TG5149 - MIKROSEISMIK
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOFISIKA
FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN
RINGKASAN PAPER
Monitoring mikroseismik pada operasi hydraulic-fracturing di reservoir CBM:
Studi kasus di Formasi Cerrejón, Cekungan Cesar-Ranchería, Kolombia
Waskito Aji
12314036
Daniel Maynard
12314038
Nadhilah Hizhwati
12314039
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
2017
PENDAHULUAN
Karakterisasi event mikroseismik memerlukan akuisisi data seismik kontinu dari stasiun yang dekat dengan sumber event. Stasiun seismik yang dibutuhkan dapat disapang di array permukaan sekitar wellhead atau di array downhole menggunakan sumur terdekat sebagai well monitor. Setelah didapatkan data seismik, model kecepatan yang akurat dari data yang telah ada sebelumnya (biasanya log sonik) harus dibuat untuk meentukan lokasi dari event yang terekam. Model kecepatan, dan algoritma ray-tracing berdasarkan Hukum Snell, digunakan untuk menghitung waktu tempuh, azimuth, dan sudut takeoff dari gelombang seismik dari satu sumber ke satu receiver dimanapun di dalam model kecepatan. Saat fase P dan atau S dari event mikroseismik teridentifikasi di dalam data seismik, hiposenter dari tiap event diposisikan melalui metode inversi waktu-tiba Geiger. Metode ini terdiri dari inversi linear dari waktu tempuh residual (perbedaan antara waktu tempuh teramati dan waktu tempuh terhitung dengan metode ray tracing) dari relokasi iteratif hiposenter. Lokasi final adalah yang memiliki waktu tempuh residual minimum.
Mekanisme sumber seismik dari tiap event mikroseismik ditentukan oleh momen magnitudo dan mekanisme fokusnya. Model Brune diimplementasikan untuk estimasi dari momen seismik, radius sumber, dan momen magnitudo. Polaritas dari waktu tiba pertama diidentifikasi dalam data seismik digunakan untuk mengestimasi geometri bidang nodal (azimuth dan kemiringan dari sesar dan bidang auxiliary) yang membentuk mekanisme fokus dari tiap event.
Berdasarkan hasil yang didapatkan dari distribusi mikroseismisitas dan karakterisasi sumber, parameter geomekanikal penting dari reservoir dapat disimpulkan. Distribusi dari event mikroseismik membuat estimasi awal simulated reservoir volume (SRV) dan orientasi dan anisotropi dari stress horizontal utama. Distribusi mikroseismisitas, dan beberapa parameter sumber seperti radius sumber dan bidang nodal, dikumpulkan untuk memperoleh mekanisme failure dari tiap event mikroseismik dan sebuah discrete fracture network (DFN) dari keseluruhan operasi hydraulic-fracturing.
STUDI KASUS
Area studi dekat dengan batas utara Cekungan Cesar-Rancheria, di Colombia, di dalam sebuah area yang telah ditetapkan oleh National Hydricarbon Agency of Colombia sebagai sumber pengembangan coalbed-methane (CBM). Area studi digambarkan di gambar 1.
Gambar 1. Peta geologi Cekungan Cesar-Rancheria utara dengan lokasi area studi dan arah maksimum stress
horizontal diusulkan berdasarkan setting geologi.
Cekungan Cerrejon, yang berada dalam area, memanjang dalam arah tenggara-barat laut dan diikat ke timur laut oleh sungai Cerrrejon, ke timur oleh Sesar Timur Cerrejon, ke barat daya oleh Sungai Palmarito, dan ke barat oleh Sungai Rancheria.
Zona kaya batubara ini memiliki cadangan batu bara yang diestimasi lebih dari 120 juta ton dan telah dieksploitasi di open pit selama beberapa dekade. Cebakan yang diinginkan berada di dalam Formasi Cerrejon, yang diendapkan di lower Paleogene, terdiri dari coal seams interbedded dengan batu pasir calcareous, dan memiliki ketebalan sekitar 700 m di dalam area studi. Formasi ini ditutupi oleh endapan alluvial Quaternary yang tersusun sebagian besar dari pasir dan konglomerat, seperti pada gambar 2.
Gambar 2. Cross section D-D’ dengan projeksi sumur A dan stress horizontal maksimum telah ditunjukkan pada
gambar 1.
Formasi terdiri dari ketebalan yang bervariasi, yang membatasi tambang open-pit batubara dengan area dimana ketebalan endapan Quarternary kurang dari 30 m. Hal ini merupakan kasus tambang batubara Cerrejon sebelah timur kota Barrancas, tambang open-pit batubara terbesar South America, yang memproduksi sekitar 32 juta ton batubara setahunnya.
Area studi kasus ini adalah 20 km barat daya dari penambangan Cerrejon. Dalam area ini, endapan alluvial yang menutupi Formasi Cerrejon memiliki ketebalan lebih dari 600m, sehingga menjadi tidak layak untuk opencast bijih batubara pada titik ini. Akan tetapi, gas metana yang berasosiasi dengan lapisan batu bara ini sangat diinginkan. Eksploitasinya layak karena adanya
pengembangan teknologi terbaru untuk cadangan nonkonvensional seperti pengeboran horizontal dan hydraulic-fracturing.
Tiga sumur dibor di dalam area studi, yaitu sumur A, B, dan C, yang diperlihatkan oleh gambar 3 dan 4. Sumur A dibor pada Agustus 2011 dengan kedalaman 1436 m. Sumur ini membentang di endapan alluvial antara 0 dan 530 m dan lapisan perselingan batubara dan batu pasir yang berasosiasi dengan Formasi Cerrejon antara 530 dan 1436m.
Gambar 3. Kenampakan dari satelit dari area studi dengan lokasi stasiun seismik permukaan yang diinstall untuk
pemantauan dan survey seismik 2D dan kenampakan isometrik dari sumur A dengan titik injeksi untuk
hydraulic-fracturing
Gambar 4. Section migrasi kedalaman seismik di gambar 3 dengan sumur A, B, dan C serta titik injeksi untuk hydraulic-fracturing di proyeksi sumur A
Operasi hydraulic-fracturing dilakukan di coalseam, dengan ketebalan 7.3m berlokasi di kedalaman 750 m di Formasi Cerrejon, yang telah dibor di Well A. Kehadiran sesar naik dan lipatan dekat dengan area studi mengajukan adanya lingkungan pembalikan state-of-stress, dengan arah stress horizontal maksimum tegak lurus dengan sesar naik, seperti di gambar 1.
Orientasi dari SHmax ini menentukan orientasi utama dari hydraulic-fracture juga, dan penjalaran
dari rekahan ini dapat dilihat menggunakan pemonitoran mikroseismik.
Untuk mencapai tujuan tersebut dalam studi kasus ini, mikroseismisitas dari rekahan ini dimonitor dengan sistem akuisisi seismik permukaan yang terdiri dari 60 channel nirkabel dengan telemetri dan geophone satu-komponen vertikal. 60 channel tersebut dipasang di array berbentuk bintang di sekitar wellhead seperti ditunjukkan di gambar 3, dan koordinat nya diperoleh dari submeter GPS. Channel ini disebar dalam dua lintasan seismik, tiap lintasan dengan 30 channel dengan spasi 40 m. Penyebaran sistem permukaan ini melakukan akuisisi perekaman seismik 24 jam per hari dalam real time, dengan interval sampling 2ms.
LOKASI EVENT MIKROSEISMIK
Pemrosesan mikroseismik untuk melokasikan hiposenter event seismik dimulai dengan pembuatan model kecepatan berdasarkan informasi yang telah ada. Dalam studi kasus ini, dua set data telah tersedia yaitu log sonik dari Well A dan kecepatan survey seismik 2D yang diperoleh dari dekat area studi seperti telah digambarkan di gambar 3 dan 4. Model kecepatan digunakan untuk lokasi hiposenter mikroseismik biasanya dibuat dari log sonik (model 1D) dan dikalibrasi dengan perforation shot juga diamati dengan pemonitoran seismik untuk memperoleh model 1D yang telah terkalibrasi atau model 3D apabila metode inversi tomografi yang robust diimplementasikan.
Tidak memungkinkan untuk studi kasus ini untuk dilakukan kalibrasi model kecepatan yang semestinya karena penggunaan metode perforasi abrasif untuk untuk perforasi well-casing yang meliputi pumping slurry yang tersusun dari air dan pasir pada tekanan tinggi untuk sandblast well casing sampai sepenuhnya mempenetrasi casing steel dan semen untuk mencapai formasi. Metode perforasi ini tidak menghasilkan pulsa seismik yang jelas yang dapat dideteksi dengan stasiun seismik yang dipasang di permukaan sebagai muatan perforasi, sehingga tidak ada data berguna yang tersedia untuk refinement dari model kecepatan.
Dengan dua sumber pengukuran kecepatan seismik, dua model kecepatan dibuat dengan mengikuti alur kerja yang sama. Pertama, model 1D diperoleh untuk tiap set data, lalu model-model tersebut diekstrapolasi secara horizontal seperti pada gambar 5. Untuk mengikuti geometri unit sedimen yang hampir horizontal, yang diperlihatkan di survey seismik 2D di gambar 4.
Gambar 5. (a) Model kecepatan blok dari log sonik sumur A (merah) dan kecepatan hasil pengolahan dari survey
seismik refleksi 2D terdekat (biru). (b) Tampak isometris dari model kecepatan ekstrapolasi secara horizontal diperoleh dari log sonik sumur A, dengan ray tracing dari event simulasi. (c) Tampak isometrik dari model kecepatan terekstrapolasi secara horizontal yang diperoleh dari kecepatan hasil pengolahan dari survey seismik
terdekat, dengan ray tracing dari event simulasi.
Kedua model diuji untuk lokasi hiposenter dari event mikroseismik, dan salah satu yang memberikan akurasi lebih baik (error residual dan ketidakpastian lokasi lebih kecil) adalah yang akan digunakan untuk lokasi.
Setelah model kecepatan diperoleh untuk area studi, data seismik yang didapat dianalisa untuk mengidentifikasi event selama dan setelah pemonitoran operasi perekahan atau fracturing. Fase P dari 21 event mikroseismik diidentifikasi, dan kedua first-break arrival dan polaritas di-pick untuk tiap event, seperti ditunjukkan oleh gambar 6. Kedua model kecepatan dan waktu tiba untuk tiap event merupakan parameter input yang dibutuhkan untuk mengaplikasikan metode inversi waktu tiba untuk lokasi hiposenter.
Langkah pertama dari metode ini adalah mengasumsikan lokasi hiposenter awal. Untuk studi kasus ini, titik injeksi dari operasi fracturing diasumsikan sebagai titik awal untuk semua event. Kemudian waktu tempuh dari gelombang P dari hiposenter untuk tiap stasiun permukaan disimulasikan menggunakan algoritma raytracing, dan error residual untuk tiap raypath (selisih antara waktu tempuh yang di-pick dalam rekaman seismik dan yang dihitung dengan ray tracing) dihitung. Hiposenter direlokasi secara iteratif untuk mengurangi error residual dan fit waktu tempuh terhitung dengan waktu tiba pertama yang di-pick. Setelah relokasi iteratif berkonvergensi ke error residual minimum untuk tiap stasiun, error rms dan ketidakpastian lokasi dihitung untuk lokasi hiposenter final dari tiap event.
Metode ini diaplikasikan untuk kedua model kecepatan seperti diperlihatkan di gambar 5, dengan menggunakan lokasi hiposenter awal yang sama dan waktu tempuh yang telah dipick, dan untuk semua event, error rms minor dan ketidakpastian lokasi diperoleh dengan profil kecepatan yang didapat dari survey seismik 2D terdekat. Dengan demikian, model kecepatan ini digunakan sebagai lokasi di semua event.
Gambar 6. Picking fase dari first arrival gelombang P dari event mikroseismik yang terekam oleh array monitor
seismik. Polaritas first break (pick merah untuk polaritas positif dan pick biru untuk polaritas negatif) terlihat jelas. Variasi polaritas ini menetapkan mekanisme fokus dari event mikroseismik.
Pada gambar 7 ditunjukkan distribusi spasial dan ketidakpastian lokasi mikroseismik berasosiasi dengan operasi perekahan termonitor. Tampak atas dari distribusi event menggunakan kedua estimasi dari arah utama penjalaran rekahan dan SRV dalam coal seam (gambar 7a.). Tampak samping dari distribusi yang sama (gambar 7b) menunjukkan bagaimana kedalaman dari sebagian besar event berhubungan dengan ketebalan dari coal seam yang terstimulasi, sehingga bisa diduga bahwa rekahan yang dibuat membatasi coal seam. Kemudian SRV terestimasi dari tahap perekahan dihitung dengan mengalikan area stimulasi reservoir dengan ketebalan coal seam. Nilai SRV ini dihitung dengan mengasumsikan bahwa keseluruhan area rekahan dan keseluruhan ketebalan coal seam distimulasi secara efektif. Oleh karena itu, nilai SRV harus dikuatkan atau dibuktikan balik dengan data produksi.
Gambar 7. Distribusi spasial dari 21 hiposenter event mikroseismik dilengkapi dengan lokalisasi ketidakpastian
lokasi tampak atas (7a) dan tampak samping (7b). Coal seam terstimulasi setebal 7.3m jelas terlihat dalam log densitas yang diplot beserta tampak samping dari lokasi hiposenter. Berdasarkan distribusi ini, dapat diduga bahwa
rekahan dibatasi dengan coal seam yang rekah, dan demikian SRV dari operasi perekahan dapat diestimasi.
PERHITUNGAN MOMEN MAGNITUDO
Pada kasus ini perhitungan momen magnitudo dilakukan menggunakan persamaan model Brune, dimana persamaan ini dapat digunakan untuk menentukan momen magnitudo semua jenis event seismik,berikut persamaannya
𝑀𝑤 = ( 2
3) ∗ 𝑙𝑜𝑔10(𝑀0) − 6.07,
Dengan 𝑀0 adalah momen seismik (Nm). Momen sismik ini ditentukan dari fitting antara spektrum frekuensi dari displacement seismic signal terhadap theoritical source spectrum dari model Brune yang dinyatakan dalam persamaan
𝑆0(𝑓) = Ω0 [1+(𝑓
𝑓0) 𝛾𝑛
]1/𝛾,
Dengan Ω0 merupakan long period amplitudo, f0 adalah corner frequncy, n=2, dan 𝛾= 2 adalah high frequency source spectral roll off.
Untuk mendapatkan Ω0 dan f0 tiap event microseismik dilakukan dengn teknik windowing trace seismik dengan nila S/N Ratio yang tinggi, dan diterapkan analisis fourier untuk menghitung spektrum frekuensi. Ketika telah diperoleh nilai Ω0 dan f0 , selanjutnya dapat ditentukan nilai
momen seismik dengan persamaan
𝑀0 =
Ω04Π𝜌𝑉3𝑟 0.6 ∗ 2.0 ,
Dengan 𝜌 merupakan densitas, r adalah jarak antara source ke receiver, dan V adalah kecepatan gelombang P (m/s)
Gambar 8. a) Window dari trace seismik yang digunakan untuk analisis Fourier, b) Spektrum frekuensi dari window
trace seismik yang dipilih (garis biru), spectral fitting dari Brune model (garis hijau), batas bawah dari geophone’s
frequency response (garis merah)
Selanjutnya, untuk penentuan source radius ditentukan menggunakan persamaan, 𝑙𝑜𝑔10(𝛼) = 0.988 + 0.352𝑙𝑜𝑔10(𝑀0)
FOCAL MECHANISM DAN ANALISIS GEOMEKANIK
Analisis focal mechanism dari suatu event seismik dapat digunakan untuk mendeskripsikan orientasi dari fault plane yang menyebabkan event tersebut. Dari analisis ini dapat ditentukan strike, dip, serta failure mechanism dari nodal plane (fault plane dan auxilary plane).
Nodal plane ini didapatkan dari plotting polaritas first break pada stereonet. Nodal plane pertama memisahkan polaritas positif dan polaritas negatif, selanjutnya dihitung kutub dari nodal plane pertama. Nodal plane kedua dibuat melalui kutub nodal plane pertama dan tegak lurus terhadap nodal plane pertama.
Dari 21 event yang diidentifikasi, terdapat 10 event yang menunjukkan perubahan polaritas pada first arrival. Dari keseluruhan event, didapatkan nodal plane pertama pada tiap event mendekati vertikal sementara nodal plane kedua mendekati horizontal.
Gambar 8. Kiri: plot first-break polarity, dengan black dot positive polarity dan blank dot negative polarity. Kanan: beachball dari event tersebut
Focal mechanism dari 10 event ini menunjukkan mekanisme yang menyebabkan event merupakan shear slip. Dari plotting pada diagram rosset, menunjukkan bidang vertikal berhubungan dengan orientasi regional reverse fault dan orientasi hydraulic fracturing.
Gambar 9. Diagram Rosset dari event yang menunjukkan perubahan polaritas first arrival. Merah menunjukkan
Jika nodal plane ini merupakan fault plane dari event, kemungkinannya adalah bahwa event mikroseismik ini terjadi pada preexistent fault yang diakibatkan oleh peningkatan pore pressure selama hydraulic fracturing. Atau kemungkinan lainnya yaitu event ini terjadi pada bidang yang mendekati horizontal. Horizontal fracture ini dapat terjadi akibat proses hydraulic fracturing pada daerah dengan least principle stressnya merupakan vertical stress (Zoback,2007).
Untuk event yang tidak menunjukkan adanya perubahan polaritas dari first arrival, kemungkanan failure mechanism nya merupakan tipe ekspansif.
Setelah menentukan failure mechanism, dilakukan plot focal mechanism dengan ukuran dari tiap beach ball berdasarkan pada radius event yang diperoleh dari analisis momen seismik. Plot ini menunjukan trend shear slip failure mechanism berarah SW dari injection point yang menunjukkan bahwa event ini terjadi pada preexisting fault dengan orientasi SW-NE. Untuk expansion-failure mechanisms teridentifikasi berorientasi NE dari injection point.
DISKUSI
Kondisi state of stress akibat adanya sesar reverse dan lipatan, tidak berkorespondensi langsung kepada state of stress yang mendefinisikan arah hydraulic fractures yang terdeteksi pada sumur A di reservoir CBM. Akibat ketidakpastian ini, tidak mungkin dilakukan penentuan nodal plane yang mana dari mekanisme fokus tersebut yang merupakan fault plane.
Mengingat banyaknya sesar reverse dan lipatan akibat kompresi horisontal pada cekungan Cerrejón, dapat diasumsukan bahwa kompresi ini juga mengakibatkan beberapa rekahan pada coal seams dengan azimuth yang serupa dengan sesar Cerrejón.
Bagaimanapun juga, jika state of stress akibat adanya sesar reverse dan lipatan merupakan state of stress yang mendefinisikan arah hydraulic fractures, maka principal stress terkecil pada area ini adalah stress vertikal, sedangkan hydraulic fractures berpropagasi mendekati horizontal. Dengan rekahan horizontal yang tidak se-permeable seperti rekahan vertikal, maka produktivitas reservoir tidak akan naik secepat dengan adanya rekahan vertikal.
KESIMPULAN
Untuk mendapatkan model geomekanik reservoir nonkonvensional, hal yang dapat dilakukan adalah menjumlahkan semua data pengukuran stress dari operasi pengeboran, log sumur, dan data produksi untuk mendapatkan model geomekanik area tersebut. Data tersebut dilengkapi dengan data struktur geologi dan hasil monitoring mikroseismik. Pembentukan model geomekanik ini membantu mengurangi ketidakpastian dalam menentukan fault plane pada event mikroseismik, sehingga mengoptimalkan operasi hydraulic fracturing selanjutnya di tempat yang sama.
