model based, sparse spike dan band limited untuk
TRANSCRIPT
1
ANALISIS PERBANDINGAN INVERSI SEISMIK IMPEDANSI AKUSTIK
MODEL BASED, SPARSE SPIKE DAN BAND LIMITED UNTUK
KARAKTERISASI RESERVOAR DAERAH NATUNA BARAT
Meli Mariana Siboro*, Fatkhan**, Intan Andriani Putri***, Joko Wiyono***
1Teknik Geofisika, Institut Teknologi Sumatera, Lampung Selatan, Indonesia 35365
Corresponding E-mail: [email protected]
ABSTRACT
This research is located in West Natuna, which aims to determine the comparison of the acoustic
impedance inversion model-based, sparse spike, and band-limited for reservoir characterization.
The data used are well data and 3D Post-Stack Time Migration seismic data. Determination of
the target zone is used to indicate the zone of interest to be studied. This zone has a low gamma
ray and there is a crossover between porosity and density. In the well seismic tie process, the
correlation value of JHS2 well 0.621, and JHS1 well was 0.746. The results of the sensitivity
test used a cross plot between porosity and acoustic impedance where gamma ray was the color
key. Low acoustic impedance is associated with high porosity values and low gamma ray values
are associated with sandstone zones. The pre-inversion generated in the JHS2 well-based model
has a correlation of 0.97 and an error of 0.24, while the correlation of JHS1 well is 0.98 and an
error of 0.20. Model-based inversion has the best inversion value compared to sparse spike
inversion and band-limited inversion based on pre inversion value. The results of the inversion
model based on the sandstone reservoir have a susceptible acoustic impedance value of 18,679 -
21,580 (ft / s) * (gr/cc).
Keywords: Acoustic Impedance Inversion, Model-Based, Sparse-Spike, Band-Limited, Reservoir.
* ITERA
** ITB
*** ITERA
**** Patra Nusa Data
1
I. Pendahuluan
Eksplorasi hidrokarbon dilakukan
untuk menemukan cadangan
hidrokarbon yang bernilai ekonomis.
Salah satu metode untuk eksplorasi
hidrokarbon adalah metode seismik
refleksi. Seismik refleksi termasuk
metode geofisika eksplorasi yang
menggunakan prinsip seismologi
untuk dapat mengetahui sifat-sifat
batuan yang ada di bawah permukaan
bumi dari respon gelombang seismik
refleksinya. Gelombang refleksi ini
dihasilkan dari sifat batuan yang
heterogen, sehingga menghasilkan
perbedaan kecepatan gelombang pada
medium tersebut.
Beberapa pemanfaatan
metode seismik refleksi yaitu untuk
mengkarakterisasi reservoar
menggunakan analisa inversi seismik
model based, sparse spike dan band
limited. Analisa ini didasarkan pada
parameter fisis batuan di bawah
permukaan bumi dengan melakukan
perbandingan ketiga inversi tersebut.
Parameter fisis seismik refleksi
seperti Densitas, kecepatan
gelombang P, kecepatan gelombang
S, porositas batuan, permeabilitas
batuan, dan penyusun batuan.
Parameter fisi ini mempengaruhi nilai
impedansi dari medium yang dilalui
gelombang seismik. Perbedaan
impedansi dari medium
menghasilkan koefisien gelombang
pantul yang disebut sebagai koefisien
refleksi gelombang seismik.
Koefisien refleksi ini mencerminkan
kondisi geologi bawah permukaan.
Karakterisasi reservoar
merupakan suatu proses untuk
menjabarkan karakter batuan
reservoir secara kuantitatif dan
kualitatif dengan menggunakan data
yang ada (Sukmono, 2002). Pada
penelitian ini dilkukan analisa
menggunakan perbandingan ketiga
inversi tersebut (inversi model based,
sparse spike, dan band limited)
dengan tujuan untuk mendapatkan
informasi yang memisahkan antara
shale dan sand. Dari hasil ini
dilakukan analisa keberadaan batuan
reservoar hidrokarbon.
II. Teori Dasar
1. Persamaan gelombang seismik
Persamaan kecepatan menggunakan
koefisien Lamda (λ), modulus Bulk
(K), dan modulus Shear (𝞵) dan
dituliskan sebagai berikut (Lee,
S.S.,Wu, S.S.C., Hsu, C.H., Lin, J.Y.,
2
Yang, Y.L., Huang, C.S., and Jewng,
L.D, 1998):
𝑉𝑝 = √𝐾 +
43 𝜇
𝜌= √
𝜆 + 2𝜇
𝜌
𝑉𝑠 = √𝜇
𝜌
Dengan 𝜆 menytakan koefisien
Lamda yang setara dengan K-2/3, K
menyatakan modulus bulk, 𝜌
merupakan densitas batuan dan 𝜇
menyatakan modulus shear.
2. Klasifikasi Gelombang Seismik
Gelombang seismik merupakan
gelombang yang merambat melalui
bumi yang bergantung pada sifat
elastisitas batuan. Ada dua tipe
gelombang seismik:
a. Body wave
Gelombang body merupakan
gelombang yang menjalar melalui
medium bumi, biasa juga disebut
sebagai free wave karena dapat
menjalar ke segala arah di dalam
permukaan bumi. Gelombang badan
(body) dibagai menjadidua jenis
berdasarkan waktu tiba
gelombangnya, yaitu gelombang P
(primer) dan gelombang s (sekunder).
Gelombang primer merupakan
gelombang yang pergerakan
partikelnya sejajar dengan arah
penjalarannya (Brown, 2005).
Gelombang P dapat merambat pada
medium fluida maupun solid. Secara
matematis kecepatan gelombang
primer dituliskan sebagai berikut:
𝑉𝑝 = √𝑘+
4
𝜇
𝜌 (1)
Arti fisis:
Vp: kecepatan gelombang P (m/s}
K: modulus bulk (menyatakan
Incompressibility) (N/m²)
µ: modulus geser (konstanta lame/
menyatakan Rigidity) (N/m²)
𝜌: Densitas (kg/mᶾ)
Gelombang sekunder (S)
merrupakan gelombang badan yang
pergerakan partikelnya tegak lurus
terhadap arah penjalarannya.
Gelombang S tidak dapat merambat
melalui fluida karena modulus geser
gelombang ini bernilai nol. Waktu
tiba gelombang S lebih awal
dibandingkan dengan waktu tiba
gelombang P. Kecepatan rata-rata
gelombang P pada kerak bumi 5-
7Km/s, mantel dan inti bumi 8 Km/s,
air 1,5 Km/s, dan udara 0,3 Km/s.
Secara matematis persamaan
gelombang P dituliskan sebagai
berikut :
3
𝑉𝑠 = √𝜇
𝜌
b. Surface wave
Gelombang surface merupakan
gelombang seismik yang merambat di
permukaan bumi dan tidak
mengalami penetrasi ke dalam
medium bumi. Gelombang
permukaan diklasifikasikan menjadi
dua berdasarkan arah rambatnya,
yaitu gelombang Rayleigh dan
gelombang love.
3. Komponen Seismik Refleksi
a. Akuistik Impendansi
Akustik impedansi merupakan
kemampuan suatu batuan untuk
melewatkan gelombang seimik. Pada
dasarnya secara fisis impedansi
akustik merupakan produk yang
dihasilkan dari perkalian antara
kecepatan gelombang seismik dengan
densitas batuan (Simanjuntak, 2014).
Secara matematis dituliskan sebagai
berikut:
𝑍 = 𝜌𝑉
Dengan Z (akustik impedansi), 𝜌
(Densitas batuan), V (kecepatan
gelombang seismik).
b. Koefisien Refleksi (R)
Koefisien refleksi (R) adalah
perbandingan besar amplitudo (A)
gelombang datang dengan gelombang
pantul. Koefisien refleksi dihasilkan
dari sifat medium di bawah
permukaan yang heterogen. Koefisien
refleksi dituliskan secara matematis
pada persamaan berikut:
𝑅 =𝐴1
𝐴0=
𝑍2 − 𝑍1
𝑍2 + 𝑍1
𝑍 = 𝜌𝑉
Keterangan:
𝜌 : Densitas
𝑉: Kecepatan
𝑍: Akustik Impedansi
c. Wavelet
Wavelet merupakan gelombang
harmonic yang mempunyai interval
amplitudo, frekuensi, dan fasa
tertentu (Sismanto, 2006). Wavelet
terbagi atas 4 jenis berdasarkan jenis
konsentrasi energinya yaitu:
Gambar 2. 1 Jenis-jenis wavelet
berdasarkan konsentrasi
energinya, yaitu mixed phase
4
wavelet (1), minimum phase
wavelet (2), maximum phase
wavelet (3), dan zero phase
wavelet (4) (Sismanto, 2006).
d. Seismogram sintetik
Seismogram sintetikadalah data
seismik buatan yang diperoleh dari
data sumur, yaitu log kecepatan,
Densitas, dan wavelet dari data
seismik. Seismogram sintetik
diperoleh dengan mengkonvolusikan
data log dengan wavelet. Secara
matematis dutuliskan sebagai berikut
(Tabah dan Danusaputro, 2010):
𝑠(𝑡) = 𝑤(𝑡) ∗ 𝑟(𝑡)
Dengan 𝑠(𝑡) adalah seismogram
sintetik, 𝑤(𝑡) adalah wavelet, dan
𝑟(𝑡) adalah deret koefisien refleksi.
4. Inversi Seismik
a. Model based Inversion
Inversi seismik model based
merupakan inversi yang digunakan
dengan langkah awal membuat model
geologi, kemudian dibandingkan
dengan data seismik. Hasil keluaran
berupa model yang sesuai dengan
data masukan. Kecocokan antara
model ini dengan data seismik dilihat
dari nilai error yang dihasilkan,
semakin banyak iterasinya maka
koefisien korelasi antara sesmik
sintetik dan seismic rillnya semakin
besar dan error semakin kecil.
Hubungan antara model dengan data
seismic dapat dijelaskan dengan data
seismic dapat di jelaskan dengan
metode Generalized Linear Inversion
(GLI). GLI menganalisis deviasi
kesalahan antara model keluaran dan
data observasi, kemudian parameter
model diperbaharui untuk
menghasilkan keluaran dengan
kesalahan sekecil mungkin.
b. Inversi Seismik sparse-spike
Prinsip metode sparse-spike
adalah mengasumsikan bahwa
reflektifitas yang sebenarnya dapat
diasumsikan sebagai seri dari spike-
spike besar yang bertumpukan dengan
spike-spike yang lebih kecil sebagai
back ground, kemudian dilakukan
estimasi wavelet berdasarkan asumsi
model tersebut. Inversi ini mencari
lokasi spike yang besar dari trace
seismik. Spike-spike tersebut terus
ditambahkan sampai trace
dimodelkan secara cukup akurat.
Parameter yang yang ditambahkan
pada model ini adalah menentukan
jumlah maksimum spike yang
dideteksi pada tiap trace seismik.
5
c. Inversi Seismik Band Limit
Inversi Band Limited
(rekursif) adalah algoritma inversi
yang mengabaikan efek wavelet
seismik dan memperlakukan seolah-
olah trace sesmik merupakan
kumpulan koefisien refleksi yang
telah difilter oleh wavelet fase nol.
Metode ini paling awal digunakan
untuk menginversi data seismic.
5. Geologi Regional
Daerah lokasi penelitian berada pada
Cekungan Natuna Barat di lapangan
minyak Anambas, yang berbatasan
langsung dengan negara-negara lain
pada bagian barat dan utara cekungan
Malay di bagian barat. Telah banyak
sumur-sumur yang berproduksi di
area sekitarnya, sehingga dapat
membantu menginterpretasi migas.
a. Fisiografis
Secara fisiografis, daerah
penelitian berada pada
Cekunagan Natuna Barat yang
terletak pada Laut Natuna.
Daerah Laut Natuna adalah
daerah selatan dari Laut Cina
Selatan, yang termasuk dalam
territorial Indonesia. Daerah
Cekunagan natunas Diibagi
menjadi dua yaitu Cekungan
Natuna Barat sampai ke
Cekungan Malay terpatnya barat
Malaysia dan Cekungan natuna
Timur yang mana merupakan
daeraah dari cekungan Sarawak
di timur Malaysia.
Gambar 2.1 Citra satelit Natuna
menggunakan google earth
b. Stratigrafi Regional
Stratigrafi cekungan Natuna
Barat Dimulai dari basement
pra-tersier dan seluruh
pengendapan tersier. Menurut
studi yang dilakukan Conoco
Block B-Team (1997), urutan
lithostratigrafinya di Cekungan
Natuna Barat dari yang paling
tua (basement) sampai ke yang
muda yaitu:
1. Batuan Dasar atau
Basement, berumur Pra-
Tersier.
2. Formasi Benua/Lama,
berumur antara Eosen
sampai Oligosen Awal.
6
3. Formasi Gabus, berumur
Oligosen Awal - Akhir.
4. Formasi Keras, berumur
antara akhir Oligosen
Akhir.
5. Formasi Barat, berumur
Miosen Awal.
6. Formasi Arang, berumur
antara Miosen Awal sampai
Miosen Tengah.
7. Formasi Muda, berumur
antara Miosen Akhir
sampai Pleistosen.
Gambar 2.2 Stratigrafi Reginal
Cekungann Natuna Barat (Darman, 2000)
III. Hasil dan Pembahasan
a. Well to seismic tie
Pada proses well seismic tie korelasi
yang didapat belum optimum, maka
dilakukan proses penggeseran
(shifting), setelah itu dilakukan proses
peregangan (stretch) dan perapatan
(squeeze) untuk mendapatkan hasil
yang baik. Hasil well seismic tie pada
umur JHS2 dan JHS1 didapatka nilai
korelasi antara nilai seismogram
sintetik dengan trace seismkiknya
adalah di table berikut.
Tabel 3. 1 Korelasi sintetik seismogram
setiap sumur
Sumur Hasil
korelasi
Time
Shift
JHS2 0.621 0
JHS1 0.746 0
b. crossplot
Gambar 3.1 Crossplot antara porositas
dan gamma ray dengan P-impedance
sebgai color key pada sumur JHS2
Gambar 3.2 Crossplot antara porositas
dan gamma ray dengan P-impedance
sebgai color key pada sumur JHS1
Uji sensitivitas digunakan untuk
memperoleh penyebaran litologi dan
karakteristik dari zona interest atau
7
zona target. Pemisahan litologi
digunakan dengan analisa crossplot
antara prositas dengan P-impedance
dengan color key gammay. Pada
kedua sumur yaitu JHS2 dan JHS1
dilakukan uji sensitivitas Crossplot di
target zona Lower Arang hinga Barat.
Hasil crossplot dapat melihat
pemisahan antara zona sand,
shallysand dan shale. Dapat dilihat
dari gambar zonasi, sand adalah
litologi berwarna kuning dimana
memiliki nililai porostas yang tinggi
>26% dan P-impedance
<20500(ft/s)*(g/cc) dan dapat dilihat
sebaran gamma ray yang rendah
berwarna kuning dan hijau (52-70
GAPI). Untuk zona shale porositas
<26% dan P-impedance >
20500(ft/s)*(g/cc) dan dapat dilihat
sebaran gamma ray yang tinggi
berwarna kuning hingga ungu (70-
132 GAPI). dan shally sand dengan
porositas <26% dan P impedance
<20500(ft/s)*(g/cc). Pada crossplot
ini dilakukan pada zona target di
Lower Arang hingga Barat. Crossplot
dilakukan pada log porosity pada
sumbu x dan log gamma ray pada
sumbu y, p-impedance sebagai color
key.
c. Analisa pra Inversi
Tabel 3.2 Hasil nilai korelasi
inversi sesimik
Metode Inversi
Nilai korelasi
Sumur JHS2 JHS1 Band Limited (error)
0.82 ( - )
0.87 ( - )
Sparse Spike (error)
0.60 (0.89)
0.86 (0.53)
Model Based (error)
0.97 (0.24)
0.98 (0.20)
Pada table tersebut, metode inversi
model based menghasilkan model
impedansi akustik yang lebih baik
dengan koefisien korelasi masing-
masmg. Besar error yang dihasilkan
metode model based pada sumur
JHS2 0.24 dan sumur JHS1 0.20.
Nilai error ini dihasilkan dari selisih
antara trace seismic dan trace sintetik
hasil inversinya, sehingga didapatkan
trace error.
IV. Kesimpulan
Berdasarkan analisis pengolahan data
yang dilakukan dapat disimpulkan:
Inversi seismik yang terbagi atas 3
yaitu model based, sparspike dan
band limited, dari ketiga inversi
tersebut hasil model impedansi
akustik dengan menggunakan metode
Model based menunjukkan korelasi
yang lebih baik dan error kesalahan
8
yang lebih kecil dibanding metode
sparse spike dan model based dimana
didapat nilai korelasi sumur JHS2
0.97 dan error 0.24 dan pada sumur
JHS1 korelasi sebesar 0.98 dan error
0.20. Hasil inversi model based
reservoar batu pasir berada antara AI
18.679 – 21.580 (ft/s)*(gr/cc). Zona
batu pasir identik dengan zona
prospek hidrokarbon karna memiliki
porositas yang tinggi, dan p-
impedance rendah dan menunjukkan
nilai gamma ray yang rendah. Pada
penelitian ini juga terlihat pada time
structur map memperlihatkan adanya
struktur antiklin sebagai tempat
jebakan hidrokarbon, dimana pada
daerah kedua sumur memiliki
perbedaan fasies antara sumur JHS 1
dan JHS 2.
Daftar Pustaka
[1] T. F.R and H. Danusaputro,
"Inversi model based untuk
gambaran litologi bawah
permukaan," Jurnal Sains &
Matematika (JSM), vol. 18, pp.
88-93, Juli 2010.
[2] Y. Arianto, pemodelan
impedansi akustik untuk
karakterisasi reservoar pada
daerah "x", sumatera selatan,
Depok: Universitas Indonesia,
2011.
[3] Rendy, Karakterisasi reservoir
batu pasir menggunakan
metode sismik multi atribut dan
seismik inversi pada
lapangan"Barlian", cekungan
Bonaparte, Lampung Selatan:
ITERA, 2017.
[4] D. M. Sihombing, "Estimasi
Volumetric Cadangan
Hydrocarbon Menggunakan
Metode Monte Carlo Pada
Cekungan Bonaparte," ITERA,
Lampung Selatan, 2020.
[5] Randy, "Karakterisasi
Reservoir Batu Pasir
Menggunakan Metode Seismic
Multi Atribut Dan Seismic
Inversi Pada Lapangan Barlin
Cekungan Bonaparte," ITERA,
Lampung Selatan, 2017.
[6] Isniarno, Triyoso and Amukti,
"Implementasi metode seismic
inversi impedansi akustik
dalam memetakan batuan pasir
dengan pengoptimasian
parameter error dan korelasi
serta mentransformasikan
penyebaran porositas," Jurnal
Physical Science and
Enggineering, pp. 21-27, 2017.
[7] B. Riyanto, Inversi Seismik,
Depok: Universitas Indnesia,
2010.
[8] Guspriandoko, B. S. Mulyatno
and O. Dewanto, "Analisis
seismik amplitude versus offset
(AVO) reservoar batu gamping
formasi kujung pada
lapangan"GPH" cekungan
Jawa Timur Utara," Jurnal
Geofisika Eksplorasi.
[9] I. Z. Alfatih, D. D. Warnana
and P. H. Wijaya, "Klasifikasi fasies pada reservoir
menggunakan crossplot data
log p-wave dan data log
9
density," Jurnal Teknik ITS, pp.
B-127-B-131, 2017.
[10] M. Souisa, "Analisis modulus
eastisitas dan angka poisson
bahan dengan uji tarik," Jurnal
Barekeng, pp. 9-14, 2011.
[11] T. F. R and H. Danusaputro,
"Inversi model base untuk
gambaran litologi bawah
permukaan," Jurnal Sains &
Matematika (JSM), pp. 88-93,
Juli 2010.
[12] F. Rachmawati, S. Maryanto
and M. Razi, "Analisa
penyebaran litologi sandstone
dengan menggunakan inversi
impedansi elastik pada
lapangan kalimaya formasi
talang akar cekungan Jawa
Barat Utara".
[13] Rachman, Pemetaan distribusi
permeabilitas berdasarkan
multiatribut dan inversi
seismik, Depok: Universitas
Indonesia, 2001.
[14] meli, makan, banten: ITERA,
2019.
[15] H. Arifien, Inversi seismik
berbasis model untuk
karakterisasi reservoir: studi
kasus Haurgeulis, Depok:
Universitas Indonesia, 2010.
10
Gambar 1 - Hasil inversi seismik Model Based pada penampang seismik dengan
sumur dengan sebaran nilai AI
Gambar 2 - Peta sebaran Amplitude AI pada Top horizon inversi Model Based
Gambar 3 - Event time structure map top horizon Model Based
11
Gambar 4 - Hasil inversi seismik Sparse Spike pada penampang seismik dengan
sumur dengan sebaran nilai AI
Gambar 5 - Peta sebaran Amplitude AI pada top horizon inversi Sparse Spike
Gambar 6 - Event time structure map top horizon Sparse Spike