Analisis Pemodelan Inversi Impedansi Akustik untuk Karakterisasi Reservoar Lapangan Texaco 3D

Transkripsi

1 Analisis Pemodelan Inversi Impedansi Akustik untuk Karakterisasi Reservoar Lapangan Texaco 3D Candra Riyadi 1, Abdul Haris 1 1 Departemen Fisika, FMIPA UI, Kampus UI Depok ultra_candra@yahoo.com Abstrak Terdapat beberapa cara untuk mengkarakterisasi reservoar hidrokarbon khususnya minyak dan gas. Pada umumnya metode impedansi akustik yang digunakan untuk mengenali adanya perubahan perlapisan batuan reservoar seperti batu pasir, lempung, dan karbonat. Dalam studi ini, pemodelan impedansi akustik telah dilakukan untuk menghasilkan gambaran lapisan batuan yang lebih mudah diinterpretasikan dalam memetakan keadaan bawah permukaan, khususnya mengkarakterisasi reservoar dalam daerah penelitian lapangan Texaco 3D. Pemodelan ini menggunakan metode inversi colored yang dihasilkan dengan menginversi data seismik menjadi nilai impedansi akustik. Nilai ini didapat dengan penurunan data sumur sebagai kontrol dan mengunakan data sumur tersebut untuk mengubah data volume seismik menjadi volume impedansi akustik. Metode yang dilakukan juga digunakan untuk memetakan distribusi porositas dalam reservoar target. Penelitian ini menghasilkan gambaran model impedansi akustik dan porositas pada era miosen, sehingga dapat mengkarakterisasi persebaran litologi pasir dari sand C sampai sand G dengan baik. Persebaran litologi tersebut berada di kedalaman sekitar 2350m-3500m dan nilai impedansi akustik sekitar (gr/cc)*(m/s) dan nilai porositas total sekitar 30%-40%.. Kata Kunci : impedansi akustik, inversi colored, reservoar. Abstract There are many technique to characterize hydrocarbon reservoir especially oil and gas. Commonly, acoustic impedance method was used to recognize the change of properties reservoir rock layers such as sand, shale, and carbonate. In this study, acoustic impedance modeling has been done to produce image of rock layers lithology which is easier to be interpreted in mapping the condition subsurface, especially characterizing reservoir in research area of Texaco 3D field. This Modeling uses colored inversion method which is made by inverting seismic data into acoustic impedance value. The value resulted is obtained by deriving the data from well as control and using it to change seismic volume data into acoustic impedance volume. The method is also used for mapping porosity distribution in the targeted reservoir. This research produce acoustic impedance image and porosity model during Miocene era. Thus, it can characterize lithological sand distribution of Sand C to Sand G properly. The lithological sand distribution is at the depth of about m and the acoustic impedance value of about 3600(gr/cc)*(m/s)-4400(gr/cc)*(m/s) and total porosity about 30-40%. Keywords : acoustic impedance, colored inversion, reservoar. 1. PENDAHULUAN Berbagai cara dilakukan oleh ilmuan khususnya di bidang geofisika untuk mengoptimalisasi lapangan migas yang ada dengan mengkarakterisasi reservoar tersebut. Karena karakterisasi reservoar yang baik merupakan kunci untuk mencapai kesuksesan pengelolaan reservoar secara ekonomis. Untuk dapat mengkarakterisasi reservoar dengan baik, studi terpadu yang melibatkan data seismik dan data sumur perlu dilakukan, salah satunya dengan metode seismik inversi. Seismik inversi adalah teknik untuk membuat model bawah permukaan bumi menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai kontrol (Sukmono, 2000). Inversi impedansi akustik (IA) adalah salah satu metode seismik inversi setelah stack (poststack inversion). Pemodelan seismik inversi IA dapat menghasilkan gambaran perlapisan batuan yang lebih mudah dinterpretasikan dalam memetakan keadaan bawah permukaan karena metoda ini tidak hanya menggambarkan batas lapisan seperti halnya seismik konvensional, melainkan sifat fisis batuan itu sendiri. IA adalah parameter batuan yang besarnya dipengaruhi oleh tipe litologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman tekanan dan temperatur. Oleh karena itu IA dapat digunakan sebagai indikator litologi, porositas, hidrokarbon, pemetaan litologi, flow unit mapping dan quantifikasi karakter reservoar. Secara natural IA akan memberikan gambaran geologi bawah permukaan yang lebih detail daripada seismik konvensional, karena umumnya amplitudo pada seismik konvensional akan memberikan gambaran batas lapisan, sementara IA

2 dapat menggambarkan lapisan reservoar yang diinginkan. Impedansi akustik secara langsung menggambarkan karakter fisis di dalam lapisan batuan, sehingga dapat digunakan untuk pemodelan karakterisasi reservoar. Impedansi akustik dan berbagai sifat fisis batuan hasil turunannya seperti porositas batuan dapat digunakan untuk mengidentifikasi suatu reservoar. Identifikasi dilakukan terhadap bagaimana kualitas sebuah reservoar beserta penyebarannya, baik secara vertikal maupun lateral. Dalam penelitian ini data yang digunakan terletak di paparan Louisiana berada di Utara Cekungan Teluk Meksiko (Gbr 1), awal terbentuk ketika Trias oleh proses divergensi lempeng-tektonik di sepanjang passive margin dari Lempeng Amerika Utara. Tektonik Laramide selama zaman Kapur-Tersier awal menyediakan jumlah sedimen silisiklastik terrigenous yang tebal berasal dari sumber yang telah terangkat oleh proses tektonik dibagian Utara Cekungan selama periode Tersier. (Shideler, 1987) Gbr 1. Peta geologi regional teluk Mexico (google earth 2013) 2. DATA DAN METODE Data yang digunakan merupakan data seismik post-stack time migrated dengan poraritas normal (American Polarity). Hal ini berdasarkan koefesien refleksi pada batas anatara lapisan dalam data sumur, kenaikan impedansi akustik ditunjukkan sebagai puncak (peak) pada seismik yang berwarna merah. Spesifikasi data seismik tersebut mempunyai record length 6s dengan sample rate 4ms. Jumlah inline 359 dan jumlah crossline sebanyak 1101, dimana interval tiap line adalah 34m dan berorientasi arah Barat Laut Tenggara. Data seismik yang diambil adalah data seismik offshore yang mempunyai datum 0 pada tvdss. Data sumur yang digunakan dalam penelitian ini berjumlah 12 sumur yang mencakup beberapa log. Berikut ini spesifikasi teknis dari data sumur dan ketersediaanya yang terdapat pada tabel 1. Data indikator lithologi yang terdapat pada seluruh sumur adalah data log sumur SP, terdapat log GR pada salah satu sumur yaitu sumur 1726, namun pada interval reservoar bagian bawah saja. Sedangkan indikator fluida terdapat pada data log ILM dan ILD yang merupakan log jenis resistivity. Keseluruhan sumur berada pada laut (offshore). Pada penelitian ini, integrasi data seismik dan data sumur dilakukan dalam bentuk peta struktur waktu, peta distribusi impedansi akustik, dan peta persebaran porositas. Analisis mengenai karakter reservoar dilakukan dengan melihat hasil analisis peta persebrana porositas dan peta persebaran Acoustic Impendance (AI). Tabel 1. Ketersediaan data sumur Metode inversi yang digunakan untuk memperoleh peta distribusi impedansi akustik adalah inversi colored. Metode inversi colored sebuah teknik inversi yang dikembangkan oleh Steve Lancheseter dan David Whitecomb dari BP Amoco. Metode inversi ini cukup cepat dan mudah digunakan dibandingkan dengan metode lainnya tetapi bukanlah yang paling baik dikelasnya. Meskipun begitu metode ini masih lebih unggul dari pada metode fast track inversi rekursif dan hasilnya cukup baik bila dibandingkan dengan metode Spare Spike. Gbr 2. Matching operator

3 Dimana metode Spare Spike, secara empiris dapat dimodelkan sebagai sebuah proses konvolusi, dengan sebuah operator dimana spektrum amplitudonya adalah mean spektrum seismik sampai mean impedansi akustik seismik dan mempunyai fasa Studi reflektifitas lebih lanjut oleh Walden dan Hosken (1985) memberikan gambaran pada Lanchester dan Whitecomb bahwa nilai gross log AI memberikan nilai yang cukup konstan. Hal ini menunjukkan sebuah operator saja dapat digunakan untuk melakukan inversi. Pendekatan ini mengasumsikan bahwa wavelet-nya zero-phase. Yang diperlukan untuk mendapatkan operator colored inversion adalah log-log AI sepanjang zona menarik dan trace-trace seismik yang cukup untuk mendapatkan estimasi yang bagus dari mean respon seismik. Begitu operator colored inversion didapatkan, maka ini akan dengan mudah diterapkan pada volume seismik tanpa harus menginversi seluruh volume seismik tersebut dan hasil matching operator ditunjukkan pada Gbr 2. Cross-plot antara log impedansi akustik dan SP, zona pasir memiliki jangkauan nilai antara 3000(m/s)*(g/cc)-4900(m/s)*(g/cc) dan memiliki nilai SP yang rendah sekitar -100 sampai dengan -65 mv, kemudian ditunjukkan oleh nilai GR yang rendah sekitar 12-40API. Berdasarkan hasil ini cross-plot ini didapatkan hasil yang baik dari segi sensitifitas log-log tersebut dan bisa digunakan sebagai alat untuk membedakan litologi zona reservoar dan non reservoar. 3. HASIL DAN PEMBAHASAN Analisis Crossplot Hasil analisa cross plot dan cross section antara log impedansi akustik dengan log SP menunjukkan bahwa terdapat dua zona terpisah, yaitu zona yang berwarna hijau dan kuning seperti yang ditunjukkan pada Gbr 3. Proses ini dilakukan untuk mengetahui zona reservoar dari data log. Selain itu, cross-plot berguna untuk menentukan marker saat akan melakukan picking horizon. Cross-plot yang dilakukan dengan sumbu X yaitu log SP dan sumbu Y yaitu log impedansi akustik dengan color key gamma ray. Log impedansi akustik yang rendah berasosiasi dengan log SP yang rendah dan gamma ray rendah diberi warna kuning sebagai penanda zona batuan pasir. Sedangkan log impedansi akustik yang tinggi berasosiasi dengan log SP yang tinggi dan gamma ray tinggi diberi warna hijau menandakan zona batuan lempung. Nilai impedansi akustik yang relatif rendah dengan nilai impedansi akustik antara 3000(m/s)*(g/cc)- 4900(m/s)*(g/cc) dinterpretasikan sebagai litologi batu pasir. Sedangkan nilai impedansi akustik yang relatif tinggi dengan nilai yang berkisar antara 4900(m/s)*(g/cc)-5800(m/s)*(g/cc) diinterpretasikan sebagai litologi batu lempung pada Gbr 4. Dari dua gambar crossplot (Gbr 3 dan Gbr 4,) menunjukkan sumur yang cukup sensitive, terlihat dengan dapat dibentuknya dua buah zona yang dibatasi oleh kubus berwarna kuning yang menandakan sand dan hijau menandakan lempung. Zona zona tersebut terlihat tidak saling overlap dan terdapat zona cut-off sehingga cukup dengan baik membedakan zona dari kedua litologi batuan. Gbr 3. Pembuatan zonasi batu pasir dan lempung dengan log SP vs AI serta color key log gamma ray Gbr 4. Hasil cross section impedansi akustik vs SP Hasil dari cross section antara impedansi akustik vs SP, pada Gbr 4. Lapisan batu pasir ditandai oleh daerah berwarna kuning berada dikedalaman m dan m. Analisis Hasil Inversi Hasil penampang inversi impedansi akustik, memperlihatkan persebaran nilai impedansi akustik yang dapat memisahkan karakter reservoar atau sifat fisika batuan berupa impedansi akustik. Lapisan batu lempung terdapat pada nilai impedansi antara 4900(m/s)*(g/cc) (m/s)*(g/cc), ditunjukan oleh

4 warna biru muda hingga ungu. Sedangkan lapisan batu pasir terdapat pada nilai impedansi antara 3600(m/s)*(g/cc)-4400(m/s)*(g/cc) yang ditunjukan oleh warna hijau hingga kuning. Sedangkan interval warna lain menunjukkan lapisan batu pasir lempungan yang ditunjukkan oleh Gbr 5. Terlihat hasil yang cukup baik dalam membedakan lapisan reservoar dan nonreservoar dibandingkan seismik konvensional. (a) Gbr 5. Hasil penampang seismik inversi inline 1582 Distribusi Zona reservoar dan Non Reservoar Distribusi Zona reservoar dan non reservoar pada Lapangan Texaco 3D telah dengan baik dikarakterisasi oleh hasil inversi. Hasil penampang time slice secara lateral pada horizon Sand G, di daerah dengan nilai AI rendah ditandai warna hijau sampai kuning merupakan nilai litologi batu pasir. Penampang hasil time slice dari Sand G sampai Sand C dengan nilai impedansi akustik sekitar 3800(m/s)*(g/cc)-4600(m/s)*(g/cc) yang diinterpretasikan sebagai litologi batuan pasir. Persebaran nilai AI rendah terdistribusi merata, tetapi di bagian Tenggara yang merupakan antiklin terjadi pemusatan nilai AI yang paling rendah dengan wana hijau dan begitu pula di bagian Barat Laut. Lapisan ini diindikasikan zona ini merupakan reservoar hidrokarbon berupa gas-air berdasarkan analisis petrofisika mempunyai nilai porositas 19-21% dengan net sand setebal 45kaki (UI IBA Team AAPG, 2010). (b) (c)

5 horizon dalam penelitian ini terdapat dalam Gbr 6 a sampai dengan Gbr 6 e.. Analisis Hasil Tranformasi Porositas Hasil penyebaran nilai porositas total yang diaplikasikan ke dalam volume seismik. Kemudian dibuat horizon slice di dibawah horizon target sebesar 10ms yang terdapat pada Gbr 7.a sampai Gbr 7.b, ini dilakukan untuk melihat persebaran porositas total dan mempermudah interpretasi berdasarkan masing-masing horizon dari Sand G sampai dengan Sand C. Dalam penampang peta horizon slice dari seluruh horizon, menunjukkan nilai porositas total yang rata-rata besar relatif terhadap daerah sekitarnya dengan jangkauan nilai 30%-40%. Dari hasil ini diinterpretasikan bahwa masing-masing zona target memiliki potensi adanya hidrokarbon yang cukup besar berdasarkan penampang impedansi akustik maupun penampang porositas. Dari semua zona prospek Sand G mempunyai potensi hidrokarbon yang lebih besar dari yang lain dilihat dari kemenerusan penyebaran porositas besar yang merata di bagian Barat Laut. Untuk zona yang lain tetap memiliki potensi hidrokarbon yang tinggi terpusat pada bagian Tenggara dan Barat Laut masing horizon target. (d) (e) Gbr 6. (a) Hasil horizon slice Top Sand G, (b) Hasil horizon slice Top Sand F, (c)hasil horizon slice Top Sand E, (d) Hasil horizon slice Top Sand D, (e) Hasil horizon slice Top Sand C. Penampang Time slice Top Sand F memperlihatkan pendistribusian lapisan batu pasir dengan nilai yang berwana hijau sampai ungu. Hanya warna hijau sampai kuning mengindikasikan sebagai zona pasir dengan impedansi akustik paling rendah terpusat Barat Laut. Lapisan ini diinterpretasikan sebagai zona reservoar hidrokarbon berupa gas mempunyai nilai porositas 19-21% dengan kebalan net sand 14 kaki. Time slice Top Sand E memperlihatkan pendistribusian lapisan batu pasir yang memiliki impedansi akustik yang rendah berada di bagian Barat Laut. Lapisan ini diinterpretasikan sebagai zona hidrokarbon mempunyai nilai porositas 19-21% dengan ketebalan net sand 16kaki (UI IBA Team AAPG, 2010). Penampang slice lainnya pada horizon Sand D dan Sand C menunjukkan nilai impedansi akustik yang relatif rendah. Lapisan ini tersebar merata disepanjang lokasi pengukuran pada daerah tersebut yang dinterpretasikan sebagai lapisan batu pasir berisi hidrokarbon berupa gas yang sangat potensial berdasarkan analisis petrofisika nilai porositasnya sekitar 19-21% dengan nilai net sand 26kaki (UI IBA Team AAPG, 2010). Peta persebaran untuk semua (a) (b)

6 (c) akustik yang rendah dan sangat potensial dijadikan lokasi pengeboran. Reservoar prospek memiliki nilai impedansi akustik dengan jangkauan 3839(m/s)*(gr/cc)4200(m/s)*(gr/cc). Reservoar prospek memiliki nilai porositas total dengan jangkauan 30%-40%. Metode inversi impedansi akustik colored dapat mengkarakterisasi zona reservoar dengan baik dan memperlihatkan distribusi zona reservoar dan zona non reservoar. Metode inversi colored telah cukup baik memprediksi persebaran porositas sehingga dalam interpretasi dapat memisahkan antara reservoir dan non reservoir dalam variasi lateral yang teresolusi dengan baik dibandingkan dengan seismik konvensional, dimana porositas tinggi diinterpretasikan sebagai zona reservoar potensial. UCAPAN TERIMAKASIH Ucapan terimakasih penulis tujukan kepada temanteman angkatan fisika UI 2007 atas saran dan dukungannya serta Bapak Abdul Haris, Bapak Supriyanto dan Bapak Dede Djuhana atas saran-saran dan arahannya. (d) DAFTAR ACUAN (c) Gbr 7. (a) Hasil horizon slice porosity Top Sand G, (b) Hasil horizon slice porosity Top Sand F, (c) Hasil horizon slice porosity Top Sand E, (d) Hasil horizon slice porosity Top Sand D, (e) Hasil horizon slice porosity Top Sand C. 4. KESIMPULAN Penelitian ini menghasilkan beberapa kesimpulan: 1. Reservoar yang diusulkan sebagai target adalah formasi Sand G, D, dan C karena zona tersebut mempunyai perserbaran nilai impendasi Bhatia, A.B., dan Sing, R.N Mechanics of Deformable Media. Adam Hilger Imprint. Brisbol. University of Sussex, England. Brown, R.A, 1999, Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data Fifth Edition, AAPG Memoir 42. Chen, Q. and Sidney, S Seismic Attribute Technology For Reservoir Forecasting And Monitoring, The leading Edge, May Harsono, Adi Evaluasi Formasi dan Aplikasi log. Schlumberger Oilfield Services Koesomadinata, R.P., 1978, Geologi Minyak dan Gas Bumi. Penerbit ITB Lanchester S, Whitecombe D, 2000, Fast-track Colored Inversion, SEG, Calgary Limes. L. L., & Stipe, J. C. (1959). Occurrence Of Miocene Oil In South Louisiana. Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, 9, Shideler, G. L Regional Geologic Framework Summary Of The Neogene-Quatemary Louisiana Continental Shelf, Northem Gulf Of Mexico. Southeastern Geology, 28(1), Sukmono, Sigit. 1999, Interpretasi Seismik Refleksi, Geophysical Engineering, Bandung Institute of Technology, Bandung.

7 Sukmono, Sigit Seismik Inversi Untuk Karakteristik Reservoar, Geophysical Engineering, Bandung Institute of Technology, Bandung. Sukmono, Sigit. 2007, Fundamentals of Seismic Interpretation, Geophysical Engineering, Bandung Institute of Technology, Bandung. Supriyanto, Analisa Data Geofisika: Memahami Teori Inversi. Departemen Fisika-FMIPA Universitas Indonesia. UI-IBA AAPG Team Lead & Prospect Analysis of Gulf of Mexico. AAPG Imperial Barrel Award Competition, Asia Pasific Semifinalis. AAPG Woodbury, H. O., Murray, I. B., Pickford, P. J., & Akers, W. H Pliocene And Pleistocene Depocenters, Outer Continental Shelf, Louisiana And Texas. AAPG Bulletin, 57(12),