Upload
gokma-sinaga
View
13
Download
0
Embed Size (px)
DESCRIPTION
dfgdfgdfgdfgdgfdfg
Citation preview
PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014
Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa
Makassar, 13 September 2014
35
Estimasi Porositas pada Reservoir KarbonatMenggunakan Multi Atribut Seismik
Bambang Hari Mei1)
, Eka Husni Hayati1)
1)
Program Studi Geofisika, Jurusan Fisika FMIPA Unhas [email protected]
Sari
Telah dilakukan pemetaan porositas pada lapisan reservoir
karbonat yang berada pada formasi tuban menggunakan metode inversi seismik berbasiskan model pada data
seismic 3D. Dari hasil inversi yang dilakukan diperoleh
nilai impedansi akustik antara 17000-5000 (ft.g/s.cc)
dengan nilai porositas antara 10-17 % dimana daerah yang memiliki porositas antara 16-17 % termasuk dalam skala
porositas yang baik yang memungkinkan dilakukan
pengembangan sumur pada daerah tersebut.
Kata kunci : reservoir karbonat, porositas, inverse seismic
berbasis model
Abstract
Experimentally porosity mapping at carbonate reservoir
layer of Tuban formation using seismic inversion modeled
based on 3D data seismic have been done. From this inversion method yielding acoustic impedance value
between 17000-5000 (ft.g/s.cc) and its porosity value
between 10-17 % where the area with porosity between 16-
17 % belonging into good porosity scale that enable to do well development at that area.
Keyword: carbonate reservoir, porosity, seismic inversion
modeled based
Pendahuluan
Atribut seismik merupakan suatu transformasi matematis dari data jejak seismik yang mempresentasikan besaran
waktu, amplitudo, fase, frekuensidan atenuasi. Hal ini
digunakan dalam memprediksi nilai porositas log dan
sebaran porositas (model), model yang dibangun adalah
penampang pseudo seismik.
Data yang digunakan adalah data sekunder Data Seismik yang digunakan berupa data sekunder seismik 3D post-
stack memiliki 467 inline (6068 - 6535) dan 408 xline
(12693 - 13101). Data tersebut terdapat 3 buah data
sekunder sumur daerah penelitian yang digunakan pada penelitian ini, yaitu S-1, S-3 dan S-4.
Pengolahan Data
Dalam pengelohan data dibagi 3 tahapan, Tahap pertama
Data Seismik 3D diektrasi dan dilakukan berulang-ulang
hingga wavelet yang dihasilkan memiliki nilai korelasi
lebih besar dari 60%.Ekstraksi wavelet dilakukan satu kali
untuk ketiga sumur. Wavelet diekstrak secara statik di
sekitar daerah prospektif.
Hasil ekstraksi wavelet ini digunakan untuk seluruh volume data seismik, dengan masing-masing harga korelasi setiap
sumur sebagai berikut:
Pada sumur S-1 memiliki nilai korelasi sebesar
0,6648. Analisis window dilakukan pada kedalaman (time depth) 1460 ms – 1728 ms yang merupakan
interval dari daerah prospek (area of interest).
Sumur S-3 memiliki nilai korelasi sebesar 0,9673
pada kedalaman antara 1612 ms – 1684 ms. Untuk
mendapatkan harga korelasi yang tinggi ini, pada saat pengikatan (tying), fase dari sintetik seismogram
digeser sebesar –16 derajat.
Sumur S-4 memiliki nilai korelasi 0,9370 dengan
pergeseran fasesebesar –30 derajat, analisis window
dilakukan pada kedalaman (time depth) 1520 ms –1640 ms.
Gambar 1. Well seismic tie S-1 dengan nilai korelasi
0.6648
Gambar 2. Well seismic tie S-3 dengan nilai korelasi
0.9673
PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014
Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa
Makassar, 13 September 2014
36
Gambar 3. Well seismic tie S-4 dengan nilai korelasi 0.9370
Pada sumur S-1 interval analisis cross plot dilakukan pada
kedalaman 6375,94 – 7317,58 TVD ft yang merupakan interval zona target. Hasil cross plot log P-wave dan log
densitas menunjukkan bahwa untuk zona nilai log densitas
berkisar antara 2,23 g/cc – 2,68 g/cc seiring dengan nilai
log P-wave yang cukup tinggi yaitu berkisar antara 50 μs/ft
- 125 us/ft, pada cross section terlihat batuan karbonat
berada pada kedalaman 6380 ft. Berdasarkan nilai cross
plot, batuan karbonat terdapat pada zona berwarna biru,
karena pada dasarnya karbonat memiliki nilai log P-wave dan log densitas yang relatif tinggi. Selain itu pada sumur
S-1 dilakukan juga cross plot beberapa log yang lain
seperti antara P-wave dan gamma ray, reservoir
karbonat ditunjukkan pada zona berwarna hijau dengan densitas antara 50 μs/ft – 80 μs/ft dan gamma ray 40 API –
60 API.
Sedangkan zona yang berwarna kuning diidentifikasi sebagai batupasir karena memiliki nilai gamma ray yang
rendah dibandingkan daerah disekitarnya, nilai gamma ray
yang rendah pada batupasir diakibatkan oleh kompaksi
batupasir yang tidak terlalu kuat sehingga pada saat pengendapan berlangsung, kandungan potasium pada
batupasir berkurang seiring jalannya pengendapan. Begitu
juga pada cross plot densitas dan gamma ray, serta P-wave
dan neutron porositas. Dari hasil cros splot dapat
diidentifikasi, bahwa secara umum untuk interval
kedalaman ini, didominasi oleh batuan karbonat, dengan
sedikit sisipan batupasir pada kedalaman 6500 ft –6530 ft.
Cross plot P-wave – densitas pada sumur S-3 terbagi
menjadi 2 zona, zona berwarna merah dengan kecepatan
P-wave 57 μs/ft - 92 μs/ft dan nilai densitas 1,8 g/cc –
2,66 g/cc diisi oleh batuan karbonat, sedangkan zona berwarna biru diisi oleh batu lempung. Untuk sumur S-3,
interval analisis berada pada kedalaman 5973.87 TVD ft –
6583,49 TVD ft. Pada cross section dapat dilihat untuk kedua nilai tersebut mulai menurun pada kedalaman 6000 ft
–6056 ft, sehingga dapat diperkirakan top reservoir
karbonat berada pada interval kedalaman tersebut. Selain
itu, dilakukan cross plot antara P-wave dan gamma ray.
Gambar 4. Cross Plot (a) dan Cross Section (b) antar log-
P-wave dan log densitas pada S-1
Gamabar 5. Cross Plot (a) dan Cross Section (b) antar log-P-wave dan log densitas pada S-3
Pada interval kedalaman 5900 – 6060 TVD ft, nilai P-
wave dan densitas menurun, nilai yang makin rendah ini kemungkinan diakibatkan karena pada interval kedalaman
tersebut terjadi perubahan litologi, dari batuan yang sangat
padat (tight) ke batuan yang tidak terlalu padat.
Untuk sumur S-4 analisis cross plot dilakukan pada interval
kedalaman 6248,58 TVD ft – 6820,11 TVD ft. Cross plot
antara log P-wave dan log densitas menghasilkan dua buah
zona yaitu zona 1 (reservoir) ditandai dengan warna biru dengan nilai P-wave 70 μs/ft – 116 μs/ft dan nilai densitas
2,35 g/cc – 2.68 g/cc sedangkan untuk zona 2 yang
berwarna kuning merupakan non-reservoir dengan
kecepatan P-wave dan densitas yang rendah dibandingkan daerah sekitarnya, masing-masing 60 μs/ft – 80 μs/ft dan
2,20 g/cc – 2,40 g/cc. Nilai gamma ray yang rendah pada
zona 2 terdapat pada interval kedalaman 6250 ft – 6280 ft
dan didentifikasi sebagai batupasir sedangkan zona 1 merupakan batuan karbonat.
reservoir
Non-Reservoir
reservoir
Non-reservoir
PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014
Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa
Makassar, 13 September 2014
37
Gambar 5. Cross Plot (a) dan Cross Section (b) antar log-
P-wave dan log densitas pada S-4
Dari hasil cross plot ketiga sumur diperoleh nilai log rata-
rata karbonat untuk setiap sumur sebagai berikut:
Interpretasi Data Seismik
Pada penelitian ini digunakan data seismik post-stak 3D untuk mengevaluasi atribut seismik untuk keperluan
karakteristik reservoir pada daerah penelitian. Pada
penampang inline 6321 (Gambar 4.8) dapat dilihat bentuk
geometri dari daerah penelitian pada Formasi Tuban Karbonat yang terbentuk oleh perkembangan karbonat (reef
build up). Kenampakan-kenampakan onlap terbentuk dari
terminasi reflektor-reflektor kuat di sekitar tubuh batuan
karbonat. Terminasi reflektor kuat ini menjadi batas kontak litologi antara tubuh batuan karbonat (reef) dengan batuan
klastik disekitarnya.
Gambar 6. Penampang seismik inline 6321
Pada penampang fase sesaat inline 6375 (Gambar 6) memperlihatkan keberadaan anomalyflat spot yang berguna
untuk mendeteksi OGC (oil gas contact) dan OWC (oil
water contact), seperti yang terlihat pada penampang fase
sesaat keberadaan OWC diperkirakan berada pada kedalaman 1770 ms. Atribut fase sesaat juga dapat
menunjukkan diskontinuitas, tetapi tidak terlalu baik,
karena fase sesaat lebih bagus untuk melihat kontinuitas,
serta dapat memberikan gambaran secara rinci tentang
konfigurasi (susunan) lapisan.
Gambar 7. Penampang seismik Fase Sesaat pada inline
6375
Tampilan amplitude envelope yang terdapat pada inline
6346 menunjukkan adanya batas litologi antara reservoir dengan batuan disekitarnya. Hal ini sebagai indikasi dari
adanya gas water contact (GWC) pada kedalaman 1660
ms, sekaligus mengidentifikasi adanya daerah terang(bright
spot) adanya bidang ketidakselarasan seperti patahan(fault).
Gambar 8. Penampang seismik Amplitudo Envelope pada inline 6346
Gambar 8 memperlihatkan low frequency Frekuensi
rendah ini ditafsirkan berasosiasi dengan reflektor-reflektor
yang terletak tepat dibawah zona gas ataupun reservoir minyak. Tetapi untuk kasus reservoir karbonat, a.
Gambar 9. Penampang seismik Frekuensi Sesaat pada
inline 6375
Sumur
Analisis
Window
(ft)
Densitas
(g/cc)
P-
wave
(μs/ft)
Gamma
Ray
(API)
Neutron
Porositas
(fraction)
S-1 6375,94-
7317,58
2,2 –
2,97
50 –
130 30 –75 42 – 63
S-3 5973,87-
6583,49
1,8 –
2,7
50 –
100 30 – 80 10 – 40
S-4 6248,58-
6820,11
2,2 –
2,7
60 -
120 24 – 70 15 – 36
S N
O
W
C
Brig
ht
Spot
N S
Low
Frequen
cy
N S
PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014
Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa
Makassar, 13 September 2014
38
Analisis Multi-Atribut
Untuk mendapatkan penampang pseudoP-wave dengan menggunakan analisis multi-atribut, interval analisis
dilakukan pada 1500 ms – 2100 ms yang merupakan
prediksi interval dari zona target. Sedangkan analisis
validasi tersebut dapat ditentukan untuk estimati nilai P-wave dengan menggunakan analisis multi-atribut,
digunakan 4 atribut yaitu waktu, frekuensi sesaat,
integrated absolute amplitude, dan amplitude weight
frequency. Penggunaan 4 atribut ini menghasilkan nilai cross corelation 0.5833 dan avarage error 71,6612 (μs/ft).
Gambar 10. menunjukkan hasil interpolasi multi-atribut
pada penampang seismik, dari penampang pseudo P-wave
terlihat sumur berada pada daerah yang berwarna hijau-kuning yang menunjukkan nilai P-wave yang relatif rendah,
nilai yang rendah ini kemungkinan diakibatkan oleh efek
absorbsi pada batuan karbonat yang berongga (biasanya
terisi oleh gas atau fluida).
Gambar 10. Penampang seismik Pseudo P-wave inline
6378
Gambar 11.terlihat sumur-sumur berada pada daerah
berwarna kuning hingga hijau, yang menunjukkan nilai P-
wave yang rendah.
Gambar 11. Slice pseudo P-wave pada kedalaman waktu
1690 ms
Begitu pula pada penampang pseudo densitas(Gambar 11),
Berdasarkan hasil slice penampang pseudodensitas
(Gambar 12) pada 20 ms dibawah time 1690 ms, terlihat
sumur – sumur berada pada zona berwarna kuning-hijau yang dibatasi oleh zona berwarna biru. Slice pada time
1690 dimaksudkan untuk melihat penyebaran secara lateral
reservoir karbonat di atas zona OWC (oil water contact),
dengan sumur S-1 sebagai pengontrol.
Gambar 12.Penampang seismik PseudoDensitas
inline6378
PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014
Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa
Makassar, 13 September 2014
39
Gambar 13. Slice pseudo densitaspada kedalaman waktu
1690 ms
Penampang pseudoneutron porositas(Gambar14.), sumur
berada pada daerah berwarna biru yang memiliki nilai
porositas yang cukup tinggi, nilai yang tinggi pada
penampang ini menunjukkan bahwa pada daerah ini.
Gambar 15. Penampang seismik Pseudo Neutron Porositas
inline 6378
Gambar 16. Slice Pseudo Neutron Porositas pada
kedalaman waktu 1690 ms
Dari analisis multi-atribut dapat diidentifikasi bahwa pada daerah penelitian secara umum memiliki karakterisasi
reservoirP-wave rendah ( 70 μs/ft – 118 μs/ft) dan densitas
rendah (1.3 g/cc – 1.8 g/cc), serta nilai neutron porositas
tinggi (0.43 fraksi – 0.71 fraksi),. Jadi, harga porositas berbanding terbalik dengan nilaiP-wave dan densitas.
Hasil slice ketiga penampang pseudopada interval 20 ms
dibawah constant time 1690 ms secara umum memiliki
pola penyebaran reservoir cenderungkearah Barat Laut-
Tenggara. Untuk kepentingan sumur pengembangan (propose well), maka daerah xline 12873 – 12897 dan
inline 6373 - 6389 berpotensi sebagai cadangan reservoir
baru, hasil peta slice dan penampang P-wave, densitas dan
neutron porositas menunjukkan daerah tersebut memiliki beberapa indikasi seperti nilai P-wave rendah, densitas
rendah dan nilai neutron porositas tinggi.
Kesimpulan
Dari tahapan pengolahan dan analisa hasil pengolahan
dalam penelitian ini, maka dapat disimpulkan bahwa :
1. Analisis multi-atribut mampu memprediksi sebaran porositas dengan baik. Hal ini dinyatakan dengan
nilai korelasi antara nilai porositas log dan
porositas prediksi mencapai 88,37%.
2. Dari hasil slice penampang seismik pseudo densitas, penampang seismik pseudo neutron
porositas dan, penampang seismik pseudo P-
wave terlihat bahwa pola sebaran reservoir pada
Formasi Tuban berkembang dengan baik dalam
arah Barat Laut - Tenggara (xline 12873 – 12897
dan inline 6373 - 6389).
Saran
Saran – saran untuk penelitian selanjutnya :
Untuk memperoleh hasil prediksi porositas yang lebih
akurat, sebaiknya data dilengkapi dengan atribut eksternal hasil inversi.
Daftar Pustaka
Barnes, A.E,.1999. Seismic Attributes Past, Present and
Future, Society of Exploration Geophysics,
Expanded Abstracts.
Imran, M.T., 2004. Aplikasi Atribut Seismik Kompleks Untuk Analisa Direct Hydrocarbon Indicator
(DHI) dan Delianeasi Reservoar, Tugas Akhir,
Universitas Hasanuddin. Makassar.
12845 12868
Porositas Tinggi 6340 6363