identifikasi patahan menggunakan atribut ......gambar 2.2. stratigrafi cekungan sumatra selatan 7...
Post on 25-Aug-2021
8 Views
Preview:
TRANSCRIPT
IDENTIFIKASI PATAHAN MENGGUNAKAN ATRIBUT SEISMIK
VARIANCE-BASED COHERENCE DI LAPANGAN “F” PADA FORMASI
TALANG AKAR, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
SKRIPSI
FADHLUR RAHMAN
NIM. 11160970000029
PROGRAM STUDI FISIKA
FAKULTAS SAINS DAN TEKNOLOGI
UNIVERSITAS ISLAM NEGERI SYARIF HIDAYATULLAH
JAKARTA
2021M / 1442 H
IDENTIFIKASI PATAHAN MENGGUNAKAN ATRIBUT SEISMIK
VARIANCE-BASED COHERENCE DI LAPANGAN “F” PADA FORMASI
TALANG AKAR, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
i
SKRIPSI
Diajukan Sebagai Syarat untuk Memperoleh
Gelar Sarjana Sains (S.Si.)
FADHLUR RAHMAN
NIM. 11160970000029
PROGRAM STUDI FISIKA
FAKULTAS SAINS DAN TEKNOLOGI
UNIVERSITAS ISLAM NEGERI SYARIF HIDAYATULLAH
JAKARTA
2021M / 1442 H
ii
LEMBAR PERSETUJUAN PEMBIMBING
IDENTIFIKASI PATAHAN MENGGUNAKAN ATRIBUT SEISMIK
VARIANCE-BASED COHERENCE DI LAPANGAN “F” PADA FORMASI
TALANG AKAR, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
SKRIPSI
Diajukan Sebagai Syarat untuk Memperoleh
Gelar Sarjana Sains (S.Si.)
Menyetujui,
Pembimbing I Pembimbing II
Dr. Ir. Agus Budiono, M.T. Suwondo, M.Si.
NIP. 196202201990031002 NIP. 1810652P
Mengetahui,
Kepala Program Studi Fisika
Tati Zera, M.Si.
NIP. 196906082005012002
iii
LEMBAR PENGESAHAN UJIAN
Skripsi dengan judul “Identifikasi Patahan Menggunakan Atribut Seismik
Variance-Based Coherence Di Lapangan “F” Pada Formasi Talang Akar,
Cekungan Sumatra Selatan” yang ditulis oleh Fadhlur Rahman dengan Nomor
Induk Mahasiswa (NIM) 11160970000029 telah diuji dan dinyatakan lulus dalam
sidang Munaqosyah Fakultas Sains dan Teknologi Universitas Islam Negeri Syarif
Hidayatullah Jakarta pada Senin, 19 April 2021 Skripsi ini telah diterima sebagai
salah satu syarat untuk memperoleh gelar Strata Satu (S1) Program Studi Fisika.
Jakarta, 19 April 2021
Menyetujui,
Penguji I Penguji II,
Tati Zera, M.Si. Elvan Yuniarti, M.Si.
NIP. 196202201990031002 NIP. 1979122720080012015
Pembimbing I Pembimbing II
Dr. Ir. Agus Budiono, M.T. Suwondo, M.Si.
NIP. 196202201990031002 NIP. 1810652P
Mengetahui,
Dekan Faklutas Sains dan Teknologi Kepala Program Studi Fisika
Ir. Nashrul Hakiem, Ph.D. Tati Zera, M.Si.
NIP. 197106082005011005 NIP. 196906082005012002
iv
LEMBAR PERNYATAAN
DENGAN INI SAYA MENYATAKAN BAHWA SKRIPSI INI BENAR HASIL
KARYA SENDIRI YANG BELUM PERNAH DIAJUKAN SEBAGAI SKRIPSI
ATAU KARYA ILMIAH PADA PERGURUAN TINGGI ATAU LEMBAGA
MANAPUN.
Jakarta, 19 April 2021
Fadhlur Rahman
NIM. 11160970000029
KATA PENGANTAR
v
Assalamua’alaikum Wr. Wb.
Puji syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT yang telah
melimpahkan rahmat, taufik, serta hidayah-Nya, sehingga penulis dapat
menyelesaikan skripsi ini dengan baik. Skripsi berjudul “Identifikasi Patahan
Menggunakan Atribut Seismik Variance-based Coherence Di Lapangan “F” Pada
Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan” ini disusun berdasarkan
kegiatan penelitian Tugas Akhir yang telah dilakukan penulis ketika di PT Patra
Nusa Data, Pusat Data dan Informasi Kementrian Energi dan Sumber Daya
Mineral.
Skripsi adalah salah satu mata kuliah wajib di Program Studi Fisika UIN
Syarif Hidayatullah Jakarta, sekaligus sebagai syarat kelulusan seorang mahasiswa
untuk mendapatkan gelar Sarjana (S-1). Kegiatan ini memberikan banyak manfaat
bagi penulis. Dalam pelaksanaan penelitian Tugas Akhir dan penyusunan skripsi
penulis dibantu oleh berbagai pihak. Oleh karena itu, penulis mengucapkan
terimakasih kepada:
1. Bapak Suwondo, M.Si. sebagai pembimbing lapangan yang telah sabar
dan baik dalam membimbing penulis selama pelaksanaan penelitian
Tugas Akhir. Terima kasih untuk segala ilmu dan wawasan Beliau untuk
penulis dalam geosains, khususnya interpretasi data seismik.
2. Bapak Widi Atmoko, M.T. selaku supervisor PT Patra Nusa Data yang
telah mengizinkan saya untuk melakukan penilitian Tugas Akhir
ditempatnya, memberikan izin data, serta memberikan masukan dan
koreksi dalam proses pelaksanaan penelitian Tugas Akhir.
3. Ibu Tati Zera, M.Si. sebagai Ketua Program Studi Fisika UIN Syarif
Hidayatullah Jakarta yang juga pernah mengampu mata kuliah yang
dijalani penulis, terima kasih untuk ilmu dan bantuannya selama ini.
4. Ibu Elvan Yuniarti, M.Si. sebagai Sekretaris Program Studi Fisika UIN
Syarif Hidayatullah Jakarta, Pembimbing Akademik untuk Penulis dari
vi
awal kuliah, serta pernah mengampu mata kuliah statistika yang pernah
diikuti penulis, terima kasih untuk ilmu dan bantuannya selama ini.
5. Bapak Dr. Agus Budiono, M.T. sebagai Dosen Pembimbing yang telah
memberikan bimbingan selama pelaksanaan penelitian Tugas Akhir dan
penyusunan skripsi.
6. Bapak Deni selaku HRD Pusdatin KESDM yang telah memberikan saya
kesempatan untuk pelaksanaan penelitian Tugas Akhir dan membantu
dalam proses administrasi diawal pelaksanaan.
7. Bapak dan Ibu dosen khususnya peminatan geofisika yang selama ini telah
memberikan ilmu dan bantuan selama penulis menjadi mahasiswa di
Program Studi Fisika, UIN Syarif Hidayatullah Jakarta.
8. Khususnya untuk kedua orang tua dan seluruh keluarga yang tak henti-
hentinya memberikan dukungan secara moril maupun materil.
9. Nanda, Alpi, Septian, Eka, Ali, Merry, Maurin dan Teman-teman
Geofisika 2016 UIN Syarif Hidayatullah Jakarta lainnya, yang selama ini
membantu penulis dan memberikan dukungan moril selama ini.
10. Kelompok Studi Geofisika (KSGF) “Al Kalibi” dan Himpunan
Mahasiswa Fisika (HIMAFI) UIN Syarif Hidayatullah Jakarta yang
menjadi tempat penulis dalam berorganisasi di kampus.
11. Edwin, Dherry, Monich, Nikita, Amru, Refita, Detry, Wiwi, Nabilah,
Ichan, Dhika, Berli dll. dari Himpunan Mahasiswa Geofisika Indonesia
(HMGI) yang telah memberikan dukungan moril selama ini.
12. Mas Diky Aulia (GMA), Pak Herman Darman (Petronas), Resti (ITERA),
Jakfar (Univ Pertamina), Jakasura (UNILA), Pangab (Conrad) dan yang
lainnya yang selama ini membantu penulis selama ini.
Wassalamu’alaikum Wr. Wb.
Jakarta, 19 April 2021
Penulis
Fadhlur Rahman
vii
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL ...................................................................................... i
LEMBAR PERSETUJUAN PEMBIMBING .............................................. ii
PENGESAHAN UJIAN ................................................................................. iii
LEMBAR PERNYATAAN ........................................................................... iv
KATA PENGANTAR .................................................................................... v
DAFTAR ISI .................................................................................................. vii
DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... ix
DAFTAR TABEL............................................................................................ xi
DAFTAR LAMPIRAN .................................................................................. xii
ABSTRAK ..................................................................................................... xiii
ABSTRACT .................................................................................................... xiv
BAB I. PENDAHULUAN .............................................................................. 1
1.1. Latar Belakang .............................................................................. 1
1.2. Perumusan Masalah....................................................................... 2
1.3. Tujuan Penelitian........................................................................... 2
1.4. Batasan Masalah ............................................................................ 3
1.5. Manfaat Penelitian......................................................................... 3
1.6. Sistematika Penulisan .................................................................... 4
BAB II. TINJAUAN PUSTAKA ................................................................... 5
2.1. Geologi Regional........................................................................... 5 2.2. Stratigrafi Regional ....................................................................... 7
2.2.1. Batuan Dasar Pra-Tersier .................................................. 7
2.2.2. Formasi Lahat .................................................................... 8
2.2.3. Formasi Lemat .................................................................. 8
2.2.4. Formasi Talang Akar ......................................................... 8
2.2.5. Formasi Baturaja ............................................................... 8
2.2.6. Formasi Gumai .................................................................. 9
2.2.7. Formasi Air Benakat ......................................................... 9
2.2.8. Formasi Muara Enim ......................................................... 9
2.2.9. Formasi Kasai .................................................................... 9
2.3. Sesmik Refleksi ............................................................................. 9
2.4. Gelombang P ................................................................................. 10
2.5. Hukum Snellius ............................................................................. 10
2.6. Prinsip Huygens ............................................................................ 10
2.7. Akustik Impedansi ........................................................................ 11
2.8. Koefisien Refleksi ......................................................................... 11
2.9. Konvensi Polaritas......................................................................... 12
2.10. Sistem Petroleum ........................................................................ 13
2.10.1. Batuan Sumber (Source Rock) ........................................ 13
2.10.2. Batuan Tudung (Caprock) ............................................... 14
2.10.3. Jebakan (Trap) ................................................................. 15
2.10.4. Batuan Waduk (Reservoir Rock) .................................... 26
2.10.5. Migrasi (Migration) ......................................................... 26
viii
2.11. Data Log Sumur .......................................................................... 27
2.11.1. Log Resistivitas ............................................................... 27
2.11.2. Log Neutron Porosity ...................................................... 27
2.11.3. Log Saturasi Air (sw) ...................................................... 27
2.11.4. Log Sonik ........................................................................ 27
2.12. Atribut Seismik ........................................................................... 27
2.12.1. Atribut Seismik Coherence ............................................. 28
2.12.2. Atribut Seismik Curvature .............................................. 28
2.12.3. Atribut Seismik Instantaneous Phase .............................. 28
BAB III. METODE PENELITIAN ............................................................. 29
3.1. Daerah Penelitian ...................................................................... 29
3.2. Data Penelitian .......................................................................... 29
3.2.1. Data Seismik 2-D .......................................................... 29
3.2.2. Data Seismik 3-D .......................................................... 30
3.2.3. Data Sumur ................................................................... 31
3.3. Tempat Penelitian ..................................................................... 31
3.4. Waktu Penelitian ...................................................................... 31
3.5. Perangkat Yang Digunakan ...................................................... 31
3.5.1. Perangkat Keras ............................................................ 31
3.5.2. Perangkat Lunak ........................................................... 31
3.6. Well to Seismic Tie .................................................................. 32
3.7. Memasukkan Atribut Seismik .................................................. 32
3.8. Picking Fault ............................................................................. 33
3.9. Picking Horizon ........................................................................ 33
3.10. Membuat Polygon .................................................................. 34
3.11. Membuat Surface ................................................................... 34
3.12. Analisa Time Slice ................................................................. 35
3.13. Time Structure Map ............................................................... 35
3.14. Diagram Alir .......................................................................... 36
BAB IV. HASIL DAN PEMBAHASAN...................................................... 37
4.1. Well to Seismic Tie .................................................................. 37 4.2. Seismic Cube ............................................................................ 38
4.3. Waveform / Seismic Traces...................................................... 40
4.3.1. Data 2-D........................................................................ 41
4.3.2. Data 3-D........................................................................ 44
4.4. Analisa Delineasi Patahan dan Horizon Pada 3-D Window..... 46
4.5. Analisa Time Slice ................................................................... 48
4.6. Time Structure Map .................................................................. 50
4.7. Analisa Data Log Sumur .......................................................... 52
4.8. Analisa RMS Amplitude .......................................................... 53
BAB V. PENUTUP ......................................................................................... 54
5.1. Kesimpulan ................................................................................. 54 5.2. Saran ........................................................................................... 54
DAFTAR PUSTAKA ..................................................................................... 56
LAMPIRAN .................................................................................................... 62
ix
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1. Struktur Geologi Cekungan Sumatra Selatan 5
Gambar 2.2. Stratigrafi Cekungan Sumatra Selatan 7
Gambar 2.3. Visualisasi Eksplorasi Geofisika Seismik Refleksi 9
Gambar 2.4. Prinsip Huygen 10
Gambar 2.5. Konvensi Polaritas Fase Nol 12
Gambar 2.6. Konvensi Polaritas Fase Minimum 12
Gambar 2.7. Jebakan Lipatan 15
Gambar 2.8. Titik Limpah dan Tutupan 16
Gambar 2.9. Menghilangnya Tutupan 17
Gambar 2.10. Pelipatan Bersifat Diapir 17
Gambar 2.11. Pelipatan Berulang 17
Gambar 2.12. Ketidakselarasan 18
Gambar 2.13. Asimetris 18
Gambar 2.14. Konvergensi Lapisan 19
Gambar 2.15. Kemiringan Wilayah 20
Gambar 2.16. Pelengkungan Lapisan Sebagai Pembantu Patahan Sebagai Jebakan
20
Gambar 2.17. Jebakan Karena Kemiringan Wilayah Dan Patahan Yang Melengkung
21
Gambar 2.18. Patahan Normal Berkombinasi Dengan Lipatan Pada Mangun Jaya – Tanjung Tiga
22
Gambar 2.19. Jebakan Sesar Sungkup Turner Valley, Kanada Barat 22
Gambar 2.20. Roll Over Pada Patahan Tumbuh 23
Gambar 2.21. Peta Struktur Jebakan Patahan Transversal Pada Lapangan Minyak Pungut Dan Tandun
23
Gambar 2.22. Penampang Seismik Jebakan Patahan Transversal Pada Lapangan Minyak Pungut Dan Tandun
24
Gambar 2.23. Penampang Seismik Ideal Kubah Garam Di Daerah Gulfcoast Amerika Selatan
24
Gambar 2.24. Kedudukan Struktur dan Penghalang Permeabilitas Sebagai Unsur Jebakan Stratigrafi
25
Gambar 2.25 Jebakan Kombinasi 25
Gambar 2.26 Contoh-contoh Rerservoir 26
Gambar 2.27. Migrasi 26
Gambar 3.1. Tampilan Data Seismik 2-D Pada 3-D Window 29
Gambar 3.2. Tampilan Data Seismik 2-D Pada Interpretation Window
30
Gambar 3.3. Tampilan Data Seismik 3-D Pada 3-D Window 30
Gambar 3.4. Tampilan Data Seismik 3-D Pada Interpretation Window Inline-1
31
Gambar 3.5. Tampilan Well Log HRS 32
Gambar 3.6. Atribut Seismik Variance-based Coherence Inline-1 32
Gambar 3.7. Picking Fault Pada Inline-1 32
Gambar 3.8. Picking Horizon Pada Data 2-D 33
Gambar 3.9. Polygon 34 Gambar 3.10. Surface Horizon Lower Talang Akar 34
x
Gambar 3.11. Time Slice 35
Gambar 3.12. Time Structure Map 35
Gambar 3.13. Diagram Alir Penelitian 36
Gambar 4.1. Letak Data Seismik 2-D, Data Seismik 3-D, dan Data Sumur Pada 2-D Window Perangkat Lunak Petrel
37
Gambar 4.2a. Wavelet Sebelum Proses Korelasi 37
Gambar 4.2b. Wavelet Setelah Proses Korelasi 37
Gambar 4.2c. Nilai Korelasi Wavelet 38
Gambar 4.3a. 3-D Window Inline-1 Original 38
Gambar 4.3b. 3-D Window Inline-1 Variance-based Coherence 39
Gambar 4.3c. 3-D Window Inline-1 Curvature 39
Gambar 4.3d. 3-D Window Inline-1 Instantaneous Phase 40
Gambar 4.4a. Data 2-D Original 41
Gambar 4.4b. Variance-based Coherence Data 2-D 41
Gambar 4.4c. Curvature Data 2-D 42
Gambar 4.4d. Instantaneous Phase Data 2-D 42
Gambar 4.5a. Data 3-D Original 44
Gambar 4.5b. Variance-based Coherence Data 3-D 44
Gambar 4.5c. Curvature Data 3-D 45
Gambar 4.5d. Instantaneous Phase Data 3-D 45
Gambar 4.6. Tampak Atas 3-D Window Horizon dan Delineasi Patahan Pada Lower Talang Akar
46
Gambar 4.7. Tampak Belakang 3-D Window Horizon dan Delineasi Patahan Pada Lapangan “F”
47
Gambar 4.8a. Time Slice - Original 48
Gambar 4.8b. Time Slice – Variance-based Coherence 48
Gambar 4.8c. Time Slice - Curvature 49
Gambar 4.8d. Time Slice – Instantaneous Phase 49
Gambar 4.9a. Time Structure Map - Original 50
Gambar 4.9b. Time Structure Map – Variance-based Coherence 50
Gambar 4.9c. Time Structure Map - Curvature 51
Gambar 4.9d. Time Structure Map – Instantaneous Phase 51
Gambar 4.10. Data Log Sumur “F” Pada Lower Talang Akar 52 Gambar 4.11. RMS Amplitude Data 2-D 53
DAFTAR TABEL
xi
Tabel 2.1. Klasifikasi Tipe Kerogen 14
DAFTAR LAMPIRAN
xii
Lampiran 1. Letak Data Seismik 2-D, Data Seismik 3-D, dan Data
Sumur Penelitian Dalam 3-D Window 62
Lampiran 2. Jaring Picking Horizon Lower Talang Akar Pada 2-D Window
62
Lampiran 3. Surface Horizon Slice RMS Amplitude Data 3-D Horizon Lower Talang Akar
63
Lampiran 4 Komparasi Time Slice 63
ABSTRAK
xiii
Saat ini kebutuhan akan sumber daya minyak dan gas bumi di Indonesia terus
meningkat. Cadangan minyak dan gas bumi di cekungan Sumatra Selatan dapat
membantu memenuhi kebutuhan tersebut dengan total cadangan 4280 MMBOE.
Metode yang digunakan dalam eksplorasi minyak dan gas bumi pada lapangan “F”
di formasi Talang Akar, cekungan Sumatra Selatan ini adalah metode seismik
refleksi. Metode seismik refleksi adalah mengukur waktu yang diperlukan sebuah
gelombang suara yang terpantul dibawah permukaan Bumi melalui batas-batas
geologi lalu kembali ke permukaan dan direkam oleh alat perekam. Tujuan
penelitian ini adalah mengetahui delineasi patahan pada lapangan “F”
menggunakan atribut seismik variance-based coherence. Hasilnya adalah pada
lapangan “F” terdapat patahan naik yang berarahkan barat laut – tenggara pada
kedalaman 1590 meter SSTVD - 250 meter SSTVD dan terdapat 3 patahan minor
lainnya yang berarahkan barat daya timur laut. Patahan yang berarahkan barat laut
– tenggara diduga juga menjadi jalur migrasi hidrokarbon dan jebakannya berupa
antiklin. Atribut seismik variance-based coherence baik dalam delineasi patahan
karena memberikan warna yang kontras. Berdasarkan analisa log, terdapat 3 zona
prospek hidrokarbon, yakni pada kedalaman 1263 – 1268, 1671 – 1674, 1689 –
1693, 1689 – 1693 m SSTVD. Zona-zona tersebut merupakan zona reservoar shaly
sand dan termasuk kedalam jenis low contrast low resistivity.
Kata Kunci: Sumatra Selatan, Patahan, Talang Akar, Atribut Seismik,
Variance-based Coherence
xiv
ABSTRACT
Currently, the need for oil and natural gas resources in Indonesia continues
to increase. Oil and gas reserves in the South Sumatra basin can help meet these
needs with total reserves of 4280 Mmboe. The method used in oil and gas
exploration in the “F” field in the Talang Akar formation, South Sumatra basin is
the reflection seismic method. The seismic reflection method is to measure the time
it takes for a sound wave to bounce off the Earth's surface through geological
boundaries and then return to the surface and be recorded by a recording device.
The purpose of this study was to determine the fault delineation in the "F" field
using the variance-based coherence seismic attribute. The result is that in the "F"
field there is an ascending fault that is directed northwest - southeast at a depth of
1590 meters SSTVD - 250 meters SSTVD and there are 3 other minor faults that
are directed southwest northeast. The fault, which is directed northwest - southeast,
is also thought to be a migration route for hydrocarbons and an anticline trap. The
seismic attribute variance-based coherence is good in fault delineation because it
provides a contrasting color. Based on log analysis, there are 3 hydrocarbon
prospect zones, namely at depths of 1263 - 1268, 1671 - 1674, 1689 - 1693, 1689 -
1693 m SSTVD. These zones are shaly sand reservoir zones and are included in the
low contrast low resistivity type.
Keywords: South Sumatra, Fault, Talang Akar, Seismic Attribute, Variance-
based Coherence
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang Penelitian
Saat ini kebutuhan akan sumber daya minyak dan gas bumi di Indonesia terus
meningkat. Cekungan Sumatra Selatan merupakan salah satu cekungan yang berada
di Indonesia. Cekungan ini berumur dari paleogosen hingga miosen Cekungan ini
merupakan cekungan yang cukup banyak memiliki cadangan hidrokarbon, tentu
cukup prospektif bagi eksplorasi minyak dan gas bumi. Cekungan Sumatra Selatan
memiliki total cadangan minyak sebanyak 2280 MMBO dan cadangan gas 2000
MMBOE, yang mana jika ditotalkan berarti ada 4280 MMBOE total hidrokarbon
di cekungan Sumatra Selatan [1]. Cekungan sumatra selatan terdiri dari beberapa
formasi, salah satunya adalah formasi talang akar.
Formasi Talang Akar berumur masa oligosen hingga masa miosen. Formasi
ini terbagi menjadi 2 anggota yaitu anggota gritsand mb (GRM) dan transitional mb
(TRM) [2] . Anggota GRM atau talang akar bagian bawah terdiri atas batuan pasir
konglomeratan, batuan pasir kuarsa, serpih dan lapisan batubara yang menyisip.
Anggota TRM atau talang akar bagian atas terdiri atas perselingan sedimen klastik
berukuran sedang sampai halus, yaitu batupasir, serpih, batu lanau berwarna abu-
abu kehitaman dengan sisipan batubara bituminous dan batu lempung, kemudian
juga terdapat mineral gaukonit yang berlimpah. Formasi ini selaras (conformity)
dengan formasi gummai.
Lempeng tektonik di Bumi terus bergerak. Konsep dasar dari lempeng
tektonik adalah litosfer terbagi-bagi menjadi kecil-kecil dan mendekati rigid, yang
mana itu bergerak diatas astenosfer [3]. Pergerakan lempeng tektonik dapat
menyebabkan beberapa hal, dari mulai gempa bumi, lipatan, patahan dan lain-
lainnya. Dalam sebuah sistem petroleum, kelima unsurnya (batuan waduk, migrasi,
jebakan, batuan pelindung, batuan sumber) harus terpenuhi. Jebakan / trap adalah
dimana sebuah skema batuan untuk membuat hidrokarbon terperangkap dan
terakumulasi. Jebakan memiliki beberapa jenis, yakni : struktur, stratigrafi, dan
kombinasi.
2
Jebakan struktur dapat terbentuk dari adanya patahan ataupun lipatan akibat
dari pergerakan lempeng tektonik. Termasuk pada lapangan “F” yang berada di sub-
cekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan juga memungkinkan untuk terdapat
patahan ataupun lipatan yang dapat menjadi jebakan struktur dalam sebuah
eksplorasi minyak dan gas bumi, dalam hal ini petroleum system.
Metode seismik refleksi adalah salah satu metode yang memiliki penetrasi
yang cukup dalam. Pada dunia eksplorasi energi, biasanya metode seismik refleksi
digunakan dalam eksplorasi minyak dan gas bumi. Dalam sebuah rangkaian proses
kegiatan eksplorasi, ada langkah yang dinamai interpretasi, yakni menjelaskan dan
memberikan gambaran yang didapat dari data hasil akuisi dan sudah diolah (sudah
melewati tahapan data processing). Dalam melakukan interpretasi data metode
seismik refleksi, seorang interpreter dapat menggunakan atribut seismik untuk
membantu proses interpretasi. Ada beberapa atribut seismik yang dapat membantu
seorang interpreter dalam mengidentifikasi patahan. Salah satu atribut seismik yang
dapat sangat membantu dalam mengidentifikasi patahan adalah atribut seismik
variance-based coherence.
1.2. Perumusan Masalah
Berdasarkan latar belakang diatas, maka rumusan masalah pada peneitian ini
adalah sebagai berikut:
1. Bagaimana model delineasi patahan pada lapangan “F” ?
2. Bagaimana pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas di lapangan “F” ?
3. Bagaimana keunggulan atribut seismik variance-based coherence dalam
interpretasi delineasi patahan?
4. Dimana dan bagaimanakah zona reservoar prospek pada formasi target?
1.3. Tujuan Penelitian
Tujuan penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Membuat model delineasi patahan pada lapangan “F”
2. Mengetahui pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas di lapangan “F”
3. Mengetahui keunggulan atribut seismik variance-based coherence dalam
interpretasi delineasi patahan
3
4. Menentukan zona reservoar prospek yang berada pada lower Talang Akar
1.4. Batasan Masalah
Batasan masalah pada penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Data yang digunakan adalah data seismik 3D , data seismik 2D, data
checkshot, data sumur, dan data geologi regional daerah penelitian.
2. Perangkat lunak yang digunakan dalam pengolahan interpretasi data
adalah Schlumberger Petrel dan Hampson Russel Geoview : Geoview
CE8\R4.4.1
3. Studi yang dilakukan adalah mengetahui delineasi patahan didaerah
penelitian dan mengetahui pengaruhnya terhadap eksplorasi minyak dan
gas bumi.
4. Atribut seismik yang digunakan adalah variance-based coherence ,
curvature, dan instantaneous phase.
5. Daerah Penelitian dibatasi didaerah sub cekungan Jambi, cekungan
Sumatra Selatan.
6. Formasi target adalah formasi Talang Akar, tepatnya pada lower Talang
Akar
1.5. Manfaat Penelitian
Sebagaimana hadits Nabi Muhammad SAW, bahwa “Sebaik-baik manusia adalah
yang bermanfaat bagi manusia yang lain” (HR. Thabrani), maka penulis ingin
penelitian ini bermanfaat bagi manusia, beberapa manfaat penelitian ini adalah :
1. Penelitian ini dapat memberikan informasi terkait patahan yang berada di
sub-cekungan Jambi cekungan Sumatra Selatan.
2. Penelitian ini dapat memberikan informasi terkait pengaruh patahan
terhadap eksplorasi minyak dan gas bumi.
3. Penelitian ini dapat memberikan informasi terkait keunggulan atribut
seismic variance-based coherence dalam interpretasi patahan dan lipatan
pada data seismik.
4. Penelitian ini dapat memberikan informasi terkait zona reservoar prospek
pada formasi target.
4
1.6. Sistematika Penulisan
Pada penelitian ini, penulisan dibagi kedalam 5 bab, dan ditiap bab nya
terdapat Adapun pembagian bab adalah sebagai berikut:
BAB I PENDAHULUAN
Bab ini berisikan latar belakang penilitian, perumusan masalah dalam
penelitian ini, tujuan penelitian yang ingin didapat dalam penelitian ini,
batasan masalah dalam penelitian ini, manfaat penelitian, dan sistematika
penulisan.
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
Bab ini berisikan pustaka-pustaka yang menjadi dasar-dasar literasi dalam
penelitian ini.
BAB III METODE PENELITIAN
Bab ini berisikan tempat penelitian, waktu penelitian, perangkat keras yang
digunakan dalam penelitian, perangkat lunak yang digunakan dalam
penelitian, diagram alir penelitian.
BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN
Bab ini berisikan hasil dari tiap tahapan pemrosesan data dan analisa, serta
pembahasan tiap prosesnya.
BAB V PENUTUP
Bab ini berisikan kesimpulan yang ditarik dari penelitian ini dan juga saran-
saran yang berkaitan dengan penelitian ini.
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1. Geologi Regional
Gambar 2.1. Struktur Geologi Cekungan Sumatra Selatan (Modifikasi dari Bishop, 2001 ) [4]
Sub cekungan Jambi termasuk kedalam cekungan Sumatra Selatan.
Cekungan Sumatra Selatan merupakan cekungan belakang busur (back arc) karena
5
6
berada di belakang Pegunungan Barisan sebagai volcanic-arc-nya [5] . Berdasarkan
Gambar 2.1., sub cekungan Jambi berada pada utara cekungan Sumatra Selatan.
Sub cekungan Jambi berarah barat daya – tenggara. Disebelah sebelah selatannya ,
sub cekungan Jambi berbatasan dengan sub cekungan Palembang Utara. Disebelah
baratnya, sub cekungan
Jambi berbatasan dengan sub cekungan Palembang Tengah. Disebelah timurnya,
sub cekungan jambi berbatasan dengan selat Kalimantan. Disebelah utaranya, sub
cekungan Jambi berbatasan dengan pegunungan Tigapuluh.
2.1.1. Sejarah Pembentukan Kerangka Tektonik
Pembentukan kerangka tektonik cekungan Sumatra Selatan terbagi
menjadi tiga megasekuen :
2.1.1.1. Megasekuen syn-rift
Merupakan hasil subduksi sepanjang palung Sumatra bagian barat.
Continental plates di area Sumatra Selatan menjadi subjek pada proses
ekstensi mayor dari masa eosen hingga oligosen awal. Proses ekstensi ini
menghasilkan half-grabens yang dipengaruhi sifat heterogen dari basement.
Mulanya proses ekstensi berarahkan timur-barat yang menghasilkan horst dan
graben yang berarah utara-selatan. Sumatra Selatan bergerak secara rotasi 15o
searah jarum jam sejak miosen yang membuat orientasi graben menjadi utara
- timur laut selatan – barat daya.
2.1.1.2. Megasekuen post-rift
Pada megasekuen ini terjadi transgresi berkepanjangan dan regresi pada
cekungan. Transgresi dimana adalah proses dimana terjadinya subsidence
yang tinggi disertai kenaikan air laut juga tinggi, dan terjadilah maximum
flooding pada 16 juta tahun yang lalu. Sedangkan regresi adalah penurunan
subsidence disertai kenaikan supply sedimen ke cekungan, ini terjadi pada 16
– 5 juta tahun yang lalu.
2.1.2.3. Megasekuen inversi / syn-orogenic
Disebut megasekuen syn-orogenic karena pada masa ini terjadi proses
orogenesa terjadi secara luas. Contohnya adalah orogenesa Barisan yang
7
terjadi disepanjang Sumatra Selatan dari 5 juta tahun yang lalu hingga
sekarang. Sepanjang cekungan Sumatra Selatan terbentuk lipatan
trasgressional yang berarah barat laut – tenggara dan memotong syn-rift
fabric. Pada fase ini terbentuk beberapa trap structural yang membuat
terakumulasinya hidrokarbon.
2.2. Stratigrafi Regional
Gambar 2.2. Stratigrafi Cekungan Sumatra Selatan (Modifikasi dari Ginger & Fielding, 2005) [6]
2.2.1. Batuan Dasar Pra-Tersier
Batuan dasar pra-tersier cekungan Sumatra Selatan tersusun dari Batuan
dari zaman mesozoikum dan paleozoikum. Perinciannya, yaitu ; batuan
metamorf, batuan beku mesozoikum, batuan karbonat mesozoikum, dan batuan
karbonat paleozoikum. Batuan paleozoikum dan mesozoikum tersingkap di
beberapa daerah seperti ; pegunungan Duabelas, pegunungan Tigapuluh, dan
8
bukit Barisan. Pada pegunungan Tigapuluh tersingkap batuan metamorf berupa
filit yang berumur permian. Dan diarah sebelah utaranya lagi tersingkap batuan
beku berumur jura berupa granit berupa warna merah dengan kuarsa terlepas
akibat pelapukan. Batuan metamorf berupa filit mengalami perlipatan yang kuat,
lalu terintrusi oleh batuan beku berupa granit.
2.2.2. Formasi Lahat
Formasi ini tersusun dari breksi, lempung, batupasir konglomerat, dan
tuffan, batuan-batuan tersebut akibat dari aktifitas vulkanik dan erosi yang
disertai aktifitas tektonik sejak akhir kapur hingga awal tersier di cekungan
Sumatra Selatan.
2.2.3. Formasi Lemat (Lahat Muda)
Formasi ini berumur dari eosen akhir hingga oligosen awal. Batuan
sedimen pada formasi ini merupakan yang pertama kali mengalami transgrasi.
Formasi ini tersusun dari batu gamping, lempung, breksi, “granit wash”, tuff,
dan lapisan tipis batubara.
2.2.4. Formasi Talang Akar
Formasi ini berumur dari oligosen akhir hingga meosen tengah. Proses
terbentuknya formasi ini berbarengan dengan fase regresi. Formasi ini secara
sejarah struktural kerangka tektonik terbentu dari akhir megasekuen syn-rift
hingga awal megasekuen post-rift. Formasi ini tersusun dari serpih, batupasir,
batubara, dan sisipan karbonat.
2.2.5. Formasi Baturaja
Formasi ini berumur miosen awal. Formasi ini terdiri dari bank limestone
(batugamping bank). Bank limestone merupakan hasil produksi batuan karbonat
pada platform tepian cekungan dan reef tinggian antarcekungan.
9
2.2.6. Formasi Gumai
Formasi ini berumur miosen awal hingga miosen akhir. Formasi ini
merupakan penanda fase maksimum transgresi laut. Pada formasi ini terdapat
serpih yang berfungsi sebagai caprock / seal / batuan tudung.
2.2.7. Formasi Air Benakat ( Lower Palembang )
Formasi ini berumur miosen tengah hingga miosen akhir. Formasi ini
terjadi pada awal fase regresi. Formasi ini tersusun dari batugamping, batupasir,
lapisan batubara , dan serpih.
2.2.8. Formasi Muara Enim ( Middle Palembang )
Formasi ini berumur miosen akhir hingga pliosen awal. Formasi ini
tersusun dari batupasir, lempung, serpih , batugamping , dan batubara.
2.2.9. Formasi Kasai ( Upper Palembang )
Formasi ini berumur pliosen akhir hingga pleistosen awal. Formasi ini
merupakan hasil dari aktifitas vulkanik bukit Barisan. Formasi ini tersusun dari
tuff, lempung, lapisan tipis batubara, lignit.
2.3. Seismik Refleksi
Gambar 2.3. Visualisasi Eksplorasi Geofisika Seismik Refleksi (sumber: seguho.blogspot.com)
Metode seismik refleksi mengukur waktu yang diperlukan suatu impuls suara
untuk melaju dari sumber suara, terpantul oleh batas-batas formasi geologi, dan
kembali ke permukaan [7]. Metode seismik menggunakan gelombang berjenis
gelombang mekanik, yakni gelombang yang membutuhkan medium untuk
merambat [8]. Seismik refleksi dapat terpantulkan ke bawah permukaan bumi
karena adanya tekanan terhadap sifat keelastisan kerak bumi. Dalam prosesnya,
10
dibawah permukaan Bumi, gelombang tersebut mengenai lapisan batas antar 2
medium yang memiliki nilai akustik impedansi yang kontras, lalu terpantulkan
kembali ke permukaan bumi. Dalam sebuah eksplorasi geofisika, alat yang
berfungsi sebagai penerima gelombang dipermukaan bumi adalah geophone (jika
di daratan) atau hydrophone (jika di perairan). Dalam eksplorasi geofisika, biasanya
sumber gelombang seismik refleksi bisa berupa ledakan bom, pukulan keras dari
sebuah instrument khusus, dan sonar dari yang dipancarkan dari sebuah kapal laut.
Dan yang biasanya menjadi gelombang yang diteliti dalam eksplorasi geofisika
adalah gelombang P.
2.4. Gelombang P
Gelombang P atau gelombang primer adalah merupakan salah satu jenis dari
gelombang badan. Gelombang P ini merupakan gelombang longitudinal
Gelombang P dapat menembus benda cair maupun benda padat. Selain itu,
gelombang P adalah gelombang yang memiliki kecepatan rambat yang paling cepat
[9]. Nilai kecepatan rambatan gelombang P meningkat seiring meningkatnya nilai
densitas medium yang dilewatinya.
2.5. Hukum Snellius
Menurut hukum snellius, gelombang yang mengenai bidang batas antar
lapisan, maka sebagian gelombang akan terpantulkan, dan sebagian lagi akan
terbiaskan. [10]
2.6. Prinsip Huygens
Gambar 2.4. Prinsip Huygens (Sumber: Answer.com dalam ensiklopediseismik.blogspot.com)
Prinsip Huygens menyatakan bahwa setiap titik pada muka gelombang
merupakan sumber bagi gelombang baru. Posisi dari muka gelombang dalam dapat
seketika ditemukan dengan membentuk garis singgung permukaan untuk semua
11
wavelet sekunder. Prinsip Huygens mengungkapkan sebuah mekanisme dimana
sebuah pulsa seismik akan kehilangan energi seiring dengan bertambahnya
kedalaman [11].
2.7. Akustik impedansi
Impedansi akustik didefinisikan sebagai kemampuan batuan untuk
melewatkan gelombang seismik yang melaluinya [12]. Nilai akustik impedansi
dipengaruhi oleh kedalaman, sifat porositas batuan, lithologi batuan, tekanan, dan
suhu [13]. Akustik Impedansi memiliki persamaan sebagai berikut:
Z = ρ x v .............................................................................. Persamaan 2.1.
Keterangan :
Z = Akustik Impedansi (Kgm-2s-1)
ρ = Densitas Batuan (Kgm-3)
v = Kecepatan Gelombang (ms-1)
Berdasarkan Persamaan 2.1. diatas, nilai akustik impedansi berbanding lurus
dengan densitas batuan. Dan karena densitas itu berbanding terbalik dengan
porositas batuan, maka nilai akustik impedansipun berbanding terbalik dengan nilai
porositas batuan.
2.8. Koefisien Refleksi
Apabila terdapat kontras nilai akustik impedansi diantara dua batuan yang
saling berbatasan yang dilalui gelombang seismik, maka sebagian gelombang
seismik akan terpantulkan. Koefisien refleksi adalah nilai kontras akustik
impedansi antara dua medium tersebut, atau kata lain adalah menunjukkan
perbandingan antara besarnya energi yang datang dengan energi yang terpantulkan
[14]. Koefisien refleksi akan bernilai negatif apabila terjadi penurunan perbedaan
nilai akustik impedansi, begitu pula sebaliknya. Besaran nilai koefisien Refleksi
dapat dihasilkan menggunakan persamaan berikut:
KR = 𝐴𝐼𝑖+1 − 𝐴𝐼𝑖 ................................................................................................................. Persamaan 2.2. 𝐴𝐼𝑖+1 + 𝐴𝐼𝑖
Keterangan:
KR = Koefisien Refleksi
12
𝐴𝐼𝑖 = Kecepatan gelombang ke-i
𝐴𝐼𝑖 = Kecepatan gelombang ke-i+1
2.9. Konvensi Polaritas
Saat ini terdapat dua jenis konvesi polaritas: 1) Standar SEG (Society of
Exporation Geophysicist) dan 2) Standar Eropa. Standar SEG dan standar Eropa
saling berkebalikan [15].
Gambar 2.5. Konvensi Polaritas Fase Nol (sumber: https:// ensiklopediseismik.blogspot.com/2007/06/polaritas-normal-
polaritas-reverse.html)
Gambar 2.6. Konvensi Polaritas Fase Minimum (sumber: https:// ensiklopediseismik.blogspot.com/2007/06/polaritas-
normal-polaritas-reverse.html)
Pada Gambar 2.5. menunjukkan contoh Polaritas Normal dan Polaritas
Terbaik (Reverse) pada wavelet fasa nol (zero phase) pada KR Positif (Koefisien
Refleksi Meningkat). Selain itu, Pada Gambar 2.6. menunjukkan contoh Polaritas
Normal dan Polaritas Terbaik (Reverse) pada wavelet fasa minimum (minimum
phase) pada KR Positif (Koefisien Refleksi Meningkat).
13
2.10. Sistem Petroleum (Petroleum System)
Sistem Petroleum adalah sistem yang menjadi tolak ukur dalam eksplorasi
minyak dan gas bumi dan merupakan kumpulan elemen yang membentuk sebuah
system untuk mengetahui keberadaan hidrokarbon di suatu tempat dibawah
permukaan bumi [16]. Elemen-elemen tersebut , yakni ; batuan sumber, batuan
tudung, jebakan, batuan waduk, dan migrasi. Kelima unsur tersebut harus ada
semuanya, baru dapat dikatakan sebuah sistem petroleum. Adapun penjelasan lebih
lanjut mengenai kelima unsur tersebut adalah sebagai berikut :
2.10.1. Batuan Sumber (Source Rock)
Merupakan sedimen yang mengandung bahan-bahan organik yang dapat
berubah menjadi hidrokarbon yang dapat menjadi cikal bakal sumber energi
minyak dan gas bumi. Bahan-bahan organik tersebut juga dikenal dengan
sebutan “kerogen”, yang berasal dari Bahasa Yunani yang berarti “penghasil
lilin”. Kerogen tersebut mengalami proses maturasi / pematangan agar dapat
berubah menjadi hidrokarbon. Batuan sumber terbagi menjadi 3 tipe:
a. Batuan Sumber Tipe I
Batuan sumber tipe 1 adalah kelompok batuan sumber yang
mengalami tekanan thermal selama proses pengendapannya. Sumber utama
kelompok batuan ini adalah alga yang berada dalam kondisi anoksik.
b. Batuan sumber Tipe II
Batuan sumber tipe 2 adalah kelompok batuan sumber yang
membentuk minyak dan gas bumi selama thermal crack. Kelompok batuan
ini biasanya terbentuk di lingkungan laut, dibawah kondisi anoksik, dan dari
pengendapan serta pengawetan sisa-sisa bakteri.
c. Batuan Sumber Tipe III
Batuan sumber tipe 3 adalah kelompok batuan sumber yang
terbentuk dari tanaman terrestrial.
Adapun kerogen terbagi dalam 4 tipe, perbedaan mengenai 4 tipe tersebut
akan dijelaskan pada table dibawah ini:
14
Tabel 2.1. Klasifikasi Tipe Kerogen
Tipe Potensi
Hidrokarbon
Jumlah
Hidrogen
Lingkugan
Pengendapan
Sumber
I Minyak Berlimpah Lacustrine Alga,
bakteri,
didominasi
alga yang
bersifat
lipnid
II Minyak dan gas Moderat Laut Alga dan
protozoa
III Gas Kecil Terrestrial Tumbuhan
terrestrial
IV Material inert
dan tidak rentan
Tidak ada
(karena
mengalami
oksidasi
sebelum
terendapkan)
Bisa jadi
terrestrial
Inertid
2.10.2. Batuan Tudung (Caprock)
Batuan tudung (caprock) atau seal adalah kelompok batuan yang bertugas
untuk menghalangi hidrokarbon agar tidak rembas. Oleh karena itu batuan
tudung biasanya merupakan batuan yang bersifat impermeable. Tapi tidak cukup
batuan tudung saja untuk mencegat hidrokarbon, juga diperlukan jebakan
geologi untuk menghalangi hidrokarbon agar tidak “kabur”.
15
2.10.3. Jebakan (Trap)
Jebakan adalah suatu susunan batuan sedemikian rupa yang bersifat kedap
untuk mencegah hidrokarbon agar tidak “kabur”. Berdasarkan teori potensial,
adanya perbedaan fisik antara minyak dengan air yang tidak saling melarutkan
dan memiliki densitas berbeda, maka minyak akan selalu naik ke atas dan akan
mencari tempat. Klasifikasi jebakan terbagi menjadi tiga ; jebakan struktur,
jebakan stratigrafi, dan kombinasi (stuktur dan stragrafi) [17]. Adapun
penjelasan tiga jenis jebakan tersebut adalah sebagai berikut:
2.10.3.1. Jebakan Struktur
Jebakan struktur adalah jebakan yang terbentuk akibat adanya gerakan
tektonik yang menyebabkan terbentuklah susunan batuan untuk mencegat
hidrokarbon, gerakan tektonik tersebut biasanya berupa lipatan atau patahan.
Adapun penjelasan jebakan lipatan dan patahan adalah sebagai berikut:
2.10.3.1.1. Jebakan Lipatan
Gambar 2.7. Jebakan Lipatan (Koesoemadinata, 1980) [17]
Jebakan lipatan merupakan jebakan yang pertama kali dikenal di
dunia minyak bumi. Jebakan ini diakibatkan oleh pelipatan. Unsur
terpenting jebakan ini adalah lapisan penyekat diatas dan sampingnya,
sehingga minyak bumi tidak dapat kemana-mana. Dibawahpun akan
tercegat oleh bidang equipotensial (bidang batas antara air dan minyak).
16
Gambar 2.8. Titik Limpah dan Tutupan (Koesoemadinata, 1980) [17]
Seperti sebuah wadah (missal mangkok) yang memiliki titik limpah
dan batas maksimal terisinya wadah tersebut, ini juga terdapat disuatu
jebakan, batas maksimal disuatu jebakan disebut tutupan (closure).
Tutupan adalah unsur terpenting dalam pelipatan yang menjadi
jebakan. Pelipatan bisa saja tetap terjadi, tetapi jika tidak memiliki tutupan,
maka itu tidak dapat disebut sebagai jebakan, tidak pengaruh itu pelipatan
landai ataupun pelipatan ketat. Menghilangnya tutupan ini disebabkan
faktor bentuk lipatan serta pengaruhnya ke dalam [17], penjabarannya
adalah sebagai berikut:
a. Bentuk Lipatan
Lipatan tersebut berbentuk sejajar atau sebangun . Jika lipatannya
sejajar, biasanya makin kedalam makin mengecil tutupannya, atau bahkan
semakin kedalam bisa menghilang lipatannya . Tapi jika lipatannya
sedang, makin kedalam biasanya makin baik tutupan jebakannya. Contoh
lipatan yang tutupannya makin kedalam makin mengecil lalu hilang adalah
seperti gambar dibawah ini:
17
Gambar 2.9. Menghilangnya Tutupan (Koesoemadinata, 1980) [17]
b. Pelipatan Bersifat Diapir
Pelipatan bersifat diapir maksudnya adalah antara pelipatan yang
atas dan dibawah sebuah lapisan memiliki cara pelipatan yang tidak sama
Gambar 2.10. Pelipatan Bersifat Diapir , Pada Lapangan Kirkuk, Irak (Dunnington, 1958, dalam
Koesoemadinata, 1980) [17]
c. Pelipatan Berulang
Pelipatan yang berulang adalah peristiwa terjadinya berulang kali
pelipatan pada saat terjadinya sedimentasi. Contoh dari peristiwa ini adalah
pelipatan diatasnya landai, tapi makin ke dalam makin ketat.
Gambar 2.11. Pelipatan Berulang (Koesoemadinata, 1980) [17]
18
d. Ketidak Selarasan
Pelipatan yang dibawahnya terjadi ketidak selarasan, bisa jadi tidak
terdapat pelipatan juga dibawahnya tersebut, karena struktur yang ada
diatas berbeda dengan yang berada dibawah.
Gambar 2.12. Ketidak Selarasan (Koesoemadinata, 1980) [17]
e. Lipatan Asimetris
Lipatan yang asimetris menyebabkan adanya bidang sumbu yang
tidak lurus (miring) sehingga meyebabkan tidak dapat menentukan titik
tutupan atau kulminasi. Terkadang tutupan atau kulminasi pada
permukaan mengalami pergeseran tutupan kearah sumbu bidang miring.
Adapun contohnya adalah seperti gambar dibawah ini:
Gambar 2.13. Lipatan Asimetris (Koesoemadinata, 1980) [17]
f. Konvergensi Lapisan
Konvergensi lapisan adalah proses penipisan suatu lapisan ke suatu
arah. Karena adanya penipisan tersebut, bisa saja dapat menyebabkan
hilangnya tutupan.
19
Gambar 2.14. Konvergensi Lapisan (Diadaptasi Dari Levorsen , 1958 Dalam Koesoemadinata, 1980) [17]
2.10.3.1.2. Jebakan Patahan
Dalam sebuah susunan batuan, patahan juga dapat menjadi sebagai
penyekat agar hidrokarbon tidak dapat kemana-kemana. Tapi terkadang
patahan juga dapat menjadi sebagai conduit. Patahan dapat atau tidaknya
menjadi sebagai conduit adalah tergantung pada tekanan kapilernya. Jika
tekanan kapiler lebih besar dari tekanan kolom minyak, maka patahan
menjadi pencegat. Tetapi jika tekanan kapiler lebih kecil dari tekanan
kolom minyak, maka jebakan menjadi conduit bagi minyak. [17]
Patahan yang hanya berdiri sendiri (tanpa berasosiasi dengan
lipatan) tidak selamanya dapat menjadi jebakan, ada empat keharusan jika
patahan yang berdiri sendiri menjadi sebagai jebakan yakni; a.) adanya
kemiringan wilayah, b.) harus ada paling sedikit dua patahan yang
berpotongan, c.) adanya sebuah lengkungan lapisan atau suatu pelipatan,
dan d.) pelengkuhan daripada patahannya sendiri dan kemiringan wilayah
[17]. Adapun penjelasan keempat keharusan tersebut adalah sebagai
berikut:
a. Adanya Kemiringan Wilayah
Patahan yang lurus tidak dapat menjadi jebakan / penyekat , karena
minyak masih dapat lolos melalui arah lainnya, kecuali arah lain tersebut
tersekat oleh patahan-patahan yang lainnya, baru minyak tidak dapat lolos.
20
Gambar 2.15. Kemiringan Wilayah dan Dua Patahan berpotongan Sebagai Jebakan (Koesoemadinata, 1980)
[17]
b. Harus Ada Paling Sedikit Dua Patahan Yang Berpotongan
Jika hanya ada satu patahan dalam suatu penampang, mungkin itu
sudah terlihat berupa jebakan dari satu sisi, tetapi sisi lainnya masih bisa
menjadi celah untuk lolosnya minyak. Oleh karena itu harus di evaluasi
juga dari arah sisi lainnya. Contohnya dapat dilihat pada Gambar 2.14.
c. Adanya Suatu Pelengkungan Lapisan Atau Suatu Pelipatan
Patahan merupakan pencegat dari satu arah saja, maka harus ada
pelengkungan dari lapisan atau suatu pelipatan untuk mencegat sisi yang
lainnya agar minyak tidak dapat lolos. Pencegat dari arah lainnya itulah
yang dapat berupa suatu pelengkungan lapisan atau suatu pelipatan.
Gambar 2.16. Pelengkungan Lapisan Sebagai Pembantu Patahan Sebagai Jebakan ( Koesoemadinata,
1980) [17]
d. Pelengkungan Dari Patahannya Sendiri Dan Kemiringan Wilayah
Jika dilihat dari satu arah, mungkin wilayah tersebut terlihat miring,
padahal jika dilihat dari sisi lainnya terdapat patahan yang melengkung
21
yang membuat semua arah tercegat, baik tercegat akibat kemiringan
wilayah ataupun tercegat patahan melengkung tersebut. Akibatnya adalah
minyak tidak dapat lolos kemana-mana. Adapun contohnya adalah sebagai
berikut:
Gambar 2.17. Jebakan Karena Kemiringan Wilayah Dan Patahan Yang Melengkung (Koesoemadinata, 1980)
[17]
Dalam kenyataannya, sangat jarang yang murni hanya patahan
sebagai sebuah jebakan. Biasanya yang banyak adalah patahan berasosiasi
dengan pelipatan untuk menjadi jebakan, misalnya disatu sisi terdapat
patahan, disisi lainnya terdapat antiklin. Patahan sendiri terbagi menjadi
empat jenis [17], yakni;
2.10.3.1.2.1. Patahan normal
Patahan normal cukup sering didapati dalam sebuah jebakan
struktur, biasanya berasosiasi dengan pelipatan. Ketimbang didalam
“foot wall”, minyak lebih banyak terjadi pada “hanging wall”.
22
Gambar 2.18. Patahan Normal Berkombinasi Dengan Lipatan Pada Mangun Jaya – Tanjung Tiga (Shell
BPM, 1961 Dalam Koesoemadinata, 1980) [17]
2.10.3.1.2.2. Patahan Naik
Dalam sebuah jebakan, patahan naik biasanya berasosiasi dengan
lipatan ketat ataupun lipatan asimetris. Patahan naik yang berasosiasi
dengan lipatan asimetris dapat membuat jebakan yang berada dibawah
ataupun diatas patahan tersebut. Selain itu patahan naik juga dapat
membentuk perangkap sesar sungkup
Gambar 2.19. Jebakan Sesar Sungkup Turner Valley, Kanada Barat (Link, 1950 Dalam Koesoemadinata
1980) [17]
2.10.3.1.2.3. Patahan Tumbuh
Patahan tumbuh adalah patahan yang terjadi bersamaan dengan
terjadinya sedimentasi. Patahan tumbuh sering menyebabkan
terbentuknya roll over, sehingga disini juga terdapat kombinasi antara
23
patahan dengan lipatan yang menunjukkan tutupan. Pelipatan dalam
peristiwa ini terjadi karena pematahan [17].
Gambar 2.20. Roll Over Pada Patahan Tumbuh (Koesoemadinata, 1980) [17]
2.10.3.1.2.4. Patahan Transversal (Wrench Fault)
Patahan transversal atau patahan horizontal ini biasa disebut juga
strike-slip fault dapat menjadi jebakan struktur. Pada umumya jebakan
patahan transversal merupakan pemancungan oleh penggeseran
patahan terhadap kulminasi setengah lipatan dan pelengkungan struktur
pada bagian penunjaman yang terbuka [17].
Gambar 2.21. Peta Struktur Jebakan Patahan Transversal Pada Lapangan Minyak Pungut Dan Tandun
(Mertosono, 1975 Dalam Koesoemadinata, 1980) [17]
24
Gambar 2.22. Penampang Seismik Jebakan Patahan Transversal Pada Lapangan Minyak Pungut Dan
Tandun [17]
2.10.3.1.3. Kubah Garam
Kubah garam adalah lapisan tebal garam yang terbentuknya
dari mineral halite. Garam sendiri bersifat plastis dan memiliki massa
jenis yang rendah. Lapisan tebal tersebut menusuk kedalam seperti
membentuk tiang dan mendorong lapisan yang berada diatasnya
sehingga berbentuk seperti kubah.
Gambar 2.23. Penampang Seismik Ideal Kubah Garam Di Daerah Gulfcoast Amerika Selatan [17]
2.10.3.2. Jebakan Stratigrafi
Jebakan stratigrafi adalah keadaan dimana terhalangnya minyak bumi ke
segala arah yang disebabkan oleh berubahnya batuan waduk menjadi batuan
atau fasies lain yang menyebabkan terhalangnya permeabilitas. Ada beberapa
unsur utama Jebakan Stratigafi [17] :
a. Perubahan sifat litologi dengan beberapa sifat reservoir
25
b. Terdapat lapisan peyekat yang menghimpit lapisan reservoir
c. Kedudukan lapisan reservoir yang sedemikian rupa sehingga
dapat menjebak minyak
Gambar 2.24. Kedudukan Struktur dan Penghalang Permeabilitas Sebagai Unsur Jebakan Stratigrafi
Adapun klasifikasi perangkap stratigrafi adalah sebagai berikut [17]:
a. Perubahan Porositas
b. Perubahan permeabilitias
c. Overlap lateral dan vertikal
d. Gradasi dari fasies atau pelensaan
e. Truncation
f. Ketidakselarasan
g. Keadaan lingkungan pengendapan
2.10.3.3. Jebakan Kombinasi
Jebakan kombinasi dimana keadaan terdapatnya jebakan struktur dan
jebakan stratigrafi secara bersamaan / berasosiasi.
Gambar 2.25. Jebakan Kombinasi (sumber: https://mahasisaminyak.blogspot.com/2017/01/jenis-reservoir.html)
26
2.10.4. Batuan Waduk (Reservoir Rock)
Batuan waduk adalah batuan tempat tersimpannya hidrokarbon sekaligus
tujuan dari proses migrasi hidrokarbon dari batuan sumber. Batuan waduk
merupakan batuan yang harus bersifat permeable dan poros.
Gambar 2.26. Contoh-contoh Rerservoir (sumber: https://ensiklopediseismik.blogspot.com/2008/11/petroleum-
system-sistem-minyak-dan-gas.html)
2.10.5. Migrasi
Migrasi adalah proses berpindahnya hidrokarbon dari batuan sumber
menuju batuan waduk. Migrasi adalah hal penting dalam eksplorasi minyak
bumi dan penting dalam assessment cekungan perminyakan [18].
Gambar 2.27. Migrasi (sumber: https://ensiklopediseismik.blogspot.com/2008/11/petroleum-system-sistem-minyak-
dan-gas.html)
27
2.11. Data Log Sumur (Well Log)
Data log adalah grafik kedalaman (waktu) dari satu set data yang
menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan didalam sumur
[19]. Dari data log ini kita dapat mengetahui karakteristik batuan, berupa
permeabilitas, porositas, resistivitas, dan kejenuhan fluida [20].
2.11.1. Log Resistivitas
Log resistivitas adalah pengukuran sifat batuan dan fluida pori berdasarkan
sifat tahanan jenisnya [21].
2.11.2. Log Neutron Porosity
Log Neutron Porosity adalah log yang berdasarkan kandungan hidrogen
yang terkandung dalam batuan. Selain itu, nilai porositas dan karakteristik
rongga celah dapat menentukan nilai permeabilitas sebuah formasi. [22]
2.11.3. Log Saturasi Air (sw)
Saturasi air (sw) merupakan fraksi dari pori batuan yang terisi air [23]. Pada
eksplorasi minyak dan gas bumi, sw dapat untuk menentukan tingkat saturasi /
kejenuhan hidrokarbon dalam reservoar.
2.11.4. Log sonik
Log Sonik adalah log yang menggambarkan waktu kecepatan suara yang
dikirimkan/dipancarkan kedalam formasi sehingga pantulan suara yang kembali
diterima oleh receiver [24].
2.12. Atribut Seismik
Seismik atribut merupakan pengukuran dari data seismik yang membantu kita
secara visual mengenai bagian-bagian interpretasi data seismik yang kita inginkan.
Penggunaan atribut seismik yang tepat dapat langsung membantu dalam
mendapatkan fitur geologi ataupun properti reservoar yang kita inginkan [25].
Atribut seismik dapat digunakan untuk menganalisis dan memprediksiinformasi
geologi karena perubahan spasial sifat daribatuan dan fluida stratigrafi dapat
mengakibatkan perubahan seismikatribut yang mencerminkan geometri,
kinematika, dinamika, dankarakteristik statistik informasi seismik [26].
28
2.12.1. Atribut Seismik Coherence
Atribut seismik coherence adalah atribut seismik yang berdasarkan
pengukuran terhadap kemiripan waveform atau trace. Coherence dapat
membantu kita untuk melihat ketidakmenerusan stratigrafi, struktur , patahan,
dan geometri channel. Atribut Coherence memiliki beberapa jenis, diantaranya:
eigenstructure, crosscorelation, dan variance. Tidak seperti eigenstructure dan
crosscorelation yang hanya sensitif terhadap perubahan waveform, variance
dapat sensitif terhadap perubahan waveform maupun perubahan secara lateral
dari reflektor amplitude.
2.12.2. Atribut Seismik Curvature
Pengertian secara garis besar, atribut seismik curvature menggambarkan
seberapa berubahnya suatu permukaan pada titik tertentu. Atribut seismik
curvature juga salah satu jenis atribut seismik yang merupakan atribut seismik
untuk mengidentifikasi anomali struktur. Pengukuran atribut seismik curvature
adalah berdasarkan nilai matematis berupa koefisien kuadrat sebuah permukaan.
Hasil dari perhitungan tersebut dapat berupa paling positif, minimum,
maksimum, ataupun kelengkungan.
2.12.3. Atribut Seismik Instantaneous Phase
Atribut seismik adalah atribut seismik yang menghitung kecepatan dari
perambatan fasa dari gelombang seismik. Atribut seismik instantaneous phase
dapat membantu dalam visualisasi kontinuitas maupun diskontinuitas secara
lateral sebuah lapisan.
BAB III
METODE PENELITIAN
3.1. Daerah Penelitian
Gambar 3.1. Peta Daerah Cekungan Sumatra Selatan (Modifikasi dari Panggabean, 2012) [27]
3.2. Data Penelitian
Data yang digunakan untuk penelitian ini adalah data sekunder milik Pusat
Data dan Informasi Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral yang diberikan
oleh PT Patra Nusa Data. Data-tersebut berupa data seismik 3-D, data seismik 2-D,
dan data sumur. Adapun daerah penelitian adalah sub-cekungan Jambi, Cekungan
Sumatra Selatan
3.2.1. Data Seismik 2-D
Gambar 3.1. Tampilan Data Seismik 2-D Pada 3-D Window
29
30
Gambar 3.1. merupakan visualisasi dari data seismik 2-D pada jendela 3-
D yang terdapat di perangkat lunak schlumberger petrel. Dari gambar 3.1. dapat
terlihat bahwa penampang seismik yang ditampilkan oleh data seismik 2- D
tersebut berorientasikan barat daya – timur laut.
Gambar 3.2. Tampilan Data Seismik 2-D Pada Interpretation Window
Data Seismik 2-D adalah data seismik yang hanya dapat dilihat dari 2
dimensi saja berupa bidang. Data seismik 2-D hanya memiliki koordinat x dan
koordinat y, tidak memiliki koordinat z.
3.2.2. Data Seismik 3-D
Gambar 3.3. Tampilan Data Seismik 3-D Pada 3-D Window
31
Gambar 3.4. Tampilan Data Seismik 3-D Pada Interpretation Window Inline-1
3.2.3. Data Sumur
Pada penelitian ini, sumur berada pada data seismik 2-D sehingga
dalam proses well to seismic tie yang diikat / dikorelasikan dengan data
sumur adalah data seismik 2-D.
3.3. Tempat Penelitian
Penelitian ini dilakukan di PT Patra Nusa Data, Taman Tekno BSD, sektor
XI, blok G2/1, Setu, Kecamatan Setu, Tangerang, Banten 15314.
3.4. Waktu Penelitian
Penelitian ini dilaksanakan dari tanggal 9 September 2020 sampai dengan
tanggal 15 Januari 2021.
3.5. Perangkat Yang Digunakan
3.5.1. Perangkat Keras
a. Satu buah laptop bertipe ASUS Vivobook Max
3.5.2. Perangkat Lunak
a. Schlumberger Petrel
b. Hampson Russel Geoview : Geoview CE8\R4.4.1
32
c. Microsoft Excel
d. Notepad
3.6. Well to Seismic Tie
Gambar 3.5. Tampilan Well Log HRS
Well to Seismic Tie (WST) adalah proses mengkorelasikan data seismik yang
berdomain waktu dengan data log sumur yang berdomain kedalaman dengan cara
mengikat data seismik dan data log sumur tersebut [28] . Setelah itu nantinya WST
dapat berfungsi agar interpretasi horizon yang kita lakukan dapat sesuai dengan
kedalaman yang benar.
3.7. Memasukkan Atribut Seismik
Gambar 3.6. Atribut Seismik Variance-based Coherence Inline-1
33
Memasukkan atribut seismik dapat membantu mendapatkan visualisasi
yang lebih baik untuk mendapatkan tujuan yang diinginkan dalam penelitian.
3.8. Picking Fault
Gambar 3.7. Picking Fault Pada Inline-1
Picking Fault adalah proses untuk menandai terdapatnya anomali struktur
berupa patahan pada seismic trace. Pada penelitian ini picking fault dilakukan
dengan increment per-10 line. Picking Fault dilakukan agar dapat melihat tren /
arahan kemenerusan (delineasi) patahan yang terdapat pada lapangan “F”
3.9. Picking Horizon
Gambar 3.8. Picking Horizon Pada Data 2-D
Picking Horizon dilakukan agar dapat mengetahui kemenerusan dari posisi
horizon suatu lapisan atau biasanya posisi suatu formasi dalam lapangan penelitian.
34
3.10. Membuat Polygon
Gambar 3.9. Polygon
Tujuan dibuatnya polygon adalah untuk membatasi daerah interest pada
sebuah penelitian. Selain itu juga agar membatasi daerah yang dapat terkena
gridding.
3.11. Membuat Surface
Gambar 3.10. Surface Horizon Lower Talang Akar
Dari hasil picking horizon akan didapati kemenerusan tiap horizon seperti
apa, lalu akan dibuat surface sebagai gambaran horizon tersebut seperti apa jika di-
gridding menjadi sebuah peta kontur. Peta kontur dapat memberikan informasi
mengenai elevasi permukaan yang terdapat di sebuah daerah tertentu yang menjadi
daerah penelitian yang dijadikan peta kontur tersebut
35
3.12. Analisa Time Slice
Analisa time slice adalah untuk melihat tampilan penampang seismik pada
suatu irisan waktu tertentu. Analisa time slice adalah untuk melihat kejadian-
kejadian yang terjadi pada lebih dari 1 horizon pada waktu yang sama. Analisa
time slice pada penelitian metode seismik refleksi juga dapat digunakan untuk
melihat perkembangan fasies di suatu derah penelitian.
Gambar 3.11. Time Slice
3.13. Time Structure Map
Time Structure Map adalah peta yang menunjukan bagaimana keadaan
struktur pada lapangan “F” berdasarkan domain waktu.
Gambar 3.12. Time Structure Map
36
3.14. Diagram Alir
Gambar 3.13. Diagram Alir Penelitian
BAB IV
HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1. Well to Seismic Tie
Gambar 4.1. Letak Data Seismik 2-D, Data Seismik 3-D, dan Data Sumur Pada 2-D Window Perangkat Lunak Petrel
Proses pengikatan sumur dengan data seismik ini dilakukan menggunakan
perangkat lunak Hampson Russel Geoview : Geoview CE8\R4.4.1. Data Seismik
yang diikat dengan data sumur (berbentuk tabung berwarna biru muda pada Gambar
4.1.) adalah data seismik yang 2-D (garis biru melintang berarahkan barat daya –
timur laut pada Gambar 4.1.), karena sumur berada di zona data seismik 2-D dan
diluar data seismik 3-D (berbentuk seperti jaring-jaring berwarna kuning pada
Gambar 4.1.). Tapi, walau data sumur diikatnya dengan data seismik 2-D tetap tidak
mempengaruhi proses picking horizon dan tidak mempengaruhi proses picking fault
serta tidak mengganggu interpretasi delineasi patahannya karena data seismik 2-D
juga menerus hingga masuk zona data seismik 3-D sehingga berkesinambungan.
Gambar 4.2a. Wavelet Sebelum Proses Korelasi Gambar 4.2b. Wavelet Setelah Proses Korelasi
37
38
Gambar 4.2c. Nilai Korelasi Wavelet
Dalam proses mengkorelasi wavelet didapatkan nilai korelasi yang bagus
yakni 0,872. Nilai korelasi wavelet adalah kisaran 0 – 1, dan jika semakin mendekati
1 maka nilainya semakin bagus [29].
4.2. Seismic Cube
Gambar 4.3a 3-D Window Inline-1 Original
Pada Gambar 4.3a. terlihat terdapat 2 patahan yang tervisualisasikan.
Terdapat dua faktor yang dapat mempengaruhi dalam sebuah penampang seismik
yang belum diberikan atribut seismik tapi dapat memvisualisasikan sebuah patahan.
Faktor pertama adalah data yang digunakan memiliki resolusi yang sangat baik dan
sudah sangat dikurangi noise dari data tersebut. Dan faktor kedua adalah memang
patahan yang terdapat didalam daerah penelitian memang cukup signifikan
sehingga dengan mudah dapat dilihat oleh seorang peneliti dalam melakukan
penelitian analisa patahan seperti yang dilakukan peneliti pada penelitian ini..
39
Gambar 4.3b 3-D Window Inline-1 Variance-based Coherence
Pada gambar 4.3b. yang menggunakan atribut seismik coherence variance-based
dapat terlihat adanya 2 patahan, seperti yang divisualisasikan gambar 4.3a. Namun gambar
4.3b. dapat membantu visualiasi menjadi lebih jelas dengan kontras warna yang
ditampilkannya.
Gambar 4.3c 3-D Window Inline-1 Curvature
Sedangkan gambar 4.3c. tidak dapat membantu menampilkan patahan yang
terdapat pada penampang seismik. Gambar 4.3c. ini menampilkan visualisasi yang
baik seperti gambar 4.3b.
40
Gambar 4.3d. 3-D Window Inline-1 Instantaneous Phase
Pada bagian ini terlihat , dari keempat gambar diatas bahwa dalam tampilan
seismic cube yang ditampilkan di 3-D Window perangkat lunak Schlumberger
Petrel bahwa hanya visual dari atribut seismik curvature (Gambar 4.3c.) saja yang
tidak dapat menampilkan patahan yang terdapat dalam seismic trace. Dan gambar
yang lain (selain Gambar 4.3c.) dapat menampilkan visual yang baik untuk
interpretasi patahan, dan patahan ditunjukkan dengan lingkaran-lingkaran berwarna
hitam dan ungu.
4.3. Waveform / Seismic Traces
Pada bagian ini akan terlihat perbedaan visual pada waveform dari data 2-D
dan data 3-D yang digunakan dalam penelitian ini sebelum memakai atribut
seismik, saat memakai atribut seismik variance-based coherence, saat memakai
atribut seismik curvature dan saat memakai atribut seismik instantaneous phase .
Hal ini dilakukan penulis bermaksud agar dapat membandingkan visual waveform
dari keempat keadaan yang telah disebutkan sebelumnya. Dan agar dapat melihat
kelebihan dari atribut seismik variance-based coherence dalam visual waveform
dalam melakukan interpretasi patahan.
41
4.3.1. Data 2-D
Gambar 4.4a. Data 2-D Original
Gambar 4.4b. Variance-based Coherence Data 2-D
42
Gambar 4.4c. Curvature Data 2-D
Gambar 4.4d. Instantaneous Phase Data 2-D
Dari keempat gambar diatas, didapati bahwa dari 3 gambar yang memakai
atribut seismik, ada 2 yang cukup membantu dalam interpretasi fault, yakni
yang menggunakan atribut seismik variance-based coherence (Gambar
4.4b.) dan yang menggunakan atribut seismik Instantaneous phase (Gambar
4.4d.). Namun diantara keduanya tersebut yang menunjukkan hasil terbaik
adalah atribut seismik variance-based coherence. Alasannya adalah yang
menggunakan atribut seismik variance-based coherence menghasilkan
visual yang baik, selain dapat terlihat terdapat ketidak menerusan waveform
yang menandakan itu terjadi karena adanya patahan, atribut seismik
variance-based coherence juga dapat memberikan visual bentuk seismic
trace-nya menjadi seperti apa, apakah menjadi terlihat ada sesar naik atau
sesar turun atau lipatan atau yang lainnya. Di sisi lain, dalam Data 2-D ini,
43
justru visual yang dihasilkan atribut seismik curvature (Gambar 4.4c.)
kurang baik dibanding dengan Data yang masih belum diberi atribut seismik
(original). Dan untuk yang menggunakan atribut seismik instantaneous
phase memberikan visual yang cukup baik untuk melakukan interpretasi
picking fault, namun masih belum sebaik yang menggunakan atribut seismik
variance-based coherence. Dari data 2-D ini terlihat terdapat 2 sesar mayor
yang ditandai oleh lingkaran berwarna oranye dan yang ditandai oleh
lingkaran berwarna hitam, dilihat dari visual bentuknya bahwa sesar-sesar
tersebut merupakan sesar naik. Dari gambar tersebut terlihat bahwa sesar-
sesar naik diakibatkan oleh gerakan konvergen (saling mendekat /
bertabrakan) atau juga dapat disebut kompresi [30] , lalu sesar- sesar naik
tersebut menghasilkan antiklin yang juga termasuk tinggian (horst). Jika
dilihat secara utuh, maka yang terlihat sesar tersebut merupakan sesar
tangga. Antiklin merupakan salah satu jenis jebakan yang baik untuk
terperangkapnya hidrokarbon. Berarti dapat diduga bahwa dilapangan ini
terdapat jebakan berupa antiklin yang terbentuk dari sesar naik sepanjang
vertikal dari Formasi Air Benakat (ABF) hingga dasar Formasi Talang Akar
(TAF) [31]. Selain itu, jika dilihat dari arahnya, karena data 2-D ini
berarahkan barat daya – timur laut, maka antiklinnya yang juga termasuk
tinggian (horst) pun berarahkan barat daya – timur laut [32]. Selain itu , pada
Gambar 4.4a. terdapat brightspot yang ditandai dengan persegi berwarna
hitam pada formasi target yakni Formasi Talang Akar. Brightspot
merupakan salah satu anomali yang menjadi indikator terdapatnya
hidrokarbon [33]. Brightspot merupakan DHI (Direct Hydrocarbon
Indicator) , namun juga harus didukung oleh struktur yang ada, seperti
terdapatnya jebakan.
44
4.3.2. Data 3-D
Gambar 4.5a. Data 3-D Original
Gambar 4.5b. Variance-based Coherence Data 3-D
45
Gambar 4.5c. Curvature Data 3-D
Gambar 4.5d. Instantaneous Phase Data 3-D
Pada bagian waveform data 3-D ini, line seismic yang digunakan sebagai
perbandingan adalah pada inline 456. Dari keempat gambar diatas didapati bahwa
46
hasilnya tidak jauh beda seperti pada bagian waveform data 2-D, atribut seismik
yang terbaik dalam sensitifitas visual untuk interpretasi patahan adalah atribut
seismik variance-based coherence, lalu atribut seismik instantaneous phase.
Sedangkan untuk atribut seismik curvature tidak dapat terlihat sensitifitas
visualnya. Dari gambar-gambar diatas yang terlihat sensifitas visualnya , terlihat
terdapat satu buah patahan yang melipat yang ditandai dengan lingkaran berwarna
hijau. Atribut seismik yang menghasilkan visual yang baik dalam proses
interpretasi patahan, dapat membantu peneliti agar lebih mudah melihat jenis
patahan maupun delineasi patahan tersebut.
4.4. Analisa Delineasi Patahan dan Horizon Pada 3-D Window
Pada bagian ini, kita akan melihat delineasi patahan sehingga dapat terlihat
patahan-patahan yang ada pada lapangan ini berarah kemana. Selain itu, kita
juga akan melihat seperti apa horizon tiap formasi yang ada.
Gambar 4.6. Tampak Atas 3-D Window Horizon dan Delineasi Patahan Pada Lower Talang Akar
Dari Gambar 4.6. terlihat adanya sesar mayor (berwarna krim) berarahkan
barat laut – tenggara [34]. Sesar mayor tersebut diduga menjadi jalur migrasi
hidrokarbon [4]. Lalu, jika kita melihatnya dengan sudut pandang timur laut – barat
daya seperti Data 2-D maka terlihat jelas bahwa terdapat tinggian (horst) yang juga
antiklin disana. Antiklin adalah jebakan hidrokarbon berupa jebakan struktur .
Selain itu, berdasarkan Gambar 4.6. juga terlihat adanya sesar-sesar yang lebih
kecil (berwarna biru dan hijau toska) yang berarahkan timur laut – barat daya. Dari
47
gambar 4.6. ini terlihat jelas adanya antiklin berarahkan barat daya timur laut lalu
diatasnya terdapat lipatan, ini sesuai dengan dasar teori mengenai pembentukan
kerangka tektonik, yakni pada fase megasekuen syn-rift terbentuk graben-horst
(antiklin termasuk horst) yang berarahkan utara – selatan lalu menjadi berarahkan
timur laut – barat daya dan pada fase megasekuen inversi rift terbentuk lipatan
transgressional yang berarahkan barat laut –tenggara yang memotong syn-rift
fabric (hasil dari yang terjadi pada fase megasekuen syn-rift)
Gambar 4.7. Tampak Belakang 3-D Window Horizon dan Delineasi Patahan Pada Lapangan “F”
Berdasarkan Gambar 4.7. dapat terlihat adanya pelipatan berarahkan barat
laut - tenggara [35]. Pelipatan berarahkan barat laut – tenggara tersebut juga diduga
sebagai jebakan berbentuk antiklin [36]. Pelipatan juga merupakan sebuah jebakan
struktural bagi hidrokarbon. kalau dilihat secara utuh, pelipatan-pelipatan tersebut
bersifat asimetris dari mulai horizon paling bawah hingga horizon paling atas. Juga
terlihat ternyata sesar mayor yang berarahkan barat laut – tenggara yang terdapat
di lapangan “F” bukan hanya lebar secara horizontal tetapi juga memanjang secara
vertikal, terbukti dengan terlihatnya patahan tersebut terdapat dari lapisan terbawah
sampai lapisan teratas lapangan “F”.
48
4.5. Analisa Time Slice
Pada penelitian lapangan “F” ini time slice dilakukan di formasi target, yakni
di formasi talang akar, untuk dapat melihat anomali struktur pada formasi tersebut
dan juga untuk melihat tren dari patahan.
Gambar 4.8a. Time Slice - Original
Gambar 4.8b. Time Slice - Variance-based Coherence
Dari kedua gambar diatas dapat telihat bahwa gambar 4.8b yang menggunakan
atribut seismik variance-based coherence dapat membuat visualisasi patahan
menjadi lebih mudah. Baik dalam visualisasi kemenerusan patahan atau bahkan
49
patahan yang sulit diidentifikasi oleh penampang seismik yang tidak menggunakan
atribut seismik variance-based coherence.
karena
Gambar 4.8c. Time Slice – Curvature
Gambar 4.8d. Time Slice – Instantaneous Phase
Dari gambar 4.8c. dan gambar 4.8d. dapat terlihat bahwa keduanya dalam
penelitian ini belum dapat sebaik menampilkan visualisasi patahan. Tapi jika
keduanya dibandingkan, maka visualisasi yang ditampilkan oleh gambar 4.8d.
yang menggunakan atribut seismik instantaneous phase dapat lebih baik
50
menampilkan visualisasinya dibandingkan gambar 4.8c. yang menggunakan
atribut seismik curvature. Hal itu disebabkan karena gambar 4.8d. yang
menggunakan atribut seismik instantaneous phase dapat menampilkan 3 patahan
yang terdapat di studi kasus penelitian ini, sedangkan gambar 4.8c. yang
menggunakan atribut seismik curvature hanya dapat memvisualisasikan 1 patahan
saja.
4.6. Time Structure Map
Gambar 4.9a. Time Structure Map - Original Gambar 4.9b. Time Structure Map - Variance-based
Coherence
Dari gambar 4.9a. dan gambar 4.9b. dapat terlihat bahwa gambar 4.9b. yang
memakai atribut seismik variance-based coherence dapat membantu dalam
visualisasi interpretasi patahan pada penampang seismik. Bahkan ada patahan
minor yang bearahkan barat daya – timur laut yang tidak dapat terlihat pada gambar
4.9a. (penampang seismik original) tapi dapat terlihat pada penampang seismik
yang menggunakan atribut seismik variance-based coherence. Bahkan patahan
mayor yang berarahkan barat laut – tenggara visualisasi anomali strukturnya akibat
51
patahan didalam gambar 4.9a. tidak sebaik seperti yang divisualisasikan gambar
4.9b.
Gambar 4.9c. Time Structure Map - Curvature Gambar 4.9d. Time Structure Map – Instantaneous Phase
Pada bagian ini peneliti juga kembali mengkomparasikan identifikasi
patahan dengan menggunakan atribut seismik variance-based coherence dan
dengan menggunakan atribut seismik curvature atau dengan atribut seismik
instantaneous phase. Didapati bahwa visualisasi yang ditampilkan gambar 4.9c.
(menggunakan atribut seismik curvature) dan visualisasi yang ditampilkan gambar
4.9d. (menggunakan atribut seismik instantaneous phase) tidak sebaik jika
menggunakan atribut seismik variance-based coherence.
52
4.7. Analisa Data Log Sumur
Gambar 4.10. Data Log Sumur “F” Pada Lower Talang Akar
Pada lower Talang Akar ini didapati 3 zona yang diduga prospek dalam
eksplorasi minyak dan gas bumi. Zona prospek pertama terdapat pada kedalaman
1263 – 1268 meter SSTVD , zona prospek kedua terdapat pada kedalaman 1671 –
1674 meter SSTVD, zona prospek ketiga terdapat pada kedalaman 1689 – 1693
meter. Ketiga-tiganya dibuktikan dengan terdapatnya crossover antara log densitas
batuan dengan log porositas neutron batuan. Crossover antara log densitas batuan
dengan log porositas neutron batuan merupakan cara analisa kualitatif dalam
analisa petrofisika [36] Batuan reservoar pada formasi ini adalah batuan pasir yang
mengandung shale atau yang biasa disebut shaly sand [37]. Batuan reservoar yang
berupa shaly sand dapat terlihat dari log gamma ray [38]. Zona reservoar pada
lapangan “F” ini juga termasuk zona reservoar beresistivitas rendah (low
resistivity) [20]. Salah satu faktor penyebab dari rendahnya resistivitas Nilai
resistivitas yang rendah pada formasi tersebut juga dapat menyebabkan besarnya
nilai saturasi air [39]. Zona reservoir Low Resistivity Low Contrast biasanya
menjadi ujian tersendiri bagi perusahaan minyak dan gas bumi karena biasanya
53
menimbulkan hasil petrofisika yang pesimis dan mesti dicari solusi untuk
perhitungan petrofisika lainnya yang meyainkan [40].
4.8. Analisa RMS Amplitude
Atribut seismik RMS Amplitude biasanya memberikan inforkasi terkait
kandungan energi data seismik [41]. Nilai amplitude yang tinggi biasanya
menunjukkan adanya pasir atau lingkungan yang memiliki energi yang tinggi dan
nilai amplitude yang rendah biasanya menunjukkan adanya shale atau lingkungan
yang memiliki energy yang rendah [42].
Gambar 4.11. RMS Amplitude Data 2-D
Pada Gambar 4.11. terlihat bahwa pada daerah tempat beradanya sumur
terdapat yang beramplitudo tinggi yang dicirikan dengan warna kuning yang
diindikasikan sebagai sand dan terdapat yang beramplitudo rendah yang dicirikan
dengan warna biru yang diindikasikan sebagai shale. Hal ini berkorelasi dan
memperkuat analisa data sumur bahwa batuan pada reservoar tersebut adalah shaly
sand.
54
BAB V
PENUTUP
5.1. Kesimpulan
1. Pada lapangan “F” terdapat sebuah patahan mayor yang merupakan
patahan naik yang berarahkan barat laut – tenggara, patahan ini terdapat
sejak horizon paling bawah sedalam 1590 meter SSTVD hingga horizon
paling atas yakni ABF yang dalamnya 250 meter SSTVD. Lalu terdapat 3
patahan minor lainnya yang berarahkan barat daya-timur laut sebelah
timur dari patahan mayor yang berarahkan barat laut – tenggara.
2. Sesar mayor yang berarahkan barat laut – tenggara diduga menjadi jalur
hidrokarbon bermigrasi sedangkan jebakan minyak adalah tipe struktural
yaitu antiklin.
3. Atribut seismik variance-based coherence sangat baik dalam membantu
untuk intrepretasi struktural. Atribut seismik variance-based coherence
dapat membantu karena memberikan warna yang kontras.
4. Berdasarkan analisa log GR, densitas, porositas, dan SW terdapat 3 zona
diduga prospek hidrokarbon di formasi target pada kedalaman 1263 – 1268
m SSTVD, 1671 – 1674 m SSTVD, 1689 – 1693 m SSTVD, 1689 – 1693
m SSTVD. Ketiga zona prospek memiliki SW dengan nilai <6, GR dengan
nilai <90 gAPI, porositas 0,16 - 0.19% dan densitas sekitar 2,3 gr/c𝑚3
Zona-zona reservoar tersebut merupakan zona reservoar dengan batuan
shaly sand dan zona-zona tersebut termasuk kedalam jenis zona low
resistivity low contrast.
5.2. Saran
1. Daerah penelitian yang lebih besar agar dapat terlihat lebih jelas
kemenerusan patahan tersebut dan dampaknya.
55
2. Melakukan penelitian mendalam lainnya terkait sistem petroleum di
daerah penelitian agar makin dapat terlihat jelas, selain diduga terdapatnya
reservoar, jebakan, dan jalur migrasi, apakah terdapat elemen-elemen
sistem petroleum lainnya.
3. Melakukan pendalaman mengenai atribut seismik, dicari apakah ada
atribut seismik yang dapat lebih baik dari atribut seismik variance-based
coherence atau tidak.
4. Melakukan penelitian mendalam didaerah penelitian agar dapat meneliti
lebih dalam dan dapat menghasilkan hasil analisa yang lebih baik terkait
zona reservoar.
56
DAFTAR PUSTAKA
[1]. Doust, Harry., Noble, R, A, “Petroleum systems of Indonesia”, Marine and
Petroleum Geology 25; 103–129, Indonesia, 2008.
[2]. Permana, Andriansyah., dkk., “ Analisis Fasies Dan Petrofisika Formasi Talang
Akar Sub-Cekungan Jambi Sumatera Selatan”, Padjajaran Geoscience Journal;
Vol. 2, No. 1, Bandung, Universitas Padjajaran, 2018.
[3]. Fowler, C M R, The Solid Earth : An Introduction To Global Geophysics,
Cambridge, Cambridge University Press, 1990.
[4]. Bishop, M G, South Sumatera Basin Province, Indonesia, USGS Open-file
report 99-50-S, 2001.
[5]. Halimi, Rijalul., Evaluasi Bawah Permukaan Dalam Penentuan Prospek
Hidrokarbon Pada Sub-cekungan Jambi, Laporan Kerja Praktik, Jakarta,
Universitas Pertamina, 2019.
[6]. Ginger, David., & Fielding, Kevin., “The Petroleum System and Future
Potential of The South Sumatra Basin”, Proceedings Indonesian Petroleum
Association Thirtieth Annual Convention and Exhibition, 2005.
[7]. Guspriandoko., dkk., “Analisis Seismik Amplitude Versus Offset (Avo)
Reservoar Batu Gamping Formasi Kujung Pada Lapangan “GPH” Cekungan Jawa
Timur Utara”, Jurnal Geofisika Eksplorasi, Bandar Lampung, Universitas
Lampung, 2017.
[8]. Patimah, Siti., Analisis Litologi Bawah Permukaan Berdasarkan Ground
Profiles Kecepatan Gelombang Geser Dengan Metode Ellipticity Curve Di
Kecamatan Prambanan Dan Kecamatan Gantiwarno Kabupaten Klaten, Skripsi,
Yogyakarta, Universitas Negeri Yogyakarta, 2017.
57
[9]. Triyoso, Wahyu., Konsep-konsep Dasar Seismologi, Bandung, Institut
Teknologi Bandung, 1991.
[10]. Riyadi, Praditiyo., Analisa Kecepatan Data Seismik Refleksi 2D Zona Darat
Menggunakan Metode Semblance.
[11]. Asparini, Dewi., Penerapan Metode Stacking Dalam Pemrosesan Sinyal
Seismik Laut Di Perairan Barat Aceh, Skripsi, Bogor, Institut Pertanian Bogor,
2011.
[12]. Nabila,Prastika., dkk., “Analisis Perbandingan Metode Seismik Inversi
Impedansi Akustik Model Based, Band Limited, Dan Sparse Spike Untuk
Karakterisasi Reservoar Karbonat Lapangan “NBL” Pada Cekungan Nias”, Jurnal
Geofisika Eksplorasi, Universitas Lampung, 2018.
[13]. Sanjaya, Deby Nur., dkk., “Analisis Sifat Fisis Reservoar Menggunakan
Metode Seismik Inversi Acoustic Impedance (AI) Dan Multiatribut (Studi Kasus
Lapangan F3)”, Jurnal Sains Dan Seni POMITS; Vol. 3, No. 2, Surabaya, Institut
Teknologi Sepuluh Nopember, 2014.
[14]. Solikin, Steven., dkk., “Pemrosesan Sinyal Data Sub-bottom Profiler Substrat
Dasar Perairan Selat Lembeh”, Jurnal Rekayasa Elektrika; Vol 13, No. 1: 42-47,
2017.
[15]. Basri, Ikawati., Pemetaan Porositas Lapisan Batu Gamping Formasi Minahaki
Menggunakan Metode Inversi Impedansi Akustik, Analisis Multiatribut Dan
Probabilistic Neural Network, Skripsi Geofisika, Makassar, Universitas
Hasanuddin, 2017.
[16]. Addi, Muhammad Faizal., Identifikasi Sistem Petroleum Endapan Pra-Tersier
Di Cekungan Bintuni, Papua Barat Berdasarkan Data Magnetotellurik, Skripsi
Geofisika, Makassar, Universitas Hasanuddin, 2017.
58
[17]. Koesoemadinata, R E., Geologi Minyak dan Gas Bumi , Jilid ke-1, ed Kedua,
Bandung, Penerbit ITB, 1980.
[18]. Essefi, Elhoucine., dkk., “Hydrocarbons Migration through Groundwater
Convergence toward Saline Depressions: A Case Study, Sidi El Hani Discharge
Playa, Tunisian Sahel”, ISRN Environmental Chemistry; Vol. 2013, Tunisia, 2013.
[19]. Pormes, Debora Elsyna., Interpretasi Seismik 3D Untuk Evaluasi dan
Penentuan Prospek Hidrokarbon Daerah X, Jawa Barat Utara, Skripsi, Universitas
Indonesia, 2009.
[20]. Kumalasari, Isti Nur., dkk., “Identifikasi Persebaran dan Sumur Usulan
menggunakan Metode Well Logging, Petrofisika Inversi , Seismik Simultan dan
pemodelan 3D Geometri Reservoar”, Jurnal Geofisika Eksplorasi; Vol. 1, No. 16,
Universitas Lampung, 2016.
[21]. Aprilia, Rita., dkk., “Analisis Petrofisika Dan Penyebab Low Resistivity
Reservoir Zone Berdasarkan Data Log, SEM, XRD Dan Petrografi Pada Lapangan
X Sumatera Selatan”, Jurnal Geofisika Eksplorasi; Vol. 4, No. 2, Universitas
Lampung, 2018.
[22]. Ubabuike, Oduada., dkk., “Reservoir Permeability Determination Using
Porosity Logs (Otumara Field)”, International Journal of Scientific & Engineering
Research; Vol.10, issue 4, 2019.
[23]. Sherrif, Robert., Encyclopedic Dictionary of Applied Geophysics, Ed keempat,
Society Explorations Geophysicist, 2002.
[24]. Tarigan, Febrina Bunga., “Analisis Petrofisika Untuk Menentukan Oil-Water
Contact Pada Formasi Talangakar, Lapangan “FBT”, Cekungan Sumatra Selatan”,
Jurnal Geofisika Eksplorasi; Vol. 5, No. 1: 15-29, 2019.
59
[25]. Chopra, Satinder., & Marfurt, Kurt J., Seismic Attributes for Prospect
Identification and Reservoir Characterization,SEG Geophysical developments
series; no. 11, Society Exploration Geophysicist, 2007.
[26]. Maleki, Sahoo., dkk., “Application Of Seismic Attributes In Structural Study
And Fracture Analysis Of DQ Oil Field, Iran”, Egyptian Journal Of Petroleum,
2015.
[27]. Panggabean, Hermes., & Santy, Lauti Dwita., “Sejarah Penimbunan
Cekungan Sumatera Selatan Dan Implikasinya Terhadap Generasi Hidrokarbon”,
Geo-Resources, Badan Geologi, Bandung, 2012.
[28]. Latifah, Aulia., dkk., “Karakterisasi Reservoar Hidrokarbon Mengunakan
Metode Seismik Inversi Deterministik Model Based Pada Lapangan Penobscot
Kanada”, Jurnal Fisika Unand; Vol. 8, No. 2, Universitas Andalas, 2019
[29]. S, Timur Dikman., “Korelasi Data Log Sumur dan Seismik untuk Penyebaran
Litologi dan Porositas Reservoir Hidrokarbon Formasi Gumai Cekungan Sumatera
Selatan”, Natural B; Vol. 3, No. 2, 2015.
[30]. Widagdo, Asmoro., dkk., “Pengaruh Tektonik Kompresional Baratlaut-
Tenggara Terhadap Struktur Bidang Perlapisan, Kekar, Sesar Dan Lipatan Di
Pegunungan Kulon Progo-Yogyakarta”, Jurnal Geosapta; Vo. 5, No. 2, 2019.
[31]. Sukardi., & Suryana, A., “Pengkajian Batubara Bersistem Dalam Cekungan
Sumatera Selatan Di Daerah Lubukmahang, Kec. Bayunglincir, Kab.
Musibanyuasin, Prop. Sumatera Selatan”, Kolokium Hasil Kegiatan Lapangan
DIK-S, DSM, 2000.
[32]. Malik, Rachman., dkk., “Karakterisasi Reservoar Menggunakan Metode
Inversi AI (Acoustic Impedance) Dan Metode Seismik Multiatribut Pada Lapangan
60
“RM”, Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan”, Jurnal Geofisika
Eksplorasi; Vol. 3, No. 1, Universitas Lampung, 2017.
[33]. Yunanda, Mohamad., Analisa Atribut Amplitudo Seismik Untuk Karakteristik
Reservoar Pada Lapangan X Laut Utara, Netherland, Skripsi, Universitas
Indonesia, Depok, 2010.
[34]. Bramanthya, G, Rifky, W, P, N., dkk., “Implication Of Tectonic Inversion For
The Existence Of Hydrocarbons In Fractured Basement Reservoirs: A Case Study
From Jabung Block, South Sumatra Basin, Indonesia”, Proceedings, Indonesian
Petroleum Association Forty-First Annual Convention & Exhibition,
[35]. Hilman, Mohan., “Geomodeling Sekuen Stratigrafi Dan Perkembangan
Reservoar Batupasir Pada Cekungan Sumatra Selatan Berdasarkan Data Seismik
Dan Well Log Pada Lapangan "Mohan", Seminar Nasional ke-II FTG Universitas
Padjadjaran, Universitas Padjajaran, 2015.
[36]. Abduh, Muh., “Analisis Petrofisika Untuk Penentuan Zona Prospek Reservoir
Hidrokarbon Di Lapangan “X” Cekungan Banggai”, KONSTAN Jurnal Fisika dan
Pendidikan Fisika; Vol. 5, No. 1, 2020.
[37]. Siallagan, Fernando., dkk., “Analisis Reservoar Migas Berdasarkan Parameter
Petrofisika Dari 7 Sumur Di Cekungan Sumatera Selatan”, Jurnal Geofisika
Eksplorasi; Vol. 3, No. 2, 2017.
[38]. Asquith, George., & Krygowski, Daniel., Basic Well Log Analysis, Ed Kedua,
AAPG Methods In Exploration Series 16, American Association Of Petroleum
Geologist, Oklahoma, 2004.
[39]. Haryadi., “Penentuan Saturasi Air Untuk Shaly Sands Pada Formasi Talang
Akar Lapangan “X” Dengan Dual Water Model”, Jurnal Ilmu Kebumian Teknologi
Mineral; Vol. 18, No. 2, 2005.
61
[40]. Reza, Mohammad., dkk., “Indikasi, Penyebab dan Penerapan Type Curve
Pada Reservoir Low Resistivity Low Contrast (LRLC); Studi Kasus Lapangan KL”,
Conference Paper, 2017.
[41]. Sarhan, Mohammad Abdelfattah., “The efficiency of seismic attributes to
differentiate between massive and non-massive carbonate successions for
hydrocarbon exploration activity” , NRIAG Journal of Astronomy and Geophysics;
Vol. 6 (2017) : 311- 325, 2017.
[42]. Hossain, Shakhawat., “Application of seismic attribute analysis in fuvial
seismic geomorphology”, Journal of Petroleum Exploration and Production
Technology, 2020.
62
LAMPIRAN
Lampiran 1. Letak Data Seismik 2-D, Data Seismik 3-D, dan Data Sumur
Penelitian Dalam 3-D Window
Lampiran 2. Jaring Picking Horizon Lower Talang Akar Pada 2-D Window
63
Lampiran 3. Surface Horizon Slice RMS Amplitude Data 3-D Horizon Lower
Talang Akar
Lampiran 4. Komparasi Time Slice
top related