KARAKTERISASI RESERVOIR PADA LAPANGAN

“TAMHAR” CEKUNGAN BINTUNI PAPUA

MENGGUNAKAN METODE INVERSI SEISMIK

IMPEDANSI AKUSTIK DAN MULTIATRIBUT

SKRIPSI

Sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar

Sarjana Sains dalam bidang fisika

Oleh :

RAHMAT HIDAYAT ANHARI

135090700111004

JURUSAN FISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS BRAWIJAYA

MALANG

2017

i

KARAKTERISASI RESERVOIR PADA LAPANGAN

“TAMHAR” CEKUNGAN BINTUNI PAPUA

MENGGUNAKAN METODE INVERSI SEISMIK

IMPEDANSI AKUSTIK DAN MULTIATRIBUT

SKRIPSI

Sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar

Sarjana Sains dalam bidang fisika

Oleh:

RAHMAT HIDAYAT ANHARI

135090700111004

HALAMAN KOVER

JURUSAN FISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PEGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS BRAWIJAYA

MALANG

2017

iii

LEMBAR PENGESAHAN SKRIPSI

KARAKTERISASI RESERVOIR PADA LAPANGAN

“TAMHAR” CEKUNGAN BINTUNI PAPUA

MENGGUNAKAN METODE INVERSI SEISMIK

IMPEDANSI AKUSTIK DAN MULTIATRIBUT

Oleh:

RAHMAT HIDAYAT ANHARI

135090700111004

Setelah dipertahankan di depan Majelis Penguji

pada tanggal .............................

dan dinyatakan memenuhi syarat untuk memperoleh gelar

Sarjana Sains dalam bidang fisika

Mengetahui,

Ketua Jurusan Fisika

Fakultas MIPA Universitas Brawijaya

Prof. Dr.rer.nat. Muhammad Nurhuda

NIP. 19640910 199002 1 001

Pembimbing I

Drs. Adi Susilo, M.Si., Ph.D.

NIP. 19631227 199103 1 002

Pembimbing II

Hanif Mersil, S.T.

NIP. 19891026 201402 1 001

v

LEMBAR PERNYATAAN

Saya yang bertanda tangan di bawah ini :

Nama : Rahmat Hidayat Anhari

NIM : 135090701111020

Jurusan : Geofisika

Penulis Skripsi berjudul :

Karakterisasi Reservoir Pada Lapangan “Tamhar”

Cekungan Bintuni Papua Menggunakan Metode Inversi

Seismik Impedansi Akustik Dan Multiatribut

Dengan ini menyatakan bahwa :

1. Isi dari Skripsi yang saya buat adalah benar-benar karya

sendiri dan tidak menjiplak karya orang lain, selain nama-

nama yang termaktub di isi dan tertulis di daftar pustaka

dalam Skripsi ini.

2. Apabila dikemudian hari ternyata Skripsi yang saya tulis

terbukti hasil jiplakan, maka saya akan bersedia menanggung

segala resiko yang akan saya terima.

Demikian pernyataan ini dibuat dengan segala kesadaran.

Malang, Desember 2017

Yang menyatakan,

Rahmat Hidayat Anhari

NIM. 135090700111004

vii

KARAKTERISASI RESERVOIR PADA LAPANGAN

“TAMHAR” CEKUNGAN BINTUNI PAPUA

MENGGUNAKAN METODE INVERSI SEISMIK

IMPEDANSI AKUSTIK DAN MULTIATRIBUT

ABSTRAK

Lapangan Tamhar terletak di Cekungan Bintuni bagian selatan

Kepala Burung Papua. Salah satu reservoir pada Cekungan Bintuni

terdapat pada Formasi Waripi batupasir yang menjadi target dalam

penelitian, didefinisikan dengan Top Target dan Base Target. Untuk

dapat mengkarakterisasi reservoir pada area penelitian perlu dilakukan

pemetaan nilai impedansi akustik yang dibuat dengan menggunakan

metode inversi berbasis model dan pembuatan peta persebaran

properti reservoir yaitu porositas yang dilakukan dengan

menggunakan metode multiatribut. Data yang tersedia pada penelitian

ini adalah 4 sumur dan 14 data seismik 2D. Tahapan penelitian yang

dilakukan antara lain, pengikatan data sumur dengan data seismik,

prediksi log porositas dan perhitungan log impedansi akustik dari data

sumur, interpretasi data seismik 2D, inversi berbasis model, analisis

multiatribut regresi linier, dan running multiatribut. Hasil inversi

akustik impedansi dan multiatribut porositas disebarkan pada peta

struktur kedalaman, sehingga dapat di interpretasi pola persebaran

properti reservoir pada lapangan Tamhar. Hasil yang diperoleh dapat

diintegrasikan sehingga dapat ditentukan area untuk pengeboran

sumur baru. Area untuk pengeboran sumur baru memiliki nilai

impedansi akustik yang relatif rendah antara 8000–11000

[(m/s)*(g/cc)] dan memiliki nilai nilai porositas sebesar 20%–30%,

yang berada dikedalaman hampir sama dengan daerah sumur A-1.

Kata kunci : Inversi, Multiatribut, Porositas.

ix

RESERVOIR CHARACTERIZATION IN

FIELD “TAMHAR” BINTUNI BASIN USING ACOUSTIC

IMPEDANCE SEISMIC INVERSION AND

MULTIATTRIBUTES

ABSTRACT

Tamhar field located in Bintuni Basin are included in south head

of bird. The reservoir target in this study is Waripi sand reservoir, is

defined by Top Target and Base Target. In order to characterize

reservoir in target field, firstly the acoustic impedance values are

computed and mapped using a Model Based inversion method;

secondly a distribution map from properties of porosity is made using

Multiattributes. The data provided in this study is 4 wells and 14 line

of 2D seismic. Stages of the research conducted, among others pre-

well seismic tie, predicted log porosity and calculated acoustic

impedance log of well data, then doing interpretation of 2D seismic

data, Model Based inversion, multiattributes linier regression analysis,

and running multiattributes. The results from acoustic impedance and

multiattributes of porosity are spreaded on the depth structure maps,

so the distribution of reservoir properties can be interpreted in

“Tamhar” field. The result can be integrated, so it can be determined

areas for drilling new wells. This area has a acoustic impedance values

8000–11000 [(m/s)*(g/cc)] and a porosity values of 20–30 % is it

almost the same altitude area in wells A-1.

Keywords : Inversion, Multiattributes, Porosity.

xi

KATA PENGANTAR

Assalamualaikum Wr. Wb. Puji syukur kehadirat Allah SWT,

berkat rahmat dan hidayahnya, penulis dapat menyelesaikan laporan

tugas akhir yang kemudian disebutkan sebagai skripsi yang berjudul

“Karakterisasi Reservoir Pada Lapangan Tamhar Cekungan Bintuni

Papua Menggunakan Metode Inversi Seismik Impedansi Akustik Dan

Multiatribut” yang merupakan salah satu syarat wajib dalam

memperoleh gelar Sarjana Sains (S.Si) dalam bidang geofisika.

Adapun laporan ini diharapkan memberikan manfaat yang sesuai dan

tidak disalah gunakan oleh masyarakat umum. Laporan skripsi ini

sebagaimana tercantum pada judul, merupakan laporan yang bergerak

di bidang kegeofisikaan, lebih tepatnya tentang interpretasi data

geofisika, dibidang eksplorasi minyak dan gas bumi.

Laporan tugas akhir ini tidak akan tersusun dengan baik dan

benar tanpa adanya peranan dan bantuan dari berbagai pihak. Ucapan

terimakasih penulis ucapkan kepada orang-orang yang namanya

tercantum di bawah ini:

1. Kedua orang tua dirumah, yang selalu memberikan

dukungan, serta kasih sayang yang tiada henti baik dari segi

jasmani dan rohani.

2. Dekan Fakultas MIPA, Bapak Adi Susilo Ph. D, sekaligus

sebagai dosen pembimbing akademik, atas segala

dukungan, pengetahuan, dan semangat yang tiada henti

diberikan kepada penulis.

3. Ketua Jurusan Fisika UB, Bapak Prof. Nurhuda yang

berperan penting dalam proses administrasi dan izin yang

telah diberikan kepada penulis untuk melaksanakan tugas

akhir.

4. Ketua Prodi Geofisika, Bapak Alamsyah M Juwono, Ph. D,

yang selalu memberikan motivasi dan semangat kepada

seluruh anak-anaknya.

5. Bang Hanif selaku pembimbing perusahaan atas ilmu yang

telah diberikan selama penulis melaksanakan tugas akhir di

Pusat Survei Geologi.

6. Segenap dosen khususnya bapak/ibu dosen Jurusan Fiisika,

dan Fakultas MIPA pada umumnya, atas segala bimbingan

dan ilmu yang telah diberikan kepada penulis selama

penulis menjadi mahasiswa di UB.

xii

7. Teman – teman seperjuangan Geofisika angkatan 2013 atas

dukungan moril yang diberikan, serta kenangan 4 setengah

tahun kuliah yang takkan terlupakan.

Serta pihak-pihak lain yang tidak dapat disebutkan oleh penulis,

atas sekecil apapun bantuan yang telah diberikan kepada penulis

selama penulis melaksanakan dan menyusun laporan Tugas akhir ini.

Tentunya sebagai manusia, akan terdapat banyak kekurangan

dalam laporan ini. Atas kekurangan tersebut, penulis mohon maaf,

semoga laporan ini dapat bermanfaat dan dipergunakan sebagaimana

mestinya. Walau kesempurnaan adalah milik Yang Maha Kuasa,

namun mencoba untuk terlihat yang paling baik dan bermanfaat bagi

orang lain adalah kewajiban kita sebagai manusia. Terimakasih.

Malang, Desember 2017

Rahmat Hidayat Anhari

xiii

DAFTAR ISI

LEMBAR PENGESAHAN SKRIPSI ............................................... iii ABSTRAK ....................................................................................... vii ABSTRACT ...................................................................................... ix KATA PENGANTAR ....................................................................... xi DAFTAR ISI ................................................................................... xiii DAFTAR GAMBAR ....................................................................... xv DAFTAR TABEL .......................................................................... xvii DAFTAR LAMPIRAN ................................................................... xix BAB I PENDAHULUAN .................................................................. 1

1.1 Latar Belakang ......................................................................... 1 1.2 Rumusan Masalah .................................................................... 2 1.3 Tujuan Penelitian ...................................................................... 2 1.4 Manfaat Penelitian .................................................................... 2 1.5 Batasan Masalah ....................................................................... 2

BAB II TINJAUAN PUSTAKA ........................................................ 5

2.1 Geologi Regional Cekungan Bintuni........................................ 5 2.2 Stratigrafi Cekungan Bintuni .................................................... 8 2.3 Petroleum System Cekungan Bintuni ....................................... 9 2.4 Metode Seismik Refleksi ........................................................ 10 2.4.2 Jejak Seismik (Wavelet) ...................................................... 13 2.5 Karakterisasi Reservoar .......................................................... 13 2.6 Interpretasi Seismik ................................................................ 15 2.7 Well Seismik Tie .................................................................... 21 2.8 Metode Multiatribut Seismik .................................................. 22 2.9 Metode Inversi Seismik .......................................................... 23

BAB III METODE PENELITIAN ................................................... 27

3.1 Tempat dan Waktu Penelitian ................................................ 27 3.2 Peralatan Penelitian ................................................................ 27 3.3 Ketersediaan Data................................................................... 27

3.3.1 Data Seismik ........................................................................ 27

3.4 Pengolahan Data ..................................................................... 29 3.4.2 Studi Literatur...................................................................... 30

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN .......................................... 43

xiv

4.1 Analisis Sensitivitas ................................................................ 43 4.2 Peta Struktur dan Kedalaman ................................................. 44 4.4 Analisis Hasil Inversi .............................................................. 48 4.5 Multiatribut Porositas ............................................................. 51 4.6 Penentuan Daerah Reservoir Prospek ..................................... 53 4.7 Rekomendasi Titik Pengeboran Baru ..................................... 56

BAB V PENUTUP ........................................................................... 59

5.1 Kesimpulan ............................................................................. 59 5.2 Saran ....................................................................................... 59

DAFTAR PUSTAKA ....................................................................... 61 LAMPIRAN ..................................................................................... 63

xv

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2. 1 Peta fisiografi cekungan Bintuni (Collins dan Qureshi,

1977)................................................................................................... 5 Gambar 2. 2 Kolom stratigrafi Cekungan Bintuni (LEMIGAS, 2005)

............................................................................................................ 8 Gambar 2.3 Skema dari jalur berkas refleksi (Reynold, 1997) ........ 11 Gambar 2. 4 Respon gelombang seismik (Castagna dan Backus, 1993)

.......................................................................................................... 12 Gambar 2. 5 Polaritas standar SEG (Sheriff, 1995) ......................... 16 Gambar 2.6 Faktor resolusi seismik (Brown, 2000) ......................... 17 Gambar 2. 7 Resolusi vertical (Brown, 2000). ................................. 17 Gambar 2. 8 Zona Fresnel (Reynold, 1997) ..................................... 18 Gambar 2. 9 Hubungan antara panjang gelombang, frekuensin dan

kecepatan seismik ............................................................................. 19 Gambar 2. 10 Faktor kecepatan gelombang seismik (Hilterman, 1977)

.......................................................................................................... 20 Gambar 2. 11 Hubungan Kecepatan-Densitas pada beberapa jenis

batuan (Sheriff, 1992)....................................................................... 21 Gambar 2. 12 Berbagai macam metode inversi seismik (Sukmono,

2001)................................................................................................. 23 Gambar 2. 13 Konsep dasar inversi seismik dan pemodelan inversi

(Russel, 1999) ................................................................................... 24

Gambar 3. 1 Peta lokasi daerah penelitian dan ketersediaan data .... 28 Gambar 3. 2 Diagram alir penelitian ................................................ 30 Gambar 3. 3 Frekuensi pada penampang seismik ............................ 32 Gambar 3. 4 Batas window pada well seismic tie ............................ 32 Gambar 3. 5 hasil wavelet well seismic tie ....................................... 33 Gambar 3. 6 Hasil well seismic tie pada sumur A-3 ......................... 34 Gambar 3. 7 Interpretasi horizon pada salah satu penampang seismik

2D pada area penelitian .................................................................... 35 Gambar 3. 8 Proses yang digunakan sebagai masukan dalam analisis

multiatribut ....................................................................................... 36 Gambar 3. 9 kurva prediksi error dan analisis seismik multiatribut . 37 Gambar 3. 10 Model awal impedansi akustik lapangan “Tamhar” pada

line 11 ............................................................................................... 38 Gambar 3. 11 Hasil analisis inversi Model Based ............................ 39 Gambar 3.12 hasil analisis inversi bandlimited. ............................... 40 Gambar 3. 13 hasil anaisa inversi Sparse Spike ............................... 41

xvi

Gambar 3. 14 Tingkat korelasi ketiga metode inversi ...................... 41

Gambar 4. 1 Crossplot P-wave vs Densitas pada sumur A-1 dan A-3

.......................................................................................................... 43 Gambar 4. 2 Interpretasi horizon pada salah satu penampang seismik

2D pada area penelitian .................................................................... 45 Gambar 4. 3 Peta struktur waktu ...................................................... 46 Gambar 4. 4 Peta struktur kedalaman ............................................... 47 Gambar 4. 5 Penampang hasil inversi AI pada line seismik ............ 49 Gambar 4. 6 Peta sebaran impedansi akustik pada lapangan Tamhar

.......................................................................................................... 50 Gambar 4. 7 Persebaran Porositas pada penampang salah satu data

seismik .............................................................................................. 51 Gambar 4. 8 Persebaran porositas pada lapisan Top Target dan Base

Target ................................................................................................ 52 Gambar 4. 9 Zona reservoir prospek pada lapisan Top Target ......... 54 Gambar 4. 10 Zona reservoir prospek pada lapisan Top Target ....... 55 Gambar 4. 11 Rekomendasi titik pengeboran baru pada Marker Top

Target ................................................................................................ 56 Gambar 4. 12 Rekomendasi titik pengeboran baru pada Marker Base

Target ................................................................................................ 57

xvii

DAFTAR TABEL

Table 3.1 Tabel kelengkapan data Well Log .................................... 28 Table 4.1 Skala penentuan kualitas nilai porositas batuan suatu

reservoir (Koesoemadinata, 1979). .................................................. 44

xix

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1 Well seismic tie sumur A-1 ......................................... 63 Lampiran 2 Well seismic tie sumur A-2 ......................................... 64 Lampiran 3Well seismic tie sumur A-3 .......................................... 65 Lampiran 4 Well seismic tie sumur A-4 ......................................... 66 Lampiran 5 Proses pembuatan peta persebaran .............................. 67

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Salah satu cara dalam aktivitas pengembangan adalah

melakukan karakterisasi reservoar. Karakterisasi reservoar

merupakan suatu proses penjabaran secara kualitatif dan atau

kuantitatif karakter reservoar menggunakan semua data yang ada,

data seismik maupun data sumur. Salah satu teknik karakterisasi

reservoar adalah seismik inversi. Seismik inversi merupakan satu

dari sekian banyak metode yang sudah digunakan ahli geofisika

dalam karakterisasi reservoar. Seismik inversi sendiri ialah suatu

teknik pembuatan model geologi bawah permukaan dengan data

seismik sebagai input dan data geologi sebagai kontrol (Sukmono,

1999).

Metode yang digunakan dalam melakukan interpretasi data

seismik ialah metode inversi impedansi akustik. Metode inversi

impedansi akustik merupakan suatu proses konversi dari data

seismik menjadi data impedansi akustik yang merupakan sifat

dasar dari suatu batuan. Penelitian menggunakan metode inversi

seismik di sekitar lapangan Tamhar telah dilaksanakan oleh

Tullailah pada tahun 2013 di Lapangan NNT. Hasil dari penelitian

ini menunjukan bahwa metode inversi dapat digunakan untuk

menentukan kualitas reservoir berdasarkan kualitas dari pori

batuannya, dimana ukuran fraksi pori batuan reservoir pada

lapangan tersebut berdasarkan crossplot NPHI berkisar antara

10% hingga 25% (Tullailah, 2013).

Proses penelitian yang telah dilaksanakan di lapangan

Tamhar telah dilakukan oleh Ronald pada tahun 2011 dalam

menentukan kualitas reservoir berdasarkan analisis fasies

sedimentasi. Lapangan Tamhar memiliki kualitas reservoir yang

baik terutama pada Formasi Waripi endapan batupasir. Selain itu,

geometri reservoir yang berbentuk antiklin menjadikan daerah

Lapangan Tamhar menjadi daerah yang sangat prospek sebagai

lapangan minyak (Ronald, 2011).

Informasi persebaran reservoir pada lapangan Tamhar tidak

didukung oleh identifikasi kualitas dari pori-pori batuannya,

sehingga proses penentuan daerah prospek sulit untuk dilakukan.

Alasan inilah yang mendorong penulis melakukan penelitian

2

lanjutan menggunakan metode inversi seismik menggunakan

model based dan multiatribut porositas sehingga potensi reservoir

prospek pada daerah penelitian dapat diketahui untuk dapat

merekomendasikan titik pengeboran baru.

1.2 Rumusan Masalah

Rumusan masalah yang dibahas dalam penelitian ini, antara lain:

1. Bagaimanakah karakteristik dari reservoir prospek pada

lapangan Tamhar?

2. Bagaimanakah potensi daerah penelitian?

3. Dimanakah rekomendasi letak pengeboran yang baru?

1.3 Tujuan Penelitian

Tujuan dari penelitian ini, antara lain:

1. Mengetahui karakteristik dari reservoir prospek pada

Lapangan Tamhar.

2. Menganalisis zona sebaran reservoar berdasarkan hasil

inversi dan porositas.

3. Menentukan letak pengeboran baru sebagai bahan

rekomendasi.

1.4 Manfaat Penelitian

Manfaat dari penelitian ini, antara lain:

1. Memberikan pemahaman yang lebih baik kepada penulis

mengenai konsep inversi seismik.

2. Dapat digunakan sebagai bahan referensi oleh penulis lain.

3. Dapat memberikan kontribusi dalam kumpulan hasil riset di

Indonesia pada umumnya dan di Universitas Brawijaya

Jurusan Fisika pada khususnya.

4. Dapat dijadikan pertimbangan dalam pengembangan lapangan

yang bersangkutan.

1.5 Batasan Masalah

Batasan masalah yang diterapkan dalam penelitian ini adalah:

1. Data yang digunakan adalah data sekunder yang diperoleh dari

Pusat Survei Geologi (PSG) Bandung.

2. Proses karakterisasi reservoir pada Lapangan Tamhar

dilakukan untuk mengetahui persebaran reservoir dan kualitas

dari reservoir berdasarkan kualitas dari pori-pori batuannya.

3

3. Karakterisasi reservoir dilakukan pada zona target di

Cekungan Bintuni.

5

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Geologi Regional Cekungan Bintuni

2.1.1 Fisiografi Cekungan Bintuni

Cekungan Bintuni merupakan cekungan yang terletak di

bagian selatan Kepala Burung, Irian Jaya, berada pada koordinat

132,5°-134° BT dan 1°-4° LS. Cekungan Bintuni merupakan

cekungan Tersier yang berbentuk asimetrik yang dibatasi

Ayamaru platform disebelah barat sedangkan dibagian utaranya

dibatasi oleh jalur pengangkatan Kemum yang tersesarkan dan

terlipat kuat sementara jalur Lengguru fold dan dibagian selatan

dibatasi oleh Onin-Kumawa ridge yang membentang dari pulau

Misool hingga ke busur kepulauan Banda. Cekungan Bintuni

dengan bagian teluk di bagian barat merupakan wadah

pengendapan tipe geosinklin yang berlangsung dari Paleozokium

Akhir sampai Kapur Akhir (Collins dan Qureshi, 1977).

Gambar 2. 1 Peta fisiografi cekungan Bintuni (Collins dan Qureshi,

1977)

2.1.2 Perkembangan Tektonostragrafi Cekungan Bintuni

Aktivitas tektonik yang terjadi di Cekungan Bintuni dibagi

menjadi dua periode utama yaitu (Robinson dan Ratman, 1978):

6

1. Periode Pre-Collision (akhir Paleozoikum-Oligosen)

Pada periode pre-collision mewakili waktu geologi ketika

Papua dipercaya sebagai bagian dari Australia Craton. Komplek

horts-graben dengan trend N-S merupakan konfigurasi dari Strata

Permian yang diinterpretasikan suatu ekstensi Australia Paleozoic

rift system trends. Kemudian awal Jurassic rifting event. Struktur

yang terjadi pada Paleozoikum tersebut mengalami reaktivitasi

menjadi horst-graben dengan trend NW-SE.

Sedimentasi cekungan–cekungan tersier di Papua

berlangsung dari Mesozoic sampai Tersier. Dua platform karbonat

yang berbeda terbentuk selama Tersier yaitu Arafura platform di

selatan dan Ayamaru platform dibarat laut (Doberai Peninsula).

Platform Arafura menyatu dengan Australasian shield ke selatan.

Ke utara, Arafura platform dibatasi Irian Jaya portion dari Papua

geosinklin. Batas antara Arafura platform Papuan Geosyncline

sekarang dikenal dengan Jaya Wijaya Central Mountain Range

yang terangkat dan terlipatkan, disebelah barat Arafura platform

dibatasi lengkungan dari sistem geosinklin Banda.

Ayamaru platform diasumsikan sebagai dataran tinggi yang

terpisahkan dari Australian Continent (Arafura platform) melalui

proses collision, bending, breaking a part dan sliding yang rumit

ketika periode Tertiari. Dibagian utara, Ayamaru platform

dipisahkan dari dari sumber geosinklinal oleh zona Great Sorong

fault. Di selatan platform ini dibatasi oleh geosinklinal sistem

Banda-arc.

Ayamaru dan Arafura platform memiliki cekungan yang

berisi material klastik mengisi foreland yang rendah sampai

Tertiari (Pliocene). Pengangkatan proto-Central Mountains Range

dibagian utara Arafura platform, bagian utara Ayamura platform

(yang disebut “Triangular Area” Alfat-Morait Uplift) terdiri atas

pre-Tertiari Mountain Range dan kemungkinan Lengguru Thrust

Belt. Pengangkatan ini menyediakan material klastik untuk

cekungan–cekungan yang ada. Batas dari cekungan terbentuk

ketika fasies karbonat platform berubah manjadi fasies karbonat

laut dalam.

Pembentukan dari cekungan klastik ini berlangsung hingga

akhir periode Tertiari terlipatkan dan terangkat ketika Pleistosen,

yang menandakan akhir dari pembentukan karbonat di Papua.

7

Cekungan Bintuni terbentuk dari bagian Australian

Miogeosinklin, studi geologi regional mengindikasikan bahwa

Cekungan Bintuni merupakan tempat sedimentasi tipe geosinklin

dari Paleozoik Atas sampai Cretaseous Atas, tetapi terjadi

perubahan dari lingkungan pengendapan pada akhir Cretaseous.

Sedimen yang terendapkan ketika terjadinya lingkungan

pengendapan merupakan material klastik dari Australian

continent. Pada akhir era Mesozoik pengendapan sedimen

terhenti, ketika Paleocene dan berlanjut hingga Miosen Atas

terjadi endapan karbonat laut dangkal yang membentuk New

Guinea Limestone Group. Pada Paleosen daerah di utara dan timur

Cekungan Bintuni berkembang dan material klastik diendapkan

kembali di Cekungan Bintuni.

Pada akhir Oligosen penurunan dari batas timur

menyebabkan lapisan batuserpih dan marl diendapkan ke

Cekungan Bintuni dan pada saat yang bersamaan bagian barat

terjadi pengangkatan di paparan bersama dengan sesar.

2. Periode Post-Collision (Oligosen-Recent)

Pada periode Post-Collision mewakili waktu geologi setelah

tumbukan terjadi di batas utara lempeng Australia dengan

lempeng Pasifik. Bagian utara dari benua Australia

dikarakteristikkan dengan trend NW-SE dan E-W paleo faults,

yang merupakan bagian dari system rift Paleozoic.

Pada Miosen Atas pergerakan struktural terjadi yang

menyebabkan bagian utara Cekungan Bintuni terisi oleh material

klastik lingkungan laut dangkal dari Formasi Steenkool dan pada

saat yang bersamaan daerah Lengguru terangkat. Pada kala

Pleosen terjadi pengangkatan yang menyebabkan pengendapan

sedimen klastik ke dalam cekungan dan menghentikan

pengendapan batugamping. Pada akhir zaman Tersier gerakan

pengangkatan menjadi lebih kuat dan pengendapan batuan klastik

yang berbutir lebih kasar menjadi lebih dominan. Lapisan batuan

ini berasal dari lingkungan “paludal” dan “terrestrial” dari

Formasi Steenkool. Kemudian kala Plio-Plistosen keseluruhan

sedimen terlipat kuat sedangkan di sebelah timurnya daerah

Lengguru mengalami pengangkatan pada waktu yang sama yang

mengakibatkan arah-arah struktur menjurus ke barat laut.

8

2.2 Stratigrafi Cekungan Bintuni

Stratigrafi Cekungan Bintuni diawali dengan pengendapan

Formasi Kemum pada umur Ordovisium-Devon. Litologinya

berupa batuan metamorf. Litologi pada Formasi Kemum ini

merupakan batuan dasar dari Cekungan Bintuni.

Gambar 2. 2 Kolom stratigrafi Cekungan Bintuni (LEMIGAS, 2005)

Kisaran umur Kapur–Permian di atas Formasi Kemum

diendapkan secara tidak selaras Kelompok Aifam, yang terdiri

dari Formasi Aimau, Formasi Aifat, dan Formasi Ainim. Formasi

Aimau diendapkan pada umur Karbon, endapannya berupa

batupasir sisipan serpih. Formasi Aifat diendapkan di atas Formasi

Aimau, terdiri dari serpih dan napal. Formasi ini memiliki kisaran

umur Karbon–Permian. Formasi Aifat berumur Permian,

diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Ainim dengan

batuannya berupa perlapisan serpih hitam dan batu pasir, terdapat

pula lapisan batubara.

9

Pada umur Trias–Jura di atas Formasi Ainim diendapkan

Formasi Tipuma. Formasi ini diendapkan secara tidak selaras

dengan batuannya meliputi perlapisan antara batupasir dan serpih.

Di atas Formasi Tipuma diendapkan Kelompok Kembelangan

yang terdiri dari Formasi Lower Kembelangan dan Formasi Jass.

Formasi Lower Kembelangan diendapkan pada umur Jura–Kapur.

Formasi ini memiliki batuan berupa endapan pasir laut dangkal

yang berlapis dengan serpih. Formasi Jass diendapkan di atas

Formasi Lower Kembelangan, batuannya terdiri dari perlapisan

antara batulempung dan serpih lanau. Formasi Jass memiliki umur

Kapur.

Formasi Waripi memiliki umur Kapur endapannya terdiri

dari endapan batupasir dan serpih. Di atas Formasi Waripi

diendapkan Kelompok New Guinea Limestone yang terdiri dari

Formasi Fumai, Formasi Sirga, Formasi Sago, dan Formasi Kais.

Formasi Faumai diendapkan pada umur Eosen dengan batuannya

berupa batugamping. Formasi Sirga memiliki umur Oligosen-

Miosen, formasi ini diendapkan di atas Formasi Fumai. Formasi

Sago juga diendapkan pada umur yang sama dengan Formasi

Sirga, yaitu pada umur Oligosen–Miosen, tediri dari endapan

batugamping. Formasi Kais terendapkan pada umur Miosen,

dengan litologinya berupa batugamping dengan banyak dijumpai

pecahan koral. Formasi Klasafet seumur dengan Formasi Kais

yaitu diendapkan pada umur Miosen. Litologi Formasi Kais terdiri

dari endapan serpih.

Formasi Steenkool diendapkan pada umur Pliosen, terdiri

dari perlapisan antara serpih dan batupasir. Formasi Sele

diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Steenkool pada

umur Pleistosen. Endapan Formasi Sele terdiri dari konglomerat,

batupasir, dan batulempung.

2.3 Petroleum System Cekungan Bintuni

Terdapat lima bagian dari petroleum system yang

dipengaruhi dengan kondisi geologi regional maupun lokal pada

daerah penelitian, yaitu:

1. Batuan Induk

Batuan induk merupakan batuan yang mengandung bahan-

bahan organik sisa-sisa hewan dan tumbuhan yang mengalami

pematangan, sehingga terbentuk minyak dan gas bumi. Batuan

10

induk pada daerah penelitian Cekungan Bintuni yaitu pada

formasi Ainim dan formasi Tipuma dengan tipe hidrokarbon

adalah minyak dan gas (Haven dan Schieefelbein, 1995).

2. Batuan Reservoar

Batuan reservoar merupakan batuan yang bersifat poros

(berpori-pori) dan permeabel (meloloskan fluida), sehingga

minyak dan gas bumi yang dihasilkan oleh batuan induk akan

disimpan atau diakumulasikan di sini. Lapisan-lapisan reservoir

Cekungan Bintuni berasal dari endapan-endapan Formasi Kais,

New Guinea Limestone Group, dan Formasi Waripi. Batuan

reservoirnya berupa batupasir Formasi Tipuma, batupasir Formasi

Kembelangan, batupasir Formasi Waripi, dan batupasir Formasi

Kais (Panggabean, 1984).

3. Migrasi

Migrasi hidrokarbon merupakan proses perpindahan

hidrokarbon dari batuan induk menuju ke batuan reservoar untuk

dikonsentrasikan di dalamnya. Arah migrasinya, yaitu dari

cekungan menuju ke perangkap.

4. Perangkap

Perangkap merupakan bentukan-bentukan yang

memungkinkan hidrokarbon terperangkap di dalamnya. Dalam

hal ini, perangkapnya berupa perangkap struktur antiklin dengan

arah baratlaut kemiringan ke arah tenggara yang terbenuk pada

kala Miosen Akhir (Haven dan Schieefelbein, 1995).

5. Batuan Penutup

Batuan Penutup adalah batuan yang menghalangi

hidrokarbon untuk keluar. Dalam hal ini, batuan sedimen yang

kedap air, sehingga hidrokarbon yang ada dalam reservoar tidak

dapat keluar lagi. Pada Cekungan Bintuni batuan penutup terdapat

pada batu lanau Kembelengan pada Formasi Grup Kembelengan.

2.4 Metode Seismik Refleksi

Seismik refleksi merupakan metode yang mengukur waktu

yang diperlukan untuk gelombang seismik menjalar dari sumber

menuju bawah permukaan dan terpantulkan kembali menuju

permukaan dan di deteksi oleh penerima. Seismik refleksi

biasanya digunakan untuk menggambarkan struktur bawah

permukaan dan sifat fisik dari material bawah permukaan.

Seismik refleksi merupakan metode yang sering digunakan dalam

11

pencarian prospek minyak dan gas bumi karena mampu

menggambarkan bawah permukaan dengan baik (Reynold, 1997).

Agar gelombang seismik dapat terefleksikan kembali ke

permukaan, harus ada lapisan yang memiliki kontras impedansi

akustik (Z), yang merupakan perkalian dari kecepatan gelombang

seismik (v) dan densitas (ρ) untuk tiap lapisannya. Untuk

amplitudo dari gelombang yang terefleksikan dapat dijelaskan

dengan koefisien refleksi. Apabila sebuah sumber seismik

diledakkan pada satu titik penembakan “S” dan gelombang pantul

terdeteksi pada lokasi geofon yang dibentangkan sepanjang sisi

penembakan, maka jalur berkasnya dapat ditunjukkan dengan

Gambar 2.3.

Gambar 2.3 Skema dari jalur berkas refleksi (Reynold, 1997)

Titik pantul refleksi adalah sepanjang setengah antara sumber

dan geofon yang mendeteksi. Spasi antara titik refleksi di

permukaan tersebut selalu berjarak separuh dari spasi antar geofon

(gambar 2.3). Dengan demikian, cakupan total bawah permukaan

dari sebuah lapisan adalah setengah dari total panjang sebaran

geofon. Apabila lebih dari satu lokasi yang digunakan, refleksi

yang timbul pada satu titik di permukaan yang sama akan

dideteksi oleh geofon yang lain. Titik umum dari refleksi ini biasa

dinamakan Common Midpoint (CMP) atau Common Depth Point

(CDP).

12

2.4.1 Konsep Reflektifitas

Gelombang seismik yang menjalar menuju bawah

permukaan mengikuti hukum Snell. Dimana ketika gelombang

seismik melewati suatu batas lapisan, maka gelombang tersebut

akan direfleksikan ataupun direfraksikan. Gambar 2.4

menunjukkan ketika gelombang seismik melewati suatu batas

lapisan, maka gelombang seismik tersebut akan menghasilkan (1)

refleksi gelombang-P, (2) transmisi gelombang-P, (3) refleksi

gelombang-S, dan (4) transmisi gelombang-S.

Gambar 2. 4 Respon gelombang seismik (Castagna dan Backus, 1993)

Dalam seismik refleksi dikenal istilah koefisien refleksi.

Koefisien refleksi adalah perbandingan besarnya gelombang P

yang direfleksikan terhadap datangnya gelombang P yang

mengikuti persamaan (2.1) dibawah ini:

𝑅𝑃 =𝐼𝑃2−𝐼𝑃1

𝐼𝑃2+𝐼𝑃1 (2.1)

Dimana IP adalah impedansi gelombang P,

IP2 = ρ2vP2 = Impedansi akustik medium 2

ρ2 = Densitas medium 2

13

IP1 = ρ1vP2 = Impedansi akustik medium 1

ρ1 = Densititas medium 1

Pada persamaan (2.1) terlihat bahwa koefisien refleksi

dipengaruhi oleh impedansi akustik dari suatu medium. Ketika

pada medium 2 memiliki nilai impedansi akustik yang besar akan

menunjukkan bahwa hanya sebagian kecil saja gelombang yang

akan dipantulkan menuju permukaan, sisanya akan terus

ditransmisikan sehingga dapat muncul refleksi selanjutnya pada

lapisan dibawahnya. Besarnya gelombang yang terus

ditransmisikan dikenal dengan istilah koefisien transmisi yang

dirumuskan oleh persamaan (2.2) (Castagna dan Backus, 1993).

𝑇𝑃 = 1 − 𝑅𝑃 (2.2)

𝑇𝑃 = Koefisien transmisi

Rp = Koefisien refleksi

2.4.2 Jejak Seismik (Wavelet)

Wavelet atau sinyal seismik adalah suatu fungsi yang

menggambarkan amplitudo terhadap waktu. Setiap waktu

menghasilkan satu amplitudo yang memberikan arti terhadap jejak

seismik. Untuk melihat karakteristik wavelet, kita harus

menganalisis spektrum amplitudo dan fase gelombangnya, yaitu

melihat informasi kondisi dan sifat dari wavelet tersebut. Wavelet

adalah kumpulan dari banyak gelombang harmonik yang

mempunyai beberapa karakter yaitu sebagai berikut (Sismanto,

2006).

1. Amplitudo maksimum, adalah simpangan maksimum suatu

gelombang harmonik dari nilai simpangam rata-rata.

2. Frekuensi, adalah jumlah putaran gelombang tiap detik, dapat

ditentukan dengan menghitung jumlah puncak–puncak dalam

satu detik interval,

3. Fase adalah beda waktu antara puncak putaran terhadap waktu

referensi. Fase dinyatakan dalam derajat yang memberikan

fraksi putaran yang puncaknya bergeser dari titik referensi dan

dinyatakan dalam 360°*fraksi.

2.5 Karakterisasi Reservoar

Secara definisi karakterisasi reservoir merupakan proses

pendeskripsian secara kualitatif dan atau kuantitatif karakter

14

reservoir dengan menggunakan semua data yang tersedia.

Karakterisasi reservoir seismik didefinisikan sebagai proses

pendeskripsian secara kualitatif dan atau kuantitatif karakter

reservoir dengan menggunakan data seismik sebagai data utama

dan data non seismik (seperti log, dan sebagainya) sebagai data

sekunder.

Karakterisasi reservoir seismik terdiri dari tiga bagian utama

yaitu; 1) delinasi, 2) deskripsi, 3) monitoring reservoir

hidrokarbon. Delinasi reservoar merupakan proses pendefinisian

geometri sebuah reservoir, termasuk sesar-sesar dan perubahan

fasies yang dapat mempengaruhi produksi reservoir tersebut.

Deskripsi reservoar merupakan pendefinisian sifat-sifat fisik dari

reservoir, misalnya; porositas, pemeabilitas, saturasi fluida, dll.

Monitoring merupakan segala proses pemantauaan reservoir

(Sukmono, 1999).

Secara umum parameter reservoir meliputi hal-hal berikut

(Kelkar, 1982) : Pertama distribusi besar butir pori. Kedua

porositas dan permeabilitas reservoir. Ketiga ditribusi fasies.

Keempat lingkungan pengendapan dan yang kelima deskripsi

cekungan beserta tubuh reservoir.

Pengelolaan reservoir didefinisikan sebagai langkah

memaksimalkan nilai ekonomis suatu reservoir dengan

mengoptimasi pemerolehan minyak/gas dan meminimalkan

investasi modal dan biaya operasi. Jadi pengelolaan reservoir

adalah proses ekonomi meningkatkan nilai sebuah properti. Nilai

ekonomi ini biasanya meningkat bila semakin banyak cadangan

yang terbukti (proven reserve) atau bila kecepatan produksi

reservoir meningkat.

Prinsip dasar strategi pengembangan lapangan, ialah:

Minimalkan biaya pengembangan lapangan jumlah sumur.

Optimasi cadangan total. Optimasi pemerolehan produksi.

Turunkan biaya operasi lapangan yang dikembangkan.

Tingkatkan pemerolehan bila ada justifikasi ekonomis.

Terdapat dua tantangan utama yang harus dihadapi di abad

ini, yaitu karakterisasi sedini dan seakurat mungkin mengenai

parameter reservoir meliputi volumetrik, sifat fluida, litologi dan

kontinuitas. Meningkatkan teknik reservoir sedemikian rupa

sehingga lapangan dapat dimonitor seakurat mungkin dan dikelola

secara efisien (Sheriff, 1992).

15

2.6 Interpretasi Seismik

Umumnya interpretasi secara 3-D dilakukan pada slice

volume data. Tidak terdapat batasan pada jangkauan dinamik

untuk tampilan pada suatu slice, dan oleh karena itu warna dan

polaritas dapat dieksploitasikan. Penampang vertikal pada arah

pergerakan kapal atau rangkaian kabel disebut sebagai garis (

biasanya inline). Penampang vertikal yang tegak lurus terhadap

inline disebut crossline. Penampang horizontal disebut sebagai

time slice, seiscrop section, atau depth slice (Brown, 2000).

Interpretasi seismik umumnya menganggap bahwa kejadian

koheren pada rekaman seismik berasal dari kontras impedansi dari

bumi dan hal tersebut mengindikasikan batas lapisan yang

merepresentasikan struktur geologi. Pertama yang harus

dilakukan adalah pembuatan horizon refleksi. Interpreter akan

membuat suatu garis yang menghubungkan pola refleksi

berdasarkan pola data seismik (peak, through, zero crossing) dan

juga patahan. Lalu interpreter akan membuat suatu peta horizon

untuk mengetahui indikasi adanya suatu jebakan. Pemetaan

jebakan sangat penting karena hal tersebut akan menentukan

dimana target yang akan dieksploitasi lebih lanjut. Setelah itu

interpreter akan membuat suatu gambaran geologi mengenai peta

tersebut, interpreter akan membuat cerita mengenai bagaimana

daerah tersebut dapat terbentuk dan mengetahui proses-proses

yang mempengaruhinya (aktivitas tektonik dan sistem

pengendapan). Pada akhirnya interpreter akan membuat suatu

kesimpulan mengenai interpretasinya dengan menulis suatu

laporan. Langkah ini merupakan langkah tersulit, interpreter harus

menunjukkan hasil temuannya untuk memilih langkah selanjutnya

yang akan diambil (Telford, 2001).

2.6.1 Fasa dan Polaritas

Dalam analisis data seismik sangatlah penting untuk

mengetahui mengenai bentuk pulsa atau fasa yang digunakan.

Umumnya pulsa seismik yang ditampilkan dikelompakkan

menjadi dua jenis fasa, yaitu fasa minimum dan fasa nol. Fasa

minimum, energi yang berkaitan dengan batas impedansi akustik

terletak pada bagian muka pulsa, sedangkan pada fasa nol batas

16

impedansi akustik akan berada pada peak bagian tengah pulsa

(Sukmono, 2001).

Selain itu untuk menginterpretasi data seismik, sangatlah

penting untuk mengetahui polaritas apakan yang digunakan dalam

penampang seismik. Polaritas standar yang biasanya digunakan

oleh SEG ditunjukkan pada gambar 2.5. Pada pulsa fasa

minimum, refleksi positif (peningkatan impedansi akustik),

bentuk gelombang akan mulai dengan pola downkick. Sedangkan

pada refleksi fasa nol positif, pulsa pada bagian tengah peak

merepresentasikan nilai positif (Sheriff, 1995).

Gambar 2. 5 Polaritas standar SEG (Sheriff, 1995)

2.6.2 Resolusi Seismik

Resolusi merupakan jarak minimum antara dua obyek yang

dapat dipisahkan oleh gelombang seismik (Sukmono, 2001).

Dalam seismik refleksi resolusi dibagi menjadi dua bagian yakni

resolusi vertikal dan resolusi horizontal. Kejelasan dari resolusi

seismik sangat berfungsi untuk mengetahui fenomena geologi

yang terekam pada penampang seismik. Gambar 2.6 menunjukkan

beberapa hal yang dapat mempengaruhi resolusi seismik.

17

Gambar 2.6 Faktor resolusi seismik (Brown, 2000)

Resolusi vertikal merupakan jarak minimum yang dapat

dipisahkan oleh gelombang seismik secara vertikal. Resolusi

vertikal dipengaruhi oleh ketebalan dua lapisan yang berdekatan.

Ketika dua lapisan sabanding dengan seperempat panjang

gelombang, wavelet dapat membedakan dua lapisan tersebut,

sehingga akan terlihat dari data seismik sebagai dua lapisan.

Namun ketika dua lapisan memiliki ketebalan kurang dari

seperempat panjang gelombang, yang artinya lapisan begitu tipis,

wavelet tidak dapat membedakan dua lapisan tersebut, sehingga

pada data seismik akan terlihat sebagai satu reflektor seperti yang

ditunjukkan pada Gambar 2.7.

Gambar 2. 7 Resolusi vertical (Brown, 2000).

18

Umumnya refleksi pada suatu batas lapisan akan dianggap

muncul dari satu titik. Namun pada kenyataannya refleksi yang

terjadi meliputi area yang dikenal dengan zona Fresnel (Gambar

2.8). Secara matematis zona Fresnel mengikuti persamaan (2.3)

dimana resolusi horizontal akan berkurang dengan bertambahnya

kedalaman, bertambahnya kecepatan dan juga berkurangnya

frekuensi (Sukmono, 2001).

𝑟𝑓 =𝑣

2√𝑡

𝑓 (2.3)

dimana 𝑟𝑓 = zona Fresnel (m)

v = kecepatan gelombang

t = TWT (s)

𝑓 = frekuensi dominan (Hz)

Gambar 2. 8 Zona Fresnel (Reynold, 1997)

2.6.3 Efek Kedalaman

Kecepatan akan meningkat dengan bertambahnya kedalaman

karena efek kompaksi dan diagenesa, sedangkan frekuensi akan

berkurang akibat efek atenuasi (Gambar 2.9). Oleh karena itu

dengan bertambahnya kedalaman, resolusi vertical dan horizontal

akan berkurang sedangkan efek interferensi akan semakin besar

akibat meningkatnya panjang pulsa sehubungan dengan

berkurangnya frekuensi.

19

Gambar 2. 9 Hubungan antara panjang gelombang, frekuensin dan

kecepatan seismik

Pada kedalaman rendah, frekuensi gelombang seismik

menjadi sangat tinggi sehingga menghasilkan refleksi yang juga

beramplitudo tinggi. Dengan bertambahnya kedalaman, lempung

mengakibatkan kompaksi dan batugamping berkurang

porositasnya.

Hal ini mengakibatkan berkurangnya kontras IA dengan

bertambahnya kedalaman. Bumi juga cenderung melakukan

atenuasi terhadap bagian frekuensi tinggi dari sinyal seismik

dengan meningkatnya waktu penjalaran. Hal ini kemudian

mengakibatkan peningkatan panjang gelombang terhadap

kedalaman, perubahan bentuk gelombang dan berkurangnya

frekuensi serta resolusi.

2.6.4 Porositas

Faktor yang berpengaruh terhadap kecepatan ditunjukkan

pada Gambar 2.11. Dari berbagai faktor tersebut, efek porositas

adalah paling penting. Pada batuan klastik, porositas tergantung

pada tekanan diferensial yaitu perbedaan antara tekanan

overburden dan tekanan diatasnya. Porositas menurun dengan

peningkatan tekanan diferensial dalam proses yang irreversible;

oleh karena itu porositas batuan klastik umumnya tergantung pada

tekanan diferensial maksimum yang pernah terjadi.

20

Gambar 2. 10 Faktor kecepatan gelombang seismik (Hilterman, 1977)

Apabila spektrum kecepatan digambarkan terhadap jenis

batuan yang berbeda (Gambar 2.11) maka terlihat banyaknya

overlap. Oleh karena itu, kecuali hanya pada kasus umum seperti

misalnya mengasosiasikan kecepatan rendah dengan batuan

klastik dan kecepatan tinggi dengan karbonat atau evaporit, maka

data kecepatan sendiri tidak dapat digunakan untuk

menyimpulkan jenis batuan. Spektrum yang lebar dari kecepatan

tersebut berkaitan erat dengan kisaran porositas Nilai porositas

tinggi umumnya berkaitan dengan kecepatan rendah dan

sebaliknya. Secara umum porositas batuan akan berkurang dengan

bertambahnya kedalaman batuan, karena semakin dalam batuan

akan semakin kompak akibat efek tekanan di atasnya. Harga

porositas juga akan mempengaruhi kecepatan gelombang seismik.

Semakin besar porositas batuan maka kecepatan gelombang

seismik yang melewatinya akan semakin kecil, dan demikian pula

sebaliknya (Sheriff, 1992).

21

Gambar 2. 11 Hubungan Kecepatan-Densitas pada beberapa jenis

batuan (Sheriff, 1992)

2.7 Well Seismik Tie

Langkah awal yang harus dilakukan ketika menginterpretasi

data seismik adalah menyatakan hubungan antara penampang

seismik dengan penampang sumur. Penampang seismik yang

memiliki domain waktu akan dikorelasikan terhadap domain

kedalaman dari data sumur. Tujuan akhir dari well seismic tie ini

adalah untuk meletakkan horizon seismik pada posisi kedalaman

sebenarnya, sehingga dapat dikorelasikan dengan data geologi

lainnya yang umumnya berada pada domain kedalaman. Terdapat

bermacam teknik dalam melakukan well seismic tie, namun

umumnya dengan memanfaatkan seismogram sintetik (Sukmono,

2001).

Seismogram sintetik dibuat dengan menggunakan log sonic

dan log densitas. Dari log sonic dan log densitas nantinya akan

didapatkan log impedansi akustik. Log impedansi akustik

nantinya akan dirubah menjadi reflektivitas yang akan

dikonvolusikan dengan wavelet sehingga didapatkan respon

seismik buatan yang berasal dari data sumur. Seismogram sintetik

ini nantinya akan dikorelasikan dengan respon trace seismik pada

22

lokasi sumur sehingga didapatkan koreksi domain waktu terhadap

domain kedalaman (Redshaw dkk., 2007)

Pada checkshot survei kecepatan diukur dalam lubang bor

dengan sumber gelombang di atas permukaan. Sumber gelombang

yang digunakan sama dengan yang dipakai pada survei seismik.

Dari data log geologi dapat ditentukan posisi horizon yang akan

dipetakan dan lakukan beberapa pengukuran pada horizon

tersebut. Waktu first break rata-rata untuk tiap horizon dilihat dari

hasil pengukuran tersebut. Kegunaan utama dari checkshot adalah

untuk mendapatkan time depth curve yang kemudian

dimanfaatkan lebih lanjut untuk pengikatan data seismik dan

sumur, penghitungan kecepatan interval, kecepatan rata-rata dan

koreksi data sonik pada pembuatan seismogram sintetik.

2.8 Metode Multiatribut Seismik

Multiatribut seismik dibangun dari pengertian atribut

seismik. Atribut seismik merupakan modifikasi atau tambahan

dari data seismik. Proses atribut seismik tidak melakukan

perhitungan, hanya saja memberikan cara pandang yang berbeda

dari data seismik asli. Nilai-nilai yang tidak muncul pada data

seismik akan dapat dilihat menggunakan atribut seismik ini,

sehingga dapat memberikan kemudahan dalam proses interpretasi

(Brown, 2000).

Data seismik asli memiliki informasi penting dalam proses

interpretasi, diantaranya adalah waktu, amplitudo, fasa, dan

atenuasi. Informasi-informasi yang penting ini dapat diinterpretasi

nilainya dengan mengaplikasikan atribut-atribut seismik (Brown,

2000).

Analisis seismik multiatribut merupakan suatu metode

statistik yang menggunakan lebih dari satu atribut untuk

memprediksi properti reservoir (Barnes, 1999). Konsepnya adalah

mencari hubungan antara data log dan data seismik pada lokasi

sumur dan menggunakan hubungan tersebut untuk mengestimasi

nilai log yang mendekati log sebenarnya. Hasil inversi AI sangat

mempengaruhi hasil multiatribut, karena AI akan menjadi salah

satu atribut eksternal.

Fungsi multiatribut ini melibatkan fungsi statistik yang dalam

kerakterisasi reservoir berperan dalam mengestimasi dan

mensimulasikan hubungan antar variabel pada lokasi yang

23

diinginkan. Kenyataannya, nilai-nilai variabel yang berdekatan

adalah mirip atau memiliki tingkat kesamaan yang tinggi.

Kesamaan antara dua variabel tersebut akan menurun seiring

dengan bertambahnya jarak, seperti yang dinyatakan oleh (Barnes,

1999).

2.9 Metode Inversi Seismik

Metode inversi seismik adalah suatu teknik untuk membuat

model bawah permukaan dengan menggunakan data seismik

sebagai input dan data sumur sebagai kontrol (Sukmono, 2001).

Proses yang dilakukan dalam metode ini adalah dekonvolusi

terhadap data jejak seismik.

Gambar 2. 12 Berbagai macam metode inversi seismik (Sukmono, 2001)

Metode inversi seismik terbagi atas inversi pre-stack dan

inversi post-stack (Gambar 2.13). Inversi pre-stack terdiri atas

inversi amplitude (AVO = Amplitude Versus Offset) dan inversi

waktu jalar (travel time) atau tomografi. AVO merupakan metode

inversi yang mencoba menentukan parameter elastisitas dari

amplitudo refleksi hasil pengukuran sebagai fungsi offset (sudut

datang), sedangkan inversi tomografi merupakan inversi yang

mencoba menentukan struktur bumi dari sejumlah waktu jalar

gelombang seismik hasil pengukuran. Inversi post-stack terdiri

atas inversi amplitudo dan inversi medan gelombang. Inversi

amplitudo sendiri berdasarkan algoritmanya dibedakan menjadi

inversi band limited, model based, dan sparse spike.

24

Penelitian yang penulis lakukan merupakan penelitian

dengan metode inversi seismik post-stack model based. Pada

metode inversi seismik, penampang seismik dikonversi menjadi

nilai AI, yang merepresentasikan kondisi fisik batuan, sehingga

lebih mudah untuk diinterpretasi sebagai batasan lapisan oleh

parameter-parameter petrofisika. Konsep dasar inversi seismik

dapat dilihat pada Gambar 2.13 (Russel, 1999)

Gambar 2. 13 Konsep dasar inversi seismik dan pemodelan inversi

(Russel, 1999)

2.9.1 Model Based

Di antara ketiga jenis metode inversi amplitudo, metode

inversi model based dengan menggunakan teknik inversi

Generalized Linear Inversion (GLI) memiliki hasil dengan ralat

yang terkecil.

Proses inversi linear umum (GLI) merupakan proses untuk

menghasilkan model impedansi akustik yang paling cocok dengan

data hasil pengukuran berdasarkan harga rata-rata kesalahan

terkecil (least square) (Hampson dan Russell, 2001).

Metode ini membutuhkan suatu model dugaan impedansi

akustik awal yang biasanya diperoleh dari data log sumur, yaitu

dengan mengalikan antara data log kecepatan dengan data log

densitas untuk mendapatkan data log impedansi akustik sumur.

IA = ρ.v (2.4)

25

dengan, IA adalah harga impedansi akustik,

ρ dan v adalah densitas (g/cc) dan kecepatan (ft/s).

Model awal kemudian dibangun dengan cara interpolasi dan

ekstrapolasi data log impedansi akustik antar sumur yang

dikontrol oleh horizon sekuen stratigrafi yang ada. Dari data

impedansi akustik ini kemudian diturunkan harga koefisien

refleksinya dengan persamaan 2.5 berikut ;

(2.5)

dengan, KR adalah koefisien refleksi,

IAi adalah harga impedansi akustik pada lapisan ke 1,

IAi+1 adalah harga impedansi akustik pada lapisan ke i+1.

Harga koefisien refleksi ini kemudian dikonvolusikan dengan

wavelet yang ada

s(t) = w(t) * r(t) (2.6)

dengan, s(t) adalah seismogram sintetik,

w(t) adalah wavelet,

r(t) adalah deret koefisien refleksi.

Sehingga diperoleh seismogram sintetik yang memiliki

dimensi dan karakter yang sama dengan data jejak seismik

berdasarkan harga impedansi model. Seismogram sintetik ini

kemudian dibandingkan dengan jejak seismik sebenarnya dan

secara iteratif model awal diubah-ubah parameternya sehingga

diperoleh kecocokan yang bagus antar kedua data ini dengan

tingkat kesalahan yang terkecil.

27

BAB III

METODE PENELITIAN

3.1 Tempat dan Waktu Penelitian

Penelitian tugas akhir ini dilaksanakan di gedung Pusat

Survei Geologi yang beralamatkan Jalan Diponegoro Nomor 57,

Bandung. Waktu pelaksanaan Tugas Akhir adalah 1 April 2017

sampai dengan 30 Juli 2017. Daerah pelitian terletak di sekitar

Formasi Waripi, lapangna Tamhar, Cekungan Bintuni, Papua.

3.2 Peralatan Penelitian

Peralatan yang digunakan dalam penelitian ini meliputi

perangkat keras dan perangka lunak, sebagai berikut:

3.2.1 Perangkat Keras

Perangkat keras yang dipakai dalam penelitian ini berupa

Laptop Acer Aspire 4752 Prosessor intel core-i5 with intel HD

Graphics, 2.50 GHz.

3.2.2 Perangkat lunak

Perangkat Lunak yang dipakai dalam penelitian ini antara lain:

1. Humpson Russel 8.4, digunakan untuk well seismic tie dan

inversi seismik.

2. Petrel 2010.2.2, digunakan untuk rekontruksi model

geologi, dan peta struktur.

3.3 Ketersediaan Data

Penelitian ini menggunakan dua buah data sekunder yang

diperoleh dari Pusat Survei Geologi. Kedua data tersebut ialah ;

3.3.1 Data Seismik

Data seismik yang digunakan merupakan data eksplorasi

seismik refleksi 2D Post Stack Time Migration (PSTM). Lintasan

yang digunakan pada daerah studi berjumlah 14 buah yang terdiri

dari 8 horizontal (inline) dan 6 vertikal (crossline) dengan

sampling rate yang digunakan adalah 4 ms, polaritas SEG normal,

dan fasa nol. Daerah penelitian dapat dilihat melalui Gambar 3.1

28

Gambar 3. 1 Peta lokasi daerah penelitian dan ketersediaan data

Data seismik ini selanjutnya digunakan sebagai input dalam

proses inversi dan atribut seismik.

3.3.2 Data Sumur

Data sumur yang digunakan berjumlah 4 sumur yaitu A-1, A-

2, A-3, dan A-4 dengan informasi yang tersedia seperti terlihat

pada Tabel 3.1.

Table 3.1 Tabel kelengkapan data Well Log

Data sumur pada penelitian ini terdiri atas data wireline log,

data marker, dan data checkshot. Data wireline log merupakan

data pengukuran properti batuan disekitar lubang sumur

pemboran. Data wireline log yang digunakan pada penelitian ini

adalah log gamma ray yang digunakan dalam interpretasi litologi,

kemudian log neutron porositas untuk mengetahui porositas

batuan, dan terakhir adalah data sonic dan density yang digunakan

29

untuk membuat model akustik impedansi dari sumur yang

digunakan.

Data marker memberikan informasi mengenai batas dari

suatu formasi dengan formasi lainnya, sehingga formasi target

pada area penelitian dapat dibedakan. Data terakhir adalah data

checkshot. Data checkshot merupakan data sumur yang digunakan

untuk melakukan korelasi kedalaman sumur dengan interval

waktu pada data seismik (well seismic tie). Peran data sumur

dalam metode inversi seismik dan atribut seismik adalah sebagai

data kontrol dan data validasi.

3.4 Pengolahan Data

3.4.1 Diagram Alir Pengolahan

30

Gambar 3. 2 Diagram alir penelitian

3.4.2 Studi Literatur

Tahapan awal yang dilakukan ialah studi literatur. Dalam

penelitian ini, studi literatur dilakukan untuk mengetahui kondisi

daerah penelitian, sifat-sifat fisika batuan, karakteristik dan respon

gelombang, serta informasi mengenai metode karakteristik

31

reservoir. Sumber literatur yang digunakan pada penulisan

laporan ini bersumber dari buku, paper atau jurnal, informasi dari

internet, dan berbagai sumber referensi lainnya. Metode yang

digunakan penulis ialah meninjau, mencuplik dan menyimpulkan

segala sesuatu yang telah ditulis pada penelitian sebelumnya,

kemudian ditulis kembali dengan gaya penulisan sendiri.

3.4.3 Seleksi Data Sumur

Tahapan seleksi sumur dilakukan dengan metode seleksi

kelengkapan data dan analisis sensitivitas. Tahap seleksi

kelengkapan data yang diperhatikan mengenai ketersediaan dari

log gamma ray, log neutron porositas, log densitas, dan log p-

wave. Dari tahap kelengkapan data empat sumur yang diperoleh

dapat digunakan. Kemudian diseleksi kembali melalui tahapan

analisis sensitivitas. Tahapan ini bertujuan melihat kualitas dari

keempat log tersebut. Tidak semua sumur memiliki kondisi data

log yang baik karena berbagai faktor seperti perbedaan kualitas

alat pengukur, kondisi lubang bor, tahun pengeboran, dan

berbagai faktor lain. Dari analisis sensitivitas ini, keempat sumur

direduksi menjadi dua sumur akhir yang dapat dilakukan untuk

analisis inversi yaitu A-3 dan A-2.

3.4.4 Well Seismic Tie

Proses well seismic tie adalah proses pengikatan data sumur

dalam satuan kedalaman dengan data seismik satuan waktu.

Proses ini dilakukan untuk memberikan penanda pada penampang

seismik yang akan diinterpretasi berdasarkan data marker. Tahap

pertama pada proses well seismic tie adalah estimasi wavelet atau

biasa dikenal dengan nama ekstraksi wavelet. Ekstraksi wavelet

dalam penelitian ini digunakan secara statistik yang diestimasi

dari jejak-jejak seismik disekitar sumur-sumur, dan ditentukan

secara lebih subjektif berdasarkan frekuensi yang dikandung oleh

data seismik (Gambar 3.3).

32

Gambar 3. 3 Frekuensi pada penampang seismik

Pada proses ini batas window ditentukan yang cukup representatif

pada zona target, batas-batasnya terlihat sebagai garis kuning

(Gambar 3.4).

Gambar 3. 4 Batas window pada well seismic tie

Agar wavelet terbaik dapat diperoleh, proses “trial-and-error”

dilakukan di setiap sumur. Didapatkan wavelet yang paling sesuai

pada penelitian ini (Gambar 3.5).

33

Gambar 3. 5 hasil wavelet well seismic tie

Parameter yang digunakan dalam proses ekstraksi wavelet ini

adalah:

Time Window = 1150–1450 ms

Wavelet Length = 150 ms

Taper Length = 20 ms

Sample rate = 4 ms

Phase = 0°

Tahap selanjutnya adalah pembuatan seismogram sintetik.

Seismogram sintetik dibuat dengan menggunakan log sonic dan

log densitas. Dari log sonic dan log densitas didapatkan log

impedansi akustik. Log impedansi akustik dirubah menjadi

reflektivitas dan dikonvolusikan dengan wavelet yang diperoleh

sehingga didapatkan respon seismik buatan atau seismogram

sintetik dari data sumur.

Tahapan terakhir yang dilakukan ialah pengikatan event dari

seismogram sintetik dengan event pada data seismik. Proses yang

dilakukan seperti yang ditampilkan pada Gambar 3.6. Parameter

baik dan buruknya hasil yang diperoleh dilihat dari nilai

korelasinya, dimana hasil yang baik ditandai dengan nilai korelasi

diatas 0,5.

Hasil nilai korelasi dari ke-4 sumur pada area penelitian

adalah 0,715 pada sumur A-3, 0,661 pada sumur A-1, 0,586 pada

sumur A-4, dan 0,581 pada sumur A-2. Hasil seismik well tie

dapat dilihat pada Gambar 3.6.

34

.

Gambar 3. 6 Hasil well seismic tie pada sumur A-3

3.4.5 Interpretasi Horizon

Tahapan selanjutnya yaitu interpretasi horizon. Pada tahap

ini dilakukan picking horizon yang didasarkan pada well seismic

tie sesuai dengan marker target pada suatu reflektor seismik. Hal

ini dilakukan untuk mengetahui kemenerusan lapisan pada setiap

horizon dan sebagai batas analisis zona reservoir. Sebelum

dilakukan picking horizon, ditentukan terlebih dahulu jenis jejak

seismik pada marker target. Secara umum, jejak seismik terdiri

dari peak dan through, peak ditunjukan dengan nilai amplitudo

seismik yang terdefleksi ke arah positif sedangkan through

sebaliknya, ditunjukan nilai amplitudo yang terdefleksi ke arah

negatif.

Pada penelitian ini dilakukan dua picking horizon yaitu top

target dan base target. Berdasarkan hasil well seismic tie, top dan

base target terletak pada even jejak Peak (ditunjukan dengan

warna merah). Horizon tersebut nantinya digunakan sebagai

pembuatan peta struktur dan masukan dalam analisis inversi.

Corr : 0,727

35

Gambar 3. 7 Interpretasi horizon pada salah satu penampang seismik

2D pada area penelitian

3.4.6 Pembuatan Peta Struktur Waktu dan Kedalaman

Hasil picking horizon selanjutnya dilakukan pembuatan peta

struktur yang menggambarkan kondisi geometri daerah reservoir

target yang digambarkan dalam bentuk peta kontur baik dalam

domain waktu maupun domain kedalaman.

Peta struktur waktu merupakan peta yang menunjukkan

struktur namun masih dalam domain waktu. Peta struktur waktu

tidak dapat memberikan informasi apapun mengenai kedalaman,

namun hanya memberikan informasi mengenai letak ketinggian

dan rendahan pada area penelitian.

Informasi mengenai kedalaman dari reservoir target dapat

diperoleh dengan mengkorversikan domain peta struktur dari

domain waktu ke domain kedalaman, proses ini dinamakan Time

to Depth Conversion. Proses ini dapat dilakukan dengan bantuan

data VSP atau checkshot. Tahapan awal adalah pembuatan kurva

hubungan kecepatan dan kedalaman, kemudian dilakukan

pembuatan peta kecepatan pada tiap horizon target, dan tahap

terakhir adalah pengkonversian peta struktur waktu ke struktur

kedalaman.

3.4.7 Analisis Multiatribut Porositas

Setelah dilakukan pengikatan data sumur dengan data

seismik dan menentukan propert log yang digunakan, kemudian

dilakukan analisis multiatribut. Untuk menentukan atribut mana

saja yang akan digunakan dalam prediksi log ini, dilakukan

36

training terhadap log target dengan beberapa atribut seismik. Dari

proses training ini diperoleh kelompok atribut seismik terbaik

yang akan digunakan untuk memprediksi log porositas.

Proses multiatribut diawali dengan memasukkan data log

porositas asli dari sumur A-3 dan A2, data seismik yang

menempel pada kedua data sumur dan log AI, yaitu seperti pada

Gambar 3.8.

Gambar 3. 8 Proses yang digunakan sebagai masukan dalam analisis

multiatribut

Parameter yang digunakan untuk menentukan kelompok

atribut seismik terbaik yang akan digunakan untuk memprediksi

log target adalah nilai prediksi error dan nilai validasi error. Nilai

prediksi error akan menurun sejalan dengan jumlah atribut yang

digunkan (semakin banyak jumlah atribut yang digunakan maka

nilai prediksi error akan semakin kecil). Nilai validasi error yaitu

nilai prediksi error yang diperoleh jika salah satu dari sumur dari

keempat sumur tersebut tidak diikutsertakan dalam proses

training.

Dari haril training telah diperoleh bahwa pada penggunaan

lima buat atribut, nilai prdiksi error dan validasi error menurun.

Hal ini berarti lima buah atribut dapat digunakan (Gambar 3.9).

37

Gambar 3. 9 kurva prediksi error dan analisis seismik multiatribut

3.4.8 Pembuatan Model Awal (initial model)

Model awal inversi merupakan model representatif bawah

permukaan dengan menggunakan log Densitas, log P-wave, dan

log P-impedan dari tiap-tiap sumur. Selanjutnya data tersebut

diinterpolasi dan ekstrapolasi dengan kontrol lateral dari data

horizon yang telah dibuat. Dalam pembuatan model awal, data

seismik digunakan sebagai data utama dalam pengolahan yang

dikontrol dengan data sumur. Pembuatan model awal bertujuan

untuk mengkontrol frekuensi seismik dimana dalam data seismik

mempunyai frekuensi terbatas (bandpass) yang mengakibatkan

komponen frekuensi rendah dan tinggi tidak terkontrol dengan

baik pada proses inversi seismik. Selain itu fungsi utama dari

model awal inversi ini yaitu untuk membatasi hasil inversi agar

tidak terlalu menyimpang jauh dari model awal.

Parameter yang digunakan dalam pembuatan model awal ini

adalah high cut frequency 10/15 Hz. Penentuan frekuensi yang

dimaksud adalah menghilangkan frekuensi tinggi yang melebihi

skala 10-15 Hz, sehingga initial model ini mempresentasikan nilai

impedansi akustik secara umum pada lapangan Tamhar.

Corr :0,870181

38

Gambar 3. 10 Model awal impedansi akustik lapangan “Tamhar” pada

line 11

3.4.9 Analisis Inversi

Proses analisis error inversi bertujuan untuk menentukan

perkiraan nilai error hasil seismik inversi terhadap data seismik

sebelum dilakukan proses inversi (running inversi). Parameter

masukan awal untuk analisis inversi diantaranya yaitu sumur A-1

dan A-3, wavelet 2, time processing 0-2000 ms dan lebar window

dari horizon 1 dikurangi dengan 30 ms dan horizon 2 ditambahkan

dengan 35 ms.

Analisis pertama dilakukan untuk metode inversi Model

Based. Prinsip dasar dari metode inversi model based adalah

pembuatan model impedansi akustik secara blocky dimana model

impedansi akustik yang dihasilkan berasal dari kontrol data

seismik dan model awal yang sebelumnya telah dibuat. Proses

iterasi dalam metode ini memiliki tujuan untuk mendapatkan

korelasi yang baik antara trace seismik sintetik dengan trace

seismik riil. Proses iterasi ini akan melakukan pengubahan secara

bertahap untuk mendapatkan hasil korelasi yang baik pada trace

sintetik dan trace riil.

Parameter constraint digunakan untuk membatasi model

impedansi yang bergerak dari model awalnya sehingga akan

diperoleh hasil akhir. Dalam penelitian ini digunakan parameter

soft constraint sebesar 0,5. Selain itu paramater yang digunakan

adalah prewhitening 2%, average block size 4 ms, iterasi sebanyak

45 dan lebar window adalah horizon 1 dikurangi dengan 30 ms

dan horizon 2 ditambahkan dengan 35 ms.

39

Penentuan nilai soft constraint sebesar 0,5 berarti model

impedansi akustik yang dihasilkan 50% bergantung dari model

awalnya, dan 50% berasal dari trace seismiknya. Average block

size yang digunakan sebesar 4 ms disesuaikan dengan waktu

sampling data seismik untuk menghindari terjadinya aliasing.

Prewhitening sebesar 2% digunakan untuk memberikan

kestabilan dalam proses inversi. Parameter iterasi menentukan

banyaknya jumlah iterasi agar trace seismik dan trace sintetik

memiliki nilai korelasi terbesar atau kesalahan terkecil.

Gambar 3. 11 Hasil analisis inversi Model Based

Analisis kedua dilakukan pada metode inversi bandlimited.

Parameter yang menjadi masukan analisis inversi bandlimited

yaitu Constraint High-Cut Frequency sebesar 20 Hz. Parameter

ini mengontrol filter yang digunakan pada model awal untuk

menyediakan komponen frekuensi rendah. Semua frekuensi diatas

20 Hz akan dihilangkan dari model awal sedangkan semua

frekuensi dibawah 20 Hz dihilangkan dari inversion trace.

Selanjutnya hasil akhir inversi bandlimited merupakan

penggabungan dari model awal yang telah difilter dengan

inversion trace.

Corr : 0,98617 Corr : 0,86193

40

Gambar 3.12 hasil analisis inversi bandlimited.

Analisis yang terakhir dilakukan pada metode inversi Sparse

Spike, dengan nilai parameter masukan yaitu Sparseness sebesar

50% dan Maximum constraint frequency sebesar 20. Parameter

sparseness menentukan seberapa banyak komponen frekuensi

tinggi yang ditambahkan ke model. Jika sparseness 100% akan

dihasilkan model paling sederhana, jika sparseness 0% dihasilkan

model yang bersifat bandlimited.

Parameter maximum constraint frequency menentukan

seberapa banyak komponen frekuensi rendah yang di ambil dari

model awal. Apabila nilai maximum constraint frequency terlalu

besar, maka tingkat kesesuaian yang rendah terhadap data seismik

dapat terjadi. Namun apabila terlalu kecil nilai maximum

constraint frequency dapat menyebabkan diskontinuitas lateral.

Corr : 0,974227 Corr : 0,825223

41

Gambar 3. 13 hasil anaisa inversi Sparse Spike

Ketiga analisis tersebut dilakukan untuk mengetahui,

manakah metode inversi yang paling sesuai untuk digunakan di

daerah penelitian ini. Hasil analisis inversi ditampilkan pada

grafik nilai korelasi (Gambar 3.14).

Gambar 3. 14 Tingkat korelasi ketiga metode inversi

Berdasarkan gambar 3.14, yang menunjukan tingkat korelasi

dari ketiga analisis inversi yang telah dilakukan, dapat

disimpulkan bahwa metode inversi yang paling sesuai pada daerah

penelitian ini adalah metode inversi Modelbased dengan nilai

korelasi 0,986 pada sumur A-3 dan 0,86193 pada sumur A-1.

0.9

86

17

0.9

74

22

7

0.9

07

07

6

0.8

61

93

0.8

25

22

3

0.8

59

15

7

M O D E L B A S E D B A N D L I M I T E D S P A R S E S P I K E

ANALISIS INVERSIWell A3 Well A1

Corr : 0,90707 Corr : 0,85916

43

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Analisis Sensitivitas

Sensitivitas analisis dilakukan untuk mengetahui batas dari

nilai-nilai properti reservoir yang menjadi ciri khas pada suatu

daerah penelitian, seperti batupasir memiliki nilai Gamma Ray

rendah dan porositas tinggi dan lain sebagainya. Penentuan batas

atau nilai cut off reservoir ditentukan dengan melakukan crossplot

dari setiap nilai suatu log dengan log lainnya pada interval

kedalaman tertentu.

Penentuan lokasi reservoir pada penelitian ini diperoleh

dengan menggunakan data log Gamma Ray, log P-wave, dan

Neutron Porositas. Formasi yang menjadi reservoir di lokasi

penelitian adalah sekitar Formasi Waripi yang merupakan formasi

batuan batupasir. Data log tersebut dipakai dengan alasan dasar

dari analisis hasil inversi dapat dilakukan dengan melihat setiap

parameter yang diperoleh. Dari hasil Crossplot yang ditampilkan

pada Gambar 4.1.

Gambar 4. 1 Crossplot P-wave vs Densitas pada sumur A-1 dan A-3

Crossplot antara log p-wave dan log neutron porositas

dengan pewarnaan gamma ray, mampu memisahkan daerah yang

diidentifikasi menjadi zona reservoir dan non reservoir.

Berdasarkan Gambar 4.1, dapat diidentifikasi bahwa daerah

reservoir berada pada daerah dengan nilai p-wave diatas 12500 ft/s

44

atau 3800 m/s dengan range nilai porositas sebesar 5% hingga

20%.

Nilai porositas dengan range 5% hingga 20% digolongkan

sebagai porositas yang baik (Tabel 4.1), sehingga reservoir pada

Lapangan Tamhar memiliki potensi yang menjanjikan

(Koesoemadinata, 1979).

Table 4.1 Skala penentuan kualitas nilai porositas batuan suatu

reservoir (Koesoemadinata, 1979).

Harga Porositas

(%)

Skala

0-5 Diabaikan

5-10 Buruk

10-15 Cukup

15-20 Baik

20-25 Sangat Baik

>25 Istimewa

4.2 Peta Struktur dan Kedalaman

Peta struktur waktu merupakan peta yang menunjukkan

struktur dalam domain waktu. Peta ini hanya memberikan

informasi mengenai letak tinggian dan rendahan berdasarkan lama

waktu penjalaran data seismik tidak memberikan informasi

apapun mengenai kedalaman. Peta struktur waktu didapatkan dari

hasil analisis horizon pada setiap data seismik. Dari hasil

interpretasi horizon, terdapat dua peta struktur waktu, yaitu top

target dan base target.

Interpretasi horizon dilakukan berdasarkan letak marker

sumur yang menempel pada jejak seismik. Gambar 4.2 merupakan

penampang interpretasi horizon yang dilakukan penulis pada

komposit seismik. Berdasarkan penampang seismik, zona yang

mengandung hidrokarbon dan batuan reservoir biasanya ditandai

dengan bright spot, dim spot atau flat spot. Interpretasi yang

ditemukan penulis adalah bright spot pada horizon top target dan

base target.

45

Gambar 4. 2 Interpretasi horizon pada salah satu penampang seismik

2D pada area penelitian

Berdasarkan hasil interpretasi horizon, terdapat dua buah

peta struktur waktu, yaitu Peta Struktur Waktu Top Target dan

Peta Struktur Waktu Base Target yang ditampilkan pada Gambar

4.3.

Gambar 4.3 menunjukan peta struktur waktu dimana daerah

yang relatif lebih tinggi ditunjukan oleh daerah dengan pewarnaan

yang lebih terang (merah) dan daerah rendahan dengan pewarnaan

lebih gelap (ungu). Kelemahan peta struktur waktu adalah tidak

dapat menunjukan kedalaman dari suatu reservoir, sedangkan

kegiatan pengeboran membutuhkan informasi kedalaman (dalam

feet atau meter). Oleh karena itu dilakukan konversi waktu

menjadi kedalaman (time to depth conversion) untuk mengubah

peta struktur waktu menjadi peta struktur kedalaman. Hasil

konversi ini berupa peta stuktur Top Target dan Base Target

dalam domain kedalaman yang ditampilkan pada Gambar 4.4

46

Gam

bar 4

. 3 P

eta struk

tur w

aktu

47

Gam

bar

4.

4 P

eta

stru

ktu

r k

edal

aman

48

Berdasarkan hasil peta struktur kedalaman pada lapangan

Tamhar, daerah dangkal diindikasikan dengan warna merah yang

berada pada barat daya dan daerah dalam yang diindikasikan

warna biru berada pada tenggara. Pada lapangan Tamhar kondisi

stuktur yang terjadi yaitu arah kedalaman dari arah barat ke timur.

Perbedaan kedalaman dibawah permukaan yang didapat yaitu dari

-1000 m hingga -2000 m.

4.4 Analisis Hasil Inversi

Hasil inversi diperoleh dari proses inverting volume dengan

memasukkan parameter-parameter input yang telah dilakukan

pada saat proses analisis inversi. Hasil proses inversi seismik pada

penelitian ini berupa volume P-wave, dikarenakan log P-wave dan

log Neutron Porositas pada proses analisis sesitivitas dapat

memisahkan zona reservoir dan non reservoir, serta mampu

menentukan nilai range porositas dari reservoir di daerah

penelitian. Penampang hasil inversi ditampilkan pada Gambar 4.5.

Berdasarkan Gambar 4.5 menunjukkan persebaran lateral

pada salah satu data seismik dengan kontrol sumur A-3. Terlihat

bahwa korelasi antara P-wave hasil inversi dengan P-wave data

sumur relatif baik yang ditandai dengan kecocokan log p-wave

pada sumur dengan nilai hasil inversi yang diperoleh yang

ditunjukkan dengan warna yang sama. Sehingga hasil inversi ini

sudah mampu mewakili sebaran nilai P-wave secara lateral dan

dapat digunakan untuk analisis selanjutnya.

Hasil penampang inversi kemudian diaplikasikan atribut

extract value untuk didapatkan nilai impedansi akustik pada setiap

horizon seismik dan dapat dibuat peta persebaran porositasnya.

Gambar 4.6 menampilkan peta sebaran impedansi akustik pada

Top Target dan Base Target.

Hasil peta sebaran impedansi akustik pada lapangan Tamhar

didominasi oleh nilai impedansi yang rendah antara 8000 – 11000

[(m/s)*(g/cc)] yang ditunjukkan dengan warna kuning hingga

hijau. Nilai impedansi akustik yang rendah diidentifikasikan

bahwa daerah tersebut lebih porous karena densitas nya lebih kecil

dapat diartikan litologi tersebut sebagai batupasir yang ditunjang

dengan kondisi geologi bahwa pada formasi Waripi litologi yang

terdapat yaitu batupasir.

49

Gam

bar

4. 5

Pen

amp

ang

has

il i

nv

ersi

AI

pad

a li

ne

seis

mik

50

Gam

bar 4

. 6 P

eta sebaran

imped

ansi ak

ustik

pad

a lapan

gan

Tam

har

51

4.5 Multiatribut Porositas

Hasil analisis multiatribut porositas yang diperoleh kemudian

diaplikasikan pada setiap line data seimik dengan horizon top

target dan base target dengan kontrol data sumur A-3. Gambar 4.8

menampilkan hasil dari aplikasi multiatribut terhadap salah satu

data seismik.

Gambar 4. 7 Persebaran Porositas pada penampang salah satu data

seismik

Berdasarkan penampang data seismik pada Gambar 4.7 nilai

korelasi yang tinggi ditunjukkan dengan kecocokan log porositas

pada sumur dengan nilai porositas yang terdapat pada data

seismik. Reservoir pada lapangan Tamhar ternyata memiliki nilai

porositas sekitar 30%. Nilai porositas yang dihasilkan lebih tinggi

dengan nilai pada log porositas asli, hal ini disebabkan oleh hasil

perhitungan log porositas yang kurang akurat.

Kemudian diaplikasikan atribut extract value untuk

mendapatkan nilai porositas pada setiap horizon seismik dan dapat

dibuat peta persebaran porositasnya. Gambar 4.8 menampilkan

peta sebaran porositas pada Top Target dan Base Target.

52

Gam

bar 4

. 8 P

ersebaran

po

rositas p

ada lap

isan T

op

Targ

et dan

Base T

arget

53

Titik hitam pada Gambar 4.8 menunjukkan lokasi dari letak

sumur di area penelitian. Warna hiaju hingga merah menunjukkan

nilai porositas diatas 20 % hingga 30 % sedangkan warna biru

menunjukkan nilai porositas dibawah 20 %. Dari hasil penampang

yang didapat menunjukkan bahwa anomali porositas batuan

batupasir pada lapisan Top Target, lokasi sekitar sumur A-1 dan

A-4 memiliki nilai anomali porositas yang besar dibandingkan

dengan sekitar lokasi sumur A-2 dan A3. Sedangkan pada lapisan

Base Target nilai anomali porositas besar berada pada sekitar

sumur A-1. Hal ini menunjukkan bahwa daerah pada sekitar

sumur A-1 baik pada lapisan Top target dan Base Target memiliki

nilai anomali porositas yang besar sekitar 30 %

4.6 Penentuan Daerah Reservoir Prospek

Setelah dilakukan analisis inversi impedansi akustik dengan

metode Model Based dan seismik multiatribut porositas,

kemudian peta persebaran yang didapat dilakukan integrasi untuk

mengkarakterisasi reservoir pada lapangan Tamhar. Analisis ini

akan mengkorelasikan persebaran nilai impedansi akustik dan

persebaran nilai porositas.

Daerah reservoir prospek pada lapangan Tamhar

diidentifikasikan dengan asumsi bahwa reservoir prospek akan

memiliki nilai impedansi akustik rendah karena nilai impedansi

akustik yang relatif rendah dapat diartikan litologi batuan tersebut

lebih porous. Selain itu juga dikorelasikan dengan nilai porositas

yang tinggi. Daerah reservoir prospek pada lapisan Top Target

ditandai oleh zona berwarna putih pada Gambar 4.9.

Analisis daerah reservoir prospek selanjutnya pada lapisan

Base Target, Lapangan Tamhar. Berdasarkan sebaran inversi

impedansi akustik dan porositas, sebaran reservoir berada pada

daerah yang dibatasi oleh zona berwarna putih. Daerah ini

dikatagorikan sebagai daerah yang prospek karena memiliki nilai

impedansi akustik yang rendah serta nilai porositas yang tinggi.

Daerah reservoir prospek pada lapisan Base Target ditampilkan

pada Gambar 4.10.

54

Gam

bar 4

. 9 Z

on

a reservo

ir pro

spek

pad

a lapisan

To

p T

arg

et

55

Gam

bar

4. 1

0 Z

on

a re

serv

oir

pro

spek

pad

a la

pis

an T

op

Ta

rget

56

4.7 Rekomendasi Titik Pengeboran Baru

Pengembangan lapangan minyak dan gas sangatlah penting

untuk dilakukan demi memenuhi kebutuhan kosumen dan

mencegah ancaman krisis energi. Pada penelitian ini, penulis

memberikan suatu rekomendasi titik pengeboran baru sebagai

bahan pertimbangan pengembangan lapangan selanjutnya.

Rekomendasi lokasi titik pengeboran baru pada Marker Top

Target dan Base Target, diperlihatkan pada Gambar 4.11 dan 4.12.

Gambar 4. 11 Rekomendasi titik pengeboran baru pada Marker Top

Target

57

Gambar 4. 12 Rekomendasi titik pengeboran baru pada Marker Base

Target

Rekomendasi koordinat titik pengeboran baru pada Lapangan

Tamhar berada pada tanda bintang. Pemilihan lokasi titik pengeboran

tersebut didasari oleh hasil identifikasi nilai porositas dan inversi yang

telah dilakukan. Top Target maupun Base Target yaitu pada

kedalaman Formasi Waripi dengan nilai impedansi akustik yang

rendah, 8000–11.000 [(m/s)*(g/cc)] dan nilai porositas sebesar 20-

30%. Selain itu, dengan ditemukannya titik pengeboran baru dengan

koordinat yang sama pada kedua marker, akan membuat biaya

pengeboran lebih murah. Namun, untuk keputusan eksplorasi lebih

lanjut perlu dilakukan penelitian yang lebih mengarah, seperti jenis

hidrokarbon apa yang terkandung pada reservoir ini, nilai ekonomis

cadangan, penentuan kontak hidrokarbon, dan analisis petrofisika

yang lainnya.

59

BAB V

PENUTUP

5.1 Kesimpulan

Berdasarkan hasil dan pembahasan yang telah dilakukan oleh

penulis, terdapat beberapa hal yang dapat disimpulkan,

diantaranya:

1. Berdasarkan hasil analisis sensitivitas atau Crossplot antara

log P-wave dan Neutron Porositas dengan pewarnaan Gamma

Ray, dapat disimpulkan bahwa karakteristik reservoir pada

lapangan Tamhar berada pada daerah dengan nilai p-wave

antara 3800m/s dengan range nilai porositas sebesar 5%

hingga 20%.

2. Reservoir prospek pada lapangan Tamhar adalah reservoir

yang ditandai dengan nilai impedansi akustik yang rendah

sebesar 8000–11.000 [(m/s)*(g/cc)] serta nilai porositas

sebesar 20-30 %.

3. Berdasarkan hasil analisis inversi seismik dan multiatribut,

rekomendasi letak pengeboran baru pada arah selatan sumur

A-1 kedalaman Formasi Waripi dengan nilai impedansi

akustik yang rendah 8000–11.000 [(m/s)*(g/cc)] dan nilai

porositas sebesar 20-30 %.

5.2 Saran

Saran yang dapat diberikan untuk penelitian selanjutnya

antara lain:

1. Penambahan sumur di beberapa tempat pada area penelitian

sehingga analisis multiatribut lebih akurat dan juga dapat

dilakukan analisis data pemodelan petrofisika geostatistik

untuk dihitung jumlah cadangan hidrokarbon yang

terakumulasi

2. Penambahan data seismik pada daerah Barat Laut lapangan

penelitian untuk penelitian selanjutnya agar dapat diketahui

pola tinggian di bagian timur laut (sekitar sumur A-3 dan A-

4).

61

DAFTAR PUSTAKA

Badley, M. 1987. Practical Seismik Interpretation. United Kingdom :

Prentice Hall.

Barnes, A. 1999. Seismik Attributes past, present and future. SEG

Expended Abstracts.

Brown, R. A. 2000. Interpretation of Three Dimensional Seismic Data

Fifth Edition. AAPG Memoir.

Castagna, dan Backus. 1993. Offset Dependent Reflectivity. United

Kingdom : SEG.

Collins, J. L., dan M. K. Qureshi. 1977. Reef Exploration in Bintuni

Basin and Bomberai Trough-Irian Jay. Proceeding IPA 6th

Annual Convention. Jakarta.

Hampson, D., dan B. Russell. 2001. STRATA Seismic Inversion

Workshop. Canada : Hampson-Russel Software Services Ltd.

Haven, L., dan C, Schieefelbein. 1995. The Petroleum Systems of

Indonesia. Proceeding Indonesia Petroleum Association.

Hilterman, F. J. 1977. Seismik Amplitude Interpretation. EAGE.

Kelkar, M. 1982. Applied Geostatistics for Reservoir

Characterization. Oklahoma Waite : The University of Tulsa.

Koesoemadinata, R. P. 1979. Geologi Minyak dan Gas Bumi.

Bandung : ITB.

LEMIGAS. 2005. Kuantifikasi Sumberdaya Hidrokarbon. Jakarta :

LEMIGAS.

Panggabean, H. 1984. Rifting of the northern margin of the Australian

Continents and the origins of some microcontinents in Eastern

Indonesia. Tectonophysics. 107:331–353.

Redshaw, T., M. Bacon dan R. Simm. 2007. 3-D Seismik

Interpretation. United Kingdom : Cambridge University Pres.

Reynold, J. M. 1997. An Introduction to Applied and Environment

Geophysics. SEG.

Robinson, G. P., dan N. Ratman. 1978. The Stratigraphic and Tectonic

development of the Manokwari area Papua Province. Australian

Bureau of Minerals Res.

Ronald, A. 2011. Analisis Geometri dan Kualitas Reservoir Batupasir

Waripi Lapangan Jefta Cekungan Bintuni Papua. Bandung :

ITB.

Russel, H. 1999. Inversion Seismik in Strata. United Kingdom :

Software Service Ltd.

62

Sheriff, R. E. 1992. Reservoir Geophysics. United Kingdom : SEG.

Sheriff, R. E. 1995. Exploration Seismologi. United Kingdom :

Cambridge University Press.

Sismanto. 2006. Dasar-Dasar Akuisisi dan Pemrosesan Data Seismik.

Yogyakarta : Laboratotium Geofisika FMIPA UGM.

Sukmono, S. 1999. Karakterisasi Reservoir Seismik. Bandung :

Institute Teknologi Bandung.

Sukmono, S. 2001. Seismik Inversi Untuk Karakteristik Reservoir.

Bandung : Institute Teknologi Bandung.

Telford, W. M. 2001. Applied Geophysics. United Kingdom :

Cambridge University Press.

Tullailah, N. 2013. Karakterisasi Reservoar Karbonat Menggunakan

Analisis Seismik Atribut dan Inversi Impedansi Akustik (AI)

Pada Formasi Kais Lapangan “Nnt” Cekungan Salawati

Papua.Universitas Hasanuddin : Lampung.