KARAKTERISASI RESERVOAR “FEBRI-UNILA FIELD”
MENGGUNAKAN METODE ACOUSTIC IMPEDANCE (AI) INVERSION (Skripsi)
Oleh :
FEBRINA KARTIKA
JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG
KARAKTERISASI RESERVOAR “FEBRI-UNILA FIELD”
MENGGUNAKAN METODE ACOUSTIC IMPEDANCE (AI) INVERSION (Skripsi)
Oleh :
FEBRINA KARTIKA
Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar SARJANA TEKNIK
Pada
Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung
JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG
I. PENDAHULUAN
1.1Latar Belakang
Karakterisasi reservoar merupakan suatu proses untuk menjabarkan secara kualitatif dan atau kuantitatif karakter reservoar menggunakan semua data yang ada (Sukmono, 2002). Karakterisasi reservoar perlu dilakukan untuk mendapatkan keadaan parameter subsurface, baik litologi ataupun fluida. Analisis data seismik dikombinasikan dengan data geologi akan mengurangi keambiguitasan dalam karakterisasi reservoar. Untuk itu diperlukan suatu metode untuk mengkarakterisasi suatu reservoar.
Dalam perkembangan ilmu tentang karaterisasi reservoar, dikenal metode inversi seismik Acoustic Impedance (AI). Metode inversi seismik untuk menghasilkan Acoustic Impedance (AI) yang digunakan untuk merubah citra seismik normal
incidence yang mencerminkan batas antar lapisan menjadi layer properties yang dapat digunakan dalam membantu mengkarakterisasi suatu reservoar.
2
Secara umum inversi AI akan memberikan gambaran geologi bawah permukaan yang lebih detail dari pada seismik konvensional. Karena umumnya amplitudo pada seismik konvensional hanya menggambarkan batas lapisan batuan, sedangkan AI memberi gambaran karakteristik batuan itu sendiri.
Pada reservoar target penelitian yang merupakan channel-infill, Acoustic Impedance (AI) Inversion diharapkan akan dapat memetakan distribusi lateral
porositas reservoar target.
1.2Tujuan
Tujuan dari penelitian ini adalah mengkarakterisasi reservoar “Febri-Unila Field” menggunakan seismik inversi (Acoustic Impedance Inversion) untuk memetakan distribusi lateral porositas reservoar target.
1.3Batasan Masalah
Batasan masalah pada penelitian ini adalah:
1. Teknik inversi metode Acoustic Impedance (AI) Inversion yang digunakan pada penelitian ini adalah Linier Programing Sparse Spike (LPSS).
Tabel 1. Kelebihan dan Kelemahan Masing-Masing Teknik Inversi pada Acoustic Impedance Inversion
No. Teknik Inversi Kelebihan Kekurangan
1. Bandlimited/Recursive Inversion
Merupakan metode paling sederhana dalam menghasilkan penampang Acoustic Impedance (AI)
Sangat bergantung dengan penentuan Acoustic Impedance (AI) lapisan pertama. Jika tidak tepat, dapat terjadi pemumpukan kesalahan.
Proses inversi tidak menggunakan estimasi wavelet.
Tidak ada kontrol geologi, sehingga data tetap bandlimited. Hal ini menjadikan metode ini sama dengan forward modeling.
Data seismik yang mengandung noise akan terbawa dalam proses inversi Tidak mengandung frekuensi tinggi
maupun rendah
2. Colored Inversion Merupakan metode yang sangat mudah dan cepat diaplikasikan pada data
Sama seperti inversi recursive, proses inversi tidak menggunakan estimasi wavelet
Karena sangat simpel dengan parameter inversi yang sedikit, metoda ini hanya digunakan sebagai metode quick look.
3. Model Based Inversion Resolusi meningkat karena proses
inversi dilakukan dengan data dari model, bukan seismik
Baik digunakan untuk target yang memiliki reflektifitas rendah.
Sangat bergantung pada wavelet dan model awal
Membutuhkan banyak sumur untuk menghasilkan kualitas data yang lebih baik
Kesalahan pada estimasi wavelet dan pembuatan model, akan terbawa pada hasil inversi
4 Linier Programing Sparse Spike
Baik untuk diaplikasikan pada target yang memiliki reflectivity yang tinggi
Dapat digunakan untuk estimasi reflektifitas full-bandwidth
Resolusi meningkat karena bandwith meningkat.
Tidak terlalu bergantung pada model awal.
Tidak dapat diaplikasikan pada reflektivitas yang rendah
Judul Skripsi : KARAKTERISASI RESERVOAR “FEBRI-UNILA FIELD”
MENGGUNAKAN METODE ACOUSTIC IMPEDANCE (AI) INVERSION
Nama Mahasiswa : Febrina Kartika
Nomor Pokok Mahasiswa : 0715051011
Program Studi : Teknik Geofisika
Fakultas : Teknik
MENYETUJUI
1. Komisi Pembimbing
Bagus Sapto M, S.Si., M.T
NIP 19700120 200003 1 001
Dr. A. Zaenudin. S,Si,. M.T.
NIP 19720928 199903 1 001
2. Ketua Jurusan
MENGESAHKAN
1. Tim Penguji
Ketua : Bagus Sapto M, S.Si., M.T ...………...
Sekretaris : Dr. A. Zaenudin. S,Si,. M.T. ...………….
Penguji
Bukan Pembimbing : Prof. Dr. Suharno, M.S., M.Si. ...………….
2. Dekan Fakultas Teknik
Dr. Ir. Lusmeilia Afriani, D. E. A. NIP 196505101993032008
RESERVOIR CHARACTERIZATION "FEBRI-UNILA FIELD" USING ACOUSTIC IMPEDANCE (AI) INVERSION METHOD
(Tesis)
Oleh Febrina Kartika
ABSTRAK
AI (Acoustic Impedance) is one rock physic parameter whose value is influenced by the type of lithology, porosity, fluid content, depth of pressure and temperature. Therefore, AI (Acoustic Impedance) is used as an indicator of porosity, lithology mapping, and define the characteristics of the reservoir at Febri-Unila Field. In general, inversion AI (Acoustic impedance) will provide an overview subsurface geology is more detailed than on conventional seismic. Because the seismic amplitude generally only describe the boundaries of conventional rock layers, while the AI (Acoustic Impedance) illustrates the characteristics of the rocks themselves. At the target reservoir study is channel-infill, Acoustic impedance (AI) inversion will map the lateral distribution of Acoustic Impedance (AI) reservoir targets using Linear Programming techniques Sparse Spike (LPSS) inversion, which then spread Acoustic impedance (AI) inversion results are converted to porosity using multiatributte. Linear Programming Spike Sparse (LPSS) Inversion Method chosen as the focus of the inversion technique, because it is not overly dependent on the initial model, and the method of Linear Programming Sparse Spike (LPSS) Inversion fit applied to the data research that has good reflectivity. The results show the distribution channel inversion found from time 1050 ms, is on low Acoustic Impedance (AI) anomalies, with a value between 21563 ft/ s * gr/cc - 31042 ft/s * gr/cc with a thickness varying channel, until 35 m. Conversion porosity using 7 attributes, shows low impedance zone on the output of the inversion will have the high porosity, with porosity up to about 18 %.
KARAKTERISASI RESERVOAR “FEBRI-UNILA FIELD”
MENGGUNAKAN METODE ACOUSTIC IMPEDANCE (AI) INVERSION (Skripsi)
Oleh Febrina Kartika
ABSTRAK
AI (Acoustic Impedance) adalah salah satu parameter fisis batuan yang nilainya dipengaruhi oleh tipe litologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman tekanan dan temperatur. Oleh karena itu AI (Acoustic Impedance) digunakan sebagai indikator porositas, pemetaan litologi, dan menentukan karakteristik reservoar pada Febri-Unila Field. Secara umum inversi AI (Acoustic Impedance) akan memberikan gambaran geologi bawah permukaan yang lebih detail dari pada seismik konvensional. Karena umumnya amplitude pada seismik konvensional hanya menggambarkan batas lapisan batuan, sedangkan AI (Acoustic Impedance) memberi gambaran karakteristik batuan itu sendiri. Pada reservoar target penelitian yang merupakan channel-infill, Acoustic Impedance (AI) Inversion akan memetakan distribusi lateral Acoustic Impedance (AI) reservoar target dengan menggunakan teknik Linier Programing Sparse Spike (LPSS) Inversion, yang kemudian sebaran Acoustic Impedance (AI) hasil inversi dikonversikan ke porositas dengan menggunakan multiatributte. Metode Linier Programing Sparse Spike (LPSS) Inversion dipilih sebagai fokus teknik inversi, karena tidak terlalu bergantung pada initial model, dan metode Linier Programing Sparse Spike (LPSS) Inversion cocok diterapkan pada data yang memiliki reflektivitas baik. Hasil inversi menunjukkan sebaran channel ditemukan mulai dari time 1050 ms, berada pada anomali Acoustic Impedance (AI) rendah, dengan nilai antara 21563 ft/s*gr/cc -31042 ft/s*gr/cc dengan ketebalan channel yang bervariasi, hingga mencapai 35 m. Konversi porositas menggunakan 7 attribute, menunjukan zona low impedance pada hasil inversi akan memilki porositas tinggi, dengan porositas hingga sekitar 18 %.
PERNYATAAN
Dengan ini saya menyatakan bahwa dalam skripsi ini tidak terdapat karya yang
pernah dilakukan orang lain, dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak terdapat
karya atau pendapat yang ditulis atau diterbitkan oleh orang lain, kecuali yang
secara tertulis diacu dalam naskah ini sebagaimana disebutkan dalam daftar
pustaka, selain itu saya menyatakan pula bahwa skripsi ini dibuat oleh saya
sendiri.
Apabila pernyataan saya ini tidak benar maka saya bersedia dikenai sangsi sesuai
dengan hukum yang berlaku.
Bandar Lampung, Februari 2013
RIWAYAT HIDUP
Penulis dilahirkan di Pringsewu, Lampung pada tanggal 6
Februari 1990, sebagai anak kedua dari empat bersaudara,
dari Ibu Kartini Sanusi dan Bapak Eko Purwanto.
Pendidikan di Taman Kanak-kanak Aisyiah Bustanul
Atfal 1 Pringsewu pada tahun 1994-1995, Sekolah Dasar
Negeri 2 Pajarisuk tahun 1995-2001, Sekolah Menengah Pertama Negeri 1
Pringsewu tahun 2001-2004, dan Sekolah Menengah Atas Negeri 1 Pringsewu
pada tahun 2004-2007. Tahun 2007 penulis terdaftar sebagai mahasiswa
Universitas Lampung, Fakultas Teknik, Jurusan Teknik Geofisika. Selama
menjadi mahasiswa penulis pernah menjadi asisten pratikum Geologi Dasar dan
Geologi Struktur, serta aktif di Organisasi Himpunan Mahasiswa Teknik
Geofisika. Pada Januari - Februari tahun 2011 penulis melakukan Kerja Praktik di
Pertamina EP Region Jawa, Cirebon, Jawa Barat, dan pada tahun 2012
melaksanakan Tugas Akhir di Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore
Seperti bentuk dalam sebuah cermin, kuikuti Wajah itu. Allah menampakkan dan menyembunyikan sifat-sifat-Nya.
Tatkala Tuhan tertawa, maka akupun tertawa. Dan manakala Tuhan gelisah, maka gelisahlah aku.
Maka katakanlah tentang Diri-Mu, ya Allah. Agar segala makna terpahami, sebab mutiara-mutiara makna yang telah aku rentangkan di atas kalung pembicaraan
berasal dari Lautan-Mu. (Jalaluddin Rumi)
“Dan hamba-hamba yang baik dari Tuhan yang Maha
Penyayang itu ialah orang-orang yang berjalan di atas bumi dengan rendah hati, dan apabila orang-orang jahil menyapa mereka, mereka mengucapkan kata-kata (yang mengandung)
keselamatan” (Q.S. Al-Furqon : 63)
“Ya (cukup), jika kamu bersabar dan siap-siaga, dan mereka datang menyerang dengan seketika itu juga, niscaya Allah menolong kamu dengan lima ribu Malaikat yang memakai
tanda”
(Q.S. Ali Imron : 125)
“Karena sesungguhnya sesudah kesulitan itu ada kemudahan”
(Q.S. Alam Nasyroh : 5)
Setiap orang melihat Yang Tak Terlihat dalam persemayaman hatinya.
Dan penglihatan itu bergantung pada seberapakah ia menggosok hati tersebut.
Bagi siapa yang menggosoknya hingga kilap, maka bentuk-bentuk Yang Tak Terlihat
PERSEMBAHAN
Dengan segala kerendahan hati, karya kecil ini kupersembahkan untuk :
ALLAH SWT
Jika saja bukan karena keridhaan-Mu,
Apa yang dapat dilakukan oleh manusia yang seperti debu ini
dengan Cinta-Mu?
Mama… Mama..
Dan sekali lagi untuk Mama… Serta untuk Papa
Kakakku Freska Pita Sari, A.Md.,Keb. Adik-adikku,
Nine Tria Rossa, Calon S.T. dan
Eki Adhim Amrulloh
Sahabat- sahabatku..
Temam-teman Teknik Geofisika 07
Keluarga Besar Teknik Geofisika UNILA
KATA PENGANTAR
(Dengan menyebut nana Allah yang Maha Pengasih lagi Maha Penyanyang)
Alhamdulillahirobbilalamin, puji syukur bagi ALLAH SWT yang telah memberikan nikmat, karunia dan pelindungan-Nya sehinngga penulis dapat menyelesaikan Skripsi yang berjudul “KARAKTERISASI RESERVOAR ‘FEBRI-UNILA FIELD’ MENGGUNAKAN METODE ACOUSTIC IMPEDANCE (AI) INVERSION” sebagai salah satu bagian dari kurikulum dan salah satu syarat bagi penulis untuk menyelesaikan studi pada Jurusan Teknik Geofisika, Fakultas Teknik, Universitas Lampung. Skripsi ini merupakan hasil kegiatan Tugas Akhir di Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO). Namun demikian, penulis menyadari masih banyak ketidaksempurnaan dan banyak kelemahan dalam laporan ini. Oleh karena itu penulis mengharapkan kritik dan saran yang membangun agar lebih memperbaiki dan menyempurnakan Skripsi berikutnya. Semoga Skripsi ini dapat bermanfaat bagi kita semua.
Bandar lampung, Februari 2012
Penulis,
SANWACANA
Assalamu’alaikum Wr. Wb
Segala puji dan syukur saya haturkan kehadirat ALLAH SWT yang telah melimpahkan nikmat, hidayah dan karunia-NYA, sehingga penulis dapat menyelesaikan Skripsi ini.
Skripsi yang berjudul Karakterisasi Reservoar ‘Febri-Unila Field’ Menggunakan Metode Acoustic Impedance (AI) Inversion telah dilaksanakan di Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) Jakarta. Skripsi ini merupakan bagian dari kurikulum dan salah satu syarat bagi penulis untuk menyelesaikan studi di Jurusan Teknik Geofisika, Fakultas Teknik Universitas Lampung.
Banyak pihak yang telah berperan serta membantu penulis dalam menyelesaikan Skripsi ini. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih kepada:
1. Dr. Ir. Lusmeilia Afriani, D.E.A selaku Dekan Fakultas Teknik Universitas Lampung.
2. Bapak Djoko Rubiyanto selaku Pembimbing di Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO).
3. Bagus Sapto Mulyatno, M.T. selaku Ketua Jurusan dan Pembimbing I di Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung.
4. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, M.T. selaku pembimbing II di Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik, Universitas Lampung.
5. Bapak Prof. Dr. Suharno, M.S., M.Si. selaku Penguji di Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik, Universitas Lampung.
6. Bpk. Dr. Muh Sarkowi, M.T. selaku Pembimbing Akademik Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik, Universitas Lampung.
7. Keluarga tercinta, Mamaku Kartini Sanusi, Papaku Eko Purwanto, kakakku Freska Pita Sari, A.Md.Keb., adik-adikku Nine Tria Rossa sang calon Sarjana Teknik Kimia , dan Eki Adhim Amrulloh yang selalu memberikan doa, dorongan, semangat, kepercayaan dan harapan kepadaku.
8. Bpk. Elan Biantoro, Bpk. Hari Subagio, dan Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) atas kesempatan melakukan Tugas Akhir yang diberikan untuk saya, serta terimakasih untuk seluruh kariyawan di Divisi GnG Eksplorasi.
9. Teman-temanku Titin Silvia Sakti TG’07, Fitriani TG’07, Ujang Suwardi
TG’07, Alpan Prananta Barus TG’07, Ni Made Yuliana Megasari TG’07,
Yuni Iswati TG’07, Aan Kurniawan TG’07, Mukti Handayani TG’07 dan Yuza Riyadi TG’07 yang semuanya udah S.T., untuk semua bantuan materil, spirituil, juga injeksi kegilaannya , kalian selalu jadi inspirasi untukku. Serta teman-teman Teknik Geofisika’07 atas kebersamaannya selama ini.
10.Budika Indra, M.Si. (Fisika Unpad’07), Riri Purwoko, S.T. (Geofisika
UPN’05), Andri Aspari, S.T. (Geofisika ITB’06), Liyanto, S.Si. (Fisika
UNILA’03), Teman Seperjuangan TA Alhada Faharuddin TG’08, para
Punggawa Seismik TG Unila, khususnya Aldo Noviardo TG’08, M.Sholeh, S.T (TG’07) dan Rahmat Catur Wibowo, S.T (TG’07) terimakasih atas segala bantuan selama pelaksanaan Tugas Akhir.
11.Betha Februari Kristi, Oma Darami, Bu Tias, serta semua penghuni kosan Oma di Senopati, Jakarta Selatan yang seperti keluarga. Dan untuk Bang Sapri cs di kosan Bu Wati.
12.Sahabat-sahabat lama dari SMPN 1 Pringsewu kelas 3.5, terimakasih untuk tetap ada untukku selama ini, aku selalu bersyukur karena punya kalian .
13.Silvia Febriani Tekim’10, Nina Febriantina Tekim’10, Yoannika Suci
Aufa Tekim’10, Fastina B. Hairat Tekim’10 yang semuanya calon S.T.,
terimakasih untuk mau kurepotkan selama ini . Juga untuk Dwi Agus
Sari FKIP Geografi’10 dan Fuspa Dewi FKIP Geografi’10 yang menjadi
saudariku di Asrama kita Barcelona.
14.Melisa dan Deka cs (TG’09) yang selalu mengundangku dan
membiarkanku turut memeriahkan even-even gilanya , serta seluruh anggota Keluarga Besar Teknik Geofisika Unila.
15.Berbagai pihak yang telah ikut berjasa dalam penyusunan Skripsi ini, saya mengucapkan terimakasih.
Akhir kata, Penulis menyadari bahwa Skripsi ini masih jauh dari kesempurnaan. Kesempurnaan hanyalah milik-Nya. Menyadari keterbatasan dan kekurangan yang ada, penulis sangat menerima masukkan yang berupa kritik dan saran yang bersifat membangun demi kesempurnaan karya ilmiah ini dan semoga Skripsi dapat berguna dan bermanfaat bagi kita semua. Amin.
Wassalamu’alaikum Wr. Wb
Bandar lampung, Februari 2013
Penulis,
DAFTAR ISI
Halaman
ABSTRAK………. i
PENGESAHAN ………... iii
PERNYATAAN ………... v
RIWAYAT HIDUP……….. vi
MOTTO………. vii
PERSEMBAHAN……… viii
KATA PENGANTAR………. ix
SANWACANA……… x
DAFTAR ISI……… xii
DARTAR GAMBAR………... xiv
DAFTAR TABEL……… xvii
I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang ……….. 1
1.2 Tujuan……….... 2
1.3 Batasan Masalah……… 2
II. TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Geografi Daerah Penelitian……… 3
2.2 Geologi Regional……… 3
2.3 Stratigrafi ………... 8
III. TEORI DASAR 3.1 Karakterisasi Reservoar……….. 10
3.2 Metode Seismik Inversi………... 14
3.2.1 Post Stack Inversion……….. 16
3.2.1.1 Acoustic Impedance (AI) Inversion………… 16
3.2.1.1.1 Recursive Inversion……… 17
3.2.1.1.2 Sparse Spike Inversion …………... 17
3.1.1.1.3 Model Based Inversion …………... 18
3.1.1.1.4 Colored Inversion………... 18
3.3 Well Loging……….. 22
3.3.1 Gamma Ray (GR) Log………... 23
3.3.3 Density (RHOB) Log………. 25
3.3.4 Sonic Interval Transite Time (DT) Log………. 25
3.3.5 Volume Shale (Vsh)……….. 26
3.4 Seismik Attribute………. 26
3.4.1 Atribut Amplitudo RMS……… 27
3.4.2 Atibut Frekuensi Sesaat………. 28
3.4.3 Atibut Envelope / Kuat Refleksi……… 29
IV. METODE PENELITIAN 4.1 Waktu Penelitian………. 31
4.2 Perangkat Lunak………. 31
4.3 Input Data……….…….. 32
4.3.1. Data Seismik ……….……….. 32
4.3.2 Data Sumur………. 35
4.3.3 Data Horizon……… 36
4.3.4 Data Pendukung………... 36
4.4 Pengolahan Data dan Diagram Alir………. 38
4.4.1 Diagram Alir……….. 38
4.4.2 Pengolahan Data………. 39
V. HASIL DAN PEMBAHASAN 5.1 Tuning Thickness Analisis……….. 56
5.2 Sebaran Acoustic Impedance Absolute hasil Inversi……….. 57
5.3 Konversi Porositas………... 65
VI. KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan………... 70
6.2 Saran……….. 71
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
1. Peta Area studi ( Miller opcit Riyanto, 2010)………..…...3
2. General Struktur Map Lokasi Penelitian (Petterson opcit BF Reservation, 2005)………..4
3. Skema sebuah lingkungan pengendapan estuari barier ideal dengan beban pengendapan (A) normal dan kenaikan sedimentasi (B). (Dennison opcit Broke, 2003)………5
4. Struktural Features/ Basin (Petterson opcit BF Reservation, 2005…...6
5. Penampang melintang slice A-A’ (Petterson opcit BF Reservation, 2006)………..7
6. Stratigrafi “Area Studi” (Miller opcit Riyanto, 2010)………9
7. Porositas (Minchigan Technological University, 2003)……….11
8. Skema deformasi batuan terhadap Gelombang Kompresi (P-Wave) dan Gelombang Shear (S-Wave), (AVO Workshop, 2008)………..…12
9. Skema diagram perambatan kecepatan gelombang seismik (Ensley opcit Winardhi, 2009)………...…..…13
10. Dekonvolusi seismik inversi (Sukmono, 2007)……….…...15
11. Macam Teknik inversi (Russel, 1998)……….….15
12. Geometri seismik input……….32
13.A) Seismik Input (Post-stack)…………...………...…….33
13.B) Seismik Input pada X-line 26 (zoom )....………...34
14. Lokasi titik sumur……….…...36
16. Flow Chart Acoustic Impedance (AI) Inversion………..…38
17. A) Horizon lc……….39
17. B) Horizon slc………..……….40
17. C) Horizon tch ...40
17. D) Horizon mcb……….41
18. Well seismic tie pada sumur Febri1……….43 19. Well seismic tie pada sumur Febri2………..44 20. Well seismic tie pada sumur Febri3……….45 21. Well seismic tie pada sumur Febri4……….46 22. Well seismic tie pada sumur Febri5………..47 23. Well seismic tie pada sumur Febri6……….48 24. Correlasi total hasil multi well-analysis pada
masing-masing sumur……….……….49
25. Interpolasi opsional layer statigrafi antar horizon initial model (Russel, 2006)……….….50
26. Initial Model……….…..51 27. Initial Model tampilan 3D dengan horizon tch……….……..52 28. Hasil slice masing-masing layer pada model initial………...54 29. Analisa error pada pre inverse analysis………...55 30. Arbitrary Line distribusi Acoustic Impedance Absolute
hasil inversi……….….58
31. Slice Impedance Absolute dibawah 10 ms (atas) dan di bawah 15 ms horizon tch (bawah)……….………...60
32. Slice Impedance Absolute dibawah 20 ms (atas) dan di bawah 25 ms horizon tch (bawah)……….61
33. Relative Impedance………...………..…63 34. Relative Impedance overlay seismik input………..…64 35. Attribute yang digunakan untuk konversi dan error plot………..…..66
37. Slice porosity dibawah 10 ms (atas) dan di bawah 15 ms
horizon tch (bawah)……….68
38. Slice porosity dibawah 20 ms (atas) dan di bawah 25 ms
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel 1. Kelebihan dan Kelemahan Masing-Masing Teknik Inversi
pada Acoustic Impedance Inversion ………... 19
Tabel 2. Nilai korelasi hasil well seismik tie ……….... 42
DAFTAR PUSTAKA
2006, BF Reservation, Canada.
2008, AVO, Workshop-part1, CGG Veritas.
Brooke, B. 2003. The Role Of Sedimentological Information In Estuary Management. Proceedings Of Coast To Coast 2002 - "Source To Sea" Conference, Tweed Heads, pp. 31-34.
Dennison, W.C. and Abal, E.G., 1999. Moreton Bay Study: A scientific basis of the Healthy Waterway Campaign. SE Qld Regional Water Quality Management Strategy, Brisbane, p. 246.
Hadi, J.M., 2006. Analisis Atribut Seismik untuk Identifikasi Potensi Hidrokarbon. Laboratorium Geofisika FMIPA Jurusan Fisika Universitas Diponegoro, Vol.9, no.4 : 165-170.
Hampson-Russell, 2007. Asistant-Geoview, Hampson-Russel Software Service Inc.
Harsono, A., 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Revisi (Edisi) ke 8, Schlumberger Oilfield Services, Jakarta, Indonesia.
Indra, Budika, 2011. Karakteristik Reservoar Melalui Analisis Inversi AI (Acoustic Impedance) dan EEI (Extended Elastic Impedance) Studi Kasus : Formasi Bekasap-Pematang Cekungan Sumatra Tengah, Skripsi, Universitas Padjajaran.
Miller, S ., 1996. Multicomponent seismic data interpretation: M.Sc. thesis, University of Calgary.
Munadi, Suprajitno. 2000. Aspek Fisis Seismologi Eksplorasi. Depok : Universitas Indonesia.
Petterson, James A. dan MacCary, Lawrence M., 1887. Regional Stratigrafi and General Petrolium Geology of the US Portion of the Williston Basin and Adjacent Areas, Williston Basin : Anatomic of a Cratonic Oil Province, Rocky Mountain Assosiation of Geologist, pp.9-43.
Putra, E.D., 2011. Karakterisasi Zona Reservoir Batu Pasir Menggunakan Metoda Inversi Dan Multi-Attribute Seismik Pada Lapangan “BIMA” Cekungan Sumatera Utara .Surabaya: ITS.
Riyanto, Budi, 2010. Inversi Seismik. Tesis, Fakultas MIPA, Universitas Indonesia.
Rusdiyo, 2006. Identifikasi Penyebaran Reservoir Gas Gumai Tengah Menggunakan Analisis Atribut Seismik - di Daerah Jambi. Prosiding HAGI. Yogyakarta.
Russel, B.H., 1988. Introduction to Seismic Inversion Methods (ed : S.N. Domenico), Soc. Of Exploration Geophysicists.
Sukmono, S., 2001, Interpretasi Seismik Refleksi, Departemen Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung.
Sukmono, S., 2002. Seismik Inversion and AVO Analysis For Reservoir Characterization, Departemen Teknik Geofisika ITB, Bandung.
Sukmono, S., 2007. Post and Pre Stack Seismic Inversion for Hydrocarbon Reservoir Characterization, Jurusan Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung.
Thornton, J.A., McComb, A.J., Ryding, S.O., 1995. The role of sediments. In, McComb A.J. (Ed.), Eutrophic shallow estuaries and lagoons. CRC Press; Boca Raton, Chapter 13, p.205-223.
Todor I. Todorov, 2000. Integration Of 3C-3D Seismic Data And Well Logs For Rock Property Estimation. Tesis untuk M.Sc. Department Of Geology And Geophysics Calgary, Alberta.
Winardi, Sony. 2009. Preserved Amplitude Data Processing and Modeling for Field Exploration and Development, Bandung.
Wood, James M. dan John C. Hopkins, 1992, Traps associated with paleovalleys and interfluves in an unconformity bounded sequence: Lower Cretaceous Glauconitic Member, southern Alberta, Canada: AAPG Bulletin 76, p. 904-926.
VI. KESIMPULAN DAN SARAN
6.1. Kesimpulan
Dari penelitian dan analisis yang dilakukan, maka disimpulkan :
1. Hasil inversi menunjukkan sebaran channel ditemukan mulai dari time
1050 ms, berada pada anomali rendah, antara 21042 ft/s*gr/cc - 31468
ft/s*gr/cc ditunjukkan warna kuning-oranye.
2. Dari data slice AI, sebaran channel sand dengan anomali impedance
rendah berada pada area sekitar sumur, meski pada sekitar Febri2 dan
Febri5, menunjukkan nilai impedance yang sedikit lebih tinggi dibanding
area sekitar sumur-sumur yang lain.
3. Konversi porositas menggunakan 7 attribute (integrate, instaneneous
phase, amplitude weighted frequency, derivative instaneous amplitude,
1/inverted, integrated absoute amplitude, dan fulter 35/40-45/50),
menunjukan zona low impedance pada hasil inversi memiliki porositas
tinggi.
4. Pada slice porosity, terlihat zona anomali impedance rendah pada
penampang AI hasil inversi, memilki nilai porositas baik hingga sekitar
71
6.2. Saran
Meski Acoustic Impedance Inversion sudah sangat baik untuk mengindikasikan
reservoar target, akan tetapi belum mampu untuk menganalisis isi kandungan
reservoar. Dengan begitu perlu dilakukan studi geofisika lebih lanjut untuk
mengetahui isi kandungan reservoar, seperti Elastic Impedance Inversion ataupun
III. TEORI DASAR
3.1 Karakterisasi Reservoar
Analisis / karakteristik reservoar seismik didefinisikan sebagai sutau proses untuk
menjelaskan karakter reservoar secara kualitatif dan atau kuantitatif menggunakan
semua data yang ada data, dan seismik sebagai data utama (Sukmono, 2002).
Ada tiga bagian pada proses analisis reservoar seismik, yaitu deliniasi, deskipsi,
dan monitoring (Sukmono, 2002). Deliniasi reservoar didefinisikan sebagai
deliniasi geometri reservoar, termasuk di dalamnya sesar dan perubahan fasies
yang dapat mempengaruhi produksi reservoar. Deskripsi reservoar adalah proses
untuk mengetahui property fisika reservoar, seperti porositas, permeabilitas,
saturasi, analisis fluida pori dan lain-lain. Monitoring reservoar diasosiasikan
dengan monitoring perubahan property fisika reservoar selama proses produksi
hidrokarbon dari reservoar. Secara umum karakteristik reservoar dipengaruhi oleh
parameter-parameter berikut :
1. Distribusi ukuran butir dan pori
2. Porositas dan permeabilitas dari reservoar
3. Fluida pori
4. Distribusi fasies dan lingkungan pengendapan
11
Porositas (∅) diartikan sebagai perbandingan antara volume pori batuan dengan
volume totalnya. Perbandingan ini umumnya dinyatakan dalam persen (%)
maupun fraksi yang dirumuskan dengan :
∅ = � �� �
� � 100% ( )
Selain itu juga dikenal dengan istilah porositas efektif (Gambar 7), yaitu apabila
bagian rongga di dalam batuan berhubungan dan telah dikoreksi dengan
kandungan lempungnya. Porositas efektif (∅�) biasanya lebih kecil daripada
rongga pori total yang biasanya berkisar dari 10% sampai 15%.
[image:40.595.113.511.342.583.2]∅� = � �� �� �� � � 100% ( )
Gambar 7. Porositas (Minchigan Technological University, 2003)
Rigiditas atau modulus shear (µ) dapat didefinisikan sebagai ketahanan suatu
batuan terhadap gaya pelintir yang mengenainya. Atau dapat juga dideskripsikan
sebagai seberapa besar ketahanan material untuk tidak berubah bentuk terhadap
12
Semakin rapat matriksnya maka akan semakin mudah pula mengalami slide over
satu sama lainya dan benda tersebut dikatakan memiliki rigiditas yang rendah.
Inkompresibilitas atau modulus bulk (K) merupakan kebalikan dari
kompresibilitas. Inkompresibilitas didefinisikan sebagai ketahanan suatu batuan
terhadap gaya tekan yang mengenainya. Semakin mudah dikompresi, maka
semakin kecil inkompresibilitasnya begitu pula sebaliknya. Perubahan ini lebih
disebabkan oleh adanya pori daripada perubahan ukuran butirnya.
Tidak seperti densitas, kecepatan seismik mengikut sertakan deformasi batuan
sebagai fungsi waktu. Seperti yang ditujukkan dalam gambar sebuah kubus
batuan dapat mengalami kompresi yang mengubah volume dan bentuk batuan,
[image:41.595.110.511.448.677.2]maupun shear, yang hanya mengubah bentuknya saja (Gambar 9).
13
Dari sini muncul dua jenis kecepatan gelombang seismik yaitu (Gambar 9) :
a. Kecepatan gelombang kompresi (Vp) : Arah pergerakan partikel sejajar
(longitudinal ) dengan arah perambatan gelombang.
b. Kecepatan gelombang shear (Vs) : Arah pergerakannya tegak lurus
[image:42.595.116.515.252.375.2](transversal) dengan arah perambatan gelombang (Munadi, 2000).
Gambar 9. Skema diagram perambatan kecepatan gelombang seismik (Ensley opcit Winardhi, 2009)
Bentuk sederhana dari persamaan kecepatan gelombang P dan kecepatan
gelombang S diturunkan untuk batuan non-porous dan isotropic. Persamaan
kecepatan menggunakan modulus bulk (K), koefisien Lambda (λ), dan modulus
shear (µ) dituliskan sebagai berikut :
Vp = K + 4 3
ρ ( )
Vp =
+ 2
ρ ( )
14
Dengan λ menyatakan koefisien Lambda yang setara dengan K - 2/3µ, K
menyatakan modulus bulk, µ menyatakan modulus shear dan ρ adalah densitas
batuan.
Data yang digunakan untuk karakteristik reservoar adalah data seismik, data
sumur (terutama log sonic dan log density) dan data reservoar yang saling
terintegrasi untuk menutupi kelemahan masing-masing.
3.2 Metode Seismik Inversi
Ada dua cara dalam pemodelan geofisika, yaitu forward modeling (pemodelan ke
depan) dan inverse modeling (ke belakang). Pemodelan ke depan adalah
menghitung atau memprediksi respon geofisika dari suatu model bumi, sedangkan
pemodelan ke belakang adalah menghitung atau memprediksi model bumi dari
hasil observasi geofisika. Rekaman seismik yang telah diproses merupakan bentuk
dari pemodelan ke depan. Dalam hal ini input data berupa Acoustic Impedance
atau koefisien refleksi dari lapisan bumi kemudian dikonvolusi dengan wavelet.
Seismik inversi adalah bentuk dari pemodelan ke belakang, dimana inputnya
adalah rekaman seismik yang didekonvolusikan dengan wavelet, yang kemudian
menghasilkan penampang Impedance.
Seismik inversi adalah teknik untuk memprediksi model geologi bawah
permukaan menggunakan data seismik sebagi input dan data sumur sebagai
kontrol. Model geologi yang dihasilkan oleh seismik inversi ialah model
impedansi yang mewakili gambaran bawah permukaan bumi, sehinga lebih
15
Gambar 10. Dekonvolusi seismik inversi (Sukmono, 2007)
Metode seismik inversi terbagi menjadi dua berdasarkan proses-stack data
seismik yaitu inversi pre-stack dan inversi post-stack. Jenis Inversi yang termasuk
[image:44.595.167.451.509.706.2]pada kelompok pre-stack inversion dan post-stack inversion dapat dilihat pada
gambar 11.
16
3.2.1Post-Stack Inversion
Banyak teknik inversi yang dapat diaplikasikan untuk post-stack inversion untuk
ouput inversi berbasis nilai Acoustic Impedance (AI), seperti Rekursif Inversion,
Bandlimited Inversion, Sparse Spike Inversion, dan Coloured Inversion yang di
kerjakan dalam penelitian ini.
3.2.1.1Acoustic Impedance (AI) Inversion
Salah satu sifat akustik yang khas pada batuan adalah Acoustic Impedance (AI)
yang merupakan perkalian antara kecepatan (VP) dan densitas (ρ).
AI = Vp .ρ (6)
Dari persamaan harga AI (acoustic impedance) ini lebih dikontrol oleh Vp
(kecepatan gelombang P dalam satuan m/s) dibandingkan ρ (densitas batuan
dengan satuan g/cm3), karena orde nilai kecepatan lebih besar dibandingkan orde
nilai densitas. Jika gelombang seismik ini melewati dua media yang berbeda
impedansi akustiknya, maka akan ada sebagian energi yang dipantulkan yang
kemudian direkam oleh receiver di permukaan.Untuk setiap adanya perubahan AI
di bawah permukaan bumi akan menimbulkan koefisien refleksi yang dirumuskan
sebagai :
di mana :
R = koefisien refleksi
Aii = impedansi akustik lapisan ke‐i
AIi+1 = impedansi akustik lapisan ke i+1
17
3.2.1.1.1 Inversi Rekursif/Bandlimited
Inversi rekursif atau biasa disebut dengan bandlimited inverse menganggap jejak
seismik merupakan reflektifitas yang telah difilter oleh fase nol. Metode ini
merupakan yang paling sederhana untuk mendapatkan nilai Acoustic Impedance
(AI). Diawali dari persamaan (2) dapat dirubah menjadi :
AIn = AIi
1 + KRi 1−KRi n−1
i=1
( )
3.2.1.1.2 Sparse Spike Inversion
Metode inversi ini mengasumsikan bahwa reflektifitas suatu model dianggap
sebagai rangkaian spike yang jarang dan bernilai besar, ditambahkan dengan deret
spike yang kecil kemudian dilakukan estimasi wavelet berdasarkan asumsi model
tersebut. Trace seismik akan mengalami penambahan jumlah spike baru yang
lebih kecil dari spike sebelumnya, sehingga akan membuat menjadi lebih akurat.
Dalam metode sparse spike ini terdapat beberapa teknik dekonvolusi, karena
metode ini mengasumsikan beberapa model reflektifitas dan membuat estimasi
wavelet berdasarkan asumsi tersebut, seperti teknik :
1. Maximum Likelihood (MLD)
2. Linier Programing Sparse Spike (LPSS)
Metode inversi ini memiliki kelebihan dibandingkan metode dekonvolusi biasa
karena estimasi sparse spike dengan batas, sehingga dapat digunakan untuk
18
3.2.1.1.3 Model BasedInversion
Metode ini dilakukan dengan cara membandingkan data seismik sintetik yang
telah dibuat dari hasil konvolusi reflektifitas (model geologi) dengan wavelet
tertentu dengan data seismik riil. Penerapan metode ini dimulai dengan dugaan
awal yang diperbaiki secara iteratif.
Metode ini dapat dilakukan dengan anggapan trace seismik dan wavelet diketahui,
noise tidak berkorelasi dan acak (Sukmono, 2007).
Prinsip metode ini adalah membuat model geologi dan membandingkannya
dengan data riil seismik (Russel, 1998). Metode ini menggunakan metode awal
yang dibuat berdasarkan picking horizon dan ekstrapolasi nilai Acoustic
Impedance (AI) dari sumur. Metode ini juga disebut sebagai blocky inversion
karena nilai impedance terlebih dahulu diratakan nilainya berdasarkan ukuran
blok yang diberikan.
3.2.1.1.3 Coloured Inversion
Merupakan modifikasi dari Bandlimited Inversion, dimana proses inversi
membatasi frekuensi yang dihasilkan, dan digunakan operator untuk
22
Karena kelemahan dan kelebihan masing-masing teknik inversi, maka dipilih
metode Linier Programing Sparse Spike (LPSS) Inversion sebagai fokus teknik
inversi yang digunakan pada penelitian ini, karena tidak terlalu bergantung pada
initial model, dan metode Linier Programing Sparse Spike (LPSS) Inversion
cocok diterapkan pada data yang memiliki reflektivitas baik.
Dengan demikian diharapkan hasil akhir inversi memberikan parameter-parameter
reservoar target yang dicari, yaitu nilai AI sebagai kontras perubahan litilogi dan
nilai parameter porositasnya.
3.3 Well Logging
Penelitian geologi dan seismik permukaan mampu memberikan dugaan potensi
hidrokarbon di bawah permukaan, akan tetapi evaluasi formasi menggunakan data
sumur (well logging), seperti wireline log, memberikan input respon geologi
secara langsung kondisi bawah permukaan dengan akurasi yang lebih tinggi dari
pada data seismik. Sehingga data log dijadikan sebagai kontrol data seismik untuk
identifikasi hidrokarbon sebagai salah satu tujuan utama evaluasi formasi.
Log adalah suatu grafik kedalaman atau waktu dari satu set data yang
menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah
sumur. Kurva log memberikan informasi yang cukup tentang sifat-sifat batuan dan
23
3.3.1 Gamma Ray (GR) Log
Kurva log Gamma Ray ini merupakan suatu kurva yang menunjukkan besarnya
intensitas radioaktif yang ada dalam formasi atau batuan, sehingga kurva log ini
dapat digunakan untuk mendeteksi ataupun mengevaluasi endapan-endapan
mineral radioaktif, seperti Uranium (U), Thorium (Th) dan Potasium (K).
Dasar dari GR ini adalah perekaman radioaktif alami bumi. Radioaktif GR yang
dideteksi oleh GR ini berasal dari 3 unsur yang ada di dalam batuan, yaitu
Uranium (U), Thorium (Th) dan Potasium (K), yang secara kontinu memancarkan
sinar gamma () dalam bentuk-bentuk pulsa energi radiasi tinggi. Sinar gamma
ini mampu menembus batuan dan dideteksi oleh sensor sinar (detector) sehingga
menimbulkan pulsa listrik pada detektor. Pada batuan sedimen, unsur-unsur
radioaktif terkonsentrasi dalam lapisan batulempung, sehingga pada perlapisan
permeabel yang bersih, kurva gamma ray menunjukkan intensitas radioaktif yang
sangat rendah, misalnya batupasir. Oleh sebab itu, log gamma ray sering
digunakan dalam interpretasi batu pasir-lempung yang nantinya dapat digunakan
untuk menghitung volume dari batu lempung (Vsh). Selain untuk menentukan
apakah lapisan tersebut ke dalam kategori batupasir ataupun batu lempung, log
gamma ray ini juga dapat memperlihatkan lapisan batuan yang tidak radioaktif,
misalnya lapisan batubara. Secara luas, log gamma ray digunakan juga untuk
mengkorelasikan sumur-sumur pemboran dengan menyesuaikan gejala-gejala
perubahan litologi yang terlihat pada kurva gamma ray. Satuan dari GR adalah
API. Shales terbaca kira-kira 100 API, tapi dapat bervariasi dari 75 sampai 150
24
3.3.2 NPHILog
Log NPHI tidak mengukur volume pori secara langsung, tetapi bekerja dengan
memancar partikel-partikel neutron energi tinggi dari suatu sumber kedalaman
formasi batuan. Partikel-partikel neutron ini akan bertumbukan dengan atom-atom
pada batuan, sehingga mengakibatkan hilangnya energi dan kecepatan.
Atom H secara fisis memiliki massa atom yang serupa dengan neutron. Dengan
demikian tumbukan neutron dengan atom H akan bersifat efektif, artinya energi
yang hilang akibat penyerapan merupakan jumlah tertinggi dibanding tumbukan
dengan atom lain. Partikel yang telah kehilangan energi tersebut kemudian akan
dipantulkan kembali, diterima oleh detektor dan direkam kedalam log. Jumlah
atom hidrogen yang terkandung dalam batuan diasumsikan berbanding lurus
dengan banyaknya pori batuan. Biasanya pori-pori batuan ini terisi fluida baik gas,
air atau minyak. Ketiga jenis fluida tersebut secara relatif memiliki jumlah atom
hidrogen tertentu. Dari sini dapat ditentukan jenis fluida pengisi pori batuan /
formasi yang telah diukur. Untuk mendapatkan nilai porositas yang sebenarnya,
log NPHI harus dibantu oleh log lain seperti densitas (Harsono, 1997).
∅ =∅D +∅N
2 ( )
Dari persamaan 9 terlihat bahwa poristas bergantung pada
25
3.3.3 Density (RHOB) Log
Prinsip kerja log ini memancarakan sinar gamma menengah ke dalam suatu
formasi, sehingga sinar gamma akan bertumbukan dengan elektron-elektron yang
ada pada batuan. Tumbukan tersebut akan menyebabkan hilangnya energi
(atenuasi) sinar gamma yang kemudian akan dipantulkan dan diterima oleh
detektor yang akan diteruskan untuk direkam ke permukaan.
Dalam hubungan fisika atenuasi sinar gamma diterjemahkan sebagai fungsi dari
jumlah elektron yang terdapat dalam formasi. Jumlah ini dinyatakan dalam
kerapatan elektron yang mewakili densitas keseluruhan (Harsono, 1997).
3.3.4 Sonic Interval Transite Time (DT) Log
Log sonic adalah log yang bekerja berdasarkan kecepatan rambat gelombang
suara. Gelombang yang dipancarkan kedalam suatu formasi kemudian akan
dipantulkan kembali ke receiver. Waktu yang dibutuhkan gelombang untuk
sampai ke penerima disebut interval transit time.
Besarnya selisih waktu tersebut tergantung pada jenis batuan dan besarnya
porositas batuan tersebut sebagai fungsi dari parameter elastik seperti bulk
modulus (K), shear modulus(mu), dan densitas (rho) yang terkandung dalam
persamaan kecepatan gelombang kompresi dan kecepatan gelombang shear.
Sehingga log sonic sering digunakan untuk mengetahui porositas litologi, selain
itu juga digunakan untuk membantu interpretasi data seismik, terutama untuk
mengalibrasi kedalaman formasi. Pada batuan yang kerapatannya lebih kecil,
26
Apabila batuan mempunyai kerapatan seperti batu gamping, kurva log sonic akan
bernilai kecil. Besaran pengukuran log sonic dituliskan sebagai perlambatan
(slowness)(Harsono, 1997).
3.3.5 Volume Shale (Vsh)
Kandungan serpih dalam formasi berkaitan dengan banyaknya air ikat serpih
dalam formasi, sehingga akan berpengaruh terhadap pembacaan parameter
petrofisika, sehingga dalam lapisan shale penentuan volume serpih sangat penting.
Metode paling umum untuk menentukan volume serpih adalah dengan
menggunakan log GR. Indeks sinar gamma ditentukan dengan persamaan :
IGR = GR−GRmin
GRmax −GRmin ( )
Dengan GR adalah nilai log sinar gamma (API), GRmin menyatakan pembacaan
minimum log sinar gamma (API), GR maks adalah pembacaan maksimum log
sinar gamma (API). Dan Vsh menyatakan volume serpih (fraksi).
Kandungan serpih lebih besar dari 50 % menurut Adi Harsono adalah litologi
shale, sedangkan untuk kandungan serpih di bawah 50 % adalah litologi sand
(Harsono, 1997).
3.4. Seismic Attribute
Atribut seismik merupakan suatu transformasi matematis dari data trace seismik
27
Atribut seismik juga dinyatakan sebagai sifat kuantitatif dan deskriptif dari data
seismik yang dapat ditampilkan dalam skala yang sama dengan data aslinya
(Sukmono, 2001). Tiap-tiap atribut saling berhubungan satu sama lainnya, di
mana beberapa atribut memiliki sensitifitas terhadap sifat reservoar tertentu dan
beberapa atribut lainnya lebih baik di dalam menampilkan informasi ataupun
anomali bawah permukaan yang mula-mula tidak teridentifikasi oleh data
konvensional atau bahkan sebagai indikator keberadaan hidrokarbon (direct
hydrocarbon indicator) (Yaman, 2005). Sehingga penampang dan peta baru yang
dihasilkan dari perhitungan atribut diharapkan mampu mencitrakan aspek geologi
yang lebih baik dibandingkan dengan hasil dari penampang konvensional
(Rusdiyo, 2004).
3.4.1. Atribut Amplitudo RMS
Salah satu sinyal seismik yang umummya digunakan untuk mendapatkan
informasi reservoar adalah amplitude (Hadi, 2006). Dalam gelombang seismik,
amplitude menggambarkan jumlah energi dalam domain waktu. Atribut amplitude
dibedakan menjadi atribut amplitudo jejak kompleks dan amplitudo primer.
Contoh atribut amplitudo jejak kompleks antara lain, kuat refleksi atau amplitude
sesaat yang merupakan akar dari energi total sinyal seismik pada waktu tertentu
yang secara matematis dapat didefinisikan sebagai berikut:
R (t) = �2( ) + ℎ2( ) (11)
Dengan g (t) adalah bagian riil jejak seismik
28
Aplikasi atribut ini terutama digunakan sebagai indikator hidrokarbon langsung
serta pembuatan fasies dan ketebalan. Contoh dari atribut amplitude primer antara
lain adalah amplitudo rms. Atribut amplitudo yang digunakan dalam penelitian ini
adalah adalah amplitudo rms. Amplitudo rms merupakan akar dari jumlah energi
dalam domain waktu yang secara matematis dapat didefinisikan sebagai berikut:
Arms =
1
� �
2
�
�=1
= r12+r22+32+⋯+ 2
� (12)
Dengan : - N merupakan jumlah amplitude pada jangkauan (range) tertentu
- r merupakan nilai dari amplitude
Karena nilai amplitudo dikuadratkan dulu sebelum dirata-ratakan, maka
perhitungan rms sangat sensitif terhadap nilai amplitudo yang ekstrim.
3.4.2. Atribut Frekuensi Sesaat
Frekuensi sesaat merupakan jenis dari atribut kompleks yang merupakan
kombinasi dari seismic trace riil dan seismic trace imajiner. Trace seismik
imajiner didapat dari Hilbert transform, yaitu:
h (t) = 1
� * f (t) (13)
Dengan f (t) = tras seismik riil
h (t) = tras seismik imajiner
Selain itu frekuensi sesaat juga merepresentasikan nilai pada suatu titik, bukan
hasil rata-rata dari suatu interval sehingga dapat menonjolkan
29
Frekuensi sesaat memberikan informasi mengenai karakter frekuensi dari suatu
reflektor, efek absorbsi, pengkekaran, dan tebal pengendapan.
Nilai frekuensi sesaat merupakan turunan fasa terhadap waktu. Sedangkan fasa
didapat dari pembagian antara tras seismik riil dengan tras seismik imajiner
(Putra, 2011). Aplikasi frekuensi sesaat dalam karakterisasi reservoar :
a. Zona bayangan frekuensi rendah biasanya berhubungan dengan reflektor
di bawah zona gas, kondensat, atau kadang-kadang reservoar minyak.
b. Secara umum perubahan frekuensi rendah terjadi hanya pada reflektor
yang berada langsung di bawah zona tersebut sedangkan untuk reflektor
yang lebih dalam reflektor akan terlihat normal.
3.4.3. Atribut Envelope / Kuat Refleksi
Envelope F(t) / Kuat refleksi A(t) adalah envelope dari tras seismik. Atribut
envelope merupakan akar dari kuadrat trace real ditambah kuadrat trace imaginer
yang dapat dijelaskan pada persamaan di bawah:
(14)
Dimana : F(t) = Envelope
A(t) = Kuat Refleksi
f(t) = Real Trace
F*2(t)= Imaginer Trace
) ( ) ( * ) ( )
(t f2 t F 2 t At
30
a. Aplikasi Atribut Envelope
Envelope F(t) / Reflection Strength A(t) / instantaneous Amplitudo merupakan
akar dari energi total sinyal seismik yang terjadi pada waktu sesaat. Berhubungan
dengan nilai amplitudo (menonjolkan nilai amplitudonya) namun kelemahannya
adalah merata-ratakan semua nilai amplitudo sehingga amplitudo kecil akan
hilang. Dalam karakterisasi reservoar, Envelope akan membantu dalam :
1. Korelasi Regional
Reflection strength akan merata-ratakan nilai amplitudo sehingga akan
memudahkan dalam melakukan korelasi regional. Contoh SB, Batas BedRock,
Batas lingkungan pengendapan.
2. Mengestimasi struktur sesar
Perubahan lokal yang tajam bisa mengindikasikan pensesaran atau dapat
berasosiasi dengan lingkungan pengendapan seperti “channel”.
3. Mengestimasi keberadaan ketidakselarasan
Kuat refleksi tinggi sering berasosiasi dengan perubahan litologi tajam, seperti
pada kasus ketidakselarasan atau batas yang berasosiasi dengan perubahan tajam
dari lingkungan pengendapan.
4. Identifikasi awal DHI
Kuat refleksi juga merupakan alat efektif untuk mengidentifikasi anomali terang
dan buram ("bright dan spots"). Reservoar gas, misalnya sering muncul sebagai
refleksi beramplitudo tinggi dan "terang”.
5. Kuat refleksi juga bisa berfungsi untuk mendeteksi dan mengalibrasi efek
V. PEMBAHASAN
5.1 Tuning Thickness Analysis
Analisis tuning thickness dilakukan untuk mengetahui ketebalan reservoar yang
dapat teresolusi dengan baik oleh wavelet secara perhitungan teoritis, dimana pada
analisis diperlukan kecepatan interval diantara horizon-horizon target. Dalam hal
ini, target horizon adalah tch sebagai top boundary dari channel yang akan
dipetakan dan mcb sebagai sebagai base channel.
Dari data log sonic, didapat kecepatan interval rata-rata antara horizon tch dan
mcb adalah 4080,854 m/s. Wavelet yang digunakan pada proses inversi memilki
frekuensi dominan 35 Hz. Maka dengan menggunakan persamaan :
λ = V/f ,
maka ketebalan tuning 1/4λ pada channel akan bernilai 29.15 m. Jika berdasarkan
data geologi, ketebalan channel berbeda-beda, berkisar pada ketebalan 0-35 m
lebih. Dengan begitu wavelet yang digunakan pada proses inversi secara teoritis
diharapkan meng-cover channel dengan ketebalan rata-rata di atas ketebalan
57
5.2 Sebaran Acoustic ImpedanceAbsolute Hasil Inversi
Data merupakan data 3D dimana keenam sumur yang ada tersebar pada beberapa
line, sehingga untuk melihat hasil distribusi impedance semua sumur pada suatu
line yang sama diperlukan arbitrary line yang merupakan penampang seismik 2D
yang dibuat dari data seismik 3D, sehingga semua sumur yang digunakan pada
pemodelan berada pada satu penampang. Gambar penampang hasil inversi pada
Gambar 31, 34, dan 35 merupakan arbitary line yang dibuat setelah inversi.
Perbedaan harga IA kita dapatkan karena adanya kontras densitas maupun
kecepatan gelombang seismik yang selanjutnya diinterpretasikan sebagai kontras
litologi.
Hasil dari inversi berupa sebaran absolute impedance dimana zona anomali
berada pada nilai impedance rendah (21042 ft/s*gr/cc -31468 ft/sc*gr/cc), pada
kedalaman sekitar 1050 ms seperti yang terlihat pada gambar 30. Tanda panah
putih menunjukan impedance rendah yang mengindikasikan reservoar target/
channelsand pada 1050-1100 ms.
Pada Gambar 30 juga terlihat semua sumur, dimana warna yang terlihat pada
masing-masing sumur merupakan log impedansi akustik masing-masing yang
telah difilter dengan 0/0-50/60 Hz, dan warna tersebut hampir keseluruhannya
sesuai dengan warna impedance absolute hasil inversi. Hal ini juga merupakan
salah satu quality control yang dilakukan untuk mengetahui bahwa hasil inversi
telah sesuai dengan data sumur. Dan dari gambar terlihat hasil absolute
59
Kemudian dilakukan slicing terhadap penampang impedance absolute dibawah
10, 15,20, dan 25 ms dari horizon tch. Hasil dari slice data tersebut merupakan
peta sebaran zona reservoar target, dimana channel target berada pada nilai
impedance rendah. Data impedance absolute rendah sebagai penanda reservoar
target, hanya valid pada sekitar data yang terdapat sumur.
Line-line yang jauh dari kontrol sumur, tetapi memiliki impedance yang rendah
pula, belum dapat dipastikan apakah dilokasi tersebut juga merupakan zona
sebaran channel, karena tidak ada kontrol sumur pada zona tersebut, seperti yang
terlihat pada gambar slice data. Slice data dibuat dengan window di bawah
horizon tch, 10-15 ms dibawah horizon (Gambar 31) dan 20-25 ms dibawah
horizon (Gambar 32). Zona dengan nilai impedance rendah, merupakan refleksi
sebaran channel ditunjukkan warna putih hingga oranye.
Dari data slice AI, sebaran channel sand dengan anomali impedance rendah
berada pada kisaran sumur Febri1, Febri3, Febri4, dan Febri6. Sedangkan pada
area sekitar sumur Febri2 dan Febri5, menunjukkan nilai impedance yang sedikit
60
61
62
Untuk quality control hasil inversi selanjutnya, dilihat dari penampang impedance
relative yang di overlay seismic.
Penampang impedance relative di dapat dari penampang impedance absolute hasil
output inversi, dan difilter bandpass dengan range frekuensi seismik. Pada
penilitian ini digunakan bandpass 5/10-60/80 Hz untuk memfilter absolute
impedance menjadi relative impedance.
Pada Gambar 33 terlihat sebaran impedance relative, dimana anomali channel
target berada pada impedance negatif, pada time mulai dari 1050 hingga 1100 ms
dengan warna putih hingga oranye.
Dan pada Gambar 34 relative impedance yang di-overlay data seismik input
terlihat relative impendace akan mengikuti batas sequen seismik input dan
menunjukkan kontras perubahan litologinya. Hal ini menandakan bahwa hasil
65
5.3. Konversi Porositas
Karena Acoustic Impedance merupakan hasil perkalian Velocity primer (Vp)
dengan densitas (persamaan 6 halaman 16), dan densitas itu sendiri dapat
dinyatakan dengan :
dimana ρsat adalah densitas bulk batuan (tersaturasi penuh), ρm adalah densitas
matriks, ф adalah porositas batuan, Sw adalah water saturation, ρw adalah
densitas air (mendekati 1 g/cm3), dan ρhc adalah densitas hidrokarbon, maka
akan terdapat hubungan antara AI dan porositas. Ketika suatu zona menunjukan
nilai Impedansi Akustik rendah, maka zona tersebut memiliki porositas yang
tinggi.
Konversi porositas dilakukan dengan multi atribute dengan menggunakan input
seismik poststack data dan seismik hasil inversi. Gambar 35 menunjukkan
attribute yang digunakan pada konversi integrate, instaneneous phase, amplitude
weighted frequency, derivative instaneous amplitude, 1/inverted, integrated
absoute amplitude, dan fulter 35/40-45/50), dan error plot-nya.
Dari data error plot dapat terlihat bahwa validation error naik pada attribute ke 7.
Hal ini menunjukan bahwa attribute yang cocok diterapkan pada data adalah
66
Gambar 35. Attribute yang digunakan untuk konversi dan error plot
Gambar 36 menunjukkan hasil konversi porositas dari multi atttribute, dimana
jika pada hasil inversi (Impedance absolute) merupakan zona low impedance,
maka akan memiliki porositas tinggi pada data hasil keluaran konversi porosity.
Hal ini sesuai dengan teori dasar, dimana porositas akan terbalik dengan nilai
impedance-nya. Pada area sekitar sumur Febri2 dan Febri5 terlihat distribusi
porositas kurang baik dibanding dengan 4 sumur lainnya, yaitu Febri1, Febri3,
Febri4, dan Febri6 yang memiliki distribusi lateral lebih baik, mencapai nilai
porositas maksimum sekitar 18% ditunjukkan dengan warna oranye hingga
kuning. Data slice porositas berkebalikan dengan hasil slice impedance absolute,
dimana lokasi yang terpetakan memiliki impedance rendah, akan terpetakan
sebagai porositas yang tinggi (Gambar 37 dan Gambar 38 ). Tetapi tidak pada
semua zona yang terpetakan memiliki impedance rendah akan terpetakan sebagai
zona porositas tinggi. Karena tidak semua zona yang memiliki anomali impedance
rendah memang memiliki porositas baik. Untuk itu, konversi porositas dilakukan
untuk mengetahui distribusi lateral porosity dan mengeliminir zona anomali low
68
69
