Upload
szito3460
View
118
Download
7
Embed Size (px)
Citation preview
Klasifikasi Fault Seal
Klasifikasi sesar yang digunakan dalam studi fault seal analysis diadaptasi dari Wiggins, dkk.
(1995) berdasarkan properti sesar tersebut sebagai sealing atau leaking
Cross-leak versus Cross-seal
Fluida tidak lolos melewati sesar menuju reservoir yang saling sejajar.
Situasi cross-leaking dapat diidentifikasi ketika fluida memiliki OWC dengan elevasi
yang ekuivalen pada tiap sisi sesar.
Dip-leak versus Dip-seal
Dalam kasus dip-leak, fluida lolos melalui sesar yang konduit menuju permukaan.
Sesar tipe ini dapat dicirikan dengan elevasi OWC yang sama seperti atau kira-kira
mendekati elevasi cut off sesar.
Sesar dip-sealing adalah suatu sesar yang mampu mendukung suatu kolom minyak
karena material zona sesar memiliki tekanan masuk kapiler (capillary entry pressure) yang
lebih tinggi dari gaya buoyancy yang dikeluarkan kolom hidrokarbon.
Sesar yang cross-sealing dapat dibedakan menjadi dua, yaitu : seal yang terbentuk akibat
adanya shale yang impermeabel diseberang sesar (seal akibat kesejajaran/juxtaposition)
danseal yang terbentuk akibat gouge dalam zona sesar.
Cross-seal juga dapat dibedakan menjadi dua, yaitu : cross-seal dinamis dan cross-
seal statis. Cross-seal dinamis akan bocor selama produksi sehubungan dengan perbedaan
tekanan pada zona sesar yang dihasilkan oleh produksi dari fluida. Cross-seal statis akan terus
berada dalam kondisi tersegel meskipun setelah dilakukan produksi yang menyebakan
penurunan (drawdown) kolom hidrokarbon yang signifikan.
Klasifikasi sesar dalam fault seal analysis (modifikasi dari Wiggins, dkk., 1995)
ROUTINE CORE ANALYSIS
Core yang dianalisa meliputi conventional core dan sidewall core. Besaran-besaran yang
diukur pada uji ini adalah :
1. Porositas.
2. Permeabilitas terhadap udara (air permeability - kair) dan permeabilitas yang ekivalen
terhadap liquid (kL).
3. Permeabilitas horizontal terbesar (maksimum).
4. Permeabilitas horizontal tegak lurus terhadap permeabilitas horisontal maksimum.
5. Permeabilitas vertikal.
6. Berat jenis butiran (grain density).
SPECIAL CORE ANALYSIS - SCAL
Besaran-besaran yang diukur dan diperoleh dari uji ini adalah :
1. Permeabilitas liquid ekivalen sebagai fungsi dari volume throughput.
2. Permeabilitas terhadap udara (air permeability) dan porositas core plug dan full diameter
core yang dilakukan pada beberapa harga confining stress.
3. Kompresibilitas formasi (pore volume compressibility) dari core plug dan full diameter
core sebagai fungsi dari tekanan overburden efektif.
4. Faktor resistivitas formasi (F), faktor sementasi (a) dan eksponen sementasi (m).
5. Indeks resistivitas (RI), saturasi air (Sw) dan eksponen saturasi (n).
6. Permeabilitas relatif (kr)sebagai fungsi saturasi.
7. Tekanan kapiler.
8. Waterflood Susceptibility
Depocenter dan Arah Migrasi Hidrokarbon
Depocenter adalah bagian dari cekungan yang mengandung batuan sedimen dengan
ketebalan maksimum, sedangkan effective depocenter adalah depocenter yang
mengandungsource bed dengan ketebalan maksimum dan tingkat kematangan organik source
bed tersebut menjamin adanya hidrokarbon dengan jumlah yang signifikan untuk migrasi.
Geometridepocenter dapat diketahui berdasarkan data – data geofisika seperti data gravitasi,
magnetik,magneto-teluric, dan data seismik.
Beberapa parameter yang dapat digunakan untuk membantu prediksi jalur migrasi,
antara lain (Pratsch, 1982):
a. Hidrokarbon bermigrasi ke arah up-dip kecuali ada tekanan ekstrim yang
menghalanginya.
b. Hidrokarbon bermigrasi secara lateral dan vertikal tergantung pada kondisi geologi
yang dipengaruhi oleh konfigurasi struktur dan stratigrafi.
c. Hidrokarbon cenderung bermigrasi dengan jalur yang terpendek.
Konfigurasi cekungan dan depocenternya sangat mempengaruhi preffered migration
pathway yang pada akhirnya mempengaruhi volume hidrokarbon yang melewati suatu area.
Menurut Pratsch (1982), beberapa geometri cekungan dan preffered migration path dapat
dijabarkan sebagai berikut.
1a. Circular Symetrical
Cekungan dengan bentuk ini tidak memiliki preffered migration karena migrasi
memiliki intensitas yang sama ke seluruh arah. Contoh cekungan dengan bentuk circular
symetrical adalah Michigan Basin di Amerika Serikat.
1b. Circular Asymetrical
Jalur migrasi memfokus di area yang menghadap sisi cembung basin axis (area B),
migrasi mengalami dispersi pada area yang menghadap sisi cekung basin axis (area A).
Secara areal area A memiliki potensi akumulasi hidrokarbon yang lebih besar dibanding area
B, namun adanya migrasi yang memfokus menyebabkan apabila di area B terdapat perangkap
hidrokarbon maka potensi pengisian (charging) di area B menjadi lebih besar dari area A.
2a. Elongate Symetrical
Migrasi memfokus pada flank tegak lurus basin axis yang lebih pendek (area A
dan B) dan berdispersi pada area flank sejajar basin axis yang lebih panjang dan landai
(area C). Hal ini menyebabkan area pada flank tegak lurus basin (area A dan
B) axis lebih tinggi potensi akumulasi hidrokarbonnya dibanding area
pada flank searah basin axis (area C). Contoh cekungan yang memiliki konfigurasi ini
adalah Rhein Graben di Jerman dan Viena Basin di Austria.
2b. Elongate Asymetrical
Cekungan dengan konfigurasi ini memiliki dua flank tegak lurus basin axis yang
asimetris, flank yang lebih landai (area A) dan flank yang lebih curam (Area B).
Volume hidrokarbon yang bermigrasi jumlahnya lebih besar pada flank yang lebih
landai (area A), sedangkan area yang searah basin axis (area C) memiliki potensi paling
rendah. Contoh cekungan yang memiliki konfigurasi ini adalah Great Valley Basin,
California dan Mid-Magdalena Basin, Columbia.
3a. Elongate Symetrical Curved
Pada Cekungan dengan konfigurasi, area yang memiliki potensi akumulasi
hidrokarbon paling besar ada pada area A yang merupakan area of focusing.
Kelengkunganbasin axis dan rasio panjang/lebar cekungan menentukan area mana yang
lebih besar potensinya antara area B dengan area C. Semakin lengkung basin axis dan
semakin panjang cekungan area C menjadi semakin besar potensinya dan area B
menjadi semakin kecil potensinya. Contoh cekungan yang memiliki konfigurasi ini
adalah Szeged Basin di Hongaria.
3b. Elongate Asymetrical Curved
Karakter migrasi pada cekungan dengan konfigurasi ini mirip dengan
konfigurasi "elongate symetrical curved". Perbedaannya terletak pada area A yang lebih
landai sehingga menambah ruang bagi akumulasi dan menjadikan potensi area ini lebih
tinggi. Contoh cekungan yang memiliki konfigurasi ini adalah Los Angeles Basin,
California; Wind River Basin, Wyoming dan Po Valley Basin, Italia.
4a. Composite Linear
Potensi akumulasi hidrokarbon tertinggi ada pada area yang
mendapatkan chargedari dua cekungan. Area tersebut dinamakan common flank (area
A) atau flank yang dimiliki bersama oleh kedua cekungan. Pada konfigurasi
ini flank yang menjadi common flank adalah flank yang sejajar basin
axis. Flank sejajar basin axis secara individual kurang besar potensinya,
namun charging yang berasal dari dua cekungan secara bersamaan maka potensinya
meningkat. Contoh cekungan yang memiliki konfigurasi ini adalah Great Valley Basin,
California; Baltiomore Canyon Area, USA dan Reconcavo Basin, Brazil.
4b. Composite Parallel
Potensi akumulasi hidrokarbon tertinggi ada di common flank seperti halnya
konfigurasi composite linear. Contoh cekungan yang memiliki konfigurasi ini adalah
Mc Kenzie Delta, Canada; Gippsland Basin, Australia; Pre – Salt Plays, Gabon;
Mahakam Delta, Indonesia dan Hassei Messaud Region, Algeria
Jalur – jalur migrasi pada konfigurasi cekungan yang berbeda – beda
(Pratsch, 1982)
Contoh Kasus
Berikut adalah contoh yang kebetulan pernah penulis kerjakan :
Jika Anda memiliki konfigurasi cekungan seperti dibawah seperti ini, bagaimanakah dengan
perkiraan jalur - jalur migrasinya?.
Dengan menambahkan data lainnya seperti peta isopach (ketebalan) dari batuan induk dan
perkiraan tingkat kematangan, dapat disusun peta perkiraan migrasi hidrokarbon sebagai
berikut :
Dengan demikian rank eksplorasi dapat lebih mudah untuk ditentukan, yang tentunya
memberi masukan yang cukup penting dalam menentukan arah dan konsep eksplorasi.
Rock-Eval Pyrolisis
Rock-Eval Pyrolisis (REP) adalah analisa komponen hidrokarbon pada batuan induk
dengan cara melakukan pemanasan bertahap pada sampel batuan induk dalam keadaan tanpa
oksigen pada kondisi atmosfer inert dengan temperatur yang terprogram. Pemanasan ini
memisahkan komponen organik bebas (bitumen) dan komponen organik yang masih terikat
dalam batuan induk (kerogen) (Espitalie et al., 1977).
Analisis Rock-Eval Pyrolisis menghasilkan beberapa parameter-parameter :
a. S1 (free hydrocarbon)
S1 menunjukkan jumlah hidrokarbon bebas yang dapat diuapkan tanpa melalui
proses pemecahan kerogen. nilai S1 mencerminkan jumlah hidrokarbon bebas yang
terbentuk insitu (indigeneous hydrocarbon) karena kematangan termal maupun karena
adanya akumulasi hidrokarbon dari tempat lain (migrated hydrocarbon)
b. S2 (pyrolisable hydrocarbon)
S2 menunjukkan jumlah hidrokarbon yang dihasil melalui proses pemecahan
kerogen yang mewakili jumlah hidrokarbon yang dapat dihasilkan batuan selama proses
pematangan secara alamiah. Nilai S2 menyatakan potensi material organik dalam batuan
yang dapat berubah menjadi petroleum. Harga S1 dan S2 diukur dalam satuan mg
hidrokarbon/gram batuan (mg HC/g Rock).
c. S3
S3 menunjukkan jumlah kandungan CO2 yang hadir di dalam batuan. Jumlah CO2
ini dapat dikorelasikan dengan jumlah oksigen di dalam kerogen karena menunjukkan
tingkat oksidasi selama diagenesis.
d. Tmax
Nilai Tmax ini merupakan salah satu parameter geokimia yang dapat digunakan
untuk menentukan tingkat kematangan batuan induk (Tabel 3.4). Harga Tmax yang
terekam sangat dipengaruhi oleh jenis material organik. Kerogen Tipe I akan membentuk
hidrokarbon lebih akhir dibanding Tipe III pada kondisi temperatur yang sama. Harga
Tmax sebagai indikator kematangan juga memiliki beberapa keterbatasan lain misalnya
tidak dapat digunakan untuk batuan memiliki TOC rendah (<0,5) dan HI < 50. Harga
Tmax juga dapat menunjukkan tingkat kematangan yang lebih rendah dari tingkat
kematangan sebenarnya pada batuan induk yang mengandung resinit yang umum
terdapat dalam batuan induk dengan kerogen tipe II (Peters, 1986).
Pembacaan hasil rock- eval pyrolisis (dimodifikasi dari Peters, 1986)
Kombinasi parameter – parameter yang dihasilkan oleh Rock-Eval Pyrolisis dapat
dipergunakan sebagai indikator jenis serta kualitas batuan induk, antara lain :
a. Potential Yield (S1 + S2)
Potential Yield (PY) menunjukkan jumlah hidrokarbon dalam batuan baik yang
berupa komponen volatil (bebas) maupun yang berupa kerogen. Satuan ini dipakai
sebagai penunjuk jumlah total hidrokarbon maksimum yang dapat dilepaskan selama
proses pematangan batuan induk dan jumlah ini mewakili generation potential batuan
induk.
b. Production Index (PI)
Nilai PI menunjukkan jumlah hidrokarbon bebas relatif (S1) terhadap jumlah total
hidrokarbon yang hadir (S1 + S2). PI dapat digunakan sebagai indikator tingkat
kematangan batuan induk. PI meningkat karena pemecahan kerogen sehingga S2 berubah
menjadi S1.
c. Hydrogen Index (HI) dan Oxygen Index (OI)
HI merupakan hasil dari S2 x 100/TOC dan OI adalah S3 x 100/TOC. Kedua
parameter ini harganya akan berkurang dengan naiknya tingkat kematangan. Harga HI
yang tinggi menunjukkan batuan induk didominasi oleh material organik yang bersifat oil
prone, sedangkan nilai OI tinggi mengindikasikan dominasi material organik gas prone.
Waples (1985) menyatakan nilai HI dapat digunakan untuk menentukan jenis hidrokarbon
utama dan kuantitas relatif hidrokarbon yang dihasilkan
Potensi batuan induk berdasarkan HI (Waples 1985)
HIProduk utama Kuantitas relatif
<150 Gas Kecil
150 – 300 Minyak dan gas Kecil
300 – 450 Minyak Sedang
450 – 600 Minyak Banyak
> 600 Minyak Sangat banyak
Penentuan tipe kerogen berdasarkan analisis rock-eval pyrolisis dapat dilakukan
dengan mengeplotkan nilai – nilai HI dan OI pada diagram "pseudo" van Krevelen, atau
dengan menggunakan plot HI – Tmax.
Studi Kasus
Dengan memplot parameter - parameter REP versus kedalaman dengan
dikombinasikan data - data lain (dalam contoh adalah data TOC dan %Ro) dapat disusun
profil geokimia suatu sumur. Berdasarkan profil tersebut kita dapat membuat suatu interpretsi
mengenai kuantitas, kualitas dan tingkat kematangan serta perkiraan posisi oil
window dan gas window . Berikut adalah contoh profil geokimia sumur X dan Y di cekungan
Sumaetra Tengah.
Diposkan oleh Gozali Rahman di 12.33
Label: Geokimia Hidrokarbon
Tipe Kerogen
Berdasarkan komposisi unsur-unsur kimia yaitu karbon (C), hidrogen (H) dan oksigen (O),
pada awalnya kerogen dibedakan menjadi 3 tipe utama yaitu kerogen tipe I, tipe II, dan tipe
III (Tissot dan Welte, 1984 dalam Killops dan Killops, 2005), yang kemudian dalam
penyelidikan selanjutnya ditemukan kerogen tipe IV (Waples, 1985). Masing-masing tipe
dicirikan oleh jalur evolusinya dalam diagram van Krevelen
Kerogen Tipe I (highly oil prone - oil prone)
Kerogen Tipe I memiliki perbandingan atom H/C tinggi(≥ l,5), dan O/C rendah (<
0,1). Tipe kerogen ini sebagian berasal dari bahan organik yang kaya akan lipid (misal
akumulasi material alga) khususnya senyawa alifatik rantai panjang. Kandungan hidrogen
yang dimiliki oleh tipe kerogen I sangat tinggi, karena memiliki sedikit gugus lingkar atau
struktur aromatik. Kandungan oksigennya jauh lebih rendah karena terbentuk dari material
lemak yang miskin oksigen. Kerogen tipe ini menunjukkan kecenderungan besar untuk
menghasilkan hidrokarbon cair atau minyak.
Kerogen tipe I berwarna gelap, suram dan baik berstruktur laminasi maupun tidak
berstruktur. Kerogen ini biasanya terbentuk oleh butiran yang relatif halus, kaya material
organik, lumpur anoksik yang terendapkan dengan perlahan-lahan (tenang), sedikit oksigen,
dan terbentuk pada lingkungan air yang dangkal seperti lagoondan danau.
Kerogen Tipe II (oil and gas prone)
Kerogen Tipe II memiliki perbandingan atom H/C relatif tinggi (1,2 – 1,5), sedangkan
perbandingan atom O/C relatif rendah (0,1 – 0,2). kerogen tipe ini dapat menghasilkan
minyak dan gas, tergantung pada tingkat kematangan termalnya. Kerogen tipe II dapat
terbentuk dari beberapa sumber yang berbeda – beda yaitu alga laut, polen dan spora, lapisan
lilin tanaman, fosil resin, dan selain itu juga bisa berasal dari lemak tanaman. Hal ini terjadi
akibat adanya percampuran antara material organik autochton berupa phytoplankton (dan
kemungkinan juga zooplankton dan bakteri) bersama-sama dengan material allochton yang
didominasi oleh material dari tumbuh-tumbuhan seperti polen dan spora. Percampuran ini
menunjukkan adanya gabungan karakteristik antara kerogen tipe I dan tipe III.
Kandungan hidrogen yang dimiliki kerogen tipe II ini sangat tinggi, sedangkan
kandungan oksigennya jauh lebih rendah karena kerogen tipe ini terbentuk dari material
lemak yang miskin oksigen. Kerogen tipe II tersusun oleh senyawa alifatik rantai sedang
(lebih dari C25) dalam jumlah yang cukup besar dan sebagian besar naftena (rantai siklik).
Pada kerogen tipe ini juga sering ditemukan unsur belerang dalam jumlah yang besar dalam
rantai siklik dan kemungkinan juga dalam ikatan sulfida. Kerogen tipe II yang banyak
mengandung belerang secara lebih lanjut dapat dikelompokkan lagi menjadi kerogen tipe II–
S dengan persen berat belerang (S) organik 8 – 14% dan rasio S/C > 0,04 (Orr, 1986 dalam
Killops dan Killops, 2005).
Kerogen Tipe III (gas prone)
Kerogen Tipe III memiliki perbandingan atom H/C yang relatif rendah (< 1,0) dan
perbandingan O/C yang tinggi (> 0,3). Kandungan hidrogen yang dimiliki relatif rendah,
karena terdiri dari sistem aromatik yang intensif, sedangkan kandungan oksigennya tinggi
karena terbentuk dari lignin, selulosa, fenol dan karbohidrat. Kerogen Tipe III terutama
berasal dari tumbuhan darat yang hanya sedikit mengandung lemak dan zat lilin. Kerogen
tipe ini menunjukkan kecenderungan besar untuk membentuk gas (gas prone).
Kerogen Tipe IV (inert)
Kerogen tipe IV terutama tersusun atas material rombakan berwarna hitam dan opak.
Sebagian besar kerogen tipe IV tersusun atas kelompok maseral inertinit dengan sedikit
vitrinit. Kerogen tipe ini tidak memiliki kecenderungan menghasilkan hidrokarbon sehingga
terkadang kerogen tipe ini dianggap bukan kerogen yang sebenarnya. Kerogen ini
kemungkinan terbentuk dari material tumbuhan yang telah teroksidasi seluruhnya di
permukaan dan kemudian terbawa ke lingkungan pengendapannya. Kerogen tipe IV hanya
tersusun oleh senyawa aromatik.
Contoh Kasus
Penentuan tipe kerogen umumnya menggunakan hasil analisa pirolisis, analisa elemen
atau dengan menggunakan teknik petrografi organik. Petrografi organik menggunakan
sayatan poles yang diamati dibawah mikroskop binokuler khusus yang memiliki sumber sinar
fluoresensi.
Berikut adalah contoh evaluasi tipe kerogen yang Penulis kerjakan pada sumur -
sumur di suatu subcekungan Sumatra Tengah. Plot HI – OI dalam diagram "pseudo" van
Kravelen menunjukkan bahwa sebagian besar data jatuh pada konjugasi antara jalur evolusi
kerogen Tipe I dan II (pada area tipe kerogen II/III), sebagian kecil jatuh pada jalur evolusi
kerogen tipe III dan 1 data jatuh di dasar grafik yang menunjukkaninert carbon (kerogen tipe
IV). Plot HI – Tmax juga menunjukkan bahwa secara umum batuan induk memiliki kerogen
tipe II sampai III dengan dominasi kerogen tipe II/III (oil and gas prone), dengan demikian
disimpulkan bahwa batuan induk memiliki kualitas material organik yang mampu
menghasilkan minyak maupun gas. Plot diagram kravelen berdasarkan sampel analisis
elemen menunjukkan batuan induk hal yang senada dengan plot diagram pseudo-kravelen
yang berdasarkan hasil analisa pirolisis.
Penentuan tipe kerogen Formasi Brown Shale berdasarkan REP (a) plot diagram "Pseudo"
van Kravelen dan (b) Diagram HI – Tmax
Plot diagram van Kravelen sampel berdasarkan analisis elemen
Variogram
Geostatistik / Geostatistics
adalah studi variasi suatu parameter dalam domain ruang dan atau waktu dalam hubungannya
dengan bumi.
Geostatistik berhubungan dengan data - data yang saling berkorelasi secara spasial.
Komponen dasar Geostatistik
(Semi)variogram analysis – karakterisasi dari korelasi spatial dalam artian data menjadi
kurang atau tidak berkorelasi seiring dengan bertambahnya jarak (lag) dari posisi data
diambil.
Kriging – optimal interpolation; menghasilkan linear unbiased estimate disetiap lokasi.
Stochastic simulation – proses untuk menghasilkan multiple equiprobable images dari
variabel dengan menggunakan semivariogram model.
Karakteristik (semi)variogram
Sill: harga / nilai semivarian pada bagian variogram teratas (level off), dapat diartikan juga
sebagai “amplitudo” suatu komponen tertentu dari variogram.
Range: jarak lag ketika semivariogram (or semivariogram component) mencapai sill.
diartikan autocorrelation sama dengan nol pada jarak tersebut.
Nugget: secara teori nilai awal semivariogram adalah nol. ketika lag mendekati nol nilai
semivariogram disebut sebagai nugget. Nugget mewakili variasi pada jarak (lag) yang sangat
kecil, atau lebih kecil dari sample rate / spacing, termasuk eror dalam pengukuran
Trend
Secara empiris semivariogram menunjukkan nilai varian yang terus naik secara stabil,
seringkali didapati trend spasial dalam suatu variable, yang mengakibatkan adanya korelasi
negatif antara harga variable yang dipisahkan oleh lags yang besar. Ada tiga pilihan yang
berhubungan dengan lag:
1) mencocokkan dengan suatu “trend surface” dan menggunakan residuals dari trend
2) mencoba menemukan arah yang bebas trend dan menggunakan variogram pada arah
tersebut
3) meng- ignore and menggunakan linear atau power (eksponen) variogram untuk
menentukan nilai variabel.
Anisotropi Geometri
Range korelasi dari data geologi seringkali berhubungan dengan arah dan geometri, geometri
anisotrop ini dapat dipengaruhi oleh sistem pengendapan ataupun struktur geologi yang
mengakibatkan variasi pada arah tertentu dari suatu variabel (fasies, kandungan shale,
porositas permeabilitas, dll). sebagai contoh, beach sand yang prograde ke arah laut, memiliki
struktur laminasi yang menerus pada arah tegak lurus garis pantai namun sangat tidak
menerus pada arah sejajar pantai. Ketika memodelkan model geologi anisotropi digambarkan
sebagai ellipsoid yang memiliki azimuth, dip, dan ukuran tertentu pada arah mayor, minor
dan arah tegak lurus dip.
Beberapa Variogram
beberapa jenis variogram yang umum adalah jenis gaussian, spherical dan exponensial.
varian bertambah paling cepat pada variogram exponential dan paling lambat pada gaussian.
jika digunakan dalam modelling gaussian dan spherical akan menghasilkan variasi properti
yang cenderung smooth dan eksponensial akan menghasilkan variasi yang erratic dan
diskontinyu. penggunaan variogram ditentukan berdasarkan jenis dan ketersediaan data
secara spasial.
Konsep Dasar Interpretasi Seismik Refleksi
SEISMIK REFLEKSI
Gelombang seismik merambat melalui batuan berbentuk gelombang elastis yang merubah
energi sumber menjadi pergerakan partikel batuan.
Acoustic Impedance (AI)
AI = ρ.V
Refleksi terjadi pada saat terjadi perbedaan AI (pada bidang perlapisan atau unconformity)
Koefisien refleksi atau reflectivity
dirumuskan sebagai RC=AI2-AI1/AI1+AI2
Besarnya energi gelombang yang dipantulkan ditentukan oleh besarnya koefisien refleksi
(RC) Semakin tinggi koefisien refleksi (RC) maka akan semakin kuat refleksi.
Resolusi
• Jarak minimum 2 obyek yang dapat dipisahkan / dibedakan oleh gelombang seismik
• Resolusi vertikal : ketebalan minimum tubuh batuan untuk dapat memberikan refleksi
tersendiri bervariasi dari 1/8 – 1/30 panjang gelombang, dengan demikian frekuensi dan
kecepatan geolombang seismik sangat mempengeruhi resolusi vertikal
Fase dan Polaritas
• Phase :
• Minimum Phase : batas AI berimpit dengan awal wavelet
• Zero Phase : batas AI berimpit dengan puncak wavelet
• Konvensi Polaritas SEG (Society of Exploration Geophysics):
• Pada bidang batas refleksi dimana AI2>AI1 akan berupa trough
• Pada bidang batas refleksi dimana AI2
Well Seismik Tie
Dimaksudkan untuk mengikat horison seismik dengan data sumur sehingga horizon seismik
dapat diletakkan pada kedalaman sebenarnya, agar data seismik dapat dikorelasikan dengan
data geologi lainnya. Well – seismik tie dapat dilakukan dengan menggunakan checkshot,
vertical seismic profile dan synthetic seismogram.
Indikasi langsung hidrokarbon (direct HC Indicator) pada data seismik
• Bright Spots : anomali amplitudo tinggi, AI reservoar memiliki kontras yang tinggi
dengan AI litologi non reservoar disekitarnya, biasa terjadi pada reservoar gas yang
ketebalannya dan saturasi gasnya cukup tinggi.
• Polarity Reversals : perubahan polaritas
• Flat Spots : kenampakan lebih rata biasanya mengindikasikan kontak fluida (water-
oil/gas contact)
• Chimney Effect : anomali karena kantung gas
Interpretasi Struktur Geologi
Sesar
• Adanya ketidakmenerusan pada pola refleksi (offset pada horison)
• Penyebaran kemiringan yang tidak sesuai dengan atau tidak berhubungan dengan
stratigrafi
• Adanya pola difraksi pada zona patahan
• Adanya perbedaan karakter refleksi pada kedua zona dekat sesar.
Lipatan
Adanya pelengkungan horison seismik yang membentuk suatu antiklin maupun
sinklin
Diapir (kubah garam)
• Adanya dragging effect yang kuat pada refleksi horison di kanan atau di kiri tubuh
diapir sehingga membentuk flank di kedua sisi.
• Adanya penipisan lapisan batuan diatas tubuh diapir
• Dapat terjadi pergeseran sumbu lipatan akibat dragging effect
Intrusi
• dragging effect tidak jelas / sangat kecil.
• batuan sedimen yang tererobos intrusi mengalami melting sehingga struktur
perlapisannya menjadi tidak jelas / cenderung chaoticdi kanan-kiri intrusi
C. Interpretasi Stratigrafi
Langkah interpretasi stratigrafi seismik- Analisis sekuen seismik
Sekuen seismik dibatasi oleh terminasi horizon seismik (toplap, downlap, dll) yang
membatasi sekuen pada bagian atas dan bawahnya.
- Analisis fasies seismik
Deskripsi dan interpretasi geologi berdasarkan parameter – parameter konfigurasi
pantulan, kontinuitas pantulan, amplitudo, frekuensi, kecepatan interval dan geometri.
Analisa yang dapat secara langsung dilakukan pada sayatan seismik adalah
konfigurasi pantulan. Satu sekuen seismik dapat terdiri dari beberapa fasies seismik
- Analisis muka air laut
Penafsiran perubahan muka air laut relatif berdasarkan analisa sekuen dan fasies
seismik
Analisis sekuen seismik
Stratigrafi sekuen : pembagian sedimen berdasarkan kesamaan genetik yang dibatasi
dari satuan genetik lain oleh suatu ketidakselarasan atau bidang non deposisi dan
keselarasan padanannya
Penampang seismik dibagi menjadi unit-unit sekuen pengendapan
Unit-unit sekuen pengendapan dapat diketahui dengan melihat batas sikuen datau pola
pengakhiran seismik.
Erotional truncation : pengakhiran suatu seismik oleh lapisan erosi, merupakan batas
sekuen yang paling reliable
Toplap : pengakhiran updip lapisan pada permukaan yang menutupinya (karena non
deposisi atau erosi minor)
Downlap : lapisan miring yang berakhir secara downdip pada permukaan
horisontal/miring (dominan karena non deposisi)
Onlap : lapisan yang relatif horisontal berakhir pada permukaan miring atau
pengakhiran updip lapisan miring pada permukaan yang lebih miring (dominan
karena non deposisi)
downlap dan onlap yang kurang dapat dibedakan satusama lain sering dinamakan
sebagai baselap
Seismic Stratigraphic Surfaces
Maximum Flooding Surface (MFS) : permukaan yang mencerminkan keadaan
maximum transgression (kolom air tinggi maksimum). secara stratigrafi merupakan
pengendapan dengan laju yang rendah berupa sedimen pelagic – hemipelagic yang
membentuk condensed section. Dari seismik dapat terlihat sebagai permukaan
downlap, namun tidak semua permukaan downlap merupakan MFS.
Sequence Boundary (SB) : Batas sekuen berupa ketidakselarasan atau keselarasan
padanannya. Dari seismik ditandai oleh : erosional truncation dan permukaan onlap.
• Transgresive Surface (TS): merupakan awal dari transgresive system track yang
memiliki bentuk stacking patern retrogradasi. TS sukar dikaitkan dengan terminasi
horizon.
System Tracts
Lowstand System Tract (LST) : dibatasi SB dibagian bawah dan TS dibagian atas.
Merupakan keadaan rising sea level dan high sedimentation sehingga memiliki
stacking patern agradasi atau slightly prograde.
Transgresive System Tract (TST) : berada diatas LST dan dibawah HST, dibatas TS
dibagian bawah dan MFS dibagian atas. Menunjukkan keadaan rapid sea level rise
dan low sedimentation sehingga menunjukkan stacking patern retrogradasi.
Highstand System Tract (HST) : berada diatas TST, dibawah LST, dibatasi SB
dibagian atas dan MFS dibagian bawah. Menunjukkan keadaan sealevel stand still
dan low sedimentation, memiliki stacking patern progradasi
Tidak semua system tract dapat dijumpai, misalkan LST tidak dijumpai dan diatas
TST langsung didapati HST.
Analisis fasies seismik
Analisis fasies seismik : deskripsi dan interpretasi geologi dari parameter-parameter pantulan
seismik yang meliputi konfigurasi pantulan, kontinuitas pantulan, amplitudo, frekuensi,
kecepatan internal, dan geometri eksternal. Setiap parameter pantulan seismik dapat
memberikan informasi mengenai kondisi geologi terkait
Parameter seismik yang dapat dianalisis secara visual/langsung di sayatan seismik terutama
adalah konfigurasi pantulan seismik
Konfigurasi pantulan seismik dalam analisis stratigrafi seismik
a. PARAREL & SUBPARAREL
- Relatif sejajar
- Kecepatan pengendapan yang seragam pada paparan yang menurun secara seragam atau
dalam cekungan sedimen yang stabil
- Variasi : even dan wavy
b. DIVERGEN
- Berbentuk membaji dimana penebalan lateral dari seluruh unit disebabkan oleh penebalan
dari pantulan itu sendiri
- Variasi lateral kecepatan pengendapan atau pengangkatan/pemiringan secara progresif
bidang pengendapan
c. PROGRADASI
- Akibat adanya pengembanagan sedimentasi secara lateral yang membentuk permukaan
pengendapan dengan lereng landai (clinoform)
- Pola konfigurasi progradasi dapat berupa sigmoid, oblique, complex sigmoid-oblique,
shingled, dan hummockly. Perbedaan konfigurasi progradasi menunjukkan adanya variasi
pasokan sedimen, kecepatan penurunan cekungan dan perubahan muka air laut.
- Pola Sigmoid
o Bagian atas dan bawah relative tipis dan hamper horizontal, bagian tengan relatif lebih tebal
dengan kemiringan yang lebih besar.
o Pasokan sediment yang rendah, penurunan cekungan cekungan yang cepat atau kenaikan
muka laut yang cepat
o Pada pengendapan laut dalam dengan energi rendah
- Pola Oblique
o Pengendapan yang terjadi di dekat dasar gelombang dengan lingkungan yang mempunyai
energi tinggi
o Pola oblique tangential merupakan pola progradasi yang ditandai dengan adanya
kemiringan pada bagian bawah strata yang berkurang dan berbentuk cekung
o Pola oblique pararel merupakan pola progradasi dengan pengendapan strata relatif sejajar
o Pola complex sigmoid-oblique merupakan pola kombinasi antara pola sigmoid dan pola
oblique dalam satu fasies seismik
- Pola shingled
Merupakan pola progradasi yang tipis dan umumnya sejajar dengan batas atas da bawah atau
miring landai. Pola ini menunjukkan pengendapan pada air dangkal
- Pola hummockly
Merupakan pola konfigurasi yang tidak menerus. Pola ini menunjukkan progradasi yang
clinoform ke dalam air dangkal dalam prodelta
d. CHAOTIC
- Pola yang tidak menerus, saling memotong dan menunjukkan susunan yang tidak teratur
- Akibat energi pengendapan yang tinggi atau akibat deformasi yang kuat. Pola ini dapat
menunjukkan slump structure
e. REFLECTION FREE
- Menunjukkan tidak adanya pantulan pada rekaman seismic
- Terjadi pada batuan yang homogen dan tidak berlapis, seperti pada batuan beku, tubuh
garam, batupasir atau serpih yang tebal
Studi Kasus
Dibawah ini adalah contoh interpretasi sederhana yang Penulis lakukan pada salah
satuline seismik di subprovince hidrokarbon Sumatra Tengah. Interpretasi menunjukkan
adanya struktur geologi sesar dan lipatan. Interpretasi seismik berguna dalam
mengidentifikasi closure (tutupan) hidrokarbon dan mengetahui sejarah dan potensi geologi
dalam menentukan sistem hidrokarbon yang terjadi pada daerah penelitian. interpretasi ini
dapat menjadi model awal bagi geophysicist untuk initial model inversi parameter geofisika
dan digunakan untuk membangun model geologi untuk simulasi bagi reservoar engineer.
Petrofisika, Analisa Well Log
Secara singkat Log adalah rekaman suatu parameter versus jarak ataupun waktu, misal
catatan perjalanan seseorang dari suatu tempat ke tempat lain, Ia merekam tempat - tempat
yang disinggahi. Dalam sumur minyak log diartikan sebagai rekaman dari properti fisika atau
kimia dari batuan dan fluida versus kedalaman yang ditembus pemboran.
Dalam analisa open hole log / wireline log, langkah - langkah sederhana yang biasa dilakukan
adalah :
1. Evaluasi log yang tersedia
2. Quality control terhadap badhole, koreksi terhadap kondisi lubang bor dan koreksi tool
3. hitung volume shale (VSH)
4. hitung porositas total (PHIT) dan efektif (PHIE)
5. cari zona hidrokarbon
6. hitung saturasi fluida termasuk saturasi air dan saturasi hidrokarbon di zona terinvasi dan
zona tidak terinvasi
7. perkirakan litologi dan fraksi mineral dalam formasi
8. hitung cut-off dan summary dari net-pay
Studi Kasus
Berikut adalah contoh analisa log pada sumur eksplorasi yang Saya kerjakan dengan
menggunakan software bantu geolog 6. (klik untuk memperbesar). Interpretasi menunjukkan
adanya hidrokarbon pada litologi batugamping di interval sekitar 1785 - 1790 m MD.
Berdasarkan interpretasi juga dapat disimpulkan bahwa perforasi sedikit melenceng dari
target, bagian atas dari DST-1 (drill stem test) mengenai zona tight (low porosity) sedangkan
di DST-2 sudah mencapai zona dengan saturasi air tinggi (sedikit hidrokarbon).
Untuk informasi - informasi lebih lanjut mengenai petrofisika / log analisis dapat dilihat
dalam artikel - artikel lain dalam blog ini.
Blog Petrolem Geoscience
Blog ini dibuat sebagai sarana kecil bagi kita semua untuk belajar atau mulai belajar
mengenai petroleum geoscience. Sebagian besar bahan - bahan tulisan berasal dari literatur
yang penulis baca termasuk literatur online dan sebagian kecil dari pekerjaan penulis sehari -
hari dan juga diskusi - diskusi dengan orang - orang yang jauh lebih expert dibandingkan
penulis.
Blog ini masih dalam proses pengembangan dan bila ada masukan, usulan, kritik dan
mungkin artikel yang ingin di share dalam blog ini, Penulis akan dengan senang hati
menerima. Silahkan menghubungi Penulis di [email protected].
Volume Shale (VSH)
Rock model sederhana dalam perhitungan petrofisika menggunakan konsep bahwa batuan
terdiri dari :
- matrix rock (Vrock)
- pore space (porosity) diantar matrix rock (PHIE)
- shale content dari batuan (VSH)
dengan demikian Vrock + PHIe + Vsh = 1.00
kenampakan lempung yang ada diantara butir2 pasir pada sayatan tipis, terlihat juga adanya
fracture (baca keterangan samping gambar) (Schole, 1979)
Shale (serpih) atau Clay (lempung) dimaksudkan untuk memberi nama kumpulan endapan
sedimenter yang terdiri dari mineral-mineral tipis lempengan alumunium-silikat yang
terhidrasi.
Keberadaan shale dalam formasi mempengaruhi pembacaan log - log porosity menjadi
cenderung membaca porosity lebih tinggi dari semestinya. hal ini disebabkan adanya pori -
pori non efektif yang dimiliki shale, dengan kata lain shale memiliki porositas yang tinggi
namun tidak melalukan aliran fluida. Dengan demikian porositas total (PHIT) dari batuan
harus dikoreksi terhadap VSH untuk mendapatkan porositas efektif (PHIE)
Beberapa definisi :
Total porosity (PHIt) adalah jumlah dari:
- clay bound water (CBW, clay bound water)
- free water, termasuk irreducible water (BVW, bulk volume water)
- dan hidrokarbon (BVH, bulk volume hidrokarbon)
Effective porosity (PHIe) adalah jumlah dari:
- free water, termasuk irreducible water (BVW)
- hidrokarbon (BVH)
Effective porosity adalah porositas dalam reservoir rock, diluar clay bound water (CBW).
sehingga :
PHIe = PHIT – CBW
atau PHIE = PHIT – VSH*BVWSH
sering di sederhanakan menjadi
PHIE = PHIT*(1-VSH)
wireline dapat digunakan dalam menghitung kandungan lempung (VSH) adalah
1. Log Gamma Ray
2. Log SP.
3. Log Rt
4. Log Neutron
5. Log Density Neutron
Log Gamma Ray (GR) adalah yang sering digunakan karena log ini mengukur tingkat
radioaktifitas formasi, umumnya semakin tinggi GR semakin tinggi pula VSH karena dalam
shale secara relatif lebih banyak dijumpai mineral - mineral radioaktif seperti potasium (K),
Thorium (Th), Uranium (U).
secara sederhana VSH berdasarkan GR (VSHgr), dirumuskan sebagai berikut,
mengasumsikan model VSH linear :
VSHgr = (GRlog – GRmatrix) / (GRshale – GRmatrix)
GRlog adalah pembacaan GR pada suatu titik
GRmatrix adalah nilai GR pada sand/reservoir baseline, seringkali merupakan GRmin
sedangkan GRshale adalah nilai GR pada shale baseline, seringkali diasumsikan sebagai
GRmax.
Selain model VSH linear, ada juga model- model nonlinear (clavier larinov dan stieber) yang
dikembangkan untuk environment tertentu semisal Larinov 1 untuk highly
consolidated rocks dan Larinov 2 untuk batuan klastik tersier. Pemahaman lokal sangat
membantu setiap langkah dalam analisa log.