Exploration of Coal Seam Gas using 3-dimensional seismic data

Abstract

석탄층메탄가스(Coal seam gas; Coalbed methane)는 1960년대 이전에는 탄광 개발시 위험 요소였으나, 해당 가스 처리 시설이 발달한 이후로 미국에서부터 중요한 화석 연료임과 동시에 천연 가스 자원으로 자리잡았다. 석탄층메탄가스를 개발하는 통상적인 방법은 전통 유가스전 개발 대비 조밀한 개발 시추를 진행하는 방향이나, 이는 탄층 특유의 지질학적 특성인 수평적 불연속성을 고려하지 못하는 방법이다. 이를 보완하기 위하여, 3차원 탄성파 탐사가 소수의 석탄층메탄가스 운영사들로부터 진행되었고, 관련된 논문들이 일부 발표되었으나 전체 탐사/개발기의 일부분만을 고려하고 있다. 따라서, 3차원 탄성파 탐사 자료를 활용한 석탄층메탄가스 평가를 위해 석탄층메탄가스 탐사/개발 방식의 향상을 위한 전반적인 작업 절차를 개발하였다. 동 작업 절차는 시추공 및 3차원 탄성파 탐사자료의 감리와 향후 자료 분석에 알맞은 자료 품질을 위한 보정 작업에서부터 시작한다. 대다수의 기존 논문들은 활용하는 자료의 품질이 적합하다는 가정 하에 진행되므로, 실제 작업 시 아이디어 차용의 제한점이 많지만, 동 논문에서는 진폭(amplitude)과 위상(phase)에 쉽게 적용할 수 있는 보정 방법을 제안하고, 이후 목표 탄층 두께와 탐사자원량(original gas in-place; OGIP)을 3차원 탄성파 탐사자료에서 유추하는 방식을 제안하였다. 통상적으로 사용되는 탄성파 속성 분석(seismic attribute analysis) 중 구조 관련 속성 자료를 이용, 단층 및 균열 분포을 해석하여 석탄층메탄가스의 투수율(permeability) 유추에 기여하였다. 또한, 기존 석유시스템 분석에서 활용하던 리스크 분석 방식(common risk segment; CRS)를 이용한 석탄층메탄가스 개발 스위트 스팟(sweet spot) 분석 방법을 제안하였다. 해당 작업 절차는 호주 동부 보웬 분지(Bowen Basin) 내 석탄층메탄가스전인 Scotia 지역 3차원 탄성파 탐사 자료에 적용해 보았으며, 기존 탐사/개발 방식 대비 효과적으로 활용할 수 있음을 검증하였다. 특히, 동 작업 방식은 리스크 분석 방식을 활용하여 최대 탐사자원량과 좋은 생산성을 기대할 수 있는 지역을 동시에 고려하여 기존 방식 대비 최적의 추가 탐사/개발정 위치를 제공할 것으로 기대한다.|Coal seam gas (CSG) which is usually called as the coal mine methane (CMM) has become a crucial fuel resource and one of natural gas resources since the development of the gas treatment facility even though it was treated as a mining hazard before 1960. The conventional field development of CSG is to drill several wells with dense well spacing. However, since this approach cannot take into account the coal’s geological heterogeneity, the 3D seismic data have been used to understand the coal seam’s spatial distribution. In this thesis, the workflow which covers the whole process of CSG exploration and development utilizing 3D seismic data was suggested. This workflow was started from the QC and calibration of well log and 3D seismic data to set up the adequate data for further analysis. Next, the net coal thickness and original gas in-place (OGIP) were estimated through combining the well data with the seismic data information. Finally, the identification method of CSG sweet spot was presented based on the common risk segment (CRS) map analysis. The proposed workflow was verified its applicability to field data through the comparison of conventional approach using 3D seismic data of the Scotia field in Bowen Basin, Queensland, Australia. The field data result clearly showed that the proposed workflow is superior to conventional methods in that providing the optimum drilling location considering both the maximum OGIP from the net coal thickness and the favorable productivity from the effective fracture estimation.