Well Seismic Tie [PDF]

Citation preview

Well Seismic Tie Adalah proses pengikatan data sumur (well) terhadap data seismik. Data sumur yang diperlukan untuk well seismic tie adalah sonic (DT), density (RHOB), dan checkshot. Sebelum diproses, data well tersebut harus dikoreksi terlebih dahulu untuk menghilangkan efek washout zone, cashing shoe, dan artifak-artifak lainya.



Sebagaimana yang kita ketahui, data seismic umumnya berada dalam domain waktu (TWT) sedangkan data well berada dalam domain kedalaman (depth). Sehingga, sebelum kita melakukan pengikatan, langkah awal yang harus kita lakukan adalah konversi data well ke domain waktu. Untuk konversi ini, kita memerlukan data sonic log dan checkshot.



Data sonic log dan checkshot memiliki kelemahan dan keunggulan masing-masing. Kelemahan data sonic diantaranya adalah sangat rentan terhadap perubahan lokal di sekitar lubang bor seperti washout zone, perubahan litologi yang tiba-tiba, serta hanya mampu mengukur formasi batuan sedalam 1-2 feet. Sedangkan kelemahan data checkshot adalah resolusinya tidak sedetail sonic. Untuk ‘menutupi’ kelemahan satu sama lain ini, maka kita melakukan koreksi dengan memproduksi ‘sonic corrected checkshot’. Besarnya koreksi checkshot terhadap sonic disebut dengan ‘DRIFT’.



Contoh proses matematis koreksi sonic oleh chekshot adalah sbb: Checkshot data: Kedalaman 1 = 1000 ft, Waktu 1 = 140 msec Kedalaman 2 = 1250 ft, Waktu 2 = 170 msec Checkshot time = 170 - 140 = 30 msec



Jika kecepatan sonic dari 1000 sampai 1250 ft adalah 125 usec/ft, maka waktu tepuhnya (1250 1000) x 0.125 = 31.25 msec DRIFT = 30 - 31.25 = -1.25 msec.



Tahapan berikutnya adalah membuat reflectivity log (dari data sonic dan density), lalu membuat seismogram sintetik dengan cara meng-konvolusi-kan reflectivity log dengan sebuah wavelet.



Pemilihan wavelet merupakan hal yang sangat penting. Karena fasa data seismic akan berubah sejalan dengan bertambahnya kedalaman. Pada SRD (Seismic Reference Datum) mungkin kita akan memiliki wavelet dengan fasa nol (setelah di-zero phase kan dalam prosesing, yang sebelumnya mengikuti signature sumber gelombang sebagai minimum phase), akan tetapi pada kedalam tertentu fasanya dapat berubah. Dalam membuat sintetik, untuk pertama kali kita dapat menggunakan wavelet sederhana seperti zero phase ricker dengan frekuensi tertentu katakanlah 25Hz. Lalu dengan membandingkan trace sintetik dan trace-trace seismic disekitar bor, kita meng-adjust apakah frekuensi wavelet lerlalu besar atau terlalu kecil. Setelah



itu



lihatlah



fasanya,



dan



perkirakan



fasa



wavelet



di



sekitar



zona



target.



Lalu anda dapat melakukan shifting dan mungkin (stretching atau squeezing) dari data sumur. Akan tetapi proses shifting janganlah terlalu excessive, katakanlah ~20ms (?), demikian juga dengan proses stretchingsqueezing,



janganlah



melebihi



5-10%



(?)



dari



perubahan



sonic



atau



kecepatan



interval.



Jika anda memiliki data well-tops dan seismic horizon yang diperoleh dari interpreter, anda dapat menggunakannya sebagai guidance didalam melakukan well-seismic tie. Jadi sebelum melakukan proses



detail di atas, anda dapat melakukan korelasi well-tops terhadap horizon terlebih dahulu. Untuk kasus sumur bor miring, prosesnya serupa dengan sumur bor vertical, akan tetapi anda harus membandingkan sintetik seismogram dengan data seismic disepanjang sumur bor. Lebih detail lagi, anda dapat melakukan koreksi ‘anisotropi’ terutama untuk log sonic. Ingat ‘penembakan’ sonic dilakukan tegak lurus dengan sumur bor, jadi untuk sumur bor horizontal, kita mengukur sonic kearah vertical. Sedangkan data



seismik



diasumsikan



mengukur



secara



horizontal.



Berikut contoh hasil well-seismic tie untuk sumur bor miring (deviated). Trace synthetic ditunjukkan dengan warna pink, perhatikan peak pada sintetik cukup berkorelasi dengan baik dengan peak seismik, demikian juga dengan trough-nya. INTERPRETASI SEISMIK REFLAKSI



Gelombang seismik merambat melalui batuan berbentuk gelombang elastis yang merubah energi sumber menjadi pergerakan partikel batuan.



Acoustic Impedance (AI) AI = ρ.V Refleksi terjadi pada saat terjadi perbedaan AI (pada bidang perlapisan atau unconformity) Koefisien refleksi atau reflectivity dirumuskan sebagai RC=AI2-AI1/AI1+AI2



Besarnya energi gelombang yang dipantulkan ditentukan oleh besarnya koefisien refleksi (RC) Semakin tinggi koefisien refleksi (RC) maka akan semakin kuat refleksi.



Resolusi • Jarak minimum 2 obyek yang dapat dipisahkan / dibedakan oleh gelombang seismik • Resolusi vertikal : ketebalan minimum tubuh batuan untuk dapat memberikan refleksi tersendiri bervariasi dari 1/8 – 1/30 panjang gelombang, dengan demikian frekuensi dan kecepatan geolombang seismik sangat mempengeruhi resolusi vertikal



Fase dan Polaritas • Phase :



• Minimum Phase : batas AI berimpit dengan awal wavelet • Zero Phase : batas AI berimpit dengan puncak wavelet • Konvensi Polaritas SEG (Society of Exploration Geophysics): • Pada bidang batas refleksi dimana AI2>AI1 akan berupa trough • Pada bidang batas refleksi dimana AI2



Well Seismik Tie Dimaksudkan untuk mengikat horison seismik dengan data sumur sehingga horizon seismik dapat diletakkan pada kedalaman sebenarnya, agar data seismik dapat dikorelasikan dengan data geologi lainnya. Well – seismik tie dapat dilakukan dengan menggunakan checkshot, vertical seismic profile dan synthetic seismogram.



Indikasi langsung hidrokarbon (direct HC Indicator) pada data seismik • Bright Spots : anomali amplitudo tinggi, AI reservoar memiliki kontras yang tinggi dengan AI litologi non reservoar disekitarnya, biasa terjadi pada reservoar gas yang ketebalannya dan saturasi gasnya cukup tinggi. • Polarity Reversals : perubahan polaritas • Flat Spots : kenampakan lebih rata biasanya mengindikasikan kontak fluida (water-oil/gas contact) • Chimney Effect : anomali karena kantung gas



Interpretasi Struktur Geologi Sesar • Adanya ketidakmenerusan pada pola refleksi (offset pada horison) • Penyebaran kemiringan yang tidak sesuai dengan atau tidak berhubungan dengan stratigrafi • Adanya pola difraksi pada zona patahan • Adanya perbedaan karakter refleksi pada kedua zona dekat sesar. Lipatan Adanya pelengkungan horison seismik yang membentuk suatu antiklin maupun sinklin Diapir (kubah garam)



• Adanya dragging effect yang kuat pada refleksi horison di kanan atau di kiri tubuh diapir sehingga membentuk flank di kedua sisi. • Adanya penipisan lapisan batuan diatas tubuh diapir • Dapat terjadi pergeseran sumbu lipatan akibat dragging effect Intrusi • dragging effect tidak jelas / sangat kecil. • batuan sedimen yang tererobos intrusi mengalami melting sehingga struktur perlapisannya menjadi tidak jelas / cenderung chaotic di kanan-kiri intrusi



C. Interpretasi Stratigrafi Langkah interpretasi stratigrafi seismik- Analisis sekuen seismik Sekuen seismik dibatasi oleh terminasi horizon seismik (toplap, downlap, dll) yang membatasi sekuen pada bagian atas dan bawahnya. - Analisis fasies seismik Deskripsi dan interpretasi geologi berdasarkan parameter – parameter konfigurasi pantulan, kontinuitas pantulan, amplitudo, frekuensi, kecepatan interval dan geometri. Analisa yang dapat secara langsung dilakukan pada sayatan seismik adalah konfigurasi pantulan. Satu sekuen seismik dapat terdiri dari beberapa fasies seismik - Analisis muka air laut Penafsiran perubahan muka air laut relatif berdasarkan analisa sekuen dan fasies seismik



Analisis sekuen seismik • Stratigrafi sekuen : pembagian sedimen berdasarkan kesamaan genetik yang dibatasi dari satuan genetik lain oleh suatu ketidakselarasan atau bidang non deposisi dan keselarasan padanannya • Penampang seismik dibagi menjadi unit-unit sekuen pengendapan • Unit-unit sekuen pengendapan dapat diketahui dengan melihat batas sikuen datau pola pengakhiran seismik. • Erotional truncation : pengakhiran suatu seismik oleh lapisan erosi, merupakan batas sekuen yang paling reliable •Toplap : pengakhiran updip lapisan pada permukaan yang menutupinya (karena non deposisi atau erosi minor)



• Downlap : lapisan miring yang berakhir secara downdip pada permukaan horisontal/miring (dominan karena non deposisi) • Onlap : lapisan yang relatif horisontal berakhir pada permukaan miring atau pengakhiran updip lapisan miring pada permukaan yang lebih miring (dominan karena non deposisi) downlap dan onlap yang kurang dapat dibedakan satusama lain sering dinamakan sebagai baselap