Estimasi Porositas pada Reservoir KarbonatMenggunakan Multi Atribut Seismik

(1)

35

Estimasi Porositas pada Reservoir KarbonatMenggunakan Multi Atribut Seismik

Bambang Hari Mei

1)

, Eka Husni Hayati

1) 1)

Program Studi Geofisika, Jurusan Fisika FMIPA Unhas

bambang_harimei2004@yahoo.com

Sari

Telah dilakukan pemetaan porositas pada lapisan reservoir karbonat yang berada pada formasi tuban menggunakan metode inversi seismik berbasiskan model pada data seismic 3D. Dari hasil inversi yang dilakukan diperoleh nilai impedansi akustik antara 17000-5000 (ft.g/s.cc) dengan nilai porositas antara 10-17 % dimana daerah yang memiliki porositas antara 16-17 % termasuk dalam skala porositas yang baik yang memungkinkan dilakukan pengembangan sumur pada daerah tersebut.

Kata kunci : reservoir karbonat, porositas, inverse seismic berbasis model

Abstract

Experimentally porosity mapping at carbonate reservoir layer of Tuban formation using seismic inversion modeled based on 3D data seismic have been done. From this inversion method yielding acoustic impedance value between 17000-5000 (ft.g/s.cc) and its porosity value between 10-17 % where the area with porosity between 16-17 % belonging into good porosity scale that enable to do well development at that area.

Keyword: carbonate reservoir, porosity, seismic inversion modeled based

Pendahuluan

Atribut seismik merupakan suatu transformasi matematis dari data jejak seismik yang mempresentasikan besaran waktu, amplitudo, fase, frekuensidan atenuasi. Hal ini digunakan dalam memprediksi nilai porositas log dan sebaran porositas (model), model yang dibangun adalah penampang pseudo seismik.

Data yang digunakan adalah data sekunder Data Seismik yang digunakan berupa data sekunder seismik 3D

post-stack memiliki 467 inline (6068 - 6535) dan 408 xline

(12693 - 13101). Data tersebut terdapat 3 buah data sekunder sumur daerah penelitian yang digunakan pada penelitian ini, yaitu S-1, S-3 dan S-4.

Pengolahan Data

Dalam pengelohan data dibagi 3 tahapan, Tahap pertama Data Seismik 3D diektrasi dan dilakukan berulang-ulang hingga wavelet yang dihasilkan memiliki nilai korelasi lebih besar dari 60%.Ekstraksi wavelet dilakukan satu kali

untuk ketiga sumur. Wavelet diekstrak secara statik di sekitar daerah prospektif.

Hasil ekstraksi wavelet ini digunakan untuk seluruh volume data seismik, dengan masing-masing harga korelasi setiap sumur sebagai berikut:

 Pada sumur S-1 memiliki nilai korelasi sebesar

0,6648. Analisis window dilakukan pada kedalaman

(time depth) 1460 ms – 1728 ms yang merupakan

interval dari daerah prospek (area of interest).

 Sumur S-3 memiliki nilai korelasi sebesar 0,9673

pada kedalaman antara 1612 ms – 1684 ms. Untuk mendapatkan harga korelasi yang tinggi ini, pada saat pengikatan (tying), fase dari sintetik seismogram digeser sebesar –16 derajat.

 Sumur S-4 memiliki nilai korelasi 0,9370 dengan

pergeseran fasesebesar –30 derajat, analisis window dilakukan pada kedalaman (time depth) 1520 ms – 1640 ms.

Gambar 1. Well seismic tie S-1 dengan nilai korelasi

0.6648

(2)

36

0.9370

Pada sumur S-1 interval analisis cross plot dilakukan pada kedalaman 6375,94 – 7317,58 TVD ft yang merupakan interval zona target. Hasil cross plot log P-wave dan log densitas menunjukkan bahwa untuk zona nilai log densitas berkisar antara 2,23 g/cc – 2,68 g/cc seiring dengan nilai log P-wave yang cukup tinggi yaitu berkisar antara 50 μs/ft - 125 us/ft, pada cross section terlihat batuan karbonat berada pada kedalaman 6380 ft. Berdasarkan nilai cross

plot, batuan karbonat terdapat pada zona berwarna biru,

karena pada dasarnya karbonat memiliki nilai log P-wave dan log densitas yang relatif tinggi. Selain itu pada sumur S-1 dilakukan juga cross plot beberapa log yang lain seperti antara P-wave dan gamma ray, reservoir karbonat ditunjukkan pada zona berwarna hijau dengan densitas antara 50 μs/ft – 80 μs/ft dan gamma ray 40 API – 60 API.

Sedangkan zona yang berwarna kuning diidentifikasi sebagai batupasir karena memiliki nilai gamma ray yang rendah dibandingkan daerah disekitarnya, nilai gamma ray yang rendah pada batupasir diakibatkan oleh kompaksi batupasir yang tidak terlalu kuat sehingga pada saat pengendapan berlangsung, kandungan potasium pada batupasir berkurang seiring jalannya pengendapan. Begitu juga pada cross plot densitas dan gamma ray, serta P-wave dan neutron porositas. Dari hasil cros splot dapat diidentifikasi, bahwa secara umum untuk interval kedalaman ini, didominasi oleh batuan karbonat, dengan sedikit sisipan batupasir pada kedalaman 6500 ft –6530 ft.

Cross plot P-wave – densitas pada sumur S-3 terbagi

menjadi 2 zona, zona berwarna merah dengan kecepatan

P-wave 57 μs/ft - 92 μs/ft dan nilai densitas 1,8 g/cc –

2,66 g/cc diisi oleh batuan karbonat, sedangkan zona berwarna biru diisi oleh batu lempung. Untuk sumur S-3, interval analisis berada pada kedalaman 5973.87 TVD ft – 6583,49 TVD ft. Pada cross section dapat dilihat untuk kedua nilai tersebut mulai menurun pada kedalaman 6000 ft –6056 ft, sehingga dapat diperkirakan top reservoir karbonat berada pada interval kedalaman tersebut. Selain itu, dilakukan cross plot antara P-wave dan gamma ray.

Gambar 4. Cross Plot (a) dan Cross Section (b) antar

log-P-wave dan log densitas pada S-1

Gamabar 5. Cross Plot (a) dan Cross Section (b) antar

Pada interval kedalaman 5900 – 6060 TVD ft, nilai

P-wave dan densitas menurun, nilai yang makin rendah ini

kemungkinan diakibatkan karena pada interval kedalaman tersebut terjadi perubahan litologi, dari batuan yang sangat padat (tight) ke batuan yang tidak terlalu padat.

Untuk sumur S-4 analisis cross plot dilakukan pada interval kedalaman 6248,58 TVD ft – 6820,11 TVD ft. Cross plot antara log P-wave dan log densitas menghasilkan dua buah zona yaitu zona 1 (reservoir) ditandai dengan warna biru dengan nilai P-wave 70 μs/ft – 116 μs/ft dan nilai densitas 2,35 g/cc – 2.68 g/cc sedangkan untuk zona 2 yang

berwarna kuning merupakan non-reservoir dengan

kecepatan P-wave dan densitas yang rendah dibandingkan daerah sekitarnya, masing-masing 60 μs/ft – 80 μs/ft dan 2,20 g/cc – 2,40 g/cc. Nilai gamma ray yang rendah pada zona 2 terdapat pada interval kedalaman 6250 ft – 6280 ft dan didentifikasi sebagai batupasir sedangkan zona 1 merupakan batuan karbonat.

reservoir

Non-Reservoir reservoir

(3)

37

Gambar 5. Cross Plot (a) dan Cross Section (b) antar

Dari hasil cross plot ketiga sumur diperoleh nilai log rata-rata karbonat untuk setiap sumur sebagai berikut:

Interpretasi Data Seismik

Pada penelitian ini digunakan data seismik post-stak 3D untuk mengevaluasi atribut seismik untuk keperluan karakteristik reservoir pada daerah penelitian. Pada penampang inline 6321 (Gambar 4.8) dapat dilihat bentuk geometri dari daerah penelitian pada Formasi Tuban Karbonat yang terbentuk oleh perkembangan karbonat (reef

build up). Kenampakan-kenampakan onlap terbentuk dari

terminasi reflektor-reflektor kuat di sekitar tubuh batuan karbonat. Terminasi reflektor kuat ini menjadi batas kontak litologi antara tubuh batuan karbonat (reef) dengan batuan klastik disekitarnya.

Gambar 6. Penampang seismik inline 6321

Pada penampang fase sesaat inline 6375 (Gambar 6) memperlihatkan keberadaan anomalyflat spot yang berguna untuk mendeteksi OGC (oil gas contact) dan OWC (oil

water contact), seperti yang terlihat pada penampang fase

sesaat keberadaan OWC diperkirakan berada pada kedalaman 1770 ms. Atribut fase sesaat juga dapat menunjukkan diskontinuitas, tetapi tidak terlalu baik,

karena fase sesaat lebih bagus untuk melihat kontinuitas, serta dapat memberikan gambaran secara rinci tentang konfigurasi (susunan) lapisan.

Gambar 7. Penampang seismik Fase Sesaat pada inline

6375

Tampilan amplitude envelope yang terdapat pada inline 6346 menunjukkan adanya batas litologi antara reservoir dengan batuan disekitarnya. Hal ini sebagai indikasi dari adanya gas water contact (GWC) pada kedalaman 1660 ms, sekaligus mengidentifikasi adanya daerah terang(bright

spot) adanya bidang ketidakselarasan seperti patahan(fault).

Gambar 8. Penampang seismik Amplitudo Envelope pada

inline 6346

Gambar 8 memperlihatkan low frequency Frekuensi rendah ini ditafsirkan berasosiasi dengan reflektor-reflektor yang terletak tepat dibawah zona gas ataupun reservoir minyak. Tetapi untuk kasus reservoir karbonat, a.

Gambar 9. Penampang seismik Frekuensi Sesaat pada

inline 6375 Sumur Analisis Window (ft) Densitas (g/cc) P-wave (μs/ft) Gamma Ray (API) Neutron Porositas (fraction) S-1 6375,94-7317,58 2,2 – 2,97 50 – 130 30 –75 42 – 63 S-3 5973,87-6583,49 1,8 – 2,7 50 – 100 30 – 80 10 – 40 S-4 6248,58-6820,11 2,2 – 2,7 60 - 120 24 – 70 15 – 36

S

N

O

W

C

Brig ht Spot

N

S

Low Frequen cy

N

S

(4)

38

Analisis Multi-Atribut

Untuk mendapatkan penampang pseudoP-wave dengan menggunakan analisis multi-atribut, interval analisis dilakukan pada 1500 ms – 2100 ms yang merupakan prediksi interval dari zona target. Sedangkan analisis validasi tersebut dapat ditentukan untuk estimati nilai

P-wave dengan menggunakan analisis multi-atribut, digunakan 4 atribut yaitu waktu, frekuensi sesaat,

integrated absolute amplitude, dan amplitude weight frequency. Penggunaan 4 atribut ini menghasilkan nilai cross corelation 0.5833 dan avarage error 71,6612 (μs/ft).

Gambar 10. menunjukkan hasil interpolasi multi-atribut pada penampang seismik, dari penampang pseudo P-wave terlihat sumur berada pada daerah yang berwarna hijau-kuning yang menunjukkan nilai P-wave yang relatif rendah, nilai yang rendah ini kemungkinan diakibatkan oleh efek absorbsi pada batuan karbonat yang berongga (biasanya terisi oleh gas atau fluida).

Gambar 10. Penampang seismik Pseudo P-wave inline

6378

Gambar 11.terlihat sumur-sumur berada pada daerah berwarna kuning hingga hijau, yang menunjukkan nilai

P-wave yang rendah.

Gambar 11. Slice pseudo P-wave pada kedalaman waktu

1690 ms

Begitu pula pada penampang pseudo densitas(Gambar 11),

Berdasarkan hasil slice penampang pseudodensitas

(Gambar 12) pada 20 ms dibawah time 1690 ms, terlihat sumur – sumur berada pada zona berwarna kuning-hijau yang dibatasi oleh zona berwarna biru. Slice pada time 1690 dimaksudkan untuk melihat penyebaran secara lateral reservoir karbonat di atas zona OWC (oil water contact), dengan sumur S-1 sebagai pengontrol.

Gambar 12.Penampang seismik PseudoDensitas

(5)

39

Gambar 13. Slice pseudo densitaspada kedalaman waktu

1690 ms

Penampang pseudoneutron porositas(Gambar14.), sumur berada pada daerah berwarna biru yang memiliki nilai porositas yang cukup tinggi, nilai yang tinggi pada penampang ini menunjukkan bahwa pada daerah ini.

Gambar 15. Penampang seismik Pseudo Neutron Porositas

inline 6378

Gambar 16. Slice Pseudo Neutron Porositas pada

kedalaman waktu 1690 ms

Dari analisis multi-atribut dapat diidentifikasi bahwa pada daerah penelitian secara umum memiliki karakterisasi reservoirP-wave rendah ( 70 μs/ft – 118 μs/ft) dan densitas rendah (1.3 g/cc – 1.8 g/cc), serta nilai neutron porositas tinggi (0.43 fraksi – 0.71 fraksi),. Jadi, harga porositas berbanding terbalik dengan nilaiP-wave dan densitas.

Hasil slice ketiga penampang pseudopada interval 20 ms dibawah constant time 1690 ms secara umum memiliki pola penyebaran reservoir cenderungkearah Barat Laut-Tenggara. Untuk kepentingan sumur pengembangan (propose well), maka daerah xline 12873 – 12897 dan

inline 6373 - 6389 berpotensi sebagai cadangan reservoir

baru, hasil peta slice dan penampang P-wave, densitas dan neutron porositas menunjukkan daerah tersebut memiliki beberapa indikasi seperti nilai P-wave rendah, densitas rendah dan nilai neutron porositas tinggi.

Kesimpulan

Dari tahapan pengolahan dan analisa hasil pengolahan dalam penelitian ini, maka dapat disimpulkan bahwa :

1. Analisis multi-atribut mampu memprediksi sebaran

porositas dengan baik. Hal ini dinyatakan dengan nilai korelasi antara nilai porositas log dan porositas prediksi mencapai 88,37%.

2. Dari hasil slice penampang seismik pseudo

densitas, penampang seismik pseudo neutron porositas dan, penampang seismik pseudo

P-wave terlihat bahwa pola sebaran reservoir pada

Formasi Tuban berkembang dengan baik dalam arah Barat Laut - Tenggara (xline 12873 – 12897 dan inline 6373 - 6389).

Saran

Saran – saran untuk penelitian selanjutnya :

Untuk memperoleh hasil prediksi porositas yang lebih akurat, sebaiknya data dilengkapi dengan atribut eksternal hasil inversi.

Daftar Pustaka

Barnes, A.E,.1999. Seismic Attributes Past, Present and

Future, Society of Exploration Geophysics,

Expanded Abstracts.

Imran, M.T., 2004. Aplikasi Atribut Seismik Kompleks

Untuk Analisa Direct Hydrocarbon Indicator (DHI) dan Delianeasi Reservoar, Tugas Akhir,

Estimasi Porositas pada Reservoir KarbonatMenggunakan Multi Atribut Seismik

35