PENYEBARAN TOTAL ORGANIC CARBON (TOC) DAN BRITTLENESS INDEX (BI) MENGGUNAKAN SEISMIK INVERSI UNTUK PENENTUAN SWEET SPOT SHALE GAS FORMASI SANGKAREWANG, CEKUNGAN OMBILIN, SUMATRA BARAT
Abstract
TOC (Total Organic Carbon) dan BI (Brittleness Index) termasuk parameter utama yang perlu diketahui dalam analisis shale gas. Identifikasi penyebaran TOC dan BI akan memberikan informasi area sweet spot shale gas dalam menentukan pengembangan lapangan. Formasi Sangkarewang merupakan formasi yang didominasi oleh shale yang dikenal menjadi batuan induk di Cekungan Ombilin. Oleh karena itu, formasi ini berpotensi menjadi reservoar shale gas. Metode deltalogR dilakukan untuk membuat log TOC dengan kalibrasi dari data sampel. Pembuatan log BI atau BA (Brittleness Average) menggunakan metode dari Grieser dan Bray (2007) yaitu dengan parameter poisson’s ratio dan young modulus. Penyebaran TOC dan BI akan dihubungkan dengan Acoustic Impedance (AI) hasil seismik inversi. Penelitian ini menggunakan data 2 sumur dan seismik 3D. Crossplot dilakukan dengan menggabungkan 2 sumur dan dilakukan filter untuk mendapatkan trend TOC dan AI. Terdapat hubungan yang berbanding terbalik antara TOC dan AI dengan persamaan TOC = -1,30181.10-4*AI)+6,30307. Persamaan tersebut digunakan untuk mengkonversi cube AI menjadi cube TOC. Hasil crossplot BI dan AI didapatkan korelasi yang baik
dengan koefisien korelasi 0.88. Persamaan BI = 6,03524.10-5*(AI) – 1,39422 digunakan untuk mengubah cube AI menjadi cube BI. Hasil penyebaran TOC menunjukkan semakin tinggi TOC berada pada area dalaman (N-NE) sedangkan BI semakin tinggi pada bagian S-SE. Sweet spot ditunjukkan dengan nilai rata-rata TOC 2-2,34 wt% dan BI >0,48 (brittle) yang berada diantara sumur Sinamar-1 dan South Sinamar-2.
Kata Kunci : TOC, BI, AI, shale gas, sweet spot, Formasi Sangkarewang
Full Text:
PDF (Bahasa Indonesia)References
Fatimah and Ward, C. R., 2009, Mineralogy and organic petrology of oil shales in the Sangkarewang Formation, Ombilin Basin, west Sumatra, Indonesia, International Journal of Coal Geology 77, pp 424-435
Grieser, B., and J. Bray, 2007, Identification of production potential in unconventional reservoirs: Presented at SPE Production and Operations Symposium.
Hood, A., Gutjahr, C.C.M., and Heacock, R.L., 1975, Organic Metamorphism and The Generation of Petroleum: AAPG Bulletin, v. 59, p. 986-996.
Løseth, H., Wensaas, L., Gading, M., Duffaut, K., and Springer, M., 2011, Can hydrocarbon source rocks be identified on seismic data?: Geology, 39; no. 12; p. 1167 - 1170.
Noeradi, D., Djuhaeni, Simanjuntak, B., August 2005. “Rift Play in Ombilin Basin Outcrop, West Sumatra, August”, Proceeding Indonesian Petroleum Association. IPA05-G-160
Passey, Q.R., S. Creaney, J.B. Kulla, F.J. Moretti, and J.D. Stroud, 1990, A practical model for organic richness from porosity and resistivity logs: AAPG Bulletin, 74; no. 12; p. 1777 - 1794.
Sheriff, R.E. and Geldart, L.P., 1995.“Exploration Seismology”, 2nd Edition, Cambridge University Press, Cambridge
Situmorang, B., Yulihanto, B., Guntur, A., Himawan, R., Jacob, T.G., 1991. “Structural Development of The Ombilin Basin West Sumatra”, Proceedings Indonesian Petroleum Association 20th Annual Convention,Jakarta, IPA 91-11.01.
Widayat, A. H., Anggayana, K., Syafrizal, Heriawan M. Nur., Dede, A. N., Al Hakim, A. Y., 2013, Organic Matter Characteristics of the Kiliran and Ombilin Oil Shales, Indonesia, Procediaa Earth and Planetary Science 6 (2013), pp. 94
Sukmono, S., 2000. Seismik Inversi Untuk Karakterisasi Reservoar. Teknik Geofisika Fakultas Ilmu Kebumian dan Teknologi Mineral ITB. Bandung, pp. 180
DOI: https://doi.org/10.31315/jigp.v8i1.9605
DOI (PDF (Bahasa Indonesia)): https://doi.org/10.31315/jigp.v8i1.9605.g5352
Refbacks
- There are currently no refbacks.
Copyright (c) 2023 Jurnal Ilmiah Geologi PANGEA