Jurnal Geofisika (2019) Vol. 17, No.01 pp. 21-24

Elastic Properties Modeling for Identification of Prospective

Reservoir Zones in the Carbonate Reservoir, MRD Field in the

North East Java Basin

Pemodelan Properti Elastik untuk Identifikasi Zona Reservoir Prospektif pada Reservoir Karbonat,

Lapangan ”MRD” Cekungan Jawa Timur Utara

Mordekhai⇤ dan Sonny Winardhi

Institut Teknologi Bandung,

Jl. Ganesa 10 Bandung, Indonesia, 40132

⇤Email: dekha.68010@gmail.com

Submit: 11 Oktober 2017; Revised: 24 Juli 2019; Accepted: 31 Agustus 2019

Abstract: “MRD” field is an oil and gas field which locatedin Rembang Zone. One of the hydrocarbon zones in this fieldlies in Ngimbang Formation. Reservoir in this field has alifespan of Middle Eocene to Early Oligocene. Reservoir ofthis formation is carbonate rocks and dominated by calciteand dolomite minerals. One of the uniqueness of this kindof reservoir is the pore shape which quite complex. In thisstudy, reservoir characterization which performed on thisfield is based on elastic properties modelling. Elastic Proper-ties modelling which was conducted in this field can providean output of the pore shape, aspect ratio, and the fractionof each respective poresforms that exist in this field’s reser-voir zone. Therefore the primary data such as petrophysi-cal data, XRD (X-Ray Di↵raction), and the data of otherreservoir parameters are needed for more accurate resultsobtained with real conditions. The result of this modellingshows that the shape of the pores in the reservoir zone atany depth can be predicted. Distribution of pore shapes thatexist in the two wells can be used as a reference for prospec-tive determination of hydrocarbon zones in “MRD” field.Keywords: carbonate, reservoir, elastic properties, poreshape

Abstrak: Lapangan “MRD” merupakan lapangan minyakdan gas bumi yang terletak pada Zona Rembang. Salahsatu zona hidrokarbon pada lapangan ini terletak padaFormasi Ngimbang. Reservoir pada formasi ini terdapatpada batuan karbonat yang didominasi oleh mineral kalsitdan dolomit. Reservoir karbonat memiliki sifat yang unikdibanding reservoir lainnya. Salah satu keunikannya yaitubentuk porinya yang cukup kompleks. Pada penelitian ini,karakterisasi reservoir yang dilakukan pada lapangan iniadalah berupa pemodelan properti elastik. Pemodelan prop-erti elastik ini dilakukan dengan menentukan nilai modulusbulk dan modulus shear pada sumur “MRD1” dan “MRD2”dengan menggunakan bermacam-macam pori inklusi yangmemiliki aspect ratio berbeda-beda. Hasil kalkulasi yang di-dapat dengan pendekatan metoda DEM (Di↵erential E↵ec-tive Medium) kemudian akan dicocokkan dengan data obser-

vasi. Sehingga pemodelan ini dapat memberikan gambaranmengenai bentuk pori, aspect ratio, dan fraksi dari setiapmasing-masing bentuk pori yang ada pada zona reservoirlapangan ini. Oleh karena itu data-data primer seperti datapetrofisika, XRD (X-Ray Di↵raction), serta data parameterreservoir lainnya diperlukan agar hasil yang didapat semakinakurat dengan kondisi sebenarnya. Hasil dari pemodelan inimenunjukkan bahwa bentuk pori pada zona reservoir di se-tiap kedalamannya dapat diprediksi. Sumur “MRD1” memi-liki lebih banyak sti↵ pore dibanding sumur “MRD2”. Iden-tifikasi persebaran bentuk pori yang ada pada kedua sumurini dapat dijadikan acuan untuk menentukan reservoir yangprospektif.Kata kunci: karbonat, reservoir, properti elastik, bentukpori

1 PENDAHULUAN

Salah satu reservoir hidrokarbon yang banyak terdapatdi dunia adalah reservoir karbonat. Karakterisasi reservoirpada kasus ini seringkali mengalami kendala yang dise-babkan keadaan yang “unique” pada batuan karbonat.Salah satu penyebab keunikan dalam reservoir ini adalahtipe bentuk porinya yang berbeda-beda (Asquith dan Kry-gowski, 2004).

Pada kasus reservoir lain, umumnya jika respon Vpmenunjukkan nilai yang tinggi maka diasosiasikan denganporositas yang rendah. Namun pada kasus batuan karbonathal ini belum tentu tepat, karena bisa saja nilai Vp yangtinggi berada pada porositas tinggi yang memiliki bentukpori sti↵.

Hal ini membuat penulis memberikan perhatian khususdalam mempelajari respon kecepatan gelombang P dangelombang S (Vp dan Vs) pada batuan karbonat. Penulismemilih untuk melakukan pemodelan properti elastik dalamkasus ini karena salah satu fungsi dari analisis ini adalahuntuk melihat respon kecepatan pada reservoir karbonat

c� 2019 Himpunan Ahli Geofisika Indonesia

22 Mordekhai dan Sonny (2019)

Gambar 1. Peta isopach daerah target pada sumur “MRD1”

dan “MRD2”

Gambar 2. Plot kurva pore space sti↵ness “MRD1”.

yang disebabkan perbedaan bentuk pori pada batuan ini,sehingga bentuk pori tersebut dapat diidentifikasi denganbaik.

Daerah target pada penelitian kali ini terdapat di sumur“MRD1” dan “MRD2” (Gambar 1). Formasi dari daerahyang tergolong reservoir karbonat ini adalah Formasi Ngim-bang yang termasuk ke dalam anggota Zona Rembang. Se-cara umum mineral yang mendominasi pada batuan iniadalah kalsit dan dolomit dengan sisipan shale.

2 METODOLOGI

Sebagai langkah awal, untuk menentukan modulus elastismineral, data fraksi tiap mineral diperoleh dari data XRD.Dari data XRD ini kemudian akan diinterpolasi ke tiapkedalaman berdasarkan acuan Volume of Shale. Lalu den-gan menentukan modulus bulk dan shear tiap mineral, kitadapat menentukan modulus elastis pada solid rock di tiapkedalaman.

Lalu dengan menggunakan persamaan Batzle Wang danBiot Gassmann, nilai modulus bulk fluida dan dry rock da-pat ditentukan. Dengan parameter-parameter inilah perki-raan AR (aspect ratio) dapat ditentukan dari plotting porespace sti↵ness seperti Gambar 2 dan 3.

Dari hasil plotting ini, didapat 3 percobaan yang meng-gunakan aspect ratio berbeda-beda yang nantinya akan dil-ihat percobaan mana yang menghasilkan error terkecil.

Gambar 3. Plotting kurva pore space sti↵ness “MRD2”.

Tabel 1. Tabel percobaan dengan aspect ratio yang beragam.

Percobaan 1 Percobaan 2 Percobaan 3

Sti↵ Pore 0.25 0.4 0.9

Reference Pore 0.15 0.15 0.15

Soft Pore 0.09 0.07 0.01

Gambar 4. Percobaan fitting Vp, Vs, dan Vp/Vs dengan meng-

gunakan DEM pada “MRD1”.

Aspect ratio yang digunakan dalam pemodelan ini dapatdikelompokan menjadi 3, yaitu aspect ratio sti↵ pore, ref-erence pore, dan soft pore.

Percobaan diatas terlebih dahulu dilakukan pada dataXRD untuk menguji kevalidan data (Tabel 1). Dari aspectratio yang ada serta pemodelan fraksi tiap bentuk pori yangtelah ditentukan, nilai Vp, Vs, Vp/Vs kalkulasi dapat di-tentukan dengan menggunakan metoda DEM (Di↵erentialE↵ective Medium). Setelah mendapat hasil Vp dan Vs yangpaling cocok pada data XRD, percobaan yang terbaik ke-mudian diaplikasikan pada seluruh kedalaman. Aspect ratioyang memiliki error terkecil pada percobaan di kedua sumurini yaitu pada percobaan 3.

Gambar 4, 5 dan 6 merupakan percobaan dengan hasilyang terbaik (percobaan 3) yang dilakukan dengan men-ganalisis fitting data Vp Vs kalkulasi dengan Vp Vs obser-vasi dan juga crossplot antara Vp Vs kalkulasi dan Vp Vsobservasi.

Jurnal Geofisika (2019) Vol. 17, No.01 pp. 21-24

Pemodelan Properti Elastik 23

Gambar 5. Percobaan fitting Vp, Vs, dan Vp/Vs dengan meng-

gunakan DEM pada “MRD2”.

Gambar 6. Dari kiri ke kanan: log fraksi tiap bentuk pori, porosi-

tas, water saturation pada ”MRD1”.

Gambar 7. Dari kiri ke kanan: log fraksi tiap bentuk pori, porosi-

tas, water saturation pada ”MRD2”.

3 HASIL DAN PEMBAHASAN

Untuk menentukan zona reservoir yang prospektif, analisisdilakukan berdasarkan pertimbangan nilai dari porositas,saturasi air, dan fraksi bentuk pori pada sumur “MRD1”dan “MRD2”.

Dengan menggunakan metode quick look dari Gam-bar 8, 9, 10, 11 dapat dilihat bahwa zona yang berada didepth yang dalam, semakin didominasi oleh sti↵ pore. Sumur“MRD1” lebih banyak mengandung sti↵ pore dibanding“MRD2”. Selanjutnya akan dilakukan analisis crossplotpada kedua sumur untuk mengetahui sensitivitas Vp danVs terhadap perbedaan bentuk pori.

Gambar 8. Crossplot Vp/Vs dengan porositas dengan color key

fraksi bentuk pori (kiri) dan saturasi air (kanan) pada sumur

“MRD1”.

Gambar 9. Crossplot Vp/Vs dengan porositas dengan color key

fraksi bentuk pori (kiri) dan saturasi air (kanan) pada sumur

“MRD1” setelah dilakukan subtitusi gas.

Gambar 10. Crossplot Vp/Vs dengan porositas dengan color

key fraksi bentuk pori (kiri) dan saturasi air (kanan) pada sumur

“MRD2”.

Pada sumur ”MRD1”, tidak terlihat pemisahan yangbaik antara sti↵ pore dan soft pore karena sumur “MRD1”didominasi oleh sti↵ pore. Setelah dilakukan subtitusi gas,crossplot Vp/Vs dengan porositas tidak terjadi perubahanyang signifikan. Bentuk pori yang sti↵ tidak sensitif ter-hadap pergantian fluida. Hal ini dikarenakan bentuk poriyang sti↵ memiliki kecepatan yang besar (lebih sulit ditekandibanding soft pore) sehingga jika dilakukan subtitusi gas(yang memiliki kecepatan lebih rendah daripada minyak)tidak terjadi penurunan kecepatan yang signifikan.

Jurnal Geofisika (2019) Vol. 17, No.01 pp. 21-24

24 Mordekhai dan Sonny (2019)

Gambar 11. Crossplot Vp/Vs dengan porositas dengan color

key fraksi bentuk pori (kiri) dan saturasi air (kanan) pada sumur

“MRD2” setelah dilakukan subtitusi gas.

Sementara pada sumur “MRD2” kemunculan soft porepada daerah yang tersaturasi hidrokarbon dapat diidenti-fikasi. Namun pada daerah yang tersaturasi air, sensitivi-tas kecepatan terhadap perbedaan bentuk pori tidak da-pat dibedakan. Hal ini disebabkan saturasi air yang tinggimenyebabkan nilai kecepatan tinggi, sehingga kemunculansoft pore tidak sensitif terhadap nilai kecepatan.

Setelah dilakukan subtitusi gas, crossplot Vp/Vs den-gan porositas terjadi perubahan nilai. Nilai Vp dan Vskalkulasi yang ada menunjukkan penurunan nilai. Hal inidikarenakan pada sumur “MRD2” bentuk pori yang adalebih beragam dibanding sumur “MRD1”. Bentuk pori yangsoft memiliki kecepatan yang lebih kecil dibanding sti↵ poresehingga jika dilakukan subtitusi gas (yang memiliki ke-cepatan lebih rendah daripada minyak) terjadi penurunankecepatan dari kecepatan sebelumnya.

4 KESIMPULAN

Pemodelan properti elastik yang digunakan pada sumur”MRD1” dan ”MRD2” dapat digunakan untuk mengidenti-fikasi persebaran bentuk pori inklusi secara vertikal denganmencocokkan Vp Vs kalkulasi dengan observasi.Pada per-cobaan pemodelan dengan menggunakan aspect ratio yangberbeda-beda dapat dilihat bahwa semakin besar rentangaspect ratio yang digunakan pada pemodelan, maka semakinkecil error yang ada, karena semakin besar cakupan ter-hadap data observasi.

Secara umum bentuk pori pada Lapangan “MRD”didominasi oleh sti↵ pore dibanding soft pore. Pada daerahdengan saturasi air tinggi, perbedaan bentuk pori sti↵ dansoft tidak dapat dibedakan. Hal ini merupakan salah satuyang menyebabkan ambiguitas pada interpretasi data. Simu-lasi subtitusi gas pada zona reservoir menyebabkan sensitiv-itas Vp/Vs semakin baik pada bentuk pori soft pore namuntidak pada sti↵ pore.

Dari studi ini didapatkan bahwa sumur “MRD1” mem-punyai persentase sti↵ pore (vuggy) lebih banyak diband-ing sumur “MRD2”. Hal ini juga didukung oleh ditemukan-nya mineral dolomit (dolomitisasi akibat meteorite water)pada sumur “MRD1”. Sehingga dapat disimpulkan bahwalingkungan pengendapan sumur “MRD1” lebih ke arah

daratan (landward) dibanding sumur “MRD2”, sesuai den-gan peta isopach yang menunjukkan bahwa ketebalan For-masi Ngimbang karbonat pada sumur “MRD1” lebih tipisdibanding sumur “MRD2”.

References

Asquith, G. dan D. Krygowski., 2004. Basic Well Log Anal-ysis. Tulsa: American Association of Petroleum Geolo-gists.

Bishop, M. G., 2000. Petroleum systems of the NorthwestJava Province, Java and o↵shore southeast Sumatra, In-donesia: U. S. Geological Survey Open File Report 99-50R.

Grandis, H., 2009. Pengantar Pemodelan Inversi Geofisika:Himpunan Ahli Geofisika Indonesia.

Hampson, D. dan Russell, H., 2008. Theory of the StrataProgram, Hampson-Russel Software Services Ltd.

Li, Q., 2015. Sparse-Spike Impedance Inversion. Hampson-Russel Software Service Ltd.

Jurnal Geofisika (2019) Vol. 17, No.01 pp. 21-24

DAFTAR PUSTAKA