Hampson Russell : Well Seismic Tie

        Well Seismic Tie (WST) merupakan proses penghubungan antara data seismik dengan data sumur dalam industri minyak dan gas bumi. Proses perlu ini perlu dilakukan sebagai awal pengolahan data seismik karena bertujuan untuk memastikan konsistensi anatara data seismik dan data sumur, sehingga dapat menghasilkan model geologi dan reservoir yang akurat. Dalam artikel ini, akan dibahas mengenai pengertian well seismic tie, tujuan well seismic tie dan langkah - langkah well seismic tie dengan menggunakan software Hampson Russell.

        Well seismic tie dalam bahasa indonesia memiliki arti pengikatan data sumur dengan data seismik. Well seismic tie adalah proses pengikatan dala sumur (well)  dengan data seismik. Data sumur diperoleh dari sumur pengeboran dan data seismik diperoleh dari pengukuran gelombang seismik yang dipancarkan ke bawah permukaan dan dipantulkan kembali ke permukaan. Dapat diketahui, bahwa data seismik dan data sumur memiliki 2 domain kedalama yang berbeda. Data seismik dengan domain waktu (TWT) sedangkan data sumur dengan domain kedalaman (Depth). Kedua data tersebut tidak terkorelasi dengan baik dan tidak bisa dilakukan secara bersamaan sehingga perlu dilakukan proses well seismic tie untuk menghubungkan perbedaan domain pada kedua data tersebut. Terdapat beberapa komponen pada proses well seismic tie, diantaranya sebagai berikut :

1. Seismogram Sintetik

Seismogram sintetik dibuat dengan cara mengkonvolusikan wavelet dengan data KR. Data koefisien refleksi diperoleh dari data log sonik dan densitas. Wavelet yang digunakan sebaiknya mempunyai frekuensi dan bandwith yang sama dengan penampang seismik. Seismogram sintetik final merupakan superposisi dari refleksi - refleksi semua reflektor.

2. Check-shot Survey

Checkshot survey dilakukan untuk mendapatkan Time-Depth curve yang digunakan untuk pengikatan data seismik dan sumur, perhitungan kecepatan interval, kecepatan rata-rata dan koreksi data sonik pada pembuatan seismogram sintetik. Pada checkshot survey, kecepatan diukur dalam lubang bor dengan sumber gelombang di atas permukaan. Pengukurannya dilakukan pada horison-horison yang ditentukan berdasarkan data log geologi dan waktu first break rata-rata untuk tiap horison dilihat dari hasil pengukuran tersebut.

3. Vertical Seismic Profile (VSP)

VSP hampir sama dengan chekshot survey. Perbedaanya adalah pada VSP dipakai geophone yang lebih banyak dan interval pengamatannya tidak lebih dari 30 m, sehingga didapatkan rekaman penuh selama beberapa detik. Gelombang ke bawah berasal dari refleksi first break atau multiple-nya dan pada rekamannya akan menentukan waktu tempuh yang meningkat terhadap kedalaman. VSP mempunyai beberapa kelebihan, yaitu:

·         refleksi dapat diikat langsung dari rekaman seismik ke data sumur.

·         multiple dapat dengan mudah diidentifikasi.

·         RC dapat dihitung secara lebih akurat.

·         Mendapatkan interval velocity secara lebih detail.

Dalam prosesnya, well seismic tie ini dilakukan dengan melakukan strain dan stretch pada seismogram sintetik disesuaikan dengan amplitudo seismik dan kedalamannya.

        Umumnya, Data sumur yang digunakan dalam proses well seismic tie menggunakan data log sonic dan checkshot. Apabila log sonic tidak tersedia, dapat menggunakan log density (RHOB) untuk membuat log sonic dengan menggunakan reversed gardner equation. Berikut adalah persamaannya (Gardner, 1974) :

dengan, 

ρ         : Log Densitas

C1       : Konstanta Litologi Lapisan 1

C₂        : Konstanta Litologi Lapisan 2

        Dalam artikel ini, pengolahan well seismic tie akan dilakukan dengan menggunakan software Hampson Russell. Berikut adalah langkah - langkah dalam pengolahan well seismic tie :

1. Pembuatan log P-wave atau log sonic

Langkah pertama yang dilakukan adalah memastikan terlebih dahulu ketersediaan data log sonic atau P-wave sebelum melakukan well seismic tie. Apabila log sonic tidak tersedia, maka log sonic dapat dibuat dengan menggunakan reversed gard equation seperti pada gambar di atas.

2. Membuat P-impedance dengan menggunakan kecepatan gelombang dan densitas bantuan.

Selanjutnya, membuat impedansi akustik dengan menggunakan kecepatan gelombang dan nilai densitas, proses pembuatannya tertera pada gambar di atas. Persamaan yang digunakan adalah sebagai berikut :

dengan,

ρ    : Densitas batuan

V    : Kecepatan Gelombang

AI    : Impedansi Akustik

3. Koreksi Checkshot

Koreksi checkshot ini berfungsi untuk mengoreksi posisi kedalaman yang dideteksi oleh log sonic. Dapat diketahui bahwa, log sonic memiliki kelemahan yaitu rentan terhadap perubahan posisi lokal dan resolusi kedalaman yang tidak sebaik data checkshot. Begitupun sebaliknya, checkshot survey juga memiliki kelemahan yaitu resolusi yang tidak sebaik log sonic. Koreksi ini akan saling menutupi kelemahannya satu sama lain sehingga menghasilkan resolusi dan kedalaman yang baik.

4. Amplitude Spectrum

Amplitude spectrum merupakan tahapan yang perlu dilakukan sebelum dilakukannya well seismik to tie untuk mengetahui nilai frekuensi dominan pada zona – zona tertentu berdasarkan data seismik dan range time window dari zona yang ingin diketahui nilai frekuensi dominannya. Selain itu, tahap ini juga perlu dilakukan untuk mengetahui wavelet length pada tahap ekstraksi wavelet.

5. Extract Wavelet

Extract wavelet dapat dilakukan dengan menggunakan 2 wavlet, yaitu ekstraksi wavelet dengan menggunakan statistical wavelet dan ekstraksi wavelet dengan menggunakan wavelet ricker. Pada artikel ini, ekstraksi wavelet menggunakan statistical wavelet. Nilai range window di isi berdasarkan hanya nilai top dan bottom kedalaman zona target.Wavelet length ini didapatkan dari nilai rata – rata velocity pada zona target dibagi dengan frekuensi dominan yang dihasiilkan pada proses amplitude spectrum pada tahap sebelumnya dan didapatkan wavelet time response untuk pembuatan seismogram sintetik

6. Well seismic tie

Well seismic tie dilakukan dengan cara memilih menu correlation, selanjutnya memasukkan nilai wavelet yang telah dibuat pada tahap sebelumnya dan pilih ok. Well seismic tie ini dilakukan dengan melakukan stretch dan strain pada seismik sintetik. Well seismic tie akan dikatakan baik apabila nilai korelasi >0.5 dengan shift sebesar 0.

Hasil well seismic tie kemudian bisa disimpan dan dapat digunakan untuk proses pengolahan data seismik dengan software lainnya.

Atribut Seismik : Amplitudo Maksimum dan Amplitudo Minimum

     Atribut seismik didefinisikan sebagai karakterisasi secara kuantitatif dan deskripstif dari data seismik secara langsung dapat ditampilkan dalam skala yang sama dengan data awal (Barnes, 1999). Atribut seismik adalah semua jenis data seismik yang secara visual dapat membantu dalam meningkatkan atau melakukan kuantifikasi fitur - fitur menarik hasil interpretasi seismik (Chopra dan Marfurt, 2007). Dengan kata lain, seismik atribut adalah utrunan atau kuantitas hasil ekstraksi data seismik yang dapat di analisis untuk memperkaya informasi dari data seismik konvensional. 

Klasifikasi Atribut (Modifikasi dari Brown, 1999).

• Amplitudo Minimum

      Nilai amplitudo minimum didapatkan dengan cara menghitung nilai amplitudo pada palung terbesar. Perhitungan atribut ini diilustrasikan seperti pada gambar di bawah. Atribut amplitudo minimum biasanya digunakan dalam interpretasi untuk mendeteksi indikator hidrokarbon negatif (reeservoir yang diinterpretasikan berada di through) pada suatu bright spots.

Ilustrasi Atribut Seismik Amplitudo Minimum (Modifikasi dari Sukmono, 2002).

• Amplitudo Maksimum

    Nilai amplitudo maksimum didapatkan dengan cara menghitung nilai amplitudo pada puncak terbesar. Perhitungan atribut ini diilustrasikan seperti pada gambar dibawah ini. Atribut ini biasanya digunakan dalam interpretasi untuk mendeteksi indikator hidrokarbon positif (reservoir yang diinterpretasikan berada di peak) pada suatu bright spots.

Ilustrasi Atribut Seismik Amplitudo Maksimum (Modifikasi dari Sukmono, 2002).

    Kombinasi antara nilai amplitudo minimum dan amplitudo maksimum dapat membantu mengidentifikasikan bright spot dengan lebih akurat. Area yang memiliki minimum amplitude rendah dan maksimum amplitude yang tinggi kemungkinan besar menunjukkan keberadaan bright spots. Namun, perlu diingat bahwa hasil dari atribut seismik ini hanya menjadi petunjuk awal dan harus dianalisis secara holistik dengan data seismik lainnya untuk diinterpretasi.

Sumber :

Barnes, A. E., 1999, "Seismic Attributes : Pas, Present and Future", SEG 1999, USGS. Colorado

Brown, A.R., 1999, Interpretation of Three-Dimentional Seismic Data 5th ed, AAPG Memoir 42, America Association of petroleum Geologists, Tulsa.

Chopra, S., and Marfurt., K.J., 2007, Volumetric Curvature Attributes Add Value to 3D Seismic Data Interpretation, The Leading Edge 26.7 : 856-867.

Schlumberger Well Surveying Corporation. (1958). Introduction to Schlumberger Well Logging (No. 8). Schlumberger Well Surveying Corporation.

Sukmono, S. 1999. Inerpretasi Seismik Refleksi. Lab. Teknik Geofisika. Institut Teknologi Bandung : Bandung.

Perhitungan Cadangan Minyak dan Gas Bumi Metode Volumetrik

Perhitungan metode volumetrik cadangan hidrokarbon adalah metode yang digunakan untuk mengestimasi volume cadangan hidrokarbon dalam suatu lapangan minyak atau gas dengan menggunakan data geologi, geofisika, dan teknik reservoir. Metode ini didasarkan pada konsep bahwa cadangan hidrokarbon yang terperangkap dalam suatu formasi geologi dapat diestimasi dengan menghitung volume ruang pori-pori dan saturasi dari formasi tersebut. Ada dua jenis metode volumetrik yang sering digunakan dalam seismik, yaitu metode trapezoid dan pyramid. Kedua metode tersebut akan digunakan untuk menentukan nilai volume bulk pada suatu zona yang diindikasikan terdapat hidrokarbon didalamnya. Dalam artikel ini, akan dijelaskan bagaimana kedua metode ini bekerja dan bagaimana perhitungan volumetrik dilakukan.
        Metode perhitungan volume bulk bertujuan untuk mengetahui besar volume pada suatu reservoir. Volume bulk ditentukan dengan pembuatan peta kontur bawah permukaan dan peta isopach (peta ketebalan). Volume bulk sendiri merupakan salah satu komponen yang diperlukan dalam perhitungan cadangan gas dan minyak bumi. Pada umumnya, perhitungan volume bulk menggunakan metode analitis. metode ini dibagi menjadi 2 sesuai dengan konturnya, yaitu metode piramid dan metode trapezoid.

·         Metode Piramid

            Metode perhitungan ini biasa digunakan apabila harga perbandingan antara kontur yang berurutan kurang atau sama dengan 0,5 atau (An+1)/(An) < 0,5. Secara matematis, metode ini dapat dituliskan sebagai berikut :

dengan,

V_Bi      : Elemen  antara garis kontur isopach yang berdekatan, masing-masing dengan   luas A_n dan  A_n+1 (acre-feet)

A_n       : Luas daerah yang dikelilingi kontur n, terhitung terhitung dari kontur ke-0 (nol), kontur yang mempunyai ketebalan formasi nol (acre)

A_n+1    : Luas daerah yang dikelilingi oleh kontur ke- n+1 (acre)

h         : Interval kontur isopach (feet)

·         Metode Trapezoid

            Metode perhitungan ini dapat digunakan apabila harga perbandingan antara luas kontur yang berurutan lebih dari 0,5 atau (An+1)/(An) > 0,5. Secara matematis, metode ini dapat dituliskan sebagai berikut :

dengan,

V_Bi       : Volume bulk (acre)

h          : Interval kontur

A₀        : Luas yang dibatasi kontur nol (acre)

A₁        : Luas yang dibatasi garis kontur pertama di atas kontur nol (acre)

h_n        : Jarak vertikal dari kontur paling atas ke top reservoir

Berikut adalah contoh tabel perhitungan volume bulk metode trapezoidal dan pyramidal :

Setelah mengetahui nilai volume bulk pada suatu zona, perhitungan cadangan hidrokarbon dapat dilanjutkan dengan menggunakan persamaan berikut :

Initial Gas In Place (IGIP) 

        Besarnya volume gas pada suatu reservoir sebelum produksi dapat diperkirakan dengan persamaan sebagai berikut :

dengan,

IGIP    : Initial Gas in Place (SCF)
43560  : Faktor konversi dari ac-ft ke cu-ft
V_b        : Volume bulk reservoir (acre-ft)
ϕ          : Porositas rata – rata (%)
Sw       : Kejenuhan air (%)
B_g        : Gas formation volume factor (SCF/cu-ft)

Initial Oil In Place

    Besarnya volume minyak pada suatu reservoir sebelum produksi dapat diperkirakan dengan persamaan sebagai berikut :

dengan,

OOIP  : Initial Oil in place (STB)
7758    : Faktor konversi dari acre.ft ke Barrels
V_b        : Volume bulk reservoir (acre-feet)
ϕ          : Porositas rata-rata (%)
Sw       : Kejenuhan air (%)
B_oi       : Oil formation volume factor (STB/cu-ft)

Meskipun memiliki beberapa batasan, metode volumetrik cadangan hidrokarbon masih merupakan metode yang umum digunakan untuk mengestimasi cadangan hidrokarbon dalam lapangan minyak dan gas. Metode ini dapat memberikan estimasi yang cukup akurat dan dapat membantu dalam pengambilan keputusan investasi dan pengembangan lapangan.