40

BAB IV

DATA DAN PENGOLAHAN DATA

4.1 Data

4.1.1 Data Seismik

Penelitian ini menggunakan data seismik Pre Stack Time Migration (PSTM)

CDP Gather 3D. Penelitian dibatasi dari inline 870 sampai 1050, crossline 400-650

dan pada CDP 0 - 45431. Data seismik ini diakuisisi pada tahun 2002 dan diproses

sampai tahun 2003. Data seismik ini telah melalui proses-proses penghilangan noise

(filter) serta NMO (Normal Move Out) sehingga dianggap memiliki kualitas yang

baik untuk diproses dan diinterpretasi lebih lanjut.

4.1.2 Data Sumur

Sumur yang digunakan dalam penelitian ini sebanyak 8 buah yang

merupakan sumur produksi minyak, dan dua sumur injektor miring. Sumur – sumur

tersebut dipilih penulis berdasarkan kelengkapan data log dan checkshotnya guna

mendapatkan hasil yang optimal. 7 Sumur yang digunakan dalam pengolahan data

yaitu sumur ES-185, ES-191, ES-188, ES-76, ES-124, ES-73 dan ES-203 (injektor).

Sedangkan sumur ES-211 digunakan untuk validasi hasil inversi (blind well test).

Masing-masing sumur memiliki data log dan checkshot, sedangkan data core hanya

terdapat pada beberapa sumur.

4.1.2.1 Data Log

Data log yang tersedia dari masing-masing sumur cukup lengkap, sehingga

diharapkan nantinya dapat mendukung penelitian ini. Log tersebut sebagai berikut :

41

JENIS SUMUR LOG ES-124 ES-185 ES-188 ES-191 ES-203 ES-73 ES-76 ES-211

Caliper x

Gamma Ray NPHI

RHOB Vp

Vs x x

VpVs Ratio x x

VshaleResistivity x

Permeability x x Water

SaturationPorosity Effective x x x

Keterangan

= Ada

x = Tidak ada Tabel 4.1 Kedelapan sumur beserta lognya yang digunakan dalam penelitian

Gambar 4.1 Basemap sumur yang digunakan dalam penelitian, sumur hitam bulat adalah sumur produksi, sedangkan putih bulat bergaris adalah sumur injektor.

4.1.2.2 Data Core

Dari tujuh sumur dalam penelitian, yang memiliki data core ialah sumur ES-

188, ES-76, ES-191 dan ES-185. Interval data core ini mencakup reservoar A, B dan

N

42

C pada formasi Bekasap. Data core digunakan untuk membantu analisis litologi dan

facies, yang akan dikorelasikan sebarannya terhadap daerah penelitian.

4.1.2.3 Data Checkshot

Data checkshot digunakan untuk well seismik tie, mengkonversi kedalaman

(sumur) ke domain waktu (seismik), dan mengkoreksi Sonic P. Kedelapan sumur

dalam penelitian ini memiliki data checkshot.

4.1.3 Data Analisis Petrofisika

Data ini digunakan untuk analisis zona reservoar, litologi dan kandungan

porositas, fluida, dan lainnya. Semua sumur ini memiliki data analisis petrofisika

kecuali sumur ES-211. Data ini mendukung penelitian dalam analisis litologi,

parameter fisika dan sebagai perbandingan dengan hasil inversi seismik nantinya

dalam melihat kandungan minyak pada zona inversi.

4.2. Pengolahan Data

4.2.1 Perangkat Lunak

Pengolahan data pada penelitian ini dilakukan dengan menggunakan

beberapa perangkat lunak, yaitu :

1. Openworks 2003 : Digunakan untuk melihat dan memilah database sumur-

sumur yang terdapat di lapangan TERRA.

2. Hampson Russel CE8/R2

- Modul eLog : Digunakan untuk loading data sumur, editing log, pembuatan

log baru, crossplot, well seismik tie dan analisis petrofisika.

- Modul AVO : Digunakan untuk loading data seismik PSTM, pengolahan

super gather, angle gather, AVO analisis, AVO atribut hingga Rp-Rs stack.

43

- Modul STRATA : Digunakan untuk interpretasi horison, pembuatan inisial

model, dan tahapan inversi.

- Modul View3D : Digunakan untuk visualisasi 3D dan interpretasi hasil inversi.

4.2.2. Pengolahan Data Sumur

4.2.2.1 Pemilahan data sumur

Sebelum melakukan pengolahan data sumur, penulis memilah sumur-sumur

yang terdapat di area penelitian (dibatasi inline 870-1050 dan crossline 400-650)

dengan menggunakan perangkat lunak Openworks. Dari 34 sumur yang terdapat di

daerah penelitian ini, penulis memilih 8 sumur, karena memiliki data yang lengkap

seperti, log sonic, density, porosity, dan checkshot serta data marker. Sumur ES-188,

ES-191, ES-203, ES-185, dan ES-124 digunakan dalam proses inversi SI, sedangkan

untuk proses inversi AI, penulis menggunakan ketujuh sumur karena semuanya

memiliki log sonic P. Sumur ES-211 dipilih karena letaknya yang berjauhan dari

sumur lain sehingga diharapkan dapat memvalidasi kualitas penyebaran hasil inversi.

4.2.2.2 Pemeriksaan dan editing log

Data-data yang telah dipilah kemudian diperiksa nilai dan satuannya masing-

masing, seperti Kelly Bushing, koordinat sumur, dan nilai data tiap log. Lalu

menghilangkan harga pembacaan pada interval yang tidak digunakan dalam analisis

terutama interval harga yang tidak valid seperti yang terdapat pada log density,

menunjukkan beberapa nilai negatif akibat adanya washout. Penulis juga melakukan

konversi terhadap satuan log sonic menjadi meter/sekon.

44

4.2.2.3 Koreksi Log Sonic

Untuk mendapatkan nilai log sonic yang benar dan dipakai dalam proses well

seismik tie kemudian, kemudian dilakukan koreksi checkshot, sehingga log sonic

berada pada kedalaman dan waktu yang benar.

4.2.2.4 Pembuatan Log Turunan

Langkah yang dilakukan kemudian adalah pembuatan log turunan pada tiap-

tiap sumur sehingga dapat dilakukan analisis crossplot antar log. Log-log yang

diturunkan adalah Porositas (density), P Impedance (AI), S Impedance (SI), Vp/Vs,

Poisson’s Ratio, Lambda Rho ( ), Mu Rho ( ), dan Lambda per Mu ( / ).

4.2.2.5 Analisis Crossplot Log ( Justifikasi LMR )

Untuk menentukan parameter yang sensitif terhadap perubahan litologi

maupun fluida pada sumur, dilakukanlah teknik crossplot antara 2 log dalam sistem

kartesian sumbu koordinat x dan y. Dengan mengetahui korelasi antara dua

parameter atau lebih maka dapat dikelompokkan zona-zona yang memiliki kesamaan

karakter litologi/ fluida ditandai dengan kisaran nilai parameter tertentu. Berikut

adalah crossplot yang dilakukan penulis :

1. P-Impedance vs Gamma Ray : Terjadi overlap nilai Akustik Impedansi (AI)

sandstone dengan shale, namun AI yang tinggi dapat membedakan shale

dengan tight sand.

2. S-Impedance vs Gamma Ray : Sama halnya dengan AI, nilai SI yang tinggi

dapat membedakan tight sand dengan shale saja.

3. Gamma Ray vs Density : Memperlihatkan zona porous sand, tight sand dan

shale dengan skala warna porositas.

45

Gamma Ray

P-Impedance

4. Lambda Rho vs Gamma Ray : Terlihat parameter Lambda Rho dapat

memisahkan porous sand, shale, dan tight sand.

5. Mu Rho vs Gamma Ray : Nilai Mu Rho yang tinggi menunjukkan tight sand

dan shale pada nilai Mu Rho yang rendah.

6. Lambda per Mu vs Gamma Ray : Dapat membedakan shale dengan oil sand.

7. SI vs Vp/Vs ratio: Crossplot ini dapat memisahkan shale dengan porous sand

dan mendapatkan wet trend.

8. Lambda per Mu vs Water Saturation : Memisahkan fluida air dengan

hidrokarbon.

9. Lambda per Mu vs Resistivity : Memisahkan oil sand, dengan wet sand.

Gambar 4.2 Crossplot AI dengan Gamma Ray (GR) pada ketujuh sumur (ES-124, ES-185, ES-188, ES-191, ES-203, ES-73 dan ES-76). AI dapat digunakan untuk mengidentifikasi tight sand tapi tidak bisa membedakan porous sand dengan shale. Cutoff GR dari PT.CPI untuk sand-shale di lapangan TERRA adalah 100 API .

46

Density

Gamma Ray

Shear Impedance

Gamma Ray

Gambar 4.3 Crossplot antara SI dengan Gamma Ray pada 5 sumur (ES-124, ES-185, ES-188, ES-191 dan ES-203). Sama seperti AI, SI dapat membedakan tight sand dengan shale namun belum dapat membedakan porous sand dengan shale.

Gambar 4.4 Crossplot Gamma Ray vs Density pada ketujuh sumur dengan skala warna porositas. Crossplot ini dapat membedakan tight sand dan porous sand dengan cutoff densitas 2.35 gr/cc. Nilai densitas diatas cutoff adalah tight sand (kuning tua) dan nilai densitas dibawah cutoff adalah porous sand (kuning).

Tight Sand

Shale

Tight Sand

Porous Sand

Shale

Porous Sand

47

Mu Rho

Gamma Ray

Gambar 4.5 Crossplot Lambda Rho vs Gamma Ray pada kelima sumur dengan skala warna porositas. Lambda Rho dapat mengidentifikasi porous sand (zona kuning), shale (zona hijau) dan tight sand (zona kuning tua).

Gambar 4.6 Crossplot Mu Rho vs Gamma Ray pada kelima sumur dengan skala warna densitas. Mu Rho mampu memisahkan tight sand (zona kuning) dengan shale (zona hijau).

Lambda Rho

Gamma Ray

Porous Sand

Porous Sand

Tight Sand

Shale

Tight Sand

Shale

48

Shear Impedance

Vp/Vs

Gamma Ray

Lambda per Mu

Gambar 4.7 Crossplot Lambda per Mu dengan Gamma Ray pada kelima sumur dengan skala warna Saturasi Air. Lambda per Mu bisa memisahkan zona oil sand (merah) dengan batuan non reservoar dengan cutoff Lambda per Mu adalah 1.

Gambar 4.8 Crossplot SI dengan Vp/Vs pada kelima sumur. Crossplot ini memperlihatkan porous sand dengan zona merah memiliki nilai Vp/Vs < 1,75. Wet trend terlihat pada zona warna ungu.

Oil Sand

Wet Trend

Shale

Porous Sand

49

Lambda per Mu

Resisitivity

Water Saturation

Lambda per Mu

Gambar 4.9 Zona oil sand (merah) ditentukan dengan crossplot Lambda per Mu vs Water Saturation (Sw) pada 5 sumur. Nilai Sw < 0.8 adalah reservoar sand (oil pay).

Gambar 4.10 Crossplot Lambda per Mu dengan resistivity pada 5 sumur. Zona oil sand berwarna merah ditandai dengan kenaikan drastis nilai resistivity, dan zona wet sand berisi air (kuning) ditandai dengan sedikit kenaikan nilai resistivity.

Oil Sand

Wet Sand

Oil Sand

Shale

50

4650

4700

4750

4800

4602.0

T5-B

A1-TA1-B

A2-T

A2-BA3-TA3-B

A4-T

A4-B

UB-T

UB-B

B-T

B-B

C1-T

C1-B

4600

4650

4700

4750

4800

4850

4564.0

4859 0

T5-BA1-T

A1-BA2-T

A2-BA3-T

A3-B

A4-T

A4-B

UB-TUB-B

B-T

B-B

C1-T

C1-B

Gambar 4.11 Hasil Analisis Petrofisika dari PT.CPI pada sumur ES-76, ES-73, dan ES-124 (kiri ke kanan) dengan kotak hitam menunjukkan zona minyak dengan cutoff Sw < 0.85 (warna biru muda) adalah oil pay.

ES-76

ES-73ES-124

CUT OFF SW (0.85)

OIL ZONE (BLACK)

51

4650

4700

4750

4800

4850

4900

4950

A1-T

A2-T

A4-T

B-T

C1-T

C2-T

D-T

4600

4650

4700

4750

4800

4850

4618

Open46264629

Open4634

4652

Open4660

4665

Open4672

4718

Open

4734

4820

Closed

4830

A1-T

A2-T

A3-T

A4-T

B-T

C1-T

4900

4950

5000

5050

5100

5150

5200

5213 0

A1-T

A2-T

A3-T

A4-T

B-T

C1-T

C2-T

ES-185 ES-188 ES-203

Gambar 4.12 Hasil Analisis Petrofisika dari PT.CPI pada sumur ES-185, ES-188, dan ES-203 (kiri ke kanan) dengan kotak hitam menunjukkan zona minyak dengan cutoff Sw < 0.85 (warna biru muda) adalah oil pay.

52

Gambar 4.13 Hasil Analisis Petrofisika dari PT.CPI pada sumur ES-191 menunjukkan zona minyak dengan cutoff Sw < 0.85 (warna hijau) adalah oil pay.

4600

4650

4700

4750

4800

4850

4900

4950

4977.0

A1-T

A3-T

A4-T

B-T

C1-T

C2-T

OIL PAY (GREEN)

OILPAY

KEDALAMAN TIAP SUMUR YANG TERDAPAT OIL PAY (dalam feet) ES-124 ES-185 ES-188 ES-203 ES-73 ES-76

OIL 1 4582-4590 4682-4685 4618-4625 4910-4915 4617-4620 4639-4650 OIL 2 4646-4660 4689-4692 4629-4631 4940-4945 4678-4682 4666-4678 OIL 3 4718-4734 4694-4701 4653-4656 4977-4992 4762-4768 4680-4684 OIL 4 4794-4800 4773-4775 4670-4672 5057-5067 4802-4840 - OIL 5 - - 4718-4720 5140-5147 - - OIL 6 - - 4724-4734 5166-5170 - - OIL 7 - - 4819-4830 - - -

Tabel 4.2 Tabel yang memperlihatkan kedalaman pada 6 sumur (ES-124, ES-185, ES-188, ES-203, ES-73 dan ES-76) yang merupakan zona minyak. Zona minyak pada tiap sumur ini diinterpretasi secara integrasi berdasarkan data log, core, dan well test. Umumnya zona minyak ditandai dengan rendahnya nilai Gamma Ray (<100 API), cross-over density (RHOB) dengan Neutron Porosity dan naiknya nilai resistivity, serta nilai Saturasi Air (Sw) < 0.8.

53

4.2.3 Resolusi Vertikal Seismik

Ketebalan minimum lapisan untuk dapat dibedakan oleh seismik terhadap

lapisan lainnya disebut ketebalan tuning. Jika lapisan memiliki ketebalan dibawah

ketebalan lapisan tuning maka akan terjadi penumpukan amplitudo gelombang. Jika

tidak dikenali dapat mengakibatkan kesalahan interpretasi (pitfall).

Pada penelitian ini zona target adalah Formasi Bekasap yang terdiri dari

reservoar A, B dan C. Penampang Rp dan Rs stack masing-masing memiliki

spektrum frekuensi yang keduanya memiliki harga maksimum sekitar 20 Hz (lihat

gambar 4.21). Berdasarkan data depth-time table velocity dan data log sonik (Vp),

dapat diketahui kecepatan rata-rata perambatan gelombang pada zona target.

Jika kecepatan perambatan gelombang (V) dan frekuensi (f) diketahui maka

panjang gelombang adalah hasil bagi V dengan f. Resolusi vertikal data seismik

umumnya seperempat dari panjang gelombang.

Berdasarkan data marker dan composite log dari ketujuh sumur (ES-124, ES-

188, ES-185, ES-191, ES-203, ES-73 dan ES-76) ketebalan rata-rata Formasi

Bekasap (Top A sampai Base C) adalah 295.78 feet. Kecepatan gelombang P rata-

rata di zona ini pada ketujuh sumur adalah 3165.4 m/s, dengan asumsi frekuensi

maximum adalah 20 Hz maka didapatkan panjang gelombang 158.3 meter. Sehingga

resolusi vertikal seismik pada Formasi Bekasap adalah ¼ x 158.3 m = 39.56 m atau

sekitar 130.6 feet. Sehingga zona target (Formasi Bekasap) masih berada dalam

kisaran resolusi vertikal seismik dan terhindar dari pitfall tuning effect.

54

4.2.4 Pengolahan data seismik

Setelah melakukan pengolahan data sumur, kemudian pengolahan data seismik

dilakukan sebagai berikut :

4.2.4.1 Loading data

Data seismik dalam bentuk CDP gather kemudian diload dengan mencocokan

informasi data (sample rate, trace headers, inline, crossline byte location, tipe, dan

skala koordinat) dari header dump.

Gambar 4.14 Data seismic CDP gathers yang telah difilter sebelumnya pada crossline 504-508

4.2.4.2 Super Gather

Kemudian dilakukan proses Super Gather untuk meningkatkan perbandingan

sinyal terhadap noise (S/N ratio).