Estimasi Penyebaran Porositas Reservoir Sandstone pada Lapangan Eksplorasi Hidrokarbon Penobscot Kanada

Abstract

Minyak dan gas bumi hingga saat ini masih menempati urutan teratas dalam daftar penyedia kebutuhan energi di dunia. Untuk menjaga cadangan minyak dan gas bumi dan mencegah terjadinya penurunan produksi, diperlukan adanya pengembangan metode eksplorasi minyak dan gas bumi misalkan pada pengembangan metode seismik. Metode seismik telah berkembang ke arah petrofisika sehingga dapat memprediksi distribusi parameter-parameter fisis reservoir. Metode yang dikembangkan untuk menggambarkan litologi adalah penerapan atribut dengan menggunakan data seismik. Atribut yang secara langsung berhubungan dengan sifat fisis reservoir adalah impedansi akustik. Kumpulan-kumpulan amplitudo pada data seismik dapat diubah menjadi nilai impedansi akusik dengan menggunakan metode inversi deterministik. Penelitian ini dilakukan di laboratorium fisika komputasi dengan menggunakan seperangkat komputer, software opendtect, data seismik lapangan eksplorasi hidrokarbon Penobscot yang diakuisisi pada posisi 44°07’26”LU/ 60°06’00”BB pada Formasi Missisauga. Setelah data-data tersebut dimasukkan pada software opendtect, dilakukan proses ekstraksi wavelet untuk membuat seismogram sintetik dan well seismic tie untuk mendapatkan korelasi antara data sumur dan data seismik. Jika korelasi yang didapatkan mencapai di atas 0,5 maka dilakukan picking horizon pada bagian atas dan bagian bawah dari Formasi Missisauga untuk digunakan sebagai batas pada pembuatan model awal dari proses inversi deterministik. Model awal dibentuk dengan menyebarkan nilai impedansi akustik sumur L-30 pada semua daerah Formasi Missisauga dengan bantuan horizon dan analisis variogram. Model awal diinversi dengan metode deterministik dan dilakukan crossplot antara impedansi akustik hasil inversi dengan impedansi akustik sumur L-30 untuk menvalidasi hasil inversi. Hasil inversi ini diaplikasikan secara vertikal pada inline dan horizontal pada horizon hasil picking. Nilai impedansi akustik hasil inversi kemudian digunakan untuk mengetahui distribusi atau sebaran porositas pada reservoir sandstone dengan menggunakan metode neural network. Wavelet hasil ektraksi dikonvolusikan dengan koefisien refleksi untuk membuat trace seismik sintetik. Trace sintetik yang berisi informasi data sumur ini kemudian dikorelasikan dengan trace seismik asli pada proses well seismic tie. Korelasi yang didapatkan dari well seismic tie adalah 0,7 dari skala 0 sampai 1. Kemudian dilakukan picking horizon pada bagian atas dari Formasi Missisauga pada kedalaman 2251,3 m dan bagian bawah dari Formasi Missisauga pada kedalaman 3190,4 m. Horizon hasil picking ini digunakan untuk membentuk model awal dari proses inversi deterministik untuk mendapatkan peta sebaran impedansi akustik. Korelasi yang didapatkan dari crossplot antara impedansi akustik hasil inversi dan impedansi akustik sumur sebesar 0,8 dari skala 0 sampai 1. Berdasarkan peta impedansi akustik dan porositas secara horizontal, impedansi akustik dan porositas berbanding terbalik. Porositas pada bagian atas Formasi Missisauga bervariasi mulai dari harga 13,1% sampai 23,3%. Daerah Utara sampai Timur laut didominasi oleh porositas dengan nilai 13,1% berkualitas cukup. Pada daerah Timur sampai Tenggara didominasi nilai porositas 18,2% berkualitas baik. Daerah selatan sampai barat Daya porositas dengan nilai 20,8% berkualitas sangat baik. Porositas dengan harga 23,3% berkualitas sangat baik tersebar pada daerah Timur Laut, Barat sampai ke tengah pada Formasi Missisauga dan Barat Daya di dekat sumur L-30. Daerah ini dapat dinyatakan sebagai zona prospek hidrokarbon.