INTERPRETA
INTERPRETASI KUALITATIF ATRIBUT SI KUALITATIF ATRIBUT DAN INVERSI SEISMIK DAN INVERSI SEISMIK UNTUK ANALISA POTENSIUNTUK ANALISA POTENSI HIDROKARBON PADA LAPANGAN F3
HIDROKARBON PADA LAPANGAN F3
Nomensen Sitorus 3713100020, Fadlillah Nur R 3713100022, Adib Banuboro
Nomensen Sitorus 3713100020, Fadlillah Nur R 3713100022, Adib Banuboro 37131000243713100024 Albert Leonardo S 3713100025
Albert Leonardo S 3713100025
Jurusan Teknik Geofisika, Fakultas Teknik Sipil dan Perencanaan, ITS Jurusan Teknik Geofisika, Fakultas Teknik Sipil dan Perencanaan, ITS
Dosen Pengampu: Firman Syaifuddin, MT Dosen Pengampu: Firman Syaifuddin, MT Mata Kuliah: Interpretasi Data Seismik Mata Kuliah: Interpretasi Data Seismik
Abstrak Abstrak
Lapangan F3 terletak di sebelah selatan dari Laut Utara Belanda yang mempunyai potensi Lapangan F3 terletak di sebelah selatan dari Laut Utara Belanda yang mempunyai potensi hidrokarbon. Pada studi ini
hidrokarbon. Pada studi ini kami menganalisis dan menginterpretasi atribut seismik sebagaikami menganalisis dan menginterpretasi atribut seismik sebagai DirectDirect Hydrocarbon Indicator
Hydrocarbon Indicator (DHI) di lapangan F3. Atribut yang kami gunakan merupakan atribut (DHI) di lapangan F3. Atribut yang kami gunakan merupakan atribut sebagai identifikasi amplitude brightspot. Atribut yang kami gunakan antara lain
sebagai identifikasi amplitude brightspot. Atribut yang kami gunakan antara lain RMS averageRMS average,, raw amplitude
raw amplitude,, instantaneous phase, varianceinstantaneous phase, variance, dan, dan amplitude envelopeamplitude envelope. Zona yang kami anggap. Zona yang kami anggap interest adalah zona dengan horizon
interest adalah zona dengan horizon FS8 sampai dengan MFS4. Atribut yang kami FS8 sampai dengan MFS4. Atribut yang kami gunakan akangunakan akan sangat berguna untuk mengidentifikasi reservoir sebagai DHI pada lapangan F3.
sangat berguna untuk mengidentifikasi reservoir sebagai DHI pada lapangan F3.
Keywords
Keywords: Lapangan F3, Atribut Seismik, Potensi Hidrokarbon: Lapangan F3, Atribut Seismik, Potensi Hidrokarbon
1.
1. PENDAHULUANPENDAHULUAN
Lapangan F3 adalah sebuah blok di sektor Lapangan F3 adalah sebuah blok di sektor Laut Utara bagian selatan Belanda. Pada Laut Utara bagian selatan Belanda. Pada lapangan ini telah dilakukan akuisisi seismic lapangan ini telah dilakukan akuisisi seismic 3D untuk eksplorasi minyak dan gas yang 3D untuk eksplorasi minyak dan gas yang terbentuk antara zaman Jurassic sampai terbentuk antara zaman Jurassic sampai Cretaceous. Pada penelitian ini digunakan Cretaceous. Pada penelitian ini digunakan atribut seismic antara lain
atribut seismic antara lain RMS averageRMS average,, rawraw amplitude
amplitude,, instantaneous phase, varianceinstantaneous phase, variance,, dan
dan amplitude envelopeamplitude envelope. Sehingga dengan. Sehingga dengan atribut seismic tersebut dapat membantu atribut seismic tersebut dapat membantu dalam memetakan distribusi reservoar pada dalam memetakan distribusi reservoar pada lapangan F3.
lapangan F3.
Gambar 1.1. Lokasi sumur F3
Gambar 1.1. Lokasi sumur F3 di Laut Utaradi Laut Utara bagian selatan Belanda
bagian selatan Belanda
Gambar 1.2. Peta area studi Lapangan F3 Gambar 1.2. Peta area studi Lapangan F3
2. TEORI
2.1. Geological Setting Laut Utara Bagian Selatan Belanda
Cekungan sedimen di Southern North Sea dapat dilihat sebagai sebuah cekungan yang didominasi oleh rifting dari zaman Mesozoic dengan fase post-rift sag Kenozoikum. Rifting sudah dimulai pada zaman Trias, dan memuncak dalam zaman Jurassic dan zaman Kapur Awal dengan berbagai fase tektonik ekstensional Kimmerian yang berkaitan dengan terbentuknya Samudra Atlantik. Rifting aktif yang terjadi diikuti oleh fase post-rift sag dari zaman Kapur Akhir sampai saat ini, yang sebagian besar ditandai dengan ketenangan tektonik dan penurunan dari cekungan, dengan pengecualian beberapa pergerakan kompresial tektonik selama era Kapur Akhir dan Tersier. Selama fase post-rift, sebagian besar cekungan mengakumulasi lapisan tebal sedimen dalam bagian yang sangat besar.
Dalam cekungan sedimen ini batuan sumber hidrokarbon yang paling menonjol adalah Westphalian c oalbeds untuk gas, dan serpih Lower Jurassic Posidonia untuk minyak. Dorongan terakhir tektonik regional yang signifikan terjadi selama Mid-Miosen, sehingga membentuk ketidakselarasan Mid-Miosen. Permukaan ini sekarang terkubur di kedalaman yang berkisar dari sekitar 1000 - 1500 m.
Gambar 2.1. Gambaran umum dari unsur-unsur tektonik Belanda Utara
Gambar 2.2. Generalized geologi lintas-bagian di Laut Utara Inggris
Gambar 2.3. Schematic diagram of the 4 sequences with key lithostratigraphic units of the northern Dutch offshore
Perkembangan North Sea bagian Selatan dimulai dari jaman Silurian (‘Caledonian Unconformity’), 420-410 juta tahun yang lalu, Late Carboniferous (‘Variscan Unconformity’) sekitar 300-290 juta tahun yang lalu, kemudian Late Jurassic (‘Cimmerian Unconformity’) sekitar 160-140 juta tahun yang lalu, Late Cretaceous sekitar 97-66 juta tahun yang lalu dan beberapa waktu selama the mid-Cenozoic (Cameron et al.1992).
3. METODOLOGI PENELITIAN
Dalam interpretasi ini digunakan data yang di download melalui website opendtect sumur F3 Belanda. Kemudian di olah menggunakan software HRS 8 dan Petrel 2014 untuk mendapatkan Depth Structure Map untuk menganalisa potensi HC di lapangan F3. Dilakukan inversi Maksimum Sparse Spike terlebih dahulu.
Gambar 3.1. Alur ker a enelitian sumur F3
4. DATA DAN PEMBAHASAN 4.1 Well Tie
Well seismic tie adalah proses yang sangat penting dalam pengolahan data seismic untuk menentukan potensi HC pada suatu daerah. Domain sumur yang berupa kedalaman dirubah dlam waktu sehingga dapat diketahui posisi pada data seismic. Untuk mengubah domain kedalaman menjadi domain waktu dengan menggunakan koreksi checkshot yang dilakukan di Strata HRS. Ketika data sumur diubah domain kedalaman menjadi domain waktu diperlukan data seismik sintetik. Seismik sintetik ditunjukkan oleh gambar 4.1.
Gambar 4.1. Seismik Sintetik F3
Kemudian dilakukan scan data untuk mendapatkan phase shift sebelum proses welltie dimulai. Dengan cara rotasi di tiap sumur dan diambil rata-ratanya. Pada sumur F02-1 didapatkan -35, sumur F03-2 didapatkan 152, sumur F034 didapatkan -162 dan sumur F06-1 didapatkan -157. Dalam penelitian ini didapatkan phase shift sebesar 50. Angka tersebut kemudian dimasukkan dalam seismik sintetik dengan memilih menu bar Process, kemudian Utility dan pilih phase shift sehingga tampilan seperti gambar di bawah ini.
Gambar 4.2. Phase shift 50
Pada menu E-log HRS, dilakukan korelasi data sumur dengan masing masing sumur mendapatkan nilai korelasi yang ditunjukkan oleh tabel 4.1. Dimana apabila nilai korelasi mendekati 1, maka data seismik mendekati keadaan sebenarnya. Namun dengan nilai korelasi >0,5 data seismik sudah relative bagus. Seperti ditunjukkan pada gambar dibawah ini.
Digunakan wavelet tipe bandpass dengan pilih Wavelet lalu New Bandpass Wavelet Menu. Dimasukkan low cut senilai 5, dan low pass senilai 20, high pass senilai 70, high cut senilai 85. Dimasukkan nilai wavelength 81 ms.
Tabel 4.1. Korelasi Sumur F3
Sumur Korelasi
F02-01 0,411
F03-02 0,498
F03-04 0,530
(a) (b)
(c) (d)
Setelah well tie sumur yang diolah menggunakan HRS, kemudian di masukkan data sumur ke dalam software Petrel untuk didapatkan Depth Structure Map.
(e) (f)
Gambar 4.4. Tampilan data sumur F3 di software HRS. (a) sumur F02-1, (b) sumur F03-2, (c) sumur F03-4, (d) sumur F06-1 setelah dilakukan checkshot dan well tie. Sebelum dilakukan korelasi di koreksi checkshot dan
di masukkan phase shift untuk well tie. (e) proses koreksi checkshot dipilih tipe interpolasi Spline.
4.2 Picking Horizon
Picking horizon dilakukan dengan HRS. Pada data sintetik terdapat 7 horizon namun pada sintetik data dipilih horizon yang masuk target menurut kelompok kami. Horizon dipilih rentang FS8 sampai dengan MFS4. Karena dilihat dari nilai gamma ray, porositas, dan P impedance menunjukkan karakter reservoir yang baik.
4.3 Atribut Seismik 4.3.1 RMS Average
Digunakan untuk meratakan nilai atribut yang digunakan. Misal digunakan atribut amplitudo bararti merata-ratakan nilai amplitudo di sebaran zona.
4.3.2 Raw Amplitude
Dalam gelombang seismik, amplitudo menggambarkan jumlah energi dalam domain waktu. Atribut amplitudo yang digunakan dalam penelitian ini adalah adalah amplitudo rms. Amplitudo rms merupakan akar dari jumlah energi dalam domain waktu. Berikut ini adalah hasil Raw Amplitude pada daerah target (FS8 – MFS4).
4.3.3 Instantaneous Phase
Instantaneous phase: fase yang diekstrak sepanjang sand horizon untuk menentukan ketidakmenerusan atau patahan dengan
menentukan batas aliran reservoar. Berikut ini adalah hasil dari instantaneous phase dengan RMS Average pada FS8 – MFS 4. Digunakan untuk identifikasi patahan pada Xline 775.
Gambar 4.6. Hasil Instantaneous Phase menggunakan HRS 8
Gambar 4.7. Hasil Instantaneous Phase menggunakan Petrel 2014
4.3.4 Amplitude Envelope
Envelope merepresentasikan total energi sesaat (instantaneous), nilai ampitudonya bervariasi antara nol sampai amplitude maksimum tras seismik. Envelope berhubungan langsung dengan kontras impedansi akustik yang bermanfaat untuk melihat kontras impedansi akustik, bright spot, akumulasi gas, batas sekuen, efek ketebalan tuning, ketidakselarasan, perubahan lithologi, perubahan lingkungan pengendapan, sesar, porositas, dan lain lain.
4.4 Log Analysis
Pada gambar 4.1. merupakan gambar crossplot hubungan antara porositas dan P impedance dengan data berdasarkan gamma ray dari sumur F03-2. Dan gambar 4.2. adalah gambar crossplot hubungan antara porositas dan P impedance dari sumur F02-1. Untuk sumur F03-4 dan sumur F06-1 hasil crossplotnya tidak terbaca karena persebaran
tidak terlihat. Dari crossplot tersebut didapatkan titik-titik persebaran nilai dari porositas dan p-impedance. Warna hijau menunjukkan nilai Gamma Ray yang semakin kecil sementara warna ungu nilai GR yang semakin besar. Tujuan dilakukannya crossplot ini adalah untuk mendapatkan determinasi kandungan shale pada setiap lapisan.
Gambar 4.9. Crossplot Porositas Vs P Impedance sumur F03-2
Gambar 4.10. Crossplot Porositas Vs P Impedance sumur F02-1
4.5. Inversi Analysis
4.5.1 Post Stack Inversion Analysis
Dalam hal ini, model yang muncul merupakan hasil dari ke empat sumur, pada pembuatan Build Strata model sumber amplitudo data merupakan data dari well logs, data yang digunakan diantaranya
p-wave, density dan p-impedance dengan high cut frequency 10/15Hz. Lihat gambar 4.11.
Pada analisa inversi ini, p-impedance yang digunakan merupakan hasil dari build model yang telah dibuat, dengan processing time 4 – 1848, dengan processing sample rate 4 ms. Untuk analisa nya sendiri dapat dilihat nilai korelasi untuk setiap well. Pada
kasus ini, nilai korelasi yang didapatkan sekitar 0,9 dimana terdapat kecocokan dengan top yang sudah dimarker. Setelah itu dapat dilakukan inversi. Inversi dilakukan pada horison target sekitar FS8 – MFS4 dengan nilai amplitudo yang konstan. Number of spike : 462, dengan spike
detection threshold 10%. Nilai Maximum Impedance Change yang digunakan adalah single value dengan iterasi sebanyak 5 kali. Inversi dilakukan dengan tipe single-trace. Untuk nilai P Impedance pada daerah target sekitar 4500 (m/s)*(g/cc).
Gambar 4.11. Maximum likelihood sparse spike
4.5.2 Maximum Sparse Spike Inversion
4.6 Depth Structure Map
Konversi kedalaman adalah salah satu tahap yang penting dalam melakukan interpretasi. Karena tanpa melakukan konversi ini maka tidak akan dapat memetakan kontur struktur berdasarkan kedalaman. Untuk memperoleh gambaran mengenai bawah permukaan, diperlukan peta struktur kedalaman. Untuk membuat peta struktur kedalaman adalah dengan membuat peta struktur waktu. Pembuatan peta struktur waktu dilakukan dengan mengekstrapolasi hasil dari penarikan horizon dan patahan (seismic picking).
Peta struktur kedalaman dibuat dengan perkalian antara peta struktur waktu dengan peta kecepatan interval. Pembuatan peta kecepatan interval dilakukan dengan menganalisa kecepatan terlebih dahulu.
Peta kecepatan interval yang telah dihasilkan dari ekstrapolasi tersebut dikalikan dengan peta struktur waktu sehingga menghasilkan peta struktur kedalaman. Untuk melihat seberapa akurat peta struktur kedalaman yang telah dihasilkan, dilakukanlah analisis residu yang mununjukan selisih kedalaman batas-batas formasi pada sumur dengan kedalaman batas-batas formasi pada peta kontur struktur kedalaman. Berdasarkan hasil analisis ini diperoleh selisih rata-rata antara batas-batas formasi pada sumur dengan batas-batas formasi pada peta struktur kedalaman. Apabila memiliki selisih kedalaman yang cukup berarti, maka seharusnya dilakukan pengurangan atau penambahan ketinggian datum pada peta struktur kedalaman sesuai dengan selisih yang diperoleh.
Peta struktur kedalaman diperoleh dari perhitungan data time structure map.Peta ini menghitung kedalaman struktur dari data di picking horizon.Metode yang digunakan adalah perhitungan dengan pendekatan rumus persamaan garis lurus yang digunakan pada perangkat lunak petrel.Perlapisan yang dianalisa dilakukan pada formasi FS6,FS7,FS8,MFS4,Top Forsets,dan Truncantion.Hal ini dilakukan karena ingin melihat pengaruh struktur di sekitar daerah prospek yang telah ditentukan dengan data sumur pada rentang horizon FS8 hingga MFS4.Nilai biru hingga ungu menunjukkan semakin tinggi sebuah struktur sedangkan nilai biru hingga oranye menunjukkan nilai yang rendah.Hasil depth structure map akan menunjukkan daerah yang memiliki tinggian dan rendahan sehingga dapat di interpretasikan pada setiap lapisan ditunjukkan pada gambar dibawah ini.
4.7. Direct HC Indicator
Direct Hidrocarbon Indicator digunakan untuk mengetahui indikasi keberadaan fluida hidrokarbon secara kualitatif.Salah satu metode yang digunakan yaitu bekerja berdasarkan kenampakan amplitudo pada data seismik. Salah satu Cara yang digunakan adalah dengan menggunakan atribute seismik jenis RMS Amplitude (Road Mean Square).Dimana lapisan yang memiliki densitas besar karena ruang pori pada reservoir terisi oleh fluida hidrokarbon akan menunjukkan anomali nilai
amplitudo yang tinggi dan memberikan efek fenomena seismik brightspot (Brown,2002).Atribut ini akan memberikan kenampakan Bright Spot atau Dim Spot pada data seismik.Bright Spot menunjukkan nilai amplitudo yang tinggi sedangkan Dim Spot menunjukkan adanya nilai amplitudo yang rendah.Keberadaan hidrokarbon berasosiasi dengan kenaikan nilai amplitudo (Tangkalalo,1999).
Untuk analisa direct hidrocarbon indicator digunakan penampang seismik pada area inline data seismik.Rentang yang digunakan disesuaikan dengan lokasi sumur yaitu pada. No Sumur Inline 1 F02-1 362 2 F03-2 722 3 F03-4 442 4 F06-1 244
Daerah prospek yang digunakan pada dalam analisa telah ditentukan berdasarkan analisa data sumur untuk target zona reservoir,yaitu dalam rentang sekitar 800 ms – 1043 ms.Jika di lihat berdasarkan formasi ,daerah yang menjadi zona prospek terletak antara top formasi FS8 hingga MFS4.Top formasi FS8 ditandai dengan garis putus putus berwarna hijau muda sedangkan top formasi MFS4 ditandai dengan garis putus berwarna oranye.Berikut merupakan hasil kenampakan amplitudo RMS pada setiap inline seismik yang terdapat sumur
Inline – 332 | Sumur F02-1
Pada lintasan ini , indikasi hidrokarbon terletak pada xline 700 – 930 pada FS8 dan 939 – 1097 antara FS8 hingga MFS4 yang menunjukkan adanya kecerahan kontras pada data seismik yang di indikasikan adanya hidrokarbon.
Inline 442 – | Sumur F03-2
Pada lintasan ini , indikasi hidrokarbon terletak pada xline 859 – 939 yang menunjukkan adanya kecerahan kontras pada data seismik yang di indikasikan adanya hidrokarbon pada lapisan top FS8 .
Inline 442 – | Sumur F03-2
Pada lintasan ini , indikasi hidrokarbon terletak pada xline 700 – 859 di top formasi FS8 , pada xline 1099 ,dan pada rentang 779 – 1019 diantara formasi FS8 – MFS4 yang menunjukkan adanya kecerahan kontras bright spot pada data seismik yang di indikasikan adanya hidrokarbon.
Inline – 244 | F06-1
Pada lintasan ini , indikasi hidrokarbon terletak pada xline 859 – 1099,Xline 630 – 700 di top FS8,dan Xline 1099 – 1179 diantara formasi FS8 hingga MFS4 yang menunjukkan adanya kecerahan kontras pada data seismik yang di indikasikan adanya hidrokarbon.
DAFTAR PUSTAKA
Brown. Seismic Attributes for Reservoir Characterization. USA: Society of Exploration Geophysicists, 2002
Harsono, Adi, 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Edisi revisi-8 mei 1997, Schlumberger Oil Services.
Magoon, L.B, & Dow, W.G, 1995, The Petroleum System from Source to Trap, American Association of Petroleum 98 Geologists and Society of Economic Paleontologists and Mineralogists, vol. 4.
Pulunggono, A., & Martodjojo, S, 1994. Perubahan Tektonik Paleogen Neogen Merupakan Peristiwa Tektonik terpenting di Jawa. Procceeding Geologi dan Geotektonik Pulau Jawa Sejak Akhir Mesozoik Hingga Kuarter, Teknik Geologi UGM, Yogyakarta.
Sukmono. S., 1999. Interpretasi Seismik Refleksi, Bandung: ITB
Sukmono, S., 2007. Post and Pre Stack Seismic Inversion for Hydrocarbon Reservoar Characterization, Bandung: ITB
Tangkalalo, D. dan W. Hindadari. 1999. Aplikasi Data Seismik 3D Untuk Reassement Lapangan Minyak Tua Studi Kasus Struktur Rantau, Jakarta. Prosiding Lomba Karya Tulis. Direktorat Eksplorasi dan Produksi. Pertamina. hal 81 – 85.
