ANALISIS PETROFISIKA DAN MULTIATRIBUT SEISMIK UNTUK KARAKTERISASI RESERVOAR PADA LAPANGAN NORWEGIA Randy Abdul Rachman dan Dr.rer.nat Abdul Haris Program Studi Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam, Universitas Indonesia, Depok, Jawa Barat, Indonesia E-mail:randyabdulrachman@yahoo.co.id Abstrak Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air, yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter reservoar secara vertikal. Untuk itu itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan analisis mulitatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Atribut yang digunakan adalah sampled-based attributes dan inversi seismik sebagai eksternal atribut. Penggunaan Neural network dapat meningkatkan korelasi antara nilai log prediksi dengan nilai log sebenarnya hingga mencapai nilai 0.98. Kata kunci : petrofisika, multiatribut seismik, Neural Network, kandungan lempung, porositas dan kejenuhan air. Petrophysical Analysis and Multi-attribute Seismic for Reservoir Characterization in Field Norwegia Abstract Analysis petrophysical result can provide vertical information about the character of the reservoir. However, this method lacking in the horizontal resolution. so we can provide 3D information from analysis multiatribut. Petrophysical parameters that will be studied in this thesis, such as clay content, porosity and water saturation. Petrophysical parameters throughout the seismic volume will be predicted using multiatribut analysis. Linear sparse spike inversion results will be used as an external atribute on multiatribut analysis. The use of Neural Network aims to improve the correlation between the log predictive value with the actual value. Results from the log input will be spread throughout the seismic volume to get a pseudo volume. Keywords : Petrophysical, Seismic Multi Attributes, Neural network, porosity, volume clay, and water saturation.
Pendahuluan Dalam penelitian geologi dan seismik permukaan dapat memberikan dugaan potensi hidrokarbon di bawah tanah. Dalam penentuan potensi hidrokarbon, diperlukan rangkaian penelitian berupa survey geologi, dan survey geofisika. Survey geofisika, termasuk di dalamnya survey seismik, menentukan zona prospek eksplorasi lalu dilakukan pengeboran untuk selanjutnya dilakukan analisis data log, dan pengembangan hingga evaluasi daerah produksi untuk proses eksploitasi. Metode logging sangat berperan penting dalam perkembangan eksplorasi hidrokarbon. Hasil metode logging adalah gambaran bawah permukaan hidrokarbon yang lebih detail berupa kurva nilai parameter fisik yang terekam secara kontinu. Selanjutnya parameter fisika ini dianalisa berdasarkan ilmu petrofisika, dengan cara penilaian sifat fisik batuan yang mengelilingi lubang bor tersebut. Analisa petrofisika adalah salah satu metode pendukung dalam usaha evaluasi formasi dengan cara menggunakan hasil rekaman logging sebagai sumber utama. Analisa petrofisika juga dapat memberikan informasi yang lebih tepat mengenai kedalaman lapisan yang mengandung hidrokarbon serta sejauh mana penyebaran hidrokarbon pada suatu lapisan. Sebelum melakukan proses logging, sangat penting untuk mengerti dasar-dasar well logging dan pengetahuan fisika yang luas dengan tujuan dapat melakukan analisa petrofisika dengan baik. Hasil akhir analisa petrofisika adalah penentuan zona reservoir serta jumlah hidrokarbon yang dikandung oleh suatu formasi. Penentuan ini didasarkan pada evaluasi dan analisa parameter petrofisika seperti porositas, kandungan lempung, permeabilitas, dan kejenuhan air. Analisis Multiatribut adalah sebuah analisis seismik untuk memprediksi sifat reservoir seperti porositas, vshale, water saturation, dan lain-lain. berdasarkan masukan data atribut seismik. Algoritma didalam multiatribut analisis cukup beragam. Analisa Multiatribut ini dilakukan untuk menghubungkan antara log dan data sesmik. Analisa ini dilakukan untuk mendistribusikan parameter porositas dan saturasi air pada volume data seismik yang bertujuan untuk mengetahui persebaran litologi pada data seismik. Kita dapat mencari potensi reservoar pada lapisan di volume seismik dengan melihat distribusi parameter petrofisika. Hal ini dikarenakan distribusi parameter petrofisika ini mempermudah kita dalam mendeskripsikan zona prospek hidrokarbon.
Tinjauan Teoritis Analisis petrofisika Analisis petrofisika adalah suatu evaluasi rekaman logging sumur eksplorasi untuk mengetahui litologi dan sifat-sifat fisis batuan seperti porositas batuan, kandungan lempung, saturasi air, dan permeabilitas. Analisis petrofisika dilakukan dengan analisis kualitatif dan kuantitatif, yang dilakukan berdasarkan interpretasi ciri dan sifat batuan serta nilai-nilai yang didapatkan dari proses numerik. Tujuan utama dari analisis petrofisika adalah mengidentifikasi reservoar, perkiraan cadangan hidrokarbon, dan perkiraan perolehan hidrokarbon. Pengukuran pada lubang bor dapat digolongkan menjadi 4 kategori (Harsono, 1997): a. Log operasi pemboran (log lumpur (mud logs), MWD, dan LWD (Logging While Drilling)) b. Analisis batu inti c. Log sumur dengan kabel d. Uji produksi alat Log Gamma Ray Log gamma ray (GR) adalah salah satu aplikasi dari log radioaktif. Prinsip dasar log gamma ray yaitu melakukan pengukuran tingkat radioaktivitas alami bumi. Log gamma ray dapat digunakan untuk mendeskripsikan suatu batuan yang berpotensi sebagai reservoar atau tidak serta memisahkan batuan permeabel dan shale yang impermeabel. Unsur radioaktif pada umumnya banyak berada pada shale (serpih), sedangkan pada sandstone, limestone, dan dolomit sangat sedikit jumlahnya kecuali pada batuan tersebut terendapkan mineral-mineral yang mengandung unsur radioaktif. Log gamma ray memiliki satuan API (American Petroleum Institute) yang biasanya dalam skala 0-150 dari kiri ke kanan. Bila mengandung banyak organic rich shale maka ditulis 0-200 API. Contoh log gamma ray terdapat pada Gambar 3.2.
Gambar 3. 2 Contoh analisis log gamma ray efek perbedaan litologi (Glover, 2007) Log Spontaneous Potential Log spontaneous potential (SP) merekam beda potensial antara elektroda yang ada di permukaan dengan elektroda yang berada di dalam lubang bor. Satuan log SP adalah milivolt (mv). Log SP berguna untuk mengidentifikasi lapisan permeabel bersama log GR, mencari batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur berdasarkan batas lapisan, menentukan resistivitas air formasi (Rw), dan memberikan analisis kuantitatif kandungan shale (Harsono, 1997). SP dapat direkam bila menggunakan lumpur konduktif pada lubang bor untuk menghantarkan arus listrik antara elektroda di alat dan formasi batuan. Bila filtrasi lumpur (Rmf) yang digunakan sama dengan salinitas air formasi (Rw), maka penyimpangan kurva SP tidak terlalu besar terhadap garis dasar serpih (shale base line). Garis dasar serpih adalah garis yang mengindikasikan lapisan shale. Saat kurva SP berada di lapisan permeabel, kurva SP akan menyimpang ke kanan atau ke kiri sesuai filtrasi lumpur dan salinitas air formasi. Bila filtrasi lumpur lebih besar dari salinitas air formasi, kurva akan menyimpang ke kanan (SP positif) dan bila kebalikannya maka kurva akan menyimpang ke kiri (SP negatif). Konfigurasi log SP terdapat pada Gambar 3.3 dan respon umum log SP terdapat pada Gambar 3.4.
Gambar 3. 3 Konfigurasi alat log SP (Glover, 2007) 1.Log Neutron Log neutron adalah log radioaktif yang merupakan salah satu log porositas bersama densitas dan sonik. Pengukuran log neutron dengan cara memancarkan neutron secara kontinu ke dalam formasi batuan. Alat log neutron disebut dengan CNT (Compensated Neutron Tool) atau CNL (Compensated Neutron Log). Prinsip kerja dari alat log neutron ini memanfaatkan tumbukan elastis neutron dengan atom hidrogen. Alat CNT/CNL memancarkan neutron ke dalam formasi secara kontinu. Dengan energi awal yang besar, maka neutron akan kehilangan energinya seiring bertumbuknya neutron tersebut dengan atom hidrogen pada formasi. Saat neutron sudah kehilangan energinya, akhirnya neutron tertangkap oleh detektor. Tanggapan alat neutron mencerminkan banyaknya keberadaan atom hidrogen, bukan mengukur banyaknya hidrokarbon. Semakin sering/banyak neutron mengalami tumbukan, dikarenakan semakin banyaknya atom hidrogen di dalam suatu formasi. Oleh karena itu tanggapan log neutron menunjukkan nilai tinggi. Dengan kata lain, keberadaan atom hidrogen ini berhubungan langsung dengan porositas batuan. Air dan minyak memiliki jumlah atom hidrogen yang hampir sama, tapi lebih banyak dari gas. Hal ini disebabkan karena gas memiliki konsentrasi hidrogen yang rendah. Gambar 3.8 menunjukkan tanggapan log neutron.
Gambar 3. 8 Tanggapan log neutron pada beberapa kondisi litologi (Glover, 2007) Log Densitas Log densitas adalah satu satu log porositas selain neutron dan sonik. Log densitas ini dengan memanfaatkan teori fotolistrik menggunakan sumber radioaktif berupa gamma ray. Sinar gamma ray sebagai foton dipancarkan ke dalam formasi kemudian menumbuk elektron. Semula energi foton cukup besar, saat menumbuk elektron, energi tersebut berkurang karena diserap oleh elektron tersebut untuk melepaskan diri menjadi elektron bebas. Energi yang tersisa membuat foton terus menumbuk elektron lain dalam proses yang sama. Oleh karena itu elektron bebas akan semakin banyak dan elektron-elektron tersebut terdeteksi oleh alat densitas. Jumlah elektron yang diserap detektor secara tidak langsung menunjukkan besarnya densitas formasi. Pengukuran log densitas menghasilkan nilai densitas berupa densitas bulk atau densitas keseluruhan formasi termasuk matriks, fluida, atau mineral yang terkandung di dalamnya. Untuk mendapatkan nilai porositas, nilai densitas bulk harus dikonversi ke dalam porositas untuk mengetahui kondisi litologi dan keberadaan fluida. Pada Gambar 3.9 merupakan respon log densitas yang dikombinasikan dengan log neutron untuk identifikasi litologi.
Gambar 3. 9 Respon kombinasi log densitas neutron (Glover, 2007) Parameter Petrofisika Batuan Sifat batuan utama yang digunakan dalam analisis petrofisika adalah kandungan lempung, porositas, dan saturasi air. Parameter lain yang sangat penting dalam mendeskripsikan kualitas reservoar adalah permeabilitas. Dengan diketahuinya tingkat saturasi air, maka akan diketahui pula tingkat saturasi hidrokarbon yang terdapat di dalam reservoar. Hidrokarbon sangat efektif untuk di produksi apabila reservoar memiliki permeabilitas yang besar. Kandungan Lempung (Vcl) Evaluasi kandungan lempung adalah rasio keberadaan lempung di dalam suatu formasi dan dinyatakan dalam fraksi atau persen. Kandungan lempung ditentukan dengan indikator kurva tunggal berupa log gamma ray, SP, resistivitas, dan neutron sedangkan indikator kurva ganda dari log densitas-neutron dan densitas-sonik. Log gamma ray lebih sering digunakan karena dapat langsung mendeskripsikan litologi target reservoar. V cl = GR log GR min GR max GR min
(2.1) = kandungan lempung (frac) = GR pada pembacaan log (API) = GR pada formasi bersih (API) = GR pada formasi lempung (API) Porositas Pengertian porositas adalah ruang kosong di antara matriks batuan atau dengan kata lain volume batuan yang tidak terisi oleh benda padat. Porositas ditentukan berdasarkan bentuk butiran dan sortasi. Apabila bentuk butiran semakin bundar (rounded) maka porositas akan semakin baik dan sebaliknya. Sedangkan sortasi merupakan pemilahan ukuran butir. Apabila butiran semakin sama ukuran butirannya maka porositas akan besar dan bila sortasi buruk maka butiran yang kecil-kecil akan mengisi pori di antara pori butir besar. Porositas yang menjadi target penelitian adalah nilai porositas efektif. Porositas efektif didapat dari porositas total yang telah dikurangi oleh faktor kandungan lempung. Porositas total didapat berdasarkan model porositas neutron-densitas. Koreksi kandungan lempung terhadap neutron dan densitas menggunakan persamaan berikut. Koreksi lempung dengan log densitas: (2.2) (2.3) Koreksi lempung dengan neutron: (2.4) (2.5)
= densitas bulk pada formasi bebas lempung (gr/cc) = porositas neutron pada formasi bebas lempung (v/v) = volume kandungan lempung (frac) Dengan demikian nilai porositas didapat dengan persamaan: (2.6) Dimana = porositas neutron, = porositas densitas. Saturasi Air (Sw) Saturasi air adalah volume pori batuan yang terisi oleh air, sedangkan bagian yang terisi oleh hidrokarbon disebut saturasi hidrokarbon (Sh) dengan nilai (1-Sw). Bermula batuan terisi oleh air formasi yang kemudian terdesak oleh hidrokarbon selama proses migrasi. Tidak semua air yang terdesak berpindah tempat, tetapi masih ada air yang tersisa karena tegangan permukaan butiran. Air sisa tersebut dinamakan saturasi air sisa (Swirr). Ada beberapa metode atau model saturasi yang digunakan sesuai dengan kondisi lingkungan pengendapan, kandungan lempung, dan litologi target reservoar antara lain Archie, Simandoux, Indonesian, Juhasz, dan Waxman Smit. Persamaan yang digunakan adalah model saturasi air Indonesian. Berikut adalah model saturasi air Indonesia: (2.7) Permeabilitas Permeabilitas (k) merupakan ukuran kemampuan batuan untuk dapat melewati fluida. Permeabilitas berhubungan dengan porositas yang saling berhubungan (connected) dan ukuran butiran matriks. Sedimen dengan matriks yang besar dan porositas besar akan memiliki permeabilitas yang besar pula. Sedangkan batuan dengan matriks dan porositas kecil akan menyulitkan fluida untuk mengalir yang berarti permeabilitasnya kecil. Permeabilitas dinyatakan dalam milidarcy (md) dengan interval 0.1 1000 md untuk ukuran produksi.
Persamaan yang akan diguankan untuk mencari permeabilitas di penelitian kali ini adalah persamaan permeabilitas timur: (2.8) Lumping (Pembungkalan) Proses lumping (pembungkalan) adalah perndeskripsian yang lebih sederhana dari parameterparameter petrofisika di dalam zona reservoar di setiap sumur. Pembungkalan memiliki nilai kumulatif dari parameter itu di dalam zona tersebut. Nilai kumulatif memiliki definisi jumlah dari parameter pada setiap kedalaman sampling. Nilai interval sampling ditentukan dengan nilai penggal (cutoff) yang menghilangkan zona tidak poduktif sehingga di dapatkan zona net reservoir dan net pay. Net reservoir merupakan zona produktif reservoar dengan nilai porositas besar dan kandungan lempung kecil, sedangkan net pay zona produktif reservoar yang hanya tersaturasi hidrokarbon sehingga ditambahkan nilai penggal saturasi air dimana saturasi air yang tinggi tidak diperlukan. Metode Inversi Seismik Inversi seismik adalah suatu metode untuk mendapatkan model geologi bawah permukaan dari data seismik dengan data log (sumur) sebagai kontrolnya (Sukmono, 2007). Parameter yang didapatkan dari inversi seismik adalah impedansi akustik (Z). Dari data log densitas dan log sonik dari sumur didapatkan nilai impedans yang kemudian didapatkan nilai koefisien refleksi. Koefisien refleksi tersebut akan dikonvolusikan dengan wavelet untuk mendapatkan seismogram sintetik yang selanjutkan akan digunakan untuk well-seismik tie. Terdapat beberapa model inversi seismik,tetapi model Inversi yang akan 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. Hasil inversi tersebut akan digunakan untuk melakukan karakterisasi reservoar.
Teori dasar Analisis Multiatribut Seismik Analisis multiatribut adalah salah satu metode statistika yang menggunakan lebih dari satu atribut untuk memprediksi beberapa properti fisik dari dalam bumi. Analisis multiatribut ini digunakan untuk mencari hubungan antara log dengan data seismik yang kemudian digunakan untuk mengestimasi atau memprediksi volum dari properti log pada volum seismik.diagram atribut seismik.atribut yang digunakan dalam analisis multiatribut menggunakan software Humpson Russell (EMERGE) dalam bentuk sampled-based attributes. Terdapat 6 macam atribut yang digunakan dalam atribut sample-based yang digunakan sebagai atribut internal: a. Atribut sesaat atau atribut kompleks b. Atribut jendela frekuensi c. Atribut filter slice d. Derivatif attributes e. Integrated attributes HASIL DAN PEMBAHASAN Kandungan Lempung dan Porositas Penentuan jumlah kandungan lempung pada kedua sumur dilakukan dengan menggunakan indikator tunggal GR, resistivitas, dan indikator ganda neutron-densitas. Perhitungan kandungan lempung ini dilakukan pada masing-masing zona di setiap sumur. Perhitungan potositas di setiap zona digunakan menggunakan model porositas neutrondensitas. Dengan menggunakan model porositas densitas-neutron didapatkan dua nilai porositas yaitu PHIT dan PHIE. Dimana nilai PHIE tersebut akan digunakan untuk menentukan zona yang potensial. Setelah didapat nilai kandungan lempung dan porositas di setiap zona, perlu dilakukan zonasi untuk mengetahui zona-zona yang berpotensi sebagai reservoar yang baik. Lapisan yang berpotensi sebagai reservoar yang baik adalah memiliki kandungan lempung yang kecil dan memiliki porositas efektif yang besar. Pada sumur sumur 17 terdapat 5 zona yang hampir semuanya didominasi oleh batuan pasir dan diantara zona terdapat peserlingan batuan lempung yang dapat dianalisis sebagai seal lapisan pasir tersebut. Lapisan pasir tersebut berada pada kedalaman 3700-3860 meter dengan ketebalan yang beragam dan terdapat perselingan lempung. Zona-Zona yang berpotensi untuk menjadi reservoar adalah zona 1.
Zona Sand 2 yang terdapat pada kedalaman 3763 m dan memiliki ketebalan 28,9 m. Zona Sand 2 memiliki kandungan lempung sebesar 23% dan memiliki porositas efektif sebesar 16%. Sand 3 berada pada kedalaman 3790 m memiliki ketebalan 80 m. Gambar 5.1 adalah kurva porositas dan kandungan lempung Sand 1. Gambar 5. 1 Zona 1 sebagai zona potensial sumur 17 Pada sumur 50 juga memiliki 5 zona yang didominasi batuan pasir dan diantara zona terdapat peselingan batuan lempung yang juga dapat dianalisis sebagai seal lapisan pasir tersebut. Zona-zona yang berpotensi sebagai zona reservoar adalah lapisan Sand 1, Sand 2 dan Sand 3. Zona Sand 2 yang terdapat dikedalaman 3198 meter dan ketebalan 10 meter. Zona ini memiliki besar kandungan lempung yang baik yaitu 18% dan memiliki porositas efektif sebesar 20%. Zona Sand 2 terdapat pada kedalaman 3228 meter dengan ketebalan 13 meter. Zona ini memiliki kandungan lempung sebesar 30% dan memiliki porositas efektif sebesar 20%. Zona Sand 3 terdapat pada kedalaman 3355 feet dengan ketebalan 75 feet. Zona ini memiliki kandungan lempung sebesar 32% dan porositas efektif sebesar 23%, Gambar kurva kandunga lempung dan porositas sumur 50 dapat dilihat pada gambar 5.2.
Gambar 5. 2 zona potensial sumur 50 Hasil perhitungan kandungan lempung di tiap sumur tersebut menunjukan tingkat kandungan lempung yang tinggi. Tingginya kandungan lempung pada lapisan tersebut mengindikasikan bahwa lapisan tersebut bukan merupakan lapisan clean sand. Kandungan lempung yang tinggi akan mempengaruhi porositas lapisan tersebut. lempung yang memiliki butiran lebih kecil dari sand akan mengisi pori-pori batuan. Lempung memiliki sifat yang impermeable, sehingga keberadaan lempung dapat memeperburuk hubungan antar pori-pori. Buruknya hubungan antar pori-pori akan mengakibatkan nilai porositas efektif batuan semakin kecil. Porositas yang digunakan adalah porositas efektif yang telah terbebas dari kandungan lempung. Bila ditinjau dari kisaran nilai porositas efektif zona potensial tiap sumur, zona-zona tersebut memiliki porositas yang bervariasi. Hal ini dikarenakan karena faktor pengendapan dan didukung dengan nilai kandungan lempung yang berbeda-beda disetiap zona. Dengan kisaran nilai porositas diatas, dapat disimpulkan bahwa zona-zona tersebut memiliki ruang pori batuan yang cukup untuk menampung fluida. Saturasi Air (Sw) Nilai saturasi air di setiap lapisan mengindikasikan keberadaan hidrokarbon di lapisan tersebut. Nilai saturasi air di tiap Zona berbeda-beda, zona yang memiliki saturasi air yang kecil mengindikasikan bahwa zona tersebut mengandung hidrokarbon. Oleh sebab itu, perlu dilakukan evaluasi pada zona-zona di tiap-tiap sumur untuk mengetahui zona-zona yang menyimpan cadangan hidrokarbon. Pada sumur 17, nilai saturasi air di tiap lapisan cenderung besar. Dari nilai saturasi tersebut, maka zona Sand 2 dan Sand 3 merupakan zona yang paling berpotensi reservoar yang menyimpan hidrokarbon. Sand 2 memiliki saturasi sebesar 0.44 dan Sand 3a memiliki saturasi air sebebsar 0,53.
Begitupula dengan sumur 17, memiliki nilai saturasi air yang lebih baik dari pada sumru 50. Dari nilai saturasi tersebut, maka zona Sand 2, Sand 4, Sand 5, Sand 6a adalah paling berpotensi sebagai reservoar yang menyimpan hidrokarbon. Sand 2 memiliki Sw sebesar 0,38. Sand 4 dengan Sw sebesar 0,42, Sand 5 dengan Sw 0.53 dan Sand 6a dengan Sw 0,46. Cutoff dan Lumping Nilai cutoff pada stiap sumur berbeda-beda. Masing masing sumur memiliki nilai cutoff kandungan lempung dan porositas efektif yang berbeda-beda. Penentuan nilai dari cutoff dapat dilihat pada bahasan BAB III. Nilai cutoff yang berbeda-beda tersebut akan dirataratakan untuk pembuatan lumping. Pada Tabel 5.1 adalah nilai cutoff dari setiap sumur. Hasil dari perata-rataan nilai cutoff tiap sumur, maka didapatkan nilai cutoff porositas efektif sebesar 0,10 atau 10% dan cutoff kandungan lempung sebesar 0,48(pembulatan) atau 48%. Nilai cutoff untuk saturasi air untuk semua sumur adalah 60%. Nilai cutoff kandungan lempung dan cutoff porositas efektif akan digunakna untuk menentukan net reservoir tiap sumur. Untuk mendapatakan net pay, parameter cutoff saturasi akan ditambahkan untuk mementukan zona reservoir yang berpotensi mengandung hidrokarbon. Tabel 5.1 Cutoff porositas efektif dan kandungan lempung Parameter 17 50 53 Average PHIE 0,10 0,10 0,11 0,10 VWCL 0,45 0,51 0,50 s 0,48 Gambar 5. 3 Hasil cutoff pada sumur 17 menunjukan zona Sand 2 (2) dan Sand 3a (4) sebagai zona potensial
Hasil dari lumping merupakan report tentang net reservoir dan net pay pada tiap-tiap zona. Report tersebut akan digunakan untuk mengevaluasi zona-zona yang berpotensi sebagai reservoar yang baik untuk di produksi. Reservoar yang baik untuk di produksi memiliki Net to Gross (NTG) yang besar. Nilai NTG diperngaruhi oleh kandungan lempung, porositas efektif dan saturasi air tiap zona. NTG yang besar merupakan representasi rasio reservoar yang dapat menampung hidrokarbon. NTG yang baik adalah NTG yang nilainya mendekati 1. Jadi kita dapat menganalisis nilai NTG tiap zona untuk mengetahui zona mana saja yang berpotensi untuk diproduksi. Gambar 5.3 diatas menunjukan zona net reservoir (hijau) dan net pay (merah) pada tiap-tiap sumur. Pada sumur 17, Zona yang memiliki berpotensi untuk diproduksi berada pada Zona Sand 2 dan Sand 3a. Sand 2 memiliki NTG 0,28 dengan ketebalan reservoar 28 feet dan Sand 3a memiliki NTG 0,27 dengan ketebalan 42 feet. Zona Sand 2 dan Sand 3 merupakan zona yang dianggap paling berpotensi di sumur 50. Hal ini dikarenakan besarnya nilai net pada zona tersebut terbilang jauh lebih besar dari pada zona lainnya. Sehingga zona tersebut lebih disarankan untuk diproduksi apabila akan dilakukan produksi. Hasil Inversi Seismik dan Analisis Multiatribut Persebaran Porositas Efektif Gambar 5.4 adalah gambar hasil time slice distribusi Porositas efektif pada peta pseudo volum pada event horizon 2, horizon 3, horizon 5 dan horizon 6. Persebaran warna biru muda hingga ungu ( 10% hingga 23%) menunjukan daerah yang porositas efektifnya cukup berpotensi untuk menjadi reservoar. Nilai tersebut dianggap cukup baik karena nilai porositas efektif tersebut lebih besar dari nilai cutoff porositas dari hasil analisis petrofisika sebelumnya. sedangkan persebaran warna hijau hingga merah (<10%) merupakan daerah yang dianggap kurang berpotensi untuk menjadi reservoar. Gambar berikut ini adalah gambar time slice pada volum 3D porositas efektif. Gambar 5. 4 Hasil time slice porositas efektif
Dapat dilihat pada gambar 5.4 persebaran nilai porositas efektif pada lapisan tersebut tidak homogen. Faktor pengendapan dapat menyebabkan variasi nilai porositas. Faktor lain yang mempengaruhi variasi distribusi porsitas efektif adalah faktor litologi. Seperti yang diketahui lapisan tersebut bukan merupakan lapisan cleand sand. Persebaran kandungan lempung yang tidak merata di tiap lapisan juga dapat menyebabkan terjadinya variasi porositas efektif di lapisan lapisan tersebut. Distribusi nilai porositas efektif pada peta time slice diatas menunjukan bahwa lapisan-lapisan tersebut memiliki porositas efektif yang baik. Hal ini dapat dilihat dari banyaknya persebaran warna biru dan ungu yang mengindikasikan porositas yang baik. Dengan nilai yang baik tersebut, lapisan sand di lapangan pebonscot dapat menjadi lapisan reservoar yang baik. Persebaran Saturasi Air Gambar 5.5 adalah gambar hasil time slice distribusi saturasi air pada peta pseudo volum pada event horizon A. Persebaran warna hijau hingga kuning ( 45% hingga 60%) menunjukan daerah yang memiliki saturasi air yang cukup rendah. Dengan nilai saturasi air yang kecil tersebut berpotensi untuk menjadi reservoar. Nilai tersebut dianggap cukup baik karena nilai saturasi air tersebut lebih kecil dari nilai cutoff saturasi air dari hasil analisis petrofisika sebelumnya. sedangkan persebaran warna coklat hingga ungu (lebih dari 60%) merupakan daerah yang dianggap kurang berpotensi untuk menjadi reservoar. Gambar 5. 5 Hasil time slice saturasi air. Peta persebaran nilai saturasi air ini berguna untuk mengetahui letak keberadaan hidrokarbon pada lapisan lapisan tersebut. Distribusi nilai saturasi air di setiap lapisan bervariasi. Semakin banyaknya persebaran warna hijau dan kuning pada peta time slice tersebut dapat mengindikasikan banyak\nya cadangan hidrokabon pada lapisan tersebut. dari peta-peta diatas, terlihat bahwa setiap lapisan sand memiliki cadangan hidrokarbon. Hal ini dikarenakan di setiap lapisan memiliki daerah dengan nilai saturasi rendah.
KESIMPULAN 1. Perhitungan nilai penggal (cutoff) yang didapat dari sumur 17 dan sumur 50 yaitu 10% untuk nilai penggal porositas, 48% untuk nilai penggal kandungan lempung dan 60 % untuk nilai penggal saturasi air. 2. Dilihat dari nilai kandungan lempung yang didapat dari sumur 17 dan sumur 50, reservoar yang terletak pada kedalaman 3428.50 hingga 3969 feet yang merupakan formasi missisauga tengah merupakan lapisan shaly sand. Nilai kandungan lempungnya cukup besar berkisar antara13% hingga 40%. 3. Berdasarkan data dari tabel lumping, lapisan Sand 2, Sand 3a, Sand 5 dan Sand 6a memiliki prospek sebagai reservoar yang baik dengan nilai porositas 16%-23% dan saturasi air 39%-53%. Data lengkap tabel lumping dapat dilihat pada lampiran. 4. Pendeskripsian parameter petrofisik seperti porositas, kandungan lempung dan saturasi air menggunakan analisis multiatribut seismik menghasilkan korelasi yang kurang baik. Korelasi yang didapat hanya berkisar antara 0,49 hingga 0,71. Hal ini disebabkan jumlah sumur yang digunakan hanya dua saja. 5. Penggunaan Neural network membantu meningkatkan korelasi antara nilai log sebenarnya dengan nilai log hasil training pada pendeskripsian porositas, kandungan lempung dan saturasi air. Nilai korelasi yang didapat berkisar antara 0,96 hingga 0,98.
DAFTAR ACUAN Asquith, G. dan Krygowski, D. 2004, Basic Well Log Analysis, The American Association of Petroleum Geologist, Tjulsa, Oklahoma. Bassiouni, Zaki. 1994. Theory, Measurement, and Interpretation of Well Logs, volume 4, Society of Petroleum Engineers, Louisiana.. Cutton TB. et. al. 2006. Petroleum Geology of South Australia. Volume 2: Eromanga Basin. Primary Industries and Resources SA (PIRSA). Glover, Paul. 2007. Petrophysics MSc course notes Hampson- Russell Software Service, Ltd. 2000. EMERGE Analysis Tutorial. Hampson- Russell Software Service, Ltd. 2000. STRATA Analysis Tutorial. Harsono, Adi. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi log. Schlumberger Oilfield Services Interactive Petrophysics Software Service Ltd. 2007. IP help manual Version 3.4 Sukmono, S. 2007. Fundamentals of Seismic Interpretation, Geophysical Engineering, Institute of Technology, Bandung. Bandung
Sukmono, S. 2001. Seismik Atribut Untuk Karakterisasi Reservoar. Lab. Geofisika Reservoar. Jurusan Teknik Geofisika ITB, Bandung. Torres- Verdin, Carlos. 2002. Integrated Formation Evaluation. University of Texas, Austin. USA. Zain, Riki P. 2012. Analisa Petrofisika dan Multiatribut Seismik Untuk Karakterisasi Reservoar pada Lapangan Spinel Cekungan Cooper- Eromanga, Australia Selatan. Kekhususan Geofisika, Departemen Fisika, Fakultas Matematika dan IlmuPengetahuan Alam, Universitas Indonesia. http://cnsopb.ns.ca/rift_pre.php. 2012. "Pre Rift Regional Geology, Canada-Nova Scotia Petroleum Board". http://gsc.nrcan.ca/marine/scotianmargin/so_e.php. 2011. "Geology of Scotian Margin - Stratigraphic overview".