Evaluasi Prospektivitas Menggunakan Pendekatan Impedansi Akustik: Studi Kasus Lapangan Penobscot, Nova Scotia, Kanada

Transkripsi

1 Evaluasi Prospektivitas Menggunakan Pendekatan Impedansi Akustik: Studi Kasus Lapangan Penobscot, Nova Scotia, Kanada Primaditaningtyas Waharasto, Abdul Haris Departemen Fisika, FMIPA UI, Kampus UI Depok Abstrak Formasi Mississauga berumur Cretaceous-Awal pada Lapangan Penobscot, Nova Scotia, Kanada diidentifikasi memiliki kandungan batu pasir yang cukup tebal pada daerah Sub Cekungan Sable dan merupakan daerah yang prospek hidrokarbon. Tugas akhir ini bertujuan untuk melakukan evaluasi prospektivitas berdasarkan penerapan integrasi dari data impedansi akustik dengan interpretasi data seismik. Studi ini menekankan pada cara penggunaan serta analisa persebaran nilai impedansi akustik untuk karakterisasi reservoar lebih lanjut dari segi geologi maupun geofisika. Hal-hal yang mendasari karakterisasi reservoar tersebut antara lain perpaduan antara data seismik, data sumur dengan evaluasi petrofisika, dan data geologi, yang kemudian digunakan untuk membentuk persebaran lateral lapisan reservoir batu pasir dari nilai imedansi akustik. Hasil impedansi akustik menunjukkan gambaran reservoar batu pasir tersebar pada Formasi Mississauga di Lapisan Sand 3, 4, dan 5. Dari peta persebaran reservoar batu pasir yang terbentuk, maka dapat diperkirakan struktur-struktur jebakan yang merupakan prospek hidrokarbon. Volum area yang diprediksi prospek untuk selanjutnya dihitung dalam HCPV (Hydrocarbon Prospect Volume). Nilai HCPV menunjukkan adanya prospek hingga 46 MBbl pada Lapangan Penobscot. Kata Kunci : Reservoar, Impedansi Akustik, Seismik Abstract The Early-Cretaceous Mississauga Formation in The Penobscot Field, Nova Scotia, Canada is identified containing a thick sand stone in Sable SubBasin and a hydrocarbon prospect. This undergraduate thesis is intended to make a prospectivity evaluation based on integration of Acoustic Impedance data with The Seismic data interpretation. This study emphasize the technics and analysis in Acoustic Impedance distribution value to make an advance reservoir characterization from the geological aspect untill the geophysical aspect. The basic of this reservoir characterization including corelation between seismic data, well data with the petrophysics evaluation, and the geological data which is used to create a sand stone reservoir lateral distribution from The Acoustic Impedance value. The Acoustic Impedance result shows a sand stone reservoir distribution image in Mississauga Formation at The Sand 3, 4, and 5 layer. From the sand stone reservoir distribution map, the hydrocarbon trap structures which identified as a prospect can be identified. The volume of the prospect area then calculated in HCPV (Hydrocarbon Prospect Volume). The HCPV value shows a prospect 46 MBbl in The Penobscot Field. Keywords : Reservoir, Acoustic Impedance, Seismic

2 BAB 1 PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Pada tahapan eksplorasi minyak dan gas bumi, ilmu geofisika sangat berguna dalam memprediksi keadaan bawah tanah bumi yang tidak mungkin dilihat secara langsung oleh kasat mata. Tujuan utamanya adalah untuk dapat menginterpretasi atau menggambarkan sistem petroleum yang ada di bawah tanah, yaitu berupa batuan induk/sumber, migrasi, batuan reservoir, perangkap, dan penutup atau seal. Dengan adanya interpretasi sistem petroleum oleh geofisikawan, maka lokasi pengeboran sumur minyak dan gas dapat ditentukan dengan lebih baik, dengan begitu rasio kesuksesan pengeboran sumur minyak dan gas dapat ditingkatkan. Dengan meningkatnya rasio kesuksesan pengeboran, berarti biaya eksplorasi dapat lebih banyak dihemat. Contoh lapangan eksplorasi minyak dan gas pada penelitian ini terdapat pada lapangan Penobscot, Offshore Nova Scotia, Canada. Prospek Penobscot berlokasi di Sub Basin Sable di utara Pulau Sable. Lokasi tepatnya berada pada Ridge Missisauga yang memisahkan Subbasin Abenaki dan Subbasin Sable (Kidston et al, 2005). Pada lapangan ini survei seismik dilakukan dalam bentuk 3D, serta didukung oleh dua data sumur yaitu sumur L-30 dan B-41. Sumur Penobscot L-30 di bor oleh PetroCanada-Shell di tahun 1976 dengan kedalaman meter dan ketebalan air sekitar 138 meter. Telah dilakukan tes formasi dengan Repeat Formation Tester (RFT) dan ditemukan adanya hidrokarbon dari batu pasir di pertengahan formasi Mississauga. Sumur kedua B-41 dibor oleh Shell- PetroCanada di tahun Berlokasi di barat laut sumur L-30 dengan total kedalaman sumur mencapai 3414 meter dengan ketebalan air laut sekitar 118 meter. Tidak ditemukan indikasi hidrokarbon dan tidak juga dilakukan tes formasi di sumur B-41 ini (Crane, 1992). 1

3 2 Permasalahannya adalah meskipun pada lapangan Penobscot ini telah diketahui perkiraaan kedalaman lapisan batu pasir pada formasi Mississauga, data ini masih terlalu lemah untuk dijadikan acuan perkiraan persebaran lapisan reservoir batu pasir yang ada. Dikatakan masih lemah karena dasar interpretasi yang ada baru berasal dari data geologi serta data sumur saja. Data yang tingkat akurasinya paling tinggi memang berasal dari data sumur, akan tetapi data sumur yang baru berjumlah dua buah saja masih sangat beresiko untuk dijadikan acuan secara langsung bentuk persebaran reservoir lapisan batu pasir di lapangan ini. Akibatnya, tingkat kesalahan interpretasi data masih terlalu tinggi. Penambahan sumur pun bukanlah kebijakan yang tepat untuk dilakukan, hal ini disebabkan rasio kegagalan yang masih terlalu tinggi serta kerugian lainnya seperti waktu dan biaya yang besar bukanlah jalan tengah yang diinginkan. Penelitian ini bertujuan untuk memberikan cara yang jauh lebih efektif dalam mendeteksi persebaran reservoir batu pasir serta nantinya dapat dijadikan acuan dalam evaluasi prospek Lapangan Penobscot. Metode yang digunakan adalah penerapan inversi pada data seismik untuk mendapatkan nilai impedansi akustik (IA) dari lapisan bawah tanah lapangan Penobscot. Impedansi akustik adalah properti fisika yang menggambarkan tingkat kekerasan batuan di bawah permukaan tanah. Semakin tinggi nilai impedansi akustik maka semakin tinggi juga nilai densitas dan cepat rambat gelombang seismik pada lapisan tersebut. Begitu juga sebaliknya semakin rendah nilai impedansi akustik berarti nilai cepat rambat gelombang seismik rendah dan densitas lapisan juga rendah, artinya kemungkinan lapisan lebih berpori yang merupakan ciri reservoir. Oleh karena itu indikasi batuan reservoir dapat dilihat melalui properti fisika nilai impedansi akustik ini. Dengan mengetahui persebaran lateral nilai impedansi akustik ini, maka interpretasi persebaran lapisan batu pasir akan jauh lebih baik. Dengan meningkatnya akurasi interpretasi data seismik, maka rasio kesuksesan pengeboran sumur baru akan jauh lebih tinggi. Selain itu, integrasi antara nilai persebaran impedansi akustik dengan nilai-nilai petrofisika yang berasal dari data log sumur dapat dijadikan acuan untuk

4 3 melakukan evaluasi prospek potensi minyak dan gas bumi pada lapangan Penobscot ini. Evaluasi prospek ini memiliki tujuan utama untuk mengetahui kemungkinan jebakan hidrokarbon dan perkiraan besarnya. Dengan integrasi nilai impedansi akustik dan data petrofisika ini, maka prediksi luas jebakan hidrokarbon dapat dihitung lebih baik. Dengan diketahui perkiraan besar jebakan hidrokarbon yang ada, maka tingkat nilai ekonomis lapangan Penobscot dapat diperkirakan, dan strategi-strategi pengembangan yang nantinya dilakukan dapat lebih tepat guna. Dan pada akhirnya, dengan adanya hasil dari penelitian ini rencana pengembangan (Plan of Development) lapangan offshore Penobscot akan jauh lebih efektif. 1.2 Tujuan Penelitian Tujuan dari penelitian ini adalah sebagai penerapan integrasi dari aplikasi inversi impedansi akustik dan interpretasi data seismik untuk melakukan evaluasi prospek atau perkiraan potensi hidrokarbon yang terkandung di dalamnya. Penelitian ini menekankan pada cara penggunaan serta analisa persebaran nilai impedansi akustik untuk karakterisasi reservoar lebih lanjut dari segi geologi maupun geofisika. Hal-hal yang mendasari karakterisasi reservoar tersebut antara lain perpaduan antara data seismik, data sumur dengan evaluasi petrofisika, dan data geologi, yang kemudian digunakan untuk membentuk persebaran lateral lapisan reservoir batu pasir dari nilai imedansi akustik sehingga dapat dibandingkan besarnya cadangan hidrokarbon secara lebih rinci dibandingkan hasil evaluasi yang belum menggunakan hasil persebaran nilai impedansi akustik. Hasil evaluasi prospek tersebut nantinya dapat digunakan sebagai acuan lebih lanjut untuk dapat mengusulkan rencana pengembangan lapangan migas dari Lapangan Penobscot.

5 4 1.3 Batasan Masalah Untuk lebih fokus pada pembahasan pada penelitian ini, maka dilakukan beberapa pembatasan masalah pada beberapa hal : 1. Data yang digunakan yaitu data seismik 3D, log sumur, marker geologi, dan hasil interpretasi seismik berupa horison dan patahan. 2. Analisa impedansi akustik dilakukan pada tiga horison lapisan batu pasir dari formasi Mississauga 3. Analisa evaluasi prospek dilakukan dengan pendekatan hasil inversi yang diintegrasi dengan analisa interpretasi data seismik serta beberapa data petrofisika yang telah diinterpretasi oleh pengembang sebelumnya ( 2012). 1.4 Metodologi Penelitian Secara umum alur penelitian digambarkan pada diagram Gambar 1.1. Hal yang pertama dilakukan adalah persiapan data awal yaitu data seismik, log sumur, serta parameter lain yang akan digunakan dalam proses interpretasi. Setelah penentuan parameter-parameter dari data awal tersesuaikan dengan baik, selanjutnya dilakukan interpretasi seismik. Korelasi sumur dengan penentuan marker-marker geologi pada log sumur dilakukan pada tahap pemodelan stratigrafi. Kemudian interpretasi seismik dilakukan berdasarkan panduan dari data sumur dan data geologi. Sebelum dilakukan picking horizon, data seismik di korelasi dulu dengan data sintetik seismogram yang dihasilkan dari sonic log dan density log yang berasal dari data sumur. Setelah itu dilakukan stretch dan squeeze hingga didapatkan nilai koefisien korelasi yang baik. Ketika langkah tersebut sudah dilakukan, maka picking horizon siap dilakukan. Setelah dilakukan picking horizon di zona-zona propek, maka inversi impedansi akustik dapat dilakukan. Selain itu dari hasil picking horizon tersebut juga dapat dibuat peta struktur

6 5 kedalaman. Analisis antara nilai impedansi akustik dan peta struktur kedalaman dapat dijadikan acuan sebagai bahan untuk evaluasi prospek. Studi dan Persiapan Data Korelasi Sumur Sintetik Seismogram Korelasi Data Sumur dengan Data Seismik Interpretasi Data Seismik Pemetaan Struktur Lapisan Inversi Data Seismik Peta Struktur Lapisan Impedansi Akustik Hasil dan Analisis Gambar 1.1 Diagram alur penelitian

7 6 1.5 Sistematika Penulisan Penelitian ini dibagi dalam beberapa bagian yang disusun secara sistematis: BAB 1, membahas tentang latar belakang, tujuan penulisan, ruang lingkup penelitian, metodologi penelitian dan sistematika penulisan. BAB 2, membahas geologi regional daerah Lapangan Penobscot yang tujuannya untuk memberikan gambaran prospek awal keadaan lingkungan Lapangan Penobscot. BAB 3, mengenai konsep/teori dasar yang digunakan dalam evaluasi prospek dan inversi impedansi akustik, teori dasar ini berguna sebagai dasar pengetahuan yang akan digunakan dalam pengolahan data. BAB 4, pengolahan data, prosedur yang tersusun secara sistematis dari proses pengumpulan data hingga dalam hal ini menentukan daerah persebaran reservoir batu pasir yang akan dievaluasi nilai prospektivitasnya. BAB 5, hasil dan pembahasan, bertujuan untuk menganalisa hasil pengolahan data yang telah didapat, dan menentukan nilai-nilai prospektivitas yang akan menjadi hasil akhir dari penelitian ini. BAB 6, kesimpulan dan saran menekankan pada hasil utama yang kita dapat dan saran yang diberikan untuk pertimbangan penilitian mendalam selanjutnya.

8 BAB 2 TINJAUAN UMUM KONDISI GEOLOGI REGIONAL 2.1 Geologi Regional Lapangan Penobscot berlokasi di Offshore Nova Scotia, tepatnya di Negara Kanada. Lapangan ini terletak pada koordinat 44 o N / 60 o W. Daratan utama Nova Scotia terbagi dua oleh sistem Patahan Cobequid- Chedabucto. Di selatan sistem patahan ini terdapat batuan metasedimen (batuan metamorf yang berasal dari sedimen (Parker, 1997)) dari Meguma Terrane (suatu kelompok dari formasi batuan (Parker, 1997)), dan batuan granite yang terlihat di Teluk Peggy. Di utara zona patahan terdapat batuan vulkanik dan sedimen dari Avalon Terrane, serupa dengan daerah selatan dari Newfoundland dan New Brunswick. 2.2 Geologi Struktur Struktur Penobscot terletak pada Mississauga Ridge, yang memisahkan Abenaki dan Sub Cekungan Sable. Terdapat dua patahan utama pada lapangan penobscot, satu terletak di sebelah barat. Dan patahan kedua terdapat di sebelah timur laut, yang menjadikan daerah tersebut juga potensial hidrokarbon. Patahan yang mengontrolnya adalah patahan yang tumbuh dan aktif hingga Paleogene dan terlihat memanjang hingga Jurassic. 2.3 Stratigrafi Cekungan Scotia mengandung batuan sedimen Mesozoic-Cenozoic hingga mencapai ketebalan 16 km, batuan tersebut terendapkan selama masa pergerakan pangea. Pengendapan paling awal terjadi pada masa Triassic, yang terdiri atas klastik dan evaporit. Lalu terjadi transisi oleh pemekaran dasar laut pada awal Jurrasic sehingga celah cekungan secara berangsur-angsur terisi oleh klastik dan karbonat. Perkembangan hingga menjadi kondisi laut terjadi pada masa pertengahan Jurassic, yang menyebabkan timbulnya dataran alluvial, deltaik, dan 7

9 8 fasies karbonat. Masa sedimentasi Cretaceous (awal/akhir) di dominasi oleh shale (serpih) transgressive, batuan karbonat, dan kapur. Fluktuasi ketinggian air yang relative pada masa Paleogene dan Neogene membuat campuran batu pasir laut dan serpih diselingi oleh batuan klastik kasar dan batuan karbonat laut, dan semuanya tertutup oleh sedimen laut yang terendapakan selama periode Quaternary. Gambar 2.1 Stratigrafi umum Scotia (

10 9 Formasi Verrill Canyon Berada pada periode Jurassic Tengah dan Awal Cretaceous, Formasi Verrill Canyon merupakan fasies laut dalam ekuivalen dengan Formasi Mohawk, Abenaki, Mic Mac, dan Missisauga, Kandungan utamanya berupa serpih dengan bedding tipis dari batu karbonat, lanau, dan batu pasir. Formasi ini mengendap pada lingkungan prodelta, bagian luar shelf dan pada slope benua dengan rentang ketebalan dari 360 meter di barat daya Cekungan Scotia hingga lebih dari 915 meter di daerah timur laut. Formasi Mississauga Formasi Mississauga tersebar sangat luas di Cekungan Scotia dimana formasi ini bervariasi baik fasies maupun ketebalannya. Melintasi Platform LaHave dan Burin dan Canso Ridge ketebalan formasi kurang dari 1000 m dan terdiri 60-80% adalah batu pasir dengan beberapa fasies lokal batuan karbonat di daerah barat daya. Pada Sub Cekungan Sable, lebih dari 2770 m telah dibor di area Pulau Sable dan total ketebalan diperkirakan lebih dari 3 km dengan kandungan 30-50% batu pasir. Formasi Logan Canyon Formasi Logan Canyon memiliki distribusi yang serupa dengan Formasi Mississauga, akan tetapi ketebalannya diperkirakan sekitar 2.5 km. Formasi ini dibagi dalam empat member, dua member di dodominasi oleh shale. Formasi Dawson Canyon Serpih, kapur, dan sedikit batu karbonat diendapkan melintasi Cekungan Scotia selama periode akhir Cretaceous. Pengendapan ini menghasilkan Formasi Dawson Canyon yang ketebalannya bervariasi hingga lebih dari 700 m di selatan Sub Cekungan Whale.

11 BAB 3 TEORI DASAR 3.1 Petrofisika Petrofisika berasal dari bahasa yunani petra yang berarti batu dan physis yang berarti alam, adalah ilmu yang mempelajari properti batuan baik secara fisik dan kimiawi terhadap interaksinya dengan fluida (Tiab & Erle, 2004). Ilmu petrofisika sangat berguna dalam melakukan analisis data lubang bor atau yang biasa dikenal dengan well logging. Logging bertujuan untuk mendapatkan data properti fisika secara langsung pada lapisan bumi di kedalaman tertentu, alat utama yang digunakan dalam logging diantaranya adalah Gamma Ray, Density, Sonic, dan Resistivity Log. Porositas Porositas adalah volume dalam suatu batuan yang dapat berisi fluida, biasa dihitung dalam persen. Ada beberapa macam porositas, yaitu : -Porositas Total t, adalah perbandingan antara ruang kosong (pori-pori, retakan, gerohong) total yang tidak diisi oleh benda padat yang ada di antara elemen-elemen mineral dari batuan, dengan volume total batuan : t = V t V s V t = V p V s...(3.1) Di mana : V p = volume ruang kosong, biasanya terisi oleh fluida (air, minyak, gas) V s = volume yang terisi oleh zat padat V t = volume total batuan 10

12 11 Permeabilitas Permeabilitas adalah kemampuan batuan untuk melewatkan fluida, atau kemampuan mengalir dari fluida formasi, yang sering ditandai dengan K. Ini merupakan pengukuran tingkatan dimana fluida akan mengalir melalui suatu daerah batuan berpori di bawah gradien tekanan yang tertentu, Dinyatakan dalam milidarcies (md); nilai 1000 md adalah tinggi dan nilai 1.0 md adalah rendah untuk ukuran produksi. Permeabilitas sangat tergantung pada ukuran butiran batuan. Sedimen batuan berbutir besar dengan pori-pori besar mempunyai permeabilitas tinggi, sedangkan sedimen batuan berbutir halus dengan pori-pori kecil dan alur yang berliku-liku mempunyai permeabilitas rendah. Densitas Densitas adalah perubahan sifat fisis material yang terjadi karena adanya perubahan perbandingan antara massa (kg) dengan volume (m 3 ). Densitas merupakan parameter yang digunakan dalam perhitungan gelombang P, gelombang S dan impedansi, dimana nilai dari densitas dipengaruhi oleh jumlah mineral, komposisi mineral, temperatur, tekanan porositas dan fluida yang mengisi pori-pori batuan, dari semua itu mempengaruhi nilai densitas yang nantinya akan berpengaruhi pada respon bawah permukaan bumi. 3.2 Geofisika Geofisika adalah ilmu yang mempelajari bumi menggunakan pendekatanpendekatan fisika. Dalam eksplorasi hidrokarbon ilmu geofisika berkolaborasi dengan ilmu geologi digunakan khususnya untuk melakukan karakterisasi reservoar. Dalam aplikasinya metode geofisika yang banyak digunakan dalam eksplorasi hidrokarbon adalah metode seismik. Teori-teori metode seismik yang digunakan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut :

13 Impedansi Akustik (IA) Hubungan antara perkalian densitas dan kecepatan dinamakan sebagai Impedansi Akustik IA. IA = ρv...(3.2) Secara praktis dalam formasi batuan, istilah impedansi akustik menggambarkan tingkat kekerasan suatu formasi atau kemampuan batuan dalam melewatkan gelombang seismik. Rasio antara nilai impedansi akustik pada formasi batuan sebelum dan formasi setelahnya disebut Koefisien Refleksi R. Secara rinci rasio tersebut dideskripsikan pada persamaan: R = ρ 2V 2 ρ 1 V 1 ρ 2 V 2 +ρ 1 V 1...(3.3) Seismik Inversi Kata inversi dapat dipahami sebagai suatu proses seorang geofisikawan untuk memperoleh karakter fisis di dalam bumi dari data yang diperoleh saat pengukuran di permukaan bumi (Riyanto, 2012). Metode inversi adalah usaha untuk mengembalikan log impedansi pseudo-akustik broadband dari tras seismik yang band-limited (Russell,1988). Selain itu Inversi seismik didefinisikan juga sebagai teknik pemodelan geologi bawah permukaan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai kontrolnya (Sukmono, 1999). Metode inversi merupakan kebalikan dari metode forward dimana dalam metode forward kita mengubah data model bumi menjadi suatu respon seismik. Sedangkan dalam metode inversi respon seismik yang ada diusahakan untuk menjadi model bumi.

14 13 Forward Modelling Inverse Modelling Earth Model Seismic Response Modelling Algorithm Modelling Algorithm Seismic Response Earth Model Gambar 3.1 Sistem pemodelan Forward dan Inverse (Russell, 1988). Dalam memahami teknik inversi ini, hal dasar yang harus diketahui adalah dasar mengenai konvolusi gelombang seismik. Gelombang seismik yang merambat dari sumber akan berubah bentuk gelombangnya tergantung dari reflektor yang dilaluinya. Reflektor-reflektor di dalam bumi ini dapat diibaratkan suatu filter yang mengubah bentuk dari gelombang seismik. Sampai saat ini pemodelan yang paling mendekati filter ini adalah pemodelan konvolusi. Bentuk tras seismik yang terkonvolusi dapat dilihat pada persamaan berikut : x t = r t W t + noise...(3.4) x(t) merupakan tras seismik, r(t) merupakan koefisien refleksi bumi, dan W(t) adalah wavelet seismik. Dengan anggapan bahwa data seismik telah mengalami processing dengan baik maka parameter noise dapat dihilangkan dari persamaan, sehingga menjadi: x t = r t W t...(3.5) Visualisasi persamaan ini dapat terlihat pada gambar 3.2

15 14 Gambar 3.2 Pembentukan tras seismik ( Koefisien refleksi didapatkan dari data log sumur, konvolusi wavelet dengan koefisien refleksi akan menghasilkan seismogram sintetik. Proses ini termasuk pemodelan forward. Oleh karena itu inversi berarti suatu proses dekonvolusi karena mencoba mendapatkan urutan-urutan koefesien refleksi dari suatu tras seismik. Atau digambarkan dengan persamaan: r t = W t 1 x(t)...(3.6) Dengan W(t) -1 adalah invers dari wavelet. Dalam proses inversi seismik, data seismik berupa frekuensi yang bandlimited, dikarenakan tidak mempunyai frekuensi rendah dan tinggi akibat konvolusi wavelet yang bandlimited, untuk menambahkan frekuensi yang hilang tersebut maka ditambahkan data log sumur yang memiliki frekuensi rendah dan tinggi, sehingga dengan demikian hasil akhir inversi dapat berupa impedansi broadband (Yilmaz, 2001). Secara umum inversi data seismik dibedakan dalam wilayah prestack dan poststack, jenis inversi di tiap wilayah tersebut dapat dilihat pada gambar 3.3.

16 15 Seismic Inversion Methods Poststack Inversion Prestack Inversion Model Based Recursive Traveltime Wavefield Linear Methods Non Linear Methods Narrow Band Sparse- Spike Gambar 3.3 Jenis-jenis teknik seismik inversi (Russell, 1988)

17 BAB 4 PENGOLAHAN DATA 4.1 Input Top Marker Data Log Untuk dapat melakukan interpretasi seismik dengan baik, pada data ini acuan yang digunakan berasal dari data log. Data seismik baik dalam resolusi lateral akan tetapi resolusinya tidak terlalu bagus dalam domain vertikal. Oleh karena itu dalam interpretasi formasi, urutan data vertikal yang paling baik adalah data core formasi, data sumur, dan terakhir data seismik. Karena pada lapangan ini tidak terdapat data core, maka interpretasi data seismik hanya didukung oleh data sumur. Oleh karena data sumur menjadi acuan awal dalam interpretasi data seismik maka prosedur awal adalah dengan menginterpretasi data sumur. Interpretasi ini dilakukan dengan memberikan top marker pada data sumur B-41 dan L-30. Dari data top marker yang ada, dilakukan input ke dalam software. Selain sebagai hasil interpretasi formasi, marker dapat digunakan sebagai batasan window dalam melakukan berbagai jenis pengolahan. Window dibutuhkan dalam melakukan pengolahan data untuk memfokuskan kalkulasi pada daerah target kita saja, karena ketika kalkulasi pengolahan dilakukan ke seluruh data dapat menghabiskan memori komputer dan akan memperlambat proses pengolahan. Selain itu pengolahan yang dilakukan ke seluruh data dapat membuat hasil pengolahan tidak mewakili data daerah target kita. Akan tetapi penggunaan window ini tidak mutlak harus dilakukan, tergantung tujuan pengolahan yang ingin kita lakukan. Setelah marker diberikan, ketika kita memposisikan kedua sumur tersebut dalam satu layar dengan skala antara kedua sumur sama, terlihat adanya perbedaan kedalaman antara kedua sumur tersebut. Pengisian warna pada data sumur berguna dalam membantu interpretasi quick look dan melihat kesamaan pola formasi antara kedua sumur. 16

18 Sintetik Seismogram dan Korelasi Data Sumur dengan Seismik Pembentukan sintetik seismogram berfungsi dalam melakukan pemodelan bentuk tras seismik yang terjadi. Untuk melakukan atau menghasilkan sintetik seismogram, aplikasi pemodelan konvolusi diterapkan pada tahap ini. Dalam pembentukan tras seismik, hal yang wajib dimiliki adalah deret koefisien refleksi dan wavelet. Deret koefisien refleksi dapat kita dapatkan dari data log sonik dan log densitas. Sedangkan wavelet diekstraksi dari data seismik antara Top Mississauga dan Lower Mississauga. Gambar 4.1 Korelasi data sumur L-30 dengan data seismik serta wavelet yang digunakan Setelah sintetik seismogram didapatkan maka korelasi dengan data seismik dapat dilakukan. Baik tidaknya korelasi di QC (quality control) dengan melihat nilai koefisien korelasinya. Koefisien korelasi akan semakin baik ketika semakin dekat dengan nilai satu. Akan tetapi selain dengan melihat nilai koefisien korelasi, korelasi data seismik juga harus sesuai dengan kondisi geologi yang ada. Maksudnya adalah ketika kita mencari nilai koefisien korelasi terbaik, maka kita

19 18 akan melakukan shifting atau penggeseran data seismik agar menyerupai data sintetik seismogram yang ada, selain itu stretch dan squeeze juga dilakukan agar data seismik semakin tinggi nilai korelasinya. Proses shifting, stretch dan squeeze menentukan pada kedalaman waktu berapa marker data sumur kita berada. Penentuan kedalaman data seismik ini terkadang memiliki nilai koefisien korelasi tinggi akan tetapi bukan pada kondisi geologi sebenarnya. Hal ini dapat terjadi akibat penggunaan bentuk wavelet kita dan memang disebabkan data seismik yang serupa dengan sintetik seismogram kita. Oleh karena itu analisis geologi perlu benar-benar diperhatikan pada tahap ini. 4.3 Interpretasi Data Seismik dan Pemetaan Struktur Setelah korelasi dengan data seismik dilakukan, maka kita dapat melakukan interpretasi pada data seismik. Interpretasi data seismik dilakukan dengan cara picking horizon pada target formasi kita, dalam hal ini lapisan top reservoir Sand 3, 4, dan 5. Untuk melakukan interpretasi, agar meningkatkan ketepatan picking tiap lapisan, dibuat dahulu satu composite line yang melewati kedua sumur. Composite line ini mengambil tras-tras data seismik yang dilewati garis itu sehingga membentuk penampang baru. Setelah itu picking bisa dilakukan pada penampang seismik tersebut. Setelah interpretasi dilakukan pada composite line, sebaiknya interpretasi dilakukan pada penampang-penampang yang dekat dengan lokasi data sumur, hal ini dikarenakan litologi kedalaman yang ada masih berada dekat dengan data sumur, sehingga kualitas panduan interpretasi yang digunakan masih baik. Setelah interpretasi selesai dilakukan pada inline dan xline maka ekstraksi peta struktur waktu dapat dilakukan. Peta struktur waktu ini sangat berguna dalam memperlihatkan perkiraan keadaan struktur di bawah permukaan. Struktur ini sangat berguna dalam menentukan daerah-daerah yang kemungkinan dapat menjadi jebakan hidrokarbon. Akan tetapi peta struktur waktu ini belum dapat

20 19 dijadikan acuan utama dalam menentukan prospek. Hal ini disebabkan struktur dengan kedalaman yang masih berada dalam domain waktu akan memberikan kesalahan interpretasi dalam domain kedalaman sebenarnya. Oleh karena itu nantinya peta struktur waktu ini akan dikonversi kedalam domain depth atau kedalaman. Lalu interpretasi yang dilakukan selanjutnya adalah interpretasi patahan. Dalam melakukan interpretasi patahan ada baiknya sambil melihat peta struktur hasil ekstraksi horizon. Hal ini untuk melihat lokasi patahan yang terbentuk apakah masih logis bentuk geologi patahannya atau tidak. Gambar 4.2 Interpretasi pada xline 1153 sumur L-30

21 20 Gambar 4.3 Proses picking pada setiap interval penampang 20 Gambar 4.4 Peta struktur waktu sand 5

22 Inversi Impedansi Akustik Untuk mengetahui persebaran reservoar yang lebih tinggi tingkat akurasinya maka dibutuhkan parameter yang depat menggambarkan litologi bumi secara jelas yaitu impedansi akustik. Nilai impedansi akustik di dapatkan dengan cara melakukan inversi pada daerah terget, yaitu horizon Sand 3 hingga Sand 5. Inversi yang digunakan disini adalah metode inversi liniear sparse spike. Metode ini dianggap yang paling baik diterapkan karena hasil impedansi yang di dapat berasal dari deret koefisien refleksi yang sparse atau renggang. Deret koefisien yang renggang memberikan gambaran yang jelas daerah impedansi akustik utama yang diinginkan. Sebelum melakukan inversi linear sparse spike dibuat sebuah model inversi dahulu dari data seismik. Model inversi ini merupkan model yang memiliki frekuensi rendah karena frekuensi seismik biasanya bandlimited, kehilangan frekuensi rendah, maka untuk melengkapi data frekuensi rendah yang hilang, model inversi dibuat dengan berisi sinyal frekuensi rendah yang di ekstraksi dari data sumur, dengan begitu frekuensi dapat dilengkapi dan menjadi lebih broadband. Dengan frekuensi yang broadband diharapkan tidak ada data litologi yang hilang, sehingga model geologi menjadi tepat sebagai acuan inversi. Gambar 4.5 Inversi Sparse Spike pada xline 1153

23 Persebaran Impedansi Akustik Setelah inversi data seismik dilakukan, maka akan terlihat zona-zona dengan litologi yang berbeda. Untuk mengetahui persebaran reservoar batu pasir maka ekstraksi nilai impedansi akustik dilakukan pada peta struktur waktu yang telah dibuat. Sebelum melakukan ekstraksi nilai impedansi akustik pada peta struktur waktu, cube data seismik inversi yang telah dihasilkan diinput terlebih dahulu. Setelah ekstraksi impedansi akustik dilakukan pada tiap peta struktur waktu, maka semakin terlihat daerah-daerah persebaran batu pasir yang menjadi target reservoar. Gambar 4.6 Persebaran IA pada peta struktur waktu Sand Model Kecepatan Agar interpretasi menggambarkan keadaan struktur bawah permukaan yang mendekati kenyataan, maka perlu dilakukan konversi kedalaman dari domain time (waktu) menjadi domain depth (kedalaman). Untuk mengubah domain data seismik waktu menjadi kedalaman maka dibutuhkan nilai kecepatan pada suatu lapisan. Secara manual konsep yang digunakan adalah dengan memperkirakan dahulu waktu rambat gelombang pada suatu lapisan, waktu rambat ini haruslah

24 23 OWT (One Way Time). Kedalaman data seismik biasa ditampilkan dalam TWT (Two Way Time), oleh karena itu untuk mengubahnya menjadi OWT, nilai TWT harus dikali dengan ½. Setelah mendapatkan nilai OWT, maka kita menentukan kedalaman (depth) lapisan tersebut. Nilai kedalaman ini dapat ditentukan dari interpretasi litologi data sumur. Maka nilai kecepatan dapat ditentukan dengan membagi kedalaman dan waktu tempuh gelombang. Dalam software nilai pemodelan kecepatan ini ditampilkan dalam bentuk model Velocity Cube. Nilai kecepatan yang diinterpretasi pada terget reservoar adalah sebagai berikut : - Sand 3 : 2480 m/s - Sand 4 : 2500 m/s - Sand 5 : 2550 m/s Gambar 4.7 Model Velocity Cube 4.7 Konversi Waktu Menjadi Kedalaman Setelah didapatkan model kecepatan, maka konversi dari waktu menjadi kedalaman dapat dilakukan. Konversi ini dilakukan pada setiap data seismik baik itu data seimik asli maupun seismik hasil inversi sparse spike. Setelah itu pembuatan peta struktur kedalaman dapat dilakukan. Peta struktur kedalaman ini yang dapat dijadikan acuan dalam menentukan prospektifitas lapangan, hal ini

25 24 disebabkan karena peta struktur dalam domain waktu masih mengindikasikan bentuk struktur semu. Selain peta struktur waktu dalam domain kedalaman, ekstraksi nilai IA pada seismik inversi dalam domain kedalaman perlu dilakukan untuk melihat persebaran reservoar batu pasir yang ada dalam domain kedalaman. 4.8 Kalkulasi Volumetrik Reservoar-reservoar yang dianggap prospek dan dapat menjebak hidrokarbon perlu ditentukan volume bulknya yang nantinya dapat digunakan untuk kalkulasi cadangan sehingga dapat dilihat ranking prospektifitasnya. Untuk menetukan volume bulk, maka zonasi perlu dilakukan terutama dalam menentukan top reservoar, spill point yang nantinya menjadi ketebalan reservoar dan polygon untuk menentukan luasan area yang dianggap prospek. Volume bulk didapatkan dengan mengalikan luasan area polygon dengan ketebalan rata-rata reservoar batupasir di tiap horisonnya. Gambar 4.8 Inversi Sparse Spike pada xline 1153 dengan domain kedalaman

26 25 Gambar 4.9 Peta struktur kedalaman Sand 5 Gambar 4.10 Persebaran IA pada peta struktur kedalaman Sand 5

27 BAB 5 HASIL DAN PEMBAHASAN 5.1 Analisis Sumur Dalam penelitian ini zona target yang dicari adalah reservoar batu pasir. Analisa reservoar menggunakan data sumur yang berjumlah dua buah. Interpretasi data sumur menggunakan data log gamma-ray, data log resistivitas, log porositas serta penggunaan log impedansi hasil penghitungan antara data log sonik dengan data log densitas. Dengan melakukan interpretasi data log, maka target-target dalam menentukan prospek suatu lapangan akan lebih terfokus, karena setelah melakukan interpretasi, nantinya litologi, serta batasan litologi suatu lapisan dapat terlihat, selain itu data-data petrofisika yang diperlukan dalam kalkulasi cadangan hidrokarbon dapat dihasilkan (porositas, saturasi air, Net to Gross). Analisis pertama yang dilakukan adalah analisa litologi. Dari pengolahan data telah diberikan marker-marker litologi lapisan yang berasal dari penelitian sebelumnya. Marker ini perlu dianalisa lagi guna meng-qc data serta melihat hubungannya dengan interpretasi litologi yang berasal dari nilai impedansi akustik. Interpretasi litologi dilakukan melalui interpretasi data log gamma ray dan menghubungkannya atau crossplot dengan log impedansi akustik. Plot silang dilakukan dengan melihat persebaran nilai antara gamma ray versus impedansi akustik serta nilai log densitas yang juga digunakan sebagai acuan interpretasi litologi. Dari plot silang yang dilakukan terlihat bahwa daerah-daerah litologi batu pasir yang menjadi target reservoar memiliki zona berwarna hijau, lalu untuk shale diperlihatkan melalui zona yang berwarna merah dan terdapat pula selingan batuan berupa tightsand berwarna ungu. Nilai-nilai impedansi yang mengindikasikan target reservoar batu pasir berkisar antara 7000 m/s*g/cc hingga 9000 m/s*g/cc dengan nilai gamma ray hingga 50 gapi, nilai ini juga dikontrol dengan log densitas yang mengindikasikan densitas reservoar batu pasir antara 2.2 g/cc hingga 2/3 g/cc. 26

28 27 Gambar 5.1 Crossplot antara log impedansi akustik dengan log gamma ray (kontrol warna log densitas) sumur L-30 Gambar 5.2 Cross Section anatara log impedansi akustik dengan log gamma ray sumur L-30

29 28 Setelah diketahui litologi daerah reservoar, maka untuk mengetahui ada tidaknya potensi hidrokarbon dilihat dengan menggunakan cross plot antara log gamma ray dan log impedansi akustik sebagai kontrol daerah reservoar serta log resistivitas sebagai kontrol jenis fluida yang terkandung di dalam reservoar. Dari zona-zona crossplot yang telah dibuat, diinterpretasikan bahwa kandungan hidrokarbon terdapat pada zona yang berwarna kuning karena nilai resistivitasnya yang relatif lebih tinggi serta nilai gamma ray dan impedansi akustiknya yang rendah menunjukkan hidrokarbon yang terjebak pada reservoar batu pasir. Nilai resistivitas hidrokarbon berkisar di atas 2.5 Ohm-m. Sedang zona berwarna biru muda menunjukkan daerah yang diisi oleh fluida air, hal ini didukung dengan nilai resistivitasnya yang relatif rendah. Selain itu lapisan impermeabel yang dapat mencegah larinya hidrokarbon (seal) juga diinterpretasikan dengan zona berwarna merah, zona ini memiliki area dengan tingkat gamma ray relatif tinggi dan resistivitasnya rendah. Gambar 5.3 Crossplot antara nilai log gamma ray dengan resistivitas (kontrol impedansi akustik) sumur L-30

30 29 Gambar 5.4 Cross section log gamma ray dengan log resistivitas sumur L Analisis Inversi Impedansi Akustik Inversi impedansi akustik bertujuan untuk dapat melihat persebaran reservoar batu pasir sehingga dapat lebih terlihat daerah-daerah yang memilik prospek menyimpan cadangan hidrokarbon. Dalam melakukan inversi, jenis yang digunakan adalah inversi linear sparse spike. Inversi ini digunakan karena dapat memperlihatkan perbedaan litologi dengan jelas antara batu pasir dengan lapisan penyekatnya yaitu shale.

31 30 Gambar 5.5 Analisis inversi sumur L-30 Dengan hanya menargetkan inversi pada daerah reservoar yaitu 50 ms sebelum Sand 3 dan 50 ms setelah Sand 5, terlihat adanya kecocokan tren antara kurva impedansi data sumur dengan kurva impedansi hasil inversi. Error rms antara kurva impedansi pada sumur B-41 menunjukkan nilai sedangkan korelasi antara sintetik dengan data seismik menjadi Pada sumur L-30 error rms menunjukkan nilai sedangkan nilai korelasi anatara sintetik serta data seismik menjadi Untuk membentuk inversi ini, digunakan parameter Sparseness 100%, Maximum constraint frequency 20, serta window length 64 samples. 5.3 Analisa Persebaran Impedansi Akustik pada Peta Struktur Kedalaman Dalam penentuan persebaran lapisan batu pasir yang ditargetkan menjadi reservoar, maka cube hasil inversi impedansi akustik di overlay terhadap peta struktur kedalaman sehingga memperlihatkan bentuk persebaran dari lapisan batu pasir.

32 31 Gambar 5.6 Peta persebaran IA Sand 3 Dari bentuk persebaran di atas terlihat bahwa daerah dengan areal berwarna hijau kekuningan menunjukkan bentuk persebaran dari batu pasir, sedangkan areal dengan warna merah menunjukkan areal persebaran shale. 5.4 Analisis Lead dan Prospek Pengartian lead dan prospek sering menjadi suatu ambigu, akan tetapi lead dalam penelitian ini diartikan sebagai daerah yang berpotensi memiliki cadangan hidrokarbon akan tetapi belum memiliki data-data pendukung yang cukup kuat, sedangkan prospek merupakan daerah yang memiliki cadangan hidrokarbon yang telah memiliki data-data pendukung dalam hal ini areal yang masih berada di sekitar sumur lama yang diinterpretasi memiliki potensi cadangan hidrokarbon.

33 32 Dalam studi ini cadangan hidrokarbon dianggap sebagai minyak bumi, oleh karena itu perkiraan perhitungan cadangan hidrokarbonnya berasal dari persamaan berikut HCPV (Hydrocarbon Prospect Volume) : HCPV = Bulk Volume NTG Porosity (1 Sw) Bulk Volume merupakan volume yang dapat diisi oleh fluida dalam satu jebakan reservoar, dalam hal ini pendekatan dalam menghitung Bulk Volume berasal dari luas perkiraan area prospek dikali dengan ketebalan rata-rata lapisan reservoar. NTG atau Net to Gross menyatakan perbandingan antara satu Volum reservoar yang dapat berisi fluida dengan nilai Bulk Volume reservoar. Pendekatannya didapatkan dari perhitungan nilai shaliness dalam satu reservoar tersebut, yaitu berasal 1-Vshale. Secara langsung nilai porositas dan nilai saturasi pada lapisan reservoar di dapatkan dari perhitungan petrofisis yang sudah dilakukan oleh penelitian sebelumnya sehingga nilai porositas dan saturasi air langsung didapatkan. Prosp. S3 Gambar 5.7 Areal Prospek Sand 3

34 33 Prosp. S4 Gambar 5.8 Areal Prospek Sand 4 Lead S5_1 Lead S5_2 Prosp. S5_2 Prosp. S5_3 Prosp. S5_1 Gambar 5.9 Areal Prospek Sand 5

35 34 Tabel 5.1 Kalkulasi cadangan prospek Lapangan Penobscot Prospect Area (m^2) Average Thickness (m) Bulk Volume (m^3) Porosity (%) SW (%) Net to Gross V Reserves (m^3) V Reserves (Bbl) Sand , ,5 22,5 57 0, , ,4 Sand , , ,7 Sand 5_ , , ,3 Sand 5_ , , ,5 Sand 5_ , , ,9 Tabel 5.2 Ranking cadangan prospek Lapangan Penobscot Rank Horizon Prospect V Reserves (Bbl) % Prospek 1 Sand 5 Sand 5_ ,3 28,88 2 Sand 3 Sand ,4 21,34 3 Sand 5 Sand 5_ ,5 20,11 4 Sand 5 Sand 5_ ,9 15,34 5 Sand 4 Sand ,7 14,32 Total ,9 100,00 Tabel 5.3 Kalkulasi cadangan Lead Lapangan Penobscot Lead Area (m^2) Average Thickness (m) Bulk Volume (m^3) Porosity (%) SW (%) Net to Gross V Reserves (m^3) V Reserves (Bbl) Sand 5_ , , ,5 Sand 5_ , , ,0 Tabel 5.4 Ranking cadangan Lead Lapangan Penobscot Rank Horizon Prospect V Reserves (Bbl) % Prospek 1 Sand 5 Sand 5_ ,5 57,53 2 Sand 5 Sand 5_ ,0 42,47 Total ,6 100,00

36 35 Gambar 5.10 Penampang XL 1160 dengan bentukan jebakan struktur pada daerah reservoar sand 5 (lingkaran ungu)

37 BAB 6 KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan Lapangan penobscot yang berada pada daerah cekungan Sable memiliki prospek hidrokarbon pada Formasi Mississauga, dengan reservoarnya berupa batu pasir. Hal ini dibuktikan dari identifikasi litologi berdasarkan crosssplot antara log impedansi, log gamma ray, serta log densitas. Selain itu diidentifikasi terdapat hidrokarbon yang terjebak pada reservoar batu pasir tersebut yang dibuktikan adanya nilai resistivitas yang tinggi di setiap permukaan zona reservoar sebelum litologi berubah menjadi shale, serta penurunan resistivitas pada pertengahan daerah reservoar yang diidentifikasi sebagai air yang mendorong hidrokarbon ke puncak reservoar. Dari reservoar yang terdapat pada Formasi Mississauga, dilakukan penelitian pada reservoar Sand 3, Sand 4, dan Sand 5 dan diperkirakan memiliki total cadangan prospek di dalam reservoar hingga 46 MBbl. 6.2 Saran Penelitian ini menitik beratkan evaluasi prospek hanya berdasarkan dua data sumur yang pernah di bor sebelumnya. Untuk membuktikan prospek yang telah diberikan dari hasil penelitian, sebaiknya pengeboran coba dilakukan pada daerahdaerah prospek tersebut dimulai dengan propsek yang memiliki ranking paling tinggi. Selain dapat membuktikan adanya prospek hidrokarbon, pengeboran sumur baru dirasa dapat menambahkan data sumur yang jumlahnya masih sangat minim. 36