이후 1980 90년대에비교적안정되어있던국제유가가 2002년이후다시급속히상승한것을우리는 新고유가 라부르고있다. 이러한급속한유가상승과더불어석유의생산피크또는석유자원의고갈에관한논란이일고있다. 일부지질학자들이 2010년이전에석유의생산이피크에도달한후감소할것이라는주장이국제유가의급등과맞물려큰관심의대상이되고있는것이다. 특히 2008년상반기국제유가가급등하자혹자는그원인의하나로이른바 피크오일심리 (peak oil psychology) 를들기도하였다. 한편, 석유자원의생산피크또는고갈문제에관한논란이일면서전통석유 (conventional oil) 에대한대안으로오일샌드와초중질유등비전통석유 (non-conventional oil) 자원의개발에대한관심역시크게증가하고있다. 따라서석유자원의생산피크에대한논란과비전통석유의개발가능성을함께검토해볼필요가있다. 본연구는 新고유가대응전략연구 의제 2차년도연구로서석유의생산피크논란에관해검토하는한편, 비전통석유개발의동향을분석하고전망하여시사점을제공하고자한다. 석유의생산피크논란을검토하기위해서는문헌조사를통해생산피크가도래했다는주장과생산피크는가변적이라는주장, 그리고생산피크논

ii 의가무의미하다는주장으로구분하여그내용을분석 정리하였다. 이어서비전통석유의개념과특징을설명한후, 캐나다의오일샌드와베네수엘라의초중질유를분석대상으로선정하여매장량과생산기술, 개발투자동향등을살펴보았다. 마지막으로오일샌드및초중질유의공급비용과개발여건등비전통석유의경제성과향후개발가능성을검토하고비전통석유의개발전략수립을위한시사점을도출하였다. 2. 주요연구내용및결과 먼저석유자원의생산피크에대한논의는세가지흐름으로나누어볼수있다. 첫째는허버트 (Hubbert) 와동일한통계모형과전제조건등을이용하여생산피크시점이가까운장래에도래할것이라고주장하는연구들이다. 둘째는허버트의통계모형을사용하되, 모형내입력되는자료나전제조건의다양성을용인함으로써생산피크시점은매우가변적일수있고단기간내에도래할가능성이크지않다고주장하는연구들이다. 셋째는지질학적관점에입각한생산피크시점의분석이무의미하다고주장하며, 경제학적인관점의접근을시도하는연구들이다. 기존의연구에서석유의생산피크시점에대한논란은몇개의주요한가정에서비롯되는것으로판단된다. 피크시점추정의주요가정은매장자원량 (resources in place), 회수효율 (recovery efficiency), 석유소비증가 (crude oil consumption), 피크시점고갈상태 (state of depletion at peak) 이다. 그런데매장자원량은전통석유의경우 6조~10조배럴, 비전통석유의경우 2조~8조배럴의범위에

iii 서추정또는가정하고있다. 회수효율은 22% 에서 55% 까지추정또는가정하고있다. 석유수요증가율은여러기관의전망에서연평균증가율을 0 2% 로보고있다. 피크시점고갈율도대개 50% 를가정하고있지만신축적으로적용될수있다. 이처럼석유의생산피크시점에대한분석결과가그전제조건에따라가변적일수밖에없는한계를가지고있다면, 생산피크는지질학적관점보다는경제학적관점에서조망하는것이설득력이있다. 즉, 우리가사용할수있는석유자원의규모가가격과기술에의해변동될수있다면, 굳이불확실한지질자료에근거해생산피크시점을논의하는것이큰의미가없다는것이다. 전통석유외에비전통석유등다양한자원들이지구에는여전히많이존재하고있기때문에, 고유가의영향과기술발전으로탐사성공률과회수효율이증대된다면석유의생산피크시점은연기될수있는것이다. 그러므로실제적인문제는 지하 에있는것이아니라 지상 에있다고볼수있다. 우리가해결해야할문제는탐사및회수기술의개선, 자원보유국의상류부문에대한접근성제고및투자의촉진등이다. 다음으로비전통석유는아직세계석유공급에서차지하는비중은미미하지만, 고유가와더불어투자가치가상승함에따라산유국뿐만아니라소비국들도개발투자를확대하고있다. 오일샌드와초중질유등비전통석유개발투자에영향을미치는요소는매우다양하고, 채굴방식에따라고려해야할사항도다르지만, 가장중요한것은비튜멘 (bitumen) 의생산비, 수송비, 그리고판매가격이다. 일반적으로비튜멘가격은경질원유의 50~60% 수준에서결정되

iv 어왔다. 캐나다석유생산자협회 (CAPP) 에따르면, 비튜멘의회수방식에따라운영비와공급단가가각각다르지만, 비튜멘과경질원유의가격비를 55% 로가정할때국제유가 (WTI 기준 ) 가배럴당 45~55달러수준이면오일샌드개발이경제성있는것으로평가하였다. 한편캐나다의국가에너지위원회 (NEB) 는 2006년오일샌드를채굴하여천연역청을추출하는비용만배럴당 6~13달러정도소요되는것으로추정하였다. 그리고탐사및채굴장비사용에따른자본비용을포함할경우오일샌드의배럴당생산비용은 13~22달러로증가하게된다. 여기에다시채굴된역청유분을인공합성원유 (SCO) 로개질하는비용이추가되면, 최종적인오일샌드의공급비용은배럴당 34달러에서 37달러수준에이른다. 그러므로국제유가가상승세를보이기시작한 2003년이후오일샌드개발의경제성이확보된것으로평가된다. 캐나다의오일샌드생산량은 2010년하루 200만배럴, 2015년하루 300만배럴에이르러캐나다총원유생산의 60~70% 를차지할것으로예상된다. 고유가로인해오일샌드의개발은경제성을가질수있고, 지속적인개발이가능한여건이라는것이다. 또한캐나다는다른산유국들과는달리정치 사회적안정으로개발리스크가매우낮고, 로열티와세금이상대적으로낮은수준이다. 오일샌드광구주변의인프라가매우잘발달되어수송에문제가없고미국이라는확실한시장이있어판매가용이하다는것도장점이다. 그러나대폭적인생산량증가를위해서는기술및환경투자가선행되어야할것으로보인다. 이산화황과온실가스배출저감과오일샌드채굴, 비튜멘추출및지하회수에서의효율증가를위한투자

v 가그것이다. 베네수엘라에서초중질유를개발하는방법은이제오리멀젼이아니라개질을통해인공합성원유 (Synthetic Crude Oil) 를생산하는것이다. 합성원유생산수율은캐나다오일샌드의 81~90% 보다높은 87~95% 이다. 베네수엘라에서생산되는초중질유의생산비용은일반적으로캐나다에서생산되는비튜멘과비교해절반수준에불과하다. 캐나다의오일샌드는비튜멘을추출하고점성을낮추는데많은에너지가소모되는반면, 베네수엘라초중질유는점성이낮고고온조건에매장되어있어추출에많은에너지를필요로하지않기때문이다. 베네수엘라정부는기존의개발프로젝트외에 27개광구를획정하고합작참여회사를모집하고있다. 초중질유는전통원유의공급을보완할수있을것으로전망되기때문에, 베네수엘라정부의석유자원에대한영향력강화와지분참여제한에도불구하고많은국제석유회사들의사업참여가예상된다. 베네수엘라는 OPEC으로부터오리노코초중질유를원유로써인정받을경우세계에서원유매장량을가장많이보유한나라가된다. 물론강화되는계약조건, 국영 PDVSA의간섭등정치적리스크는개발투자에부정적요소로작용할전망이다. 3. 정책제언 비전통석유개발에대한투자는어느정도의리스크 ( 위험 ) 를감 수할수밖에없다. 주요위험요소로는미래의유가변동과탐사개 발비용변동과관련된가격및비용위험, 투자재원이나투자수익

vi 과관련된재무적위험, 신자원민족주의경향으로인한정치적위험등이다. 이러한위험들은전통석유이든비전통석유이든현재석유개발사업참여에있어반드시고려해야할요소들이다. 오일샌드와초중질유등비전통석유개발을효과적으로추진하기위한정부의정책방안도이들위험을최소화시키는관점에서강구해야할것이다. 가격및비용위험을최소화하는방안은자원개발회사와정유회사가긴밀히연계될수있도록함으로써원유가격과비튜멘의상대가격변동에따른위험을완화하는것이다. 또한비튜멘정제를위해현지에건설되는정유회사에지분을참여하는방안이개발투자와함께동시에검토될필요가있다. 이외에도헷징등금융적인해결방안을모색하거나타프로젝트와의연계를통해위험을분산해야한다. 재무적위험에대한대책은정부의석유개발지원규모를늘리는것이가장확실한방안이나, 석유개발에소요되는막대한재원을정부의재정지원확충을통해서만충당하기에는한계가있다. 따라서정부가민간부문투자에대해일정부분투자보증을해주는장치를마련하고, 수익의일정부분을정부에귀속시키는방안을마련할필요가있다. 마지막으로정치적위험에대한대책은정부차원의전략적인자원외교를바탕으로진출을추진하는것이다. 그방안의하나로 IT 플랜트 사회간접자본등국제경쟁력을갖춘우리산업과현지의자원개발사업을연계시키는 패키지형자원개발사업 이위험을줄일수있는대안이될수있을것이다.

Abstract i Abstract 1. Research Purpose Along with the drastic increase in oil prices, a controversy has broken out over peak oil, which means irreversible declines of global crude oil productions. It all started from the argument issued by some geologists that once oil production reaches its peak before 2010, it will be reduced. This assertion is drawing much attention from the public as it coincides with the spiraling oil prices at present. In particular, when the first half of 2008 saw a drastic increase in international oil prices, some pointed out what is called "peak oil psychology" as one of the triggering factors for such occurrence. Meanwhile, as public concern spurs issues over peak oil, there is also a growing interest in the development of non-conventional oil, such as oil sand and extra-heavy oil, as an alternative for conventional oil. In this regard, it is necessary to closely examine the issues in relation to peak oil and the possibility of non-conventional oil development. This study examines the debate revolving around peak oil and analyzes the movement of non-conventional oil development, with the aim of deriving their implications. For an examination

ii of the debates related to peak oil, this study summarizes the assertions through literature survey and classifies them into three categories, namely: (1)peak oil has reached, (2)peak oil is variable, and (3)the discussion of peak oil is insignificant. Following this, the concept of non-conventional oil and its characteristics were explained. Canada s oil sand and Venezuela s extra-heavy oil were chosen as the objects of analysis, and their deposits, production technology, and movement of development investment were looked into. Finally, the economic aspects of non-conventional oil, such as the supply costs of oil sand and extra-heavy oil as well as their development circumstances and development possibility, were also investigated. Finally, the implications of the development strategy for non-conventional oil were derived. 2. Major Contents and Results The issues related to peak oil were categorized into three main streams. First, there is an assertion that the production peak will take place in the near future, as determined using statistical models and preconditions identical to those developed by Hubbert. Second, there is an assertion that the advent of peak oil is significantly variable, and that there is little possibility of an advent in the short term. The assertion used

Abstract iii Hubbert s statistical model but allowed diversity in the input data and preconditions of the model. Third, there is an assertion that the analysis of peak oil from geological aspect is meaningless, and that an economic approach must thus instead be adopted. In the previous studies, it is assumed that controversies over the advent moment of peak oil originate from a few primary hypotheses. Determination of the onset of peak oil depends on four primary hypotheses: resources in place, recovery efficiency, average rate of oil consumption, and state of depletion at peak. However, the probable reserves of conventional oil are estimated to be within the 6~10 trillion barrel range, and those of non-conventional oil within the 2~8 trillion barrel range. In terms of recovery efficiency, it is estimated to be within the 22~55% range. As for the increase in oil consumption, several institutes project an annual average of 0~2%. The depletion at the production peak is estimated to be about 50%, but this has a flexible application. As shown in this paper, if the result of the analysis of the onset of peak oil has the limitation that its result is variable depending on its precondition, it is plausible to prospect the production peak from an economic viewpoint rather than from a geological viewpoint. In other words, if the scale of oil resources may fluctuate according to the price, it is insignificant to discuss the advent moment of the production

iv peak based on uncertain geological data. Given that there remain a great deal of various resources on the earth(e.g., non-conventional oil) other than conventional oil, the increase in exploration chances and recovery efficiency, thanks to the impact of high oil prices and technology development, may defer the advent of peak oil. Therefore, it may well be argued that true problem does not lie in the subsoil but above ground. All that has to be done is to improve exploration techniques, and enhance the accessibility of the upstream sector and step up investments. Next, although non-conventional oil has a meager share in the oil supply, oil consumption countries as well as oil producing countries expand their investment on non-conventional oil along with high oil prices. A wide range of factors influence the development investment in non-conventional oil such as oil sand and extra-heavy oil, and a mining method requires differentiated consideration. The most critical variables, however, are the production cost, transportation cost, and selling price of bitumen. Generally, the cost of bitumen has been determined to be 50~60% of the cost of light crude oil. According to the Canadian Association of Petroleum Producers(CAPP), the recovery method of bitumen influences its operation and supply costs. Nonetheless, supposing that the price of light crude oil remains at a 55% range and that the crude oil prices, on the basis of

Abstract v West Texas Intermediate(WTI), stand at US$45~55, the development of oil sand is assessed as economically feasible. Interestingly enough, Canada s National Energy Board(NEB) estimated in 2006 that only the extraction cost required for natural bitumen following the exploitation process of oil sand stands at a US$6~13 range. Moreover, the inclusion of the capital cost accompanied by the use of exploration and mining equipment will increase the production cost of oil sand to US$13~22 per barrel. If the reforming cost of bitumen fraction into synthetic crude oil(sco) will be added here, the supply cost of oil sand at the final stage will reach US$34-37 per barrel. Subsequently, it is viewed that the development of oil sand has secured economic efficiency since 2003, when the global oil prices began to rise. The oil sand output of Canada is expected to increase to two million barrel per day by 2010 and to three million barrel per day by 2015, making up 60~70% of its total crude oil output. This suggests that the development of oil sand offers economic efficiency and sustainability. Unlike other oil producing countries, Canada enjoys political and social stability, offering little development risk and relatively low royalty and taxes. Its well-developed infrastructure in the vicinity of oil sand mining areas facilitates smooth transportation. Moreover, the fact that America, its neighboring market, assures smooth selling is

vi another merits well. It appears, however, that investments in technology and environment are a prerequisite to addressing various issues for the sake of a drastic increase of output. The prerequisites, in particular, are investment in the reduction of sulfur dioxide and green gas emissions and efficiency increase in oil sand exploitation, bitumen extraction, and underground recovery. Venezuela s extra-heavy oil development method involves the production of synthetic crude oil by upgrading, not through orimulsion. Its yield rate of synthetic-crude-oil production reaches 87~95%, higher than Canada s 81~90% oil sand production. Venezuela s extra-heavy oil production cost is about half Canada s bitumen production cost. This is because Canada s oil sand requires large energy consumption in the process of bitumen extraction and viscosity reduction, while Venezuela s extra-heavy oil requires little energy in its extraction due to its low viscosity and burial at a high temperature. The Venezuelan government demarcates 27 mining areas, apart from the existing development projects, and looks for joint ventures to take part in. As its extra-heavy oil supply is expected to complement the global conventional oil supply, a great number of global oil companies are expected to participate in the project despite the Venezuelan government s intensifying influence and restriction on the taking of shares in its oil

Abstract vii resources. If OPEC regards Venezuela s extra-heavy oil in Orinoco Belt to be crude oil, Venezuela will become the country that owns the largest amount of oil reserves in the world. Of course, political risks such as deteriorated terms of contract and intervention of the state-run PDVSA are expected to have a negative impact on the development investment. 3. Policy Suggestions It is inevitable to think that investment in non-conventional oil is susceptible to certain risks, foremost of which is the future oil prices. The second biggest risk is the renewed resources nationalism and energy hegemony. As the skyrocketing oil prices prompt the premium of mining lot in oil development and increase the returns obtained by the existing investors, the oil producing countries introduce countermeasuring mechanisms, such as the imposition of windfall profit taxes and limiting the share holding ratio, to prevent contractors from gaining excessive profits. The third biggest risk is an increase in the exploration and development cost. High oil prices increase the number of exploration projects, which also put upward pressure on the cost of equipment chartering and labor. This will ultimately be translated into an increase in the unit cost of production, like a vicious cycle. Considering the risks associated with the development of non-conventional oil, the issues regarding oil

viii price fluctuation and the increase in exploration and development costs should be addressed through financial measures like hedging, or by linking to other projects. In terms of political risks, it is desirable that while utilizing the government s resource diplomacy, "packaged resources development," which connect our competitive industries(e.g., IT, plant, social infrastructure) with foreign resources development projects, be promoted.

i 목차 Ⅰ. 서론 1 Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 3 1. 생산피크도래주장 5 2. 생산피크가변주장 13 3. 생산피크무의미주장 21 4. 지질학자와석유회사의생산피크에대한견해 24 5. 검토결과의종합 27 Ⅲ. 비전통석유의개념과특징 31 1. 비전통석유의개념 31 2. 비전통원유의특징 36 Ⅳ. 오일샌드개발동향 41 1. 오일샌드개요 41 2. 캐나다의오일샌드현황 41 3. 오일샌드매장량 48 4. 오일샌드생산량전망 53 5. 오일샌드생산방법 57 6. 오일샌드개발사업동향 66 7. 오일샌드개발의문제점과과제 75

ii Ⅴ. 초중질유개발동향 79 1. 초중질유개요 79 2. 오일샌드와초중질원유의비교 80 3. 초중질원유의부존및특성 83 4. 초중질유개발사업동향 87 5. 정제시설의확장계획 92 Ⅵ. 비전통석유의경제성과개발전망 95 1. 오일샌드의경제성과개발전망 95 2. 초중질유의경제성과개발전망 105 3. 비전통석유개발을위한정책방안 109 Ⅶ. 결론 115 참고문헌 120

iii < 표차례 > < 표 Ⅱ-1> 허버트의주요전제를동조한연구 6 < 표 Ⅱ-2> 생산피크시기의가변성을주장하는연구 17 < 표 Ⅱ-3> 시나리오별생산피크시기전망 19 < 표 Ⅲ-1> 중질원유의분류 33 < 표 Ⅲ-2> 세계 CBM 자원매장량현황 35 < 표 Ⅲ-3> 비튜멘매장량및생산량 (2005년말기준 ) 38 < 표 Ⅲ-4> 초중질유매장량및생산량 (2005년말기준 ) 39 < 표 Ⅳ-1> 캐나다오일샌드지역의지질학적특성 44 < 표 Ⅳ-2> 국별석유매장량및생산량 45 < 표 Ⅳ-3> 알버타의에너지자원매장량및생산량 (2007년말기준) 46 < 표 Ⅳ-4> 알버타주의오일샌드매장량 (2007년말기준 ) 48 < 표 Ⅳ-5> 알버타오일샌드지역의매장량 50 < 표 Ⅳ-6> 현재의상업적회수기술로접근가능한매장량 ( 십억배럴 ) 50 < 표 Ⅳ-7> 현재의상업적회수를위한요소 51 < 표 Ⅳ-8> 개발지역내노천채굴오일샌드매장량 (2007년말기준) 51 < 표 Ⅳ-9> 개발지역내지하회수오일샌드매장량 (2007년말기준 ) 52 < 표 Ⅳ-10> 생산중인주요오일샌드프로젝트 56 < 표 Ⅳ-11> 오일샌드로부터역청회수기술분야의기술비교 58 < 표 Ⅳ-12> 비튜멘제품별특징 59 < 표 Ⅳ-13> 지하회수방식의적용조건비교 61 < 표 Ⅳ-14> 캐나다알버타주의오일샌드프로젝트 72 < 표 Ⅳ-15> 캐나다알버타주의역청개질프로젝트 73

iv < 표 Ⅳ-16> 블랙골드광산생산계획 74 < 표 Ⅴ-1> 중질유및오일샌드역청의성상비교 83 < 표 Ⅴ-2> 오리노코초중질원유의성상 85 < 표 Ⅴ-3> 오리멀젼의특성 86 < 표 Ⅴ-4> 자원국유화이후프로젝트지분분포 90 < 표 Ⅴ-5> PDVSA 정제산업프로젝트투자계획 92 < 표 Ⅴ-6> 초중질유경질화프로젝트추진동향 94 < 표 Ⅵ-1> 오일샌드투자경제성의주요변수 96 < 표 Ⅵ-2> 채굴방법에따른공급비용비교 99 < 표 Ⅵ-3> 지난 3년간발표된오일샌드개발확대계획 104 < 표 Ⅵ-4> 합성원유제조를위한시설투자비용 108

v [ 그림차례 ] [ 그림 Ⅱ-1] 허버트의미국원유공급량전망 4 [ 그림 Ⅱ-2] Campbell & Laherrere(1995) 의생산량전망 7 [ 그림 Ⅱ-3] 허버트로지스틱모형의생산형태 10 [ 그림 Ⅱ-4] 세계원유매장량및생산량분포 11 [ 그림 Ⅱ-5] 시나리오별생산피크시기진행방향 19 [ 그림 Ⅱ-6] EIA/DOE의시나리오별석유생산피크전망 20 [ 그림 Ⅲ-1] 비전통중질원유의분류 32 [ 그림 Ⅳ-1] 알버타주오일샌드지역 42 [ 그림 Ⅳ-2] 알버타주의석유생산전망 47 [ 그림 Ⅳ-3] 연도별개발중인잔여가채매장량 49 [ 그림 Ⅳ-4] 2007년도알버타주의비튜멘생산량 53 [ 그림 Ⅳ-5] 오일샌드생산방식별생산량및전망 54 [ 그림 Ⅳ-6] 오일샌드부존지역별지하회수생산량 54 [ 그림 Ⅳ-7] 오일샌드생산량예측 55 [ 그림 Ⅳ-8] 부존심도에따른적용생산기법 58 [ 그림 Ⅴ-1] 초중질유 ( 베네수엘라 ) 와오일샌드 ( 캐나다 ) 특성비교 81 [ 그림 Ⅴ-2] 비튜멘특성에따른적용생산기법 82 [ 그림 Ⅴ-3] 베네수엘라자원벨트 89 [ 그림 Ⅵ-1] 노천채굴비튜멘및합성원유생산량및가격 97 [ 그림 Ⅵ-2] 지하회수비튜멘생산량및가격 97 [ 그림 Ⅵ-3] 지난 5년간비튜멘가격변화 98 [ 그림 Ⅵ-4] 채굴방법에따른공급비용비교 100

vi [ 그림 Ⅵ-5] 비튜멘의가격결정구조 101 [ 그림 Ⅵ-6] 알버타비튜멘및 SCO 수요와개발전망 102 [ 그림 Ⅵ-7] 오일샌드순수익분배구조 103 [ 그림 Ⅵ-8] 오일샌드파이프라인 104

Ⅰ. 서론 1 Ⅰ. 서론 세계적인대표원유인서부텍사스중질유 (WTI) 의연평균가격은 2002년배럴당 26달러에서 2007년에는배럴당 73달러가되었다. WTI 가격은 2008년들어서급속한상승세를보여 2월에 100달러를넘어섰고, 4월에 110달러, 5월에 130달러, 7월에 140달러를넘어서서 145.49달러로사상최고가격을기록하였다. 아시아지역에판매되는원유의기준가격이되는중동산두바이원유의가격도지난 3월처음으로 100달러를넘었고, 7월 4일에는 140.07달러로사상최고가격을기록하였다. 2008년 7월중순이후국제원유가격은급격한하락세로반전되었다. 그렇지만 2008년의국제유가는이미제 2차석유위기가발생했던 1980년의가격을명목가격은물론실질가격으로도추월한상황이다. 1980년의 WTI 연평균가격은 37.4달러로미국소비자물가지수 ( 기준 2007년 12월 ) 를적용한실질가격은 97달러에해당한다. 또한당해연도에최고가격을기록한 4월의월평균가격은 39.5달러로실질가격으로환산하면 104달러이다. 2008년의국제유가는실질가격기준으로월평균과연평균모두최고가격을경신하게된다. 1970년대두차례석유위기이후 1980 90년대에비교적안정되어있던국제유가가 2003년이후다시상승한것을우리는 新고유가 라부르고있다. 이러한급속한유가상승과더불어석유의생산피크 1) 또는석유자원의고갈에관한논란이일고있다. 종래일

2 부지질학자들이 2010년이전에석유의생산이피크에도달한후감소할것이라는주장이국제유가의급등과맞물려큰관심의대상이되고있는것이다. 특히 2008년상반기국제유가가급등하자혹자는그원인의하나로이른바 피크오일심리 를들기도하였다. 한편, 석유자원의생산피크또는고갈문제에관한논란이일면서전통석유 (conventional oil) 에대한대안으로오일샌드와초중질유등비전통석유 (non-conventional oil) 2) 자원의개발에대한관심역시크게증가하고있다. 따라서석유자원의생산피크에대한논란과비전통석유의개발가능성을함께검토해볼필요가있다. 본연구는 新고유가대응전략연구 의제 2차년도연구로서석유의생산피크논란에관해검토하는한편, 비전통석유개발의동향을분석하고전망하여시사점을유도하고자한다. 석유의생산피크논란을검토하기위해서는문헌조사를통해생산피크가도래했다는주장과생산피크는가변적이라는주장, 그리고생산피크논의가무의미하다는주장으로구분하여그내용을분석 정리하였다. 이어서비전통석유의개념과특징을설명한후, 비전통석유중개발이본격화되기시작한캐나다의오일샌드와베네수엘라의초중질유를분석대상으로선정하여매장량과생산기술, 개발투자동향등을살펴보았다. 마지막으로오일샌드및초중질유의공급비용과개발여건등비전통석유의경제성과향후개발가능성을검토하고비전통석유개발을위한정책방안을제시하였다. 1) 기존문헌에서는일반적으로 피크오일 (peak oil)' 이란용어를주로사용한다. 본보고서에서사용하는 석유자원의생산피크 또는 석유의생산피크 와동일한개념이다. 2) 비재래석유라는용어를사용하기도하지만, 본보고서에서는비전통석유라는용어로통일하였다. 비전통석유의개념은제 3장에서자세히설명하기로한다.

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 3 Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 1956년미국지질학자허버트 (King Hubbert) 가미국원유공급량이향후 15년내최고점에다다른후감소될것임을정확히예측하면서, 석유자원의생산피크에대한관심이증대되었다 ([ 그림 Ⅱ -1] 참조 ). 이후최근까지석유자원의생산피크에대한연구는일반적으로세가지방향으로전개되고있다. 첫째는 Hubbert(1956) 와동일한통계모형과분석자료, 전제조건등을이용하여생산피크시기가가까운장래에다가올것이라고주장하는연구들이다. 둘째는허버트의통계모형은동일하게사용하지만, 모형내입력되는분석자료와전제조건의다양성을용인함으로써생산피크시점이매우가변적이고단기간내에도달할가능성이크지않음을주장하는연구들이다. 셋째는지질학적관점에입각한생산피크분석이무의미함을주장하며, 허버트의분석기법에서탈피해경제학적인관점의접근을시도하는연구들이다. 이러한세방향의연구들은나름대로의설득력을가지고있다. 특히허버트의데이터와전제조건의문제점을지적하며생산피크시점의가변성을주장하는연구들과모든가능성을고려하더라도생산피크시점이가까운장래에도달한다고주장하는연구들이관련학계와산업계에서팽팽히맞서며석유자원의생산피크에관한연구의주류를형성하고있다. 3) 3) 연구의수만고려할경우, 20~30년이내에생산피크시점에도달할것이라고주장하는연구들이주류를이루고있다.

4 [ 그림 Ⅱ-1] 허버트의미국원유공급량전망 주 : 단위는백만 b/d 자료 : Bently(2002) 따라서본연구에서는보다객관적인입장에서생산피크시기를전망하는연구들의분석방법론을검토하고그장점및한계점을비교함으로써기존의논의에대한판단의기회를제공하고자한다. 특히, 대부분의문헌조사가지질학적 기술적관점의연구들에게만초점을맞고있지만, 본연구에서는지질학적접근의근본적문제점을기술하고또다른대안으로서경제학적관점의논문들을검토함으로써석유자원의생산피크에대한개념적이해범위를보다확대하고자한다.

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 5 1. 생산피크도래주장 < 표 Ⅱ-1> 은 Hubbert(1956) 와같이세계석유공급능력을통계적으로추정한후석유자원의생산피크시기가 10~20년이내에도래할것이라고주장하는대표적인기존의연구들을정리한것이다. 4) 이연구들은 확인 (proven) 및추정 (probable) 매장량자료 를 5) 합하여경제적 기술적으로채취가가능한가채매장량 (recoverable) 규모를피크시점추정의주요전제로사용한다 (Hubbert(1956); Petroconsultant(1995) 등 ). 가채매장량은미래생산량을가늠해볼수있는주요배경자료로서피크시점추정이외에도새롭게발견되는유전지역의생산능력을추정하는데있어유용하게활용되기도한다. 6) Petroconsultant(1995) 에서 Campbell & Laherrere는생산피크시기가추정시점을기준으로향후약 10년이내, 즉 2004년에도달할것이라고강력하게주장한다. Petroconsultants 社가의뢰한연구인이보고서는 Campbell(2003) 과함께피크시점의단기적도래를경고하는학자들에의해빈번하게인용되고있다. Campbell & Laherrere의계산법은크게다음과같은세가지특징으로요약된다. 7) 4) 각연구의추정시기를기준으로 10~20년을의미한다. 5) 흔히 2P DATA 로일컬어진다. 6) Energyfiles(2004), Miller(2005) 7) 이세가지특징은구매자들을위한 Petroconsulatant 社의컨설턴트보고서에제시되었지만, Campbell과 Laherrere의여러출판물 (Laherrère, 1995, 1996, 1998, 1999a, b, 2001; Campbell, 1995, 1996, 1997a, b, 1999; Campbell and Laherrère, 1998) 에도간략한형태로소개되어있다.

6 발표시기 < 표 Ⅱ-1> 허버트의주요전제를동조한연구 연구자 가채매장량 * (10 억배럴 ) 생산피크시점 1956 Hubbert 1,250 약 2000년 1969 Hubbert 1,350~2,100 1990년 ~2000년 1972 ESSO 2,100 2000년이후 1972 UN Conf. 보고서 2,500 2000년이전 1977 Hubbert 2,000 약 2000년 1977 Ehrlich et al 1,900 2000년 1979 Shell - 향후 25년이전 1979 BP - 1985년 1981 World Bank 1,900 21세기이후 1995 Petroconsultants (Campbell & Laherrere) 1,800 약 2004년 1996 Ivanhoe 최대 2,000 약 2010년 1997 Edwards 2,836 2020 1998 IEA 2,300( 기준사례 ) 2014년 1999 USGS 최대 2,000 2010년이전 2000 Bartlett 2,000~3,000 2004년 /2019년 2002 BGR 2,670 2017년 2003 Deffeyes - 2005년이전 2003 Bauquis 3,000 2020년 2003 Campbell - 2015년 2003 Energyfiles Ltd 2,338 2016년 2004 Miller, BP - 2025년 주 : ultimately recoverable reserves 첫째, Petroconsultant 社의국가별매장자료를바탕으로저자의 지질학적지식과타당성분석을가미하여추정매장량존재확률이 50% 이상인유전지역을대상으로피크시기를추정한다. 8) 즉, P50' 8) 추정확률이 50% 유전지역을 P50 으로정의하였다.

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 7 의매장지의생산량대누적생산량비율을감안하여생산량의쇠퇴기를파악하는것이다. 둘째, 미발견원유량을예측하기위해서최근발견데이터에기초한통계적접근법을사용하였는데, 적당한미래시점에서발견될수있는원유량은이미시추된시굴정의두배로가정하여계산하였다. 마지막으로, 각국의미래생산량모델링을위해피크이후와이전에따라생산량변화율을적용하였다. 즉, 이미피크가지난경우는기존감소율로생산량을감소시켰으며, 피크이전의경우는누적생산량이해당국가의가채매장량의절반에도달할때까지연간증가율로생산량을증대시키다가이후기존증가율로생산량을감소시킨것이다. 단, 중동산유국의경우 [ 그림 Ⅱ-2] Campbell & Laherrere(1995) 의생산량전망 자료 : Campbell & Laherrere (1995)

8 는약간의지정학적시나리오를도입하여생산량을계산하였다. 이와같은전제조건하에허버트의통계적기법을사용해생산량을추정하면 2004년에생산량이정점에도달한후점차줄어드는 [ 그림 Ⅱ-2] 와같은곡선형태가도출된다는것이다. 영국레딩대학교 (University of Reading) 는석유지질학자, 공학자, 물리학자를포함하여 Campbell & Laherrere(1995) 의데이터와계산법을검토하는재검증작업을시행하였다. 레딩대학교의주요검토사항은다음의네가지로요약된다. 첫째, 분석에적용된 Petroconsultants 社 ( 후에 HIS Energy로변경 ) 데이터베이스의정확성이다. 즉, 데이터베이스에존재하는데이터의성격, 데이터생성방법, 부족한데이터의종류, 유전데이터가변경될경우발생하는문제의검토이다. 둘째, 과거탐사실적에서나온통계지표에근거하여아직발견되지않은매장량추정을위한모델링이과연적합한것인가에관한검토이다. 셋째, 허버트의 중간점에서의감소 (decline from the mid point) 모델의타당성에대한검토이다. 네번째는전통석유 (conventional oil) 에대한개념에관한검토이다. 즉, 기존전통석유생산지역에서매장량이증가될수있는상황과과거예측의오류가능성등화석연료에대한예측을어렵게만드는문제들을고려하여과거예측의문제점이검토되었다. 개별사항별로레딩대학교가도출해낸결과는다음과같다. 첫째, Petroconsultants 社의데이터베이스는주어진과제에적합한것으로판단되었다. 몇몇전문가들은매장량데이터는다소상이한출처에서나오고있어서일부매장량데이터의조정이필요하지만,

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 9 생산피크시기를추정하는데충분한정확성을보유하였다는것이다. 둘째, 미발견원유매장량을측정하기위하여과거통계적지표를사용하는것도피크시기추정결과를왜곡시키지않는다는진단을내렸다. 그이유는가채매장량이큰지역이과거통계적지표에포함되어있지않더라도그지역은이미생산량을충분히뽑아낸상태라서추정된피크시기를미래로조정해야할만큼변동요소가될수없다는것이다. 9) 셋째, 가채매장량의절반이사용되었을때생산량은감소추세로돌아서게될것이라는허버트모형 ( 즉, 표준자원로지스틱커브 ) 의우수성을이론적 실증적방법을통해증명하였다. 즉, S 형태의로지스틱커브의사용은지난 100년동안자원의누적사용을표현할수있는대표적인방법으로서, 허버트커브는바로로지스틱커브의변화율을차용한것이라는것이다. 실증적으로도수많은지역과국가의자원이정점 (peak) 에도달한이후생산량이허버트커브의형태와일치함으로보여주고있음을발견하였다. 정점은대체로커브의중간지점 (mid-point) 에위치하고일단정점에도달한후생산량하락속도는더욱빨라지는것을고려하고있다. 천연가스의경우사다리꼴모형으로고원 (plateau) 의형태를지난후급속히하락하는상황을, 석유의경우전형적인빠른축적과상대적으로느린감소의특성을모형화한것으로평가하고있다 ([ 그림 Ⅱ-3] 참조 ). 또한어떤경우에는 1개이상의발견사이클이발생한곳에복수커브를적용하기도한다. 9) 이와관련된대표적사례는미국의 Prudhoe Bay 유전지역으로서, 대형단일유전으로서큰가채매장량을확보하였었지만추정된피크일자는변경되지않았다.

10 [ 그림 Ⅱ-3] 허버트로지스틱모형의생산형태 주 : 위의사다리꼴형태는천연가스생산이고아래의전형적인 'S' 자형태는석유생산이다. 자료 : Bentley(2002) 마지막으로, 전통석유는통상적인채취방법으로회수할수있는원유를일컫는다. 즉, 자체압력, 물리적펌프, 수력및가스압력조정법을통해서만채취및회수가가능한원유만을개념내에포함시킨것이다. 결론적으로, 허버트이론을기반으로하는분석은피크시기를전망하는데있어약간의오류가있을지라도, '2P DATA' 를비롯한주

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 11 요전제들을활용할경우 10~20년내에생산피크시기기반드시온다는것을주장한다. 이러한주장에동조하는연구자들은무엇보다세계가채매장량의절반가량이소진되었다는확신과허버트모델 ( 표준자원로지스틱커브 ) 이원유생산전망을모델링하는데가장뛰어난방법으로믿고있기때문이다. [ 그림 Ⅱ-4] 는생산피크가조만간도래할것이라고주장하는허버트이론지지연구들이제공하는세계가채매장량지도이다. 1999년도에 BP 직원에의해작성된이지도는중동을제외한대부분지역의생산이이미가채매장량의 50% 를넘었거나혹은매우가까워졌다고설명한다. 이그림의원들을매장량과이미생산된부분을구분하는바늘을가진시계로생각할경우, 바늘이 6시에도달할때석유생산하락이시작되는것이다. 아시아 태평양은하락에직 [ 그림 Ⅱ-4] 세계원유매장량및생산량분포 자료 : Francis Harper(1999)

12 면한상태이고유럽은현재하락이예정되었으며, 미국은 1971년부터하락중이다. 이러한매장량분포를바탕으로허버트모델은경우에따라 1개이상의발견사이클이발생한곳에복수커브를적용함으로써생산전망력의세밀함을강화하는데, Laherrere(2001) 는허버트모형의발견곡선과생산량은매우밀접하게연관되어있다고주장하고있다. 즉, 새로운유전발견에따라석유생산량이순차적으로증가되는실제상황을모형이효과적으로반영한다는것이다. 이러한기술적장점과함께최근계량모형의발달로인해허버트모형의보완을위한다양한방법이고안되면서 2000년이후허버트이론에기반을둔새로운분석결과가제시되고있다. 이들새로운분석결과는대부분전망시기이후 10~20년이내에생산피크가도래한다는주장을지지하고있다. 허버트지지론자들은생산피크가도래하면서나타나는세계석유공급의구조적변화도설명한다. 크게세가지로요약되는공급구조변화는다음과같다. 첫째, 비OPEC 생산량의피크도달에이어서전세계석유공급량이곧피크에도달한다는것, 둘째, 세계전통원유의피크는 5~10년내에이루어질가능성이높으며이후원유생산량은매년 3% 씩감소한다는것, 마지막으로비전통원유생산량이증가할수는있으나생산비용을포함한다양한제약요인으로인해전통원유의감소를억제할만큼충분히공급되기어렵다는것이다. 이와함께현재세계원유생산은거의피크에도달하였으며앞으로다가올급격한생산하락에대비해야한다는경고도잊지않는다.

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 13 2. 생산피크가변주장석유자원이생산피크시점에도달했거나가까운장래에생산피크시점이도래할것이라고주장하는연구자와는달리, 생산피크시점은상황에따라먼장래로연기될수있다고주장하는연구자들이있다. 이들은석유자원의생산피크연구에있어또다른주류이다. 즉, Hubbert(1956) 와동일한로지스틱통계모형을사용하더라도, 분석의전제조건들을다르게할경우생산피크시점은연기될수있다는것이다. 이는피크시점을추정하기위한핵심적인자료는유전의가채매장량인데매장량규모를정확히파악하기는현실적으로불가능할뿐아니라, 채굴가능확률, 새로운설비를이용한매장량의추가개발, 초기의보수적인판단의수정등으로전제조건들이매우가변적인특성을가지고있음을고려하였기때문이다. 실제 WEC(1998) 는 IIASA(International Institute for Applied Systems Analysis) 로부터확보한석유관련데이터가불명확할수있음을주장하였는데, 그근거는 IIASA에는석유자원전문가로인정받을수있는인력이충분치않기때문이라고했다. WEC 발표후학계나여타산업계도 WEC의이러한주장을공감함으로써석유관련데이터에대한의구심이더확산되었다. 10) WEC 주장에힘을얻어관련데이터에대한치밀한검증작업이각계에서요구되었으며, 석유의생산피크분석을위해가장많이사용되고있는미국증권거래위원회 (Securities and Exchange Commission: SEC) 자료에대한관심이증대되고있다. SEC 공시규정은석유회사투자자보호를위한규제당국의지침이라는점 10) Bentley and Boyle(2007)

14 에서매우보수적인관점에서매장량을정의한다. 반면에미국석유공학협회 (Society of Petroleum Engineers) 기준은업계에서자산평가나금융기관으로부터의자금조달을위한근거자료로활용하므로매장량이과대평가될수있다. 원래충분히검증되고확실하다고판단되는매장량도통계적으로중립성을유지하기가쉽지않은것으로알려져있는데, 기업들이금융목적으로유전의매장량보고를정확하게하지않는다면자료의신뢰성에분명문제가발생할수있을것이다. 또한생산피크에조만간도달할것이라주장하는대표적인논문인 1995년 Campbell & Lahererre가사용한 Petroconsultants 社의매장량자료도 1990년이후몇년간연속해서보고된전세계유전발견수가유례없이크게증가했다는사실이적절히반영되지않은것으로판단되고있다. 11) 이런추세가특정지역의매장량문제에한정되는것인지, 아니면전체적인기술진보에기인한것인지는반드시판단해야한다. 만약그것이기술진보에기인한것이라면분석에사용한가채매장량규모는확대되는방향으로수정되어야하기때문이다. 이렇듯 2P' 데이터에근거한가채매장량의불확실성들은허버트지지론자들을괴롭히고있다. 가채매장량과관련한불확실성을보다지역적으로세부적으로살펴보면아래의네가지사안으로요약될수있다. 첫째, 중동지역의매장량규모는현실적으로매우불확실하며, 공개된정보도신빙성이충분하지않는것으로알려져있다. 게다가 11) Bentley(2002)

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 15 석유기업체의데이터사이에도편차가크다. 가령, 사우디아라비아매장량에대한여러추정치조차도시기와상황에따라다르며, 특히공개적으로발간되는매장량보다항상낮은것으로알려져있다. 사우디아라비아와이란모두 Petroconsultants/IHS Energy사데이터베이스에올라있는것과는큰차이를보이고있어과연중동지역의매장량규모기준을어디에두어야하는지는모두에게의문이다. 둘째, 러시아의매장량규모도생산피크에조만간도달할것이라고확신하는학자들의판단과는달리불명확한것으로판단되고있다. Campbell & Laherrère(1995) 는 Petroconsultants 社데이터베이스를정리하는과정에서, 일반적으로기대하고있는러시아매장량보다축소된양을분석모형에입력한것으로알려져있다. 그들의이러한러시아매장량축소의근거는연간생산량대누적생산량을플롯팅 (plotting) 하는기법을사용하여러시아유전지역의생산량이급격히하락하는특성을모형내에충분히반영하였기때문이다. 그러나러시아를미래석유공급의큰희망으로보고있는전문가들이많고, 이들은 Campbell을비롯한 Hubbert 지지론자들이러시아를물리적피크를지난유전지역으로판단하고모형내에적용함으로써상대적으로빠른생산피크시기를전망하는것아니냐는의견을제시하고있다. 셋째, 중동산유국의공급량증대를위한투자규모의확대가능성이다. 허버트지지자들은중동국가가자국의기술만으로는유전지역개발이힘들고결국해외로부터투자가필요하지만여러정치적인이유로투자유인이부족하여공급량증대가능성이매우낮은

16 것으로판단한다. 하지만산유국국영석유회사의기술과자본력은국제석유회사들과비견할정도로급성장하고있으며, 공급량증대가현실적으로불가능하다는회의론은줄어드는추세이다. 따라서중동산유국의유전지역투자가확대되어가채매장량이증가할경우, 생산피크시기가충분히늦춰질수있는것이다. 넷째, 2000년이후심해와카스피해석유발견이활발히진행중이지만기존허버트지지론자들의분석모형에는이것이충분히반영되지않았다는문제가있다. 발견규모가정확하게얼마인지, 시장출하가가능한수준인지, 그리고송출시설과파이프라인이구축되었는지에대한별도의분석이필요하다. 전문가들은심해와카스피해의석유가세계매장량규모확대에기여할수있을것으로전망하고, 이러한낙관적인전망을반영할경우생산피크시기가다소늦춰질수있다는것이다. 가채매장량자료의불확실성은허버트지지자들의생산피크시기에대한정확성을떨어뜨릴수있는가장대표적인요소이다. 이외에회수율 (recovery efficiency), 소비충족을위한생산증가량, 그리고피크생산도달시기의상태 (state of depletion at peak) 도불확실성요소로서피크시기를변동시키는데매우큰역할을할것으로판단된다. 특히허버트지지자들은생산피크도달시기의상태를가채매장량의 50% 가생산되었을경우로전제하는데, 만약가채매장량의 60% 가생산된시점을생산피크의도달로전제할경우, 피크시점이몇십년후로연기될수도있다. 12) 마지막으로, 비전통석유 (non-conventional oil) 의가용률에대하여 12) PIW(2008)

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 17 우리는아직정확한전망을하지못하고있다는점이다. 앞서살펴본바와같이허버트지지자들은주요네가지방법에기초하여회수한전통석유의매장량을기초하여생산피크시기를추정한다. 하지만, 오일샌드 (oil sand) 나바이오연료 (biofuel) 와같이최근경제성을가지고활발한생산능력을보여주고있는석유까지고려할경우, 사용가능한석유의양은증대될수있어생산피크시기를늦출수있는역할을할수있다. 또한비전통석유가생산될비율은과거추세에근거하여전망되어왔을뿐예상되는비전통석유의수급구조의변화를반영하지않았다. 따라서비전통석유의수급구조변화를모형에반영하지않는다면생산피크시기가연기되어질수있는가능성이있다. 이러한가채매장량의불확실성과함께다양한경제적불확실성으로인해, 비록같은로지스틱커브를사용하더라도허버트지지자들과는다른생산피크시점이도출될수있다. 이와같이고전적인 < 표 Ⅱ-2> 생산피크시기의가변성을주장하는연구 발표시기 연구자 확인매장량 피크시기전망 1998 WEC - 가변적 2000 IEA 3345 가변적 2002 美에너지청 (EIA/DOE) - 가변적 2002 Shell ~4000 2025~2040 2003 EU 4500 가변적 2004 ExxonMobil - 가변적 2005 IEA - 가변적 2008 PIW - 가변적

18 허버트분석의전제에변화를주는연구들은 2000년이후부터매우활발하게수행되었다. 이들은생산피크도래시기가전제조건에따라매우가변적일수있으며, 허버트지지자들과같이 10~20년이내피크가올것이라고단정하지않는다 (< 표 Ⅱ-2> 참조 ). 그렇다면과연전제조건에따라어떻게피크시기가바뀔수있는지 PIW(2008) 와 DOE(2002) 13) 자료를통해살펴보기로하자. < 표 Ⅱ-3> 은가채매장량과회수율두가지변수로 5가지의시나리오를작성하고, 이두가지변수만으로도생산피크전망의결과가현저하게다를수있음을보여준다. 시나리오별로회수율은전통석유의경우 30% 에서 45% 까지, 비전통석유의경우 10% 에서 26% 까지변하도록설정하였다. 또한 현재상태에서사용할수있는석유량 (resource in place) 으로서전통석유는 6조배럴에서 9조배럴까지시나리오의차이를두고, 비전통석유는 2조배럴에서 7.5조배럴까지차등을두었다. 현재상태에서사용할수있는석유의양에기초하여가채매장량은 2조배럴에서 6조배럴까지시나리오별로구분하였으며, 시나리오별로피크시기를전망한결과는 5개의시나리오별로다른결과가도출되고있다. 가령, 전제조건이가장열악한시나리오 A는 2004~2007년중에피크시점이올것으로전망하는반면, 전제조건이가장여유있는시나리오 E는 2056~ 2066년중에피크시점이올것으로전망하고있다. 이러한분석결과는 [ 그림 Ⅱ-5] 을통해보다명확하게파악할수있다. 가채매장량이 1조씩상승할때마다시나리오도 A에서 E까지변화하게되고, 결국피크시기는 2004~07년, 2018~21년, 2031~36년, 13) 출판물이아니라웹사이트를통해제공하였다.

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 19 < 표 Ⅱ-3> 시나리오별생산피크시기전망 시나리오 A B C D E 생산피크시고갈상태 (%) 50 50 50 50 50 평균생산량 ( 백만 b/d) 90 ~ 110 90 ~ 110 90 ~ 110 90 ~ 110 90 ~ 110 전통석유량 ( 조배럴 ) 6 7 7.5 8 9 비전통석유량 ( 조배럴 ) 2 4 5 7 7.5 전통석유회수율 (%) 30 35 40 42 45 비전통석유회수율 (%) 10 15 20 23 26 가채매장량 ( 조배럴 ) 2 3 4 5 6 생산피크시기 2004~07 2018~21 2031~36 2043~51 2056~66 자료 : PIW(2008) [ 그림 Ⅱ-5] 시나리오별생산피크시기진행방향

20 2043~51년, 2056~66년까지변화될수있는것이다. PIW(2008) 와함께대표적인시나리오별피크시점전망연구는미국에너지정보청 (EIA/DOE) 의 2002년보고서이다. 14) 미국 EIA/ DOE(2002) 는미국지질조사국 (US Geological Survey: USGS) 자료에기초해세계매장량수치를 3가지로구분하고공급증가율을 4 가지로나누어서총 12개의시나리오를통해생산피크시기를전망하였다. 가채매장량을최고 3,896십억배럴에서최저 2,248십억배럴까지구분하고, 소비증가율에따라증가하는생산율을최고 3% 에서최저 0% 까지고려한다면, 가장빨리피크에도달하는시기는 2021년이지만가장늦게도달하는시기는 2112년이다 ([ 그림 Ⅱ-6] 참조 ). [ 그림 Ⅱ-6] EIA/DOE 의시나리오별석유생산피크전망 자료 : EIA(www.eia.doe.gov) 14) 출판물이아니라웹사이트를통해요약및그림을제공하였다.

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 21 3. 생산피크무의미주장 일부석유시장분석가들 (P. Stevens, P. Davies, M. Adelman, M. Lynch, G. Watkins, L. Maugeri) 은지질학적관점에입각하여매장량을파악하고생산의피크를분석하는것은현실적이지않다고주장한다. 가채매장량자료에대한불확실성과기타전제조건들의가변성이생산피크를기술적으로추정하는데큰문제점임을지적하고, 경제학적인관점에서석유생산의고갈을이해하는것이보다현실적이고지혜로운방법임을역설한다. 15) 석유공급과고갈에관한이들의주장은다음과같다. 첫째, 석유공급량변화를주도하는요인은이미발견된매장량이아니라가격, 투자, 그리고기술이다. 따라서추정된고정매장량을기초로공급량변화를추정하는것은현실과괴리가있다는지적이다. 이러한이유로기발견된매장량을기초로생산량변화를설명한문헌중유일하게성공한것은 Hubbert(1956) 일뿐, 대다수연구의전망결과는모두빗나갔음을주목할필요가있다는것이다. 실제로가채매장량은자료작성기준에의해서도많이바뀌었다는사실이미국국회를통해밝혀지기도하였다. 16) 둘째, 미래석유공급에대한우려는가격을통해충분히커버될수있다. 오히려대다수의지질학자들 (Hubbert 분석기법추종자들 ) 15) 외견상이들의주장은허버트전제조건을수정하여가변적인생산피크시기를전망하는학자들의주장과흡사해보일수있다. 하지만이들은가채매장량등기술적전제조건에따라생산피크를추정하는방법자체가무의미하다고주장하는것으로전제조건수정에따라생산피크가올수도있다는지질학자들의주장과는분명한차이가있다. 16) Committee on Energy and Commerce, House of Representatives(2005).

22 과같이기발견된가채매장량을통해미래석유공급을분석하는것은가채매장량및수요변화등으로인해오류를가져올수있다. 공급부족으로가격이오르게되면, 비경제적이었던유전지역도개발이가능하게되고결국가채매장량규모가증대되어미래석유공급에대한우려도불식될수있는점을강조한다. 가격상승과다양한기술적발전이석유공급의문제를해결할수있을것이란주장은토먼 (Michael Toman) 과담스태터 (Joel Darmstadter) 가워싱턴 D.C. 의미래자원연구소선임연구위원이었을때강력하게주장하였다. 1998년 사이언스 에발표한글에서그들은에너지가격과기술이바뀜에따라사실상가채매장량에대한추정치가상향조정되어허버트의도표분석을정밀하게응용하는것은더이상불가능한일이라고주장한것이다. 다시말하면에너지가격이충분히상승하면개발의경제적가치가높아짐으로써더많은지하매장량이개발자들에의해발견된다는것이다. 17) 셋째, 공급부족우려로인한가격상승은기존의전통적인석유의개념에서벗어난다양한형태의석유생산이이루어질수있으므로기존전통석유에국한된석유의생산피크개념은보완의필요가있다. 이미비전통석유란개념이형성되고개발이활성화되고있는것처럼, 석유가격이지속적으로상승하게되면또다른형태의석 17) 이러한주장에대한지질학자들의반론도만만치않다. 지질학자들은일정기간이지나부존하는절대매장량이어느정도고갈된후, 결국생산이감소할것이라는기본적인관점에는영향을미치지못한다고주장한다. 미국의사례를보더라도허버트의원래전망이 1970년의배럴당 3달러미만에서배럴당 30달러로가격이상승해도여전히 1971년생산이줄어든다는전망은들어맞았고현재도허버트의분석결과가유효하다는것이대표적이다. 어떤지질학자도유가가상승하면추가적인매장량이발견된다는것을부인하지는않지만, 이것이전세계적인공급에상당한영향을미치리라는어떤증거가없음을주장한다.

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 23 유가개발될가능성이높다는것이다. 물론현재의기술수준으로비전통석유를활성화하는데에는무리가있으며, 전통석유생산이피크에도달한후개발하기시작한비전통석유로부족한석유를충당하기어렵다는주장도있다. 18) 그렇지만가격상승과기술개발로비전통석유가개발될가능성이더욱높아진다는의견에반대하는학자는없다는점을인식할필요가있다. 비전통석유의개발가능성은현재까지전통석유에만국한되어추진되어온허버트분석의약점을드러내게한다. 경제적인관점에서전통석유와비전통석유를굳이분리하여구분할필요성을높지않아서전통석유생산에대한한도만을추정하는것으로시장참여자에게위기론을전파하기에는설득력이부족한것이다. 넷째, 지질학적개념으로는석유생산의환경규제요인을인지하기가어렵다. 환경규제요인이란교토의정서중심의화석연료사용에대한규제가확산되면전통석유의수요감소현상이나타날것이고, 결국생산의한도도지질학자들의생각만큼쉽게오지않도록작용할것이다. 또한, 허버트모형에입각한지질학자들의분석오류가능성도지적하고있다. 예를들면, 지질학자들이사용하는자료의정확성을공개적으로검증할필요가있음에도공개가이루어지지않는다는점과, 허버트커브가지질학자들의주장과는달리실제공급량을예상하는데정확하지않을수있음을지적하고있다. 18) 프랑스의저널리스트이자문명비평가인제롬보날디는 2008년에발간된그의저서 석유없는삶 에서오일샌드 (oil sand) 에서 1배럴의석유를생산하기위해서는약 4 톤의모래를추출하고산을깎아서정제하는막대한비용이들어간다고설명하였다.

24 4. 지질학자와석유회사의생산피크에대한견해석유자원의생산피크와관련하여탐사지질학자와석유회사의견해는서로다르다. 대부분의탐사지질학자들은새로운석유발견이더욱어려워진다는것을경고하면서생산피크가임박했다고전망한다. 역사적으로최초의글로벌석유자원연구는 1969년 Amoco에서시행되었고, 두번째연구는 Norwegian Petroleum Directorate의지원을받아 1989년 Fina에서 Campbell이수행하였다. 이들모두앞으로새로운석유발견을어려워질것이라고경고하였다. 이후유사한경고를하였던탐사지질학자에의한연구로 Howell 등 (1993), Ivanhoe (1996), Hatfield(1997) 등이있다. 가장최근에연구한탐사지질학자로는 Deffeyes(2003) 의 Hubbert s Peak 가대표적이다. 탐사지질학자들은탐사자료에내재된기본적인불확실성을이유로광범위한시나리오에따라생산피크를분석하는것은토론할가치가없다고주장한다. 즉, PIW(2008) 이나 EIA/DOE(2002) 등이시도하는전제조건변경에따른시나리오별생산피크분석법을폄하하는경향이있다. 탐사지질학자들이석유의생산피크도래를강력한주장하는이유는세계석유매장량규모에대한다음과같은소신이있기때문이다. 인류는현재까지 1.7조배럴의원유를발견하였고, 35년동안새로운유전발견이감소하고있어현재는연평균 100억배럴을발견할뿐이라는것이다. 따라서세계의원유부존량이 2조이상이될것이라는기대등원유량이앞으로현저히증대될가능성은매우낮다는신념을가지고있다. 이러한매장량규모에근거할경우석유의생산피크가단기간내에도래할가능

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 25 성은매우높다고밖에볼수없을것이다. 물론, 석유발견율하락주장에대하여동의하지않는지질학자도있다. 1997년레딩대학교워크샵에서한지질학자는자신은 Campbell 과 Laherrère의신규유전발견율감소주장을믿지않으며 Campbell 이주장하는피크시기에가까워지고있음에도서아프리카에서대형유전이발견된사실은석유발견율이하락하지않고있다는근거가될수있다고주장하였다. 19) 이러한소수의지질학자들은나름대로의매장량증대가능성을가지고피크시기가단기간내에오지않을수도있다는주장을피력하고있다. 다음으로석유회사들은지역적으로소규모의생산량모형을구축하고운영하고있는것으로알려져있다. 예를들어, 한기업의시장분석관련담당자는임시적이고최소한의연구인력배정을통해미래석유공급규모를분석하고있으며, 분석결과 향후 20년동안은석유생산이제한적이지않을것 이란결론에도달하였다고한다. 20) 여러석유회사중석유공급부문에있어강력한정보력을가지고있는 Shell 社의의견에따르면, 최근영국의통상산업부는 석유공급이향후 20~30년간수요를충족시킬것 을믿고있다고홍보하기도하였다. 뿐만아니라, Shell 社는매장량규모가감소될위험성은높지않다고확신한다. Shell 社는세계각지역의모든매장량을대상으로지역별매장량감소가능성을확률로계산한뒤, 그확률수준에따라매장량을범주화 (categorized) 하였다. 하지만, Shell 社는오히려감소가능성이높은범주에들어있는유전지역의매장량 19) Bentley(2007) 20) Bentley(2002)

26 이점점증가하는경향을발견하고매장량규모가감소될위험성이높지않다고믿는것이다. Shell 社의이러한주장은앞서소개한대부분의지질학자들의견해와상반된다. Bentley(2002) 는상반된결론이도출된대표적인이유로, Shell 社가기존지질학자보다신기술에의한추가유전발굴에대해더낙관적인기대를가졌기때문이라는의견을제시하고있다. 그에따르면, Shell 社는 미래발견의범위 에대해매장지역에서근무하고있는현장인력들에게다양한설문조사를하고있는데, 이를통해현재적용되고향후예상되는다양한기술관련요소까지고려한석유증가분에대한보다낙관적인정보를얻을수있었다는것이다. 21) 따라서이러한방법은현재채굴가능한석유량만을조사하여수행한지질학자들의생산피크전망결과보다상향조정될수있다는것이다. 또한그는 Shell 社가지질학자와는달리미국석유산업연구소 (PIRA) 의예측과최근미국지질조사국 (USGS) 추정에무게를두었고원유의생산감소를보충하는비전통석유를반영하였기때문이라고주장한다. Shell 社뿐만아니라, 대다수석유회사의일반적인견해를종합하면, 미래에대한경고보다는자원량에대해낙관적인시각을가지고있는것으로파악된다. 비교적최근인 2006년 3월에발간된 ExxonMobil의보고서는정확한모형이나기법을공개하지는않았지만 석유생산피크의가능성은없다 ' 22) 고대대적인홍보활동을벌이기도하였다. 21) 지질학자들은현장근로자들의견해를반영하는것은얼핏일리가있어보이지만, 그래도이는단지의견에불과할뿐과학적근거가없다고비판한다. 22) 'Peak Oil? Contrary to the theory, oil production shows no sign of a peak'

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 27 한편, 국제에너지기구 (IEA) 는 1998년세계에너지전망에서처음으로허버트접근법을사용하였다. 1998년전망에서 IEA는기준안으로 1993년 USGS의 2.3조배럴을가채매장량으로잡았다. 이수치를사용하여비OPEC 석유생산량이대략피크에도달했다고계산했고세계석유생산량은 2015년부터하락할것으로계산했다. 이는당시놀라운결론이었고다소간의진통이예상되었지만출판하였다. 물론기준안이외에가채매장량상하케이스를 2조배럴과 3 조배럴로선정하여생산피크시기가가변적으로움직일수있음을추가설명하였다. 이후 USGS가 2000년 6월매장량평가보고서를수정하여발간한자료를바탕으로 IEA는 2000년세계에너지전망을통해비중동지역원유의단기피크와 2015년세계피크를생략하고, 대신에세계석유생산량이 2020년까지 115백만b/d에달하여수요를충족시킬수있다고전망했다. Campbell/Laherrère는 2020년의세계원유생산량을 10백만b/d의비전통석유까지포함할경우약 75백만b/d로예측하였지만, IEA는이보다약 40백만b/d가많은생산량을전제로분석을수행하여생산피크도래가능성을더낮게평가하였다. 5. 검토결과의종합석유의생산피크에대한논란은 원유 와 매장량 등의개념정의와상당한관련이있다. 원유라고언급되는물질은넓은범위의물리적, 화학적, 지질학적환경하에서존재하므로그정의가불명확하다. 물리적특성은매우점성이있는것 ( 예, 역청 ) 부터액체상태나콘덴세이트에이르는

28 다양한연속체이다. 생산피크도래를주장하는대부분의연구에서말하는 석유 는전통석유 (conventional oil) 에한정하고있다. 한편확인매장량 (proven reserves) 이란현재의 기술적 경제적조건 에서채굴할수있는매장량을의미하나그정의가역시불명확하다. 기술적조건은유전에서실제사용되는기술인지, 현재세계에서사용되는최고수준의기술인지가불분명하고, 경제적조건을구성하는가격 원가 세금은시간에따라변동된다. 확인매장량추정치는산유국과생산계약을추진하는석유회사에의하여축소될수도있고펀드매니저에의해확대될수도있다. 예를들어 OPEC 국가들은생산쿼터배정을늘리기위해 1980년대매장량추정치를과장하였다. 미국등일부국가는확인매장량추정에사용되는엄격한기준을제시하고있어, 회사들이규제당국에보고하는매장량이축소되는경향이있다. 즉, 미국증권거래위원회 (SEC) 공시규정은투자자보호를위한규제당국의지침으로매우보수적인관점에서매장량을정의한다. 잔존매장량은이미발견된석유의남은양과아직발견되지않은석유의합으로구성되므로발견되지않은매장량에대한불확실성이크다. 잔존가채매장량은확인매장량외에도추정 (probable) 및가능 (possible) 매장량을포함하며, 회수율과도연관되어있다. 이로인해석유의생산피크시점에대한논란은몇개의주요한가정에서비롯되고있는데, 그가정은추론과주관적해석에바탕을둔경우가많다. 피크시점추정의주요가정은 1매장자원량 (resources in place), 2회수효율 (recovery efficiency), 3석유소비증가 (crude oil con-

Ⅱ. 석유자원의생산피크와고갈성논란 29 sumption), 4피크시점고갈상태 (state of depletion at peak) 이다. 매장자원량은전통석유의경우 6조~10조배럴, 비전통석유의경우 2조~8조배럴의범위에서추정또는전제되고있다. 23) 회수효율은 22% 에서 55% 까지추정또는전제되고있다. 24) 석유수요증가율는여러기관의전망에서연평균증가율을 0 2% 로보고있다. 피크시점의고갈률도 Hubbert(1956) 가 50% 를가정하고있지만신축적으로적용될수있다. 이처럼석유의생산피크분석결과가근본적한계를갖고있다면, 지질학적관점의생산피크분석을탈피하고석유공급과매장량에대한경제적관점을통해석유생산을전망하는개념의틀을구축하자는경제학자들의주장이보다설득력이있다. 즉, 가채매장량과석유공급의범위를지질학적조사에기반을두지말고, 가격이라는시장신호를근거로접근하자는것이다. 그이유는석유매장량이나공급은시장내에서근본적으로가격에반응하므로그물리적한계는시장가격에반응하는투자유인에따라극복이가능하기때문이다. 다시말해, 우리가사용할수있는석유자원의규모가가격이라는외부적요인에의해가변적으로움직인다면, 굳이명확하지도않은지질학적자료에근거하여매장량을산출하고생산피크시점을논하는자체가무의미하다는것이다. 23) 전통석유의경우 Vierbuchen(2007) 8조배럴, Sandrea & Sandrea(2007) 9.8조배럴, Campbell & Laherrere(1995) 6조배럴이며, 비전통석유의경우 IEA(2004) 7조배럴, Vierbuchen(2007) 7.5조배럴, Saleri(2008) 2 7.5조배럴이다 (PIW(2008)). 24) Sun & Sloan(2003) 은 250개유전에대한분석을바탕으로전통석유의평균적인회수율을 37% 로제시하였다. 또한 Sandrea & Sandrea(2007) 는 22%, Saleri(2008) 는전통석유 45%, 비전통석유 26%, Campbell & Laherrere(1995) 30%, Mabro(2006) 50~55% 의회수율을제시하였다 (PIW(2008)).

30 생산피크도래주장자들은석유의생산이이미피크에도달했다고믿고있지만, 회수효율과탐사성공률에서고유가의영향과기술발전을고려한다면피크시점이연기될가능성은충분하다. 전통석유외에비슷한성격을가지고있는다양한자원들이지구에는여전히많이존재하고있기때문이다. 기술이발전함에따라유정에서채취할수있는석유의양 ( 회수율 ) 이증가할수있고유전을발견할수있는확률역시증가할것이다. 실제적인문제는 지하 에있는것이아니라 지상 에있다고볼수있다. 우리가해결해야할문제는탐사및회수기술의개선, 산유국들의국제석유회사 (IOC) 들에대한상류부문접근성제고및투자의촉진등이다. 이런관점에서오일샌드와초중질유등비전통석유의개발여건및경제성검토는중요한과제라할수있다.

Ⅲ. 비전통석유의개념과특징 31 Ⅲ. 비전통석유의개념과특징 1. 비전통석유의개념비전통석유 (non-conventional oil) 란일반적으로 기존의생산방식과는다른방법및기술을사용하여생산또는추출되는탄화수소 로정의된다. 1) 비전통석유는부존되어있는형태나부존되어있는저류암이이제까지전통적인방식으로생산해오던원유 (crude oil) 나가스와달리전통적인방법으로는생산이불가능하다고하여비전통석유라고부르기도한다. 비전통석유의종류는오일샌드 (oil sand), 초중질원유 (extra heavy oil), 오일셰일 (oil shale) 등과같은비전통원유, 메탄하이드레이트, CBM(coal bed methane), 셰일가스등과같은비전통가스, 그리고 GTL(gas to liquid), CTL(coal to liquid) 등가스액화를포함하여매우다양하다. 가. 비전통중질원유비전통석유중가장대표적인것은비중이크고점도가높아저류층내에서유동성을갖지못하는중질원유이다. 이러한중질원유의일반적인특징은탄소대수소비가낮으며, 탄소잔유물 (carbon residue) 과아스팔트의함량이많고, 중금속, 황, 질소가많이포함되어있으며, 이로인해검은색을띠고, 분자질량이크다. 일반적인 1차생산에의한석유회수율은원시부존량의극히일부분에지나 1) 에너지산업해외진출협의회 한국석유공사 (2007)

32 지않으며, 수공법 (waterflooding) 과같은 2차회수에의한방법으로도생산이어렵다. 또한나프타, 등유와같은유용한성분을생산하기위해서는전문화된정제과정이요구된다. 2) [ 그림 Ⅲ-1] 및 < 표 Ⅲ-1> 에나타난바와같이중질원유중 API 가 7~20, 점도 100~10,000cP 사이인원유를초중질원유 (extra heavy oil; B class) 라하고, API 가 7~12, 점도 10,000cP이상인원유를타르샌드, 오일샌드또는비튜멘 (bitumen; C class) 이라고한다 3). [ 그림 Ⅲ-1] 비전통중질원유의분류 자료 : 김현태 (2008) 초중질원유는베네수엘라오리노코강변에세계매장량의 90% 가 부존되어있으며원시매장량은 2.26 조배럴로추정된다. [ 그림 Ⅲ 2) 이태섭 (2007a) 3) 김현태 (2008)

Ⅲ. 비전통석유의개념과특징 33-1] 에나타난바와같이오리노코유역의초중질유는비튜멘과비교할때비중은유사하지만저류층내에서의점도가상대적으로낮아유동성을가지기도한다. 비튜멘은캐나다오일샌드에세계매장량의 85% 가부존되어있으며원시매장량은 2.33조배럴로추정된다. 4) < 표 Ⅲ-1> 에보는것처럼, D Class의중질원유로분류되는오일셰일은석유가생성되기전단계인케로젠이셰일층내에배태되어있는것으로초중질원유나비튜멘과전혀다른비전통원유이다. 원유로생산하기위해서는부존층을가열하여케로젠을원유로숙성해야하기때문에더많은비용이소요되며, 미국, 호주, 브라질등에약 2조배럴이상이매장된것으로알려져있다. < 표 Ⅲ-1> 중질원유의분류 API gravity Viscosity (cpo) Notes A Class : Medium Heavy Oil B Class : Extra Heavy Oil C Class : Tar Sands and Bitumen 18 ~25 7 ~20 7 ~12 100> μ>10 10,000> μ>100 μ>10,000 mobile 자료 : 신현돈 (2008) mobile (Orinoco) Non mobile (Alberta) D Class : Oil Shales No permeability 나. 석탄층가스 (CBM) 석탄에흡착되어있는메탄가스를석탄층가스 (Coal-bed methane, 4) 신현돈 (2008)

34 CBM) 라한다. 이는지질시대동안석탄이지열을받아가스화된것으로, 메탄 (CH4) 외에이산화탄소, 질소, 수분등이존재하며, 메탄가스가 95% 이상을차지하는경우가일반적이다. 석탄층가스를개발할경우석탄채굴에있어서안전성향상, 석탄광산에서대기로배출되는메탄의양감소, 개발이어려운심도의석탄층에대한이용등과같은추가적인이득을얻을수있다. 석탄층가스는석탄층내에흡착되어있으며대수층압력에의해다른곳으로이동하지못한다. 메탄은물에쉽게용해되지않고석탄층은지하수에의해포화되어있기때문에석탄층을고압으로누르고있는지하수를생산하면석탄층에가해지는압력이감소하여석탄입자표면에흡착되어있던메탄이탈착된다. 분리된메탄가스는생산공을따라지상으로생산되며, 이러한과정이석탄층가스생산방법의기본적인원리이다. 5) 세계적으로약 60여개국에석탄층이분포하고있으며, 그양은약 13조톤에달한다. 순도가낮은것까지포함할경우그양은 25 조톤에이르며, 여기에포함되어있는메탄가스의양은 113조 ~198 조입방미터 (4,000 ~ 7,000조 ft3, LNG 환산시 800억 ~1,400억톤 ) 로추정된다. 6) 주요석탄자원보유국은미국, 중국, 캐나다등을포함하여 12개국정도인데이러한국가들이차지하는석탄자원의양은세계석탄부존추정량의약 90% 정도이다. 이들 12개국의석탄자원과메탄가스자원의보유현황은 < 표 Ⅲ-2> 와같다. 5) 이태섭 (2007b) 6) Rogers(1994)

Ⅲ. 비전통석유의개념과특징 35 < 표 Ⅲ-2> 세계 CBM 자원매장량현황 국가 석탄매장량석탄층가스자원매장량 (10억톤 ) ( 조 m3) 러시아캐나다중국호주미국독일폴란드영국우크라이나카자흐스탄인도남아프리카 6,500 7,000 4,000 1,700 3,790 320 160 190 140 170 160 150 17~113 6~76 30~35 8~14 11~24 3 3 2 2 1 <1 <1 합계 24,460 84~262 자료 : 이태섭 (2007b) 다. 가스하이드레이트및셰일가스가스하이드레이트란천연가스가저온, 고압하에서물분자와결합하여형성된고체상태의결정질물질로물분자내부에주로메탄으로구성된가스분자가포집된상태로존재한다. 전세계적으로고루분포되어있으며추정매장량이약 10조톤으로연간천연가스소비량 17억톤을기준으로할때약 5,000년사용가능한막대한양이부존되어있는것으로보고되고있다. 미국, 캐나다, 일본등을중심으로이를에너지원으로이용하려는움직임이일어나고있으나, 지하에매장되어있는가스하이드레이트의생산기법이아직까지상업적인단계까지발전되지못하여매장이확인된경우에도

36 생산에착수하지못하고있는실정이다. 우리나라의경우에도지식경제부주관으로한국가스공사, 한국지질자원연구원, 한국석유공사등이참여하여가스하이드레이트사업단을구성하여동해지역에대한탐사를실시하여동해심해지역에서가스하이드레이트의부존을확인하였다. 부존면적을이용하여자원량을추정할경우약 6억톤의가스하이드레이트가우리나라동해지역에부존되어있는것으로추정되고있다. 7) 세일가스는심부에퇴적되는과정에서고압으로인해공극이압착되었거나다량의점토광물이공극내를채우고있어공극율이나유체투과도가매우낮은저류암에부존되어있는천연가스를말한다. 2. 비전통원유의특징비튜멘 (bitumen, 역청 ) 은검은색을띠며, 무겁고끈끈한점성질초중질원유로대부분 API 10 미만이다. 비튜멘은탄화수소가지하심부에묻히면서박테리아가가벼운성분의탄화수소를먹어치우고무거운성분의탄화수소가남은것이다. 비튜멘이만들어지는환경에서의박테리아활동온도는 80도이하이고최대활동온도는 50도이다. 비튜멘은상온에서유동성이없으며가열하거나경질유로희석할경우이동이가능하다. 베네수엘라오리노코벨트의초중질원유는지하저류층에서는유동성을가지나상온에서유동성이없기때문에계면활성제를첨가 7) 산업자원부 (2006)

Ⅲ. 비전통석유의개념과특징 37 한물과혼합한오리멀젼을 8) 만들어운반및판매하거나개질화하여인공합성원유 (synthetic crude oil; SCO) 형태로부가가치를높여판매하고있다. 캐나다오일샌드는비튜멘, 모래, 물및점토가자연상태에서혼합물로나타나는것으로 75~80% 의무기물, 10~12% 의비튜멘과 3~5% 의물로구성되어있다. 최근캐나다에서생산된비튜멘은경질원유와혼합한블랜딩원유로판매되거나개질화 (upgrading) 를통하여 API 40 정도의인공합성원유를만들어판매된다. 오일셰일은유기물인케로젠성분을 5~20% 함유하고있는이회암 (marl) 으로흑갈색이나갈색을띠고있으며, 채광후 500 정도의고온에서열분해과정을거쳐합성원유인오일셰일유 ( 油 ) 가생산된다. 비전통원유의개발사업은비튜멘을분리 추출하는생산설비와이를수송하는파이프라인등의인프라, 그리고제품을생산하기위한시설등대규모기술집약적장치산업이다. 더욱이비튜멘에는재래식원유에비해상대적으로많은황 (2% 이상 ) 이함유되어있으며, 베네수엘라비튜멘에는바나듐도상당량함유되어있다. 따라서고부가가치인합성원유를생산하기위해서는탈황및개질시설의건설이필요하다. 그러나최근오일샌드사업이활성화됨에따라탐사인력뿐만아니라생산, 개질시설등의건설인력과엔지니어의수요가급격히증가하고있으며, 인력시장의공급부족으로인해인건비가크게상승하고있어생산비용에부정적인영향을미치고있다 9). 8) orinoco belt와 emulsion의합성어로오리노코벨트에서생산되는초중질원유를계면활성제를사용하여물과혼탁시킨것이다.

38 캐나다의원유확인매장량은 1,788억배럴이며, 이중비튜멘가 채매장량이 1,740억배럴로 95% 를차지하고있으며, 캐나다의전통 석유매장량은 47억배럴로평가되고있다. 초중질원유는베네수엘 라오리노코강유역에 1,669억배럴이매장되어있다. 오일세일은 미국콜로라도주그린리버층에원시매장량 1조 2천 ~1조 8천억배 럴정도 ( 가채매장량 8천억배럴추산 ) 가대규모로매장되어있으며 브라질, 우크라이나등에도존재한다. 10) 한편미국지질조사국 (USGS) 에서발표한세계비튜멘과초중질 유의매장량및생산량은 < 표 Ⅲ-3>, < 표 Ⅲ-4> 에서보는바와같 다. 이에따르면비튜멘은전세계적으로현재까지약 2조 4,789억 배럴이매장되어있는것으로파악되고있는가운데캐나다에 1조 < 표 Ⅲ-3> 비튜멘매장량및생산량 (2005년말기준 ) ( 단위 : 백만배럴 ) 추정매장량 확인매장량 최초가채매장량 누적생산량 잔존가채매장량 북미 2,451,171 1,731,613 178,604 4,999 173,605 -캐나다 2,397,064 1,693,843 178,580 4,975 173,605 남미 - - - - - 아시아 426,771 426,771 42,460 24 42,436 유럽 348,864 297,519 28,590 14 28,576 오세아니아 - - - - - 중동 - - - - - 아프리카 45,546 12,966 1,296-1,296 전세계 3,272,352 2,468,869 250,950 5,037 245,914 자료 : U.S. Geological Survey 9) 에너지산업해외진출협의회 한국석유공사 (2006) 10) 한국석유공사 (www.petronet.co.kr)

Ⅲ. 비전통석유의개념과특징 39 < 표 Ⅲ-4> 초중질유매장량및생산량 (2005년말기준 ) ( 단위 : 백만배럴 ) 추정매장량 확인매장량 최초가채매장량 누적생산량 잔존가채매장량 북미 2,995 2,969 241 221 20 남미 2,447,705 2,258,185 72,759 14,077 58,682 -베네수엘라 2,445,679 2,256,159 72,556 14,001 58,555 아시아 17,718 17,718 1,772 896 875 유럽 15,105 15,105 1,397 1,191 206 중동 2 2 1-1 아프리카 500 500 50-50 전세계 2,484,025 2,294,479 76,220 16,385 59,834 자료 : U.S. Geological Survey 6,938억배럴이매장되어있는것으로알려져있으며, 초중질유의전체매장량은 2조 2,945억배럴로추정되고있는가운데베네수엘라가약 2조 2,562억배럴을보유하고있는것으로나타나있다. 오일샌드사업의경제성은비튜멘가격에크게좌우되며 2004년말부터최근까지의비튜멘가격은원유가에비해상대적으로약세를보였다. 이는중질원유처리가가능한설비투자가부진했기때문이나, 2006년 3월이후비튜멘가격이회복세를보이고있다. 현재생산량은약 100만b/d정도이며 2010년 200만b/d, 2015년 300만 b/d 정도로증산이예상되며최근의고유가에따른경제성개선으로생산이증대되고있다. 11) 초중질유는현재베네수엘라중부의오리노코강유역에서현재 4 개프로젝트가진행중인데 578천b/d의생산능력을보이고있으 11) 산업자원부 (2006)

40 며, 합성원유전환시설능력은 582천b/d에달한다. 또한향후 2012 년까지초중질유생산능력을 1,200천b/d까지늘릴계획이다. 오일셰일개발은현재미국내상업적생산은전무한상태이나미국로키산맥에대규모매장지가발견됨에따라대규모개발이계획되어있다. 오일셰일은 1999년에스토니아에서 1천만톤규모가생산되었고, 호주에서는 2009년까지 8만 5천b/d의생산이추진되고있다. 본연구에서는이들비전통석유중최근들어개발이본격화되기시작한캐나다의오일샌드와베네수엘라의초중질유를중심으로매장량과생산기술, 개발투자동향등을살펴보고자한다.

Ⅳ. 오일샌드개발동향 41 Ⅳ. 오일샌드개발동향 1. 오일샌드개요오일샌드란미고화상태의사암과고화된사암이나셰일, 석회암등이혼합된퇴적암에중질의고점도및고유황탄화수소인비튜멘 (bitumen, 역청 ) 이함유되어있는것으로서일명타르샌드라고도한다. 오일샌드는비튜멘, 모래, 물및점토가자연상태에서혼합물로나타나는것으로써탄화수소의생성원인과성상이유기물의열분해로생성되는타르와달라서현재는오일샌드라고부른다. 오일샌드는보통 10 12% 의비튜멘과 75 80% 의모래및점토등의퇴적물과 3 5% 의물로구성되어있으며, 미세구조를살펴보면점토입자와미량의광물을포함한얇은물층이모래입자들을덮고있고입자사이의공극에고점도탄화수소인역청이포집되어있다. 비튜멘은검은색의무겁고끈적끈적한형태의점성질원유로초중질유로도불린다. 자연상태에서는시추공이나파이프내에서흐르지않는특성이있기때문에열을가하거나솔벤트 (solvent) 또는유화제등과같은매제를섞어묽게하여야이동이가능하다. 2. 캐나다의오일샌드현황 가. 오일샌드부존지역 캐나다알버타주와사스카치안주에는막대한양의중질유가매장

42 되어있다. 특히알버타주의아사바스카 (Athabasca) 지역, 콜드레이크 (Cold Lake) 지역및피스리버 (Peace River) 지역 (Carbonate Triangle Area) 이대표적인오일샌드매장지역이며대부분사암및탄산염암의퇴적층이부존하고있다. [ 그림 Ⅳ-1] 알버타주오일샌드지역 오일샌드는일반석유와마찬가지로유기물이퇴적되고그것이지하에매몰되어적절한온도와압력에의해생성되었다. 그다음생성된원유가천부또는지표에있는사암저류층으로이동하게되고, 박테리아가침입하여탄화수소를먹어치우게되면중질유또는비튜멘으로변하게된다. 박테리아는먼저단순한분자로된탄화수소부터먹어치운다. 그러면그것은 CO2 및물로바뀐다. 박테리아는무거운것과탄화수소가아닌것즉, 황이나니켈등은

Ⅳ. 오일샌드개발동향 43 먹지않기때문에저류층내에남아있는탄화수소는점점더중질유로변하게된다. 캐나다알버타주아사바스카의오일샌드에있는원유는 5천만년전거대한양의원유가동쪽그리고상부층으로약 100km 이상이동되어지표또는지표가까이에있는사암저류층에형성된것으로보고있다. 이사암은하성델타및해안선의일부였을것으로보고있다. 그리고이동된오일은약 3,500만년동안박테리아의작용에의해중질유및비튜멘으로변하였다. 박테리아가활동하는적정한온도는 40~80 이다. 알버타오일샌드는높은투수율과높은점성도와같은주요특징을가진다. 1) 아사바스카지역아사바스카지역은알버타주에서가장큰백악기오일샌드광상으로노천채굴이가능한지역이다. 저류층의평균깊이가 40m~ 60m이며 McMurray지층에포함된다. 공극률은 25~35% 로다양하고오일포화도는무게비로약 10~18% 이다. 저류층의깊이는지표에서 750 미터까지이고전체적인수직적퇴적암연속체는육성, 하성과범람원환경에서부터해수면상승의결과로연안하구의복합체까지의진화를나타낸다. Grand Rapid 지층은퇴적환경의특성상저류층이좋은투수율과공극률을가진다. 비튜멘의공극공간의포화도는 40~70% 이다. 면적은 430만헥타르이다.

44 오일샌드지역 Athabasca Cold Lake Peace River < 표 Ⅳ-1> 캐나다오일샌드지역의지질학적특성 Grand Rapids 지층 Wabiskaw/ McMurray Grand Rapids 깊이 (m) 평균두께 (m) 밀도 ( API) 평균공극률 (%) 퇴적환경 상부 200 400 9 8 30 Shoreline 중부 230 430 5 8 30 and Shallow 하부 270 470 6 8 30 Marine 노천채굴 0 120 38 8 10 29 Continental 지하회수 80 750 19 8 10 28 to Marine Shelf 상부하부 275 500 325 525 6 12 11 15 9 12 30 31 Continental to Marine Shoreline Clearwater 375 500 12 10 11 30 Wabiskaw/ McMurray 425 600 5 10 12 25 Bluesky/Gething 460 760 14 9 24 자료 : 한국석유공사 캐나다알버타대학교 (2004) Marine Shoreline Marine Shelf/ Continental Estuarine to Shallow Marine 2) 콜드레이크지역콜드레이크지역의오일샌드광상은하부에서부터 McMurray, Clearwater와 Grand Rapid 세지층에매장량을포함한곳으로저류층의깊이는 275~600m이고면적은 73만헥타르이다.

Ⅳ. 오일샌드개발동향 45 3) 피스리버지역피스리버지역은아사바스카지역의 McMurray-Wabiskaw 지층과상관관계가있는 Gething-Bluesky 층에존재하는오일샌드광상이며높은오일포화도가넓게퍼진연안과얕은바다의사암층에서발견된다. 저류층깊이는 300~750m이고면적은 98만헥타르이다. 나. 캐나다에너지자원현황및전망 최근 BP 가발표한세계에너지통계자료 12) 에따르면캐나다의원 < 표 Ⅳ-2> 국별석유매장량및생산량 순위 국가 확인매장량석유생산량가채년수 ( 십억배럴 ) ( 천b/d) ( 년 ) 1 사우디아라비아 264.2 10,413 69.5 2 캐나다 179.9 [ 오일샌드 ] [152.2] 3,309 149.0 3 이란 138.4 4,401 86.2 4 이라크 115.0 2,145 146.9 5 쿠웨이트 101.5 2,626 105.9 6 UAE 97.8 2,915 91.9 7 베네수엘라 87.0 2,613 91.3 8 러시아 79.4 9,978 21.8 9 리비아 41.5 1,848 61.5 10 카자흐스탄 39.8 1,490 73.2 합계 1,390.1 81,533 46.7 자료 : BP(2008) 12) BP Statistical Review of World Energy(2008)

46 유확인가채매장량은 < 표 Ⅳ-2> 와같이 2007년말현재전통원유 277억배럴, 오일샌드 1,522억배럴등총 1,799억배럴로세계제 2의석유자원보유국이다. 최근캐나다의석유생산량은오일샌드의생산량에힘입어 3,309천b/d로증가하였다. 생산량의증가에도불구하고가채년수는오일샌드매장량이확인매장량으로포함되어 149년에달한다. 캐나다의알버타주 ERCB(Energy Resources Conservation Board) 가발표한캐나다알버타주의 2007년말석유잔여가채매장량은전통원유 15억배럴, 오일샌드 1,730억배럴이다. 2007년알버타주의오일샌드생산량은노천채굴지역 286백만배럴, 지하회수지역 196백만배럴등총 482백만배럴 (132만b/d) 이었다. 노천채굴방식으로생산된비튜멘은개질과정을거치게되며, 251백만배럴의인공합성원유를생산했다. 지하회수방식으로생산되는비튜멘의대부분은개질과정을거치지않은비튜멘상태로판 < 표 Ⅳ-3> 알버타의에너지자원매장량및생산량 (2007년말기준 ) 오일샌드 재래원유 천연가스 1) 석탄 ( 십억배럴 ) ( 십억배럴 ) (TCF) ( 십억톤 ) 원시매장량 1,712 66.3 309 103 확인가채매장량 179 17.3 175 38 누적생산량 5.9 15.8 136 1.48 잔여가채매장량 173 1.5 39 37 연간생산량 0.482 0.191 4.8 0.041 추정가채매장량 315 19.7 2232) 683 주 : 1) CBM 포함, 2) CBM 제외 자료 : ERCB ST98-2008

Ⅳ. 오일샌드개발동향 47 매된다. 오일샌드의상업적생산이시작된 1967년이후생산된누적생산량은궁극확인가채매장량의약 3.3% 정도이다. 알버타주의 2007년도전통원유생산량은 191백만배럴 (524.8천b/d) 이었다 (< 표 Ⅳ-3> 참조 ). 알버타주의 2007년도원유생산량은 2006년대비 3% 증가한 186 만b/d였다. ERCB는 2017년생산량이 340만b/d에달할것으로전망하고있다. [ 그림 Ⅳ-2] 와같이향후 10년동안전통원유와비튜멘생산량을비교해보면, 전통원유의생산량은점차감소하는반면비튜멘의생산량은점차증가하여알버타석유생산량의대부분을차지하게될전망이다. ERCB는 2017년까지비튜멘은생산량은현재의 2배이상이될것으로전망하고있다. 따라서알버타총원유생산량중비개질비튜멘과인공합성원유 (SCO) 의비중은 2007년 [ 그림 Ⅳ-2] 알버타주의석유생산전망 자료 : ERCB ST98-2008

48 64% 에서 2017 년에는 88% 로증가될전망이다. 또한 2007 년알버타 주에서생산된비튜멘중 62% 가인공합성원유로개질되었다. 이 비율은 2017 년에는 70% 까지증가될전망이다. 3. 오일샌드매장량 캐나다의알버타주 ERCB(Energy Resources Conservation Board) 는 < 표 Ⅳ-4> 에서보는바와같이 3대부존지역 (Triangle Area) 을포함한알버타주전체비튜멘원시매장량을 1.7조배럴로추정하고있다. 이중 2007년말현재궁극가채매장량은 1,787억배럴이며, 오일샌드를상업적으로생산한 1967년이후누적생산량은 59억배럴이고, 잔여가채매장량은 1,727억배럴이다. 현재개발되어생산중인지역내의잔여가채매장량은 220억배럴인데, [ 그림 Ⅳ-3] 에서볼수있듯이최근고유가의영향으로오일샌드개발이급증하였으며, 특히지하회수방식의매장량이급증하여전체비튜멘가채매장량의 82% 를차지하고있다. < 표 Ⅳ-4> 알버타주의오일샌드매장량 (2007년말기준 ) ( 단위 : 십억배럴 ) 회수방법 개발중인원시가채확인누적잔여가채잔여가채매장량매장량생산량매장량매장량 노천채굴 101.3 35.2 4.0 31.2 18.3 지하회수 1,610 143.5 2.0 141.5 3.7 합계 1,712 178.7 5.9 172.7 22.0 자료 : ERCB ST98-2008

Ⅳ. 오일샌드개발동향 49 [ 그림 Ⅳ-3] 연도별개발중인잔여가채매장량 4000 25 3500 3000 In Situ Mineable Total 20 10 6 m 3 2500 2000 1500 15 10 billion barrells 1000 500 5 0 0 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 자료 : ERCB ST98-2008 알버타주의대규모오일샌드매장량은 3대부존지역내사암층과석회암층에배태되어있다. 이지역에는 15개오일샌드광상이존재하며, 그면적은 14만km2이다. 각지역별비튜멘매장량은 < 표 Ⅳ-5> 와같다. 각지역별로는아사바스카지역 1조 3,800억배럴, 콜드레이크지역 1,950억배럴및피스리버지역 13,590억배럴등총 1조 7,100억배럴이부존하고전지역을포함하면 2.5조배럴이상이다. 만약캐나다오일샌드전체를회수, 정제할수있다면이는앞으로 100년간전세계석유수요를충족할수있는양이다. 그러나현재의상업적회수기술로접근이가능한매장량은총원시매장량의 43% 인 7,360억배럴로추정된다 (< 표 Ⅳ-6>). 또현재의상업적회수기술을적용할수있는잔여확인가채매장량은약 1,790억배럴이다.

50 오일샌드지역 Athabasca Cold Lake Peace River < 표 Ⅳ-5> 알버타오일샌드지역의매장량 지층 원시매장량 ( 십억배럴 ) 평균두께 (m) 평균비튜멘포화도 (mass/volume) 평균공극률 (%) Grand Rapids 55 7.2 6.3/56 30 Wabiskaw/ 노천 101 30.5 9.7/69 30 McMurray 지하 842 13.2 10.2/73 29 Nisku 65 8.0 5.7/63 21 Grosmont 318 10.4 4.7/68 16 소계 1,380 Grand Rapids 109 5.9 9.5/66 31 Clearwater 59 11.8 8.9/59 31 Wabiskaw/McMurray 27 5.4 7.3/59 27 소계 195 Bluesky/Gething 69 8.7 6.4/60 23 Belloy 2 8.0 7.8/64 27 Debolt 49 23.7 5.1/65 18 Shunda 16 14.0 5.3/52 23 소계 135 합계 1,710 자료 : ERCB ST98-2008 In-situ:>1.5m, Mining:>3m (Cut-off for initial volume) < 표 Ⅳ-6> 현재의상업적회수기술로접근가능한매장량 ( 십억배럴 ) 아사바스카 콜드레이크 피스리버 합계 Surface Mining 59 0 0 59 Cold Production 13 138 0.5 151.5 Thermal (SAGD, CSS) 420 51 54 525 Total 492 189 55 736 자료 : PTAC-2006

Ⅳ. 오일샌드개발동향 51 < 표 Ⅳ-7> 현재의상업적회수를위한요소 심도 (m) 층후 (m) 비튜멘 (mass%) R.F (%) Surface Mining < 40 > 3 7 82 Cold Production > 75 > 3 6 5 Thermal SAGD: 50 > 50 >10?(15) 6 (SAGD, CSS) CSS : 25 자료 : PTAC-2006 < 표 Ⅳ-8> 개발지역내노천채굴오일샌드매장량 (2007 년말기준 ) 개발회사 프로젝트면적 (ha) 원시매장량 가채매장량 누적생산량 ( 백만배럴 ) 잔여가채매장량 Albian Sands 13,581 4,229 2,637 258 2,379 Fort Hills 18,976 4,399 2,291 0 2,291 Horizon 28,482 5,248 3,379 0 3,379 Jackpine 7,958 2,272 1,397 0 1,397 Suncor 19,155 6,230 4,323 1,479 2,844 Syncrude 44,037 13,033 8,219 2,209 6,010 합계 132,189 35,410 22,245 3,952 18,293 자료 : ERCB ST98-2008 현재개발되고있는지역내노천채굴지역의경우, 원시매장량은 354억배럴이며, 이중 222억배럴이가채매장량이다. 2007년기준약 40억배럴을생산하여잔여가채매장량은 183억배럴이다 (< 표 Ⅳ-8> 참조 ). 지하회수지역의경우, 원시매장량은 574억배럴이며, 이중 57억배럴이가채매장량이다. 2007년말기준약 20억배럴을생산하여잔여가채매장량은 37.3억배럴이다 (< 표 Ⅳ-9> 참조 ).

52 < 표 Ⅳ-9> 개발지역내지하회수오일샌드매장량 (2007 년말기준 ) ( 단위 : 백만배럴 ) 개발방법 원시매장량 회수율 (%) 가채매장량 누적생산량 잔여가채매장량 피스리버지역 Thermal 351 40 140 59 81 Primary 759 5 37.8 27 10.7 소계 1,110 178 86 92 아사바스카지역 Thermal 1,974 50 987 170 817 Primary 6,458 5 323 121 201 EOR 1,819 10 182 50 132 소계 8,432 1,492 341 1,151 콜드레이크지역 Thermal(CSS) 7,632 25 1,908 1,089 819 Thermal(SAGD) 213 50 106 3 103 Primary Prod. 3,783 5 189 86 104 Primary Recov. 27,356 5 1,368 298 1,070 Lindbergh 8,239 5 412 43 369 소계 47,226 3,983 1,518 2,465 전지역 Active 51 15 7.6 6.9 0.7 Terminated 550 10 57.3 36.5 20.8 소계 601 64.9 43.4 21.5 합계 57,366 5,718 1,989 3,729 자료 : ERCB ST98-2008

Ⅳ. 오일샌드개발동향 53 4. 오일샌드생산량전망캐나다의 2007년도석유생산량은 3,309천b/d였다. 알버타주지역의 2007년도총원유생산량은 186만b/d이며, 이중오일샌드생산량은약 132만b/d로약 71% 를차지하였다. [ 그림 Ⅳ-4] 에나타난바와같이지역별로는아사바스카가 969천b/d로 73.4%, 콜드레이크는 314천b/d로 23.8%, 피스리버는 36.5천b/d로 2.8% 를차지하고있다. 오일샌드의생산방식별로보면오일샌드는노천채굴방식이 286백만배럴 (784천b/d) 로 59%, 지하회수방식과 1차회수방식에의한생산이 196백만배럴 (536천b/d) 로 41% 를차지하고있다. 앞으로는지하회수방식을통한오일샌드생산량이크게증가하여노천채굴방식을통한생산량과동일한수준이될전망이다 ( [ 그림 Ⅳ-5] 참조 ). [ 그림 Ⅳ-4] 2007 년도알버타주의비튜멘생산량 자료 : ERCB ST98-2008

54 [ 그림 Ⅳ-5] 오일샌드생산방식별생산량및전망 [ 그림 Ⅳ-6] 오일샌드부존지역별지하회수생산량

Ⅳ. 오일샌드개발동향 55 지하회수방식에의한비튜멘생산은콜드레이크지역이가장우세하여 58.6% 를차지하며, 아사바스카지역과피스리버지역이각각 34.5% 와 6.9% 를차지하고있다 ([ 그림 Ⅳ-6] 참조 ). 캐나다의오일샌드생산량은 [ 그림 Ⅳ-7] 과같이 2010년에약 200 만b/d, 2015년에는약 300만b/d에이르러캐나다총원유생산의 66~77% 를차지할것으로전망된다. ERCB는 2017년알버타주의원유생산량이 340만b/d에달할것으로전망하고있다. 향후 10년동안전통원유와비튜멘생산량을비교해보면, 전통원유의생산량은점차감소하는반면비튜멘생산량은점차증가하여알버타석유생산량의대부분을차지하게될전망이다. 또한석유제품가격상승과경질유에대한수요증가로인하여비튜멘을개질하여 API 40도정도로만든인공합성원유 (synthetic crude oil; SCO) 의생산 [ 그림 Ⅳ-7] 오일샌드생산량예측 자료 : RJ Research estimate and analysis

56 량이지속적으로증가하는추세이다. 2007년알버타주에서생산된비튜멘중 62% 인약 818천b/d가 SCO로개질되었다. 이비율은 2017년에는 70% 까지증가될전망이다. < 표 Ⅳ-10> 은생산중인주요프로젝트의비튜멘생산량, 회수방법및지역이다. 아사바스카지역에서대규모노천채굴방식으로비튜멘을생산하고있는프로젝트는 Suncor, Syncrude 및 Albian 프로젝트로 687천b/d에달한다. MacKay River, Christina Lake, Hangingstone과같은새로운프로젝트에서는지하회수방식인을채택하여생산하고있으나아직은그규모가크지않다. 콜드레이 < 표 Ⅳ-10> 생산중인주요오일샌드프로젝트 프로젝트 생산량 ( 천b/d) 회수방법 지역 Suncor Syncrude Albian(Shell) 235 310 142 Mining Mining Mining AB AB AB MacKay River(PCan) Christina Lake(EnCana) Hangingstone(JACOS) Joslyn(Total) 22 6 9 0.5 SAGD SAGD SAGD SAGD AB AB AB AB Cold Lake(Imperial Oil) Foster Creek(EnCana) Cold Lake Primary(CNRL) Primrose/WolfLake(CNRL) 160 52 75 60 CSS SAGD/CSS Primary CSS CL CL CL CL Peace River(Shell) 7 CSS PR Pelican Lake(EnCana) Pelican Lake(CNRL) 24 35 Primary Primary 북중 Alberta 자료 : 신현돈 (2008)

Ⅳ. 오일샌드개발동향 57 크지역의경우모든프로젝트가지하회수방식으로생산되며 Imperial Oil 사가운영중인 Cold Lake 프로젝트등 4 개프로젝트 에서 347 천 b/d 를생산하고있다. 5. 오일샌드생산방법오일샌드는 1875년캐나다지질조사소의과학자들이아사바스카오일샌드에대한생산을생각하기시작한이래, 1967년최초의상업적생산 (Suncor 社전신인 Great Canadian Oil Sands, 노천채굴 ) 이개시되었고 1978년대규모생산 (Syncrude 컨소시엄, 노천채굴 ) 이시작되었다. 오일샌드채굴방법에는 < 표 Ⅳ-11> 과 [ 그림 Ⅳ-8] 에서와같이광상이지표부근 ( 통상 75m 이내 ) 에있으면베튜멘은노천채굴후열수처리 (hot water processing) 하는방법에의해회수되며, 광상이심부에있으면수직또는수평정을굴착, 스팀등을주입하여지하에서회수하는지하회수법 (In-situ method) 이사용된다. 현재노천채굴법은아사바스카에서, 지하회수법은아사바스카, 콜드레이크및피스리버지역에서사용되고있다. 종전에는노천채굴에의한생산이주를이루었으나, 최근환경및효율적인생산을위하여다양한지하회수법이적용되고있다. 캐나다에서는주로비용과환경문제를동시에고려한환경친화적기술연구개발에초점이맞추어져있다. 중점적으로개발되는기술로는지하에서오일을직접회수하는지하회수기술과역청을일반경질유로바꾸는개질기술이주류를이룬다.

58 < 표 Ⅳ-11> 오일샌드로부터역청회수기술분야의기술비교 노천채굴기술 지하회수기술 심도 75 m 상부 75 m 하부 장점 개발비용이저렴하며역청회수율이양호 ( 회수율 95 % 이상 ) 지하에서역청을회수하는관계로잔사및수처리등과같은환경비용이절감 단점 폐수및폐기물처리등환경문제대두로비용증가 개발비용이많이들며역청회수율이낮음 ( 회수율약 50 % 내외 ) 최근동향 선진국의경우관련기술개발이이미완성된상태이며, 부존지층의심부화와환경문제의대두로관련기술개발연구가줄고있음 고유가의대두로심부의오일샌드개발을위해파일럿단계의기술을산업화하려는추세가주류를이룸 [ 그림 Ⅳ-8] 부존심도에따른적용생산기법 자료 : 김현태 (2008)

Ⅳ. 오일샌드개발동향 59 가. 노천채굴법노천채굴법 (mining) 의과정은표토제거 채굴 트럭수송 분쇄 비튜멘분리 2차추출 ( 미세점토, 물제거 ) 개질(upgrading) 제품완성 ( 분리, 탈황 ) 의순이다. 노천채굴법에서경제성을좌우하는것은표토제거이다. 일반적으로 75m이상이되면경제성이없으며, 알버타주의경우에도 40m 이내인경우에노천채굴방식을채택한다. 최근노천채굴방식에서는쇼벨 (shovel) 과트럭이주로사용되며, 분쇄된오일샌드에뜨거운물을첨가시킨다음에파이프라인을이용한수수송 (hydro- transport) 을통해추출공장으로이송시킨다. 추출공장분리기구에서오일샌드로부터비튜멘이추출되며, 폐석은처리장으로보내지고물은재활용된다. 1배럴의원유를만들어내기위해평균적으로약 2톤의오일샌드를채굴, 수송, 처리해야한다. 오일샌드로부터 90% 이상의비튜멘이회수될수있다. 알버타주에서노천채굴방식으로생산되는비튜멘의대부분은개질과정을거쳐일반경질유수준의품질을가지는인공합성원유 (synthetic crude oil; SCO) 로만들어져판매되거 < 표 Ⅳ-12> 비튜멘제품별특징 유형 WTI SCO Bitumen Blend 비튜멘 API gravity 40 29~36 21 8~10 점도 (cp) 5 3 325 1,000,000 황함량 (%) <0.5 <0.5 2~4 2~4 가격 (WTI%) 100 90~100 60~80 50~60

60 나정제된다. 반면지하회수방식으로회수된비튜멘의경우경질유 와혼합된상태인비튜멘블렌드 (bitumen blend) 로판매된다. 비튜 멘제품유형별특징은 < 표 Ⅳ-12> 와같다. 나. 지하회수법비튜멘은가열하거나또는묽게하지않으면시추공을따라생산될수없다. 오늘날대부분의주요상업적인지하회수법 (in-situ recovery process) 에의한프로젝트는비튜멘에열을가하고묽게하기위하여고온고압의증기를사용한다. 서로다른저류층환경하에서사용되는주요지하회수방법은윤회스팀자극법 (cyclic steam stimulation; CSS), 증기배유공법 (steam-assisted gravity drainage; SAGD), 상온생산법 (cold production) 이있다. < 표 Ⅳ-13> 은주요지하회수방법이적용되는조건을비교한것이다. SAGD공법의회수율이가장좋은것으로알려졌으나상대적으로개발환경이좋아야하기때문에아사바스카지역과피스리버지역일부에적용되고있다. 최근용매제법 (vapor extraction process, VAPEX), 연소공법 (in situ combustion, THAI), 용제SAGD 등새로운방법들이계속연구개발되고있다. 1) 윤회스팀자극법 (CSS) 고압의스팀이수주일에걸쳐오일샌드층으로주입되면열이비튜멘을부드럽게하고, 수증기는비튜멘이모래입자로부터묽게하여분리되는것을도와준다. 또한압력이통로와균열 (channels

Ⅳ. 오일샌드개발동향 61 CSS SAGD Cold Production 투과도 (D) >1 >5 >2 순층후 (Net Pay, m) 10 20 3 오일포화도 (wt%) 9 12 9 점성도 (cp) Bitumen (>100,000) Bitumen (>100,000) Heavy Oil (10,000) 저류층심도 moderate shallow moderate 가스오일비 (GOR) High Low High Thief zone tolerance <5m little little 생산량 (m2/d/well) 10 100 10 누적스팀오일비율 (CSOR) 4 3~4 - 회수율 20~25% 40~50% 5~15% 적용가능지역 < 표 Ⅳ-13> 지하회수방식의적용조건비교 Cold Lake Peace River 자료 : 에너지산업진출협의회 석유공사 (2007) Athabaska Cold Lake Peace River Cold Lake Peace River and cracks) 을만들어비튜멘이시추공을따라흐르게한다. 저류층의일부분이완전히포화되었을때스팀은꺼지고저류층은몇주일동안젖은상태로둔다. 다음에는생산단계가이어지는데이때는비튜멘이흐르거나또는펌프질을하여동일한시추공을통해지표로올라온다. 생산율이떨어지면또다른싸이클의스팀주입이시작된다. 이처리과정은흡입배출 (huff-and-puff) 회수라고도하는데수직정에만적용된다. 증기와원유의비는 3~6:1이며회수율은일반적으로 25% 이하이

62 다. 콜드레이크지역의 Imperial Oil 의경우수직정을사용하며피 스리버지역의 Shell 의경우수평정을사용한다. 2) 증기배유공법 (SAGD) 하나의오일샌드층으로아래위로한쌍의수평을굴착하고, 상부에있는시추공으로고온고압의증기를계속주입한다. 증기가오일샌드층에열을가함에따라비튜멘은묽게되어아래에있는시추공으로배수된다. 그다음자연적인흐름이나펌프를통해비튜멘을지표로생산하는방법이다. 증기와원유의비는 2~4:1이며회수율은 Dover Pilot의경우 70% 이내이다. SAGD공법에서는한쌍의수평정을사용하며, 층후가두껍고깨끗한오일샌드저류층에적용된다. 상부수평정내고온고압의증기영향으로유동성을가지는비튜멘이중력에의하여하부로흘러생산정을통하여생산되는방식이기때문에저류층의수직유체투과율에민감하다. 13) 3) 상온생산법대표적인방법은캐나다콜드레이크에서시작한 CHOPS(cold heavy oil production with sand) 프로젝트이다. 상온생산법은고온고압의증기를사용하지않고오일과모래를동시에생산하는기술이다. 이방법은엄청나게생산되는모래처리와미고결지층의붕괴에따른생산정개보수운영비용이많이드는것으로알려졌다. 이방법은비튜멘이아닌중질유에적용되는기술로베네수엘라의초중질유에도많이적용된다. 이방법에의한회수율은 13) 신현돈 (2008)

Ⅳ. 오일샌드개발동향 63 5~15% 정도이다. 현재상온생산법을적용하는프로젝트의경우모래생산비율의문제점을해결할수있는기술개발에초점을두고있다. 또한아사바스카지역의와바스카 (Wabasca) 와피스리버지역에서는수평정을사용하여역청을생산하는데이방법의경우콜드레이크의 CHOPS 기법과비교했을때, 수평정시추에따른비용이많이들어감에도불구하고모래가덜생산되기때문에운영비가적게드는것으로밝혀졌다. 그이유는역청점성도가콜드레이크지역보다낮아모래가역청으로부터잘분리되어덜생산되기때문이다. 따라서이기술은역청의기초물성을잘측정하여적용하는방법을달리함으로써생산효율을높일수있는기술로인식되고있다. 4) 용매제법 (VAPEX) 기술적으로는 SAGD 방법과유사하나 SAGD에서는증기를주입하는데반해 VAPEX는용제 ( 에탄혹은프로판 ) 를오일샌드층에주입하여용해에의해오일을회수한다. 적은주입압력과온도로상대적으로큰에너지효율성을가지며, 에멀젼 (emulsion) 을다룰필요가없다. 또한대상층에피해를주는점토부풀림현상이없으며 SAGD 공법에비해자본비용이 75% 만들어간다. 하지만분자확산 (molecular diffusion) 에의하여용해가일어나므로회수속도가 SAGD 공법에비해매우느리다. Devon Canada 회사는지방및연방정부와콘소시엄을구축하여 VAPEX 회수기술을개발하여현장에적용하는노력을하고있다. 이실험현장은아사바스카오일샌드지역의 Fort McMurray 근처에있으며, 실험장소에서용매제

64 법에의한역청회수를위한다양한실험연구가진행되고있다. 이방법에서는용매제의농도와온도에따라역청회수효율에관한기술개발이주로수행되고있다. 이기법은 60% 이상의높은회수율을가지고있으며저에너지소비와현지개질이가능하다는장점을가지고있다. 또한보일러주입수의처리가불필요하며 GHG의방출또한소량이다. 하지만아직파일럿테스트단계여서단기간에상업화되기는쉽지않을것으로보인다. 5) 연소공법 (THAI) 이기법은 SAGD 방식과유사하나주입정과생산정을원거리에위치시켜, 주입정으로주입한공기에의해비튜멘과연소시켜비튜멘의점성을낮춘후중력과바람을이용하여생산정으로비튜멘이흐르도록하여생산하는방법이다. 80% 의높은회수율과고열에의해비튜멘의부분적개질효과가있으며스팀대신공기를주입하여경제성을향상시킬수있다는장점이있다. 또한물사용을적게하여환경에미치는영향을최소화하고매우다양한저류층조건하에서적용할수있다. 1970년대와 1980년대에수직정을이용하여중질유나오일샌드회수에적용하고자시도되었으나성공하지못하였다. 그가장큰이유는저류층에서불길의방향을조절할수없었거나시추공하단의시설이파괴되었기때문에많은양을회수할수없었기때문이다. 2004년에 Orion Oil Canada 社는앨버타주 Conklin 근처의 Whitesand 오일샌드리스에 THAI(toe to heel air injection) 기법을시험하였고 2006년 Petrobank 필드에서도파일럿사업을수행하였다. 14)

Ⅳ. 오일샌드개발동향 65 6) 용제 SAGD 이기법은스팀과용제의장점을결합하여비튜멘을추출하는공법으로최근연구결과 SAGD 공법에비해에너지및물의사용량이낮고기존의회수율을개선할수있는것으로나타났다. 스팀에의한점도저하및용제에의한용해 (dilution) 의혼합효과로에너지소비를줄이면서회수효율을제고시킬수있는대체방법으로주목받고있다. Suncor는 Firebag사업과관련하여나프타를용제로하여현장시험을하고있으며, Petro-Canada는 MacKay River 사업과관련하여파일럿실험을계획하고있다. EnCanada는 SAP(solvent aided process) 의이름으로 Selnac 파일럿사업을수행하였으며 Christina Lake에서현장시험을하고있다. 다. 개질공정개질 (upgrading) 은비튜멘과중질유의밀도와점성을일반경질원유와유사하게바꾸는처리과정이다. 먼저큰분자에열을가하여 금이가게하여 (crack) 작은조각이되게한후고압의수소를첨가하거나또는탄소를제거하면그보다작은탄화수소분자가만들어진다. 개질은보통 2단계과정으로첫번째단계에서는보통코킹 (coking) 이나수소화분해 (hydro-cracking), 또는두가지모두가사용된다. 코킹은탄소를제거하지만수소화분해는수소를첨가한다. 두번째단계에서는제품을안정되게하고, 유황과같은불순물을제거하기위해수소화처리 (hydro-treating) 라고불리는공정 14) 배위섭 (2008)

66 을추가한다. 수소화분해나수소화처리를위해사용되는수소는천연가스와스팀으로부터만들어진다. 개질과정을통해주요석유제품이생산되는데이는납사, 등유그리고수송연료 ( 휘발유, 경유, 제트유등 ) 이다. 6. 오일샌드개발사업동향캐나다정부는 70년대에석유산업국유화정책을추진하였으나, 1980년대들어이를철폐하고외자도입을통한석유자원개발을추진하면서, 국내외석유기업의오일샌드사업참여가활발해졌다. 그후에유가가올라가면서자원개발의활성화로인해서부지역의광구분양이급속히이루어졌다. 또한사업성이개선된오일샌드사업에대한관심이증폭됨에따라알버타주유망지역은대부분분양이완료되었고, 인근사스캐치완주까지확산되었다. 가. 국제석유회사동향 1) Shell 社 2006년 5월 8일, Shell 社는 Blackrock Project를주가에 27% 프리미엄을더해매입가 24억캐나다달러에매입하였고, 노르웨이전국영석유공사인 Statoil 社및미국 Marathon 社도인수합병을통하여오일샌드사업확장시도하고있다. 2) Total 社 1999 년부터오일샌드사업에참여한 Total 社는 Joslyn 오일샌드사

Ⅳ. 오일샌드개발동향 67 업 ( 가채매장량 20억배럴, 2020년최대생산량 24만b/d) 지분 84% 와 Surmont 오일샌드사업 ( 가채매장량 10억배럴, 2012년최대생산량 10만b/d) 지분 50% 를보유하고있다. 또한 Total 社는 2005년캐나다오일샌드개발회사 (Deer Creek) 를 16억달러에인수하였으며, 2006년 6월 16일캐나다신문인 National Post에전면광고를통하여오일샌드가신규생산증대의핵심임을천명하고기존광구의인근지역에위치한프로젝트운영기업을인수해사업을점차확대하고있다. 3) Chevron 社 2002년에오일샌드사업을시작하여최근본격적으로개발을추진중인 Chevron 社는아사바스카오일샌드사업 ( 가채매장량 87억배럴, 현생산량 16만b/d, 2014년최대생산량 50만b/d) 지분 20% 를보유하고있으며, 지난 2006년 2월 720km2의리스에 C$70백만을지불 ( 추정매장량은 75억배럴 ) 하였다. 4) ExxonMobil 社 ExxonMobil 社는자회사인 Imperial Oil 社를통해오일샌드사업초창기부터참여하였다. ExxonMobil 社는최근 Total 社의 Deer Creek 社를 1,700백만달러에인수하였으며, CNOOC 社의 MEG 社지분 16.7% 를 150백만달러에인수하였다. 또한 Sinopec 社의 Synenco 社지분 40% 를 105백만달러에인수하였으며, Teck 社 Fort Hills 사업의지분 15% 를 475백만달러에인수하였다.

68 나. 주요국가동향 1) 중국중국은원유수요증가에따른원유도입선다변화를위해중질원유를포함해오일샌드사업에적극적관심을표명하였다. 국영석유회사인중국석유공사 (CNPC) 는 1994년부터 North Alberta 프로젝트에참여하고있으며, 2006년 11월알버타주정부와공동으로베이징에서 World Heavy Oil Conference 를개최하였다. 중국해양석유 (CNOOC) 는 2005년 4월캐나다오일샌드회사인 MEG Energy 社의지분 16.7% 를 1.22억달러에인수하였고 2010년까지중질원유생산량을현재 20만b/d에서 50만b/d로증대하기위하여증설을추진하고있다. 중국석유화공 (Sinopec) 은 2005년 6월 Synenco 社와합작회사를설립하고 ( 지분40%) Northern Lights 프로젝트에참여하였다. 가 ) CNPC International 社 (CNPC 자회사 ) CNPC International 社는알버타북부지역의오일샌드광구및 Gateway Project에참여하고있다. 오일샌드관련사업에는숨겨진사업자로참여하고있어정확한참여사업파악이어렵다. 현재 11 개광구에참여하고있으며확보매장량은 20억배럴정도로추정되나, 보유지분은확인이불가능하다. Gateway Project의경우지분 88% 를보유하고있다. 작업인력의유입등현지사업환경을이유로오일샌드사업을점진적으로축소하기로결정하였으며, 특히 Gateway Project의경우원주민 (30개부족 ) 의민원으로사업이답보상태에놓여있었으며 2007년사업철수를발표하였다.

Ⅳ. 오일샌드개발동향 69 나 ) SinoCanada Petroleum 社 (Sinopec의현지법인 ) SinoCanada Petroleum 社는 Northern Lights Project의지분 40% 를보유하고있으며, 매장량은 16.7억배럴이다. 노천채굴방식으로 100천b/d규모로생산을계획하고있으며현재 Mine 1&2단계 (10만 b/d) 정부승인을신청하고건설단계를진행중에있다. 다 ) CNOOC 社 (China National Offshore Oil Corporation) CNOOC 社는 MEG Energy 社의주식 16.69% 를지난 2005년인수하였다. MEG Energy 社의확보매장량은 Christina Lake Regional Project 10억배럴과 Surmont Project 5.5억배럴을합하여 15.5억배럴이다. 이회사는 SAGD공법을이용하여 Christina Lake Regional Project에서 210천b/d와 Surmont Project에서 50천b/d를생산할계획이다. 현재 Christina Lake Regional Project는 1단계 3천b/d 생산을위하여건설단계를진행중에있으며, 2단계 22천b/d 생산을위하여캐나다정부에승인을신청하였다. Surmont Project도 2008년 50천 b/d를생산하기위하여정부에승인을신청하였다. 2) 일본일본기업들도 1970년대부터오일샌드사업에참여하고있으며향후참여기업수증가및사업확대가전망된다. JAPEX 社는 1978년합작회사를설립하여 PetroCanada, Nexen, Imperial Oil 등과생산실험에참여하며사업을시작하였고, Mitsubishi 社는 1992년 Syncrude 프로젝트지분의 5% 취득하였다. 일본무역진흥회 (JETRO)

70 는 2006년 1월앨버타주정부등을방문하여오일샌드현황을조사하였다. 일본정부는오일샌드사업진출에관심을표명하면서 2006년 9월오일샌드로부터경질석유제품을효율적으로생산할수있는기술을연구하기위해 2007년회계연도에 24억엔을배정하기로결정하였다. 가 ) JACOS 社 JACOS 社는 JAPEX 86%, JAPEX 자회사 2%, INPEX 5%, Mistui 4%, 기타 3% 가참여하여설립한회사이다. JACOS 社는 Hangingstone Project의지분 86% 를보유하고있다. 동프로젝트의매장량은 20억배럴이며현재지하회수법인 SAGD 공법을채용하여 8~9천b/d를생산하고있다. 3만b/d를생산하는 2단계프로젝트는정부승인을준비중에있다. 나 ) Mocal Energy 社 (Mitsubishi 자회사 ) Mocal Energy 社는 Syncrude Joint Venture 지분 5% 를보유하고있다. 동프로젝트의매장량은 49억배럴이며, 현재 North Mine 및 Aurora Mine 1&2단계로써노천채굴하여개질하는생산법을이용하여 304천b/d를생산하고있다. Aurora Mine의경우, 500천 b/d를생산하는제3단계사업에대해정부의승인을획득하였다. 다 ) INPEX Energy 社 ( 일본석유개발회사 ) INPEX Energy 社는 Joslyn Project 지분 10% 를보유하고있다. 동프로젝트의매장량은 80억배럴이며, 노천채굴방식과지하회수방식을모두채용하여 227천b/d를생산할계획이다. SAGD 1&2단

Ⅳ. 오일샌드개발동향 71 계 (12천 b/d) 는 2008년 9월생산을개시할예정이고 SAGD 3단계 (15천 b/d) 는 2005년정부의승인을신청하였다. 노천채굴의경우, 1단계 100천b/d는 2012년정부에승인신청할예정이고, 2단계 100천b/d는 1단계개시 4년후사업을추진할예정이다. 다. 캐나다기업동향캐나다대기업들은초기부터오일샌드광구를대규모로확보하여개발중이다. Sunco, Syncrude, PetroCanada 社는탐사및비튜멘추출뿐아니라고부가가치제품으로개질하는개질시설을구축중이며, CNRL Husky Energy Encana 社는신규정제공장건설과미국정제시설을보유하고있는 BP 社및 COP 社등과지분교환을통해정제시설및시장확보를추진중이다. 오일샌드사업을추진중인캐나다중소신흥기업들은최근사업비폭등, 인력확보난항, 로얄티율인상등의문제를겪으면서중소규모의프로젝트에새로운기술을적용한소규모생산사업을추진중이다. 15) 15) 해외자원개발협회 (2008.6)

72 < 표 Ⅳ-14> 캐나다알버타주의오일샌드프로젝트 운영권자 프로젝트 초기생산량 생산계획 아사바스카 - 노천채굴 ( 단위 : b/d) Albian/Shell Muskeg/Jackpine 150,000 500,000 Suncor Base Plant 280,000 550,000 Syncrude Base Plant 300,000 600,000 CNRL Horizon (2008) 110,000 232,000 Imperial Keari (2010) 100,000 300,000 Petro-Canada Fort Hills (2011) 50,000 190,000 합 계 990,000 2,372,000 아사바스카 - 지하회수 ( 단위 : b/d) JACOS Hangingstone (Pilot) 10,000 30,000 Suncor Firebag 35,000 ConocoPhillips Surmont (2006) 16,000 110,000 Devon Jackfish (2008) 35,000 70,000 Encana Christina/Foster (2006) 30,000 400,000 Husky Sunrise (2008) 50,000 200,000 OPTI/Nexen Long Lake (2007) 70,000 140,000 Petro-Canada Mackay River (2009) 24,000 60,000 Synenco Northem Lights (2010) 50,000 100,000 Total E&P Joslyn Creek (2006) 10,000 200,000 합 계 330,000 1,280,000 콜드레이크 - 지하회수 ( 단위 : b/d) Blackrock Orion-Hilda Lake pilot 500 20,000 CNRL Wolf Lake/Primrose 50,000 120,000 Imperial Cold Lake 130,000 180,000 Husky Tucker (2006) 18,000 35,000 합 계 198,500 355,000 피스리버 - 지하회수 ( 단위 : b/d) Shell Peace River 12,000 100,000

Ⅳ. 오일샌드개발동향 73 < 표 Ⅳ-15> 캐나다알버타주의역청개질프로젝트 기존 확장 신규 회사-프로젝트 규모 (b/d) 비고 Albian-Scotford 155,000 Husky-Lloydminster 77,000 Suncor 277,000 Syncrude 301,000 Albian-Scotford 150,000 50,000b/d 추가확장계획 Husky-Lloydminster 73,000 2008년가동 Suncor 235,000 Syncrude 180,000 BA Energy-Heartland 226,000 1단계 75,500b/d(2008년 ) CNRL-Horizon 233,000 1-3단계 2012년 1단계 110,000b/d(2008년 ) Nexen/Opti-Long Lake 70,000 2007년말착수 North American 2011년가동 70,000 (Kai Kos Dehseh) 2단계 160,000b/d(2014년 ) NorthWest 3단계확장, 1단계 2010년, 2단 150,000 Upgrading 계 2012 2014년 Petro-Canada 135,000 2008년말 Petro-Canada/ UTS-Fort Hills 50,000 최종능력 190,000b/d(2010년 ) PRO (Bluesky) 25,000 2010년가동 100,000b/d 확장 SynEnCo-Nothern 1단계 50,000b/d(2010년 ) 100,000 Lights 2단계 50,000b/d(2012년 ) Total SA 200,000 2015년가동 전체 2,855,000

74 라. 한국석유공사의개발참여한국석유공사는 2006년 7월 24일에미국의 Newmont 社가보유한캐나다앨버타주소재 2.5억배럴규모의블랙골드오일샌드의광구지분 100% 를매입하였다. 블랙골드오일샌드광구는캐나다알버타주의아사바스카지역의 Fort McMurray시동남쪽 140Km에위치하고있으며, 광구면적은 39km 2 (9,600 에이커 ) 이고가채매장량은 216 248백만배럴로추정하고있다. 석유공사가지분을 100% 보유하는운영권자이며, 생산방식은지하회수방식중 SAGD(Steam- Assisted Gravity Drainage) 공법을사용한다. 예정생산량은하루 3만배럴이다. 블랙골드오일샌드광구는최대회수율 60%, 최대가채매장량 248백만배럴, 일일최대생산량 3만 5천배럴로예상하고있다 (< 표 Ⅳ-16> 참조 ). < 표 Ⅳ-16> 블랙골드광산생산계획 구 분 내용최소평균최대 McDaniel* 회수율 (%) 45 52 60 52 가채매장량 ( 백만배럴 ) 188.4 215.9 247.7 304.8 최대생산량 (b/d) 25,000 30,000 35,000 35,000 생산기간 2010 2034년 (25년) 주 : * McDaniel 社는 Newmont 社의기술자문회사 블랙골드오일샌드광산의경우 2008 년부터본격적인생산시설 건설에착수하여 2010 년부터 35 천 b/d 의원유를 25 년간생산할계 획이며, 동오일샌드광구에서원유가본격적으로생산되는 2010 년

Ⅳ. 오일샌드개발동향 75 경에는국내의자주개발률 ( 현재 4.1%) 이 1.2% 상승하는효과가기대된다. 캐나다오일샌드사업은정제부문 ( 업그레이드설비, 정유공장및관련플랜트 ), 판매부문 ( 파이프라인 ), 설비부문 ( 채광장비, 각종기자재 ) 등다양한부문의동반진출이가능할것으로보이며, 향후 2~3년동안생산설비에 4~5억달러규모의추가투자가필요할것으로전망된다. 특히캐나다정부가자국내의정제시설부족 ( 부족분 : 2010년 31만b/d 2020년 120만b/d) 을해결하기위하여한국기업의투자를적극요청하고있는만큼광구확보뿐만아니라여타석유 화학분야의진출가능성도크다. 16) 7. 오일샌드개발의문제점과과제신고유가시대를맞이하여대체자원으로써각광과미래세계경제성장동력원으로서의가능성을평가받고있는오일샌드역시개발과정에있어해결해야할난제들을가지고있다. 우선캐나다에서오일샌드가개발되는과정에서발생한심각한환경및생태계파괴가중요한문제로부각되었다. 역청추출을위해주입된스팀에의해점성이낮아진타르성분이주변호수로유입되고토양을오염시키면서생물의돌연변이를가져왔으며이로인해앨버타지역주민들의어로및사냥등의수렵활동을어렵게하였다. 또한지하수등에발암물질농도가급증하면서암발병환자수가증가하고여름철에는오일샌드개발과정에서생성된웅덩이에서백혈병의발병인자인벤젠물질이연간 100톤가까이대기중으로방출 16) 에너지산업해외진출협의회 석유공사 (2007)

76 하는등오일샌드가개발되는지역의전반적인환경과생태계가위협받고있다. 이와함께국제적으로이슈화되고있는지구온난화방지를위한기후변화협약에따라온실가스배출을저감하는것도오일샌드개발의장애요인이되고있다. 기존전통식석유생산에비해오일샌드에서역청이나합성원유를생산하는데투입되는화석에너지가많기때문에온실가스배출도크게증가할수밖에없다. 따라서생태계파괴와오염및온실가스배출에따른환경비용역시오일샌드개발비용내에고려되어야한다. 이러한환경비용의일부는세금의형태로지출되어현재천연역청과합성원유의공급비용에포함되고있기는하지만앞으로추진될수있는탄소세나배출권거래제에따른비용및생태계복구비용등을고려할경우오일샌드의개발비용은크게상승할수밖에없다. 가. 수자원부족과오염문제오일샌드로부터역청원유를분리해내는과정에서엄청난양의담수가소요되고있다. 1배럴의합성원유를제조하기위해필요한물의양은 2~4.5배럴정도로오일샌드개발이이루어지는알버타주의아사바스카강에서조달되고있다. 그러나앞으로계획된오일샌드프로젝트까지아사바스카강이감당하기에는양적인측면이나자연정화측면에서부족하기때문에추가적인수자원공급이필요한실정이다. 물론역청유분을분리하기위해사용된물의일부는여러차례재활용되기는하나워낙막대한양이기때문에자연정화시스템이제대로작동되기힘들다. 또한앞으로예정되어

Ⅳ. 오일샌드개발동향 77 있거나현재진행되고있는대부분의프로젝트들이물의소비가많은지하회수기술을적용해야하기때문에오일샌드개발을위한담수소비량이앞으로도급속히증가할수밖에없다. 2015년에예상되는담수의수요는약 8천 2백만배럴로 2004년담수소비량인 3천 150만배럴보다 2배이상증가할것으로전망되고있다. 2006년 1월 AENV(Alberta Environment) 는이러한수자원오염문제를다룬보고서를발간하였다. 17) 이보고서에서는수질자연정화에문제가우려될경우프로젝트사업자들이사용가능한담수중 10% 이하만을이용하도록하는규제사항을제시하고있으며신규프로젝트사업자들에의무적으로담수사용을줄여나가는한편물탱크이용을강제하도록하는법안마련을권고하였다. 한편, 오일샌드개발프로젝트에서스팀제조를위한담수사용량을최소화하기위해지하수를함께이용하고있는데, 이지하수는염분을포함하고있어이또한환경적인문제를야기시키고있다. 지하수로스팀을제조할경우찌꺼기덩어리가남게되는데이는대부분땅속에매립된다. 그러나이폐기물질은산성물질로탄화수소성분과금속성분및기타오염물질을포함하고있어심각한토양오염의원인이되고있다. 나. 온실가스배출전통석유를생산하는데발생하는온실가스에비해오일샌드에서원유를추출하면서발생하는온실가스가더많은것으로알려져있다. 이에따라캐나다에서는온실가스배출원단위를 18) 낮추기 17) AENV(2006)

78 위한기술개발투자가함께병행되었다. 그럼에도불구하고오일샌드개발이급증하면서결과적으로오일샌드에서원유를생산하기위해발생하는총온실가스배출량은계속증가할것으로예상된다. Pembina Institute에따르면현재오일샌드개발에서발생하는온실가스배출량은연간 40백만톤에이르고있으며 2015년에는연간 67백만톤까지증가할것으로전망되고있다. 캐나다정부는기후변화협약에따라오일샌드로부터발생하는온실가스배출을줄이기위한방안으로기존석유및가스매장지를이용한이산화탄소포집및격리시설의구축을고려하고있다. 이를위해 Alberta Geological Survey가조사한이산화탄소격리가능매장지의용량은 3.8십억톤에이른다. 그러나이를위해서는이산화탄소전용파이프라인을구축하고온실가스를포집할수있는기술등의막대한비용이예상되는만큼캐나다정부의장기적인정책대응이필요하다. 한편, 이산화탄소포집및격리기술을이용할경우이를통해기존매장지의회수율을높일수있어에너지자원의이용효율화에기여할수있을것이다. 18) 온실가스배출량 (ton)/ 오일샌드로부터의원유생산량 ( 배럴 )

Ⅴ. 초중질유개발동향 79 Ⅴ. 초중질유개발동향 1. 초중질유개요초중질원유는 1935년부터채굴되기시작하였지만채굴과운반, 사용의어려움과저유가로인한경제성부재로연료로사용되지못하였다. 그러다가 1984년영국의 BP와베네수엘라국영석유회사 PDVSA의계속된연구로점도가낮은에멀젼 (emulsion) 상태로역청을유화한 오리멀젼-400 을개발하면서본격적으로판매되기시작하였다. 오리멀젼은반고체의천연초중질원유에물과계면활성제를섞어액체화한물질로, 경질원유로희석하여만드는비튜멘블렌드와는전혀다른제품이다. 오리멀젼의열량은석탄보다는높고 B-C유보다는낮은 7,050kcal / kg수준이고, 황 2.4~3.9%, 바나듐 280~360ppm 를포함하고있는고황연료이므로연소배기가스의탈황설비와회분에포함된중금속처리설비를갖추어야한다. 오리멀젼은벌크상태로선적ㆍ하역되며파이프라인이나탱크로리로운반된뒤발전소나공장의연료로사용된다. 오리멀젼은석탄을대체할수있는제품으로, 석탄과석유의중간제품이라고일부주장하기도하며, 1994년 4월 20일브뤼셀에서열린관세협력이사회 (CCC) 회의에서오리멀젼을석탄과마찬가지로 1차제품인원광석으로간주하는결정을내리기도하였다. 그러나오리멀젼은높은황함량과함께바나듐의함량이높아반

80 드시연소후탈황설비를갖추어야하며금속부식성이강한바나듐의처리등이심각한문제로남아있다. 또한중질원유와물을혼탁한상태이기때문에 3개월이상저장할경우중질유와물이분리될수있는데, 이경우연료로사용할수없기때문에저장또는비축을할수없는단점도가지고있다. 일부환경주의자들은오리멀젼을 악마의연료 라고표현할정도로환경오염이심각한제품으로알려져있다. 1) 현재오리멀젼의생산및판매는 1989년 PDVSA와 BP가공동으로설립한 BITOR 社가맡고있으며, 각국가별대리인을통해공급하고있다. 오리멀젼은이탈리아, 중국, 캐나다, 일본등세계 10여개국가에서사용되고있으며, 우리나라에서도일부사용하고있다. 그러나최근유가가상승하고초중질원유의가치가상승하면서오일샌드와유사하게개질하는인공합성원유 (synthetic crude oil; SCO) 에대한관심이증가되고있어오리멀젼으로의사용은거의중단되어가고있다. 2. 오일샌드와초중질원유의비교 지중온도의차이에따라오리노코타르는유층내에서유동성을 가지는반면캐나다의오일샌드는상대적으로두껍고단일지층으 로이루어져유동성을가지지못하는차이가있다 ([ 그림 Ⅴ-1] 참 1) 우리나라에서도오리멀젼의수입과관련하여많은논란이있었는데, 오리멀젼수입업자들은오리멀젼을석유제품이아닌석탄유사제품이라고주장하며석유수입부과금의면제를요구하였다. 그러나오리멀젼은초중질원유에계면활성제와물을혼탁한석유제품으로결정되어우리나라에서는현재석유대체연료로규정되어있다.

Ⅴ. 초중질유개발동향 81 조 ). 제 15 차국제석유회의에서는초중질원유를 API 10 도이하 ( 밀도 1,000 g/ cm3이상 ) 와저류층내점도최대 10,000cP 로구분하자고 제안하였다. 2) [ 그림 Ⅴ-1] 초중질유 ( 베네수엘라 ) 와오일샌드 ( 캐나다 ) 특성비교 자료 : 김현태 (2008) 지하에서의유동성차이때문에 [ 그림 Ⅴ-2] 에나타난바와같이캐나다에서생산되고있는오일샌드는고온고압의스팀을이용한열생산 (thermal production) 방식을사용하지만, 베네수엘라의오리노코초중질유는열을사용하지않는상온생산 (cold production) 방식의생산법이사용되고있다. 2) 1중질유 : API 10~22( 밀도 0.920 1,000 g/ cm3 ), 저류층내점도최대 10,000 cp; 2초중질유 : API 10 이하 ( 밀도 1,000 g/ cm3이상 ), 저류층내점도최대 10,000 cp; 3비튜멘 : API 10 이하 ( 밀도 1,000 g/ cm3이상 ), 저류층내점도 10,000 cp 이상

82 [ 그림 Ⅴ-2] 비튜멘특성에따른적용생산기법 자료 : 김현태 (2008) < 표 Ⅴ-1> 은캐나다에서생산되고있는오일샌드지역별비튜멘과중질유의성상을비교하였고, 베네수엘라의오리노코타르 ( 초중질유 ) 와아라비아산중질원유와도물리적성상을비교하였다. 비튜멘은일반적인중질의광유계원유와비슷하나, 광유계원유에비하여비중, 황분, 질소분, 금속분등이높은특성을지니며, 유분분포에서경질유분보다중질유분이다량함유되어 2차전환 (conversion) 을거쳐야함을알수있다.

Ⅴ. 초중질유개발동향 83 아사바스카비튜멘 콜드레이크비튜멘 피스리버비튜멘 중질유오리노코타르 아라비안헤비 API Gravity ( API) 10.2 10.6 13.1 13.9 7.5~9.5 34.5 Sulfur, wt% 4.3 4.3 3.2 3.7 3.0~3.8 3.0 Nitrogen, wt% 3,650 3,600 2,700 2,610 Kinematic Viscosity, mm2/s 1,310 3,000 411 491 6,000~ 8,000 100,000~ 800,000 1,500 V + Ni (ppm) 267 245 135 164 480~610 34 Asphaltens, wt% 8.1 8.6 5.9 5.5 - - Carbon Residue, wt% 13.3 12.4 11.9 11.7 15.0~17.0 - Distribution (wt%) < 표 Ⅴ-1> 중질유및오일샌드역청의성상비교 Naphtha 2.2 0.2 1.7 4.1 - Kerosene 5.3 2.2 3.5 3.1 - Diesel 12.1 8.5 17.1 16.3 - VGO 31.8 37.1 30.3 30.8 - Vacuum Residue 48.6 52.0 47.4 45.7-4.3 57 43 3. 초중질원유의부존및특성 가. 초중질원유의부존 1920년대에발견된초중질유는베네수엘라동남쪽에펼쳐져있는 Guarico, Anzoategui, Monagas, Delta Amacuro주등의오리노코강유역에매장되어있다. 남한크기의 1.5배에해당하는베네수엘라오리노코유역은약 55,314 km2에달하며, 베네수엘라국영석유회사

84 인 PDVSA의보고서에따르면원시매장량 1조 3000억배럴의엄청난원유가매장되어있는것으로발표되었다. 3) 이러한매장량의 22 % 를회수가능하다고가정할때경제적인초중질원유가채매장량은 2,500억배럴이며, 다른유전지대의채굴가능한분량인 770억배럴을합치면전체채굴가능매장량은 3,130억배럴이다. 이양은세계 1위인사우디아라비아의 2,600억배럴보다많은것으로베네수엘라는원유매장량세계 1위의국가가된다. 나. 초중질원유의특성캐나다의오일샌드는상대적으로두껍고단일지층으로이루어진사암에집적된반면베네수엘라의오일샌드는 350 1,000m 깊이의심도에분포하는이암으로분리된수개 (6 7개) 의사암층에분리되어분포한다. 4) 오리노코유역에서생산되는초중질원유의성상은 < 표 Ⅴ-2> 과같다. 초중질원유의비중은 7.5~9.5 API로물보다도무거우며, 점도도커서상온상압에서는유동성을가지지못한다. 캐나다의오일샌드와다른점은초중질원유의점도가오일샌드에비해작기때문에고온고압의저류층내에서는유동성을가지므로생산을위하여스팀을이용하지않아도된다는점이다. 황함량이 3.5~4.0% 로매우높아고황원유에해당되며, 특히바나듐이 400~500 ppm 함유되어있어연소시부식성가스를발생시킨다. 3) 2006 년말 PDVSA 추정 4) 과학재단 (2007. 2. 20)

Ⅴ. 초중질유개발동향 85 < 표 Ⅴ-2> 오리노코초중질원유의성상 항목별 수치 비중 ( API) 7.5~9.5 점도 (mpas) a 25 1 105~8 105 a 50 6 103~4 104 열량 (Millions J/kg) 39.8~41.9 원소분석 (Wt%) 탄소 (Carbon) 79.0~86.0 수소 (Hydrogen) 9.8~10.8 황 (Sulphur) 3.5~4.0 질소 (Nitrogen) 0.6~0.8 산소 (Oxygen) 0.26~0.85 회분 (Ash) 0.05~0.15 금속성분함량 (ppm) 바나듐 (Vanadium) 400~500 나트륨 (Sodium) 60~120 Test carbon Conradson(Wt%) 16.0~18.0 Flash point, 120Min Fluidity(Flux) point, 20Min 자료 : Kotra(2005) 다. 오리멀젼오리멀젼생산을위해서는우선유정에서먼저비튜멘을녹이고묽게하는인공액체와물, 가스를주입하여비튜멘을녹이고고압의펌프로추출하여가까운처리공장으로보낸다. 이어서약 120 의열을가해함유된가스를제거하여압력시스템에보내고물과

86 < 표 Ⅴ-3> 오리멀젼의특성 항목별 정상치 최대치 물함량 (Wt.%) 30 32 Mean size of drop (μm) 20 30 비중 @15 (kgm-3) 1.01 1.031 Aparent Viscosity, 100s-1 50, mpas 300 450 열량 (Millions Jkg-1) Gross 9.5 27.8Min Net 27.2 25.5Min 원소분석 (Wt.%) Carbon 60.0 62.0 Hydrogen 7.5 7.7 Sulphur 2.7 3.0 Nitrogen 0.5 0.6 Oxygen 0.2 0.6 Ash 0.25 0.3 금속성분함량 (ppm) Vanadium 300 360 Sodium 70 80 Magnesium 350 500 Flash point, 130 122Min Fluidity(Flux) point, 0 5 자료 : Kotra(2005) 인공액체를비튜멘으로부터제거한다. 비튜멘에다시정수된물과활성제 (serfactant) 를첨가하고물과첨가물을성상에맞도록더넣고다시섞은후오리멀젼완제품을생산하게된다. 오리멀젼의특성은 < 표 Ⅴ-3> 와같다.

Ⅴ. 초중질유개발동향 87 오리멀젼의발견은 1920년대이지만 1978년베네수엘라국영 PDVSA의자회사인 Intevep에서경제성있는원료로개발하는데성공한것이시초이다. 오리멀젼이 PDVSA에서중요한부분을차지하는것은 OPEC의석유생산량쿼터를적용받지않아 PDVSA에서독자적으로생산과판매를할수있었기때문이다. 1989년 PDVSA는 BP 社와공동으로 BITOR 社라는오리멀젼을전담하는계열사를설치하고영국의전력회사 PowerGen에오리멀젼을독점적으로공급하는계약을시작으로전세계를대상으로마케팅을추진하였다. 4. 초중질유개발사업동향베네수엘라는비교적오랜석유개발의역사를지니고있다. 1878 년에석유개발을시작했으며, 1914년부터는상업적인목적으로석유를생산하였다. 20세기초한동안세계 2위산유국및제 1위수출국으로 OPEC 창설을주도하기도하였다. 초기의석유산업은대부분외국기업의지배하에있었으나 1976년국유화조치가단행되었다. 그러나 1989년에베네수엘라투자기금 (FIV: Fondo Inversiones de Venezuela) 을설립하면서서서히민영화를추진하였고, 1990년대들어석유산업개방화가다시시작되었다. 지금까지유전개발은주로서부마라카이보저지대에집중되어있었으나, 최근에는미개발상태인동부의오리노코강유역북부대평원지대의초중질유개발과해상가스전개발에활발한투자가이루어지고있다. 투자는주로광구분양, 합작계약등의형태가

88 주류를이루고있으며, 석유산업개방정책으로외국기업이다수의프로젝트에참여하고있다. 특히 21억달러에달하는 Hamaca 중질유경질화프로젝트를비롯하여이미외국기업과계약되었거나국회승인을받은다수의프로젝트들이진행중이다. 오리노코초중질유생산사업은개발뿐아니라정제등하류부문투자가동시에이루어져야하기때문에정부는투자유치에많은노력을기울이고있다. 향후 10년간신규유전개발, 기존유전개량, 가스전개발, 정유, 수송등각분야의투자에총 590억달러가소요될것으로전망되며, 이중 70% 는 PDVSA 자체프로젝트, 나머지 30% 는외국인참여프로젝트로추진될전망이다. 5) 오리노코벨트는총면적이 55,314km 2, 현재개발면적이 11,593km 2 이며 Boyaca와 Junin, Ayacucho, Carabobo 네개의큰지역을다시 27개블록 ( 각 500km 2 ) 으로구분하여유전탐사및개발을진행중이다 ([ 그림 Ⅴ-3] 참조 ). 4개프로젝트의초중질유생산능력은 578천b/d정도이며, 합성원유전환시설의능력은 580천b/d 에달한다. 향후 2012년까지초중질유생산능력을 1,200천b/d까지늘릴계획이며또한초중질유처리를위해오리노코벨트안에중질유업그레이드시설 (800천b/d) 을건설할계획이다. PDVSA는오리노코벨트와 Apure강일부유역을지역개발중심축으로오리노코북쪽지역에대도시건설을목표로하고있다. 베네수엘라는 2006년 3월 31일차베스대통령의국유화정책으로상류부문에대한정부의배타적권한을명기한신헌법과신석유법 5) Kotra(2008)

Ⅴ. 초중질유개발동향 89 [ 그림 Ⅴ-3] 베네수엘라자원벨트 자료 : PDVSA 을제정하여기존석유기업들이 PDVSA와의합작사업 (JV) 형태로만사업을추진할수있도록하였다. 외국기업의로열티를기존 1~ 16.66% 에서 20~30% 로인상하였으며, 합작투자시 PDVSA의참여지분을 60% 이상으로의무화하였다. 2006년 4월 1일부터는 PDVSA 와의개별적인계약을인정하지않고베네수엘라정부가참여지분을직접배분하도록하였다. 차베스대통령은 2007년 1월 10일대통령취임식에서수권법 ( 대통령에게부여한비상입법권 ) 제정을선포하였고, 동법은 1월 31 일의회에서통과되었다. 동법안은대통령에게향후 18개월동안특정분야에대해법률에준하는효력을지닌대통령포고령을제정할수있는권한을부여하는법으로서, 에너지정책을포함한 11 개전략정책분야에적용되었다. 한편 2007년 2월 27일에는오리노코벨트의전략컨소시엄및생

90 산물분배계약을종료하고동지역석유개발사업을국유화한다고발표하였다. 차베스대통령은영국과미국등의기업을배제하고 2007년 5월 1일부터동지역의석유개발사업을 PDVSA 주도로추진할방침임을피력하였다. 차베스대통령은 2007년 2월 4개오리노코프로젝트, Paria만의 3개프로젝트, Lake Maracaibo 동부지역의 La Ceiba 유전개발프 < 표 Ⅴ-4> 자원국유화이후프로젝트지분분포프로젝트명 Petrozuata Cerro Negro Sincor Hamaca (Junin) (Carabobo) (Boyaca) (Ayacucho) 블록 10 4 6 7 (27블럭) PDVSA(60%) PDVSA(83.37%) PDVSA(70%) 파트너 PDVSA(100%) Total(30.3%) BP(16.67%) Cheveron(30%) Statoil(9.7%) 시작일 1998년10월 1999년 11월 2000년 12월 2001년 10월 초중질유 (b/d, API) 합성원유 (b/d, API) 개발계획생산능력 ( 천b/d) 120,000 9.3 120,000 8.5 200,000 8~8.5 200,000 8.7 104,000 105,000 180,000 190,000 19~25 16 32 26 -PDVSA 자체 -PDVSA 자체 -PDVSA 자체 개발 : 6블럭 개발 : 3블럭 개발 : 5블럭 -인도(ONGC), -브라질(Petro- -러시아 러시아 (Lukoil), bras) 공동참여 : 미정 (Gasprom), 중국 (CNPC), 1블럭 이란 (Petro Pars) 스페인 (Repsol) 공동참여 : 2블럭 공동참여 :4블럭 110 108 180 180 자료 : 한국석유공사 (2008)

Ⅴ. 초중질유개발동향 91 로젝트, 중국이참여하고있는오리멀젼프로젝트를추진중인기업들에대해 PDVSA와합작회사를설립할것을통보하였다. 합작회사내에서 PDVSA가 60% 의이상의지분을보유하도록하였는데, Chevron, Shell, BP, Repsol, Petrobras를포함한 16개社는이를수용하여합작회사를구성 ( 석유공사오나도지분도 14.1% 에서 5.64% 로감소 ) 하였다. 이와함께한계유전 (500천b/d) 및초중질유프로젝트 (600천b/d) 를운영하는외국석유기업들에대해서세금및로열티를소급하여추징하였다. < 표 Ⅴ-4> 과같이최종적으로미국의 Chevron과영국의 BP, 프랑스의 Total, 노르웨이의 Statoil만이 PDVSA와함께합작회사의형태로개발에계속참여할것이다. Exxon Mobil( 미 ), ConocoPhillips( 미 ), Petro Canada( 캐 ) 등은추진중이던베네수엘라석유개발프로젝트를포기하고베네수엘라정부와보상을협상중에있다. Exxon Mobil과 ConocoPhillips는또한 2007년 10월석유자산강제인수와관련하여국제투자분쟁조정및국제중재재판을신청하였다. 한편 2007년 5월베네수엘라에너지석유부는베네수엘라동부및서부의 33개성숙유전에분양계획을발표하였다. 동부성숙유전의전체확인매장량은원유 22.75억배럴, 천연가스 6.4Tcf이며, 서부성숙유전은원유확인매장량이 7.4억배럴로알려져있다. 그러나 2007년 11월베네수엘라는카리브해의 Delta Caribe 프로젝트를추진하기위해시행했던광구분양을잠정중단한다고발표하였다. 베네수엘라에너지석유부는사전입찰자격을확보한 34개기업에게광구분양을실시할계획이었으나, 여러프로젝트에대한국유화정책이완료되는시점까지광구분양을연기하기로결정하였다고발

92 표하였다. 사전입찰자격 (PQ) 을통과한기업으로는 Chevron( 미 ), Lukoil( 러 ), ONGC( 인 ), Teikoku( 일 ), Shell( 네 ) 등이다. 5. 정제시설의확장계획 베네수엘라정부는 < 표 Ⅴ-5> 와같이중질유와초중질유의정제능력향상을위해 3개의정제공장신설 (Cabruta정제공장, Caripito 정제공장, Batalla de Santa Ines 정제공장 ), 2개기존공장증설및리모델링을계획하였다. 3개의정제공장신설에들어갈총투자액은 $100억이며, 이로써 70만b/d 상당의정제량이증가할것으로기대된다. 여타프로젝트를포함한총투자액 $164.8억중 87%($143.04억 ) 은베네수엘라가, 나머지 13%($21.76억 ) 은 PETROAMERICA가부담하게된다. 동프로젝트로원유정제량은 91만b/d로증가하며, 에탄 < 표 Ⅴ-5> PDVSA 정제산업프로젝트투자계획정제공장투자액 ( 백만달러 ) Cabruta 정제소 Caripito 정제소 Barinas(Batalla de Santa Ines) 정제소 10,374 Puerto La Cruz 정제소확장 EI Palito 정제소확장기타프로젝트 2,583 에탄올연료 1,347 PETROAMERICA 2,176 총계 16,480 자료 : PDVSA

Ⅴ. 초중질유개발동향 93 올생산량또한 2.1만b/d에달할것이다. 6) PDVSA는오리노코강벨트지역에서 API 9 인중질유및초중질유를 API 20~25 로개량하여중유나경유를생산할수있는프로젝트를추진중에있다. 미국 Conoco 社가 1990년코커 (coker) 기술을이용해초중질유를경질화하는기술을개발한이후현재계약기간 35년의 6개대형프로젝트계약이체결되었으나 Coastal 프로젝트는 1999년 1월취소되었으며, Exxon 프로젝트는베네수엘라의회승인이지연되고있다. 이외에도 Shell, BP, Repsol, YPF, JNOC 등세계유수기업이컨소시엄을구성해오리노코강유역의초중질유개발프로젝트를추진하고있으며, 정부는총 130억달러를투자, 10년이내에 1일 700천배럴의원유를증산할계획이다. 특히 Hamaca 프로젝트의경우동프로젝트의합작회사인 Ameriven이발주하는 11억달러규모의하류부문경질화설비국제입찰에우리나라의 SK와현대중공업이 Bechtel, Otepi( 현지회사 ), Foster Wheeler와컨소시엄을구성해응찰을시도하여낙찰이유력시되었으나 PQ통과후입찰준비중에컨소시엄멤버인 Bechtel이포기하여아깝게실패하고말았다. 그후이프로젝트는하류부문 (11억달러) 은 Fluor Daniel이, 상류부문 (10억달러 ) 은 Inelectra와 Parsons가수주했으며완공시 190천b/d의중질유를생산할수있을것으로기대된다. Hamaca 지역에는 300억배럴이상의원유가매장되어있다. Anzoategui주는이지역에서채굴된중질유를경질유로처리하여 Jose 산업단지의정유공장원료로사용할예정이다. 전략적제휴방 6) 에너지경제연구원 (2007)

94 식에따른초중질유경질화 4 개의프로젝트추진동향은 < 표 Ⅴ -6> 과같다. < 표 Ⅴ-6> 초중질유경질화프로젝트추진동향 프로젝트명 Petrozuata 투자용량사업규모 EPC 계약자공사내용 Cerro Negro 투자용량사업규모 EPC 계약자 Sincor 투자용량사업규모 EPC 계약자 Hamaca 투자용량사업규모 추진현황 PDVSA(49.9%), Conoco(50.1%) 120,000b/d 24 억달러 Contrina(Technip+B&R+Parsons+Proyecta 의컨소시엄 ) 파이프라인건설 (125 마일 ) 과경질화설비프로젝트 (10 억달러규모 ) PDVSA(41.7%), Mobil(41.7%), Veba(16.6%) 120,000b/d 25 억달러 JGC + Vepica + Jantesa PDVSA(38%), Totalfina( 프랑스 47%), Statoil( 노르웨이 15%) 200,000b/d 29 억달러 Contrina PDVSA(40%), Texaco(30%), Phillips(30%) 197,000b/d 21 억달러 자료 : Kotra(2008)

Ⅵ. 비전통석유의경제성과개발전망 95 Ⅵ. 비전통석유의경제성과개발전망 1. 오일샌드의경제성과개발전망 가. 오일샌드개발투자에영향을미치는요소오일샌드는일반적으로가행기간이 30년이상인장기투자자산이다. 오일샌드와초중질유개발투자에영향을미치는요소는매우다양하고, 채굴방식에따라고려해야할사항도다르지만, 가장중요한변수는비튜멘의생산비, 수송비, 그리고판매가격이다. 오일샌드의개발투자에서고려해야할요소들로는 < 표 Ⅵ-1> 에서보는것처럼, 주요경비, 광산운영규모그리고 1일생산 1배럴당자본지출등이다. 노천채굴방식에서는대규모개발에필요한초기자본, 인력및유지관리비그리고개질을위한설비투자비등을고려하여야하며, 생산규모는 100천b/d이상이되어야한다. 2007년 CAPP(Canadian Association of Petroleum Producers) 가추정한 1 일생산 1배럴당자본지출규모는채굴및추출공정에 C$50,000, 개질공정에 C$50,000로총 C$100,000으로추정된다. 스팀을이용한지하회수방식에서는천연가스의가격이가장중요한변수이며, 적정생산규모는 20~30천b/d로, 2007년 CAPP가추정한 1일생산 1 배럴당자본지출규모는 SAGD공법의경우 C$30,000로추정된다.

96 노천채굴방식 지하회수방식 주요경비 초기자본인건비와유지비 천연가스가격 개질 광산운영규모 100천b/d 20~30천b/d 자본지출 (1 b/d) CAPP 자료 자료 : 신현돈 (2008) < 표 Ⅵ-1> 오일샌드투자경제성의주요변수 채굴및추출 : C$20,000 개질 : C$32,000 채굴및추출 : C$50,000 개질 : C$50,000 CSS: C$20,000 SAGD: C$15,000 SAGD: C$30,000 오일샌드개발에영향을미치는주요요소들은위험요소와기회요소로나누어볼수있다. 위험요소로서는시장개발과파이프라인의확보, 자본적지출과인건비의증가, 운영비의증가, 환경문제등이며, 기회요소로서는국제원유가상승, 세계에너지수요의지속적인증가, 기술발전, 안정적인투자환경등이다. [ 그림 Ⅵ-1] 은 1967년 Great Canadian Oil Sands(Suncor) 가생산을개시한이래노천채굴방식의비튜멘과인공합성원유 (SCO) 의생산량과가격을나타낸것이다. 1978년 Syncrude가생산을개시하였고, 2003년 Alberta Oil sands 프로젝트가그뒤를이었다. SCO의가격은일반적으로경질원유에프리미엄을더한수준에서결정되어왔다. [ 그림 Ⅵ-2] 는지하회수방식에의한비튜멘생산량과가격이다. 지하회수방식에의한생산은윤회스팀자극법 (CSS) 생산방식을채용한 Imperial사의콜드레이크프로젝트가대부분을차지하여왔다. 일반적으로비튜멘의가격은경질원유의 50~60% 할인된수준에서결정되어왔다.

Ⅵ. 비전통석유의경제성과개발전망 97 [ 그림 Ⅵ-1] 노천채굴비튜멘및합성원유생산량및가격 자료 : ERCB ST98-2008 [ 그림 Ⅵ-2] 지하회수비튜멘생산량및가격 자료 : ERCB ST98-2008

98 [ 그림 Ⅵ-3] 은최근 5년간비튜멘의가격변화를나타낸것이다. 최근고유가로인하여비튜멘의가격도급등하였지만, 지난 5년간의비튜멘평균가격은 CN$34이었으며, 이는경질원유의 55% 수준이었다. 캐나다석유생산자협회 (CAPP) 의발표내용에따르면, 비튜멘의회수방식에따라운영비와공급단가가각각다르게발생하지만, 비튜멘과경질원유의가격비를 55% 로가정할때국제유가 (WTI 기준 ) 가배럴당 45~55달러수준이면오일샌드개발이경제성있는것으로평가하였다. [ 그림 Ⅵ-3] 지난 5 년간비튜멘가격변화 100 Light oil Bitumen Bitumen/Light 80 Price (CND$) Bitumen/Light (%) 60 40 20 0 Dec-02 Apr-03 Aug-03 Dec-03 Apr-04 Aug-04 Dec-04 Apr-05 Aug-05 Dec-05 Apr-06 Aug-06 Dec-06 Average Bitumen: CND$34 Bitumen/Light : 55% Apr-07 Aug-07 Dec-07 Apr-08 자료 : ERCB ST98-2008 2007년앨버타정부의 EUB(Energy and Utilities Board) 는 WTI 원유의 2006년가격인 $62/ 배럴을기준으로 2016년까지 $69/ 배럴로상승한다는전제하에현재의기술로채굴가능한경제성있는오일샌드의매장량을 1,730억배럴로평가하였다. 그러나실제로

Ⅵ. 비전통석유의경제성과개발전망 99 2008년에국제유가수준을감안한다면추가적으로채굴가능한오일샌드의매장량은크게증가할수있다. 2006년캐나다의국가에너지위원회 (NEB; National Energy Board) 는캐나다의오일샌드를채굴하여천연역청을추출하는비용만배럴당 6~13달러정도소요되는것으로추정하였는데, 이는전통석유와비교할때최소 50% 이상높은수준이다. 한편, 탐사및채굴장비사용에따른자본비용또한비용산정에포함될경우오일샌드의배럴당생산비용은 13~22달러로증가하게된다. 여기에다시채굴된역청유분을합성원유로개질하는비용이추가되어야한다. 따라서최종적인오일샌드의공급비용은 34달러에서 37달러수준에이른다. 그러므로국제 < 표 Ⅵ-2> 채굴방법에따른공급비용비교 최종운영비공급비용구분추출물 (US$) (US$) 노천채굴역청 6~8 13~17 CHOPS 역청 7~9 15~18 지하 CSS 역청 9~13 19~22 회수 SAGD 역청 9~13 17~21 채굴 / 역청분추출 역청 8~11 17~19 채굴 / 업그레이딩 (SCO) 합성원유 17~21 34~37 주 : 1) 공급비용은생산과관련한모든비용을포괄하며구체적으로운영비, 자본비, 세금, 로열티, 투자회수율등을포함한다. 또한일정범위의수치로표현되는것은매장지에따른오일샌드의질, 오일샌드의매장심도, 프로젝트규모및회수방법등에따라투입비용이달라지기때문이다. 2) 공급비용단위는캐나다달러를 U.S 달러로변환한것으로환율은 2007 년평균치를기준을적용하였다. 자료 : National Energy Board(2006. 6)

100 [ 그림 Ⅵ-4] 채굴방법에따른공급비용비교 자료 : Canadian Heavy Oil Association(2007) 유가가오르면오를수록오일샌드의개발가치도함께상승한다. 2003년이후국제유가가상승세를지속하면서오일샌드의경제성이확보되기시작하였다. NEB는국제유가를배럴당 50달러로전제할때오일샌드의수익률을 16~27% 정도로추정하였으나 2006년이후국제유가가평균 60달러를넘어섬에따라오일샌드개발의매력은더이상의심할필요가없을것으로보인다. 캐나다에서오일샌드를채굴하는방법은크게두가지로구분할수있고채굴방법에따라비용의차이도발생한다 (< 표 Ⅵ-2>, 참조 ). [ 그림 Ⅵ-5] 는 WTI유가가배럴당 61달러일때, 비튜멘의가격결정구조이다. WTI와비튜멘블렌드 (nonupgraded blend) 와의가격차이가 $16/b 정도이므로비튜멘블렌드가격은 $45/b이된다. 비튜멘블렌드의경질원유희석양이 30% 이므로 $18달러 (=$61/b x 0.3)

Ⅵ. 비전통석유의경제성과개발전망 101 를제하면비튜멘의가격은 $38/b가된다. 반대로비튜멘의생산가격이자본적경비, 금융비용, 로열티및세금, 이윤등 $18/b, 운영비 $16/b 그리고천연가스비용 $4/b 등총 $38/b이면경제성을가질수있는국제유가는최소 $61/b가되어야한다는것을의미한다. [ 그림 Ⅵ-5] 비튜멘의가격결정구조 자료 : CAPP(2007) 나. 오일샌드개발전망오일샌드의사업성이확보됨에따라, 알버타주정부를중심으로오일샌드의생산증대를추진하고있다. 알버타주정부의오일샌드생산계획에따르면, 오일샌드생산량을 2010년까지 200만b/d, 2015

102 년에는 300 만 b/d 로증대하여, 캐나다총원유생산의 60~70% 차지하 도록한다는계획이다. 반면캐나다의전통석유생산량은점차감소, 2015 년 70 만 b/d 이하로하락할것으로전망된다 ([ 그림 Ⅵ-6] 참조 ). [ 그림 Ⅵ-6] 알버타비튜멘및 SCO 수요와개발전망 그러나이런대폭적생산량증가를위해서는현재의낮은경제적회수율 ( 전체오일샌드의약 12%) 과각종문제점을해결할수있는기술및환경투자가선행되어야한다. 즉, 이산화황과온실효과가스방출저감, 오일샌드채굴ㆍ비튜멘추출및지하회수효율증가, 개질효율증가, 장비유지보수및수리저감, 파이프라인수송을위한비튜멘희석필요성저감및개발후복구방법개선등이다. 캐나다는다른산유국들과는달리정치와사회가안정되어있어

Ⅵ. 비전통석유의경제성과개발전망 103 [ 그림 Ⅵ-7] 오일샌드순수익분배구조 자료 : CAPP(2007) 개발리스크가매우낮고, 광권계약구조가리즈제도로서로열티와세금이 [ 그림 Ⅵ-7] 에나타난바와같이비용회수이전에는 1~9% 에불과하며비용회수완료이후에도유가에따라 25~40% 수준이다. 또한 [ 그림 Ⅵ-8] 에서볼수있듯이광구주변인프라가매우잘발달되어있어수송에문제가없으며미국이라는확실한시장이있어원유판매에도어려움이없다. 더욱이지속적인파이프라인증설계획들이발표되고있고, 석유기업들도오일샌드개발계획을확대하고있다 (< 표 Ⅵ-3> 참조 ). 따라서국제유가가일정수준이상을유지한다면오일샌드의개발은경제성을가질수있고, 지속적인개발이가능할것이다.

104 [ 그림 Ⅵ-8] 오일샌드파이프라인 (a) (b) 주 : (a)alberta SCO and nonupgraded bitumen pipelines, (b) Canadian and U.S. crude oil pipelines 자료 : ERCB ST98-2008 < 표 Ⅵ-3> 지난 3 년간발표된오일샌드개발확대계획 회사 프로젝트 생산능력 ( 천 b/d) Suncor Voyageur 550( 노천채굴 ) EnCana SAGD 500( 지하회수 ) CNRL Horizon 500( 노천채굴 ) 300( 지하회수 ) Imperial Oil Kearl 300( 노천채굴 ) Shell Peace River, Jackpipe Petro-Canada Fort Hills 100( 노천채굴 ) Husky Sunrise 200( 지하회수 )