UNIVERSITAS INDONESIA

UNIVERSITAS INDONESIA

INTEGRASI DATA TES TEKANAN TRANSIEN DENGAN ATRIBUTATRIBUT SEISMIK, IMAGE LOG, DAN MODEL GEOLOGI UNTUK PENENTUAN KARAKTER RESERVOIR LAPANGAN-K, CEKUNGAN SUMATERA TENGAH

TESIS

ADY DHARMAWAN 0806420726

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM PROGRAM STUDI ILMU FISIKA KEKHUSUSAN GEOFISIKA RESERVOAR JAKARTA JUNI 2011 Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

UNIVERSITAS INDONESIA

INTEGRASI DATA TES TEKANAN TRANSIEN DENGAN ATRIBUTATRIBUT SEISMIC, IMAGE LOG, DAN MODEL GEOLOGI UNTUK PENENTUAN KARAKTER RESERVOIR LAPANGAN-K, CEKUNGAN SUMATERA TENGAH

TESIS

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister

ADY DHARMAWAN 0806420726

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM PROGRAM STUDI ILMU FISIKA KEKHUSUSAN GEOFISIKA RESERVOAR JAKARTA JUNI 2011 ii Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011


KATA PENGANTAR Puji syukur saya panjatkan kepada Allah SWT, karena atas berkat dan rahmat-Nya, saya dapat menyelesaikan tesis ini dengan tepat waktu. Penulisan tesis ini dilakukan dalam rangka memenuhi salah satu syarat untuk mencapai gelar magister pada program studi Geofisika Reservoar di Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetauan Alam, Universitas Indonesia. Saya menyadari bahwa tanpa bantuan dan bimbingan dari berbagai pihak, dari masa perkuliahan sampai pada penulisan tesis ini, sangatlah sulit bagi saya untuk menyelesaikan tesis ini. Oleh karena itu, saya mengucapkan terima kasih kepada: 1. Dr. rer. nat. Abdul Haris yang telah meluangkan waktu, tenaga dan pikiran untuk mengarahkan saya dalam penyusunan tesis ini; 2. Pihak Kondur Petroleum SA yang telah banyak membantu dalam memperoleh data yang diperlukan dan memberikan ijin untuk digunakan dalam tesis ini; 3. Orang tua, mertua dan istri saya, Indah Meutia, yang telah memberikan dukungan moral untuk terus menjaga spirit saya dalam penyelesaian tesis; 4. ”Narasangsa”, calon anak lelakiku, sumber inspirasi dan semangat terbesarku dalam menyelesaikan tulisan ini, semoga ini dapat pula mengilhamimu kelak dikemudian harimu; 5. Teman-teman Kondur Petroleum SA atas segala dukungan dan diskusinya; 6. Teman-teman GRUI08 atas segala bantuan dan persahabatannya selama menjalani hari-hari di Salemba. Akhir kata, saya berharap Allah SWT berkenan membalas segala kebaikan semua pihak yang telah membantu. Semoga tesis ini membawa manfaat bagi pengembangan ilmu.

Jakarta, 28 April 2011 Penulis

v Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011


ABSTRAK Name Study Program Title

: Ady Dharmawan : Reservoir Geophysics : Integrasi Data Test Tekanan Transien dengan Atribut-atribut seismik, Image Log dan Model Geologi untuk Penentuan Karakter Reservoir pada ’Lapangan-K’, Cekungan Sumatera Tengah.

Interpretasi data tekanan transient pada daerah dengan patahan dan lingkungan stratigrafi yang komplek dapat menjadi hal yang sulit. Pada daerah lingkungan pengendapan fluvial, dimana kemenerusan lapisan batuan pasir sangan tidak menentu, interpretasi tes tekanan transient dapat menghasilkan berbagai solusi yang tidak unik, yang mungkin cocok dengan data. Penggunaan analisis atribut-atribut seismik, inversi dan image log untuk menentukan model geologi yang mengontrol interpretasi tes tekanan transient dapat memberikan pemahaman akan heterogenitas dan batas-batas reservoir dengan lebih baik. Penelitian ini dilakukan dengan mengintegrasikan analisa data atribut seismik, inversi dan data image log untuk pembuatan model gelogi dan interpretasi tekanan transien pada “Lapangan-K”. Hasil dari penelitian ini memberikan suatu hipotesa baru yang dapat menjadi jembatan terhadap sudut pandang antara para ahli ilmu kebumian dan insinyur perminyakan dan memberikan pemahaman yang lebih baik bagi keduanya terhadap potensi hidrokarbon pada reservoir dengan lingkungan pengendapan fluvial yang kompleks.

Kata Kunci: Tekanan transien, Atribut seismik, Seismic Inversi dan Image Log.

vii Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

ABSTRACT Nama Program Studi Judul

: Ady Dharmawan : Geofisika Reservoar : Integrating Pressure Transient Test Data With Seismic Attributes, Image Log & Geological Model To Characterize Reservoir at K-Field, Central Sumatra Basin

Interpreting pressure-transient tests in complex faulted and stratigraphic environments can be difficult. In fluvial-depositional environments, in which sand continuity is a significant uncertainty, pressure-transient-test interpretation can generate several non unique solutions, all of which may match test data. Integrated study of seismic-attribute analysis, inversion & image log for defining geological model which by constrain pressure-transient-test interpretation leads to a better understanding of reservoir heterogeneities and boundaries. In this research, integration study of seismic-attribute analysis, inversion and image log for defining geological model and pressure-transient-test interpretation applied on “K-field” area. The result of this integrated study provide a geological model as new hypothesis that act as a bridging for integrating geosciences and engineering point of view and also give those parties better understanding about the hydrocarbon potential from complex fluvial reservoir environment.

Keywords : pressure transient, Seismic Attributes, Seismic Inversion and Image Log.

viii Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL ............................................................................................. HALAMAN PERNYATAAN ORISINILITAS................................................... HALAMAN PENGESAHAN .............................................................................. KATA PENGANTAR .......................................................................................... HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI .......................... ABSTRAK ............................................................................................................. ABSTRACT .......................................................................................................... DAFTAR ISI ......................................................................................................... DAFTAR GAMBAR ............................................................................................. DAFTAR TABEL .................................................................................................

ii iii iv v vi vii viii ix x xi

I. PENDAHULUAN ............................................................................................. I.1. Latar Belakang .......................................................................................... I.2. Perumusan Masalah................................................................................... I.3. Tujuan Penelitian ...................................................................................... I.4. Manfaat Penelitian .................................................................................... I.5. Batasan Penelitian ....................................................................................

1 1 2 3 3 3

II. GEOLOGI REGIONAL ................................................................................ II.1. Tatanan Geologi Regional ...................................................................... II.2. Ringkasan Perkembangan Geologi di Daerah Penelitian ..................... II.3. Stratigrafi Regional Daerah Penelitian .................................................. II.4. Formasi Pematang ...................................................................................

5 5 5 8 13

III. TINJAUAN PUSTAKA................................................................................ III.1. Inversi Data Seismik .............................................................................. III.1.1. Metode Inversi ............................................................................. III.1.2. Metode Inversi ............................................................................. III.1.3. Inversi Model Based (Blocky)...................................................... III.2. Attribut Seismik ..................................................................................... III.2.1. Neural Network ............................................................................ III.2.2. Seismic Facies .............................................................................. III.3. Analisa Uji Sumur .................................................................................. III.3.1. Persamaan Difusitas ...................................................................... III.3.2. Konsep Dasar Tekanan Transien ..................................................

15 15 15 20 20 23 23 25 25 26 28

IV. METODOLOGI PENELITIAN.................................................................. 31 IV.1. Tahap Pendahuluan ............................................................................... 31 IV.2. Tahap Pengumpulan Data ..................................................................... 32 IV.3. Tahap Pengolahan dan Analisis Data ................................................... 33 IV.3.1. Interpetasi Seismik ........................................................................ 33 IV.3.2.Pembuatan Peta Atribut Seismic Facies ………………….……..33 IV.3.3 Pembuatan Peta Distribusi Impedansi Akustik (AI).....................38 IV.3.4 Pemodelan Reservoir dengan Analisis Tekanan Transien.............43

ix Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

IV.4. Tahap Penyelesaian dan Penyajian Data .............................................. 41 V. ANALISA DAN HASIL PEMBAHASAN................................................... 46 V.1. Analisa Interpretasi Seismik ................................................................... 46 V.2. Analisa Hasil Atribut Seismic (Waveform Classification) ................... 47 V.3. Analisa Hasil Inversi Seismik ................................................................ 49 V.4. Integrasi Pemodelan Tekanan Transien ................................................ VI. KESIMPULAN DAN DISKUSI .................................................................. 59 DAFTAR ACUAN ................................................................................................. 61

x Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

DAFTAR GAMBAR Gambar 1.1. Gambar 1.2. Gambar 2.1. Gambar 2.2. Gambar 2.3. Gambar 2.4. Gambar 2.5. Gambar 3.1.

Gambar 3.2.

Gambar 3.3.

Gambar 3.4.

Gambar 3.5. Gambar 3.6.

Gambar 3.7.

Gambar 3.8.

Presure Derivative Analysis

Daerah penelitian Areaa-K, Blok Kondur Petroleum SA, Cekungan Sumatera Tengah. Fisiografi Cekungan Sumatra Tengah (Heidrick dan Aulia, 1993) Tatanan tektonik regional pada Coastal Plain Block (Heidrick dan Aulia, 1993) Stratigrafi regional daerah penelitian Model Geologi Pematang Rift di Area-K (Studi internal, 2006) Model Pengisian Formasi Pematang (Studi internal, 2006) Diagram alur permodelan data seismik. Bagan kiri merupakan forward modeling dari input earth model untuk membuat respons seismik, sedangkan bagan kanan sebaliknya membuat earth model dari input data respons seismik yang sudah ada. (Russel, 1998) Diagram skematik pemodelan data seismik yang merupakan ilustrasi visual dari gambar 2-1. Hasil inverse modeling akan lebih mudah digunakan sebagai dasar interpretasi dibandingkan data seismik aslinya (forward modeling) (Russel, 1998) Diagram kartun perbedaan antara tahapan akuisisi (a), Inversi (b) sampai karakterisasi (c). Proses akuisisi membuat data respons seismik berdasarkan konvolusi antara model bumi dengan wavelet. Proses inversi mengubah data seismik menjadi impedansi akustik. Tahapan karakterisasi menggunakan data impedansi akustik untuk menginterpretasi kondisi bumi. Proses karakterisasi yang menggunakan hasil inversi akan menaikan akurasi dari interpretasi yang dilakukan. (Jason,2001) Perbandingan visual antara data seismik konvensional (a) dengan data seismik yang telah dilakukan inversi yang barupa impedansi akustik (b). Terlihat hasil inversi lebih dekat ke model geologi dibandingkan data seismik konvensional (Jason, 2001). Diagram alir proses inversi dengan menggunakan metoda model based (Russel, 1988). Diagram ilustrasi penggunan teknik inversi model based pada data seismik 2D. Sumur B menembus lapisan batupasir yang mengandung gas sedangkan sumur A tidak mengandung gas (Cooke & Schneider, 1983 vide Russel, 1988). Trace seismik dari sumur A dan B (gambar (a)) dan trace inversi sumur A dan B (gambar (b)) dari sumur-sumur pada gambar 2-7. Pada trace inversi sumur B terlihat adanya anomali pada time 200 ms yang tidak muncul pada sumur A (Cooke & Schneider, 1983 vide Russell, 1988). Klasifikasi seismik attributte (AAPG memoir 42, page 234)

Gambar 3.9. Prinsip dasar seismik waveform classification. Gambar 3.10. PTA dan Batas Reservoir ( G. Boudarot, Well Testing Interpretation Methods)

xi Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

Gambar 4.1. Gambar 4.2.

Diagram Alur Penelitian. Peta Daerah penelitian memiliki luas sekitar 65 km sq dan masuk dalam area seismik 3D. Total sumur yang digunakan 9 sumur. Gambar 4.3. Validasi akurasi data dan korelasi data sumur - seismik dengan synthetic seismogram pada sumur R-01 Gambar 4.4. Validasi akurasi data dan korelasi data sumur - seismik dengan synthetic seismogram pada sumur C-01 Gambar 4.5. Penampang Seismik dengan horison hasil interpretasi yang melewati sumur R-1, R-2 dan R-3 Gambar 4.6. Peta hasil interpolasi horizon LPA dan jejak lintasan seismik pada Gambar 4-4 Gambar 4.7. Parameter yang digunakan dan hasil pengelompokan bentuk gelombang seismic. Gambar 4.8. Peta distribusi atribut seismik fasies (Waveform Classification) Gambar 4.9. Wavelet operator yang digunakan dalam penelitian Gambar 4.10. Well-seismic tie untuk sumur R-01 Gambar 4.11. Well-seismic tie untuk sumur R-02 Gambar 4.12. Well-seismic tie untuk sumur R-03 Gambar 4.13. Model awal (initial model) Gambar 4.14. History Plot Gambar 4.15. Log-log Plot: Gambar 5.1. Gambar 5.2.. Gambar 5.3. Gambar 5.4. Gambar 5.5. Gambar 5.6. Gambar 5.7. Gambar 5.8. Gambar 5.9. Gambar 5.10. Gambar 5.11. Gambar 5.12. Gambar 5.13.

Penampang Seismik dengan horison hasil interpretasi yang melewati sumur R-1, R-2 dan R-3 Model Geologi berdasarkan seismik dan hasil uji sumur R-01 Model Geologi berdasarkan data seismik dan hasil uji sumur R-01, R-02 dan R-03 Peta penyebaran klasifikasi bentuk gelombang dan interpretasinya Bentuk gelombang pada interval LPA-LPD di sumur R-01,R-02 dan R-03. Penampang seismik inversi yang melalui sumur R-01, R-02 dan R-03 Peta irisan horizon akustik impedansi (LPA+5, LPA+10 dan rerata LPALPD). Analisis Tekanan Transien dengan model batas tegak lurus Analisis Tekanan Transien dengan model batas parallel fault Analisis Tekanan Transien dengan model batas intersecting fault Analisis Tekanan Transien dengan model batas tak terbatas Analisis Tekanan Transien dengan model batas satu patahan Analisis Tekanan Transien dengan model batas berbentuk lingkaran

Gambar 5.14. Indikasi keberadaan pebbly sandstone pada image log sumur R-02 Gambar 5.15. Indikasi keberadaan Pebbly sandstone pada image log sumur R-02 Gambar 5.16. Indikasi keberadaan Cross-beded dan masive sandstone pada image log sumur R-02 Gambar 5.17 Peta model geologi berdasarkan seismic waveform classification pada interval LPA-LPD Gambar 5.18. Pemodelan geologi berdasarkan seismik inversi pada penampang yang melalui sumur R-01, R-02 dan R-03. Gambar 5.19. Integrasi antara waveform classification dengan FMI data

xii Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

DAFTAR TABEL Tabel 4.1. Data sumur di daerah penelitian Tabel 4-2. Tabel korelasi antara data sumur (sintetik) dan seismik Tabel 4-3. Parameter-parameter masukan inversi Model Based. Tabel 4.4. Data uji tekanan sumur. Tabel 4.5. Data uji laju aliran fluida sumur

xiii Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

ABSTRAK Name Study Program Title

: Ady Dharmawan : Reservoir Geophysics : Integrasi Data Test Tekanan Transien dengan Atribut-atribut seismic, Image Log dan Model Geologi untuk Penentuan Karakter Reservoir pada ’Lapangan-K’, Cekungan Sumatera Tengah.

Interpretasi data tekanan transient pada daerah dengan patahan dan lingkungan stratigrafi yang komplek dapat menjadi hal yang sulit. Pada daerah lingkungan pengendapan fluvial, dimana kemenerusan lapisan batuan pasir sangan tidak menentu, interpretasi tes tekanan transient dapat menghasilkan berbagai solusi yang tidak unik, yang mungkin cocok dengan data. Penggunaan analisis atribut-atribut seismik, inversi dan image log untuk menentukan model geologi yang mengontrol interpretasi tes tekanan transient dapat memberikan pemahaman akan heterogenitas dan batas-batas reservoir dengan lebih baik. Penelitian ini dilakukan dengan mengintegrasikan analisa data atribut seismik, inversi dan data image log untuk pembuatan model gelogi dan interpretasi tekanan transien pada “Lapangan-K”. Hasil dari penelitian ini memberikan suatu hipotesa baru yang dapat menjadi jembatan terhadap sudut pandang antara para ahli ilmu kebumian dan insinyur perminyakan dan memberikan pemahaman yang lebih baik bagi keduanya terhadap potensi hidrokarbon pada reservoir dengan lingkungan pengendapan fluvial yang kompleks.

Kata Kunci: Tekanan transien, Atribut seismik, Seismic Inversi dan Image Log.


ABSTRACT Nama Program Studi Judul

: Ady Dharmawan : Geofisika Reservoar : Integrating Pressure Transient Test Data With Seismic Attributes, Image Log & Geological Model To Characterize Reservoir at K-Field, Central Sumatra Basin

Interpreting pressure-transient tests in complex faulted and stratigraphic environments can be difficult. In fluvial-depositional environments, in which sand continuity is a significant uncertainty, pressure-transient-test interpretation can generate several non unique solutions, all of which may match test data. Integrated study of seismic-attribute analysis, inversion & image log for defining geological model which by constrain pressure-transient-test interpretation leads to a better understanding of reservoir heterogeneities and boundaries. In this research, integration study of seismic-attribute analysis, inversion & image log for defining geological model and pressure-transient-test interpretation applied on “K-field” area. The result of this integrated study provide a geological model as new hypothesis that act as a bridging for integrating geosciences & engineering point of view and also give those parties better understanding about the hydrocarbon potential from complex fluvial reservoir environment.

Keywords : pressure transient, Seismic Attributes, Seismic Inversion and Image Log.


BAB I PENDAHULUAN

I.1. Latar Belakang Perbedaan sudut pandang antara para Engineer dan Geoscientist mengenai karakter suatu reservoir tidak jarang menjadi suatu permasalahan yang sangat penting terutama ketika para Geoscientist menyatakan bahwa suatu reservoir memiliki volume yang sangat besarberdasarkan data bawah permukaan, sedangkan para Engineer mengatakan bahwa reservoir tersebut mempunyai dimensi yang sangat terbatas. Kasus semacam ini sering terjadi pada reservoir endapan fluvial yang merupakan reservoir penting diseluruh dunia. Hal ini merupakan karakterisasi dari pengendapan sedimen fluvial yang membentuk suatu arsitektur reservoir yang kompleks, bentuk geometri dan distribusi penyebaran spasial atau berpola. Keheterogenal internal, sifat-sifat petrofisika serta konektifitas antar unit aliran, kanal batuan pasir yang bergabung menciptakan suatu ketidakpastian yang sangat besar dalam mencirikan sifat-sifat suatu reservoir (SPE 110272). Pengujian sumur, yang mengukur respon dinamik dari reservoir, merupakan alat yang sangat potensial sebagai alat untuk menyelidiki sifat-sifat dalam sistem reservoir fluvial. Dengan integrasikan ilmu kebumian dan perekayasaan, ketidak pastian yang dihasilkan dari deskripsi reservoir dan analisa uji sumur dalam sistem yang heterogen dapat dikurangi secara substansial. Integrasi geologi dengan interpretasi uji sumur telah sering dibahas dalam literatur dunia industri, telah dinyatakan bahwa integrasi dari ilmu kebumian dan pengujian sumur mengurangi ketidakpastian dalam pendeskipsikan reservoir, terutama pada reservoir-reservoir endapan fluvial. Metode integrasi ini dilakukan dengan dilakukan dengan menggabungkan penggunaan suatu kumpulan data yang terdiri dari analisis data seismic atribut, inversi dan image log untuk mengkonfirmasi data uji pressure-buildup pada sumur. (SPE 48880).


2

Seismic 3D data mempunyai keterbatasan dalam resolusi vertikal, sehingga terkadang akan sulit untuk memetakan suatu lapisan dengan ketebalan yang kurang dari 1/4 panjang gelombang seismik pada kedalam tersebut, untuk mengatasi hal ini, para ahli ilmu kebumian melakukan pengolahan data seismik attribut dan inversi dengan menggunakan bantuan informasi data sumur, sehingga dihasilkan data yang mampu menggambarkan karakterisasi dari reservoir. Analisa tekanan transien merupakan suatu alat yang dapat memodelkan jenis reservoir dan memperkirakan jarak terhadap batas suatu reservoir, sehingga integrasi keduanya dapat menghasilkan deskripsi karakterisasi reservoir yang dapat diterima berbagai pihak.

Gambar 1.1. Presure Derivative Analysis

I.2. Perumusan Masalah Berdasarkan interpretasi data 3D seismik dan pembacaan data rekaman sumur R-01, R-02 dan R-03 dan R-03 pada daerah K ditemukan terdapat distribusi batuan pasir pada formasi Pematang, akan tetapi berdasarkan deskripsi litologi dari data core dan interpretasi pencitraan lubang bor terdapat perbedaan pada ketiga sumur tersebut, sehingga timbul dugaan bahwa ketiga reservoir tersebut tidak berhubungan. Studi dan penulisan tesis berusaha menberikan gambaran model distribusi dan reservoir fluvial yang terdapat pada formasi lower pematang tersebut yang dapat diterima oleh berbagai pihak ( ahli geologi,

Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011Universitas Indonesia

3

geofisika dan insinyur perminyakan), sehingga dapat membantu mengoptimalkan program-program pengeboran di Area K.

I.3. Tujuan Penelitian Tujuan dari penelitian ini adalah untuk membuat suatu konsep model geologi yang dapat menjelaskan karakterisi reservoir daerah K dengan integrasi interpretasi 3D seismic dengan bantuan data atribut seismic facies (waveform classification), inversi data seismic dan image log serta dikontrol dengan data analisis tekanan transien pada Formasi Pematang, Cekungan Sumatera Tengah. Penentuan karakterisasi reservoir tersebut akan digunakan untuk membantu mengoptimalkan lokasi pengeboran sumur-sumur di area ini.

I.4. Manfaat Penelitian Penelitian ini merupakan bagian dari studi pada Formasi Pematang yang dilakukan oleh Kondur Petroleum SA. Informasi tentang karakter reservoir diperlukan untuk membantu mengoptimalkan posisi sumur-sumur pemboran yang diajukan untuk dibor di Area-K, yang tentunya dengan posisi optimal, produksi hidrokarbon di Area inipun dapat ditingkatkan.

I.5. Batasan Masalah Penelitian ini dibatasi hanya pada prediksi jenis, karakter dan batas reservoir dari formasi lower Pematang (LPA-LPD) dengan menggunakan analisa tekanan transien pada bebarapa sumur didaerah K (R-01,R-02 dan R-03) sebagai kontrol model geologi yang hasilkan oleh

interpretasi seismic 3D

yang

diintegrasikan oleh data seismik atribut, seismik inversi dan data sumur pada formasi. Beberapa pendekatan digunakan untuk melakukan analisis tekanan transien ini.


4

Gambar 1.2. Daerah penelitian Area-K, Blok Kondur Petroleum SA, Cekungan Sumatera Tengah


BAB II GEOLOGI REGIONAL

II.1. Tatanan Geologi Regional Daerah kontrak kerja Kondur Petroleum SA berlokasi di Cekungan Bengkalis, yang merupakan bagian tepi timurlaut dari Cekungan Sumatra Tengah. Cekungan Sumatera Tengah merupakan bagian dari suatu rangkaian cekungan busur belakang di antara blok mikro-kontinental yang stabil yang dikenal sebagai Paparan Sunda. Cekungan ini terbentuk karena adanya penunjaman di sebelah baratdaya akibat pergerakan lempeng Samudera Indonesia ke arah utara di sepanjang tepi Paparan Sunda yang menghasilkan pengangkatan berupa Pegunungan Barisan. Secara fisiografis, Cekungan Sumatra Tengah terletak di antara Cekungan Sumatra Utara dan Cekungan Sumatra Selatan yang dibatasi oleh Tinggian Asahan di sebelah utara dan baratlaut, Tinggian Tiga Puluh di sebelah tenggara, Paparan Sunda di sebelah timur, serta Bukit Barisan di bagian barat dan baratdaya (Gambar 2.1).

II.2. Ringkasan Perkembangan Geologi di Daerah Penelitian Cekungan Bengkalis di daerah Selat Malaka ini merupakan hasil dari adanya sesar geser mengkanan yang dikenal dengan Sistem Sesar Sumatra. Cekungan ini berupa graben-graben yang terjadi dari fase tektonik ekstensional. Graben tersebut terisi oleh sedimen klastik kontinental kasar yang berumur Eosen Akhir sampai Oligosen Awal. Tensional block faulting selama Oligosen sampai Miosen

Awal

menyebabkan

terjadi

pengangkatan

yang

mengakibatkan

terbentuknya beberapa tinggian dan reaktivasi sesar-sesar tua (sesar normal). Fase penurunan (subsidence) selama Miosen Tengah menghasilkan suatu sikuen sedimentasi yang secara gradual ke arah lingkungan marine. Heidrick dan Aulia (1993) menyatakan bahwa deformasi yang terjadi di Cekungan Sumatra Tengah khususnya pada daerah Coastal Plain Block termasuk Cekungan Bengkalis (Gambar 2.2), dapat dibagi menjadi 4 fase, yaitu:

Universitas Indonesia Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

6

Cekungan Sumatra Utara

Malaysia

Cekungan Sumatra Tengah

Cekungan Sumatra Selatan

N6ºE Cekungan Sunda

Arah Pergerakan Lempeng

Cekungan Jawa Utara

Gunung Api Kuarter

Skala 0

500 Km

Gambar 2.1. Fisiografi Cekungan Sumatra Tengah (Heidrick dan Aulia, 1993).

a. Fase deformasi Pre-Eosen (F0) yang ditandai oleh elemen struktur yang terdapat pada batuan dasar. Pada fase ini batuan dasar mengalami metamorfisme, pengangkatan, perlipatan, pensesaran serta intrusi granit. Adanya pengangkatan tersebut menghasilkan tinggian-tinggian sebagai batas yang penting pada pengendapan selanjutnya. b. Fase (F1) berupa rifting yang terjadi pada kala Eosen-Oligosen. Episode F1 terjadi akibat adanya tumbukan lempeng Samudera Hindia terhadap lempeng Benua Asia yang menghasilkan gaya trans-tensional hampir di seluruh lempeng Sunda. Gaya ini menyebabkan terbentuknya sistem pemekaran kerak benua yang menghasilkan rangkaian geometri graben dan half graben. Fase


7

ini juga merupakan penyebab terbentuknya sesar-sesar normal berarah utara dan timurlaut yang terkonsentrasi di sepanjang dua buah zona rifting berkesinambungan yang terpisah dan terisi oleh sedimen klastik darat dan sedimen danau dengan ketebalan yang berbeda-beda. Deformasi ekstensional pada skala besar berakhir pada saat pembentukan kelompok sedimen Pematang.

Gambar 2.2. Tatanan tektonik regional pada Coastal Plain Block (Heidrick dan Aulia, 1993)

c. Fase (F2) berupa fase saging yang terjadi pada kala Miosen Awal. Pada tahap ini terjadi penurunan dan transgresi pada cekungan, kemudian diikuti oleh


8

pengendapan sedimen-sedimen kelompok Sihapas. Pada akhir F2 ini ditandai oleh munculnya sesar-sesar mendatar sepanjang sesar-sesar yang berarah utara – selatan yang terbentuk sebelumnya. d. Fase (F3) merupakan fase kompresi yang terjadi pada kala Miosen Tengah. Pada fase ini terjadi pembalikan struktur (structural inversion) akibat gaya kompresi menghasilkan struktur-struktur sesar naik sepanjang jalur sesar mendatar yang terbentuk sebelumnya. Fase ini berhubungan dengan pengangkatan regional, busur vulkanisme utama dan sesar geser dekstral di sepanjang Bukit Barisan (sesar besar Sumatra) serta gaya kompresi yang ada di sepanjang Cekungan Sumatra Utara dan Sumatra Tengah.

II.3. Stratigrafi Regional Daerah Penelitian Cekungan Bengkalis bagian Utara yang terdapat dalam Cekungan Sumatra Tengah, secara umum urutan stratigrafinya dapat dibedakan menjadi 4 sikuen pengendapan yang menggambarkan fase pembentukan dari cekungan itu sendiri, yaitu: 1. Sikuen syn-rift berumur Eosen – Oligosen Bawah yang tersusun oleh sedimen kipas aluvial, fluvial dan lakustrin yang mempunyai batuan sumber lokal. Pada sikuen ini terdapat 4 formasi yaitu Formasi Basal Clastic yang merupakan sedimen fluvial syn-rift tahap pertama dan terdiri dari batupasir wacke, Formasi Brown Shale yang didominasi oleh sedimen lakustrin dan lingkungan fluvial yang berasosiasi dengannya, Formasi Interbedded Sandstone yang terdiri dari perselingan batupasir dan batulempung, dan Formasi Upper Pematang Sandstone yang tersusun atas batupasir masif dan sisipan batulempung di beberapa tempat. 2. Sikuen post-rift berumur Oligosen Atas – Miosen Tengah yang tersusun atas sedimen fluvial, batupasir delta dan laut, batuserpih dan batubara. 3. Sikuen syn-orogenic berumur Miosen Tengah – Pliosen yang terdiri dari batupasir, batuserpih dan batubara sedimen deltaik dan fluvial. Sumber material penyusun berasal dari busur vulkanik Bukit Barisan yang terdapat pada bagian baratdaya cekungan.


9

4. Lapisan post-orogenic berumur Pleistosen – Holosen yang terdiri dari pasir dan tanah gambut estuarine.

Stratigrafi pada daerah ini menurut data perusahaan Kondur Petroleum S.A. dapat dibagi menjadi beberapa unit litostratigrafi yang agak berbeda dan lebih detil, yaitu Formasi Minas, Formasi Petani, Formasi Telisa, Formasi Sihapas, Formasi Transisi, Formasi Menggala, Formasi Pematang dan Basement (Batuan Dasar), seperti terlihat pada Gambar 2.3. Unit litostratigrafi dari tua ke muda adalah sebagai berikut : 1. Basement (batuan dasar) Komposisi basement didominasi oleh batupasir yang berwarna jernih, agak putih dan abu-abu muda, disertai dengan kemunculan mineral glaukonit, matriks kaolinitik, sejumlah kuarsit dengan urat-urat silika serta filit dengan mycropyritic cluster. 2. Formasi Pematang Formasi Pematang berumur Eosen hingga Oligosen dan diendapkan pada lingkungan pengendapan

fluvio-lacustrine, braided fluvial sampai braided

fluvial-alluvial fan. Formasi Pematang ditandai dengan munculnya batupasir konglomeratan. Litologi ini tersusun matriks pasir dan butiran batuan metamorf yang berukuran kerikil. Perselingan batuserpih yang ditemukan pada formasi ini berwarna abu-abu hingga coklat terang. 3. Formasi Menggala Formasi Menggala diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Pematang. Formasi ini dicirikan dengan lapisan-lapisan batupasir kasar tebal dengan perselingan tipis batuserpih/lempung yang berwarna abu-abu hingga merah. Bagian atas formasi ini diambil pada awal lapisan batupasir yang tebal, kasar dan memiliki sementasi yang cukup buruk. Formasi Menggala berumur Oligosen dan diendapkan pada lingkungan braided fluvial-alluvial fan sampai fluvial lower coastal plain.


11

Gambar 2.3. Stratigrafi Regional Daerah Penelitian


12

4. Formasi Transisi Formasi Transisi diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Menggala. Formasi ini didominasi oleh perselingan lapisan batupasir dan batulempung. Formasi Transisi berumur Oligosen dan diendapkan pada lingkungan fluvial. 5. Formasi Sihapas Formasi Sihapas diendapkan secara selaras di atas Formasi Transisi. Bagian atas dari Formasi Sihapas ditandai dengan kemunculan batupasir dan mulai menghilangnya batugamping foraminifera dan dolomit Formasi Telisa seiring dengan bertambahnya kedalaman. Formasi Sihapas terdiri dari perselingan antara batupasir dan batulempung/serpih serta kadang-kadang batubara tipis. Formasi ini kemudian dibagi menjadi dua satuan stratigrafi yaitu Formasi Upper Sihapas dan Lower Sihapas. Formasi Upper Sihapas didominasi oleh batuserpih/lempung dan lapisanlapisan tipis batupasir serpihan, sedangkan Formasi Lower Sihapas secara umum terdiri dari batupasir yang agak tebal dan lapisan batuserpih/lempung yang lebih tipis. Formasi Sihapas berumur Oligosen hingga Miosen dan diendapkan pada lingkungan pengendapan tide dominated delta sampai marine, dimana secara umum mengindikasikan suatu proses transgresi. 6. Formasi Telisa Formasi Telisa diendapkan secara selaras di atas Formasi Sihapas. Formasi ini didominasi oleh batulempung dan diselingi oleh lapisan batulanau, batugamping serta batupasir. Formasi Telisa berumur Miosen diendapkan pada lingkungan pengendapan marine. 7. Formasi Intra Petani Formasi Intra Petani diendapkan secara selaras di atas Formasi Telisa. Pada penampang seismik terdapat suatu reflektor kuat yang terdapat di antara Formasi Petani dan Formasi Telisa, reflektor ini kemudian disebut sebagai Formasi Intra Petani. Komposisi batuan pada formasi ini hampir sama dengan


13

Formasi Petani namun terdapat perbedaan, yaitu batulempung dalam formasi ini memiliki warna yang lebih coklat dan lebih bersifat calcareous. 8. Formasi Petani Formasi Petani diendapkan secara selaras di atas Formasi Intra Petani. Formasi ini didominasi oleh lapisan-lapisan batulempung terkadang ditemukan perselingan batupasir dan batulanau. Lapisan-lapisan batupasir umumnya tidak terkonsolodasi. Formasi Petani berumur Miosen dan diendapkan pada lingkungan marine. 9. Formasi Minas Formasi Minas diendapkan secara selaras di atas Formasi Petani. Formasi ini terdiri dari lapisan yang didominasi oleh batupasir dan terkadang muncul lapisan tipis batulempung. Dijumpai butiran sekunder terdiri dari vulkanik, karbonat dan fragmen litik, glaukonit serta terkadang mineral mafik. Formasi Minas berumur Miosen hingga Pliosen dan diendapkan pada lingkungan pengendapan deltaic.

II.4. Formasi Pematang Brown Shale yang merupakan anggota Formasi Pematang, terbentuk sebagai produk tektonik rifting. Formasi Brown Shale yang dijumpai cukup tebal berselingan dengan endapan batupasir yang tipis. Endapan sedimen yang berkembang pada anggota Brown Shale ini sangat dipengaruhi oleh tingkat penurunan cekungan. Dominasi shale pada Brown Shale menunjukkan bahwa tingkat penurunan jauh lebih besar daripada suplai sedimen. Hal ini berakibat pada terbentuknya bodi batupasir terisolasi kemudian ditutupi oleh endapan lacustrine shale. Berdasarkan peta ketebalan, Brown Shale dijumpai sangat tebal pada daerah bagian Barat, hal ini juga menunjukkan bahwa lacustrine paling dalam terletak di bagian barat juga. Formasi Pematang Brown Shale merupakan batuan sumber utama bagi reservoar yang ada di daerah penelitian, termasuk untuk sumur-sumur dengan prospek yang cukup dalam. Pematang Brown Shale ini mengandung organic-rich shale (carbon), dengan rata-rata TOC sekitar 3 %.


14

Model Geologi Pematang dapat dilihat pada gambar 2.4 sedangkan model perkembangan Formasi Pematang pada fase rifting ini dapat dilihat pada gambar 2.5. Berdasarkan model tersebut, sedimentasi diinterpretasikan berarah UtaraSelatan yang juga sejajar dengan arah sesar utama.

Figure 2.4. Model Geologi Pematang Rift System di Area-K (Studi internal, 2006)

Figure 2.5. Model Pengisian Formasi Pematang (Studi internal, 2006)


BAB III TINJAUAN PUSTAKA

Reservoir Characterization adalah suatu proses untuk memerikan sifat-sifat reservoar baik secara kualitatif maupun kuantitatif dengan menggunakan semua data yang tersedia (Sukmono, 2004).

Dengan demikian maka Seismik Reservoir

Characterization bisa didefinisikan sebagai suatu proses untuk mendeskripsikan karakter reservoir baik secara kualitatif maupun kuantitatif dengan menggunakan data seismik. Dalam penelitian ini, karakterisasi dilakukan dengan analisa hasil inversi , seismic facies (waveform classification) untuk mendefinisikan suatu model geologi yang kemudian didukung oleh data geologi dari sumur serta dikontrol analisa tekanan transient sehingga dihasilkan suatu pemahaman tentang karakterisasi reservoir yang dapat diterima oleh berbagai disiplin keilmuan (Geofisika, Geologi dan Reservoir Enginering) .

III.1. Inversi Data Seismik Seismik Inversi didefinisikan sebagai suatu teknik untuk membuat model bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai kontrol (Sukmono, 2000). Data seismik konvensional yang biasa digunakan diperoleh dari hasil proses pemodelan ke depan (Forward Model) yang berupa proses konvolusi dari reflektifitas batuan dengan wavelet dan ditambah dengan bising (noise).

Untuk karakterisasi

reservoar, diperlukan impedansi akustik sebagai input data, yang diperoleh dari proses Inversi (Inverse Modeling) (gambar 2-1 dan 2-2).

III.1.1. Impedansi Akustik Pada kondisi normal incidence, maka trace seismik merupakan hasil konvolusi antara reflektivitas R dengan wavelet W ditambah dengan noise N (bising ). Proses tersebut dapat diilustrasikan sebagai berikut : S = R*W+N Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011

(3.1)

16

dimana :

S

= Seismik

R

= Reflektifitas batuan

W =

Wavelet

N

= Noise (bising)

Untuk keperluan karakerisasi reservoar, maka diperlukan suatu proses pembalikan (inversi), sehingga dihasilkan impedansi akustik.

Secara matematis,

impedansi akustik adalah perkalian antara densitas dan cepat rambat gelombang pada batuan.

Forward Modeling

Input

Earth Model

Process

Modeling Algorithm

Output

Seismik Response

Inverse Modeling

Seismik Response

Inversion Algorithm

Earth Model

Gambar 3.1. Diagram alur permodelan data seismik. Bagan kiri merupakan forward modeling dari input earth model untuk membuat respons seismik, sedangkan bagan kanan sebaliknya membuat earth model dari input data respons seismik yang sudah ada. (Russel, 1998) Impedansi akustik mempunyai kelebihan dibanding data seismik konvensional. Data seismik masih berupa interface properties dan dipengaruhi oleh wavelet, sedangkan impedansi akustik sudah berupa layer properties dan pengaruh dari wavelet sudah dihilangkan.

Disamping itu, IA mempunyai hubungan langsung dengan

reservoir properties seperti porositas, sehingga bisa digunakan untuk mempermudah interpretasi dan input untuk karakterisasi reservoar.

Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011 Universitas Indonesia

17

Gambar 3.2. Diagram skematik pemodelan data seismik yang merupakan ilustrasi visual dari gambar 2-1. Hasil inverse modeling akan lebih mudah digunakan sebagai dasar interpretasi dibandingkan data seismik aslinya (forward modeling) (Russel, 1998)

Untuk data seismik yang berasal dari normal incidence (zero offset), maka inversinya akan berupa Impedansi Akustik (IA), yang secara matematis dituliskan sebagai berikut : IA = Vp . ρ?

(3.2)

dimana : IA =

Impedansi Akustik (gr/cc.ft/sec atau Kg/m3.m/sec)

ρ

Densitas batuan (g/cc atau kg/m3)

=

Vp =

Cepat rambat gelombang pada batuan (ft/sec atau m/sec) Mencari dan menentukan hubungan antara nilai Impedansi Akustik (IA) dengan

sifat-sifat fisik batuan yang diperoleh dari data log merupakan bagian dari karakterisasi Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011 Universitas Indonesia

18

reservoar. Hubungan yang diperoleh di sumur kemudian dikembangkan keluar area sumur dengan memanfaatkan impedansi akustik yang diperoleh dari hasil inversi seismik sebagai jembatan penghubung.

(a)

(b)

(c)

Gambar 3.3. Diagram kartun perbedaan antara tahapan akuisisi (a), Inversi (b) sampai karakterisasi (c). Proses akuisisi membuat data respons seismik berdasarkan konvolusi antara model bumi dengan wavelet. Proses inversi mengubah data seismik menjadi impedansi akustik. Tahapan karakterisasi menggunakan data impedansi akustik untuk menginterpretasi kondisi bumi. Proses karakterisasi yang menggunakan hasil inversi akan menaikan akurasi dari interpretasi yang dilakukan. (Jason,2001)

Hasil inilah yang kemudian bisa dipakai sebagai dasar untuk melakukan interpretasi geologi secara lebih komprehensif.

Perbandingan data seismik

konvensional dengan hasil inversi diperlihatkan pada gambar 2-4.

Gambar 2-4 (a)

memperlihatkan seismik konvensional yang masih berupa bidang antarmuka sedangkan gambar 2-4(b) memperlihatkan hasil inversi seismik yang lebih menunjukan tampilan geologi berupa suatu bentuk perlapisan batuan.


19

(a)

(b)

Gambar 3.4. Perbandingan visual antara data seismik konvensional (a) dengan data seismik yang telah dilakukan inversi yang barupa impedansi akustik (b). Terlihat hasil inversi lebih dekat ke model geologi dibandingkan data seismik konvensional (Jason, 2001). Impedansi Akustik merupakan sifat dasar dari suatu batuan dan merupakan fungsi dari litologi, porositas dsb.

Karena itu bekerja dengan menggunakan

impedansi akustik mempunyai beberapa keuntungan : • Proses inversi menghilangkan efek wavelet sehingga IA merupakan layer properties yang mempunyai resolusi jauh lebih tinggi dibandingkan seismik konvensional. Dengan demikian, maka interpretasi dapat dilakukan dengan tingkat akurasi yang lebih tinggi. • Di banyak daerah, impedansi akustik dapat menunjukkan indikasi suatu jenis batuan, dapat juga

menunjukkan porositas, bahkan bisa dipakai

sebagai indikator dari kehadiran hidrokarbon. Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011 Universitas Indonesia

20 • Analisa kuantitatif dari sifat–sifat reservoar, seperti net pay dan porositas rata-rata dapat diturunkan/dihitung lebih cepat dan lebih akurat dari data impedansi akustik, jika dibandingkan perhitungan dengan menggunakan analisa amplitudo seismik.

Data yang harus dipersiapkan untuk mendapatkan data seismik IA adalah: • Data seismik yang dipakai harus diproses dengan menjaga keaslian amplitudonya (preserved amplitude) • Interpretasi seismik yang mencakup interval of interests. • Tersedia data log sonik dan densitas. • Estimasi wavelet yang sesuai .

III.1.2 Metode Inversi Menurut Sukmono (2000), ada tiga macam metoda inversi yang umum dipakai dalam melakukan inversi data seismik saat ini.

Secara umum, diagram alir

sebuah proses inversi akan mengikuti pola pada gambar 2-5. Tiga metode yang dimaksud di atas akan dibahas secara lebih rinci, sebagai berikut : 1.

Metode Recursive

2.

Metode Model Based (Blocky)

3.

Metode Sparse Spike

III.1.3 Inversi Model Based (Blocky) Model ini dimulai dengan pembuatan model geologi dan kemudian membandingkan model tersebut dengan data seismik. Pada dasarnya Inversi Model based adalah mengikuti model konvolusi berikut ini:

S = R*W+N

(3.3)

Dengan asumsi : Seismic trace diketahui, Wavelet diketahui, Noise tidak berkorelasi dan acak. Reflektivitas (model geologi) di anggap benar jika saat dikonvolusikan dengan wavelet tertentu, menghasilkan synthetic trace yang sesuai dengan data seismik trace


21

riil. Penerapan inversi model-based dimulai dengan dugaan awal dan diperbaiki secara iterative mengikuti langkah seperti diperlihatkan pada gambar 2-6. Prosedur dalam inversi model based adalah: 1.

Membuat blok-blok impedansi awal .

2.

Membuat synthetic trace dengan cara mengkonvolusikan blok-blok impedansi awal dengan wavelet yang sudah diketahui.

3.

Membandingkan synthetic trace tersebut dengan data seismik trace riil.

4.

Memodifikasi amplitudo dan ketebalan dari blok-blok impedansi agar didapatkan tingkat kecocokan dengan data seismik riil yang lebih baik.

5.

Mengulang proses ini dengan jumlah iterasi sampai diperoleh nilai kecocokan yang tinggi.

SEISMIK TRACE

MODEL TRACE

CALCULATE ERROR

IS ERROR SMALL ENOUGH

YES

IMPEDANCE ESTIMATE

UPDATE IMPEDANCE

NO

Model Based Inversion

SOLUTION = ESTIMATE

DISPLAY

Gambar 3.5. Diagram alir proses inversi dengan menggunakan metoda model based (Russel, 1988).

Gambar 3.6 menunjukkan model dimana lapisan batu pasir yang mengandung gas menyisip di dalam batuan shale.


22 A

B

Gambar 3.6. Diagram ilustrasi penggunan teknik inversi model based pada data seismik 2D. Sumur B menembus lapisan batupasir yang mengandung gas sedangkan sumur A tidak mengandung gas (Cooke & Schneider, 1983 vide Russel, 1988). Penampang impedansi dari sumur mengandung batu pasir terletak disebelah kanan. Metode inversi model based digunakan dengan membuat dugaan model geologinya.

(b) (a) Gambar 3.7. Trace seismik dari sumur A dan B (gambar (a)) dan trace inversi sumur A dan B (gambar (b)) dari sumur-sumur pada gambar 2-7. Pada trace inversi sumur B terlihat adanya anomali pada time 200 ms yang tidak muncul pada sumur A (Cooke & Schneider, 1983 vide Russell, 1988). Gambar 2-8 kiri adalah model synthetic trace dari sumur A dan B, sedangkan gambar kanan adalah impedansi akustik hasil pemodelan geologi yang telah diiterasi


23

berulang-ulang sehingga didapat impedansi akustik keluaran yang sesuai dengan impedansi akustik sumur dari gambar 3-7. Metode inversi model based secara intuitif sangat menarik karena terhindar dari inversi data seismik itu sendiri. Di sisi lain bisa terjadi model yang dibuat sangat cocok dengan data, tapi hasilnya tidak sesuai dengan kondisi geologinya. Hal ini dapat terjadi karena pasangan kecepatan/kedalaman yang berbeda-beda dapat menghasilkan nilai yang sama karena itu inversi dengan metode model based bersifat non-uniqueness.

III. 2. Attribute Seismik.

Seismik attribute adalah sifat kuantitatif dan deskriptif dari data seismic yang dapat di display pada sekala yang sama pada data orisinil(Barnes 1999). Atau attribute adalah suatu derifatif suatu pengukuran seismik dasar. (Brown 2000). Semua attribute horizon dan formasi tidaklah independent satu sama lainnya. Perbedaannya hanya dalam detil analisisnya pada informasi dasar gelombang seismik terkait dan penampilan hasilnya. Informasi dasar tersebut dalah waktu, amplitude, frekuensi, dan atenuasi yang kemudian di gunakan sebagai dasar klasifikasi attribute.(Brown 2000).

Gambar 3.8. Klasifikasi atribut seismik ( sumber: ‘Interpretation of Three Dimensional Seismic Data’, Alistair R. Brown, AAPG memoir 42, hal. 234)


24

III.2.1 Neural Network Neural network adalah suatu sistem pemodelan data statistik non-linier yang dapat memodelkan hubungan yang kompleks antara input dan output. Dengan kata lain neural network ini memiliki kemampuan untuk dapat melakukan pembelajaran dan pendeteksian terhadap suatu pola data non-linier. Secara mendasar, sistem pembelajaran merupakan proses penambahan pengetahuan pada neural network yang bersifat

kontinu

sehingga

pada

saat

digimakan

pengetahuan

tersebut

akan

dieksploitasikan secara maksimal dalam mengenali suatu objek. Objek yang dapat dikenali dapat berupa data statistik linier maupun non-linier. Neural network dapat memproses sejumlah besar informasi secara paralel dan terdistribusi, hal ini seperti yang telah diterapkan pada model kerja otak biologis. Neuron adalah bagian dasar dari pemrosesan suatu neural network. Gambar diatas ini merupakan bentuk dasar dari suatu neuron. Sebuah neuron terdiri dari beberapa bagian yaitu: •

Input merupakan bagian sistem yang digunakan untuk memberikan masukan pada sistem, baik untuk proses pembelajaran maupun proses pengenalan objek.

•

Weight merupakan bobot yang diberikan pada penghubung yang berfungsi untuk meningkatkan dan menurunkan pengaruh suatu neuron terhadap input yang diberikan agar sesuai dengan target pembelajaran.

•

Processing

unit

merupakan

ternpat

terjadinya

proses

komputasi

pengenalan objek berdasarkan pengetahuan yang diperoleh dari input dan bobot yang sudah ditentukan sebelumnya. . •

Output merupakan bagian yang memberkan hasil pembelajaran suatu objek atau target pembelajaran. Setiap output dari neuron memiliki fungsi aklivasi yang menentukan apakah informasi akan diteruskan ke neuron lain untuk diproses lagi atau tidak.

Proses training / pembelajaran merupakan suatu metoda untuk proses pengenalan suatu objek yang bersifat kontinu yang selalu direspon secara berbeda dari setiap proses pembelajaran tersebut. Tujuan dari pembelajaran ini sebenarnya untuk memperkecil tingkat error dalam pengenalan suatu objek. Secara mendasar, neural network memiliki sistem pembelajaran yang terdiri atas beberapa jenis berikut:


25 • Supurvised Learning • Unsupervised Learning Sistem pembelajaran pada metoda supervised learning adalah sistem pembelajaran dimana setiap pengetahuan yang akan diberikan kepada sistem, pada awalnya diberikan suatu acuan untuk memetakan suatu masukan menjadi sualu keluaran yang diinginkan. Proses pembelajaran ini akan terus dilakukan selama kondisi error atau kondisi yang diinginkan belum tercapai. Adapun setiap perolehan error akan dikalkulasikan untuk setiap pemrosesan hingga data atau nilai yang diinginkan telah tercapai. Pada metode Unsupervised Learning tidak menggunakan nilai acuan untuk pemetaan input agar dapat dihasilkan target output yang diharapkan. Hal ini dikarenakan sistem pada metode ini bergantung sepenuhnya pada hasil komputasi disetiap tahapan pemrosesan untuk mendapatkan nilai target yang dikehendaki. Setiap proses pada metoda ini akan mengkalkulasikan setiap langkah pada nilai bobot yang dikehendaki.

III.2.2 Seismik Fasies. Seismik fasies adalah salah satu metode yang di gunakan dalam interpretasi data seismik dengan menggelompokkan bentuk gelombang. Setiap bentuk gelombang di kelompokan kedalam satu kelas (warna) sehingga pada saat di display pada peta, warna akan muncul sesuai bentuk gelombangnya masing-masing. Metoda atribut ini dilakukan untuk membantu proses interpretasi dapat dilakukan lebih mudah, karena terkadang fitur geologi yang ada pada data seismik masih tidak terlihat pada peta attribut lain. Perubahan amplitude dalam sebuah horizon kadang sangat kecil sehingga tidak tervisualisasi dalam peta attribute, oleh sebab itu di lakukan facies class atau pengkelasan bentuk gelombang. Pengkelasan bentuk gelombang ini dilakukan dengan menggunakan metode Neural Network. Sebuah tras seismik merupakan suatu rangkaian respon elektrik yang secara diskrit memiliki harga sesuai dengan sample rate-nya. Perubahan pada salah satu parameter fisik dari gelombang seismik akan tercermin dalam bentuk tras seismik. Bentuk gelombang dihitung berdasarkan perubahan harga dari suatu sampel ke sampel berikutnya, perubahan tersebut dapat berupa perubahan amplitudo dari sangat negatif, negatif, hampir nol positif dan sangat positif.


26

Prinsip kerja dari atribut seismik waveform classification adalah: 1. Mengkonversi tras seismik menjadi rangkaian angka untuk dijadikan masukan kealam proses Neural Network. 2. Neural Network akan mencari pola-pola gradien yang berulang dan menentukan pola-pola khusus yang mewakili seluruh pola yang diamati. 3. Rangkaian angka dari pola-pola khusus tersebut kemudian diinversi kembali menjadi tras-tras model (pengkelasan). 4. Setiap tras model telah ditetapkan nomer dan warnanya berdasarkan korelasi terbaik. Kemudian dilakukan distribusi tras model berdasarkan kesesuaian terbaik keseluruh area.

Gambar 3.9. Prinsip dasar seismik waveform classification (Sumber: Paradigm)

III .3 Analisa Uji Sumur. Karakteristik reservoir yang selalu ingin diketahui adalah tingkat atau kapasitas produksi sebagai fungsi dari waktu. Penggambaran karakteristik tersebut dilakukan dengan menggunakan suatu model yang mengaitkan antara laju alir dan tekanan terhadap waktu, yang merupakan suatu model matematis yang mendeskripsikan aliran fluida dalam batuan yang disebut dengan persamaan difusivitas.


27

III.3.1 Persamaan Difusitas. Persamaan difusivitas merupakan suatu persamaan model matematis yang mendeskripsikan aliran fluida dalam batuan, Solusi persamaan tersebut (analitik maupun numeric) merupakan dasar untuk melakukan evaluasi dan analisi kinerja produksi dan peramalan kinerja reservoir pada waktu yang akan datang. Persamaan difusivitas diperoleh dengan menggabungkan persamaan-persamaan yang terkait satu sama lain dalam menyatakan hubungan perubahan jumlah dan keadaan massa pada waktu dan lokasi tertentu. Persamaan tersebut adalah: 1.

Persamaan kontinuitas (continuity equation), yaitu hukum kekekalan massa

1 ∂ (rρu r ) = − ∂ (φρ ) r ∂r ∂r

(3.4)

Asumsi: aliran radial, tidak ada source dan /atau sinks 2.

Persamaan gerak (equation of motion, EOM), yaitu hukum Darcy

ur = −

k ∂p µ ∂r

(3.5)

Asumsi: aliran radial, isotropic, la,iner dan gravitasi diabaikan 3.

Persamaan keadaan (equation of state, EOS), yang menyatakan hubungan keadaan (state) dari material terhadap perubahan tekanan. ρ = ρb exp[c( p − pb)]

(3.6)

Asumsi: isothermal, slightly compressible fluid, kompresibilitas kecil dan konstan. Solusi analitik terhadap initial boundary value problem untuk aliran satu fasa di dalam media berpori terdokumentasi di dalam literatur dalam dua bentuk pendekatan: 1.

Solusi eksak (exact solution), yaitu dalam bentuk Laplace transform solutions

2.

Solusi

pendekatan

(approximation

solution),

misalnya

long-time

approximation solution. Jika aliran yang terjadi merupakan aliran radial mengarah ke borehole dengan kondisi isothermal dan fluida yang mengalir memiliki nilai kompresibilitas yang kecil


28

dan konstan, maka persamaan di atas dapat disederhanakan menjadi persamaan diffusivitas aliran di dalam media berpori.:

∂ 2 P 1 ∂  ∂P  φCtµ ∂P r  = 0.000264 2 k ∂t ∂r r ∂r  ∂r 

(3.7)

Arti fisik : jika kita melihat persamaan tersebut dan mempertimbangkan bahwa aliran hanya satu arah : •

Jika bentuk kurva dari profil tekanan positive, tekanan akan meningkat secara lokal, jika bentuk kurva negative maka tekanan akan menurun. Kecepatan perubahan tekanan, pada arah manapun akan sebanding dengan kelengkunan ini,

•

Jika permeabilitas lebih besar, perubahan tekanan akan lebih cepat. Pada dasarnya, semakin permeabel formasi ini, fluida formasi akan bereaksi lebih cepat menuju gangguan tekanan lokal.

•

Jika viscositas lebih besar, perubahan tekanan akan lebih lambat, pada dasarnya semakin viscous fluida semakin lambat fluida formasi akan berreaksi terhadap gangguan tekanan lokal.

•

Rasio k/µ dimana kecepatan reaksinya proposional, disebut mobilitas.

•

Jika porisitas lebih besar, perubahan tekanan alan lebih rendah, oleh karenanya pada saat tertentu lebih lambat. Pada dasarnya, semakin poros formasi semakin rendah perubahan tekanan yang akan dibutuhkan untuk memproduksi / menerima massa fluida yang sama.

Persamaan difusivitas menggunakan variable tak berdimensi dapat ditulis sebagai berikut: 1 ∂  ∂p D  ∂p D =  rD rD ∂rD  ∂rD  ∂t D

(3.8)

Dimana : rD

: dimensionless radius

PD

: dimensionless tekanan

tD

: dimensionless waktu

rw

: jari-jari sumur (ft) Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011 Universitas Indonesia

29

Pi

: tekanan inisial (psi)

Pwf

: tekanan dasar sumur (psi)

B

: Oil volume factor (RB/STB)

III.3.2 Analisis TekananTransien Salah satu tujuan utama dari pengujian sumur selama tahapan penilaian lapangan adalah untuk memperkirakan produktifitas reservoir. Hal ini dapat tercapai dengan menerapkan aliran radial selama pengujian. Analisa perioda aliran radial akan memberikan informasi tentang kapasitas alisan formasi yang sama baik dengan permeabilitas. Interpretasi uji sumur konvensional didominasi oleh analosa pressure Buildup (BU). Metoda untuk menganalisa BU diturunkan dari prinsip superposisi berdasarkan solusi laju terminal konstan Draw Down (DD) dari sebuah reservoir terbatas dengan sifat yang sama (uniform). Penyajian dari plot diagnostic (log-log plot) dan identifikasi daerah aliran dari kurva derivatif

tekanan pada Late Time Region (LTR) sangat

tergantung pada fungsi waktu. Fungi waktu yang paling poluler digunakan untuk analisa uji sumur adalah kesetaraan waktu Hornet dan Agarwal. tekanan transien

Hasil akhir yang diharapkan dari analisa

adalah: (T.A. Blasingame from Texas A&M U. Department of

Petroleum Engineering, 2005); •

PTA konvensional : menggunakan semilog dan plot-plot khusus lainnya untuk memperkirakan sifat reservoir dari daerah aliran tertentu (sebuah rezim aliran adalah karakteristik kelakuan yang diturunkan dari sebuah solusi analitik, misalnya: fungsi derivative tekanan konstan untuk aliran radial tidak terbatas (IARF). Contoh plot khusus lainnya: akar kuadrat dan akar pangkat 4 dari plot waktu untuk rekahan sumur.

•

Analisa

berdasarkan

model:

Penggunaan

model-model

reservoir

analitik/numerical untuk melakukan prosedur analis/ modeling secara simultan untuk emberikan perkiraan tentang sifat-sifat dinamik formasi.(parameterparameter model): o Aliran Radial: k, S, CD


30

o Sumur dengan rekahan : k, xf, FCD, CfD o Sumur Horizontal : Panjang efektif dan posisi o Sifat-sifat reservoir dengan dua porositas. Data yang dibutuhkan untuk pengamatan atau analisa tekanan transien adalah: o Data pengukuran tekanan dasar sumur (prioritas) o Sejarah tingkat produksi Interpretasi dari respon batas BU LTR yang benar membutuhkan pengetahuan yang memadai tentang sejarah DD terdahulu (sejarah tingkat dan durasi dari waktu aliran). Karena uji sumur hasil analisis tergantung pada model penafsiran, perubahan interpretasi LTR akan mengarah pada perubahan model yang sesuai. Jika diagnostik periode aliran dari data BU tidak dapat mengambarkan aliran rezim yang dialami oleh DD sebelumnya, parameter yang diturunkan dari analisis BU tidak dapat diandalkan karena ketidak pastian dalam pemilihan model penafsiran. Karena ketidak unikan dari solusi respon tekanan transien, maka informasi geologi harus diintegrasikan kedalam analisa pengujian sumur. Penggunaan fungsi waktu yang benar dengan mempertimbangkan waktu pengujian: sejarah produksi terdahulu dan menyadari dampaknya dalam kelakuan transien pada waktu akhir adalah sangat penting untuk memastikan pemilihan penafsiran model yang benar, sehingga sifat reservoir yang sesungguhnya atau keheterogenan serta geometri reservoir dapat diturunkan.

Gambar 3.10. PTA dan Batas Reservoir ( G. Boudarot, Well Testing Interpretation Methods)


BAB IV METODOLOGI PENELITIAN

Sistematika penyusunan dalam penelitian ini dilakukan dengan tujuan untuk memaksimalkan penelitian agar setiap tahapan pekerjaan yang dilakukan lebih efektif. Penulis membagi penulisan penelitian menjadi 4 tahap, yaitu: tahap pendahuluan, tahap pengumpulan data, tahap pengolahan data dan analisa data serta diakhiri oleh tahap penyelesaian dan penyajian data, sedangkan alur penelitian dapat dilihat pada Gambar 4.1 Seismic Data

Data Sumur

Interpretasi Horizon Atribut Kompleks

Inversi Seismic

Data Reservoir & Uji Sumur

Analisis Data Tekanan Transien

Klasifikasi Bentuk Gelombang

Model Reservoir

Seismik Model

Reservoir Boundary Image Log

Model Geologi Terpadu

Gambar 4.1. Diagram Alur Penelitian.

IV.1. Tahap Pendahuluan

Tahap pendahuluan ini meliputi tahap studi pustaka dan penyusunan latar belakang permasalahan dari penelitian ini. Tahapan ini diperlukan untuk membatasi penelitian agar lebih terfokus pada permasalahan yang ingin dipecahkan dengan menggunakan

metode

terpilih

dan

menghasilkan

kesimpulan

yang

dapat

dipertanggungjawabkan. Hasil akhir yang ingin dicapai sesuai dengan tujuan dari


32

penelitian ini adalah untuk membuat model prediksi tekanan pori di Area K dengan mentransformasi data kecepatan yang diperoleh dari seismik dan data sumur.

IV.2. Tahap Pengumpulan Data Data primer yang digunakan pada penelitian ini meliputi : 1) Peta dasar (basemap) daerah penelitian yang terletak di daerah konsesi Kondur Petroleum SA di Selat Malaka dengan luas kurang lebih 65 km 2. Peta ini menggambarkan posisi sumur yang ada di daerah penelitian yang berjumlah 9 sumur (Gambar 4.1). 2) Data seismik 3D PSTM yang meliputi seluruh daerah penelitian, dengan luas sekitar 65 km 2 (Gambar 4.1) 3) Data horison waktu dari marker regional, terdiri atas 8 horison 4) Data stacking velocity dari seismik 3-D, interval 500x500 m 5) Data sumur, terdiri atas 9 sumur. Data sumur tersebut meliputi data sebagai berikut (Tabel 4.1) :

Gambar 4.2. Peta Daerah penelitian memiliki luas sekitar 65 km sq dan masuk dalam area seismik 3D. Total sumur yang digunakan 6 sumur.


33

NO

WELL

LLD

NPHI

RHOB

P-WAVE

CHKSHOT

1

C-02

V

V

V

V

V

2

C-04

V

V

V

V

V

3

C-08

V

V

V

V

V

4

R-01

V

V

V

V

V

5

R-02

V

V

V

V

V

6

R-03

V

V

V

V

V

FMI

PRESS

RATE

V

V

V

V

V V

Tabel 4.1. Data sumur di daerah penelitian

IV.3. Tahap Pengolahan dan Analisis Data Pada tahap ini, data yang diperoleh kemudian diolah dan dianalisis dengan menggunakan software IESX GeoFrame, Stratimagic-Paradigm, Humpson-Russell dan Saphir-Ecrin. Secara garis besar, tahapan yang dilakukan dalam menentukan karakterisasi reservoir yang terpadu adalah sebagai berikut : 1. Interpretasi horizon berdasarkan data 3D seismic pada daerah penelitan. 2. Pembuatan peta attribut waveform classificasion berdasarkan 3D seismic data dan horizon yang telah dibuat. 3. Pembuatan peta distribusi Akustik Impedance (AI) pada daerah penelitian 4. Analisa Tekanan Transien : perhitungan dan pemodelan reservoir pada beberapa sumur di daerah penelitian.

Langkah-langkah tersebut dapat diuraikan lebih lanjut sebagai berikut.

4.3.1. Interpetasi horison Interpretasi horison berdasarkan data 3D seismic PSDM dan informasi sumur pada daerah penelitian dilakukan. Jumlah interpretasi horison yang diguanakan dalam penelitian ini sebanyak 3 buah dengan berfokus pada interval Pematang bawah. Pengikatan data antara sumur dan seismik dilakukan dengan menggunakan beberapa sumur pada daerah penelitian dengan tujuan sebagai validasi konsistensi marker pada seismik dan sumur.


34

Gambar 4.3. Validasi akurasi data dan korelasi data sumur - seismik dengan synthetic seismogram pada sumur R-01

Gambar 4.4. Validasi akurasi data dan korelasi data sumur - seismik dengan synthetic seismogram pada sumur C-01

Berdasarkan korelasi sumus-seismic diatas dapat dilihat bahwa interval Pematang secara seismic bawah dapat dibagi menjadi 2 siklus amplitudo yaitu (LPALPD dan LPD-LPE). Penyebaran dari seismik amplitudo lembah (trough) relatif lebih


35

menerus pada daerah penelitian, maka interpretasi kedua horison tersebut dalam pembuatan peta pada penelitian ini. Interpretasi dilakukan dengan penarikan garis (picking) setiap 10 inline dan crossline da kemudian diikuti dengan interpretasi setiap 5 inline/crossline, kemudian dilakukan tehnik interpolasi dengan autopicking dengan kontrol interpretasi yang telah dibuat.

Gambar 4.5. Penampang Seismik dengan horison hasil interpretasi yang melewati sumur R-1, R-2 dan R-3

Gambar 4.6. Peta hasil interpolasi horizon LPA dan jejak lintasan seismik pada Gambar 4-4


36

4.3.2. Pembuatan Peta Atribut Seismic Facies (Waveform Classification)

Horison hasil interpretasi kemudian dijadikan data masukan untuk membuat peta atribut seismic facies (Waveform Classification) dengan menggunakan perangkat lunak StratiMagic dari Paradigm. Konsep dari pembuatan attribute ini adalah pengelompokan data seismic berdasarkan bentuk gelombangnya, teori lebih lengkapnya dapat dilihat pada bab 3. Pada penelitian ini jumlah kelas yang dipakai adalah 7 kelas atau kelompok dan pencuplikan data setiap 4 inline dan 4 crossline dengan menggunakan metoda Neoronal (prinsip kerja dapat dilihat pada Bab III). Penentuan jumlah kelas dilakukan dengan cara coba-coba. Berikut adalah parameter dan kelas yang dihasilkan dari proses pengelompokan dengan menggunakan perangkat lunak. (prinsip kerja dapat dilihat pada Bab III)

Gambar 4.7. Parameter yang digunakan dan hasil pengelompokan bentuk gelombang seismik.

Setelah terbentuk kelas hasil pengelompokan berdasarkan bentuk gelombang selanjutnya perangkat lunak akan mendistribusikan klasifikasi tersebut keseluruh area. Peta hasil distribusi pengkelasan dapat dilihat pada gambar 4.8


37

Gambar 4.8. Peta distribusi atribut seismik fasies (Waveform Classification)

4.3.3. Pembuatan Peta Distribusi Impedansi Akustik (AI)

Data masukan dalam proses ini adalah data 3D Seismik PSTM volume, data rekaman sumur, data checkshot dan horison hasil interpretasi. Well seismic tie merupakan suatu tahapan untuk mengikat data sumur terhadap seismik. Prinsip yang digunakan adalah mencocokkan event refleksi pada data seismik dengan seismogram sintetik yang bersesuaian dengan suatu bidang batas. Pencocokan tersebut dengan mengkoreksi tabel time-depth dari data checkshot tiap sumur agar TWT (Two Way Time) event-event pada seismogram sintetik sama dengan data seismik. Hasil well seismic tie sangat bergantung dengan jenis wavelet yang digunakan. Pada penelitian ini, wavelet yang digunakan adalah wavelet yang berasal dari ektrasi statistik dari volume data seismik. (inline: 1834-1834, Xline: 5400-5470 dan jendela waktu : 15001800). Respon wavelet yang dihasilkan dapat dilihat pada gambar 4-9


38

Gambar 4.9. Wavelet operator yang digunakan dalam penelitian.

Hasil korelasi antara sumur (sintetik seismogram dengan menggunakan wavelet operator) dan data seismik dapat dilihat pada tabel 4.2.

No Nama Sumur

Korelasi

1

C-02

0.603

2

C-04

0.688

3

C-08

0.839

4

R-01

0.562

5

R-02

0.797

6

R-03

0.711

Tabel 4.2. Tabel korelasi antara data sumur (sintetik) dan seismik

Gambar 4.10, 4.11, dan 4.12 masing-masing memperlihatkan hasil pengikatan seismogram sintetik sumur R-01, R-02 dan R-03 yang merupakan sumur tegak (vertical well) dengan menggunakan wavelet statistik. Gambar tersebut memperlihatkan bahwa seismogram sintetik memiliki event-event refleksi yang berkorelasi dengan horizonhorizon pada data seismik yang merepresentasikan perubahan koofisien refleksi atau bidang batas perlapisan batuan.


39

Gambar 4.10. well seismic tie untuk sumur R-01.




40

Model awal dibuat dengan menggunakan data sumur dan horizon. Horizon digunakan sebagai panduan dalam ekstrapolasi data sumur tersebut pada volum seismik. Parameter yang menjadi masukan pada pembuatan model pada penelitian ini adalah sebagai berikut : Sumur

: 6 sumur

Horizon

: horizon : UM, LPA dan LPD

Wavelet

: wave_stat

Model awal menunjukkan hasil yang cukup baik, dimana ekstrapolasi nilai impedansi akustik mengikuti kontrol dari 3 sumur. Sebelum melakukan proses inversi, terlebih dahulu dilakukan control kualitas (Quality Control) model awal,

hal ini bertujuan

untuk mengontrol hasil inversi yang dilakukan selanjutnya. sehingga semakin tinggi korelasi trace sintetic dan trace seismic pada model awal, hasil inversi seismik akan semakin baik. Hasil dari model awal (initial model) dapat dilihat pada gambar 4.13.


41

Gambar 4.13. Model awal (initial model)

Impedansi akustik model menunjukkan korelasi vertikal dengan akustik sumur yang cukup baik pada zona antara horizon UM hingga LPD yang merupakan formasi yang didominasi oleh batu pasir(sand) dengan impedansi akustik yang relatif rendah dan digambarkan dengan warna hijau hingga kuning sedangkan zona batu serpih (shale) dengan impedansi akustik yang relatif lebih tinggi ditunjukkan dengan warna merah hingga biru. Metoda inversi model based terdiri dari dua metoda yaitu metoda constrainted dan stochastic. Pada metoda constrainted, ditentukan sejauh mana perubahan impedansi dari hasil inversi dibanding model awalnya ditentukan oleh batas atau


42

constraint tersebut. Sedangkan pada metoda stochastic tidak ditentukan sejauh mana perubahan impedansi dari hasil inversi dibanding model awalnya. Adapun parameter inversi yang digunakan dalam analisis inversi pada masingmasing penampang seismik ditampilkan pada Gambar 4.8 berikut :

Parameter Inversi

Nilai Parameter

Maximum impedance change

25%

Ukuran blok rata-rata (ms)

2

Prewhitening

1%

Jumlah Iterasi

10

Tabel 4.3. Parameter-parameter masukan inversi Model Based. •

Window

: Horizon UM dan LPD

Berupa batasan window waktu atau batasan wilayah secara vertikal dalam kawasan waktu dari proses inversi yang akan dilakukan. •

Maximum impedance change: Lower 25% dan Upper 25% Maximum impedance sebesar 25% memiliki arti batas atas dan batas bawahimpedasni akustik yang bisa berubah sebesar 25%

•

Average block size

: 2 ms

Parameter ini menentukan resolusi yang ingin diperoleh, semakin kecil ukuran blok rata-rata, maka resolusi yang diperoleh akan semakin tinggi. Model awal (initial model) memiliki ukuran blok rata-rata yang sama, namun hasil akhir inversi dapat menghasilkan blok yang berbeda-beda. Ukuran blok dapat mengecil dan membesar, namun jumlah blok tersebut tetap sama. •

Prewhitening

: 1%

Parameter ini digunakan untuk menyeimbangkan proses inversi yang pada hakekatnya adalah suatu proses dekonvolusi, sebab data seismik yang digunakan adalah bandlimited, sehingga nilai dari amplitudo dan frekuensi wavelet harus dianaikkan atau diperlebar dari nilai maksimumnya. •

Iterations

: 10

Parameter ini menentukan seberapa banyak jumlah iterasi yang digunakan untuk mendapatkan hasil inversi dengan kesalahan yang terkecil dibandingkan dengan data seismik.


43

4.3.4 Pemodelan Reservoir dengan Analisis Tekanan Transien

Data masukan dalam tahapan ini berupa data uji tekanan dari sumur (PBU) dan laju produksi pada saat pengujian tekanan dilakukan. Pada penelitian ini data yang digunakan adalah data uji sumur pada formasi Lower pematang A dari 3 buah sumur (R-01, R-02 dan R-03). Tabel 4-4 adalah tabel data uji tekanan dan Tabel 4-5 adalah tabel laju produksi yang menjadi data masukan dalam pemodelan reservoir menggunakan perangkat lunak Saphir NL – Ecrin v4.02.04 yang digunakan dalam penelitian.

Tabel 4.4. Data uji tekanan sumur.

Tabel 4.5. Data uji laju aliran fluida sumur.


44

Hasil plot kedua data tersebut menghasilka suatu history plot, dapat dilihat seperti Gambar 4-14 berikut:

Gambar 4.14. History Plot

Berdasarkan data tersebut diturunkan harga derivative dari tekanan berdasarkan turunan waktu dan di padu padankan dalam log-log plot. Adapun rumusan dari nilai turunan tekanan terhadap turunan waktu dapat dilihat pada Bab III. Hasil plot tekanan dan turunan tekanan dapat dilihat pada Gambar 4-15.

Gambar 4.15. Log-log Plot:

Setelah diperoleh harga turunan dari tekanan maka proses pemodelan dilakukan dengan melakukan pencocokan kurva.


45

IV.4. Tahap Penyelesaian dan Penyajian Data

Pada tahap ini, semua data yang sudah diolah dan dianalisis dengan menggunakan

program

IESX-GeoFrame, Strata-Humpson-Russell, StratiMagic-

Paradigm dan Saphir-Ecrin kemudian dipindah ke program Corel DRAW dan atau MS Powerpoint untuk editing tampilan gambar. Hasil dari semua pengolahan dan analisis data tersebut, kemudian dibuat suatu laporan. Laporan ditulis dengan menggunakan software MS Word. Tahap terakhir ini dilakukan di kantor Kondur Petroleum S.A., Jakarta.


BAB V HASIL ANALISA DAN PEMBAHASAN

V.1 ANALISA HASIL INTERPRETASI SEISMIK Interpretasi seismic yang dilakukan pada penelitian ini menggunakan data seismik 3D yang diakuisisi pada tahun 2008 dengan ukuran bin size 25 m x 25m dan fold coverage 40 fold dan sampling rate 2 ms. Pengolahan data Post-Stack Depth Migration (PSDM) telah dilakukan pada daerah penelitain, pemilihan data PSDM pada penelitian ini adalah untuk memberikan gambaran bawah permukaan yang lebih baik dan definisi patahan yang lebih baik. Interpretasi data seismik pada penelitian ini difokuskan pada formasi Lower Menggala atas (LPA dan LPD). Interpretasi dilakukan dengan penarikan garis (picking) setiap 10 inline dan crossline da kemudian diikuti dengan interpretasi setiap 5 inline/crossline, kemudian dilakukan tehnik interpolasi dengan autopicking dengan kontrol interpretasi yang telah dibuat. Berdasarkan hasil interpretasi seismik 3D diperoleh gambaran bahwa sumur R01, R-02 dan R-03 berada dalam 1 reservoir.

Gambar 5.1. Penampang Seismik dengan horison hasil interpretasi yang melewati sumur R-1, R-2 dan R-3

Akan tetapi berdasarkan hasil uji produksi sumur hasil dari kerika sumur tersebut sangatlah berbeda, pada sumur R-01 dikemukan keberadaan minyak pada zona LPA dan LPD, pada sumur R-02 diketemukan keberadaan minyak dan gas pada zona


47

LPA sedangkan pada sumur R-03 keberadaan minyak bumi diketemukan pada zona LPD, oleh karenanya diperlukan suatu model reservoir yang dapat menjelaskan mengapa fenomena ini dapat terjadi.

Gambar 5.2. Model Geologi berdasarkan seismik dan hasil uji sumur R-01

Gambar 5.3. Model Geologi berdasarkan data seismik dan hasil uji sumur R-01, R-02 dan R-03

V.2 ANALISA HASIL ATRIBUT SEISMIK (Waveform classification)

Atribut seismik yang digunakan dalam penelitian ini adalah pengklasifikasian bentuk gelombang seismik. Pembuatan atribut seismik ini menggunakan perangkat lunak StratiMagic dari Paradigm yang bekerja dengan prinsip kerja Neural-network dengan menggunakan metoda Self- Organization Map (SOM). Data masukan dalam tahapan ini adalah data volume 3D Seismik dan 2 buah horizon yang dihasilkan dari interpretasi, sedangkan hasil dari proses ini adalah pengelompokan data seismik berdasarkan bentuk gelombang dan peta penyebarannya. Berdasarkan peta penyebaran bentuk gelombang yang dihasilkan tampak suatu pola yang menggambarkan bentuk distribusi kelas warna coklat yang setelah


48

dikonfirmasi dengan data sumur merupakan batuan pasir. Berdasarkan map atribut tampak bahwa penyebaran batuan pasir tersebut membentuk suatu pola yang menggambarkan beberapa aliran sungai yang saling memotong, yang dapat diinterpretasikan seperti Gambar 5.4.

Gambar 5.4. Peta penyebaran klasifikasi bentuk gelombang dan interpretasinya.

Berdasarkan analisa bentuk gelombang pada posisi sumur, dapat diketahui bahwa R-02 memiliki kelas yang berbeda dengan R-01 dan R-03 dan walaupun masih dalam 1 kelas yang sama, namun bentuk gelombang pada sumur R-01 dan R-03 memiliki perbedaan (Gambar 5.5). Hal ini menunjukan bahwa ketiga sumur tersebut tidak berasal dari sebuah reservoir yang tidak tunggal.


49

Gambar 5.5. Bentuk gelombang pada interval LPA-LPD di sumur R-01,R-02 dan R03.

V.3 ANALISA HASIL INVERSI SEISMIK Pada penelitian ini metode inversi yang digunakan adalah inversi berdasarkan model (Model Based), dengan menggunakan wavelet statistik yang diturunkan dari data seismik.

Gambar 5.6. Penampang seismik inversi yang melalui sumur R-01, R-02 dan R-03. Integrasi data..., Ady Dharmawan, FMIPAUI, 2011 Universitas Indonesia

50

Pada penampang akustik impedansi diatas tampak bahwa pada daerah di antara horizon LPA dan LPD yang berasosiasi sumur R-01, R-02 dan R-03 tampak memiliki harga akustik impedansi yang relatif lebih rendah dibanding daerah sekitar dan harga impedansi tersebut tidak menerus antar sumur.

LPA + 5 ms

LPA + 10 ms

LPA + LPD

Gambar 5.7. Peta irisan horizon akustik impedansi (LPA+5, LPA+10 dan rerata LPA-LPD).

Berdasarkan peta irisan horison pada volume data akustik impedansi tampak terlihat suatu kemenerusan harga impedansi akustik rendah (hijau) yang membentuk suatu pola beberapa sungai, hal ini menunjukan bahwa bentuk reservoir pada daerah penelitian bukan sebuah reservoir tunggal melainkan bentuk sungai teranyam (braided channel).

V.4 ANALISA PEMODELAN TEKANAN TRANSIEN Pada penelitian ini pemodelan tekanan transien dilakukan dengan menggunakan data sumur R-02 dengan menggunakan analisa data tekanan BU terhadap derivatif tekanan sehingga dipeloleh kurva semilog Plot. Pemodelan dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak Saphir-Ecrin. Berdasarkan pencocokan model dengan menggunakan metoda try and error maka dapat diperoleh parameter yang paling sesuai adalah menggunakan parameter: Changing Storage dengan reservoir homogen. Berikut adalah analisa hasil dari masing-masing model beserta parameter batas reservoirnya (gambar 5.7-gambar 5.12):


51

Gambar 5.8. Analisis Tekanan Transien dengan model batas tegak lurus.

Gambar 5.9. Analisis Tekanan Transien dengan model batas parallel fault.


52

Gambar 5.10. Analisis Tekanan Transien dengan model batas intersecting fault

Gambar 5.11. Analisis Tekanan Transien dengan model batas tak terbatas


53

Gambar 5.12. Analisis Tekanan Transien dengan model batas satu patahan

Gambar 5.13. Analisis Tekanan Transien dengan model batas berbentuk lingkaran

Berdasarkan pemodelan yang dilakukan tampak bahwa pemodelan dengan menggunakan bidang batas reservoir sebuah bidang tegak lurus mempunyai kesesuaian terbaik. Hal ini dapat dinterpretasikan bahwa sumur R-02 berada dekat dengan patahan atau, hal dapat menjelaskan mengapa terdapat perbedaan kandungan hidrokarbon antara sumur R-02 dengan sumur R-01.


54

V.4 Analisa Hasil Pembacaan Image Log Berdasarkan

pembacaan

hasil

image

log

pada

sumur

R-02

dapat

diinterpretasikan bahwa reservoir pada sumur R-02 merupakan reservoir dengan lingkungan pengendapan fluvial yang menunjukan indikasi multystory channel pada suatu system sungai menganyam (braided river system). Hasil analisa image log sumur R-02 tersebut dapat disarikan sebagai berikut: •

Terlihat indikasi keberadaan batuan konglomerat dengan ketebalan bervariasi antara 1,5 – 1,9 ft (stacked) yang dapat diinterpretasikan sebagai braided bar, channel fill/base. (gambar 5.13)

•

Pebbly sandstone yang bercampur dengan batupasir berukuran kasar sampai dengan ketebalan antara 1-9 ft (stacked) yang diinterpretasikan sebagai endapan channel fill sampai braided bar. (gambar 5.14)

•

Cross-beded dan

masive sandstone yang berukuran halus sampai dengan

kontak yang jelas pada bagian batas bawah lapisan. Ketebalan dari lapisan ini bervariasi dari 1-14 ft (stacked) yang diinterpretasikan sebagai channel fill. (gambar 5.15) •

Massive shale dengan ketebalan bervariasi dari mulai 8-84 ft (stacked) yang diinterpretasikan sebagai over bank.

Gambar 5.14 Indikasi keberadaan pebbly sandstone pada image log sumur R-02


55

Gambar 5.15. Indikasi endapan channel fill sampai braided bar pada image log sumur R-02

Gambar 5.16. Indikasi keberadaan Cross-beded dan masive sandstone pada image log sumur R-02


56

V.5 Analisa Hasil Pemodelan Geologi Berdasarkan peta penyebaran atribut bentuk gelombang seismik terlihat pola penyebaran yang menggambarkan pola multi channel yang saling menganyam yang dapat diinterpretasikan sebagai suatu sistem lingkungan pengendapan dengan braided river.

Gambar 5.17 Peta model geologi berdasarkan seismic waveform classification pada interval LPA-LPD.

Berdasarkan penampang inpedansi akustik dan data sumur yang melewati sumur R-01, R-02 dan R-03 dapat diperoleh informasi bahwa ketiga sumur tersebut


57

tidak saling berhubungan atau terdapat barrier atau dapat pula diinterpretasikan bahwa ketiganya tidak berasal dari 1 reservoir yang sama.

Gambar 5.18 Pemodelan geologi berdasarkan seismik inversi pada penampang yang melalui sumur R-01, R-02 dan R-03.

Berdasarkan

hasil

analisa

tekanan

transien

pada

sumur

R02

dapat

dikonfirmasikan bahwa terdapat rintangan (dapat berupa patahan) yang pada bidang batas reservoir yang ini menguatkan bahwa reservoir pada sumur R-02 pada formasi LPA tidak terhubung dengan sumur R-01. Konfirmasi bahwa reservoir pada Lapangan-K merupakan reservoir dengan karakter yang bersesuaian dengan reservoir sungai menganyam dapat diperoleh dari data Image Log pada sumur R-02.


58

Gambar 5.19 Integrasi antara waveform classification dengan FMI data


BAB VI KESIMPULAN DAN DISKUSI

Berdasarkan pemodelan hasil integrasi data tes tekanan transien dengan atribut seismic, seismic inversi, Image log dan model geologi untuk penentuan karakter reservoir lapangan-K dapat disimpulkan sebagai berikut: 1. Berdasarkan peta penyebaran seismik waveform clasification pada interval LPALPD dapat dilihat penyebaran reservoir yang menggambarkan sistem pengendapan reservoir sungai teranyam (braided channel) 2. Berdasarkan hasil inversi data seismik dapat dilihat penyebaran daerah dengan harga impedansi akustik yang membentuk suatu pola sungai teranyam, Sumur R01, R-02 dan R-03 tidak berada pada 1 reservoir tunggal (terdapat penghalang diantara satu dan lainnya) 3. Keberadaan penghalang (patahan) antara sumur R-01, R-02 dan R-03 dapat dikonfirmasi dengan informasi sumur yang menyatakan berbedaan jenis hidrokarbon pada masing-masing sumur. 4. Berdasarkan interpretasi data Image Log pada sumur R-02 dapat dikonfirmasi bahwa reservoir pada interval LPA-LPD adalah braided channel. 5. Berdasarkan Analisa Tekanan transien dapat dimodelkan bahwa reservoir pada sumur R-02 mempunyai batas berupa bidang tegak lurus, hal ini dapat ditafsirkan bahwa terdapat barrier disekitar sumur R-02, hal ini dapat menjelaskan mengapa kandungan hidrokarbon pada R-02 berbeda terhadap kandungan hidrokarbon pada sumur R-01. 6. Integrasi hasil keseluruhan penelitian menunjukan bahwa karakter reservoar pada Lapangan-K adalah bersesuai dengan karakter reservoir dengan lingkungan pengendapan sunai teranyam (braided channel) 7. Model akhir hasil integrasi penelitian dapat dilihat pada gambar 6.1.


60

Gambar 6.1 Model Reservoir pada Lapangan-K hasil akhir Penelitian

Diskusi : Keakuratan dari pemodelan ini tergantung pada banyaknya data sumur yang digunakan (tekanan transien, image log, wireline log serta data produksi), semakin banyak data yang terintegrasi maka akurasi dari model akan semakin mendekati karekterisasi reservoir yang akurat. Pemodelan penyebaran porositas dan analisis yang melibatkan atribut seismik lain dan analisa AVO dapat diintegrasikan kedalam penelitian ini sehingga dapat meningkatkan nilai kepercayaan terhadap hasil, diterima oleh berbagai disiplin ilmu; Geosaintis dan Petroleum Engineer yang pada akhirnya dapat meningkatkan rasio keberhasilan serta mengurangi resiko dalam pengeboran sumur dan peningkatan produksi pada daerah penelitian.


Universitas Indonesia

61

DAFTAR PUSTAKA

Allen O.T., Roberts, A.P., “Well Testing” OGCI,Production Operation Vol.1, Ch.3, p.74-79. Russell H. B., “Introduction to Seismic Inversion Methodes”, Hampson-Russell Software Service Ltd., Calgary, Alberta Brown, Alistair R, AAPG memoir 42, Interpretation of Three Dimensional Seismic Data, G. Boudarot, Well Testing Interpretation Methods Institut Francais Du Petrole Publication, 1998 Heyong Wu, Haibo Wu. and Duanyang Wang, Daqing Oilfield Company Limiled. Jingbo NEan, Ocean L Zhanqiang Sun, Maurice B Duseaull, SPE 109626, “Combined Seismic Inversion Methods in Reservoir Model Development”, , SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, U.S.A, 11-14 November 2007 Houze, O., Viturat, D., OleS. F., “ Dynamic Flow Analysis, The Theory and Practice of Pressure Transient and Production Analysis & The Use of data from Permanent Downhole Gauges.” KAPPA, October 2008 John Lee, Rollins B. J, Spivey P.J, ‘ Pressure Transien Testing’ SPE Textbook Series Vol.9, Richardson, Texas, 2003

Patrick Corbetf, Shi-Yi Zheng", Moe Pinisetti* and Abdallah Mesmari. Heriot-Watt University. Edinburgh, and George Stewart*, Edinburgh Petroleum Services Lid. (EPS), Edinburgh SPE 48880, “The Integration of Geoiogy and Well Testing for Improved Fluvial Reservoir Characterization”, China.

2 – 6

November 1998.



62

Sahni Akshay, Ken Ke/sch, Hathaipom Samara, and Chalatpon Boonmeelapprasert, SPE 110272, "Integrating Pressure-Transient-Test Data With Seismic-Attribute Analysis To Characterize an Offshore Fluvial Reservoir," , October-1 November 2007. Sukmono Sigit, “ Quantative Seismic Interpretation”, Institute of Technology Bandung, Indonesia. April 2011. Suryanto, A. D., Pujiriyanto, A., ‘ Geological Facies Model of Mallaca Strait Fluvial System:

An

Approach

of

Seismic

Wave

Shape

and

Geological

Characterization’. HAGI 34th Annual convention, Poster session, Jogyakarta, 9-12 November 2009

Strata workshop from Hampson Russel, 2006.

T.A. Blasingame, Well Testing Historical Perspectives, Petroleum Engineering 613 Natural Gas Engineering, Texas A &M U. Department of Petroleum Engineering, 2005

W. Retno (l). T.Tokuunga(2), O.Takaiio(3), T.Tsui (4), Sequence Stratigraphy Analysis of Fluvial to Tidal Deposits Using Borehole Images, Well Data and Outcrop Data The Eocene Ishikari Group , Hokkaido Japan



UNIVERSITAS INDONESIA

Recommend Documents