ANALISIS DISTRIBUSI RESERVOAR KARBONAT DENGAN …digilib.unila.ac.id/54596/3/SKRIPSI TANPA BAB...

ANALISIS DISTRIBUSI RESERVOAR KARBONAT DENGAN

KOMPLEKS ATRIBUT PADA LAPANGAN “AR” FORMASI

BATURAJA CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

(Skripsi)

Oleh

Winona Audia Rinanda

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

UNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2018

i

ABSTRACT

ANALYSIS OF THE DISTRIBUTION OF CARBONATE

RESERVOAR WITH COMPLEX ATTRIBUTE IN THE FIELD

"AR" BATURAJA FORMATIONS OF SOUTH SUMATRA

BASIN

by


Seismic method of complex attribute is the analysis of seismic attributes tras

complex transforming information separation between amplitude and angle (phase

and frequency). The information in the seismic cross-section mathematically

dimanupulasi to produce a new display that accentuates the amplitude or other

angles. Seismic attributes, so complex it would be better to know the distribution

of seismic on accounting reservoar. The purpose of doing research this time is to

map the distribution, reservoar, direction and determine the location of the wells for

the development of advanced. Research on the data there are 5 data i.e. Wells wells

AR-1, AR-2 and AR-3, AR-AR-4, and 5 and 3D seismic data Post Stack Time

Migration. Methods of analysis used was doing an analysis of the well that is

supported by the analysis of complex attribute associates the value of impedance,

amplitude, and frequency for the spread value. As for complex attribute used is

Coherence, Relative Impedance, the Instantaneous Frequency, Envelope, and

Sweetness. Through fifth attribute generates the value of distribution which

supports with high impedance and high energy anomaly Friday for distribution and

direction mengehtahui reservoar. Of all the attribute can result in overlay to be able

in the analysis for the determination of the location of the well advanced which is

located in the Southwest with the value attribute and the geological layout which is

at altitude specifications (Closure).

Key words: Complex Attributes, impedance, Reservoar.

ii

ABSTRAK




Oleh


Metode seismik atribut kompleks adalah analisis atribut tras seismik kompleks yang

mentransformasikan pemisahan antara informasi amplitudo dan sudut (fasa dan

frekuensi). Informasi dalam penampang seismik secara matematis dimanupulasi

untuk menghasilkan display baru yang menonjolkan amplitudo atau sudut lainnya.

Sehingga, seismik atribut kompleks akan lebih baik untuk mengetahui distribusi

reservoar dari pada seismik konvesional. Tujuan dilakukannya penelitian kali ini

adalah memetakan distribusi, arah reservoar, serta menentukan lokasi sumur untuk

pengembangan lanjutan. Pada data penelitian terdapat 5 data sumur yaitu sumur

AR-1, AR-2, AR-3, AR-4, dan AR-5 dan data seismik 3D Post Stack Time

Migration. Metode analisis yang digunakan adalah melakukan analisis sumur yang

didukung oleh analisis atribut kompleks yang mengaitkan nilai impedansi,

amplitude, dan frekuensi untuk persebaran nilai. Adapun atribut kompleks yang

digunakan adalah Coherence, Relative Impedance, Instantaneous Frequency,

Envelope, dan Sweetness. Melalui kelima atribut menghasilkan nilai persebaran

yang mendukung dengan impedansi tinggi dan anomali energi yang tinggi untuk

mengehtahui distribusi dan arah reservoar. Dari semua hasil atribut dapat di overlay

untuk dapat di analisis untuk penentuan lokasi sumur lanjutan yang terletak di arah

barat daya dengan nilai atribut dan tata letak geologi yang berada pada tinggian

(Closure)

Kata kunci: Atribut Kompleks, Impedansi, Reservoar.




Oleh


Skripsi

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar

SARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik Geofisika

Fakultas Teknik Universitas Lampung

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

UNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2018

vii

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Bandar Lampung pada tanggal 29

September 1996. Penulis merupakan anak pertama dari

pasangan Bapak Teguh Winarno dan Ibu Alna Sari Dewi.

Penulis menyelesaikan pendidikan Taman Kanak-kanak di TK

Kartini pada tahun 2002. Pendidikan Sekolah Dasar di SDN 2

Palapa, pada tahun 2008. Pendidikan Sekolah Menengah

Pertama di SMP N 25 Bandar Lampung, pada tahun 2011. Pendidikan Sekolah

Menengah Atas di SMA N 10 Bandar Lampung, pada tahun 2014.

Pada tahun 2014 penulis melanjutkan studi di perguruan tinggi dan terdaftar sebagai

mahasiswa Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung melalui

jalur SNMPTN Undangan. Pada periode 2014/2015 dan periode 2015/2016 di dalam

organisasi jurusan penulis terdaftar sebagai anggota bidang Sosial Budaya Masyarakat

Himpunan Mahasiswa Teknik Geofisika Bhuwana Universitas Lampung. Pada tahun

2015 s.d. 2017 penulis juga tercatat sebagai anggota divisi Public Relation pada Society

of Exploration Geophysicist (SEG). Penulis juga tercatat telah menjadi Asisten Dosen

mata kuliah Perpetaan selama menjadi mahasiswi. Pada tahun 2017 di bulan Februari

penulis juga telah melaksanakan Kerja Praktek di PT. Pertamina EP, Jakarta dengan

viii

mengambil tema “Karakterisasi Reservoar Batu Pasir “A” Formasi Belumai dengan

Metode Seismik Atribut “. Pada tahun 2017 di bulan Juli penulis melakukan Kuliah

Kerja Nyata di Desa Durian, Kecamatan Padang Cermin, Kabupaten Pesawaran. Penulis

melakukan Tugas Akhir (TA) untuk penulisan skripsi di Petrochina, Jakarta pada

November 2017 Hingga 06 November 2018 dengan skripsi yang berjudul “Analisis

Distribusi Reservoar Karbonat Dengan Kompleks Atribut Pada Lapangan “AR”

Formasi Baturaja Cekungan Sumatera Selatan”.

ix

PERSEMBAHAN

KU PERSEMBAHKAN KARYA SEDERHANAKU INI UNTUK

ALLAH SWT

Terkhusus Mama Cantiikku

ALNA SARI DEWI

dan Papa Tercinta

TEGUH WINARNO

Adikku Tersayang

KEVINDRA GUNAWAN &

REUBEN DAMARA

Teknik Geofisika Universitas Lampung 2014

Keluarga Besar Teknik Geofisika UNILA

Almamater Tercinta Universitas Lampung

ix

MOTTO

“ Teruslah menjadi yang

Terbaik dalam hidup ini”

xi

SANWACANA

Puji syukur senantiasa penulis haturkan kehadirat Allah SWT yang telah

memberikan nikmat dan kesempatan sehingga penulis dapat menyelesaikan Skripsi

dengan judul “Analisis Distribusi Reservoar Karbonat Dengan Kompleks

Atribut Pada Lapangan “AR” Formasi Baturaja Cekungan Sumatera

Selatan”.

Adapun dalam pelaksanaan dan penulisan laporan ini penulis menyadari

bahwa selesainya proses ini tidak lepas dari bimbingan dan dukungan dari berbagai

pihak. Oleh karena itu penulis mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya

kepada:

1. Allah SWT

2. Mama Alna Sari Dewi tercinta yang tak hentinya menjadi motivasi dalam

hidupku yang menjadi panutan dalam hidupku.

3. Papa Teguh Winarno yang terus menjadi Support System dalam hidupku

mengajarkanku banyak hal, menjadi panutan ku dalam melangkah kedepan.

4. Adik – Adik Ku Kevin & Reuben yang menjadi semangat penulis dan tempat

berbagi cerita.

DAFTAR ISI

halaman

ABSTRACT.................................................................................................... i

ABSTRAK..................................................................................................... ii

HALAMAN JUDUL ..................................................................................... iii

HALAMAN PERSETUJUAN ...................................................................... iv

HALAMAN PENGESAHAN ....................................................................... v

HALAMAN PERNYATAAN ....................................................................... vi

RIWAYAT HIDUP ....................................................................................... vii

HALAMAN PERSEMBAHAN .................................................................... ix

MOTTO ........................................................................................................ x

SANWACANA .............................................................................................. xi

DAFTAR ISI ................................................................................................. xiii

DAFTAR GAMBAR..................................................................................... xvi

DAFTAR TABEL ......................................................................................... xvii

I. PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang ................................................................................ 1

1.2. Tujuan Penelitian ............................................................................ 2

1.3. Batasan Masalah ............................................................................. 2

II. TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan ................................ 3

xiii

2.2. Kondisi Fisiografis .......................................................................... 6

2.3. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatra Selatan .............................. 8

III. TEORI DASAR

3.1. Konsep Dasar Seismik Refleksi...................................................... 19

3.2. Komponen Seismik Refleksi ........................................................... 21

3.3. Impedansi Akustik .......................................................................... 22

3.4. Koefisien Refleksi........................................................................... 23

3.5. Polaritas .......................................................................................... 25

3.6. Fasa ................................................................................................ 26

3.7. Wavelet........................................................................................... 26

3.8. Seismogram Sintetik ....................................................................... 29

3.9. Survey Checkshot ........................................................................... 31

3.10. Penafsiran Struktur........................................................................ 31

3.11. Seismik Atribut ........................................................................... 33

3.12. RMS Amplitudo ............................................................................ 34

3.13. Amplitude Variation with Offset (AVO) ....................................... 35

3.14 .Atribut Variance............................................................................ 36

3.15. Atribut Intensitas Refleksi (Reflection Intensity) ........................... 37

3.16. Jenis Log....................................................................................... 39

IV. METODE PENELITIAN

4.1. Waktu dan Tempat Penelitian.......................................................... 47

4.2. Metode Penelitian ........................................................................... 47

4.3. Perangkat Lunak ............................................................................. 47

4.4. Data Penelitian ................................................................................ 48

4.5. Pengolahan data .............................................................................. 53

4.6. Diagram Alir Penelitian .................................................................. 66

IV. HASIL PENGAMATAN DAN PEMBAHASAN

5.1. Interpretasi Well Section.................................................................. 67

5.2. Analisis Petrofisika. ........................................................................ 68

5.3. Analisis Sensitivitas..........................................................................70

5.4. Analisis Well Seismic Tie ................................................................ 73

xiv

5.5. Interpretasi Patahan dan Horizon..................................................... 76

5.6. Interpretasi Time Structure Map dan Depth Structure Map .............. 81

5.7. Interpretasi Atribut Kompleks ......................................................... 83

5.8. Interpretasi Sumur Usulan ............................................................... 88

VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

xiv

DAFTAR GAMBAR

halaman

Gambar 1. Geologi Regional Penelitian ............................................................6

Gambar 2. Kolom Stratigrafi dari Cekungan Sumatera Selatan........................9

Gambar 3. Proses seismik refleksi.....................................................................20

Gambar 4. Pemantulan dan pembiasan gelombang pada bidang batas .............21

Gambar 5. Komponen dasar tras seismik ..........................................................22

Gambar 6. Koefisien refleksi.............................................................................24

Gambar 7. Ilustrasi hubungan geologi dan seismik...........................................24

Gambar 8. Polaritas normal dan polaritas reverse .............................................25

Gambar 9. Macam-macam fasa pada wavelet ...................................................26

Gambar 10. Wavelet ..........................................................................................27

Gambar 11. Sintetik seismogram.......................................................................30

Gambar 12. Survei checkshot ............................................................................31

Gambar 13. Low pass filtering ..........................................................................32

Gambar 14. High pass filtering .........................................................................32

Gambar 15. Band pass filtering .........................................................................32

Gambar 16. Klasifikasi atribut seismik .............................................................34

Gambar 17. Ilustrasi perhitungan RMS Amplitude...........................................35

xvi

Gambar 19. Perbandingan antara tras seismik dan envelope ............................38

Gambar 20. Perubahan dari puncak ke palung pada jejak seismik. ..................39

Gambar 21. Log Gamma ray .............................................................................40

Gambar 22. Log Resistivity...............................................................................41

Gambar 23. Log NPHI dan RHOB....................................................................43

Gambar 24. Seismik 3D post stack time migration ...........................................49

Gambar 25. Tampilan log pada sumur AR-1 ....................................................50

Gambar 26. Peta Basemap.................................................................................51

Gambar 27. Contoh tampilan log Checkshot pada Sumur AR-1 ......................51

Gambar 28. Contoh Tampilan Data Marker pada Sumur AR-1 ........................52

Gambar 29. Tampilan korelasi sumur pada data penelitian ..............................53

Gambar 30. Ekstrasi Wavelet ............................................................................54

Gambar 31. Hasil Well to Seismic Tie pada Sumur AR-1 ................................55

Gambar 32. Hasil Picking Horizon XLine 1560. ..............................................56

Gambar 33. Pola Sesar pada data Seismik 2D...................................................57

Gambar 34. Pola Sesar pada data Seismik 3D...................................................57

Gambar 35. Memperlihatkan grafik regresi linier pada lapisan Int ..................59

Gambar 36. Regresi linier hubungan domain waktu dan kedalaman ................60

Gambar 37. Tampilan Log P-Impedance pada Sumur AR-1 ............................61

Gambar 38. Diagram alir penelitian ..................................................................66

Gambar 38. Hasil dari Cross Section.................................................................67

Gambar 39. Analisis Petrofisika pada sumur AR-1 ..........................................69



xvii

Gambar 42. Analisis Sensitivitas pada sumur AR-1 .........................................71





Gambar 47. Hasil Well Seismic Tie AR-1 ........................................................74





Gambar 52. Interpretasi Patahan dengan data seismik 2D ................................77

Gambar 53. Interpretasi Patahan dengan data seismik 3D ................................77

Gambar 54. Interpretasi Horizon dengan data seismik 2D................................79

Gambar 55. Tampilan Lateral Picking Horizon ................................................80

Gambar 56. Tampilan Hasil Time Strructure Map dan Depth Structure Map ..81

Gambar 57. Tampilan Hasil Time Strructure Map dan Depth Structure Map ..82

Gambar 58. Tampilan Hasil Thickness Map .....................................................82

Gambar 59. Interpretasi Atribut Coherence ......................................................83

Gambar 60. Interpretasi Atribut Relative Impedance........................................84

Gambar 61. Interpretasi Atribut Intantaneous Frequency .................................85

Gambar 62. Interpretasi Atribut Envelope ........................................................86

Gambar 63. Interpretasi Atribut Sweetness .......................................................87

Gambar 64. Peta Overlay atribut Kompleks untuk Sumur Usulan....................88

xviii

DAFTAR TABEL

halaman

Tabel 1. Jadwal Kegiatan .................................................................... 47

Tabel 2. Kelengkapan data log ............................................................ 50

Tabel 3. Hasil Korelasi Well Seismic Tie. ........................................... 76

xviiii

xii

5. PetroChina sebagai institusi yang telah memberikan kesempatan untuk

melaksanakan Tugas Akhir.

6. Bapak Andri Syafriya dan Bapak MN. Alamsyah selaku pembimbing saya

Petrochina pada divisi Eksplorasi. Terima kasih atas segala pembelajaran,

bimbingan untuk penulis.

7. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T. selaku pembimbing I yang selalu

memberikan masukan, arahan serta motivasi dalam penulisan skripsi ini.

8. Bapak Rustadi, S.Si., M.T. selaku pembiming II yang memberikan bimbingan,

saran dan kritik dalam proses penyelesaian skripsi ini.

9. Bapak Dr. Ordas Dewanto. S.Si., M.Si selaku pembahas dalam Tugas Akhir;

10. Dosen-dosen dan Staff Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung yang

saya hormati terima kasih untuk semua ilmu yang diberikan.

11. Nabila Prastika Putri, S.T terima kasih sebagai sahabat yang telah menemani

perjuangan penulis dalam susah maupun senang, semoga kelak persahabatan ini

selalu awet dan semoga kelak masa depan kita cerah.

12. Diajeng Kherendia terima kasih sebagai sahabat yang telah menemani

perjuangan penulis dalam susah maupun senang, semoga kelak persahabatan ini

selalu awet dan semoga kelak masa depan kita cerah.

13. Sahabat Seperjuangan Kampus penulis Aulia Huda, Indah Idenk, M. Niko

Febridon, Ridho Reski, dan Agra Kuasa Julian terima kasih telah menjadi

semangat, motivator, dan sahabat penulis semoga kelak masa depan kita cerah

dan persahabatan ini akan selamanya.

xiii

14. Teman seperjuangan Tugas Ahkir di Petrochina Nisrina, Rifian , Rizal, Surya,

Hafiz, Masha, dan Desi terima kasih telah memotivasi penulis, saling tolong

menolong, semoga kita sukses di masa depan.

15. Keluarga Besar Teknik Geofisika Angkatan 2014, Terima kasih banyak telah

menjadi angkatan yang luar biasa banyak sekali kenangan yang tidak dapat

dilupakan, terima kasih banyak untuk motivasi, bantuan, dan segalanya.

16. Semua pihak yang tidak dapat dituliskan satu per satu atas bantuan dan

dukungannya dalam perjalananan penulis dari perkuliahan hingga

menyelesaikan skripsi.

Penulis memohon maaf apabila dalam penulisan skripsi ini memiliki kesalahan atau

ketidak sempurnaan. Semoga dengan adanya laporan ini dapat bermanfaat bagi

pembaca. Kritik dan saran yang membangun penulis sangat diharapkan untuk

kebaikan penulis menjadi lebih baik.

Bandar Lampung, 6 November 2018

Penulis,

Winona Auda Rinanda

I. PENDAHULUAN

1.1.Latar Belakang

Di Indonesia mempunyai beberapa cekungan hidrokarbon yang memiliki

potensi dikembangkan untuk dapat berproduksi. Cekungan tersebut diantaranya

Cekungan Sumatera Selatan. Eksplorasi telah banyak dilakukan penelitian pada

Cekungan Sumatera Selatan pada saat ini peneliti banyak mengembangkan

penelitian terdahulu untuk dapat mengembangkan potensi pada Cekungan

Sumatera Selatan.

Berdasarkan hasil interpretasi eksplorasi terdahulu, telah dijumpai singkapan

litologi batuan terumbu karbonat pada formasi Baturaja (Miharno, 2016). Batuan

karbonat adalah batuan sedimen yang terdiri dari garam karbonat. Dalam

prakteknya adalah gamping (limestone) dan dolomit (Koesoemadinata, 1987).

Struktur batuan karbonat sendiri cenderung memiliki porositas dan permeabilitas

yang heterogen. Namun untuk penelitian yang akan dilakukan mendapatkan

geometri karbonat.

Oleh karena itu, pada penlitian kali ini metode yang digunakan adalah metode

seismik atribut kompleks. Adapun, atribut kompleks adalah analisis atribut tras

seismik kompleks yang mentransformasikan pemisahan antara informasi amplitudo

dan sudut (fasa dan frekuensi). Informasi dalam penampang seismik secara

2

matematis dimanupulasi untuk menghasilkan display baru yang menonjolkan

amplitudo atau sudut lainnya. Sehingga, seismik atribut kompleks akan lebih baik

untuk mengetahui distribusi reservoar dari pada seismik konvesional. Seismik

konvensional informasi yang dihasilkan hanya menggambarkan batas lapisan.

Pada penelitian kali ini akan menggunakan seismik atribut kompleks pada

lapangan “AR” formasi Baturaja yang terletak pada Cekungan Sumatera Selatan

untuk dapat menganalisis dan mengetahui distribusi arah reservoar dengan litologi

batuan karbonat. Dari penelitian ini diharapkan mampu menghasilkan sumur

lanjutan pada lapangan “AR” untuk mengembangkan eksplorasi dengan metode

seismik atribut.

1.2. Tujuan Penelitian

Tujuan dari penelitian ini adalah sebagai berikut meliputi:

1. Mengidentifikasi reservoar berdasarkan data sumur.

2. Memetakan distribusi dan arah reservoar menggunakan seismik atribut.

3. Menentukan lokasi sumur untuk pengembangan lanjutan lapangan “AR” dari

hasil seismik atribut.

1.3. Batasan Masalah

Batasan masalah dalam penelitian ini adalah sebagai berikut :

1. Penelitian ini di terapkan pada Formasi Baturaja dan Formasi Talang Akar Atas.

2. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah seismik 3D Post Stack dan

data sumur yang tersedia pada Lapangan “AR”. Data seismik yang digunakan

berada pada interval inline 5-779 dan interval xline 550-1962.

II. TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan

Secara umum, Pulau Sumatra terdiri atas tiga buah cekungan besar. Ketiga buah

cekungan itu adalah North Sumatra Basin, Central Sumatra Basin dan South Sumatra

Basin. Wilayah penelitian berada di South Sumatra Basin atau Cekungan sumatera

selatan. Cekungan Sumatera Selatan (South Sumatra Basin) dibatasi oleh Paparan

Sunda di sebelah timur laut, daerah Lampung High di sebelah Tenggara, Pegunungan

Bukit Barisan di sebelah baratdaya serta Pegunungan Dua Belas dan Tiga Puluh High

di sebelah barat laut (Pulunggono, 1992).

Geologi Cekungan Sumatera Selatan adalah suatu hasil kegiatan tektonik yang

berkaitan erat dengan penunjaman Lempeng Indi-Australia, yang bergerak ke arah

utara hingga timur laut terhadap Lempeng Eurasia yang relatif diam. Gambaran

struktur geologi regional pada Cekungan Sumatera Selatan dapat dilihat pada Gambar

1, Zona penunjaman lempeng meliputi daerah sebelah barat Pulau Sumatera dan

selatan Pulau Jawa. Beberapa lempeng kecil (micro-plate) yang berada di antara zone

interaksi tersebut turut bergerak dan menghasilkan zona konvergensi dalam berbagai

bentuk dan arah. Penunjaman lempeng Indi-Australia tersebut dapat mempengaruhi

keadaan batuan, morfologi, tektonik dan

struktur di Cekungan Sumatera Selatan. Tumbukan tektonik lempeng di Pulau

Sumatera menghasilkan jalur busur depan, magmatik, dan busur belakang.

Pada Gambar 1 yaitu pada peta Geologi regional penelitian dikehtahui letak dari

zona sesar dan zona subduksi pada daerah penelitian. Cekungan Sumatera Selatan

telah mengalami tiga kali proses orogenesis, yaitu yang pertama adalah pada

Mesozoikum Tengah, kedua pada Kapur Akhir sampai Tersier Awal dan yang ketiga

pada Plio-Plistosen. Orogenesis Plio- Plistosen menghasilkan kondisi struktur geologi

saat ini. Tektonik dan struktur geologi daerah Cekungan Sumatera Selatan dapat

dibedakan menjadi tiga kelompok, yaitu, zona Sesar Semangko, zona perlipatan yang

berarah baratlaut tenggara dan zona sesar-sesar yang berhubungan erat dengan

perlipatan serta sesar - sesar Pra-tersier yang mengalami peremajaan. Sesar – sesar

yang terbentuk akibat dari proses geologi pada Cekungan Sumatera Selatan memiliki

peranan yang sangat penting dalam sistem perminyakan di daerah cekungan tersebut.

Dimana rekahan – rekahan yang merupakan hasil dari proses tektonik yang

menghasilkan sesar berperan sebagai jalur migrasi bagi hidrokarbon menuju reservoir.

Dan sesar – sesar yang telah mengalami peremajaan berperan sebagai perangkap yang

menjebak hidrokarbon yang telah bermigrasi tersebut

5

Gambar 1. Geologi regional penelitian (Heidrick dan Aulia, 1993).

2.2 Kondisi Fisiografis

Secara fisiografis Cekungan Sumatra Selatan merupakan Cekungan Tersier

berarah barat laut-tenggara, yang dibatasi Sesar Semangko dan Bukit Barisan di

sebelah barat daya, Paparan Sunda di sebelah timur laut, Tinggian Lampung di sebelah

tenggara yang memisahkan cekungan tersebut dengan Cekungan Sunda, serta

Pegunungan Dua Belas dan Pegunungan Tiga Puluh di sebelah barat laut yang

memisahkan Cekungan Sumatra Selatan dengan Cekungan Sumatera Tengah.

Blake (1989) menyebutkan bahwa daerah Cekungan Sumatera Selatan merupakan

cekungan busur belakang berumur Tersier yang terbentuk sebagai akibat adanya

6

interaksi antara Paparan Sunda (sebagai bagian dari lempeng kontinen Asia) dan

lempeng Samudera India. Daerah cekungan ini meliputi daerah seluas 330 x 510 km2,

dimana sebelah barat daya dibatasi oleh singkapan Pra-Tersier Bukit Barisan, di

sebelah timur oleh Paparan Sunda (Sunda Shield), sebelah barat dibatasi oleh

Pegunungan Tigapuluh dan ke arah tenggara dibatasi oleh Tinggian Lampung.

Menurut Salim et al. (1995), Cekungan Sumatera Selatan terbentuk selama Awal

Tersier (Eosen- Oligosen) ketika rangkaian(seri) graben berkembang sebagai reaksi

sistem penunjaman menyudut antara lempeng samudra Hindia dibawah lempeng

benua Asia. Menurut De Coster, 1974 (dalam Salim, 1995), diperkirakan telah terjadi

3 episode orogenesa yang membentuk kerangka struktur daerah Cekungan Sumatera

Selatan yaitu orogenesa Mesozoik Tengah, tektonik Kapur Akhir–Tersier awal dan

Orogenesa Plio-Plistosen.

Episode pertama, endapan-endapan Paleozoik dan Mesozoik termetamorfosa,

terlipat dan terpatahkan menjadi bongkah struktur dan diintrusi oleh batolit granit

serta telah membentuk pola dasar struktur cekungan. Menurut Pulunggono (1992),

fase ini membentuk sesar berarah barat laut- tenggara yang berupa sesar-sesar geser.

Episode kedua pada Kapur Akhir berupa fase ekstensi menghasilkan gerak-gerak

tensional yang membentuk graben dan horst dengan arah umum utara-selatan.

Dikombinasikan dengan hasil orogenesa Mesozoik dan hasil pelapukan batuan-

batuan Pra-Tersier, gerak gerak tensional ini membentuk struktur tua yang

mengontrol pembentukan Formasi Pra-Talang akar.

Episode ketiga berupa fase kompresi pada Plio-Plistosen yang menyebabkan

pola pengendapan berubah menjadi regresi dan berperan dalam pembentukan

7

struktur perlipatan dan sesar sehingga membentuk konfigurasi geologi sekarang.

Pada periode tektonik ini juga terjadi pengangkatan Pegunungan Bukit Barisan yang

menghasilkan sesar mendatar Semangko yang berkembang sepanjang Pegunungan

Bukit Barisan. Pergerakan horisontal yang terjadi mulai Plistosen Awal sampai

sekarang mempengaruhi kondisi Cekungan Sumatera Selatan dan Tengah sehingga

sesar-sesar yang baru terbentuk di daerah ini mempunyai perkembangan hampir

sejajar dengan sesar Semangko. Akibat pergerakan horisontal ini, orogenesa yang

terjadi pada Plio- Plistosen menghasilkan lipatan yang berarah barat laut- tenggara

tetapi sesar yang terbentuk berarah timur laut-barat daya dan barat laut- tenggara.

Jenis sesar yang terdapat pada cekungan ini adalah sesar naik, sesar mendatar dan

sesar normal.

Kenampakan struktur yang dominan adalah struktur yang berarah barat laut-

tenggara sebagai hasil orogenesa Plio- Plistosen. Dengan demikian pola struktur yang

terjadi dapat dibedakan atas pola tua yang berarah utara-selatan dan barat laut-

tenggara serta pola muda yang berarah barat laut- tenggara yang sejajar dengan Pulau

Sumatera.

2.3. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatra Selatan

Pada dasarnya stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan dikenal satu daur besar

(megacycle) yang terdiri dari suatu transgresi dan kemudian diikuti oleh regresi.

Kelompok fase transgresi disebut kelompok Telisa yang terdiri dari Formasi Lahat,

Talang Akar, Baturaja dan Formasi Gumai, sedangkan kelompok fase regresi disebut

kelompok Palembang yang terdiri dari Formasi Air Benakat, Muara Enim dan Formasi

8

Kasai. Berikut diberikan gambaran secara umum mengenai stratigrafi Cekungan

Sumatera Selatan.Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan dibagi menjadi tiga

kelompok yaitu kelompok batuan Pra-Tersier, kelompok batuan Tersier serta

kelompok batuan Kuarter (Koesoemadinata,1980).

Berikut merupakan penjelasan dari masing – masing formasi yang terdapat pada

Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan yang terlihat pula pada Gambar 2

(Ginger dan Fielding, 2005) :

Gambar 2. Kolom Stratigrafi dari Cekungan Sumatera Selatan (Ginger dan

Fielding, 2005).

9

1. Batuan Dasar

Menurut Ginger dan Fielding (2005), batuan dasar atau basement Cekungan

Sumatera Selatan tersusun oleh pertemuan kompleks antara batuan beku, metamorf,

dan batuan sedimen, yang masing-masing memiliki umur dan komposisi yang

berbeda-beda dengan konfigurasi batuan dasar berorientasi barat laut-tenggara.

Batuan dasar yang paling tua diperkirakan merupakan bagian dari lempeng mikro

Malaka, yang membentang di bagian utara dan selatan dari cekungan ini. Lebih jauh

ke bagian selatan terdapat sisa-sisa deformasi lempeng mikro Mergui. Lempeng

mikro Malaka dan Mergui dipisahkan oleh kumpulan Mutus, fragmen terdeformasi

yang muncul akibat tumbukan. Morfologi batuan dasar tersebut dipercaya

mempengaruhi morfologi rift Eosen- Oligosen, dan proses Inversi / strike-slip pada

Plio-Plistosen, dengan keberadaan karbondioksida dalam gas hidrokarbon maupun

saat ekstensi pada rekahan dalam batuan dasar.

2. Formasi Lahat

Formasi ini terdiri dari tuf, aglomerat, batulempung, batupasir tufaan,

konglomeratan dan breksi yang berumur Eosen Akhir hingga Oligosen Awal.

Pengendapan di Cekungan Sumatera Selatan mulai berlangsung pada Eosen

sampai Oligosen Awal (Ginger dan Fielding, 2005). Formasi ini umumnya

menipis atau hilang di bagian tepi graben dan pada tinggian intra-graben, tetapi

ketebalannya dapat mencapai lebih dari 1000 m di sub-cekungan Palembang

Selatan dan Palembang Tengah. Formasi ini terletak secara tidak selaras diatas

10

batuan dasar, yang terdiri ataslapisan-lapisan tipis tuf andesitik yang secara

berangsur berubah keatasmenjadi batu lempung tufaan. Selain itu breksi andesit

berselingan denganlava andesit, yang terdapat dibagian bawah. Formasi Lahat

terbentuk dengan batas yang tidak jelas akibat penipisan dan pengangkatan.

Anggota Lahat terdapat diatas kedua sayap antiklin Pendopo. Bagian distal

cekungan merupakan kontak dengan Formasi Talang Akar yang diinterpretasikan

sebagai tipe paraconformity.

3. Formasi Talang Akar

Formasi Talang Akar terdiri atas batupasir, yang mengandung kuarsa dan

ukuran butirnya pada bagian bawah kasar dan semakin atas semakin halus. Pada

bagian teratas batupasir ini berubah menjadi batupasir konglomeratan atau

breksian. Batupasir berwarna putih sampai coklat keabuan dan mengandung mika,

terkadang terdapat selang seling batu lempung coklat dengan batubara, pada

anggota ini terdapat sisa-sisatumbuhan dan batubara, ketebalannya antara 40 – 830

meter. Sedimen-sedimen ini merupakan endapan fluviatil sampai delta.Formasi ini

berumur Oligosen Akhir hingga Miosen Awal. Ketebalan formasi ini pada

bagianselatan cekungan mencapai 460 – 610 meter, sedangkan pada bagian

utaracekungan mempunyai ketebalan kurang lebih 300 meter(Anonim, 2012).

Selama fase penurunan termal syn-rift akhir sampai post-rift awal dari evolusi

tektonik Cekungan Sumatera Selatan, terjadi pengendapan pada lingkungan

fluviatil dan delta yang luas di hampir seluruh cekungan. Suatu pola sedimentasi

mulai dari sedimen proximal kaya pasir sampai sedimen distal miskin pasir dari

8

11

lingkungan meander dan overbanks bersisian dengan sedimen-sedimen daerah

tepi laut sampai sedimen laut seiring dengan menerusnya gejala penurunan

cekungan. Endapan-endapan ini sering sangat tebal di pusat cekungan dan menipis

ke arah tinggian dan tepi cekungan. Formasi Talang Akar terbentuk secara tidak

selaras dengan tipe berupa paraconformity pada Oligosen Akhir – Miosen Awal

diatas Formasi Lemat atau Batuan Pra-Tersier dan selaras dibawah Formasi Gumai

atau Anggota Gamping Basal Gumai / Baturaja.

4. Formasi Baturaja

Formasi Baturaja diendapkan pada Kala Miosen Awal menumpang secara

tidak selaras di atas Formasi Talang Akar.Terdiri dari batu gamping terumbu dan

batupasir gampingan. Di gunung Gumai tersingkap dari bawah keatas berturut-

turut napal tufaan, lapisan batugamping koral, batupasir napalan kelabu putih.

Lingkungan Pengendapannya adalah laut dangkal. Transgresi berlangsung

menerus sampai Miosen awal dengan pengendapan serpih di daerah-daerah

graben dan kondisi laut dangkal di daerah-daerah tinggian masuk ke cekungan

atau intrabasinal dan sebagian besar bagian timur cekungan. Produksi karbonat

besar-besaran terjadi pada saat ini dan menghasilkan pengendapan batugamping

baik di bagian platform dari tepi cekungan maupun sebagai terumbu di bagian

tinggian masuk cekungan atau intra-basinal. Reservoir karbonat berkualitas

tinggi umum dijumpai di bagian selatan cekungan, namun lebih sedikit di sub-

cekungan Jambi di utara cekungan (Ginger dan Fielding, 2005).

12

Porositas sekunder berkembang ke arah Selatan dan Timur. Formasi Baturaja

terdiri dari batuan karbonat sedangkan bagian bawah umumnya merupakan

litologi serpih dengan lapisan tipis batugamping. Ketebalan formasi ini berkisar

antara 250-400 feet atau 76 -120 m yang umumnya dijumpai pada batugamping

yang diakibatkan oleh relief topografi yang tidak teratur dari batuan Pra-Tersier.

5. Formasi Gumai

Formasi Gumai ini terdiri atas napal tufaan berwarna kelabu cerah

sampaikelabu gelap.Kadang-kadang terdapat lapisan-lapisan batupasir

glaukonityang keras, tuff, breksi tuff, lempung serpih dan lapisan tipis

batugamping (Van Bemmelen, 1949).

Formasi Gumai merupakan unit Tersier dengan penyebaran luas dan

pengendapannya terjadi saat transgresi laut maksimum. Formasi ini dicirikan oleh

serpih fosiliferous dan terdapat lapisan batugamping yang memiliki komposisi

glaukonit. Pada tepi dan area paparan cekungan dijumpai fasies laut dangkal terdiri

dari batulanau, batupasir halus serta batugamping yang terdapat bersama serpih.

Menurut Ginger dan Fielding (2005) Formasi Gumai terbentuk pada lingkungan

laut dalam menuju lingkungan transisi pada Kala Miosen Awal- Miosen Tengah,

memilki ketebalan berkisar antara 6000-9000 feet (1800-2700 meter).

6. Formasi Air Benakat

Formasi Air Benakat diendapkan secara selaras di atas Formasi Gumai dan

merupakan awal terjadinya fase regresi. Formasi ini terdiri dari batulempung putih

13

kelabu dengan sisipan batupasir halus, batupasir abu-abu hitam kebiruan,

glaukonitan setempat terdapat komposisi lignit dan di bagian atas terdapat

komposisi tufaan sedangkan bagian tengah kaya akan fosil foraminifera.

Ketebalan Formasi Air Benakat bervariasi antara 100-1300 m. Formasi ini

berumur dari Miosen Akhir hingga Pliosen.Litologinya terdiriatas batupasir

tufaan, sedikit atau banyak lempung tufaan yang berselangselingdengan

batugamping napalan atau batupasirnya semakin keatassemakin berkurang

kandungan glaukonitnya. Lokasi tipe formasi ini terletak diantara AirBenakat dan

Air Benakat Kecil (kurang lebih 40 km sebelah utarabaratlautMuara Enim

(Lembar Lahat).Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut dangkal. Kondisi

laut dalam yang berlangsung pada akhir Miosen Awal secara gradual digantikan

oleh kondisi laut dangkal dan kemudian oleh tepi laut sebagai hasil dari

berlanjutnya pasokan sedimen dari tepi cekungan kecuali di bagian-bagian pusat

cekungan. Batupasir yang merupakan hasil dari pengendapan di lingkungan laut

dangkal dengan kualitas tinggi secara luas diendapkan di Cekungan Sumatera

Selatan. Pada tepi cekungan, berkembang kondisi laut dangkal dan dataran pantai.

7. Formasi Muara Enim

Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Air Benakat pada

lingkungan laut dangkal, pada dataran delta dan non marin. Ketebalan formasi ini

500-1000 m, terdiri dari litologi batupasir, batulempung , batulanau dan batubara.

Batupasir pada formasi ini dapat memiliki komposisi glaukonit dan debris

volkanik. Formasi Muara Enim mewakili tahap akhir dari fase regresi yang

14

berumur Tersier. Sedimen Miosen Akhir di Cekungan Sumatera Selatan

merekam suatu periode meningkatnya aktifitas volkanisme dan munculnya

Pegunungan Barisan, di sebelah barat, sebagai sumber utama input sedimen ke

dalam cekungan Pada FormasiMuara Enim juga terdapat oksida besi berupa

konkresi - konkresi dan kayu yang terfosilkan atau silisified wood. Sedangkan

batubara yang terdapat pada disini umumnya berupa lignit. Formasi Muara Enim

berumur Miosen Akhir-Pliosen Awal.

8. Formasi Kasai

Formasi ini mengakhiri siklus susut laut. Formasi Kasai diendapkan secara

selaras di atas Formasi Muara Enim dengan ketebalan 850 – 1200 m. Pada bagian

bawah terdiri atas batupasir tufan dengan beberapa selingan batulempung tufaan,

kemudian terdapat konglomerat selang-seling lapisan-lapisan batulempung

tufaan dan batupasir yang lepas, pada bagian teratas terdapat lapisan tuf

batuapung yang mengandung sisa tumbuhan dan kayu terkersikkan berstruktur

sediment silang siur, lignit terdapat sebagai lensa-lensa dalam batupasir dan

batulempung tufan.

Selama Pliosen, volkanisme besar-besaran di Pegunungan Barisan

menyebabkan semakin meningkatnya komponen volkaniklastik dan regresi yang

terjadi menghasilkan kondisi lingkungan darat di sebagian besar Sumatera Selatan.

Formasi Kasai berumur Pliosen Akhir-Plistosen Awal.

15

2.4.Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan

Seperti pada cekungan-cekungan lain, pada Cekungan Sumatera Selatan,

terdapat lima bagian sistem petroleum yang tentunya dipengaruhi oleh kondisi

geologi regional maupun lokal yang ada pada daerah tersebut. Berdasarkan

pembentukan geologi regional, Cekungan Sumatra Selatan terjadi beberapa fase

tektonik yang mempengaruhi dalam pembentukan geometri basement maupun

sedimen yang ada diatasnya sehingga terdapat beberapa kemungkinan yang

membuat batuan-batuan tersebut dapat bertindak sebagai bagian dari sistem

hidrokarbon tersebut.

Berdasarkan Suta (2003) yang dapat dilihat pada Gambar 3, berikut

merupakan petroleum system yang berkembang di Blok Jabung, Cekungan

Sumatera Selatan yang merupakan lokasi penelitian pada Tugas Ahkir ini

1. Batuan Induk (Source rock)

Hidrokarbon di Blok Jabung Cekungan Sumatera Selatan berasal dari batuan

induk yang mengalami rekahan yaitu batu lempung hitam Formasi Lemat (de

Coster, 1974), lignit atau batubara, batulempung Formasi Talang Akar dan

batulempung Formasi Gumai yang terbentuk pada waktu Eosen. Batuan induk

tersebut terkena tekanan overburden yang sangat intensif pada Oligosen –

Plistosen sehingga membuatnya matang dan hidrokarbon mengalami generasi

pada Miosen - Plistosen.

Formasi Lemat mengalami perubahan fasies yang cepat kearah lateral

sehingga bertindak sebagai batuan induk dengan komposisi material organik 1,2-

3 %. Landaian suhu berkisar 4,8-5,30C/100 m, sehingga kedalaman pembentukan

16

minyak yang komersil terdapat pada kedalaman 2000-3000 meter. Sistem

pemanasan dalam dapur batuan induk di Cekungan Sumatera Selatan adalah akibat

panas yang dihasilkan oleh bidang-bidang sesar yang terbuka pada graben / half

graben, sehingga cukup untuk menghasilkan hidrokarbon.

2. Migrasi

Migrasi hidrokarbon di Blok Jabung, Cekungan Sumatera Selatan ditafsirkan

sebagai migrasi lateral dan migrasi vertikal yang terjadi pada Miosen hingga

Plistosen dari Formasi Gumai sampai dengan Formasi Kasai (terlihat pada Gambar

2.4). Migrasi lateral terjadi pada bagian dalam cekungan yang mengakibatkan

adanya pengisian hidrokarbon pada perangkap-perangkap stratigrafi seperti

pinchout dan sebagainya. Migrasi secara vertikal terjadi melalui bidang patahan

dan bidang ketidakselarasan antara batuan dasar dengan lapisan sedimen

diatasnya. Pada blok Jabung ini migrasi sekunder tersebut yang memegang

peranan penting dalam proses akumulasi dan pemerangkapan hidrokarbon,

mengingat posisi perangkap merupakan daerah tinggian purba atau old basement

high.

3. Batuan Reservoir

Lapisan batupasir yang terdapat dalam Formasi Talang Akar yang terbentuk

pada Oligosen Akhir – Miosen Awal, Formasi Gumai yang terbentuk pada Miosen

Awal- Miosen Tengah dan Formasi Air Benakat yang terbentuk padaMiosen

Tengah - Miosen Akhir merupakan batupasir yang berperan sebagai batuan

reservoir pada Blok Jabung, Cekungan Sumatera Selatan. Potensi tersebut telah

17

terbukti pada beberapa sumur eksplorasi yang telah dikelola oleh Petrochina

International Companies in Indonesia seperti pada sumur NEB 2, NE 2, Berkah

1, sumur – sumur pada lapangan Geragai, dan lapangan Makmur.

4. Perangkap (Traps)

Perangkap hidrokarbon di Blok Jabung, Cekungan Sumatera Selatan

merupakan struktur sesar, baik sesar normal maupun sesar geser yang terdapat

pada Formasi Gumai, Formasi Air Benakat, Formasi Muara Enim dan Formasi

Kasai yang terbentuk pada Miosen sampai Plistosen. Terdapat pula perangkap

stratigrafi berupa batugamping terumbu Formasi Baturaja yang terbentuk pada

Miosen Awal akibat dari perubahan fasies dari Formasi Talang Akar.

Batuan penutup pada Blok Jabung, Cekungan Sumatera Selatan merupakan

lapisan lempung yang tebal dari Formasi Talang Akar yang terbentuk pada

Oligosen Akhir – Miosen Awal, Formasi Gumai yang terbentuk pada Miosen

Awal – Miosen Tengah, Formasi Air Benakat yang terbentuk pada Miosen Tengah

- Miosen Akhir dan Formasi Muara Enim.yang terbentuk pada Miosen Akhir-

Pliosen Awal. Selain itu, terjadinya perubahan fasies kearah lateral atau adanya

sesar-sesar akibat dari fase kompresional pada Miosen – Plistosen dapat juga

bertindak sebagai penutup atau tudung pada blok Jabung ini.

15

18

III. TEORI DASAR

3.1 . Konsep Dasar Seismik Refleksi

Metode seismik adalah metode eksplorasi yang menggunakan prinsip

penjalaran gelombang untuk penyelidikan di bawah permukaan bumi. Dalam

proses penjalarannya, gelombang seismik memiliki kecepatan rambat gelombang

yang dipengaruhi oleh sifat elastisitas batuan. Setiap batuan penyusun kerak bumi

memiliki rapat massa yang berbeda-beda berdasarkan komposisi penyusunnya.

Perbedaan rapat massa inilah yang mempengaruhi kecepatan rambat gelombang

seismik di dalam permukaan bumi. Fenomena perambatan gelombang merupakan

efek dari adanya gangguan sumber gelombang yang menyebabkan terjadinya

pergeseran ataupun peregangan partikel-partikel penyusun medium

(Ariyanto,2011)

Pada Gambar 3 diilustrasikan bahwa gelombang yang datang mengenai

lapisan-lapisan batuan akan mengalami pemantulan, pembiasan, dan penyerapan.

Respon batuan terhadap gelombang yang datang akan berbeda-beda tergantung

sifat fisik batuan yang meliputi densitas, porositas, umur batuan, kepadatan, dan

kedalaman batuan. Gelombang yang dipantulkan akan ditangkap oleh geofon di

permukaan dan diteruskan ke instrumen untuk direkam. Hasil rekaman akan

mendapatkan penampang seismik

Gambar 3. Proses seismik refleksi (Ariyanto, 2011)

Gelombang seismik mempunyai respon yang sama dengan respon gelombang

cahaya, sehingga hukum-hukum yang berlaku untuk gelombang cahaya berlaku

juga untuk gelombang seismik yang dapat dilihat pada Gambar 4. Hukum-hukum

tersebut antara lain, Prinsip Huygens yang mengatakan bahwa gelombang

menyebar dari sebuah titik sumber gelombang ke segala arah dengan bentuk bola.

Kemudian Snellius mengembangkannya dan menyatakan bahwa bila suatu

gelombang jatuh di atas bidang batas dua medium yang mempunyai perbedaan

densitas, maka gelombang tersebut akan dibiaskan jika sudut datang gelombang

lebih kecil atau sama dengan sudut kritisnya.

20

Gambar 4. Pemantulan dan pembiasan gelombang pada bidang batas

(Ariyanto, 2011)

Hukum Snellius tersebut dapat dinyatakan dengan pesamaan matematis

sebagai berikut,

……………………………..( 1)

dimana v1 dan v2 adalah kecepatan gelombang pada medium 1 (n1) dan

medium 2 (n2), sedangkan θ1 = Sudut pantul gelombang dan θ2 = Sudut bias

gelombang P.

3.2. Komponen Seismik Refleksi

Komponen seismik refleksi menunjukkan komponen sebuah gelombang (tras

seismik): amplitudo, puncak, palung, zero crossing, tinggi dan panjang gelombang

yang terdapat pada Gambar 5. Kemudian dari parameter data dasar tersebut dapat

diturunkan beberapa komponen lain seperti : impedansi akustik, koefisien refleksi,

polaritas, fasa, resolusi vertikal, wavelet, dan sintetik seismogram.

21

Gambar 5. Komponen dasar tras seismik ( Abdullah, 2007)

3.3. Impedansi Akustik

Impedansi akustik (Acoustic Impedance/AI) didefinisikan sebagai kemampuan

batuan untuk melewatkan gelombang seismik yang melaluinya. Secara fisis,

Impedansi Akustik merupakan produk perkalian antara kecepatan gelombang

kompresi dengan densitas batuan. Semakin keras suatu batuan maka impedansi

akustiknya semakin besar pula, sebagai contoh: batupasir yang sangat kompak

memiliki Impedansi Akustik yang lebih tinggi dibandingkan dengan batulempung.

Secara matematis impedansi akustik batuan adalah hasil perkalian antara

kecepatan dengan nilai densitas suatu batuan, sehingga dapat dituliskan :

𝐼𝐴 = 𝜌 𝑣…………………………………( 2)

dengan IA adalah harga impedansi akustik, ρ dan v adalah densitas (gr.cc-1) dan

kecepatan (ft . s-1).

Pantulan gelombang seismik terjadi disebabkan oleh perubahan impedansi

akustik lapisan. Nilai kontras impedansi akustik dapat diperkirakan dari amplitudo

22

refleksinya, semakin besar amplitudo refleksi maka semakin besar pula kontras

impedansi akustik. Jadi dapat dilihat bahwa data seismik konvensional “melihat”

obyek bawah permukaan dalam bentuk bidang batas antara lapisan-lapisan batuan,

sedangkan impedansi akustik sebagai hasil inversi akan “melihat” obyek bawah

permukaan tersebut sebagai lapisannya itu sendiri. Sehingga tampilan impedansi

akustik akan lebih mendekati dunia riil dan lebih mudah dipahami.

3.4. Koefisien Refleksi

Koefisien refleksi atau disebut juga sebagai reflektivitas merupakan konsep

fisika fundamental dalam metode seismik. Pada dasarnya setiap koefisien refleksi

pada Gambar 6 dan respon yang diilustrasikan pada Gambar 7 dapat dianggap

sebagai sebuah respon dari wavelet seismik terhadap sebuah perubahan impedansi

akustik (Sukmono, 2000). Pada saat gelombang seismik membentuk sudut datang

tegak lurus terhadap bidang pantul (normal incidence), maka koefisien refleksi

dapat dinyatakan sebagai berikut:

𝐾𝑅 =𝜌𝑖+1 𝑉𝑝𝑖+1−𝜌𝑖𝑉𝑝𝑖

𝜌𝑖+1 𝑉𝑝𝑖+1+𝜌𝑖𝑉𝑝𝑖=

𝐼𝐴𝑖+1−𝐼𝐴𝑖

𝐼𝐴𝑖+1+𝐼𝐴𝑖……………………. (3)

dimana KRi adalah koefisien Refleksi medium i, ρi, ρi+1 adalah densitas medium

i dan i+1, 𝑉𝑝𝑖 , 𝑉𝑝𝑖 + 1 adalah kecepatan gelombang P pada medium i dan i+1,

𝜌𝑉𝑝 adalah IA yaitu Impedansi akustik medium.

23

Gambar 6. Koefisien Refleksi (Ariyanto, 2011)

dimana:

KR = Koefisien refleksi

IA1= Impedansi akustik lapisan atas

IA2= Impedansi akustik lapisan bawah

Gambar 7. Ilustrasi hubungan geologi dan seismik, dimana, (a)

model geologi tiga lapisan, (b) merupakan impedansi akustik dari

model geologi, (c) merupakan reflektivitas yang diperoleh dari

impedansi akustik, (d) jejak seismik yang diperoleh dari konvolusi

antara reflektivitas dan wavelet (Russel, 1991).

24

Geological

Model

Acoustic

Impedance

Reflectivity Seismic

Trace

Koefisien refleksi pada Persamaan 3.1 mempunyai nilai antara -1 sampai 1.

Jika impedansi akustik pada AI2 lebih besar dari impedansi akustik pada AI1, atau

gelombang merambat dari batuan dengan nilai densitas/kecepatan rendah ke batuan

dengan harga densitas/kecepatan yang lebih tinggi, maka nilai koefisien refleksi

positif (Sukmono, 1999).

3.5. Polaritas

Haq (2009) menyebutkan bahwa polaritas adalah penggambaran koefisien

refleksi sebagai suatu bentuk gelombang yang bernilai positif atau negatif. Jika

Z2>Z1 maka akan didapatkan bentuk puncak (peak), dan akan mendapatkan palung

(trough) jika Z2<Z1. Karenaterdapat ketidakpastian dari bentuk gelombang seismik

yang direkam maka dilakukan pendekatan bentuk polaritas yang berbeda yaitu

polaritas normal dan polaritas terbalik (reverse). Saat ini terdapat dua jenis konvesi

polaritas: Standar SEG (Society of Exporation Geophysicist) dan Standar Eropa

yang terdapat pada Gamabr 8 dan keduanya saling berkebalikan.

Gambar 8. Polaritas normal dan polaritas reverse (Abdullah, 2007).

25

3.6. Fasa

Sebuah wavelet memiliki panjang yang terbatas dengan fasa tertentu. Didalam

istilah eksplorasi seismik, fasa sebuah wavelet dikenal sebagai fasa minimum, fasa

nol dan fasa maksimum (Abdullah,2011).

Gambar 9. Macam-macam fasa pada wavelet (Abdullah, 2007).

Sebagaimana ditunjukkan oleh gambar di atas, fasa minimum dicirikan jika

sebagian besar energi amplitudo wavelet berada diawal, fasa nol dengan simetris

di tengah-tengah dan fasa maksimum diakhir wavelet.

3.7. Wavelet

Wavelet adalah gelombang mini atau ’pulsa’ yang memiliki komponen

amplitude, panjang gelombang, frekuensi dan fasa. Dapat juga diartikan wavelet

yang diilustrasikan pada Gambar 10 adalah gelombang yang merepresentasikan

satu reflektor yang terekam oleh satu geofon.

26

Gambar 10. Wavelet (Abdullah, 2007).

Dalam domain frekuensi, ekstraksi wavelet untuk menentukan spektrum

amplitudo dan spektrum fasanya dapat dilakukan dengan dua cara sebagai berikut:

a. Statistik

Ekstraksi ini memperoleh wavelet dari data seismik saja. Metoda ini tidak

terlalu baik untuk menentukan spektrum fasa sehingga harus ditambahkan sebagai

sebuah parameter terpisah. Metoda koreksi fasa perlu diterapkan bersamaan

dengan pendekatan ini sedemikian rupa sehingga fasa dari data seismik dapat

diubah menjadi fasa nol, fasa konstan, fasa minimum ataupun fasa lainnya yang

diinginkan. Setelah fasa diubah, spektrum amplitudo dapat ditentukan sebagai

berikut:

• Hitung auto-correlation pada time window yang dipilih;

• Hitung spektrum amplitudo dari auto-correlation;

• Kalkulasi akar kuadrat dari spektrum auto-correlation yang mendekati

spektrum amplitudo wavelet;

• Tetapkan fasanya (nol, konstan, minimum);

27

• Kalkulasi Fast Fourier Transform (FFT) inversi untuk menghasilkan wavelet;

• Ambil rata-rata (average) wavelet dengan wavelet yang dihitung dari tras lain.

b. Menggunakan Log Sumur

Metoda ini menggabungkan informasi data log sumur dan seismik untuk

mengekstrak wavelet dan memberikan informasi fasa yang akurat di lokasi sumur.

Tetapi metoda ini tergantung kepada pengikatan antara data log dan seismik (well

seismic tie) dan konversi depth-to-time. Ekstraksi wavelet log sumur bisa dilakukan

secara “full” (berarti spektrum fasa diestimasi dari data) atau “constant”. Ekstraksi

wavelet “full” membutuhkan data log densitas dan sonik untuk masing-masing tras

yang diamati. Prosedur untuk ekstraksi wavelet menggunakan log sumur

diintegrasikan dengan inversi, dan dilakukan sebagai berikut:

• Data log sonik dan densitas diekstrak dari time window data seismik yang dipilih;

• Impedansi dan kemudian reflektivitas dihitung;

• Wavelet yang paling tepat untuk persamaan konvolusi

• Amplitude envelope dari setiap wavelet dihitung dengan menggunakan

transformasi Hilbert;

• Wavelet dijumlahkan dengan wavelet yang diperoleh dari tras lain;

• Wavelet distabilkan dengan cara menghilangkan amplitudo spektral frekuensi

tinggi yang mempunyai amplitudo kurang dari ¼ amplitudo maksimum.

c. Wavelet constant-phase

Wavelet constant-phase adalah kombinasi wavelet statistik dan wavelet log

sumur “full”. Log digunakan hanya untuk menghitung satu fasa konstan.

Prosedurnya adalah sebagai berikut:

28

• Spektrum amplitudo dihitung menggunakan data seismik saja;

• Serangkaian rotasi fasa konstan dilakukan terhadap wavelet;

• Tras sintetis untuk setiap rotasi fasa dihitung dan di korelasikan dengan tras

seismik;

• Fasa yang dipilih adalah yang menghasilkan korelasi maksimum antara sintetik

dengan data.

Ada empat jenis wavelet yang umum diketahui dimana perbedaan keempat wavelet

tersebut yaitu pada konsentrasi energinya. Jenis-jenis wavelet tersebut yaitu :

a. Zero Phase, adalah wavelet yang mempunyai energi puncak pada titik referensi

nol atau ditengah dan waktu tunda nol. Sehingga wavelet ini mempunyai

resolusi yang maksimum.

b. Minimum Phase, adalah wavelet yang energinya terkonsentrasi di depan

(sedekat mungkin dengan t = 0 dan tidak ada energi lain sebelum t = 0)

(Sismanto, 1999).

c. Maximum Phase, adalah wavelet yang energinya terkonsentrasi dibelakang atau

diakhir wavelet.

d. Mixed Phase, adalah wavelet yang energinya terkonsentrasi di awal dan di

belakang.

Dalam eksplorasi seismik wavelet yang sering digunakan adalah zero phase

dan minimum phase (Russel, 1991).

3.8. Seismogram Sintetik

Kearay, et al (2002), menjelaskan seismogram sintetik adalah rekaman seismik

buatan yang dibuat dari dari data sumur, yaitu log kecepatan, dan densitas. Dengan

29

mengalikan kecepatan dengan densitas maka kita akan mendapatkan deret koefisien

refleksi. Koefisien refleksi ini kemudian dikonvolusikan dengan wavelet sehingga

akan didapatkan seismogram sintetik pada daerah sumur tersebut.

Seimogram sintetik yang diilustrasikan pda Gambar 11 ini digunakan untuk

mengikat data sumur dengan data seismik. Sebagaimana yang kita ketahui, data

seismik umumnya berada dalam domain waktu (TWT) sedangkan data sumur

berada dalam domain kedalaman (depth). Sehingga, sebelum kita melakukan

pengikatan, langkah awal yang harus kita lakukan adalah konversi data sumur ke

domain waktu dengan cara membuat seismogram sintetik dari sumur.

Gambar 11. Sintetik seismogram yang didapat dengan

mengkonvolusikan koefisien refleksi dengan wavelet

(Sukmono,1999)

Menurut Sukmono (1999), salah satu kelemahan dari seismogram sintetik

adalah pada umumnya dibuat dengan menggunakan frekuensi yang sama untuk

seluruh penampang, padahal frekuensi yang dipakai tersebut umummya diambil

dari zona target (misal daerah reservoir). Hal ini sering mengakibatkan miss tie pada

di luar daerah zona target tersebut.

30

3.9. Survey Checkshot

Tujuan dari survei checkshot adalah untuk mendapatkan hubangan domain

waktu dan kedalaman yang digunakan untuk melakukan proses pengikatan data

sumur dengan data seismik. Akusisi data chekshot dapat dilihat pada gambar

berikut.

Gambar 12. Survei checkshot (Sukmono, 2007).

Pada prinsipnya survey checkshot yang diilustrasikan pada Gambar 12 sama

seperti survey pada seismik, akan tetapi letak geofon pada checkshot di letakkan

pada sumur. Sehingga di dapatkan waktu one way time yang direkam oleh geofon

pada kedalaman tertentu. Dari sinilah dapat diketahui hubungan waktu penjalaran

gelombang seismik pada sumur tersebut.

3.10. Penafsiran Struktur

Filtering merupakan upaya untuk menyelamatkan frekuensi yang di

kehendaki dari gelombang seismik dan membuang yang tidak dikehendaki.

Terdapat beberapa macam jenis filtering : band pass, low pass (high cut) dan high

pass (low cut) yang diilustrasikan pada Gambar 13,14, dan 15. Didalam

31

pengolahan data seismik band pass filter lebih umum digunakan karena biasanya

gelombang seismic terkontaminasi noise frekuensi rendah (seperti ground roll) dan

noise frekuensi tinggi (ambient noise). Berikut merupakan gambaran setiap

filternya.

Gambar 13. Low Pass Filtering

Gambar 14. High Pass Filtering

Gambar 15. Band Pass Filtering

Secara matematis, operasi filtering merupakan konvolusi dalam kawasan

waktu antara gelombang asli dengan fungsi filter diatas dan perkalian dalam

kawasan frekuensi.

32

3.11. Seismik Atribut

Seismik Atribut adalah segala informasi yang diperoleh dari data seismik baik

melalui pengukuran langsung, komputasi maupun pengalaman. Seismik atribut

terdapat macam yang diilustrasikan pada Gambar 16 diperlukan untuk

memperjelas anomali yang tidak terlihat secara kasat mata pada data seismik

konvensional. Analisis seismik biasanya digunakan untuk memprediksi sifat

reservoar seperti porositas, vshale, water saturation, dll, berdasarkan masukan data

atribut seismik. Untuk menampilkan zona-zona yang menarik secara langsung dari

citra seismik, diperlukan keahlian untuk memilih dan atribut menentukan atribut

yang tepat. Anomali brightspot merupakan contoh atribut seismik yang secara

langsung berhubungan dengan parameter yang menarik, karena biasanya terdapat

kandungan gas di dalamnya.

Salah satu sinyal seismik yang umummya digunakan untuk mendapatkan

informasi reservoar adalah amplitudo. Pendekatan interpretatif untuk mengevaluasi

reservoar dari atribut amplitudo menggunakan asumsi yang sederhana, yaitu

brightspot pada peta seismik yang didasarkan pada besar kecilnya amplitudo yang

akan lebih tinggi bila saturasi hidrokarbon tinggi, porositas semakin besar, pay

thickness lebih tebal (walaupun dengan beberapa komplikasi tuning effect). Secara

umum bahwa semakin terang brightspot (semakin nyata kontras amplitudo)

semakin bagus prospeknya.

33

Gambar 16. Klasifikasi atribute Seismik menurut Brown (2001)

3.12. RMS Amplitudo

Amplitudo rms merupakan akar dari jumlah energi dalam domain waktu

(amplitudo dikuadratkan). Karena nilai amplitudo diakarkan sebelum dirata-ratakan,

maka amplitudo RMS sangat sensitif terhadap nilai amplitudo yang ekstrem. Juga

berguna untuk melacak perubahan litologi yang ekstrim seperti pada kasus pasir gas

dan chanel deltaic. Dengan persamaan amplitudo RMS dan diilustrasikan pada

Gambar 17 sebagai berikut,

√1

𝑁 ∑ 𝑎 12𝑛

𝑖=0 ………………………………….(4)

dimana : N = jumlah sampel amplitudo pada jendela analisis

a = besar amplitude

34

Gambar 17. Ilustrasi perhitungan RMS Amplitude (Sukmono, 2007).

3.13. Amplitude Variation with Offset (AVO)

Amplitude Variation with Offset (AVO) pada Gambar 18 merupakan konsep

yang didasari oleh perubahan amplitudo refleksi pada jejak seismik seiring

bertambahnya sudut datang.

Gambar 18. (a) Geometri AVO (b) Perubahan respon amplitude yang di

timbulkan (Russel, 2008). (b) menggambarkan geometri AVO pada akusisi data

seismic dengan gelombang datang adalah gelombang seismik yang menjalar

pada lapisan shale dan sebagai reflektornya adalah sandstone yang tersaturasi

gas.

3.14. Atribut Structural Smoothing

Atribut ini mengoperasikan smoothing dari sinyal input yang dipandu oleh

struktur lokal dan berguna untuk meningkatkan kemenerusan reflektor seismik.

Perhitungan utamanya, yaitu komponen dip dan azimut yang digunakan untuk

menentukan struktur lokal. Gaussian smoothing lalu diaplikasikan sejajar dengan

35

orientasi struktur ini (Randen, 2002). Structural smoothing lebih baik dalam

menampilkan reflektor seismik dibandingkan dengan penampang seismic

konvensional. Atribut ini juga dapat digunakan untuk membantu dalam penarikan

horizon target karena tampilan seismik yang dihasilkan oleh atribut ini dapat

memperjelas kemenerusan reflektor seismik.

3.15. Atribut Variance

Atribut varian merupakan kebalikan dari koherensi. Atribut ini dihitung dalam

3D yang mewakili trace ke trace untuk melacak variabilitas pada interval sampel

tertentu. Oleh karena itu menghasilkan perubahan lateral yang ditafsirkan dalam

impedansi akustik. Jejak yang sama menghasilkan koefisien variansi yang rendah,

sedangkan diskontinuitas memiliki koefisien tinggi. Karena kesalahan dan channel

dapat menyebabkan diskontinuitas dalam satuan batuan sekitar. Dikutip dari artikel

Waluyo pada tahun 2006 bahwa variance (S) secara bebas dapat diartikan sebagai

ragam nilai suatu data. Ide atribut variance berasal dari ilmu geostatistika yang

formulanya disajikan sebagai berikut:

𝑆2 =1

𝑛−1∑ f i

𝑘𝑖=1 (Xi − x)̅2………………………..(5)

Sebenarnya variance hanya menyoroti variasi vertikal pada impedansi

akustik. Atribut ini membandingkan jejak samping satu sama lain pada setiap posisi

sampel. Jika ada perbedaan itu mungkin karena kesalahan atau adanya atara noise.

Penggunaan atribut ini harus diaplikasikan dengan structural smooth attribute

untuk mengurangi noise.

36

3.16. Atribut Isochron Thickness

Atribut ini diartikan sebagai perbedaan waktu antara dua horizon. Biasanya

diukur dalam unit horizon input (milisecond dalam domain waktu dan feet/meter

dalam domain kedalaman). Menurut metode permukaan, atribut ini menggunakan

model permukaan atas dan bawah dari lapisan bawah tanah yang numerik, diinput

dalam volume data seismik dengan tepi permukaan planar yang menghubungkan

peristiwa refleksi dari berbagai arah pada 3D jejak seismik. Atribut isochron

menghitung jumlah isochron penebalan atau penipisan suatu layer ke arah dip dan

azimut perubahan ketebalan maksimum.

3.17. Atribut Intensitas Refleksi (Reflection Intensity)

Intensitas refleksi adalah rata-rata amplitudo sebuah window yang ditentukan

yang dikalikan dengan interval sampel. Atribut ini berguna untuk delinasi sifat

atribut ketika mempertahankan tampilan frekuensi dari data seismik aslinya.

3.18. Atribut Selubung (Envelope)

Atribut selubung (envelope) merepresentasikan total energi sesaat

(instantaneous), yaitu nilai amplitudonya bervariasi antara nol sampai amplitudo

maksimum tras seismic yang diilustrasikan pada Gambar 19. Bila amplitudonya

tinggi, maka energi juga akan demikian.

𝐸𝑛𝑣 = √𝑓2 + 𝑔2……………………..(6)

dengan :

f = trace real g = trace imajiner

37

Gambar 19. Perbandingan antara tras seismik dan envelope (Sukmono,

2007).

Envelope berhubungan langsung dengan kontras impedansi akustik, sehinga

bermanfaat untuk melihat kontras impedansi akustik, anomali brightspot

,akumulasi gas, batas sekuen, ketidakselarasan lapisan, perubahan litologi,

perubahan lingkungan pengendapan.

3.19. Atribut Fase Sesaat (Instataneous Phase)

Fasa Sesaat merupakan sudut di antara fasor (rotasi vektor yang dibentuk oleh

komponen riil dan komponen imajiner dalam deret waktu) dan sumbu riil sebagai

fungsi dari waktu dan selalu mempunyai nilai antara -1800 s.d. + 1800. Dalam

pengertian umum yang diilustrasikan pada Gambar 20, saat tras seismik riil

berpindah dari puncak ke palung, maka fasa sesaat berubah dari 0o ke +180o . Pada

palung, fasa sesaat “terlipat tajam” tajam dari +180o ke 180o

38

Gambar 20. Perubahan dari puncak ke palung pada jejak seismik memiliki

menghasilkan Fasa Sesaat antara 0 – 180 derajat. Palung seismik real berfasa

–180 derajat s/d 180 derajat (Sukmono, 2007).

Secara matematis, persamaan untuk Instantaneous Phase (fasa sesaat)

dituliskan sebagai berikut :

θ (t) = tan -1 [ ]……………………………..(7)

dengan : θ (t) = fasa sesaat f∗ (t) = jejak seismik imajiner

f (t) = jejak seismik riil

Dalam interpretasi seismik, Instantaneous Phase (fasa sesaat) digunakan

untuk melihat kontinuitas lapisan secara lateral, ketidakmenerusan, batas sekuen,

konfigurasi perlapisan, dan digunakan untuk menghitung kecepatan fasa.

3.20. Jenis Log

3.20.1 Log Gamma ray

Log Gamma ray pada Gambar 21 merupakan log pengukuran yang

dilakukan secara pasif dengan sinar radioaktif oleh formasi itu sendiri. Aktivitas

39

zero

minimum

maximum

zero

Phase

Wraping

radioaktif diikuti oleh emisi alfa atau beta, sinar Gamma dan panas. Unit

standard yang digunakan yaitu American Petroleum Institut (API). Log sinar

Gamma mengukur jumlah sinar Gamma yang diemisikan energi dari masing-

masing unsur yaitu Thorium, Uranium, dan Potassium. Kurva yang dihasilkan

menunjukkan besarnya intensitas radioaktif yang terkandung dalam suatu

batuan sinar Gamma sangat efektif dalam membedakan zona permeable dan

impermeable. Hal itu dikarenakan unsur-unsur radioaktif berpusat di dalam

serpih yang sifatnya tidak impermeable dan tidak banyak terdapat pada batuan

karbonat atau pasir. Diabsorpsi oleh atom formasi melalui suatu proses yang

disebut fotoelektrik. Jadi Gamma ray diabsorpsi secara gradual dan energinya

mengalami reduksi setiap kali melewati formasi. Laju absorpsi berbeda sesuai

dengan densitas formasi. Formasi dengan jumlah unsur radioakatif yang sama

per unit volume tetapi memiliki densitas yang berbeda akan menunjukkan

tingkat radioaktivitas. Formasi yang densitasnya lebih rendah akan terlihat lebih

radioaktif (Harsono, 1997).

Gambar 21. Log Gamma ray (Harsono, 1997).

40

3.20.2 Log Resistivity

Log resistivitas adalah log elektrik yang digunakan untuk menentukan

kandungan fluida dalam zona permeable dan berpori. Selain itu, log ini

digunakan untuk menganalisis kuantitatif hidrokarbon. Log resistivitas pada

Gambar 22 mengukur tahanan jenis batuan yang dipengaruhi oleh porositas,

salinitas, dan tipe batuan. Satuan resistivitas adalah ohm-meter. Prinsip

pengukuran log ini adalah mengukur pada lingkungan rembesan (flushed zone),

daerah transisi (transition zone) dan formasi itu sendiri (virgin, unpertubed or

uninvaded zone). Berdasarkan prinsip pengukuran, log resistivitas dibagi

menjadi 2 yaitu laterolog dan induksi. Perbedaan keduanya yaitu pada cara kerja

dan jenis mud yang digunakan.

Gambar 22. Log Resistivity (Asquith dan Krigowski, 2004).

41

3.16.3 Log Porosity Density

Log ini umum digunakan untuk mendeteksi zona gas, menghitung

densitas karbon, serta mengevaluasi reservoir shaly-sand maupun lithology yang

komplek. Log densitas pada log Porosity merekam bulk Density formasi batuan.

Bulk Density merupakan Density total dari batuan matrik padat dan fluida yang

mengisi pori. Secara geology, bulk Density merupakan fungsi dari densitas

mineral yang membentuk batuan tersebut dan volume fluida bebas yang

menyertainya. Prinsip pengukuran log Density adalah sebuah sumber radioaktif

diarahkan ke dinding bor dengan mengeluarkan sinar Gamma berenergi sedang

ke dalam formasi.

3.20.4 Log Porosity Neutron

Log ini disebut NPHI dikarenakan log Neutron diukur dalam bentuk

Porosity unit (p.u). Porositas berhubungan dengan indeks hidrokarbon.

Neutron Porosity pada Gambar 23 unit mempresentasikan porositas

sesungguhnya dari clean limestone. Untuk memperoleh rentang porositas

pada batu pasir perlu dilakukan konversi. Log ini pembeda yang baik antara

gas dan minyak..

42

Gambar 23. Log NPHI dan RHOB (Ellis dan Darwin, 2008).

3.20.5 Porositas

Porositas batuan didefinisikan adalah salah satu sifat akustik dari reservoar

sebagai parameter kemampuan batuan dalam menyimpan fluida, dinyatakan dalam

persen (%) atau fraksi. Terdapat dua jenis porositas dalam karakterisasi reservoar,

antara lain :

a. Porositas absolut adalah perbandingan antara volume pori-pori total batuan

terhadap volume total batuan.

………………………(8)

b. Porositas efektif adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan yang

saling berhubungan dengan volume total batuan.

…….(9)

43

Adapun perhitungan nilai porositas berdasarkan log densitas atau nilai densitasnya

maka secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut:

………………………………(10)

Untuk nilai porositas total dapat dihasilkan dengan rumus:

………………………………(11)

Sehingga untuk menentukan nilai porositas efektif dapat mengunakan persamaan

sebagai berikut:

………………………..(12)

Dimana,

………………………(13)

Keterangan:

ɸD = Porositas Densitas

ρma = Dansitas matriks batuan (gr/cc)

ρb = Densitas matriks batuan dari log (gr/cc) atau RHOB

ρf = Densitas fluida batuan (nilai 1,1 untuk mud, 1 untuk fresh water)

ɸtot = Porositas total

ɸN = Porositas Neutron / NPHI

ɸDc = Koreksi porositas densitas

ɸNc = Koreksi porositas neutron

44

ɸDsh= Porositas densitas shale terdekat

ɸDsh = Porositas neutron shale terdekat

Vsh = Volume shale

3.20.6 Saturasi

Fluida Dalam simulasi dan pemodelan reservoar, salah satu yang

dilakukan adalah persebaran saturasi fluida pada reervoar. Saturasi fluida adalah

perbandingan volume pori batuan yang terisi oleh suatu fluida tertentu dengan

volume pori batuan (Nurwidyanto dkk, 2015). Adapun macam-macam saturasi

batuan pada reservoar yaitu :

1. Saturasi gas merupakan volume pori yang diisi oleh fluida gas dibagi dengan

volume total, dinyatakan dengan Sg.

2. Saturasi minyak merupakan volume pori yang diisi oleh fluida minyak dibagi

dengan volume pori total, dinyatakan dengan So.

3. Saturasi air merupakan volume pori yang diisi oleh fluida air dibagi volume

pori total, dinyatakan dengan Sw.

Persamaan untuk saturasi suatu fluida secara matematis sebagai berikut :

……………………..(14)

Dimana :

Vw = volume air, cc

Vp = Volume pori, cc

45

Vg = Volume gas, cc (Baiyegunhi, dkk, 2014).

Secara matematis, total ketiga saturasi bernilai 1 atau 100%. Saturasi juga

termasuk dalam parameter sifat fisik batuan yang penting dalam melakukan

estimasi sumberdaya hidrokarbon serta evaluasi formasi. Hubungan matematisnya

dapat ditulis sebagai berikut:

…………………….(15)

Dari persamaan diatas dapat dilihat bahwa dalam suatu reservoar nilai fluida

hidrokarbon dicari apabila kita mengetahui nilai saturasi airnya. Hal ini

menjelaskan bahwa mencari nilai saturasi air dapat membantu kita untuk

mengetahui banyaknya kandungan hidrokarbon dalam suatu reservoar guna

mengethaui persebaran kandungan Hidrokarbon dalam suatu area atau reservoar.

Salah satu parameter fisis yang sangat penting pada karakterisasi reservoar untuk

menentukan keberadaan minyak dan gas dalam batuan adalah Water saturation

(Sw). Water saturation (Sw) tidak dapat diukur secara langsung, namun untuk

mendapatkan nilainya dapat diketahui dengan pendekatan menggunakan

persamaan-persamaan matematis yang telah dirumuskan oleh para penelitia

sebelumnya. Persamaan tersebut di antaranya persamaan Archie, persamaan

Indonesia, dan persamaan simandoux. Selain itu mengetahui nilai saturasi air juga

membantu kita apakah reservoar yang akan kita eksploitas memiliki nilai yang

ekonomis atau tidak, sehingga hal ini membantu dalam menentukan cadangan yang

akan kita dapatkan hingga penghasilan dari hasil eksploitasi hidrokarbon. Tentunya

dengan adanya manfaat itu semua kita harus mengetahui bagaimana cara

memodelkan suatu saturasi air hingga kita mendapat persebaran hidrokarbon dalam

suatu reservoar.

46

IV. METODELOGI PENELITIAN

4.1 Waktu dan Tempat Penelitian

Penelitian ini dilakukan pada 4 November 2017 sampai 4 Mei 2018 dan

bertempat di Departemen Eksplorasi PetroChina International Jabung Ltd, Jakarta.

4.2 Jadwal Kegiatan

Jadwal kegiatan yang telah dilakukan pada tugas ahkir ini adalah sebagai

berikut:

Tabel 2. Jadwal Kegiatan

4.3 Perangkat Lunak

Perangkat lunak yang digunakan pada Tugas Ahkir ini adalah sebagai berikut:

1. Hampson-Russel Suite (HRS-10/R-1.2) yang terdiri dari:

a. Geoview untuk menyimpan data base sumur.

b. Well Explorer, untuk pengolahan data sumur.

No Kegiatan

Minggu ke-

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

1 Studi Literatur

2 Pengolahan Data

3 Interpretasi Data

4 Penyusunan Laporan

5 Persentasi dan Diskusi

c. eLog untuk melakukan crossplot, editing, smoothing, korelasi sumur, well

seismic tie, dan ekstraksi wavelet.

2. Petrel 2015

3. Interactive Petrophysics 3.5

4.4 Data Penelitian

Adapun data penelitian yang digunakan pada Tugas Ahkir ini adalah sebagai

berikut :

1. Data 3D seismik Post Stack Migration.

2. Data Sumur ; terdapat 5 sumur yaitu ( AR-1, AR-2, AR-3, AR-4,

dan AR-5)

Sumur dengan Log yaitu:

a. Log GammaRay

b. Log Densitas

c. Log Neutron Density

d. Log Sonic

e. Log Resistivity.

3. Data Marker

4. Data Checkshot

48

4.4.1 Data seismik 3D

Data seismik yang digunakan adalah data seismik Post stack time migration

3D dengan interval inline 5-779 dan interval crossline 550-1962. Yang di

perlihatkan pada Gambar 26.

Gambar 24. Seismik 3D post stack time migration

4.4.2 Data Sumur

Data Sumur penelitian ini digunakan lima data sumur produksi, yaitu sumur

AR-1, AR-2, AR-3, AR-4, AR-5. Dalam data sumur ini terdapat beberapa data log,

namun yang digunakan pada penelitian ini adalah log Gamma Ray, Density,

Neutron, Resistivity, yang diperlihatkan dalam Gambar 25. Log Gamma Ray

digunakan untuk dapat mengetahui batas lapisan permeable dan non permeble,

dimana litologi karbonat merupakan lapisan yang permeable dan merupakan

lapisan prospek. Log Neutron digunakan untuk dapat mengetahui lapisan yang

porous, selain itu dapat digabungkan dengan log Densitas untuk mengetahui lapisan

prospek, dimana menunjukkan zona separasi, yakni terjadi penurunan nilai pada

masing-masing log. Log resistivitas digunakan untuk mengetahui kandungan

fluida, nilai log resisitivitas yang besar menunjukkan zona hidrokarbon.

49

Tabel 3. Kelengkapan data log

Gambar 25. Tampilan log pada sumur AR-1

4.4.3 Peta Basemap

Peta basemap digunakan untuk melihat posisi sumur terhadap base atau

daerah pengukuran seismik. Peta basemap juga digunakan untuk melihat posisi line

seismik yang nantinya juga digunakan sebagai acuan analisis dalam peta persebaran

impedansi akustik dan porositasnya.

Well Name SP GR NPHI RHOB PHIE DT Chk

AR-1 √ √ √ √ √ √ √

AR-2 √ √ √ √ √ √ √

AR-3 √ √ √ √ √ √ √

AR-4 √ √ √ √ √ √ √

AR-5 √ √ √ √ √ √ √

50

4.4.5 Data Geologi Regional

Data geologi regional digunakan untuk mengetahui gambaran umum

mengenai kondisi geologi yang ada daerah target lapangan “AR”, cekungan

Sumatera Selatan. Didalam data geologi tersebut terdapat beberapa data mengenai

kondisi umum regional cekungan sumatera selatan yang berupa kondisi stratigrafi,

tektonik, dan petroleum system. Data geologi ini digunakan untuk menunjang dan

menjadi perpaduan yang efektif dengan data geofisika untuk memberikan gambaran

dan karakterisasi reservoar daerah target.

4.4.6 Data Checkshot

Data checkshot berisi nilai hubungan antara waktu dan kedalaman pada data

sumur. Pada dasarnya data sumur sudah dalam domain kedalaman, sedangkan data

seismik masih dalam domain waktu. Oleh karena itu data checkshot digunakan

dalam proses pengikatan sumur dan seismik (well seismic tie).

Gambar 27. Contoh tampilan log Checkshot pada Sumur AR-1

51

4.4.7 Data Marker

Marker merupakan data yang menyediakan informasi dari suatu batas atas

suatu formasi. Dalam data marker ini terdapat data time dan measured depth

(kedalaman terukur) sebagai informasi top dari formasi tersebut terukur. Data

marker digunakan sebagai referensi untuk melakukan picking horizon. Selain itu

digunakan juga untuk acuan pada saat melakukan pengikatan data sumur dan

seismik. Data marker yang digunakan untuk studi ini berasal dari studi

sebelumnya. Pada penelitian ini marker-marker tersebut mempunyai nama-nama

yang sama dengan horizon yang digunakan, yakni ABF, GUF, BRF, UTAF, LTAF

dan Basement.

Gambar 28. Contoh Tampilan Data Marker pada Sumur AR-1

BRF

UTAF

LTAF

52

4.5 Pengolahan Data

4.5.1 Korelasi Sumur

Korelasi sumur dilakukan dengan tujuan untuk menentukan marker yang

berfungsi untuk melihat batas atas dan batas bawah reservoar masing-masing

sumur. Dengan demikian kita dapat tahu korelasi ketebalan rata-rata dari masing-

masing sumur.

Korelasi ini dilakukan dengan melihat log gamma ray yang dikombinasikan

dengan log porositas. Dengan melihat pola yang sama dari sumur satu dengan

sumur berikutnya pada data log tersebut, dapat ditarik korelasi yang menunjukan

bahwa zona tersebut merupakan satu formasi.

Gambar 29. Tampilan korelasi sumur pada data penelitian

4.5.2 Ekstraksi Wavelet dan Well Seismic Tie

Well-seismic tie adalah proses pengikatan data sumur dengan data seismik.

Proses ini dilakukan untuk menyamakan domain sumur dengan seismik, karena

domain sumur adaalah kedalaman dalam meter, sedangkan domain seismik

adalah waktu dalam satuan milisekon (ms). Yang dirubah domainnya adalah

domain sumur menjadi domain waktu. Dengan tujuan akhir dari proses

pengikatan ini adalah untuk mengetahui posisi atau marker geologi pada data

seismik.

53

Wavelet yang digunakan sebaiknya mempunyai frekuensi dan band width

yang sama dengan penamapang seismik. Hal ini akan mempermudah pengikatkan

data sumur dengan data seismik. Seismogram sintetik final merupakan superposisi

dari refleksi-refleksi semua reflektor. Seismogram sintetik biasanya ditampilkan

dengan format (polaritas dan fasa) yang sama dengan rekaman seismik.

Seismogram sintetik berguna untuk mendiagnosa karakter refleksi dari setiap

horizon.

Gambar 30. Ekstrasi Wavelet

Proses ekstrak wavelet dapat dilakukan dengan beberapa metode, yaitu

metode statistical, ricker, bandpass dan use well. Dalam penelitian ini dilakukan

trial and error untuk memperoleh wavelet terbaik. Dari hasil ekstraksi wavelet

diperolehlah wavelet statistical sebagai wavelet yang paling sesuai. Wavelength

yang digunakan dalam metode statistical adalah 100 ms dan taper length adalah 25

ms. Jendela yang digunakan dalam ekskrak ini adalah pada batas zona target lapisan

BRF sampai UTAF yang bertujuan untuk mendapatkan hasil yang mendekati

54

sebenarnya. Kemudian wavelet yang telah di ekstrak di konvolusi dengan koefisien

refleksi untuk mendapatkan seismogram sintetik, yang terlebih dahulu

dikonversikan dari domain kedalam menjadi domain waktu dengan bantuan

checkshot. Dalam proses well seismik tie perlu dilakukan shifting, squeezing dan

stretching untuk memperoleh hasil korelasi seperti pada Gambar 31 yang tinggi

dan hasil well tie tergolong baik jika nilai time shift mendekati 0 dan nilai korelasi

mendekati 1.

V

Gambar 31. Hasil Well to Seismic Tie pada Sumur AR-1 dengan korelasi

0.889

4.5.3 Picking Horizon

Proses picking horizon dilakukan setelah pengikatan antara data sumur

dengan data seismik. Picking dilakukan dengan cara membuat garis kemenerusan

pada penampang seismik. Picking horizon dilakukan pada software Petrel

Schlumberger, dengan acuan pada data marker pada sumur. Picking dilakukan

pada lapisan Top Formasi Gumai dan Lapisan antara top formasi Gumai dengan Intra

Gumai. Proses ini sama pentingnya dengan proses well seismik tie karena secara

lateral berpengaruh pada saat pembuatan model inversi maupun model

55

multiatribut. Pemilihan wiggle (peak/trough) pada seismik sangat berpengaruh

apabila salah zona picking, maka inversi yang dilakukan akan tidak sesuai

dengan model inisial bumi dan pada multiatribut properti batuan yang diteliti

akan tidak sesuai penyebarannya.

Setelah melakukan picking horizon kita dapat melihat time structure dari

tiap horizon untuk melihat hasil picking horizon yang telah kita lakukan pada

Gambar 32.

Gambar 31. Hasil Picking Horizon XLine 1560

4.5.4 Picking Fault

Sesar merupakan rekahan pada batuan yang telah mengalami pergeseran,

sehingga sesar dalam seismik ditunjukkan dengan terpotongnya horizon seismik

oleh bidang sesar. Picking sesar dilakukan mulai dari pergeseran horizon yang

tampak jelas dan diteruskan pada zona pergeseran itu secara vertical.

Pada studi ini picking sesar dilakukan sebelum melakukan picking horizon

agar lebih menentukan kemenerusan dan arah dari sesar tersebut. Setelah

56

melakukan picking horizon maka akan di dapatkan base map dari waktu yang

mempresentasikan struktur dari reservoar. Dari base map ini kita dapat melihat

kemenerusan dan polsa sesar seperti Gambar 33 dan Gambar 34.

Gambar 33. Pola Sesar pada data Seismik 2D

Gambar 34. Pola Sesar pada data Seismik 3D

57

4.5.5 Time to Depth Conversion dan Pembuatan Peta Struktur Domain

Kedalaman

Time to depth conversion dalam suatu tahapan interpretasi seismik

merupakan hal yang penting. Hal ini dikarenakan domain seismik yang masih

dalam domain waktu harus diubah menjadi domain kedalaman untuk

merepresentasikan dalam kondisi sesungguhnya. Pada penelitian ini digunakan

metode single function time to depth conversion. Metode single function adalah

salah satu metode konversi domain kedalaman yang mengacu terhadap hubungan

domain waktu dan kedalaman dari data checkshot tiap sumur yang tercakup dalam

peta struktur (Abdullah, 2009). Pada penelitian ini terdapat beberapa tahap konversi

domain kedalaman, yaitu yang pertama adalah mendapatkan persamaan regresi

linier yang merepresentasikan hubungan domain waktu dengan kedalaman tiap

sumur pada masing-masing lapisan, selanjutnya adalah mengkalkulasikan

persamaan tersebut terhadap peta struktur domain waktu, kemudian mencocokkan

peta hasil kalkulasi dengan tops data sumur tiap lapisan.

Regresi linier dilakukan pada tiap lapisan yang ingin dikonversi. Tahap

pertama adalah membatasi interval regresi, hal ini mengacu dari interval domain

waktu (TWT) lapisan tersebut, kemudian dilakukan regresi terhadap kedua data

tersebut.Gambar 3.16 memperlihatkan grafik regresi linier pada lapisan GUF.

Lapisan GUF memiliki interval domain waktu dari -650 hingga -1000 TWT, nilai

ini menjadi acuan batas regresi linier. Setelah dilakukan regresi linier didapatkan

persamaan hubungan domain waktu dan kedalaman pada lapisan GUF sebagai

berikut.

58

Y = 3.157x (4.1)

R2 = 0.9575

Gambar 35. Memperlihatkan grafik regresi linier pada lapisan Int A GUF.

Lapisan Int A GUF memiliki interval domain waktu dari -750 hingga -1125 TWT,

nilai ini menjadi acuan btas regresi linier. Setelah dilakukan regresi linier

didapatkan persamaan hubungan domain waktu dan kedalaman pada lapisan Int A

GUF sebagai berikut.

Y = 1,4474 (X) + 494,01 (4.2)

R2 = 1

59

Gambar 36. Regresi linier hubungan domain waktu dan kedalaman dari data

checkshot pada lapisan Int A GUF

Gambar 35 merupakan peta struktur domain waktu lapisan GUF sebelum

dikonversi. Dilakukan regresi linier terhadap hubungan domain waktu dan

kedalaman lapisan GUF sehingga didapatkan persamaan 4.1. Setelah itu persamaan

4.1 dikalkulasikan dengan peta pada Gambar 35 dan menghasilkan peta pada

gambar 3.19. Pada peta ini, domain telah berubah dari domain waktu menjadi

domain kedalaman dalam satuan feet. Pada Gambar 36 rentang data menjdai

sekitar -1700 hingga -2300 feet. Pada dasarnya konversi domain ini hanya didasari

dari nilai regresi linier saja, oleh karena itu perlu dilakukan koreksi dengan data top

masing-masing sumur, sehingga peta struktur domain kedalaman lenih akurat.

4.5.6 Analisis Log dan Analisis Petrofisika

Dilakukan analisis terhadap data log untuk melihat daerah prospek yang

mengandung hidrokarbon. Analisis ini berpatokan pada zona prospek hasil data

testing, dimana pada daerah tersebut telah terbukti adanya hidrokarbon. Analisis

60

dilihat dari respon log yang berada pada masing-masing sumur. Pada log Gamma

Ray menunjukkan nilai yang rendah, yang menunjukkan zona permeble. Nilai log

resistivitas yang tinggi menunjukkan keberadaan hidrokarbon (oil atau gas), karena

hidrokarbon merupakan fluida yang bersifat resistivity. Selain itu didukung juga

dengan adanya separasi antara log densitas dan log neutron, dimana masing-masing

log menunjukkan nilai yang rendah.

4.5.7 Pembuatan log P-Impedance

Log P-Impedance dibuat dengan cara mengalikan log densitas dan Sonic (P-

Wave) pada Gambar 37 merupakan salah satu contoh tampilan log P- impedance

pada salah satu sumur.

Gambar 37. Tampilan Log P-Impedance pada Sumur AR-1

4.5.8 Koreksi Checkshot

Langkah pertama dalam pengikatan data sumur dengan data seismik adalah

melakukan koreksi checkshot. Pada langkah ini, data yang digunakan adalah data

sonic (p-wave) dan data checkshot. Kegunaan dari koreksi checkshot ini adalah

61

untuk melakukan konversi antara data sumur yang merupakan data dengan domain

(kawasan) kedalaman terhadap data seismik yang memiliki domain waktu. Setelah

melakukan checkshot akan didapatkan time-depth curve (kurva waktu-kedalaman)

yang mengindikasikan bahwa kedalaman telah dikonversi dengan waktu.

4.5.9 Analisis Sensitivitas

Analisis sensitivitas digunakan untuk mengetahui zona reservoar dan non

rservoar. Berdasarkan hasil data crossplot antara p-impedance, gamma ray, dan

porosity. Cross plot berguna juga untuk menentukan marker saat akan melakukan

picking horizon, cross plot dilakukan antara dua log pada sumbu kartesian X dan

Y, semakin sensitif log tersebut dengan log yang di cross plot maka akan semakin

jelas zona cut-off, sehingga dapat memisahkan litologi dan fluidanya.

4.5.10 Analisis Atribut Seismik

1. Atribut Coherence

Attribut coherence digunakan untuk menkonfirmasi adanya struktur

patahan. Coherence adalah salah satu atribut seismik yang menampilkan kemiripan

satu tras seimsik dengan tras yang lainnya. Tras-tras seismik yang mirip akan

dipetakan dengan koefisien coherence yang tinggi sedangkan ketidakmenerusan

akan terpetakan dengan koefisien coherence yang rendah.

Sebuah zona yang tersesarkan akan menghasilkan ketidakmenerusan yang

tajam dengan demikian akan menghasilkan koefisien coherence yang rendah di

sepanjang bidang sesar tersebut. Atribut coherence diestimasi berdasarkan kros

62

korelasi tras-tras seimsik yang selanjutnya sembalance dan algoritma dekomposisi

eigen structure diterapkan.

Dalam praktiknya, atribut coherence sering kali ditampilkan bersamaan

(overlay) dengan attribut yang lain (amplitudo, akustik impedance, dll).

2. Atribut Relative Impedance

Relative Impedance itu adalah indikator perubahan impedansi, dalam arti

relatif yang dihitung. Profil dapat direpresentasikan sebagai impedansi mutlak

impedansi yang baik, yang memiliki besaran setara dengan log pengaruhnya data

diukur di seluruh ditargetkan interval, atau sebagai relatif impedances, yang

memiliki variasi sewenang-wenang amplitudo yang menunjukkan depth-dependent

yang serupa dengan data dipamerkan oleh log. Pada proses ini pilihan menghitung

impedances relatif. Profil impedansi relatif ketika menafsirkan, bagian atas dan

bawah refleksi batas unit tidak berkorelasi dengan baik log kurva.Selain, ketebalan

yang relatif log impedansi lapisan yang dengan tingkat kurva bentuk.

Atribut ini menghitung jumlah run dari jejak yang digunakan filter potongan

rendah. Ini merupakan indikator perubahan impedansi, dalam arti relatif. Filter cut

rendah diterapkan untuk menghapus pergeseran DC yang khas dalam data

impedansi. (Jika nilai dari filter low cut adalah nol, maka itu tidak diterapkan.).

Jejak yang dihitung adalah hasil dari integrasi sederhana dari jejak kompleks. Ini

merupakan pendekatan dari komponen frekuensi tinggi dari impedansi akustik

relatif.

63

3. Atribut Instataneous Frequency

Dalam interpretasi seismik, Instantaneous Frequency digunakan untuk

melihat kontinuitas lapisan secara lateral, ketidakmenerusan, batas sekuen,

konfigurasi perlapisan, dan digunakan untuk menghitung kecepatan fasa.

Pembuatan atribut instantaneous frequency menggunakan peta kedalaman yang

telah tersedia dengan pendekatan menggunakan atenuasi, upnormal, dan tebal atau

tipis nya lapisan berdasarkan nilai frekuensi.

Pada proses atribut Instantaneous Frequency menghasilakan atribut seismic

yang kompleks. Untuk atribut ini bertujuan melalui pendekatan teori dan ilustrasi

model fisiknya dari data uji sintetis yang rumit berosilasi dengan berbagai

frekuensi dan amplitude.

4. Atribut Envelope

Envelope merepresentasikan total energi sesaat (instantaneous), nilai

amplitudonya bervariasi antara nol sampai amplitudo maksimum tras seismik.

Envelope berhubungan langsung dengan kontras impedansi akustik yang

bermanfaat untuk melihat:

Kontras impedansi akustik, bright spot, akumulasi gas, batas sekuen, efek

ketebalan tuning, ketidakselarasan, perubahan lithologi, perubahan lingkungan

pengendapan, sesar, porositas, dll.

5. Atribut Sweetness

Atribut Sweetness dapat menunjukan Highlight yang tipis, reservoar yang

bersih, yang terdapat hidrokarbon didalamnya. Pada atribut Sweetness adalah suatu

64

atribut yang dihasilkan dari nilai envelope dibagi dengan nilai instantaneous Phase.

Atribut ini menghasilkan nilai – nilai yang menunjukan spot yang paling baik pada

data seismic.

Dari hasil proses atribut sweetness menghasilkan suatu tampilan yang cukup

kontras seperti color key berwarna Red = high dan Blue = Low.

65

4.5 Diagram Alir Penelitian

Adapun diagram alir yang digunakan adalah sebagai berikut :

Mulai

Data

Seismik

Data

Marker

Data

Checkshot

Data

Sumur

Ekstrasi

Wavelet

Perbaharui

Wavelength

dan phase

Seismogram sintetik

Well

Seismic Tie

Interpretasi Patahan Picking Horizon

Time Structure Map

Time to Depth Convertion

Depth Structure Map

Isopach Map

Analysis Atributes

Coherence Instantaneous

Frequency

Envelope Sweetness Relative

Impedance

Interpretasi

No

Yes

Gambar 38. Diagram alir penelitian

63

Selesai

VI. KESIMPULAN DAN SARAN

6.1 Kesimpulan

Dari penelitian yang telah dilakukan, maka dapat disimpulkan bahwa:

1. Dari penelitian kali ini ditemukan indikasi zona reservoar prospek pada

lapangan “AR”. Hal yang mendasari zona reservoar ini adalah ditemukannya

zona karbonat berpori yang dijustifikasi sebagai platform karbonat pada

seismik untuk daerah tersebut. Berdasarkan data sumur, log resistivitas

menunjukan respon yang tinggi, log gamma ray rendah, dan ada separasi

positif antara log neutron dan log densitas. Diperkirakan sebaran nilai

impedansi akustik area tersebut merupakan daerah impedansi akustik tinggi

sebaran tebal reservoar pada Lapangan “AR”, antara 20.11 – 38.40 m.

2. Pada metode seismik atribut yang cocok (Fitting) untuk memetakan arah

distribusi reservoir karbonat ini menggunakan atribut instantaneous

frequency, envelope, sweetness, dan relative impedance. Hal itu didukung

dengan adanya nilai amplitudo yang tinggi dengan frekuensi yang rendah dan

nilai impedansi akustik yang tinggi.

3. Penentuan zona proposed wells atau zona sumur usulan di lapangan “AR

dilakukan berdasarkan korelasi antara peta seismik atribut kemudian

diketahui bahwa daerah prospek terletak pada daerah barat daya dengan

didukung nilai impedansi dan anomaly energy yang tinggi.

6.2 Saran

Sebaiknya dilakukan studi lebih lanjut mengenai zona target dengan

menganalisa data sumur. Penelitian multi atribut seismik dan pemilihan zona target

baru dengan menggunakan metode inversi seismik sangat dianjurkan dalam

penelitian selanjutnya untuk sumber informasi sekaligus data pembanding untuk

penelitian-penelitian terdahulu.

91

DAFTAR PUSTAKA

Abdullah, A. 2007. E-book Ensiklopedi Seismik.

Asparini, D. 2011. Penerapan Metode Stacking dalam Pemrosesan Sinyal Seismik

Laut di Perairan Barat Aceh. Bogor. IPB

Ariyanto, A. 2011. Pemodelan Impedansi Akustik untuk Karakterisasi Reservoar

Pada Daerah “X”. Sumatera Selatan. Tesis, Fakultas Mipa

Universitas Indonesia.

Bemmelen, van, R.W., 1949. The Geology of Indonesia, Martinus Nyhoff, The

Haque, Nederland.

Blake. 1989. The Geological Regional and Tectonic of South Sumatera Basins.

Proceeding Indonesia Petroleum Association 11th Annual

Convention.

Brown, A.R. 2010. Interpretation of Three Dimensional Seismic Data, Seventh

Edition, AAPG Memoir 42 SEG Invertigation in Geophysics,

No9.

Eubank, R. T., dan Makki, A. C., 1981. Structural geology of the Central

Sumatera Back-arc Basin. Proccedings of Indonesian Petroleum

Association, Tenth Annual Convention.

Ginger, D., dan Fielding, K., 2005, The Petroleum Systems and Future Potential of

the South Sumatra Basin ,Proceeding 30th Annual Convention and

Exhibition, Indonesian Petroleum Association, August 2005.

Hampson-Russell Software Service, Ltd., 2006, AVO Workshop: Theory and Exercises.

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Revisi (Edisi) ke 8,

Schlumberger Oilfield Services. Jakarta.

Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1993. A Structural and Tectonic Model of the

Coastal Plains Block, Central Sumatera Basin, Indonesia.

Indonesia Petroleum Association, Proceedings 22th Annual

Convention, Jakarta, vol.1, p.285-316.

Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1996. Regional Structural Geology of the Central

Sumatera Basin, Petroleum Geology of Indonesian Basins.

Pertamina BPPKA Indonesia.

Jamady, A. 2011. Kuantifikasi Frekuensi dan Resolusi Menggunakan Seismik

Refleksi di Perairan Maluku Utara. Bogor. IPB

Juanita, R. 2013. Gelombang Seismik. Juanita.blog.uns.ac.id.

Kearey, P., Brooks, M., 2002, An Introduction to Geophysical Exploration,

Blackwell.

Koesoemadinata. 1978. Geologi Minyak dan Gas Bumi. ITB. Bandung.

Oktavinta, A. 2008, “Dunia Seismik Blogspot”, Blog Online.

Pulunggono, A., Haryo, A., & Kosuma, C.G., 1992, Pre-Tertiary and Tertiary Fault

systems as a framework of the South Sumatera Basin; A Study of

SAR-MAPS,Proceedings Indonesian Petroleum Association,

21thAnnual Convention.

Russell B., 1991, Introduction to Seismic Inversion Methods, third edition, Volume

2, S.N. Domenico, Editor Course Notes Series.

Salim, Y., Nana, D., Maryke, P., Yustika, I., Mimi S., dan M., Fauzi. 1995.

Technical Study Report Remaining Potential of The South Sumatra

Basin. South Sumatra AMI Study Group.

Sismanto. 1999. Interpretasi Data Seismik, laboratorium Geofisika, Jurusan

Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengentahuan Alam,

Universitas Gajah Mada, Yogyakarta.

Sukmono, S., 1999, Interpretasi Seismik Refleksi, Geophysical Engineering,

Bandung Institute of Technology Bandung.

Sukmono, S. 2001. Seismic Attributes For Reservoir Characterization. Jurusan

Teknik Geofisika Institut Teknologi Bandung.

Date post:	07-Jul-2019
Category:	Documents
Upload:	lykhanh
View:	243 times
Download:	0 times

ANALISIS DISTRIBUSI RESERVOAR KARBONAT DENGAN …digilib.unila.ac.id/54596/3/SKRIPSI TANPA BAB...

Documents