ANALISIS PERBANDINGAN HASIL INVERSI MODELSPARSE SPIKE, MODEL BASED, DAN MODEL

BANDLIMITED UNTUK KAREKTERISASI RESERVOARBATU PASIR MENGGUNAKAN DATA LOG DAN SEISMIK

PADA LAPANGAN STRATTON, TEXAS SELATANAMERIKA SERIKAT

( Skripsi)

Oleh

Nur Indah Safitri

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGIUNIVERSITAS LAMPUNG

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKAFAKULTAS TEKNIK

2019

i

ANALYSIS OF THE INVERSION OF SPARSE SPIKE MODEL, BASEDMODEL, AND BANDLIMITED MODEL FOR CHARECTERIZATION OF

SAND STONE RESERVOAR USING LOG AND SEISMIC DATA, INSTRATTON FIELD, SOUTH TEXAS, USA

ABSTRACK

by

Nur Indah Safitri

Acoustic impedance directly describes the physical character in the rock layer andnot in the boundary layer plane, so that it can be used to create reservoir charactermodels. The purpose of this study, namely to make, analyze and compare thesparse spike, model based and bandlimited inversion models to characterizebehavior based on integrated analysis of inversion models, log data, PHIE mapsand porosity maps. The inversion results show that in the zone containing oilformations E41 has a high AI value at a depth of 1545-1552 ms and has a range ofvalues 28090-32584 ft.g / s.cc. Based on the results of a qualitative andquantitative comparison of the Model Based, Band Limited, and Sparse Spikemethods, the Sparse Spike method is the best method among the three methods.This can be seen from the results of the smallest error of 1,125, indicating that theimpedance of the Sparse Spike inversion has a linear gradient to the impedance ofthe well. From the results of the AI reservoir spread map, AI values are 29238-32156 (m / s) * (gr / cc). From the porosity distribution map based on thequantitative interpretation of the reservoir having an effective porosity of around0.156-0.172, the classification includes "sufficient" to "good" quality and inaccordance with the regional data of the study area.

Keywords: Acoustic Impedance Inversion, Seismik Inversion, Model Based,Bandlimited, Spare Spike.

ii

ANALISIS HASIL INVERSI MODEL SPARSE SPIKE, MODEL BASED,DAN BANDLIMITED UNTUK KAREKTERISASI RESERVOAR BATU

PASIR MENGGUNAKAN DATA LOG DAN SEISMIK, PADALAPANGAN STRATTON, TEXAS SELATAN, AMERIKA SERIKAT

ABSTRAK

Oleh

Nur Indah Safitri

Impedansi akustik secara langsung menggambarkan karakter fisis di dalamlapisan batuan dan bukan pada bidang batas perlapisan, sehingga dapat digunakanuntuk pembuatan model karakter reservoar. Tujuan dari penelitian ini, yaitumembuat, menganalisis dan membandingkan model inversi sparse spike, modelbased dan model bandlimited untuk mengkarakterisasi resevoar berdasarkananalisis terpadu model inversi, data log, peta PHIE dan peta porositas. Hasilinversi menunjukkan pada zona reservoar berisi minyak formasi E41 memilikinilai AI yang tinggi pada kedalaman 1545-1552 ms dan memiliki range nilai28090-32584 ft.g/s.cc. Berdasarkan hasil perbandingan kualitatif dan kuantitatifmetode Model Based, Band Limited, dan Sparse Spike, metode Sparse Spikeadalah metode yang paling baik diantara ketiga metode. Hal ini dapat dilihat darihasil error yang paling kecil yaitu 1.125, menunjukkan bahwa impedansi hasilinversi Sparse Spike memiliki gradien yang linier terhadap impedansi sumur. Darihasil peta pesebaran reservoar AI didapatka nilai AI yaitu 29238-32156(m/s)*(gr/cc). Dari peta persebaran porositas berdasarkan interpretasi kuantitatifreservoar memiliki porositas efektif sekitar 0.156-0.172, klasifikasi tersebuttermasuk kualitas “cukup” sampai “baik” dan sesuai dengan data regional daerahpenelitian.

Kata kunci: Impedansi Akustik, Seismik Inversi, Model Based, Bandlimited, Spare Spake

ANALISIS PERBANDINGAN HASIL INVERSI MODELSPARSE SPIKE, MODEL BASED, DAN MODEL

BANDLIMITED UNTUK KAREKTERISASI RESERVOARBATU PASIR MENGGUNAKAN DATA LOG DAN SEISMIK

PADA LAPANGAN STRATTON, TEXAS SELATANAMERIKA SERIKAT

Oleh

Nur Indah Safitri

Skripsi

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar

SARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik Geofisika

Fakultas Teknik Universitas Lampung

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGIUNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIKJURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2019

vi

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Pringsewu, pada tanggal 3 Maret

1996, penulis merupakan anak ketiga dari tiga

bersaudara dari pasangan Bapak Eko Haryanto dan Ibu

Jaranah Spd. Penulis menyelesaikan pendidikan Taman

Kanak-kanak di TK Aisyah Ambrawa Kabupaten

Pringsewu pada tahun 2003 dilanjutkan kejenjang

Sekolah Dasar pada tahun 2003 s.d 2008 di SD 2

Pardasuka. Kemudian, penulis menempuh pendidikan Sekolah Menengah di SMP

Negeri 1 Pardasuka hingga tahun 2011 dilanjutkan di SMA Negeri 2 Pringsewu

sampai 2014. Pada tahun 2014, penulis terdaftar sebagai mahasiswa di Fakultas

Teknik, Jurusan Teknik Geofisika, Universitas Lampung. Pada tahun 2015,

penulis bergabung menjadi staff divisi dana dan usaha (DANUS) di HIMA TG

Bhuwana Universitas Lampung dan menjadi staff internal di Society of

Exploration Geophysicist (SEG) SC Unila. Kemudian pada 2015 s.d 2017, penulis

terdaftar menjadi ketua divisi kewirausahaan di Himpunan Mahasiswa Geofisika

Indonesia (HMGI) Regional Sumatera. Selanjutnya, ditahun 2016, penulis

menjabat sebagai sekertaris kepala divisi Dana Dan Usaha (DANUS)

di HIMA TG Bhuwana Universitas Lampung. Pada bulan januari – Maret 2017,

penulis tercatat melakukan Kerja Praktek (KP) di Imbondeiro Global Solution

Kemayoran, Jakarta Pusat dengan mengambil tema penelitian “Processing 3D

Land Seismic Dengan Mmemilih Velocity Terbaik Untuk Migrasi”. Pada bulan

Juli tahun 2017 penulis melakukan Kuliah Kerja Nyata (KKN) di Desa Gunung

Sugih, Kecamatan Kedondong, Kabupaten Pesawaran. Pada April - Mei 2018,

penulis melakukan penelitian Tugas Akhir (TA) di Lab Eksplorasi Gedung L

Teknik Geofisika Universitas Lampung Jalan Prof. Dr. Soemantri Brojonegoro

No. 1 Bandar Lampung 35145. Telepon. (0721) 704947. hingga akhirnya penulis

berhasil menyelesaikan pendidikan sarjananya pada 19 Januari 2019 dengan

mengambil judul “Analisis Perbandingan Hasil Inversi Model Spare Spike, Model

Based, dan Model Bandlimited Untuk Karakterisasi Reservoar Bata Pasir

Menggunakan Data Log dan Seismik Pada Lapangan Stratton, Texas Selatan

Amerika Serikat”.

viii

PERSEMBAHAN

Denganpenuh rasa syukur, sayapersembahkanskripsiinikepada :

Allah SWT

Atas segala berkah dan karunia Nya yang senantiasaSaya rasakan dalam menyelesaikan skripsi ini

Kedua Orang Tuaku TercintaAyahanda Tercinta Bapak Eko Haryanto

Ibunda Tercinta Ibu Jaranah SPd

Berkat Do’a dan ketulusan cinta kasih sayang nya. Terima kasih atas segala jerihpayah papa dan mama hingga segala kebutuhan saya dapat terpenuhi. Semuanyatakkan terbalas, namun akan selalu saya ingat hingga akhir hayat menghampiri.

Kakak – Kakak Saya TersayangSetru Bambang ZatmikoImam Dwi Putra SP.d

Terima kasih atas segala bentuk dukungan dan kasih sayang kalian, terima kasihKebersamaan dari saya kecil hingga sekarang akan selau saya ingat yang tak akan

lekang oleh waktu.

Teknik Geofisika Universitas Lampung 2014Terimakasih telah mengambil porsi masing-masing pada bagian cerita hidup saya,suka dan duka telah kita lewati bersama, tawa, canda dan kasihsayang kalian tidak

akan pernah saya lupakan. dari saya yang amat bersyukur kepada Allah telahmengizinkan saya untuk bertemu dan mengenal kalian dalam hidup saya.

Keluarga Besar Teknik Geofisika Universitas LampungAlmamater Tercinta, Universitas Lampung

ix

MOTTO

SELALU HAPPY

x

KATA PENGANTAR

Puji syukur senantiasa penulis haturkan kehadirat Allah SWT yang telah

memberikan nikmat dan kesempatan sehingga penulis dapat menyelesaikan Tugas

Akhir saya dengan judul “Analisis Perbandingan Hasil Inversi Model Spare Spike,

Model Based, dan Model Bandlimited Untuk Karakterisasi Reservoar Batu Pasir

Menggunakan Data Log dan Sesismik Pada Lapangan Stratton, Texas Selatan

Amerika Serikat”.

Penulis berharap semoga skripsi ini dapat memberika nmanfaat bagi

pembaca dan bermanfaat untuk penambahan ilmu dimasa yang akan datang.

Penulis menyadari bahwa penyusunan skripsi ini masih terdapat kekurangan dan

jauh dari kesempurnaan.

Atas segala kekurangan dan ketidaksempurnaan skripsi ini, penulis sangat

mengharapkan kritik dan saran yang bersifat membangun kearah perbaikan dan

penyempurnaan skripsi ini.

Penulis

Nur Indah Safitri

xi

SANWACANA

Assalamu’alaikumWr. Wb.

Alhamdulillah segala puji dan syukur hanya untuk Allah SWT atas

limpahan kasih dan rahmat-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan skripsi

dengan judul “Analisis Perbandingan Hasil Inversi Model Spare Spike, Model

Based, dan Model Bandlimited Untuk Karakterisasi Reservoar Batu Pasir

Menggunakan Data Log dan Sesismik Pada Lapangan Stratton, Texas Selatan

Amerika Serikat”.

Penulis tidak lupa mengucap kan terimakasih kepada seluruh pihak yang telah

berkenan memberikan bantuan berupa ilmu, pengarahan dan semangat.

Terimakasih penulis sampaikan kepada :

1. Allah SWT

2. Papa, Mama, Kakak Bambang kakak Imam, dan Keluarga tercinta yang

selalu memberikan dukungan serta doa untuk kesuksesan penulis.

3. Keluarga Besar PUTU YAI JIDI terimaksih atas segalanya.

4. Keluarga besar PRABUMULIH terimakasih atas segalanya.

5. Bapak Dr. Nandi Haerudin,S.Si.,M.Si. selaku Ketua Jurusan Teknik

Geofisika Universitas Lampung.

xii

6. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si.,M.Si. selaku Dosen pembimbing I yang

selalu memberikan masukan, arahan serta motifasi dalam penulisan skripsi

ini.

7. Bapak Nandi Haerudin, S.Si.,M.Si. selaku Dosen Pembimbing II atas

kesediaannya memberikan bimbingan, saran, kritik dalam penulisan skripsi

ini

8. Bapak Karyanto selaku Dosen Penguji atas kesediaanya memberikan ujian,

pertanyaan saran dan kritik dalam skripsi ini.

9. Dosen dosen dan Staff Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung

yang saya hormati terima kasih untuk semua ilmu yang diberikan.

10. Thessa Adhitya Thomas rekan seperjuangan dikampus dan sahabat di

kehidupan sehari hari yang luar biasa mendukung dan menyemangati.

11. Untuk sepupu ku tersayang Rizka Amelia yang selalu menemani sejak lahir

hingga sekarang.

12. Keluarga besar TEKNIK GEOFISIKA 2014, Terima kasih banyak telah

menjadi angkatan yang luar biasa banyak sekali kenangan yang tidak dapat

diluapakan, senang, sedih, tawa, canda, terimakasih banyak untuk motivasi,

bantuan, dan segalanya, sungguh kalian tidak akan terlupakan, Teknik

Geofisika 2014? LUAS BIASA BIASA DILUAR BOH!!!

13. Keluarga Besar KECU Jubir, Tiwi, Aulia, Desta, Delvia, Ipeh, jawir I

LOVE U SO MUCH

14. Teman teman TALK TO MUCH Aulia, Nabila, Winona, Agra, Ridho,

Niko terima kasih untuk segalanya.

xiii

15. Keluarga kosan C6 Putri, Putri, Titah Sering sering bobo bareng lagi

16. Sahabat GENDOWOR Ranita, Dewi, Febby, Arna, Lets go playing.

17. Seluruh kakak-kakak serta adik-adik teknik Geofisika yang mendoakan atas

kelancaran laporan kerja praktek.

18. Semua pihak yang tidak dapat dituliskan satu persatu atas bantuan dan

dukungan nya dalam perjalanan penulis dari perkuliahan hinga

menyelesaikan cetak.

Penulis memohon maaf apabila ada penulisan skripsi ini memiliki kesalahan

atau ketidak sempurnaan. Semoga dengan adanya laporan ini dapat

bermanfaatbagi pembaca. Kritik dan saran yang membangun penulis sangat

diharapkan untuk kebaikan penulis menjadi lebih baik

Bandar lampung, 30 Januari 2019

Penulis

Nur Indah Safitri

xiv

DAFTAR ISI

Halaman

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

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

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

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

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

HALAMAN PERNYATAAN............................................................................. iv

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

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

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

KATA PENGANTAR .........................................................................................xi

SANWACANA ....................................................................................................xii

DAFTAR ISI........................................................................................................xv

DAFTAR GAMBAR .........................................................................................xvii

DAFTAR TABEL..........................................................................................xxv

BAB I. PENDAHULUAN

A. Latar Belakang ...................................................................................1B. Tujuan Percobaan...............................................................................3C. Batasan Masalah.................................................................................3

xv

BAB II. STUDI PUSTAKA

A. Geologi Regional Cekungan Pantai Teluk Texas ..............................4B. Struktur Regional dan Texas Selatan .................................................5C. Struktur Regional dan Setting Stratigrafi Lapangan Stratton.............8

BAB III. TEORI DASAR

A. Konsep Seismik Refleksi ...................................................................11B. Hukum Fisika Gelombang Seismik....................................................13

1. Hukum Snellius ...............................................................................132. Prinsip Huygens ...........................................................................153. Prinsip Fermat..............................................................................15

C. Wavelet...............................................................................................16D. Polaritas dan Fasa...............................................................................18E. Resolusi Vertikal ................................................................................20F. Impedansi Akustik ..............................................................................21G. Koefisien Refleksi dan Transmisi ......................................................24H. Seismogram Sintetik ..........................................................................25I. Well Seismik Tie ................................................................................26J. Seismik Inversi ...................................................................................27

1. Metode Inversi Bandlimited............................................................312. Metode Inversi Sparse Spike...........................................................333. Metode Inversi Model Based ..........................................................35

K. Konsep Dasar Well Loging ................................................................391. Log Gamma Ray .............................................................................392. Log Sonic ........................................................................................403. Log Resistivitas...............................................................................424. Log Neutron Porosity......................................................................445. Log Densitas....................................................................................45

L. Fisika Batuan ......................................................................................471. Densitas ..........................................................................................482. Kecepatan........................................................................................493. Porositas ..........................................................................................51

M. Reservoar...........................................................................................521. Batuan Penyusun Reservoar...........................................................53

BAB IV. METODOLOGI

A. Waktu dan Tempat Kerja Praktek ......................................................56B. Alat dan Bahan ..................................................................................56C. Diagram Alir .....................................................................................56

xvi

D. Prosedur Penelitian ...........................................................................591. Tahap Persiapan .............................................................................592. Tahap Input Data............................................................................603. Tahap Pembuatan Dataset ..............................................................614. Tahap Tahap Perhitungan Sonic, Velocity dan P-Impedance

Dengan Persamaan Gardner........................................................615. Tahap Perhitungan Vgrain, Rw, PHIE, dan Sw, ............................626. Pengolahan Pseudolog Diskrit dan Continu...................................677. Picking Horizon pada Software Petrel ...........................................708. Inversi AI dengan menggunakan Software HRS ...........................729. Tahap Pembuatan Peta Persebaran Porositas.................................92

E. Agenda Kegiatan ...............................................................................93

BAB V. HASIL DAN PEMBAHASAN

A. Analisis Data Log...............................................................................951. Interpretasi Kualitaif Berdasarkan Log Gammaray......................952. Interpretasi Kualitatif Reservoar..................................................983. Volume Lempung (Vsh) ................................................................984. Porositas.......................................................................................995. Resisitivitas Air (RW) ................................................................1026. Permeabilitas.............................................................................. 1037. Perhitungan Saturasi Air (Sw) ....................................................104

B. Analisis Data Seismik .................................................................... 1051. Tunning Thicness....................................................................... 1052. Analisis Cross plot..................................................................... 1073. Extract Wavelet .......................................................................... 1084. Well Tie dan Korelasi................................................................. 1095. Model P-Impedance dan Analisis.............................................. 1106. Inversi Impedansi Akustik ......................................................... 1127. Interpretasi Perbandingan Model Inversi................................... 1188. Peta Persebaran Inversi AI......................................................... 1209. Peta Persebaran Porositas Berdasar Inversi AI.......................... 12110. Peta Persebaran Sw .................................................................. 12311. Peta Persebaran PHIE .............................................................. 124

VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

xvii

xviii

DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gambar 1. Peta Geologi Daerah Penelitian .........................................................4

Gambar 2. Depositional Frameworl dari Frio Formation (Galloway dkk.,1982) ...............................................................................................5

Gambar 3. Penampang dip pengendapan yang melalui Cekungan PantaiTeluk Texas. Ilustrasi posisi relatif deposfer pasir utama (Beboutdkk., 1982). ......................................................................................6

Gambar 4. Kronostratigrafi dan Lithostratigrafi (Galloway 1989, Xue danGalloway 1990)................................................................................7

Gambar 5. Lokasi FR-4 dan Lapangan Stratton Agua Dulce, Kleberg CountriesTexas................................................................................................9

Gambar 6. Konsep Seismik Refleksi (Abdullah, 2011) ......................................12

Gambar 7. Pemantulan dan pembiasan pada bidang batas dua medium untukgelombang P (Bhatia, 1986)...............................................................14

Gambar 8. Prinsip Huygens (Sheriff, 1995) ........................................................15

Gambar 9. Prinsip Fermat (Abdullah, 2007) .......................................................16

Gambar 10. Jenis-jenis wavelet berdasarkan konsentrasi energinya, yaitu mixedphase wavelet (1), minimum phase wavelet (2), maximum phasewavelet (3), dan zero phase wavelet (4) (Sismanto 2006)... 43

Gambar 11. Fasa dan Polaritas ............................................................................19

Gambar 13. Efek Interfensi yang berhubungan dengan batuan dengan AItinggi yang terltak diantara batuan rendah (Sukmono, 2000).........................................................................................................21

xix

Gambar 13. Hubungan antara amplitudo, reflektivitas, dan kontras AI(Sukmono,1999). ............................................................................22

Gambar 14. Impedansi akustik dan koefisien refleksi (pada sudut nol derajat)(Bhatia, 1986).................................................................................25

Gambar 15. Seismogram sintetik (sumber : Sukmono 2001:54).........................26

Gambar 16. Klasifikasi Metode Inversi (Russel,1988). ......................................27

Gambar 17. Konsep Dasar Inversi Seismik (Sukmono, 2000)............................30

Gambar 18. Diagram Alir Pemodelan Kedepan dan Inversi (Sukmono, 1999). .30

Gambar 19. Diagram Alir Jenis Model Teknik Inversi (Sukmono, 1999). .........31

Gambar 20. Diagram Alir Inversi Seismik Rekrusif (Sukmono, 1999). .............32

Gambar 21. Input dan Outpur Inversi Seismik Bandlimited (Russel, 1996).......33

Gambar 22. Input dan Output Inversi Seismik Sparse Spike (Russel, 1996). .....35

Gambar 23. Diagram alir penyelesaian inversi model based (Russell, 1996). ...38

Gambar 24. Grafik Log Gamma Ray Terhadap Respon Litologi (Rider, 2002) 40

Gambar 25. Cara Kerja Log Sonik (Harsono, 1997) ...........................................40

Gambar 26. Grafik Respon Log Sonik (Rider, 2002)..........................................41

Gambar 27. Profil Sumur Terinvasi Lumpur (Wanardi, 2005 dalam Triyanto2006)..............................................................................................43

Gambar 28. Grafik Respon Log Resistivas (Rider, 2002)..................................44

Gambar 29. Grafik Log Neutron Porosity (Rider, 2002) ...................................45

Gambar 30. Grafik Log Densitas (Rider, 1996).................................................47

Gambar 31. Crossplot antara densitas terhadap saturasi air untuk modelreservoar gas dan minyak dengan porositas 33% (Wyllie et al,1956)..............................................................................................49

Gambar 32. Pengaruh beberapa faktor terhadap kecepatan gelombang seismic

xx

(Hilterman, 1997, op.cit. Novantina, R.I., 2010)...........................50

Gambar 33. Sortasi Batuanpasir (Nurwidyanto dkk., 2006) .............................54

Gambar 34. Grafik Hubungan Ukuran Butir Terhadap Porositas (Nurwidyantodkk., 2006)…………………………………………………….…..54

Gambar 35. Diagram Alir Interpretasi Kuantitatif Well Petrofisik......................57

Gambar 36. Diagram Alir ....................................................................................58

Gambar 37. Database Header ............................................................................59

Gambar 38. Database Log Formation................................................................59

Gambar 39. Database Top Buttom Formation ...................................................60

Gambar 40. Input Data Software I .....................................................................60

Gambar 41. Tampilan Dataset Data Sumur.........................................................61

Gambar 42. Perhitungan Velocity dengan Density .............................................61

Gambar 43. Perhitungan Sonic dari Densitas .....................................................62

Gambar 44.. Perhitungan Vshale Gamma Ray ....................................................63

Gambar 45. Pencocokan GRmin dan Max Vshale Gamma Ray .........................63

Gambar 46. Perhitungan Vgrain..........................................................................63

Gambar 47. Perhitungan Vgrain dengan Nilai >100 menjadi 100 ......................64

Gambar 48. Perhitungan Vgrain dengan Nilai <0 menjadi 0 .............................64

Gambar 49. Perhitungan Sw PHIE Software IP .................................................64

Gambar 50. Pemilihan Jenis Rumus...................................................................65

Gambar 51. Penentuan Rw……………………………………………………..65

Gambar 52. Input Cross Plot K dan PHIE ..........................................................66

Gambar 53. Input Cross Plot PHIE dan Vshale ..................................................66

xxi

Gambar 54. Perhitungan Litologi dan Fluida Flag Pseudolog ...........................68

Gambar 55. Perhitungan Pseudolog Diskrit ........................................................69

Gambar 56. Output Pseudolog Diskrit ................................................................69

Gambar 57. Membuat kurva Neutron dan Density untuk Interpretasi Litologi...70

Gambar 58. Membuka Software Petrel ...............................................................71

Gambar 59. Membuat Interpretasi Horizon.........................................................71

Gambar 60. Memilih Jenis Picking .....................................................................72

Gambar 61. Melakukan Picking Horizon ............................................................72

Gambar 62. Well 9 Data Setting ..........................................................................73

Gambar 63. Pengaturan Jenis Log dan Satuannya ..............................................74

Gambar 64. Input Top Formasi Well 9 ...............................................................74

Gambar 65. Memilih Lokasi Sumur Data Checkshot .........................................75

Gambar 66. Mengatur Lokasi Sumur ..................................................................75

Gambar 67. Mengatur Tipe Data dan Satuan data VSP ......................................76

Gambar 68. Input Data Seismic...........................................................................76

Gambar 69. Pengaturan Parameter Data Seismik................................................77

Gambar 70. Pengaturan Parameter Data Seismik................................................77

Gambar 71. Pengaturan Parameter Data Seismik................................................78

Gambar 72. Pengaturan Parameter Data Seismik................................................78

Gambar 73. Pengaturan Parameter Data Seismik................................................78

xxii

Gambar 74. Pengaturan Lokasi Data Log pada Data Seismik ............................79

Gambar 75. Lokasi Well 9 pada Data Seismik....................................................79

Gambar 76. Import Horizon ................................................................................80

Gambar 77. Pengaturan Nomor Kolom dan Baris Data Horizon .......................80

Gambar 78. Memilih Crossplot Gammaray dan P-Impedance...........................80

Gambar 79. Frekuensi Dominan Data Seismik ...................................................81

Gambar 80. Crossplot Gammaray dan P_Impedance .........................................81

Gambar 81. Memilh data Log Sonik dan Check Shot untuk Dikoreksi ..............82

Gambar 82. Memilih tipe Interpolasi Koreksi .....................................................82

Gambar 83. Memberi Nama Koreksi Checkshot.................................................83

Gambar 84. Frekuensi Dominan Data Seismik ...................................................84

Gambar 85. Frekuensi Dominan Data Seismik zona Target ...............................84

Gambar 86. Perhitungan Panjang Gelombang dan Tunning Thicknes ................85

Gambar 87. Parameter Wavelet ..........................................................................85

Gambar 88. Sintetik Seismogram.......................................................................86

Gambar 89. Memilih Data Seismik yang Akan Digunakan ...............................86

Gambar 90. Well to Seismik Tie..........................................................................87

Gambar 91. Build Model .....................................................................................87

Gambar 92. Memberi Nama Model....................................................................88

Gambar 93. Mengatur Data yang Digunakan dan Satuannya ............................88

xxiii

Gambar 94. Memilih Data dan Initial Model dan Parameter ..............................89

Gambar 95. Memilih Data Sumur dan Pengaturan Lokasi..................................89

Gambar 96. Memilih Metode Extraksi ...............................................................90

Gambar 97. Melakukan Analisis dan Pengaturan Parameter untuk MendapatKorelasi yang Tinggi .......................................................................90

Gambar 98. Pengaturan Tampilan Hasl Inversi AI .............................................91

Gambar 99. Creat Data Slice ..............................................................................91

Gambar 100. Atur Target Slice, Interpolasi, dan Metode Slice ...........................92

Gambar 101. Pengaturan Color Key agar Sama ..................................................92

Gambar 102. Input Data Cross Plot ....................................................................93

Gambar 103. Log Gamma Ray ............................................................................95

Gambar 104. Zona Reservoar Berdasarkan Nilai Log GR ..................................96

Gambar 105. Perhitungan VShale pada E41........................................................99

Gambar 106. Log PHIE dan PHIT Pada Formasi E41………………………...101

Gambar 107. Crossplot Litologi……………………………………………….102

Gambar 108. Dataset Sumur 9……………………………………………...…102

Gambar 109. Hasil Perhitungan Rw…………………………………………...103

Gambar110. Perhitungan Permeabilitas Schlumberger…………………………...104

Gambar 111. Hasil Perhitungan Sw Software.………………………………...105

Gambar 112. Hasil Perhitungan Tunning Thicknes……...…………………….106

Gambar 113. Crossplot NPHI dan P-Impedance………………………..…….107

xxiv

Gambar 114. Crossplot Densitas dan P-Impedance………………..………….108

Gambar 115. Parameter Wavelet………………………………………………109

Gambar 116. Wavelet………………………………………………………….109

Gambar 117. Well to Seismik Tie………………………………………………110

Gambar 118. Analisis Model P-Impedan……………………………………...111

Gambar 119. Hasil Model Initial (p-impedance)……………………………...112

Gambar 120. Analisis Inversi AI Model Based……………………………….114

Gambar 121. Hasil Inversi AI Model Based…………………………………..114

Gambar 122. Analisis Inversi AI Model Bandlimited………………………...116

Gambar 123. Hasil Dari Inversi AI Model Bandlimited……………………….…116

Gambar 124. Analisis Inversi AI Model Spare Spike………………………...117

Gambar 125. Hasil Dari Inversi AI Model Spire Spike………………………….…..117

Gambar 126. Hasil Dari Inversi AI Model Spire Spike……………………….…..119

Gambar 127. Analisis Model Spare Spike…………………………………….119

Gambar 128. Peta Persebaran AI…………………………………………..….121

Gambar 129. Hubungan Porositas NPSS dan P-Impedance…………………..121

Gambar 130. Hubungan Porositas Efektif dan P-Impedance………………….122

Gambar 131. Peta Persebaran Saturasi Air (Sw)………………………………123

Gambar 132. Peta Persebaran Porositas Efektif…………………………........124

xxv

DAFTAR TABEL

Halaman

Tabel 3.1 Nilai Litologi Terhadap Respon Log Sonik .........................................41

Tabel 3.1 Skala penentuan baik tidaknya kualitas nilai porositas batuan suatuReservoar (Koesoemadinata, 1978) ...................................................52

Tabel 3.3 Porositas Batu Shale Hubungannya Dengan Kedalaman(Nurwidiyanto dkk., 2006) ...................................................................55

Tabel 4.1 Agenda Kegiatan Kerja Praktek ......................................................... ..94

Tabel 5.1 Interpretasi Kualitatif Sumur 9........................................................... ..97

Tabel 5.2 Porositas Efektif dan Saturasi Air (SW) ............................................105

Tabel 5.3 Skala penentuan baik tidaknya kualitas nilai porositas batuan suatuReservoar (Koesoemadinata, 1978)……………………………...…..122

1

I. PENDAHULUAN

A. Latar Belakang

Metode seismik refleksi adalah metode utama yang selalu digunakan

dalam eksplorasi dan eksploitasi hidrokarbon. Metode seismik refleksi adalah

salah satu metode geofisika aktif yang memanfaatkan perambatan gelombang

elastik yang dihasilkan oleh suatu sumber seismik buatan pada permukaan,

lalu berpropagasi ke bawah permukaan dan sebagian energinya dipantulkan

maupun dibiaskan dan direkam oleh penerima (receiver) di permukaan.

Secara umum dalam melakukan eksplorasi hidrokarbon, ada beberapa

tahapan pada metode seismik yaitu tahapan awal pengambilan data seismik,

tahapan kedua pengolahan data seismik dan dan tahapan ketiga

interpretasi data seismik . Interpretasi menggunakan data seismik hanya bisa

membedakan batas antar lapisan, namun tidak dapat memberikan informasi

mengenai parameter dan sifat fisis batuan itu sendiri. Salah satu metode yang

dikembangkan untuk mengatasi masalah tersebut adalah inversi seismik.

Seismik inversi adalah teknik pemodelan geologi bawah permukaan dengan

menggunakan data seismik sebagai input dan data log sebagai pengontrol.

2

Salah satu sifat fisis batuan yang mempengaruhi pemantulan

gelombang adalah impedansi akustik yang merupakan hasil perkalian antara

kecepatan gelombang primer (Vp) dan densitas ( ). Impedansi akustik secara

langsung menggambarkan karakter fisis di dalam lapisan batuan dan bukan

pada bidang batas perlapisan, sehingga dapat digunakan untuk pembuatan

model karakter reservoar. Untuk pengolahan data inversi seismik dengan

parameter impedansi akustik ini dilakukan pada lapangan Stratton, Texas

Selatan, Amerika Serikat. Lapangan Statton terletak pada cekungan pantai

texas yang terdapat Formasi Oligosen Frio. Formasi Frio adalah urutan

deposisi yang didominasi oleh sedimen yang ditandai dengan pengendapan

cepat dan tingkat penurunan tinggi (Galloway dkk., 1982; Morton dan

Galloway, 1991).

Selain untuk mengetahui karakteristik reservoar, parameter AI dapat

juga digunakan untuk mengetahui lingkungan pengendapan (depositional

setting). Pada tugas akhir ini dilakukan interpretasi lingkungan pengendapan

dengan menggunakan data spectral gamma ray pada sumur 9, di Lapangan

“STRATON”.

3

A. Tujuan Percobaan

Tujuan dari penelitian yang dilakukan adalah sebagai berikut:

1. Membuat dan menganalisis model inversi sparse spike, model based dan

model bandlimited

2. Membandingkan model inversi untuk mengkarakterisasi reservoar

3. Mengkarakterisasikan reservoar berdasarkan analisis terpadu model

inversi, data log, peta PHIE dan peta porositas

C. Batasan Masalah

1. Analisis pemodelan dilakukan dengan membandingkan model inversi

sparse spike, model based dan bandlimited

2. Memilih model inversi untuk mengkarakterisasi reservoar

4

II. TINJAUAN PUSTAKA

A. Geologi Regional Cekungan Pantai Teluk Texas

Lokasi penelitian terletak pada cekungan pantai teluk Texas, yang

terdapat Formasi Oligosen Frio. Formasi Frio adalah urutan deposisi yang

didominasi oleh sedimen yang ditandai dengan pengendapan cepat dan

tingkat penurunan tinggi (Galloway dkk., 1982; Morton dan Galloway,

1991).

Gambar 1. Peta Geologi Daerah Penelitian

5

Gambar 2. Depositional Frameworl dari Frio Formation (Galloway dkk., 1982).

B. Struktur Regional dan Setting Stratigrafi Texas Selatan

Ketebalan Formasi Frio berkisar kurang dari 2.000 ft di dekat

Vicksburg Fault Zone hingga lebih dari 9.000 ft ke arah bagian tengah

Embayment Rio Grande. (Galloway dkk., 1982). Formasi Oligosen Frio dari

Texas secara volumetrik adalah interval produktif minyak terbesar dari

stratigrafi pengendapan utama di Cekungan Pantai Teluk Cenozoic Gambar 3.

6

Gambar 3. Penampang dip pengendapan yang melalui Cekungan PantaiTeluk Texas. Ilustrasi posisi relatif deposfer pasir utama (Beboutdkk., 1982).

7

Gambar 4. Kronostratigrafi dan Lithostratigrafi (Galloway 1989, Xue danGalloway 1990).

.

Bagian Oligosen Tengah diendapkan selama episode pengendapan

Catahoula-Frio yang dijelaskan oleh Galloway (1977). Seluruh Formasi Frio

terbagi menjadi bagian minyak berdasarkan variasi regional dalam struktur

dan seting pengendapan (Kosters dkk, 1989). Batupasir frio fluvial/deltaic

berada di sepanjang Vicksburg Fault Zone gas play FR-4 (Kosters dkk., 1989)

menempati peringkat ketiga terbesar dari 73 minyak di Texas (Gambar 4). Gas

pada FR-4 adalah yang terbesar dari semua cadangan minyak yang tidak

PIilo Pieistocene

Upper Miocene

Middle Miocene

Lower Miocone

Frio (including visburg)

Jakson

Yogua Cocklield

Sparta

Queen City

Upper Wilcox

Lower Wilcox

8

terkait di Gulf Coast; Produksi kumulatif telah melampaui 12 Tcf per 1

Januari 1991. Perangkap hidrokarbon di waduk minyak FR-4 dikendalikan

oleh kombinasi faktor struktural dan stratigrafi, termasuk antiklinal, perubahan

fasies, dan penskalaan reservoir (Kosters dkk., 1989). Sebagian besar

produksi minyak FR-4 berasal dari reservoir Frio tengah. Waduk ini di

lapangan Stratton adalah bagian dari sistem fluvial Gueydan Gambar 3 di-

update dari sistem delta Norias (Galloway dkk., 1982).

C. Struktur Regional dan Setting Stratigrafi Lapangan Stratton

Data seismik dan data log 3-D yang bagus berasal dari Lapangan

Stratton, yang berada di dekat batas utara gas FR-4 (Gambar 3). Variasi

kerangka struktural reservoir Frio dan Vicksburg di Lapangan Stratton adalah

sebagai ilustrasi dari garis seismik yang diorientasi melintasi struktural Zona

Fault Vicksburg dan membentang di seluruh area studi (Gambar 3). Bentuk

struktural dari waduk minyak yang berada di Vicksburg dan Formasi Frio

lebih rendah dipengaruhi oleh serangkaian patahan normal yang keluar dari

zona detasemen Vicksburg di dalam Jackson Shale. Formasi Frio bagian

tengah dan atas yang relatif tidak lurus dan rata-rata jauh lebih sederhana

daripada Vicksburg yang mendasari dan Frio yang lebih rendah, yang

menunjukkan efek rotasi struktural di atas permukaan decollement Vicksburg,

termasuk patahan antitesis. Frio tengah dan atas dicirikan oleh penutupan

dominasi bawah permukaan utara ke selatan yang panjang. Analisis korelasi

9

baik log sumur dan data seismik refleksi 2-D menunjukkan bahwa hanya

beberapa patahan yang meluas ke atas ke bagian tengah Frio dan bahwa

jumlah patahan yang melewati Frio tengah biasanya berukuran kecil dan

patahan block rotation. Sebagian besar Frio tengah dan atas relatif tidak

terdeformasi melintasi medan Stratton (Gambar 4).

Gambar 5. Lokasi FR-4 dan Lapangan Stratton Agua Dulce, Kleberg Countries,Texas.

Reservoir fasies dari Frio tengah diperiksa pada gambar inti dan

lubang bor dan dikalibrasi dengan metode welloging dan diartikan sebagai

saluran pengisi fluvial gabungan dan lempeng pasir. Sampel isi channel

pengisi dari ketebalan 10 sampai 30 ft dan menunjukkan profil yang upward-

10

fining. Deposit lateral biasanya berkisar dari kurang dari 5 ft sampai ketebalan

20 ft. Formasi Frio yang lebih rendah di bagian selatan lapangan Stratton

terjadi pada kedalaman sekitar 7.000 dan 7.400 ft bawah laut. Batupasir ini

berkisar dari 5 sampai 15 ft ketebalan dan menunjukkan profil kasar ke atas

pada log SP. Paket pasir formasi Frio yang lebih rendah ini diinterpretasikan

sebagai dataran pesisir yang lebih rendah (Kerr, 1990) dan mungkin terkait

dengan sistem delta yang didominasi gelombang Nori yang digambarkan oleh

Galloway dkk., (1982).

11

III. TEORI DASAR

A. Konsep Seismik Refleksi

Seismik refleksi adalah metoda geofisika dengan menggunakan

gelombang elastis yang dipancarkan oleh suatu sumber. Gelombang seismik

yang dihasilkan dari sumber tersebut menembus sekelompok batuan di bawah

permukaan yang nantinya akan dipantulkan kembali ke atas permukaan

melalui bidang reflektor yang berupa batas lapisan batuan. Gelombang yang

dipantulkan ke permukaan ini diterima dan direkam oleh alat perekam yang

disebut geophone atau hydrophone. Metoda seismik refleksi banyak

dimanfaatkan untuk keperluan ekplorasi perminyakan, penentuan sumber

gempa ataupun mendeteksi struktur lapisan tanah. Seismik refleksi hanya

mengamati gelombang pantul yang datang dari batas formasi geologi.

Gelombang pantul ini dapat dibagi atas beberapa jenis gelombang yakni:

Gelombang-P, Gelombang-S, Gelombang Stoneley, dan Gelombang Love.

Eksplorasi seismik refleksi dapat dikelompokan menjadi dua, yaitu eksplorasi

prospek dangkal dan eksplorasi prospek dalam. Eksplorasi seismik dangkal

(shallow seismic reflection) biasanya diaplikasikan untuk eksplorasi batubara

dan bahan tambang lainnya. Sedangkan seismik dalam digunakan untuk

eksplorasi daerah prospek hidrokarbon (minyak dan gas bumi) (Badley, 1985).

12

Gambar 6. Konsep Seismik Refleksi (Abdullah, 2011)

Pada umumnya metode seismik refleksi terbagi atas tiga tahapan

utama, yaitu:

1. Pengumpulan data seismik (akuisisi data seismik) yaitu semua kegiatan

yang berkaitan dengan pengumpulan data sejak survey pendahuluan dengan

survey detail.

2. Pengolahan data seismik (processing data seismik) yaitu kegiatan untuk

mengolah data rekaman di lapangan (raw data) dan diubah ke bentuk

penampang seismik migrasi.

3. Interpretasi data seismik kegiatan yang dimulai dengan penelusuran

horison, pembacaan waktu, dan plotting pada penampang seismik yang

hasilnya disajikan atau dipetakan pada peta dasar yang berguna untuk

mengetahui struktur atau model geologi bawah permukaan (Sheriff, 1982).

Prinsip dasar metode seismik, yaitu menempatkan geophone sebagai

penerima getaran pada lokasi penelitian. Sumber getaran dapat ditimbulkan

Streamer dengan

Hidrophonedidalamnya

SateliteGPS

Main BoatGun

Tail Bout

13

oleh ledakan dinamit atau suatu pemberat yang dijatuhkan ke tanah (weight

drop). Gelombang yang dihasilkan oleh sumber menyebar ke segala arah dan

direkam oleh geophone sebagai fungsi waktu yang dapat memperkirakan

bentuk lapisan bawah permukaan yang sebenarnya.

B. Hukum Fisika Gelombang Seismik

1. Hukum Snellius

Perambatan gelombang seismik dari satu medium ke medium lain

yang mempunyai sifat fisik yang berbeda seperti kecepatan dan densitas

akan mengalami perubahan arah ketika melewati bidang batas antar

medium. Suatu gelombang yang datang pada bidang batas dua media yang

sifat fisiknya berbeda akan dibiaskan jika sudut datang lebih kecil atau

sama dengan sudut kritisnya dan akan dipantulkan jika sudut datang lebih

besar dari sudut kritis. Sudut kritis adalah sudut datang yang menyebabkan

gelombang dibiaskan 90o. Jika suatu berkas gelombang P yang datang

mengenai permukaan bidang batas antara dua medium yang berbeda, maka

sebagian energi gelombang tersebut akan dipantulkan sebagai gelombang

P dan gelombang S, dan sebagian lagi akan dibiaskan sebagai gelombang

P dan gelombang S, seperti yang diilustrasikan pada gambar di bawah ini :

14

Gambar 7. Pemantulan dan pembiasan pada bidang batas dua medium untukgelombang P (Bhatia, 1986)

Lintasan gelombang tersebut mengikuti hukum Snell, yaitu:

…...…………………...……….. (1)

Dengan,

15

2. Prinsip Huygens

Huygens mengatakan bahwa gelombang menyebar dari sebuah titik

sumber gelombang ke segala arah dengan bentuk bola. Prinsip Huygens

mengatakan bahwa setiap titik-titik penganggu yang berada di depan muka

gelombang utama akan menjadi sumber bagi terbentuknya gelombang

baru. Jumlah energi total dari gelombang baru tersebut sama dengan

energi utama. Pada eksplorasi seismik titik-titik di atas dapat berupa

patahan, rekahan, pembagian, antiklin, dll. Sedangkan gelombang baru

tersebut disebut sebagai gelombang difraksi (Sheriff, 1995)

Gambar 8. Prinsip Huygens (Sheriff, 1995)

3. Prinsip Fermat

Prinsip Fermat menyatakan bahwa gelombang yang menjalar dari

satu titik ke titik yang lain akan memilih lintasan dengan waktu tempuh

tercepat. Prinsip Fermat dapat diaplikasikan untuk menentukan lintasan

sinar dari satu titik ke titik yang lainnya yaitu lintasan yang waktu

tempuhnya bernilai minimum. Dengan diketahuinya lintasan dengan

waktu tempuh minimum maka dapat dilakukan penelusuran jejak sinar

16

yang telah merambat di dalam medium. Penelusuran jejak sinar seismik ini

akan sangat membantu dalam menentukan posisi reflektor di bawah

permukaan. Jejak sinar seismik yang tercepat ini tidaklah selalu berbentuk

garis lurus (Abdullah, 2007)

Gambar 9. Prinsip Fermat (Abdullah, 2007)

C. Wavelet

Wavelet adalah gelombang harmonik yang mempunyai interval

amplitudo, frekuensi, dan fasa tertentu (Sismanto, 2006). Berdasarkan

konsentrasi energinya wavelet dapat dibagi menjadi 4 jenis (Gambar 10)

yaitu:

a. Zero Phase Wavelet

Wavelet berfasa nol (zero phase wavelet) mempunyai

konsentrasi energi maksimum di tengah dan waktu tunda nol, sehingga

wavelet ini mempunyai resolusi dan standout yang maksimum.

Wavelet berfasa nol (disebut juga wavelet simetris) merupakan jenis

17

wavelet yang lebih baik dari semua jenis wavelet yang mempunyai

spectrum amplitude yang sama.

b. Minimum Phase Wavelet

Wavelet berfasa minimum (minimum phase wavelet) memiliki

energi yang terpusat pada bagian depan. Dibandingkan jenis wavelet

yang lain dengan spektrum amplitudo yang sama, wavelet berfasa

minimum mempunyai perubahan atau pergeseran fasa terkecil pada

tiap-tiap frekuensi. Dalam terminasi waktu, wavelet berfasa minimum

memiliki waktu tunda terkecil dari energinya.

c. Maximum Phase Wavelet

Wavelet berfasa maksimum (maximum phase wavelet)

memiliki energi yang terpusat secara maksimal di bagian akhir dari

wavelet tersebut, jadi merupakan kebalikan dari wavelet berfasa

minimum.

d. Mixed Phase Wavelet

Wavelet berfasa campuran (mixed phase wavelet) merupakan

wavelet yang energinya tidak terkonsentrasi di bagian depan maupun

di bagian belakang.

Gambar 10. Jenis-jenis wavelet berdasarkan konsentrasi energinya, yaitu mixedphase wavelet (1), minimum phase wavelet (2), maximum phasewavelet (3), dan zero phase wavelet (4) (Sismanto 2006)

18

Selain itu terdapat jenis wavelet model yang biasanya dipakai dalam

proses pembuatan seismogram sintetik yaitu wavelet ricker dan wavelet

trapezoid atau bandpass. Wavelet ricker merupakan jenis wavelet model

dengan fasa nol yang menggunakan frekuensi dominan yang dilepaskan ke

bumi pada penampang seismik. Frekuensi dominan pada penampang seismik

dilihat dari spektrum amplitudo hasil dari ekstraksi wavelet. Pada proses

pengikatan seismik dengan sumur (well seismic tie), wavelet model digunakan

apabila memiliki nilai koefisien korelasi yang lebih baik dari pada metode

wavelet ekstraksi. Wavelet trapezoid atau bandpass termasuk kedalam wavelet

model yang merupakan filter seismik yang digunakan ketika pengolahan data

seismik yang berarti frekuensi yang dilepaskan ke bumi. Parameter yang

digunakan pada wavelet ini adalah F1 (low cut frequency), F2 (low pass

frequency), F3 (high pass frequency), dan F4 (high cut frequency) (Mashudi,

2006)

D. Polaritas dan fasa

Berdasarkan SEG istilah polaritas dihubungkan dengan refleksi positif

dan negatif. Penentuan jenis polaritas sangat penting dalam proses well

seismic tie dan picking horizon. Polaritas terbagi menjadi polaritas normal dan

polaritas terbalik. Society of Exploration Geophysicists (SEG) mendefinisikan

polaritas normal sebagai berikut:

1. Sinyal seismik positif akan menghasilkan tekanan akustik positif pada

hidrofon atau pergerakan awal ke atas pada geofon.

2. Sinyal seismik yang positif akan terekam sebagai nilai negatif pada tape,

defleksi negatif pada monitor dan trough pada penampang seismik.

19

Berdasarkan konvensi SEG ini, polaritas seismik dapat dihubungkan

dengan nilai impedansi akustik (AI) dari lapisan-lapisan batuan sebagai

berikut:

1. Batas refleksi berupa trough pada penampang seismik jika impedansi

akustik lapisan bawah > impedansi akustik lapisan di atasnya.

2. Batas refleksi berupa peak pada penampang seismik jika impedansi akustik

lapisan bawah < impedansi akustik lapisan di atasnya.

Bentuk dan jenis polaritas dan fasa dapat diilustrasikan seperti pada

Gambar 12 di bawah ini:

Gambar 11. Fasa dan Polaritas

Fasa pulsa seismik umumnya ditunjukkan dalam rekaman seismik

dengan dua fasa, yaitu:

Fasa minimum dan fasa nol.

1. Fasa minimum.

Energi yang berhubungan dengan AI terkonsentrasi pada onset (bagian

muka) pulsa tersebut.

20

2. Fasa nol.

Batas AI akan terdapat pada peak atau trough (bagian tengah) pulsa

tersebut.

Kelebihan fasa nol dan fasa minimum antara lain:

a. Amplitudo maksimal sinyal fasa nol umumnya akan selalu berimpit

dengan spike refleksi, sedangkan pada kasus fasa minimum amplitudo

maksimum tersebut terjadi setelah spike refleksi tersebut.

b. Bentuk wavelet fasa nol simetris, sehingga mudah picking horizon.

Untuk spectrum amplitudo yang sama, sinyal fasa akan selalu lebih

pendek dan beramplitudo lebih besar dari fasa minimum, sehingga sinyal

noise nya juga akan lebih besar.

E. Resolusi Vertikal

Resolusi adalah jarak minimum antara obyek yang dapat dipisahkan

oleh gelombang seismik (Sukmono, 2000). Resolusi dalam gelombang

seismik didefinisikan sebagai kemampuan gelombang sesmik utuk

memisahkan dua obyek yang berbeda. Nilai resolusi vertical adalah

Resolusi vertical = ……………...…………. (2)

Ketebalam minimum suatu obyek bervariasi untuk dapat memberikan

refleksi sendiri antara 1/8 λ sampai 1/30 λ, dimana λ adalah panjang

gelombang seismic. Resolusi tubuh batuan setara dengan ¼ λ dalam waktu

bolak balok atau TWT. Hanya batuan yang memiliki ketebalan diatas ¼ λ

yang dapat dibedakan oleh gelombang seismik.

21

Gambar 12. Efek Interfensi yang berhubungan dengan batuan dengan AI tinggiyang terltak diantara batuan rendah (Sukmono, 2000).

F. Impedansi Akustik

Impedansi akustik didefinisikan sebagai kemampuan batuan untuk

melewatkan gelombang seismik yang melauinya (Abdullah, 2011). Impedansi

Akustik (AI) dapat didefinisikan sebagai sifat fisis batuan yang nilainya

dipengaruhi oleh jenis litologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman,

tekanan dan temperatur. Berdasarkan pengertian tersebut, maka AI dapat

digunakan sebagai indikator jenis litologi, nilai porositas, jenis hidrokarbon

dan pemetaan litologi dari suatu zona reservoir.

AI secara matematis dapat dirumuskan sebagai:

AI = ρ.V ......................................................................................................... (3)

Dengan ρ: densitas

V: kecepatan gelombang seismik

Pemantulan gelombang seismik akan terjadi jika ada perubahan atau kontras

AI antara lapisan yang berbatasan. Perbandingan antara energi yang

dipantulkan dengan energi datang pada keadaan normal dapat ditulis sebagai:

E (pantul) x E (datan g) = KR2.......................................................................(4)

22

............................................................................................... (5)

Dengan, E: Energi

AI1: Impedansi akustik lapisan atas

KR: Koefisien Refleksi

AI2: Impedansi akustik lapisan bawah

Harga kontras AI dapat diperkirakan dari harga amplitudo refleksi,

dimana semakin besar amplitudo refleksi, maka semakin besar kontras AI-

nya. Impedansi akustik seismik memberikan resolusi lateral yang bagus

(12,5-25 m), tetapi dengan resolusi vertikal yang buruk (5-10 m) sedangkan

AI sumur memberikan resolusi vertikal yang sangat baik (s/d 0,15 m), tetapi

resolusi lateralnya buruk.

Gambar 13. Hubungan antara amplitudo, reflektivitas, dan kontras AI(Sukmono,1999).

Impedansi akustik atau Acoustic Impedance (AI) merupakan sifat yang

khas pada batuan yang merupakan hasil perkalian antar densitas (ρ) dan

Amplitudo KecilResistivitas besarKontras AI kecil

Amplitudo besar

Resistivitas besar

Kontras AI kecil

Batas Lapisan

Lapisan 1

Lapisan 2

Impedansi Akustik

BesarKecil

23

kecepatan gelombang seismik (V). Secara matematis persamaan AI adalah

sebagai berikut:

AI = ρV…………………………….………………………………….……. (6)

dengan: AI = Impedansi Akustik (m/s. g/cc)

ρ = densitas (g/cc)

V = kecepatan gelombang seismik (m/s)

Pada persamaan (6) harga impedansi akustik ini lebih dipengaruhi oleh

kecepatan dibanding densitas. Sebagai contoh, variasi porositas atau material

pengisi pori batuan yang berisi fluida (misalnya air, minyak, dan gas pada

batupasir) mempunyai efek yang lebih signifikan pada log kecepatan

dibandingkan dengan log densitas. Keberadaan gas bumi dalam batuan

resevoar menyebabkan impedansi akustik yang lebih rendah, karena adanya

gas bumi dapat menyebakan turunnya kecepatan gelombang seismik dalam

batuan (Abdullah, 2011)

Impedansi akustik dianalogikan sebagai acoustic hardness (Sukmono,

1999). Batuan yang keras (hard rock) dan sukar dimampatkan seperti

batugamping (limestone) dan granit mempunyai impedansi akustik yang

tinggi, sedangkan batuan yang lunak seperti lempung (clay) yang lebih mudah

dimampatkan mempunyai nilai impedansi akustik yang rendah.

Nilai kontras AI dapat diperkirakan dari amplitudo refleksinya,

semakin besar amplitudonya semakin besar refleksi dan kontras AI-nya. Hasil

penampang AI akan memberikan deskripsi geologi bawah permukaan yang

lebih rinci dan jelas dibandingkan dengan penampang seismik konvensional.

Impedansi akustik dapat mencitrakan batas lapisan dan sebagai indikator

24

litologi, porositas hidrokarbon, pemetaan litologi, pemetaan dan dapat

digunakan untuk deskripsi karakteristik reservoar.

G. Koefisien Refleksi dan Transmisi

Koefisien refleksi merupakan perbandingan dari amplitudo gelombang

pantul (A1) dengan amplitudo gelombang datang (A0). Koefisien refleksi

tergantung pada beberapa faktor, yaitu: perbedaan nilai densitas (ρ), kecepatan

gelombang kompresi (Vp), dan sudut datang gelombang seismik. Koefisien

refleksi dengan sudut datang nol derajat (0) adalah besarnya koefisien refleksi

untuk gelombang yang datang tegak lurus terhadap bidang pemantul. Nilai

koefisien refleksi gelombang P pada sudut datang nol KR0 adalah:

.…...………………………………………… . (7)

..….……………………………..……………...(8)

………………………………..…………………………...(9)

dengan: KR = koefisien refleksi

A0 = amplitudo gelombang datang

A1 = amplitudo gelombang pantul

0 = sudut datang nol derajat

ρi = densitas medium i

ρi+1 = densitas medium i+1

Vpi = kecepatan gelombang P pada medium i

Vpi+1 = kecepatan gelombang P pada medium i+1

AIi = ρiVpi = nilai impedansi akustik pada lapisan ke i

25

AIi+1 = ρ(i+1) Vp(i+1)= nilai impedansi akustik pada lapisan ke

i+1

Koefisien refleksi memiliki range antara -1 dan +1. Jika impedansi

akustik pada AIi+1 lebih besar dari impedansi akustik pada AIi, dimana

gelombang menjalar dari batuan dengan nilai densitas dan kecepatan yang

lebih tinggi, maka nilai koefisien refleksi akan positif. Koefisien transmisi

adalah perbandingan antara amplitudo gelombang bias dengan amplitudo

gelombang datang yaitu:

…..………………………………………………..………..(10)

dengan: T0 = koefisien transmisi sudut datang nol

AIi = nilai impedansi akustik pada lapisan ke i

AI(i+1) = nilai impedansi akustik pada lapisan ke i+1

Hubungan antara impedansi akustik dan koefisien refleksi dapat

ditunjukkan pada gambar Gambar 15.

Gambar 14. Impedansi akustik dan koefisien refleksi (pada sudut nol derajat)(Bhatia, 1986).

H. Seismogram Sintetik

Seismogram sintetik adalah seismogram tiruan hasil konvolusi suatu

wavelet dengan koefisien refleksi. Seismogram sintetik dibuat dengan cara

26

mengkonvolusikan wavelet dengan data koefisien refleksi. Wavelet diperoleh

dari hasil ekstraksi penampang seismik, sedangkan koefisien refleksi

merupakan hasil dari impedansi akustik yang diperoleh dari log sonik dan log

densitas. Di satu sisi seismogram sintetik menunjukkan data kedalaman yang

akurat namun di sisi lain memperlihatkan adanya penampang seismik tiruan.

Gambar 15. Seismogram sintetik (sumber: Sukmono 2001:54)

Seismogram sintetik ini dapat membantu identifikasi horizon pada

penampang seismik karena resolusi vertikalnya lebih baik dari data seismik.

Selah satu kelemahan seismogram sintetik adalah sering terjadinya “miss tie”

pada daerah diluar zona target. Dikarenakan seismogram sintetik umumnya

bibuat dengan menggunakan frekuensi yang sama untuk semua penampang

(sukmono dan Abdullah, 2001:54).

I. 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.

27

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 (Hardiyansah, 2015).

J. Seismik Inversi

Pada dasarnya Inversi seismik adalah teknik yang digunakan untuk

menciptakan model geologi bawah permukaan dengan menggunakan data

seismik sebagai inputdan data sumur sebagai kontrol (Sukmono,2007).

Rekaman seismik merupakan forward modeling dimana RC (Reflection

coefficient) atau AI sebagai masukan. Proses inversi seismik merupakan

backward modeling dimana rekaman seismik sebagai data masukan. Model

geologi yang dihasilkan oleh seismik inversi adalah model impedansi yang

merupakan produk densitas batuan dan Pwave.Hasil impedansi ini dapat

dikorelasikan dengan parameter fisik lainnya seperti porositas, densitas, sinar

gamma, dan saturasi air, Sehingga hasil impedansi lebih mudah dipahami dan

diinterpretasi (Sukmono,2007).

Gambar 16. Klasifikasi Metode Inversi (Russel,1988).

28

Metode-metode seismik inversi tersebut mempunyai beberapa

parameter masukan yang berbeda-beda. Parameter masukan yang diterapkan

pada setiap metode inversi yang dilakukan dianggap merupakan parameter

masukan yang terbaik.

Seismik inversi adalah suatu teknik pembuatan model geologi bawah

permukaan, dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur

sebagai kontrol. Secara umum metoda seismik inversi adalah suatu proses

untuk mengubah data seismik yang berupa kumpulan nilai-nilai amplitudo ke

dalam kumpulan nilai impedansi. Proses utama yang dilakukan dalam metoda

ini adalah dekonvolusi yang mengubah trace seismik menjadi reflektifitas.

Model geologi yang dihasilkan dari hasil inversi adalah model impedansi

antara lain, AI, SI, dan EI yang merupakan parameter fisis dari suatu lapisan

batuan.

Metoda seismik inversi terbagi menjadi dua berdasarkan proses stack

data seismiknya, yaitu inversi pre-stack dan inversi post-stack. Inversi pre-

stack dapat digunakan untuk melihat pengaruh fluida yang dapat memberikan

efek perubahan amplitudo terhadap offset. Pada dasarnya inversi seismik

merupakan proses untuk mengubah data seismik yang berupa kumpulan nilai

amplitudo ke dalam kumpulan nilai impedansi akustik. Perbedaan antara data

seismik dengan data impedansi akustik adalah bahwa data seismik hanya

“melihat” pola perlapisan bumi sedangkan data impedansi akustik melihat

sifat fisik dalam lapisan itu sendiri. Oleh karena itu, tampilan impedansi

akustik akan mendekati nilai riil dan lebih mudah dipahami (Sukmono, 2009).

29

Seismik inversi AI menjadi metode standar yang dikerjakan oleh

geofisikawan karena mampu mendeskripsikan sifat fisik dari tiap lapisan

batuan secara lebih detail. Dengan kata lain, inversi seismik merupakan

pemodelan kebelakang (backward modelling), dimana input-nya merupakan

rekaman seismik yang dimodelkan inversi ke dalam penampang AI.

Berdasarkan macam data, metode seismik inversi dibagi menjadi dua, yaitu

inversi pada data seismik yang telah distack (post-stack inversion) dan inversi

pada data yang belum di-stack (pre-stack inversion) (Sukmono, 2001).

Pengertian secara lebih spesifik tentang inversi seismik dapat

didefinisikan sebagai suatu teknik pembuatan model bawah permukaan

dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai

kontrol (Sukmono, 2000). Definisi tersebut menjelaskan bahwa metode inversi

merupakan kebalikan dari pemodelan dengan metode ke depan (forward

modeling) yang berhubungan dengan pembuatan seismogram sintetik

berdasarkan model bumi.

Russell (1988) membagi metode inversi seismik dalam dua kelompok,

yaitu inversi pre-stack dan inversi post-stack. Inversi post-stack terdiri dari

inversi rekursif (Bandlimited), inversi berbasis model (Model Based) dan

inversi Sparse Spike. Pada metode inversi seismik penampang seismik

dikonversi kedalam bentuk impedansi akustik yan g merepresentasikan sifat

fisis batuan sehingga lebih mudah untuk diinterpretasi menjadi parameter-

parameter petrofisik misalnya untuk menentukan ketebalan, porositas dan

penyebarannya.

30

Gambar 17. Konsep Dasar Inversi Seismik (Sukmono, 2000).

Gambar 18. Diagram Alir Pemodelan Kedepan dan Inversi (Sukmono, 1999).

Metode inversi seismik dikembangkan untuk membantu interpretasi

seismik berdasarkan pada prioritas data masukan (pre-stack analysis atau post

stack analysis), efisiensi biaya dan waktu, obyek fisis yang dianalisis, mutu

tampilan akhir serta keakuratannya dalam memetakan struktur bawah tanah.

Metode inversi seismik terbagi atas inversi pre-stack dan inversi post-

stack. Inversi pre-stack terdiri atas inversi amplitudo (AVO = Amplitude

Versus Offset) dan inversi waktu penjalaran (traveltime) atau tomografi. AVO

31

merupakan metode inversi yang digunakan untuk menentukan parameter

elastisitas dari amplitudo refleksi hasil pengukuran sebagai fungsi offset (sudut

datang), sedangkan inversi tomografi adalah inversi untuk menentukan

struktur bumi dari sejumlah waktu penjalaran gelombang seismik hasil

pengukuran. Inversi post-stack terdiri atas inversi amplitudo dan inversi

medan gelombang. Berdasarkan algoritmanya, inversi amplitudo dibedakan

menjadi inversi Bandlimited, Model Based, dan Sparse Spike.

Model awal yang dilakukan sebelum proses inversi adalah model

impedansi akustik (AI) yang merupakan hasil perkalian antara kecepatan

gelombang P (Vp) dari log sonik dengan densitasnya (ρ) dari log densitas.

Gambar 19. Diagram Alir Jenis Model Teknik Inversi (Sukmono, 1999).

1. Metode Inversi Bandlimited

Metode inversi Bandlimited atau rekursif ini menginversi data

seismik menggunakan algoritma rekursif klasik yang mengasumsikan trace

seismik sebagai suatu deret koefisien refleksi yang telah difilter oleh

32

wavelet zero-phase. Metode ini merupakan metode yang paling awal yang

digunakan dalam metode inversi (Russell, 1996).

……..……………………………(11)

………………..…………………(12)

Mulai dari lapisan pertama, impedansi akustik pada lapisan

selanjutnya ditentukan secara rekursif dan tergantung nilai impedansi

akustik lapisan di atasnya dengan persamaan (13) sebagai berikut:

…………..……………………………………..(13)

Wavelet tidak digunakan dalam proses inversi ini, sehingga

impedansi akustik yang dihasilkan lebih smooth. Adapun diagram alir

proses inversi rekursif ditunjukkan oleh Gambar 20 dibawah ini:

Gambar 20. Diagram Alir Inversi Seismik Rekrusif (Sukmono, 1999).

Kelebihan inversi Bandlimited adalah waktu proses komputasi relatif

cepat, menggunakan data seismik sepenuhnya dalam perhitungan, dan

hasilnya berupa wiggle trace yang mirip dengan data seismik (Gambar 21).

33

Kekurangan dari metode inversi Bandlimited yaitu:

a. Noise dianggap sebagai trace seismik dan diikutkan dalam perhitungan

sehingga dapat menghasilkan lapisan baru yang semu.

b. Metode ini tidak menggunakan kontrol geologi sehingga hampir identik

dengan permodelan ke depan.

c. Kehilangan komponen frekuensi rendah (efek bandlimited) dan tinggi

mengakibatkan prediksi impedansi akustik kurang baik secara lateral.

Gambar 21. Input dan Outpur Inversi Seismik Bandlimited (Russel, 1996).

2. Metode Inversi Sparse Spike

Metode inversi Sparse Spike adalah metode inversi dengan

mengekstrapolasi spektrum frekuensi di luar batas filter untuk menghindari

hilangnya frekuensi rendah. Metode Sparse Spike ini mengasumsikan

bahwa reflektivitas yang sebenarnya dapat diasumsikan sebagai seri dari

spike-spike besar yang bertumpukan dengan spike-spike yang lebih kecil

sebagai background. Parameter yang menjadi masukan tambahan pada

34

metode ini adalah menentukan jumlah maksimum spike yang akan

dideteksi pada tiap trace seismik dan treshold pendeteksian seismik.

Metode Sparse Spike mengasumsikan bentuk tertentu reflektivitas serta

memperkirakan wavelet dari asumsi model tersebut.

Teknik yang dilakukan dalam metode Sparse Spike meliputi:

a. Inversi dan dekonvolusi norma L-1 (Linear Programing)

b. Inversi dan dekonvolusi Maksimum Likelihood

c. Dekonvolusi Entropi Minimum (MED)

Kelebihan dari inversi ini adalah komponen frekuensi rendah secara

matematis telah dimasukkan dalam perhitungan solusi dengan pengontrol

ekstra, dapat digunakan sebagai estimasi full-bandwith reflektivitas.

Kekurangannya adalah impedansi akustik yang dihasilkanberbentuk blok-

blok sehingga detail yang terlihat pada inversi rekursif kurang jelas. Hasil

inversi seismik dengan menggunakan metode Sparse Spike ditunjukkan

pada Gambar 22.

35

Gambar 22. Input dan Output Inversi Seismik Sparse Spike (Russel,1996).

3. Metode inversi model based

Di antara ketiga jenis metode inversi amplitudo, metode inversi

model based dengan menggunakan teknik inversi Generalized Linear

Inversion (GLI) memiliki hasil dengan ralat yang terkecil (Russell 1991),

proses inversi linear umum (GLI) merupakan proses untuk menghasilkan

model impedansi akustik yang paling cocok dengan data hasil pengukuran

berdasarkan harga rata-rata kesalahan terkecil (least square). Secara

matematis, model dan data pengukuran dapat dirumuskan sebagai vektor:

M = (m1, m2, m3, ………, mk) T……………………………………………………………………… (14)

D = (d1, d2, d3, ………, dn) T……………………………………………………………………….… (15)

dengan M adalah vektor model dengan parameter k dan D adalah

vektor data pengukuran dengan parameter n. Hubungan antara model dan

data pengukuran dinyatakan dengan persamaan:

di = F (m1, m2, m3, ………, mk), i = 1, 2, 3 …..,n ……..……………….....(16)

36

Dengan F adalah suatu fungsi hubungan antara model dan data

pengukuran. Proses ini akan membentuk model dengan metode trial and

error dengan cara menganalisa perbandingan antara keluaran model

dengan data hasil pengukuran yang pasti memiliki tingkat kesalahan

tertentu. Proses ini dilakukan secara berulang-ulang dengan jumlah iterasi

tertentu sehingga diperoleh hasil dengan tingkat kesalahan yang terkecil.

Secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut:

(17)

Dengan, M0 adalah model dugaan awal, M adalah model bumi

sebenarnya, ΔM adalah perubahan parameter model F (M) adalah data

pengukuran, F(M0) adalah harga perhitungan dari model dugaan, dan () Δ

adalah perubahan harga perhitungan terhadap model. Kesalahan antara

keluaran model dengan data pengukuran dinyatakan sebagai:

ΔF = F (M) – F (M0)…………..……………………………………………. (18)

dan dalam bentuk matriks dapat ditulis sebagai berikut:

ΔF = A ΔM……………………………………………………………………. (19)

Dengan A adalah matriks derivatif dengan jumlah baris n dan kolom k.

PenyelesaAIn dari rumusan tersebut adalah:

ΔM = A-1 ΔF……………………………………………………...…………. (20)

Dengan A-1 adalah invers dari matriks A. Matriks A biasanya tidak berupa

matriks segi empat, karena biasanya jumlah data pengukuran lebih banyak

daripada parameter model (over determined). Hal ini menyebabkan

matriks A tidak memiliki invers sebenarnya yang dikenal sebagai kasus

overdeterminasi (Sukmono, 2000). Untuk mengatasi hal ini biasanya

37

dipakai metode least square yang dikenal sebagai metode Marquart-

Ldevenburg. Solusi yang didapatkan adalah:

ΔM = (AT A)-1AT ΔF ….…………………………………………………… (21)

Dengan AT adalah matriks tranpose dari matriks A. Metode ini

membutuhkan suatu model dugaan impedansi akustik awal yang biasanya

diperoleh dari data log sumur, yaitu dengan mengalikan antara data log

kecepatan dengan data log densitas untuk mendapatkan data log impedansi

akustik sumur.

AI = ρ. v……….……………………………………………………………… (22)

Dengan AI adalah harga impedansi akustik, ρ dan v adalah densitas (gr.

cc-1) dan kecepatan (ft. s-1). Model awal kemudian dibangun dengan cara

interpolasi dan ekstrapolasi data log impedansi akustik antar sumur yang

dikontrol oleh horizon sekuen stratigrafi yang ada. Dari data impedansi

akustik ini kemudian diturunkan harga koefisien refleksinya dengan

persamaan:

dengan, KR adalah koefisien refleksi, AIi adalah harga impedansi akustik

pada lapisan ke I, AIi+1 adalah harga impedansi akustik pada lapisan ke

i+1.

Harga koefisien refleksi ini kemudian dikonvolusikan dengan wavelet

yang ada

s(t) = w(t) * r(t)………………………………………………………………..(23)

dengan, s(t) adalah seismogram sintetik, w(t) adalah wavelet, dan r(t)

adalah deret koefisien refleksi. Sehingga diperoleh seismogram sintetik

38

yang memiliki dimensi dan karakter yang sama dengan data jejak seismik

berdasarkan harga impedansi model. Seismogram sintetik ini kemudian

dibandingkan dengan jejak seismik sebenarnya dan secara iteratif model

awal diubah-ubah parameternya sehingga diperoleh kecocokan yang bagus

antar kedua data ini dengan tingkat kesalahanyang terkecil.

Gambar 23. Diagram alir penyelesaian inversi model based (Russell, 1996).

Keunggulan metode inversi model based adalah hasil yang

didapatkan memiliki informasi yang lebih akurat karena memasukkan

komponen frekuensi rendah (dari data log), kurang sensitif terhadap noise

karena menghindari inversi langsung dari data seismik, dan nilai

impedansi akustik yang didapat rata-rata adalah berbentuk blocky yang

memiliki harga impedansi akustik yang kontras sehingga mempermudah

dalam penentuan batas atas dan batas bawah suatu lapisan reservoar.

Adapun kekurangan dari metode model based ini antara lain solusi

39

lengkap yang diperoleh secara iteratif dan mungkin tidak pernah dicapai.

Dan dimungkinkan bisa didapat lebih dari satu model yang cocok dengan

data seismik (no uniqueness).

K. Konsep Dasar Well Logging

Konsep dasar pengukurn well logging merupakan suatu pengukuran

pada sumur atau lubang bor secara berkesinambungan dengan beberapa

parameter ukur sesuai dengan kedalaman.

1. Log Gamma Ray

Log Gamma Ray (GR) merupakan log yang memanfaatkan sinar

gamma dalam perekaman, yaitu dengan memanfaatkan unsur-unsur

radioaktif. Sinar gamma sangat efektif dalam membedakan lapisan

permeabel dan impermeabel kerena unsur-unsur radioaktif cenderung

berpusat pada serpih yang tak-permeabel, dan tidak banyak terdapat dalam

batuan karbonat atau pasir yang secara umum adalah permeabel. Prinsip

kerja log GR adalah suatu rekaman tingkat radioaktivitas alami yang

terjadi karena tiga unsur: uranium (U), thorium (Th), dan potassium (K)

yang ada pada batuan. Pemancaran yang terus menerus terdiri dari

semburan pendek tenaga tinggi sinar gamma, yang mampu menembus

batuan, sehingga dapat dideteksi oleh detektor yang memadai (biasanya

jenis dtektor scintillation) (Harsono, 1997). Contoh rekaman log gamma

ray yaitu seperti pada Gambar 24 dimana pada lapisan permeabel

(batupasir dan batuan karbonat) nilai bacaan log GR rendah sedangkan

untuk lapisan tak-permeabel (serpih) maka nilai log GR tinggi.

40

Gambar 24. Grafik Log Gamma Ray Terhadap Respon Litologi (Rider, 2002)

2. Log Sonic

Log Sonic merupakan log perekaman cepat rambat gelombang.

Objektif dari alat sonik adalah untuk mengukur waktu rambat gelombang

suara melalui formasi pada jarak tertentu. Seperti pada Gambar 26 cara

kerja Log Sonik.

Gambar 25. Cara Kerja Log Sonik (Harsono, 1997)

41

Adapun kisaran harga nilai bacaan Log Sonik terhadap respon batuan

yaitu seperti yang terdapat pada Tabel 1 di bawah ini.

Tabel 3.1. Nilai Litologi Terhadap Respon Log SonikLitologi ∆tma(μs/ft)

Batuan Pasir 55.5

Gamping 47.5

Dolomit 43.5

Garam 67

Air 189

Respon dari Log Sonik merupakan respon litologi terhadap cepat

rambat gelombang dimana gelombang yang merambat pada masa jenis batuan

yang besar maka cepat rambatnya juga semakin besar, kecuali jika batuan

tersebut memiliki pori yang berisikan fluida sehingga cepat rambat gelombang

mengalami penurunan akibat fluida pengisi pori tersebut. Seperti yang

terdapat pada Gambar 26 yaitu grafik respon Log Sonik.

Gambar 26. Grafik Respon Log Sonik (Rider, 2002)

42

3. Log Resistivitas

Resistivitas atau tahanan janis batuan adalah suatu kemampuan

batuan untuk menghambat jalannya arus listrik yang mengalir melalui

batuan tersebut sehingga nilai resistivitas nya rendah apabila batuan

mengalirkan arus listrik dan begitu pula sebaliknya. (Thomer, 1984 dalam

Triyanto, 2016). Dalam log resitivitas yang digunakan dalam pengukuran

yaitu lateralog dan Indotion. Prinsip kerja dari lateralog yaitu

mengirimkan arus bolak-balik ke formasi dengan frekuensi yang berbeda

contoh hasil dari perekaman ini yaitu deep lateralog resistivity (LLD),

shallow lateralog resistivity (LLS), deep induction resistivity (ILD), dan

medium induction resistivity. Dalam pengukuran log rsistivitas yang

dipengaruhi oleh lumpur pengeboran maka zona yang terukur oleh

resistivitas terbagi menjadi 3 zona yaitu:

a. Fluzed Zone

Merupakan zona infiltrasi yang terletak paling dekat dengan

lubang bor serta terisi oleh air filtrat lumpur yang mendesak fluida

formasi (gas, minyak ataupun air tawar). Meskipun demikian mungkin

saja tidak seluruh fluidaformasi terdesak ke dalam zona yang lebih

dalam.

b. Transition Zone

Merupakan zona infiltrasi yang lebih dalam keteranganzona ini

ditempati oleh campuran dari air filtrat lumpurdengan fluida formasi.

43

c. Uninvided Zone

Merupakan zona yang tidak mengalami infiltrasi danterletak

paling jauh dari lubang bor, serta seluruh pori-poribatuan terisi oleh

fluida formasi.

Dari ketiga zona tesebut dapat dilihat pada Gambar 27 di

bawah ini dimana setiap zona terdapat pengukurannya sendiri. Sehinga

di dalam pengukuran dapat dikarakterisasikan atau dikoreksi untuk

mendapatkan nilai yang sebenarnya.

Gambar 27. Profil Sumur Terinvasi Lumpur (Rider, 2002)

Dalam pengukuran log resistivitas digunakan untuk

menginterpretasi daerah reservoar dengan kandungan fluidnya dimana

fluida memiliki nilai reservoar yang sangat rendah karena bersifat

konduktif sedangkan minyak memiliki nilai resistivitas yang sedang-

tinggi sedangkan gas memiliki nilai resistivitas yang sangat tinggi

seperti yang terapat pada Gambar 28.

44

Gambar 28. Grafik Respon Log Resistivas (Rider, 2002)

4. Log Neutron Porosity

Log Neutron Porosity merupakan alat ukur log yang digunakan

untuk melakukan pengukuran berdasarkan perhitungan nilai neutron yang

dipancarkan oleh alat dan yang kembali terbaca oleh alat. Perlu diketahui

bahwa nilai porositas dari log neutron harus dicocokan dengan nilai

porositas dari hasil perhitungan dari nilai log densitas dan Log Sonik. Nilai

bacaan log neutron porosity dapat dilihat pada Gambar 29.

45

Gambar 29. Grafik Log Neutron Porosity (Rider, 2002)

5. Log Densitas

Log Densitas merekam secara menerus dari bulk density formasi.

Densitas yang diukur merupakan semua densitas dari batuan termasuk

batubara. Secara geologi bulk density adalah fungsi dari densitas dari

mineral-mineral pembentuk batuan (misalnya matriks) dan volume dari

fluida bebas yang mengisi pori (Rider, 1996). Prinsip kerja Log Densitas.

Menurut Harsono (1997) yaitu suatu sumber radioaktif dari alat pengukur

dipancarkan sinar gamma dengan intensitas energi tertentu menembus

formasi/batuan. Batuan terbentuk dari butiran mineral, mineral tersusun

dari atom-atom yang terdiri dari proton dan elektron. Partikel sinar gamma

membentur elektron-elektron dalam batuan. Akibat benturan ini

menyebabkan sinar gamma akan mengalami pengurangan energi (lose

energy). Energi yang kembali sesudah mengalami benturan akan diterima

46

oleh detektor yang berjarak tertentu dengan sumbernya. Makin lemahnya

energi yang kembali menunjukkan makin banyaknya elektron-elektron

dalam batuan, yang berarti makin banyak atau padat butiran atau mineral

penyusun batuan persatuan volume. Masuknya sinar gamma ke dalam

batuan akan menyebabkan benturan antara sinar gamma dan elektron

sehingga terjadi pengurangan energi pada sinar gamma tersebut. Sisa energi

sinar gamma ini direkam detektor sinar gamma. Semakin lemah energi

yang diterima detektor, maka semakin banyak jumlah elektron di dalam

batuan yang berarti semakin padat butiran penyusun batuan per satuan

volume yang menjadi indikasi densitas dari batuan. Respon log densitas

sebagaimana ditunjukan oleh Gambar 30. Log Long Spaced Density (LSD)

digunakan untuk elevasi lapisan bawah permukaan karena menunjukkan

nilai densitas mendekati sebenarnya, karena pengaruh yang kecil dari

dinding lubang bor. Log Short Spaced Density (LSD) ini mempunyai

resolusi vertikal yang cukup tinggi dari pada log long spaced density,

sehingga log ini sangat cocok untuk pengukuran ketebalan lapisan-lapisan

di bawah permukaan ini dipengaruhi jarak penerimaan sinar gamma yang

relatif dekat log densitas merekam secara menerus dari densitas bulk

formasi. Densitas yang diukur merupakan semua densitas dari batuan.

Secara geologi densitas bulk adalah fungsi dari densitas total dari mineral-

mineral pembentuk batuan (misalnya matriks) dan volume dari fluida bebas

yang mengisi pori (Rider, 1996).

47

Gambar 30. Grafik Log Densitas (Rider, 1996)

L. Fisika Batuan

Sifat fisika batuan dapat digunakan untuk menggambarkan kondisi

batuan suatu reservoar. Sifat fisis ini akan menentukan bagaimana kelakuan

penjalaran gelombang di dalam batuan. Sifat fisis batuan tersebut diantaranya

kecepatan gelombang P, kecepatan gelombang S dan densitas yang besarnya

ditentukan oleh tipe matriks, porositas dan fluida pengisi pori. Penjalaran

gelombang seismik pada material porous yang terisi fluida mempunyai

perilaku yang komplek, untuk mempelajari hal ini, Gassman (1951)

menggunakan teori elastik untuk memprediksi hubungan antara variasi

parameter-parameter batuan, dan Biot (1956) menggunakan teori penjalaran

gelombang melalui media terisi fluida (fluid filled medium) dan Greestma

(1961) menurunkan persamaan-persamaan Biot-Gassman yang berhubungan

dengan pengaruh kompresilitas bulk batuan.

48

1. Densitas

Densitas merupakan properti fisika yang berubah secara signifikan

pada berbagai jenis batuan yang memiliki perbedaan dalam mineralogi dan

porositas. Dengan mengetahui distribusi densitas batuan bawah permukaan,

maka banyak informasi mengenai geologi bawah permukaan yang dapat

dipelajari (Wyllie et al, 1956). Densitas (ρ) didefinisikan sebagai hasil bagi

massa (m) dengan volume (vol) material:

ρ = m/vol……………………………………………..…………...…….(24)

Dengan satuan densitas adalah kg.m-3.

Besarnya densitas batuan suatu materAIl dipengaruhi oleh:

a. Jenis dan jumlah mineral serta persentasenya.

b. Porositas batuan.

c. Fluida pengisi rongga.

Bila diasumsikan bahwa hanya terdapat satu jenis mineral dan satu

jenis fluida pengisi pori, maka persamaan Wyllie dapat digunakan untuk

menentukan densitas:

ρb = (1-φ) ρm + φ ρf …………………………………………..………(25)

dengan: ρb = densitas bulk batuan

φ = porositas batuan

ρm = densitas matrik batuan

ρf = densitas fluida

Jika saturasi air didefinisikan dengan Sw, densitas air dengan ρw

dan densitas hidrokarbon dengan ρhc maka:

……………………...… (26)

49

Gambar 31. Crossplot antara densitas terhadap saturasi air untuk modelreservoar gas dan minyak dengan porositas 33% (Wyllie et al,1956)

Gambar 31 merupakan crossplot antara densitas terhadap saturasi

air untuk model reservoar gas dan reservoar minyak dengan porositas 33%

dengan persamaan (26). Nilai densitas turun lebih cepat pada reservoar gas

dibandingkan pada reservoar minyak. Karena nilai densitas sangat

berpengaruh pada nilai Vp, Vs dan AI, maka nilai densitas tersebut akan

berperan penting pada interpretasi data seismik untuk identifikasi jenis

reservoar.

2. Kecepatan

Terdapat dua jenis kecepatan gelombang seismik yang berperan

penting dalam interpretasi data seismik, yaitu kecepatan gelombang P

(gelombang kompresi) dan gelombang S (gelombang shear).

50

Gambar 32. Pengaruh beberapa faktor terhadap kecepatan gelombang seismic(Sukmono, 2001).

Hubungan antara kecepatan gelombang seismik dan litologi

dapat dilihat pada Gambar 32 Kecepatan gelombang P dapat diterangkan

sebagai fungsi dari sifat elastik:

…………………………………………………………. (27)

Dimana,

Vp = kecepatan gelombang P

K = modulus bulk

μ = modulus geser

ρ = densitas

Kecepatan gelombang S dapat ditulis sebagai berikut:

……………………...…………….…………………………. (28)

Dari rumus tersebut dapat dilihat bahwa kecepatan gelombang S (Vs) tidak

terpengaruh oleh modulus bulk. Dari persamaan (27) dan (28) dapat

disusun kembali hubungan antara Vp dan Vs sebagai berikut:

51

…………………………….…………………… .. (29)

Perbandingan Vp dan Vs mengandung arti yang sangat penting. Kehadiran

gas pada pori-pori batuan menyebabkan menurunnya kecepatan

gelombang P, sedangkan kecepatan gelombang S relatif tidak terpengaruh.

3. Porositas

Porositas suatu medium adalah perbandingan volume rongga-

rongga pori terhadap volume total seluruh batuan yang dinyatakan dalam

persen. Suatu batuan dikatakan mempunyai porositas efektif apabila

bagian rongga-rongga dalam batuan saling berhubungan dan biasanya

lebih kecil dari rongga pori-pori total. Ada 2 jenis porositas yang dikenal

dalam teknik reservoar, yaitu porositas absolut dan porositas efektif.

Porositas absolut adalah perbandingan antara volume poripori total

batuanterhadap volume total batuan (Koesoemadinata, 1978). Secara

matematis dapat dituliskan sebagai persamaan berikut:

..................(30)

Sedangkan porositas efektif adalah perbandingan antara volume pori-pori

yang saling berhubungan dengan volume batuan total, yang secara

matematis dituliskan sebagai:

.......(31)

Pada dasarnya perbedaan dari kedua jenis porositas tersebut hanyalah

untuk mempermudah dalam pengidentifikasi jenis porositas. Menurut

Koesoemadinata (1978), penentuan kualitas baik tidaknya nilai porositas

dari suatu reservoar adalah seperti yang terlihat pada Tabel 3.2.

52

Tabel 3.2. Skala penentuan baik tidaknya kualitas nilai porositas batuan suatuReservoar (Koesoemadinata, 1978).

Harga Porositas (%) Skala

0-5 Diabaikan

5-10 Buruk

10-15 Cukup

15-20 Baik

20-25 Sangat baik

>25 Istimewa

Nilai porositas batuan biasanya diperoleh dari hasil perhitungan

data log sumur, yaitu dari data log densitas, log neutron, dan log

kecepatan. Secara umum porositas batuan akan berkurang dengan

bertambahnya kedalaman batuan, karena semakin dalam batuan akan

semakin kompak akibat efek tekanan diatasnya. Nilai porositas juga akan

mempengaruhi kecepatan gelombang seismik. Semakin besar porositas

batuan maka kecepatan gelombang seismik yang melewatinya akan

semakin kecil, dan demikian pula sebaliknya. Butiran dan karakter

geometris (susunan, bentuk, ukuran dan distribusi) proses diagenesa dan

kandungan semen, kedalaman dan tekanan.

M. Reservoar

Reservoar merupakan suatu tempat atau wadah terakumulasinya suatu

fluida. Reservoar sendiri terdiri dari beberapa komponen yaitu sebagai berikut:

1. Batuan Penyususn Reservoar

Batuan Reservoar umumnya terdiri dari sedimen, yang berupa

batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-

53

klastik) atau kadang-kadang vulkanik. Berberapa batuan penyusun

reservoar yaitu sebagai berikut:

a. Batupasir

Batupasir terdiri dari framework primer dimana di dalamnya

adalah pecahan pasir dan pori. Framework dibentuk oleh material yang

berukuran pasir dengan berdiameter antara 1/16 mm sampai 2 mm.

Menurut Pettijohn (1958), batupasir dibagi menjadi tiga kelompok,

yaitu orthoquarzites, graywacke dan arkose dimana pembagian

tersebut dibagi berdasarkan jumlah kandungan mineralnya.

Orthoquarzites merupakan janis batuan yang terbentuk dari proses

menghasilkan unsur silica yang tinggi, dengan tidak mengalami

metamorfosa (perubahan bentuk) dan pemadatan terutama terdiri dari

mineral kuarsa dan mineral lain yang stabil. Graywacke merupakan

jenis batupasir yang tersusun dari unsur-unsur mineral yang berbutir

besar, yaitu kuarsa, clay, mika flake {Kal2(OH)2 AlSi3O10}, magnesite

(MgCO3), fragmen phillite, fragmen batuan beku, feldspar dan mineral

laiinya. Arkose merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari

kuarsa sebagai mineral dominan, meskipun seringkali mineral arkose

feldspar (MgAlSi3O8) yang jumlahnya lebih banyak dari kuarsa serta

batupasir jenis ini tersusun juga oleh mineral-mineral yang bersifat

kurang stabil seperti clay {Al4Si4O10(OH)8}, microline (KalSi3O8),

biotite {K(Mg,Fe)3 (AlSi3O10)(OH)2} dan plagioklas

{(Ca,Na)(AlSi)AlSi2O8} (Rukmana dkk., 2017). Adapun tingakat

sortasi dari batuan sedimen pasir dapat mempengaruhi nilai porositas

seperti yang terdapat pada Gambar 34 dan 35.

54

Gambar 33. Sortasi Batuanpasir (Nurwidyanto dkk., 2006)

Gambar 34. Grafik Hubungan Ukuran Butir Terhadap Porositas (Nurwidyantodkk., 2006).

b. Batuan Karbonat

Batuan karbonat terdiri dari batuan Limestone dan Dolomite

yang memiliki mineral penyusun yang berbeda. Batuan karbonat

merupakan batuan yang terjadi akibat pengendapan, adapun cara atau

proses terbentuknya batuan karbonat adalah merupakan proses

sedimentasi kimia dan biokimia yang merupakan karbonat, sulfat,

silikat, phospat dan lain-lain. Batuan karbonat merupakan batuan

Sortasi Sangat Baik Sortasi Baik

Sortasi Sedang Sortasi Buruk

55

Reservoar penting untuk minyak dan gas bumi, dari 75% daratan yang

dibawahi batuan sedimen, kira-kira 1/5 dari masa sedimen ini terdiri

dari batuan karbonat (gamping dan dolomit). Pada umumnya terbagi

menjadi empat macam yaitu: Terumbu karbonat, gamping klastik,

dolomit, dan gamping afanitik (Rukmana dkk., 2017)

c. Batuan Shale

Komposisi dasar batuan shale adalah mineral clay yang berupa

smectite, illite, kaolinite, chlorite, attapulgite dan mixed-layer clay.

Batuan karbonat memiliki porositas yang berbeda sesuai dengan

kedalamannya seperti yang terlihat pada Tabel 3.3 sebagai berikut:

Tabel 3.3 Porositas Batu Shale Hubungannya dengan Kedalaman(Nurwidyanto dkk., 2006).

Kedalaman di

bawah permukaan (ft)

Porositas %

0-1000 50

1000 30

.. 2000 23

3000 18

8000 8

IV. METODOLOGI

A. Waktu dan Tempat Tugas Akhir

Tugas akhir dilakukan selama tiga bulan terhitung dari bulan Juli

hingga bulan September 2018, di Lab Eksplorasi Gedung L Teknik

Geofisika Universitas Lampung Jalan Prof. Dr. Soemantri Brojonegoro No. 1

Bandar Lampung 35145. Telepon. (0721) 704947.

B. Alat dan Bahan

Adapun alat dan bahan yang digunakan selama Tugas Akhir ini

adalah data log, seismik, checkshot, laptop, dan perangkat lunak yang meliputi

Microsoft excel, Interactive Petrophysics IP 3.5, Petrel, dan HRS.

C. Diagram Alir

Metode penelitian yang dilakukan selama tugas akhir ditunjukan

pada diagram alir sebagai berikut:

Gambar 35. Diagram Alir Interpretasi Kuantitatif Petrofisik

Log Vsh

Log VP

Separasi

Zona Reservoar

Data Log

Log PHIT PHIE

Mulai

Log NPHI

Rw

Perhitungan PHIT PHIE

Penentuan Sw

Ke Proses Selanjutnya

Log GR

Zona Produktif

Log RHOB

Perhitungan VshInterpretasi Zona Reservoar

Penentuan Rsh

Log Resistivitas

Penentuan Rw

Picket Plot

Log Sw

Data a, m, n

Mulai

58

Gambar 36. Diagram Alir

Data Seismik

Trace Seismik

Persamaan AI & PHIE Data Log

< 0,7 Tidak

< 0,7 Tidak

Extraksi Wavelet

Log Vp Terkoreksi

Koefesien Refleksi

Selesai

Dari Proses Selanjutnya

Koreksi Checkshot

Log AI

Analisis Tunning Thickness

Konvolusi

Crossplot Sensitifitas Seimogram Sintetik

Well Seismic Tie

Korelasi Tinggi?

Picking Horizon

Membuat Initial Model

Model Initial

Analisis Pre-Inversi

Koreksi ?

Resolusi Vertikal

Inversi AI

Volume AI

Slice AI

Peta AI

Peta SW

Interpretasi

Persamaan AI & PHIE Data Log

> 0,7 Ya

> 0,7 Ya

Data Log & Marker

Koefesien Refleksi

Data Checkshot

Peta SW

59

D. Prosedur Penelitian

Pada tugas akhir ini dilakukan pengolahan data untuk Analisis Hasil

Inversi Model Spare Spike, Model Based, Dan Bandlimited Serta

Karakterisasi Reservoar Batu Pasir Menggunakan Data Log, Peta AI, Peta

PHIE, dan Peta SW Pada Formasi E-41,membuat pseudo log pada IP dan Ms.

Excel, uji sensitivitas data log pada software IP, software petrel untuk picking

horizon dan software HRS untuk membuat model inversi.

1. Tahap Persiapan

Untuk inversi AI tahap persiapan yang harus dilakukan adalah

menyiapkan data base untuk memudahkan dalam pengolahan data,

menyiapkan data sumur dan checkshot, menyiapkan data seismik. Untuk

interpretasi lingkungan pengendapan langah persiapan yang dapat

dilakukan adalah menyiapkan data base, dan data sumur yang memiliki

spectral gamma ray. Pembuatan data base dilakukan pada software

microsoft excel dengan sheet pertama header, sheet kedua log information,

dan sheet ketiga berisi top buttom formation.

Gambar 37. Database Header

Gambar 38. Database Log Formation

60

Gambar 39. Database Top Buttom Formation

2. Tahap Input Data

1. Membuka file data sumur dengan software Interactive Petrophysics

biasa dalam format. ascii dan las dimana dalam penelitian ini data well

dalam format ascii. Setelah menginput data, melakukan menginput

data melakukan pencocokan data, jenis data log, satuan data log,

kedalaman top dan buttom, spasi data. Penginputan data dilakukan

dengan memilih menu Input/Output, lalu memilih load data, dan pilih

jenis data yang ingin diinput, selanjutnya adalah mencari lokasi file

yang diinput, lalu pilih oke dan samakan parameter dan satuan dari

data tersebut.

Gambar 40. Input Data Software IP

61

3. Tahap Pembuatan Data Set

1. Melakukan pengaturan tampilan data log, untuk memudahkan dalam

pembacaan data dan agar data lebih teratur. Dengan format seperti

gambar 41. dibawah ini:

Gambar 41. Tampilan Dataset Data Sumur

4. Perhitungan Sonic, Velocity dan P-Impedance dengan PersamaanGardner

Pada data sumur di lapangan Stratton ini tidak memiliki data sonic,

dimana data sonic ini sangat penting untuk menghitung velocity dan P-

Imedance. Oleh karena itu perlu dilakukan perhitungan sonic dengan

menggunakan data lain yang tersedia yaitu dapat menggunakan data

resistivitas dan juga data densitas. Pada penelitian ini data sonic

didapatkan dengan perhitungan menggunakan data densitas. Perhitungan

sonic dilakukan dengan menu calculation software IP seperti gambar 42

dibawah ini:

Gambar 42. Perhitungan Velocity dengan Density

62

Setelah didapatkan nilai PVelocity selanjutnya adalah menghitung

nilai sonic dengan persamaan sebagai berikut

Gambar 43. Perhitungan Sonic dari Densitas

Untuk perhitungan impedansi akustik dilakukan dengan

mengalikan log kecepatan dengan log densitas.

5. Tahap Perhitungan Vgrain, Vshale, Rw, PHIE, PHIT, dan Sw.

Vgrain adalah hasil pengurangan 1 dengan nilai volume shale

dalam fraction, atau pengurangan 100 dengan volume shale dalam persen.

Jadi sebelum menghitung Vgrain terlebih dahulu menghitung Vshale

dengan parameter log Gamma Ray. Untuk densitas litologi sandstone

didapat dengan perhitungan sebagai berikut:

63

Gambar 44. Perhitungan Vshale Gamma Ray

Gambar 45. Pencocokan GRmin dan Max Vshale Gamma Ray

Gambar 46. Perhitungan Vgrain

64

Gambar 47. Perhitungan Vgrain dengan Nilai >100 menjadi 100

Gambar 48. Perhitungan Vgrain dengan Nilai <0 menjadi 0

Gambar 49. Perhitungan Sw PHIE Software IP

65

Gambar 50. Pemilihan Jenis Rumus

Gambar 51. Penentuan Rw

66

Gambar 52. Input Cross Plot K dan PHIE

Gambar 53. Input Cross Plot PHIE dan Vshale

67

6. Pengolahan Pseudolog Diskrit dan Continu

1. Melakukan perhitungan pseudolog continu. Pembuatan pseudolog ini

untuk mempermudah membedakan lapisan yang prospek dengan

mengalikan antara parameter satu dengan yang lainnya. Untuk LF atau

lithology flag didapatkan dari hasil perkalian antara Vgrain dan

NPSS_pct. Secara teori nilai Vgrain yang besar menandakan bahwa

banyaknya kandungan sand pada lapisan tersebut, dan semakin besar

nilai porositas atau NPSS maka dari itu lapisan sand dengan porositas

besar akan menghasilkan nilai LF_pseudo yang besar. Untuk Fluida

Flag didapatkan dari perhitungan Vgrain, NPSS_pct, dan Sw. Namun

karena pada data log ini tidak memungkinkan untuk menghitung Sw

karena kurangnya data maka digunakan indikator resistivitas. Dimana

secara teori jika nilai Vgrain yang besar berarti lapisan tersebut sand,

dikali dengan nilai porositas yang besar dalam arti semakin baik

porositas maka semakin potensial lapisan tersebut, dikali dengan

resistivitas dimana jika nilai resistivitas yang besar mengindikasikan

adanya hidrokarbon, maka jika nilai hasil perkalian ini tinggi

mengindikasikan semakin prospek akan adanya hidrokarbon. Hasil

perkalian antara data log ini akan menjadi data log baru yaitu

pseudolog yang berkelanjutan terhadap kedalaman, sehingga disebut

continu.

68

Gambar 54. Perhitungan Litologi dan Fluida Flag Pseudolog

2. Menghitung pseudolog diskrit dengan Microsoft excel. Langkah

pertama adalah mengoutput data log Vgrain, NPSS dalam persen, dan

data Sw. Namun karena pada data stratton ini tidak memungkinkan

dihitung nilai Sw maka digunakan nilai log resistivitas. Setelah di

output, buka file tersebut dalam microsoft excel, dan buat persamaan

excel dimana klasifikasi dilakukan berdasarkan range nilai. Berikut

adalah hasil untuk pseudo log diskrit :

69

Gambar 55. Perhitungan Pseudolog Diskrit

Dari hasil tersebut, membuat data input untuk dapat dimasukkan

kedalam kurva log software IP. Data yang diperlukan adalah data

kedalaman, data LF_ds_pseu, data LPS_ds_pseu, dan FF_ds_pseu.

Gambar 56. Output Pseudolog Diskrit

Setelah melakukan penginputan data diskrit, lalu menampilkan

pada kurva log. Setelah membuat pseudo log tahap selajutnya adalah

membuat crossplot densitas dan neutron untuk interpretasi litologi.

70

Gambar 57. Membuat kurva Neutron dan Density untuk Interpretasi Litologi

7. Picking Horizon pada Software Petrel

1. Melakukan penginputan data seismik 3D dengan cara klik menu

file lalu import file dan mencari lokasi file, lalu oke. Selanjutnya

adalah mengatur parameter sesuai dengan data.

2. Menampilan data dengan mengaktifkan menu geophysicist lalu

sismic interpretation lalu menceklis dara survey input pada window

interpretation.

3. Melakukan picking pada reflektor yang memiliki kemenerusan

terutama pada daerah target. Ada tiga cara picking horizon pada

software petrel yaitu autotracking dan manual tracking.

Autotracking dibagi lagi menjadi 3D autotracking, 2D

autotracking, autotracking antar peak/trough. Semua jenis

tersebut memiliki keunggulan dan kelemahan, dimana untuk

autotraking 3D dapat mempicking dengan cepat namun kurang

akurat, untuk 2D autotracking lebih cepat dari manual dan masih

dapat terkontrol keakuratannya dengan membatasi menggunaka

71

manual traking pada batas horizon patahan, dan lainnya. Manual

tracking dapat menghasilkan picking yang akurat namun

membutuhkan waktu yang sangat lama. Pada pengolahan ini saya

mengguanakan manual tracking dan juga 2D autotracking dimana

penggunaannya disesuaikan dengan kondisi data.Untuk

melakukan picking horizon langkah prtama adalah klik kanan

pada interpretation folder 1, lalu insert seismic horizon, klik

kanan lalu setting untuk mengubah nama, warna, ketebalan, dan

lainnya. Setelah membuat picking pada inline, crossline tertentu,

selanjutnya membuat loop secara manual untuk mengikat hasil

sehingga memudahkan dalam picking horizon inline dan crossline

selanjutnya.

Gambar 58. Membuka Software Petrel

Gambar 59. Membuat Interpretasi Horizon

72

Gambar 60. Memilih Jenis Picking

Gambar 61. Melakukan Picking Horizon

4. Mengeksport hasil picking horizon agar dapat digunakan pada

software HRS.

8. Inversi AI dengan menggunakan software HRS

1. Membuat database seperti misalnya database bernama TA dan

memasukkan data-data yang di perlukan pada sub folder seismic dan

log. Ini berguna agar file tidak tercampur dan teratur.

73

2. Membuka software geoview pada HRS, membuat database dengan

klik new, memberi nama database pada kolom nama dan klik ok.

3. Memasukkan data well log, data chekshot dengan cara klik import data

lalu pilih import logs, checkshot, tops, deviated geometri from file

untuk melakukan import data log. Lalu mencari file data sumur yang

ingin dimasukkan dengan format general ASCII lalu klik add dan next.

Pilih jenis data imperial karena satuan data log ini dalam feet.

4. Kemudian pada window destination well kita dapat megganti nama

sumur yang dinput sesuai yang diinginkan. Pada data ini diberi nama

well-9.

5. Pada window well data setting digunakan untuk memasukan informasi

sumur seperti koordinat, tinggi sumus, ketinggian KB dan elevasi.

Elevasi unit yang digunakan adalah meter berbeda dengan data log

dengan satuan ft.

Gambar 62. Well 9 Data Setting

74

6. Selanjutnya melakukan pengaturan jenis log, nama log beserta

satuannya.

Gambar 63. Pengaturan Jenis Log dan Satuannya

7. Selanjutnya adalah memasukkan top buttom formasi atau batas-batas

formasi pada sumur Sembilan yang datanya sudah ada pada database

yang telah dibuat.

Gambar 64. Input Top Formasi Well 9

8. Selanjutnya adalah mengimport data checkshot, dengan cara yang

sama dengan imput log yaitu pilih import data lalo klik logs,

75

checkshot, tops, deviated geometri from file. Lalu pilih lokasi file yang

ingin diinput dengan format general ascii. Pilih file data VSP dengan

tipe data log. Lalu klik next dan cocokkan dengan data berapa baris

yang perlu diskip agar menginput nilai saja dan data kedalaman ada

pada kolom berapa. Pilih destinasi well pada well yang telah diinput

yaitu well 9.

Gambar 65. Memilih Lokasi Sumur Data Checkshot

Gambar 66. Mengatur Lokasi Sumur

76

Gambar 67. Mengatur Tipe Data dan Satuan data VSP

9. Melakukan input data seismic pada menu geoview, pilih strata lalu

strata new project dan ok. Tentukan letak penyimpanan file dan beri

nama yang sama dengan project database input log dan checkshot

untuk memudahkan dalam well seismic tie. Karena bila data

mempunyai nama yang sama data antara sumur dan seismik akan

saling terkorelasi.

Gambar 68. Input Data Seismic

77

Selanjutnya memilik lokasi file dan menambahkan file yang akan

diinput lalu klik next. Pada window Type Range pilih jenis data 3D sesuai

dengan tipe data lalu klik next. Lalu pada window General Parameter for

Single File pilih tipe amplitude seismic, domain time, pengolahan

poststack, nomor inline dan xline yes, koordinat X dan Y Yes, dan

penomoran CDP secara sekuen Yes. Lalu klik nextdan pada window SEG-

Y Format and Header Page klik detail specification cocokkan data inline

xline, lokasi CDP, seperti berikut:

Gambar 69. Pengaturan Parameter Data Seismik

Gambar 70. Pengaturan Parameter Data Seismik

78

Gambar 71. Pengaturan Parameter Data Seismik

Gambar 72. Pengaturan Paramter Data Seismik

Gambar 73. Pengaturan Paramter Data Seismik

79

Gambar 74. Pengaturan Lokasi Data Log pada Data Seismik

Jika sudah menunjukkan nilai yang sesuai lalu klik next dan scan,

kemudian data akan diproses. Untuk melihat inputseismik dan sumur

benar maka pada Seisloader atau Strata klik view lalu basemap.

Gambar 75. Lokasi Well 9 pada Data Seismik

10. Melakukan import horizon yang sudah dilakukan pada software petrel.

Pada menu horizon pilihimport horizon from file. Dan atur letak kolom

kordinat x y dan hasil picking. Lalu oke.

80

Gambar 76. Import Horizon

Gambar 78. Pengaturan Nomor Kolom dan Baris Data Horizon

11. Melakukan analisis crosplot log Gammaray dan P-Impedance pada

menu cross plot lalu pilih general dan masukkan log gammaray

densitas dan impedance.

81

Gambar 79. Memilih Crossplot Gammaray dan P-Impedance

Gambar 80. Crossplot Gammaray dan P_Impedance

12. Melakukan korelasi Check Shot, pada window check shot parameters

pilih tipe interpolasi spline lalu apply. Pada window check shot

analysis pilih oke Kemudian akan dibuat Checkshote batu yaitu data

checkshote yang telah dikorelasi dengan P-wave, lalu beri nama dan

oke.

82

Gambar 81. Memilh data Log Sonik dan Check Shot untuk Dikoreksi

Gambar 82. Memilih tipe Interpolasi Koreksi

83

Gambar 83. Memberi Nama Koreksi Checkshot

13. Mengekstract wavelet, ada beberapa cara dalam mengekstract wavelet

yaitu dengan use well, statistical, ricker, dan bandpass. Use well

adalah pembuatan wavelet dengan bantuan data sumur, statistical

melakukan pembuatan wavelet dengan perhitungan statistic

berdasarkan spectrum amplitude, ricker melakukan pembuatan

wavelet secara langsung, bandpass melakukan pembuatan wavelet

berdasarkan frekuensi yang ditentukan. Dalam membuat wavelet

perlu dilakukan perhitungan panjang gelombang yang merupakan

hasil bagi antara kecepatan dengan frekuensi. Frekuensi dapat

diambildari amplitude spectrum tertinggi dan nilai kecepatan rata-

rata.

84

Gambar 84. Frekuensi Dominan Data Seismik

Gambar 85. Frekuensi Dominan Data Seismik zona Target

85

Gambar 86. Perhitungan Panjang Gelombang dan Tunning Thicknes

Gambar 87. Parameter Wavelet

86

Gambar 88. Sintetik Seismogram

14. Melakukan korelasi pada menu corelate untuk menyamakan domain

waktu data seismik dan data sumur. Pada menu Corelate muncul

window extrace Composite Trace Menu yang digunakan untuk

memunculkan trace seismik disekitar area sumur sehingga akan

memudahkan tampilan saat korelasi antar seismigram seismik dan

seismogram sumur. Pilih jenis interpolasi lalu oke.

Gambar 89. Memilih Data Seismik yang Akan Digunakan

87

Gambar 90. Well to Seismik Tie

15. Membuat model berdasarkan P_Impedance dari menu model pilih

build/rebuild model lalu pilih tipe untuk Impedansi Akustik lalu pilh

use well log from data base lalu pilih sumur yaitu well 9 lalu select

amplitude unite and name of logs for building he corresponding log

type untuk P-wave menggunakan P-Wave yang sudah terkoreksi,

densitas, dan P_Impedance hasil perhitungan software dan satuanyya.

Selanjutnya masukkan horizon. Lalu pilih apply smoother pada model

dengan memotong frekuensi 10/15 Hz lalu klik oke dan muncul model

yang dibuat.

Gambar 91. Build Model

88

Gambar 92. Memberi Nama Model

Gambar 93. Mengatur Data yang Digunakan dan Satuannya

16. Selanjutnya adalah melakukan analisis dengan cara klik analysis lalu

poststack analysis dan pilih model based. Pada window select data

volume pilih data Straton3d_32bit lalu next. Pilih nitiaol model P-

Impedance pada data Stratton3D_32bit, mengatur processing time dan

sampling rate sesuai yang dibutuhkan. Pilih data sumur yang akan

digunakan yaitu well-9 lalu next. Atur lokasi dari sumur dimana sumur

89

9 berada pada inline 79 dan Xline 89. Pilih metode analisis yaitu

neigbours lalu oke. Lakukan analisis data, semakin cocok model

dengan data seismic maka korelasinya semakin tinggi. Pada proses ini

didapat korelasi 0.982501 yang mengindikasikan bahwa model yang

dibuat sesual dengan data seismic.

Gambar 94. Memilih Data dan Initial Model dan Parameter

Gambar 95. Memilih Data Sumur dan Pengaturan Lokasi

90

Gambar 96. Memilih Metode Extraksi

Gambar 97. Melakukan Analisis dan Pengaturan Parameter untuk MendapatKorelasi yang Tinggi

17. Melakukan inversi AI model based dengan cara pada window

STRATA klik inversi lalu pilih jenis poststack dan model based

inversion, lalu masukkan parameter yang ingin dilakukan inversi

seperti batas inversi dan lainny. serta melakukakan inversi AI Model

spire spike inversi model Bandlimited. Selanjutnya membuat model

91

pada menu process dan pilih slice lalu klik creat new slice, masukkan

parameter batas inversi 5 ms dibawah horizon E41 dan sampai

ketebalan 5 ms.

Gambar 98. Pengaturan Tampilan Hasl Inversi AI

Gambar 99. Creat Data Slice

92

Gambar 100. Atur Target Slice, Interpolasi, dan Metode Slice

Gambar 101. Pengaturan Color Key agar Sama

9. Tahap Peta Persebaran Porositas

Setelah mendapatkan peta persebaran AI dapat diteruskan lebih

lanjut untuk mendapatkan peta persebaran porositas dengan memanfaatkan

persamaan hubungan antara porositas dengan P-Impedance. Dari

persamaan tersebut pada software surfer math dilakukan perhitungan untuk

93

mendapatkan peta persebaran porositas dengan data grid persebaran AI

sebagai variable x. Melakukan pembuatan pta prsebaran AI dari setiap slice

dengan kecebalan 5 ms dan mengatur color key agar sama dan mudah

diinterpretasi.

Gambar 102. Input Data Cross Plot

E. Agenda Kegiatan

Agenda kegiatan selama pelaksanaan tugas akhir di Lab Eksplorasi

Gedung L Teknik Geofisika Universitas Lampung adalah sebagai berikut:

94

Tabel 4.1. Agenda Kegiatan Tugas Akhir

No. KegiatanBulan

Juni2018

Juli2018

Agustus2018

September 2018

oktober2018

1Study Literatur

2Penulisan LaporanAwal

3Seminar Proposal

4Pengolahan Data

5Interpretasi Data

6Penulisan LaporanAkhir

7 Seminar Hasil

8 Revisi Skripsi

9Sidang AkhirSkripsi

125

VI. KESIMPULAN

A. Kesimpulan

Adapun kesimpulan yang didapat dari tugas akhir ini adalah sebagai berikut:

1. Inversi ini dilakukan pada waktu 1500-1700 fokus pada zona target. Hasil

inversi menunjukkan pada zona reservoar berisi minyak formasi E41

memiliki nilai AI yang tinggi pada kedalaman 1545-1552 ms dan memiliki

range nilai 28090-32584 ft.g/s.cc.

2. Berdasarkan hasil perbandingan kualitatif dan kuantitatif metode Model

Based, Band Limited, dan Sparse Spike dapat disimpulkan metode Sparse

Spike adalah metode yang paling baik diantara ketiga metode. Hal ini

dapat dilihat dari hasil error yang paling kecil yaitu 1.125 yang

menunjukkan bahwa impedansi hasil inversi Sparse Spike memiliki

gradien yang linier terhadap impedansi sumur.

3. Dari hasil peta pesebaran reservoar AI ditujukan dengan warna ungu

sampai biru muda dengan nila AI yaitu 29238-32156 (m/s) * (gr/cc).

4. Dari gambar peta persebaran porositas berdasarkan interpretasi kuantitatif

reservoir memiliki porositas efektif sekitar 0.156-0.172, klasifikasi

tersebut termasuk kualitas “cukup” sampai “baik” dan sesuai dengan data

regional daerah penelitian.

126

5. Hasil peta sebaran Sw dengan nilai 0,086-0.097 menunjukkan pola yang seragam

terhadap peta AI, peta sebaran densitas batupasir dan nilai sebaran porositas

efektif zona prospek.

DAFTAR PUSTAKA

Abdullah, A. 2011. e-book Ensiklopedi Seismik Online, http://ensiklopediseismik.Blogspot.com (diakses tanggal 11 Desember 2015).

Asquith, G. and Krygowski, D. 2004. Basic Well Log Analysis. AAPG Methods inExploration Series, no.16. Austin. Texas. USA.

Badley, M. E. 1985, Practical Seismic Interpretation, Prentice Hall, USA.

Bebout, D. G., Weise, B. R., Gregory, A. R., and Edwards, M. B. 1982, WilcoxSandstone Reservoirs in The Deep Subsurface Along The Texas Gulf Coast;Their Potential For Production of Geopressured Geothermal Energy: TheUniversity of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology Report ofInvestigations No.117, 125 p.

Bhatia, A.B., dan Sing, R.N. 1986, Mechanics of Deformable Media, AdamHilger Imprint, Bristol, University of Sussex Press, England.

Biot, M.A. 1956, Theory of Propagation of Elastic Waves in a Fluid Saturatedporous solid. J. Appl. Physics, 12, 155–164.

Gardner, G.H.F., Gardner, L.W., dan Gregory, A.R. 1974. Formation Velocityand Density – The Diagnostic Basics for Stratigraphic Traps: Geophysics.Volume 35 hal 56.

Galloway, W. E. 1977, Catahoula Formation of the Texas Coastal Plain:Depositional Systems, Composition, Structural Development, Ground-WaterFlow History, and Uranium Distribution: The University of Texas atAustin, Bureau of Economic .

Galloway, W. E., Hobday, D. K., and Magara, Kinji, 1982. Frio Formation of theTexas Gulf Coast Basin—Depositional Systems, Structural Framework, andHydrocarbon Origin, Migration, Distribution, and Exploration Potential:The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology Report ofInvestigations No. 122, 78 p.

Gassmann, F. 1951, Elastic Waves Through a Packing of Spheres: Geophysics,16, no. 4,673-685.

Greestma, J. and Smit, 1961, Some Aspects of Elastic Wave Propagation in Fluid-Saturated Porous Solids. Geophysics, 169-181. Volume 36.

Hardiansyah, I. 2015. Identifikasi Zona Reservoar Sand Menggunakan SeismikInversi Akustik Impedansi dan Analisis Atribut pada Lapangan ”Bisma’’Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan. Skripsi Sarjana padaUniversitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta: tidakditerbitkan.

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log: Edisi Revisi-8.Schlumberger Oil Services. Indonesia.

Hilterman, F.J. 1997, Seismik Amplitude Interpretation, Distinguished InstructorShourt Course, EAGE.

Kerr, D. R. 1990, Reservoir heterogeneity in the middle Frio Formation: casestudies in Stratton and Agua Duke fields, Nueces County, Texas: Gulf CoastAssociation of Geological Societies Transactions, v. 40, p. 363-372.

Koesoemadinata, RP. 1978. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Penerbit ITB,Bandung.

Kosters, E. C., Bebout, D. G., Seni, S. J., Garrett, C. M., Jr., Brown, L. F., Jr.,Hamlin, H. S., Dutton, S. P., Ruppel, S. C., Finley, R. J., and Tyler, Noel,1989, Atlas Of Major Texas Gas Reservoirs: The University of Texas atAustin, Bureau of Economic Geology, 161 p.

Mashudi, M.I. 2008, Analisa Seismik Inversi Untuk Pemetaan PorositasReservoar Batu Pasir Pada Lapangan “NAFRI” Cekungan Sumatera Tengah(Studi Kasus PT Chevron Pacific Indonesia), Skripsi S-1 Fisika UniversitasBrawijaya, Malang.

Morton, R. A., and Galloway, W. E. 1991, Depositional, Tectonic and EustaticControls on Hydrocarbon Distribution in Divergent Basins: Cenozoic Gulfof Mexico Case History: Marine Geology, V. 102, p. 239-263.

Nurwidyanto, M.I., Noviyanti, I. dan Widodo, S. 2005. Estimasi HubunganPorositas dan Permeabilitas pada Batupasir (Study Kasus Formasi Kerek,Ledok, Selorejo). Jurnal Berkala Fisika. Vol.8, No.3, Juli 2005, Hal 87 –90.ISSN: 1410-9662.http://eprints.undip.ac.id. [12-06-2011]

Rider, M. 1996. The Geological Interpretation of Well Logs: Second Edition.Interprint Ltd. Malta.

Rider, M. 2002. The Geological Interpretation of Well Logs: SecondEdition. Sutherland. Skotlandia Russell, B. H. 1988. Introduction to SeismicInversion Methods, S.N. Domenico, Editor Course Notes Series, Volume 2,3rd edition.

Russell, B. H. 1996, Installation and Tutorials. Hampson-Russell SoftwareService Ltd. USA.

Sheriff, R.E. 1995, Geophysical Methods, University of Houston, EnglewoodCliffs, New Jersey.

Sismanto, 2006, Dasar-Dasar Akuisisi dan Pemrosesan Data Seismik,Laboratorium Geofisika, Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan IlmuPengetahuan Alam, Universitas Gadjah Mada: Yogyakarta.

Sukmono, S. 2001. Interpretasi Seismik Refleksi Bandung: ITB.

Sukmono, S. 2007. Fundamentals of Seismic Interpretation, GeophysicalEngineering. Bandung Institute of Technology.

Sukmono, S. 1999. Interpretasi Seismik Refleksi, Jurusan Teknik Geofisik, InstitutTeknologi Bandung.

Sukmono, S. 2000. Seismik Inversi Untuk Karakterisasi Reservoir. JurusanTeknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung.

Wyllie, M.R.J., Gregory, A.R., and Gardner, L.W. 1956, Elastic Wave Velocitiesin Heterogeneous and Porous Media, Geophysics 21, 41-70.