Laporan Presentasi Mikro

Laporan Presentasi Mikroseismik Reservoir Stress from Microseismic Source Mechanisms (Frantisek Stanek, Zuzana Jechumtalova, & Leo Eisner)

ANGGOTA KELOMPOK 2: Harry Siswanto (22314021) Ida Bagus Suananda Y. (12312026) Atin Nur Aulia (12312063)

PROGRAM STUDI TEKNIK GEOFISIKA FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2015

1. Pendahuluan Monitoring mikroseismik merupakan metode yang penting dalam mengamati dan memetakan respon reservoir terhadap adanya stimulasi hydraulic-fracture. Geometri dari rekahan seperti arah dari propagasi rekahan, serta panjang dan tinggi rekahan dapat ditentukan berdasarkan lokasi dari even mikroseismik. Model reservoar seperti discrete fracture network(DFN), stimulated rock volume, atau propped volume dapat dibuat berdasarkan lokasi dan mekanisme sumber. Mekanisme sumber juga dapat menentukan orientasi stress. Pada even mikroseismik yang disebabkan oleh hydraulic fracturing, makanisme sumber yang diamati adalah komponen shearing, sedangkan komponen non-shearing dianggap sebagai noise dari data atau mismodelling(Stanek dan Eisner, 2013). Gempa yang dihasilkan dari even mikroseismik yang shear menunjukkan adanya dua bidang patahan dan slip pada masing-masing bidang tersebut. Tipe dari patahan seperti sesar naik, sesar turun, dan sesar geser bergantung pada tipe dari rezim stress pada area sumber(Anderson, 1942). Pola directional-dependent yang spesifik dihasilkan oleh setiap mekanisme sumber dari gelombang seismik yang diradiasikan dari hiposenter, oleh karena itu pola directional-dependent dapat digunakan untuk menentukan mekanisme sumber. Mekanisme sumber yang didapatkan dugunakan untuk mendapatkan orientasi dari medan stress yang konsisten dengan mekanisme sumber tersebut. 2. Metodologi Metodologi yang digunakan diadopsi dari metodologi dari Angelier(2002) dan membalikkan medan stress yang paling sesuai dengan mekanisme sumber double-couple. Namun, metodologi dari Angelier hanya bisa menentukan arah dari stress utama(σ1, σ2, σ 2−¿σ σ3) dan perbandingan diantara principal stress tersebut ( σ 1−σ 3 ) yang tidak R=¿ berhubungan dengan magnitudo stress. Asumsi medan stress homogen digunakan dalam proses inversi, namun jika medan stress heterogen atau berubah secara temporer, maka kita dapat membagi even mikroseismik ke dalam area yang lebih kecil untuk mendeteksi variasi dari stress. Pembuatan beberapa subset data dari mekanisme sumber pada lkasi yang berbeda dapat digunakan pada saat menstimulasi lebih dari satu formasi dan ingin mengetahui jika medan stress diganggu. Masing-masing subset harus mempunyai jumlah dari even mikroseismik dengan mekanisme sumber yang dapat dipercaya. Pada teorinya, hannya empat mekanisme sumber yang dibutuhkan untuk inversi, namun pada prakteknya, dibutuhkan lebih dari empat mekanisme sumber karena adanya ketidakpastian inversi mekanisme sumber dan untuk meningkatkan konstrain spasial dalam orientasi stress. Metodologi ini juga membutuhkan macam-macam orientasi dari patahan karena stress constraint tidak dapat dilakukan berdasrkan slip berulang sepanjang patahan yang sama. Analisa ketidakpastian dibutuhkan karena bagaimanapun tidak jelas bagaimana cara membedakan bidang patahan seharusnya dan bagaimana medan stress homogen yang dibutuhkan. Ketidakpastian diestimasi menggunakan teknik Jecknife. 3

Orientasi dari stress utama dihitung dan shape ratio dari bermacam-macam subset dari data dimana data atau beberapa mekanisme sumber telah dihilangkan. Jumlah dari mekanisme sumber minimum adalah empat. Inversi dan penghilangan mekanisme sumber secara acak diulang untuk mengestimasi kestabilan dalam penentuan orientasi stress utama dan error dari shape ratio. Penghamburan(scatter) dari solusi yang didapatkan merupakan estimasi ketidakpastian. Kelebihan dari metode Angelier ini adalah perhitungan yang cepat dan tidak perlu ditentukan bidang nodal yang aktif dari setiap mekanisme.. 3. Aplikasi Mikroseismik Dalam penelitian ini untuk memperoleh kejadian mikroseismik dilakukan hydraulic fracturing pada reservoir shale selama 4 hari berturut-turut, dengan kedalaman sekitar 2 km. Untuk mendapatkan data yang memiliki kualitas data 3D yang baik dipilih konfigurasi starlike array. Konfigurasi ini memiliki 1000 group geophone dengan 10 lintasan pengukuran. Dari proses injeksi fluida ini digunakan dua pendekatan dalam analisa data. Pendekatan pertama adalah memilih data terbaik dari 4 hari hydraulic fracturing untuk dipick secara manual dan disebut Group 1. Proses picking manual menghasilkan 75 data dari 600 data yang memiliki kualitas signal to noise ratio (SNR) yang baik. Pendekatan kedua dengan melakukan picking otomatis data pada satu hari yang paling aktif menggunakan diffraction-stacking moment tensor inversion (DSMTI) dan disebut Group 2. Metode DSMTI mampu mendeteksi kejadian mikroseismik, mementukan lokasi kejadian mikrosesimik, menginversi mekanisme sumber dari kejadian mikroseismik. Setelah kedua pendekatan didapat, dilakukan inversi mekanisme sumber untuk masingmasing proses, baik manual maupun otomatis. Tujuan dari penentuan mekanisme sumber adalah untuk mencari jenis mekanisme sumber, dan kemudian ditentukan apakah sebuah kejadian mikroseismik itu disebabkan oleh hydraulic fracturing atau reaktivasi patahan yang telah ada sebelumnya.

Gambar 1. Peta mekanisme sumber dan garis yang merepresentasikan lintasan hydraulic fracturing secara horizontal; Group 1 (kiri); Group 2 (kanan)

Data dari Group 1 memiliki nilai strike sekitar N 70 o E yang konsisten dengan arah stres horizontal maksimum dari regional tersebut. Kemiringan bidang patahan (dip) memiliki nilai sekitar 90o – 80o. Group 1 mengandung 62 kejadian dip-slip dan 13 kejadian strike-slip.

Group 2 yang diproses secara otomatis akan mengandung kejadian yang memiliki nilai SNR rendah dan tinggi. Hal ini akan mengakibatkan ketidakpastian dalam proses inversi menjadi tinggi. Namun dari data inversi tetap didapat orientasi bidang nodal yang masih sesuai dengan Group 1. Kedua metode ini menghasilkan orientasi stres utama yang mirip. Dengan stres 1 hampir vertikal dan stres 2 dan 3 horisontal dan saling tegak lurus satu sama lain.

Gambar 2. Mekanisme sumber untuk Group 1 (kiri) dan Group 2 (kanan) untuk masing-masing kejadian mikroseismik. Warna merah adalah stres maksimum, warna abu-abu adalah stres horizontal maksimum, dan warna biru adalah stress minimum. Warna kuning adalah hasil pendekatan (best fitting) stres yang paling baik

Tabel 1. Orientasi stres utama untuk Group 1 (kiri) dan Group 2 (kanan)

4. Interpretasi Geomekanika Pada area hydraulic fraturing, stress utama maksimum dan minimum berarah hosontal, sedangkan stress utama intermediate berasal dari overburden/Lithostatic Pressure.

Gambar 3. Ilustrasi dari stress utama yang bekerja pada area hydraulic fracturing

Anderson (1951), membuat klasifikasi sesar berdasarkan pada pola tegasan utama sebagai penyebab terbentuknya sesar (Gambar 4). Berdasarkan pola tegasannya ada 3 (tiga) jenis sesar, yaitu sesar naik (thrust fault), sesar normal (normal fault) dan sesar mendatar (wrench fault). a. Normal fault, jika tegasan utama atau tegasan maksimum (1) posisinya vertikal b. Wrench fault, jika tegasan menengah atau intermediate (2) posisinya vertikal c. Thrust fault, jika tegasan minimum (3) posisinya vertikal

Gambar 4. Klasifikasi sesar menurut Anderson(1951)

Gambar 4. Diagram Mohr Grup 1 dan Grup 2

Dengan mengesampingkan aspect ratio, diagram Mohr menunjukkan kondisi medan stress Normal hingga Shear untuk event-event yang teramati. Setiap event lalu diplot pada diagram Mohr berdasarkan sudut dip nya (α). Terlihat nilai dip α lebih rendah dari 30o pada event 1, bahkan sebagian besar event memiliki dip kurang dari 10 o. akan tetapi, ada juga event yang memiliki dip antara 10o – 25o. event dengan sudut ini dapat diinterpretasikan sebagai reaktivasi sesar yang sudah ada sebelum dilakukan hydraulic fracturing. Apabila dihubungkan dengan koefisien friksi batuan (umumnya 0.6), maka biasanya slip pada sesar terjadi pada sudut 300. Event pada grup 2 memiliki rentang persebaran sudut α yang besar, mulai dari sudut rendah yang lebih kecil daripada 10o, hingga α yang lebih besar dari 40o. Persebaran lebih lebar ini konsisten dengan ketidakpastian pada mekanisme sumber mikroseismik yang diakibatkan oleh tingkat noise yang tinggi pada data serta proses picking dan inversi yang dilakukan secara otomatis. Walaupun medan stress telah berhasil diinversi, sangat sulit menentukan bidang sesar dari nodal plane tanpa adanya informasi tambahan. Dari event yang ada, terlihat satu nodal plane yang hampir vertikal, dan satu nodal plane yang hampir horizontal. Akan tetapi, kita mengetahui bahwa event ini terjadi pada reservoir shale yang secara alami memiliki bidang lemah antar perlapisannya. Bidang lemah ini merupakan lokasi yang sangat mungkin menjadi sumber dari event seismik yang terekam. Oleh karena itu, dapat diinterpretasikan bahwa event yang terjadi adalah slip pada bidang perlapisan shale, yang memiliki dip kecil dan hampir horizontal.

5. Kesimpulan Pada studi ini, penulis menggunakan dua grup data. Grup 1 menggunakan data dengan SNR tinggi yang dipick secara manual, dan grup 2 menggunakan data dengan SNR rendah dan dipick secara otomatis. Dari kedua grup ini, disimpulkan : a. Medan stress utama yang didapatkan dari kedua grup memiliki orientasi dan arah yang sama. Hal ini menunjukkan pengolahan data secara otomatis dapat digunakan untuk menentukan orientasi medan stress utama (σ1, σ2, σ3). b. Nilai maksimum dari medan stress utama berada pada sumbu vertical (σ1 = σ v), sedangkan stress horizontal maksimum (σhmax) berada pada azimuth 75o, konsisten dengan medan stress yang ada pada World Stress Map di area studi. c. Teramati scatter yang relatif kecil pada orientasi medan stress hasil inversi, yang konsisten dengan rezim stress antara normal hingga strike slip. d. Teramati perbedaan shape ratio medan stress antara kedua grup. Hal ini disebabkan karena parameter ini sangat sensitif terhadap noise. e. Event yang teramati memiliki sudut dip yang rendah. Hal ini kemungkinan diakibatkan oleh hydraulic fraturing dan/atau slip pada bidang lemah antar perlapisan shale.