i

ABSTRAK

PREDIKSI PEMANTAUAN CO2 MENGGUNAKAN

PEMODELAN KEDEPAN SEISMIK SELANG WAKTU

DENGAN DATA DARI HASIL SIMULASI RESERVOIR:

STUDI KASUS GUNDIH PILOT PROJECT CARBON STORAGE,

INDONESIA

Oleh

Ariesty Ratna Kusumartini Asikin

NIM: 32312002

(Program Studi Doktor Teknik Geofisika)

Carbon Capture Storage (CCS) atau dikenal sebagai Carbon

Sequestration merupakan salah satu metode yang digunakan untuk mengurangi

kadar CO2 yang terkandung di atmosfer. Penelitian ini dilakukan pada Lapangan

Gundih di Jawa Tengah sebagai Pilot Project Carbon Storage di Indonesia.

Indonesia memiliki banyak lapangan minyak dan gas bumi aktif yang turut

menghasilkan CO2 sebagai gas sisa produksi. Fasilitas Central Processing Plant

(CPP) telah tersedia pada lapangan Gundih untuk memisahkan antara gas

produksi dan sisa produksi. Selama ini gas CO2 tersebut dibuang ke atmosfer

sehingga menambah emisi CO2. Dengan adanya penelitian ini, diharapkan dapat

menjadi acuan untuk penelitian CCS selanjutnya di Indonesia sehingga metode

penyimpanan karbon di bawah permukaan dapat diterapkan pada lapangan-

lapangan tersebut.

Penelitian ini terbagi dalam tiga tahapan utama yaitu karakterisasi

reservoir, simulasi injeksi reservoir dan pemodelan kedepan seismik selang waktu

yang dilakukan untuk memprediksi pergerakan CO2 di dalam permukaan bumi

setelah injeksi dilakukan.

Proses karakterisasi reservoir merupakan tahapan awal yang penting untuk

menilai kelayakan dari reservoir yang menjadi target. Struktur tutupan dicari pada

tahapan ini agar dapat menjadi perangkap bagi CO2 di bawah permukaan. Dari

dua area yang dievaluasi yaitu area pada Lapangan Gundih dan area di sekitar

sumur Jepon-1, ditemukan antiklin yang dapat menjadi target untuk injeksi CO2

pada area sumur Jepon-1. Model geologi dibangun dari data seismik dan sumur

dengan kuantitas yang terbatas pada area tersebut untuk mencari informasi

properti fisik yang terkandung dari reservoir. Penyebaran porositas, permeabilitas

dan saturasi air terutama dicari pada empat buah lapisan target di dalam formasi

batupasir Ngrayong menggunakan hasil inversi impedansi akustik dan

menunjukkan sifat fisik yang baik untuk menjadi target injeksi CO2, terutama di

lapisan batupasir B sebagai target utama. Perhitungan volume reservoir juga

ii

dilakukan dengan menggunakan dua pendekatan yang berbeda untuk mencegah

terjadinya injeksi berlebihan ke bawah permukaan.

Hasil dari proses karakterisasi reservoir tersebut menjadi data masukan

pada proses simulasi injeksi CO2. Enam buah skenario simulasi reservoir

dilakukan dengan waktu dan jumlah injeksi yang bervariasi. Laju dan lama injeksi

dibuat berbeda pada tiap kasus untuk melihat perubahan yang mungkin terjadi di

dalam reservoir akibat adanya proses injeksi. Analisis penyebaran CO2 di dalam

reservoir dilakukan untuk melihat pengaruh dari injeksi terutama pada perubahan

tekanan dan saturasi CO2. Hasil simulasi menunjukkan bahwa ketika jumlah CO2

yang lebih besar disuntikkan ke dalam reservoir target, ia akan bermigrasi ke

puncak struktur antiklin yang terletak di sebelah tenggara sumur injeksi CO2.

Perpindahan CO2 pada simulasi menunjukkan bahwa CO2 tidak akan mencapai

lokasi sesar yang terdapat di dekat sumur Jepon-1.

Dari analisis tersebut dibuat model geologi sintetis yang menggambarkan

kondisi sebelum dan sesudah injeksi terjadi. Perpindahan CO2 yang paling jauh

dihitung pada dua skenario, yaitu pada kasus injeksi terkecil dan terbesar, dan

digambarkan sebagai lapisan yang tersaturasi CO2. Pemodelan kedepan dilakukan

pada model tersebut untuk menghasilkan penampang seismik sintetik. Akuisisi

seismik sintetis dirancang dengan menggunakan 2 frekuensi berbeda untuk

menghasilkan seismik sintetis yang dapat memetakan reservoir yang berupa

lapisan pasir tipis. Perbedaan dari penampang sebelum dan sesudah proses injeksi

dievaluasi dan parameter seismik yang sensitif terhadap injeksi CO2 dianalisis dari

perbedaan tersebut. Perbedaan amplitudo yang dihasilkan dari kedua model dapat

memperlihatkan efek dari injeksi CO2 di bawah permukaan. Selain itu,

penampang Amplitude Versus Offset (AVO) juga dapat menggambarkan

keberadaan CO2 di bawah permukaan.

Kata Kunci: CCS, CO2, karakterisasi, simulasi, pemodelan kedepan, reservoir

iii

ABSTRACT

CO2 MONITORING PREDICTION BY USING

FORWARD MODELING SEISMIC TIME LAPSE

WITH DATA FROM SIMULATION RESERVOIR RESULT:

CASE STUDY OF GUNDIH PILOT PROJECT CARBON

STORAGE, INDONESIA

By

Ariesty Ratna Kusumartini Asikin

NIM: 32312002

(Doctoral Program in Geophysical Engineering)

Carbon Capture Storage (CCS) otherwise known as Carbon Sequestration

is one of the methods used to reduce atmospheric CO2 levels. This research was

conducted at Gundih Field in Central Java as Pilot Project Carbon Storage in

Indonesia. Indonesia has many active oil and gas field that produce CO2 as

residual gas production. The Central Processing Plant (CPP) is available on the

Gundih field for the separation between production gas and residual gas. To date,

these CO2 gases are flared into the atmosphere thus increasing the CO2 emission.

With this research, it is expected to be a reference for further CCS study in

Indonesia and carbon storage method may be applied in those fields.

This study is divided into three main stages: reservoir characterization,

reservoir injection simulation and forward modeling seismic time lapse to predict

CO2 movement in the earth’s subsurface after injection.

The reservoir characterization process is an important first step to assess

the feasibility of the target reservoir. A closed structure is sought in this step to be

the CO2 trap in the subsurface. From the two areas that have been evaluated

which are Gundih Field itself and the Jepon-1 Well area, an anticline were found

to be the CO2 injection target. Geological models are constructed with limited

quantity of seismic and well data to obtain the physical properties information in

the reservoir. The distribution of porosity, permeability and water saturation that

has been examined in the four sand layer targets by using an acoustic impedance

inversion show good criteria to be the CO2 injection target layer, especially in

Sand B layer as our main target. The calculation of reservoir volume is also

performed using two different approaches to prevent excessive subsurface

injection.

The result of the reservoir characterization process will be the input data

on the CO2 injection simulation process. Three reservoir simulation scenarios

were performed with a certain rate and length of injections. The rate and duration

of the injection are made differently in each case to see the possible changes in

iv

the reservoir due to the injection process. The analysis of CO2 deployment in the

reservoir was conducted to see the effect of the injection especially on changes in

pressure and water saturation and CO2 saturation. The simulation results show

that when larger quantities of CO2 are injected into the target reservoir, it will

migrate to the top of the anticline structure located to the southeast of the CO2

injection well. CO2 displacement in the simulation shows that the injected CO2

will not reach the fault location near the Jepon-1 well.

From the reservoir simulation analysis, a synthetic geological model that

describes the condition before and after the injection occurs. The furthest distant

of CO2 displacement was calculated in two scenarios: the smallest and largest

injection cases and described as CO2-saturated layer. Forward modeling is done

on those models to produce a synthetic seismic section. Synthetic seismic

acquisitions are designed with 2 different frequencies to produce synthetic seismic

which could map the thin layer sand reservoir. The section differences from

before and after the injection process section was evaluated and the seismic

parameters which are sensitive to CO2 injections were analyzed. The amplitude

differences generated from both models could describe the effect of CO2 injection.

In addition, the Amplitude Versus Offset (AVO) section can also see the presence

of CO2 in the subsurface.

Keywords: CCS, CO2, characterization, simulation, forward modeling, reservoir