Data
seismik dalam domain waktu menghasilkan struktur semu akibat dari variasi
kecepatan batuan, sehingga konversi waktu ke kedalaman diperlukan untuk
memperoleh gambaran struktur bawah permukaan yang lebih representatif.
Penelitian ini membandingkan dua pendekatan konversi, yaitu konversi langsung
berbasis polynomial fitting dari data checkshot dan pemodelan
kecepatan berbasis well dengan empat
formulasi fungsi kecepatan (V=V0=Vint , V=V0+KZ ,
V=V0+K(Z-Z0) , V=V0+KT) melalui variasi input parameter V0 dan K. Validasi dilakukan
menggunakan marker sumur sebagai kontrol utama. Hasil validasi
menunjukkan bahwa model terbaik adalah fungsi, V=V0+K(Z-Z0) dengan konfigurasi V0 dari well TDR (Time Depth Relationship) surface dan
K dari well TDR (Time Depth
Relationship) constant, menghasilkan nilai RMS (Root Mean
Square) error sebesar 0,277 meter (0,18%) dari marker. Nilai ini menunjukkan akurasi yang jauh lebih baik
dibandingkan dengan model hasil konversi langsung terbaik sebesar 105,69 meter (7,1%) dari marker. Kedua model hanya tervalidasi pada titik sumur, sehingga
ketidakpastian meningkat pada area yang tidak memiliki kontrol sumur. Oleh
sebab itu, dilakukan analisis ketidakpastian secara deterministik. Rentang
ketidakpastian yang dihasilkan berada pada kisaran ±100 m hingga ±500 m dan
dapat diaplikasikan sebagai safety margin dalam perencanaan pemboran.
Peta kedalaman terbaik berdasarkan kedua metode digunakan untuk mengestimasi
nilai estimasi kasar volumetrik pada zona studi kasus FS O60–MFS P,
menghasilkan Original Gas In Place (OGIP) sebesar 77,6 Barrel Cubic Feet (BCF), dengan cadangan terpulihkan sebesar 54,32 BCF setelah
penerapan faktor keterpulihan 70%.
Seismic data recorded in the time
domain produce apparent structures due to variations in rock velocity, making
time to depth conversion necessary to obtain a more representative subsurface
structure. This study compares two conversion approaches, namely direct
conversion based on polynomial fitting of checkshot data and well velocity modeling using four velocity function
formulations (V=V0=Vint, V=V0+KZ, V=V0+K(Z-Z0), V=V0+KT) through variations of the V0 and K input parameters. Validation was conducted
using well markers as the main control. The validation results show that the
best model is the function V=V0+K(Z-Z0) function, with V0 from well TDR (Time Depth
Relationship) surface and K from well TDR (Time Depth Relationship) constant, giving an RMS (Root Mean
Square) error of 0.277 meters (0,18%) from
marker. This value indicates significantly
better accuracy compared to the best direct conversion model, which has an RMS
error of 105.69 meter (7,1%) from marker. Both models were validated only at well control points, leading to increased uncertainty in areas without well control. Therefore,
a deterministic uncertainty analysis was conducted. The resulting uncertainty
ranges from ±100 m to ±500 m and can be applied as a safety margin for drilling
planning. The best depth map derived from best methods was then used to estimate preliminary volumetric values
for the FS O60-MFS P case study zone, giving an Original Gas In
Place (OGIP) of 77.6 Barrel Cubic Feet (BCF), with estimated reserves of
54.32 BCF after applying a 70% recovery factor.
Kata Kunci : Konversi Langsung, Pemodelan Kecepatan, Ketidakpastian, Estimasi Volumetrik.
