TUGAS RANGKUMAN

Materi Kuliah Analisis Data Seismik

MATA KULIAH : Analisis Data Seismik (SB 5232)

Disusun Oleh

Nama : Arief Rachman Pribadi 22413302

FAKULTAS ILMU DAN TEKNOLOGI KEBUMIAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2015

Daftar Isi

Daftar Isi.................................................................................................................................................. 2

I. Akuisisi data seismik ........................................................................................................................ 4

Sumber energi pada proses akuisisi ..................................................................................................... 4

Seismik darat ....................................................................................................................................... 4

Pengukuran topografi ...................................................................................................................... 4

Pengeboran lobang tembak dan pemasangan bahan peledak .......................................................... 5

Perekaman ...................................................................................................................................... 5

Seismik laut ......................................................................................................................................... 6

Sumber energy Seismik Laut ............................................................................................................ 6

Receiver survey seismik laut ............................................................................................................ 6

II. Survei Seismik 3d ............................................................................................................................. 8

Definisi dari parameter akuisisi seismik 3D .......................................................................................... 9

3D processing .................................................................................................................................... 10

III. Pengolahan Data Seismik 3D ...................................................................................................... 11

Multipel ............................................................................................................................................. 11

Slant Stack - Radon Transform ....................................................................................................... 12

SRME ................................................................................................................................................. 13

Filtering ............................................................................................................................................. 14

Velocity Analysis ................................................................................................................................ 15

Analisa t2-x2 .................................................................................................................................. 15

CVP (Constant Velocity Panels) ...................................................................................................... 16

CVS (Constant Velocity Stacks) ....................................................................................................... 16

Analisa Spektra .............................................................................................................................. 17

Migrasi .............................................................................................................................................. 17

Migrasi Kirchhoff ........................................................................................................................... 18

PSTM (Pre Stack Time Migration) ....................................................................................................... 19

Pre Stack Depth Migration (PSDM) .................................................................................................... 21

CRS (Common reflection Surface) ...................................................................................................... 24

IV. Geofisika Reservoir .................................................................................................................... 26

Resolusi Seismik ................................................................................................................................ 26

Resolusi vertikal ............................................................................................................................. 26

Resolusi lateral .................................................................................................................................. 27

VSP (Vertical Seismik Profiling) .......................................................................................................... 28

Akuisisi .......................................................................................................................................... 28

Processing ..................................................................................................................................... 29

Anisotropi .......................................................................................................................................... 30

I. Akuisisi data seismik

Akuisisi data seismik adalah kegiatan untuk memperoleh data seismik yang meliputi pembangkitan sumber energi, penempatan grup geophone sebagai penerima sinyal, perekaman dan kegiatan-kegiatan pendukung lainnya. Akuisisi data seismik dikatakan baik, paling tidak memenuhi persyaratan berikut, yaitu dapat merekam sinyal dengan baik, masih di dalam dynamic range dan tanpa aliasing. Ada dua kegiatan yang dilakukan pada survei seismik, yaitu : 1. Test parameter untuk mendapatkan parameter akuisisi secara tepatdilakukan sebelum survei yang sesungguhnya. 2. Kegiatan akuisisi yang dikerjakan secara rutin untuk menghasilkan penampang seismik.

Sumber energi pada proses akuisisi

Pada daerah terlokalisasi, digunakan sumber yang dapat meningkatkan energi static yangdapat meningkatkan tekanan pada seketika pada medium di bawah permukaan. kebanyakan sumber menggunakan gelombang P karena mudah dibangkitkan dan mudah dalam perekaman serta pemrosesannya.

Seismik darat

Dalam survei seismik darat kegiatan rutin meliputi : 1. pengukuran topografi, untuk menentukan koordinat (x, y) serta ketinggian (z) dari lintasan seismik, yang meliputi posisi titik tembak dan titik pusat grup geopon, serta posisi potongan antar lintasan seismik di daerah survei 2. pengeboran lobang tembak dan pemasangan bahan peledak untuk membuat lubang dengan kedalaman tertentu untuk menempatkan bahan peledak sebagai sumber energi seismik 3. perekaman (recording) untuk mendeteksi sinyal pantul dari lapisan-lapisan batuan bawah permukaan

Pengukuran topografi

1. Pengamatan matahari (sun shot) untuk mendapatkan harga deklinasi teodolit atau koreksi magnetik. 2. Menyiapkan lintasan untuk mendapatkan azimuth dari peta program dan kemudian menyiapkan pembukaan lintasan menggunakan instrumen yang telah dikoreksi.

3. Mencari titik referensi yang koordinat dan elevasinya telah diketahui sebelumnya, seperti Triangulasi dan Bench Mark (BM). Titik lokasi seperti ini biasanya digunakan sebagai acuan untuk memulai pekerjaan topografi untuk menentukan koordinat dan elevasi lintasan seismik.

Pengeboran lobang tembak dan pemasangan bahan peledak

1. Membuat lubang dengan kedalaman tertentu untuk menempatkan bahan peledak sebagai sumber energi seismik. 2. Kedalaman lubang umumnya ditempatkan di bawah tanah lapuk agar energi dapat terpenetrasi dengan baik kedalam bumi. 3. Penentuan kedalaman ini ditentukan sebelumnya, seperti menggunakan metoda refraksi seismik, uphole shooting atau pemboran langsung dari beberapa titik lokasi. 4. Beberapa survei seismik yang dilakukan di Indonesia menggunakan kedalaman antara 15 – 30 m. Makin dalam makin bagus, hanya biayanya menjadi sangat tinggi

Perekaman

Perekaman dimaksudkan untuk mendeteksi sinyal pantul dari lapisan-lapisan batuan bawah permukaan. Agar data dapat diproses lebih lanjut, maka data direkam secara digital. Proses perekaman digital dilakukan dengan merubah gelombang seismik yang merupakan fungsi kontinu menjadi suatu fungsi yang diskrit. perekaman digital amplitudo gelombang diambil dan diukur pada interval waktu secara teratur, kemudian harganya diubah dalam bentuk bilangan binari, yaitu sistim bilangan dengan bilangan dasar 2 dan bilangan penunjuk 0 dan 1 yang biasa disebut dengan bit atau binary digit. Sumber energi seismik Darat : 1. Dinamit (primacord) 2. Dinoseis 3. VibrosisBenda jatuh (Weigh Dropping) 4. Mini Sosie Sensor geophone Gelombang datang maka permukaan bumi ikut bergerak, yang menyebabkan gerakan kumparan kawat (coil) di dalam medan magnit, yang sehingga menghasilkan tenaga listrik dalam kumparan yang proporsional dengan kecepatan kumparan terhadap magnet Ada dua jenis design dari geophone : 1. Magnet pada posisi terikat pada kerangka geopon dan kumparan digantung pada per sekitar massa inersial. Model geopon semacam ini disebut sebagai moving coil geophones. 2. Kumparan pada posisi terikat dengan kerangka geopon, dan magnet digantung pada per.

Seismik laut

Sumber energy Seismik Laut

Air gun : gelembung udara bertekanan tinggi yang dilepaskan kedalam air. Menghasilkan 10-15 MPa, dalam 1-4 ms. Pulsa primer diikuti oleh surface ghost dan deretan pulsa gelembung.

Receiver survey seismik laut

Hydrophone adalah receiver standar dalam seismik laut dan berfungsi untuk merespon variasi tekanan.

II. Survei Seismik 3d

Fitur geologi pada eksplorasi hidrokarbon di bawah permukaan berbentuk tiga dimensi, seperti: diaper garam, sesar overthrust dan jalur lipatan. Seismik 2D pada umumnya mengasumsikan sinyal berasal dari bidang sebuah profil yang diamati padahal seringkali sinyal berasal dari luar bidang. Sehingga sinyal dari luar bidang tersebut menyebabkan adanya mistie pada proses migrasi 2-D. oleh karena itu diperlukan survey 3D yang memberikan gambaran bawah permukaan yang lebih baik dari 2D. Adapun hal-hal yang perlu diperhatikan adalah sebagai berikut:

Biaya- minimalisasi jumlah sumber Keseragaman Offset-Aimuth Pengurangan footprint dari akuisisi yang dilakukan

Definisi dari parameter akuisisi seismik 3D

Box : adalah suatu area tertutup yang dibatasi oleh dua garis sumber yang berdekatan dan dua garis receiver yang berdekatan CMP bin / Bin : adalah area kecil berbentuk kotak yang biasanya memiliki dimensi (SI/2) x (RI/2). Semua mid point yang ada di area ini diasumsikan berasal dari common midpoint yang sama. Cross-line Direction : arah yang tegak lurus dengan garis receiver In-line Direction : arah yang sejajar dengan garis receiver Patch : adalah semua stasiun receiver yang merekam data dari titik sumber tertentu dalam survey 3 D Fold : adalah jumlah tras yang ada di balam satu bin Untuk memastikan target area tertutup seutuhny setelah proses migrasi, data harus diambil dari area yang lebih luas dari area target.

3D processing

Pemrosesan data pada seismik 3d mirip dengan pemrosesan pada seismik 2-D. Koreksi Dip Moveout dalam 3-D diperlukan untuk menghilangkan gangguan pada titik refleksi. Setelah koreksi DMO dan di stack, data di migrasi pada bidang refleksi yang sesungguhnya.

Secara umum, pemrosesan bertujuan untuk meningkatan rasio sinyal terhadap noise dan mengisolasi sinyal yang diinginkan untuk mendapatkan informasi mengenai kondisi bawah permukaan. Berikut adalah sekuen dari pengolahan data seismik.

III. Pengolahan Data Seismik 3D

Berikut ini adalah beberapa topik yang berkaitan dengan proses pengolahan data seismik.

Multipel

Multiple adalah pengulangan refleksi akibat ’terperangkapnya’ gelombang seismik dalam air laut atau terperangkap dalam lapisan batuan lunak. Terdapat beberapa macam multiple: (a) water-bottom multiple, (b) peg-leg multiple dan (c) intra-bed multiple. Perhatikan model di bawah ini:

Didalam rekaman seismik, masing-masing multiple akan menunjukkan ‘morfologi’ reflektor yang sama dengan reflektor primernya akan tetapi waktunya berbeda. Untuk model water bottom multiple (model a) katakanlah kita memiliki waktu tempuh sea bottom sebesar 500ms maka multiplenya akan muncul 500 x 2 = 1000ms. Jika gelombang tersebut terperangkap tiga kali maka multiple water bottom berikutnya akan muncul pada 500 x 3 = 1500ms, dst. Untuk model peg leg multiple (model b), multiple akan muncul pada waktu tempuh gelombang refleksi primer (top gamping) ditambah waktu tempuh sea bottom. Untuk model intra bed multiple, multiple akan muncul pada waktu tempuh gelombang primer top gamping ditambah waktu tempuh dalam shale. Gambar dibawah adalah rekaman seismik yang menunjukkan fenomena multiple. Perhatikan terdapat 4 multiple akibat dasar laut, berarti gelombang seismik tersebut ‘terperangkap’ empat kali

Berikut adalah teknik untuk mengantisipasi multiple

Slant Stack - Radon Transform

Slant Stack atau Transformasi Radon adalah teknik penjumlahan tras-tras seismik pada sudut tertentu yang ditujukan untuk memperjelas kehadiran reflector miring dan ditujukan juga untuk meningkatkan rasio signal terhadap noise (SNR-Signal to Noise ratio). Terdapat dua tahap didalam melakukan Slant Stack. Pertama, koreksi LMO (Linear Move Out). LMO adalah proses proyeksi tras-tras pada gerbang CDP (Common Deep Point) atau CMP (Common Mid Point) dengan sudut tertentu. Sudut yang dimaksud berkorelasi dengan parameter sinar (p) dan offset (x). Dengan LMO, kita memperoleh reflektor dengan waktu :

τ = t − px Tahap kedua, setelah LMO dilakukan, tras-tras tersebut dijumlahkan (stack) sehingga diperoleh Slant Stack.

Radon Transform sangat efektif untuk menghilangkan multiple terutama multiple dari dasar laut atau lapisan di bawah dasar laut.

SRME SRME (Surface Related Multiple Elimination) adalah metoda untuk menghilangkan energi multiple yang dihasilkan oleh batas air-udara. Multiple yang dihasilkan oleh batas airudara ini kadang-kadang sangat sulit dihilangkan dengan menggunakan metoda demultipel konvensional seperti Radon atau pun Tau-P (Geotrace). Walaupun metoda SMRE sudah diperkenalkan oleh Verschuur dan Berkhout sejak tahun 1997, namun metoda ini baru populer di industri migas sejak tahun 2003-an. Metoda SRME memiliki tiga tahap utama: pertama, menghilangkan noise non fisis, regulasisasi data sehingga diperoleh grid sumber-penerima yang konstan, interpolasi near dan intermediate offset yang hilang, menghilangkan gelombang langsung dan gelombang permukaan. Kedua: prediksi multiple, prediksi ini didasarkan pada observasi bahwa multiple yang terkait dengan permukaan dapat diprediksi melalui konvolusi temporal dan spasial dari data itu sendiri (Berkhout, 1982). Ketiga: data input dikurangi dengan multiple yang terprediksi pada tahap dua (Long et al., 2005). Tahapan-tahapan metoda SRME dapat dilihat pada gambar dibawah ini (gambar courtesy:Long et al., 2005):

Pengkondisian Data: - Data harus bersih dari noise, gelombang langsung di hilangkan - Memiliki geometry 2D yang exact, tanpa gap di near offset dan tidak ada missing di shot atau receiver - Perlu dilakukan regularisasi offset atau ekstrapolasi trace untuk mengisi trace yang tidak terekam Asumsi dan batasan yang digunakan dalam prediksi SRME adalah : - interval shot point = interval receiver - Data direkam dari zero offset hinga max. offset - Feather angle = 0 - Pengkondisian data menjadi syarat wajib - Wavelet akusisi adalah stabil

Filtering

Adalah upaya untuk 'menyaring' frekuensi yang dikehendaki dari gelombang seismik dan 'membuang' yang tidak dikehendaki. Terdapat beberapa macam filtering: band pass, low pass (high cut) dan high pass (low cut).

Didalam pengolahan data seismik band pass filter lebih umum digunakan karena biasanya gelombang seismik terkontaminasi noise frekuensi rendah (seperti ground roll) dan noise frekuensi tinggi (ambient noise). Gambar diatas menunjukkan ketiga jenis filtering, baik dalam kawasan waktu (time domain) maupun frekuensi domain (frequency domain). Tanda A, B, C, D pada band pass filter merupakan frekuensi sudut (corner frequency). Secara matematis, operasi filtering merupakan konvolusi dalam kawasan waktu antara gelombang 'mentah' dengan fungsi filter diatas dan perkalian dalam kawasan frekuensi.

Velocity Analysis

Velocity Analysis (analisa kecepatan) adalah upaya untuk memprediksi kecepatan gelombang seismik sampai kedalaman tertentu. Analisa kecepatan dilakukan didalam proses pengolahan data seismik pada data CMP (Common Mid Point) gather. Terdapat empat macam analisa kecepatan: 1. Analisa t^2-x^2 (^2 adalah simbol untuk kuadrat) 2. CVP (Constant Velocity Panels) 3. CVS (Constant Velocity Stacks) 4. Analisa Velocity Spectra: Amplitudo Stacking, Amplitudo Stacking yang dinormalisasi, Semblance.

Analisa t2-x2

Jika informasi waktu (t2) dan offset (x2) pada sebuah hiperbola refleksi (sebelum dilakukan koreksi NMO) diplot, maka akan menghasilkan garis linear. Kemiringan garis linear ini mencermikan kecepatan bumi (v2) dari permukaan sampai batas refleksi yang bersangkutan. Akar dari v2 adalah kecepatan bumi yang diprediksi melalui analisis ini.

CVP (Constant Velocity Panels)

Beberapa kecepatan (dari permukaan bumi sampai kedalaman sebuah reflektor tertentu) di-tes untuk melakukan koreksi NMO pada gather CMP. Kecepatan yang menghasilkan reflektor horisontal adalah kecepatam CVP.

CVS (Constant Velocity Stacks)

Mirip dengan CVP akan tetapi metoda CVS diterapkan pada CMP gather kemudian dilakukan Stacking. Kecepatan yang menghasilkan amplitudo stacking yang terbaik (amplitudo tertinggi) adalah kecepatan CVS yang dipilih.

Analisa Spektra Spectra Analisis ini dilakukan jika hasil stacking untuk beberapa kecepatan diplot dalam sebuah panel untuk masing-masing kecepatan. Hasilnya dapat diplot sebagai tras maupun kontur amplitude

Migrasi

Proses migrasi dilakukan pada data seismik dengan tujuan untuk mengembalikan reflektor miring ke posisi 'aslinya' serta untuk menghilangkan efek difraksi akibat sesar, kubah garam, pembajian, dll. Terdapat beberapa macam migrasi: Kirchhoff migration, Finite Difference migration, Frequency-Wavenumber migration dan Frequency-Space migration [Yilmaz, 1987]. Akhirakhir ini metoda-metoda migrasi mutakhir seperti Reverse Time Migration, Controlled Beam Migration lahir sejalan dengan semakin tingginya tantangan eksplorasi.

Migrasi Kirchhoff

Konsep migrasi Kirchhoff terlihat paga Gambar (a) di atas, dimana setiap sampel data seismik pada common offset gather dengan domain t-x (waktu-offset) dipetakan disepanjang ‘isochrone’. Isochrone adalah garis/bidang semu dimana jumlah total waktu tempuh ke sumber (ts) dan ke penerima (tr) sama dengan waktu tempuh sampel yang dipetakan. Untuk memperoleh nilai tp dan ts, langkah pertama yang harus dilakukan adalah melakukan ray-tracing pada model kecepatan tertentu. Proses diatas dilakukan untuk semua sampel waktu pada setiap trace seismik, kemudian amplitudonya dijumlahkan untuk setiap kedalaman. Mirip dengan migrasi Kirchhoff, Konsep CBM dilakukan pada common offset gather akan tetapi pada domain Tau-P. Transformasi t-x mejadi tau-P, adalah memetakan data pada domain midpoint Xm menjadi domain ray-parameter Pm. Pada Gambar (b) di atas, terlihat bahwa konsep CBM adalah dengan melakukan pemetaan kembali untuk sampel data pada setiap trace pada daerah yang biru (kanan), dimana jumlah total waktunya sama dengan ts+tr dan jumlah total parameter sinarnya sama dengan Ps+Pr. Pada metoda CBM, konsep ray-tracing nya dilakukan untuk semua kemungkinan jejak sinar. Gambar dibawah ini menunjukkah perbandingan hasil migrasi metoda Kirchoff (kiri) dengan metoda CBM (kanan),

PSTM (Pre Stack Time Migration)

PSTM merupakan teknik migrasi data seismik yang diterapkan sebelum proses stacking. Dibandingkan dengan Post Stack Time Migration, Pre Stack Time Migration memberikan hasil yang lebih baik terutama untuk didalam pencitraan struktur yang cukup kompleks seperti conflicting dips structure dan pengurangan energi dari titik refleksi akibat side swipe. Metodologi yang biasa diterapkan untuk melakukan PSTM adalah: pertama, melakukan Konvolusi dengan elliptical impulse response, kedua melakukan penjumlahan disepanjang diffraction response curve (Kirchhoff Migration). Untuk metodologi yang pertama, data seismik disortir kedalam domain common-offset. Selanjutnya data tersebut dikonvolusikan dengan elliptical impulse, dikarenakan PSTM biasanya memiliki variasi kecepatan yang smooth, maka residual NMO corection diterapkan setelah NMO yang utama. Elliptical impulse response dibangun berdasarkan persamaan ellips sbb:

Dimana h= offset/2, L = T/2, z adalah kedalaman = V*T/2, x=offset, T=waktu (TWT).

Elliptical impulse response yang merupakan fungsi dari kecepatan, offset dan kedalaman.

Cara yang kedua untuk PSTM adalah dengan melakukan penjumlahan disepanjang diffraction response curve (Kirchhoff Migration). Diffraction response curve dapat dibangun berdasarkan persamaan berikut ini:

Dimana T adalah waktu tempuh , z adalah kedalaman, z=V *To/2, h adalah offset/2, y adalah aperture, z kedalaman dan V adalah kecepatan RMS atau Rata-rata, To adalah waktu pada kecepatan V. Gambar di bawah ini menunjukkan diffraction response curve (kurva merah putus-putus) yang dibangun berdasarkan persamaan di atas. PSTM dengan teknik ini hanyalah penjumlahan disepanjang kurva merah tersebut. Penjumlahan dari sinyal akan saling menguatkan (constructive), sedangkan penjumlahan dari noise akan saling menghilangkan (destructive), sehingga difraksi yang disebabkan oleh titik hijau (tengah) akan dikembalikan seperti keadaan sesungguhnya.

Untuk data seismik 3D, flow yang biasanya digunakan untuk melakukan PSTM adalah sbb: Data dalam CMP gather (biasanya dalam inline order), selanjutnya data disorting menjadi domain common-offset, dengan menggunakan kecepatan PSTM (V-average atau Vrms), Penerapan PSTM dengan dua metodologi di atas, NMO yang dilakukan secara simultan, sorting kembali kedalam CMP order, Residual NMO correction (karena variasi kecepatan lateral yang smooth), Stack. Gambar di bawah ini menunjukkan perbandingan Post Stack Time Migration (kiri) dan Pre Stack Time Migration (Kanan). Perhatikan pada penampang PSTM, reflektor-reflektor serta sesar dapat dicitrakan dengan lebih baik.

Courtesy of Schoenberger

Pre Stack Depth Migration (PSDM)

Sebelum membahas tentang aplikasi PSDM pada data seismik, marilah kita pahami terlebih dahulu konsep Kirchhoff Migration yang sangat populer digunakan di dalam industri pengolahan data seismik. Kirchhoff Migration didasarkan pada teori Green’s function dan solusi integral persamaan gelombang, sebagaimana ditunjukkan pada persamaan berikut:

Dimana, Image I(ξ) didefinisikan dalam ruang 3 dimensi ξ=(zξ, xξ, yξ) sama dengan integral atau jumlah dari nilai-nilai data D(t, m, h) pada waktu tD(ξ, m, h) dan pembobotan W(ξ, m, h), penjumlahan dari integral di atas dibatasi oleh Ωξ yang dikenal dengan migration aperture. tD (ξ, m, h) merupakan waktu tempuh dari sumber gelombang sumber s ke titik I(ξ) di bawah permukaan sampai terekam oleh penerima g. Jika kecepatan (kecepata interval) gelombang seismik pada medium diperkenalkan, v (z, x, y). Maka tD didefinisikan dengan:

Dimana ts adalah waktu dari sumber s ke titik ξ dan tg waktu dari titik ξ sampai penerima g. Jika sifat kecepatan pada medium tersebut homogen isotropis, maka plot tD pada bidang 3 dimensi akan berbentuk kerucut sempurna dan pada bidang 2 dimensi akan berbentuk parabola terbalik. Seperti yang terlihat pada gambar dibawah ini:

Courtesy Biondi, Stanford University, 2004 Kerucut tersebut dikenal dengan Kirchhoff Migration Operator atau Kirchhoff Migration Curve. Pada medium dengan variasi kecepatan yang kompleks bentuk Kirchhoff Migration Operator di atas tidak akan lagi seperti kerucut atau parabola, melainkan akan memiliki bentuk yang unik, yang mengikuti variasi kecepatan medium tersebut, sebagaimana diilustrasikan pada gambar di bawah ini:

Pada gambar di atas terlihat bahwa medium dengan variasi kecepatan lateral yang kompleks akan menghasilkan bentuk Kirchhoff Migration Curve yang unik, sehingga proses Migrasi data seismik pada medium ini hanyalah menjumlahkan energi gelombang seismik di sepanjang parabola unik tersebut. Pre Stack Depth Migration (PSDM) merupakan teknik migrasi sebelum stack dengan variasi kecepatan medium sangat kompleks seperti thrust belt, zona di sekitar karbonat (reef), kubah garam, dll. Yang membedakan time migration and depth migration bukanlah masalah domain waktu atau domain kedalaman. Yang membedakannya hanyalah model kecepatan yang

digunakan. Time migration memiliki variasi kecepatan yang smooth dan depth migration memiliki kecepatan yang kompleks. PSDM dilakukan dalam domain waktu, konversi kecepatan ke dalam domain kedalaman adalah untuk keperluan perhitungan waktu tempuh untuk mencari solusi Kirchhoff Migration Operator . Dikarenakan sifat medium yang sangat kompleks, maka komputasi Kirchhoff migration operator atau Kirchhoff migration curve memerlukan metodologi yang sesuai seperti metode ray tracing untuk memecahkan persamaan Eikonal (Cerveny, 1983), Finite Difference Method (Vidale, 1990), dan Fast Marching Method (Sethian, 2000). PSDM dapat dilakukan dengan tahapan sbb (tentu saja tahapannya akan berbeda dari satu company ke company yang lainnya): 1. Data disorting dalam CMP atau Shot Gather (domain waktu) 2. Data conditioning: edit geometri, filtering, AGC, koreksi static, koreksi spherical divergence , noise attenuation dll. 3. Analisa Kecepatan I 4. Velocity Stack (dapat diproduksi berupa time atau depth domain) 5. Initial structural interpretation (depth domain) untuk model kecepatan 6. PSTM (dengan mempergunakan time domain velocity) 7. Analisa kecepatan II dari PSTM CMP gather 8. Dengan memggunakan model kecepatan II dilakukan PSDM 9. Produksi CRP (Common Reflection Point) gather (dalam domain kedalaman) 10. Velocity Analysis dari CRP gather (domain kedalaman) 11. Sort ke dalam CMP Gather jika analisis dilakukan dalam Shot Gather 12. Stacking 13. Depth Migrated Section / Volume 14. Jika hasil akhirnya masih berbeda dengan model geologi yang diharapkan, diterapkan metodologi lanjut untuk memperbaiki model kecepatan i.e. reflection tomography atau kembali ke tahap (7). Gambar di bawah ini menjukkan perbandingan hasil akhir PSTM (atas) dan PSDM (bawah).

CRS (Common reflection Surface)

Perbedaan mendasar dari metoda konvensional dan metoda CRS adalah pada proses pencarian operator stacking. Pada metoda konvensional proses stacking didasarkan atas dasar data yang berasal dari satu titik pusat refleksi yang dikenal sebagai Common Depth Point (CDP). Sedangkan pada metoda CRS, stacking dilakukan pada data refleksi yang terjadi pada common reflection surface. Dengan demikian maka proses stacking seperti ini akan lebih banyak data refleksi yang di stack, sehingga terjadi peningkatan S/N secara signifikan. Perbedaan lain antara metoda konvensional dengan CRS adalah bahwa pada metoda konvensional operator stack hanya bergantung pada parameter kecepatan. Pada metode konvensional, stacking dilakukan pada trace yang berasal dari satu titik pusat, CMP. Sedangkan pada metode CRS permukaan stacking didesain untuk menjumlahkan refleksi dari semua pasangan source dan receiver yang berada disekitar titik pusat refleksi. Pada metoda CRS operator stack-nya merupakan fungsi dari tiga atribut kinematik yang saling independen. Ketiga atribut tersebut adalah :

1. sudut antara sinar ZO dengan bidang normal (α), 2. jari jari kelengkungan muka gelombang hipotesis Normal Incidence Point (RNIP) 3. jari-jari kelengkungan muka gelombang hipotesis Normal (RN).

Ilustrasi ketiga atribut tersebut diperlihatkan pada gambar berikut

Ketiga atribut tersebut menjelaskan respon refleksi kinematik gelombang. Pada metode CRS ini, tidak dibutuhkan lagi model kecepatan seperti pada koreksi NMO, yang dibutuhkan hanyalah kecepatan permukaan (near surface velocity) Pada metoda CRS stack, proses stacking tidak hanya dibatasi pada titik refleksi tertentu saja, tetapi didasarkan pada refleksi yang terjadi pada common reflection surface. Hal ini didasarkan pada asumsi bahwa refleksi yang terkumpul

IV. Geofisika Reservoir

Materi ini membahas secara khusus properti dari reservoir. Bahasan diawali dengan mendefinisikan resolusi yang diperoleh dari data seismik, berupa variasi resolusi lateral dan vertical dari geometri reservoir. Resolusi menyatakan kemampuan untuk memisahkan dua event yang berdekatan. Ada dua aspek dari resolusi seismik, yaitu: vertical (or temporal) and lateral (or spatial). Resolusi berperan dalam pemataan fitur struktur yang kecil. Karakterisasi reservoir melibatkan kalibrasi dari hasil analisis data seismik. Proses kalibrasi melibatkan data log untuk mencocokkan data inversi dari seismik permukaan. Salah satu bentuk data log adalah vertical seismik profile (VSP). VSP dilakukan dengan merekam data seismik 3-D pada lapangan prospek dan mendeteksi perubahan pada kondisi reservoir untuk tiap interval waktu. Perubahan yang dideteksi berupa property petrofisik seperti saturasi fluida dan tekanan pori. Bahasan terakhir dari bab ini adalah anisotropi. Pada umumnya eksplorasi seismologi menggunakan asumsi medium isotrop meskipun pada kenyataannya bumi bersifat anisotrop. Anisotrop artinya property elastic bumi bervariasi dari satu perekaman ke arah perekaman yang lain. Anisotropi seismik sering kali dikaitkan dengan variasi kecepatan terhadap arah.

Resolusi Seismik

Resolusi menyatakan seberapa dekat dua event berdekatan bisa dipisahkan. Ada dua tipe resolusi, yaitu vertical dan lateral, yang keduanya dikontrol oleh lebarpita dari sinyal yang digunakan. Ukuran resolusi vertical ditentukan dari panjang gelombang dominan, yaitu kecepatan gelombang dibagi frekuensi dominan. Proses dekonvolusi meningkatkan resolusi vertical dengan mengkompress wavelet seismik sehingga spektrumnya menjadi lebih lebar. Ukuran resolusi lateral adalah zona Fresnel, area melengkung pada reflector yang ukuranyya berganung pada kedalaman reflector, kecepatan diatas reflector dan frekuensi dominan. Migration dapat meningkatkan resolusi lateral dengan mengurangi lebar dari zona Fresnel, sehingga dapat memisahkan fitur yang tidak jelas pada arah lateral.

Resolusi vertikal Untuk dua refleksi, yang satu berasal dari atas dan satu lagi dari bawah suatu lapisan tipis, terdapat suatu batasan seberapa dekat kedua refleksi itu bisa dipisahkan. Batasan ini berkaitan dengan ketebalan lapisan. Panjang gelombang dominan dapat dihitung dari,

λ = 푣푓

v adalah kecepatan dan f adalah frekuensi dominan. Kecepatan seismik dibawah permukaan bervariasi dari 2000 hingga 5000 m/s, dan umumnya bertambah dengan kedalaman. Sedangkan frekuesi dominan pada umumnya bervariasi dari 50 hingga 20 Hz dan berkurang seiring bertambah kedalaman. Sehingga, panjang gelombang seismik ada pada kisaran 40 sampai 250 m dan bertambah terhadap kedalaman. Karena panjang gelombang menentukan resolusi, fitur-fitutr dalam harus lebih tebal dari fitur dangkal agar bisa teresolusi.

Grafik fungsi panjang gelombang terhadap kecepatan untuk frekuensi bervariasi. Batas nilai yang bisa diterima untuk resolusi umumnya adalah seperempat dari panjang gelombang dominan. Ini adalah penilaian yang subjektif dan bergantung pada tigkat noise pada data. Terkadang seperempat panjang gelombang terlalu besar dan event refleksi tidak terlihat.

Resolusi lateral

Resolusi lateral menunjukkan seberapa dekat dua titik refleksi yang satu bidang horizontal dapat terpisahkan dengan baik. Dengan menganggap muka gelombang lengkung mengenai suatu bidang reflector horizontal AA’, bidang reflector dapat dicitrakan sebagai titik kontinyu dari sekumpulan difraktor.

Untuk sumber dan receiever yang bertepatan di permukaan bumi (lokasi S), energi dari titik di bawah permukaan ( o) tiba pada t0= 2z0/v. lalu untuk muka gelombang datang yang bergerak lebih dalam sebesar λ/4, energi dari lokasi bawah permukaan A atau A’ akan tiba pada waktu diantara t0 dan t1. Energi total yang ada pada interval waktu (t1-t0) yang merupakan setengah dari periode dominan (T/2), akan berinterferensi secara konstruktif. Juring AA’ disebut setengah panjang gelombang zona Fresnel (Hilterman, 1982)atau zona Fresnel pertama (Sheriff, 1991). Dua titik refleksi yang berada pada zona ini umumnya dianggap tak terpisahkan jika dilihat dari permukaan bumi. Karena zona Fresnel bergantung pada panjang gelombang, maka zona Fresnel juga bergantung pada frekuensi. Semakin kecil zona Fresnel, semakin mudah untuk membedakan dua titik refleksi yang berdekatan.Sehingga, zona Fresnel adalah ukuran dari resolusi lateral. Selain frequensi, resolusi lateral juga bergantung pada kecepatan dan kedalaman dari bidang batas refleksi. Jari-jari dari zona Fresnel dapat diaproksimasi sebagai

푟 =푧 휆

2

VSP (Vertical Seismik Profiling)

Data VSp menghasilkan data yang lebih baik korelasinya untuk control sumur dibandingkan seismogram sintetik yang didapat dari sonic log. Hal ini disebabkan oleh dua hal, pertama data vsp memiliki sinyal yang lebarpitanya mirip dengan data seismik dibandingkan sonic log. Yang kedua, data VSP biasanya tidak terlalu sensitive terhadap kondisi borehole.

Akuisisi

Akuisisi data VSP melibatkan sumber permukaan yang berlokasi dekat well head (zero-offset case) atau jauh dari well head (offset VSP) dan sebuah geophone didalam lubang sumur. Beberapa tras direkam pada kedalaman geophone yang sama, lalu diedit dan dan dijumlahkan. ( digunakan sumber berulang seperti vibrators atau air gun) lalu geophone kemudian geophone dipindahkan ke tempat yang lebih dalam dan perekaman diulang. Penampang yang dihasilkan adalah profil yang ditampilkan dalam kedalaman dan waktu.

Processing

Setelah dilakukan beberapa tahap editing tras, pemrosesan VSP dimulai dengan separasi dari gelombang yang mengarahke bawah dari gelombang yang menuju ke atas (refleksi). Salah satu teknik yang dapat digunakan adalah f − k filtering. Filtering menyisakan sinyal refleksi dan multipelnya. Teknik selanjutnya adalah unflattening data. Proses ini melibatkan proses datuming semua receiver terhadap well head . ini mirip dengan koreksi static yang mengkoreksi tiap tras dengan nilai ang sebanding dengan waktu tempuh sekali perjalanan ke bawah dari lokasi receiver. Lalu koreksi statis ini diikuti oleh dekonvolusi dan filtering. Setelah selesai filtering kemudian semua tras di-stack.

(a), data raw. (b) gelombang upcoming. (c) koreksi static yang diikuti dekonvolusi dan band-pass filtering.

Anisotropi

Sebuah medium disebut anisotrop jika property elastic intrinsiknya bervariasi jika diukur di tempat yang sama namun berbeda arah perekamannya. Untuk mempelajari aspek fisis dari perambatan gelombang pada medium anisotropy dapat dilihat pada gambar dibawah.

Perubahan kecepatan ditandai oleh ellipse lengkung pada gambar diatas, dengan kecepatan tinggi ada pada sumbu mayor. Hal ini berpengaruh besar pada penentuan CMP.