APLIKASI INVERSI SEISMIK DAN ATRIBUT SEISMIK UNTUK ... · Paparan Sunda di sebelah Timur, Bukit...

*e-mail : [email protected]

APLIKASI INVERSI SEISMIK DAN ATRIBUT SEISMIK UNTUK

KARAKTERISASI RESERVOAR LAPANGAN X FORMASI TELISA

CEKUNGAN SUMATERA TENGAH

Fitriani Kaharuddin*, Drs. Lantu, M.Eng.Sc, DESS,

Dr. Muh. Altin Massinai, MT.Surv, Sabrianto Aswad, S.Si, MT

Program Studi Geofisika Jurusan FisikaFakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam

Universitas Hasanuddin

SARI BACAAN

Lapangan X terletak di daerah tinggian Melibur, tersusun oleh suksesi batuan sedimenyang didominasi oleh batuserpih dengan sisipan batugamping dan batupasir glaukonitikberbutir halus. Batupasir Telisa banyak mengandung batupasir argillaceous yangmenyebabkan karakterisasi reservoar batupasir Telisa menjadi relatif sulit. Karakterisasireservoar MH-Sand dilakukan dengan menggunakan data seismik 3D post-stack dan datalog dari 2 sumur. Data tersebut dianalisa dengan menggunakan metode inversi danekstraksi atribut seismik. Metode seismik inversi model-based menghasilkan petadistribusi nilai impedansi akustik dan ekstraksi atribut seismik menghasilkan petadistribusi nilai amplitudo RMS. Peta sebaran nilai impedansi akustik dan nilai amplitudoRMS pada top reservoar horizon, pada 20 ms dari top reservoar horizon dan pada 30 msdari top reservoar horizon mampu menggambarkan bentuk dan arah sebaran reservoarMH yang mengarah ke Barat dari basemap akibat adanya Melibur uplift.Kata kunci : karakterisasi reservoar, batupasir Telisa, amplitudo RMS,inversi model-

based

I.PENDAHULUAN

Lapangan X terletak di daerah tinggianMelibur, Cekungan Sumatera Tengah. Daerahpenelitian ini tersusun oleh suksesi batuansedimen yang didominasi oleh batuserpihdengan sisipan batugamping dan batupasirglaukonitik berbutir halus. Batupasir Telisabanyak mengandung batupasir argillaceous yangmenyebabkan karakterisasi reservoar batupasirTelisa menjadi relatif sulit. Studi untukkarakterisasi reservoar dilakukan untukmemperkirakan distribusi reservoar batupasirTelisa.Salah satu metode analisis data yang digunakanuntuk karakterisasi reservoar adalah aplikasiinversi seismik dan atribut seismik. Inversiseismik menghasilkan tampilan impedansiakustik yang lebih interpretatif dalammemetakan keadaan bawah permukaansedangkan atribut seismik menggunakankeseluruhan informasi yang diperoleh dari data

seismik. Perpaduan antara inversi seismik danatribut seismik efektif untuk dijadikan sebagailandasan dalam mengambil tindakan terhadapreservoar.Tujuan dalam penelitian ini adalah untukmelakukan karakterisasi reservoar denganpendekatan inversi seismik dan atribut seismikuntuk memisahkan batupasir dan batuserpih danuntuk membuat pemetaan distribusi reservoarbatupasir.

II.GEOLOGI REGIONAL

Secara fisiografis, Cekungan Sumatera Tengahdibatasi oleh Busur Asahan di sebelah Utara,Paparan Sunda di sebelah Timur, Bukit Barisandi sebelah Barat, dan Tinggian Tigapuluh didaerah Tenggara. Busur Asahan, TinggianLampung dan Tinggian Tigapuluh secara efektifmembagi dataran Sumatera menjadi CekunganUtara, Tengah, dan Selatan.


Pengaruh yang cukup besar dari tumbukanantara Lempeng Samudra Hindia denganLempeng Asia terlihat jelas pada stuktur geologiCekungan Sumatera Tengah. Posisi tumbukanyang menyudut menimbulkan dextral wrenchingstress yang kuat, sehingga struktur yang banyakdijumpai di Cekungan Sumatera Tengahmemiliki karakteristik tectonic wrench (sesarmiring). Ciri lain tektonik Cekungan SumateraTengah adalah patahan blok dan patahantranscurrent seperti pengangkatan, tektonikgravitasi dan lipatan kompresi. Arah strukturutama pada Cekungan Sumatera Tengah terbagimenjadi dua arah yaitu Utara Barat Laut Selatan Tenggara pada struktur yang lebih tuadan arah Barat Laut Tenggara pada strukturyang lebih muda.

Stratigrafi dan SedimentasiSecara umum, stratigrafi regional CekunganSumatera Tengah menurut Yarmanto dan Aulia(1998), tersusun atas beberapa unit formasi yaitusebagai berikut.

1. Batuan Dasar (basement)Batuan dasar berumur Pra-Tersier iniberfungsi sebagai landasan CekunganSumatera Tengah, yang dibagi menjadi

empat kelompok batuan, yaitu MallacaTerrane, Mutus Assemblage, GraywackeTerrane, dan Tapanuli Group.

2. Kelompok PematangKelompok ini berumur Eosen-Oligosendan diendapkan secara tidak selaras diatas batuan Pra-Tersier, mengisi halfgraben, graben dan pull-apart rift yangterbentuk pada batuan dasar tersebutselama fase rifting (Heidrick dan Aulia,1993). Kelompok Pematang terbagimenjadi tiga formasi yang berbeda yaitusebagai berikut.- Formasi Lower Red Beds terdiri dari

variasi fanglomerate merah, abu-abudan konglomerat hijau, batupasirarkosik, batulanau, mudstone, danserpih. Lingkungan pengendapannyaadalah alluvial plain.

- Formasi Brown Shale terdiri darishale yang berwarna coklat dandiendapkan dengan lingkunganpengendapan lacustrine/danau.

- Formasi Upper Red Bed terdiri daribatupasir, konglomerat dan shaleberwarna merah-hijau. Lingkunganpengendapannya adalahlacustrine/danau.

3. Kelompok SihapasKelompok Sihapas yang diendapkansecara tidak selaras di atas KelompokPematang terdiri dari beberapa formasiyaitu sebagai berikut.- Formasi Menggala berumur Miosen

Awal (N4-N5), litologinya terdiridari batupasir berbutir kasar-sedangyang bersifat konglomeratan danumumnya hadir pada lingkunganpengendapan fluvial.

- Formasi Bangko berumur MiosenAwal (N5) didominasi oleh serpihkarbonatan yang berlapis denganbatupasir berbutir halus-sedang.Lingkungan pengendapannya adalahlaut terbuka sampai delta plain.

- Formasi Bekasap berumur MiosenAwal (N6) dengan lingkunganpengendapan transisi sampai lautterbuka yang dipengaruhi oleh tidal.Litologi terdiri dari batupasirglaukonitik, dengan sedikit shale danbatugamping.

Gambar II.1 Tektonik Regional Daerah

Penelitian (Lemigas, 2006)


- Formasi Duri merupakan suatu seribatupasir berbutir halus sampaimenengah yang secara lateralmenjadi batulempung laut dalam dariFormasi Telisa dan terbentuk padalingkungan inner neritic deltaic.

- Formasi Telisa berumur MiosenAwal-Miosen Tengah (N6-N11),diendapkan pada lingkungan lautdangkal hingga laut terbuka. Litologipenyusunya didominasi oleh serpihdengan sisipan batugamping danbatupasir glaukonitik berbutir halus.

Sistem Petroleum Cekungan SumateraTengahSistem petroleum yang ada pada CekunganSumatera Tengah menurut Heidrick dan Aulia(1993) adalah sebagai berikut.

a. Batuan IndukSebagian besar minyak dan gas bumi diCekungan Sumatra Tengah dihasilkanoleh serpih kaya organik dari FormasiBrown Shale anggota KelompokPematang yang diendapkan padalingkungan lacustrine selama Eo-Oligosen. Selain itu, serpih laut Formasi

Telisa yang Miosen Awal sampai MiosenTengah dimungkinkan juga berperansebagai batuan induk pada lapangan diSumatera Tengah, salah satunya adalahLapangan Minas.

b. Batuan Reservoir dan Batuan TudungKelompok Sihapas yang terbentuk padaMiosen Awal sampai Miosen Tengahmerupakan reservoir utama CekunganSumatera Tengah. Anggota KelompokSihapas yang berfungsi sebagai reservoiradalah Formasi Menggala, FormasiBangko, Formasi Bekasap dan FormasiDuri. Batuan tudung dari reservoirFormasi Menggala adalah FormasiBangko dengan litologinya serpihkarbonatan. Batuan tudung reservoirFormasi Bekasap dan Formasi Duriberupa serpih Formasi Telisa.

c. Migrasi (proper timing of migration)Brown Shale dari Kelompok Pematangyang menjadi batuan induk mencapaikematangan suhu pada Miosen Akhir.Pada bagian yang lebih dangkal darigraben, batuan induk ini matang padaMiosen Akhir. Migrasi hidrokarbon daribatuan induk Kelompok Pematangmenuju batuan reservoir terjadi mulaiawal Miosen Akhir.

d. PerangkapJenis perangkap hidrokarbon padaCekungan Sumatera Tengah padaumumnya merupakan perangkap struktur.Jenis perangkap struktur pada cekunganini dapat dibedakan menjadi tiga jenisyaitu sebagai berikut.1. Antiklin relief tinggi sampai sedang

pada Miosen Tengah.2. Lipatan-lipatan antiklin relief tinggi

yang berjajar di sepanjangrestraining fault bend yang terbentukpada Miosen Tengah.

3. Struktur pop up relief rendah yangterbentuk pada Miosen Awal danMiosen Tengah.

Seismik RefleksiMetoda seismik refleksi merupakan metodageofisika yang memanfaatkan gelombang pantul(refleksi) dari batuan bawah permukaan. Hal inidapat dilakukan dengan cara mengirimkan sinyal(gelombang) ke dalam bumi, kemudian sinyal

Tabel II.1 Tabel Stratigrafi Cekungan Sumatera

Tengah (Heidrick & Aulia, 1993)


tersebut akan dipantulkan oleh batas antara dualapisan, dan selanjutnya sinyal pantulan direkamoleh receiver (geopon atau hidropon). Data yangdimanfaatkan dari gelombang pantul ini ialahwaktu datang, yang akan memberikan informasikecepatan rambat gelombang pada lapisanbatuan tersebut. Berbagai variabel lain yangdapat dimanfaatkan ialah amplitudo gelombang,frekuensi dan fasa gelombang.

Komponen Seismik RefleksiImpedansi AkustikSalah satu sifat akustik yang khas pada batuanadalah impedansi akustik () yang merupakanhasil perkalian densitas () dan kecepatan ( )(Sukmono, 1999).

= (2.1)

dimana, = impedansi akustik = densitas (g/cm3)

= kecepatan gelombang P (m/s)

Koefisien RefleksiRefleksi gelombang seismik akan timbul setiapterjadi perubahan harga . Perbandingan antaraenergi yang dipantulkan dengan energi datangpada keadaan normal adalah (Sukmono, 1999) :

= || (2.2)

=) (

) + ((2.3)

dimana, = energi = koefisien refleksi = impedansi akustik lapisan atas = impedansi akustik lapisan

bawah

WaveletWavelet atau disebut juga sinyal seismikmerupakan kumpulan dari sejumlah gelombang

seismik yang mempunyai amplitudo, frekuensi,dan fasa tertentu. Menurut Veeken (2007), adadua bentuk dasar dari wavelet seismik dalampengolahan data (gambar 2.3) yaitu sebagaiberikut. Wavelet minimum-phase, dimana awal

wavelet ini bertepatan dengan posisiyang tepat dari antarmuka bawahpermukaan.

Wavelet zero-phase, dimana amplitudomaksimum wavelet ini bertepatan denganantarmuka litologi.

PolaritasPolaritas terbagi menjadi polaritas normal danpolaritas terbalik. Berdasarkan gambar 2.4,Society Exploration Geophysics (SEG)mendefinisikan polaritas normal sebagai berikut(Sukmono, 1999).

1. Sinyal seismik positif akan menghasilkantekanan akustik positif pada hidropon diair atau pergerakan awal ke atas padageopon di darat.

2. Sinyal seismik yang positif akan terekamsebagai nilai negatif pada tape, defleksinegatif pada monitor dan trough padapenampang seismik.

Gambar II.2 Fenomena yang meyebabkan

degradasi gelombang seismik (Reynolds, 1998)

Gambar II.3 Tipikal wavelet minimum-phase

dan zero-phase (Veeken, 2007)

Gambar II.4 Polaritas menurut ketetapan

Society of Exploration Gephysics (SEG) (a) fase

minimum (b) fase nol (Sukmono, 1999)


Resolusi SeismikResolusi vertikal merupakan kemampuanakuisisi seismik untuk dapat memisahkanmembedakan dua bidang batas perlapisan batuansecara vertikal. Resolusi ini dicerminkan olehsuatu batas yaitu kedua reflektor masih dapatdipisahkan dan besarnya tergantung padaketebalan dan panjang gelombang.

=1

4=

4dengan, = resolusi vertikal

= panjang gelombang (m) = kecepatan rata-rata (m/s) = frekuensi (Hz)

Resolusi minimum yang masih dapatditampilkan oleh gelombang seismik adalah disebut juga tuning thickness, yaitu panjanggelombang minimum yang masih dapatdibedakan oleh gelombang seismik.Resolusi horisontal merupakan kemampuanakuisisi seismik untuk dapat memisahkan duakenampakan permukaan reflektor. Ambang batasresolusi horisontal atau spatialdengan jari-jari (radius) zona fresnel pertama(gambar 2.5), nilainya tergantung dari panjanggelombang dan kedalaman. Dengan demikianmaka resolusi nilai horisontal dan vertikaltergantung pada kecepatan dan frekuensi.

Seismogram SintetikSeismogram sintetik merupakan rekamanseismik buatan yang dibuat dari data logkecepatan dan densitas. Data kecapatan dandensitas menghasilkan koefisien refleksi yang

Gambar II.5 (a) Zona Fresnel (b) Perbandingan

untuk frekuensi tinggi dan rendah (Sukmono,

1999)

[email protected]

Resolusi vertikal merupakan kemampuanakuisisi seismik untuk dapat memisahkan ataumembedakan dua bidang batas perlapisan batuansecara vertikal. Resolusi ini dicerminkan olehsuatu batas yaitu kedua reflektor masih dapatdipisahkan dan besarnya tergantung pada

(2.4)

= panjang gelombang (m)rata (m/s)

Resolusi minimum yang masih dapatditampilkan oleh gelombang seismik adalah

, yaitu panjanggelombang minimum yang masih dapatdibedakan oleh gelombang seismik.Resolusi horisontal merupakan kemampuanakuisisi seismik untuk dapat memisahkan duakenampakan permukaan reflektor. Ambang batas

adalah samajari (radius) zona fresnel pertama

(gambar 2.5), nilainya tergantung dari panjanggelombang dan kedalaman. Dengan demikianmaka resolusi nilai horisontal dan vertikaltergantung pada kecepatan dan frekuensi.

Seismogram sintetik merupakan rekamanseismik buatan yang dibuat dari data logkecepatan dan densitas. Data kecapatan dan

koefisien refleksi yang

selanjutnya dikonvolusikan denganSeismogram sintetik biasa disebut juga dengangeogram. Seismogram sintetik dibuat untukmengkorelasikan antara formasi sumur (umur, kedalaman dan sifat fisis lainnya). Untukmendapatkan seismogram sintetik yang baik,wavelet yang dipakai sebaikarateristik yang sama baik fase maupunkandungan frekuensi dengan yang digunakanpada data sesimik.

Sifat Fisika BatuanDensitasDensitas secara sederhana merupakanperbandingan antara massa (kg) denganvolumenya (m3). Densitas merupakan salah satuparameter yang digunakan dalamkecepatan gelombang P, gelombang S danimpedansi akustik, dimanamempengaruhi respon gelombang seismikbawah permukaan. Efek dari densitas dapatdimodelkan dalam persamaan Wyllie :

= (1 )+

dimana, = densitas batuan yang tersaturasifluida

= densitas matriks = porositas batuan

= saturasi air = densitas air (mendekati 1 g/cm = densitas hidrokarbon

Zona Fresnel (b) Perbandingan

untuk frekuensi tinggi dan rendah (Sukmono,

Gambar II.6 Efek frekuensi gelombang pada

respon seismik (Sukmono, 1999)

selanjutnya dikonvolusikan dengan wavelet.Seismogram sintetik biasa disebut juga dengan

. Seismogram sintetik dibuat untukmengkorelasikan antara formasi sumur (litologi,umur, kedalaman dan sifat fisis lainnya). Untukmendapatkan seismogram sintetik yang baik,

yang dipakai sebaiknya mempunyaikarateristik yang sama baik fase maupunkandungan frekuensi dengan yang digunakan

Densitas secara sederhana merupakanperbandingan antara massa (kg) dengan

). Densitas merupakan salah satuparameter yang digunakan dalam persamaan

ombang P, gelombang S dantik, dimana semuanya

mempengaruhi respon gelombang seismikEfek dari densitas dapat

dimodelkan dalam persamaan Wyllie :) +

(1 ) (2.6)= densitas batuan yang tersaturasi

= densitas matriks= porositas batuan

= densitas air (mendekati 1 g/cm3)= densitas hidrokarbon

frekuensi gelombang pada

respon seismik (Sukmono, 1999)


PorositasPorositas diartikan sebagai perbandingan antaravolume pori batuan dengan volume totalnya.Perbandingan ini umumnya dinyatakan dalampersen (%) maupun fraction yang dirumuskandengan :

=Vt Vs

Vt=

Vp

Vt(2.7)

dimana:Vp : volume ruang kosong, biasanya terisi fluida(air, minyak, gas)Vs : volume yang terisi oleh zat padatVt : volume total batuan

Atribut SeismikDalam interpretasi data seismik diperlukankemampuan untuk mencirikan beberapaperubahan atribut kecil yang dapat dihubungkandengan keadaan geologi bawah permukaan.Atribut paling dasar dalam trace seismik adalahamplitudo. Pada awalnya data seismikdigunakan hanya untuk menganalisis struktursaja, karena amplitudo hanya dilihat berdasarkankehadirannya saja bukan kontras nilai padawaktu. Akan tetapi nilai amplitudo asli (atributamplitudo) dapat diturunkan dari data seismik.Atribut amplitudo tersebut dapatmengidentifikasi parameter-parameter sepertiakumulasi gas dan fluida, gros litologi,ketidakselarasan, dan perubahan stratigrafisekuen. Oleh karena itu atribut amplitudo dapatdigunakan untuk pemetaan fasies dan sifatreservoir.Amplitudo RMS merupakan akar dari jumlahenergi dalam domain waktu (amplitudodikuadratkan). Berguna untuk analisis anomaliamplitudo yang ekstrim atau terisolasi dan jugaberguna untuk melacak perubahan litologi yangekstrim seperti pada kasus pasir gas dan chaneldeltaic. Dengan persamaan,

= 1

(2.9)

dimana, : jumlah sampel amplitudo dalam jendelaanalisis : besar amplitudo

Inversi Model-basedPrinsip metoda ini adalah membuat modelgeologi dan membandingkannya dengan data riil

seismik. Hasil perbandingan tersebut digunakansecara iteratif memperbaharui model untukmenyesuaikan dengan data seismik. Metodeinversi berbasis model dapat mengembalikanfrekuensi rendah dan tinggi yang hilang dengancara mengkorelasikan data seismik denganrespon seismik dari model geologi. Teknik inidilakukan dengan cara berikut.

1. Membuat model inisial dan versi blockydari model tersebut dengan merata-ratakan AI sepanjang lapisan blocky yangdigunakan.

2. Nilai AI diubah menjadi reflektivitas.3. Membangun model konvolusi antara

nilai reflektivitas yang didapat dengansuatu wavelet untuk mendapatkansintetik. Bentuk konvolusinya adalah,() = () () (2.10)

dengan (): = seismogram sintetik() = wavelet() = deret koefisien refleksi

4. Untuk mendapatkan residual, maka trasseismik dikurangi dengan sintetik.

5. Memodifikasi nilai AI dan ketebalandengan menggunakan metodeGeneralized Linear Inversion (GLI),sehingga error yang dihasilkanberkurang. Proses inversi linear umum(GLI) merupakan proses untukmenghasilkan model impedansi akustikyang paling cocok dengan data hasilpengukuran berdasarkan harga rata-ratakesalahan terkecil (least square). Secaramatematis, fungsi hubungan antaramodel dan data pengukuran dapatdituliskan sebagai berikut.

) ) = () +()

(2.11)

dengan: = model dugaan awal = model bumi sebenarnya = perubahan parameter model) ) = data pengukuran() = harga perhitungan dari model

dugaan()

= perubahan harga perhitungan

terhadap model6. Dilakukan iterasi hingga didapat

kecocokan yang baik antara seismogramsintetik dan tras seismik.


Model geologi dikembangkan melalui tigatahapan sebagai berikut.

1. Tambahkan kontrol kecepatan (dan jugadensitas jika diperlukan) pada lineseismik yang akan diinversi.

2. Stretch dan squeeze-kan data log padatitik kontrol.

3. Tambahkan kontrol lateral pada reflektorseimik utama dengan picking danmembuat interpolasi dari well logsedemikian rupa sehingga cocok denganreflektornya.

Keuntungan penggunaan metoda inversiberbasiskan model adalah metode ini tidakmenginversi langsung dari seismik melainkanmenginversi model geologinya. Permasalahanpotensial menggunakan metoda inversi berbasismodel adalah sebagai berikut.

1. Sifat sensitif terhadap bentuk wavelet,dimana dua wavelet berbeda dapatmenghasilkan tras seismik yang sama.

2. Sifat ketidak-unikan (non-uniqueness)untuk wavelet tertentu dimana semuahasil sesuai dengan trace seismik padalokasi sumur yang sama.

Well LoggingLog SonicLog sonik adalah log yang bekerja berdasarkankecepatan rambat gelombang suara. Gelombangsuara dipancarkan kedalam suatu formasikemudian akan dipantulkan kembali danditerima oleh receiver. Waktu yang dibutuhkangelombang suara untuk sampai ke penerimadisebut interval transit time. Besarnya selisihwaktu tersebut tergantung pada jenis batuan danbesarnya porositas batuan tersebut, sebagaifungsi dari parameter elastik seperti K (modulusbulk), (rigiditas), (konstanta Lame) dandensitas () yang terkandung dalam persamaan kecepatan gelombang kompresi (Vp) dangelombang shear (Vs) yaitu,

= + 2

(2.12)

=

(2.13)

Log sonik sering digunakan untuk mengetahuiporositas litologi selain itu juga digunakan untukmembantu interpretasi data seismik, terutamauntuk mengkalibrasi kedalaman formasi. Padabatuan yang sarang maka kerapatannya lebih

kecil sehingga kurva log sonik akan mempunyaiharga lebih besar. Apabila batuan mempunyaikerapatan yang besar, maka kurva log sonikakan berharga kecil seperti pada batu gamping.Besaran dari pengukuran log sonik dituliskansebagai harga kelambatan (1 per kecepatan atauslowness).

Log DensitasPrinsip kerja log ini yaitu alat memancarkansinar gamma energi menengah ke dalam suatuformasi sehingga sinar gamma akanbertumbukan dengan elektron-elektron yang ada.Tumbukan tersebut akan menyebabkanhilangnya energi (atenuasi) sinar gamma yangkemudian akan dipantulkan dan diterima olehdetektor yang akan diteruskan untuk direkam kepermukaan. Dalam hubungan fisika, atenuasimerupakan fungsi dari jumlah elektron yangtedapat dalam formasi yaitu densitas elektronyang mewakili densitas keseluruhan.Perhitungan densitasnya adalah sebagai berikut(Asquith & Krygowski, 2004).

=

(2.14)

dengan : = porositas yang menghasilkan densitasformasi = densitas matriks = densitas bulk dalam formasi = densitas fluida

Kegunaan dari log densitas yang lain adalahmenentukan harga porositas batuan, mendeteksiadanya gas, menentukan densitas batuan danhidrokarbon, bersama log neutron dapatdigunakan untuk mendiskripsikan jenis lempungdan fluida batuan, serta penggunaan log densitasdengan log sonik dapat digunakan untukmembuat sintetik seismogram.

Log Gamma RayPrinsip log gamma ray adalah perekamanradioaktivitas alami bumi. Radioaktivitasgamma ray berasal dari 3 unsur radioaktif yangada dalam batuan yaitu Uranium-U, Thorium-Thdan Potassium-K, yang secara kontinumemancarkan gamma ray dalam bentuk pulsa-pulsa energi radiasi tinggi. Sinar gamma inimampu menembus batuan dan dideteksi olehsensor sinar gamma yang umumnya berupadetektor sintilasi. Setiap gamma ray yangterdeteksi akan menimbulkan pulsa listrik pada


detektor. Parameter yang direkam adalah jumlahdari pulsa yang tercatat persatuan waktu (seringdisebut cacah gamma ray).Tingkat radiasi serpih lebih tinggi dibandingkanbatuan lain karena unsur-unsur radioaktifcenderung mengendap di lapisan serpih yangtidak permeabel, hal ini terjadi selama prosesperubahan geologi batuan. Pada formasipermeabel tingkat radiasi gamma ray lebihrendah dan kurva akan turun ke kiri. Sehinggalog gamma ray adalah log permeabilitas yangbagus sekali karena mampu memisahkan denganbaik antara lapisan serpih dari lapisan permeabel(Harsono, 1997).

Karakterisasi ReservoarKarakterisasi reservoar secara umumdidefinisikan sebagai proses pendeskripsiansecara kualitatif dan/atau kuantitatif karakterreservoar dengan menggunakan semua data yangtersedia. Secara umum parameter karakterreservoar meliputi (Kelkar, 1982) :

1. Distribusi besar butir dan pori.2. Porositas dan permeabilitas reservoar.3. Distribusi fasies.4. Lingkungan pengendapan.5. Deskripsi cekungan beserta tubuh

reservoar.Ada tiga bagian pada proses analisis reservoarseismik yaitu delineasi, deskripsi danmonitoring. Delineasi reservoar didefinisikansebagai delineasi geometri reservoar, termasukdidalamnya sesar dan perubahan fasies yangdapat mempengaruhi produksi reservoar.Deskripsi reservoar adalah proses untukmengetahui properti fisika reservoar sepertiporositas, permeabilitas, saturasi air, analisafluida pori, dan lain lain. Monitoring reservoardiasosiasikan dengan monitoring perubahanproperti fisika reservoar selama proses produksihidrokarbon dari reservoar.

Lingkungan Pengendapan Formasi TelisaFormasi Telisa merupakan unit Tersier denganpenyebaran luas dan pengendapannya terjadisaat transgresi laut maksimum. Secara umumsatuan batupasir Telisa berdasarkan ukuran butir,glaukonitik, kandungan limestone dan foramsglobigerinids dapat ditafsirkan diendapkan padalingkungan pengendapan wilayah berair lautdangkal. Berdasarkan keberadaan struktursedimennya dapat pula disimpulkan bahwa

lingkungan pengendapan sangat dipengaruhioleh pasang surut.Pengaruh arus pasang surut yang kuatdimanisfestasikan oleh kehadiran jaringan tidalsand bar dan channel yang diorientasikanberbentuk kasar paralel terhadap arah aliran arustidal. Pada proses ini digambarkan bila pengaruhpasang surut lebih besar dari aliran sungai yangmenuju muara sungai, arus yang dua arah dapatmendistribusikan kembali sedimen yang ada dimuara, menghasilkan sand filled, flumee-shapeddistributaried (Surono, 2010).

II.DATA DAN PERANGKATPENELITIAN

Adapun data yang digunakan antara lain :1. Data Seismik 3D

Data seismik yang digunakan adalah datasekunder berupa data seismik 3D post-stacktime migration (PSTM) dalam format SEG-Ydengan asumsi bahwa data seismik tersebuttelah melewati tahapan processing sesuaiprosedur. Pada data seismik ini terdapat 250jumlah inline yang terhitung dari line 1410sampai line 1659 dan terdapat 306 jumlahcrossline yang terhitung dari CMP 5360sampai CMP 5665.

2. Data SumurData sumur yang digunakan adalah datasekunder dalam format data Log ASCIIStandar (LAS) Version 2.00. Data sumur yangterdapat pada Lapangan X sebanyak 6sumur vertikal. Namun dari 6 sumur yangada, hanya 2 sumur yang digunakan padapenelitian ini. Sumur tersebut memiliki datalog yang mencakup zona target denganspesifikasi oil well dan mencakup wilayahdata seismik 3D yang digunakan dalam

Gambar II.7 Tide-dominated delta (Surono, 2010)


penelitian. Seluruh skala kedalaman sumurmenggunakan satuan meter yang diukurdengan parameter TVD (True VerticalDepth).

3. Base mapBase map atau peta dasar merupakan suatupenampang x dan y yang menunjukkankerangka survei seismik daerah penelitian.Pada peta dasar ini juga ditunjukkan skalapeta dan posisi sumur-sumur pada lintasanseismik.

4. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakanSoftware Hampson-Russel CE8R3.1 SoftwareService Limited, Software SeiSee 2.17.1, danSoftware Petrel 2009.1.

METODOLOGI PENELITIAN

Loading DataPada proses ini mengumpulkan serta memeriksakelengkapan sumur serta positioning data sumurdimulai dari elevasi, penempatan posisi sumurpada seismik, serta penentuan satuan parameter.

Penentuan Reservoar TargetPenentuan zona studi ditentukan berdasarkaninformasi log yang tersedia, klasifikasi sumurbertipe oil well, dan korelasi antara sumurterhadap data seismik. Top Formasi Telisaberada pada kedalaman 800 ms hingga 1000 mske bawah terhadap time seismic data. Dari 6 datasumur yang berkorelasi dengan data seismikyang tersedia, hanya 2 sumur bertipe oil wellyang memenuhi kedalaman Formasi Telisa.Informasi data log yang memuat kedalamanformasi Telisa berada pada 1.285 ms hingga1690 ms. Hal ini ditentukan berdasarkanketersediaan informasi data log densitas dansonik yang digunakan untuk membuat sintetikseismik. Top reservoar ini berada pada 1.342 msdengan tebal sekitar 84 ms. Maka denganpertimbangan tersebut, ditentukanlah reservoartarget penulis yaitu reservoar MH.

Ekstraksi WaveletProses ekstraksi wavelet dapat dilakukan denganbeberapa metode yaitu ekstraksi wavelet dengancara statistik, menggunakan data sumur, danmembuat wavelet Ricker. Pada studi ini dipilihwavelet menggunakan data sumur. Data logsumur sangat baik jika digunakan untukmengekstrak sebuah wavelet karena fase wavelet

yang dihasilkan memiliki resolusi vertikal yanglebih baik daripada mengekstrak wavelet dengandata seismik. Pada tahapan ini, fasa yangdigunakan adalah zerophase, sampling rate 2.0ms.

Well Seismic TieProses well seismic tie dilakukan untukmemadukan data sumur yang berada padadomain kedalaman dengan data seismik yangberada pada domain waktu, sehingga datamarker dari sumur dapat digunakan untukpenentuan horison pada data seismik. Karenayang dirubah adalah domain data sumur, makadilakukan pembuatan sintetik seismogram padamasing-masing sumur.Sintetik seismogram dibuat dengan caramengonvolusikan koefisien refleksi denganwavelet. Pada tahap well seismic tie ini terdapatbeberapa perlakuan untuk memperoleh hasilkorelasi data sintetik dengan data riil yangberkualitas baik. Perlakuan-perlakuan tersebutadalah shifting, stretching, dan squeezing. Padapenelitian ini dilakukan perlakuan stretching dansqueezing. Stretching dan squeezing merupakanproses meregang dan memampatkan antara duaamplitudo yang berdekatan pada dataseismogram.Proses stretch-squeeze ini dilakukan untukmencocokkan tras seismik dengan tras sintetik.Sebelum dilakukan perlakuan-perlakuantersebut, harus diketahui terlebih dahulu kisarankedalaman dari marker geologi agar tidak terjadikesalahan dalam proses well seismic tie.

Picking HorizonPicking horison merupakan tahapan dalaminterpretasi seismik dimana dilakukan penentuangaris secara horisontal pada kemenerusan lapisanyang terlihat pada penampang seismik.Kemenerusan horison yang sama pada lintasaninline dan crossline akan mengindikasikan hasilpenarikan horison yang konsisten. Penarikanhorison seismik yang akan diinterpretasi pertamakali dilakukan dengan menampilkan penampangseismik dan log sumur yang telah dilakukanpengikatan (well seismic tie) sebelumnya.Picking horison dilakukan pada data seismikdengan menggunakan data log sumur sebagaikontrol. Picking horison dilakukan pada bagianatas atau permukaan dari reservoar target, yangselanjutnya disebut sebagai horison MH_TOP.


Dalam hal ini, reservoar target yang diketahuiberdasarkan analisa petrofisik, berada pada eventseismic di kedalaman 1.342 ms terhadap timeseismic data. Hasil picking horison pada surveyseismic area menggunakan 250 inline dan 306xline menghasilkan peta struktur waktu pada topreservoar formasi Telisa.

Pembuatan Model AwalModel awal merupakan model geologi yangdibuat berdasarkan informasi data sumur danhorison. Deskripsi geologi yang diperoleh daridata sumur akan diekstrapolasi secara lateralmengikuti batas horison yang telah dibuat.Dalam membuat model bumi diperlukan waveletdan data sonik yaitu P-wave. Data sonik yangdigunakan merupakan data yang memilikikorelasi optimum dengan data seismik,sedangkan wavelet yang digunakan adalahwavelet yang dihasilkan dari sintetik.Sumur-sumur yang menjadi masukan padaproses ini adalah well_10 dan well_3. Data logyang digunakan adalah log p_wave dan logdensitas. Horison yang digunakan adalah horisonMH_Top. Wavelet yang digunakan adalahwavelet yang dihasilkan dari sintetik.

Inversi Model-BasedTerdapat tiga parameter yang mempengaruhihasil model impedansi akustik, parametertersebut adalah data atau tras seismik, modelawal dan wavelet. Ketiga parameter tersebutakan menentukan hasil dari metode inversi.Dalam penelitian ini digunakan metode inversimodel based. Korelasi dan kesalahan terkecilantara tras sintetik dan tras seismik riilmenentukan model impedansi terbaik yangmerepresentasikan keadaan bawah permukaanyang sesungguhnya.Prinsip dasar dari metode inversi model basedadalah pembuatan model impedansi akustiksecara blocky dimana model impedansi akustikyang dihasilkan berasal dari kontrol data seismikdan model awal yang sebelumnya telah dibuat.Proses iterasi dalam metode ini memiliki tujuanuntuk mendapatkan korelasi yang baik antaratras seismik sintetik dengan tras seismik riil.Proses iterasi ini akan melakukan pengubahansecara bertahap untuk mendapatkan hasilkorelasi yang baik pada tras sintetik dan tras riil.Hasil dari proses inversi ini menghasilkan

penampang impedansi akustik pada tiap inlinedan xline data seismik.Ada beberapa parameter yang ditentukan dalammelakukan proses inversi yaitu sebagai berikut.

1. Lebar windowParameter ini menentukan seberapa besarwindow atau batasan wilayah kerja secaravertikal dari proses inversi yang akandilakukan. Lebar window yangdigunakan pada proses ini adalah 84 msyang terhitung dari 1.342 ms hingga1.426 ms.

2. Nilai pembatas lunakParameter ini disebut juga sebagaipembatas yang lunak (soft constrain)karena tidak memberikan batasan kerasseberapa model awal boleh berubahharga impedansi akustiknya. Parameterini memiliki nilai pembatas dari 0,0sampai 1,0. Jika parameter yang dipilihadalah 0,0 maka model awal diabaikan,hasil akhir yang diperoleh adalah benar-benar murni dari data seismik saja,sedangkan jika dipilih 1,0 berarti dataseismik diabaikan, hasil akhir akan samapersis dengan model dugaan awal yangtelah dibuat sebelumnya. Modelconstraint yang dipilih pada proses iniadalah 0,5.

3. Ukuran blok rata-rataParameter ini menentukan resolusi yangingin diperoleh, semakin kecil ukuranblok rata-rata, maka resolusi yangdiperoleh akan semakin baik, akan tetapiakan dibutuhkan waktu yang lebih lamadalam prosesnya. Dalam proses ini, blokrata-rata yang digunakan adalah 2 ms.

4. Jumlah iterasiParameter ini menentukan seberapabanyak jumlah iterasi yang akandilakukan untuk mendapatkan kesalahanyang terkecil antara seismogram sintetikdengan tras seismik. Jumlah iterasi yangdigunakan adalah sebanyak 10 kali. Padaproses tersebut dilakukan 10 kali prosesperulangan dalam membandingkanseismogram sintetik dengan tras seismikdengan mengubah-ubah parameter modelawal dan hasil yang diperoleh dianggapsudah memiliki kecocokan yang baikantara seismogram sintetik dan trasseismik.


Ekstraksi Atribut AmplitudoProses ini dilakukan berdasarkan peta strukturwaktu yang dihasilkan dari hasil picking horisonsebelumnya. Dimana hal yang penting daripembuatan amplitudo atribut analisa windowadalah penentuan lebar window itu sendiri,sampling rate dari data seismik dan juga jenisatribut yang digunakan dalam studi ini. Analisawindow yang digunakan adalah menggunakanconstant time, dengan lebar window yangdigunakan adalah 10 ms dengan menggunakanmetode average window centered.

HASIL DAN PEMBAHASAN

Analisa PetrofisikTahap ini dilakukan untuk mengetahui sifatmaupun korelasi nilai impedansi akustik zonareservoar terhadap parameter lain, dalam hal inigamma ray, porositas, dan densitas. Penentuanzona reservoar dilakukan dengan menggunakancrossplot data log sebagai berikut.

1. Crossplot P-impedance dan gamma ray,2. Crossplot P-impedance dan porositas,3. Crossplot P-impedance dan densitas,4. Crossplot gamma ray dan porositas,5. Crossplot gamma ray dan densitas,6. Crossplot porositas dan densitas.

Zona reservoar ditunjukkan oleh zona yangmemiliki respon impedansi akustik rendah,respon gamma ray rendah, persentasi porositastinggi, dan densitas rendah. Berdasarkan datacrossplot log, nilai impedansi akustik rendahpada zona reservoar berkisar antara (3,97 4,70)x 106 ((m/s)*(kg/m3) . Nilai gamma ray rendahpada zona reservoar berkisar antara 48 60API. Persentasi porositas tinggi pada zonareservoar sekitar 0,4286 %. Nilai densitas rendahpada zona reservoar berkisar antara 2009 - 2072kg/m3. Zona reservoar yang memenuhi targetformasi Telisa berdasarkan analisa petrofisikmenggunakan beberapa parameter log tersebutberada pada kedalaman 1300 1500 meter(gambar 4.1).Berdasarkan zona reservoar yang diperoleh darianalisa tersebut diperkirakan zona reservoarberupa reservoar batupasir yang berasosiasidengan litologi lain, yang terlihat padacrosscetion dari beberapa parameter log yangdigunakan tidak berkorelasi dengan baik.Analisa crossection menunjukkan adanya zonatertentu pada reservoar yang diperkirakan

berasosiasi dengan batuserpih. Hal iniditunjukkan dengan ada beberapa zona yangmemiliki respon gamma ray tinggi namunmemiliki nilai sumur yang rendah. Jadi,reservoar pada zona target diidentifikasi berupashaly-sand.

(a)

(b)

(c)

(d)


Peta Distribusi ReservoarHasil inversi data seismik (gambar 4.2)menunjukkan bahwa nilai atau harga impedansiakustik bervariasi untuk litologi yang berbeda.Harga impedansi akustik yang rendah,ditunjukkan dengan warna hijau hinggakekuningan menunjukkan suatu reservoarbatupasir, sedangkan harga impedansi akustikyang tinggi, ditunjukkan dengan warna biruhingga keunguan, menunjukkan suatu lapisanbatuserpih.

Hasil inversi menunjukkan bahwa padakedalaman 1.342 ms hingga 1.426 ms atau

sekitar 100 ms dari top reservoar horizon,terdapat perubahan nilai impedansi akustik yangcukup signifikan. Reservoar batupasir Telisamemiliki sisipan batuserpih pada kedalamansekitar 1.370 ms hingga 1.390 ms. Hal iniditunjukkan dengan adanya zona dengan nilaiimpedansi akustik rendah kemudian disisipi olehzona dengan nilai impedansi akustik tinggisehingga menunjukkan karakteristik litologiyang berubah secara vertikal.Perubahan litologi batupasir Telisa danbatuserpih Telisa dapat dilihat denganmenggunakan hasil inversi seismik dan atributseismik. Perubahan litologi tersebut dapatditunjukkan dengan menggunakan peta sebarannilai impedansi akustik dan peta sebaran nilaiatribut amplitudo RMS yang dilihat mulai daritop reservoar, pada 20 ms dari top reservoar,dan pada 30 ms dari top reservoar.Hasil inversi secara lateral pada gambar 4.3menunjukkan karakteristik impedansi akustikbatupasir Telisa berasosiasi batuserpih Telisa.Pada top reservoar horizon, sebaran nilaiimpedansi akustik menunjukkan indikasireservoar berupa batupasir di sekitar well_10.Keberadaan litologi batupasir digambarkandengan skala kemerahan yang menunjukkanlitologi batupasir yang cukup tight. Pada 20 msdari top horizon, sebaran nilai impedansi akustikmenunjukkan indikasi batuserpih yangberasosiasi dengan batupasir di sekitar well_10.Keberadaan litologi di sekitar well_10 berupashaly-sand yang ditunjukkan dengan degradasiwarna merah hingga kebiruan. Pada 30 ms daritop horizon, sebaran nilai impedansi akustikmenunjukkan indikasi batupasir pada well_10yang digambarkan dengan skala kemerahan.

(e)

(f)

Gambar IV.1 Hasil crossplot menggunakanparameter log sumur (a) crossplot antara P-impedance dan gamma ray, (b) crossplot P-impedance dan porositas, (c) crossplot P-

impedance dan densitas, (d) crossplot gamma raydan porositas, (e) crossplot gamma ray dan

densitas, dan (f) crossplot porositas dan densitas

Gambar IV.2 Slice vertikal hasil inversisesimik pada inline 1501

U

(a)


Hasil ekstraksi amplitudo RMS secara lateralpada gambar 4.4 menunjukkan karakteristikperubahan litologi batupasir Telisa berasosiasibatuserpih Telisa. Pada top reservoar horizon,sebaran nilai amplitudo RMS menunjukkanindikasi reservoar berupa batupasir di sekitarwell_10. Keberadaan litologi batupasirdigambarkan dengan skala kemerahan yangmenunjukkan litologi batupasir yang cukuptight. Pada 20 ms dari top horizon, sebaran nilaiamplitudo RMS menunjukkan indikasi reservoarberupa batuserpih yang berasosiasi denganbatupasir di sekitar well_10. Keberadaan litologidi sekitar well_10 pada zona ini berupa shaly-sand yang ditunjukkan dengan degradasi warnamerah hingga kebiruan. Pada 30 ms dari tophorizon, sebaran nilai amplitudo RMS

menunjukkan indikasi reservoar berupabatupasir yang cukup tight di sekitar well_10.

Reservoar batupasir Telisa yang terlihat padasebaran antara peta sebaran nilai impedansiakustik dan amplitudo RMS diidentifikasisebagai lingkungan pengendapan dangkal masih

U

(b)

(c)

U

Gambar IV.3 Peta distribusi nilai impedansiakustik secara horisontal (a) top reservoar

horizon, (b) pada 20 ms dari top horizon, dan(c) pada 30 ms dari top horizon

U

(a)

U

(b)

U

(c)

Gambar IV.4 Peta distribusi nilai atributamplitudo RMS secara horisontal (a) top

reservoar horizon, (b) pada 20 ms dari tophorizon, dan (c) pada 30 ms dari top horizon


dipengaruhi oleh pasang surut akibat transgresilaut. Sehingga, diperkirakan reservoar batupasirTelisa dapat berupa tidal channel dan tidal sandbar. Kondisi ini memperlihatkan tubuh batupasirTelisa yang mempunyai kemenerusan yangcenderung mengarah ke sekitar well_10 atau kearah Barat dari basemap data seismik yangberbatasan dengan Selat Panjang. Hal inisebelumnya telah dicerminkan pada kondisistratigrafi formasi Telisa pada peta geologi detailLapangan X yang menunjukkan adanyastruktur pengangkatan oleh tinggian Melibur(Melibur uplift).

KESIMPULANDari hasil inversi seismik dan atribut seismikuntuk karakterisasi reservoar MH di LapanganX, Cekungan Sumatera Tengah, dapatdisimpulkan bahwa,

1. Karakterisasi reservoar denganpendekatan inversi seismik dan atributseismik dapat menunjukkan perbedaanlitologi antara batupasir dan batuserpihpada Formasi Telisa.

2. Distribusi reservoar Telisa dapat dilihatdengan menggunakan peta sebaran nilaiimpedansi akustik dan nilai amplitudoRMS pada top reservoar horizon, pada20 ms dari top reservoar horizon danpada 30 ms dari top reservoar horizonyang menunjukkan sebaran reservoarbatupasir yang mengarah ke Barat daribasemap akibat adanya Melibur uplift.

DAFTAR PUSTAKA

Adim, H., 1998. Sifat Fisis Media Berpori, Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Trisakti:Jakarta.Asquisth, G. & Gibson, C., 2004, Basic Well Log Analysis For Geologist, AAPG methods in exploration

series 2nd edition.Tulsa Oklahoma USA.Hadipandoyo, S., 2007, Kuantifikasi Sumber Hidrokarbon Indonesai, Pusat Penelitian & Pengembangan

Teknologi Minyak dan Gas Bumi, LEMIGAS, Jakarta.Harsono, A., 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log. Kuningan, Jakarta.Irawan, Dedi,dkk. 2009. Analisis Data Log (Porositas, Saturasi Air, dan Permeabilitas) Untuk

Menentukan Zona Hidrokarbon, Studi Kasus Lapangan ITS Daerah Cekungan Jawa BaratUtara. Institut Teknologi Sepuluh Nopember.Surabaya

Koesoemadinata, R.P., 1980, Geologi Minyak Dan Gas Bumi Jilid 1 dan 2, Institut Teknologi Bandung,Bandung.

Lemigas, 2005. Petroleum Geology of Indonesias Sedimentary Basins. LEMIGAS.JakartaLemigas, 2006. Produksi Hidrokarbon Studi Kasus Lapangan S, Sumatera Tengah. PPPTMB

LEMIGAS. JakartaPrawira, Hariadi Jaya. 2011. Karakteristik Reservoar Lapangan H Melalui Analisa Petrofisika dan

Evaluasi Formasi. Universitas Indonesia.JakartaRider, M., 2000, The Geological Interpretation Of Well Logs, Sutherland, Scotland.Schlumberger, 1991, Log Interpretation Chart, Schlumberger LDT, New York, USA.Sembodo, H., 1995, Evaluasi Formasi II, Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Trisakti, Jakarta.

APLIKASI INVERSI SEISMIK DAN ATRIBUT SEISMIK UNTUK ... · Paparan Sunda di sebelah Timur, Bukit...

Documents

Transcript of APLIKASI INVERSI SEISMIK DAN ATRIBUT SEISMIK UNTUK ... · Paparan Sunda di sebelah Timur, Bukit...