Evaluasi Prospektivitas Menggunakan Pendekatan Impedansi ...

Evaluasi Prospektivitas Menggunakan Pendekatan Impedansi

Akustik: Studi Kasus Lapangan Penobscot, Nova Scotia, Kanada

Primaditaningtyas Waharasto, Abdul Haris

Departemen Fisika, FMIPA UI, Kampus UI Depok 16424

Abstrak

Formasi Mississauga berumur Cretaceous-Awal pada Lapangan Penobscot, Nova

Scotia, Kanada diidentifikasi memiliki kandungan batu pasir yang cukup tebal

pada daerah Sub Cekungan Sable dan merupakan daerah yang prospek

hidrokarbon. Tugas akhir ini bertujuan untuk melakukan evaluasi prospektivitas

berdasarkan penerapan integrasi dari data impedansi akustik dengan interpretasi

data seismik. Studi ini menekankan pada cara penggunaan serta analisa persebaran

nilai impedansi akustik untuk karakterisasi reservoar lebih lanjut dari segi geologi

maupun geofisika. Hal-hal yang mendasari karakterisasi reservoar tersebut antara

lain perpaduan antara data seismik, data sumur dengan evaluasi petrofisika, dan

data geologi, yang kemudian digunakan untuk membentuk persebaran lateral

lapisan reservoir batu pasir dari nilai imedansi akustik. Hasil impedansi akustik

menunjukkan gambaran reservoar batu pasir tersebar pada Formasi Mississauga di

Lapisan Sand 3, 4, dan 5. Dari peta persebaran reservoar batu pasir yang

terbentuk, maka dapat diperkirakan struktur-struktur jebakan yang merupakan

prospek hidrokarbon. Volum area yang diprediksi prospek untuk selanjutnya

dihitung dalam HCPV (Hydrocarbon Prospect Volume). Nilai HCPV

menunjukkan adanya prospek hingga 46 MBbl pada Lapangan Penobscot.

Kata Kunci : Reservoar, Impedansi Akustik, Seismik

Abstract

The Early-Cretaceous Mississauga Formation in The Penobscot Field, Nova

Scotia, Canada is identified containing a thick sand stone in Sable SubBasin and a

hydrocarbon prospect. This undergraduate thesis is intended to make a

prospectivity evaluation based on integration of Acoustic Impedance data with

The Seismic data interpretation. This study emphasize the technics and analysis in

Acoustic Impedance distribution value to make an advance reservoir

characterization from the geological aspect untill the geophysical aspect. The

basic of this reservoir characterization including corelation between seismic data,

well data with the petrophysics evaluation, and the geological data which is used

to create a sand stone reservoir lateral distribution from The Acoustic Impedance

value. The Acoustic Impedance result shows a sand stone reservoir distribution

image in Mississauga Formation at The Sand 3, 4, and 5 layer. From the sand

stone reservoir distribution map, the hydrocarbon trap structures which identified

as a prospect can be identified. The volume of the prospect area then calculated in

HCPV (Hydrocarbon Prospect Volume). The HCPV value shows a prospect 46

MBbl in The Penobscot Field.

Keywords : Reservoir, Acoustic Impedance, Seismic

Evaluasi prospektivitas..., Primaditanintyas Waharasto, FMIPA-UI, 2013

1 Universitas Indonesia

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Pada tahapan eksplorasi minyak dan gas bumi, ilmu geofisika sangat berguna

dalam memprediksi keadaan bawah tanah bumi yang tidak mungkin dilihat secara

langsung oleh kasat mata. Tujuan utamanya adalah untuk dapat menginterpretasi

atau menggambarkan sistem petroleum yang ada di bawah tanah, yaitu berupa

batuan induk/sumber, migrasi, batuan reservoir, perangkap, dan penutup atau seal.

Dengan adanya interpretasi sistem petroleum oleh geofisikawan, maka lokasi

pengeboran sumur minyak dan gas dapat ditentukan dengan lebih baik, dengan

begitu rasio kesuksesan pengeboran sumur minyak dan gas dapat ditingkatkan.

Dengan meningkatnya rasio kesuksesan pengeboran, berarti biaya eksplorasi

dapat lebih banyak dihemat.

Contoh lapangan eksplorasi minyak dan gas pada penelitian ini terdapat pada

lapangan Penobscot, Offshore Nova Scotia, Canada. Prospek Penobscot berlokasi

di Sub Basin Sable di utara Pulau Sable. Lokasi tepatnya berada pada Ridge

Missisauga yang memisahkan Subbasin Abenaki dan Subbasin Sable (Kidston et

al, 2005). Pada lapangan ini survei seismik dilakukan dalam bentuk 3D, serta

didukung oleh dua data sumur yaitu sumur L-30 dan B-41. Sumur Penobscot L-30

di bor oleh PetroCanada-Shell di tahun 1976 dengan kedalaman 4237.5 meter dan

ketebalan air sekitar 138 meter. Telah dilakukan tes formasi dengan Repeat

Formation Tester (RFT) dan ditemukan adanya hidrokarbon dari batu pasir di

pertengahan formasi Mississauga. Sumur kedua B-41 dibor oleh Shell-

PetroCanada di tahun 1977. Berlokasi di barat laut sumur L-30 dengan total

kedalaman sumur mencapai 3414 meter dengan ketebalan air laut sekitar 118

meter. Tidak ditemukan indikasi hidrokarbon dan tidak juga dilakukan tes formasi

di sumur B-41 ini (Crane, 1992).


2

Universitas Indonesia

Permasalahannya adalah meskipun pada lapangan Penobscot ini telah diketahui

perkiraaan kedalaman lapisan batu pasir pada formasi Mississauga, data ini masih

terlalu lemah untuk dijadikan acuan perkiraan persebaran lapisan reservoir batu

pasir yang ada. Dikatakan masih lemah karena dasar interpretasi yang ada baru

berasal dari data geologi serta data sumur saja. Data yang tingkat akurasinya

paling tinggi memang berasal dari data sumur, akan tetapi data sumur yang baru

berjumlah dua buah saja masih sangat beresiko untuk dijadikan acuan secara

langsung bentuk persebaran reservoir lapisan batu pasir di lapangan ini.

Akibatnya, tingkat kesalahan interpretasi data masih terlalu tinggi. Penambahan

sumur pun bukanlah kebijakan yang tepat untuk dilakukan, hal ini disebabkan

rasio kegagalan yang masih terlalu tinggi serta kerugian lainnya seperti waktu dan

biaya yang besar bukanlah jalan tengah yang diinginkan.

Penelitian ini bertujuan untuk memberikan cara yang jauh lebih efektif dalam

mendeteksi persebaran reservoir batu pasir serta nantinya dapat dijadikan acuan

dalam evaluasi prospek Lapangan Penobscot. Metode yang digunakan adalah

penerapan inversi pada data seismik untuk mendapatkan nilai impedansi akustik

(IA) dari lapisan bawah tanah lapangan Penobscot. Impedansi akustik adalah

properti fisika yang menggambarkan tingkat kekerasan batuan di bawah

permukaan tanah. Semakin tinggi nilai impedansi akustik maka semakin tinggi

juga nilai densitas dan cepat rambat gelombang seismik pada lapisan tersebut.

Begitu juga sebaliknya semakin rendah nilai impedansi akustik berarti nilai cepat

rambat gelombang seismik rendah dan densitas lapisan juga rendah, artinya

kemungkinan lapisan lebih berpori yang merupakan ciri reservoir. Oleh karena itu

indikasi batuan reservoir dapat dilihat melalui properti fisika nilai impedansi

akustik ini. Dengan mengetahui persebaran lateral nilai impedansi akustik ini,

maka interpretasi persebaran lapisan batu pasir akan jauh lebih baik. Dengan

meningkatnya akurasi interpretasi data seismik, maka rasio kesuksesan

pengeboran sumur baru akan jauh lebih tinggi.

Selain itu, integrasi antara nilai persebaran impedansi akustik dengan nilai-nilai

petrofisika yang berasal dari data log sumur dapat dijadikan acuan untuk


3


melakukan evaluasi prospek potensi minyak dan gas bumi pada lapangan

Penobscot ini. Evaluasi prospek ini memiliki tujuan utama untuk mengetahui

kemungkinan jebakan hidrokarbon dan perkiraan besarnya. Dengan integrasi nilai

impedansi akustik dan data petrofisika ini, maka prediksi luas jebakan

hidrokarbon dapat dihitung lebih baik. Dengan diketahui perkiraan besar jebakan

hidrokarbon yang ada, maka tingkat nilai ekonomis lapangan Penobscot dapat

diperkirakan, dan strategi-strategi pengembangan yang nantinya dilakukan dapat

lebih tepat guna. Dan pada akhirnya, dengan adanya hasil dari penelitian ini

rencana pengembangan (Plan of Development) lapangan offshore Penobscot akan

jauh lebih efektif.

1.2 Tujuan Penelitian

Tujuan dari penelitian ini adalah sebagai penerapan integrasi dari aplikasi inversi

impedansi akustik dan interpretasi data seismik untuk melakukan evaluasi prospek

atau perkiraan potensi hidrokarbon yang terkandung di dalamnya.

Penelitian ini menekankan pada cara penggunaan serta analisa persebaran nilai

impedansi akustik untuk karakterisasi reservoar lebih lanjut dari segi geologi

maupun geofisika. Hal-hal yang mendasari karakterisasi reservoar tersebut antara

lain perpaduan antara data seismik, data sumur dengan evaluasi petrofisika, dan

data geologi, yang kemudian digunakan untuk membentuk persebaran lateral

lapisan reservoir batu pasir dari nilai imedansi akustik sehingga dapat

dibandingkan besarnya cadangan hidrokarbon secara lebih rinci dibandingkan

hasil evaluasi yang belum menggunakan hasil persebaran nilai impedansi akustik.

Hasil evaluasi prospek tersebut nantinya dapat digunakan sebagai acuan lebih

lanjut untuk dapat mengusulkan rencana pengembangan lapangan migas dari

Lapangan Penobscot.


4


1.3 Batasan Masalah

Untuk lebih fokus pada pembahasan pada penelitian ini, maka dilakukan beberapa

pembatasan masalah pada beberapa hal :

1. Data yang digunakan yaitu data seismik 3D, log sumur, marker geologi,

dan hasil interpretasi seismik berupa horison dan patahan.

2. Analisa impedansi akustik dilakukan pada tiga horison lapisan batu pasir

dari formasi Mississauga

3. Analisa evaluasi prospek dilakukan dengan pendekatan hasil inversi yang

diintegrasi dengan analisa interpretasi data seismik serta beberapa data

petrofisika yang telah diinterpretasi oleh pengembang sebelumnya

(http://www.ammonitenovascotia.com, 2012).

1.4 Metodologi Penelitian

Secara umum alur penelitian digambarkan pada diagram Gambar 1.1. Hal yang

pertama dilakukan adalah persiapan data awal yaitu data seismik, log sumur, serta

parameter lain yang akan digunakan dalam proses interpretasi. Setelah penentuan

parameter-parameter dari data awal tersesuaikan dengan baik, selanjutnya

dilakukan interpretasi seismik. Korelasi sumur dengan penentuan marker-marker

geologi pada log sumur dilakukan pada tahap pemodelan stratigrafi.

Kemudian interpretasi seismik dilakukan berdasarkan panduan dari data sumur

dan data geologi. Sebelum dilakukan picking horizon, data seismik di korelasi

dulu dengan data sintetik seismogram yang dihasilkan dari sonic log dan density

log yang berasal dari data sumur. Setelah itu dilakukan stretch dan squeeze hingga

didapatkan nilai koefisien korelasi yang baik. Ketika langkah tersebut sudah

dilakukan, maka picking horizon siap dilakukan. Setelah dilakukan picking

horizon di zona-zona propek, maka inversi impedansi akustik dapat dilakukan.

Selain itu dari hasil picking horizon tersebut juga dapat dibuat peta struktur


5


kedalaman. Analisis antara nilai impedansi akustik dan peta struktur kedalaman

dapat dijadikan acuan sebagai bahan untuk evaluasi prospek.

Gambar 1.1 Diagram alur penelitian

Studi dan Persiapan

Data

Sintetik Seismogram Korelasi Sumur

Korelasi Data Sumur

dengan Data Seismik

Interpretasi Data

Seismik

Pemetaan Struktur

Lapisan

Inversi Data Seismik

Peta Struktur Lapisan Impedansi Akustik

Hasil dan Analisis


6


1.5 Sistematika Penulisan

Penelitian ini dibagi dalam beberapa bagian yang disusun secara sistematis:

BAB 1, membahas tentang latar belakang, tujuan penulisan, ruang lingkup

penelitian, metodologi penelitian dan sistematika penulisan. BAB 2, membahas

geologi regional daerah Lapangan Penobscot yang tujuannya untuk memberikan

gambaran prospek awal keadaan lingkungan Lapangan Penobscot. BAB 3,

mengenai konsep/teori dasar yang digunakan dalam evaluasi prospek dan inversi

impedansi akustik, teori dasar ini berguna sebagai dasar pengetahuan yang akan

digunakan dalam pengolahan data. BAB 4, pengolahan data, prosedur yang

tersusun secara sistematis dari proses pengumpulan data hingga dalam hal ini

menentukan daerah persebaran reservoir batu pasir yang akan dievaluasi nilai

prospektivitasnya. BAB 5, hasil dan pembahasan, bertujuan untuk menganalisa

hasil pengolahan data yang telah didapat, dan menentukan nilai-nilai

prospektivitas yang akan menjadi hasil akhir dari penelitian ini. BAB 6,

kesimpulan dan saran menekankan pada hasil utama yang kita dapat dan saran

yang diberikan untuk pertimbangan penilitian mendalam selanjutnya.



BAB 2

TINJAUAN UMUM KONDISI GEOLOGI REGIONAL

2.1 Geologi Regional

Lapangan Penobscot berlokasi di Offshore Nova Scotia, tepatnya di Negara

Kanada. Lapangan ini terletak pada koordinat 44o07’46” N / 60

o06’00” W.

Daratan utama Nova Scotia terbagi dua oleh sistem Patahan Cobequid-

Chedabucto. Di selatan sistem patahan ini terdapat batuan metasedimen (batuan

metamorf yang berasal dari sedimen (Parker, 1997)) dari Meguma Terrane (suatu

kelompok dari formasi batuan (Parker, 1997)), dan batuan granite yang terlihat di

Teluk Peggy. Di utara zona patahan terdapat batuan vulkanik dan sedimen dari

Avalon Terrane, serupa dengan daerah selatan dari Newfoundland dan New

Brunswick.

2.2 Geologi Struktur

Struktur Penobscot terletak pada Mississauga Ridge, yang memisahkan Abenaki

dan Sub Cekungan Sable. Terdapat dua patahan utama pada lapangan penobscot,

satu terletak di sebelah barat. Dan patahan kedua terdapat di sebelah timur laut,

yang menjadikan daerah tersebut juga potensial hidrokarbon. Patahan yang

mengontrolnya adalah patahan yang tumbuh dan aktif hingga Paleogene dan

terlihat memanjang hingga Jurassic.

2.3 Stratigrafi

Cekungan Scotia mengandung batuan sedimen Mesozoic-Cenozoic hingga

mencapai ketebalan 16 km, batuan tersebut terendapkan selama masa pergerakan

pangea. Pengendapan paling awal terjadi pada masa Triassic, yang terdiri atas

klastik dan evaporit. Lalu terjadi transisi oleh pemekaran dasar laut pada awal

Jurrasic sehingga celah cekungan secara berangsur-angsur terisi oleh klastik dan

karbonat. Perkembangan hingga menjadi kondisi laut terjadi pada masa

pertengahan Jurassic, yang menyebabkan timbulnya dataran alluvial, deltaik, dan


8


fasies karbonat. Masa sedimentasi Cretaceous (awal/akhir) di dominasi oleh shale

(serpih) transgressive, batuan karbonat, dan kapur. Fluktuasi ketinggian air yang

relative pada masa Paleogene dan Neogene membuat campuran batu pasir laut

dan serpih diselingi oleh batuan klastik kasar dan batuan karbonat laut, dan

semuanya tertutup oleh sedimen laut yang terendapakan selama periode

Quaternary.

Gambar 2.1 Stratigrafi umum Scotia (http://www.nrcan.gc.ca/earth-

sciences/energy-mineral/geology/marine-geoscience/geology-of-scotian-

margin/7013,2012)


9


Formasi Verrill Canyon

Berada pada periode Jurassic Tengah dan Awal Cretaceous, Formasi Verrill

Canyon merupakan fasies laut dalam ekuivalen dengan Formasi Mohawk,

Abenaki, Mic Mac, dan Missisauga, Kandungan utamanya berupa serpih dengan

bedding tipis dari batu karbonat, lanau, dan batu pasir. Formasi ini mengendap

pada lingkungan prodelta, bagian luar shelf dan pada slope benua dengan rentang

ketebalan dari 360 meter di barat daya Cekungan Scotia hingga lebih dari 915

meter di daerah timur laut.

Formasi Mississauga

Formasi Mississauga tersebar sangat luas di Cekungan Scotia dimana formasi ini

bervariasi baik fasies maupun ketebalannya. Melintasi Platform LaHave dan

Burin dan Canso Ridge ketebalan formasi kurang dari 1000 m dan terdiri 60-80%

adalah batu pasir dengan beberapa fasies lokal batuan karbonat di daerah barat

daya. Pada Sub Cekungan Sable, lebih dari 2770 m telah dibor di area Pulau Sable

dan total ketebalan diperkirakan lebih dari 3 km dengan kandungan 30-50% batu

pasir.

Formasi Logan Canyon

Formasi Logan Canyon memiliki distribusi yang serupa dengan Formasi

Mississauga, akan tetapi ketebalannya diperkirakan sekitar 2.5 km. Formasi ini

dibagi dalam empat member, dua member di dodominasi oleh shale.

Formasi Dawson Canyon

Serpih, kapur, dan sedikit batu karbonat diendapkan melintasi Cekungan Scotia

selama periode akhir Cretaceous. Pengendapan ini menghasilkan Formasi Dawson

Canyon yang ketebalannya bervariasi hingga lebih dari 700 m di selatan Sub

Cekungan Whale.



BAB 3

TEORI DASAR

3.1 Petrofisika

Petrofisika berasal dari bahasa yunani petra yang berarti batu dan physis yang

berarti alam, adalah ilmu yang mempelajari properti batuan baik secara fisik dan

kimiawi terhadap interaksinya dengan fluida (Tiab & Erle, 2004). Ilmu petrofisika

sangat berguna dalam melakukan analisis data lubang bor atau yang biasa dikenal

dengan well logging. Logging bertujuan untuk mendapatkan data properti fisika

secara langsung pada lapisan bumi di kedalaman tertentu, alat utama yang

digunakan dalam logging diantaranya adalah Gamma Ray, Density, Sonic, dan

Resistivity Log.

Porositas

Porositas adalah volume dalam suatu batuan yang dapat berisi fluida, biasa

dihitung dalam persen. Ada beberapa macam porositas, yaitu :

-Porositas Total t, adalah perbandingan antara ruang ‘kosong’ (pori-pori,

retakan, gerohong) total yang tidak diisi oleh benda padat yang ada di antara

elemen-elemen mineral dari batuan, dengan volume total batuan :

∅𝑡 =𝑉𝑡−𝑉𝑠

𝑉𝑡=

𝑉𝑝

𝑉𝑠

Di mana :

𝑉𝑝= volume ruang ‘kosong’, biasanya terisi oleh fluida (air, minyak, gas)

𝑉𝑠= volume yang terisi oleh zat padat

𝑉𝑡= volume total batuan

...(3.1)


11


Permeabilitas

Permeabilitas adalah kemampuan batuan untuk melewatkan fluida, atau

kemampuan mengalir dari fluida formasi, yang sering ditandai dengan K. Ini

merupakan pengukuran tingkatan dimana fluida akan mengalir melalui suatu

daerah batuan berpori di bawah gradien tekanan yang tertentu, Dinyatakan dalam

milidarcies (md); nilai 1000 md adalah tinggi dan nilai 1.0 md adalah rendah

untuk ukuran produksi.

Permeabilitas sangat tergantung pada ukuran butiran batuan. Sedimen batuan

berbutir besar dengan pori-pori besar mempunyai permeabilitas tinggi, sedangkan

sedimen batuan berbutir halus dengan pori-pori kecil dan alur yang berliku-liku

mempunyai permeabilitas rendah.

Densitas

Densitas adalah perubahan sifat fisis material yang terjadi karena adanya

perubahan perbandingan antara massa (kg) dengan volume (m3). Densitas

merupakan parameter yang digunakan dalam perhitungan gelombang P,

gelombang S dan impedansi, dimana nilai dari densitas dipengaruhi oleh jumlah

mineral, komposisi mineral, temperatur, tekanan porositas dan fluida yang

mengisi pori-pori batuan, dari semua itu mempengaruhi nilai densitas yang

nantinya akan berpengaruhi pada respon bawah permukaan bumi.

3.2 Geofisika

Geofisika adalah ilmu yang mempelajari bumi menggunakan pendekatan-

pendekatan fisika. Dalam eksplorasi hidrokarbon ilmu geofisika berkolaborasi

dengan ilmu geologi digunakan khususnya untuk melakukan karakterisasi

reservoar. Dalam aplikasinya metode geofisika yang banyak digunakan dalam

eksplorasi hidrokarbon adalah metode seismik. Teori-teori metode seismik yang

digunakan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut :


12


3.2.1 Impedansi Akustik (IA)

Hubungan antara perkalian densitas dan kecepatan dinamakan sebagai Impedansi

Akustik IA.

𝐼𝐴 = 𝜌𝑉

Secara praktis dalam formasi batuan, istilah impedansi akustik menggambarkan

tingkat kekerasan suatu formasi atau kemampuan batuan dalam melewatkan

gelombang seismik. Rasio antara nilai impedansi akustik pada formasi batuan

sebelum dan formasi setelahnya disebut Koefisien Refleksi R. Secara rinci rasio

tersebut dideskripsikan pada persamaan:

𝑅 =𝜌2𝑉2−𝜌1𝑉1

𝜌2𝑉2+𝜌1𝑉1

3.2.2 Seismik Inversi

Kata inversi dapat dipahami sebagai suatu proses seorang geofisikawan untuk

memperoleh karakter fisis di dalam bumi dari data yang diperoleh saat

pengukuran di permukaan bumi (Riyanto, 2012). Metode inversi adalah usaha

untuk mengembalikan log impedansi pseudo-akustik broadband dari tras seismik

yang band-limited (Russell,1988). Selain itu Inversi seismik didefinisikan juga

sebagai teknik pemodelan geologi bawah permukaan menggunakan data seismik

sebagai input dan data sumur sebagai kontrolnya (Sukmono, 1999). Metode

inversi merupakan kebalikan dari metode forward dimana dalam metode forward

kita mengubah data model bumi menjadi suatu respon seismik. Sedangkan dalam

metode inversi respon seismik yang ada diusahakan untuk menjadi model bumi.

...(3.3)

...(3.2)


13


Gambar 3.1 Sistem pemodelan Forward dan Inverse (Russell, 1988).

Dalam memahami teknik inversi ini, hal dasar yang harus diketahui adalah dasar

mengenai konvolusi gelombang seismik.

Gelombang seismik yang merambat dari sumber akan berubah bentuk

gelombangnya tergantung dari reflektor yang dilaluinya. Reflektor-reflektor di

dalam bumi ini dapat diibaratkan suatu filter yang mengubah bentuk dari

gelombang seismik. Sampai saat ini pemodelan yang paling mendekati filter ini

adalah pemodelan konvolusi. Bentuk tras seismik yang terkonvolusi dapat dilihat

pada persamaan berikut :

𝑥 𝑡 = 𝑟 𝑡 ∗ 𝑊 𝑡 + 𝑛𝑜𝑖𝑠𝑒

x(t) merupakan tras seismik, r(t) merupakan koefisien refleksi bumi, dan W(t)

adalah wavelet seismik. Dengan anggapan bahwa data seismik telah mengalami

processing dengan baik maka parameter noise dapat dihilangkan dari persamaan,

sehingga menjadi:

𝑥 𝑡 = 𝑟 𝑡 ∗ 𝑊 𝑡

Visualisasi persamaan ini dapat terlihat pada gambar 3.2

Forward Modelling Inverse Modelling

Earth Model

Modelling

Algorithm

Seismic Response

Seismic Response

Modelling

Algorithm

Earth Model

...(3.4)

...(3.5)


14


Gambar 3.2 Pembentukan tras seismik

(http://ensiklopediseismik.blogspot.com/2007/06/tras-seismik-seismic-

trace.html,2012)

Koefisien refleksi didapatkan dari data log sumur, konvolusi wavelet dengan

koefisien refleksi akan menghasilkan seismogram sintetik. Proses ini termasuk

pemodelan forward. Oleh karena itu inversi berarti suatu proses dekonvolusi

karena mencoba mendapatkan urutan-urutan koefesien refleksi dari suatu tras

seismik. Atau digambarkan dengan persamaan:

𝑟 𝑡 = 𝑊 𝑡 −1 ∗ 𝑥(𝑡)

Dengan W(t)-1

adalah invers dari wavelet. Dalam proses inversi seismik, data

seismik berupa frekuensi yang bandlimited, dikarenakan tidak mempunyai

frekuensi rendah dan tinggi akibat konvolusi wavelet yang bandlimited, untuk

menambahkan frekuensi yang hilang tersebut maka ditambahkan data log sumur

yang memiliki frekuensi rendah dan tinggi, sehingga dengan demikian hasil akhir

inversi dapat berupa impedansi broadband (Yilmaz, 2001). Secara umum inversi

data seismik dibedakan dalam wilayah prestack dan poststack, jenis inversi di tiap

wilayah tersebut dapat dilihat pada gambar 3.3.

...(3.6)


15


Gambar 3.3 Jenis-jenis teknik seismik inversi (Russell, 1988)

Seismic Inversion

Methods

Poststack

Inversion

Prestack

Inversion

Linear

Methods

Non Linear

Methods

Wavefield Traveltime Recursive Model

Based

Sparse-

Spike

Narrow

Band



BAB 4

PENGOLAHAN DATA

4.1 Input Top Marker Data Log

Untuk dapat melakukan interpretasi seismik dengan baik, pada data ini acuan

yang digunakan berasal dari data log. Data seismik baik dalam resolusi lateral

akan tetapi resolusinya tidak terlalu bagus dalam domain vertikal. Oleh karena itu

dalam interpretasi formasi, urutan data vertikal yang paling baik adalah data core

formasi, data sumur, dan terakhir data seismik. Karena pada lapangan ini tidak

terdapat data core, maka interpretasi data seismik hanya didukung oleh data

sumur.

Oleh karena data sumur menjadi acuan awal dalam interpretasi data seismik maka

prosedur awal adalah dengan menginterpretasi data sumur. Interpretasi ini

dilakukan dengan memberikan top marker pada data sumur B-41 dan L-30. Dari

data top marker yang ada, dilakukan input ke dalam software.

Selain sebagai hasil interpretasi formasi, marker dapat digunakan sebagai batasan

window dalam melakukan berbagai jenis pengolahan. Window dibutuhkan dalam

melakukan pengolahan data untuk memfokuskan kalkulasi pada daerah target kita

saja, karena ketika kalkulasi pengolahan dilakukan ke seluruh data dapat

menghabiskan memori komputer dan akan memperlambat proses pengolahan.

Selain itu pengolahan yang dilakukan ke seluruh data dapat membuat hasil

pengolahan tidak mewakili data daerah target kita. Akan tetapi penggunaan

window ini tidak mutlak harus dilakukan, tergantung tujuan pengolahan yang

ingin kita lakukan.

Setelah marker diberikan, ketika kita memposisikan kedua sumur tersebut dalam

satu layar dengan skala antara kedua sumur sama, terlihat adanya perbedaan

kedalaman antara kedua sumur tersebut. Pengisian warna pada data sumur

berguna dalam membantu interpretasi quick look dan melihat kesamaan pola

formasi antara kedua sumur.


17


4.2 Sintetik Seismogram dan Korelasi Data Sumur dengan Seismik

Pembentukan sintetik seismogram berfungsi dalam melakukan pemodelan bentuk

tras seismik yang terjadi. Untuk melakukan atau menghasilkan sintetik

seismogram, aplikasi pemodelan konvolusi diterapkan pada tahap ini. Dalam

pembentukan tras seismik, hal yang wajib dimiliki adalah deret koefisien refleksi

dan wavelet.

Deret koefisien refleksi dapat kita dapatkan dari data log sonik dan log densitas.

Sedangkan wavelet diekstraksi dari data seismik antara Top Mississauga dan

Lower Mississauga.

Gambar 4.1 Korelasi data sumur L-30 dengan data seismik serta wavelet yang

digunakan

Setelah sintetik seismogram didapatkan maka korelasi dengan data seismik dapat

dilakukan. Baik tidaknya korelasi di QC (quality control) dengan melihat nilai

koefisien korelasinya. Koefisien korelasi akan semakin baik ketika semakin dekat

dengan nilai satu. Akan tetapi selain dengan melihat nilai koefisien korelasi,

korelasi data seismik juga harus sesuai dengan kondisi geologi yang ada.

Maksudnya adalah ketika kita mencari nilai koefisien korelasi terbaik, maka kita


18


akan melakukan shifting atau penggeseran data seismik agar menyerupai data

sintetik seismogram yang ada, selain itu stretch dan squeeze juga dilakukan agar

data seismik semakin tinggi nilai korelasinya. Proses shifting, stretch dan squeeze

menentukan pada kedalaman waktu berapa marker data sumur kita berada.

Penentuan kedalaman data seismik ini terkadang memiliki nilai koefisien korelasi

tinggi akan tetapi bukan pada kondisi geologi sebenarnya. Hal ini dapat terjadi

akibat penggunaan bentuk wavelet kita dan memang disebabkan data seismik

yang serupa dengan sintetik seismogram kita. Oleh karena itu analisis geologi

perlu benar-benar diperhatikan pada tahap ini.

4.3 Interpretasi Data Seismik dan Pemetaan Struktur

Setelah korelasi dengan data seismik dilakukan, maka kita dapat melakukan

interpretasi pada data seismik. Interpretasi data seismik dilakukan dengan cara

picking horizon pada target formasi kita, dalam hal ini lapisan top reservoir Sand

3, 4, dan 5.

Untuk melakukan interpretasi, agar meningkatkan ketepatan picking tiap lapisan,

dibuat dahulu satu composite line yang melewati kedua sumur. Composite line ini

mengambil tras-tras data seismik yang dilewati garis itu sehingga membentuk

penampang baru. Setelah itu picking bisa dilakukan pada penampang seismik

tersebut.

Setelah interpretasi dilakukan pada composite line, sebaiknya interpretasi

dilakukan pada penampang-penampang yang dekat dengan lokasi data sumur, hal

ini dikarenakan litologi kedalaman yang ada masih berada dekat dengan data

sumur, sehingga kualitas panduan interpretasi yang digunakan masih baik. Setelah

interpretasi selesai dilakukan pada inline dan xline maka ekstraksi peta struktur

waktu dapat dilakukan. Peta struktur waktu ini sangat berguna dalam

memperlihatkan perkiraan keadaan struktur di bawah permukaan. Struktur ini

sangat berguna dalam menentukan daerah-daerah yang kemungkinan dapat

menjadi jebakan hidrokarbon. Akan tetapi peta struktur waktu ini belum dapat


19


dijadikan acuan utama dalam menentukan prospek. Hal ini disebabkan struktur

dengan kedalaman yang masih berada dalam domain waktu akan memberikan

kesalahan interpretasi dalam domain kedalaman sebenarnya. Oleh karena itu

nantinya peta struktur waktu ini akan dikonversi kedalam domain depth atau

kedalaman.

Lalu interpretasi yang dilakukan selanjutnya adalah interpretasi patahan. Dalam

melakukan interpretasi patahan ada baiknya sambil melihat peta struktur hasil

ekstraksi horizon. Hal ini untuk melihat lokasi patahan yang terbentuk apakah

masih logis bentuk geologi patahannya atau tidak.

Gambar 4.2 Interpretasi pada xline 1153 sumur L-30


20


Gambar 4.3 Proses picking pada setiap interval penampang 20

Gambar 4.4 Peta struktur waktu sand 5


21


4.4 Inversi Impedansi Akustik

Untuk mengetahui persebaran reservoar yang lebih tinggi tingkat akurasinya maka

dibutuhkan parameter yang depat menggambarkan litologi bumi secara jelas yaitu

impedansi akustik. Nilai impedansi akustik di dapatkan dengan cara melakukan

inversi pada daerah terget, yaitu horizon Sand 3 hingga Sand 5. Inversi yang

digunakan disini adalah metode inversi liniear sparse spike. Metode ini dianggap

yang paling baik diterapkan karena hasil impedansi yang di dapat berasal dari

deret koefisien refleksi yang sparse atau renggang. Deret koefisien yang renggang

memberikan gambaran yang jelas daerah impedansi akustik utama yang

diinginkan.

Sebelum melakukan inversi linear sparse spike dibuat sebuah model inversi

dahulu dari data seismik. Model inversi ini merupkan model yang memiliki

frekuensi rendah karena frekuensi seismik biasanya bandlimited, kehilangan

frekuensi rendah, maka untuk melengkapi data frekuensi rendah yang hilang,

model inversi dibuat dengan berisi sinyal frekuensi rendah yang di ekstraksi dari

data sumur, dengan begitu frekuensi dapat dilengkapi dan menjadi lebih

broadband. Dengan frekuensi yang broadband diharapkan tidak ada data litologi

yang hilang, sehingga model geologi menjadi tepat sebagai acuan inversi.

Gambar 4.5 Inversi Sparse Spike pada xline 1153


22


4.5 Persebaran Impedansi Akustik

Setelah inversi data seismik dilakukan, maka akan terlihat zona-zona dengan

litologi yang berbeda. Untuk mengetahui persebaran reservoar batu pasir maka

ekstraksi nilai impedansi akustik dilakukan pada peta struktur waktu yang telah

dibuat. Sebelum melakukan ekstraksi nilai impedansi akustik pada peta struktur

waktu, cube data seismik inversi yang telah dihasilkan diinput terlebih dahulu.

Setelah ekstraksi impedansi akustik dilakukan pada tiap peta struktur waktu, maka

semakin terlihat daerah-daerah persebaran batu pasir yang menjadi target

reservoar.

Gambar 4.6 Persebaran IA pada peta struktur waktu Sand 5

4.6 Model Kecepatan

Agar interpretasi menggambarkan keadaan struktur bawah permukaan yang

mendekati kenyataan, maka perlu dilakukan konversi kedalaman dari domain time

(waktu) menjadi domain depth (kedalaman). Untuk mengubah domain data

seismik waktu menjadi kedalaman maka dibutuhkan nilai kecepatan pada suatu

lapisan. Secara manual konsep yang digunakan adalah dengan memperkirakan

dahulu waktu rambat gelombang pada suatu lapisan, waktu rambat ini haruslah


23


OWT (One Way Time). Kedalaman data seismik biasa ditampilkan dalam TWT

(Two Way Time), oleh karena itu untuk mengubahnya menjadi OWT, nilai TWT

harus dikali dengan ½. Setelah mendapatkan nilai OWT, maka kita menentukan

kedalaman (depth) lapisan tersebut. Nilai kedalaman ini dapat ditentukan dari

interpretasi litologi data sumur. Maka nilai kecepatan dapat ditentukan dengan

membagi kedalaman dan waktu tempuh gelombang. Dalam software nilai

pemodelan kecepatan ini ditampilkan dalam bentuk model Velocity Cube.

Nilai kecepatan yang diinterpretasi pada terget reservoar adalah sebagai berikut :

- Sand 3 : 2480 m/s

- Sand 4 : 2500 m/s

- Sand 5 : 2550 m/s

Gambar 4.7 Model Velocity Cube

4.7 Konversi Waktu Menjadi Kedalaman

Setelah didapatkan model kecepatan, maka konversi dari waktu menjadi

kedalaman dapat dilakukan. Konversi ini dilakukan pada setiap data seismik baik

itu data seimik asli maupun seismik hasil inversi sparse spike. Setelah itu

pembuatan peta struktur kedalaman dapat dilakukan. Peta struktur kedalaman ini

yang dapat dijadikan acuan dalam menentukan prospektifitas lapangan, hal ini


24


disebabkan karena peta struktur dalam domain waktu masih mengindikasikan

bentuk struktur semu. Selain peta struktur waktu dalam domain kedalaman,

ekstraksi nilai IA pada seismik inversi dalam domain kedalaman perlu dilakukan

untuk melihat persebaran reservoar batu pasir yang ada dalam domain kedalaman.

4.8 Kalkulasi Volumetrik

Reservoar-reservoar yang dianggap prospek dan dapat menjebak hidrokarbon

perlu ditentukan volume bulknya yang nantinya dapat digunakan untuk kalkulasi

cadangan sehingga dapat dilihat ranking prospektifitasnya. Untuk menetukan

volume bulk, maka zonasi perlu dilakukan terutama dalam menentukan top

reservoar, spill point yang nantinya menjadi ketebalan reservoar dan polygon

untuk menentukan luasan area yang dianggap prospek. Volume bulk didapatkan

dengan mengalikan luasan area polygon dengan ketebalan rata-rata reservoar

batupasir di tiap horisonnya.

Gambar 4.8 Inversi Sparse Spike pada xline 1153 dengan domain kedalaman


25


Gambar 4.9 Peta struktur kedalaman Sand 5

Gambar 4.10 Persebaran IA pada peta struktur kedalaman Sand 5



BAB 5

HASIL DAN PEMBAHASAN

5.1 Analisis Sumur

Dalam penelitian ini zona target yang dicari adalah reservoar batu pasir. Analisa

reservoar menggunakan data sumur yang berjumlah dua buah. Interpretasi data

sumur menggunakan data log gamma-ray, data log resistivitas, log porositas serta

penggunaan log impedansi hasil penghitungan antara data log sonik dengan data

log densitas. Dengan melakukan interpretasi data log, maka target-target dalam

menentukan prospek suatu lapangan akan lebih terfokus, karena setelah

melakukan interpretasi, nantinya litologi, serta batasan litologi suatu lapisan dapat

terlihat, selain itu data-data petrofisika yang diperlukan dalam kalkulasi cadangan

hidrokarbon dapat dihasilkan (porositas, saturasi air, Net to Gross).

Analisis pertama yang dilakukan adalah analisa litologi. Dari pengolahan data

telah diberikan marker-marker litologi lapisan yang berasal dari penelitian

sebelumnya. Marker ini perlu dianalisa lagi guna meng-QC data serta melihat

hubungannya dengan interpretasi litologi yang berasal dari nilai impedansi

akustik. Interpretasi litologi dilakukan melalui interpretasi data log gamma ray

dan menghubungkannya atau crossplot dengan log impedansi akustik. Plot silang

dilakukan dengan melihat persebaran nilai antara gamma ray versus impedansi

akustik serta nilai log densitas yang juga digunakan sebagai acuan interpretasi

litologi.

Dari plot silang yang dilakukan terlihat bahwa daerah-daerah litologi batu pasir

yang menjadi target reservoar memiliki zona berwarna hijau, lalu untuk shale

diperlihatkan melalui zona yang berwarna merah dan terdapat pula selingan

batuan berupa tightsand berwarna ungu. Nilai-nilai impedansi yang

mengindikasikan target reservoar batu pasir berkisar antara 7000 m/s*g/cc hingga

9000 m/s*g/cc dengan nilai gamma ray hingga 50 gapi, nilai ini juga dikontrol

dengan log densitas yang mengindikasikan densitas reservoar batu pasir antara 2.2

g/cc hingga 2/3 g/cc.


27


Gambar 5.1 Crossplot antara log impedansi akustik dengan log gamma ray

(kontrol warna log densitas) sumur L-30

Gambar 5.2 Cross Section anatara log impedansi akustik dengan log gamma ray

sumur L-30


28


Setelah diketahui litologi daerah reservoar, maka untuk mengetahui ada tidaknya

potensi hidrokarbon dilihat dengan menggunakan cross plot antara log gamma ray

dan log impedansi akustik sebagai kontrol daerah reservoar serta log resistivitas

sebagai kontrol jenis fluida yang terkandung di dalam reservoar.

Dari zona-zona crossplot yang telah dibuat, diinterpretasikan bahwa kandungan

hidrokarbon terdapat pada zona yang berwarna kuning karena nilai resistivitasnya

yang relatif lebih tinggi serta nilai gamma ray dan impedansi akustiknya yang

rendah menunjukkan hidrokarbon yang terjebak pada reservoar batu pasir. Nilai

resistivitas hidrokarbon berkisar di atas 2.5 Ohm-m. Sedang zona berwarna biru

muda menunjukkan daerah yang diisi oleh fluida air, hal ini didukung dengan

nilai resistivitasnya yang relatif rendah. Selain itu lapisan impermeabel yang dapat

mencegah larinya hidrokarbon (seal) juga diinterpretasikan dengan zona berwarna

merah, zona ini memiliki area dengan tingkat gamma ray relatif tinggi dan

resistivitasnya rendah.

Gambar 5.3 Crossplot antara nilai log gamma ray dengan resistivitas (kontrol

impedansi akustik) sumur L-30


29


Gambar 5.4 Cross section log gamma ray dengan log resistivitas sumur L-30

5.2 Analisis Inversi Impedansi Akustik

Inversi impedansi akustik bertujuan untuk dapat melihat persebaran reservoar batu

pasir sehingga dapat lebih terlihat daerah-daerah yang memilik prospek

menyimpan cadangan hidrokarbon. Dalam melakukan inversi, jenis yang

digunakan adalah inversi linear sparse spike. Inversi ini digunakan karena dapat

memperlihatkan perbedaan litologi dengan jelas antara batu pasir dengan lapisan

penyekatnya yaitu shale.


30


Gambar 5.5 Analisis inversi sumur L-30

Dengan hanya menargetkan inversi pada daerah reservoar yaitu 50 ms sebelum

Sand 3 dan 50 ms setelah Sand 5, terlihat adanya kecocokan tren antara kurva

impedansi data sumur dengan kurva impedansi hasil inversi. Error rms antara

kurva impedansi pada sumur B-41 menunjukkan nilai 711.96 sedangkan korelasi

antara sintetik dengan data seismik menjadi 0.73. Pada sumur L-30 error rms

menunjukkan nilai 727.628 sedangkan nilai korelasi anatara sintetik serta data

seismik menjadi 0.77. Untuk membentuk inversi ini, digunakan parameter

Sparseness 100%, Maximum constraint frequency 20, serta window length 64

samples.

5.3 Analisa Persebaran Impedansi Akustik pada Peta Struktur Kedalaman

Dalam penentuan persebaran lapisan batu pasir yang ditargetkan menjadi

reservoar, maka cube hasil inversi impedansi akustik di overlay terhadap peta

struktur kedalaman sehingga memperlihatkan bentuk persebaran dari lapisan batu

pasir.


31


Gambar 5.6 Peta persebaran IA Sand 3

Dari bentuk persebaran di atas terlihat bahwa daerah dengan areal berwarna hijau

kekuningan menunjukkan bentuk persebaran dari batu pasir, sedangkan areal

dengan warna merah menunjukkan areal persebaran shale.

5.4 Analisis Lead dan Prospek

Pengartian lead dan prospek sering menjadi suatu ambigu, akan tetapi lead dalam

penelitian ini diartikan sebagai daerah yang berpotensi memiliki cadangan

hidrokarbon akan tetapi belum memiliki data-data pendukung yang cukup kuat,

sedangkan prospek merupakan daerah yang memiliki cadangan hidrokarbon yang

telah memiliki data-data pendukung dalam hal ini areal yang masih berada di

sekitar sumur lama yang diinterpretasi memiliki potensi cadangan hidrokarbon.


32


Dalam studi ini cadangan hidrokarbon dianggap sebagai minyak bumi, oleh

karena itu perkiraan perhitungan cadangan hidrokarbonnya berasal dari persamaan

berikut HCPV (Hydrocarbon Prospect Volume) :

𝐻𝐶𝑃𝑉 = 𝐵𝑢𝑙𝑘 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 ∗ 𝑁𝑇𝐺 ∗ 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑡𝑦 ∗ (1 − 𝑆𝑤)

Bulk Volume merupakan volume yang dapat diisi oleh fluida dalam satu jebakan

reservoar, dalam hal ini pendekatan dalam menghitung Bulk Volume berasal dari

luas perkiraan area prospek dikali dengan ketebalan rata-rata lapisan reservoar.

NTG atau Net to Gross menyatakan perbandingan antara satu Volum reservoar

yang dapat berisi fluida dengan nilai Bulk Volume reservoar. Pendekatannya

didapatkan dari perhitungan nilai shaliness dalam satu reservoar tersebut, yaitu

berasal 1-Vshale.

Secara langsung nilai porositas dan nilai saturasi pada lapisan reservoar di

dapatkan dari perhitungan petrofisis yang sudah dilakukan oleh penelitian

sebelumnya sehingga nilai porositas dan saturasi air langsung didapatkan.

Gambar 5.7 Areal Prospek Sand 3

Prosp. S3


33




Prosp. S4

Prosp. S5_1

Prosp. S5_2

Prosp. S5_3

Lead S5_1 Lead S5_2


34


Tabel 5.1 Kalkulasi cadangan prospek Lapangan Penobscot

Tabel 5.2 Ranking cadangan prospek Lapangan Penobscot

Tabel 5.3 Kalkulasi cadangan Lead Lapangan Penobscot

Tabel 5.4 Ranking cadangan Lead Lapangan Penobscot

Prospect Area (m^2) Average Thickness (m) Bulk Volume (m^3) Porosity (%) SW (%) Net to Gross V Reserves (m^3) V Reserves (Bbl)

Sand 3 756547 27,5 20805042,5 22,5 57 0,78 1570052,5 9875630,4

Sand 4 351261 25 8781525 23 34 0,79 1053098,0 6623986,7

Sand 5_1 475190 45 21383550 23 46 0,8 2124669,5 13364171,3

Sand 5_2 330845 45 14888025 23 46 0,8 1479274,2 9304634,5

Sand 5_3 252438 45 11359710 23 46 0,8 1128700,8 7099527,9

Rank Horizon Prospect V Reserves (Bbl) % Prospek

1 Sand 5 Sand 5_1 13364171,3 28,88

2 Sand 3 Sand 3 9875630,4 21,34

3 Sand 5 Sand 5_2 9304634,5 20,11

4 Sand 5 Sand 5_3 7099527,9 15,34

5 Sand 4 Sand 4 6623986,7 14,32

Total 46267950,9 100,00

Lead Area (m^2) Average Thickness (m) Bulk Volume (m^3) Porosity (%) SW (%) Net to Gross V Reserves (m^3) V Reserves (Bbl)

Sand 5_1 801309 45 36058905 23 46 0,8 3582812,8 22535892,5

Sand 5_2 591540 45 26619300 23 46 0,8 2644893,6 16636381,0

Rank Horizon Prospect V Reserves (Bbl) % Prospek

1 Sand 5 Sand 5_1 22535892,5 57,53

2 Sand 5 Sand 5_2 16636381,0 42,47

Total 39172273,6 100,00


35


Gambar 5.10 Penampang XL 1160 dengan bentukan jebakan struktur pada daerah

reservoar sand 5 (lingkaran ungu)



BAB 6

KESIMPULAN DAN SARAN

6.1 Kesimpulan

Lapangan penobscot yang berada pada daerah cekungan Sable memiliki prospek

hidrokarbon pada Formasi Mississauga, dengan reservoarnya berupa batu pasir.

Hal ini dibuktikan dari identifikasi litologi berdasarkan crosssplot antara log

impedansi, log gamma ray, serta log densitas. Selain itu diidentifikasi terdapat

hidrokarbon yang terjebak pada reservoar batu pasir tersebut yang dibuktikan

adanya nilai resistivitas yang tinggi di setiap permukaan zona reservoar sebelum

litologi berubah menjadi shale, serta penurunan resistivitas pada pertengahan

daerah reservoar yang diidentifikasi sebagai air yang mendorong hidrokarbon ke

puncak reservoar.

Dari reservoar yang terdapat pada Formasi Mississauga, dilakukan penelitian pada

reservoar Sand 3, Sand 4, dan Sand 5 dan diperkirakan memiliki total cadangan

prospek di dalam reservoar hingga 46 MBbl.

6.2 Saran

Penelitian ini menitik beratkan evaluasi prospek hanya berdasarkan dua data

sumur yang pernah di bor sebelumnya. Untuk membuktikan prospek yang telah

diberikan dari hasil penelitian, sebaiknya pengeboran coba dilakukan pada daerah-

daerah prospek tersebut dimulai dengan propsek yang memiliki ranking paling

tinggi. Selain dapat membuktikan adanya prospek hidrokarbon, pengeboran sumur

baru dirasa dapat menambahkan data sumur yang jumlahnya masih sangat minim.


Evaluasi Prospektivitas Menggunakan Pendekatan Impedansi ...

Documents

Transcript of Evaluasi Prospektivitas Menggunakan Pendekatan Impedansi ...