INTEGRASI SEISMIK INVERSI ACOUSTIC IMPEDANCE (AI) DAN ELASTIC IMPEDANCE (EI) UNTUK KARAKTERISASI RESERVOIR STUDI KASUS LAPANGAN MUON

(1)

INTEGRASI SEISMIK INVERSI ACOUSTIC IMPEDANCE (AI) DAN ELASTIC

IMPEDANCE (EI) UNTUK KARAKTERISASI RESERVOIR STUDI KASUS

LAPANGAN “MUON”

INTAN ANDRIANI PUTRI NRP 1110 100 062 PEMBIMBING

Prof. Dr. rer nat BAGUS JAYA SANTOSA, S.U. JURUSAN FISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER

(2)

Pendahuluan

Geologi Regional

Dasar Teori

Metodologi

Analisa dan Hasil

Kesimpulan

(3)

7/16/2014 Pendahuluan 3

Latar Belakang dan Tujuan

Kebutuhan sumber

energi (HC)

Pengembangan

Lapangan

Karakterisasi

reservoir

Inversi AI Lap. poros

Inversi EI Hidrokarbon

(4)

Latar Belakang dan Tujuan

+

=

Karakterisasi reservoir

Log (AI, EI, dll)

(5)

7/16/2014 Pendahuluan 5

Batasan Masalah

• Daerah penelitian merupakan

reservoir batu pasir Lapangan Muon blok A dan B,

formasi Air Benakat, sub-basin Jambi.

• Data seismik yang digunakan adalah

data seismik 3D

(Post Stack Time Migration dan CRP

gather)

dengan

asumsi processing telah dilakukan dengan benar

dan kualitas data

seismik dianggap sudah cukup baik untuk dilakukan proses lebih lanjut.

• Data sumur yang digunakan sebanyak

12 sumur

yang terdiri dari enam sumur vertikal dan

enam sumur horizontal.

• Inversi

AI

dan

EI

dilakukan dengan metode

Model-Based

.

(6)

Pendahuluan

Geologi Regional

Dasar Teori

Metodologi

Analisa dan Hasil

Kesimpulan

(7)

7/16/2014 Geologi Regional 7

Blok A

Blok B

Lokasi penelitian

(8)

Kerangka tektonik

(9)

7/16/2014 Geologi Regional 9

Blok Diagram Jambi

(10)

Formasi Target

Kronostratigrafi cekungan Sumatra Selatan

(11)

7/16/2014 Outline 11

Pendahuluan

Geologi Regional

Dasar Teori

Metodologi

Analisa dan Hasil

Kesimpulan

(12)

Gelombang Gelombang permukaan Gelombang badan Gelombang P (Vp) Gelombang S (Vs) V_p = kecepatan gelombang P Vs = kecepatan gelombang S µ = shear modulus k = bulk modulus ρ = densitas. (Dobrin, Milton B., 1957)

Gelombang

(13)

7/16/2014 Dasar Teori 13

θ

Acoustic Impedance (AI) dan Elastic Impedance (EI)

Aki-Richards (1980):

Connoly (1999):

p

V

AI

=

ρ

×

(14)

Inversi

Inversi Seismik

..Transformasi data seismik refleksi ke dalam sifat batuan secara kuantitatif dan

reservoir secara deskriptif .. (Pandrell, tanpa tahun)

(15)

7/16/2014 15

Prediksi Vs dari Vp

Dasar Teori

Dimana :

ρ = densitas μ = shear modulus φ = porositas S = saturasi K = bulk modulus

Subscript :

m = matrix w = water (air) hc = hidrokarbon sat = saturasi fl = fluida

Persamaan Biot-Gassmann:

Persamaan Modulus bulk Biot-Gassmann :

Gasssmann (1951) dan Biot (1956)

(16)

Pendahuluan

Geologi Regional

Dasar Teori

Metodologi

Analisa dan Hasil

Kesimpulan

(17)

7/16/2014 Metodologi 17

Data yang digunakan

Tipe Log _NRT-09 _NRT-11 NRT- Sumur 11ST NRT-12 NRT-12ST NRT-13 NRT-15 NRT-16 NRT-18 NRT-19 NRT-20 Caliper * * * * * * * * * * * Densitas * * * * * * * * * * * GR * * * * * * * * * * * NPHI * * * * * * * * * * * Vp * * * * * * * * * * * Vs - - - - - - - - - - -Sw * * * * * * * * * * * Resistivitas * * * * * * * * * * * V_clay * * * * * * * * * * *

Tabel data log di setiap sumur

Data seismik 3D

• Inline 1001-1480

• Xline 2101-2513

• Data Check Shoot (Sumur NRT_16)

• Mud log

• Velocity

(18)

Data yang digunakan

Blok A

NRT-09 550 NRT-11 0 NRT-11ST 0 NRT-12 600 NRT-12ST 350 NRT-13 75000 NRT-15 700

Blok B

NRT-16 640 NRT-18 885 NRT-19 35000 NRT-20 4100

Tabel Gas oil ratio (cft/barrel)

Data

TG_1 dan

_{TG_2}

TG_3

TG_4 dan

_{TG_5}

Pressure (Psi) 1850 1900 2000

Temperature (F) 200 200 220

Gas Gravity 0.67 0.77 0.88

Oil Gravity (API) 50 34.2 41.2

Salinity (ppm) 8000 8000 8000

(19)

7/16/2014 Metodologi 19

Data log Data log

Data seismik Wavelet

Data log

Data seismik Data seismikData log Crosplot log AI dan porositas Volume AI inversi

Inversi AI

Gather Gather

Velocity Angle StackLog EI Angle StackData log EI

Flowchart penelitian

Analisa

sensitivitas

Seismik

welltie

Model awal

Model Based

Inversi

Porositas

Prediksi

Far Angle stack

Super Gather

Angle gather

Near Angle

stack Model awal

Model awal Inversi Model Based Inversi Model Based Cross-plot Transformasi

(20)

Parameter wavelet: Wavelet statistik Taper length 20 ms Wavelet length 150 ms

Pembuatan wavelet dan seismic well-tie

Well

NRT-09 NRT-11 NRT-11ST NRT-12 NRT-12ST NRT-13 NRT-15 NRT-16 NRT-18 NRT-19 NRT-20

Koefisien

korelasi

0,636

0,708

0,827

0,522

0,547

0,562

0,555

0,838

0,539

0,519

0,782

(21)

7/16/2014 Integrasi Seismik Inversi AI dan EI ... 21

(a)

Spektrum frekuensi seismik Spektrum frekuensi Model(b)

Highcut 5/8 Hz

(22)

341,56 435,39 411,21 481,2 454,28 446,97 377,93 348,9 339,6 539,4 440,79 0,263 0,255 0,16 0,298 _0,219 0,188 0,154_0,143 0,212 0,206 0,209

Analisa Inversi AI

• Iterasi 15

• Filter log bandpass 0-0-60-75

• Model based hard constrain 20%

Error hasil inversi dengan log asli. Total error 429,046

Error trace seismik sintetik dengan seismik real. Total error 0,207 Analisa inversi sumur NRT-16

(23)

PREDIKSI KECEPATAN GELOMBANG-S

Data

TG_1 dan

_{TG_2}

TG_3

TG_4 dan

_{TG_5}

Pressure (Psi) 1850 1900 2000

Temperature

(F) 200 200 220 Gas Gravity 0.67 0.77 0.88

Oil Gravity (API) 50 34.2 41.2

Salinity (ppm) 8000 8000 8000

Blok A

SG-09 550 SG-11 0 SG-11ST 0 SG-12 600 SG-12ST 350 SG-13 75000 SG-15 700

Blok B

SG-16 640 SG-18 885 SG-19 35000 SG-20 4100

Gas oil ratio (cft/barrel)

Master log

dan log V

_clay

Properti matrix batuan

Properti fluida

(24)

Prediksi kecepatan gelombang-S

NRT-12 NRT-13

Densitas Vp

(25)

Pembuatan Super Gather

CRP Gather Super Gather

Rolling window size

Inline : 5

(26)

Penentuan Sudut optimal EI

23

0

₂₃

₀

₂₅

₀

22

0

23

0

(27)

Penentuan Sudut EI Near dan Far

14

0

₁₄

0 NRT-12 NRT-16 NRT-18 NTR-12

14

0

14

0

Near :

0

_-14

0

₍₇

0

₎

Far :

12

0

_-22

0

(17

0

₎

(28)

Pembuatan Model Awal EI Near

(a)

Spektrum frekuensi CDP stack near offset Spektrum frekuensi Model(b)

(29)

Analisa Inversi EI near

• Iterasi 15

• Filter log bandpass 0-0-60-75

• Model based hard constrain 20%

168,24 137,77 234,06 180,23 207,21 144,38 158,19 150,75 _123,55 224,26 249,92 0,161 _0,136 0,062 0,093 0,076 0,065 0,047 0,114 0,049 0,085 _0,102

(30)

Pembuatan Model Awal EI Far

(a)

Spektrum frekuensi CDP stack far offset Spektrum frekuensi Model(b)

(31)

Analisa Inversi EI far

• Iterasi 15

• Filter log bandpass 0-0-60-75

• Model based hard constrain 20%

173,56 141,77 212,93 184,83 213,45 132,76_164,76 139,5 122,45 223,78 266,25 0,17 0,158 0,035 0,105 0,115 0,064 0,082 0,119 0,062 0,142 0,103

(32)

Pendahuluan

Geologi Regional

Dasar Teori

Metodologi

Analisa dan Hasil

(33)

(34)

(35)

6750

Crossplot

AI (x)

dan

V

_clay

(y) NRT-09

(Blok A)

TG_1

(36)

(37)

7300

Crossplot

AI (x)

dan

V

_clay

(y) NRT-20

(Blok B)

7600

TG_2

(38)

Crossplot

AI (x)

dan

V

_clay

(y) NRT-20

(Blok B)

(39)

(40)

Lapisan TG_1

y = -0.0416922x + 49,0638

y = -0.0585353x + 62,9376

Lapisan TG_2

Lapisan TG_3

(41)

(42)

Contoh Analisa log EI lapisan TG_1

Crossplot EI near (x) dan Vclay (y) Crossplot EI far (x) dan Vclay (y)

(43)

Contoh Analisa log EI lapisan TG_2 dan TG_3

Crossplot EI near (x) dan Vclay (y) Crossplot EI far (x) dan Vclay (y)

(44)

(45)

7/16/2014 Integrasi Seismik Inversi AI dan EI ...

45 Penampang seismik A

NRT-15

NRT-12

(46)

Penampang seismik sintetik A

NRT-15

NRT-12

(47)

47 Error A

NRT-15

NRT-12

(48)

Hasil Inversi A

NRT-15

NRT-12

(49)

49 Porositas A

SG-15

SG-12

(50)

(51)

51 CDP Stack Near Angle B

NRT-13 NRT-09 NRT-19 NRT-20

(52)

CDP Stack Near Angle Sintetik B

NRT-13 NRT-09 NRT-19 NRT-20

(53)

53 Error CDP Stack Near Angle B

NRT-13 NRT-09 NRT-19 NRT-20

(54)

Hasil Inversi EI Near Angle B

NRT-13 NRT-09 NRT-19

NRT-20 NRT-11

(55)

(56)

(57)

57 CDP Stack Far Angle Sintetik C

(58)

(59)

59 Hasil Inversi EI Far Angle C

(60)

Slice Horizon TG_1

Blok A

(61)

(62)

(63)

(64)

Slice Horizon TG_2

Blok B

(65)

(66)

(67)

(68)

Slice Horizon TG_3

Blok B

(69)

(70)

(71)

(72)

Pendahuluan

Geologi Regional

Dasar Teori

Metodologi

Analisa dan Hasil

(73)

• Metode Acoustic Impedance dapat memisahkan lapisan sand pada formasi Air

Benakat horizon TG_1, TG_2 dan TG_3.

• Lapisan Sand memiliki nilai AI lebih tinggi dari lapisan Shale dengan cutoff :



TG_1 Blok A 6750 (m/s)(gr/cc)



TG_2 Blok B 7300 (m/s)(gr/cc)



TG_3 Blok B 7650 (m/s)(gr/cc)

• Terdapat beberapa zona penyebaran lapisan sand yang berpotensi mengandung

fluida pada lapisan TG_1, TG_2 dan TG_3 seperti diperlihatkan oleh slice hasil

inversi EI

(74)

• Perlu dilakukan prediksi gelombang-S menggunakan metode

Xu-White untuk pembanding

• Perlu dilakukan studi lebih lanjut untuk memetakan persebaran

litologi dan fluida seperti EEI dan LMR untuk lapisan yang tidak

dapat dipisahkan oleh metode AI.

• Perlu dilakukan prediksi porositas menggunakan Multi Atribut

dan Neural Network untuk mengatasi hubungan tidak linear

antara porositas dan AI

(75)

Terima Kasih

Depta – Lilis – Rida – Ibad – Eka – Winda – Sando – Okok- Thariq – Iqbal – Khoiri – Satya – Arga – Muliadi – Deby – Hasim - Pepi

Agi Robby

Fajri

Tara

Dica

Geofisika – Fisika ITS – EMP Gelam

Pak Firman

Pak Aziz

Bu Yunike

TA Khusus EMP 2014

Pak Bagus

Pak Eko

Pak Bintoro

Lab Geofisika

Cosmic 2010

Family

Ferdinand

Gerry

K’Ipi

K’Niken

AnYog

Kop aj a Busw ay Se ve l K uni ng an Kant in B 2 Ba kr ie T ow er Mbak Indah Bang Sam sul Mbak Elok