i

LAPORAN KERJA PRAKTEK

PT. PERTAMINA EP ASSET 2

EKSPLOITASI G&G FUNGSI GEOFISIKA

PRABUMULIH, SUMATERA SELATAN

2 MARET 2 APRIL 2015

INTERPRETASI DATA SEISMIK 3D UNTUK PEMETAAN HORIZON BRF, TAF

DAN R5 PADA LAPANGAN HOLONG

Disusun oleh :

ERIK TYSON SIDAURUK

11/316710/PA/13838

PROGRAM STUDI GEOFISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS GADJAH MADA

2015

i

LEMBAR PENGESAHAN

Judul KP : INTERPRETASI DATA SEISMIK 3D UNTUK PEMETAAN

HORIZON BRF, TAF DAN R5 PADA LAPANGAN HOLONG

Nama Mahasiswa : Erik Tyson Sidauruk

NIM : 11/316710/PA/13838

Tempat KP : PT. Pertamina EP Asset 2 Fungsi G&G, Prabumulih, Sumatera

Selatan

Waktu KP : 2 Maret s.d. 2 April 2015

Telah disetujui dan disahkan,

Prabumulih, _____________2015

Pembimbing I

Yoga Wismoyo

NP : 19012444

ii

LEMBAR PENGESAHAN

Judul KP : INTERPRETASI DATA SEISMIK 3D UNTUK PEMETAAN

HORIZON BRF, TAF DAN R5 PADA LAPANGAN HOLONG

Nama Mahasiswa : Erik Tyson Sidauruk

NIM : 11/316710/PA/13838

Tempat KP : PT. Pertamina EP Asset 2 Fungsi G&G, Prabumulih, Sumatera

Selatan

Waktu KP : 2 Maret s.d. 2 April 2015

Telah disetujui dan disahkan,

Yogyakarta, _____________2015

Ketua Program Studi Geofisika, FMIPA, UGM

Prof. Dr. H. Sismanto

NIP : 196002051988031002

iii

KATA PENGANTAR

Puji syukur senantiasa kita sampaikan ke hadirat Tuhan Yang Maha Esa atas berkat

dan rahmatNya penulis dapat menyelesaikan kegiatan Kerja Praktek di Pertamina EP Asset 2,

Prabumulih, Sumatera Selatan pada 2 Maret s.d. 2 April 2015. Pun atas kebaikanNya-lah

penulis dapat menulis dan menyelesaikan laporan Kerja Praktek yang berjudul

INTERPRETASI DATA SEISMIK 3D UNTUK PEMETAAN HORIZON BRF, TAF DAN

R5 PADA LAPANGAN HOLONG ini dengan baik dan maksimal sehingga dapat selesai

tepat waktu. Adapun laporan ini adalah sebagai salah satu syarat administrasi dalam

menyelesaikan program Kerja Praktek di PT. Pertamina EP Asset 2.

Laporan ini berisi hasil interpretasi penulis selama melakukan Kerja Praktek di PT.

Pertamina EP Asset 2. Laporan ini berisi data hasil interpretasi penulis dari data jadi hasil

processing yang diberikan oleh pembimbing. Selama melakukan Kerja Praktek ini, penulis

mendapat banyak sekali bimbingan dan masukan dari berbagai pihak. Oleh karena itu,

penulis ingin menyampaikan rasa terimakasih kepada :

1. Tuhan YME atas kebaikanNya , penulis dapat melaksanakan Kerja Praktek dengan

lancar tanpa ada hambatan yang berarti.

2. Orang tua, segenap keluarga dan orang terkasih yang selalu mendukung dan

memberikan semangat kepada penulis selama melaksanakan Kerja Praktek ini.

3. Pihak Fakultas MIPA Universitas Gadjah Mada dan pihak prodi Geofisika yang telah

membantu perizinan pelaksanaan Kerja Praktek ini.

4. Pihak PT. Pertamina EP Asset 2 yang telah memberikan kesempatan, izin serta

fasilitas selama keberlangsungan Kerja Praktek ini.

5. Bapak M. Natsir selaku manajer fungsi Geologi dan Geofisika PT. Pertamina Asset 2.

6. Mas Yoga, Mbak Isti, Pak Nanang serta seluruh staff dan karyawan fungsi G&G PT.

Pertamina Asset 2 Prabumulih yang telah bersedia meluangkan waktunya

membimbing penulis selama pelaksanaan Kerja Praktek ini.

7. Teman-teman senasib seperjuangan yang sama-sama melakukan Kerja Praktek

(Irsyad dan Lian) dan Tugas Akhir (Adji, Nover, Deril, Eko dan Ifan) yang saling

memberikan dukungan satu sama lain.

8. Pihak-pihak yang telah banyak membantu dari awal pelaksanaan hingga selesainya

kegiatan kerja praktek ini yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu.

iv

Penulis menyadari dan memahami bahwa Laporan Kerja Praktek ini masih jauh dari

kesempurnaan akibat masih terbatasnya pengetahuan yang penulis miliki. Penulis pun masih

tetap terus belajar dan akan dengan senang hati menerima kritik dan masukan demi perbaikan

dikesempatan berikutnya. Semoga Laporan Kerja Praktek ini dapat bermanfaat bagi semua

pihak yang telah membaca.

Terimakasih.

Prabumulih, Maret 2015

Erik Tyson Sidauruk

v

DAFTAR ISI

Lembar Pengesahan .......................................................................................................... i

Kata Pengantar ................................................................................................................. iii

Daftar Isi ........................................................................................................................... v

Daftar Gambar ................................................................................................................. vii

Daftar Tabel .................................................................................................................... ix

BAB I Pendahuluan .......................................................................................................... 1

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

Maksud dan Tujuan Kerja Praktek .......................................................................... 2

Rumusan Masalah ................................................................................................... 2

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

Tempat dan Waktu Kerja Praktek ........................................................................... 3

BAB II Tinjauan Pustaka .................................................................................................. 4

Pengantar Geofisika ................................................................................................. 4

Metode Seismik ....................................................................................................... 5

Komponen Gelombang Seismik ............................................................................. 10

Interpretasi Seismik ................................................................................................ 11

BAB III Geologi Regional Daerah Penelitian ................................................................. 13

Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Bagian Selatan ...................................... 14

Sistem Petroleum Cekungan Sumatera Selatan ...................................................... 19

BAB IV Metodologi Penelitian ....................................................................................... 22

Objek Penelitian ..................................................................................................... 22

Alat dan Bahan ....................................................................................................... 22

Langkah-langkah Penelitian ................................................................................... 22

BAB V Hasil dan Pembahasan ........................................................................................ 36

Data ......................................................................................................................... 36

vi

Well-Seismic Tie ..................................................................................................... 40

Atribut Seismik ....................................................................................................... 41

Picking Horizon dan Faults .................................................................................... 43

Surface Horizon ...................................................................................................... 45

Time Structure Map ................................................................................................ 46

BAB VI Penutup .............................................................................................................. 50

Kesimpulan ............................................................................................................. 50

Saran ....................................................................................................................... 51

Daftar Pustaka .................................................................................................................. 52

vii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Seismik Refleksi dan Seismik Refraksi ........................................................ 5

Gambar 2.2 Jalur Perekaman Gelombang Seismik ........................................................... 6

Gambar 2.3 Data Seismik 2D dan 3D ............................................................................... 7

Gambar 2.4 Geometri Survei VSP .................................................................................... 8

Gambar 2.5 Rekaman data VSP ........................................................................................ 8

Gambar 2.6 Wavelet ........................................................................................................ 10

Gambar 2.7 Ilustrasi Pembuatan Seismogram Sintetik .................................................... 11

Gambar 3.1 Regional Tectonic Setting Pulau Sumatera .................................................. 13

Gambar 3.2 Struktur Patahan yang mengontrol Cekungan Sumatera Selatan ................. 14

Gambar 3.3 Cross Section Cekungan Sumatera Selatan ................................................. 18

Gambar 4.1 Tahapan Memasukkan Data Well Head ....................................................... 23

Gambar 4.2 Tahapan Memasukkan Data Log dengan Format .las .................................. 23

Gambar 4.3 Tahapan Memilih Data Log yang Dapat Didefinisi oleh Software ............. 24

Gambar 4.4 Tahapan Memasukkan Data Well Deviation ............................................... 25

Gambar 4.5 Tahapan Memasukkan Data Well Tops ....................................................... 26

Gambar 4.6 Tahapan Memasukkan Data SEG-Y ............................................................ 27

Gambar 4.7 Tahapan Memasukkan Data Checkshot ASCII ........................................... 28

Gambar 4.8 Konfigurasi Data Checkshot ........................................................................ 28

Gambar 4.9 Window Calculator untuk Memasukkan Persamaan

Sonic Terkoreksi Checkshot ..................................................................................... 29

Gambar 4.10 Parameter-Parameter untuk Menghasilkan Seismogram Sintetik .............. 31

Gambar 4.11 Langkah-langkah Mengekstrak Atribut Seismik ....................................... 32

Gambar 4.12 Setting Window pada Suatu Horizon ......................................................... 33

Gambar 4.13 Perbandingan Hasil Picking-an pada Window 2D dan 3D ........................ 34

Gambar 4.14 Tahapan Membuat Surface Horizon Map

dan Parameter-parameternya .................................................................................... 35

viii

Gambar 5.1 Tampilan Data Seisimik 3D ......................................................................... 36

Gambar 5.2 Tampilan Data Log Triple Combo pada Well Section Window .............. 37

Gambar 5.3 Tampilan Well Deviation Sumur S1 (Lingkaran Putih) .............................. 38

Gambar 5.4 Tampilan Marker atau Well Tops pada Well Section Window ................... 39

Gambar 5.5 Tampilan Hasil Well-Seismic Tie pada Well Section Window ................... 40

Gambar 5.6 Korelasi Seismogram Sintetik dengan Data Seismik

untuk Picking Horizon .............................................................................................. 41

Gambar 5.7 Tampilan Data Seismik Sebelum Atribut .................................................... 42

Gambar 5.8 Tampilan Data Seismik Setelah Atribut ....................................................... 42

Gambar 5.9 Hasil Penarikan Horizon dari Data Marker .................................................. 44

Gambar 5.10 Hasil Picking Horizon pada Window 3D ................................................... 44

Gambar 5.11 Surface Horizon BRF ................................................................................. 45

Gambar 5.12 Surface Horizon TAF ................................................................................. 45

Gambar 5.13 Surface Horizon R5 .................................................................................... 46

Gambar 5.14 Time Structure Map Horizon BRF ............................................................. 47

Gambar 5.15 Time Structure Map Horizon TAF ............................................................. 48

Gambar 5.16 Time Structure Map Horizon R5 ............................................................... 49

ix

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Keunggulan dan Kelemahan Metode Seismik .................................................. 9

Tabel 3.1 Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan ........................................................... 18

1

BAB I PENDAHULUAN

I.1. Latar Belakang

Kebutuhan manusia akan energi, terlebih energi fosil, dapat dikatakan telah menjadi

kebutuhan primer dewasa ini. Ketersediaan energi sangatlah penting demi keberlangsungan

aktivitas manusia sehari-hari. Salah satu energi fosil yang masih populer digunakan saat ini

adalah hidrokarbon, yakni minyak dan gas bumi. Kebutuhan manusia yang semakin

meningkat ternyata berbanding terbalik dengan ketersediaan energi tersebut karena energi

fosil merupakan tipe energi yang tidak dapat diperbarui. Sehingga sangatlah diperlukan suatu

solusi untuk menanggulangi masalah tersebut salah satunya adalah melalui eksplorasi untuk

menemukan cadangan hidrokarbon yang baru.

Ilmu Geofisika masih menjadi nomor satu dalam dunia eksplorasi hidrokarbon. Salah

satu metode Geofisika yang masih menjadi andalan dalam menemukan cadangan hidrokarbon

adalah metode Seismik. Metode ini menggunakan konsep fisika pada hukum Snellius, yakni

jika suatu gelombang merambat pada 2 atau lebih material yang memiliki nilai indeks bias (n)

yang berbeda maka gelombang tersebut akan mengalami 3 hal yakni dipantulkan kembali,

diteruskan, dan dibiaskan. Dari sifat-sifat gelombang inilah, melalui metode seismik, para

Geofisikawan dapat menginterpretasi keadaan struktural di bawah permukaan tanah.

Dalam menginterpretasi bawah permukaan, metode Geofisika tidak dapat berjalan

sendiri. Disiplin ilmu lain diperlukan untuk membantu interpretasi tersebut, yakni ilmu

Geologi. Meski berbeda, kedua ilmu ini tidak dapat dipisahkan. Kedua ilmu ini saling

mendukung dalam mendapatkan informasi bawah permukaan pada suatu daerah penelitian.

Geofisika melakukan pendekatan melalui sifat-sifat fisika dari respon yang dihasilkan dan

Geologi melakukan pendekatan dengan keadaan Geologi di daerah tersebut.

Ada 3 hal yang menjadi pekerjaan seorang Geofisikawan dalam industri minyak dan

gas bumi yaitu akuisisi, processing dan interpretasi. Laporan ini merupakan hasil dari

pekerjaan ke-tiga yakni interpretasi. Interpretasi dilakukan terhadap data seismik 3D dan data

sumur (well log) di lapangan Holong. Lapangan ini merupakan salah satu lapangan pada

Wilayah Kuasa Pertambangan (WKP) milik PT. Pertamina EP Asset 2 Prabumulih. Hasil

akhir dari interpretasi ini berupa peta struktur waktu beberapa horizon yang ada di lapangan

tersebut. Horizon tersebut adalah BRF, TAF dan R5.

2

I.2. Maksud dan Tujuan Kerja Praktek

Maksud dan tujuan Kerja Praktek ini antara lain :

a. Memenuhi persyaratan mata kuliah wajib S1 Geofisika Universitas Gadjah Mada.

b. Memberikan gambaran kepada mahasiswa Geofisika tentang dunia kerja para

Geofisikawan yang sebenarnya melalui pengalaman selama di perusahaan.

c. Sebagai wadah bagi mahasiswa untuk mengaplikasikan ilmu baik teori maupun

praktik yang telah diperoleh di kampus terhadap kondisi sebenarnya di perusahaan.

d. Memahami keterkaitan antara data Geofisika dan data Geologi melalui analisis

korelasi untuk mendapatkan informasi bawah permukaan yang logis dan

mendekati kondisi yang sebenarnya.

e. Mampu melakukan interpretasi melalui pengolahan data-data yang ada untuk

menyelesaikan berbagai kasus nyata dalam industri migas seperti penentuan zona

prospek, penentuan titik pengeboran, perhitungan volume cadangan, dan lain-lain.

I.3. Rumusan Masalah

Hal yang menjadi permasalahan dalam pelaksanaan kerja praktek ini adalah

bagaimana cara mengikat data seismik dengan data sumur yang ada. Permasalahan tersebut

muncul karena perbedaan domain antara data seismik dengan data sumur. Data seismik

dalam waktu (time) sedangkan data sumur dalam kedalaman (depth).

Pun terbatasnya jumlah data sumur yang dimiliki menjadi suatu masalah dalam

analisa interpretasi data seismik untuk memetakan horizon yang menjadi tujuan akhir

pekerjaan ini. Oleh karena itu diperlukan kemampuan analisa yang baik untuk melakukan

interpretasi ini, agar dengan data seismik dan dengan data sumur yang ada dapat diperoleh

peta struktur waktu suatu horizon (time structure map).

I.4. Batasan Masalah

Lapangan Holong secara administraif terletak di Kabupaten Muara Enim, Sumatera

Selatan. Hal yang menjadi batasan masalah dalam pemetaan dan interpretasi pada

pelaksanaan Kerja Praktek ini antara lain data seismik yang digunakan adalah data seismik

3D PSTM 9 (Post Stack Time Migration). Data sumur yang digunakan dibatasi dan berjumlah

3

1 sumur yakni sumur S1. Horizon yang akan diinterpretasi telah dibatasi yakni BRF, TAF

dan R5.

I.5. Tempat dan Waktu Kerja Praktek

Kerja Praktek ini dilakukan di Fungsi Geology and Geophysics (G&G) PT. Pertamina

EP Asset 2 Prabumulih, Sumatera Selatan pada 2 Maret s.d. 2 April 2015.

4

BAB II. TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Pengantar Geofisika

Geofisika merupakan suatu ilmu yang dilandasi oleh hukum-hukum fisika dan

matematika untuk diterapkan dalam studi tentang planet kita ini. Secara umum, Geofisika

dapat dibedakan antara Geofisika sebagai studi model untuk menjelaskan sifat dan tingkah

laku bumi dan Geofisika sebagai suatu ilmu yang dikembangkan untuk kepentingan

eksplorasi bahan-bahan galian yang ada.

Ilmu Geofisika meliputi:

Meteorologi

Geofisika Bumi :

a. Seismologi, ilmu yang mempelajari gempabumi.

b. Volcanology, ilmu tentang gunungapi atau vulkanologi.

c. Geodinamika, ilmu yang mempelajari dinamika pergerakan lempeng Bumi.

d. Eksplorasi Seismik, yang digunakan untuk menemukan cadangan hidrokarbon.

Oceanografi

Geofisika memanfaatkan pengukuran permukaan bumi dari parameter parameter

fisika yang dimiliki batuan untuk dapat mengetahui sifat sifat batuan dan kondisi

permukaan bawah bumi baik secara verikal maupun horizontal. Oleh karena itu Geofisika

sering dipakai untuk mengetahui struktur suatu batuan, eksplorasi mineral dan migas, dan

berbagai aplikasi dalam Geoteknik.

Dalam melakukan pengukuran Geofisika memanfaatkan dua metode, yaitu metode

aktif dan metode pasif :

Metode Aktif : merupakan metode yang pengukurannya memanfaatkan gelombang

buatan gangguan yang dikirimkan ke bumi lalu mencatat respon yang diberikan oleh

bumi. Misalnya dengan memanfaatkan ledakan dinamit, mengalirkan arus listrik ke

dalam tanah, pengiriman sinyal radar dan lain sebagainya.

Metode Pasif : merupakan metode yang dalam melakukan pengukuran memanfaatkan

medan alami yang dipancarkan oleh bumi. Misalnya dengan memanfaatkan radiasi

gelombang gempa bumi, medan gravitasi bumi, medan magnetik bumi, medan listrik

dan elektromagnetik bumi serta radiasi radioaktivitas bumi.

5

2.2. Metode Seismik

Dalam dunia eksplorasi minyak dan gas bumi, Geofisika menyumbang peran penting

melalui salah satu metodenya. Satu metode Geofisika yang hingga saat ini masih menjadi

andalan adalah metode Seismik. Metode ini menggunakan gelombang seismik yang

merupakan suatu gelombang yang merambat di kerak bumi. Gelombang ini biasa muncul jika

terjadi patahan, longsoran ataupun akibat ledakan yang sengaja diciptakan. Energi yang akan

merambat keseluruh bagian bumi ini kemudian akan direkam oleh Geophone ataupun

Hydrophone.

Metode Seismik merupakan teknik prospeksi yang baik untuk mengetahui keadaan

struktur bawah permukaan. Hasil rekaman dari penampang seismik sangat mirip dengan hasil

rekonstruksi struktur yang dilakukan oleh seorang Geoscientist. Metode ini mampu

menghasilkan peta struktural dari setiap horizon yang memantulkan kembali gelombang yang

diterimanya, tetapi horizon itu sendiri tidak dapat diidentifikasi tanpa informasi Geologi

berdasarkan data lubang pengeboran.

Metode seismik tergantung pada elastisitas batuan, perbedaan elastisitas dapat

mengakibatkan perbedaan cepat rambat gelombang pada setiap lapisan batuan. Ada 2 metode

seismik yang umum dilakukan dalam dunia eksplorasi, yaitu metode refleksi dan metode

refraksi.

a) Metode Seismik Refleksi ; mengukur waktu yang diperlukan suatu impuls suara

untuk melaju dari sumber suara, terpantul oleh batas-batas formasi geologi, dan

kembali ke permukaan tanah dan ditangkap oleh suatu geophone. Refleksi dari suatu

horizon geologi mirip dengan gema pada suatu muka tebing atau jurang.

b) Metode Seismik Refraksi ; mengukur gelombang datang yang dipantulkan sepanjang

formasi geologi di bawah permukaan tanah. Peristiwa refraksi umumnya terjadi pada

muka air tanah dan bagian paling atas formasi bantalan batuan cadas.

Gambar 2.1 Seismik Refleksi dan Seismik Refraksi

6

Gelombang seismik yang dipenetrasikan ke bawah permukaan tanah tersebut

kemudian direkam menggunakan alat yang disebut Geophone. Gelombang yang direkam

tersebut dapat berupa tiga jalur utama, yaitu :

a) The Direct Wave ; gelombang yang menjalar langsung melalui permukaan tanah.

b) The Reflected Wave ; gelombang yang direkam setelah gelombang tersebut

mengalami pemantulan oleh batas lapisan pertama dengan kedua.

c) The Refracted Wave ; gelombang yang direkam setelah gelombang tersebut

mengalami pembiasan (refraksi) oleh batas lapisan pertama dengan lapisan kedua.

2.2.1. Jenis Data Seismik

a) Seismik 2D

Data seismik 2D merupakan data seismik yang paling umum digunakan oleh berbagai

negara karena harganya yang relatif murah dan akuisisi datanya mudah dilakukan. Biasanya

digunakan untuk daerah yang memiliki struktur geologi yang sederhana. Line seismik 2D

biasanya agak kurang teratur karena pemasangan line seismiknya hanya sekadar memotong

struktur di lapangan. Namun hal ini cukup merepotkan saat melakukan interpretasi struktur

bawah permukaan yang tidak dilewati oleh lintasan seismik. Oleh karena itu, diperlukan

kemampuan interpretasi yang baik dan pengetahuan geologi lokal yang baik pula untuk dapat

memahami data seismik 2D ini.

b) Seismik 3D

Seismik 3D mulai dikembangkan pada awal tahun 1980an sebagai akibat munculnya

berbagai masalah baru dalam eksplorasi hidrokarbon. Masalah tersebut adalah tuntutan

kebutuhan yang semakin meningkat namun produksi semakin menurun. Para geoscientist

Gambar 2.2 Jalur Perekaman Gelombang Seismik

7

menyadari perlunya menginvestigasi lapangan-lapangan dengan struktur geologi yang

kompleks. Metode seismik 3D merupakan salah satu jawaban dari permasalahan tersebut.

Data seismik 3D mampu membantu interpretasi untuk menentukan lokasi prospek dengan

lebih akurat dan bisa juga digunakan untuk pengembangan lapangan-lapangan yang sudah

ada atau sumur-sumur tua peninggalan zaman Belanda. Data seismik ada dalam 3 arah x,y

dan z sehingga data seismik 3D akan membentuk suatu bangun ruang (volume). Hal ini

merupakan kelebihan data seismik 3D dalam memperkirakan volume cadangan hidrokarbon

dalam suatu reservoar.

2.2.2. Seismik Lubang Bor

Seismik lubang bor atau yang lebih dikenal dengan Vertical Seismic Profilling (VSP)

adalah operasi seismik lubang bor dimana sumber seismik diletakkan di permukaan bumi

sementara perekam (geophone) diletakkan pada level kedalaman yang berbeda di sepanjang

lubang bor.

Jika sumur bor tersebut memiliki geometri vertikal, maka lokasi sumber getar

diletakkan pada posisi yang tetap, sedangkan untuk sumur bor miring, lokasi sumber tidak

tetap, lokasinya disesuaikan dengan posisi perekam dalam lubang bor. Walaupun geophone

diletakkan di sepanjang lubang bor, resolusi vertikal VSP harus dipertimbangkan agar masih

berada dalam resolusi seismik, sementara secara lateral, resolusinya dibatasi oleh zona

Fresnel.

Gambar 2.3 Data Seismik 2D dan 3D

8

Geometri survei VSP beserta sketsa rekaman yang dihasilkan ditunjukkan pada

gambar dibawah ini:

Rekaman VSP merupakan komposit dari gelombang downgoing dan upgoing dari

jenis gelombang kompresi (P) dan/atau gelombang geser (S) dan juga gelombang Stonely

yang berhubungan dengan lubang bor dan fluida sumur.

Gelombang downgoing adalah gelombang yang terekam oleh geophone tanpa

terrefleksikan terlebih dahulu. Sedangkan gelombang upgoing adalah gelombang yang

terrefleksikan.

Pengolahan VSP

Pengolahan data VSP terbagi menjadi beberapa tahap : demultiplex, korelasi (jika

sumber getarnya vibrator), koreksi dari efek fluktuasi, koreksi rotasi alat dan sumur miring,

eliminasi data yang buruk, stacking, dan pemilahan komponen gelombang jika perekam yang

dipakai multicomponent.

Gambar di bawah ini adalah contoh rekaman VSP setelah editing dan stacking:

Gambar 2.4 Geometri Survei VSP

Gambar 2.5 Rekaman data VSP

9

Selanjutnya, jika sumber dan penerima dianggap memiliki garis yang tegak lurus dengan

reflektor, maka standar pengolahan data VSP adalah sebagai berikut :

1. De-konvolusi gelombang upgoing dengan gelombang downgoing. Proses ini

ditujukan untuk mengeliminasi efek sinyal sumber dan multiple downgoing.

2. Flattening gelombang upgoing yang telah dide-konvolusi, proses ini menjadikan

gelombang upgoing mirip dengan rekaman seismik biasa.

3. Membuat stack VSP

2.2.3. Kelebihan dan Kekurangan Metode Seismik

Metode Seismik

Keunggulan Kelemahan

Dapat mendeteksi variasi baik lateral maupun

kedalaman dalam parameter fisis yang relevan,

yaitu kecepatan seismik.

Banyaknya data yang dikumpulkan dalam

sebuah survei akan sangat besar jika

diinginkan data yang baik

Dapat menghasilkan citra penampakan struktur

di bawah permukaan

Perolehan data sangat mahal baik akuisisi

dan logistik dibandingkan dengan metode

Geofisika lainnya.

Dapat dipergunakan untuk membatasi

kenampakan stratigrafi dan beberapa

kenampakan pengendapan.

Reduksi dan prossesing membutuhkan

banyak waktu, membutuhkan komputer

mahal dan ahli-ahli yang banyak.

Respon pada penjalaran gelombang seismik

bergantung dari densitas batuan dan konstanta

elastisitas lainnya. Sehingga, setiap perubahan

konstanta tersebut (porositas, permeabilitas,

kompaksi, dll) pada prinsipnya dapat diketahui

dari metode seismik.

Peralatan yang diperlukan dalam akuisisi

umumnya lebih mahal dari metode

Geofisika lainnya.

Memungkinkan untuk deteksi langsung terhadap

keberadaan hidrokarbon

Deteksi langsung terhadap kontaminasi,

misalnya pembuangan limbah, tidak dapat

dilakukan.

Tabel 2.1 Keunggulan dan Kelemahan Metode Seismik

10

2.3. Komponen Gelombang Seismik

2.3.1. Impedansi Akustik

Impedansi Akustik atau Akustik Impedansi (AI) adalah kemampuan suatu batuan

untuk melewatkan gelombang akustik. AI adalah produk dari densitas () dengan kecepatan

gelombang (v), yakni :

AI = .v

Perubahan AI dapat digunakan sebagai indikator perubahan litologi, porositas, tingkat

kekerasan, dan kandungan fluida suatu batuan. AI berbanding lurus dengan tingkat kekerasan

batuan dan berbanding terbalik dengan porositas.

2.3.2. Koefisien Refleksi

Refleksi seismik terjadi bila ada perubahan atau kontras pada AI. Untuk Koefisien

Refleksi atau Reflection Coefisien (RC) pada sudut datang 0o dapat dihitung menggunakan

persamaan berikut :

2.3.3. Wavelet

Wavelet adalah sinyal transient yang memunyai interval waktu dan amplitudo yang

terbatas. Ada 4 jenis wavelet yang umum diketahui, yakni zero phase, minimum phase,

maximum phase, dan mixed phase.

Gambar 2.6 Wavelet

11

2.3.4. Seismogram Sintetik

Seismogram Sintetik adalah rekaman seismik buatan dari data log kecepatan dan

densitas. Data kecepatan dan densitas tersebut membentuk fungsi koefisien refleksi (RC)

yang selanjutnya dikonvolusikan dengan wavelet untuk mendapatkan seismogram sintetik

seperti gambar berikut ini :

2.4. Interpretasi Seismik

2.4.1. Software yang digunakan

Software yang digunakan dalam pengerjaan interpretasi ini adalah software milik

Schlumberger : Petrel 2009.1.

2.4.2. Langkah Pengerjaan

Pada umumnya langkah pengerjaan dalam interpretasi data seismik adalah sebagai

berikut :

a) Import data seismik hasil processing dan data sumur (well).

b) Tambahkan data marker, checkshots ataupun data VSP sebagai informasi tambahan.

c) Hubungkan data seismik dengan data sumur (well seismic tie) dengan membuat

seismogram sintetik dari data sumur terlebih dahulu.

d) Gunakan atribut seismik seperlunya.

e) Lakukan picking horizon.

f) Buat peta struktur waktu dari horizon tersebut.

Gambar 2.7 Ilustrasi Pembuatan Seismogram Sintetik

12

2.4.3. Interpretasi Seismik pada Struktur Geologi

Pada umumnya untuk mengetahui keadaan dibawah permukaan bumi, dari data

seismik dilakukan interpretasi berdasarkan perlapisan batuannya. Dari interpretasi perlapisan

batuan tersebut para interpreter dapat membuat suatu peta horizon dibantu dengan data

struktur geologi yang ada yakni berupa patahan (fault), lipatan, Kubah Garam/Diapir, dan

intrusi.

13

BAB III. GEOLOGI REGIONAL DAERAH PENELITIAN

Cekungan Sumatera Selatan berada di sebelah Timur Bukit Barisan dan memanjang

sampai ke area offshore di sebelah Timur Laut dan diketahui sebagai cekungan back-arc yang

dihubungkan oleh Bukit Barisan ke arah Barat Daya, dan Paparan Sunda ke arah Timur Laut

(de Coster, 1974). Cekungan Sumatera Selatan terbentuk selama masa pemekaran berarah

Timur-Barat pada akhir zaman pra-Tersier sampai awal masa Tersier (Daly et d., 1987).

Aktivitas Orogenic selama akhir zaman Cretaceous-Eosen membagi cekungan menjadi 4 sub

bagian yakni Sub Cekungan Palembang Tengah, Sub Cekungan Palembang Utara, Sub

Cekungan Palembang Selatan dan Sub Cekungan Jambi (van Gorsel, 1988).

Segala bentuk struktur geologi yang kemudian muncul pada cekungan adalah hasil

dari 3 peristiwa tektonik utama (de Coster, 1974). 3 peristiwa tektonik tersebut terjadi pada

zaman Middle-Mesozoic, akhir Cretaceous-Eocene dan pada zaman Plio-Pleistocene. Pada

masa Middle-Mesozoic dan akhir Cretaceous-Eocene terbentuk batuan dasar basement

dengan bentukan graben, horst dan beberapa patahan (Adiwidjaja dan de Coster, 1973; de

Coster, 1974; Pulunggono et al., 1992). Sedangkan pada zaman Plio-Pleistocene, terbentuk

suatu struktur patahan berorientasi Barat Laut-Tenggara dan penurunan ke arah Timur Laut

(de Coster, 1974).

Gambar 3.1 Regional Tectonic Setting

Pulau Sumatera

14

Singkapan Cekungan Sumatera Selatan yang baik dan dapat diamati terletak disekitar

antiklin Gunung Gumai. Stratigrafi mulai dari tua ke muda adalah sebagai berikut :

3.1. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Bagian Selatan

a. Kompleks Batuan Pra-Tersier (Basement)

Formasi ini merupakan batuan dasar (basement rock) dari Cekungan Sumatra

Selatan. Tersusun atas batuan beku Mesozoikum, batuan metamorf Paleozoikum-

Mesozoikum, dan batuan karbonat yang mengalami metamorfisme. Hasil dating di

beberapa tempat menunjukkan bahwa beberapa batuan berumur Kapur Akhir sampai

Eosen Awal. Batuan metamorf Paleozoikum-Mesozoikum dan batuan sedimen

mengalami perlipatan dan sesar akibat intrusi batuan beku selama peristiwa orogenesa

Mesozoikum Tengah (Mid-Mesozoikum).

b. Formasi Kikim Tuff dan older Lemat atau Lahat

Batuan tertua yang ditemukan pada Cekungan Sumatera Selatan adalah batuan

yang berumur akhir Mesozoik. Batuan yang ada pada formasi ini terdiri dari Batupasir

Gambar 3.2 Struktur Patahan yang

mengontrol Cekungan Sumatera

Selatan

15

tuff-an, konglomerat, breksi, dan lempung. Batuan-batuan tersebut kemungkinan

merupakan bagian dari siklus sedimentasi yang berasal dari Continental, akibat

aktivitas vulkanik, dan proses erosi dan disertai aktivitas tektonik pada akhir Kapur-

awal Tersier di Cekungan Sumatera Selatan.

c. Formasi Lemat Muda atau Lahat Muda

Formasi Lemat tersusun atas klastika kasar berupa Batupasir, Batulempung,

fragmen batuan, breksi, Granit Wash, terdapat lapisan tipis Batubara, dan tuff.

Semuanya diendapkan pada lingkungan kontinen. Sedangkan anggota Benakat dari

Formasi Lemat terbentuk pada bagian tengah cekungan dan tersusun atas serpih

berwarna coklat abu-abu yang berlapis dengan serpih tuff-an (tuffaceous shales),

batulanau, Batupasir, terdapat lapisan tipis Batubara dan batugamping (stringer),

Glauconit ; diendapkan pada lingkungan fresh-brackish. Formasi Lemat secara

normal dibatasi oleh bidang ketidakselarasan (unconformity) pada bagian atas dan

bawah formasi. Kontak antara Formasi Lemat dengan Formasi Talang Akar yang

diintepretasikan sebagai paraconformable. Formasi Lemat berumur Paleosen-

Oligosen, dan anggota Benakat berumur Eosen Akhir hingga Oligosen, yang

ditentukan dari spora dan pollen, juga dengan dating K-Ar. Ketebalan formasi ini

bervariasi, lebih dari 2500 kaki (+760 m). Pada Cekungan Sumatra Selatan dan lebih

dari 3500 kaki (1070 m) pada zona depresi sesar di bagian tengah cekungan

(diperoleh dari data seismik).

d. Formasi Talang Akar (TAF)

Formasi Talang Akar terdapat di Cekungan Sumatra Selatan, formasi ini

terletak di atas Formasi Lemat dan di bawah Formasi Telisa atau anggota Basal

Batugamping Telisa. Formasi Talang Akar terdiri dari Batupasir yang berasal dari

delta plain, serpih, lanau, Batupasir kuarsa, dengan sisipan Batulempung karbonat-an,

Batubara dan dibeberapa tempat terdapat konglomerat. Kontak antara Formasi Talang

Akar dengan Formasi Lemat tidak selaras pada bagian tengah dan pada bagian pinggir

dari cekungan kemungkinan paraconformable, sedangkan kontak antara Formasi

Talang Akar dengan Telisa dan anggota Basal Batugamping Telisa adalah

conformable. Kontak antara Talang Akar dan Telisa sulit di-pick dari sumur di daerah

palung disebabkan litologi dari dua formasi ini secara umum sama. Ketebalan dari

Formasi Talang Akar bervariasi 1500-2000 kaki (sekitar 460-610 m).

16

Umur dari Formasi Talang Akar ini adalah Oligosen Atas hingga Miosen

Bawah dan kemungkinan meliputi N3 (P22), N7 dan bagian N5 berdasarkan zona

Foraminifera planktonik yang ada pada sumur yang dibor pada formasi ini

berhubungan dengan delta plain dan daerah shelf.

e. Formasi Baturaja (BRF)

Anggota ini dikenal dengan Formasi Baturaja. Diendapkan pada bagian

intermediate-shelf dari Cekungan Sumatera Selatan, di atas dan di sekitar platform

dan tinggian. Kontak ada pada bagian bawah dengan Formasi Talang Akar atau

dengan batuan Pre-Tersier. Komposisi dari Formasi Baturaja ini terdiri dari

Batugamping Bank (Bank Limestone) atau platform dan reefal. Ketebalan bagian

bawah dari formasi ini bervariasi, namun rata-rata 200-250 kaki (sekitar 60-75 m).

Singkapan dari Formasi Baturaja di Pegunungan Garba tebalnya sekitar 1700 kaki

(sekitar 520 m). Formasi ini sangat fossiliferous dan dari analisis umur anggota ini

berumur Miosen. Fauna yang ada pada Formasi Baturaja umurnya N6-N7.

f. Formasi Gumai (GUF)

Formasi Gumai tersebar secara luas dan terjadi pada zaman Tersier, formasi

ini terendapkan selama fase transgressive laut maksimum, (maximum marine

transgressive) ke dalam 2 cekungan. Batuan yang ada di formasi ini terdiri dari Napal

yang mempunyai karakteristik fossiliferous, banyak mengandung foraminifera

plankton. Sisipan Batugamping dijumpai pada bagian bawah.

Formasi Gumai berbeda fasies dengan Formasi Talang Akar dan sebagian

berada di atas Formasi Baturaja. Ketebalan dari formasi ini bervariasi tergantung pada

posisi dari cekungan, namun variasi ketebalan untuk Formasi Gumai ini berkisar dari

6000 9000 kaki ( 1800-2700 m).

Penentuan umur Formasi Gumai dapat ditentukan dari dating dengan

menggunakan foraminifera planktonik. Pemeriksaan mikro-paleontologi terhadap

contoh batuan dari beberapa sumur menunjukkan bahwa fosil foraminifera planktonik

yang dijumpai dapat digolongkan ke dalam zona Globigerinoides Sicanus,

Globogerinotella Insueta, dan bagian bawah zona Orbulina Satiralis Globorotalia

Peripheroranda, umurnya disimpulkan Miosen Awal hingga Miosen Tengah.

Lingkungan pengendapannya adalah laut terbuka, Neritik.

17

g. Formasi Air Benakat (ABF)

Formasi Lower Palembang diendapkan selama awal fase siklus regresi.

Komposisi dari formasi ini terdiri dari Batupasir Glaukonitan, Batulempung,

batulanau, dan Batupasir yang mengandung unsur karbonat-an. Pada bagian bawah

dari Formasi Lower Palembang kontak dengan Formasi Telisa. Ketebalan dari formasi

ini bervariasi dari 3300 5000 kaki (sekitar 1000 1500 m ). Fauna-fauna yang

dijumpai pada Formasi Lower Palembang ini antara lain Orbulina Universa

dOrbigny, Orbulina Suturalis Bronimann, Globigerinoides Subquadratus Bronimann,

Globigerina Venezuelana Hedberg, Globorotalia Peripronda Blow & Banner,

Globorotalia Venezuelana Hedberg, Globorotalia Peripronda Blow & Banner,

Globorotalia Mayeri Cushman & Ellisor, yang menunjukkan umur Miosen Tengah

N12-N13. Formasi ini diendapkan di lingkungan laut dangkal.

h. Formasi Muara Enim (MEF)

Batuan penyusun yang ada pada formasi ini berupa Batupasir, Batulempung,

dan lapisan Batubara. Batas bawah dari Formasi Middle Palembang di bagian selatan

cekungan berupa lapisan Batubara yang biasanya digunakan sebagai marker. Jumlah

serta ketebalan lapisan-lapisan Batubara menurun dari selatan ke utara pada cekungan

ini. Ketebalan formasi berkisar antara 1500 2500 kaki (sekitar 450-750 m). De

Coster (1974) menafsirkan formasi ini berumur Miosen Akhir sampai Pliosen,

berdasarkan kedudukan stratigrafinya. Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut

dangkal sampai brackist (pada bagian dasar), delta plain dan lingkungan non marine.

i. Formasi Kasai (KF)

Formasi ini merupakan formasi yang paling muda di Cekungan Sumatra

Selatan. Formasi ini diendapkan selama Orogenesa pada Plio-Pleistosen dan

dihasilkan dari proses erosi Pegunungan Barisan dan Tigapuluh. Komposisi dari

formasi ini terdiri dari Batupasir Tuff-an, lempung, dan kerakal dan lapisan tipis

Batubara. Umur dari formasi ini tidak dapat dipastikan, tetapi diduga Plio-Pleistosen.

Lingkungan pengendapannya adalah di darat.

(Stratigrafi Regional Cekungan Sumatra Selatan (De Coaster, 1974))

18

Tabel 3.1 Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan

Gambar 3.3 Cross Section Cekungan Sumatera Selatan

19

3.2. Sistem Petroleum Cekungan Sumatera Selatan

Sistem Petroleum adalah seluruh elemen dan proses pada cekungan sedimen yang

diperlukan untuk terakumulasinya hidrokarbon (Bailei, A.D., 1992, vide Pusdep Pertamina).

Pada umumnya, sistem petroleum suatu lapangan masih berhubungan dengan sistem

petroleum dari suatu wilayah geologi regionalnya. Akumulasi dari hidrokarbon dikontrol oleh

faktor struktur, fasies, ketebalan pengendapan, dan kedekatan batuan induk yang sudah cukup

matang. Berikut tinjauan sistem petroleum pada Cekungan Sumatera Selatan khususnya di

Lapangan Holong.

a) Batuan Induk (Source Rock)

Berdasarkan analisa Shell Team, 1978, hidrokarbon di Cekungan Sumatera Selatan

berasal dari batuan induk yang berasal dari Batulempung hitam Formasi Lemat (De

Coster, 1974), lignin (Batubara), Batulempung Formasi Talang Akar dan Batulempung

Formasi Telisa. Formasi Lemat mengalami perubahan fasies yang cepat ke arah lateral

sehingga bertindak sebagai batuan induk yang baik dengan kandungan material

organiknya 1,2-3%. Gradien suhu berkisar 4,8-5,3oC/100 m, sehingga kedalaman

pembentukan minyak yang komersil terdapat pada kedalaman 2000-3000 m.

Formasi yang paling banyak menghasilkan yang diketahui hingga saat ini adalah

Formasi Talang Akar, dengan kandungan material organik yang berkisar antara 0,5-1,5%.

Diperkirakan di bagian tengah cekungan Formasi Talang Akar telah mencapai tingkat

lewat matang. Minyak di Cekungan Sumatera Selatan berasal dari batuan induk yang

mengandung lignit (Batubara) karena banyak mengandung wax. Formasi Telisa

mempunyai kandungan material organik antara 1-1,38% di Sub Cekungan Jambi,

sedangkan di Sub Cekungan Sumatera Selatan tidak ada data yang menunjukkan bahwa

formasi ini dapat bertindak sebagai batuan induk.

Sistem pemanasan (kitchen) batuan induk di Cekungan Sumatera Selatan adalah

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

graben, sehingga cukup untuk menghasilkan hidrokarbon.

b) Migrasi

Migrasi hidrokarbon di Cekungan Sumatera Selatan ditafsirkan sebagai migrasi lateral

dan migrasi vertikal. Migrasi lateral terjadi pada bagian dalam cekungan. Akibat migrasi

ini, terjadi pengisian hidrokarbon pada perangkap-perangkap stratigrafi yang terbentuk

pada zona engsel (hinge zone). Migrasi secara vertikal terjadi melalui bidang patahan dan

20

bidang ketidakselarasan antara batuan dasar dengan lapisan sedimen di atasnya. Migrasi

sekunder memiliki peranan penting dalam proses akumulasi dan pemerangkapan

hidrokarbon mengingat posisi perangkap merupakan daerah tinggian purba (old basement

high).

c) Reservoar

Lapisan Batupasir yang terdapat dalam Formasi Lemat, Formasi Talang Akar,

Formasi Palembang Bawah dan Palembang Tengah dapat menjadi batuan reservoar pada

Cekungan Sumatera Selatan. Pada Sub Cekungan Jambi, produksi terbesar terdapat pada

batuan reservoar Formasi Air Benakat. Batupasir alasnya memunyai porositas 27%,

Batupasir delta porositasnya 20% dan Batupasir laut dangkal memunyai porositas 10%.

Batupasir Konglomeratan dari Formasi Talang Akar merupakan reservoar kedua yang

memproduksi minyak dengan porositas 30%. Batugamping Formasi Baturaja

memproduksi minyak hanya di bagian tenggara Sub Cekungan Jambi dengan porositas

19%.

Formasi Telisa memiliki interval reservoar dan lapisan penutup bagi reservoar

Formasi Baturaja. Pada Sub Cekungan Palembang, produksi minyak terbesar terdapat

pada batuan reservoar Formasi Talang Akar dan Baturaja. Porositas lapisan Batupasir

antara 15-28%. Reservoar dari Formasi Lower Palembang dan Formasi Middle

Palembang merupakan penghasil minyak terbesar kedua setelah dua formasi tersebut

diatas. Batugamping Formasi Baturaja menghasilkan kondensat dan gas di tepi sebelah

barat dan timur dari Sub Cekungan Palembang.

Selain itu di Cekungan Sumatera Selatan juga ditemukan reservoar hidrokarbon pada

batuan dasar Pra-Tersier yang merupakan fenomema menarik. Hingga saat ini beberapa

sumur eksplorasi yang terbukti menghasilkan hidrokarbon pada reservoar batuan beku

(Granodiorit) dan metamorf (Slate) yang berumur Mezozoikum. Hidrokarbon

terperangkap pada zona-zona rekahan yang terbentuk akibat aktivitas tektonik yang

sangat intensif pada zaman Miosen Tengah dan mencapai puncaknya pada Plio-Pleistosen.

d) Batuan Penutup (Seal Rock)

Batuan penutup pada umumnya merupakan lapisan lempung yang tebal dari Formasi

Telisa, Formasi Palembang Bawah dan Formasi Palembang Tengah. Selain itu, terjadinya

perubahan fasies ke arah lateral atau adanya sesar-sesar dapat juga bertindak sebagai

21

penutup atau tudung. Lempung pada Formasi Telisa menjadi penutup pada reservoar

karbonat Formasi Baturaja.

e) Jenis Perangkap (Trap)

Pada umumnya perangkap hidrokarbon di Cekungan Sumatera Selatan merupakan

struktur Antiklin dari suatu Antiklinorium yang terbentuk pada Plio-Pleistosen seperti

pada Formasi Palembang Tengah. Struktur sesar, baik normal maupun geser, dapat

bertindak sebagai perangkap minyak. Perangkap stratigrafi terjadi pada Batugamping

terumbu Formasi Baturaja, berbentuk kipas Formasi Lemat, dan bentuk membaji Formasi

Palembang Bawah dan Formasi Talang Akar.

22

BAB IV. METODOLOGI PENELITIAN

4.1. Objek Penelitian

Penelitian kerja praktek ini dilakukan di PT. Pertamina EP Asset 2 dengan studi kasus

pada lapangan Holong yang merupakan bagian dari cekungan Sumatera Selatan. Waktu

pelaksanaan Kerja Praktek ini adalah mulai tanggal 2 Maret s.d. 2 April 2015.

4.2. Alat dan Bahan

Alat dan bahan yang digunakan dalam pelaksanaan Kerja Praktek ini adalah sebagai

berikut :

a) Data Seismik 3D PSTM (Post Stack Time Migration)

b) Data sumur (well) S1

c) Data Well Tops dan Well Deviation

d) Laptop yang telah diinstal software Petrel 2009.1

4.3. Langkah-Langkah Penelitian

4.3.1. Tahap Persiapan/Awal

Tahap persiapan awal meliputi pengadaan alat dan bahan yang hendak digunakan

dalam pengerjaan interpretasi ini. Sebuah laptop yang sudah diinstalkan software interpretasi

Petrel 2009.1 dari Schlumberger, data sumur meliputi data log, well head, well deviation, well

marker serta checkshot menjadi alat dan bahan yang harus dipersiapkan diawal untuk

melanjutkan pekerjaan ini.

Tahapan awal yang harus dilakukan adalah meng-import semua data yang tersedia ke

dalam software Petrel 2009.1

Import data Well

Pertama ; buatlah folder well (Well Folder) dengan cara klik Insert New Well Folder,

folder tersebut akan muncul di window input. Klik kanan pada folder tersebut lalu klik New

Well. Nama sumur dalam penelitian ini adalah well S1. Lalu masukkan data koordinat x, y,

KB dan MD well dari data well head yang ada.

23

Kedua ; masukkan data log dari well yang ada. Data log yang digunakan dalam pekerjaan ini

adalah data log dengan format *.las yang berisi data hasil well logging dari sumur S1. Klik

kanan pada well S1 import (on selection) klik open pada data well *.las yang ada.

Gambar 4.1 Tahapan Memasukkan Data Well Head

Gambar 4.2 Tahapan Memasukkan Data Log dengan Format .las

24

Selanjutnya akan muncul data well log apa saja yang ada pada sumur S1. Data well

log yang tidak terdefinisi atau tidak dapat dibaca tidak perlu dimasukkan ke dalam project.

Klik Unselect pada undefined well log OK for all.

Ketiga ; import data well deviation. Sumur S1 yang digunakan adalah sumur dengan jenis bor

miring. Untuk data bor miring, data well deviation memiliki nilai azimuth dan inklinasi yang

memperlihatkan keadaan kemiringan lubang bor. Data well deviation ini dimasukkan dengan

cara klik kanan pada well S1 import (on selection) pada window import file, files of type,

pilih Well path/deviation (ASCII) klik Open. Selanjutnya akan muncul window seperti

gambar berikut ini :

Gambar 4.3 Tahapan Memilih Data Log yang Dapat Didefinisi oleh Software

25

Saat window import well path / deviation muncul isi data-data MD, INCL dan AZIM

dengan urutan kolom yang benar agar software dapat membaca urutan kolom dengan benar.

Keempat ; import data well marker atau well tops. Marker merupakan file berisi data

mengenai top-bottom dari urutan litologi. Data marker berupa nama horizon yang diurutkan

berdasarkan kedalaman masing-masing marker. Nama-nama horizon pada data marker pada

umumnya berupa huruf-huruf. Dengan adanya data marker ini, penentuan picking horizon

akan menjadi lebih akurat karena marker dapat membantu penentuan picking apakah di peak,

troughs, S-crossing atau Z-crossing. Oleh karena itu, data marker sering kali dijadikan

Gambar 4.4 Tahapan Memasukkan Data Well

Deviation

26

Gambar 4.5 Tahapan Memasukkan Data Well Tops

sebagai final judgement dalam pembuatan peta horizon. Cara memasukkan data marker yakni

membuat folder Well Tops dengan cara klik Insert New Well Tops, lalu pada folder tersebut

klik kanan import (on selection).

Tipe file marker yang digunakan adalah Petrel Well Tops (ASCII). Pada window

import petrel well tops, klik connect to trace untuk menggabungkan data marker ke data

sumur S1. Perhatikan number of lines agar software dapat membaca data marker dengan baik,

lalu klik OK for all.

Import data Seismik 3D

Data seismik yang digunakan pada penelitian ini adalah data SEG-Y seismik 3D

PSTM (Post Stack). Data seismik yang digunakan pada penelitian ini telah mencakup data

Inline dan Xline. Masukkan data seismik dengan cara klik File Import File atau dengan

menekan Ctrl + I pada keyboard. Pada window import file, files of type pilih SEG-Y seismic

data Open.

27

Gambar 4.6 Tahapan Memasukkan Data SEG-Y

Pada window Vintage selection klik OK lalu akan muncul window Input data dialog

yang berisi informasi data seismik klik OK for all.

Langkah terakhir dalam proses meng-import data adalah import data checkshot. Tipe data

checkshot yang digunakan adalah dengan format file ASCII. Data ini nantinya akan

digunakan untuk membuat seismogram sintetik yang diperlukan untuk proses well-seismic tie.

Data checkshot dimasukkan dengan cara klik Insert New Checkshots. Data checkshot

tersebut akan masuk ke dalam folder Global Well Logs. Klik kanan folder checkshot tersebut

import (on selection) sampai muncul window seperti berikut :

28

Gambar 4.7 Tahapan Memasukkan Data Checkshot ASCII

Gambar 4.8 Konfigurasi Data Checkshot

Saat window konfigurasi checkshot muncul, perhatikan kolom data yang digunakan.

29

4.3.2. Tahap Well-Seismic Tie

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

Proses pengikatan ini dilakukan supaya horizon seismik yang telah dipicking berada pada

kedalaman yang sebenarnya dengan bantuan data kedalaman dari data sumur. Proses ini

dilakukan dengan bantuan seismogram sintetik yang dihasilkan dari konvolusi wavelet

dengan deret koefisien refleksi (RC).

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

(RHOB), dan checkshot. Sebagaimana yang kita ketahui, data seismic umumnya berada

dalam domain waktu (TWT) sedangkan data well berada dalam domain kedalaman (TVD).

Sehingga, sebelum kita melakukan pengikatan, langkah awal yang harus kita lakukan adalah

konversi data well ke domain waktu. Untuk konversi ini, kita memerlukan data sonic log dan

checkshot.

Data sonic log dan checkshot memiliki kelemahan dan keunggulan masing-masing.

Kelemahan data sonic antara lain adalah sangat rentan terhadap perubahan lokal di sekitar

lubang bor seperti washout zone, perubahan litologi, serta hanya mampu mengukur formasi

batuan sedalam 1-2 kaki. Sedangkan kelemahan data checkshot adalah resolusinya yang tidak

sedetail data sonic. Untuk itu diperlukan suatu koreksi untuk menghasilkan sonic corrected

checkshot atau despiked sonic dengan cara klik kanan pada folder Well calculator. Pada

window calculator for Wells ketik DESPIKED_SONIC=DT dan pada Log settings pilih t

Sonic dan log DT lalu klik ENTER.

Gambar 4.9 Window Calculator untuk

Memasukkan Persamaan Sonic Terkoreksi

Checkshot

30

Data despiked sonic akan muncul pada folder global well logs. Klik kanan pada

DESPIKED_SONIC klik log editor pada kolom Action #1 pilih Arithmetic Run OK.

Hal ini dilakukan untuk koreksi data sonic agar menjadi smooth.

Proses pengikatan data sumur dengan data seismik diawali dengan pemilihan wavelet

yang nantinya akan dikonvolusi dengan koefisien refleksi (RC). Ekstraksi wavelet dapat

dilakukan dengan beberapa cara, yakni dengan mengekstrak dari volume seismik (cube)

disekitar zona target, mengekstrak dari data sumur dan membuat wavelet Ricker atau

bandpass wavelet. Kebutuhan wavelet disesuaikan dengan data seismik yang digunakan .

Langkah selanjutnya adalah membuat koefisien refleksi (RC) dari perbandingan nilai

accoustic impedance yang merupakan dari perkalian log DT dan log RHOB. RC ini

kemudian dikonvolusikan dengan wavelet yang telah diekstrak untuk menghasilkan

seismogram sintetik.

Trace dari seismogram sintetik ini kemudian disesuaikan dengan trace data seismik

yang ada sehingga diperoleh kemiripan antara keduanya. Pada proses ini yang diperhatikan

adalah wiggle antara seismik dengan seismogram sintetik, baik pada polanya maupun besar

wigglenya.

Pembuatan seismogram sintetik terdapat pada menu bar processes di sebelah pojok

kiri, klik pada sub menu stratigraphic modelling, pilih synthetics, akan muncul window

seperti gambar di bawah ini. Isi parameter-parameter tersebut yang benar untuk menghasilkan

seismogram sintetik.

31

Gambar 4.10 Parameter-Parameter untuk Menghasilkan Seismogram Sintetik

Setelah semua tahapan selesai, data seismogram sintetik dapat ditampilkan pada

window well section. Untuk menampilkan wiggle seismiknya, pilih settings show wiggles.

Langkah terakhir adalah melakukan well-seismic tie dengan cara menyamakan trend lapisan

pada seismogram sintetik dengan seismik yang sebenarnya dengan menggeser garis marker

pada well section window.

4.3.3. Tahap Atribut Seismik (Volume Attributes)

Atribut Seismik adalah segala informasi yang diperoleh dari data seismik baik melalui

pengukuran langsung, komputasi maupun pengalaman. Mengapa atribut seismik perlu

32

Gambar 4.11 Langkah-langkah Mengekstrak Atribut Seismik

dilakukan dalam interpretasi? Atribut Seismik diperlukan untuk memperjelas anomali yang

tidak terlihat secara kasat mata pada data seismik biasa.

Pada penelitian ini, atribut seismik yang digunakan adalah Structural Smoothing.

Atribut ini digunakan untuk membantu dalam picking horizon dan penentuan garis patahan

(fault), karena atribut ini dapat memperjelas tampilan struktur yang ada pada data seismik.

Proses ekstraksi atribut ini dilakukan dengan cara klik kanan folder seismik volume

Volume Attributes.

4.3.4. Tahap Picking Horizon Target

Setelah diperoleh seismogram sintetik dan data sumur dengan data seismik telah

diikat, langkah selanjutnya adalah melakukan picking horizon dengan bantuan data marker

yang ada. Horizon yang dipicking pada penelitian ini dibatasi pada horizon BRF, TAF dan R5.

Langkah awal dari proses ini adalah Insert New Interpretation Folder. Klik kanan

pada folder tersebut insert seismic horizon. Lakukan picking horizon pada Interpretation

Window berdasarkan sifat wiggle (peak, troughs, S-crossing ataupun Z-crossing) yang

33

Gambar 4.12 Setting Window pada Suatu Horizon

diperoleh dari seismic-well tie pada Well Section Window dengan cara klik kanan pada folder

seismic horizon Settings Autotracking.

Pada penelitian ini, berdasarkan Well-Seismic Tie, horizon BRF merupakan peak,

TAF merupakan trough dan R5 merupakan S-crossing. Oleh karena itu, setiap kali akan

melakukan picking horizon, parameter tersebut diatas harus selalu disesuaikan. Autotracking

pada dasarnya dapat membantu kita agar melakukan picking tetap pada jalur reflektor yang

sebenarnya, namun pada penelitian ini, picking horizon dilakukan dengan manual picking

agar hasil picking-an lebih smooth dan sesuai dengan horizon yang dikehendaki.

Proses picking pada setiap horizon pada penelitian ini dilakukan dengan step 10 pada

Xline saja. Proses picking pada Inline tidak dilakukan, sebab titik-titik yang muncul pada

34

Gambar 4.13 Perbandingan Hasil Picking-an pada Window 2D dan 3D

Inline setiap kali melakukan picking di Xline hanya dijadikan Quality Control (QC) terhadap

hasil picking-an Xline.

Oleh karena data seismik yang digunakan adalah data 3D, tingkat kesulitan dalam

proses picking akan menjadi lebih sulit. Pun tampilan reflektor yang kurang jelas membuat

proses picking tidak dapat menggunakan autotracking sepenuhnya. Proses picking ini

memerlukan ketelitian ekstra dan perlu diketahui bahwa semakin kecil step yang dipakai

dalam melakukan picking maka horizon surface yang akan diperoleh akan semakin valid dan

halus. Berikut contoh hasil gridding dari pickingan horizon BRF pada window 2D dan 3D.

4.3.5. Pembuatan Surface Horizon Map

Proses pembuatan peta ini dilakukan jika hasil picking-an sudah dirasa cukup

menggambarkan bentuk permukaan horizon yang telah di-picking. Surface Horizon Map

dibuat melalui menu bar di pojok kiri, pilih Utility make/edit surface. Selanjutnya

masukkan horizon yang hendak dipetakan, gunakan luas data survei seismik sebagai batasan

geometri pemetaan pada tab Geometry klik Get limits from selected. Kemudian pada tab Well

Adjustment masukkan well tops horizon yang hendak dipetakan.

35

Gambar 4.14 Tahapan Membuat Surface Horizon Map dan Parameter-parameternya

Berikut window konfigurasi dari proses ini :

Surface yang dihasilkan akan berbentuk persegi dan mengekstrapolasi data picking

untuk memenuhi seluruh area. Agar lebih akurat dan lebih fokus kepada daerah target,

surface ini bisa di-crop menggunakan polygon dan masukkan polygon tersebut sebagai

boundary. Pun jika diperlukan hasil yang lebih halus, dapat dilakukan smoothing pada

surface tersebut dari menu Settings. Namun langkah ini tidaklah menjadi suatu keharusan

dalam proses interpretasi. Surface yang dihasilkan dari proses ini adalah Time Structure Map.

Untuk mengubah menjadi Depth Structure Map perlu dilakukan langkah lebih lanjut.

Penelitian pada pelaksanaan kerja praktek ini dibatasi pada hasil akhir peta struktur dalam

domain waktu saja.

36

Gambar 5.1 Tampilan Data

Seisimik 3D

BAB V. HASIL DAN PEMBAHASAN

5.1. Data

Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data seismik 3D PSTM (Post Stack

Time Migration). Selain data seismik, ada 1 sumur (well) yang digunakan. Data well ini berisi

koordinat well, data logging well tersebut (NPHI, RHOB, DT, SP, LLD, dll), data well

deviation, data checkshot/VSP/listing dan data well tops/marker. Seluruh data tersebut di-

import ke dalam software Petrel 2009.1 untuk kemudian dilakukan interpretasi. Langkah-

langkah meng-import data tersebut telah dijelaskan di dalam BAB IV.

Berikut merupakan hasil dari proses import data-data tersebut :

5.1.1. SEG-Y 3D Seismic

Data seismik 3D yang digunakan pada pekerjaan ini terdiri dari Inline dengan range :

2255 s.d. 2455 dan Xline dengan range : 10041 s.d. 10300. Data Inline dan Xline ini saling

tegak lurus dan berhubungan satu sama lain. Hal ini sangat membantu dalam

menginterpretasi horizon secara langsung. Selain itu, keunggulan data seismik 3D ini adalah

kemampuan untuk menampilkan kemenerusan horizon dengan menggerakkan line seismik

dengan step interval yang dapat diatur. Namun disisi lain data seismik 3D ini membutuhkan

space memory yang cukup besar jika dibandingkan dengan data seismik 2D.

37

Gambar 5.2 Tampilan Data Log Triple Combo pada Well Section Window

5.1.2. Well Log

Data well log pada umumnya terbagi 3 dan sering disebut sebagai triple combo

berdasarkan kegunaan interpretasinya, yakni :

a) Reservoir log ; yang terdiri atas log SP (Self Potential), log GR (Gamma Ray) dan

log CALI (Calliper). Ketiga data log ini dapat membantu interpretasi zona reservoar.

b) Fluid log ; yang terdiri atas log LLD, LLS dan MSFL yang merupakan data

resistivitas. Ketiga data log ini dapat membantu interpretasi jenis fluida yang ada

dalam reservoar yang telah ditentukan.

c) Porosity log ; yang terdiri atas log DT (Sonic), RHOB (Density) dan NPHI (Neutron

Porosity). Ketiga data log ini dapat membantu interpretasi porositas.

Seluruh data log tersebut dapat ditampilkan pada well section window seperti gambar berikut :

38

Gambar 5.3 Tampilan Well Deviation Sumur S1 (Lingkaran Putih)

Pada kolom Reservoir Log yakni dari data log GR, daerah berwarna kuning

diinterpretasikan sebagai daerah Batupasir (sandstone) yang dapat diinterpretasikan sebagai

zona reservoar. Sedangkan daerah berwarna hijau diinterpretasikan sebagai daerah shale.

Kesimpulan ini dapat ditarik karena secara quick look pada umumnya clean sand dan

limestone memiliki nilai GR yang rendah dan shale pada umumnya memiliki nilai GR yang

tinggi.

Sedangkan pada kolom Porosity Log yakni dari persilangan data NPHI dan RHOB

(RHOB rendah berpotongan dengan NPHI tinggi), daerah berwarna merah diinterpretasikan

sebagai zona yang memiliki porositas yang baik untuk kemudian dapat diinterpretasikan

sebagai kriteria reservoar yang baik.

5.1.3. Well Deviation

Well Deviation merupakan data yang menginformasikan lintasan sumur sesuai dengan

kedalaman pada tiap perubahan arah kemiringan sumur, data tersebut sangat penting jika

sumur tersebut merupakan sumur non vertikal, jika sumur tersebut merupakan sumur vertikal

maka koordinat lintasan sumur akan sesuai dengan koordinat well head. Data well deviation

memiliki data azimuth (AZIM) dan inklinasi (INCL) yang berbeda akibat perubahan dx dan

dy pada interval kedalaman tertentu.

Bukti bahwa well S1 merupakan well yang miring terlihat pada 2D window. Jika

suatu well tidak miring, maka pada 2D window well tersebut akan berbentuk titik saja, namun

tidak pada well S1. Seperti yang ditunjukkan pada gambar berikut ini :

39

Gambar 5.4 Tampilan Marker atau Well Tops pada Well Section Window

5.1.4. Marker

Penentuan marker dilakukan pada semua sumur yang akan dilakukan analisa. Marker

pada setiap sumur menggambarkan konfigurasi lapisan tertentu. Penentuan marker sangat

penting sebagai pengontrol sewaktu membuat peta struktur. Cara memasang marker pada

sumur telah dijelaskan pada BAB IV.

Marker yang hendak di-picking pada penelitian ini adalah BRF, TAF dan R5. Data

marker tersebut dapat ditampilkan pada well section window seperti gambar berikut ini :

40

Gambar 5.5 Tampilan Hasil Well-Seismic Tie pada Well Section Window

5.1.5. Checkshot

Data checkshot digunakan untuk menghitung interval kecepatan. Data ini dapat

dijadikan sebagai kalibrasi bagi data sonic yang akan digunakan untuk mencari koefisien

refleksi (RC) yang kemudian dikonvolusikan dengan wavelet untuk menghasilkan

seismogram sintetik.

5.2. Well-Seismic Tie

Hasil dari proses well-seismic tie yang telah dilakukan sesuai tahap pada BAB IV

adalah sebagai berikut :

41

Gambar 5.6 Korelasi Seismogram Sintetik dengan Data Seismik untuk Picking Horizon

Proses well-seismic tie ini dapat membantu interpretasi dalam menentukan picking

horizon setelah data marker ditambahkan pada data seismogram sintetik. Pada window

interpretasi, picking horizon dapat dimulai dari marker dengan melihat wiggle yang sesuai

antara data seismogram sintetik dengan data seismik yang sebenarnya. Berikut adalah gambar

window interpretasi yang menggambarkan korelasi data seismogram sintetik dengan data

seismik yang sebenarnya :

5.3. Atribut Seismik

Data seismik 3D yang dipakai pada penelitian ini pada awalnya resolusinya kurang

tajam, hal ini dapat menghambat proses interpretasi. Atribut seismik yang digunakan dalam

penelitian ini adalah atribut structural smoothing guna memperjelas tampilan data seismik 3D

yang ada untuk membantu proses interpretasi.

Atribut structural smoothing melakukan penghalusan secara spasial berdasarkan filter

Gaussian berbobot. Atribut ini dapat melakukan penajaman (sharpen) pada struktur

diskontinuitas. Berikut adakah komparasi tampilan data seismik sebelum dan sesudah

mengalami atribut seismik :

42

Gambar 5.7 Tampilan Data Seismik Sebelum Atribut

Gambar 5.8 Tampilan Data Seismik Setelah Atribut

Sebelum :

Sesudah :

43

Perbedaan yang sangat kontras sangat terlihat sebelum dan sesudah ekstraksi atribut.

Tampilan data seismik awal memiliki reflektor yang lemah, atribut structural smoothing

melakukan penghalusan wiggle. Atribut ini mendukung terbentuknya kontur yang lebih halus

sehingga memudahkan picking horizon seperti yang terlihat pada gambar sesudah mengalami

ekstraksi atribut.

5.4. Picking Horizon dan Faults

Setelah ekstraksi atribut seismik dilakukan, picking horizon akan semakin mudah

dilakukan karena tampilan reflektor sudah lebih jelas terlihat. Horizon yang menjadi target

interpretasi dalam penelitian ini adalah BRF, TAF dan R5. Pada penelitian ini, berdasarkan

Well-Seismic Tie, horizon BRF merupakan peak, TAF merupakan trough dan R5 merupakan

S-crossing.

Penarikan horizon-horizon tersebut agak sulit dilakukan jika sudah jauh dari sumur

karena data sumur yang ada hanya satu sumur. Seringkali terjadi kesalahan dalam penarikan

horizon pada saat picking. Oleh karena itulah penarikan horizon dilakukan setiap 10 line pada

Xline. Penulis memilih untuk melakukan picking horizon pada Xline karena data Xline

intervalnya lebih panjang dibanding data Inline. Dengan picking pada step 10 line dan dengan

interval Xline yang lebih panjang akan lebih memudahkan pembentukan surface yang akan

dipetakan.

Pada dasarnya picking horizon pada data seismik 3D akan menyajikan picking-an

horizon yang lebih akurat dibandingkan dengan seismik 2D karena data 3D mengandung

komponen Xline dan Inline yang saling mendukung. Jika reflektor pada data seismik 3D

terlihat jelas, hanya dengan melakukan 3D autotracking dengan interval step line yang kecil,

akan diperoleh horizon yang menyerupai surface horizon hanya dengan quick look

interpretation.

Penarikan horizon dalam interpretasi data seismik 3D pada penelitian ini dilakukan

secara manual interpretation. Sebenarnya cara ini lebih baik dilakukan untuk menghasilkan

surface map yang baik, karena penarikan horizon secara autotracking seringkali salah dalam

meneruskan suatu reflektor yang kurang jelas terlihat.

Berikut adalah salah satu hasil penarikan horizon pada window interpretasi dan

tampilan pada 3D windownya :

44

Gambar 5.9 Hasil Penarikan Horizon dari Data Marker

Gambar 5.10 Hasil Picking Horizon pada Window 3D

45

Gambar 5.11 Surface Horizon BRF

Gambar 5.12 Surface Horizon TAF

5.5. Surface Horizon

Horizon-horizon yang berbentuk sebagai garis-garis akibat proses picking tersebut

diatas kemudian dijadikan sebagai penampang (surface). Surface Horizon ini merupakan

gambaran bagaimana bentuk kontur permukaan pada setiap horizon yang telah di-picking.

5.5.1. Surface

Ada 3 horizon yakni BRF, TAF dan R5 yang akan dijadikan surface. Surface Horizon

dibuat dengan cara yang telah dijelaskan di bab sebelumnya. Berikut adalah hasil surface

horizon BRF, TAF dan R5 :

a) Surface Horizon BRF

b) Surface Horizon TAF

46

Gambar 5.13 Surface Horizon R5

c) Surface Horizon R5

5.5.2. Smoothing dan Polygon

Langkah Smoothing pada dasarnya tidak harus selalu dilakukan dalam menampilkan

surface horizon. Sebab biasanya proses ini dilakukan sebagai konsekuensi kesalahan

interpreter dalam proses picking yang berimbas pada kurang halusnya kontur yang dihasilkan

pada surface horizon. Pada penelitian ini penulis melakukan proses smoothing dengan nilai

iterasi = 3. Semakin besar nilai iterasi yang dipakai maka kontur yang terlalu terjal akan

dihaluskan. Namun konsekuensi yang diperoleh jika kita memakai nilai iterasi yang semakin

besar adalah tampilan penampang pada surface akan semakin mendatar.

Polygon dibuat untuk membatasi daerah (boundary) surface yang akan dipetakan. Hal

ini dilakukan agar daerah yang diteliti dapat lebih dipersempit sehingga interpretasi dapat

lebih fokus pada daerah yang berada didalam polygon itu saja.

5.6. Time Structure Map

Hasil akhir dari pekerjaan interpretasi pada Kerja Praktek kali ini adalah peta dalam

domain waktu atau time structure map untuk horizon BRF, TAF dan R5. Peta ini merupakan

langkah awal dalam penentuan titik pengeboran, interpretasi struktur pada lapisan suatu

litologi maupun formasi, perhitungan cadangan hidrokarbon dan lain sebagainya. Namun

untuk interpretasi lebih lanjut mengenai tindak lanjut tersebut, peta ini harus dibawa ke dalam

domain kedalaman (depth). Berikut adalah hasil peta masing-masing horizon :

47

Gambar 5.14 Time Structure Map Horizon BRF

a) Time Structure Map BRF

-1300

-1350

-1250

-1250

-1200

-1200

-1150

-1150

-1150

-1150

-1200

-1200

-1200

-1250

-1250

-1350-1300

-1300

-1350

S1

0 500 1000 1500 2000 2500m

1:40000

-1380

-1360

-1340

-1320

-1300

-1280

-1260

-1240

-1220

-1200

-1180

-1160

-1140

-1120

-1100

Time

Legend

Oil

Time Structure Map of BRF

Indonesia

Holong Field

Horizon BRF

Scale

Contour inc

Interpreter

Date

1:40000

10

Erik

03/23/2015

Map

48

Gambar 5.15 Time Structure Map Horizon TAF

b) Time Structure Map TAF

-1300

-1300

-1350

-1250

-1250

-1200

-1200

-1200

-1200

-1200

-1200

-1200

-1150

-1250

-1250

-1250

-1300

-1300

-1400-1350

-1350

S1

397000 398000 399000 400000 401000 402000

397000 398000 399000 400000 401000 402000

X, [m]

9614000

9616000

9618000

9614000

9616000

9618000

Y,

[m]

397000 398000 399000 400000 401000 402000

397000 398000 399000 400000 401000 402000

X, [m]

9614000

9616000

9618000

9614000

9616000

9618000

Y,

[m]

397000 398000 399000 400000 401000 402000

397000 398000 399000 400000 401000 402000

X, [m]

9614000

9616000

9618000

9614000

9616000

9618000

Y,

[m]

0 500 1000 1500 2000 2500m

1:40000

-1400

-1380

-1360

-1340

-1320

-1300

-1280

-1260

-1240

-1220

-1200

-1180

-1160

Time

Legend

Oil

Time Structure Map of TAF

Indonesia

Holong Field

Horizon TAF

Scale

Contour inc

Interpreter

Date

1:40000

10

Erik

03/23/2015

Map

49

Gambar 5.16 Time Structure Map Horizon R5

c) Time Structure Map R5

-1350-1400

-1300

-1300

-1250

-1250

-1200

-1200

-1200

-1200

-1250

-1250

-1250

-1300

-1300

-1400-1350

-1350

-1400

S1

397000 398000 399000 400000 401000 402000 403000

397000 398000 399000 400000 401000 402000 403000

X, [m]

9614000

9616000

9618000

9614000

9616000

9618000

Y, [m

]

397000 398000 399000 400000 401000 402000 403000

397000 398000 399000 400000 401000 402000 403000

X, [m]

9614000

9616000

9618000

9614000

9616000

9618000

Y, [m

]

0 500 1000 1500 2000 2500m

1:40000

-1440

-1420

-1400

-1380

-1360

-1340

-1320

-1300

-1280

-1260

-1240

-1220

-1200

-1180

Time

Legend

Oil

Time Structure Map R5

Indonesia

Holong Field

Horizon R5

Scale

Contour inc

Interpreter

Date

1:40000

10

Erik

03/23/2015

Map

50

BAB VI. PENUTUP

Pengalaman Kerja Praktek selama 1 bulan di PT. PERTAMINA EP Asset 2,

Prabumulih ini telah memberikan banyak sekali manfaat bagi penulis, ilmu, gambaran dunia

kerja yang sebenarnya, terutama dalam bidang pekerjaan Geofisikawan sebagai interpreter.

Melalui Kerja Praktek ini penulis dapat menerapkan dan menambah segala ilmu yang telah

diperoleh dari kampus selama kuliah. Berikut beberapa kesimpulan dan saran yang dapat

penulis berikan dari laporan Kerja Praktek ini :

6.1. Kesimpulan

a) Keunggulan data seismik 3D ini adalah kemampuan untuk menampilkan

kemenerusan horizon dengan menggerakkan line seismik dengan step interval yang

dapat diatur. Namun disisi lain data seismik 3D ini membutuhkan space memory yang

cukup besar jika dibandingkan dengan data seismik 2D.

b) Proses Well-Seismic Tie dilakukan supaya horizon seismik yang telah di-picking

berada pada kedalaman yang sebenarnya dengan bantuan data kedalaman dari data

sumur. Proses ini dilakukan dengan bantuan seismogram sintetik yang dihasilkan dari

konvolusi wavelet dengan deret koefisien refleksi (RC).

c) Horizon yang menjadi target dalam penelitian ini adalah horizon BRF, TAF dan R5.

Horizon-horizon ini dikenal sebagai horizon dengan tampilan reflektor yang kuat.

Namun tampilan data seismik 3D yang dipakai dalam penelitian ini kurang baik

sehingga diperlukan atribut structural smoothing untuk memperjelas tampilan.

Ekstraksi atribut ini sangat membantu untuk proses interpretasi picking horizon.

d) Hasil picking seorang interpreter sangat menentukan hasil surface horizon yang akan

terbentuk. Proses picking pada data seismik 3D jika dilakukan dengan mengorelasikan

Xline dan Inline ditambah nilai step line yang kecil akan menghasilkan surface yang

halus dan masuk akal

e) Hasil surface horizon pada window 3D menunjukkan bahwa permukaan horizon BRF,

TAF maupun R5 merupakan suatu antiklin yang mengalami beberapa patahan (fault).

Patahan ini dapat berperan sebagai jebakan (trap) dalam sistem petroleumnya

f) Sumur S1 berada tepat pada salah satu struktur fault pada antiklin tersebut.

51

6.2. Saran

Berikut beberapa saran yang dapat penulis berikan agar pembaca dapat melakukan

interpretasi data seismik 3D dengan lebih baik :

a) Seorang interpreter seharusnya memahami konsep sistem tektonik regional pada

suatu daerah yang akan diinterpretasikan agar interpreter dapat melakukan

interpretasi sesuai keadaan logika yang sebenarnya dan harus logis. Sebab interpretasi

bukan tentang benar atau salah melainkan tentang logis atau tidak logis.

b) Pahami konsep interpretasi yang digunakan oleh software yang dipakai sehingga jika

suatu ketika terjadi kesalahan pada hasil atau output, interpreter dapat menerka dan

mengerti parameter apa yang harus diperbaiki.

c) Pada saat melakukan picking horizon, seorang interpreter harus melakukannya

dengan hati-hati dan tidak perlu terburu-buru. Sebab, jarak antara satu reflektor

dengan reflektor diatas atau dibawahnya dapat berjarak ratusan meter. Jika kesalahan

dalam proses picking ini terjadi, maka dapat berakibat fatal bagi proses interpretasi

selanjutnya.

52

DAFTAR PUSTAKA

Sismanto, Prof. 2006. Dasar-dasar Akuisisi dan Pemrosesan Data Seismik. Universitas

Gadjah Mada (UGM). Yogyakarta

Koesoemadinata, R.P. 2011. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Penerbit ITB. Bandung

Wintolo, Djoko, Ir., D.E.A. 1999. Pengantar Geofisika dan Metode Gravitasi. Universitas

Gadjah Mada (UGM). Yogyakarta

Sukmanto, Sigit, Dr., Ir. 1999. Diktat Kuliah Seismik Stratigrafi. Institut Teknologi Bandung

(ITB). Bandung

Hidayat, Rahmadi, M. Eng. 2014. Slide Kuliah Geologi Minyak Bumi. Universitas Gadjah

Mada (UGM). Yogyakarta

http://id.wikipedia.org/

http://ensiklopediseismik.blogspot.com/

https://dinawan24geo.files.wordpress.com/

http://pubs.usgs.gov/

http://en.wikibooks.org/