laporan kp hilmi kampus

LAPORAN KERJA PRAKTEK

PENERAPAN TIME TO DEPTH CONVERSION DENGAN DENGAN

MENGGUNAKAN METODE V0-K DAN VAVG PADA LAPISAN XYZ

LAPANGAN MELANIE CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA

DISUSUN OLEH

HILMI EL HAFIDZ FATAHILLAH

11/316658/PA/13793

PROGRAM STUDI GEOFISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS GADJAH MADA

YOGYAKARTA

2015

ii

LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTEK

PENERAPAN TIME TO DEPTH CONVERSION DENGAN DENGAN

MENGGUNAKAN METODE V0-K DAN VAVG PADA LAPISAN XYZ

LAPANGAN MELANIE CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA

HILMI EL HAFIDZ FATAHILLAH

11/316658/PA/13793

PEMBIMBING UTAMA

MUHAMMAD SUBHAN, S.Si.

G&G PT. PERTAMINA ASSET 3

PEMBIMBING TEKNIS

AGUNG DWI ALFIANTO, S.Si.

G&G PT. PERTAMINA ASSET 3

DOSEN PEMBIMBING

PROF. DR. H. SISMANTO, M.Si.

NIP. 196002051988031002

iii

KATA PENGANTAR

Alhamdulillah, puji syukur kita panjatkan kehadirat Allah SWT yang telah memberikan

rahmat dan hidayah-Nya sehingga penulis mampu menyelesaikan laporan kerja praktek yang

berjudul Penerapan Time To Depth Conversion Dengan Dengan Menggunakan Metode

V0-K Dan Vavg Pada Formasi Talangakar Lapangan Melanie Cekungan Jawa Barat

Utara. Kerja Praktik ini merupakan salah satu mata kuliah wajib Program Studi Geofisika,

Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam, Universitas Gadjah Mada.

Dalam laporan ini membahas tentang interpretasi data seismik dengan menitikberatkan

pada proses pembuatan peta struktur waktu dan peta struktur kedalaman, dimana pada

pembuatan peta struktur kedalaman digunakan dua metode yang berbeda untuk mengkonversi

peta struktur waktu menuju peta struktur kedalaman. Metode pertama adalah konversi time to

depth dengan menggunakan metode Vavg dan metode kedua adalah konversi time to depth

dengan menggunakan metode V0-k. Diharapkan nantinya akan didapatkan perbandingan antara

kedua metode tersebut secara jelas.

Dalam proses pembuatan laporan ini, banyak pihak yang terlibat dan memberikan

kontribusi ilmiah, spritual dan informasi baik secara langsung maupun tidak langsung hingga

terbentuk laporan Kerja Praktek ini. Bersama ini penulis ingin menyampaikan terima kasih

kepada :

1. PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon, sebagai institusi yang telah memberikan

kesempatan untuk melakukan studi Kerja Praktek.

2. Mas Muhammad Subhan, S.Si. selaku pembimbing utama yang telah memberikan

banyak arahan dan bimbingan selama melakukan Kerja Praktek.

3. Mas Agung Dwi Alfianto, S.Si. selaku pembimbing teknis yang telah memberikan

banyak arahan dan bimbingan selama melakukan Kerja Praktek.

4. Prof. Dr. Sismanto selaku dosen pembimbing di kampus UGM.

5. Para staf penghuni ruang G&G yang telah memberikan bantuan secara langsung

maupun tidak langsung.

6. Orang tua yang telah memberikan support dan sponsor dalam kegiatan studi Kerja

Praktek Ini.

7. Ibu Ratna yang telah mengizinkan rumahnya untuk kami kontrak dan memasakkan

makanan tiap pagi, siang, malam.

8. Teman-teman Geofisika UGM 2011 atas supportnya.

iv

9. Teman-teman seperjuangan KP dari UGM (Irfan, Alex, Mail)

10. Teman-teman seperjuangan dari Universitas Brawijaya (Achmad Fachruz Shomim,

Ketut Wahyu Nugrahadinata dan Febriana Rachmawati) yang sudah menjadi teman

bertukar pikiran dan teman lembur.

11. Teman-teman seperjuangan dari UPN (Bima, Dika, Bang Egen, Taufik, Tio, Dika II)

yang sudah menjadi teman bertukar pikiran dan teman lembur.

Penulis menyadari dalam penyusunan laporan ini masih banyak kekurangannya. Saran

dan kritik diharapkan dari semua pihak demi perbaikan dan peningkatan Laporan Kerja Praktek

ini. Akhir kata semoga laporan kerja praktek ini dapat berguna dan menambah wawasan bagi

kita semua terutama pembaca yang budiman. Amiinn.

Cirebon, Maret 2015

Penulis

Hilmi El Hafidz Fatahillah

v

DAFTAR ISI

LEMBAR PENGESAHAN .......................................................................................... i

KATA PENGANTAR .................................................................................................. ii

DAFTAR ISI.................................................................................................................. iv

DAFTAR GAMBAR ..................................................................................................... vi

BAB I : PENDAHULUAN ........................................................................................... 1

1.1. LATAR BELAKANG .................................................................................... 1

1.2. TUJUAN ........................................................................................................ 1

1.3. BATASAN MASALAH ................................................................................ 1

1.4. LOKASI PENELITIAN ................................................................................. 2

BAB II : TINJAUAN PUSTAKA ................................................................................ 2

2.1. GEOLOGI REGIONAL CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA ................ 2

2.2. STRATIGRAFI CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA ............................. 4

2.3. KERANGKA TEKTONIK REGIONAL ....................................................... 8

2.4. PERKEMBANGAN GEOLOGI CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA ... 10

2.5. PETROLEUM SISTEM ................................................................................. 11

BAB III: DASAR TEORI ............................................................................................. 13

3.1. SEISMOGRAM SINTETIK .......................................................................... 13

3.2. KOREKSI CHECKSHOT .............................................................................. 13

3.3. WELL TO SEISMIC TIE............................................................................... 13

3.4. PICKING HORIZON ..................................................................................... 15

3.5. TIME TO DEPTH CONVERSION ............................................................... 15

BAB IV: METODE PENELITIAN ............................................................................. 17

4.1. METODE PENELITIAN ............................................................................... 17

4.2. PERSIAPAN DATA ...................................................................................... 18

4.3. PENGOLAHAN DATA................................................................................. 19

4.3.1. Perangkat Lunak Yang Digunakan ..................................................... 19

4.3.2. Well to Seismic Tie ............................................................................ 20

4.3.3. Picking Fault dan Picking Horizon ..................................................... 22

vi

4.3.4. Peta Struktur Waktu ........................................................................... 24

4.3.5. Time to Depth Conversion Metode Vavg ............................................ 29

4.3.6. Time to Depth Conversion Metode V0-k ............................................ 35

BAB V: HASIL DAN PEMBAHASAN

5.1. ANALISA PETA STRUKTUR WAKTU ..................................................... 42

5.2. ANALISA PETA STRUKTUR KEDALAMAN .......................................... 44

5.3. KESULITAN DAN PROBLEM SOLVING ................................................. 47

BAB VI: KESIMPULAN DAN SARAN ..................................................................... 48

6.1. KESIMPULAN .............................................................................................. 48

6.2. SARAN .......................................................................................................... 48

BAB VII: DAFTAR PUSTAKA .................................................................................. 49

BAB VIII: LAMPIRAN ............................................................................................... 51

vii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Penampang Regional Cekungan Jawa Barat Utara ........................................ 3

Gambar 2.2. Kolom Stratigrafi Regional Cekungan Jawa Barat Utara .............................. 8

Gambar 2.3. Sayatan Melintang Fisiografi Cekungan dan Busur Gunungapi Jawa Barat . 10

Gambar 3.1. Diagram Alir Well to Seismic Tie ................................................................. 14

Gambar 4.1. Diagram Alir Studi Yang Dilakukan ............................................................. 17

Gambar 4.2. Data Penampang Seismik Crossline 7450 ..................................................... 18

Gambar 4.3. Data Penampang Seismik Inline 1705 ........................................................... 18

Gambar 4.4. Kelengkapan Data Sumur Yang Digunakan .................................................. 19

Gambar 4.5. Tampilan Paradigm 2011.3. Product Manager .............................................. 19

Gambar 4.6. Tampilan Paradigm 2011.3. Session Manager ............................................... 20

Gambar 4.7. Tahap Inpu Data Dalam Well to Seismic Tie ................................................ 20

Gambar 4.8. Well to Seismic Calibration Window, Ekstraksi Wavelet Well Atria-06 ...... 21

Gambar 4.9. Proses Shifting dan Stretching and Squeezing pada well Atria-06 ................ 22

Gambar 4.10. Jendela Pembuatan dan Penamaan Fault ..................................................... 23

Gambar 4.11. Jendela Pembuatan dan Penamaan Horizon................................................. 23

Gambar 4.12. Hasil Picking Horizon dan Picking Faulu=t pada crossline 7535 ................ 24

Gambar 4.13. Hasil Picking Horizon pada Basemap .......................................................... 24

Gambar 4.14. Window Create New Object ........................................................................ 25

Gambar 4.15. Fault Outline pada Basemap ........................................................................ 26

Gambar 4.16. Window Horizon Grid Creation ................................................................... 26

Gambar 4.17. Hasil Gridding Data Picking Horizon .......................................................... 27

Gambar 4.18. Window Create Contours ............................................................................. 27

Gambar 4.19. Hasil Peta Struktur Waktu ............................................................................ 28

Gambar 4.20. Diagram Alir Time to Depth Conversion Metode Vavg ............................................... 29

Gambar 4.21. Well Data Manager, Pembuatan Atribut marker log Vavg ......................................... 30

viii

Gambar 4.22. Well Data Manager, Feature Assigment ...................................................... 30

Gambar 4.23. Proses Pembuatan Peta Vavg ......................................................................... 31

Gambar 4.24. Hasil Grid Peta Vavg ..................................................................................... 32

Gambar 4.25. Window Mathematical Operation ................................................................ 32

Gambar 4.26. Peta Struktur Kedalaman dengan Metode Vavg ............................................ 33

Gambar 4.27. Window Calibrate Grid to Wells ................................................................. 33

Gambar 4.28. Peta Persebaran Nilai Mistie ........................................................................ 34

Gambar 4.29. Peta Struktur Kedalaman dengan metode Vavg terkoreksi mistie ................. 34

Gambar 4.30. Diagram Alir Konversi Time to Depth Metode V0-k .................................. 35

Gambar 4.31. Grafik Crossplot Antara TVDSS dan Vavg ................................................... 36

Gamabr 4.32. Well Data Manager, Pembuatan Atribut Marker Log V0 ............................ 37

Gambar 4.33. Well Data Manager, pembuatan atribut log V0 ............................................ 37

Gambar 4.34. Proses Pembuatan Peta V0 ........................................................................... 38

Gambar 4.35 Grid Peta V0 .................................................................................................. 38

Gambar 4.36. Window Mathematical Operation ................................................................ 39

Gambar 4.37. Peta Struktur Kedalaman menggunakan metode V0-k ................................. 39

Gambar 4.38. Window Calibration Grid to Wells .............................................................. 40



Gambar 5.1. Peta Struktur Waktu dari horizon marker XYZ Formasi Talangakar ............ 42

Gambar 5.2. Struktur Sesar Turun Pada Crossline 7435 .................................................... 43

Gambar 5.3. Statistik Nilai Mistie Peta Struktur Kedalaman Vavg dan V0-k ...................... 44

Gambar 5.4. Peta persebaran nilai mistie metode Vavg ....................................................... 45

Gambar 5.5. Peta persebaran nilai mistie metode V0-k ...................................................... 45

Gambar 5.6. Peta Struktur Kedalaman Metode Vavg terkoreksi ......................................... 46

Gambar 5.7. Peta Struktur Kedalaman Metode V0-k terkoreksi ......................................... 46

ix

Gambar 8.1. Well To Seismic Calibration Window, ekstraksi wavelet well Atria-02 ....... 51

Gambar 8.2. Proses Shifting dan Stretchingand Squeezing pada well Atria-02 ................. 52





1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. LATAR BELAKANG

Dalam industri migas, tahap eksplorasi merupakan tahap yang sangat penting dalam

menentukan kehadiran hidrokarbon. Dalam eksplorasi hidrokarbon diperlukan teknik

eksplorasi hidrokarbon yang dapat menggambarkan keadaan bawah permukaan bumi secara

lateral dan vertikal untuk mendapatkan analisa keadaan bawah permukaan bumi secara detail.

Metode seismik refleksi merupakan metode eksplorasi yang dapat menggambarkan

keadaan bawah permukaan bumi secara lateral. Metode ini dapat menggambarkan keadaan

geologi bawah permukaan bumi dengan optimal, sehingga perangkap-perangkap hidrokarbon,

baik perangkap struktur maupun perangkap stratigrafi dapat tergambarkan dengan baik.

Sedangkan untuk mengetahui keadaan bawah permukaan bumi secara vertikal dapat diketahui

melalui data sumur.

Metode seismik yang digunakan dalam kerja praktek ini adalah metode seismik 3D.

Metode seismik 3D dapat mengatasi kesalahan pada pengikatan yang sering terjadi pada

metode seismik 2D karena pada metode seismik 3D dapat dilakukan pengecekan data

berdasarkan inline dan crossline serta time slice dari data tersebut sehingga posisi reflektor

pada data 3D lebih akurat terhadap seluruh area daerah studi.

1.2. TUJUAN

1.2.1. Melakukan pembuatan dan analisa peta struktur waktu pada horizon marker XYZ

pada lapangan Melanie di daerah Cekungan Jawa Barat Utara

1.2.2. Melakukan pembuatan peta struktur kedalaman dengan metode Vavg dan metode

V0-k.

1.2.3. Melakukan analisa dan perbandingan terhadap metode konversi time to depth

metode Vavg dengan metode V0-k.

1.3. BATASAN MASALAH

1.3.1. Data yang digunakan adalah 4 data log sumur dan data seismik Pre-stack Time

Migration (PSTM) 3D.

2

1.3.2. Horizon yang diinterpretasi merupakan horizon dari marker yang berada pada

Formasi Talang Akar.

1.3.3. Proses interpretasi menggunakan software Paradigm 2011.3.

1.4. LOKASI PENELITIAN

Studi kerja praktek ini dilakukan mulai tanggal 2 Februari 2015 sampai dengan 5 Maret

2015. Daerah yang menjadi objek penelitian adalah Formasi Talang Akar pada Lapangan

Melanie yang merupakan salah satu lapangan yang produktif di Cekungan Jawa Barat Utara.

3

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1. GEOLOGI REGIONAL CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA

Cekungan Jawa Barat Bagian Utara dikenal sebagai hydrocarbon province utama di

wilayah PT Pertamina EP Asset 3 Cirebon. Cekungan Jawa Barat Bagian Utara terletak di barat

daya Pulau Jawa dan meluas hingga lepas pantai Laut Jawa. Menurut Padmokusumo (Narpodo,

1996) Cekungan Jawa Bagian Utara secara regional merupakan sistem busur belakang (back

arc basin) yang terletak di antara lempeng mikro Sunda dan tunjaman Tersier India-Australia.

Aktivitas tektonik telah menghasilkan sesar-sesar turun berarah utara-selatan di bagian utara

cekungan serta membagi tiga sub cekungan yaitu: Sub Cekungan Ciputat, Sub Cekungan Pasir

Putih dan Sub Cekungan Jatibarang.

Gambar 2.1. Penampang Regional Cekungan Jawa Barat Utara

Sesar-sesar tersebut mengontrol pembentukan struktur horst dan graben yang menyusun

serta mempengaruhi sedimentasi di sub cekungan. Ketiga sub cekungan dipisahkan oleh

Tinggian (blok naik dari sesar) yaitu: Tinggian Rengasdengklok, Tinggian Tangerang dan

Tinggian Pamanukan. Di bagian selatan cekungan berkembang sesar-sesar naik yang berarah

timur-barat. Sesar-sesar ini berumur lebih muda dan memotong sedimen Tersier sampai

permukaan.

Menurut Sujantro (Narpodo, 1996) cekungan Jawa Barat Bagian Utara secara umum

dibatasi oleh Cekungan Bogor di bagian selatan, Platform Seribu di bagian barat laut,

Cekungan Arjuna di bagian utara dan Busur Karimun Jawa di bagian timur laut.

4

2.2. STRATIGRAFI CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA

Sedimentasi tersier di Cekungan Jawa Barat Utara dimulai pada Eosen Tengah-Oligosen

Tengah dengan pengendapan Formasi Vulkanik Jatibarang di atas permukaan bidang erosi dari

batuan dasar Pra-Tersier. Material vulkanik dihasilkan oleh aktivitas vulkanisme dari pusat-

pusat erupsi di Sub Cekungan Jatibarang dan Tinggian Pamanukan. Pengendapatn konglomerat

dan tufa terjadi di timur Paparan Pulau Seribu (Tinggian Tangerang) dihasilkan oleh erosi aktif

dekat sumber di sebelah barat. Sub Cekungan Pasir Putih dan Jatibarang terus mengalami

penurunan dengan cepat sehingga dapat menerima sedimen vulkanik sampai 1000 m

(pertamina, 2002).

Pada Miosen Awal, fase transgresi pertama mulai berlangsung dengan dimulainya

penggenangan cekungan oleh air laut di timur dan air rawa di barat. Fase transgresi ini

menghasilkan sedimen anggota Cibulakan bawah (setara Formasi Talang Akar) yang

diendapkan di atas bidang bidang ketidakselarasan menyudut dari Formasi Vulkanik

Jatibarang. Kondisi cekungan stabil, hanya Sub Cekungan Ciputat yang mengalami penurunan

cepat, air menggenangi Tinggian Tangerang sehingga sedimen klastik yang dihasilkan,

diendapkan di laut yang berbeda (Pertamina, 2002).

Pada akhir Miosen Awal, kondisi cekungan secara keseluruhan relatif stabil. Daerah

sebelah barat Pamanukan merupakan platform laut dangkal dan karbonat berkembang

membentuk batugamping setara Formasi Baturaja, sedangkan di bagian timur laut manjadi

lebih dalam. Kondisi adanya karbonat yang tebal menunjukkan bahwa bagian barat mengalami

penurunan lagi. Tinggian Tangerang tetap muncul walaupun dengan relief yang rendah.

Pada Miosen Tengah, seiring dengan pengendapan karbonat, laut meluas ke arah barat

dan menggenangi Tinggian Tangerang. Transgresi ini terjadi disebabkan oleh penurunan yang

cepat Sub Cekungan Ciputat dan Pasir Putih. Tinggian Rengasdengklok tergenang air laut.

Sedimen yang terbentuk merupakan anggota Cibulakan Atas dengan ketebalan 1200 m di Sub

Cekungan Pasir (Pertamina, 2002).

Selama akhir Miosen Tengah sampai awal Miosen Akhir cekungan kembali manjadi

stabil dan fase transgresi kedua mulai terjadi pengendapan batugamping Formasi Parigi.

Cekungan berada dalam lingkungan yang dangkal, hangat dan jernih. Karbonat Formasi Parigi

berkembang membentuk jajaran-jajaran tubuh sembulan (build up) yang memanjang dengan

arah relatif utara-selatan, sedangkan lereng berkembang sejajar dengan bentuk sembulannya.

5

Pada periode ini dari Jatibarang ke Cicauh arah laut terbuka adalah ke arah selatan, sedangkan

dari Cicauh, Jatinegara dan Rengasdengklok arah laut terbuka adalah ke arah Barat.

Mulai Miosen Akhir sampai Pliosen, fase transgresi mancapai maksimum dan terjadi

pengangkatan daratan di bagian utara serta dasar laut menjadi dalam sehingga pertumbuhan

karbonat berhenti. Regresi terjadi dengan adanya pengendapan Formasi Cisubuh di lingkungan

marginal marine paralic. Formasi Cisubuh tersusun oleh perselingan lempung dengan pasir dan

batugamping. Pengangkatan di bagian sumbu Pulau Jawa membentuk antiklin pada Pliosen

Akhir, mengakhiri pengendapan Formasi Cisubuh (Pertamina, 2002).

Tatanan Stratigrafi Jawa Barat, secara umum dapat dilihat pada Gambar 2.7 dengan

rincian sebagai berikut:

2.2.1. Batuan Dasar

Batuan Dasar berupa batuan beku andesitik dan basaltik yang berumur Kapur

Tengah sampai Kapur Atas dan batuan metamorf yang berumur Pra-Tersier (Sinclair and

Gresco, 1995). Lingkungan pengendapannya merupakan suatu permukaan dengan sisa

vegetasi tropis yang lapuk (Koesoemadinata, 1980).

2.2.2. Formasi Jatibarang

Formasi Jatibarang tersusun oleh endapan early synrift, terutama dijumpai pada

bagian tengah dan timur Cekungan Jawa Barat Bagian Utara. Pada bagian barat cekungan

ini (daerah TambunRengasdengklok) kenampakan formasi Jatibarang tidak banyak

(sangat tipis) dijumpai. Pada bagian bawah formasi ini tersusun oleh tuff bersisipan lava

(aliran), sedangkan bagian atas tersusun oleh batupasir.

Formasi ini diendapkan pada fasies continental-fluvial. Minyak dan gas di

beberapa tempat dapat ditemukan di rekahan-rekahan tuff tersebut. Formasi ini terletak

secara tidak selaras di atas batuan dasar.

2.2.3. Formasi Talangakar

Pada synrift berikutnya diendapkan formasi Talang Akar. Pada awalnya formasi

ini memiliki fasies fluvio-deltaic sampai fasies marin. Litologi formasi ini diawali oleh

perselingan sedimen batupasir dengan serpih nonmarin dan diakhiri oleh perselingan

antara batugamping, serpih dan batupasir dalam fasies marin. Ketebalan formasi ini

sangat bervariasi dari beberapa meter di Tinggian Rengasdengklok sampai 254 m di

Tinggian Tambun-Tangerang hingga diperkirakan lebih dari 1500 m pada pusat

Rendahan Ciputat. Pada akhir sedimentasi, formasi Talang Akar ditandai dengan

6

berakhirnya sedimentasi synrift. Formasi ini diperkirakan berkembang cukup baik di

daerah Sukamandi dan sekitarnya.

Formasi ini diendapkan pada Kala Oligosen sampai dengan Miosen Awal. Pada

formasi ini juga dijumpai lapisan batubara yang kemungkinan terbentuk pada lingkungan

delta. Batubara dan serpih tersebut merupakan batuan induk untuk hidrokarbon.

Ketebalan formasi ini berkisar antara 50-300 m.

2.2.4. Formasi Baturaja

Formasi ini terendapkan secara tidak selaras di atas formasi Talang Akar. Litologi

penyusunnya terdiri dari batugamping terumbu dengan penyebaran tidak merata. Pada

bagian bawah tersusun oleh batugamping masif yang semakin ke atas semakin berpori.

Selain ditemukan dolomit, interkalasi serpih glaukonit, napal, chert dan batubara.

Formasi ini terbentuk pada Kala Miosen Awal sampai Miosen Tengah (terutama dari

asosiasi foraminifera). Lingkungan pembentukan formasi ini adalah pada kondisi laut

dangkal, air cukup jernih, sinar matahari cukup (terutama dari melimpahnya foraminifera

spiroclypens sp). Ketebalan formasi ini berkisar pada 50-300 m.

2.2.5. Formasi Cibulakan Atas

a. Massive

Anggota ini terendapkan secara tidak selaras di atas formasi Baturaja.

Litologi anggota ini adalah perselingan batulempung dengan batupasir yang

mempunyai ukuran butir dari halus-sedang. Pada Massive dijumpai kandungan

hidrokarbon terutama pada bagian atas.

b. Main

Anggota Main terendapkan secara selaras di atas anggota Massive. Litologi

penyusunnya adalah perselingan batulempung dengan batupasir yang mempunyai

ukuran butir halus-sedang (bersifat glaukonitan). Pada awal pembentukannya

berkembang batu gamping dan juga blangket-blangket pasir, di mana pada bagian

ini anggota Main terbagi lagi yang disebut dengan Mid Main Carbonate (MMC).

c. Pre-Parigi

Anggota Pre-Parigi terendapkan secara selaras di atas anggota Main.

Litologinya adalah perselingan batu gamping, dolomit, batupasir dan batulanau.

Anggota ini terbentuk pada Kala Miosen Tengah sampai Miosen Akhir dan

diendapkan pada lingkungan neritik tengah-neritik dalam, dengan dijumpainya

fauna-fauna laut dangkal dan juga kandungan batupasir glaukonitan.

7

2.2.6. Formasi Parigi

Formasi ini terendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Cibulakan Atas.

Litologi penyusunnya sebagian besar adalah batu gamping abu-abu terang, berfosil,

berpori dengan sedikit dolomit. Litologi penyusun lainnya adalah serpih karbonatan dan

napal yang dijumpai pada bagian bawah. Selain itu, kandungan coral dan algae banyak

dijumpai. Pengendapan batu gamping ini melampar keseluruh Cekungan Jawa Barat

Utara. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah laut dangkal-neritik tengah.

Formasi Parigi berkembang sebagai batugamping terumbu, namun di beberapa

tempat ketebalannya menipis dan berselingan dengan napal. Batas bawah formasi Parigi

ditandai dengan perubahan berangsur dari batuan fasies campuran klastika karbonat

formasi Cibulakan Atas menjadi batuan karbonat formasi Parigi. Kontak antara formasi

Parigi dengan formasi Cisubuh yang berada di atasnya sangat tegas yang merupakan

kontak antara batugamping bioklastik dengan napal yang berfungsi sebagai lapisan

penutup. Formasi ini diendapkan pada Kala Miosen Akhir-Pliosen.

2.2.7. Formasi Cisubuh

Formasi ini diendapkan secara selaras di atas formasi Parigi. Litologi

penyusunnya adalah batulempung berselingan dengan batupasir dan serpih gamping.

Umur formasi ini adalah Kala Miosen Akhir sampai Pliosen-Plistosen. Formasi ini

terendapkan pada lingkungan laut dangkal yang semakin ke atas menjadi lingkungan

litoral-paralik.

Dari seluruh formasi di atas, formasi yang merupakan penghasil hidrokarbon di

Cekungan Jawa Barat Bagian Utara adalah formasi Talang Akar yang terletak di

Rendahan Ciputat, Kepuh Pasirbungur, Cipunegara dan Jatibarang. Formasi-formasi ini

berfungsi sebagai source rock. Dari sejumlah source rock telah digenerasikan

hidrokarbon seperti yang dijumpai di lapangan minyak dan gas yang ada di Jawa Barat

Bagian Utara.

8

Gambar 2.2. Kolom Stratigrafi Regional Cekungan Jawa Barat Utara (Pertamina, 2008)

2.3. KERANGKA TEKTONIK REGIONAL

Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari dua area, yaitu laut (offshore) di Utara dan darat

(onshore) di Selatan (Darman dan Sidi, 2000). Seluruh area didominasi oleh patahan

ekstensional (extensional faulting) dengan sangat minim struktur kompresional. Cekungan

didominasi oleh rift yang berhubungan dengan patahan yang membentuk beberapa struktur

deposenter (half graben), antara lain deposenter utamanya yaitu Sub-Cekungan Arjuna dan

Sub-Cekungan Jatibarang, juga deposenter yang lain seperti : Sub-Cekungan Ciputat, Sub-

Cekungan Pasirputih. Deposenter-deposenter itu didominasi oleh sikuen Tersier dengan

ketebalan melebihi 5500 m.

Struktur yang penting pada cekungan tersebut yaitu terdiri dari bermacam-macam

area tinggian yang berhubungan dengan antiklin yang terpatahkan dan blok tinggian (horst

block), lipatan pada bagian yang turun pada patahan utama, keystone folding dan mengena

pada tinggian batuan dasar. Struktur kompresional hanya terjadi pada awal

pembentukan rift pertama yang berarah relative barat laut-tenggara pada periode Paleogen.

9

Sesar ini akan aktif kembali pada Oligosen. Tektonik Jawa Barat dibagi menjadi tiga fase

tektonik yang dimulai dari Pra Tersier hingga Plio-Pliostosen. Fase tektonik tersebut adalah

sebagai berikut :

2.3.1. Tektonik Pertama

Pada zaman Akhir Kapur awal Tersier, Jawa Barat Utara dapat dilkasifikasikan

sebagai Fore Arc Basin dengan dijumpainya orientasi struktural mulai dari Cileutuh,

Sub Cekungan Bogor, Jatibarang, Cekungan Muriah dan Cekungan Florence Barat yang

mengindikasikan kontrol Meratus Trend. Periode Paleogen (Eosen-Oligosen) dikenal

sebagai Paleogen Extensional Rifting. Pada periode ini terjadi sesar geser mendatar

menganan utama krataon Sunda akibat dari peristiwa tumbukan Lempeng Hindia dengan

Lempeng Eurasia. Sesar-sesar ini mengawali pembentukan cekungan-cekungan Tersier

di Indonesia Bagian Barat dan membentuk Cekungan Jawa Barat Utara sebagai pull apart

basin.

Tektonik ektensi ini membentuk sesar-sesar bongkah (half gnraben system) da

merupakan fase pertama rifting (Rifting I : fill phase). Sedimen yang diendapkan

pada rifting I ini disebut sebagai sedimen synrift I. Cekungan awal rifting terbentuk

selama fragmentasi, rotasi dan pergerakan dari kraton Sunda. Dua trend sesar normal

yang diakibatkan oleh perkembangan rifting-I (early fill) berarah N 60o W N 40o W

dan hampir N S yang dikenal sebagai Pola sesar Sunda. Pada masa ini terbentuk

endapan lacustrin dan volkanik dari Formasi Jatibarang yang menutup rendahan-

rendahan yang ada. Proses sedimentasi ini terus berlangsung dengan dijumpainya

endapan transisi Formasi Talangakar. Sistem ini kemudian diakhiri dengan

diendapkannya lingkungan karbonat Formasi Baturaja.

2.3.2. Tektonik Kedua

Fase tektonik kedua terjadi pada permulaan Neogen (Oligo-Miosen) dan dikenal

sebagai Neogen Compressional Wrenching. Ditandai dengan pembentukan sesar-sesar

geser akibat gaya kompresif dari tumbukan Lempeng Hindia.Sebagian besar pergeseran

sesar merupakan reaktifasi dari sesar normal yang terbentuk pada periode Paleogen.

Jalur penunjaman baru terbentuk di selatan Jawa. Jalur volkanik periode Miosen

Awal yang sekarang ini terletak di lepas pantai selatan Jawa. Deretan gunungapi ini

menghasilkan endapan gunungapi bawah laut yang sekarang dikenal sebagai old

andesite yang tersebar di sepanjang selatan Pulau Jawa. Pola tektonik ini disebut Pola

Tektonik Jawa yang merubah pola tektonik tua yang terjadi sebelumnya menjadi berarah

barat-timur dan menghasilkan suatu sistem sesar naik, dimulai dari selatan (Ciletuh)

10

bergerak ke utara. Pola sesar ini sesuai dengan sistem sesar naik belakang busur atau

yang dikenal thrust foldbelt system.

2.3.3. Tektonik Terakhir

Fase tektonik akhir yang terjadi adalah pada Pliosen Pleistosen, dimana terjadi proses

kompresi kembali dan membentuk perangkap-perangkap sruktur berupa sesar-sesar naik

di jalur selatan Cekungan Jawa Barat Utara. Sesar-sesar naik yang terbentuk adalah sesar

naik Pasirjadi dan sesar naik Subang, sedangkan di jalur utara Cekungan Jawa Barat

Utara terbentuk sesar turun berupa sesar turun Pamanukan. Akibat adanya perangkap

struktur tersebut terjadi kembali proses migrasi hidrokarbon.

Gambar 2.3. Sayatan Melintang Fisiografi Cekungan dan Busur Gunungapi Jawa Barat

(Pertamina,1996)

2.4. PERKEMBANGAN GEOLOGI CEKUNGAN JAWA BARAT

UTARA

Gresko dkk. (1995) membagi tektonik regional pada Cekungan Jawa Barat Utara ke

dalam 5 periode, dengan periode pertama berlangsung selama Kapur Akhir sampai Eosen

Awal, menerangkan bahwa adanya vulkanisme andesitik yang berlangsung sampai Eosen

Awal. Berdasarkan anggapan bahwa vulkanisme andesitik ini dihasilkan oleh Subduksi

Meratus, maka disimpulkan bahwa Subduksi Meratus berlangsung setidak-tidaknya sampai

Eosen Awal. Namun berdasarkan pemboran yang dilakukan pada Sub-cekungan Jatibarang,

terdapat interval batuan beku andesitik dan piroklastik yang berumur Oligosen Awal. Apabila

ternyata interval batuan beku dan piroklastik pada sumur-sumur tersebut dihasilkan oleh

vulkanisme jalur Subduksi Meratus, maka Subduksi Meratus pada regional Jawa Barat baru

berhenti pada Oligosen Awal. (Bandingkan dengan peneliti lainnya, Ryacudu dan Bachtiar

11

(1999) yang menyatakan bahwa Subduksi Meratus berhenti pada Eo-Oligosen). Kemungkinan

besar, berhentinya Subduksi Meratus memang diakibatkan oleh tumbukan fragmen benua dari

selatan. Sribudiyani dkk. (2003) menyatakan bahwa bergeraknya fragmen benua tersebut

berlangsung dari Kapur Akhir sampai Eosen Awal. Ada kemungkinan bahwa tumbukan batas

tenggara Paparan Sunda ini baru menyebabkan subduksi Meratus pada batas selatan Paparan

Sunda berhenti pada Oligosen Awal, sehingga masih terdapat interval batuan beku dan

piroklastik yang berumur Oligosen Awal pada sumur-sumur pemboran di Cekungan Jawa

Barat Utara.

Periode Subduksi Jawa kemudian mengantikan Subduksi Meratus pada Oligosen Akhir.

(Bandingkan dengan peneliti lainnya, Ryacudu dan Bachtiar (1999) yang menyebut jalur

Subduksi Jawa dengan sistem subduksi Miosen). Daly dkk, (1987) membuat rekontruksi Asia

Tenggara 40jtl, dan memasukan umur tersebut pada Eosen Akhir (Late Eocene). Pada beberapa

kolom umur saat ini, 40jtl masuk ke dalam Eosen Tengah.

Pembentukan sesar-sesar normal yang berarah utara-selatan pada Cekungan Jawa Barat

Utara terjadi pada Oligosen (30jtl - akhir Oligosen Awal/ awal Oligosen Akhir)mengikuti

rekontruksi regional Asia Tenggara yang dibuat oleh Daly dkk. (1987). Beberapa peneliti

memberikan title pre-rift, syn-rift, post-rift pada beberapa formasi yang ada, namun penamaan

ini sendiri berbeda-beda satu sama lainnya, sebagai contoh: ada yang menyebut Jatibarang

sebagai Syn-rift 1, ada yang menyebut Jatibarang sebagai Early Syn-rift.

2.5. PETROLEUM SISTEM

2.5.1. Batuan Induk

Hasil analisis geokimia serbuk sumur bor pada daerah studi menunjukkan bahwa

Formasi Cisubuh dan Formasi Cibulakan Atas belum berpotensi sebagai batuan induk.

Batuan induk yang merupakan sumber hidrokarbon masih tetap diperkirakan berasal dari

Formasi Talang Akar (Formasi Cibulakan Bawah) yang telah terbukti matang dan

menghasilkan minyak dan gas. Potensial source diperkirakan dari sebelah barat daya dan

tenggara Struktur Subang (Pertamina, 2002).

2.5.2. Migrasi

Pada Cekungan Jawa Barat Utara, saluran utama untuk migrasi lateral lebih

banyak berupa celah batupasir. Adanya sesar-sesar normal dari kenampakan seismic

yang terletak di sebelah barat dan timur, struktur yang memotong dari batuan dasar

sampai ke Formasi Parigi merupakan jalur migrasi vertical yang efektif. Sesar ini

12

diinterpretasikan sebagai sesar normal yang merupakan media migrasi hidrokarbon dari

batuan induk sampai ke Formasi Parigi (Pertamina, 2002).

2.5.3. Batuan Reservoir

Semua formasi dari Jatibarang sampai Parigi merupakan batuan reservoir. Secara

umum karakter batuan reservoirnya adalah batugamping, tetapi batugamping yang sangat

tight tidak berfungsi sebagai reservoir.

Sebagai reservoir yang baik adalah Formasi Parigi yang diasumsikan sebagai

batugamping build up (reef). Batugamping Formasi Parigi memiliki potensi reservoir

yang cukup baik karena porositasnya dengan jenis porositas interkristalin-vuggy.

Indikasi adanya gas pada batuan reservoir ditunjang oleh data gas pada saaat operasi

pemboran (Pertamina, 2002).

2.5.4. Perangkap

Perangkap pada struktur Subang berupa perangkap kombinasi yang terdiri dari

perangkap struktur berupa sesar turun dan perangkap stratigrafi yang ditunjukkan oleh

adanya batugamping Formasi Parigi (Pertamina, 2002).

2.5.5. Batuan Penutup

Pada Cekungan Jawa Barat Utara, hampir setiap Formasi memiliki lapisan

penutup yang efektif. Lapisan batuan untuk dapat bertindak sebagai lapisan penyekat

haruslah mempunyai kemampuan untuk kedap terhadap fluida (cair/gas). Adapun lapisan

batuan yang mempunyai kriteria tersebut adalah berupa serpih dan batulempung yang

bertindak sebagai lapisan penutup utama adalah Formasi Cisubuh, karena Formasi ini

memiliki litologi yang baik yang diendapkan diatas batugamping Formasi Parigi sebagai

lapisan penutup (impermeable).

13

BAB III

DASAR TEORI

3.1. SEISMOGRAM SINTETIK

Seismogram sintetik dibuat dengan cara mengkonvolusikan wavelet dengan koefisien

refleksi. Idealnya, wavelet yang digunakan sebaiknya mempunyai frekuensi dan lebar pita yang

sama dengan penampang seismik. Data koefisien refleksi (KR) didapatkan da log sonik dan

log densitas. Gelombang seismik akan dipantulkan pada setiap reflektor dan besar gelombang

yang dipantulkan akan proporsional dengan besar koefisien refleksi. Seismogram sintetik final

merupakan superposisi dari refleksi-refleksi semua reflektor. Sintetik biasanya akan

ditampilkan dalam format (polaritas, bentuk gelombang) yang sama dengan rekaman seismik.

Korelasi sintetik dengan horizon geologi beserta kedalamannya dapat dilihat dari log geologi

terkait.

3.2. KOREKSI CHECKSHOT

Survei checkshot adalah survei metode seismik yang dilakukan untuk mengukur waktu

tempuh yang dibutuhkan gelombang seismik yang dilakukan untuk mengukur waktu tempuh

yang dibutuhkan gelombang seismik untuk menjalar dari sumber getar dipermukaan tanah

sampai pada kedalaman tertentu di dalam sumur bor.

Data checkshot memuat informasi berupa kurva time depth yang digunakan untuk

mengkonversi domain kedalaman pada data sumur ke dalam domain waktu yang nantinya

digunakan dalam proses well to seismic tie. Koreksi checkshot ini berguna untuk mengkoreksi

log sonic yang didapat sehingga data log sesuai dengan kecepatan gelombang seismik. Setelah

dilakukan koreksi checkshot maka data sumur dapat menggambarkan informasi yang akurat

mengenai lokasi reservoar yang dituju.

3.3. WELL TO SEISMIC TIE

Proses well to seismic tie bertujuan untuk memungkinkan data well yang diukur dalam

satuan kedalaman, untuk dikorelasikan dengan data seismik yang diukur dalam satuan waktu.

Hal ini memungkinkan kita untuk mengkorelasikan batas atas suatu horizon yang

teridentifikasi pada data sumur dengan suatu refleksi pada penampang seismik. Dalam proses

ini digunakan data log sonic dan densitas untuk menghasilkan trace sintetik seismik. Trace

Seismik dikomparasikan dengan data seismik asli yang terkumpul disekitar lokasi sumur.

14

Gambar 3.1. Diagram Alir Well to Seismic Tie (FWSchroder, AAPG Slide, 2006)

Ukuran kesesuaian dalam proses korelasi data well dengan data seismik diukur dalam

trace of energy predicted (PEP) dari seismogram sintetik.

= 1 (

)

Dimana energi trace merupakan penjumlahan dari kuadrat time segment dan energi

residual adalah perbedaan antara trace seismik dan sintetiknya.

PEP dapat dihubungkan dengan nilai cross-correlation coefficient R yang merupakan

ukuran kesesuaian lain dalam proses well to seismic tie, 2. Hal ini berarti nilai cross-

correlation sebesar 0.7 berarti hanya sebesar 50% dari energi yang sesuai. Ukuran kesesuaian

ini bukan ukuran mutlak dari ukuran akurasi. Nilai cross-correlation meningkat seiring dengan

meningkatnya panjang gelombang wavelet, namun seiring bertambah panjangnya wavelet

maka semakin besar kemungkinan terdapat noise di dalamnya. Ukuran sederhana dari akurasi

adalah normalized mean square error (NMSE) yang mana dapat diperkirakan terkait dengan

phase error.

=1

1

Dan nilai perkiraan dari phase standart error dalam radian adalah

2. Semakin besar

nilai PEP dan nilai cross-correlation, serta semakin kecil nilai NMSE, maka semakin baik

proses well to seismic tie yang dilakukan.

15

3.4. PICKING HORIZON

Untuk membuat peta kontur struktur, secara umum menyangkut empat hal pokok

(Sherrif, 1955) yaitu (1) memilih obyek/reflektor yang dikehendaki pada fasa yang sesuai

(peak, trough, zero crossing); (2) Timing; (3) Posting; dan (4) Konturing.

Setelah posisi horizon target didapatkan dalam domain waktu melalui proses well-

seismik tie, yang dicirikan oleh karakteristik gelombang tertentu (apakah marker jatuh pada

puncak, lembah atau zero crossing), langkah selanjutnya adalah memetakan penyebaran dari

horizon secara konsisten sesuai dengan karakteristik gelombangnya.

3.5. TIME STRUCTRURE MAP

Peta time structure yaitu penyebaran lateral dari interpretasi picking horizon yang

menyajikan struktur dalam domain waktu. Tujuan dari pembuatan peta time structure ini yaitu

untuk dapat melihat pola penyebaran picking horizon serta untuk melihat struktur apa saja yang

terjadi pada daerah penelitian.

Proses pembuatan peta time structure dilakukan dengan menginput nilai time hasil

picking horizon pada data seismik yang kemudian ditampilkan dalam bentuk peta .

3.6. TIME TO DEPTH CONVERSION

3.6.1. Time to Depth Conversion Menggunakan Metode Vavg

Metode ini mengkonversi domain waktu ke domain kedalaman dengan

menggunakan kecepatan rata-rata Vavg yang didapatkan dengan membagi kedalaman

TVDSS marker tiap sumur dengan kedalaman waktu tiap-tiap marker pada peta struktur

waktu. Lalu dibuat peta grid dari persebaran nilai Vavg. Lalu peta persebaran nilai Vavg tadi

dikalikan dengan peta struktur waktu dan didapatkan peta struktur kedalaman.

3.6.2. Time to Depth Conversion Menggunakan Metode V0-k

Metode V0-k merupakan metode konversi time to depth yang didasarkan pada

persamaan

= 0 + ............ (1)

Dimana Z adalah kedalaman marker, T adalah OWT time horizon dan k adalah

faktor kompaksi yang didapat dari crossplot antara kedalaman TVDSS dan Vavg. Jika nilai

Zg adalah , maka

16

= 0 + ( ) ............ (2)

( ) = 0 ............ (3)

(1 ) = 0 ............ (4)

=0

(1 ) ............ (5)

=

0

(1 ) ............ (6)

=0

(1 ) ............ (7)

3.7. DEPTH STRUCTURE MAP

Peta struktur kedalaman adalah peta turunan seismik yang menunjukkan geometri dari

struktur bawah permukaan dalam domain koordinat kedalaman. (Petrowiki, SPE).

17

BAB IV

METODE PENELITIAN

4.1. METODE PENELITIAN

Berikut adalah diagram alir dari studi yang dilakukan.

Gambar 4.1. Diagram alir studi yang dilakukan.

Studi diawali dari persiapan data seismik dan data sumur. Langkah selanjutnya adalah

melakukan proses ekstraksi wavelet yang mana dikonvolusikan dengan koefisien refleksi yang

dihasilkan dari data sumur dengan input data log sonic, log densitas dan checkshot yang

menghasilkan seismogram sintetik. Trace seismogram sintetik yang dihasilkan akan

dikorelasikan dengan trace seismik dalam proses well to seismic tie. Setelah proses well to

DATA SEISMIK

SEISMOGRAM

SINTETIK

PICKING HORIZON

DAN FAULT

PETA STRUKTUR

WAKTU

TIME TO DEPTH

CONVERTION

PETA STRUKTUR

KEDALAMAN

CHECKSHOT

DATA

GEOLOGI

DATA SUMUR

EKSTRASI WAVELET

WELL TO

SEISMIC TIE

18

seismic tie didapatkan posisi marker yang sebenarnya pada penampang seismik. Lalu dilakukan

picking fault dan picking horizon, yang mana marker yang telah sesuai pada tempatnya pada

penampang seismik menjadi pedoman picking horizon. dan setelah itu didapatkan peta struktur

waktu. Lalu dilakukan proses konversi time to depth dengan menggunakan dua metode, yaitu

metode Vavg dan metode V0 dan didapatkan peta struktur kedalaman.

4.2. PERSIAPAN DATA

4.2.1. Data Seismik 3D

Data seismik yang digunakan dalam studi ini adalah data Pre Stack Time

Migration Seismik 3D yang terdiri atas 300 inline dan 330 crossline. Spasi yang

digunakan adalah 5 inline dan 8 crosline.

Gambar 4.2. Data Penampang Seismik Crossline 7450

Gambar 4.3. Data Penampang Seismik Inline 1705

4.2.2. Data Sumur

Data sumur yang digunakan dalam studi ini berjumlah 4 buah data sumur, yaitu

sumur Atria-02, Atria-06, Atria-09, Atria-10. Data sumur yang dipakai akan digunakan

dalam proses well to seismic tie yang berguna untuk menentukan posisi marker sumur

19

dalam data seismik. Gambar 4.4 adalah kelengkapan data Gamma Ray, Sonic dan

Densitas pada sumur.

Gambar 4.4. Kelengkapan Data Sumur Yang Digunakan

4.3. PENGOLAHAN DATA

4.3.1. Perangkat Lunak Yang Digunakan

Perangkat lunak yang digunakan dalam studi ini adalah Paradigm 2011.3. Dalam

software ini modul yang digunakan adalah SeisEarth Multi-Survey Interpretation dan

Geodepth Velocity Modeling.

Gambar 4.5. Tampilan Paradigm 2011.3 Product Manager

20

Gambar 4.6. Paradigm 2011.3 Session Manager

4.3.2. Well to Seismic Tie

Proses well to seismic tie bertujuan untuk memungkinkan data well yang diukur

dalam satuan kedalaman, untuk dikorelasikan dengan data seismik yang diukur dalam

satuan waktu. Proses ini dilakukan dengan membuat seismogram sintetik yang

dihasillkan dari konvolusi wavelet dengan deret koefisien refleksi.

Dalam proses ini digunakan input data log sonic dan log density yang kemudian

dikalikan untuk mendapatkan koefisien refleksi. Sebelumnya data log sonic harus

dikalibrasikan dulu dengan data checkshot agar hasil yang diperoleh mendekati nilai yang

sebenarnya. Dalam software paradigm ini proses input data dilakukan dengan

memasukkan input data log sonic, log density dan data checkshoot secara bersama-sama,

dan proses koreksi checkshot dilakukan dengan mencentang kolom CS Calibration, lalu

diakhiri dengan klik apply , seperti yang terlihat pada gambar 4.7.

Gambar 4.7. Tahap Input Data dalam Well to Seismic Tie

21

Koefisien refleksi yang didapat kemudian dikonvolusikan dengan wavelet untuk

mendapatkan trace seismogram sintetik. Trace seismogram sintetik yang didapat

dikorelasikan dengan trace seismik sampai diperoleh kecocokan atau kemiripan yang

diinginkan. Wavelet yang digunakan adalah jenis wavelet yang diestimasikan dari data

spektrum seismik zero phase.

Gambar 4.8. Well To Seismic Calibration Window, ekstraksi wavelet well Atria-06

Proses korelasi antara trace seismogram sintetik dengan trace seismik dilakukan

dengan proses shifting dan stretching and squeezing. Proses shifting adalah proses yang

dilakukan untuk memindahkan seluruh komponen seismogram ke tempat yang

diinginkan, sedangkan proses stretching and squeezing adalah proses yang dilakukan

untuk meregangkan dan memampatkan amplitudo yang berdekatan dalam seismogram.

Dalam proses stretching and squeezing sebaiknya tidak terlalu besar, agar tidak

mempengaruhi bentuk kurva DT. Nilai korelasi dapat dilihat pada kolom Correlation

Coefficient.

22

Gambar 4.9. Proses Shifting dan Stretchingand Squeezing pada well Atria-06

4.3.3. Picking Fault dan Picking Horizon

Proses selanjutnya yang dilakukan adalah proses picking fault, proses picking

fault dilakukan untuk menandai keberadaan struktur-struktur berupa sesar. Pada

studi ini dilakukan picking fault dengan interval 5 increment pada crossline 7250-7580

yang berarah barat laut-tenggara, yang disebabkan oleh sesar yang memiliki arah relatif

utara-selatan hingga timur laut-barat daya. Dalam proses picking fault ini untuk sesar

yang berbeda dilakukan pemberian nama yang berbeda. Proses picking fault diawali

dengan klik ikon create new fault , lalu muncul window seperti pada gambar 4.10.

Setelah muncul window tersebut dilakukan pemberian nama dan pengaturan parameter

seperti warna dan garis fault, dan diakhiri dengan klik ikon ok . Lalu proses

picking fault dilakukan dengan menggunakan tool picking .

23

Gambar 4.10. Jendela Pembuatan dan Penamaan Fault

Setelah proses picking fault dilakukan, lalu proses selanjutnya adalah picking

horizon . Dalam proses picking horizon ini diperlukan marker dari data sumur yang

telah dilakukan proses well to seismic tie agar marker berada pada kedalaman yang

sebenarnya. Dalam hal ini marker yang digunakan adalah marker XYZ, yang berada pada

Formasi Talang Akar. Proses pembuatan horizon dilakukan dengan mengklik icon new

horizon , lalu muncul window seperti gambar 4.11 dan dilakukan pemberian nama

serta pengaturan tampilan garis horizon, proses picking menggunakan tool picking

yang menggunakan mode-S, dimana picking mengikuti alur dari reflektor pada

penampang seismik. Proses picking dilakukan dengan melihat kemenerusan dari

reflektor pada kedalaman letak jatuhnya marker setelah dilakukan proses well to seismic

tie. Untuk tiap horizon yang berbeda maka dibuat horizon baru dengan nama yang

berbeda pula. Dalam studi ini dilakukan picking horizon dengan spasi 5 increment pada

crossline 7250-7580 dan inline 1550-1850.

Gambar 4.11. Jendela Pembuatan dan Penamaan Horizon

24

Gambar 4.12. Hasil Picking Horizon dan Picking Fault pada crossline 7435

4.3.4. Peta Struktur Waktu

Setelah dilakukan picking horizon maka pada window basemap akan terlihat

garis-garis hasil picking horizon secara inline dan crossline. Masing-masing garis

memiliki warna yang mewakili skala kedalaman dalam domain waktu dari posisi horizon

pada posisi inline dan crossline tertentu, seperti yang terlihat pada gambar 4.13.

Gambar 4.13. Hasil Picking Horizon pada basemap

25

Lalu pada basemap dilakukan pembuatan Fault Outline, untuk penggambaran

posisi fault yang dilihat dari permukaan horizon XYZ. Pembuatan Fault Outline

dilakukan dengan tool draw . Lalu klik kanan dan pilih menu create new object. Lalu

setelah muncul window seperti gambar 4.14. pilih New Set pada Fault Outline. Lalu

gambar fault mengikuti hasil picking fault yang telah dibuat. Dan menghasilkan gambar

Fault Outline pada basemap seperti pada gambar 4.15 dan beri nama Fault Outline yang

telah dibuat. Satu nama file Fault Outline digunakan untuk semua fault pada satu area

basemap.

Gambar 4.14. Window Create New Object

26

Gambar 4.15. Fault Outline pada basemap

Lalu setelah Fault Outline terbentuk dilakukan proses Gridding. Proses Grid

dilakukan dengan mengklik menu create grid . Lalu muncul jendela Horizon Grid

Creation seperti pada gambar 4.16. Lalu masukkan input data picking horizon pada sub-

menu Data Definition, data map boundary dan data fault outline pada sub-menu gridding

parameter. Lalu beri nama dari output gridding pada sub-menu output grid dan klik ikon

ok .

Gambar 4.16. Window Horizon Grid Creation

NAMA FILE INPUT

27

Gambar 4.17. Hasil Gridding Data Picking Horizon

Setelah proses pembuatan grid horizon selesai maka akan menghasilkan peta

struktur waktu seperti pada gambar 4.17. Langkah selanjutnya adalah pemberian kontur

pada peta struktur waktu. Kontur dibuat melalui menu Create Contours . Lalu akan

muncul window seperti pada gambar xx. Pilih input dari grid yang akan dibuat konturnya

dan lalu atur interval dari kontur, pada studi ini dipilih interval kontur 10 ms. Lalu klik

ikon ok . Dan didapatkan hasil peta struktur waktu seperti pada gambar 4.19.

Gambar 4.18. Window Create Contours

KOLOM NAMA FILE INPUT

28

Gambar 4.19. Hasil Peta Struktur Waktu

29

4.3.5. Time to Depth Conversion Metode Vavg

Berikut ini adalah diagram alir untuk konversi time to depth metode Vavg.

Gambar 4.20. Diagram Alir konversi Time to Depth metode Vavg

Dalam Metode Vavg ini kecepatan rata-rata Vavg yang didapatkan dengan membagi

kedalaman TVDSS marker tiap sumur dengan kedalaman waktu tiap-tiap marker pada

peta struktur waktu. Langkah untuk melakukan Time to Depth Conversion dengan

metode Vavg pada Program Paradigm 2011.3 adalah sebagai berikut.

1. Buka Well Data Manager lalu pilih menu marker.

2. Buka marker for feature untuk marker XYZ dan pilih file Picking Horizon yang

digunakan untuk marker XYZ. Tampilkan tabel data TVD SL (info) yang merupakan

data TVDSS dari marker tiap-tiap well.

30

3. Lalu buat atribut marker log Vavg untuk marker XYZ, marker log Vavg dibuat dari

data TVDSS dari marker tiap-tiap well dibagi posisi waktu marker tiap sumur pada

peta struktur waktu.

Marker XYZ

WELL TVDSS TIME Vavg

ATRIA-02 2794.08 2249.6 1.24203414

ATRIA-06 2775.83 2249.76 1.23383383

ATRIA-09 2792.07 2263.82 1.23334452

ATRIA-10 2775.34 2268.45 1.22345214

Tabel 5.1. Perhitungan Vavg

Gambar 4.21. Well Data Manager, pembuatan atribut marker log Vavg

4. Lalu lakukan proses Feature Assigment untuk Marker XYZ, pilih nama marker dan

horison marker yang dipakai dan klik Assign Selected .

Gambar 4.22. Well Data Manager, proses feature assigment

NAMA

MARKER INPUT

NAMA

MARKER

INPUT

NAMA

HORIZON

INPUT

31

5. Selanjutnya dilakukan pembuatan peta dari persebaran Vavg, dengan menggunakan

menu create grid . Namun pada proses ini data source nya berasal dari well marker

dan pilih tipe Vavg dan fitur dari horizon yang dipakai, beri nama file output,lalu klik

ok . Dan didapatkan hasil peta Vavg seperti pada gambar 4.24.

Gambar 4.23. Proses Pembuatan Peta Vavg

6. Proses selanjutnya adalah pembuatan peta struktur kedalaman dengan menggunakan

menu mapping dan sub-menu Mathematical Operations... Peta struktur kedalaman

dibuat dilakukan dengan pengalikan grid peta Vavg yang berdomain kecepatan (m/ms)

dengan grid peta struktur waktu yang berdomain waktu (ms). Dan lalu didapatkan peta

struktur kedalaman seperti pada gambar 4.26.

HORIZON XYZ

32

Gambar 4.24. Hasil Grid Peta Vavg

Gambar 4.25. Window Mathematical Operation

INPUT PETA STRUKTUR WAKTU

INPUT PETA VAVG

33

Gambar 4.26. Peta Struktur Kedalaman dengan metode Vavg

7. Setelah didapatkan peta struktur kedalaman, langkah selanjutnya adalah melakukan

koreksi mistie terhadap peta kedalaman. Koreksi mistie dilakukan dengan

menggunakan menu Calibrate Grids to Well pada produk GeoDepth Velocity

Modeling pada Software Paradigm 2011.3. Dan akan muncul window seperti pada

gambar 4.27. Kedalaman yang digunakan oleh well marker untuk koreksi mistie

adalah TVDSS. Lalu didapatkan peta mistie seperti pada gambar 4.28 serta Peta

kedalaman terkoreksi seperti pada gambar 4.29.

Gambar 4.27. Window Calibrate Grid to Wells

34

Gambar 4.28. Peta Persebaran Nilai Mistie

Gambar 4.29. Peta Struktur Kedalaman dengan metode Vavg terkoreksi Mistie

35

4.3.6. Time to Depth Conversion Metode V0-k

Berikut ini adalah diagram alir untuk konversi time to depth metode Vavg.

Gambar 4.30. Diagram Alir Konversi Time to Depth Metode V0-k

36

Metode V0-k merupakan metode konversi time to depth yang didasarkan pada

persamaan = 0 + , dimana Z adalah kedalaman marker, T adalah OWT time

horizon dan k adalah faktor kompaksi yang didapat dari crossplot antara kedalaman

TVDSS dan Vavg. Langkah untuk melakukan Time to Depth Conversion dengan metode

V0-k pada Program Paradigm 2011.3 adalah sebagai berikut,

1. Mencari nilai k dari gradien crossplot antara nilai kedalaman TVDSS vs Vavg, yang

seharusnya diperoleh dari data checkshot asli, dalam studi ini digunakan checkshot

yang berasal dari sumur Atria-06.

Gambar 4.31. Grafik Crossplot Antara TVDSS dan Vavg

2. Mencari nilai V0 dengan persamaan 0 = ( ) dimana nilai

=

, TWT adalah nilai Two Way Time dari marker menurut data

checkshot.

well TVDSS TWT Vavg

(m/s) V0 (m/s) K

V0

(m/ms)

KRB 02 2794.080 2271.699 2459.903 1634.944 0.295 1.635

KRB 06 2775.830 2254.146 2462.866 1643.295 0.295 1.643

KRB 09 2792.070 2269.068 2460.984 1636.619 0.295 1.637

KRB 10 2775.340 2264.392 2451.290 1631.864 0.295 1.632

Tabel 5.2. Hasil Perhitungan V0

y = 0.2953x + 1640.8

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Vav

g

TVDSS

TVDSS vs Vavg

37

3. Membuat atribut marker log V0 untuk marker XYZ.

Gambar 4.32. Well Data Manager, pembuatan atribut marker log V0

4. Lalu lakukan proses Feature Assigment untuk Marker XYZ, pilih nama marker dan

horison marker yang dipakai dan klik Assign Selected .

Gambar 4.33. Well Data Manager, pembuatan atribut marker log V0

5. Selanjutnya dilakukan pembuatan peta dari persebaran V0, dengan menggunakan

menu create grid . Namun pada proses ini data source nya berasal dari well

marker dan pilih tipe V0 dan fitur dari horizon yang dipakai, beri nama file

output,lalu klik ok . Dan didapatkan hasil peta V0 seperti pada gambar 4.35.

NAMA

MARKET

INPUT

NAMA

MARKER

INPUT

NAMA

HORIZON

INTUT

38

.

Gambar 4.34. Proses Pembuatan Peta V0

Gambar 4.35. Grid Peta V0.

6. Proses selanjutnya adalah pembuatan peta struktur kedalaman dengan

menggunakan menu mapping dan sub-menu Mathematical Operations... Peta

struktur kedalaman dibuat dengan persamaan =0

(1) . Lalu didapatkan peta

struktur kedalaman seperti pada gambar 4.37.

HORIZON XYZ

39

Gambar 4.36. Window Mathematical Operation

Gambar 4.37. Peta struktur kedalaman menggunakan metode V0-k

8. Setelah didapatkan peta struktur kedalaman, langkah selanjutnya adalah

melakukan koreksi mistie terhadap peta kedalaman. Koreksi mistie dilakukan

dengan menggunakan menu Calibrate Grids to Well pada produk GeoDepth

Velocity Modeling pada Software Paradigm 2011.3. Dan akan muncul window

INPUT PETA V0

INPUT PETA STRUKTUR WAKTU

40

seperti pada gambar V.36. Kedalaman yang digunakan oleh well marker untuk

koreksi mistie adalah TVDSS. Lalu didapatkan nilai mistie seperti pada gambar

V.37, peta mistie seperti pada gambar 4.39 serta Peta kedalaman terkoreksi seperti

pada gambar 4.40.

Gambar 4.38. Window Calibrate Grid to Wells

Gambar 4.39.Peta Persebaran Nilai Mistie

NAMA OUTPUT DATA

41

Gambar 4.40.Peta Persebaran Nilai Mistie

42

BAB V

HASIL DAN PEMBAHASAN

5.1. ANALISA PETA STRUKTUR WAKTU

Peta struktur waktu yang dibuat merupakan peta struktur waktu pada horizon marker

XYZ yang berada pada Formasi Talang Akar yang memiliki fasies fluvio-deltaic sampai fasies

marin.

Dari peta yang dihasilkan, dapat diketahui letak sumur pemboran berada di antara dua

sesar turun yang memiliki arah relatif utara-selatan. Terdapat 6 sesar yang teridentifikasi dalam

peta struktur waktu. Pada bagian utara (bagian atas), semakin ke timur memiliki kontur yang

semakin tinggi, yang terlihat dari nilai waktu rambat gelombang seismik pada peta yang

bernilai rendah. Namun pada bagian selatan (bagian bawah), semakin ke timur memiliki kontur

yang semakin dalam, yang terlihat dari nilai waktu rambat gelombang seismik pada peta yang

bernilai tinggi.

Gambar 5.1. Peta Struktur Waktu dari horizon marker XYZ Formasi Talangakar.

43

Jenis jebakan hidrokarbon yang terlihat pada area ini merupakan jenis perangkap

struktural. Jebakan struktural adalah jebakan yang terbentuk akibat efek deformasi batuan-

batuan reservoir (Sismanto, 2006). Berdasarkan sejarah tektoniknya daerah Cekungan Jawa

Barat Utara telah mengalami 3 fase tektonik, yaitu fase tektonik Extensional Rifting pada jaman

Paleogen yang membentuk pull apart basin yang mana fase ini berakhir dengan pengendapan

Formasi Baturaja, fase tektonik Compressional Wrenching pada jaman Neogen, serta fase

Compressional pada jaman Pliosen-Pleistosen. Jika dilihat dari posisinya, horizon XYZ berada

pada Formasi Talang Akar yang berarti tektonik pada horizon ini lebih dipengaruhi oleh fase

tektonik Ekstensional Rifting. Pada penampang seismik di area ini juga terlihat bahwa struktur

yang terbentuk pada daerah ini adalah struktur sesar normal yang terbentuk akibat gaya

ekstensional, sehingga diperkirakan jebakan struktural di daerah ini merupakan jebakan

struktural berupa sesar turun seperti yang terlihat pada crossline 7435 pada gambar 5.2.

Diperkirakan hidrokarbon bergerak dari Formasi Talang Akar menuju ke formasi yang lebih

atas seperti Formasi Parigi yang berperan sebagai batuan reservoir dan berhenti karena

terhalang oleh Formasi Cisubuh yang berperan sebagai batuan penutup. Hidrokarbon bergerak

ke atas disebabkan oleh densitasnya yang lebih rendah dari pada batuan disekitarnya.

Gambar 5.2. Struktur Sesar Turun Pada Crossline 7435.

44

5.2. ANALISA PETA STRUKTUR KEDALAMAN

Terdapat dua metode dalam pembuatan peta struktur kedalaman pada studi ini, yaitu

dengan menggunakan metode konversi time to depth Vavg dan metode konversi time to depth

V0. Metode Vavg menggunakan kecepatan rata-rata untuk mengkonversi peta struktur waktu ke

dalam peta struktur kedalaman, dimana kecepatan rata-rata Vavg didapatkan dengan membagi

kedalaman TVDSS marker tiap sumur dengan kedalaman waktu tiap-tiap marker pada peta

struktur waktu. Sedangkan metode V0 menggunakan nilai kecepatan V0 yang digunakan untuk

mengkonversi peta struktur waktu ke dalam peta struktur kedalaman, dimana nilai V0

dipengaruhi oleh faktor kompaksi yang didapatkan dari gradien crossplot TVDSS vs Vavg yang

datanya didapatkan dari data checkshot.

Dari hasil yang didapatkan, terlihat bahwa dengan menggunakan metode Vavg nilai RMS

mistie dan nilai average mistie yang didapatkan lebih kecil daripada nilai RMS mistie dan nilai

average mistie pada nilai V0-k. Hal ini disebabkan karena metode Vavg menggunakan nilai

kecepatan yang berasal langsung dari data TVDSS dan TWT yang berasal langsung dari data

sumur yang menghasilkan Vavg. Sedangkan metode V0-k menggunakan nilai kecepatan yang

bergantung kepada nilai checkshot. Kemungkinan nilai RMS mistie dan average mistie yang

besar pada metode V0-k disebabkan karena checkshot yang tersedia merupakan checkshot

copy.

Gambar 5.3. Statistik Nilai Mistie Peta Struktur Kedalaman metode Vavg (kiri) dan metode V0-k (kanan)

Namun dilihat dari hasil kontur yang dihasilkan, metode V0-k menghasilkan bentuk

kontur yang lebih detail dan baik daripada metode Vavg. Pada metode Vavg bentuk kontur yang

dihasilkan pada peta struktur kedalaman tidak berbeda jauh dengan bentuk kontur dari peta

struktur waktu, hal ini diakibatkan karena nilai kecepatan yang dipakai pada metode Vavg

adalah nilai kecepatan rata-rata dari perambatan gelombang seismik saja.

45

Gambar 5.4. Peta persebaran nilai mistie metode Vavg

Gambar 5.5. Peta persebaran nilai mistie metode V0-k

46

Gambar 5.6.. Peta struktur kedalaman metode Vavg terkoreksi

Gambar 5.7. Peta struktur kedalaman metode V0-k terkoreksi

47

5.3. KESULITAN DAN PROBLEM SOLVING

5.3.1. Proses Well to Seismic Tie

Dalam proses well to seismic tie, masalah utama yang terjadi adalah

ketersediaan data checkshot asli pada tiap well. Pada area ini checkshot asli berasal dari

sumur ATRIA-01, namun data checkshot asli ini mengalami masalah, sehingga tidak

dapat digunakan.

Cara untuk mengatasinya adalah menggunakan copy checkshot yang tersedia

pada masing-masing sumur dan melakukan proses shifting dan stretching and squeezing.

Copy checkshot merupakan checkshot yang bersumber dari sumur vertikal lain yang

berdekatan yang dianggap memiliki kondisi bawah permukaan yang sama. Akibat yang

dapat ditimbulkan jika checkshot yang digunakan adalah copy checkshot, nilai shifting

menjadi besar dan proses stretching dan squeezing yang dilakukan menjadi besar, nilai

trace of energy predicted (PEP) yang diperoleh kecil dan nilai normalized mean square

error (NMSE) yang diperoleh menjadi besar. Namun jika tujuan well to seismic tie

adalah hanya untuk menempatkan marker pada posisi sebenarnya pada penampang

seismik hal tersebut tidak menjadi masalah.

5.3.2. Proses Picking Horizon

Dalam proses picking horizon terdapat beberapa bagian dari penampang seismik

yang memiliki amplitudo yang bernilai rendah sehingga kemenerusan amplitudonya

menjadi tidak jelas. Untuk mengatasi permasalahan tersebut perlu dilakukan pengecekan

terhadap horizon secara inline dan crossline.

Gambar 5.8. Amplitudo rendah pada penampang seismik inline 1661

48

BAB VI

KESIMPULAN DAN SARAN

6.1. KESIMPULAN

6.1.1. Horizon yang menjadi target berada pada Formasi Talangakar.

6.1.2. Berdasarkan hasil picking fault dan horizon, diketahui bahwa area studi

memiliki jebakan struktural berupa sesar turun.

6.1.3. Metode konversi time to depth V0-k memiliki hasil kontur yang lebih detil dan

baik daripada hasil kontur dari metode konversi time to depth Vavg.

6.1.4. Metode Vavg memiliki hasil nilai RMS mistie dan average mistie yang lebih

kecil dari metode V0-k. Hal ini disebabkan karena metode Vavg menggunakan

nilai kecepatan yang berasal langsung dari data TVDSS dan TWT yang berasal

langsung dari data sumur yang menghasilkan Vavg. Sedangkan metode V0-k

menggunakan nilai kecepatan yang bergantung kepada nilai checkshot, dimana

kemungkinan checkshot yang tersedia merupakan checkshot copy.

6.2. SARAN

6.1.1. Dalam proses well to seismic tie sebaiknya digunakan checkshot asli.

6.1.2. Jika dilihat dari peta struktur, bagian timur laut merupakan daerah yang lebih

tinggi dan merupakan footwall dari sesar turun yang ada didekatnya. Terdapat

kemungkinan hidrokarbon bermigrasi ke area tersebut, hal ini disebabkan oleh

sifat hidrokarbon yang selalu bergerak ke atas karena densitasnya yang lebih

rendah dari lingkungannya. Sehingga daerah tinggian bagian timur laut dari area

studi memiliki kemungkinan sebagai daerah prospek hidrokarbon.

49

BAB VII

DAFTAR PUSTAKA

Darman, H dan Sidi, F.H. 2000. An Outline of The Geology of Indonesia. IAGI Vol. 20th

Indonesia

Koesoemadinata, R.P., 1980, Geologi Minyak dan Gas Bumi Jilid 1 dan 2. Bandung: Institut

Teknologi Bandung.

M. C. Daly, M. A. Cooper, I. Wilson, D. G. Smith, and B. G. D. Hooper. 1989. Cenozoic plate

tectonics and basin evolution in Indonesia. Marine and Petroleum Geology, 1991, Vol 8,

February

Narpodo, J., 1996. Studi Konverrsi Kedalaman dengan Metode Stacking Velocity dan Layer

Cake di Daerah Jawa Barat Utara. Yogyakarta: Program Studi Geofisika, Universitas Gadjah

Mada.

Nawawi, A, dkk. 1996. Petroleum of Indonesian Basins: Principles Methods and Application,

Pertamina BPPKA.

Pertamina., 1994, Rekayasa Geologi Cekungan Jawa Barat Utara, Pertamina Unit Eksplorasi

dan Produksi III, tidak dipublikasikan.

Pertamina, 2002. Laporan POD Pertamina EP Region Jawa

Samsu, Dharmawan and Tim Keho. 2002. Depth Conversion of Tangguh Gas Field. The

Leading Edge.

Schroeder, Fred, 2006. Well-Seismic Ties [File Power Point]. Didapat dari website:

https://archives.aapg.org/slide_resources/schroeder/7/index.cfm

Sinclair, S., M. Gresko and C. Suria. 1995. Basin Evolution of the Ardjuna Rift System and Its

Implications for Hydrocarbon Exploration, Offshore Northwest Java, Indonesia. 24th Annual

Convention Proceedings (Vol. 1)

Simm, R & Mike Bacon, 2014. Sesimik Amplitude An Interpreters Handbook. United

Kingdom: Cambridge University Press.

Sismanto, Dr., 2006. Dasar-Dasar Akusisi dan Pemrosesan Data Seismik. Yogyakarta :

Universitas Gadjah Mada

50

Sribudiyani, dkk. 2003. The Collision of The East Java Microplate and Its Implication for

Hydrocarbon Occurrences in The East Java Microplate and Its Implication for Hydrocarbon

Occurences in The East Java Basin. Proceding Indonesian Petroleum Association, Twenty-Nie

Annual Convention and Exhhibition.

Wijaya, H, 2011. Tektono Stratigrafi Dan Pola Sedimentasi Formasi Talang Akar dan

Baturaja Daerah OCO, Sub-Cekungan Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Utara : Skripsi.

Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian Institut Teknologi Bandung.

51

BAB VIII

LAMPIRAN

8.1. WELL TO SEISMIC TIE

8.1.1. Well Atria-02


52


53



54


55



56


laporan kp hilmi kampus

Documents