ANALISIS RESERVOAR MIGAS (SANDSTONE) MENGGUNAKAN

MULTIATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN TG12,

CEKUNGAN BARITO, KALIMANTAN SELATAN

(Skripsi)

Oleh

EDO PRATAMA

KEMENTERIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS LAMPUNG

2016

i

ABSTRAK

ANALISIS RESERVOAR MIGAS (SANDSTONE) MENGGUNAKAN

MULTIATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN TG12,

CEKUNGAN BARITO, KALIMANTAN SELATAN

Oleh

Edo Pratama

Telah dilakukan penelitian menggunakan seismik multiatribut pada lapangan

TG12 yang berada di Formasi Lower Tanjung, Cekungan Barito yang didominasi

oleh sandstone pada lapisan area target X. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk

memetakan reservoar sandstone dengan memprediksi sebaran nilai log gamma

ray, log neutron porosity dan density yang melewati beberapa sumur yaitu sumur

FM1, FM2, FM3 dan FM4 pada data seismik. Jumlah atribut yang digunakan

ditentukan oleh teknik step wise regression dengan mempertimbangkan validation

error. Proses multiatribut hanya dilakukan sumur FM2, FM3, FM4, sedangkan

sumur FM1 digunakan sebagai sumur uji untuk melihat bagaimana nilai korelasi

antara data seismik dan data log yang digunakan. Dari korelasi sumur uji

menunjukkan hasil korelasi yang baik adalah prediksi log neutron porosity dan

log density karena memiliki korelasi 0.6322 dan 0.6557 sedangkan log gamma ray

memiliki korelasi yang cukup rendah yaitu 0.1647 terhadap hasil multiatribut.

Hasil pengolahan multiatribut diperoleh persebaran sandstone dengan prediksi

gamma ray dengan nilai range 65-75.8 API, prediksi neutron porosity dengan

range 0.15-0.2262 sedangkan prediksi density dengan range 2.4308-2.7gr/cc.

Kata Kunci : Multiatribut, Gamma Ray, Neutron Porosity dan Density

ii

ABSTRACT

OIL AND GAS RESERVOIR (SANDSTONE) ANALYSIS USING

SEISMIC MULTIATTRIBUTE AT TG12 FIELD,

BARITO BASIN, SOUTH BORNEO

By

Edo Pratama

The study using multiattribute seismic has been done on TG12 field which

situated at Lower Foreland Formation, Barito Basin dominated by sandstone on

layer area of the target X. The objective of the study is to map the sandstone

reservoir by predict distribution value of gamma ray log, neutron porosity, and

density which goes through wells such as FM1, FM2, FM3, and FM4 on seismic

data. Total attribute that is being used by step wise regression method by

considering validation error. Multiattribute process only applied on FM2, FM3,

and FM4 wells, whereas FM1 is used as a test well to determine the correlation

value between seismic data and log data that is being used. In addition, from well

test correlation showing great correlation result of neutron porosity log and

density log both obtain the correlation around 0.6322 and 0.6557 while the

gamma ray log obtain low correlation that is 0.1647 towards multiattribute result.

The processing result of multi attribute obtained distribution of sandstone with

gamma ray estimation range value of 65-75.8API, neutron porosity estimation

range value 0.15-0.2262, while density estimation range value 2.4308-2.7gr/cc.

Keyword : Multiattribute, Gamma Ray, Neutron Porosity and Density

iii

ANALISIS RESERVOAR MIGAS (SANDSTONE) MENGGUNAKAN

MUTIATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN TG12, CEKUNGAN BARITO, KALIMANTAN SELATAN

Oleh

EDO PRATAMA

Skripsi

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar

SARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik Geofisika

Fakultas Teknik Universitas Lampung

FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG

BANDAR LAMPUNG

2016

iv

v

vi

vii

RIWAYAT HIDUP

Edo Pratama, lahir di Sungai Penuh pada

tanggal 27 Februari 1994 dari pasangan

Bapak Bujen Raflis dan Ibu Fitrawati

merupakan anak pertama dari 4 saudara,

yaitu Nadia Aulia Rahmi, Indah Sri Cahyani

dan Airin Nisa Oktavia

Penulis mengenyam pendidikan formalnya

dimulai tahun 2000 di SDN 2/III Pasar Baru

Sungai Penuh, Jambi yang diselesaikan pada tahun 2006 selanjutnya di SMPN

8 Sungai Penuh dan diselesaikan pada tahun 2009. SMAN 1 Sungai Penuh

menjadi sekolah negeri pilihan selanjutnya yang diselesaikan pada tahun 2012,

sampai akhirnya pada tahun 2012 penulis tercatat sebagai mahasiswa S1 Teknik

Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung melalui jalur SNMPTN Tulis.

Selama menjadi mahasiswa, penulis terdaftar dan aktif dibeberapa Unit Kegiatan

Kemahasiswaan, seperti HIMA TG BHUWANA sebagai Anggota

Kesekretariatan selama 2 periode tahun 2013-2015, dan penulis juga tercatat

sebagai Executive Committee Society of SEG Student Chapter Lampung pada

tahun 2014-2016.

viii

Pada 10 Agustus – 9 September 2015 penulis melakukan Kerja Praktek di

Pertamina Hulu Energi ONWJ selama 1 bulan dengan judul “Interpretasi Seismik

untuk Memetakan Sebaran Shallow Gas Di Formasi Cisubuh, Lapangan ARDO,

Cekungan Jawa Barat Utara. Kemudia penulis melanjutkan melaksanakan Tugas

Akhir di Pertamina EP Asset 5 pada tanggal 1 April – 3 Juni 2016 selama 2 bulan.

Pada akhirnya skripsi pun dilaksanakan dengan judul “Analisis Reservoar MIGAS

(Sandstone) menggunakan Multiatribut Seismik pada Lapangan TG12, Cekungan

Barito, Kalimantan Selatan”.

ix

Ku Persembahkan sebuah karya ini untuk :

Kedua Orang Tuaku Tersayang

Bujen Raflis

Fitrawati

Adikku Tersayang

Nadia Aulia Rahmi

Indah Sri Cahyani

Airin Nisa Oktavia

Sahabat-Sahabat Angkatan 2012 Teknik Geofisika Fakultas

Teknik Universitas Lampung, yang sampai saat ini masih

menjadi nafas penyambung hidup penulis.

Almamater tercinta – Universitas Lampung

Semua penyemangat dan inspirasi bagi penulis yang

tidak akan dapat terbalaskan jasanya.

x

MOTTO

Tidak akan ada kata menyerah, sebelum memperoleh

hasil yang maksimal dan dikehendaki (Edo Pratama)

Tidak ada yang tidak mungkin untuk terjadi. Selagi kita

mempunyai niat untuk merubah dan melakukannya, insya

allah semuanya akan tercapai dan terjadi (Edo Pratama)

Orang yang memperoleh kemampuan untuk secara penuh mengendalikan

pikirannya dapat memiliki segala sesuatu

yang pantas untuk dia miliki (Albert Einstein)

Lebih baik bertempur dan kalah daripada

tidak pernah

bertempur sama sekali (Arthur Hugh Clough)

xi

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT atas segala Rahmat dan

Karunia-Nya, sehingga penulis dapat menyelesaikan skripsi dengan judul

“Analisis Reservoar MIGAS (Sandstone) menggunakan Multiatribut

Seismik pada Lapangan TG12, Cekungan Barito, Kalimantan Selatan” ini

dapat terselesaikan dengan baik dan sebagai salah satu syarat bagi penulis untuk

menyelesaikan studi pada Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas

Lampung.

Penulis menyadari bahwa skripsi ini masih terdapat kekurangannya dan jauh dari

sempurna. Oleh karena itu, diperlukan saran dan kritik yang dapat membangun

untuk perbaikan ke depannya. Semoga skripsi ini dapat bermanfaat untuk

pembaca dan dapat menjadi referensi untuk penulisan selanjutnya.

Bandar Lampung, 26 September 2016

Edo Pratama

xii

SANWACANA

Segala puji dan syukur kehadirat Allah SWT, tiada sekutu bagi-Nya, serta

tiada daya dan upaya melainkan atas kehendak-Nya, berkat petunjuk-Nya lah

skripsi ini dapat diselesaikan dan semoga shalawat senantiasa tercurah kepada

Nabi Muhammad SAW, keluarga, sahabat, dan umatnya. Aamiin.

Penelitian dalam skripsi ini dilakukan di Pertamina EP Asset 5 dengan

judul Analisis Reservoar MIGAS (Sandstone) menggunakan Multiatribut

Seismik pada Lapangan TG12, Cekungan Barito, Kalimantan Selatan. Dalam

penyusunan skripsi ini begitu banyak suka dan duka yang dihadapi oleh penulis,

Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih yang kepada:

1. Allah SWT yang telah memberikan kesempatan dan kesehatan selama ini

sehingga saya dapat melaksanakan Tugas Akhir.

2. Kedua Orang tua saya tercinta Bapak Bujen Raflis dan Ibu Fitrawati, serta

Adik-Adik saya Nadia Aulia Rahmi, Indah Sri Cahyani dan Airin Nisa

Oktavia yang menjadi semangat dan motivasi saya untuk selalu

menjalankan kewajiban kuliah ini hingga sekarang ini.

3. Bpk, Bagus Sapto Mulyatno, S.Si, M.T. selaku Ketua Jurusan Teknik

Geofisika, Fakultas Teknik, Universitas Lampung.

4. Pertamina EP Asset 5 sebagai institusi yang telah memberi kesempatan

untuk melaksanakan Tugas Akhir.

xiii

5. Ibu Tri Handayani selaku pembimbing di Pertamina EP Asset 5 yang telah

memberikan sangat banyak ilmu, saran dan bimbingan hingga

terselesaikannya Tugas Akhir ini.

6. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si, M.T. selaku dosen pembimbing 1

Tugas Akhir yang selalu memberikan ilmunya dan bimbingannya.

7. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si., M.T. Sebagai pembimbing akademik

dan sekaligus menjadi Pembimbing 2 dalam Tugas Akhir ini yang telah

banyak membimbing, memberikan arahan penulis selama masa perkuliahan.

8. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si., M.Si. sebagai Penguji dalam Tugas Akhir.

9. Bang Riski dan Bang Sendri serta semua karyawan di Pertamina EP Asset 5

yang selalu memberikan ilmu dan pengalaman yang berharga.

10. Teman, Sahabat dan Saudara saya yang luar biasa Iwan Pranata, S.STP., Try

Utama, Amd. Far., Advis Dwi Saputra (Calon Dokter Hewan), Muhammad

Zulfikar Iqbal (Calon Sarjana Pertanian), Feby Viventra (Calon Sarjana

Akuntansi) dan Salvando Zulkarnaen sang entrepreneur muda yang selalu

memberikan arahan, motivasi, semangat dan pendengar setia dalam suka

duka selama ini.

11. Arianto Fetrus Silalahi sahabat seperjuangan dalam suka dan duka selama

KP di Pertamina Hulu Energi ONWJ dan Tugas Akhir di Pertamina EP

Asset 5.

12. Teman dan Sahabat saya Aldo, Ari, Kevin, Esha, Irwansyah, Hilman, Jordy,

Onoy, Dimastya, Ghifari dan Agung di tempat perantauan yang luar biasa

serta sahabat tempat berbagi cerita suka, duka, canda dan tawa.

xiv

13. Teman- teman seperjuangan dan berbagi pengalaman selama melaksanakan

Tugas Akhir di Pertamina EP Asset 5 yaitu Argya, Arif, Asa, Toro, Elga,

Fachrizal, Faris, Dani, Hilal, Khansa, Lovita, dan Bang Doli.

14. Saudara dan Sepupu saya Yudhi Esha Saputra, S.Pd. yang telah banyak

membantu selama berada di Jakarta.

15. Teman-Teman seperjuangan semasa menjalani kuliah di Teknik Geofisika

Universitas Lampung Angkatan 2012, Para pejantan tangguh Bari, Agus,

Ghifari, Legowo, Andre, Ari, Bagas, Beny, Carta, Deddi Adrian, Dedi

Yuliansyah, Dimas Suen, Onoy, Esha, Ferry, Hilman, Irfan, Irwan, Jordy,

Kukuh, Dimastya, Kevin, Made, Anta, Aldo, Rival, Gata, Ucok, Sigit, Sule,

Virgi, Zulhijri serta para wanita yang mewarnai hari-hari di kampus yaitu

Vee, Andina, Azis, Bella, Betha, Elen, Gita, Vivi, Lita, Medi, Nana, Niar,

Dilla, Resti dan Zahidah.

16. Kak Filya, Kak Sasa, Bang Yuda, Kak Sari, Bang Bagus, Bang Mpem dan

Kak Tri yang banyak memberikan bantuan dan ilmunya.

17. Senior- senior angkatan 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 dan Adik- adik

Angkatan 2013 dan 2014 yang telah memberikan support selama ini.

18. Serta semua pihak yang telah membantu terlaksananya skripsi ini.

Penulis berharap semoga skripsi ini dapat menambah referensi dan dapat

digunakan sebagai bahan acuan untuk penelitian berikutnya.

Bandar Lampung, 26 September 2016

Edo Pratama

xv

DAFTAR ISI

Halaman

ABSTRAK .................................................................................................... i

ABSTRACT ................................................................................................... ii

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

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

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

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

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

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

HALAMAN MOTTO ................................................................................... x

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

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

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

DAFTAR GAMBAR ..................................................................................... xviii

DAFTAR TABEL ......................................................................................... xx

I. PENDAHULUAN

A. Latar Belakang ....................................................................................... 1

B. Tujuan Penelitian ................................................................................... 3

C. Batasan Masalah Penelitian ................................................................... 3

II. TINJAUAN PUSTAKA

A. Daerah Peneitian .................................................................................... 4

xvi

B. Lokasi Daerah Penelitian ....................................................................... 4

C. Tektonik, Struktur dan Stratigrafi Regional .......................................... 5

1. Tektonik dan Struktur Regional ......................................................... 5

2. Stratigrafi Regional ............................................................................ 8

D. Sistem Hidrokarbon ................................................................................ 10

1. Batuan Induk ..................................................................................... 11

2. Batuan Reservoir .............................................................................. 11

3. Batuan Tudung .................................................................................. 12

4. Migrasi dan Mekanisme Pemerangkapan .......................................... 12

III. TEORI DASAR

A. Prinsip Dasar Log Sumur ...................................................................... 14

1. Log Gamma Ray ................................................................................ 14

2. Log Densitas ...................................................................................... 15

3. Log Sonic ........................................................................................... 16

4. Log Neutron Porosity ........................................................................ 16

5. Checkshot .......................................................................................... 17

B. Konsep Dasar Seismik Refleksi ............................................................. 18

1. Prinsip Huygens ................................................................................. 18

2. Prinsip Fermat .................................................................................... 19

3. Hukum Snellius ................................................................................. 19

4. Impedansi Akustik (IA) ..................................................................... 20

5. Koefisien Refleksi (KR) .................................................................... 21

6. Resolusi Seismik ................................................................................ 22

a. Resolusi Vertikal .......................................................................... 22

b. Resolusi Lateral ........................................................................... 23

C. Interpretasi Seismik ............................................................................... 24

1. Well To Seismic Tie ........................................................................... 24

2. Identifikasi dan picking horizon ........................................................ 25

3. Peta Struktur Waktu ........................................................................... 25

D. Regresi Linear Multi Atribut ................................................................. 26

1. Seismik Atribut .................................................................................. 26

2. Analisis Multi Atribut ........................................................................ 30

3. Conventional Crossploting ................................................................ 31

4. Perluasan dari Crossploting menjadi Multi Atribut .......................... 34

5. Menentukan jumlah atribut yang digunakan dengan Step-wise

Regression .......................................................................................... 35

E. Validasi .................................................................................................. 36

IV. METODOLOGI PENELITIAN

A. Lokasi dan Waktu Penelitian ................................................................. 40

B. Perangkat ............................................................................................... 40

C. Data Penelitian ...................................................................................... 41

D. Pengolahan Data .................................................................................... 43

xvii

V. HASIL DAN PEMBAHASAN

A. Analisis Zona Target ............................................................................. 47

B. Analisis Tuning Thickness ...................................................................... 47

C. Analisis Well Seismic Tie ....................................................................... 48

D. Picking Horizon ..................................................................................... 52

E. Peta Struktur ........................................................................................... 54

F. Proses Multiatribut ................................................................................. 54

1. Prediksi Gamma Ray ......................................................................... 56

2. Prediksi Neutron Porosity ................................................................. 60

3. Prediksi Density ................................................................................. 63

G.Interpretasi .............................................................................................. 67

1. Multiatributt Prediksi Gamma Ray .................................................... 67

2. Multiatributt Prediksi Neutron Porosity ............................................ 69

3. Multiatributt Prediksi Density ............................................................ 70

4. Slice Multiatribut ................................................................................ 72

VI. KESIMPULAN DAN SARAN

A. Kesimpulan ............................................................................................ 77

B. Saran ...................................................................................................... 77

DAFTAR PUSTAKA .................................................................................... 78

xviii

DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gambar 1. Posisi Lapangan TG12 Pada Peta Kalimantan ............................. 5

Gambar 2. Penampang struktur dari Cekungan Kalimantan .......................... 6

Gambar 3. Tektonostratigrafi Regional Cekungan ........................................ 9

Gambar 4. Potensi batuan reservoar Formasi Tanjung, Cekungan Barito,

kaitannya dengan tahapan evolusi tektoniknya ............................ 11

Gambar 5. Migrasi dan mekanisme pemerangkapan hidrokarbon di

Cekungan Barito ........................................................................... 13

Gambar 6. Kurva Log Gamma Ray ............................................................... 15

Gambar 7. Ilustrasi akuisisi checkshot ........................................................... 17

Gambar 8. Prinsip Huygens ............................................................................ 18

Gambar 9. Prinsip Fermat ............................................................................... 19

Gambar 10. Hukum Snellius .......................................................................... 20

Gambar 11. Skema pemantulan gelombang seismik pada batas dua medium

berbeda nilai IA-nya ................................................................... 22

Gambar 12. Well Seismik Tie .......................................................................... 24

Gambar 13. Peta Struktur ............................................................................... 26

Gambar 14. Klasifikasi Atribut Seismik......................................................... 27

Gambar 15. Conventional cross-plot antara log target dan atribut seismik ... 32

Gambar 16. Penerapan transformasi non-linier terhadap target dan atribut

mampu meningkatkan korelasi diantara keduanya ..................... 33

Gambar 17. Contoh kasus tiga atribut seismik, tiap sampel log target

dimodelkan sebagai kombinasi linier dari sampel atribut pada

interval waktu yang sama ........................................................... 34

Gambar 18. Plot dari prediksi eror terhadap jumlah atribut yang digunakan

dalam transformasi. Secara matemastis kurva turun secara

asimptotis. ................................................................................... 36

Gambar 19. Ilustrasi cross-validasi. ............................................................... 37

Gambar 20. Validasi error ............................................................................. 39

Gambar 21. Penampang Seismik inline 2162 ................................................ 41

Gambar 22. Data Log sumur FM3 ................................................................ 42

Gambar 23. Diagram Alir .............................................................................. 44

Gambar 24. Frekuensi Seismik pada target .................................................... 49

Gambar 25. Hasil ekstrkak wavelet (a) Time (b) Frekuensi ........................... 49

Gambar 26. Hasil well tie sumur FM1 .......................................................... 50

Gambar 27. Hasil well tie sumur FM2 .......................................................... 50

Gambar 28. Hasil well tie sumur FM3 .......................................................... 51

Gambar 29. Hasil well tie sumur FM4 .......................................................... 51

xix

Gambar 30. Picking horizon inline 2162 ....................................................... 53

Gambar 31. Hasil Interpolasi picking horizon pada map view ...................... 53

Gambar 32. Peta Struktur Waktu ................................................................... 54

Gambar 33. Crossplot log NPHI dan RHOB ................................................. 55

Gambar 34. (a) Training 3 Log Gamma Ray (FM2, FM3, FM4) dan (b)

Sumur Uji (FM1) ....................................................................... 56

Gambar 35. Operator Length Prediksi Gamma Ray ..................................... 57

Gambar 36. Multiatribut prediksi Gamma Ray ............................................. 57

Gambar 37. Kurva validation error Gamma ray ........................................... 57

Gambar 38. Cross Correlation Atribut 2 Gamma Ray ................................ 58

Gambar 39. Hasil Training Atribut 2 ............................................................ 59

Gambar 40. Hasil Validation Atribut 2 ......................................................... 59

Gambar 41. (a)Training 3 Log Neutron Porosity (FM2, FM3, dan FM4),

(b) Sumur Uji (FM1) ................................................................. 60

Gambar 42. Operator Length Prediksi Neutron Porosity .............................. 61

Gambar 43. Multiatribut prediksi neutron porosity ....................................... 61

Gambar 44. Kurva validation error neoutron porosity ................................. 61

Gambar 45. Cross Correlation Atribut 3 ..................................................... 62

Gambar 46. Hasil Training Atribut 3 Neutron Porosity ................................ 63

Gambar 47. Hasil Validation Atribut 3 Neutron Porosity ............................. 63

Gambar 48. (a)Training 3 Log Density (FM2, FM3,dan FM4) ,(b) Sumur

Uji (FM1) .................................................................................... 64

Gambar 49. Operator Length Prediksi Density ............................................. 64

Gambar 50. Multiatribut prediksi Density ..................................................... 65

Gambar 51. Kurva validation error Density ................................................. 65

Gambar 52. Cross Correlation Atribut 2 Density ........................................ 66

Gambar 53. Hasil Training Atribut 2 Density ............................................... 66

Gambar 54. Hasil Validation Atribut 2 Density ............................................ 67

Gambar 55. Volume Pseudo gamma ray inline 2145 melewati sumur FM2 . 67

Gambar 56. Volume Pseudo gamma ray inline 2144 melewati sumur FM1

(Sumur Uji) ................................................................................ 68

Gambar 57. Cross plot antara sumur FM1 (Sumur Uji) dan Volume

Gamma Ray ............................................................................... 68

Gambar 58. Volume Pseudo neutron porosity inline 2145 melewati sumur

FM2 ............................................................................................. 69

Gambar 59. Volume Pseudo neutron porosity inline 2144 melewati sumur

FM1(Sumur Uji) ........................................................................ 69

Gambar 60. Cross plot antara sumur FM1 (Sumur Uji) dan Volume NPHI .. 70

Gambar 61. Volume Pseudo Density inline 2505 melewati sumur FM3 ...... 70

Gambar 62. Volume Pseudo Density inline 2144 melewati sumur FM1

(Sumur Uji) ................................................................................ 71

Gambar 63. Cross plot antara sumur FM1 (Sumur Uji) dan Volume Density 71

Gambar 64. Peta slice Gamma ray ................................................................ 73

Gambar 65. Peta slice NPHI .......................................................................... 74

Gambar 66. Peta slice Density ....................................................................... 75

xx

DAFTAR TABEL

Halaman

Tabel 1. Respon Litologi perlapisan batuan ................................................... 15

Tabel 2. Pelaksanaan Kegiatan Penelitian ...................................................... 40

Tabel 3. Kelengkapan data Log ...................................................................... 42

Tabel 4. Posisi Log pada seismik ................................................................... 42

Tabel 5. Analisis Tuning Thickness ...................................................................... 48

Tabel 6. Korelasi well seismic tie ................................................................... 52

1

I. PENDAHULUAN

A. Latar Belakang

Kebutuhan minyak dan gas setiap tahunnya selalu meningkat sesuai dengan

kebutuhan yang terjadi di kalangan industri dan masyarakat. Oleh karena itu

diperlukan upaya eksplorasi hidrokarbon yang terus-menerus dalam memenuhi

kebutuhan tersebut. Seismik menjadi hal yang penting dalam perkembangan dunia

minyak dan gas. Metode seismik refleksi telah digunakan untuk eksplorasi

hidrokarbon semenjak akhir tahun 1920-an. Metode seismik refleksi dapat

memberikan gambaran struktur geologi dan perlapisan batuan bawah permukaan

dengan cukup detail dan akurat, sehingga penentuan lokasi pemboran juga dapat

ditentukan dengan baik agar memberikan hasil yang optimal dan mampu

mengurangi resiko kegagalan.

Data yang digunakan dalam eksplorasi hidrokarbon adalah data seismik dan data

log sumur. Data seismik memberikan resolusi bawah permukaan secara

horizontal, sedangkan data log sumur dapat memberikan resolusi secara vertikal.

Diperlukan suatu metode untuk mengintegrasikan kedua data tersebut untuk

memperoleh infomasi bawah permukaan yang baik secara horizontal dan vertikal.

Salah satu metode yang digunakan untuk mengintegrasikan antara data seismik

2

dan data log sumur dalam membantu meningkatkan rasio keberhasilan dalam

pemboran daerah prospek adalah multiatribut seismik.

Metode multiatribut seismik mempunyai korelasi yang baik terhadap data log

yang pada akhirnya digunakan untuk memrediksi data log pada data seismik.

Untuk dapat menentukan jenis-jenis atribut yang digunakan dalam multiatibut,

maka perlu dilakukan training dengan dasar uji statistika antara atribut seismik

dan data log. Setelah dilakukan training dan telah mengasumsikan bahwa

hubungan antara atribut seismik dan data log yang dihasilkan valid, maka dapat

dilakukan prediksi data log dari data seismik.

Analisis multiatribut seismik adalah suatu hubungan dengan pendekatan

geostatistik yang menggunakan lebih dari satu atribut untuk prediksi beberapa

properti fisik bumi. Regresi linier multiatribut bertujuan untuk mencari sebuah

operator, yang dapat memrediksi log sumur dari data seismik didekatnya. Validasi

merupakan parameter untuk menentukan kebenaran jumlah atribut yang

digunakan (Sukmono, S. 2001).

Penelitian ini di lakukan pada Lapangan TG12, Cekungan Barito yang difokuskan

pada lapisan X yang menjadi lapisan produksi utama pada lapangan tersebut.

Metode multiatribut seismik bersama-sama dengan data log sumur sinar gamma,

log neutron porosity dan log Density digunakan untuk memetakan distribusi

sandstone. Jumlah atribut seismik yang digunakan ditentukan oleh proses step-

wise regression. Untuk mengetahui tingkat kepercayaan dari transformasi

multiatribut dilakukan proses cross-validation.

3

B. Tujuan Penelitian

Tujuan dilakukan penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Memprediksi sebaran lapisan sandstone dari seismik multiatribut dan data log

gamma ray, neutron porosity dan density

2. Menentukan zona reservoar dengan menggunakan metode multiatribut

C. Batasan Masalah Penelitian

Dalam penelitian ini diberikan batasan penelitian sebagai berikut:

1. Metode yang digunakan adalah multiatribut seismik dengan menggunakan

pembobotan linier

2. Studi terfokus pada prediksi distribusi sandstone pada data seismik 3D di

lapisan X

3. Data yang digunakan adalah seismik 3D Lapangan TG12 dan data log sinar

gamma, neutron porosity dan Density untuk sumur FM1, FM2, FM3 dan FM4.

4

II. TINJAUAN PUSTAKA

A. Daerah Penelitian

Dalam penelitian ini penulis melakukan penelitian di Cekungan Barito

Kalimantan Selatan. Wilayah cekungan ini memiliki luas 40.660 km2 yang yang

mencakup daratan seluas 35.728 km2 dan lautan seluas 4.932 km

2, Penyebarannya

memanjang dari Kalimantan Timur hingga ke Kalimantan Selatan di sekitar

wilayah Sungai Barito. Cekungan Barito terdapat 4 formasi, yaitu Formasi Dahon,

Formasi Warukin, Formasi Berai dan Formasi Tanjung, akan tetapi dalam

penelitian ini hanya membahas di wilayah Formasi Tanjung.

B. Lokasi Daerah Penelitian

Cekungan Barito berada di antara Paparan Sunda dan Pegungunan Meratus di

bagian Barat serta sabuk melange dan ofiolit pada bagian Timur. Sedimentasi

cekungan berlangsung seiring terjadinya siklus transgresi-regresi dan peristiwa

geologi lainnya yang bersifat lokal.

Reservoar utama di Lapangan TG12 adalah Formasi Tanjung yang berumur Eosen

yang diendapkan pada tahap rifting cekungan yang membentuk struktur horst

graben berarah NW-SE, sebagai susunan transgresif dari endapan aluvial di

bagian bawah menuju endapan laut dangkal di bagian atas.

5

Gambar 1. Posisi Lapangan TG12 Pada Peta Kalimantan (Pertamina, 2016)

C. Tektonik, Struktur dan Stratigrafi Regional

1. Tektonik dan Struktur Regional

Konfigurasi cekungan yang terbentuk sekarang ini merupakan cekungan asimetris,

batuan dasar semakin dalam dari Barat ke Timur, semakin curam mendekati

Pegunungan Meratus, terpisah dengan sesar anjak utama, memperlihatkan ciri-ciri

sebagai inland basin, dengan bagian Barat yang lebih besar dinamakan Paparan

6

Barito, dan bagian yang lebih dalam di sebelah Timur dinamakan Barito Deep,

juga dikenal sebagai Barito Foredeep (Kusuma dan Darin, 1989, Satyana dan

Silitonga, 1994). Dari selatan ke utara Barito Deep terdapat bagian yang semakin

mendalam yang dinamakan Tanjung Line terdiri dari lapisan batuan Tersier yang

terlipat dan tersesarkan berarah Barat - Timur, dengan batuan dasar Pra-Tersier

muncul di bagian utara sebagai punggungan yang memisahkan Cekungan Barito

dari Cekungan Kutai. Nama - nama punggungan ini dari Timur ke Barat antara

lain Punggungan Halat, Misi, Kanaan, dan Kasale, cenderung berarah NNE-SSW,

dan Punggungan Ayuh yang cenderung berarah N-S. Cekungan Barito bukan

merupakan cekungan yang sederhana menurut kejadian tektoniknya, tetapi dapat

diklasifikasikan sebagai polibasin, yaitu berbagai tipe cekungan yang saling

bertumpukan (Kingston dkk., 1983).

Gambar 2. Penampang struktur dari Cekungan Kalimantan (Pertamina, 2016)

7

Pra-Tersier

Banyak peneliti memasukkan Zona Meratus sebagai sutura hasil tumbukan antara

mikro-kontinen Paternoster di bagian Timur, dan sub-kontinen Sunda di bagian

Barat. Kehadiran ofiolit yang berumur Jura dan intrusi gabro pada Rangkaian

Meratus, mengindikasikan bahwa bagian Timur sub-kontinen Sunda mengalami

rifting dan membuka ke Utara.

Cekungan Lembah Patahan

Cekungan lembah patahan ditunjukkan dengan kehadiran struktur graben berarah

WNW-ESE pada Tersier (Kusuma dan Darin, 1989) dari data foto geologi,

gambaran radar, data lapangan, data sumur, gravity, dan seismik. Data pemetaan

lapangan detail menunjukkan ketebalan dan fasies yang hampir sama dengan

korelasi data sumur. Data seismik juga menunjukkan blok sesar pada batuan

dasar. Pengendapan syn-rift terjadi pada saat Eosen Tengah - Eosen Awal

(Kusuma dan Darin, 1989, Satyana dan Silitonga, 1993 dan 1994, Mason, 1993.

Bon dkk.,1996).

Post-Rift Shelf

Dicirikan dengan endapan post-rift akibat transgresi muka air laut pada Formasi

Tanjung Atas yang berasosiasi dengan graben. Diikuti dengan tingkat sedimentasi

yang semakin rendah di graben pada Eosen Akhir Miosen Tengah, tetapi

meningkat secara signifikan pada Miosen Tengah Miosen Akhir, yang dicirikan

dengan pembentukan Delta Warukin.

Cekungan Muka Daratan / Syn-orogenic

Dimulai pada Miosen Tengah - Miosen Akhir, meluas sampai sekarang dan

mempengaruhi Kalimantan bagian Selatan - Timur. Skala regional pergerakan ini

8

dapat dijelaskan secara umum berarah Utara - Selatan dari konvergen lateral

mengiri Zona Sutura Meratus.

2. Stratigrafi Regional

Suksesi stratigrafi regional Cekungan Barito berdasarkan kerangka tektoniknya

dapat dibedakan menjadi 4 (empat) megasikuen, yaitu sikuen pre-rift,

syn-rift, post-rift, dan syn-inversion. Penjelasan masing-masing sikuen dan

hubungannya dengan evolusi cekungan Barito diuraikan di bawah ini dan

ditunjukkan pada Gambar 3.

Sikuen Pre-rift

Sikuen pre-rift di bagian timur Cekungan Barito ditunjukkan dengan keberadaan

komplek batuan dasar yang mengalasi cekungan sedimen. Posisi cekungan yang

terletak pada tepi kontinen Sundaland, mengindikasikan komposisi batuan dasar

tersusun oleh tipe batuan dasar kontinen (acidiccrystalline) dan zona akresi

Mesozoik di bagian Barat dan batuan Paleogen Awal di bagian timur (Satyana &

Silitonga, 1994). Pemboran eksplorasi pada Struktur TG12 belum ada yang

mencapai komplek batuan dasar.

Sikuen Syn-rift

Aktivitas tumbukan antara kontinen India, tepi Eurasia dengan bagian Barat

Samudera Pasifik pada awal Eosen Tengah (50 Jtl) menghasilkan pembentukan

Cekungan Barito sebagai cekungan regangan berupa convergent wrenching atau

back-arc extension. Sikuen syn-rift tersusun oleh pengendapan sedimen Formasi

Lower Tanjung berumur Paleosen – Eosen Tengah dengan litologi penyusun

9

berupa batupasir, batulanau, serpih, konglomerat, dan lapisan tipis batubara.

Penyebaran fasies syn-rift terbatas mengisi paleo-terban (Gambar 2). Bagian

bawah sikuen tersusun oleh fasies piedmont fan berupa konglomerat red beds,

yang ke atas berkembang menjadi fasies alluvial – lacustrine (Satyana &

Silitonga, 1994). Suksesi stratigrafi penyusun sikuen syn-rift ini dikelompokkan

dalam stage deposition 1 (Pertamina & Trend Energy, 1988).

Gambar 3. Tektonostratigrafi Regional Cekungan Barito (kompilasi dari Haq,

dkk., 1988; Kusuma & Darin, 1989; dan Satyana & Silitonga, 1994)

10

Sikuen Post-rift

Penurunan dasar cekungan yang berlangsung dari Eosen Tengah–pertengahan

Miosen Awal menghasilkan pengendapan sedimen bagian atas Formasi Lower

Tanjung dan Formasi Berai. Suksesi stratigrafi sikuen post-rift diawali oleh

pengendapan sedimen Formasi Lower Tanjung (bagian atas) berumur Eosen

Tengah – Oligosen Awal, dengan litologi penyusun batupasir deltaik, batulanau,

batubara, dan serpih neritik (Satyana & Silitonga, 1994). Pengisian cekungan pada

tahap ini dikelompokkan sebagai stage deposition 2 hingga 4 (Pertamina & Trend

Energy, 1988).

Sikuen Syn-inversion

Kala Miosen Tengah, terjadi 2 (dua) aktivitas tumbukan tektonik, yaitu tumbukan

fragmen kontinen Laut Cina Selatan dengan bagian Utara Kalimantan yang

menghasilkan pengangkatan Tinggian Kuching, dan tumbukan ke arah timur

Sulawesi yang menyebabkan berhentinya pemekaran Selat Makassar dan

pengangkatan proto-Meratus. Aktivitas tektonik tumbukan pada Miosen Tengah

tersebut, menghasilkan pembalikan struktur di Cekungan Barito. Sikuen syn-

inversion di Cekungan Barito tersusun oleh pengendapan Formasi Warukin dan

Formasi Dahor.

D. Sistem Hidrokarbon

Suksesi stratigrafi Formasi Tanjung yang mengisi Cekungan Barito telah terbukti

menghasilkan akumulasi hidrokarbon. Sistem hidrokarbon di Cekungan Barito

terbentuk oleh integrasi elemen–elemen pendukungnya, seperti kematangan

batuan induk, kualitas batuan reservoar, keefektifan batuan penudung, mekanisme

11

pemerangkapan, dan migrasi (Kusuma & Darin, 1989; Rotinsulu, dkk., 1993;

Satyana & Silitonga, 1994; dan Satyana, 1995).

1. Batuan Induk

Batuan induk Formasi Tanjung dihasilkan dari pengendapan batuan serpih kaya

organik, batulempung, dan batubara pada kondisi lingkungan shallow

lacustrine. Batuan induk Formasi Tanjung berpotensi menghasilkan tipe

hidrokarbon minyak dan gas.

2. Batuan Reservoar

Suksesi pengisian sedimen pada Cekungan Barito menghasilkan pengendapan

batupasir Formasi Tanjung yang berpotensi sebagai batuan reservoar.

Pengendapan fasies batupasir pada fase syn-rift umumnya terbatas mengisi terban

dan dikenal dengan tahap pengendapan 1, sedangkan tahap pengendapan 2 – 4

berlangsung selama fase post-rift dengan penyebaran relatif melampar luas

(Gambar 4).

Gambar 4. Potensi batuan reservoar pada Formasi Tanjung, Cekungan

Barito, kaitannya dengan tahapan evolusi tektoniknya (Bow

Valley Tanjung, 1992)

Lo

wer

Tan

jun

g

LITHOFACIES

ST

AG

E

FORMATION

Bas

e

men

t Basement

Upper

Tanjung

SA

G F

ILL

LITORAL-

INNER SUBLITORAL

PO

ST

RIF

T

Formation Formation

Formation Formation

SY

NR

IFT

RE

GIO

NA

L

SU

BS

IDA

NC

E

R

IF F

ILL

SUPRALITORAL

LACUSTRINE/

ESRUARINE

ALLUVIAL/

LACUSTRINE

PIEDMONT

INNER ERITIC

ENVIRONMENT

4

LO

WE

R

UP

M

IDD

LE

3

2

1a

1

12

3. Batuan Tudung

Fase post-rift selama transgresi regional/penurunan cekungan setelah

pengendapan sedimen sag-fill menghasilkan pengendapan sedimen shallow

marine mudstone di Cekungan Barito. Pelamparan litologi shallow marine

mudstone yang sangat luas dengan ketebalan mencapai 800 m dan permeabilitas

yang sangat ketat akan membentuk tipe batuan penudung yang efektif menutupi

reservoar–reservoar dibawahnya.

4. Migrasi dan Mekanisme Pemerangkapan

Pembalikan struktur menghasilkan bentuk asimetris pada Cekungan Barito.

Kemiringan cekungan relatif landai ke arah baratlaut menuju Paparan Barito dan

mempunyai kemiringan curam ke arah tenggara menuju pengangkatan Meratus.

Oleh karena itu, bagian tengah cekungan mengalami penurunan lebih cepat.

Kondisi ini menyebabkan batuan induk Lower Tanjung yang terendapkan di

bagian tengah mencapai kedalaman ideal untuk menggenerasi hidrokarbon.

Pengangkatan Meratus berlangsung menerus dari Miosen Akhir hingga Pliosen

dan mencapai puncaknya pada Plio-Plistosen. Perangkap struktur yang telah

terbentuk pada Miosen Awal kemudian mengalami inversi kembali yang

menghasilkan zona tinggian. Pengisian hidrokarbon pada suatu perangkap

berlangsung melalui patahan dan sepanjang batupasir permeable (Gambar 5).

Tektonik Plio-Plistosen menyebabkan seluruh Cekungan Barito mengalami

pembalikan struktur yang kuat. Aktivitas tektonik tersebut dapat menghasilkan

perangkap inversi yang baru, akan tetapi juga dapat merusak perangkap yang

13

terbentuk sebelumnya. Hidrokarbon yang telah terjebak mungkin termigrasi ulang

menuju perangkap struktur baru melalui kemiringan perangkap tua atau rusak

akibat inversi Plio-Plistosen.

Gambar 5. Migrasi dan mekanisme pemerangkapan hidrokarbon di

Cekungan Barito (Rotinsulu, dkk., 1993)

14

III. TEORI DASAR

A. Prinsip Dasar Log Sumur

1. Log Gamma Ray

Prinsip pengukurannya adalah mendeteksi arus yang ditimbulkan oleh ionisasi

yang terjadi karena adanya interaksi sinar gamma dari formasi dengan gas ideal

yang terdapat didalam kamar ionisasi yang ditempatkan pada sonde.

Secara khusus Gamma Ray Log berguna untuk identifikasi lapisan permeabel

disaat Log SP tidak berfungsi karena formasi yang resistif atau bila kurva SP

kehilangan karakternya (Rmf = Rw), atau ketika SP tidak dapat merekam

karena lumpur yang yang digunakan tidak konduktif (oil base mud). Selain itu

Log Gamma Ray juga dapat digunakan untuk mendeteksi dan evaluasi terhadap

mineral radioaktif (potassium dan uranium), mendeteksi mineral tidak radioaktif

(batubara), dan dapat juga untuk korelasi antar sumur.

Shale dan terutama marine shale mempunyai emisi sinar gamma yang lebih

tinggi dibandingkan dengan sandstone, limestone dan dolomite. Dengan adanya

perbedaan tersebut log gamma ray ini dapat digunakan untuk membedakan antara

shale dan non shale sehingga gamma ray sering disebut sebagai log litologi.

15

Tabel 1. Respon Litologi perlapisan batuan (Haryono, 2010)

Coal Coal Shaly Shale Sandstone

Densitas

Gamma Ray

Resistivitas

SP

Sonic

Neutron

1.3-1.5 gr/cc

20-70 API

High

Low

Large

Large

1.5-2.0 gr/cc

75-175 API

Low-Middle

Low

-

-

2.0 gr/cc

100- 150 API

Low

Low

-

-

2.2-2.4 gr/cc

50-75 API

Low

High

-

-

Gambar 6. Kurva Log Gamma Ray (Abdullah, 2011)

2. Log Densitas

Tujuan utama dari log densitas adalah menentukan porositas dengan mengukur

density bulk batuan, di samping itu dapat juga digunakan untuk mendeteksi

adanya hidrokarbon atau air, digunakan besama-sama dengan neutron log, juga

menentukan densitas hidrokarbon (ρh) dan membantu didalam evaluasi lapisan

shaly (Harsono,1997).

16

3. Log Sonic

Log Sonic merupakan jenis log yang digunakan untuk mengukur porositas, selain

density log dan neutron log dengan cara mengukur interval transite time (Δt),

yaitu waktu yang dibutuhkan oleh gelombang suara untuk merambat didalam

batuan formasi sejauh 1 ft. Peralatan sonic log menggunakan sebuah transmitter

(pemancar gelombang suara) dan dua buah receiver (penerima). Jarak antar

keduanya adalah 1 ft.

4. Log Neutron Porosity

Log Neutron dirancangkan untuk menentukan porositas total batuan tanpa

melihat atau memandang apakah pori-pori diisi oleh hidrokarbon maupun

air formasi. Neutron terdapat didalam inti elemen, kecuali hidrokarbon. Neutron

merupakan partikel netral yang mempunyai massa sama dengan atom hidrogen.

Neutron Porosity pada evaluasi formasi ditujukan untuk mengukur indeks

hidrogen yang terdapat pada formasi batuan. Indeks hidrogen didefinsikan

sebagai rasio dari konsentrasi atom hidrogen setiap cm kubik batuan terhadap

kandungan air murni pada suhu 75⁰F.

Jadi, Neutron Porosity log tidaklah mengukur porositas sesungguhnya dari

batuan, melainkan yang diukur adalah kandungan hidrogen yang terdapat pada

pori-pori batuan. Secara sederhana, semakin berpori batuan semakin banyak

kandungan hidrogen dan semakin tinggi indeks hidrogen. Sehingga, shale yang

banyak mengandung hidrogen dapat ditafsirkan memiliki porositas yang tinggi

pula.

17

5. Checkshot

Data checkshot merupakan komponen penting dalam interpretasi seismik

khususnya dalam well seismic tie yang bertindak sebagai penerjemah domain

kedalaman data-data sumur ke dalam domain waktunya data seismik. Sebenarnya

penerjemahan domain kedalaman ke dalam domain waktu dapat dilakukan oleh

data sumur yaitu log sonic. Log sonic berupa pengukuran transit time yang

disingkat DT dapat diubah menjadi log kecepatan sonic. Kecepatan sonic inilah

yang mampu menerjemahkan domain kedalaman ke dalam domain waktu. Akan

tetapi, kecepatan sonic dalam well seismic tie mempunyai beberapa kelemahan

sehingga masih diperlukan data kecepatan lain yang diperoleh sebagaimana data

seismik diperoleh yaitu data checkshot.

Gambar 7. Ilustrasi akuisisi checkshot (Veeken, 2007)

Seismic Source

Downhole

geophone

Static Correction

Offset

Seismic Reference

Datum

KB = Kelly Bushing

GL = Ground Level

MD= Measured Depth

H = Distance geophone

seismic source

MD

GL

KB

Well 1

18

Di sini kita akan menghitung bagaimana data checkshot diperoleh (perhatikan

Gambar 7). Parameter yang sudah diketahui adalah

offset: jarak antara sumur dengan source

TVD-SRC: kedalaman receiver dengan ketinggian source terhadap MSL

sebagai datumnya

FB: waktu first break yaitu waktu tempuh gelombang langsung yang

ditangkap oleh receiver (Veeken, 2007)

B. Konsep Dasar Seismik Refleksi

1. Prinsip Huygens

Prinsip Huygens menyatakan bahwa setiap titik pada muka gelombang merupakan

sumber bagi gelombang baru. Posisi dari muka gelombang dalam dapat seketika

ditemukan dengan membentuk garis singgung permukaan untuk semua wavelet

sekunder. Prinsip Huygens mengungkapkan sebuah mekanisme dimana sebuah

pulsa seismik akan kehilangan energi seiring dengan bertambahnya kedalaman

(Asparini, 2011).

Gambar 8. Prinsip Huygens (Oktavinta, 2008)

19

2. Prinsip Fermat

Gelombang menjalar dari satu titik ke titik lain melalui jalan tersingkat waktu

penjalarannya. Dengan demikian jika gelombang melewati sebuah medium yang

memiliki variasi kecepatan gelombang seismik, maka gelombang tersebut akan

cenderung melalui zona-zona kecepatan tinggi dan menghindari zona-zona

kecepatan rendah (Abdullah, 2011).

Gambar 9. Prinsip Fermat (Abdullah, 2011)

3. Hukum Snellius

Perambatan gelombang yang melaui medium dengan nilai parameter fisis,

misalkan densitas yang berbeda akan menyebakan nilai kecepatan

gelombang berbeda pula. Salah satu fenomena perambatan gelombang tersebut

yaitu pembiasan arah perambatan gelombang. Hukum Snellius tentang pembiasan

menyatakan bahwa:

1. Sinar datang, garis normal, dan sinar bias, terletak pada satu bidang datar.

2. Sinar yang datang dari medium dengan indeks bias kecil ke medium

dengan indeks bias yang lebih besar dibiaskan mendekati garis normal,

dan sebaliknya.

20

3. Perbandingan nilai sinus sudut datang terhadap sinus sudut bias dari satu

medium ke medium lainnya selalu tetap. Perbandingan ini disebut sehagai

indeks bias relatif suatu medium terhadap medium lain.

Secara matematis Hukum Snellius dapat dirumuskansebagai berikut:

Sebagian energi gelombang akan dipantulkan sebagai gelombang P dan

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

gelombang S.

Gambar 10. Hukum Snellius (Juanita, 2013)

4. Impedansi Akustik (IA)

Bumi sebagai medium rambat gelombang seismik tersusun dari perlapisan batuan

yang memiliki sifat fisis yang berbeda-beda, terutama sifat fisis densitas batuan

(ρ) dan cepat rambat gelombang (v). Sifat fisis tersebut adalah sifat fisis yang

(1)

Gelombang P

refleksi

Gelombang S

refleksi

P1

Vp1 Vs1

Gelombang P

Medium 1

Gelombang P

refraksi

Gelombang S

refraksi

Medium 2

Vp2 Vs2

S1

P2

S2

P

ɤs

i

ϴp

ϴs

ɤp

21

mempengaruhi refleksivitas seismik. Dengan berdasarkan konsep tersebut

sehingga dapat dilakukan perkiraan bentuk lapisan/struktur bawah permukaan.

Penerapan konsep tersebut kemudian disebut sebagai Impedansi Akustik, dimana

sebagai karekteristik akustik suatu batuan dan merupakan perkalian antara

densitas dan cepat rambat

Dalam mengontrol harga IA, kecepatan mempunyai arti yang lebih penting dari

pada densitas. Sebagai contoh, porositas atau material pengisi pori batuan (air,

minyak, gas) lebih mempengaruhi harga kecepatan dari pada densitas.

menganalogikan IA dengan acoustic hardness. Batuan yang keras (hard rock) dan

sukar dimampatkan, seperti batugamping mempunyai IA yang tinggi, sedangkan

batuan yang lunak seperti lempung yang lebih mudah dimampatkan mempunyai

IA rendah (Sukmono, 1999).

5. Koefisien Refleksi

Apabila terdapat dua lapisan batuan yang saling berbatasan dan memiliki

perbedaan nilai impedansi akustik, maka refleksi gelombang seismik dapat terjadi

pada bidang batas antara kedua lapisan tersebut. Besar nilai refleksi yang terjadi

kemudian dinyatakan sebagai Koefisien Refleksi :

Koefisien refleksi menunjukkan perbandingan amplitudo (energi) gelombang

pantul dan gelombang datang, dimana semakin besar amplitudo seismik yang

terekam maka semakin besar koefisien refleksinya.

(2)

(3)

22

Gambar 11. Skema pemantulan gelombang seismik pada batas dua

medium berbeda nilai IA-nya (Rachelyanna, 2015)

6. Resolusi Seismik

Resolusi didefenisikan sebagai kemampuan untuk memisahkan dua kenampakan

yang sangat berdekatan (Sheriff, 1992). Resolusi seismik sendiri terbagi menjadi 2

macam, yaitu resolusi vertikal dan resolusi lateral.

a. Resolusi Vertikal

Resolusi vertikal seismik adalah kemampuan untuk memisahkan lapisan atas

dengan lapisan bawahnya secara vertikal. Pola refleksi ini akan nampak terpisah

dengan ketebalan ¼ λ panjang gelombang, sedangkan jika ketebalanya kurang

dari itu maka hanya akan tampak satu interface saja. Pemisahan secara vertikal

yang minimal dapat diperlihatkan disebut sebagai tunning thickness.

Frekuensi gelombang seismik lebih kecil dibandingkan frekuensi yang dihasilkan

pada data log sumur, sehingga kemampuan perubahan seismik jauh lebih besar

sekitar 100 kali lipat. semakin kecil frekuensi dan kecepatan maka gelombang

Reflection

Wave

Arrival

Wave

23

akan semakin besar. Panjang gelombang (λ) tergantung pada kecepatan V dan

frekuensi F seperti pada persamaan dibawah ini:

λ = v/f

Dimana :

λ = Panjang gelombang (m)

V = Kecepatan rata rata (m/s)

F = Frekuensi dominan seismik (Hz)

Dari persamaan diatas dapat diidentifikasi bahwa semakin kecil panjang

gelombangnya, maka perlapisan yang dapat terdeteksi semakin kecil.

b. Resolusi Lateral

Resolusi lateral atau horizontal dikenal dengan Zona Fresnell yaitu bagian dari

reflektor dimana energi dipantulkan ke geophone atau hydrophone setelah separuh

siklus atau seperempat panjang gelombang setelah terjadinya refleksi pertama.

Radius Zona Fresnel dapat dihitung dengan rumus :

√

Dimana:

rf = Radius zona Fresnel (m)

V = Rata rata kecepatan (m/s)

f = Fekuensi dominan seismic (Hz)

t = TWT (s)

(4)

(5)

24

C. Interpretasi Seismik

1. Well To Seismic Tie

Well Seismic Tie adalah proses pengikatan data sumur (well) terhadap data

seismik. Data sumur yang diperlukan untuk well seismic tie adalah sonic (DT),

densitas (RHOB), dan checkshot. Sebelum diproses, data well tersebut harus

dikoreksi terlebih dahulu untuk menghilangkan efek Washout Zone, cashing shoe,

dan artifak-artifak lainya. Sebagaimana yang kita ketahui, data seismik umumnya

berada dalam domain waktu (TWT) sedangkan data well berada dalam domain

kedalaman (depth). Sehingga, sebelum kita melakukan pengikatan, langkah awal

yang harus kita lakukan adalah konversi data well ke domain waktu. Untuk

konversi ini, kita memerlukan data log sonic dan checkshot.

Gambar 12. Well Seismik Tie (Matt Hall, 2013)

Picks

52 picks

7 displayed

A-IMPEDANCE

Kg/m2.s

5000000 10000000

A-RC

L>H-(+)

-0.2 0.0 0.2

A-1D SYN

Sur03a27_27SIP :0

NorPol

GR

API

0 100 200

RHOZ

Kg/m3

2000 25000

DT

us/m

600 400 200

WAB

WabMcM

MCM

muds

mud

mud

DevUnc

25

2. Identifikasi dan Picking Horizon

Menurut Coffeen (1986), salah satu cara yang dipakai dalam identifikasi horizon

adalah dengan membandingkan reflektor atau horizon seismik satu section dengan

section yang lain, berdasarkan kumpulan ciri-ciri yang ada. Ciri-ciri yang biasa

digunakan adalah :

Kedudukan horizon pada penampang seismik

Komposisi frekuensi

Kekuatan amplitudo

Kontinyuitas horizon

Langkah selanjutnya adalah memilih (picking) horizon. Faktor penimbang untuk

memilih diantaranya adalah :

Kontinyuitas refleksi

Kontinyuitas karakter refleksi

Korelasinya dengan marker geologi yang diinginkan

Perannya dalam interpretasi keseluruhan

Picking satu atau lebih horizon pada satu penampang seismik harus sama dengan

picking horizon pada penampang seismik lainnya. Pastikan bahwa suatu horizon

yang di-picking, pada titik perpotongan antara dua penampang seismik

(crosspoint) terletak pada waktu (ms) yang sama.

3. Peta Struktur Waktu

Salah satu pemetaan horizon seismik adalah peta struktu waktu. Peta struktur

waktu merupakan penerapan satruktur horizon seismik dengan waktu yang dibuat

dengan cara menarik garis transversal serta sejumlah garis yang pendek dengan

26

waktu yang sesuai dengan data shot point dan kemudian dilakukan pengkonturan

(Ramdan, D. 2001).

Gambar 13. Peta Struktur (Nanda N, 2008)

D. Regresi Linear Multiatribut

1. Seismik Atribut

Seismik atribut didefinisikan sebagai karakterisasi secara kuantitatif dan deskriptif

dari data seismik yang secara langsung dapat ditampilkan dalam skala yang sama

dengan data awal (Barnes, 1999). Dengan kata lain seismik atribut merupakan

pengukuran spesifik dari geometri, dinamika, kinematika dan juga analisis

statistik yang diturunkan dari data seismik. Metode seismik berguna untuk

menganalisis fenomena geologi bawah permukaan seperti struktur geologi.

Atribut seismik dan Struktur kedalaman peta yang digunakan untuk menentukan

distribusi fasies asosiasi dan pemodelan struktural. Distribusi fasies dan sifat

27

batuan dikombinasikan dengan model struktural untuk mendapatkan model fasies

(Widiatmo, dkk., 2013)

Informasi utama dari seismik atribut adalah amplitudo, frekuensi, dan atenuasi

yang selanjutnya akan digunakan sebagai dasar pengklasifikasian atribut lainnya.

Semua horison dan bentuk dari atribut-atribut ini tidak bersifat bebas antara satu

dengan yang lainnya, perbedaannya hanya pada analisis data pada informasi dasar

yang akan berpengaruh pada gelombang seismik dan juga hasil yang ditampilkan

(Sukmono, 2002). Informasi dasar yang dimaksud disini adalah waktu, frekuensi,

dan atenuasi yang selanjutnya akan digunakan sebagai dasar klasifikasi attribut

(Brown, 2002).

Gambar 14. Klasifikasi Atribut Seismik (Brown, 2000)

PRE-STACK

-Intersep AVO

-Gradien AVO

-Intersep X Gradien

-Beda Far-Near

-Faktor Fluida

JENDELA

HORISON

-Waktu

-Isokron

-Kecenderungan

-Residual

-Kemiringan

-Azimuth

-Beda

-Edge

-Iluminasi

-Fasa Sesaat

-Fasa Kosinus

GROSS

-Lebar Frekuensi

-Panjang Busur

-Jumlah Zero Crossing

-Puncak Frekuensi Spektral

-Gradien Frekuensi Spektral

-Frekuensi dominan pertama,

kedua,dst

-Spektrum bandwith

-Frekuensi sesaat rata-rata

-Frekuensi sesaat Rms

HORISON

-Frekuensi Sesaat

-Frekunesi Respon

-Enveloped Weight

Frekuensi sesaat

-Turunan Waktu

Frekuensi

DISTRIBUSI

-Gradien Frekuensi

sesaat

AMPLITUDO

-Koherensi

-Kontinyuitas

-Kemiripan

-Kovarian

-Beda Puncak

Palung

-Koreksi

Kemiringan

Maksimum

-Iluminasi

-Koreksi

Azimuth

Maksimum

-Fasa Kosinus

-Rasio SN

SELEKSI

-Daerah Loop

-Amplitudo maksimum

-Amplitudo negative terbesar

-Amplitudo absolut maks

-Beda palung-puncak

DISTRIBUSI

-Halftime

-Gradien kuat refleksi

-Gradien pada half energi

-Ratio positif negatif

HORISON

-Amplitudo Refleksi

-Amplitudo

Komposit

-Impedansi Akustik

-Kuat Refleksi

-Rasio Amplitudo

GROSS

-Total amplitude absolut

-Total energy

-Absolut rata-rata

-Energi rata-rata

-Gradien frekuensi spectral

-Kuat Refleksi rata-rata

-Amplitudo rata-rata

-Rata-rata amplitudo puncak

WAKTU

JENDELA

JENDELA

ATENUASI FREKUENSI

AMPLITUDO

PRE-

STACK

Velocity

POS-STACK

-Faktor Q

sesaat

POST-

STACK

POST-

STACK

PRE-STACK

PRE-STACK

POST-STACK

28

Secara umum, atribut turunan waktu akan cenderung memberikan informasi

perihal struktur, sedangkan atribut turunan amplitudo lebih cenderung

memberikan informasi perihal stratigrafi dan reservoir. Peran atribut turunan

frekuensi sampai saat ini belum betul-betul dipahami, namun terdapat keyakinan

bahwa atribut ini akan menyediakan informasi tambahan yang berguna perihal

reservoir dan stratigrafi. Atribut atenuasi juga praktis belum dimanfaatkan saat ini,

namun dipercaya bahwa atribut ini dimasa datang akan berguna untuk lebih

memahami informasi mengenai permeabilitas.

Atribut seismik dapat dibagi dalam 2 kategori (Chen, 1997):

1. Horizon-based attributes, yaitu dihitung sebagai nilai rata-rata antara dua

horizon

2. Sample-based attributes merupakan transformsi dari trace input untuk

menghasilkan trace output lainnya dengan jumlah yang sama dengan trace

input (nilainya dihitung sampel per sampel)

Atribut yang digunakan dalam analisis multiatribut dengan menggunakan

perangkat EMERGE harus dilakukan dalam bentuk sample-based attributes,

dimana 23 jenis atribut yang digunakan sebagi input, atribut- atribut tersebut dapat

dikelompokkan ke dalam 6, kategori, yaitu :

1. Atribut sesaat, meliputi:

a. Instantaneous Phase

b. Instantaneous frequency

c. Cosine Instantaneous Phase

d. Apparent Polarity

29

e. Amplitude Weighted cosine phase

f. Amplitude weighted frequency

g. Amplitude weighted phase

2. Windowed Frequency Attributes

a. Average frequency Amplitude

b. Dominant Frequency

3. Filter slice (Band filter)

a. 5/10 – 15/20 Hz

b. 15/20 – 25/30 Hz

c. 25/30 -35/40 Hz

d. 35/40 Hz – 45/50 Hz

e. 45/50 – 55/60 Hz

f. 55/60 – 65/70 Hz

4. Derivative Attributes

a. Derivative of the seismic trace

b. Derivative Instantaneous Amplitude

c. Second Derivative of the seismic trace

d. Second derivative instantaneous Amplitude

5. Integrated Attributes

a. Integrated seismic trace

b. Integrated reflection Strenght

6. Atribut waktu

30

2. Analisis Multiatribut

Analisis seismik multiatribut adalah salah satu metode statistik menggunakan

lebih dari satu atribut untuk memprediksi beberapa properti fisik dari bumi. Pada

analisis ini dicari hubungan antara log dengan data seismik pada lokasi sumur dan

menggunakan hubungan tersebut untuk memprediksi atau mengestimasi volume

dari properti log pada semua lokasi pada volum seismik. Statistik dalam

karakteristik reservoar digunakan untuk mengestimasi dan mensimulasikan

hubungan spasial variabel pada nilai yang diinginkan pada lokasi yang tidak

mempunyai data sampel terukur. Hal ini didasarkan pada kenyataan yang sering

terjadi di alam bahwa pengukuran suatu variabel di suatu area yang berdekatan

adalah sama. Kesamaan antara dua pengukuran tersebut akan menurun seiring

dengan bertambahnya jarak pengukuran.

Schultz, dkk (1994) mengidentifikasi tiga subkategori utama pada teknik analisa

multiatribut geostatistik, yaitu:

1. Perluasan dari co-kriging untuk melibatkan lebih dari satu atribut sekunder

untuk memprediksi parameter utama.

2. Metode yang menggunakan matriks kovariansi untuk memprediksi suatu

parameter dari atribut input yang telah diberi bobot secara linear.

3. Metode yang menggunakan Artificial Neural Networks (AANs) atau

teknik optimisasi non-linear untuk mengkombinasikan atribut-atribut

menjadi perkiraan dari parameter yang diinginkan.

31

Analisis multiatribut pada penelitian ini menggunakan kategori yang kedua.

Prosesnya sendiri melibatkan pembuatan dari volume pseudo log yang nantinya

akan digunakan untuk memetakan penyebaran batupasir dan serpih

Dalam kasus yang paling umum, kita mencari sebuah fungsi yang akan

mengkonversi m atribut yang berbeda ke dalam properti yang diinginkan, ini

dapat ditulis sebagai :

P(x,y,z) = F[Ai(x,y,z),…, Am(x,y,z)]

dimana :

P = properti log, sebagai fungsi dari koordinat x,y,z

F = fungsi yang menyatakan hubungan antara atribut seismik dan properti log

Ai = atribut m, dimana i = 1,...,m.

Untuk kasus yang paling sederhana, hubungan antara log properti dan atribut

seismik dapat ditunjukkan oleh persamaan jumlah pembobotan linier.

dimana :

wi = nilai bobot dari m+1, dimana 1 = 0,...,m

3. Conventional Crossploting

Prosedur sederhana untuk menentukan hubungan antara data log target dan atribut

seismik adalah dengan melakukan cros-plot di antara kedua data tersebut.

(6)

(7)

32

Gambar 15. Conventional cross-plot antara “log target” dan “atribut seismik”

(Russel, 1997)

Gambar 15. memerlihatkan cross- plot antara log target dalam hal ini

“denporosity” dengan sebuah atribut seismik, yang disebut “Attribute”. Dengan

asumsi bahwa log target telah dikonversi ke dalam satuan waktu dan memiliki

sample rate yang sama dengan atribut seismik. Tiap titik pada cross- plot terdiri

dari sejumlah data yang berhubungan dengan sampel waktu tertentu.

Hubungan linier antara log target dan atribut ditunjukkan oleh sebuah garis lurus

yang memenuhi persamaan :

y a bx

Koefisien a dan b pada persamaan ini diperoleh dengan meminimalkan mean-

square prediction error :

∑

(8)

(9)

33

Dimana penjumlahan dilakukan pada setiap titik di cross- plot. Pengaplikasian

garis regresi tersebut dapat memeberikan prediksi untuk atribut target. Lalu

dihitung kovariansi yang didefinikan dalam persamaan

Dimana

∑

∑

∑

∑

∑

Sebagai catatan, hubungan linier kemungkinan diperoleh dengan menerapkan

transformasi non- linier pada data log target atau data atribut, ataupun pada kedua

data tersebut.

Gambar 16. Penerapan transformasi non-linier terhadap target dan atribut

mampu meningkatkan korelasi di antara keduanya (Russel,

1997)

(11)

(12)

(15)

(13)

(14)

(10)

34

4. Perluasan dari Crossploting menjadi Multiatribut

Dalam metoda ini, tujuan kita adalah untuk mencari sebuah operator, yang dapat

memrediksi log sumur dari data seismik di dekatnya. Pada kenyataannya, kita

menganalisis data atribut seismik dan bukan data seismik itu sendiri. Salah satu

alasan kenapa kita melakukan hal ini karena menggunakan data atribut seismik

lebih menguntungkan dari pada data seismik itu sendiri, banyak dari atribut ini

bersifat non linier, sehingga mampu meningkatkan kemampuan prediksi.

Pengembangan (extension) analisis linier konvensional terhadap multiple atribut

(regresi linier multivariat) dilakukan secara langsung. Sebagai penyederhanaan,

kita mempunyai tiga atribut seperti yang terlihat pada Gambar 17.

Gambar 17. Contoh kasus tiga atribut seismik, tiap sampel log target

dimodelkan sebagai kombinasi linier dari sampel atribut pada

interval waktu yang sama (Russel, 1997)

Pada tiap sampel waktu, log target dimodelkan oleh persamaan linier :

Pembobotan (weights) pada persamaan ini dihasilkan dengan meminimalkan

mean-squared prediction error:

∑

(16)

(17)

35

Solusi untuk empat pembobotan menghasilkan persamaan normal standar :

[

]

[

∑ ∑ ∑

∑

∑

∑

∑

∑ ∑

∑ ∑

∑ ∑ ∑ ∑ ]

[

∑

∑

∑

∑ ]

Seperti pada kasus atribut tunggal, mean-squared error yang dihitung

menggunakan pembobotan, merupakan pengukuran kesesuaian untuk transformasi

tersebut, seperti koefisien korelasi, dimana sekarang koordinat x merupakan nilai

log yang diprediksi dan koordinat y merupakan nilai real dari data log.

5. Menentukan jumlah atribut yang digunakan dengan Step-wise Regression

Cara untuk memilih kombinasi atribut yang paling baik untuk memrediksi log

target, maka dilakukan sebuah proses yang dinamakan step-wise regression:

1. Dicari atribut tunggal pertama yang paling baik dengan menggunakan

trial and error. Untuk setiap atribut yang terdapat pada software dihitung

error prediksinya. Atribut terbaik adalah atribut yang memberikan error

prediksi terendah. Atribut ini selanjutnya akan disebut atribut-a.

2. Dicari pasangan atribut yang paling baik dengan mengasumsikan anggota

pasangan yang pertama adalah atribut-a. Pasangan yang paling baik

adalah pasangan yang memberikan error paling kecil. Atribut ini

selanjutnya akan disebut atribut-b.

3. Dicari tiga buah atribut yang berpasangan paling baik, dengan

mengasumsikan dua buah anggota yang pertama atribut-a dan atribut-b.

Tiga buah atribut yang paling baik adalah yang memberikan prediksi

error paling kecil.

(18)

36

Prediksi ini berlangsung terus sebanyak yang diinginkan. Prediksi error, En,

untuk n atribut selalu lebih kecil atau sama dengan En-1 untuk n-1 atribut, tidak

peduli atribut mana yang digunakan.

E. Validasi

Transformasi multiatribut dengan jumlah atribut N+1 selalu mempunyai prediksi

error lebih kecil atau sama dengan transformasi dengan N atribut. Dengan

ditambahkannya sejumlah atribut, kita mengharapkan penurunan secara asimptotis

dari prediksi error, seperti yang terlihat pada Gambar 18.

Gambar 18. Plot dari prediksi error terhadap jumlah atribut yang digunakan

dalam transformasi. Secara matemastis kurva turun secara

asimptotis (Russel, 1997)

Dengan bertambahnya atribut maka ia akan meningkatkan kecocokan dari data

training, tetapi hal ini mungkin buruk jika diterapkan pada data baru (bukan pada

set data training). Hal ini biasanya disebut dengan “over training”. Dengan

menggunakan jumlah atribut yang besar dapat dianalogikan dengan pencocokan

cross- plot dengan order polinomial yang besar.

37

Sejumlah teknik statistik telah dihasilkan untuk mengukur keandalan dari

kecocokan order atribut yang besar (Draper dan Smith, 1966). Kebanyakan dari

teknik ini diterapkan pada regresi linier, dan tidak diterapkan pada prediksi linier

menggunakan neural network. Karena alasan tersebut kita memilih proses Cross

Validasi, yang dapat diterapkan pada semua jenis prediksi. Cross Validasi

membagi seluruh data training kedalam dua bagian, yaitu: data training dan data

validasi. Data training digunakan untuk menghasilkan transformasi, sedangkan

data validasi digunakan untuk mengukur hasil akhir prediksi eror. Dengan asumsi

bahwa over- training pada data training akan mengakibatkan kecocokan yang

buruk pada data validasi. Hal ini diilustrasikan pada Gambar 19.

Gambar 19. Ilustrasi cross-validasi (Russel, 1997)

Kedua kurva digunakan untuk mencocokkan titik- titik data. Kurva tegas adalah

polinomial order kecil. Kurva garis putus- putus merupakan polinomial order

tinggi. Kurva garis putus-putus mencocokkan data training secara lebih baik,

tetapi memperlihatkan kecocokan yang buruk jika dibandingkan dengan data

validasi.

38

Data training terdiri dari sampel training dari semua sumur, kecuali beberapa

sumur yang disembunyikan, data validasi terdiri dari sampel dari data sumur yang

disembunyikan. Pada proses Cross Validasi proses analisis diulang beberapa kali

untuk semua sumur setiap pengukuran meninggalkan sumur yang berbeda.

Validasi error total merupakan rata- rata rms error individual.

∑

Ev : validasi error total

evi : validasi error untuk sumur i

N : jumlah sumur

Validasi error untuk setiap jumlah atribut selalu lebih besar dari training error.

Hal ini disebabkan karena, memindahkan sebuah sumur dari set training akan

menurunkan hasil kemampuan prediksi. Perlu dicatat bahwa kurva validasi error

tidak menurun secara monoton. Pada kenyataannya, ia menunjukkan minimum

lokal di sekitar empat atribut, dan kemudian secara bertahap meningkat. Kita

menginterpretasikan ini berarti setiap penambahan atribut setelah yang keempat,

sistem akan over training.

Pada umumnya, jika kurva validasi error secara jelas menunjukkan paling

minimum, kita mengasumsikan jumlah atribut pada titik tersebut adalah optimum.

Jika kurva validasi error memperlihatkan minimum regional seperti pada

Gambar 24, atau memperlihatkan sekumpulan minimum lokal, kita memilih titik

dimana kurva berhenti menurun secara meyakinkan.

(19)

39

Gambar 20. Validasi error (Russel, 1997)

Plot yang sama seperti Gambar 19, kecuali validasi error total sekarang terlihat

sebagai kurva paling atas. Perlu dicatat bahwa setelah atribut kedua, atribut

lainnya menyumbang peningkatan kecil pada validasi error, dan pada

kenyataannya, secara bertahap menyebabkan peningkatan pada prediksi error

(Russel, 1997).

40

IV. METODOLOGI PENELITIAN

A. Lokasi dan Waktu Penelitian

Penelitian dilakukan di Pertamina EP Asset 5 fungsi eksploitasi, Jakarta Selatan

yang dilaksanakan pada tanggal 1 April 2016 sampai dengan 31 Mei 2016,dengan

mengambil judul “Analisis Reservoar MIGAS (Sandstone) menggunakan

Multiatribut Seismik pada Lapangan TG12, Cekungan Barito, Kalimantan

Selatan”. Berikut ini tabel pelaksanaan kegiatan selama penelitian :

Tabel 2. Pelaksanaan Kegiatan Penelitian

B. Perangkat

Perangkat yang digunakan dalam penelitian ini adalah Software Humpson Russel,

yang terdiri dari

1. Geoview, untuk penyimpanan data base

No Kegiatan April Mei

1. Studi literature

2. Pengambilan/Pengumpula

n data

3. Pengolahan data

4. Evaluasi hasil pengolahan

data

5. Penulisan laporan akhir

41

2. Well explorer, untuk penginputan data sumur

3. eLog, untuk melakukan well seismic tie

4. Strata, untuk melakukan picking horizon dan pembuatan peta struktur

5. Emerge, untuk melakukan proses multiatribut

C. Data Penelitian

Dalam penelitian ini menggunakan beberapa data utama dan data penunjang

lainnya, yang meliputi :

1. Data Seismik PSTM 3D

Data seismik yang digunakan dalam penelitian ini adalah seismik 3D PSTM (post

Stack Time Migration), dengan inline 2003- 2878 dan xline 10002-10961 dengan

sampling rate 2 ms.

Gambar 21. Penampang Seismik inline 2162

2. Data Sumur

Data sumur yang digunakan dalam penelitian sebanyak 4 sumur, yang meliputi

Sumur FM1, FM2, FM3, dan FM4. Pada tiap sumur dilengkapi dengan log

Lap X

42

Gamma Ray, P-Wave, RHOB, dan NPHI. Berikut kelengkapan log yang

diperlukan dalam proses pengolahannya :

Tabel 3. Kelengkapan data Log

No Sumur Log

Marker Checkshot

GR Pwave RHOB NPHI

1. FM1 v v v v v Ada (FM1)

3. FM2 v v v v v copy FM1

4. FM3 v v v v v copy FM1

5. FM4 v v v v v copy FM1

Gambar 22. Data Log sumur FM3

Dengan posisi sumur pada inline dan xline seismik, seperti di bawah ini

Tabel 4. Posisi Log pada seismik Well Name Units X Location Y Location Inline Xline CDP

FM1 m 311049.99 9762155.49 2144 10653 136012

FM2 m 311282.94 9762011.89 2145 10631 136950

FM3 m 315937.63 9769726.18 2505 10655 482574

FM4 m 311371.41 9762465.97 2162 10645 153284

Lap X Area Lapisan

Target

43

3. Geologi Regional

Data geologi regional digunakan untuk mengetahui gambaran geologi pada daerah

penelitian yaitu di Lapangan TG12, Formasi Tanjung, Cekungan Barito. Dalam

data geologi ini terdapat informasi tektonik, struktur dan stratigrafi regional dan

sistem hidrokarbon

4. Data Checkshot dan Marker

Data checkshot digunakan untuk mendapatkan hubungan antara waktu dan

kedalaman, yang akan dugunakan untuk proses well seismic tie, sedangkan

Marker merupakan suatu batas atas suatu formasi. Dalam data marker ini terdapat

data time dan measured depth (kedalaman terukur) sebagai informasi top dari

formasi tersebut terukur, yang digunakan sebagai patokan atau referensi untuk

melakukan picking horizon

D. Pengolahan Data

Dalam penelitian ini ada beberapa tahap pengolahan, yang dimulai dari well

seismic tie, picking, peta struktur, proses multiatribut, dan sliceI hasil multiatrbut.

Diagram alir seperti dibawah ini :

44

Mulai

Studi Literatur

Data Sumur (Checkshot,

Marker, log)

Data Sesimik 3D Post

Stack Migration

Log AI

Log Density Log P-Wave

Wavelet Konvolusi Koefisien

Refleksi

Well Seismic Tie

Seismogram

Sintetik

Korelasi

antara AI

dan Seismik

Tidak

Ya

nv

Picking

Multiatribut Peta Struktur Waktu

Peta Slicing

Analisis

Selesai

Gambar 23. Diagram Alir

45

1. Ekstrak Wavelet dan Well Seismic Tie

Well seismic tie adalah proses pengikatan data sumur dan data seismik, yang mana

data sumur berdomain kedalaman dalam meter dan data seismik berdomain waktu

dalam milisekon yang akan disamakan domainnya. Proses well seismic tie ini

bertujuan sebagai marker atau patokan untuk melakukan picking horizon.

Dalam well seismic tie perlu dilakukan pembuatan seismogram sintetik pada

masing-masing sumur. Seismogram sintetik adalah hasil konvolusi antara

koefisien refleksi dan wavelet. Untuk mendapatkan koefisien refleksi, maka

diperlukan nilai log Pwave dan Log Densitas.

Proses Ekstrak wavelet dapat dilakukan dengan beberapa metode, yaitu metode

statistical, ricker, bandpass dan use well. Dalam penelitian ini hanya melakukan

ekstrak wavelet ricker. Frekuensi yang digunakan dalam metode ricker adalah 20

Hz, karena melihat frekuensi dominan dari seismik. Jendela yang digunakan

dalam ekstrak ini adalah pada batas zona target yang bertujuan untuk

mendapatkan hasil yang mendekati sebenarnya. Kemudian wavelet yang telah di

ekstrak dikonvolusi dengan koefisein refleksi untuk mendapatkan seismogram

sintetik, yang terlebih dahulu dikonversikan dari domain kedalaman menjadi

domain waktu dengan bantuan checkshot. Dalam proses well seismic tie perlu

dilakukan shifting, squeezing dan stretching untuk memperoleh hasil korelasi

yang tinggi dan hasil well tie tergolong baik, jika nilai time shift mendekati 0 dan

nilai korelasi mendekati 1.

46

2. Picking Horizon

Picking horizon dilakukan dengan cara membuat garis kemenerusan pada

penampang seismik. Picking dilakukan dengan acuan hasil well seismic tie dan

marker. marker dalam picking horizon dalam penelitian ini adalah lapisan X.

3. Peta Struktur Waktu

Setelah melakukan picking horizon, maka tahap selanjutnya membuat peta

struktur waktu, yang bertujuan untuk melihat bagaimana struktur pada lapisan X

dalam domain waktu.

4. Proses Multiatribut

Dalam proses multiatribut menggunakan data seismik segy yang dijadikan sebagai

internal atribut bertujuan untuk memetakan persebaran sandstone dan shale

dengan menggunakan prediksi gamma ray, neutron porosity dan density. Dalam

pengolahan multiatribut ini menggunakan metode step wise regression. Kemudian

melakukan penginputan antara data sumur dan seismik pada setipa prediksi data

log, setelah itu dilakukan analisis multiatribut, untuk menentukan atribut mana

saja yang akan di pilih dalam prediksi log, maka di lakukan training terlebih

dahulu, dengan melihat training error dan validation error yang dijadikan dasar

pemilihan atribut yang digunakan.

5. Slice

Setelah diperoleh hasil volume pseudo multi atribut gamma ray, neutron porosity,

dan density maka dilakukan slice di area horizon dengan windows 10 ms yang

bertujuan untuk melihat persebaran lapisan sandstone dan shale secara lateral.

VI. KESIMPULAN DAN SARAN

A. Kesimpulan

Adapun kesimpulan yang diperoleh dari hasil penelitian ini sebagai berikut:

1. Zona target penelitian lapisan X dapat diketahui persebaran sandstone dengan

metode multiatribut menggunakan sebaran log gamma ray, log neutron

porosity dan log density

2. Persebaran reservoir lapisan sandstone diketahui nilai log gamma ray dengan

range 65-75.8API, neutron porosity berada range 0.15-0.2262 dan prediksi

density dengan range 2.4308-2.7gr/cc

3. Dari korelasi sumur uji menunjukkan hasil korelasi yang baik adalah prediksi

sebaran log neutron porosity dan log density karena memiliki korelasi 0.6322

dan 0,6557, sedangkan sebaran log gamma ray memiliki korelasi yang cukup

rendah yaitu 0.1647 terhadap hasil multiatribut.

B. Saran

1. Pemilihan operator length dan jumlah atribut sangat mempengaruhi hasil

multiatribut dari korelasi antara data seismic dan data log.

2. Untuk memetakan persebaran sandstone yang lebih baik lagi juga dapat

digunakan metode seismik inversi.

DAFTAR PUSTAKA

Abdullah, A. 2011. E-book Ensiklopedi Seismik.

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

Laut di Perairan Barat Aceh. Bogor. IPB.

Barnes, A.E. 1999. Seismic attributes past, present, and future, SEG Technical

Program Expanded Abstracts 18, 892.

Bon, J., Fraser, T.H., Amris, W., Stewart, D.N., Abubakar, Z., dan Sosromihardjo,

S. 1996. A review of the exploration potential of the Paleocene Lower

Tanjung Formation in the South Barito Basin, Indonesian Petroleum

Association,Proceedings 25th Annual Convention. Jakarta. FA96-1.0-

027, pp. 1–11.

Bow Valley, 1992. Tanjung Raya area East KaIimantan technical evaluation,

Bow Valley (Asia) Ltd., Jakarta, 23 ps, unpublished.

Brown. 2002. Seismic Attributes for Reservoir Characterization. USA: Society of

Exploration Geophysicists.

Coffeen, J.A. 1986. Seismic Exploration Fundamentals Second Edition. Penn

Well Publishing Company . Tulsa, Oklahoma.

Draper dan Smith. 1966. Applied Regression Analysis. John Wiley and sons, Inc.

New York

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger, Edisi-8.

Jakarta.

Haryono, A. 2010. Interpretasi Pola Sebaran Lapisan Batubara berdasarkan Data

Log Gamma Ray. Fisika Mulawarman, Vol.6 No.2.

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

Kingston, D.R., Dishroon, C.P., Williams, P.A., 1983. Hydrocarbon Plays and

Global Basin Classification. AAPG Bulletin 67 (12), 2194–2198.

Kusuma dan Darin. 1989. The Hydrocarbon Potential of The Lower Tanjung

Formation, Barito Basin, S.E. Kalimantan, Proceedings IPA Eighteenth

Annual Convention.

Koesoemadinata, R.P. 1978. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Jilid I Edisi kedua.

Bandung : Institut Teknologi Bandung.

Mason, A.D.M., Haebig, J.C., and McAdoo, R.L..1993. A fresh look at the North

Barito basin. Kalimantan : Proceedings of the IPA 22nd annu.conv., pp.

589-606.

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

Pertamina. 2016. Geology Finding and Review Cekungan Barito. Jakarta Selatan.

Pertamina dan Trend Energy Kalimantan. 1988. The Hydrocarbon Potential of the

Lower Tanjung Formation, Barito Basin, S.E. Kalimantan, Indonesia,

Joint Pertamina/Trend Barito Basin Study Group. Jakarta, unpublished.

Rachelyanna. 2015. Metode Seismik. Blog Online.

Ramdan, D. 2001. Seismic Interpretation, Workshop IPA – HMTG UGM.

Rotinsulu, dkk. 1993. The Hydrocarbon Generation and Traping Mechanism

Within the Northern Part of Barito Basin, South Kalimantan. Proceeding

of IPA Annu. and Conv. 22nd .

Russel, B., Hampson, D., Schuelke, J., dan Qurein, J. 1997. Multi-attribute

Seismic Analysis, The Leading Edge, Vol. 16, p. 1439-1443.

Satyana, A.H., 1995. Paleogene Unconformities in The Barito Basin, Southeast

Kalimantan. Indonesian Petroleum Association, Proceedings 24th Annual

Convention,Jakarta, Vol 1.1-230.

Satyana dan Silitonga. 1994. Tectonic Reversal in East Barito Basin, South

Kalimantan : Consideration of The Types of Inversion Structure and

Petroleum System Significance. Proceedings IPA Twenty Third Annual

Convention.

Schultz, P. S., Ronen, S., Hattori, M., dan Corbett, C. 1994. Seismic Guided

Estimation of Log Properties, The Leading Edge, Vol. 13, p. 305-315.

Sherrif, R. E. 1992. Reservoir Geophysics, Press Syndicate of The University of

Cambridge. USA

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

Bandung Institute of Technology, Bandung.

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

Teknik Geofisika Institut Teknologi Bandung. Bandung

Sukmono, S. 2002. Seismic Attributes for Reservoir Characterization.

Departement of Geophysical Engineering, FIKTM, Institut Teknologi

Bandung.

Sukmono, S., dan Abdullah, A. 2001. Karakterisasi Reservoar Seismik. Lab.

Geofisika Reservoar Departemen Teknik Geofisika, ITB, Bandung.

Sukmono, S. 2009. Advance Seismic Atribut Analysis. Laboratory of Reservoir

Geophysics: Bandung.

Veeken, P. C. H. 2007. Seismic Stratigraphy, Basin Analysis and Reservoir

Characterisation. Elsevier.

Widiatmo, M.R., Mardiana, U., Mohamad, F., dan Ginanjar, A. 2013. 3D Facies

Modeling of SS-44 Mixed Load Channel Reservoir, Karmila Field,

Sunda Basin, South East Sumatera: Proceeding Of Indonesian Petroleum

Association Thirty-Seventh, IPA13-SG-07).

Yilmaz, O. 1987. Seismic Data Processing. Tulsa: Society of Exploration

Geophysicist.