Pusat penelitian terletak di Formasi Arang Bawah dengan asosiasi fasies batupasir, di Cekungan Natuna Barat. Metodologi yang digunakan merupakan kombinasi inversi impedansi akustik (AI), metode analisis multi-atribut, dan stratigrafi sekuens untuk memberikan gambaran dan interpretasi Formasi Arang Bawah yang lebih baik dan akurat. Pusat penelitian terletak di Formasi Arang Bawah dengan asosiasi fasies batupasir, di Cekungan Natuna Barat.
Salah satu cekungan yang sudah mencapai tahap produksi penghasil hidrokarbon adalah Cekungan Natuna Barat yang mempunyai reservoir produktif pada Formasi Arang Bawah. Berdasarkan penelitian terdahulu dan beberapa laporan sumur, diketahui bahwa Formasi Arang khususnya Formasi Arang Bawah tersusun atas. 2 Meskipun beberapa penelitian terdahulu mengenai lokasi penelitian ini telah dipublikasikan secara regional dan beberapa lebih rinci, namun belum ada penelitian khusus yang dilakukan mengenai karakteristik reservoir Formasi Arang Bawah.
Rumusan Masalah
Oleh karena itu, diperlukan penelitian lebih lanjut untuk menyajikan karakteristik reservoir Formasi Arang Bawah dengan menggunakan metode atribut seismik untuk memprediksi karakterisasi reservoir sehingga akan menghasilkan hasil interpretasi yang lebih akurat. Karena beberapa atribut pada reservoir hidrokarbon tertentu lebih sensitif dibandingkan atribut lainnya, hal ini dikarenakan atribut seismik yang tepat dapat mengungkap informasi bawah permukaan yang awalnya tidak terlihat dan menjadi terlihat. Dan didukung dengan konsep sequence stratigraphy yang dapat membantu menentukan sebaran fasies dalam kerangka sequence stratigraphy, serta pengenalan dan interpretasi sistem perminyakan yang meliputi fasies reservoir, cover rock/seal rock, dan delineasi endapan stratigrafi.
Berdasarkan hal-hal di atas maka dalam tugas akhir ini penulis mengangkat judul penelitian Karakteristik Reservoir dengan Pendekatan Urutan Stratigrafi dan Analisis Multiatribut dalam rangka pengembangan lapangan “Ilut”.
Ruang Lingkup Peneltian
Tujuan Penelitian
Geologi Regional
Geologi Regional Lapangan Ilut
- Reservoir dan Seal
- Trap dan Migrasi
- Akumulasi Hidrokarbon (Play)
5 Secara tektonik, Cekungan Natuna bagian barat dibatasi oleh Sungai Khorat di utara, paparan Sunda di selatan, dan busur Natuna di timur. Di barat laut dibatasi oleh Cekungan Melayu dan di barat daya oleh Cekungan Penyu (Gambar 2.1). Cekungan Natuna Barat terbagi menjadi empat megasequence tektonostratigrafi pada Gambar 2.2, yaitu: Megasequence Syn-Rift, Megasequence Post-Rift, Megasequence Syn-Inversion dan Megasequence Post-Inversion.
Minyak dan gas di cekungan Natuna Barat terdapat pada formasi Gabus, Udang, Arang Atas, dan Arang Bawah, sedangkan sumber daya organik berupa batubara pada formasi Arang Bawah dan Gabus serta serpih danau pada formasi Belut, Gabus, Barat, Arang Bawah, dan Atas. formasi. Arang. Batuan segel merupakan batulumpur yang banyak ditemukan pada Formasi Belut, Gabus, Barat, Arang Bawah dan Atas. Depocenter di Cekungan Natuna Barat merupakan tipe lipatan Sunda sehingga trap yang paling mudah terjadi adalah antiklin.
Konsep Sekuen Stratigrafi pada Eksplorasi Hidrokarbon
LST ini dapat dibagi menjadi dua bagian, LST awal (Falling Stage Systems Tract) cenderung mempertahankan hasil pasokan sedimen dan ruang akomodasi yang baik dan LST akhir cenderung mengisi ruang akomodasi. Produk dari sistem saluran ini berupa kipas lantai cekungan dan kipas kemiringan pada LST awal dan low standing wedge pada LST akhir. Gambar 2.4. Produk dari sistem saluran ini adalah fasies batupasir pantai dengan porositas dan permeabilitas yang baik, serpih hemipelagik pada permukaan banjir maksimum (MFS) yang juga berperan sebagai batuan penutup dan batuan sumber yang baik, perangkap struktural yang dominan (Wornardt, 1993).
Jalur sistem ini dibatasi oleh MFS (Maximum Flooding Surface) dan Sequence Boundary-1 (Subaerial Exposure) Gambar 2.6. Produk dari sistem saluran ini adalah suatu prasekuen agradasional yang ditindih oleh suatu prasekuensi progradasional fasies rak dan geometri klinoform. Elemen sistem perminyakan pada sistem saluran ini mungkin berasal dari fasies fluvial dan delta sebagai reservoir, serpih hemipelagik sebagai batuan penutup, dan lapisan batuan yang lebih dalam yang sebelumnya terbentuk sebagai batuan sumber, perangkap struktural dominan di HST (Wornardt, 1993).
Parasequence terdiri dari parasequence pengasaran ke atas (upward roughening) dan parasequence penghalusan ke atas (upward finening). Susunan parasequence yang vertikal disebut himpunan parasequence dan pola penumpukannya dapat digunakan untuk menganalisis apakah pasokan sedimen jangka panjang melebihi, sama, atau kurang dari laju penambahan ruang akomodasi. Jika persediaan sedimen mencukupi dan kecepatan relatif kenaikan permukaan air laut menurun, maka progradasi akan terjadi.
Jika persediaan sedimen lebih kecil dari ruang akomodasi maka akan terbentuk pola retrogradasi (Gambar 2.7) (Posamentier dan Allen, 1999). Seluruh konsep sistem saluran, termasuk variasi dan distribusi fasies, harus diintegrasikan dengan bagian seismik dan log sumur untuk memperkuat hasil interpretasi.
Porositas
Secara umum porositas batuan akan semakin berkurang seiring bertambahnya kedalaman batuan karena semakin dalam batuan maka akan semakin padat akibat tekanan yang bekerja padanya. Semakin besar porositas suatu batuan maka semakin kecil kecepatan gelombang seismik yang melewatinya, begitu pula sebaliknya.
Data Wireline Log .1 Log Litologi .1 Log Litologi
Log resistivity
Log resistivitas mengukur resistivitas untuk menentukan jenis resistivitas batuan dan fluida dalam formasi. Namun untuk hidrokarbon, pembacaan log resistansinya akan tinggi, sedangkan untuk formasi air resistansinya lebih rendah (konduktif). Kegunaan log densitas adalah untuk menentukan porositas, yaitu mengukur porositas total suatu formasi, mengidentifikasi litologi, dan mengidentifikasi zona densitas gas dan hidrokarbon pada pori-pori batuan.
Densitas log merupakan hasil pengukuran nilai densitas elektron suatu formasi dan berkaitan erat dengan densitas curah (ρb) yang merupakan fungsi dari densitas matriks, porositas dan densitas fluida pengisi rongga. Saat mengukur kepadatan formasi, tidak hanya kepadatan matriks yang diukur, tetapi juga kandungan cairan pori batuan. Prinsip log ini adalah untuk menentukan jumlah atom hidrogen dalam batuan.
Hal ini terjadi karena gas memiliki ion hidrogen lebih sedikit dibandingkan minyak atau air. Log ini digunakan untuk mengidentifikasi litologi secara kualitatif (dikombinasikan dengan log densitas dan log sonik) dan identifikasi zona hidrokarbon (dikombinasikan dengan log densitas). Prinsip sonic log adalah mengukur waktu rambat gelombang bunyi melalui suatu formasi pada jarak tertentu.
Untuk menghitung porositas suara dari pembacaan log Δt harus ada hubungan antara waktu transit dan porositas. Selain digunakan untuk menentukan porositas dan identifikasi batuan, log ini juga berguna dalam proses korelasi sumur antara data sumur dan data seismik, yang kemudian digunakan untuk membuat seismogram sintetik (Harsono, 1997).
Prinsip Metode Seismik
Komponen Seismik Refleksi
- Impedansi Akustik
- Koefisien Refleksi
- Wavelet
- Well Seismic Tie
- Picking horizon dan sesar
20 Pada dasarnya interpretasi melalui seismik mempunyai dua keuntungan, yang pertama melalui data seismik akan diperoleh gambaran kondisi bawah permukaan yang mempunyai cakupan cukup luas. Nilai koefisien refleksi positif (+) terjadi jika nilai AI(n+1) lebih besar dari nilai AIn atau dapat dikatakan juga terjadi jika nilai densitas dan kecepatan pada lapisan (n+1) lebih besar dari lapisan n, dan sebaliknya. Dengan bertambahnya kedalaman, nilai koefisien refleksi akan menurun, karena presentasi variasi impedansi akustik semakin kecil seiring dengan bertambahnya kedalaman.
Seismogram sintetik adalah data seismik buatan yang dibuat dari data sumur, termasuk penggunaan kecepatan, kepadatan, dan log gelombang dari data seismik. Dengan mengalikan data log massa jenis dengan kecepatan, berbagai koefisien refleksi dapat diperoleh. Kemudian rangkaian koefisien refleksi tersebut dikonvolusi dengan wavelet untuk mendapatkan seismogram sintetik dari data sumur (Gambar 2.11).
Seismogram sintetik ini digunakan dalam proses pengikatan data sumur dengan data seismik (well seismic tie). Hal ini dilakukan karena data seismik umumnya berada dalam domain waktu, sedangkan data sumur memiliki domain kedalaman. Maka sebelum memasuki langkah ini, perlu dilakukan konversi data sumur ke dalam domain waktu seismogram sintetik.
Untuk menempatkan horizon seismik (skala waktu) pada posisi kedalaman sebenarnya dan agar data seismik dapat dikorelasikan dengan data geologi lain yang biasanya diplot pada skala kedalaman, maka harus dilakukan pengikatan seismik lubang sumur. Analisis dan interpretasi struktur dengan menggunakan data seismik pada dasarnya adalah interpretasi keberadaan struktur sesar pada bagian seismik.
Prinsip Dasar Inversi Seismik
Inversi Seismik Rekursif / Bandlimited
Mulai dari lapisan pertama, impedansi setiap lapisan berikutnya dapat ditentukan secara rekursif menggunakan persamaan berikut:
Inversi Seismik Model Based
Untuk mengatasi permasalahan tersebut digunakan metode kuadrat terkecil yang dikenal dengan metode Marquart-Levenburg. Penampang hasil inversi berbasis model ditunjukkan pada Gambar 2.13.Kelebihan metode inversi berbasis model adalah inversi yang diperoleh mempunyai informasi yang lebih akurat karena mencakup komponen frekuensi rendah (dari data log), kurang sensitif terhadap kebisingan dan nilai impedansi akustik diperoleh dari bentuk seperti balok yang memiliki kontras nilai impedansi sehingga memudahkan dalam menentukan batas atas dan bawah suatu lapisan reservoir. Gambar 2.13 a) Contoh seismogram sintetik, b) Hasil inversi berbasis model (Russel, 2004). Metode inversi lonjakan jarang mengasumsikan bahwa reflektivitas sebenarnya dapat diasumsikan sebagai serangkaian lonjakan besar yang tumpang tindih dengan lonjakan kecil di latar belakang.
Parameter masukan tambahan pada metode ini menentukan jumlah maksimum spike yang akan terdeteksi pada setiap jejak seismik dan batas jejak deteksi seismik. Persamaan di atas mengandung tiga variabel yang tidak diketahui sehingga sulit diselesaikan. Kemungkinan maksimum inversi dan dekonvolusi, dekonvolusi ini adalah reflektansi tanah, yang terdiri dari paku-paku besar yang ditumpuk dengan paku-paku kecil di latar belakang.
Jika dekonvolusi resolusi lebih tinggi dilakukan pada setiap kurva seismik, maka reflektivitas dianggap sebagai nilai rata-rata reflektivitas aslinya. Keuntungan dari inversi ini adalah komponen frekuensi rendah secara matematis disertakan dalam perhitungan solusi dengan pengontrol tambahan, dan dapat digunakan sebagai perkiraan bandwidth reflektifitas penuh. Kekurangannya adalah impedansi akustik yang dihasilkan berbentuk blok sehingga detail yang terlihat pada inversi ini kurang jelas.
Metode Multiatribut
Atribut berbasis sampel: transformasi jejak masukan untuk menghasilkan jejak keluaran lain dengan jumlah yang sama dengan jejak masukan (nilainya dihitung sampel demi sampel). Langkah paling sederhana untuk mengetahui hubungan antara data target dengan atribut seismik adalah dengan melakukan crossplot antara kedua data tersebut. Penggunaan regresi linier menghasilkan prediksi untuk atribut dengan nilai kesalahan prediksi (E), yang merupakan ukuran kesesuaian regresi linier yang ditentukan oleh persamaan (2.12).
Metode ini bertujuan untuk mencari operator yang dapat memprediksi log sumur dari data seismik terdekat. Gambar 2.16.
