proposal kerja praktik_elnusa fix.docx
TRANSCRIPT
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
1/24
PROPOSAL KERJA PRAKTIK
KARAKTERISASI RESEVOAR BATU PASIR MENGGUNAKAN
METODE SEISMIK INVERSI AI MODEL BASED
Oleh
KHOIRUL IKHWAN
H1E012004
KEMENTERIAN PENDIDIKAN NASIONAL
UNIVERSITAS JENDERAL SOEDIRMAN
FAKULTAS SAINS DAN TEKNIKJURUSAN MIPA
PRODI FISIKA
PURWOKERTO
2015/2016
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
2/24
PROPOSAL KERJA PRAKTIK
KARAKTERISASI RESEVOAR BATU PASIR MENGGUNAKANMETODE SEISMIK INVERSI AI MODEL BASED
Oleh
KHOIRUL IKHWAN
H1E012004
Diterima dan disetujui
pada tanggal.................................
Dosen Pembimbing Kerja Praktik Pembimbing Teknis
Mengetahui,
Ketua Jurusan
Bilalodin, S.Si, M.Si
NIP. 19680112 199512 1 001
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
3/24
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
4/24
Hal tersebut menjadi latar belakang penulis untuk melakukan penelitian
ini. Dengan melakukan inversi AI Model Baseddari data seismik dan sumur,
selanjutnya diharapkan diperolehnya informasi karakter dan sifat fisis daribatuan bawah permukaan, terutama pada daerah reservoar yang mana informasi
ini tidak dapat diperoleh dari data wiggle seismik yang terbatas, hanya
memberikan informasi batas perlapisan bawah permukaan.
C. PERUMUSAN MASALAH
Masalah-masalah yang dihadapi berkaitan dengan karakterisasi
reservoar Batu Pasir dengan menggunakan metode seismik inversi AI
model based adalah :
1.
Bagaimana metode untuk menganalisis karakterisasi reservoar ?
2. Apa yang dimaksud dengan inversi model based ?
D. Batasan Masalah
Batasan masalah pada kerja prektek ini antara lain:
1. Data seismik yang digunakan merupakan data seismik 3D Post-Stack dan
peta struktur waktu.
2. Data sumur yang digunakan dalam penelitian adalah data checkshot,
markerdan data log.
3.
Analisis karakterisasi reservoar dibatasi pada pemodelan Impedansi
akustik, porositas dan densitas.
4. Inversi yang digunakan adalah inversi impedansi akustik menggunakan
metode inversiModel Based.
E. Maksud dan Tujuan Kerja Praktek
Maksud kerja praktek ini adalah untuk memenuhi mata kuliah wajib di
Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam universitas
jenderal soedirman Purwokerto. Adapun materi yang diteliti yaitu tentang
Karakterisasi Resevoar Batupasir Menggunakan metode seimik inversi AImodel baseddengan tujuan :
1. Memahami dan mempelajari keberadaan hidrokarbon
2. Memprediksi model geologi bawah permukaan bumi untuk
mengkarakterisasi reservoir batupasir.
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
5/24
F. KEGUNAAN
1. Memperoleh pengalaman kerja sebelum benar-benar terjun di dunia kerja,
sehingga dapat berbekal pengalaman ini.2. Menambah relasi untuk melakukan penelitian.
3. Mengetahui proses Inversi menggunakan data seismic 3D.
4. Mengetahui prinsip prinsip dari analisa dengan metode inversi model
based.
G. TINJAUAN PUSTAKA
1. Karakterisasi Reservoar
Karakterisasi reservoar didefinisikan sebagai suatu proses untuk
menjelaskan karakter reservoar secara kuantitatif dan atau secara kualitatif
menggunakan semua data yang ada. Analisis atau karakterisasi reservoar
seismik didefinisikan sebagai suatu proses untuk menjelaskan karakter
reservoar secara kualitatif dan atau kuantitatif menggunakan data seismik
sebagai data utama (Sukmono, 2001).
Ada tiga bagian pada proses analisis reservoar seismik, yaitu delineasi,
deskripsi, dan monitoring (Sheriff,1992, op.Cite Sukmono, 2001). Delineasi
reservoar didefinisikan sebagai delineasi geometri reservoar, termasuk di
dalamnya sesar dan perubahan fasies yang dapat mempengaruhi produksi
reservoar. Deskripsi reservoar adalah proses untuk mengetahui properti fisika
reservoar seperti porositas, permeabilitas, saturasi, dan analisis fluida pori.
Monitoring reservoar diasosiasikan dengan monitoring perubahan properti
fisika reservoar selama proses produksi hidrokarbon dari reservoar. Secara
umum karakteristik reservoar dipengaruhi oleh parameter-parameter berikut
a. Distribusi ukuran butir dan pori.
b. Porositas dan permeabilitas dari reservoar.
c. Fluida pori.
d. Distribusi fasies dan lingkungan pengendapan.
e.
Deskripsi dari cekungan dan tubuh reservoar.
Data yang digunakan untuk karakterisasi reservoar adalah data seismik
dan data sumur (terutama logsonic dan log densitas). Masing-masing data
mempunyai kelebihan dan kekurangan. Untuk meningkatkan kelebihan dan
mengurangi kelemahan dibutuhkan analisis yang terintegrasi.
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
6/24
2. Evaluasi dan Aplikasi Data Sumur (Log)
Log adalah suatu grafik kedalaman (bisa juga waktu) yang menunjukkanparameter secara berkesinambungan di dalam sebuah sumur. Analisis dengan
menggunakan data log dapat menggambarkan secara terperinci mengenai
keberadaan lapisan-lapisan bawah permukaan. Pada umumnya evaluasi litologi
batuan dilakukan dengan memakai 3 log, yaitu:
a. log yang menunjukkan zona permeabel (gamma ray,spontaneous
potential, caliper).
b. log yang mengukur resistivitas .
c. log yang mengukur porositas (densitas, neutron dan sonic).
2.1. Log Gamma-Ray (GR)
Log gamma-ray adalah metoda untuk mengukur radiasi sinar gamma
yang dihasilkan oleh unsur-unsur radioaktif yang terdapat dalam lapisan batuan
di sepanjang lubang bor. Unsur radioaktif yang terdapat dalam lapisan batuan
tersebut diantaranya Uranium, Thorium, Potassium, dan Radium.
Unsur radioaktif umumnya banyak terdapat dalam shale dan sedikit
sekali terdapat dalam sandstone, limestone, dolomite, coal, atau gypsum. Oleh
karena itu shale akan memberikan respon gamma ray yang sangat signifikan
dibandingkan dengan batuan yang lainnya.
2.2. Log SP (Spontaneous Potential)
Log SP pada prinsipnya mengukur beda antara potensial arus searah dari
suatu elektroda yang bergerak di dalam lubang bor dengan potensial elektroda
yang berada di permukaan. Aplikasi dari log SP antara lain adalah untuk
membedakan batuan yang permeabel dan non-permeabel, mencari batas
lapisan permeabel dan korelasi antar sumur berdasarkan batasan lapisan
tersebut, menentukan nilai resistivitas air formasi, serta memberikan indikasi
kualitatif lapisan serpih.(Sudarmo, 2002)
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
7/24
2.3. Log Caliper
log ini berfungsi untuk menentukan adanya lapisan permeabel dengan
cara mengukur diameter lubang sumur akibat runtuhan variasi lapisan. Pada
lapisan serpih permeabilitasnya mendekati nol sehingga tak terjadi kerak
lumpur dan sering terjadi keruntuhan sehingga diameternya lebih besar. Pada
lapisan permeabel terjadi kerak lumpur sehingga diameter lubang sumur lebih
kecil. Sedangkan pada lapisan kompak tak terjadi kerak lumpur dan tak terjadi
pula keruntuhan sehingga diameternya sama dengan diameter
semula(Sudarmo,2002).
2.4. Log Resistivity
Resistivitas dari formasi adalah salah satu parameter utama yangdiperlukan untuk menentukan saturasi hidrokarbon. Arus listrik dapat mengalir
di dalam formasi batuan disebabkan konduktivitas dari air yang dikandungnya.
Batuan kering dan hidrokarbon merupakan insulator yang baik kecuali
beberapa jenis mineral seperti graphite dan sulfida besi. Resistivitas formasi
diukur dengan cara mengirim arus langsung ke formasi, seperti alat lateralog,
atau menginduksikan arus listrik kedalam formasi seperti alat induksi.
2.5. Log Neutron Porosity (NPHI )
Pengukuran log neutron porositypada evaluasi formasi ditujukan untuk
mengukur indeks hidrogen yang terdapat pada formasi batuan. Indeks hidrogen
didefinsikan sebagai rasio dari konsentrasi atom hidrogen setiap sentimeter
kubik batuan terhadap kandungan air murni pada suhu 75oF.
Jadi log neutron porosity tidak mengukur porositas sesungguhnya dari
batuan, melainkan kandungan hidrogen yang terdapat pada pori-pori batuan.
Secara sederhana, semakin berpori batuan maka semakin banyak kandungan
hidrogen dan semakin tinggi indeks hidrogennya. Sebagai contoh shale yang
banyak mengandung hidrogen dapat ditafsirkan memiliki porositas yang tinggi.
2.6.
Log Density (RHOB)
Log density digunakan untuk mengukur densitas batuan disepanjang
lubang bor. Densitas yang diukur adalah densitas keseluruhan dari matriks
batuan dan fluida yang terdapat pada pori. Prinsip kerja alatnya adalah dengan
emisi sumber radioaktif.
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
8/24
Semakin padat batuan semakin sulit sinar radioaktif tersebut teremisi dan
semakin sedikit emisi radioaktif yang terhitung oleh penerima.
2.7. Log Sonic (DT)
Log sonicmerupakan log radioaktif yang menggambarkan waktu tempuh
kecepatan suara, yang kemudian dipantulkan kembali dan direkam oleh
receiver. Waktu yang diperlukan gelombang suara untuk sampai ke receiver
disebut transit time (t). Besar kecilnya t yang melalui formasi bergantung
pada besar dan jenis porositas serta kandungan fluidanya.
Konsep dasar log sonic adalah gelombang suara yang merambat pada
formasi batuan, kecepatan perambatannya akan semakin besar pada formasi
batuan yang lebih kompak dan semakin kecil kecepatan perambatannya padaformasi batuan yang lunak.
3. Prinsip metode seismik
Metode seismik merupakan metode yang banyak dipakai dalam
menentukan lokasi minyak bumi. Dengan metode ini, orang memperoleh
informasi - informasi tentang struktur lapisan ddi bawah permukaan tanah.
Prinsip metode seismik yaitu pada tempat atau tanah yang akan diteliti
dipasang geophone yang berfungsi sebagai penerima getaran. Sumber getar
antara lain bisa ditimbulkan oleh ledakan dinamit atau suatu pemberat yangdijatuhkan ke tanah (Weight Drop).
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
9/24
Gelombang yang dihasilkan menyebar ke segala arah. Ada yang
menjalar di udara, merambat di permukaan tanah, dipantulkan lapisan tanah
dan sebagian juga ada yang dibiaskan, kemudian diteruskan ke geophone
geophone yang terpasang dipermukaan (lihat gambar di atas).
4.
Konsep seismik refleksi
Metode seismik refleksi merupakan metode geofisika yang
memanfaatkan gelombang pantul (refleksi) dari batuan di bawah permukaan.
Hal ini dapat dilakukan dengan cara mengirimkan sinyal dalam bentuk
gelombang ke dalam bumi, kemudian sinyal tersebut akan di pantulkan oleh
batas antara dua lapisan dan selanjutnya sinyal pantulan direkam oleh receiver
(geofon atau hidrofon) seperti yang ditunjukan pada gambar 3.1. data yang
dimanfaatkan dari gelomabang pantul ini ialah waktu tempuh yang akan di
berikan informasi kecepatan rambat gelombang pada lapisan batuan tersebut.
Selain hal tersebut variabel lain yang dapat dimanfaatkan ialah amplitudo,
frekuensi dan fasa gelombang. Gelomabang seimik merambat melalui batuan
sebagai gelombang elastik, yang merubah energi menjadi gerakan partikel
batuan. Ketika geombang seismik melalui lapisan batuan dengan impedansi
akustik yang berbeda dari lapisan batuan yang dilalui sebelumnya, maka
gelombang akan terbagi. Sebagian akan di refleksikan kembali ke permukaan
dan sebagian di teruskan merambat di bawah permukaan bumi.
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
10/24
5. Komponen Seismik Refleksi
Komponen yang dihasilkan disini adalah hal-hal yang dapat dihasilkanatau diturunkan (derivative value) dari parameter dan data dasar seismik
refleksi.
5.1.
Impedansi Akustik
Kemampuan suatu batuan untuk melewatkan gelombang seismik adalah
impedansi akustik (IA) yang merupakan hasil perkalian antara densitas media
rambat dan kecepatan media rambat, dinyatakan dalam persamaan 3.1.
AI dirumuskan sebagai:
AI = .V (3.1)
dimana:
AI = impedansi akustik (m/s)(kg/m3)
=densitas (kg/m3)
V = kecepatan gelombang seismik (m/s1)
Dalam mengontrol harga IA, kecepatan mempunyai arti yang lebih
penting daripada densitas. Sebagai contoh, porositas atau material pengisi poribatuan (air, minyak, gas) lebih mempengaruhi harga kecepatan daripada
densitas. Sukmono, (1999) menganalogikan IA dengan acoustic hardness.
Batuan yang keras (hard rock) dan sukar dimampatkan, seperti batu gamping
mempunyai IA yang tinggi, sedangkan batuan yang lunak seperti lempung
yang lebih mudah dimampatkan mempunyai IA rendah.
5.2. Koefisien Refleksi
Koefisien refleksi merupakan cerminan dari bidang batas media yangmemiliki harga impedansi akustik yang berbeda. Untuk koefisien refleksi pada
sudut datang nol derajat, dapat dihitung menggunakan persamaan 3.2 sebagai
berikut:
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
11/24
gdaE
pantulEKR
tan
(3.2)
)( 12
12
AIAI
AIAIKR
(3.3)
dimana : E = energi
KR = koefisien refleksi
AI1 = impedansi akustik lapisan atas
AI2 = impedansi akustik lapisan bawah
Persamaan 3.3 menunjukkan bahwa nilai koefisien refleksi besarnya beradaantar -1 sampai 1.
6. Komponen Dalam Interpretasi Data seismik
Komponen dasar yang harus dipahami untuk melakukan suatu
interpretasi pada data seismik meliputi: wavelet, seismogram sintetik, dan
polaritas seismic dan resolusi vertical seismic
6.1. Wavelet
Wavelet didefinisikan sebagai kumpulan dari sejumlah gelombangharmonik yang mempunyai amplitudo, frekuensi, dan fase tertentu. Bagian-
bagian wavelet dapat dilihat seperti gambar 2.4 di bawah ini. Main lobe
adalah bagian utama dari sebuah wavelet sedangkan side lobe adalah bagian
samping dari sebuah wavelet. Wavelet yang baik adalah wavelet dengan
jumlah side lobe yang minimal (sekecil mungkin) dan cukup dominan pada
bagian main lobe-nya. Bagian side lobe dapat memberikan efek bising pada
rekaman seismik, yakni munculnya reflektor-reflektor semu. (Abdullah, 2007)
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
12/24
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
13/24
6.2. Seismogram Sintetik
Seismogram sintetik adalah seismogram tiruan yang didapat dari
konvolusi wavelet dengan koefisien refleksi. seismogram sintetik dapat
menunjukkan data kedalaman yang akurat namun disisi lain memperlihatkan
adanya penampang seismik tiruan. Seismik sintetik digunakan untuk
mengidentifikasi horison pada penampang seismik karena resolusi vertikalnya
lebih baik dari data seismik.
Gambar 3.4. Konvolusi koefisien refleksi dengan wavelet menghasilkan seismogram sintetik
(Abdullah, 2007)
Gambar 3.3 Jenis-jenis wavelet(www.petroleumseismology.com)
http://www.petroleumseismology.com/http://www.petroleumseismology.com/ -
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
14/24
6.3. Polaritas Seismik
Meskipun penggunaan kata polaritas hanya mengacu pada perekaman dan
konvensi tampilan dan tidak mempunyai makna khusus tersendiri, dalamrekaman seismik, penentuan polaritas sangat penting. Society of Exploration
Geophysicists (SEG) mendefinisikan polaritas normal sebagai berikut :
a. Sinyal seismik positif akan menghasilkan tekanan akustik positif pada
hidropon di air atau pergerakan awal ke atas pada geopon di darat.
b. Sinyal seismik yang positif akan terekam sebagai nilai negatif pada
tape, defleksi negatif pada monitor dan trough pada penampangseismik.
Menggunakan konvensi ini, dalam sebuah penampang seismik dengan tampilan
polaritas normal SEG kita akan mengharapkan :
Batas refleksi berupa troughpada penampang seismik, jika IA2 > IA1
Batas refleksi berupapeakpada penampang seismik, jika IA2 < IA1
Gambar 3.5. Polaritas normal dan polaritas terbalik menurut SEG a. faseminimim, b. fase konstan (Badley,1985).
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
15/24
6.4. Resolusi Vertikal Seismik
Resolusi adalah jarak minimum antara dua objek yang dapat dipisahkan
oleh gelombang seismik (Sukmono, 1999). Range frekuensi dari sesmik hanyaantara 10-70 Hz yang secara langsung menyebabkan keterbatasan resolusi dari
seismik. Nilai dari resolusi vertikal adalah :
4
.fvrv
)4.3(
Dapat dilihat dari persamaan 3.4. bahwa hanya batuan yang mempunyai
ketebalan di atas yang dapat dibedakan oleh gelombang seismik. Ketebalan
ini disebut ketebalan tuning (tuning thickness). Dengan bertambahnya
kedalaman, kecepatan bertambah tinggi dan frekuensi bertambah kecil, maka
ketebalan tuning bertambah besar.
7. Metode Seismik Inversi
Seismik inversi adalah suatu teknik pembuatan model geologi bawah
permukaan, dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur
sebagai kontrol (Sukmono, 2009). Pada dasarnya inversi seismik merupakan
proses untuk mengubah data seismik yang berupa kumpulan nilai amplitudo ke
dalam kumpulan nilai impedansi akustik. Perbedaan antara data seismik dengan
data impedansi akustik adalah bahwa data seismik hanya melihat pola
perlapisan bumi sedangkan data impedansi akustik melihat sifat fisik dalam
lapisan itu sendiri. Oleh karena itu, tampilan impedansi akustik akan mendekati
nilai riil dan lebih mudah dipahami.
Gambar 3.6. Data seismik yang diubah menjadi bentuk impedansi akustik
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
16/24
Seismik inversi IA menjadi metode standar yang dikerjakan oleh
geofisikawan karena mampu mendeskripsikan sifat fisik dari tiap lapisan
batuan secara lebih detail. Dengan kata lain, inversi seismik merupakanpemodelan kebelakang (backward modeling), dimana inputnya merupakan
rekaman seismik yang dimodelkan inversi ke dalam penampang IA.
Gambar 3.7. Diagram alur pemodelan kedepan dan pemodelan
kebelakang (Sukmono, 2009)
Berdasarkan macam data, metode seismik inversi dibagi menjadi dua,
yaitu inversi pada data seismik yang telah di-stack (post-stack inversion)dan
inversi pada data yang belum di-stack(pre-stack inversion).
Gambar 3.6 Macam-macam teknik inversi (Sukmono, 2009)
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
17/24
8. Inversi Model based
Metode inversi berbasis model (Model based Inversion) disebut juga
metode blocky karena impedansi akustik tersusun dari blok-blok kecil. Konsep
inversi dengan metode ini dimulai dengan membuat model inisial impedansi
akustik dengan ukuran blok yang telah ditentukan. Koefisien refleksi
diturunkan dari impedansi akustik dan dikonvolusikan dengan wavelet yang
menghasilkan seismogram sintetik pada tiap-tiap trace. Seismogram sintetik ini
kemudian dibandingkan dengan trace seismik sebenarnya dan dihitung
kesalahannya. Proses ini dilakukan secara iteratif dengan memodifikasi blok
trace model hingga diperoleh hasil sintetik dengan kesalahan terkecil.
Impedansi akustik hasil modifikasi model awal inilah yang merupakan hasil
akhir.
Secara matematis, inversi model baseddapat dirumuskan:
St= Wt * RCt+ nt (3.5)
dengan: St = trace seismik
Wt = wavelet seismik
RCt = reflektifitas bumi
nt = noise
Hasil inversi digambarkan dalam bentuk blocky yang memiliki nilai
impedansi akustik yang kontras, sehingga mempermudah dalam penentuan
batas suatu lapisan reservoar. Kelemahan inversi model based terletak pada
ketidak unikan inversi. Dengan kata lain, ada banyak kemungkinan solusi
model untuk dapat menghasilkan suatu keluaran hasil yang sama.
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
18/24
H. METODOLOGI
1. Data dan Peralatan
1.1. Base Map
Base map atau peta dasar merupakan penampang yang menunjukan
posisi pada sumbu X dan sumbu Y line seismik dan sumur.
1.2. Data Sumur
Data sumur merupakan data yang akan digunakan sebagai kontrol
dalam proses Inversi. Pada penelitian ini data sumur yang dibutuhkan meliputi
data log sonic dan density
1.3. Data Seismik
Data seismik yang dibutuhkan dalam metode inverse ini adalahdatapreserve PSTM dengan format SEG-Y.
1.4. Data Checkshot
Data checkshot pada penelitian ini digunakan untuk merubah domain
data sumur yang berupa kedalaman dalam feet, menjadi domain
kedalaman waktu tempuh (ms). Sehingga nantinya dapat dilakukan korelasi
trace seismik sintetik sumur dengan trace seismik real (Well Seismic Tie).1.5. Data Marker
Data marker digunakan sebagai acuan dasar untuk melakukan
pickinghorizon pada penampang seismik PSTM.
1.6. Data Horizon
Untuk melakukan inversi diperlukan input data horizon yang
diperoleh dari proses picking. Picking dilakukan dengan acuan data marker
dan pengikatan data seismik oleh sumur (Well Seismic Tie).
1.7. Peralatan
Peralatan yang dibutuhkan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut;
Komputer PC atau Laptop, Perangkat Lunak Hampson-Russel dan MicrosoftOffice.
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
19/24
2. Alur Pengolahan
PENGUMPULAN DATA
DATA SUMUR (LOG SONIC, LOG
DENSITY, CHECKSHOT, dan
MARKER)
DATA SEISMIK PSTM
TRACE SEISMIK SINTETIKWAVELET
WEL SEISMIK TIE
IMPEDANSI
AKUSTIK SUMUR
PICKING HORIZON
MODEL AWAL
PETA STRUKTUR
WAKTU
SEISMIK INVERSI AI
MODEL BASED
INTERPRETASI GEOLOGI
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
20/24
2.1 Loading Data Sumur
Loading data dilakukan untuk memasukan data-data yang
diperlukan dalam proses Inversi AI kedalam data base. Data-data yang diinput
meliputi data sumur yang sudah dalam format file LAS. Pada satu data sumur
tersebut didalamnya sudah terdapat berbagai data sumur hasil pengukuran di
sumur pada kedalaman tertentu seperti log sonic, log GR, log caliper, log SP,
log NPHI dan sebagainya.
Untuk loading data checkshot dan marker dilakukan setelah
dilakukannya loading data sumur. Pada penelitian ini, loading data checkshot
dan marker dilakukan secara manual dengan data yang diperoleh dari grafik
data checkshot dan data marker.
2.2. Koreksi Log Sonic
Pengambilan data log sonic pada umumnya menggunakan domain
kedalaman yaitu feet. Agar nantinya dapat dilakukan pengikatan data seismik
oleh data log (Well Seismic Tie), maka data log Sonic ini terlebih
dahulu harus dikoreksi dengan data checkshot. Hasil dari koreksi data Sonic
oleh data checkshot ini adalah data P-wave check, dimana domain dari data
sonic telah dirubah dari domain kedalaman dalam feet menjadi domain waktu
tempuh dalam ms.
2.3. Loading Data Seismik
Dari keenam line data seismik yang telah dimiliki selanjutnya di load ke
dalam program elog. Hal ini dilakukan agar nantinya data trace seismik real
yang di input dapat dikorelasikan dengan data seismik sintetik yang diperoleh
dari data sumur.
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
21/24
2.4. Ekstraksi Wavelet
Ekastraksi wavelet dilakukan untuk mendapatkan wavelet, yang nantinya
wavelet tersebut di konvolusikan dengan koefisien refleksi sumur, sehingga
menghasilkan trace seismik sintetik. Untuk memperoleh wavelet dapat
dilakukan dengan ekastraksi wavelet langsung dari trace seismik maupun dari
sumur, selain itu wavelet juga dapat diperoleh dengan membuat wavelet
bandpass dan ricker.
2.5. Trace Seismik Sintetik
Trace seismik sintetik merupakan konvolusi antara wavelet dan koefisien
refleksi sumur.. Penggunaan wavelet yang sama pada pembuatan kedua
trace seismik sintetik di dasarkan pada trace seismik real yang merupakan
hasil pengambilan data seismik di lapangan juga menggunakan satu jenis
wavelet.
2.6. Well Seismic Tie
Well Seismic Tie atau yang disebut juga dengan pengikatan data seismik
oleh data sumur merupakan pengkorelasian trace seismik sintetik dengan
trace seismik real yang berada di dekat sumur. Pengkorelasian ini
dilakukan untuk melihat kesamaan trace seismik sintetik dengan trace
seismik real. Pada pengorelasian ini diusahakan memperoleh nilai korelasi
yang maksimal dengan windows seminimal pada daerah yang interest.
Dengan memperoleh nilai korelasi yang maksimal, nantinya juga
akan diperoleh nilai P-wave corr yang maksimal. P-wave corr inilah yang
nantinya digunakan untuk membuat model awal AI. Selain memperoleh
P-wave corr, proses korelasi seismik juga dilakukan untuk melakukan
marker horizon pada trace seismik real. Setelah proses Well Seismic Tie
dirasa maksimal dan diperoleh P-wave corr, maka marker yang sebelumnya
telah di load di data base digunakan acuan untuk membuat markerpada trace
seismik real.
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
22/24
Pada hakekatnya ketika Well Seismic Tie mulai dilakukan maka
pada posisi tersebutlah kedalaman dalam domain waktu antara sumur dan
seismik sama persis, akan tetapi korelasi belum tentu mencapai maksimal.
Oleh karena itu diperlukan proses pengubah-ubahan wavelet dan shifting
agar korelasi ini mencapai hasil maksimal, akan tetapi proses shifting tidak
boleh merubah posisi awal antara sumur dan seismik terlalu jauh. Proses
shifting ini sebenarnya merubah nilai P-wave check pada kedalaman tertentu
sehingga menghasilkanP- wave corr, dimanaP-wave corr ini merupakan nilai
kecepatan gelombangsonicpada satu kedalaman tertentu dari data sumur yang
telah di korelasikan dengan kecepatan gelombang seismik pada kedalaman
tersebut.
2.7. Picking Horizon
Picking horizon dapat dilakukan pada fasa peak, trough maupun di
fasa nol, hal ini terhantung pada jatuhnya letak posisi marker di trace
seismik real ketika proses Well Seismic Tie dilakukan.
2.8. Model awal
Prinsip dari pembuatan Model awal ini yaitu menyebarkan nilai AI pada
kedalaman tertentu dari sumur kedalam penampang peta struktur waktu.
Penyebaran nilai AI ini mengikuti pola dari phase trace sismik dan dibatasi
oleh marker horizon yang telah dimasukkan ke penampang seismik.
2.9. Seismik Inversi AI Model Based
Setelah data Model awal telah diperoleh, maka model awal tersebut
digunakan sebagai input untuk melakukan Inversi Model Based. Pada seismik
inverse model based ini digunakan batasan hanya pada daerah yang ada
hidrokarbon di mana pada daerah itu sudah terbukti adanya hidrokarbon
berdasarkan pengeboran.
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
23/24
2.10. Interpretasi
Intepretasi dilakukan untuk melihat daerah-daerah yang diprediksi
memiliki potensial adanya hidrokarbon berdasarkan data Impedansi akustik
hasil Inversi Model Based. Selain itu untuk menentukan daerah potensi ini
juga digunakan analisa data nilai porositas pada daerah penelitian.
I.Waktu dan Tempat Pelaksanaan Kerja Praktek
Kerja Praktek ini dilaksanakan pada :
Waktu : 1 Februari 30 Februari 2015
Tempat : PT. Elnusa Tbk.
Jl.T.B. Simatupang Kav. 1B Jakarta, Indonesia
J.RENCANA KEGIATAN KERJA PRAKTIK
Tahapan-tahapan kegiatan kerja praktik dan waktu pelaksanaannya
adalah sebagai berikut :
Kegiatan
Minggu ke-
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1. Pelaksanaan KP X X X X X
2. Pembuatan Laporan KP X X X X
3. Seminar dan Ujian KP X
-
8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx
24/24
K. DAFTAR PUSTAKA
Abdullah,Agus.2007.EnsiklopediSeismikOnline.
(http//: ensikolpediseismik.blogspot.com). Diakses tanggal akses :
4 september 2014 pukul 19.40
Djoko Sunarjanto,dkk.,2007, PEMUTAKHIRAN CEKUNGAN SEDIMEN
TERSIER INDONESIA, Laporan Penelitian Pusat Penelitian dan
Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi, Jakarta, 2007 (tidak
dipublikasikan).
Russell, B, H., 1991, Introduction to Seismic Inversion Methods, third edition,Volume 2 SN, Domenico, Editor Course Notes Series.
Sismanto. 1999.Modul: 3, Interpretasi Data Seismik. Geofisika FMIPA UGM.Jogjakarta
Sukmono Sigit, 2001, Karakterisasi Reservoar Seismik, Laboraturium Teknik Geofisika ITB:
Bandung.
Tarner, M.T., Koehler, F., dan Sheriff, R.E., 1979, Complex Seismic Trace Analysis,
Geophysics, Vol. 44 No. 6, 10411063.
Sukmono Sigit, 2009 Seismic Atribut Analysis, Laboratory of Reservoir
Geophysics: Bandung., Advance
Sudarmo, Y. 2002.Modul Kursus Interpretasi Log. PT.Elnusa Geosains. Jakarta.