3D dan 4D seismic bukanlah suatu seismic/survey seismic yang bisa di bandingkan. 3D pada dasarnya, hanyalah untuk exploration field. Dan 4D adalah untuk development field. Sehingga tidak bisa dibandingkan keunggulan atau kelemahan.
Untuk marine, Indonesia belum pernah melakukan seismic 4D (namun untuk land salah satu perusahaan Amerika di Indonesia sudah melakukannya). Negara yang paling sering melakukan ini adalah Norwegia & England (Statoil Hydro, Norsk Hydro, Shell). Baru2 ini west africa juga mengenalkan 4D.

Tanya – Ilham Hasan

Rekan Milister,

Mohon pencerahan seismic 4D dan seismic 3D serta kelebihannya masing2. Kalau dilaksanakan seismic 4D dan 3D pada dasarnya hanya terletak di sisi Software Engineered Saja mungkin ya (simulasi, evaluasi dan analisa, dll ??), atau saat melaksanakan pengambilan data (survey seismic) sama saja dengan seismic pada umumnya? Dari BPMIGAS atau Ditjen Migas, apa ada program pelatihan seismic? Terima kasih

Tanggapan 1 – paul kristianto

Sdr Ilham,

3D dan 4D seismic bukanlah suatu seismic/survey seismic yang bisa di bandingkan. 3D pada dasarnya, hanyalah untuk exploration field. Dan 4D adalah untuk development field. Sehingga tidak bisa dibandingkan keunggulan atau kelemahan.
Untuk marine, Indonesia belum pernah melakukan seismic 4D (namun untuk land salah satu perusahaan Amerika di Indonesia sudah melakukannya). Negara yang paling sering melakukan ini adalah Norwegia & England (Statoil Hydro, Norsk Hydro, Shell). Baru2 ini west africa juga mengenalkan 4D.

4D sendiri, biasanya mengulangi seismic yang pernah ada di block tersebut, dengan skala volume/area yang lebih kecil atau focus. Dan sistem pengulangan ini, bergantung pada keinginan pihak oil & gas company, untuk mengulangi sourcenya atau receivernya atau tarckin linenya. Sepanjang pengalaman kami, perusahaan akan selalu meminta CMP atau CDP yang sama dari yang pernah mereka miliki.
Software yang digunakan untuk melakukan 4D ini ada beberapa macam dan dijual untuk kepentingan 4D survey seismic saja. Sekali lagi, sangat bergantung pada keinginan apa yang ingin diulangi dalam survey seismik tersebut. Dan tentunya agak berbeda sistem yg dilakukan dengan 3D biasa. Jadi harus melihat sejarah seismic dari block tersebut.

4D, biasanya dilakukan apabila pihak perusahaan ingin mengetahui struktur bawah permukaan setelah di-pompanya water injection the bawah permukaan untuk mengetahui water contact dengan hydrocarbon yang ada. Sepengetahuan saya, mereka suka mengulangi setiap ~4 tahun sekali (bukan angka yg baku, namun bergantung pada kebutuhan).

Analisa dan evaluasi adalah berbeda dgn yang normal, akrena disitu anda akan ditambahkan dengan system error dari feathering, delta source dll. Agak rumit dan menyenangkan untuk orang2 field….challenging sekali apalagi untuk daerah yang strong current, dan weather interuption cukup tinggi.

Tanggapan 2 – Ilham Hasan

Pak Paul,

Trima kasih sharingnya. Kl sy baca sharing info Bp, pekerjaan seismic 4D ini agaknya mahal sekali dan masih jarang dilakukan khususnya di Indonesia, hanya perusahaan2 skala besar dan kuat dana yg bisa melakukannya demi ekspansi mereka di berbagai lapangan, dan jg karena software yg digunakan merupakan hasil karya yg mahal. Lagian, bila ada yg mau terapkan khususnya misalnya KKKS, tentu harus ada persetujuan dari BPMIGAS, apakah biaya nanti yg dikeluarkan dengan teknologi itu akan Cost

Recovery apa tidak, dan tentu akan dilihat urgensinya menggunakan teknologi seismic 4D seperti apa.

Mungkin kalau dari sisi waktu dan mendapatkan ke akuratan data, seismic 4D ini jauh lebih meyakinkan, sehingga penggunaannya benar sekali yg dikatakan lebih khusus untuk field development, jadi memfokuskan pada wilayah2 yg memang sudah ‘diduga kuat’ dgn data awal fiel tsb potensial cadangannya.

Tanggapan 3 – Rovicky Dwi Putrohari

1D = Satu dimensi (Garis)

2D = Dua dimensi (penampang)

3D = Tiga dimensi (kubus)

4D = empat dimensi (kubus + waktu)

Seismic 1 D adakah ?

Ada, yaitu seismic data yg diturunkan dari data sumur. Biasanya menggunakan Sonic log dan Density log. Ini dipakai untuk mencocokkan antara data sumur dengan data seismic lainnya (2D, 3D, dan 4D).

Seismic 2D

Ini yang dikenal sejak lama sebagai ‘seismic section’. Berupa sebuah penampang bawah permukaan yang diperoleh dengan cara ‘menembakkan’ getaran seismic kedalam bumi, kemudian ditangkap dengan geophone/hydrophone dipermukaan.
Yang diperoleh adalah penampang bawah permukaan. Baik ‘penampang’ struktur geologi, juga penampang stratigrafi bawah permukaan. Tentusaja termasuk parameter batuan lainnya (densitas, dan turunannya misal porositas, saturasi dll).

Seismic 3D

Prinsipnya sama dengan seismic 2D. ‘seolah-olah’ Seismic 3D ini adalah seismic 2D yang dijejer-jejer dengan kerapatan spasinya sangat tinggi ( spasinya 12,5 meter atau 25 meter).

Yang diperoleh adalah ‘body’ dari tubuh bawah permukaan. Misal bentuk jebakan, bentuk dan konfigurasi patahan, bentuk tubuh sedimen, dll. Tentusaja sama dengan 2D diatas dapat diketahui parameter batuannya.

Seismic 4D (3D+T)

Prinsipnya sama dengan 3D seismic tetapi diakuisisi dalam selang waktu tertentu.
Misal gabungan antara beberapa 3D yang diakuisisi dalam beberapa waktu.

– 3D pada tahun 2010

– 3D pada tahun 2011

– 3D pada tahun 2012

– 3D pada tahun 2013

– 3D pada tahun 2014

dst

Sehingga diperoleh data-data ‘perubahan’ yang terjadi selama lima tahun produksi. Perubahan yg akan diamati terutama perubahan saturasi minyak (dan gas juga air) yang diakibatkan oleh proses produksi. Parameter yang diperoleh tentusaja sama dengan diatas, tetapi ada ‘perubahan’ yang diamati selama waktu akuisisi diatas. Terutama ‘pergerakan fluida (air, gas, minyak).

Perubahan yg diamati tentusaja tidak hanya parameter fisis, juga dapat diamati perubahan struktur geologinya. Misal perubahan patahan yang ‘bergerak’ akibat proses produksi. Besarnya perubahan struktur ini memang dalam orde yang kecil tetapi akan mempengaruhi perilaku pergerakan minyak (dan gas+air) di reservoir (di bawah) permukaan.

Tentusaja harga atau biaya 4D sangat besar, sehingga tidak semua lapangan akan ekonomis menutuip biayanya. BPMIGAS pasti akan sangat selektif dalam memberikan approval-nya. Karena 4D sesmic ini diakusisi pada fasa produksi, dimana akuisisi ini merupakan bagian dari ‘biaya produksi’.

Smoga membantu

Tanggapan 4 – paul kristianto

Mas Vicky yang biru …… I think…..tapi mungkin kami salah dalam menerangkan…

Tanggapan 5 – paul kristianto

1D = Satu dimensi (Garis)

2D = Dua dimensi (penampang)

3D = Tiga dimensi (kubus)

4D = empat dimensi (kubus + waktu)

Seismic 1 D adakah ?

Ada, yaitu seismic data yg diturunkan dari data sumur. Biasanya menggunakan Sonic log dan Density log. Ini dipakai untuk mencocokkan antara data sumur dengan data seismic lainnya (2D, 3D, dan 4D).

Seharusnya sistem ini kurang dikenal dengan nama 1D, namun lebih dikenal dengan VSP atau Borehole Seismic. Dan jika hanya Sonic Log dan Density Log maka ini sudah sedikit bergerak pada Wireline Logging job. Kalau menggunakan gelombang mekanik yang dihasilkan oleh getaran suara permukaan (umumnya VSP operation menggunakan water gun), maka baru dikenal dengan nama seismic. Sebaliknya jika gelombang suara dikeluarkan oleh gelombang mekanik dari peralatan electronic yang dalam lubang, maka seismicnya hilang, namun lebih ke arah log data. Karena gelombang seismik yang terekam oleh tool akan meliputi noise yang berupa ground roll, peg leg, share wave SV/SH, p-wave yang mana data2 itu tidak dimiliki oleh log data. Sehingga kesimpulannya, data log bukan data seismik.
Dan data dari VSP ini hanya domain depth saja.

Seismic 2D

Ini yang dikenal sejak lama sebagai ‘seismic section’. Berupa sebuah penampang bawah permukaan yang diperoleh dengan cara ‘menembakkan’ getaran seismic kedalam bumi, kemudian ditangkap dengan geophone/hydrophone dipermukaan.
Yang diperoleh adalah penampang bawah permukaan. Baik ‘penampang’ struktur geologi, juga penampang stratigrafi bawah permukaan. Tentusaja termasuk parameter batuan lainnya (densitas, dan turunannya misal porositas, saturasi dll).

Dalam dunia seismik (marine), 2D ini menggunakan hanya 1 kabel atau streamer. Biasanya untuk regional data yang cakupannya sangat luas. 2D ini menjadi Data awal untuk membaca daerah tersebut yang nantinya menjadi dasar untuk mengembangkan daerah. Kemudian bisa dilanjutkan 3D seismic dgn scope yg lebih kecil luasannya atau bahkan tidak dilakukan 3D alias daerah tsb tidak promising.
Shooting interval standard 25 meter karena masih study awal. Dan kerapatan group interval hydrophone adalah sama sealu yaitu 12.5m …..dulu pernah 25m cuman sudah tidak bermutu lagi dengan kerapatan 25m…jika orang sudah bisa dapat 12.5m group interval ngapain 25m. Linenya untuk 2D sangat jarang, tidak rapat dan menyebar…karena data regional. Azimuthnya bisa kemana2, bergantung linenya.
Datanya dalam domain Depth dan Waktu

Seismic 3D

Prinsipnya sama dengan seismic 2D. ‘seolah-olah’ Seismic 3D ini adalah seismic 2D yang dijejer-jejer dengan kerapatan spasinya sangat tinggi ( spasinya 12,5 meter atau 25 meter).
Yang diperoleh adalah ‘body’ dari tubuh bawah permukaan. Misal bentuk jebakan, bentuk dan konfigurasi patahan, bentuk tubuh sedimen, dll. Tentusaja sama dengan 2D diatas dapat diketahui parameter batuannya.

Ini benar dan sebagai tambahan adalah :

3D Seismic adalah menggunakan lebih dari 2 streamer (dalam marine), dan lebih bertujuan sebagai data untuk melakukan drilling decission. Shooting interval adalah bisa 12.5m, 18.75m dan 25m bergantung dari pihak ‘geopsikis’ menentukan…yg mana semakin rapat semakin bagus datanya, alias semakin pendek semakin menyenangkan dibaca/interpretasinya. Group interval hydrophone tetap sama 12.5m…meskipun ada perusahaan bisa mengklaim group interval hingga 6.25 dan 3.125m rapatnya…namun menurut hemat saya ini hanya perbedaan kacamata dalam melihat satu obyek. Streamer Separasi dipilih dan biasanya dipiluh dari 50meter hingga 150m, sekali lagi bergantung ‘geopsikis’ yang menentukan. Panjang kabel, harus bergantung pada target depth yang dinginkan. Umumnya (tolong jgn diquote, jika target depth anda adalah 3000m, maka streamer length bisa sampai 2 kalinya dalam satuan kilometer). Banyaknya streamer, bergantung dari efesiensi yang diinginkan. Jika menggunakan 4 streamer bisa butuh waktu 30 hari, maka dengan 8 streamer bisa membutuhkan 15 hari…ini asumsi kasar. Dan atau juga kedekatan dengan dengan near group centre dari titik pusat kapal sangat mempengaruhi jumlah streamer yg digunakan. Shooting line sangat bergantung dari fault atau patahan yang ada di bawah permukaan. Sebaiknya data adalah strike terhadap dip yang ada dan bukan paralel. Namun ada perusahaan mengambil parallel karena faktor efesiensi semata, sehingga data bawah permukaan kurang utilize untuk menjadi suatu decission. Kemudian azimuth linenya hanya ada 2 dan saling bertolak belakang. Jarak antar line ke line yang sejajar adalah bisa berkisar antara 400m atau 500m (bergantung separasi streamer itu sendiri untuk mencover daerah tersebut)
Datanya dalam domain Depth dan Waktu.

Seismic 4D (3D+T)

Prinsipnya sama dengan 3D seismic tetapi diakuisisi dalam selang waktu tertentu.
Misal gabungan antara beberapa 3D yang diakuisisi dalam beberapa waktu.

– 3D pada tahun 2010

– 3D pada tahun 2011

– 3D pada tahun 2012

– 3D pada tahun 2013

– 3D pada tahun 2014

dst

Sehingga diperoleh data-data ‘perubahan’ yang terjadi selama lima tahun produksi. Perubahan yg akan diamati terutama perubahan saturasi minyak (dan gas juga air) yang diakibatkan oleh proses produksi. Parameter yang diperoleh tentusaja sama dengan diatas, tetapi ada ‘perubahan’ yang diamati selama waktu akuisisi diatas. Terutama ‘pergerakan fluida (air, gas, minyak).
Perubahan yg diamati tentusaja tidak hanya parameter fisis, juga dapat diamati perubahan struktur geologinya. Misal perubahan patahan yang ‘bergerak’ akibat proses produksi. Besarnya perubahan struktur ini memang dalam orde yang kecil tetapi akan mempengaruhi perilaku pergerakan minyak (dan gas+air) di reservoir (di bawah) permukaan.

Kok tidak pas dengan menyatakan 4Dadalah 3D yang digabung….tujuannya sudah benar untuk melihat perkembangan daerah tersebut. Namun penjumlah 3D dari tahun ketahun agak kurang pas.
4D cakupannya sangat kecil dibanding dengan 3D baseline. Jika 3D baseline di tahun awal adalah 500sqkms, maka 4D akan menurun volumenya sizenya dgn kata lain mungkin ke 100sqkms, dimana hanya fokus pada tempat tertentu. Biasanya daerah cakupannya terdapat production platform … akibatnya ada kemungkinan melakukan two boat shooting. Nah, kerapatan streamerpun pada umumnya dirubah lebih rapat dari 3D baseline, karena ingin mendapatkan data yang lebih akurat/padat dari baseline yang ada. Hanya source position dan source interval yang sama dgn yang sebelumnya. Jumlah streamer adalah minimum sama dengan 3D baseline. Jadi ada kemungkinan lebih banyak…karena untuk mengurangi kemungkinan infill line…overlapping procedure with baseline.
Datanya dalam domain Depth dan Waktu.

Tentu saja harga atau biaya 4D sangat besar, sehingga tidak semua lapangan akan ekonomis menutuip biayanya. BPMIGAS pasti akan sangat selektif dalam memberikan approval-nya. Karena 4D sesmic ini diakusisi pada fasa produksi, dimana akuisisi ini merupakan bagian dari ‘biaya produksi’.

Dilihat dari segi total cost jika dibanding dengan dengan 3D dgn volume yang lebih besar, maka 4D seharusnya lebih murah karena volumenya lebih kecil yang mana waktu pengerjaan yang lebih pendek (daily rate hanya mendapatkan uplift sewajarnya, namun tidak significant).

Smoga membantu

Tanggapan 6 – Rovicky Dwi Putrohari

Cak Paul,

Sorry aku cuman selintas aja. Kalau anda menjelaskan ke Geophysicist ya mungkin emang perlu detail. Tapi masalahnya aku ga tau apa background Mas Ilham. Asumsiku ya dari finance atau procurement 🙂 Penjelasanku ini hanya cara termudah menjelaskan hal rumit pada orang awam geophysics (sesuai diversity anggota mailist Migas Indonesia). Dimana mereka belum (ga perlu) tahu apa itu ‘streamer’, apa itu ‘shooting line’, ground roll, peg leg, share wave SV/SH, p-wave 🙂

Nah kalau beliau ini seorang geophysicist malah saya sarankan ikutan milist HAGI (Himpunan Ahli Geofisika Indonesia).

RDP

Wektu propose 3D survey dulu pernah ditanya orang finance … ‘mbok udah 2D aja yang murah, toh sama-sama seismic ?’

Tanggapan 7 – Ilham Hasan

Pak RDP,

Semoga Bp Ikhlas membagi ilmunya di milis ini, dan dapat berkah dari Sang Maha Pencipta. Memberikan dengan tangan kanan, tangan kiri tidak perlu tau.

Tanggapan 8 – paul kristianto

Wah…bener Mas Vicky…tapi bagus kok keterangannya.Mas Vicky untuk menambah wawasan rekan2….digestable…

Mungkin jawabannya bisa kok Mas Vicky bahwa 2D untuk 3D block….cuman selesainya tahun depan…he..he…

Tanggapan 9 – Ilham Hasan

Ibu/Mbak Rovicky Dwi Putrohari,

Terima kasih sharingnya ibu, semakin jelas dan semakin lengkap.

Tanggapan 10 – harry_e

Sejak kapan Rovicky jadi wanita? Hehehe 🙂

Makasih sharingnya Mas Rovicky. It’s very informative indeed.

Tanggapan 11 – Ilham Hasan

Pak Harry,

Sy sudah meminta maaf kepada Bapak Rovicky, karena sy salah memanggil. Inilah kelemahan email-emailan, tidak bisa melihat jenis kelamin si pengirim, he he he (intermezzo),…sekali lagi Maaf ya Pak Rovicky.

Tanggapan 12 – harry_e

Gak apa2 Mas Ilham… Jangan serius terus.. Biar milis tercinta ini tetap hidup, bergairah dan bermanfaat bagi para anggotanya.
I’m glad to be back here setelah sekian lama tak bisa menembus milis ini (cbn problems).

Tanggapan 13 – Eko Yudha

Mas Rovicky,

Apa urgensinya melakukan 4D seismic? Maksud saya kalau tujuannya untuk mengupdate mobility fluida di reservoir, apakah teknologi geo modelling dan reservoir simulation sekarang keakuratan simulasi/prediksinya masih jauh dari yg diharapkan?

Tanggapan 14 – Eko Yudha

Maaf, apa ada yg bisa bantu jawab pertanyaan saya sebelumnya?

Apa kriterianya sehingga suatu lapangan perlu 4D seismic?

Tanggapan 15 – Rovicky Dwi Putrohari

Kalau bagi perusahaan alasannya jelas bisnis. Seandainya 4D lebih ‘menguntungkan’ tentunya akan diusulkan atau dilakukan.
3D modeling yang dibuat dengan software apapun hanyalah model ‘STATIS’. Tidak berubah. Sedangkan 4D merupakan model 3D yang ‘DINAMIS’. Konvensional 3D model itu TIDAK BERUBAH sejak sebelum diproduksikan dan setelah diproduksikan.

Secara mudah mirip membandingkan data sumur (1D) dengan data seismic (2D). Mana yang lebih bagus ? Data sesimic berupa penampang (2D) tetapi datanya berupa pengukuran indirect (hanya impedance). Sedangkan data sumur bisa berupa direct rocks measurement. Bener-bener mengukur saturasi. Sedangkan seismic 2D tidak mengukur saturasi, walaupun dengan impedance bisa ‘memperkirakan’ saturasi.

Seandainya tidak mampu dengan 4D, sering pula digunakan lapse time 3D. Yaitu 3D sebelum produksi dibandingkan dengan 3D sesudah. Nah, ‘selisih’ keduanya merupakan ‘perubahan’ dari paramater sebelum dan sesudah. Walaupun bukan bukan berarti perubahan dynamic’, kita dapat melihat sejauh mana ‘beda’-nya.

Jadi urgensinya kalau dari sisi perusahaan apakah menguntungkan atau tidak. Seandainya lapangannya sangat besar (giant field) dan banyak minyak ‘tertinggal’ serta perubahannya dianggap kompleks dan 4D dapat ‘mengejar’ minyak-minyak yang ‘sembunyi’ tentusaja 4D akan menguntungkan.