proposal kerja praktik_elnusa fix.docx

8/10/2019 PROPOSAL KERJA PRAKTIK_elnusa FIX.docx

1/24

PROPOSAL KERJA PRAKTIK

KARAKTERISASI RESEVOAR BATU PASIR MENGGUNAKAN

METODE SEISMIK INVERSI AI MODEL BASED

Oleh

KHOIRUL IKHWAN

H1E012004

KEMENTERIAN PENDIDIKAN NASIONAL

UNIVERSITAS JENDERAL SOEDIRMAN

FAKULTAS SAINS DAN TEKNIKJURUSAN MIPA

PRODI FISIKA

PURWOKERTO

2015/2016


2/24

PROPOSAL KERJA PRAKTIK

KARAKTERISASI RESEVOAR BATU PASIR MENGGUNAKANMETODE SEISMIK INVERSI AI MODEL BASED

Oleh

KHOIRUL IKHWAN

H1E012004

Diterima dan disetujui

pada tanggal.................................

Dosen Pembimbing Kerja Praktik Pembimbing Teknis

Mengetahui,

Ketua Jurusan

Bilalodin, S.Si, M.Si

NIP. 19680112 199512 1 001


3/24


4/24

Hal tersebut menjadi latar belakang penulis untuk melakukan penelitian

ini. Dengan melakukan inversi AI Model Baseddari data seismik dan sumur,

selanjutnya diharapkan diperolehnya informasi karakter dan sifat fisis daribatuan bawah permukaan, terutama pada daerah reservoar yang mana informasi

ini tidak dapat diperoleh dari data wiggle seismik yang terbatas, hanya

memberikan informasi batas perlapisan bawah permukaan.

C. PERUMUSAN MASALAH

Masalah-masalah yang dihadapi berkaitan dengan karakterisasi

reservoar Batu Pasir dengan menggunakan metode seismik inversi AI

model based adalah :

1.

Bagaimana metode untuk menganalisis karakterisasi reservoar ?

2. Apa yang dimaksud dengan inversi model based ?

D. Batasan Masalah

Batasan masalah pada kerja prektek ini antara lain:

1. Data seismik yang digunakan merupakan data seismik 3D Post-Stack dan

peta struktur waktu.

2. Data sumur yang digunakan dalam penelitian adalah data checkshot,

markerdan data log.

3.

Analisis karakterisasi reservoar dibatasi pada pemodelan Impedansi

akustik, porositas dan densitas.

4. Inversi yang digunakan adalah inversi impedansi akustik menggunakan

metode inversiModel Based.

E. Maksud dan Tujuan Kerja Praktek

Maksud kerja praktek ini adalah untuk memenuhi mata kuliah wajib di

Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam universitas

jenderal soedirman Purwokerto. Adapun materi yang diteliti yaitu tentang

Karakterisasi Resevoar Batupasir Menggunakan metode seimik inversi AImodel baseddengan tujuan :

1. Memahami dan mempelajari keberadaan hidrokarbon

2. Memprediksi model geologi bawah permukaan bumi untuk

mengkarakterisasi reservoir batupasir.


5/24

F. KEGUNAAN

1. Memperoleh pengalaman kerja sebelum benar-benar terjun di dunia kerja,

sehingga dapat berbekal pengalaman ini.2. Menambah relasi untuk melakukan penelitian.

3. Mengetahui proses Inversi menggunakan data seismic 3D.

4. Mengetahui prinsip prinsip dari analisa dengan metode inversi model

based.

G. TINJAUAN PUSTAKA

1. Karakterisasi Reservoar

Karakterisasi reservoar didefinisikan sebagai suatu proses untuk

menjelaskan karakter reservoar secara kuantitatif dan atau secara kualitatif

menggunakan semua data yang ada. Analisis atau karakterisasi reservoar

seismik didefinisikan sebagai suatu proses untuk menjelaskan karakter

reservoar secara kualitatif dan atau kuantitatif menggunakan data seismik

sebagai data utama (Sukmono, 2001).

Ada tiga bagian pada proses analisis reservoar seismik, yaitu delineasi,

deskripsi, dan monitoring (Sheriff,1992, op.Cite Sukmono, 2001). Delineasi

reservoar didefinisikan sebagai delineasi geometri reservoar, termasuk di

dalamnya sesar dan perubahan fasies yang dapat mempengaruhi produksi

reservoar. Deskripsi reservoar adalah proses untuk mengetahui properti fisika

reservoar seperti porositas, permeabilitas, saturasi, dan analisis fluida pori.

Monitoring reservoar diasosiasikan dengan monitoring perubahan properti

fisika reservoar selama proses produksi hidrokarbon dari reservoar. Secara

umum karakteristik reservoar dipengaruhi oleh parameter-parameter berikut

a. Distribusi ukuran butir dan pori.

b. Porositas dan permeabilitas dari reservoar.

c. Fluida pori.

d. Distribusi fasies dan lingkungan pengendapan.

e.

Deskripsi dari cekungan dan tubuh reservoar.

Data yang digunakan untuk karakterisasi reservoar adalah data seismik

dan data sumur (terutama logsonic dan log densitas). Masing-masing data

mempunyai kelebihan dan kekurangan. Untuk meningkatkan kelebihan dan

mengurangi kelemahan dibutuhkan analisis yang terintegrasi.


6/24

2. Evaluasi dan Aplikasi Data Sumur (Log)

Log adalah suatu grafik kedalaman (bisa juga waktu) yang menunjukkanparameter secara berkesinambungan di dalam sebuah sumur. Analisis dengan

menggunakan data log dapat menggambarkan secara terperinci mengenai

keberadaan lapisan-lapisan bawah permukaan. Pada umumnya evaluasi litologi

batuan dilakukan dengan memakai 3 log, yaitu:

a. log yang menunjukkan zona permeabel (gamma ray,spontaneous

potential, caliper).

b. log yang mengukur resistivitas .

c. log yang mengukur porositas (densitas, neutron dan sonic).

2.1. Log Gamma-Ray (GR)

Log gamma-ray adalah metoda untuk mengukur radiasi sinar gamma

yang dihasilkan oleh unsur-unsur radioaktif yang terdapat dalam lapisan batuan

di sepanjang lubang bor. Unsur radioaktif yang terdapat dalam lapisan batuan

tersebut diantaranya Uranium, Thorium, Potassium, dan Radium.

Unsur radioaktif umumnya banyak terdapat dalam shale dan sedikit

sekali terdapat dalam sandstone, limestone, dolomite, coal, atau gypsum. Oleh

karena itu shale akan memberikan respon gamma ray yang sangat signifikan

dibandingkan dengan batuan yang lainnya.

2.2. Log SP (Spontaneous Potential)

Log SP pada prinsipnya mengukur beda antara potensial arus searah dari

suatu elektroda yang bergerak di dalam lubang bor dengan potensial elektroda

yang berada di permukaan. Aplikasi dari log SP antara lain adalah untuk

membedakan batuan yang permeabel dan non-permeabel, mencari batas

lapisan permeabel dan korelasi antar sumur berdasarkan batasan lapisan

tersebut, menentukan nilai resistivitas air formasi, serta memberikan indikasi

kualitatif lapisan serpih.(Sudarmo, 2002)


7/24

2.3. Log Caliper

log ini berfungsi untuk menentukan adanya lapisan permeabel dengan

cara mengukur diameter lubang sumur akibat runtuhan variasi lapisan. Pada

lapisan serpih permeabilitasnya mendekati nol sehingga tak terjadi kerak

lumpur dan sering terjadi keruntuhan sehingga diameternya lebih besar. Pada

lapisan permeabel terjadi kerak lumpur sehingga diameter lubang sumur lebih

kecil. Sedangkan pada lapisan kompak tak terjadi kerak lumpur dan tak terjadi

pula keruntuhan sehingga diameternya sama dengan diameter

semula(Sudarmo,2002).

2.4. Log Resistivity

Resistivitas dari formasi adalah salah satu parameter utama yangdiperlukan untuk menentukan saturasi hidrokarbon. Arus listrik dapat mengalir

di dalam formasi batuan disebabkan konduktivitas dari air yang dikandungnya.

Batuan kering dan hidrokarbon merupakan insulator yang baik kecuali

beberapa jenis mineral seperti graphite dan sulfida besi. Resistivitas formasi

diukur dengan cara mengirim arus langsung ke formasi, seperti alat lateralog,

atau menginduksikan arus listrik kedalam formasi seperti alat induksi.

2.5. Log Neutron Porosity (NPHI )

Pengukuran log neutron porositypada evaluasi formasi ditujukan untuk

mengukur indeks hidrogen yang terdapat pada formasi batuan. Indeks hidrogen

didefinsikan sebagai rasio dari konsentrasi atom hidrogen setiap sentimeter

kubik batuan terhadap kandungan air murni pada suhu 75oF.

Jadi log neutron porosity tidak mengukur porositas sesungguhnya dari

batuan, melainkan kandungan hidrogen yang terdapat pada pori-pori batuan.

Secara sederhana, semakin berpori batuan maka semakin banyak kandungan

hidrogen dan semakin tinggi indeks hidrogennya. Sebagai contoh shale yang

banyak mengandung hidrogen dapat ditafsirkan memiliki porositas yang tinggi.

2.6.

Log Density (RHOB)

Log density digunakan untuk mengukur densitas batuan disepanjang

lubang bor. Densitas yang diukur adalah densitas keseluruhan dari matriks

batuan dan fluida yang terdapat pada pori. Prinsip kerja alatnya adalah dengan

emisi sumber radioaktif.


8/24

Semakin padat batuan semakin sulit sinar radioaktif tersebut teremisi dan

semakin sedikit emisi radioaktif yang terhitung oleh penerima.

2.7. Log Sonic (DT)

Log sonicmerupakan log radioaktif yang menggambarkan waktu tempuh

kecepatan suara, yang kemudian dipantulkan kembali dan direkam oleh

receiver. Waktu yang diperlukan gelombang suara untuk sampai ke receiver

disebut transit time (t). Besar kecilnya t yang melalui formasi bergantung

pada besar dan jenis porositas serta kandungan fluidanya.

Konsep dasar log sonic adalah gelombang suara yang merambat pada

formasi batuan, kecepatan perambatannya akan semakin besar pada formasi

batuan yang lebih kompak dan semakin kecil kecepatan perambatannya padaformasi batuan yang lunak.

3. Prinsip metode seismik

Metode seismik merupakan metode yang banyak dipakai dalam

menentukan lokasi minyak bumi. Dengan metode ini, orang memperoleh

informasi - informasi tentang struktur lapisan ddi bawah permukaan tanah.

Prinsip metode seismik yaitu pada tempat atau tanah yang akan diteliti

dipasang geophone yang berfungsi sebagai penerima getaran. Sumber getar

antara lain bisa ditimbulkan oleh ledakan dinamit atau suatu pemberat yangdijatuhkan ke tanah (Weight Drop).


9/24

Gelombang yang dihasilkan menyebar ke segala arah. Ada yang

menjalar di udara, merambat di permukaan tanah, dipantulkan lapisan tanah

dan sebagian juga ada yang dibiaskan, kemudian diteruskan ke geophone

geophone yang terpasang dipermukaan (lihat gambar di atas).

4.

Konsep seismik refleksi

Metode seismik refleksi merupakan metode geofisika yang

memanfaatkan gelombang pantul (refleksi) dari batuan di bawah permukaan.

Hal ini dapat dilakukan dengan cara mengirimkan sinyal dalam bentuk

gelombang ke dalam bumi, kemudian sinyal tersebut akan di pantulkan oleh

batas antara dua lapisan dan selanjutnya sinyal pantulan direkam oleh receiver

(geofon atau hidrofon) seperti yang ditunjukan pada gambar 3.1. data yang

dimanfaatkan dari gelomabang pantul ini ialah waktu tempuh yang akan di

berikan informasi kecepatan rambat gelombang pada lapisan batuan tersebut.

Selain hal tersebut variabel lain yang dapat dimanfaatkan ialah amplitudo,

frekuensi dan fasa gelombang. Gelomabang seimik merambat melalui batuan

sebagai gelombang elastik, yang merubah energi menjadi gerakan partikel

batuan. Ketika geombang seismik melalui lapisan batuan dengan impedansi

akustik yang berbeda dari lapisan batuan yang dilalui sebelumnya, maka

gelombang akan terbagi. Sebagian akan di refleksikan kembali ke permukaan

dan sebagian di teruskan merambat di bawah permukaan bumi.


10/24

5. Komponen Seismik Refleksi

Komponen yang dihasilkan disini adalah hal-hal yang dapat dihasilkanatau diturunkan (derivative value) dari parameter dan data dasar seismik

refleksi.

5.1.

Impedansi Akustik

Kemampuan suatu batuan untuk melewatkan gelombang seismik adalah

impedansi akustik (IA) yang merupakan hasil perkalian antara densitas media

rambat dan kecepatan media rambat, dinyatakan dalam persamaan 3.1.

AI dirumuskan sebagai:

AI = .V (3.1)

dimana:

AI = impedansi akustik (m/s)(kg/m3)

=densitas (kg/m3)

V = kecepatan gelombang seismik (m/s1)

Dalam mengontrol harga IA, kecepatan mempunyai arti yang lebih

penting daripada densitas. Sebagai contoh, porositas atau material pengisi poribatuan (air, minyak, gas) lebih mempengaruhi harga kecepatan daripada

densitas. Sukmono, (1999) menganalogikan IA dengan acoustic hardness.

Batuan yang keras (hard rock) dan sukar dimampatkan, seperti batu gamping

mempunyai IA yang tinggi, sedangkan batuan yang lunak seperti lempung

yang lebih mudah dimampatkan mempunyai IA rendah.

5.2. Koefisien Refleksi

Koefisien refleksi merupakan cerminan dari bidang batas media yangmemiliki harga impedansi akustik yang berbeda. Untuk koefisien refleksi pada

sudut datang nol derajat, dapat dihitung menggunakan persamaan 3.2 sebagai

berikut:


11/24

gdaE

pantulEKR

tan

(3.2)

)( 12

12

AIAI

AIAIKR

(3.3)

dimana : E = energi

KR = koefisien refleksi

AI1 = impedansi akustik lapisan atas

AI2 = impedansi akustik lapisan bawah

Persamaan 3.3 menunjukkan bahwa nilai koefisien refleksi besarnya beradaantar -1 sampai 1.

6. Komponen Dalam Interpretasi Data seismik

Komponen dasar yang harus dipahami untuk melakukan suatu

interpretasi pada data seismik meliputi: wavelet, seismogram sintetik, dan

polaritas seismic dan resolusi vertical seismic

6.1. Wavelet

Wavelet didefinisikan sebagai kumpulan dari sejumlah gelombangharmonik yang mempunyai amplitudo, frekuensi, dan fase tertentu. Bagian-

bagian wavelet dapat dilihat seperti gambar 2.4 di bawah ini. Main lobe

adalah bagian utama dari sebuah wavelet sedangkan side lobe adalah bagian

samping dari sebuah wavelet. Wavelet yang baik adalah wavelet dengan

jumlah side lobe yang minimal (sekecil mungkin) dan cukup dominan pada

bagian main lobe-nya. Bagian side lobe dapat memberikan efek bising pada

rekaman seismik, yakni munculnya reflektor-reflektor semu. (Abdullah, 2007)


12/24


13/24

6.2. Seismogram Sintetik

Seismogram sintetik adalah seismogram tiruan yang didapat dari

konvolusi wavelet dengan koefisien refleksi. seismogram sintetik dapat

menunjukkan data kedalaman yang akurat namun disisi lain memperlihatkan

adanya penampang seismik tiruan. Seismik sintetik digunakan untuk

mengidentifikasi horison pada penampang seismik karena resolusi vertikalnya

lebih baik dari data seismik.

Gambar 3.4. Konvolusi koefisien refleksi dengan wavelet menghasilkan seismogram sintetik

(Abdullah, 2007)

Gambar 3.3 Jenis-jenis wavelet(www.petroleumseismology.com)
http://www.petroleumseismology.com/http://www.petroleumseismology.com/


14/24

6.3. Polaritas Seismik

Meskipun penggunaan kata polaritas hanya mengacu pada perekaman dan

konvensi tampilan dan tidak mempunyai makna khusus tersendiri, dalamrekaman seismik, penentuan polaritas sangat penting. Society of Exploration

Geophysicists (SEG) mendefinisikan polaritas normal sebagai berikut :

a. Sinyal seismik positif akan menghasilkan tekanan akustik positif pada

hidropon di air atau pergerakan awal ke atas pada geopon di darat.

b. Sinyal seismik yang positif akan terekam sebagai nilai negatif pada

tape, defleksi negatif pada monitor dan trough pada penampangseismik.

Menggunakan konvensi ini, dalam sebuah penampang seismik dengan tampilan

polaritas normal SEG kita akan mengharapkan :

Batas refleksi berupa troughpada penampang seismik, jika IA2 > IA1

Batas refleksi berupapeakpada penampang seismik, jika IA2 < IA1

Gambar 3.5. Polaritas normal dan polaritas terbalik menurut SEG a. faseminimim, b. fase konstan (Badley,1985).


15/24

6.4. Resolusi Vertikal Seismik

Resolusi adalah jarak minimum antara dua objek yang dapat dipisahkan

oleh gelombang seismik (Sukmono, 1999). Range frekuensi dari sesmik hanyaantara 10-70 Hz yang secara langsung menyebabkan keterbatasan resolusi dari

seismik. Nilai dari resolusi vertikal adalah :

4

.fvrv

)4.3(

Dapat dilihat dari persamaan 3.4. bahwa hanya batuan yang mempunyai

ketebalan di atas yang dapat dibedakan oleh gelombang seismik. Ketebalan

ini disebut ketebalan tuning (tuning thickness). Dengan bertambahnya

kedalaman, kecepatan bertambah tinggi dan frekuensi bertambah kecil, maka

ketebalan tuning bertambah besar.

7. Metode Seismik Inversi

Seismik inversi adalah suatu teknik pembuatan model geologi bawah

permukaan, dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur

sebagai kontrol (Sukmono, 2009). Pada dasarnya inversi seismik merupakan

proses untuk mengubah data seismik yang berupa kumpulan nilai amplitudo ke

dalam kumpulan nilai impedansi akustik. Perbedaan antara data seismik dengan

data impedansi akustik adalah bahwa data seismik hanya melihat pola

perlapisan bumi sedangkan data impedansi akustik melihat sifat fisik dalam

lapisan itu sendiri. Oleh karena itu, tampilan impedansi akustik akan mendekati

nilai riil dan lebih mudah dipahami.

Gambar 3.6. Data seismik yang diubah menjadi bentuk impedansi akustik


16/24

Seismik inversi IA menjadi metode standar yang dikerjakan oleh

geofisikawan karena mampu mendeskripsikan sifat fisik dari tiap lapisan

batuan secara lebih detail. Dengan kata lain, inversi seismik merupakanpemodelan kebelakang (backward modeling), dimana inputnya merupakan

rekaman seismik yang dimodelkan inversi ke dalam penampang IA.

Gambar 3.7. Diagram alur pemodelan kedepan dan pemodelan

kebelakang (Sukmono, 2009)

Berdasarkan macam data, metode seismik inversi dibagi menjadi dua,

yaitu inversi pada data seismik yang telah di-stack (post-stack inversion)dan

inversi pada data yang belum di-stack(pre-stack inversion).

Gambar 3.6 Macam-macam teknik inversi (Sukmono, 2009)


17/24

8. Inversi Model based

Metode inversi berbasis model (Model based Inversion) disebut juga

metode blocky karena impedansi akustik tersusun dari blok-blok kecil. Konsep

inversi dengan metode ini dimulai dengan membuat model inisial impedansi

akustik dengan ukuran blok yang telah ditentukan. Koefisien refleksi

diturunkan dari impedansi akustik dan dikonvolusikan dengan wavelet yang

menghasilkan seismogram sintetik pada tiap-tiap trace. Seismogram sintetik ini

kemudian dibandingkan dengan trace seismik sebenarnya dan dihitung

kesalahannya. Proses ini dilakukan secara iteratif dengan memodifikasi blok

trace model hingga diperoleh hasil sintetik dengan kesalahan terkecil.

Impedansi akustik hasil modifikasi model awal inilah yang merupakan hasil

akhir.

Secara matematis, inversi model baseddapat dirumuskan:

St= Wt * RCt+ nt (3.5)

dengan: St = trace seismik

Wt = wavelet seismik

RCt = reflektifitas bumi

nt = noise

Hasil inversi digambarkan dalam bentuk blocky yang memiliki nilai

impedansi akustik yang kontras, sehingga mempermudah dalam penentuan

batas suatu lapisan reservoar. Kelemahan inversi model based terletak pada

ketidak unikan inversi. Dengan kata lain, ada banyak kemungkinan solusi

model untuk dapat menghasilkan suatu keluaran hasil yang sama.


18/24

H. METODOLOGI

1. Data dan Peralatan

1.1. Base Map

Base map atau peta dasar merupakan penampang yang menunjukan

posisi pada sumbu X dan sumbu Y line seismik dan sumur.

1.2. Data Sumur

Data sumur merupakan data yang akan digunakan sebagai kontrol

dalam proses Inversi. Pada penelitian ini data sumur yang dibutuhkan meliputi

data log sonic dan density

1.3. Data Seismik

Data seismik yang dibutuhkan dalam metode inverse ini adalahdatapreserve PSTM dengan format SEG-Y.

1.4. Data Checkshot

Data checkshot pada penelitian ini digunakan untuk merubah domain

data sumur yang berupa kedalaman dalam feet, menjadi domain

kedalaman waktu tempuh (ms). Sehingga nantinya dapat dilakukan korelasi

trace seismik sintetik sumur dengan trace seismik real (Well Seismic Tie).1.5. Data Marker

Data marker digunakan sebagai acuan dasar untuk melakukan

pickinghorizon pada penampang seismik PSTM.

1.6. Data Horizon

Untuk melakukan inversi diperlukan input data horizon yang

diperoleh dari proses picking. Picking dilakukan dengan acuan data marker

dan pengikatan data seismik oleh sumur (Well Seismic Tie).

1.7. Peralatan

Peralatan yang dibutuhkan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut;

Komputer PC atau Laptop, Perangkat Lunak Hampson-Russel dan MicrosoftOffice.


19/24

2. Alur Pengolahan

PENGUMPULAN DATA

DATA SUMUR (LOG SONIC, LOG

DENSITY, CHECKSHOT, dan

MARKER)

DATA SEISMIK PSTM

TRACE SEISMIK SINTETIKWAVELET

WEL SEISMIK TIE

IMPEDANSI

AKUSTIK SUMUR

PICKING HORIZON

MODEL AWAL

PETA STRUKTUR

WAKTU

SEISMIK INVERSI AI

MODEL BASED

INTERPRETASI GEOLOGI


20/24

2.1 Loading Data Sumur

Loading data dilakukan untuk memasukan data-data yang

diperlukan dalam proses Inversi AI kedalam data base. Data-data yang diinput

meliputi data sumur yang sudah dalam format file LAS. Pada satu data sumur

tersebut didalamnya sudah terdapat berbagai data sumur hasil pengukuran di

sumur pada kedalaman tertentu seperti log sonic, log GR, log caliper, log SP,

log NPHI dan sebagainya.

Untuk loading data checkshot dan marker dilakukan setelah

dilakukannya loading data sumur. Pada penelitian ini, loading data checkshot

dan marker dilakukan secara manual dengan data yang diperoleh dari grafik

data checkshot dan data marker.

2.2. Koreksi Log Sonic

Pengambilan data log sonic pada umumnya menggunakan domain

kedalaman yaitu feet. Agar nantinya dapat dilakukan pengikatan data seismik

oleh data log (Well Seismic Tie), maka data log Sonic ini terlebih

dahulu harus dikoreksi dengan data checkshot. Hasil dari koreksi data Sonic

oleh data checkshot ini adalah data P-wave check, dimana domain dari data

sonic telah dirubah dari domain kedalaman dalam feet menjadi domain waktu

tempuh dalam ms.

2.3. Loading Data Seismik

Dari keenam line data seismik yang telah dimiliki selanjutnya di load ke

dalam program elog. Hal ini dilakukan agar nantinya data trace seismik real

yang di input dapat dikorelasikan dengan data seismik sintetik yang diperoleh

dari data sumur.


21/24

2.4. Ekstraksi Wavelet

Ekastraksi wavelet dilakukan untuk mendapatkan wavelet, yang nantinya

wavelet tersebut di konvolusikan dengan koefisien refleksi sumur, sehingga

menghasilkan trace seismik sintetik. Untuk memperoleh wavelet dapat

dilakukan dengan ekastraksi wavelet langsung dari trace seismik maupun dari

sumur, selain itu wavelet juga dapat diperoleh dengan membuat wavelet

bandpass dan ricker.

2.5. Trace Seismik Sintetik

Trace seismik sintetik merupakan konvolusi antara wavelet dan koefisien

refleksi sumur.. Penggunaan wavelet yang sama pada pembuatan kedua

trace seismik sintetik di dasarkan pada trace seismik real yang merupakan

hasil pengambilan data seismik di lapangan juga menggunakan satu jenis

wavelet.

2.6. Well Seismic Tie

Well Seismic Tie atau yang disebut juga dengan pengikatan data seismik

oleh data sumur merupakan pengkorelasian trace seismik sintetik dengan

trace seismik real yang berada di dekat sumur. Pengkorelasian ini

dilakukan untuk melihat kesamaan trace seismik sintetik dengan trace

seismik real. Pada pengorelasian ini diusahakan memperoleh nilai korelasi

yang maksimal dengan windows seminimal pada daerah yang interest.

Dengan memperoleh nilai korelasi yang maksimal, nantinya juga

akan diperoleh nilai P-wave corr yang maksimal. P-wave corr inilah yang

nantinya digunakan untuk membuat model awal AI. Selain memperoleh

P-wave corr, proses korelasi seismik juga dilakukan untuk melakukan

marker horizon pada trace seismik real. Setelah proses Well Seismic Tie

dirasa maksimal dan diperoleh P-wave corr, maka marker yang sebelumnya

telah di load di data base digunakan acuan untuk membuat markerpada trace

seismik real.


22/24

Pada hakekatnya ketika Well Seismic Tie mulai dilakukan maka

pada posisi tersebutlah kedalaman dalam domain waktu antara sumur dan

seismik sama persis, akan tetapi korelasi belum tentu mencapai maksimal.

Oleh karena itu diperlukan proses pengubah-ubahan wavelet dan shifting

agar korelasi ini mencapai hasil maksimal, akan tetapi proses shifting tidak

boleh merubah posisi awal antara sumur dan seismik terlalu jauh. Proses

shifting ini sebenarnya merubah nilai P-wave check pada kedalaman tertentu

sehingga menghasilkanP- wave corr, dimanaP-wave corr ini merupakan nilai

kecepatan gelombangsonicpada satu kedalaman tertentu dari data sumur yang

telah di korelasikan dengan kecepatan gelombang seismik pada kedalaman

tersebut.

2.7. Picking Horizon

Picking horizon dapat dilakukan pada fasa peak, trough maupun di

fasa nol, hal ini terhantung pada jatuhnya letak posisi marker di trace

seismik real ketika proses Well Seismic Tie dilakukan.

2.8. Model awal

Prinsip dari pembuatan Model awal ini yaitu menyebarkan nilai AI pada

kedalaman tertentu dari sumur kedalam penampang peta struktur waktu.

Penyebaran nilai AI ini mengikuti pola dari phase trace sismik dan dibatasi

oleh marker horizon yang telah dimasukkan ke penampang seismik.

2.9. Seismik Inversi AI Model Based

Setelah data Model awal telah diperoleh, maka model awal tersebut

digunakan sebagai input untuk melakukan Inversi Model Based. Pada seismik

inverse model based ini digunakan batasan hanya pada daerah yang ada

hidrokarbon di mana pada daerah itu sudah terbukti adanya hidrokarbon

berdasarkan pengeboran.


23/24

2.10. Interpretasi

Intepretasi dilakukan untuk melihat daerah-daerah yang diprediksi

memiliki potensial adanya hidrokarbon berdasarkan data Impedansi akustik

hasil Inversi Model Based. Selain itu untuk menentukan daerah potensi ini

juga digunakan analisa data nilai porositas pada daerah penelitian.

I.Waktu dan Tempat Pelaksanaan Kerja Praktek

Kerja Praktek ini dilaksanakan pada :

Waktu : 1 Februari 30 Februari 2015

Tempat : PT. Elnusa Tbk.

Jl.T.B. Simatupang Kav. 1B Jakarta, Indonesia

J.RENCANA KEGIATAN KERJA PRAKTIK

Tahapan-tahapan kegiatan kerja praktik dan waktu pelaksanaannya

adalah sebagai berikut :

Kegiatan

Minggu ke-

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1. Pelaksanaan KP X X X X X

2. Pembuatan Laporan KP X X X X

3. Seminar dan Ujian KP X


24/24

K. DAFTAR PUSTAKA

Abdullah,Agus.2007.EnsiklopediSeismikOnline.

(http//: ensikolpediseismik.blogspot.com). Diakses tanggal akses :

4 september 2014 pukul 19.40

Djoko Sunarjanto,dkk.,2007, PEMUTAKHIRAN CEKUNGAN SEDIMEN

TERSIER INDONESIA, Laporan Penelitian Pusat Penelitian dan

Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi, Jakarta, 2007 (tidak

dipublikasikan).

Russell, B, H., 1991, Introduction to Seismic Inversion Methods, third edition,Volume 2 SN, Domenico, Editor Course Notes Series.

Sismanto. 1999.Modul: 3, Interpretasi Data Seismik. Geofisika FMIPA UGM.Jogjakarta

Sukmono Sigit, 2001, Karakterisasi Reservoar Seismik, Laboraturium Teknik Geofisika ITB:

Bandung.

Tarner, M.T., Koehler, F., dan Sheriff, R.E., 1979, Complex Seismic Trace Analysis,

Geophysics, Vol. 44 No. 6, 10411063.

Sukmono Sigit, 2009 Seismic Atribut Analysis, Laboratory of Reservoir

Geophysics: Bandung., Advance

Sudarmo, Y. 2002.Modul Kursus Interpretasi Log. PT.Elnusa Geosains. Jakarta.

proposal kerja praktik_elnusa fix.docx

Documents