Introduction to Seismic Reservoir Characterzation

Introduction to Seismic Reservoir Characterizations

Copyright ® PCJL, 2012

M. Noor Alamsyah – Geophysicist Jabung Exploitation Department

PetroChina International Jabung Ltd. Technical Presentation

Contents Pendahuluan Konsep Dasar Interpretasi Seismik Refleksi Analisa Fisika Batuan Seismik Inversi Seismik Atribut

Copyright ® PCJL, 2012

AVO / AVA

http://rocksolidimages.com

Batasan Materi Presentasi : Materi-materi yang disampaikan hanya membahas hal-hal yang pokok dan mendasar berkaitan dengan Karakterisasi Reservoar Seismik.

Copyright ® PCJL, 2012

Untuk lebih mendalami masing-masing metoda dan materi-materi pendukungnya disarankan untuk membaca literatur dan publikasi serta mengikuti pelatihan yang membahas secara khusus masing-masing metoda atau materi tersebut.

Copyright ® PCJL, 2012

Contents Pendahuluan Definisi Eksplorasi & Pengembangan (E&P) Karakterisasi Reservoar Terpadu Dalam Pengembangan Lapangan Interaksi Multidisiplin Dalam Pengelolaan Reservoar Terpadu Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik Konsep Dasar Interpretasi Seismik Refleksi Seismik Stratigrafi untuk Karakterisasi Reservoar Analisa Fisika Batuan Seismik Inversi

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik Atribut AVO / AVA

Definisi Karakterisasi Reservoar => Proses pendeskripsian secara kualitatif dan/atau kuantitatif karakter reservoar dengan menggunakan semua data yang tersedia. Karakterisasi Reservoar => Proses pendeskripsian secara kualitatif dan/atau kuantitatif karakter reservoar dengan menggunakan data seismik Seismik sebagai data utama (primer).

Copyright ® PCJL, 2012

Data Sekunder ? => Data non seismik

…dll Core Data

(Sukmono, et. all , 2001)

Mud Log

Wireline Log

PRODUKSI - HC

Dengan Karakterisasi reservoar

Copyright ® PCJL, 2012

Tanpa Karakterisasi reservoar

LAMA PRODUKSI (TAHUN)

Definisi 3 Bagian Utama Karakterisasi Reservoar : 1. Delineasi Pendefinisian Geometri, sesar-sesar dan perubahan fasies yang dapat mempengaruhi produksi reservoar tersebut.

Copyright ® PCJL, 2012

2. Deskripsi Pendefinisian sifat-sifat fisik reservoar (Φ, K, Sw, So, Sg,… dll.)

3. Monitoring Pemantauan Reservoar dengan adanya penambahan data primer dan/atau sekunder. 1994

(Sukmono, et. all , 2001)

2001

2004

2006

2008

Definisi Secara umum parameter karakter reservoar meliputi hal-hal sbb (Kelkar, 1982) : 1. Distribusi besar butir dan pori 2. Porositas dan permeabilitas reservoar 3. Distribusi fasies 4. Lingkungan pengendapan

Dalam karakterisasi reservoar seismik dapat digambarkan pada Penampang seismik (section) dan Peta (map)

Copyright ® PCJL, 2012

5. Deskripsi cekungan beserta tubuh reservoar

Section (Sukmono, et. all , 2001)

Map

Definisi Pengelolaan Reservoar => Pemaksimalan nilai ekonomis suatu reservoar dengan mengoptimasi perolehan minyak/gas dan meminimalkan investasi modal dan biaya operasi.

Copyright ® PCJL, 2012

(Sukmono, et. all , 2001)

http://www.epmag.com

Definisi 5 tujuan dasar strategi pengembangan oleh pengelola reservoar : 1. Meminimalkan biaya pengembangan lapangan / jumlah sumur 2. Optimasi cadangan total 3. Optimasi perolehan produksi 4. Menurunkan biaya operasi lapangan yang dikembangkan 5. Meningkatkan perolehan bila ada justifikasi ekonomis

2 tantangan utama yang dihadapi pengelola reservoar saat ini :

Copyright ® PCJL, 2012

1. Karakterisasi sedini dan seakurat mungkin parameter reservoar meliputi volumetrik, sifat fluida, litologi dan kontinyuitas. 2. Tingkatan teknik reservoar sedemikian rupa sehingga lapangan dapat dimonitor seakurat mungkin dan dikelola secara efisien.

Definisi 7 Masalah utama strategi pengembangan oleh pengelola reservoar :

(Sukmono, et. all , 2001)

1. Bagaimana geometri eksternal reservoar & kemenerusan internal dari ruang pori & fluida 2. Apakah reservoar secara natural mempunyai daya dorong air ? Bila ya, bagaimanakah geometri akuifer, kemenerusannya dan kekuatannya ? 3. Dimanakah lokasi sumur dan platform terbaik ? 4. Bagaimanakah desain penyelesaian dan perforasi sumur ? 5. Apakah perolehan (recovery) lebih baik bila memakai perpindahan air atau gas ? 6. Apakah dan bilamanakah diperlukan injeksi gas atau air ?

Copyright ® PCJL, 2012

7. Apakah proses EOR (Enhanced Oil Recovery) diperlukan dan kapan ?

Eksplorasi & Pengembangan (E&P) Eksplorasi 1. Belum ada sumur produksi 2. Kontrol sumur atas horison target sangat jarang 3. Deteksi horison target dan keekonomian lapangan 4. Data seismik umumnya tidak terikat dengan sumur Eksploitasi 1. Sudah diketahui adanya hidrokarbon

Copyright ® PCJL, 2012

2. Minimum ada satu sumur produksi 3. Ditentukan luas daerah dan ukuran reservoir 4. Data seismik diikat dengan data sumur 5. Mulai dilakukan karakterisasi reservoir seismik (Sukmono, et. all , 2001)

Eksplorasi & Pengembangan (E&P) Pengembangan 1. Lapangan Produksi 2. Pengembangan batas reservoir 3. Program penambahan sumur Geofisika Pengembangan vs Eksplorasi 1. Data seismik telah terkalibrasi dengan data sumur 2. Data seismik digunakan untuk mengukur karakter reservoar dan perubahannya

Copyright ® PCJL, 2012

secara kuantitatif 3. Contoh : Tahap Explorasi => Bright Spot ≈ Daerah berpori Tahap Pengembangan => Amplitudo seismik telah dikalibrasi terhadap nilai porositas (Sukmono, et. all , 2001)

(dapat diperikrakan tebal dan nilai porositasnya)

Copyright ® PCJL, 2012

Tahap Explorasi => Bright Spot ≈ Daerah berpori

Tahap Pengembangan => Amplitudo seismik telah dikalibrasi terhadap nilai porositas

Copyright ® PCJL, 2012

(dapat diperikrakan tebal dan nilai porositasnya)

Eksplorasi & Pengembangan (E&P)

2 Alasan utama mengapa pengembangan lapangan lebih diprioritaskan :

1. Produksi lapangan ditingkatkan dengan cara pendefinisian lebih teliti karakter lapangan migas, diantaranya masalah pemahaman akurat jumlah minyak-gas ditempat (OGIP,OOIP), kecepatan produksi potensial (Potential Production Rate) dan pemerolehan se-optimum mungkin (Optimum Recovery).

2. Pada keadaan dimana suplai minyak-gas dan harganya di pasaran dunia tidak menentu, Copyright ® PCJL, 2012

maka penigkatan produksi pada lapangan matang (mature field) jauh lebih menguntungkan dibandingkan eksplorasi lapangan baru.

(Sukmono, et. all , 2001)

Copyright ® PCJL, 2012

Eksplorasi & Pengembangan (E&P)

(Sukmono, et. all , 2001)

Karakterisasi Reservoar Terpadu dalam Pengembangan Lapangan Pengelolaan Konvensional => Tujuan Studi Geologi, Geofisika dan Perminyakan sering

Copyright ® PCJL, 2012

(Sukmono, et. all , 2001)

terpisah-pisah

Karakterisasi Reservoar Terpadu dalam Pengembangan Lapangan Pengelolaan Modern => Pendekatan terpadu / multi-disiplin untuk pengembangan reservoar (Sukmono, et. all , 2001)

=> Geologi, Geofisika dan Perminyakan secara terpadu merencanakan pengambilan data, menganalisis dan mengintegrasikan hasilnya

Copyright ® PCJL, 2012

menjadi sebuah deskripsi target reservoar yang konsisten.

Karakterisasi Reservoar Terpadu dalam Pengembangan Lapangan Pengelolaan modern dengan pendekatan multi-disiplin terbukti mampu

Copyright ® PCJL, 2012

meningkatkan produksi Migas pada perusahaan.

(Sukmono, et. all , 2001)

Copyright ® PCJL, 2012

Karakterisasi Reservoar Terpadu dalam Pengembangan Lapangan

Copyright ® PCJL, 2012

Karakterisasi Reservoar Terpadu dalam Pengembangan Lapangan

TEAMWORK

Interaksi Multidisiplin Dalam Pengelolaan Reservoar Terpadu 4 Tahapan Umum suatu proyek pengembangan serta hubungan pekerjaan antar professional : 1. Tahap Appraisal 2. Tahap Perencanaan 3. Tahap Pengembangan 4. Tahap Pengelolaan

Copyright ® PCJL, 2012

(Sukmono, et. all , 2001)

Interaksi Multidisiplin Dalam Pengelolaan Reservoar Terpadu 1. Tahap Appraisal • Analisis untuk menentukan apakah pengembangan reservoar layak dilakukan setelah ditemukan akumulasi migas yang besar dari suatu lapangan. • Geofisikawan berperan dalam pembuatan peta struktur kedalaman horison target dan analisisnya.

Copyright ® PCJL, 2012

(Sukmono, et. all , 2001)

Gambar 1.11. Hubungan kerja pada tahap appraisal (disadur dari Ricahrson & sneider, 1992)

Interaksi Multidisiplin Dalam Pengelolaan Reservoar Terpadu 2. Tahap Perencanaan • Prencanaan pengembangan lapangan secara optimum. • Optimalisasi jumlah dan lokasi sumur.

Copyright ® PCJL, 2012

• Geofisikawan berperan dalam interpretasi seismik rinci untuk meningkatkan ketelitian pemetaan reservoar. • Model geologi terbaik sangat vital untuk memahami potensi kinerja reservoar dalam berbagai alternatif pengoperasian. Ahli reservoar memanfaatkan model geologi yang didapat tersebut untuk menderain program injeksi fluida dan jumlah serta lokasi optimim sumur tambahan. (Sukmono, et. all , 2001)

Gambar 1.12. Hubungan kerja pada tahap perencanaan (disadur dari Ricahrson & sneider, 1992)

Interaksi Multidisiplin Dalam Pengelolaan Reservoar Terpadu 3. Tahap Pengembangan • Perencanaan desain well completions agar bisa “menguras” cadangan dengan jumlah minimum workover . • Geofisikawan berperan dalam penentuan kontinyuitas pay zone beserta karakteristiknya

Copyright ® PCJL, 2012

(Sukmono, et. all , 2001)

Gambar 1.13. Hubungan kerja pada tahap pengembangan (disadur dari Ricahrson & sneider, 1992)

Interaksi Multidisiplin Dalam Pengelolaan Reservoar Terpadu 4. Tahap Pengelolaan • Updating kontinuitas pay zone beserta karakteristiknya seiring dengan bertambahnya data sumur • Analisis terpadu kinerja reservoar oleh tim terpadu ahli perminyakan dan geosains sangat penting untuk pengelolaan operasi reservoar

Copyright ® PCJL, 2012

(Sukmono, et. all , 2001)

Gambar 1.14. Hubungan kerja pada tahap pengelolaan (disadur dari Ricahrson & sneider, 1992)

Interaksi Multidisiplin Dalam Pengelolaan Reservoar Terpadu 3 Keuntungan pengelolaan reservoar terpadu :

1. Tim fokus lebih awal pada problem kunci

2. Anggota tim mempunyai keahlian yang berbeda tapi tajam sehingga memungkinkan : a. Kesadaran dan keahlian memakai teknologi baru b. Pengembangan basis data yang lebih komprehensif

Copyright ® PCJL, 2012

c. Pemilihan data dan metoda terbaik untuk pemecahan masalah

3. Waktu dan biaya untuk menyelesaikan proyek bisa dikurangi

(Sukmono, et. all , 2001)

Interaksi Multidisiplin Dalam Pengelolaan Reservoar Terpadu 3 Potensi Masalah dalam pengembangan terpadu : 1. Pelatihan dan pengalaman diperlukan untuk membentuk tim yang efektif. Anggota tim memerlukan keahlian dalam berkomunikasi, pemahaman terhadap teknologi disiplin lain dan keinginan yang kuat untuk bekerja sama. 2. Kontribusi individual anggota tim mungkin tidak “terlihat” oleh manajemen. 3. Peluang untuk promosi anggota tim bisa berkurang bila manajer tim tersebut berasal dari disiplin yang lain.

Copyright ® PCJL, 2012

Manajemen harus diyakinkan bahwa keuntungan dari solusi yang baik dan cost-effective nilainya jauh lebih tinggi daripada kerugian yang diakibatkan permasalahan masingmasing anggota tim. => Struktur organisasional dan gaya manajemen seperti apa yang paling sesuai untuk membuat sinergi tim ini paling effektif belum diketahui (Sheriff, 1992) Gather, Pre Stack, Post Stack, Enhancement, dll.

2. Data Sumur / Pemboran

=> Wireline Log, Mud Log, Data Core, dll.

3. Data Engineering

=> Data Produksi, Data Tekanan Formasi, dll.

4. Data Pendukung

=> Data geologi lokal dan regional

Copyright ® PCJL, 2012

Masing-masing data mempunyai kekuatan dan kelemahan, khususnya data seismik dan data sumur yang mempunyai perbedaan dalam hal skala dan satuan. Perlu diintegrasikan untuk pendekatan tersinergi. => Pendekatan Konvensional => Pendekatan Terkalibrasi

(Sukmono, et. all , 2001)

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Integrasi untuk pendekatan tersinergi dalam Karakterisasi Reservoar.

Gambar 1.15. Analisis Konvensional dalam integrasi data sumur dan sintetik

Gambar 1.16. Analisis Terkalibrasi dalam integrasi data sumur dan sintetik

(Sukmono, et. all , 2001)

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik Ilustrasi MasalahUmum Karakterisasi Reservoar

Copyright ® PCJL, 2012

Delineasi Kemenerusan Reservoar

(Sukmono, et. all , 2001)

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik Delineasi Kemenerusan Reservoar

Copyright ® PCJL, 2012

Mississippian carbonate (yellow)

http://www.fusiongeo.com/subhtml/analysis.htm

Penapang seismik konvensional (kiri) dan Seismik Inversi (kanan). Contoh Seismik Inversi mampu mengkarakterisasi aspek kontinuitas reservoar karbonat.

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik Ilustrasi MasalahUmum Karakterisasi Reservoar

Copyright ® PCJL, 2012

Tipikal Analisis Struktur Sesar dalam Penentuan Reservoar Target

(Sukmono, et. all , 2001)

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Tipikal Analisis Struktur Sesar dalam Penentuan Reservoar Target

http://www.kgs.ku.edu/PRS/publication/

Seismik 3D untuk pemahaman detil struktur dari daerah penelitian. Atribut Koherensi dan Dip/Azimuth untuk pemahaman struktur kompleks daerah Offshore Trinidad

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik Ilustrasi MasalahUmum Karakterisasi Reservoar

Copyright ® PCJL, 2012

Penentuan Lokasi Sumur Pengembangan

(Sukmono, et. all , 2001)

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik Penentuan Lokasi Sumur Pengembangan

Copyright ® PCJL, 2012

Original Amplitude dari reservoar target. Warna abuu-abu dan putih menunjukkan sebaran seservoar

Distribusi reservoar yang telah dikorelasikan menggunakan atribut seismik. Warna ungu dan biru mengindikasikan reservoar yang memiliki kualitas porositas & permeabilitas Korelasi Original Amplitude terhadap yang bagus. rock types dari reservoar target

Seismik 3D untuk pemahaman detil reservoar target dalam penentuan lokasi sumur pengembangan dari daerah Maracaibo-Venezuela. http://kumar.prithivi.net/research.htm

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik Ilustrasi MasalahUmum Karakterisasi Reservoar

Copyright ® PCJL, 2012

Penggunaan Data Seismik untuk Memetakan Ketebalan & Penyebaran areal Reservoar

(Sukmono, et. all , 2001)

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Penggunaan Data Seismik untuk Memetakan Ketebalan & Penyebaran areal Reservoar

Seismik 3D untuk pemahaman detil reservoar target dalam penentuan penyebaran areal reservoar dari daerah penelitian.

Data Utama, Masalah Umum & Metoda Karakterisasi Reservoar Seismik Metoda Seismik Utama dalam Karakterisasi Reservoar : 1. Analisis Seismik Stratigrafi dan System-tract => Delineasi Geometri, Korelasi dan Klasifikasi Reservoar 2. Analisis Seismik Inversi => Delineasi Geometri, Korelasi dan Deskripsi Sifat Fisik Reservoar 3. Analisis Seismik Atribut => Delineasi Geometri, Korelasi dan Deskripsi Sifat Fisik Reservoar 4. Analisis AVO / AVA Copyright ® PCJL, 2012

=> Deskripsi Sifat Fisik Reservoar

Contents Pendahuluan

Konsep Dasar Interpretasi Seismik Refleksi Tujuan & Ruang Lingkup Fasa, Polaritas & Resolusi Noise Pada Data Seismik Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie) Interpretasi Data Seismik Arti Geologi Rekaman Seismik Seismik Stratigrafi untuk Karakterisasi Reservoar Analisa Fisika Batuan

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik Inversi Seismik Atribut AVO / AVA

Tujuan & Ruang Lingkup Tujuan Interpretasi secara umum : Untuk menyediakan jawaban yang paling dapat dipertanggung-jawabkan berdasarkan hasil analisa seluruh data yang ada. Ruang Lingkup secara umum => Interpretasi untuk Studi Regional => Interpretasi untuk Studi Detail Reservoar Kualitas Interpretasi dipengaruhi oleh => Faktor Pengalaman => Pengalaman & Pengetahuan Geologi daerah penelitian Syarat Interpreter secara umum :

Copyright ® PCJL, 2012

Harus mampu untuk menganalisa seluruh informasi yang tersedia seperti : 1. Arsitektur Cekungan & Evolusi Cekungan 2. Proses Sedimentasi 3. Prinsip pemrosesan data seismik 4. Data Lubang Bor (Sukmono, et. all , 2001)

Tujuan & Ruang Lingkup

Copyright ® PCJL, 2012

http://www.pgs.com

=> Interpretasi untuk Studi Regional => Interpretasi untuk Studi Detail Reservoar

Fasa, Polaritas & Resolusi 2 jenis konvesi polaritas : 1. Standar SEG (Society of Exporation Geophysicist) 2. Standar Eropa.

Pemahaman mengenai jenis polaritas dan fasa yang dipakai dalam penampang seismik sangatlah penting.

Copyright ® PCJL, 2012

Kekurangpahaman masalah polaritas dan fasa ini bisa mengakibatkan kesalahan fatal interpretasi (Sukmono, et. all , 2001)

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Fasa, Polaritas & Resolusi 2 Jenis Fasa/pulsa dalam rekaman seismik :

Copyright ® PCJL, 2012

Energi yang berhubungan dengan batas litologi (AI yang berbeda) terkonsentrasi pada onset di bagian muka pulsa tersebut.

Energi yang berhubungan dengan batas litologi (AI yang berbeda) terkonsentrasi pada puncak/peak pada bagian tengah.

Adalah penting untuk mengetahui bentuk dasar pulsa atau fasa yang dipakai di dalam pemrosesan data. (Sukmono, et. all , 2001)

Fasa, Polaritas & Resolusi 3 Kelebihan Fasa Nol (Zero Phase) dalam rekaman seismik :

1. Untuk spektrum amplitudo yang sama, sinyal fasa nol akan selalu lebih pendek dan beramplitudo lebih besar daripada fasa minimum, sehingga rasio sinyal-noise-nya juga akan lebih besar.

Copyright ® PCJL, 2012

2. Amplitudo maksimum sinyal fasa nol umumnya akan selalu berimpit dengan spike refleksi, sedangkan pada kasus fasa minimum, amplitudo maksimum tersebut terjadi setelah spike refleksi terkait. 3. Bentuk wavelet fasa nol simetris sehingga memudahkan piking horison terkait.

(Sukmono, et. all , 2001)

Fasa, Polaritas & Resolusi Apabila tidak ada catatan mengenai fasa/pulsa pada data seismik, maka bisa digunakan horison acuan. Misalnya pada dasar laut (seabed) dan batuan dasar (basement) umumnya mempunyai AI yang lebih besar dari lapisan air atau batuan diatasnya. Sebaliknya reservoar gas mempunyai AI lebih kecil dibandingkan dengan batuan sekitarnya. Dengan menganalisis bentuk wavelet pada horison-horison acuan tersebut maka dapat diketahui jenis polaritas dan fasa yang dipakai.

Copyright ® PCJL, 2012

(Sukmono, et. all , 2001)

Contoh penentuan polaritas pada data seismik real, seabed ditunjukkan dengan trough (merah), hal ini berarti polaritas seismik yang digunakan adalah normal SEG. http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Fasa, Polaritas & Resolusi Resolusi didefinisikan sebagai jarak minimum antara dua obyek yang dapat dipisahkan oleh gelombang seismik dan berhubungan erat dengan fenomena interferensi. Salah satu masalah utama metode seismik refleksi adalah timbulnya interferensi respon seismik dari batas AI yang sangat rapat.

Copyright ® PCJL, 2012

Interferensi bisa bersifat negatif atau positif dan peran panjang gelombang serta jenis fasa pulsa seismik sangat kritis dalam hal ini.

Gambar 2.8. Interferensi destruktif & konstruktif pada gelombang fasa minimum dan polaritas normal (Badley, 1984)) (Sukmono, et. all , 2001)

Fasa, Polaritas & Resolusi Didalam dunia seismik, Resolusi terbagi dua : 1. Resolusi vertikal (temporal) ¼ panjang gelombang seismik (λ), dimana λ= v/ f dengan v adalah kecepatan gelombang seismik (kompresi) dan f adalah frekuensi. Frekuensi dominan gelombang seismik bervariasi antara 50 and 20 Hz dan semakin berkurang terhadap kedalaman.

Copyright ® PCJL, 2012

Widess[1973] dalam papernya 'How thin is a thin bed', Geophysics, mengusulkan 1/8λ sebagai batas minimal resolusi vertikal. Akan tetapi dengan mempertimbangkan kehadiran noise dan efek pelebaran wavelet terhadap kedalaman maka batas minimal resolusi vertikal yang dipakai adalah 1/4λ. 2. Resolusi lateral (spasial). Dikenal dengan zona Fresnel (r) dengan: Dengan t adalah waktu tempuh gelombang seismik (TWT/2). http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Fasa, Polaritas & Resolusi

Copyright ® PCJL, 2012

1. Resolusi vertikal (temporal)

(Brown, 2004)

Fasa, Polaritas & Resolusi 2. Resolusi lateral (spasial).

Untuk anomali dalam dengan waktu tempuh 4s, v = 5500 m/s dan f = 20 Hz, batas minimal lebar anomali yang mampu dilihat oleh gelombang seismik adalah 1229.8 meter.

Copyright ® PCJL, 2012

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

(Brown, 2004)

Fasa, Polaritas & Resolusi Faktor – Faktor yang mempengaruhi resolusi :

Copyright ® PCJL, 2012

0

Bumi bersifat low-pass filter

Sangat menentukan dan dipengaruhi oleh beberapa hal (Brown, 2004)

Fasa, Polaritas & Resolusi

Copyright ® PCJL, 2012

Faktor – Faktor yang mempengaruhi resolusi :

Gambar 2.21. Pengaruh sebagai faktor pada kecepatan gelombang seismik (Hiltermann, 1977)) (Sukmono, et. all , 2001)

Noise Pada Data Seismik Noise adalah gelombang yang tidak dikehendaki dalam sebuah rekaman seismik atau dengan kata lain seluruh fenomena refleksi yang tidak berkaitan dengan aspek geologi. Data adalah gelombang refleksi (primer) yang dikehendaki.

Copyright ® PCJL, 2012

Dalam seismik refleksi, gelombang refleksilah yang dikehendaki sedangkan yang lainya perlu dikenali dan diupayakan untuk diminimalisir / denetralisir efeknya.

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Noise Pada Data Seismik Noise terbagi menjadi dua kelompok: 1. Noise Koheren (coherent noise) ground roll (dicirikan dengan amplitudo yang kuat dan frekuensi rendah), guided waves atau gelombang langsung (frekuensi cukup tinggi dan datang lebih awal), noise kabel, tegangan listrik (power line noise: frekuensi tunggal, mudah direduksi dengan notch filter), multiple (adalah refleksi sekunder akibat gelombang yang terperangkap).

2. Noise Acak Ambient (random ambient noise).

Copyright ® PCJL, 2012

gelombang laut, angin, kendaraan yang lewat saat rekaman, dll.

Meskipun data seismik telah diproses secara intensif, efek dari noise sering masih “tertinggal” dalam rekaman seismik dan dapat menjadi “Jebakan” (pitfall) dalam interpretasi.

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Noise Pada Data Seismik Contoh noise sering masih “tertinggal” dalam rekaman seismik dan dapat menjadi “Jebakan” (pitfall) dalam interpretasi : 1. Multiple Pengulangan refleksi akibat ’terperangkapnya’ gelombang seismik dalam air laut atau terperangkap dalam lapisan batuan lunak.

Copyright ® PCJL, 2012

2. Difraksi Reflektor semu yang dihasilkan akibat penghamburan gelombang utama yang menghantam ketidakmenerusan seperti permukaan sesar, ketidakselarasan, pembajian, perubahan kontras jenis batuan, dll. 3. Efek Distorsi Kecepatan Perubahan sifat batuan, misalnya perubahan ketebalan formasi, perubahan fasies dapat menyebabkan perubahan kecepatan. Perubahan ini dapat menyebabkan distorsi pada stacked time section bila dibandingkan dengan hubungan ketebalan dan kedalaman sebenarnya.

(Sukmono, et. all , 2001)

Noise Pada Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

1. Multiple

Gambar diatas adalah rekaman seismik yang menunjukkan fenomena multiple. Perhatikan terdapat 4 multiple akibat dasar laut, berarti gelombang seismik tersebut ‘terperangkap’ empat kali! http://ensiklopediseismik.blogspot.com

(Sukmono, et. all , 2001)

Noise Pada Data Seismik 2. Difraksi

Copyright ® PCJL, 2012

Gambar dibawah menunjukkan difraksi akibat lapisan garam.

Difraksi nampak seperti parabola terbalik yang dapat mengganggu interpretasi seismik. Untuk menghilangkan difraksi dilakukan proses migrasi.

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

(Sukmono, et. all , 2001)

Noise Pada Data Seismik 3. Efek Distorsi Kecepatan

Copyright ® PCJL, 2012

Gambar diatas ini adalah contoh anomali velocity sag pada zona gas yang terperangkap pada sebuah antiklin (merah terang). Perhatikan reflector biru terang sebagai gas-fluid contact yang ‘melendut’ akibat zona gas diatasnya. Keadaan geologi gas-fluid contact seharusnya adalah flat spot. Fenomena ini kadang-kadang disebut juga dengan puss-down velocity anomaly. Lawannya adalah pull-up velocity anomaly.

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie) = Proses pengikatan data sumur (well) terhadap data seismik = Tujuan dilakukannya “Well Seismic Tie” adalah : Untuk meletakkan horison seismik (skala waktu) pada posisi kedalaman sebenarnya dan agar data seismik dapat dikorelasikan dengan data geologi lainnya yang umumnya diplot pada skala kedalaman. Teknik pengikatan yang umum dipakai adalah dengan memanfaatkan “seismogram sintetik” dari hasil survei kecepatan atau “well velocity survey”.

Copyright ® PCJL, 2012

Data sumur yang diperlukan untuk well seismic tie adalah : sonic (DT), density (RHOB), dan Well Velocity Survey (T-D Curve). 2 macam survei kecepatan atau “well velocity survey” : 1. Check-Shot Survey 2. VSP (Vertical Seismic Profiling) (Sukmono, et. all , 2001)

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie) 1. Check-Shot Survey Survey pengukuran waktu tempuh gelombang seismik, dimana posisi sumber gelombang diletakkan di permukaan-dekat lubang bor sementara perekam berada di dalam lubang bor.

Produk utama dari Check-Shot adalah :

Copyright ® PCJL, 2012

Kurva hubungan waktu tempuh dengan kedalaman (TD Curve) yang sangat berguna untuk konversi waktu ke kedalaman, mengkoreksi sonic-sonic corrected check-shot *) untuk keperluan pembuatan seismogram sintetik & memperbaiki kecepatan seismic (velocity scaling).

ilustrasi gelombang langsung (direct wave) yang berupa minimum phase dengan first break (garis hitam miring) berupa waktu tempuh gelombang seismik . ilustrasi geometri Check-Shot Survey http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie) 1. Check-Shot Survey T-D Curve

Data Seismik

Time

Depth

Copyright ® PCJL, 2012

Gambar menunjukkan kurva waktu tempuh dan kedalaman yang di-overlay dengan first break Check-Shot (kiri),sonic corrected checkshot (tengah), sintetik seismogram dan data seismik di sekitar lubang bor.

Sonic Corr.

Seismogram Sintetik

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie) 2. VSP (Vertical Seismic Profiling) Operasi seismik lubang bor dimana sumber seismik diletakkan di permukaan bumi sementara perekam (geophone) diletakkan pada level kedalaman yang berbeda di sepanjang lubang bor. Interval perekam lebih rapat (< 30 m). Produk utama dari VSP adalah : Kurva hubungan waktu tempuh dengan kedalaman (TD Curve)

Copyright ® PCJL, 2012

Seismogram dari “corridor stack” setelah processing

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie) 2. VSP (Vertical Seismic Profiling)

Depth

Copyright ® PCJL, 2012

After Processing

Time

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie) 2. VSP (Vertical Seismic Profiling)

Depth

Time

Copyright ® PCJL, 2012

Geological Marker

Removed Data

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie)

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh “Well Seismic Tie” Sumur Vertikal - 1

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie)

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh “Well Seismic Tie” Sumur Vertikal - 2

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie)

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh “Well Seismic Tie” - Directional Well

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie)

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh tabulasi dari “Well Seismic Tie” Sumur-sumur pemboran suatu lapangan

WAVELET AND FREQUENCY

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie) Contoh tabulasi dari “Well Seismic Tie” Sumur-sumur pemboran suatu lapangan

CORRELATION

Copyright ® PCJL, 2012

WELL

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie) Contoh tabulasi dari “Well Seismic Tie” Sumur-sumur pemboran suatu lapangan

Copyright ® PCJL, 2012

WELL

SAND THICKNESS

top LTAF (twt) ms

A

B

C

D

E

F

Total

NEB-001

14.9

82.1

72

73

92

90

334

NEB-001A

14.32

94.24

45.16

60.79

10.72

NEB-002

19

76

71

21

NEB-003A

22.1

81

72

54

52.9

NEB-004

18

74

66

43

33.8

NEB-005

13.6

78.4

75

69

83

NEB-006

9

72.9

28.8

NEB-007

16

77

71

64

98

NEB-008ST

19

81.9

78.1

97

81.1

NEB-009

20

93.9

74.6

52.5

91

NEB-010

28

80

77

43

88

NEB-11

17

77.2

83.8

57

NEB-012

11.2

78.5

83

69

84.3

99.36

NEB-013

9

84.6

99.2

53.2

82

NEB-014

9.5

83.8

84.7

57

70

NEB-015ST

10.9

88

84

52

84.8

NEB-016

8

93

71

59

100

NEB-017

17.6

104

71.1

46.9

NEB-018

17.7

85.2

71.9

51

top LTAF (twt) s

V average

Tuning Thickness

11400

190.0

225.23

1353

1.353

11500

191.7

187

1309

1.309

11400

190.0

282

1305

1.305

10000

166.7

30.2

234.8

1246

1.246

10500

175.0

103

319

1427

1.427

11200

186.7

110.7

1469

1.469

11500

191.7

326

1362

1.362

11600

193.3

357.1

1312

1.312

10700

178.3

77.5

332

1354

1.354

12000

200.0

104.97

316

1418

1.418

11800

196.7

326

1409

1.409

11800

196.7

132.75

328

1388

1.388

13200

220.0

90.67

305

1383

1.383

11400

190.0

319.7

1384

1.384

11800

196.7

106.19

331

1353

1.353

14000

233.3

88

63.94

327.6

1327

1.327

11200

186.7

69

59.12

294.8

1415

1.415

11700

195.0

96

235

Pengikatan Data Seismik & Sumur (Well Seismic Tie)

Copyright ® PCJL, 2012

Reservoir Thickness

Contoh tabulasi dari “Well Seismic Tie” Sumur-sumur pemboran suatu lapangan

Interpretasi Data Seismik Obyek geologi bawah permukaan adalah 3D. Penampang Seismik 2D merupakan penampang melintang dari objek 3D tersebut. Seismik 2D

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik 3D

Interpretasi Data Seismik Perbedaan Kualitas Data Seismik 2D dan 3D

Copyright ® PCJL, 2012

“French double-dome” Model

Model of two anticlines and one fault with seismic data along Line 6 showing comparative effects of 2-D and 3-D migration (from French, 1974).

(Brown, 2004)

Interpretasi Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Perbedaan Kualitas Data Seismik 2D dan 3D

(Brown, 2004)

Interpretasi Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Konsep Volum Data Seismik 3D

Three sets of orthogonal slices through a data volume provide the basic equipment of the 3-D seismic interpreter. (Brown, 2004)

Interpretasi Data Seismik Konsep Volum Data Seismik 3D Potongan Vertikal : Inline

=> arah pergerakan kapal atau lintasan kabel

Crossline

=> arah tegak lurus terhadap Inline

Arbitrary line => arah sembarang sesuai kebutuhan. Potongan Horizontal : Time Slice

=> potongan waktu secara horizontal

Tracking : Horizon Slice => potongan sepanjang horison interpretasi

Copyright ® PCJL, 2012

Fault Slice

=> potongan yang melalui bidang sesar yang diinterpretasi.

Interpretasi Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Tahapan Interpretasi Data Seismik secara Umum

Interpretasi Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Tahapan Interpretasi Data Seismik secara Umum

Interpretasi Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Interpretasi Horison pada Lapisan Tipis

Porous sand, with or without hydrocarbons, typically has a sonic or impedance log similar to that on left. Corresponding seismic response in European polarity is shown on right. The amplitudes that should be used to characterize this reservoir are to be found at P and T, and not over the directly corresponding interval AB.

Interpretasi Data Seismik Interpretasi Horison pada Lapisan Tipis

+ Seismic Top

-

0

+

Seismic Base Zero-Phase Interpretation

Copyright ® PCJL, 2012

+

Seismic Top

Seismic Base Minimum-Phase Interpretation

European Polarity

Interpretasi Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh hasil Interperetasi Struktur (Pemetaan Bawah Permukaan) dari Seismik 2D & 3D

Structural contour map derived from 2-D data from the Gulf of Thailand. (Courtesy Texas Pacific Oil Company Inc.)

Structural contour map derived from 3-D data from the Gulf of Thailand for the same horizon mapped. (Courtesy Texas Pacific Oil Company Inc.) (Brown, 2004)

Interpretasi Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh hasil Interperetasi Struktur (Pemetaan Bawah Permukaan) dari Seismik 2D & 3D

Structural contour map derived from 3-D data from offshore Chile for the same horizon mapped. (Courtesy ENAP). (Brown, 2004)

Interpretasi Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh hasil Interperetasi Struktur (Pemetaan Bawah Permukaan) dari Seismik 2D & 3D

Net pay thickness determined from well control only and (B) from 3D seismic and well control. Contour interval is 5 ft, from 0 to 25 ft. The 3D seismic clearly shows the high degree of compartmentalization of the reservoir sandstone, unlike the more continuous nature of the sandstone as mapped from only the well control. Note that some sandstone thicks have not been penetrated by wells (black dots), so represent untapped parts of the total reservoir. After Sippel (1996) and Montgomery (1997).

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Derajat Kontinuitas Reflektor dari Data Seismik

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Hubungan antara kemiringan (Dip) dan jurus (Strike) terhadap reflektor seismik

(Brown, 2004)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Hubungan antara kemiringan (Dip) dan jurus (Strike) terhadap reflektor seismik 2D

Correlation between the dip line (left) and strike line (right) at the intersection point represented by the vertical black line in the middle of the figure

Arti Geologi Rekaman Seismik Hubungan antara kemiringan (Dip) dan jurus (Strike) terhadap reflektor seismik 3D

B

Copyright ® PCJL, 2012

A

Time slice at 2000 ms from Gulf of Mexico speculative 3-D survey. Area covers 1600 sq. km. Note four salt domes. (Courtesy Western Geophysical, a division of Baker Hughes.) (Brown, 2004)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Geologi Struktur – Contoh Struktur Lipatan (Fold)

http://geoseismic-seasia.blogspot.com

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Geologi Struktur – Contoh Sesar Normal

http://www.seismicatlas.org/

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Geologi Struktur – Contoh Sesar Geser

http://www.activetectonics.coas.oregonstate.edu/transverse.htm

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Geologi Struktur – Contoh Sesar Naik / Anjak

http://www.seismicatlas.org/

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Geologi Struktur – Contoh “Listric Fault”

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Geologi Struktur – Contoh “Half-Graben”

Arti Geologi Rekaman Seismik Interpretasi Stratigrafi / Sedimentasi – Contoh “Channel”

57

Copyright ® PCJL, 2012

60

Lines 57 and 60 from a 3-D survey in the Gulf of Mexico showing a tracked horizon above bright events indicating channel intersections. (Courtesy Chevron U.S.A. Inc.)

Horizon slice showing channel intersected (Courtesy Chevron U.S.A. Inc.) (Brown, 2004)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Interpretasi Stratigrafi / Sedimentasi – Contoh “Channel”

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Interpretasi Stratigrafi / Sedimentasi – Contoh Pengendapan Batupasir (Sandstone)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Konfigurasi Refleksi Khas Endapan Karbonat

(Sukmono, et. all , 2001)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Ekspresi Model Paparan Karbonat

(Sukmono, et. all , 2001)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Ekspresi Seismik dari Model Paparan Karbonat

(Sukmono, et. all , 2001)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Ekspresi Seismik dari Karbonat Buildup

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Ekspresi Seismik dari Karbonat Buildup

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Ekspresi Seismik dari Batuan Dasar (Basement)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Ekspresi Seismik dari Diapir Garam (Salt Diapir)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Refleksi Akibat Hidrokarbon

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Refleksi Akibat Hidrokarbon

Arti Geologi Rekaman Seismik Contoh Refleksi Akibat Hidrokarbon – Bright Spot Bright Spots

Line 182

Gas Reservoir

Fluid Contact Flat Spots

Copyright ® PCJL, 2012

Bright Spots

Line 137

Flat Spots Line 182 (upper) and line 137 (lower) over the Heimdal field in the Norwegian North Sea. The reflection from the top of the gas condensate reservoir is blue; the fluid contact reflection is red. (Courtesy Elf Aquitaine Norge a/s.) (Brown, 2004)

Continue to The Next Slide

Arti Geologi Rekaman Seismik Contoh Refleksi Akibat Hidrokarbon – Bright Spot

182

Copyright ® PCJL, 2012

137

Horizon slice through top reservoir reflection for the Heimdal field in the Norwegian North Sea. Red bar is 3 km. (Courtesy Elf Aquitaine Norge a/s.)

Horizon slice through fluid contact reflection for the Heimdal field in the Norwegian North Sea. (Courtesy Elf Aquitaine Norge a/s.) (Brown, 2004)

Arti Geologi Rekaman Seismik Contoh Refleksi Akibat Hidrokarbon – Polarity Reversal

Copyright ® PCJL, 2012

Phase Change

Phase change (polarity reversal) caused by gas on the Northwest Shelf of Australia. Data are zero phase American polarity. (Courtesy West Australian Petroleum Pty.Ltd.) (Brown, 2004)

Arti Geologi Rekaman Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Refleksi Akibat Hidrokarbon – Anomali Cerobong Gas (Gas Chimney)

Gas Chimney / Gas Cloud => Daerah data buruk diatas struktur yang mengandung gas => Dapat dijadikan karakter kehadiran gas yang “bocor” dan menembus batuan penutup (seal) di atas reservoar. => “Bocor” lewat bidang sesar, kekar atau overpressure yang melebihi kekuatan batuan penutup. => Umumnya kualitas data seismik dibawah daerah cerobong gas ini akan sangat berkurang sehingga menyulitkan pemetaan puncak reservoar. (Sukmono, et. all , 2001)

Arti Geologi Rekaman Seismik Refleksi Akibat Hidrokarbon – Jebakan Dalam Identifikasi Gas :

Copyright ® PCJL, 2012

1. Saturasi Gas : Saturasi gas sebesar 5% sudah dapat mengakibatkan terjadinya anomali amplitudo pada pasir berpori sehingga dapat mengakibatkan kesalahan interpretasi zona ekonomis. Penurunan maksimum dan kecepatan akan terjadi pada saturasi gas sekitar 20%.

2. Anomali Amplitudo : Tidak semua anomali daerah terang berasosiasi dengan gas. Karbonat, intrusi, batuan beku, penipisan lapisan pada ketebalan tuning dapat juga disebabkan timbulnya anomali tinggi pada koefisien refleksi / reflektor.

(Sukmono, et. all , 2001)

Contents Pendahuluan Konsep Dasar Interpretasi Seismik Refleksi Seismik Stratigrafi untuk Karakterisasi Reservoar

Analisa Fisika Batuan Konsep Dasar Definisi dan Tujuan Komponen Analisis Contoh Analisis Seismik Inversi Seismik Atribut

Copyright ® PCJL, 2012

AVO / AVA

Analisa Fisika Batuan

Copyright ® PCJL, 2012

Konsep Dasar

Analisa Fisika Batuan Definisi & Tujuan Analisis fisika batuan (rock physics analysis) atau analisis sensitivitas reservoar adalah analisis yang dilakukan untuk memahami karakter dan sifat fisis batuan dan fluida dengan menggunakan data sumur, data seismik atau dengan keduanya. Tujuan utama adalah mencari suatu sifat fisis yang dapat memisahkan antara zona prospek dengan zona yang tidak prospek.

Copyright ® PCJL, 2012

Sifat-sifat fisis yang dimaksud diantaranya: kecepatan gelombang seismik P (Vp), kecepatan gelombang seismik S (Vs), Poisson’s Ratio, Impedansi Akustik, LambdaRho, Mu-Rho, dan sebagainya.

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Analisa Fisika Batuan Komponen Analisis

Litologi (Reservoar & Non-Reservoar) Gamma Ray, Densitas, Porositas, P-Impedance, Mu-Rho, dsb..

Fluid Content

Copyright ® PCJL, 2012

Resistivitas, Vp, Vs, Vp/Vs, Poisson Ratio, Lambda-Rho, dsb…

(Sukmono, et. all , 2001)

Analisa Fisika Batuan dengan Data Sumur

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Analisis – Fluid Content

http://rocksolidimages.com

Analisa Fisika Batuan dengan Data Sumur

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Analisis – Fluid Content

http://www.cggveritas.com

Analisa Fisika Batuan dengan Data Sumur

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Analisis – Fluid Content & Litologi

http://inibumi.blogspot.com

Analisa Fisika Batuan dengan Data Sumur

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Analisis – Litologi

(Alamsyah, M.N. et. al, 2010)

Analisa Fisika Batuan dengan Data Sumur & Data Seismik Contoh Analisis – Litologi

Copyright ® PCJL, 2012

RMS amplitude map of lower Cretaceous reservoir lower section (Leu et al., 1999)

Cross-plot between RMS amplitude and net pay (white square) -porosity (black-square) (Leu et al., 1999) (Brown, 2004)

Analisa Fisika Batuan dengan Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Analisis – Fluid Content & Litologi

http://www.cggveritas.com

Contents Pendahuluan Konsep Dasar Interpretasi Seismik Refleksi Seismik Stratigrafi untuk Karakterisasi Reservoar Analisa Fisika Batuan

Seismik Inversi Definisi Seismik Inversi Peran Data Sumur dan Seismik Stratigrafi Peran Seismik Inversi dalam Karakterisasi Reservoar Impedansi Akustik dan Reflektifitas Komponen Frekuensi Rendah

Copyright ® PCJL, 2012

Macam-macam Teknik Inversi Optimalisasi Hasil Seismik Inversi Contoh Seismik Inversi Seismik Atribut AVO / AVA

Definisi Seismik Inversi

Inversi geofisika meliputi pemetaan sifat fisik obyek bawah permukaan dengan menggunakan pengukuran yang dilakukan di permukaan, bila mungkin dengan kontrol data sumur (Russel, 1998). Seismik inversi adalah suatu teknik untuk membuat model bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai input dan daa sumur sebagai kontrol (Sukmono, 2001).

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik inversi merupakan teknik pemodelan kebelakang (backward modeling) untuk karakterisasi reservoar.

(Sukmono, et. all , 2001)

Definisi Seismik Inversi

Copyright ® PCJL, 2012

Diagram Alur Pemodelan Kedepan (Forward Modeling) dan Inversi

(Sukmono, et. all , 2001)

Definisi Seismik Inversi

Copyright ® PCJL, 2012

Ilustrasi Proses Seismik Inversi

(Sukmono, et. all , 2001)

Peran Data Sumur dan Seismik Stratigrafi • Mutlak, karena reflektor seismik merepresentasikan lapisan kronostratigrafi, bukan litostratigrafi. • Inversi memerlukan kendali data sumur • Data sumur yang diperlukan => Log Densitas & Log Kecepatan (Vp atau Vs) • Data sumur memiliki resolusi vertikal yang sangat baik (s/d 0.15m) tapi resolusi lateral yang buruk. Data seismik memberikan resolusi lateral yang baik (12.5 – 25 m) tapi resolusi vertikal buruk (5 – 10 m). Integrasi data sumur dan data seismik akan menghasilkan alat yang sangat efektif dan efisien untuk karakterisasi reservoar.

Copyright ® PCJL, 2012

• Data sekuen stratigrafi diperlukan untuk kontrol frekuensi rendah dan tinggi yang hilang saat reflektivitias dikonvolusikan dengan wavelet. • Penafsiran seismik stratigrafi diperlukan lebih lanjut untuk penentuan lateral model awal (initial model) dan karakterisasi perangkap.

(Sukmono, et. all , 2001)

Peran Data Sumur dan Seismik Stratigrafi

Copyright ® PCJL, 2012

Data sumur AI (Densitas x Kecepatan) memiliki resolusi vertikal yang sangat baik daripada data seismik.

Penafsiran seismik stratigrafi diperlukan lebih lanjut untuk penentuan lateral model awal (initial model) dan karakterisasi perangkap.

Seismik inversi dari integrasi data sumur dan data seismik yang sangat efektif dan efisien untuk karakterisasi reservoar.

Data seismik memberikan resolusi lateral yang baik.

http://www.epmag.com/

Peran Seismik Inversi dalam Karakterisasi Reservoar • Teknik ini telah banyak digunakan di industri Migas sejak 20 tahun yang lalu. • Merupakan basis dari teknik-teknik pengelolaan reservoar yang lebih canggih lainnya. Karena kepraktisannya, pengguna teknik ini tidak lagi terbatas pada ahli geofisika, tapi juga ahli geologi dan bahkan ahli reservoar. • Konversi dari amplitude (wiggle) seismik menjadi AI merupakan tampilan yang lebih mudah dipahami (oleh manajemen pereusahaan), sehingga perencanaan lokasi sumur baru menjadi lebih baik tanpa tambahan biaya dan waktu yang signifikan.

Copyright ® PCJL, 2012

• Sebelumnya metode ini tidak begitu populer karena dianggap rumit dan sulit dipraktekan. Sejak tahun 1990-an, perkembangan teknologi komputer yang pesat membuat metode ini menjadi sangat praktis dan bukan sesuatu yang spesial. Saat ini umum dianggap sebagai metoda baku pada pengelolaan reservoar.

(Sukmono, et. all , 2001)

Copyright ® PCJL, 2012

Peran Seismik Inversi dalam Karakterisasi Reservoar - I

Konversi dari amplitude (wiggle) seismik menjadi AI merupakan tampilan yang lebih mudah dipahami

Peran Seismik Inversi dalam Karakterisasi Reservoar - II Carbonate – Reef Example

Copyright ® PCJL, 2012

Initial stratigraphic model Section (Pendrel & Riel, 2000)

AI Section

Impedansi Akustik dan Reflektifitas Impedansi Akustik (IA) adalah sifat batuan yang dipengaruhi oleh jenis litologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman, tekanan dan temperatur. IA dapat digunakan sebagai indikator litologi, porositas, hidrokarbon, pemetaan litologi, pemetaan satuan aliran sampai dengan alat kuantifikasi karakter reservoar.

Copyright ® PCJL, 2012

AI sebagian besar dikendalikan oleh kecepatan gelombang (V)

(Sukmono, et. all , 2001)

Impedansi Akustik dan Reflektifitas

Copyright ® PCJL, 2012

Faktor-Faktor yang Mempengaruhi Kecepatan Gelombang (v) – I

(Hilterman, 2001)

Impedansi Akustik dan Reflektifitas

Copyright ® PCJL, 2012

Faktor-Faktor yang Mempengaruhi Kecepatan Gelombang (v) – II

(Hilterman, 2001)

Impedansi Akustik dan Reflektifitas Pantulan gelombang seismik (reflektifitas) terjadi disebabkan oleh perubahan IA lapisan. Perbandingan antara Energi yang dipantulkan dengan energi datang pada keadaan normal adalah :

Copyright ® PCJL, 2012

Harga kontras IA dapat diperkirakan secara kualitatif dari amplitudo refleksinya. Semakin besar amplitudonya semakin besar refleksi dan kontras IA-nya. Seismik inversi adalah teknik untuk mendapatkan secara kuantitatif harga IA dari reflektifitas.

DATA SEISMIK (Reflektifitas) ==> “melihat” obyek bawah permukaan dalam bentuk bidang batas antara lapisan-lapisan batuan. SEISMIK INVERSI

==> “melihat” obyek bawah permukaan sebagai lapisannya itu sendiri.

Impedansi Akustik dan Reflektifitas – I Carbonate – Example

RHOB

Copyright ® PCJL, 2012

The bright color shows higher AI value.

Harga kontras IA dapat diperkirakan secara kualitatif dari amplitudo refleksinya. Semakin besar amplitudonya semakin besar refleksi dan kontras IA-nya. Seismik inversi adalah teknik untuk mendapatkan secara kuantitatif harga IA dari reflektifitas.

Impedansi Akustik dan Reflektifitas – II

Copyright ® PCJL, 2012

Depth Structure

http://www.kgs.ku.edu/PRS/publication/2006/2006-14/

Continue to The Next Slide

Copyright ® PCJL, 2012

Impedansi Akustik dan Reflektifitas – II

http://www.kgs.ku.edu/PRS/publication/2006/2006-14/

Komponen Frekuensi Rendah Data seismik merupakan band-limited Kandungan frekuensi data seismik bersifat bandlimited yang kehilangan komponen frekuensi paling rendah dan komponen frekuensi paling tinggi

Copyright ® PCJL, 2012

http://seismicinterpreter.wordpress.com/

Komponen frekuensi rendah pada data seismik begitu penting dalam menggambarkan trend nilai absolut impedansi sehingga perlu ditambahkan dari sumber lain misalnya komponen frekuensi rendah dari data sumur.

http://www.epmag.com/

Komponen Frekuensi Rendah Pengaruh penambahan komponen low frequency pada inversi data seismik

Absolut Impedance mengikutsertakan komponen frekuensi rendah sehingga mempertahankan trend yang sama dengan log impedansi sumur.

Copyright ® PCJL, 2012

Apabila tidak tersedia data sumur, maka komponen frekuensi rendah dapat diperoleh dari data prestack depth, atau time migration velocities, dan/atau gradien regional.

Dari Data Sumur

Tanpa LowFrequency

Dengan LowFrequency

http://seismicinterpreter.wordpress.com/

Komponen Frekuensi Rendah Pengaruh penambahan komponen low frequency pada inversi data seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Adalah suatu kesalahan fatal jika dalam melakukan inversi seismik, salah dalam memilih range frekuensi atau bahkan tidak memasukkan komponen frekuensi rendah sama sekali.

(Latimer et. al, 2000)

Continue to The Next Slide

Komponen Frekuensi Rendah

Copyright ® PCJL, 2012

Pengaruh penambahan komponen low frequency pada inversi data seismik

(Latimer et. al, 2000)

Copyright ® PCJL, 2012

Macam-Macam Teknik Inversi

(Russel, 1988)

Macam-Macam Teknik Inversi Pre-stack inversion => Simultaneous Inversion Merubah data gather seismik (angle atau offset) menjadi section atau volume P-impedance, S-impedance & densitas melalui integrasi data gather seismik, data sumur dan data interpretasi (stratigrafi atau struktur)

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik inversi simultan menawarkan beberapa keuntungan: 1. Hasilnya berupa komponen properti lapisan, sedangkan data seismik adalah properti antarmuka. 2. Mengurangi pengaruh wavelet, tuning dan side lobes. Oleh karena itu meningkatkan resolusi sub-permukaan lapisan. 3. Komponen hasil adalah sifat properti batuan dan dapat dihubungkan secara langsung terhadap pengukuran data sumur dan properti reservoar. 4. Dimensi hasil ukur selain litologi adalah pembedaan jenis fluida (Gas, Minyak, Air). Pembedaan ini tidak terdapat pada Post-Stack Inversion. 5. Output Inversi yang dihasilkan berasal dari data seismik yang memiliki variasi amplitudo terhadap sudut / offset dimana tiap variasi memiliki karakter fluida yang berbeda.

http://www.petrologic.de/preinv.html

Macam-Macam Teknik Inversi Pre-stack inversion

Copyright ® PCJL, 2012

The data input : 1.

A set of wells (sonic, shear and density logs, optional check shots, formation markers and deviation surveys)

2.

A series of interpreted horizons

3.

Seismic offset or angle gathers in section or volume.

The inversion is performed with the CGG Veritas Hampson-Russell software modules : GeoView, eLog, AVO and STRATA.

http://www.petrologic.de/preinv.html

Macam-Macam Teknik Inversi

Copyright ® PCJL, 2012

Pre-stack inversion

http://www.petrologic.de/preinv.html

Copyright ® PCJL, 2012

http://www.fugro-jason.com

Macam-Macam Teknik Inversi Post-stack inversion Merubah data seismik post-stack menjadi section atau volume P-impedance (Akustik Impedans) melalui integrasi data seismik, data sumur dan data interpretasi (stratigrafi atau struktur).

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik inversi menawarkan beberapa keuntungan: 1. Hasilnya berupa komponen properti lapisan, sedangkan data seismik adalah properti antarmuka. Interpretasi stratigrafi lebih mudah degan seismik inversi. 2. Mengurangi pengaruh wavelet, tuning dan side lobes. Oleh karena itu meningkatkan resolusi sub-permukaan lapisan. 3. Akustik Impedans adalah sifat fisik batuan dan dapat dihubungkan secara langsung terhadap pengukuran data sumur dan properti reservoar. 4. Akustik Impedans sering dihubungkan dengan porositas. Aplikasi hubungan Impedaniporositas yang diperoleh dari data sumur menjadi volume / section impedans dapat memetakan distribusi porositas reservoar. 5. Akustik impedans dapat digunakan sebagai reservoar diskriminator untuk melokalisir masing-masing kompartemen reservoar. http://www.petrologic.de/postinv.html

Macam-Macam Teknik Inversi Post-stack inversion

Copyright ® PCJL, 2012

The data input : 1.

A set of wells (sonic and density logs, optional check shots, formation markers and deviation surveys)

2.

A series of interpreted horizons

3.

Seismic data volume or section.

The inversion is performed with the CGG Veritas Hampson-Russell software modules : GeoView, eLog, and STRATA.

http://www.petrologic.de/postinv.html

Macam-Macam Teknik Inversi

Copyright ® PCJL, 2012

Post-stack inversion

http://www.petrologic.de/postinv.html

Optimalisasi Hasil Seismik Inversi Mengoptimalkan hasil seismik inversi tidak terlepas dari mengoptimalkan data yang terlibat dalam pembuatan inversi seismik, proses dan hasilnya yaitu : 1. 2. 3. 4.

Optimalisasi pada data seismik Optimalisasi pada data log sumur Optimalisasi pada proses inversi Optimalisasi pada hasil inversi

Optimalisasi pada data seismik diantaranya meliputi:

Copyright ® PCJL, 2012

- yakinkan bahwa data seismik adalah preserve dan zero-phase - lebar bandwidth yang dimiliki seismik pada zona target cukup lebar - memiliki nilai feasibilitas yang cukup tinggi (data pre-stack)

http://seismicinterpreter.wordpress.com/

Optimalisasi Hasil Seismik Inversi Optimalisasi pada data log sumur diantaranya meliputi : - pemfilteran (smoothing) data log (sonic dan density) sehingga kandungan frekuensi dan resolusi menyerupai data seismik. - pengeditan dan pengkoreksian data log yang terpengaruh dengan borehole seperti log density karena bad hole atau zona washout. Optimalisasi pada proses inversi diantaranya meliputi :

Copyright ® PCJL, 2012

- wavelet yang harus tie dengan fase dan frekuensi data seismik. Pengekstrakan wavelet yang salah dapat memperburuk hasil inversi. Jika kita mengekstrak wavelet dari data seismik yang dalam (frekuensi rendah) kemudian wavelet tersebut diaplikasikan pada data seismik yang dangkal (frekuensi lebih tinggi) maka akan mengakibatkan “ringing” pada hasil inversinya. Jika sebaliknya maka akan mengakibatkan “smear” pada data hasil inversi. - melakukan inversi trace-based (relative impedance) terlebih dahulu. Hal ini dimaksudkan untuk meverifikasi hasil akhir AI. Jika anomali nilai AI rendah terdapat pada hasil akhir AI (full bandwidth) tetapi tidak ada pada inversi trace-based (band-limited), pikir ulang apakah ini merupakan zona prospek. Karena bisa jadi adanya zona nilai AI rendah terbuat dari konstruksi model frekuensi rendah yang buruk. http://seismicinterpreter.wordpress.com/

Optimalisasi Hasil Seismik Inversi

Optimalisasi pada hasil inversi diantaranya meliputi :

Copyright ® PCJL, 2012

- membandingkan hasil inversi AI pada sumur dengan AI log dan data sintetik seismik hasil inversi dengan data seismik asli. Keakuratan hasil inversi dilihat dari perbandingan dua hal di atas. Mana yang lebih dominan dari dua hal di atas tergantung dari metode inversi yang mana yang digunakan. Jika inversi memakai metode based-model, maka QC yang utama adalah membandingkan antara data seismik asli dengan data seismik sintetik dari inversi begitu juga sebaliknya. - menggunakan metode blind test. Metode blind test dilakukan dengan membandingkan AI log hasil inversi dengan AI log dari sumur yang tidak dipakai dalam proses inversi. Hal ini bisa dilakukan dengan sengaja mengorbankan satu sumur untuk tidak diikutsertakan dalam proses inversi atau membandingkan AI log hasil inversi dengan AI log sumur yang dibor kemudian.

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Seismik Inversi

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

7 1

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Contents Pendahuluan Konsep Dasar Interpretasi Seismik Refleksi Seismik Stratigrafi untuk Karakterisasi Reservoar Analisa Fisika Batuan Seismik Inversi

Seismik Atribut Definisi Seismik Atribut Kalsifikasi Seismik Atribut Seismik Atribut Kompleks Seismik Atribut Amplitudo

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik Multi-Atribut Contoh Seismik Atribut AVO / AVA

Definisi Seismik Atribut ”Seismik attribut adalah bentuk tampilan penampang seismik berdasarkan sifat-sifat gelombang seismik. Berbeda dengan penamang seismik konvensional yang menampilkan jejak (trace) seismik dalam bentuk jejak seismik hitam putih, atribut seismik ditampilkan dalam bentuk gradasi warna berdasarkan nilai atributnya.” (Alfian dan Santoso, 1996)

”Pengukuran spesifik mengenai sifat geometri, kinematik, dinamik atau statistikal hasil turunan data seismik.” (Chen dan Sidney, 1997)

Copyright ® PCJL, 2012

”Suatu pengukuran yang diturunkan dari data seismik, biasanya dari pengukuran waktu (struktur), amplitudo (stratigrafi), frekuensi (resevoar dan stratigrafi) dan/atau atenuasi (permeabilitas).” (Sheriff, 2006)

Copyright ® PCJL, 2012

Klasifikasi Seismik Atribut

Sejarah perkembangan seismik atribut (Chopra and Marfurt, 2005)

Copyright ® PCJL, 2012

Klasifikasi Seismik Atribut

(Brown, 1996 ; 2001)

Copyright ® PCJL, 2012

Klasifikasi Seismik Atribut

(Chen dan Sidney, 1997)

Copyright ® PCJL, 2012

Klasifikasi Seismik Atribut

(Chen dan Sidney, 1997)

Klasifikasi Seismik Atribut Klasifikasi Seismik Atribut / Multiatribut

Copyright ® PCJL, 2012

Dibagi menjadi 2 kategori : 1.

Horizon-based attributes, rata-rata nilai properti dari tras seismik didalam 2 batasan (jendela analisis).

2.

Sample-based attributes, transformasi dari data input berupa tras atau nilai properti untuk menghasilkan output tras atau nilai properti dalam sample yang sama terhadap input dalam bentuk volum.

(Digambar ulang dari Chen dan Sydney, 1997)

Seismik Atribut Kompleks

Copyright ® PCJL, 2012

Diagram isometris tras seismik aktual

(Tarner et. al, 1979)

Seismik Atribut Kompleks Hubungan tras seismik komplek dengan 3 besaran atribut seismik

Tras riil →

f(t) = A(t) cos θ (t)

Garis putus-putus adalah kuat refleksi (amplitude envelope) A(t) = [ f2(t) + f*2(t) ]1/2 = | F(t) |

Kwadratur/imajiner → f* (t) = A(t) sin θ (t) Garis putus-putus adalah kuat refleksi (amplitude envelope) A(t) = [ f2(t) + f*2(t) ]1/2 = | F(t) |

Copyright ® PCJL, 2012

Fasa →

θ (t) = tan-1 [ f* (t) / f(t) ]

Frekuensi sesaat → ω (t ) =

dθ (t ) dt

Garis putus-putus adalah frekuensi rata-rata terbobotkan (Tarner et. al, 1979)

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik Atribut Kompleks

Data Seismik

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik Atribut Kompleks

Kuat Refleksi (Reflection Strength or Amplitude Envelope)

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik Atribut Kompleks

Fasa Sesaat (Instantaneous Phase)

Seismik Atribut Kompleks

Copyright ® PCJL, 2012

The Normal seismic section

The instantaneous phase

The reflection strength

The instantaneous frequency

Seismik Atribut Amplitudo • Diturunkan berdasarkan perhitungan statistik. • Data seismik yang digunakan adalah data seismik 3D dari data riil, data atribut komplek maupun dari proses khusus seperti akustik impedansi maupun hasil dari analisis multi atribut • Digunakan untuk identifikasi parameter-parameter seperti akumulasi gas dan fluida, gros litologi seperti ketebalan reservoar, gros porositas, batupasir “channel” dan deltaik, jenis-jenis tertentu reef, Ketidak selarasan, efek tuning dan perubahan stratigrafi sekuen.

Copyright ® PCJL, 2012

Jenis-Jenis Perhitungan Seismik Atribut Amplitudo yang sering digunakan : RMS amplitude Maximum peak amplitude Maximum trough amplitude Maximum absolute amplitude Total amplitude Total energy Variance in amplitude Sum of Negative Amplitude Threshold Value

Average absolute amplitude Average peak amplitude Average trough amplitude Total absolute amplitude Average energy Mean amplitude Skew in amplitude Sum of Positive Amplitude Kurtosis in amplitude (Sukmono, 2005)

Seismik Atribut Amplitudo

Copyright ® PCJL, 2012

Jenis – Jenis Perhitungan Seismik Atribut Amplitudo

Seismik Atribut Amplitudo

Copyright ® PCJL, 2012

Jenis – Jenis Perhitungan Seismik Atribut Amplitudo

Principle of RMS, average absolute, average peak and interpolated maximum peak amplitude computation

Seismik Atribut Amplitudo

Copyright ® PCJL, 2012

Jenis – Jenis Perhitungan Seismik Atribut Amplitudo

Principle of max. absolute, total absolute, average trough and interpolated maximum trough amplitude computation

Seismik Atribut Amplitudo

Copyright ® PCJL, 2012

Jenis – Jenis Perhitungan Seismik Atribut Amplitudo

Principle of total amplitude, mean amplitude, average energy and total energy computation

Seismik Atribut Amplitudo

Copyright ® PCJL, 2012

Jenis – Jenis Perhitungan Seismik Atribut Amplitudo

Principle of average, variance, skew and kurtosis amplitude

Seismik Atribut Amplitudo

Copyright ® PCJL, 2012

Jendela Analisis dalam Perhitungan Atribut Amplitudo

Seismik Atribut Amplitudo

Jendela analisis dalam perhitungan atribut amplitudo

+ Seismic Top

-

-

0

+

Seismic Base Zero-Phase Interpretation

+

Copyright ® PCJL, 2012

Seismic Top

-

Zero-Phase Interpretation

European Polarity

Seismik Atribut Amplitudo

Jendela analisis dalam perhitungan atribut amplitudo

+ Seismic Top window interval

-

-

0

+

Seismic Base Zero-Phase Interpretation

+

Copyright ® PCJL, 2012

Seismic Top window interval

-

Zero-Phase Interpretation

European Polarity

Seismik Atribut Amplitudo

Jendela analisis dalam perhitungan atribut amplitudo

+ Seismic Top window interval

-

-

0

+

Seismic Base Zero-Phase Interpretation

+

Copyright ® PCJL, 2012

Seismic Top window interval

Zero-Phase Interpretation

-

European Polarity

Seismik Atribut Amplitudo Terlalu Banyak Atribut? Begitu banyaknya tipe atribut yang tersedia. Manakah yang akan kita pilih? Apakah kita akan mencobanya satu-per-satu kemudian dengan seksama memilih atribut mana yang akan dipakai? Tentu hal ini akan membuang banyak waktu. Atribut amplitudo dapat kita bagi menjadi dua, yaitu Tipe 1: ekstraksi amplitudo dengan menghitung semua amplitudonya. Contoh atribut amplitudo tipe ini adalah RMS Amplitude, Average Energy, Reflection Strength, Total Absolute Amplitude, dan Average Variance.

Copyright ® PCJL, 2012

Untuk atribut amplitudo tipe 1, maka kita bisa pilih salah satunya, karena perbedaannya hanya formula perhitungannya dan perbedaan hasilnya tidaklah terlalu signifikan. Tipe 2: ekstraksi amplitudo dengan menghitung sebagian amplitudonya, seperti nilai amplitudo yang negatif saja, positif saja, maksimal negatif, maksimal positif dan sebagainya. Contoh atribut amplitudo tipe ini adalah Maximum Absolute Amplitude, Maximum Peak Amplitude, Average Peak Amplitude, dan Maximum Trough Amplitude. Sama halnya dengan atribut tipe 1, atribut tipe 2 ini, kita juga memilih salah satunya.

https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Seismik Atribut Amplitudo Terlalu Banyak Atribut? Contoh sembilan atribut amplitudo yang umum digunakan kemudian membandingkannya satu sama lain Tipe 1: RMS Amplitude, Average Energy, Reflection Strength, T Total Absolute Amplitude, Average Variance.

Copyright ® PCJL, 2012

Tipe 2: Maximum Absolute Amplitude, Maximum Peak Amplitude, Average Peak Amplitude, Maximum Trough Amplitude. Gambar.1 Sembilan peta atribut amplitudo yang dihitung dengan menggunakan window sebesar 100 ms pada constant time. https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Seismik Atribut Amplitudo Terlalu Banyak Atribut?

Untuk mengetahui tingkat kemiripan atribut amplitudo, maka hal ini bisa diketahui dengan melakukan crossplot atribut amplitudo

Copyright ® PCJL, 2012

Crossplot atribut sesama tipe 1 tidak menunjukan perbedaan yang signifikan, justru malah bisa dibilang identik. Oleh karena itu, kita dapat memilih salah satu diantaranya. Adapun crossplot atribut tipe 1 dengan tipe 2 akan terbentuk titik-titik yang distribusinya agak menyebar dikarenakan karena nilai amplitudo yang dihitung berbeda, oleh karena itu, jika semakin berbeda maka distribusi titik-titik crosplot akan semakin menyebar sebagaimana jika crossplot dilakukan pada atribut sesama tipe 2, terutama pada crossplot antara Max Peak dengan Max Trough .

Gambar 2. Crossplot antara dua atribut amplitudo yang diperoleh dari Gambar 1 https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik Atribut Amplitudo

Amplitude attributes map (the highest to lowest values are successively represented by yellow, green, blue, red and black colors).

Seismik Atribut Amplitudo

Copyright ® PCJL, 2012

RMS amplitude map of lower Cretaceous reservoir lower section (Leu et al., 1999)

Cross-plot between RMS amplitude and net pay (white square) -porosity (black-square) (Leu et al., 1999)

Seismik Multi-Atribut

Copyright ® PCJL, 2012

Prinsip Dasar Seismik Multi-Atribut

(Barnes, 2001)

Seismik Multi-Atribut Sebuah analisis seismik untuk memprediksi sifat reservoir seperti porositas, vshale, water saturation, dll., berdasarkan masukan data eksternal berupa data seismik yang dirubah menjadi atribut seismik dan/atau data eksternal dari hasil seismik inversi. Algoritma didalam multiatribut analisis cukup beragam. Software komersial seperti Hampson-Russell menggunakan Multi Linear Regression (MLR) dan Artificial Neural Network Analysis (ANN) sebagai algoritma untuk analisis multiatribut ini.

Copyright ® PCJL, 2012

Tahapan-tahapan didalam studi ini meliputi: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Well seismic tie, Log filtering (lihat penjelasan dibawah), Pemilihan atribut yang sesuai, Krosploting, Analisis multiatribut untuk ‘training data’ (yakni data disekitar well), Penerapan multiatribut untuk seluruh volume data.

Jika memungkinkan melakukan ‘normalisasi’ hasil akhir jika kita tidak setuju dengan persamaan yang ditunjukkan oleh hasil krosplotting. http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Seismik Multi-Atribut Contoh berikut adalah penerapan ANN pada multiattribut analysis untuk memprediksi porositas reservoir :

Log Porosity

Copyright ® PCJL, 2012

Amplitude Weighted Frequency Cosine Instantaneous Phase Integrate, Y-Coordinate Integrated Absolute Amplitude

Seismik Inversi

ANN

Porosity Volume/Section

Artificial Neural Network

http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Seismik Multi-Atribut

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh berikut adalah penerapan ANN pada multiattribut analysis untuk memprediksi porositas reservoir :

Gambar diatas menunjukkan penerapan multi attribute analysis untuk training data. Perhatikan hasil prediksi porositas (merah) memiliki kemiripan dengan porositas target dari well (hitam). Hal penting didalam menerapkan analysis ini adalah kita harus melakukan band-pass filter untuk data log sehingga memiliki rentang frekuensi yang sama dengan rentang frekuensi seismik, katakanlah band pass dengan 2-10-45-65Hz. http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Seismik Multi-Atribut

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh berikut adalah penerapan ANN pada multiattribut analysis untuk memprediksi porositas reservoir :

Gambar diatas menunjukkan krossplotting antara porositas prediksi dengan porositas target. Ini merupakan contoh data yang ideal karena kita memiliki nilai koefisien korelasi 92%. Umumnya nilai korelasi setinggi ini sangat sulit untuk didapatkan. Berapakah nilai korelasi yang bisa diterima? Didalam teori statistik, nilai korelasi dibawah 10-30% dikatakan kecil, 30-50% disebut medium dan diatas 50% disebut besar (Wikipedia). http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Seismik Multi-Atribut

Copyright ® PCJL, 2012

Porosity

Contoh berikut adalah penerapan ANN pada multiattribut analysis untuk memprediksi porositas reservoir :

Hasil akhir penampang porositas yang dihasilkan melalui analisis multiattribut ditunjukkan pada gambar di bawah ini. Perhatikan porositas reservoir channel cukup berkorelasi dengan baik dengan kurva P-wave. http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Copyright ® PCJL, 2012

Seismik Multi-Atribut

Porosity Using Inversion

Structural shape of the Macae calcarenite reservoir, Pampo oil field, offshore Brazil. (Courtesy Petroleo Brasileiro.) Continue to The Next Slide

Porosity Using Inversion

Seismik Multi-Atribut 62

SEISMIC DATA

1

SEISMIC INVERSION

40

CONVERTING TO WELL PROPERTIES 2

Copyright ® PCJL, 2012

3

RESERVOIR PROPERTIES DISTRIBUTION

235

Horizon slice in porosity through the Macae calcarenite reservoir. (Courtesy Petroleo Brasileiro.)

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Seismik Atribut

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Data Input

Data Seismik 3D

Hasil Interpretasi Struktur Seismik 3D Horizon/surface dan Patahan (poligon)

Re-Well Seismic Tie (Koreksi Data Checkshot)

Data Sumur Pemboran

Analisis Crossplot - I - Sensitivitas Reservoar

Proses Seismik Multi-Atribut (Metode Regresi Linear)

Multi-Atribut

- Pembedaan Reservoar dan Non-Reservoar

Hasil Seismik Multi-Atribut (Seismik 3D terkonversi)

Proses Seismik Atribut (Perhitungan Statistik)

Atribut Amplitudo

Sebaran Properti Reservoar (RMS Amplitude)

Copyright ® PCJL, 2012

Sebaran Properti Reservoar (Sum of Negative Amplitude) Sebaran Properti Reservoar (Threshold Value)

Sebaran Properti Reservoar Studi terdahulu

Analisis Crossplot - II

Korelasi nilai parameter reservoar tiap sumur terhadap nilai atribut-atribut

Sebaran Properti Reservoar Terkorelasi

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Copyright ® PCJL, 2012

Contents Pendahuluan Konsep Dasar Interpretasi Seismik Refleksi Seismik Stratigrafi untuk Karakterisasi Reservoar Analisa Fisika Batuan Seismik Inversi Seismik Atribut

AVO / AVA Definisi dan Konsep Dasar AVO Mengenal Kelas-Kelas AVO

Copyright ® PCJL, 2012

Contoh Analisis

Copyright ® PCJL, 2012

Definisi dan Konsep Dasar AVO

Definisi dan Konsep Dasar AVO

Copyright ® PCJL, 2012

AVO, an acronym for "Amplitude Versus Offset", was originally developed in the early 1980s. The method involves the interpretation of the amplitude of P-wave seismic data as a function of offset or angle (known as AVA) to imply fluid effects. It is now widely used, particularly in the search for gas.

The top three cross-sections correspond to different offsets of Miocence gas sand and the lower cross-section shows its stacking offsets used to form the post-stack data (showing bright spot)

The top three cross-sections correspond to different offsets of Miocence gas sand and the lower cross-section shows its stacking offsets used to form the post-stack data (showing bright spot)

(Modified from Rutherford and Williams, 1989)

Copyright ® PCJL, 2012

Definisi dan Konsep Dasar AVO

Copyright ® PCJL, 2012

Definisi dan Konsep Dasar AVO

Definisi dan Konsep Dasar AVO Transformasi Domain “Offset” ke “Angle” Meskipun AVO (Amplitude Versus Offset) huruf O singkatan dari offset, namun dalam analisisnya domain yang digunakan bukanlah offset lagi akan tetapi angle (sudut). Oleh karena itu, data gather seismik dalam domain offset harus diubah terlebih dahulu ke dalam domain angle.

Copyright ® PCJL, 2012

Hal ini dikarenakan persamaan dalam Zoeppritz dan aproksimasinya bergantung pada sudut datang. Tidak heran jika ada yang menyebut nama lain AVO dengan AVA.

Gambar. (a) menunjukan respon AVO dalam domain offset, (b) hasil transformasi dari (a) ke dalam domain angle

https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Definisi dan Konsep Dasar AVO Transformasi Domain “Offset” ke “Angle” => Kasus Single & Multi Layer untuk Multi Layer, kita bisa menggunakan aproksimasi yang melibatkan penggunaan ray parameter (p) (Hukum Snell) dan total travel time (t) :

p = sin θ/Vint Gambar geometri raypath untuk pasangan shot-receiver tunggal dalam medium kecepatan konstan

t² = to² + (X²/Vrms²)

dt/dx = p

p = X/t Vrms²

Copyright ® PCJL, 2012

tan θ = X/2Z

Z = V to/2

tan θ = sin θ/cos θ t=to cos θ

sin θ = X Vint/t Vrms² tan θ = (X Vint/t Vrms²)/(t/to)

tan θ = X/Vto

tan θ = X/Vto θ = arc tan (X/Vto) Single Layer

X = Offset Z = Kedalaman V = Kecepatan = Vrms

θ = arc tan (X/Vto) Multi Layer

X = Offset Z = Kedalaman V = Kecepatan = Vrms = Vint https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Mengenal Kelas-Kelas AVO

Copyright ® PCJL, 2012

Metodologi Krossplot AVO

Mengenal Kelas-Kelas AVO/A

Copyright ® PCJL, 2012

Metodologi Krossplot AVO/A

(Anonymous, 2008)

Zoeppritz Approximation

Mengenal Kelas-Kelas AVO/A

Copyright ® PCJL, 2012

Metodologi Krossplot AVO/A

Mengenal Kelas-Kelas AVO

Copyright ® PCJL, 2012

Rutherford dan Williams (1989) mengklasifikasikan respon AVO untuk tipe top gas sand yang berbeda menjadi tiga kelas (I, II, dan III) .

https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Mengenal Kelas-Kelas AVO AVO Classes based on amplitude change with offset (angle) from the top of gas sands

2p

2

Copyright ® PCJL, 2012

Class 3

Class 2

Class 1

Impedance logs (zero offset) (Forrest M. et al., 2010)

(Logel J. et al., 2006)

Mengenal Kelas-Kelas AVO

Copyright ® PCJL, 2012

Kemudian dikembangkan lagi oleh Ross dan Kinman (1995) dengan kelas IIp serta oleh Castagna dan Swan (1997) kelas IV. Pengelompokan kelas AVO dapat diplot berdasarkan hubungan Intercept (Y-axis) vs Sudut (X-axis) dan Gradient (Y-axis) vs Intercept (X-axis)

https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Copyright ® PCJL, 2012

Mengenal Kelas-Kelas AVO

http://www.fugro-jason.com/software/JGW/modules/avoanalysis.php

Mengenal Kelas-Kelas AVO AVO Kelas I: Digambarkan dengan nilai intercept amplitudo Ro positif besar kemudian mengecil sesuai dengan bertambahnya offset maupun angel (gradien negatif) serta berada pada kuadran ke 4 pada crossplot G vs Ro

Copyright ® PCJL, 2012

Respon AVO kelas I akan tampak pada reservoar yang di overlay oleh batuan dengan impedansi yang lebih rendah dan Vp/Vs ratio yang lebih tinggi, misalkan hard sand atau limestone yang terisi dengan gas. Very stiff (cemented) sand dengan hidrokarbon akan sangat susah di diskriminasikan dengan analisis AVO (Gambar 3).. Contoh kasus AVO kelas I dapat ditemui di sedimen Tertiary bagian offshore delta Nile dan di lapangan offshore Pliocene H’apy, keduanya di Mesir.

Gambar 3. Respon AVO kelas I pada penampang gather

https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Mengenal Kelas-Kelas AVO AVO Kelas II:

Copyright ® PCJL, 2012

Dikarakteristikan dengan nilai intercept kecil dan gradien negatif. Jika intercept positif kecil kemudian mengecil dengan bertambahnya offset hingga menjadi negatif maka disebut kelas IIp. Sedangkan jika intercept Ro negatif kecil kemudian semakin negatif sesuai dengan bertambahnya offset (gradien negatif) maka disebut kelas II. Untuk AVO kelas II ini, nilai impedansi antara reservoar dengan batuan di atasnya memiliki kontras beda impedansi yang kecil. Seringkali pada penampang seismik terlihat sebagai dim spot atau reflektor negatif lemah. Contoh kasus untuk kelas IIp adalah oil sand yang di overlay oleh shale (Gambar 4).

Gambar 4. Respon AVO kelas IIp pada penampang gather https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Mengenal Kelas-Kelas AVO AVO Kelas II: Untuk mendeteksi anomali AVO kelas II, ada atribut yang cukup bagus untuk digunakan yaitu far stack minus near stack (F-N) (Gambar 5). Cross-plot near (N) vs far minus near (F-N) akan mengindikasikan trend yang sama dengan cross-plot antara Intercept vs Gradient dengan catatan bahwa kedua amplitudo harus di balancing terlebih dahulu dengan benar.

Copyright ® PCJL, 2012

Atribut yang lainnya adalah far minus near kali far ((F-N)*F) dan far minus near kali near ((F-N)*N). ((F-N)*F) merupakan atribut yang bagus untuk mengenhance anomali AVO kelas II, dimana near stack adalah lemah dan far stack adalah negatif kuat. ((F-N)*N) merupakan atribut yang baik untuk mengenhance anomali kelas III dan pada waktu yang sama mengurangi respon AVO kelas II berkenaan dengan saturasi brine.

Gambar 5. Perbandingan antara ekstraksi amplitudo dari data seismik full stack dengan data seismik gather far stack minus near stack (FN). https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Mengenal Kelas-Kelas AVO AVO Kelas II: Ada juga atribut logaritma khusus yang biasa dipakai dalam menganalisis gas sand AVO kelas II yaitu :

GI=Intercept (ln|G|)

Copyright ® PCJL, 2012

Atribut ini secara khusus didesain untuk regoin Teluk Meksiko dan untuk aplikasi di luar itu memerlukan local adjustment

Gambar 6. Atribut logaritma khusus yang biasa dipakai dalam menganalisis gas sand AVO kelas II https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Mengenal Kelas-Kelas AVO AVO Kelas III:

Copyright ® PCJL, 2012

Digambarkan dengan Ro negatif yang akan semakin negatif sesuai dengan bertambahnya offset. Pada penampang seismik terlihat sebagai bright spot. Kelas III ini terjadi pada soft sand dengan sensitifitas fluida tinggi, terletak jauh dari trend background. Dengan demikian, kelas III akan mudah dideteksi pada penampang seismik.

https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Mengenal Kelas-Kelas AVO AVO Kelas III: Atribut yang bagus untuk diterapkan pada anomali AVO kelas III ini adalah PR yaitu perkalian antara normal incidence (Ro) dengan gradient (G) dimana diharapkan litologinya adalah softsand terisi hidrokarbon atau klasik bright spot (Gambar 8).

Copyright ® PCJL, 2012

Atribut ini mampu membedakan antara brighspot karena adanya hidrokarbon dengan “false” brightspot (brightspot yang tidak memiliki gradient, atau brightspot yang polaritasnya berlawanan karena adanya anomali litologi). Atribut ini hanya akan berjalan dengan baik jika diterapkan pada kelas III AVO. Castagna dan Smith (1994) menemukan bahwa perbedaan koefisien refleksi Rp-Rs merupakan diskriminasi gas sand yang lebih baik daripada produk AVO, karena Rp-Rs akan bekerja untuk tipe sand apapun, apakah kelas I, II, atau III. Rp-Rs akan menjadi indikator hidrokarbon yang excelent pada lingkungan siliciclastic. Akhirnya, atribut ini akan selalu negatif untuk gas sand, dan akan selalu lebih negatif daripada brine sand jika brine sand nya negatif.

Gambar 8. Atribut AVO perkalian Intercept dengan Gradien yang dioverly oleh wiggle trace Fluid Factor https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Mengenal Kelas-Kelas AVO AVO Kelas IV:

Copyright ® PCJL, 2012

Digambarkan dengan Ro negatif namun akan menjadi kurang negatif sesuai dengan bertambahnya offset (gradien positif). Kelas IV ini biasanya jarang ditemui tapi dapat terjadi ketika soft sand (unconsolidated) dengan gas ditutup oleh batuan tudung shale yang secara relatif kaku yang dikarakterisasikan dengan rasio Vp/Vs sedikit lebih besar daripada sand (very compacted atau silty shales). Hal ini terjadi jika Vs gas sand lebih rendah daripada formasi yang di atasnya. Anomali AVO kelas IV ini akan terlihat sebagai dimspot (Gambar 8) pada gradient stack dan terlihat negatif brighspot pada seismic stack

Gambar 9. Respon AVO kelasIV pada penampang gather

https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Mengenal Kelas-Kelas AVO (Non Top Reservoar)

AVO Kelas V: Merupakan respon AVO pada base sand. Digambarkan dengan Ro positif kecil dan bertambah besar nilai positifnya sesuai dengan bertambahnya offset. Jika nilai Ro negatif kecil dan berubah menjadi positif sesuai dengan bertambahnya offset maka dikenal dengan kelas Vp.

Copyright ® PCJL, 2012

AVO Kelas VI: Merupakan respon AVO pada kontak hidrokarbon. Sebagaimana yang kita ketahui, nilai suatu kontak hidrokarbon selalu mempunyai nilai amplitudo positif, sehingga dalam respon AVO akan tergambarkan Ro positif dan akan semakin positif sesuai dengan bertambahnya offset.

https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Copyright ® PCJL, 2012

Mengenal Kelas-Kelas AVO

https://seismicinterpreter.wordpress.com/

Copyright ® PCJL, 2012

Poisson’s Ratio

(Anonymous, 2008)

AVO Attribute Volume AVO Product : A*B The AVO product shows a positive response at the top and base of the reservoir. Forming the product of A and B, we get : Top of sand : (-A)*(-B) = +AB Base of sand : (+A)*(+B) = +AB This gives a positive “bright”response at both top and base.

Scaled Poisson’s Ratio Change : A+B Refer to derivation Shuey’s Equation with assume the background Poisson’s Ratio = σ= 1/3 or (Vp/Vs=2), then :

Copyright ® PCJL, 2012

The sum A+B is proportional to the change in Poisson’s Ratio. The AVO sum (A+B) shows a negative response at the top of the reservoir (decrease in σ) and a positive response at the base (increase in σ)

References

Copyright ® PCJL, 2012

Brown. A., 2004. Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data, 6th Edition. AAPG Memoir 42, SEG Investigations in Geophysics, No. 9. Latimer, R.B., Davison, R., dan Riel, P.V. 2000. An interpreter’s guide to understanding and working with seismic-derived acoustic impedance data. The Leading Edge Sukmono, S. et.all (2001) - Karakterisasi Reservoar Seismik, Lab. Geofisika Reservoar, Departemen Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung.

https://seismicinterpreter.wordpress.com/ http://ensiklopediseismik.blogspot.com http://www.seismicatlas.org/ http://geoseismic-seasia.blogspot.com http://www.kgs.ku.edu/PRS/publication/ http://rocksolidimages.com http://www.epmag.com/EP-Magazine/archive/Optimize-reservoir-management-real-time_246 http://www.netl.doe.gov/newsroom/features/02-2010.html http://kumar.prithivi.net/research.htm http://www.fusiongeo.com/subhtml/analysis.htm http://www.activetectonics.coas.oregonstate.edu/transverse.htm http://www.see.leeds.ac.uk/structure/faults/index.htm http://www.epmag.com/Production-Drilling/Mapping-Horizons-Leads-Greater-Exploration-Success_90458 http://www.epmag.com/Exploration-Geology-Geophysics/Banish-Ghosts-Marine-Seismic-Data_90466 http://www.kgs.ku.edu/PRS/publication/2006/2006-14/ http://seismicinterpreter.wordpress.com/2012/09/26/pentingnya-komponen-low-frequency/ http://seismicinterpreter.wordpress.com/2012/10/30/mengoptimalkan-hasil-inversi-seismik/ http://www.petrologic.de/preinv.html

Terima Kasih Thank You

Copyright ® PCJL, 2012

Xiè xie