BAB IV
DATA DAN PENGOLAHAN DATA
4.1 Data
4.1.1 Data Seismik
Penelitian ini menggunakan data seismik Pre Stack Time Migration (PSTM) CDP Gather 3D. Penelitian dibatasi dari inline 870 sampai 1050, crossline 400-650 dan pada CDP 0 - 45431. Data seismik ini diakuisisi pada tahun 2002 dan diproses sampai tahun 2003. Data seismik ini telah melalui proses-proses penghilangan noise (filter) serta NMO (Normal Move Out) sehingga dianggap memiliki kualitas yang baik untuk diproses dan diinterpretasi lebih lanjut.
4.1.2 Data Sumur
Sumur yang digunakan dalam penelitian ini sebanyak 8 buah yang merupakan sumur produksi minyak, dan dua sumur injektor miring. Sumur – sumur tersebut dipilih penulis berdasarkan kelengkapan data log dan checkshotnya guna mendapatkan hasil yang optimal. 7 Sumur yang digunakan dalam pengolahan data yaitu sumur ES-185, ES-191, ES-188, ES-76, ES-124, ES-73 dan ES-203 (injektor). Sedangkan sumur ES-211 digunakan untuk validasi hasil inversi (blind well test). Masing-masing sumur memiliki data log dan checkshot, sedangkan data core hanya terdapat pada beberapa sumur.
4.1.2.1 Data Log
Data log yang tersedia dari masing-masing sumur cukup lengkap, sehingga diharapkan nantinya dapat mendukung penelitian ini. Log tersebut sebagai berikut :
JENIS SUMUR
LOG ES-124 ES-185 ES-188 ES-191 ES-203 ES-73 ES-76 ES-211
Caliper ¥ x ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ Gamma Ray ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ NPHI ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ RHOB ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ Vp ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ Vs ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ x x ¥ VpVs Ratio ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ x x ¥ Vshale ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ Resistivity ¥ x ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ Permeability ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ x x ¥ Water Saturation ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ ¥ Porosity Effective ¥ ¥ x ¥ ¥ x x ¥ Keterangan ¥= Ada x= Tidak ada
Tabel 4.1 Kedelapan sumur beserta lognya yang digunakan dalam penelitian
Gambar 4.1 Basemap sumur yang digunakan dalam penelitian, sumur hitam bulat
adalah sumur produksi, sedangkan putih bulat bergaris adalah sumur injektor.
4.1.2.2 Data Core
Dari tujuh sumur dalam penelitian, yang memiliki data core ialah sumur
C pada formasi Bekasap. Data core digunakan untuk membantu analisis litologi dan facies, yang akan dikorelasikan sebarannya terhadap daerah penelitian.
4.1.2.3 Data Checkshot
Data checkshot digunakan untuk well seismik tie, mengkonversi kedalaman (sumur) ke domain waktu (seismik), dan mengkoreksi Sonic P. Kedelapan sumur dalam penelitian ini memiliki data checkshot.
4.1.3 Data Analisis Petrofisika
Data ini digunakan untuk analisis zona reservoar, litologi dan kandungan porositas, fluida, dan lainnya. Semua sumur ini memiliki data analisis petrofisika kecuali sumur ES-211. Data ini mendukung penelitian dalam analisis litologi, parameter fisika dan sebagai perbandingan dengan hasil inversi seismik nantinya dalam melihat kandungan minyak pada zona inversi.
4.2. Pengolahan Data
4.2.1 Perangkat Lunak
Pengolahan data pada penelitian ini dilakukan dengan menggunakan beberapa perangkat lunak, yaitu :
1. Openworks 2003 : Digunakan untuk melihat dan memilah database sumur-sumur yang terdapat di lapangan TERRA.
2. Hampson Russel CE8/R2
- Modul eLog : Digunakan untuk loading data sumur, editing log, pembuatan log baru, crossplot, well seismik tie dan analisis petrofisika.
- Modul AVO : Digunakan untuk loading data seismik PSTM, pengolahan super gather, angle gather, AVO analisis, AVO atribut hingga Rp-Rs stack.
- Modul STRATA : Digunakan untuk interpretasi horison, pembuatan inisial model, dan tahapan inversi.
- Modul View3D : Digunakan untuk visualisasi 3D dan interpretasi hasil inversi.
4.2.2. Pengolahan Data Sumur 4.2.2.1 Pemilahan data sumur
Sebelum melakukan pengolahan data sumur, penulis memilah sumur-sumur yang terdapat di area penelitian (dibatasi inline 870-1050 dan crossline 400-650) dengan menggunakan perangkat lunak Openworks. Dari 34 sumur yang terdapat di daerah penelitian ini, penulis memilih 8 sumur, karena memiliki data yang lengkap seperti, log sonic, density, porosity, dan checkshot serta data marker. Sumur ES-188, ES-191, ES-203, ES-185, dan ES-124 digunakan dalam proses inversi SI, sedangkan untuk proses inversi AI, penulis menggunakan ketujuh sumur karena semuanya memiliki log sonic P. Sumur ES-211 dipilih karena letaknya yang berjauhan dari sumur lain sehingga diharapkan dapat memvalidasi kualitas penyebaran hasil inversi.
4.2.2.2 Pemeriksaan dan editing log
Data-data yang telah dipilah kemudian diperiksa nilai dan satuannya masing-masing, seperti Kelly Bushing, koordinat sumur, dan nilai data tiap log. Lalu menghilangkan harga pembacaan pada interval yang tidak digunakan dalam analisis terutama interval harga yang tidak valid seperti yang terdapat pada log density, menunjukkan beberapa nilai negatif akibat adanya washout. Penulis juga melakukan konversi terhadap satuan log sonic menjadi meter/sekon.
4.2.2.3 Koreksi Log Sonic
Untuk mendapatkan nilai log sonic yang benar dan dipakai dalam proses well seismik tie kemudian, kemudian dilakukan koreksi checkshot, sehingga log sonic berada pada kedalaman dan waktu yang benar.
4.2.2.4 Pembuatan Log Turunan
Langkah yang dilakukan kemudian adalah pembuatan log turunan pada tiap-tiap sumur sehingga dapat dilakukan analisis crossplot antar log. Log-log yang diturunkan adalah Porositas (density), P Impedance (AI), S Impedance (SI), Vp/Vs,
Poisson’s Ratio, Lambda Rho (Ȝȡ), Mu Rho (ȝȡ), dan Lambda per Mu (Ȝ/ȝ).
4.2.2.5 Analisis Crossplot Log ( Justifikasi LMR )
Untuk menentukan parameter yang sensitif terhadap perubahan litologi maupun fluida pada sumur, dilakukanlah teknik crossplot antara 2 log dalam sistem kartesian sumbu koordinat x dan y. Dengan mengetahui korelasi antara dua parameter atau lebih maka dapat dikelompokkan zona-zona yang memiliki kesamaan karakter litologi/ fluida ditandai dengan kisaran nilai parameter tertentu. Berikut adalah crossplot yang dilakukan penulis :
1. P-Impedance vs Gamma Ray : Terjadi overlap nilai Akustik Impedansi (AI) sandstone dengan shale, namun AI yang tinggi dapat membedakan shale dengan tight sand.
2. S-Impedance vs Gamma Ray : Sama halnya dengan AI, nilai SI yang tinggi dapat membedakan tight sand dengan shale saja.
3. Gamma Ray vs Density : Memperlihatkan zona porous sand, tight sand dan shale dengan skala warna porositas.
Gamma Ray
P-Impedance
4. Lambda Rho vs Gamma Ray : Terlihat parameter Lambda Rho dapat memisahkan porous sand, shale, dan tight sand.
5. Mu Rho vs Gamma Ray : Nilai Mu Rho yang tinggi menunjukkan tight sand dan shale pada nilai Mu Rho yang rendah.
6. Lambda per Mu vs Gamma Ray : Dapat membedakan shale dengan oil sand. 7. SI vs Vp/Vs ratio: Crossplot ini dapat memisahkan shale dengan porous sand
dan mendapatkan wet trend.
8. Lambda per Mu vs Water Saturation : Memisahkan fluida air dengan hidrokarbon.
9. Lambda per Mu vs Resistivity : Memisahkan oil sand, dengan wet sand.
Gambar 4.2 Crossplot AI dengan Gamma Ray (GR) pada ketujuh sumur (ES-124,
ES-185, ES-188, ES-191, ES-203, ES-73 dan ES-76). AI dapat digunakan untuk mengidentifikasi tight sand tapi tidak bisa membedakan porous sand dengan shale. Cutoff GR dari PT.CPI untuk sand-shale di lapangan TERRA adalah 100 API .
Density
Gamma Ray Shear Impedance Gamma Ray
Gambar 4.3 Crossplot antara SI dengan Gamma Ray pada 5 sumur (124,
ES-185, ES-188, ES-191 dan ES-203). Sama seperti AI, SI dapat membedakan tight sand dengan shale namun belum dapat membedakan porous sand dengan shale.
Gambar 4.4 Crossplot Gamma Ray vs Density pada ketujuh sumur dengan skala
warna porositas. Crossplot ini dapat membedakan tight sand dan porous sand dengan cutoff densitas 2.35 gr/cc. Nilai densitas diatas cutoff adalah tight sand (kuning tua) dan nilai densitas dibawah cutoff adalah porous sand (kuning).
Tight Sand
Shale
Tight Sand
Porous Sand
Shale
Porous Sand
Mu Rho Gamma Ray
Gambar 4.5 Crossplot Lambda Rho vs Gamma Ray pada kelima sumur dengan
skala warna porositas. Lambda Rho dapat mengidentifikasi porous sand (zona kuning), shale (zona hijau) dan tight sand (zona kuning tua).
Gambar 4.6 Crossplot Mu Rho vs Gamma Ray pada kelima sumur dengan skala Lambda Rho Gamma Ray
Porous Sand
Porous Sand
Tight Sand
Shale
Tight Sand
Shale
Shear Impedance Vp/Vs
Gamma Ray
Lambda per Mu
Gambar 4.7 Crossplot Lambda per Mu dengan Gamma Ray pada kelima sumur
dengan skala warna Saturasi Air. Lambda per Mu bisa memisahkan zona oil sand (merah) dengan batuan non reservoar dengan cutoff Lambda per Mu adalah 1.
Gambar 4.8 Crossplot SI dengan Vp/Vs pada kelima sumur. Crossplot ini
memperlihatkan porous sand dengan zona merah memiliki nilai Vp/Vs < 1,75. Wet trend terlihat pada zona warna ungu.
Oil Sand
Wet Trend
Shale
Lambda per Mu Resisitivity
Water Saturation
Lambda per Mu
Gambar 4.9 Zona oil sand (merah) ditentukan dengan crossplot Lambda per Mu vs
Water Saturation (Sw) pada 5 sumur. Nilai Sw < 0.8 adalah reservoar sand (oil pay).
Gambar 4.10 Crossplot Lambda per Mu dengan resistivity pada 5 sumur. Zona oil
Oil Sand
Wet Sand
Oil Sand
50 4650 4700 4750 4800 4602.0 T5-B A1-T A1-B A2-T A2-BA3-T A3-B A4-T A4-B UB-T UB-B B-T B-B C1-T C1-B 4600 4650 4700 4750 4800 4850 4564.0 4859 0 T5-B A1-T A1-B A2-T A2-B A3-T A3-B A4-T A4-B UB-T UB-B B-T B-B C1-T C1-B
Gambar 4.11 Hasil Analisis Petrofisika dari PT.CPI pada sumur ES-76, ES-73, dan ES-124 (kiri ke kanan) dengan kotak hitam
menunjukkan zona minyak dengan cutoff Sw < 0.85 (warna biru muda) adalah oil pay.
ES-76 ES-73 ES-124 CUT OFF SW (0.85) OIL ZONE (BLACK)
51 4650 4700 4750 4800 4850 4900 4950 A1-T A2-T A4-T B-T C1-T C2-T D-T 4600 4650 4700 4750 4800 4850 4618 Open 4626 4629 Open 4634 4652 Open 4660 4665 Open 4672 4718 Open 4734 4820 Closed 4830 A1-T A2-T A3-T A4-T B-T C1-T 4900 4950 5000 5050 5100 5150 5200 5213 0 A1-T A2-T A3-T A4-T B-T C1-T C2-T
ES-185 ES-188 ES-203
Gambar 4.12 Hasil Analisis Petrofisika dari PT.CPI pada sumur ES-185, ES-188, dan ES-203 (kiri ke kanan) dengan kotak hitam
52
Gambar 4.13 Hasil Analisis Petrofisika dari PT.CPI pada sumur ES-191 menunjukkan zona
minyak dengan cutoff Sw < 0.85 (warna hijau) adalah oil pay. 4600 4650 4700 4750 4800 4850 4900 4950 4977.0 A1-T A3-T A4-T B-T C1-T C2-T OIL PAY (GREEN) OIL PAY
KEDALAMAN TIAP SUMUR YANG TERDAPAT OIL PAY (dalam feet) ES-124 ES-185 ES-188 ES-203 ES-73 ES-76 OIL 1 4582-4590 4682-4685 4618-4625 4910-4915 4617-4620 4639-4650 OIL 2 4646-4660 4689-4692 4629-4631 4940-4945 4678-4682 4666-4678 OIL 3 4718-4734 4694-4701 4653-4656 4977-4992 4762-4768 4680-4684 OIL 4 4794-4800 4773-4775 4670-4672 5057-5067 4802-4840 - OIL 5 - - 4718-4720 5140-5147 - - OIL 6 - - 4724-4734 5166-5170 - - OIL 7 - - 4819-4830 - - -
Tabel 4.2 Tabel yang memperlihatkan kedalaman pada 6 sumur (124, ES-185, ES-188, ES-203, ES-73 dan ES-76) yang merupakan zona minyak. Zona minyak pada tiap sumur ini diinterpretasi secara integrasi berdasarkan data log, core, dan well test. Umumnya zona minyak ditandai dengan rendahnya nilai Gamma Ray (<100 API), cross-over density (RHOB) dengan Neutron Porosity dan naiknya nilai resistivity, serta nilai Saturasi Air (Sw) < 0.8.
4.2.3 Resolusi Vertikal Seismik
Ketebalan minimum lapisan untuk dapat dibedakan oleh seismik terhadap lapisan lainnya disebut ketebalan tuning. Jika lapisan memiliki ketebalan dibawah ketebalan lapisan tuning maka akan terjadi penumpukan amplitudo gelombang. Jika tidak dikenali dapat mengakibatkan kesalahan interpretasi (pitfall).
Pada penelitian ini zona target adalah Formasi Bekasap yang terdiri dari reservoar A, B dan C. Penampang Rp dan Rs stack masing-masing memiliki spektrum frekuensi yang keduanya memiliki harga maksimum sekitar 20 Hz (lihat
gambar 4.21). Berdasarkan data depth-time table velocity dan data log sonik (Vp),
dapat diketahui kecepatan rata-rata perambatan gelombang pada zona target.
Jika kecepatan perambatan gelombang (V) dan frekuensi (f) diketahui maka panjang gelombang adalah hasil bagi V dengan f. Resolusi vertikal data seismik umumnya seperempat dari panjang gelombang.
Berdasarkan data marker dan composite log dari ketujuh sumur (124, ES-188, ES-185, ES-191, ES-203, ES-73 dan ES-76) ketebalan rata-rata Formasi Bekasap (Top A sampai Base C) adalah 295.78 feet. Kecepatan gelombang P rata-rata di zona ini pada ketujuh sumur adalah 3165.4 m/s, dengan asumsi frekuensi maximum adalah 20 Hz maka didapatkan panjang gelombang 158.3 meter. Sehingga resolusi vertikal seismik pada Formasi Bekasap adalah ¼ x 158.3 m = 39.56 m atau sekitar 130.6 feet. Sehingga zona target (Formasi Bekasap) masih berada dalam kisaran resolusi vertikal seismik dan terhindar dari pitfall tuning effect.
4.2.4 Pengolahan data seismik
Setelah melakukan pengolahan data sumur, kemudian pengolahan data seismik dilakukan sebagai berikut :
4.2.4.1 Loading data
Data seismik dalam bentuk CDP gather kemudian diload dengan mencocokan informasi data (sample rate, trace headers, inline, crossline byte location, tipe, dan skala koordinat) dari header dump.
Gambar 4.14 Data seismic CDP gathers yang telah difilter sebelumnya pada
crossline 504-508
4.2.4.2 Super Gather
Kemudian dilakukan proses Super Gather untuk meningkatkan perbandingan sinyal terhadap noise (S/N ratio).
