PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014

Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa

Makassar, 13 September 2014

35

Estimasi Porositas pada Reservoir KarbonatMenggunakan Multi Atribut Seismik

Bambang Hari Mei1)

, Eka Husni Hayati1)

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

Gambar 2. Well seismic tie S-3 dengan nilai korelasi

0.9673

PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014

Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa

Makassar, 13 September 2014

36

Gambar 3. Well seismic tie S-4 dengan nilai korelasi 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 log-P-wave dan log densitas pada S-3

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

Non-reservoir

PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014

Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa

Makassar, 13 September 2014

37

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

P-wave dan log densitas pada S-4

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

PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014

Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa

Makassar, 13 September 2014

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

inline6378

PROSIDING SEMINAR NASIONAL GEOFISIKA 2014

Optimalisasi Sains dan Aplikasinya Dalam Peningkatan Daya Saing Bangsa

Makassar, 13 September 2014

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,

Universitas Hasanuddin. Makassar.

12845 12868

Porositas Tinggi 6340 6363