BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Seismik merupakan metode geofisika yang umum dan penting dilakukan dalam eksplorasi hidrokarbon. Metode ini menggunakan prinsip pemantulan gelombang dengan cara memberikan impuls gelombang ke bawah permukaan bumi. Gelombang-gelombang tersebut kemudian dipantulkan ke permukaan setelah menembus beberapa lapisan batuan di bawah permukaan dan diterima oleh beberapa receiver yang telah dipasang yang disebut geophone. Data-data bawah permukaan yang telah diperoleh kemudian diolah menjadi beberapa penampang seismik untuk kemudian dianalisis dan diinterpetasikan. Dari hasil interpretasi dapat diketahui lokasi hidrokarbon dan penyebaranya selanjutnya ditentukan lokasi titik pemboran untuk eksplorasi hidrokarbon tersebut.

Metode seismik jika dibandingkan dengan metode well logging relatif lebih murah dan dapat menjangkau lokasi yang relatif luas. 1.2 Maksud dan Tujuan

1.2.1 Maksud

Menganalisis data wireline log sumur Tembalang-01.

Melakukan Well-Seismic Tie.

Membuat peta TWT Horizon Kuning.

Melakukan interpretasi struktur geologi daerah ekplorasi X.

Melakukan interpretasi stratigrafi daerah eksplorasi X.

Mengidentifikasi kehadiran hidrokarbon.

Mengidentifikasi sistem petroleum daerah eksplorasi X.

1.2.2 Tujuan

Mengetahui zona hidrokarbon pada wireline log sumur Tembalang-01.

Mengkoreksi dan mengakurasi posisi horizon horizon pada Seismic Profile berdasarkan data Wireline Log.

Mengetahui kondisi topografi Horizon Kuning.

Menentukan struktur geologi yang berkembang di daerah eksplorasi X.

Menentukan lingkungan pengendapan daerah eksplorasi X.

Mengetahui letak akumulasi hidrokarbon.

Menentukan zona prospeksi hidrokarbon dan membuat peta prospeksi pemboran daerah eksplorasi X. 1.3 Kerangka Pikir

BAB II

KONSEP DASAR DAN TEKNIK INTERPRETASI SEISMIK REFLEKSI

2.1 Konsep Dasar Seismik2.1.1 Terjadinya Gelombang Seismik

Gelombang seismik merupakan pembawa pesan yang menyampaikan informasi tentang interior bumi. Gelombang seismik menyebabkan partikel-partikel dari suatu material bergetar. Kemampuan suatu material untuk megalami deformasi secara temporer akibat dilewati gelombang seismik disebut elastisitas. Sifat fisik ini dapat dipakai untuk membedakan jenis-jenis material. Elastisitas mempengaruhi kecepatan rambat gelombang seismik.Pola seismik merambat melalui batuan dalam bentuk gelombang elastis yang mentransfer energi menjadi pergerakan partikel batuan. Apabila dalam penjalaran gelombang seismik mengenai suatu bidang batas antara dua lapisan batuan yang berbeda sifat elastisitasnya, maka fenomena tersebut akan mengikuti prinsip Huygens, pengertian jejak gelombang, Asas fermat dan Hukum Snellius.

2.1.2 Unsur-Unsur Gelombang Seismik

Gelombang dikenal dan dipisahkan satu dengan yang lain berdasarkan pada unsur gelombang tersebut antara lain frekuensi, periode, panjang gelombang, jumlah gelombang, amplitudo, fase, dan polaritas.2.1.3 Tipe Gelombang Seimik

Beberapa fenomena gelombang yang terjadi dalam suatu material padat yang elastis dapat diklasifikasikan berdasarkan cara partikel bergerak ketika gelombang elastis melalui material, yaitu:a. Gelombang Tubuh, terdiri dari:

Compressional Wave (P-Wave)

Shear Wave (S-Wave)

Gambar 2.1 P-Wave

Gambar 2.2 S-Wave

b. Gelombang Permukaan, terdiri dari:- Gelombang Rayleigh

- Gelombang Love

Gambar 2.3 Gelombang rayleigh

Gambar 2.4 Gelombang Love

2.1.4 Fase Polarisasi Data

Polarisasi normal (Badley, 1985) merupakan: Sinyal seismik positif menghasilkan tekanan akustik positif pada hidrofon di air atau pergerakan awal ke atas pada geofon di darat.

Sinyal seismik positif terekam sebagai nilai negatif pada tape, defleksi negatif pada monitor dan through pada penampang seismik.Oleh karena itu, dengan menggunakan konversi ini pada penampang seismik yang menggunakan konversi SEG akan didapatkan:

Pada bidang batas refleksi keteragan IA-2 > IA-1 akan berupa through (palung refleksi).

Pada bidang batas refleksi keterangan IA-2 < IA-1 akan berupa peak (puncak refleksi).

2.1.5 Impedansi Akustik

Salah satu sifat akustik yang khas pada batuan adalah Impedansi Akustik (IA). Impedansi Akustik merupakan sifat batuan yang dipengaruhi oleh jenis litologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman, tekanan, dan temperatur. Nilainya diperoleh dari perkalian antara densitas (() dan kecepatan (V).

IA = ( x V

Gelombang seismik akan dipantulkan setiap terjadi perubahan harga IA. Perubahan IA yang kontras biasanya terjadi pada bidang batas perlapisan atau bidang unconformity. Dengan adanya perbedaan harga AI maka didapatkan koefisien Refleksi (R)

R = =

Gambar 2.5 Impedansi Akustik antara dua media yang berbeda

2.1.6 Resolusi Seismik Refleksi

Resolusi seismik adalah kemampuan dari akuisisi seismik untuk memisahkan dua lapisan batuan (Sheif,1977). Dalam intrepretasi seismik resolusi terbagi menjadi dua arah resolusi yaitu resolusi vertikal dan resolusi horisontal.a. Resolusi Vertikal

Ketebalan tuning merupakan suatu ketebalan tertentu dari suatu batuan yang disyaratkan agar dapat dibedakan pada penampang seismik refleksi bidang batas atas dan batas bawahnya. Besar ketebalan tuning yang masih dapat dilihat adalah dari panjang gelombang. Dengan bertambahnya kedalaman, keterangan kecepatan bertambah tinggi, dan frekuensi bertambah kecil, maka ketebalan tuning juga akan bertambah besar.

b. Resolusi Horisontal

Titik-titik reflksi secara normal berada pada daerah-daerah keterangan terjadi interaksi antara muka gelombang dan muka reflektor. Daerah yang menghasilkan refleksi tersebut disebut sebagai zona fresnel, yaitu bagian dari reflektor keterangan energi dipantulkan ke geofon atau hidrofon setelah terjadinya refleksi pertama. Magnitudo zona Fresnel dapat diperkirakan dari:

Keterangan: rf = radius zona Fresnel (m)

v = kecepatan rata-rata (m/s)

t = TWT (s)

f = frekuensi dominan (Hz)

dari persamaan tersebut dapat diketahui bahwa resolusi horisontal akan berkurang dengan bertambahnya kedalaman, bertambahnya kecepatan, dan berkurangnya frekuensi.2.1.7 Faktor yang Mempengaruhi Kecepatan Gelombang Seismik

a. Efek litologi

Kecepatan bervariasi tergantung pada jenis litologi. Jenis litologi tersebut biasanya ditentukan dari data loging suatu sumur. Dari data log tersebut dapat ditentukan batas-batas litologi lapisan yang diinginkan.b. Efek porositas dan fluida

Jika porositas bertambah besar maka volume pori-pori akan bertambah besar besar sehingga kekompakan dan elastisitas batuan akan berkurang. Semakin besar porositas batuan mengakibatkan kecepatan gelombang seismik menjadi lebih kecil, begitu pula sebaliknya.

Cairan yang berbeda dalam suatu batuan yang sama akan memberikan kecepatan yang berbeda pula.

c. Efek kedalaman dan umur geologi

batuan yang berumur lebih tua (lebih dalam) memiliki kecepatan yang lebih besar dibandingkan dengan batuan yang berumur lebih muda di atasnya.

d. Efek tekanan formasi

secara umum tekanan akan meningkat dengan bertambahnya kedalaman, hal ini disebabkan oleh semakin besarnya komprebilitas yang diterima batuan porous.e. Efek Densitas

Kecepatan akan meningkat dengan bertambahnya densitas batuan. Karena sebagian besar nilai kecepatan batuan satu dengan yang lain saling tumpang tindih, maka sebaiknya tidak mengidentifikasi suatu batuan hanya dengan kecepatan saja.f. Efek fraktuasi batuan

banyaknya rekahan kecil dalam batuan mengurangi pergerakan partikelnya saat mengalami gangguan seismik yang melewati batuan tersebut.(Abdurrahman Chabibie dkk, 2008)2.2 Interpretasi Seismik Refleksi

2.2.1Pengenalan Horison

Interpretasi penampang seismik merupakan penafsiran keadaan bawah permukaan dengan bantuan data seismik. Salah satu pekerjaan yang dilakukan dalam interpretasi seismik adalah pemetaan suatu horison seismik dimana nantinya akan berguna untuk determinasi struktur. Horison seismik merupakan refleksi yang menerus dan kuat (tampak jelas) pada penampang seismik yang meliputi daerah geografi tertentu, dimana horison mewakili urutan sedimentasi tertentu. Selain sebagai refleksi pada lapisan batuan, horison juga bisa sekedar fenomena seismik refleksi (misal oil-water contact). Setelah suatu horison dipilih maka horison tersebut harus dapat diikuti terus sampai ke seluruh daerah pemetaan. Masalah akan timbul apabila kualitas seismik buruk atau dijumpai gangguan struktur. Cara penelusuran horison seismik (Coffeen, 1975):

1. Pada horison yang menerus dan kuat tanpa gangguan. Horison tersebut harus dapat diikuti terus sampai ke seluruh daerah pemetaan.

2. Pada horison yang tidak menerus atau hilang (gap). Pertimbangan reflektor atau horison di atas dan dibawahnya. Horison yang hilang digambar relatif sejajar dengan horson diatas dan dibawahnya.

Gambar 2.6 Penarikan horison yang terputus

3. Pada daerah dengan horison yang tidak menerus, karena kualitas data yang sangat buruk atau memang tidak ada lapisan yang menerus (berupa lensa-lensa serpih / pasir). Pada kasus ini buat horison siluman (phantom horison), dimana horison yang terputus-putus dapat digambarkan pada penampang seismik dengan melihat bagian atas dan bawahnya pada reflektor kuat terdekat. Horison siluman digambar paling tidak sejajar dengan reflektor kuat yang terputus-putus.

Gambar 2.7 Penarikan horison siluman

4. Dengan mempertemukan (meet) horison yang terputus, diteruskan lurus sesuai dengan kemiriringan dan horison pantul lain diteruskan berlawanan arah dengan penerusan tadi. Perhatikan juga intensitas dan posisi reflektor, jika terdapat 2 buah reflektor yang sama kuatnya besar kemungkinan bahwa keduanya berada pada horison yang sama.

Gambar 2.8 Penerusan horison dengan meet

(Sanny, T. A. 1998)2.2.2 Seismik Refleksi Two Way Time

Intrepretasi penampang seismik didefinisikan sebagai penafsiran keadaan bawah permukaan dengan bantuan data seismik. Coffen(1975) mendefinisikannya sebagi proses penentuan dan informasi penampang seismik tentang kondisi bawah permukaan bumi. Hal-hal yang dilakukan dalam interpretasi seismik antara lain :

1. Pemetaan suatu horison untuk determinasi struktur.

2. Determinasi batuan.

3. Determinasi fluida yang berbeda pada ruang pori batuan.

Pekerjaan interpretasi penampang seismik antara lain meliputi pemetaan sutau horison seismik. Pemetaan horison seismik meliputi pembuatan peta struktur waktu, peta struktur kedalaman dan peta isopach. Peta struktur waktu merupakan penerapan struktur horison seismik dengan waktu yang dibuat dengan cara menarik garis transversal serta sejumlah garis yang pendek dengan waktu yang sesuai dengan data shot point dan kemudian dilakukan pengkonturan.

Gambar 2.8 Ilustrasi pembuatan peta struktur waktu berdasarkan data seismikPeta Isopach merupakan peta yang memperlihatkan ketebalan-ketebalan dari suatu lapisan atau seri lapisan yang dinyatakan dengan garis-garis kontur yang menyatakan ketebalan ini. Peta ini dapat digunakan sebagai dasar perhitungan cadangan hidrokarbon di suatu daerah apabila peta isopach yang dibuat menggambarkan ketebalan suatu reservoar.

(Ramdan, D., 2001)2.2.3Pengenalan Struktur

a. Sesar Secara geometri dan kinematika sesar dapat dibagi menjadi sesar normal, sesar naik dan sesar geser. Sesar normal merupakan sesar dengan bagian hanging wall bergerak relatif turun terhadap foot wall, dimana sesar ini berasosiasi dengan gaya ekstensi. Sesar naik merupakan sesar dengan bagian hanging wall bergerak relatif naik terhadap foot wall, dimana sesar ini berasosiasi dengan gaya kompresi. Sesar geser mempunyai pergeseran dominan searah jurus sesar dan pada umumnya mempunyai bidang sesar vertikal. Keberadaan sesar geser ini sulit diidentifikasi dari rekaman seismik, tetapi dapat diketahui dari struktur asosiasinya. Kenampakan pada penampang seismik :

1. Adanya pergeseran / offset pada horison (pola refleksi).

2. Adanya pola difraksi pada zona patahan.

3. Penyebaran kemiringan yang tidak berhubungan dengan stratigrafi.

4. Perbedaan karakter refleksi pada kedua zona dekat sesar.

b. Lipatan Lipatan berasosiasi dengan kompresi skala regional maupun kompresi skala lokal. Beberapa proses lain yang berhubungan dengan pembentukan lipatan adalah adanya deformasi akibat pertumbuhan kubah garam/intrusi benda yang terletak lebih dalam, pensesaran / reaktivasi sesar.

Kenampakan pada penampang seismik yaitu terdapatnya pelengkungan horison seismik (berbentuk antiklin atau sinklin).

c. Kubah Garam / diapir Struktur diapir adalah struktur yang terbentuk oleh adanya gerakan plastis dari suatu batuan endapan yang menerobod lapisan batuan yang berada di atasnya. Garam mempunyai densitas yang sangat rendah jika dibandingkan dengan jenis sedimen lainnya. Apabila diendapkan dengan ketebalan yang cukup, maka cenderung tidak stabil ketika tertutupi oleh batuan lain yang mempunyai densitas lebih besar. Akibatnya akan terjadi aliran garam yang menerobos pada batuan di atasnya dan akhirnya membentuk kubah garam. Kenampakan pada penampang seismik :

1. Adanya dragging effect pada horison di kanan dan kiri tubuh diapir (lingkaran sinklin sekuder).

2. Pola refleksi lapisan dibagian atas bentukan kubah akan mengalami pelengkungan lemah, yang pada umumnya sebagai penanda lapisan penudung (caprock).

3. Adanya penipisan sedimen.

4. Pergeseran sumbu lipatan akibat dragging effect.

d. Intrusi Intrusi terbentuk karena aktivitas magma yang menerobos perlapisan batuan. Kenampakan pada penampang seismik : Dragging effect tidak begitu jelas.

Gambar 2.9 kenampakan intrusi

(Sanny, T. A. 1998)2.2.4

Indikasi Hidrokarbon Pada Data Seismik (Ramdan, 2001) Bright Spot :- AI reservoar < AI litologi sekitar

- Anomali amplitudo tinggi

Dim Spot: - AI reservoar > AI litologi sekitar

- Anomali amplitudo rendah

Polarity Reversal:- AI reservoar sedikit > AI litologi sekitar.

- Perubahan polaritas

Flat Spot: - Anomali amplitudo karena OWC

Secara umum bentuk dasar pulsa seismik yang ditampilkan dalam rekaman seismik dapat dikelompokkan menjadi fasa minimum dan fasa nol. Dimana fasa nol mempunyai beberapa kelebihan antara lain :

1. Amplitudo maksimum sinyal fasa nol umumnya akan selalu berimpit dengan spike refleksi, sedangkan fasa minimum amplitudo maksimum sinyal terjadi setelah spike refleksi.

2. Bentuk wavelet fasa nol simetris sehingga memudahkan picking horison terkait.

Agar horison seismik (skala waktu) terletak pada posisi kedalaman sebenarnya dan agar data seismik dapat dikorelasikan dengan data geologi lainnya yang umumnya di plot pada skala kedalaman maka dilakukan pengikatan data seismik dengan data sumur (well-seismic tie).

(Sanny, T. A. 1998)2.2.5Pemetaan Struktur Bawah Permukaan

Melalui pengeplotan waktu pantul dan kedalaman dapat dibuat suatu peta kontur struktur waktu dan peta kontur struktur kedalaman. Peta kontur struktur waktu atau isokron merupakan peta hasil interpretasi penampang seismik yang menggambarkan bidang perlapisan (misal : top formasi) dalam skala waktu. Prosedur pembuatan peta isokron adalah :

1. Tentukan satu horison pada penampang seismik hingga dapat ditentukan pada setiap penampang seismik.

2. Ikat horison pada masing-masing penampang seismik sesuai dengan jalur seismik sebagai peta dasar.

3. Waktu pantul dihitung pada setiap titik tembak yang diinginkan dan masukkan harga tersebut ke dalam peta dasar.

4. Buat garis kontur sesuai dengan waktu pantul yang sama. Masukkan juga sesar-sesar yang ada.

5. Tahap akhir adalah penafsiran dari peta kontur struktur waktu.

(Kusumadinata, 1982)

2.2.6Konversi Waktu Terhadap Kedalaman

Konversi waktu terhadap kedalaman merupakan suatu langkah penting dalam interpretasi seismik. Oleh sebab itu diperlukan data kecepatan rambat gelombang seismik yang diperoleh dari data log sonik.

1. Kecepatan rata-rata

Kecepatan rata-rata adalah hasil bagi kedalaman horison dengan waktu rambat gelombang seismik dari permukaan ke horison tersebut.

Rumus :

dimana :Vt ( kecepatan rata-rata

Z ( total ketebalan lapisan ( kedalaman lapisan )

T ( waktu rambat ( OWT )

Untuk kecepatan rata-rata beberapa lapisan :

2. Kecepatan selang

Kecepatan selang merupakan kecepatan gelombang untuk menempuh suatu lapisan.

Rumus :

3. Kecepatan sesat

Apabila kecepatan bervariasi secara kontinyu menurut kedalaman, harga kecepatan diturunkan dari rumus kecepatan selang dimana gelombang merambat pada lapisan tipis tak terhingga dalam waktu yang kecil tak berhingga.

Rumus :

4. Root Mean Square Velocity(VRMS)

Kecepatan ini merupakan komponen dari tiga kecepatan interval yang diperoleh dari akar rata-rata kecepatan selang yang dikuadratkan.

Rumus :

5. Normal Move Out Velocity (VNMO)

Kecepatan ini diperoleh dari hubungan waktu pantul dan jaraknya. Kecepatan ini dipakai untuk koreksi dinamik.

Rumus :

,sehingga

Dimana : X= jarak tembak dari geofon terjauh

T= waktu pantul dari titik tembak ke geofon terjauh

To= waktu vertikal

Secara praktis VNMO sering dianggap sebagai VRMS. Walaupun kecepatan seismik dapat dilihat dari data seismik, tetapi menurut Coffeen (1978) informasi yang paling baik diperoleh dari data log sonik. Untuk konversi waktu kedalaman dipakai rumus :

Dimana: X = kedalaman

V = kecepatan

T = waktu

(Ramdan, D., 2001)BAB III

METODOLOGI

3.1 Alat dan Bahan

3.1.1 Alat

Pensil

Penghapus

Pensil warna

Penggaris

3.1.2 Bahan

Penampang seismik 24 lembar

Lembar Synthetic Seismogram Tembalang-01

Peta dasar

Data log Blue Horizon, Yellow Horizon, dan Brown Horizon Tembalang-01

3.2 Data (terlampir)

3.3 Diagram Alir Pekerjaan

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Analisis Data Wireline Logs Sumur

Data wireline log yang ada menunjukkan bahwa sumur memiliki kedalaman waktu sekitar 1980. Kedalaman ini belum dikonversi ke dalam skala jarak seperti meter atau feet. Data wireline log tersebut kemudian dibagi menjadi tiga horizon dari bawah ke atas dengan urutan Brown Horizon, Yellow Horizon, dan Blue Horizon.

Brown Horizon berada pada kedalaman waktu sekitar 1945 dengan ketebalan waktu lapisan batuan di bawahnya sekitar 35. Litologi yang berada di bawah horizon ini adalah shale yang dicirikan dengan deflaksi log gamma ray ke arah kanan, dan batupasir yang dicirikan dengan deflaksi log gamma ray ke arah kiri.

Yellow horizon berada pada kedalaman waktu sekitar 1855 dengan ketebalan waktu lapisan batuan di bawahnya sekitar 90. Urutan litologi di bawah yellow horison dari bawah ke atas antara lain shale-batupasir-shale-batupasir-shale-batupasir.

Blue horizon berada pada kedalaman waktu sekitar 1765 dengan ketebalan waktu lapisan batuan sekitar 90. Litologi yang berada di bawah horizon ini adalah shale yang dicirikan dengan deflaksi log gamma ray ke arah kanan.4.2 Metode Wireline Seismic-Tie

Metode wireline seismic-tie digunakan untuk mengetahui posisi horizon pada penampang seismic. Metode ini dilakukan dengan cara menghimpitkan synthetic seismogram pada penampang sumur yang telah diketahui pada penampang seismic lembar undip-2052. Garis yang dianggap terletak paling bawah pada synthetic seismogram dihimpitkan dengan penampang sumur paling bawah pada penampang seismic lembar undip-2052 kemudian dicari horizon-horizon yang saling menyambung di antara keduanya. Jika tidak ada horizon yang menyambung, lembar synthetic seismogram dapat digeser ke atas atau ke bawah untuk memperoleh horizon yang menerus dengan penampang seismic. Setelah diperoleh horison-horison yang saling menyambung tersebut kemudian ditentukan dan ditandai horizon-horison yang menunjukkan brown, yellow, dan blue horizon pada penampang seismic lembar undip-2052. Penampang seismic tersebut dapat digunakan sebagai dasar picking horizon dengan penampang seismic lainnya.

4.3 Peta TWT Horison Yellow

Peta TWT horizon yellow merupakan peta yang dihasilkan dari pemplotan nilai-nilai kedalaman waktu horizon yellow pada basemap. Nilai-nilai tersebut ditentukan setelah dilakukan picking horizon untuk meminimalkan kesalahan dalam pembuatan peta. Peta yang dibuat kemudian disajikan dalam bentuk peta kontur kedalaman waktu horizon yellow dengan luas 12x12 interval geophone.

Pada peta tersebut dapat dilihat juga kenampakan struktur geologi berupa sesar turun, sesar naik, dan lipatan. Struktur-struktur tersebut digambarkan dengan garis merah yang memiliki orientasi arah tertentu.4.4 Interpretasi Struktur Geologi

Struktur geologi yang dapat diamati pada beberapa penampang seismic yang ada antara lain antiklin, sesar berbalik (reverse fault), sesar turun (normal fault), serta variasi sesar seperti horst dan graben.

Antiklin menunjukkan kenampakan bentuk cembung ke arah atas. Struktur ini disebabkan oleh adanya gaya tektonik arah mendatar dengan orientasi barat daya-timur laut dan timur laut-barat daya yang bekerja pada suatu tubuh lapisan batuan sehingga menyebabkannya menjadi terlipat. Gaya yang bekerja saat pembentukan lipatan adalah gaya kompresi atau gaya tekan yaitu gaya yang mengenai suatu bidang dari dua arah yang berlawanan saling mendekat dan berakhir pada satu titik pusat. Kenampakannya dapat dilihat pada penampang seismic lembar 2012-2172. Pada lembar 2052-2172 struktur ini berasosiasi dengan sesar.

Sesar berbalik (reverse fault) merupakan sesar naik dengan sudut kemiringan bidang sesar 45. Hanging wall pada sesar ini bergerak relative naik terhadap foot wall. Pada penampang seismic terdapat kenampakan perubahan penebalan horizon dan kenampakan diskontinuitas dari horizon tersebut.

Normal fault merupakan sesar turun dengan sudut kemiringan bidang sesar 45. Hanging wall pada sesar ini bergerak relative turun terhadap foot wall. Pada penampang seismik terdapat kenampakan perubahan penebalan horizon dan kenampakan diskontinuitas dari horizon tersebut.

Horst merupakan kenampakan tiga blok sesar yang terjadi kesan naik pada blok bagian tengahnya. Sedangkan graben merupakan kenampakan tiga blok sesar yang terjadi kesan turun pada blok bagian tengahnya.

Gaya yang bekerja pada pembentukan sesar adalah gaya ekstensi atau gaya tarik, yaitu gaya yang bekerja pada suatu tubuh batuan dangan arah berlawanan dan saling menjauh. Gaya ini biasanya merupakan gaya realese atau gaya lepas yang terjadi setelah pembentukan lipatan sehingga menyebabkan salah satu ayap antiklin menjadi patah atau tersesarkan.4.5 Interpretasi Stratigrafi

Urutan litologi dari bawah ke atas beradasarkan interpretasi beberapa kenampakan log pada sumur Tembalang-01 antara lain shale(1985-1960) batupasir(1960-1950) shale(1950-1940) batupasir(1940-1885) shale(1885-1880) batupasir(1880-1870) shale(1870-1865) batupasir(1865-1855) shale(1855-1750).

Urutan lingkungan pengendapan dari bawah ke atas berdasarkan kenampakan log yaitu basin floor, supra-fan lobes, tidal sands, fluvial flood plain, rawa alluvial plain, alluvial plain rawa.Interpretasi lingkungan pengendapan tersebut dilakukan berdasarkan bentuk dan komposisi litologi penyusunnya seperti yang terlihat pada gambar berikut:

Gambar 4.1 Pola GR Log atau pola grain size pada Deep Sea Setting

4.6 Interpretasi Kehadiran Hidrokarbon

Indikasi keberadaan hirokarbon pada daerah ini adalah adanya kenampakan flat spot yang disebabkan oleh adanya kontak langsung antara gas/minyak, gas/air, maupun minyak/air dalam batuan yang berpori. Indikasi ini dapat dilihat pada penampang seismik lembar undip-2032 dengan kedalaman waktu antara 1740-1700. Selain itu, indikasi kehadiran hirokarbon juga dapat diketahui dengan melihat kenampakan bright spot yaitu kenampakan wiggle yang renggang sehingga kenampakannya menjadi lebih terang dibandinkan dengan kenampakan wiggle-wiggle yang rapat. Kenampakan ini disebabkan oleh kemungkinan kehadiran hidrokarbon yang mengisi zona tersebut.4.7 Sistem Petroleum

Sistem petroleum yang terdapat pada daerah ini meliputi batuan sumber (source rock), batuan perangkap (reservoir), migrasi, trap, dan batuan penutup (cap rock).batuan yang berperan sebagai source rock pada zona ini adalah shale yang berada tepat di atas brown horizon, hidrokarbon yang terbentuk pada batuan tersebut kemudian mengalami migrasi primer ke arah batupasir yang berada di atasnya (arah vertikal) dan dan migrasi sekunder yang berarah lateral melalui rekahan-rekahan yang disebabkan oleh adanya sesar kemudian terperangkap pada structural trap berupa antiklin. Sedangkan lapisan batuan yang berperan sebagai cap rock adalah lapisan shale yang berada tepat di atas lapisan batupasir.

Keterangan

: batuan sumber : garis horison kuning

: batuan sarang: garis sesar

: batuan penutup

: migrasi primer

: hidrokarbon pada anticlinal trap: migrasi sekunder

Gambar 4.5 sistem petroleum pada penampang seismik undip-2072

4.8 Rekomendasi Titik PemboranBerdasarkan lokasi keberadaan hidrokarbon yang diketahui setelah dilakukan interpretasi, sumur pemboran yang direkomendasikan antara lain sumur rekomendasi A, terletak pada koordinat undip-21322152 ; undip-335 dengan kedalaman 16201650 msec. Sumur rekomendasi B terletak pada koordinat undip-2112 ; undip-335 dengan kedalaman 15901630 msec. Sumur rekomendasi C terletak pada koordinat undip-2092 ; undip-355 dengan kedalaman 16301650 msec. Sumur rekomendasi D terletak pada koordinat undip-2092 ; undip-335375 dengan kedalaman 16301650 msec. Sumur rekomendasi E terletak pada koordinat undip-2052 ; undip-375 dengan kedalaman 16501670 msec. Sumur rekomendasi F terletak pada koordinat undip-20322052 ; undip-335 dengan kedalaman 16401660 msec. Sumur rekomendasi G terletak pada koordinat undip-21322152 ; undip-375 dengan kedalaman 16351660 msec. Sumur rekomendasi H terletak pada koordinat undip-2072 ; undip-375 dengan kedalaman 16351660 msec. Sumur rekomendasi I terletak pada koordinat undip-2072 ; undip-375 dengan kedalaman 16351680 msec.BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

a. Daerah X memiliki prospeksi hidrokarbon yang cukup besar dengan zona yang cukup luas.

b. Struktur geologi yag terdapat pada derah X antara lain sesar naik, sesar turun, horst, graben, dan lipatan.

c. Litologi pada daerah X didominasi oleh batupasir dan serpih dengan lingkungan pengendapan floor, supra-fan lobes, tidal sands, fluvial flood plain, rawa alluvial plain, alluvial plain rawa..

d. Hidrokarbon terperangkap pada perangkap struktur berupa antiklinal trap dan fault trap.

5.2 Saran

Pemboran sebaiknya dilakukan pada sumur-sumur berikut: A, terletak pada koordinat undip-21322152 ; undip-335 dengan kedalaman 16201650 msec. Sumur rekomendasi B terletak pada koordinat undip-2112 ; undip-335 dengan kedalaman 15901630 msec. Sumur rekomendasi C terletak pada koordinat undip-2092 ; undip-355 dengan kedalaman 16301650 msec. Sumur rekomendasi D terletak pada koordinat undip-2092 ; undip-335375 dengan kedalaman 16301650 msec. Sumur rekomendasi E terletak pada koordinat undip-2052 ; undip-375 dengan kedalaman 16501670 msec. Sumur rekomendasi F terletak pada koordinat undip-20322052 ; undip-335 dengan kedalaman 16401660 msec. Sumur rekomendasi G terletak pada koordinat undip-21322152 ; undip-375 dengan kedalaman 16351660 msec. Sumur rekomendasi H terletak pada koordinat undip-2072 ; undip-375 dengan kedalaman 16351660 msec. Sumur rekomendasi I terletak pada koordinat undip-2072 ; undip-375 dengan kedalaman 16351680 msec.DAFTAR PUSTAKARamdan, D. 2001. Seismic Interpretation, Workshop IPA HMTG UGM, tidak dipublikasikan.Kusumadinata, 1982, Teknik Evaluasi Geologi Bawah permukaan, Direktorat Jendral Minyak dan Gas Bumi, Pusat Pengembangan Tekniologi Minyak dan gas Bumi.Sanny, T. A. 1998. Seismologi Refleksi. Bandung : Dept. Teknik Geofisika, ITBTearpock.D.J and Bischke.R.E., 1991, Applied Subsurface Geological Mapping, Prentice-Hall,Inc.New Jersey.Chabibie, Abdurrahman, dkk, 2008. Buku Panduan Praktikum Minyak dan Gasbumi. Semarang: Teknik Geologi Universitas DiponegoroLAMPIRANHasil Interpretasi Log Sumur Tembalang-01Peta Arah Migrasi Hidrokarbon Daerah X

AI1 = (1 x v1

AI1 = (1 x v1

Mulai

Selesai

Persiapan data

Well seismic tie antara Synthetic Seismogram Tembalang-01 dengan Penampang Seismik Undip-2052

Picking horizone semua penampang seismik

Interpretasi struktur geologi bawah permukaan

Penentuan arah migrasi hidrokarbon

Pembuatan peta kontur kedalaman waktu

Pemplotan struktur geologi pada base map

Penentuan arah migrasi hidrokarbon

Penentuan zona prospek hidrokarbon

Rekomendasi sumur pemboran pada daerah X

Hidrokarbon

Penggunaan

Metode seismik refleksi

Kesimpulan

Eksplorasi

Kondisi geologi

Ketersediaan

Bahan bakar

Industri

Rumah tangga

interpretasi

Pengolahan data

pelaksanaan

peralatan

rekomendasi

Lokasi hidrokarbon

Well seismic tie

Picking horizon

Struktur geologi

Indikasi keberadaan hidrokarbon

Kualitas

Reservoir

migrasi

Kurang prospektif

Prospektif

24

_1213029156.unknown

_1213029730.unknown

_1213029992.unknown

_1213041682.unknown

_1336703208.unknown

_1213030079.unknown

_1213029847.unknown

_1213029394.unknown

_1213029599.unknown

_1213029328.unknown

_1212987495.unknown

_1213029045.unknown

_1212987001.unknown