PEMETAAN DISTRIBUSI RESERVOAR SANDSTONE MENGGUNAKAN METODE SEISMIK INVERSI ACOUSTIC IMPEDANCE (AI ) PADA LAPANGAN ABL FORMASI MENGGALA CEKUNGAN SUMATERA TENGAH

Abstract

ABSTRAK Seismik inversi merupakan suatu teknik untuk membuat model sub-surface menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai kontrol. Analisis inversi dan atribut seismik telah diaplikasikan untuk data seismik 3D Post Stack Time Migration pada lapangan ABL yang berada pada Formasi Menggala, Cekungan Sumatera Tengah. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui distribusi persebaran reservoar dengan menggunakan inversi. Di area penelitian ini terdapat 5 sumur yaitu sumur 1, 2, 8, 13, dan 15 pada data seismik. Metode yang digunakan untuk melakukan proses inversi adalah metode Model based . Hasil inversi tersebut ditransformasi menjadi volume porositas agar dapat mengetahui persebaran reservoar pada Formasi Menggala. Pada proses analisis inversi menunjukkan hasil korelasi yang baik antara sintetik inversi dengan trace seismic . Dari atribut seismik transformasi didapatkan nilai porositas sebesar 18%-26%. Terdapat tiga zonasi distribusi persebaran AI dengan porositas, di mana pada nilai AI yang rendah shale overlap dengan sand , pada nilai AI yang tinggi menunjukkan tight sand , dan zona sand ditunjukkan dengan nilai AI yang rendah dan nilai porositas yang tinggi. Distribusi porositas yang tinggi pada Formasi Menggala tersebar pada bagian utara, sedangkan porositas yang rendah berkembang pada top bagian selatan dari Formasi Menggala. ABSTRACT Seismic inversion is a technique to create sub-surface model using seismic data as input and well data as control. An analysis of inversion and seismic attributes has been applied for 3D Post Stack Time Migration seismic data on ABL field located in Menggala Formation, Central Sumatera Basin. The purpose of this research is to know the distribution of reservoir distribution by using inversion. In this research area there are 5 wells namely 1, 2, 8, 13, and 15 wells on seismic data. The method used to perform the inversion process is the Model based method. The inversion result is transformed into porosity volume in order to know the dispersion of reservoir on the Menggala Formation. In the process of inversion analysis shows\xa0 good\xa0 correlation result between\xa0 synthetic inversion with trace seismic. From the seismic attribute of transformation obtained porosity value of18% -26%. There are three zoning distributions of AI distribution with porosity, where at low AI values shale overlap with sand, at high AI values indicate tight sand, and sand zones are indicated by low AI values and high porosity values. The high porosity distribution of the Menggala Formation is spread over the northern part, while the low porosity develops in the southern top of the Menggala Formation. Keywords : Inversion, Cross plot, Acoustic Impedance (AI), Sand, Porosity and Model based.