1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Minyak dan gas bumi adalah salah satu sumber daya alam yang sangat penting di era kemajuan

teknologi saat ini. Hampir semua pembuatan teknologi di dunia ini membutuhkan sumber daya alam

ini dalam proses pembuatannya. Untuk mendapatkan sumber daya alam minyak dan gas dibutuhkan

salah satunya adalah tahap eksplorasi dalam pencarian minyak dan gas bumi di alam ini. Pada tahap

ini, Geophysicists dan Geologist memiliki peran yang sangat tinggi.

Dalam tahap eksplorasi ini masih dibagi menjadi beberapa tahap seperti akuisisi data, processing

data, dan interpretasi data. Dalam menentukan daerah yang memiki prospek hidrokarbon, interpretasi

data adalah tahap yang sangat penting setelah akuisisi data dan processing data dilakukan dengan baik

dan benar.

Dalam interpretasi data, untuk mendapatkan gambaran bawah permukaan diperlukan studi

menyeluruh antara ilmu geologi dan geofisika. Studi tersebut mencakup korelasi data seismik dan

data sumur dan juga analisis lingkungan pengendapan dan persebaran litologi daerah penelitian.

Salah satu metode yang dapat digunakan untuk interpretasi data seismik adalah Metode Impedansi

Akustik untuk mendapatkan data lingkungan pengendapan litologi dan persebaran litologi pada

daerah penelitian. Untuk mendapatkan gambaran bawah permukaan yang baik juga harus dilakukan

tahap-tahap sebelum inversi impedansi akustik mencakup well seismic tie, crossplot dan picking

horizon.

Hal-hal inilah yang menarik minat penulis untuk melakukan penelitian terhadap satu persatu proses

tahapannya agar bisa bermanfaat bagi pembaca.

1.2 Tujuan Penelitian

Tujuan dari penelitian ini adalah :

Menentukan peta struktur kedalaman lapisan target Parigi

Menentukan persebaran litologi daerah penelitian

2

1.3 Waktu dan Lokasi Penelitian

Penelitian ini dilakukan pada bulan Juni Juli 2015 di lingkungan PT PERTAMINA EP

ASSET 3 dengan daerah penelitian lapangan X Jawa Barat.

1.4 Batasan Masalah

Batasan masalah pada penelitian ini adalah :

1. Daerah penelitian ini dibatasi pada crossline 10002 10510 dan inline 2780 3340

pada lapangan X, Jawa Barat. Sumur yang digunakan adalah SKM-01, TMG-01,

dan TMG-02. Target Lapisan adalah Parigi.

2. Penelitian ini menggunakan data seismik 3D Post Stack Time Migration, dengan

asumsi bahwa processing telah dilakukan dengan benar dan kualitas data seismik ini

sudah baik sehingga dapat dilakukan proses lebih lanjut.

3. Data sumur yang digunakan pada penelitian ini adalah data log, yaitu log densitas, log

slowness, dan log gamma-ray, dan juga data marker dan checkshot

1.5 Metodologi Penelitian

Penelitian ini memiliki tahap-tahap pengerjaan, yaitu :

Studi Pustaka

Tahap pertama dalam penelitian ini diperlukan untuk memahami konsep-konsep dasar

yang dilakukan pada penelitian ini, yaitu Interpretasi Seismik Refleksi dan Geologi

Regional daerah penelitian.

3

Analisis Data Log

Tahap kedua ini dilakukan untuk persiapan data yaitu melihat ketersediaan data log,

marker, dan penentuan data log yang akan digunakan.

Well Seismik Tie

Pada tahap ini dibuat seismogram sintetik untuk mendapatkan wavelet yang akan

digunakan lalu dilakukan pengikatan data sumur terhadap data seismik agar

didapatkan korelasi antara kedua data ini. Data sumur memiliki domain kedalaman

sedangkan data seismik memiliki domain Two Way Time ( TWT ).

Picking Horizon

Pada tahap ini digunakan untuk menentukan lapisan target yang akan diteliti. Hasil

dari picking horizon digunakan untuk membuat Time-Migrated Map, Depth Map dan

model awal inversi.

Background model inversi Impedansi Akustik

Tahap ini merupakan tahap pembuatan model awal untuk digunakan pada tahap

inversi Impedansi Akustik.

Inversi Impedansi Akustik

Pada tahap ini dilakukan pembuatan model awal inversi lalu dilakukan metode inversi

Impedansi Akustik untuk interpretasi data seismik.

1.6 Sistematika Penulisan

Penulisan laporan kerja praktek ini dibagi menjadi beberapa bab, yaitu :

4

Bab I : Pendahuluan

Membahas tentang penelitian secara umum yaitu latar belakang, tujuan penelitian, waktu dan

lokasi penelitian, batasan masalah peneltian, metodologi penelitian, dan sistematika

penelitian.

Bab II : Geologi Regional

Membahas kondisi geologi daerah penelitian secara umum, mencakup yaitu stratigrafi,

tektonik dan struktur.

Bab III : Teori Dasar

Membahas tentang konsep-konsep dasar yang digunakan dalam penelitian ini, mencakup

interpretasi seismik refleksi, dan seismik inversi.

Bab IV : Data dan Pengolahan Data

Membahas tentang data-data yang digunakan dan proses pengolahan data.

Bab V : Analisis dan Pembahasan

Membahas dan mendiskusikan tentang hasil pengolahan data mencakup analisis data log,

korelasi antara data seismik dan data sumur, analisis hasil picking horizon, analisis Time Map

& Depth Map dan analisis metode inversi Impedansi Akustik.

Bab VI : Kesimpulan dan Saran

Membahas tentang kesimpulan yang didapat dari hasil analisis dan pembahasan data, dan

saran-saran agar penelitian tentang topik ini bisa lebih baik.

5

BAB II

GEOLOGI REGIONAL DAERAH PENELITIAN

2.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Barat Utara

Cekungan Jawa Barat Utara telah dikenal sebagai daerah yang kaya akan hidrokarbon.

Cekungan ini terletak di antara paparan Sunda (utara), jalur perlipatan Bogor (selatan), daerah

pengangkatan Karimun Jawa di (timur) dan paparan Pulau Seribu (barat). Cekungan Jawa Barat

Utara dipengaruhi oleh sistem block faulting yang berarah utara-selatan. Patahan yang berarah

utara-selatan membagi cekungan menjadi graben atau beberapa subbasin, yaitu Jatibarang,

Pasir Putih, Ciputat, Rangkas Bitung dan beberapa tinggian basement, seperti Arjawinangun,

Cilamaya, Pamanukan, KandanghaurWaled, Rengasdengklok dan Tangerang. Berdasarkan

stratigrafi, pola struktur, serta letaknya yang berada pada pola busur penunjaman dari waktu ke

waktu, cekungan Jawa Barat telah mengalami beberapa kali fase sedimentasi dan tektonik sejak

Eosen sampai dengan sekarang (Martodjojo, 2002).

2.2 Tektonik dan Struktur Geologi Cekungan Jawa Barat Utara

Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari dua area, yaitu laut (offshore) di bagian 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, membentuk beberapa

struktur deposenter (half graben), deposenter utamanya antara lain subcekungan Arjuna dan

subcekungan Jatibarang, serta deposenter yang lain yaitu subcekungan Ciputat, subcekungan

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

melebihi 5500 m.

Terdapat berbagai struktur geologi di cekungan ini. Ditemukan beragam 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. Sesar ini akan aktif kembali pada

6

Oligosen. Tektonik Jawa Barat dibagi menjadi tiga fase tektonik yang dimulai dari Pra

Tersier hingga Plio-Pliostosen. Fase tektonik tersebut adalah sebagai berikut :

a. 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) di kenal

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 graben system) dan

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 tren sesar normal yang diakibatkan oleh

perkembangan rifting-I (early fill) berarah N 60o WN 40o W dan hampir NS yang dikenal

sebagai pola sesar Sunda. Pada masa ini terbentuk endapan lacustrin dan vulkanik 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.

b. 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 vulkanik 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

7

sistem sesar naik, dimulai dari selatan (Ciletuh) bergerak ke utara. Pola sesar ini sesuai dengan

sistem sesar naik belakang busur atau yang dikenal thrust foldbelt system.

c. Tektonik Terakhir

Fase tektonik akhir yang terjadi adalah pada PliosenPleistosen, dimana terjadi proses

kompresi kembali dan membentuk perangkap-perangkap sruktur berupa 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 2.1 Tektonik terakhir

2.3 Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara

Stratigrafi umum Jawa Barat Utara berturut-turut dari tua ke muda adalah sebagai

berikut:

a. Batuan Dasar

Batuan dasar adalah batuan beku andesitik dan basaltik yang berumur Kapur Tengah

sampai Kapur Atas dan batuan metamorf yang berumur Pra Tersier (Sinclair, et.al, 1995).

8

Lingkungan pengendapannya merupakan suatu permukaan dengan sisa vegetasi tropis yang

lapuk (Koesoemadinata, 1980).

b. Formasi Jatibarang

Satuan ini merupakan endapan early synrift, terutama dijumpai di bagian tengah dan

timur dari Cekungan Jawa Barat Utara. Pada bagian barat cekungan ini kenampakan Formasi

Jatibarang tidak banyak (sangat tipis) dijumpai. Formasi ini terdiri dari tufa, breksi, aglomerat,

dan konglomerat alas. Formasi ini diendapkan pada fasies fluvial. Umur formasi ini adalah dari

Kala Eosen Akhir sampai Oligosen Awal. Pada beberapa tempat di Formasi ini ditemukan

minyak dan gas pada rekahan-rekahan tuff (Budiyani, dkk, 1991).

c. Formasi Talang Akar

Pada fase syn rift berikutnya diendapkan Formasi Talang Akar secara tidak selaras di

atas Formasi Jatibarang. Pada awalnya berfasies fluvio-deltaic sampai fasies marine. Litologi

formasi ini diawali oleh perselingan sedimen batupasir dengan serpih nonmarine dan diakhiri

oleh perselingan antara batugamping, serpih, dan batupasir dalam fasies marine. Pada akhir

sedimentasi, Formasi Talang Akar ditandai dengan berakhirnya sedimentasi synrift. Formasi

ini diperkirakan berkembang cukup baik di daerah Sukamandi dan sekitarnya. Adapun

terendapkannya formasi ini terjadi dari Kala Oligosen sampai dengan Miosen Awal.

d. Formasi Baturaja

Formasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi Talang Akar. Pengendapan

Formasi Baturaja yang terdiri dari batugamping, baik yang berupa paparan maupun yang

berkembang sebagai reef buildup manandai fase post rift yangs secara regional menutupi

seluruh sedimen klastik Formasi Talang Akar di Cekungan Jawa Barat Utara. Perkembangan

batugamping terumbu umumnya dijumpai pada daerah tinggian. Namun, sekarang diketahui

sebagai daerah dalaman. Formasi ini terbentuk pada Kala Miosen AwalMiosen Tengah

(terutama dari asosiasi foraminifera). Lingkungan pembentukan formasi ini adalah pada

kondisi laut dangkal, air cukup jernih, sinar matahari ada (terutama dari melimpahnya

foraminifera (Spriroclypens sp).

e. Formasi Cibulakan Atas

Formasi ini terdiri dari perselingan antara serpih dengan batupasir dan batugamping.

Batugamping pada satuan ini umumnya merupakan batugamping klastik serta batugamping

9

terumbu yang berkembang secara setempat-setempat. Batugamping ini dikenali sebagai Mid

Main Carbonate (MMC). Formasi ini diendapkan pada Kala Miosen Awal-Miosen Akhir.

Formasi ini terbagi menjadi 3 Anggota, yaitu:

i. 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 ini dijumpai kandungan hidrokarbon, terutama pada bagian atas. Selain

itu terdapat fosil foraminifera planktonik seperti Globigerina trilobus, foraminifera bentonik

seperti Amphistegina (Arpandi dan Patmosukismo, 1975).

ii. Main

Anggota Main terendapkan secara selaras diatas anggota Massive. Litologi

penyusunnya adalah batulempung berselingan dengan batupasir yang mempunyai ukuran butir

halus-sedang (bersifat glaukonitan). Pada awal pembentukannya berkembang batugamping

dan juga blangket-blangket pasir, dimana pada bagian ini anggota Main terbagi lagi yang

disebut dengan Mid Main Carbonate (Budiyani dkk, 1991).

iii. Pre Parigi

Anggota Pre Parigi terendapkan secara selaras diatas anggota Main. Litologinya adalah

perselingan batugamping, dolomit, batupasir dan batulanau. Anggota ini terbentuk pada Kala

Miosen Tengah-Miosen Akhir dan diendapkan pada lingkungan Neritik Tengah-Neritik Dalam

(Arpandi & Patmosukismo, 1975), dengan dijumpainya fauna-fauna laut dangkal dan juga

kandungan batupasir glaukonitan.

f. Formasi Parigi

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

penyusunnya sebagian besar adalah batugamping klastik maupun batugamping terumbu.

Pengendapan batugamping ini melampar ke seluruh Cekungan Jawa Barat Utara. Lingkungan

pengendapan formasi ini adalah laut dangkalneritik tengah (Arpandi & Patmosukismo, 1975).

Batas bawah Formasi Parigi ditandai dengan perubahan berangsur dari batuan fasies campuran

klastika karbonat Formasi Cibulakan Atas menjadi batuan karbonat Formasi Parigi. Formasi

ini diendapkan pada Kala Miosen Akhir-Pliosen.

10

g. Formasi Cisubuh

Formasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi Parigi. Litologi penyusunnya

adalah batulempung berselingan dengan batupasir dan serpih gampingan. Umur formasi ini

adalah dari Kala Miosen Akhir sampai PliosenPleistosen. Formasi diendapkan pada

lingkungan laut dangkal yang semakin ke atas menjadi lingkungan litoralparalik (Arpandi &

Patmosukismo, 1975).

Gambar 2.2 Formasi Cekungan Jawa Barat Utara

11

2.4 Sedimentasi Cekungan Jawa Barat Utara

Periode awal sedimentasi di Cekungan Jawa Barat Utara dimulai pada kala Eosen

TengahOligosen Awal (fase transgresi) yang menghasilkan sedimentasi vulkanik daratlaut

dangkal dari Formasi Jatibarang. Pada saat itu aktifitas vulkanisme meningkat. Hal ini

berhubungan dengan interaksi antar lempeng di sebelah selatan Pulau Jawa, akibatnya daerah-

daerah yang masih labil sering mengalami aktivitas tektonik. Material-material vulkanik dari

arah timur mulai diendapkan.

Periode selanjutnya merupakan fase transgresi yang berlangsung pada kala Oligosen

AkhirMiosen Awal yang menghasilkan sedimen trangresif transisideltaik hingga laut

dangkal yang setara dengan Formasi Talang Akar pada awal permulaan periode. Daerah

cekungan terdiri dari dua lingkungan yang berbeda yaitu bagian barat adalah paralik sedangkan

bagian timur merupakan laut dangkal. Selanjutnya aktifitas vulkanik semakin berkurang

sehingga daerah-daerah menjadi agak stabil, tetapi anak cekungan Ciputat masih aktif.

Kemudian air laut menggenangi daratan yang berlangsung pada kala Miosen Awal mulai dari

bagian barat laut terus ke arah tenggara menggenangi beberapa tinggian kecuali tinggian

Tangerang. Dari tinggian-tinggian ini sedimen klastik yang dihasilkan setara dengan formasi

Talang Akar.

Pada Akhir Miosen Awal daerah cekungan relatif stabil, dan daerah Pamanukan sebelah

barat merupakan platform yang dangkal, dimana karbonat berkembang baik sehingga

membentuk setara dengan formasi Baturaja, sedangkan bagian timur merupakan dasar yang

lebih dalam. Pada kala Miosen Tengah yang merupakan fase regresi, Cekungan Jawa Barat

Utara diendapkan sedimen-sedimen laut dangkal dari formasi Cibulakan Atas. Sumber

sedimen yang utama dari formasi Cibulakan Atas diperkirakan berasal dari arah utarabarat

laut. Pada akhir Miosen Tengah kembali menjauhi kawasan yang stabil, batugamping

berkembang dengan baik. Perkembangan yang baik ini dikarenakan aktivitas tektonik yang

sangat lemah dan lingkungan berupa laut dangkal. Kala Miosen AkhirPliosen (fase regresi)

merupakan fase pembentukan Formasi Parigi dan Cisubuh. Kondisi daerah cekungan

mengalami sedikit perubahan dimana kondisi laut semakin berkurang masuk ke dalam

lingkungan paralik.

Pada Kala PleistosenAluvium ditandai untuk pengangkatan sumbu utama Jawa.

Pengangkatan ini juga diikuti oleh aktivitas vulkanisme yang meningkat dan juga diikuti

12

pembentukan struktur utama Pulau Jawa. Pengangkatan sumbu utama Jawa tersebut berakhir

secara tiba-tiba sehingga mempengaruhi kondisi laut. Butiran-butiran kasar diendapkan secara

tidak selaras diatas Formasi Cisubuh.

2.5 Petroleum System

Hampir seluruh Formasi di Cekungan Jawa Barat Utara dapat menghasikan hidrokarbon yang mempunyai

sifat berbeda, baik dari lingkungan pengedapan maupun porositas batuannya. Model petroleum system pada

Cekungan Jawa Barat Utara.

2.6 Geologi Lapangan X

Produk sedimentasi yang terdapat di Lapangan X, Formasi Jatibarang antara lain:

1. Produk fasies vulkaniklastik

Terdiri atas batupasir tuffaceous dan konglomeratik (komponen fragmen tuff). Bagian

atasnya dibatasi shale, sedangkan bagian bawahnya dibatasi unit vulkanisme dan

produk erosi tinggi.

2. Produk fasies vulkanik primer

3. Produk transisi/marine

Terdiri dari interklasi batubara, shale, dan batupasir. Pada bagian atas terdapat batas

berupa batugamping.

Reservoir dan batuan induk memungkinkan muncul bersamaan karena adanya

perulangan atau siklus aktivitas vulkanisme dengan produk unit vulkanisme yang sama.

Source rock di Lapangan X berasal dari endapan lacustrine. Untuk reservoirnya

terdapat paa lapisan tuff, sedang lapisan penutup terdapat pada lapisan shale dari Formasi

Talang Akar.

13

BAB III

TEORI DASAR

3.1.Konsep Dasar Seismik Refleksi

Metode seismik refleksi merupakan salah satu metode geofisika yang menggunakan

gelombang akustik untuk mengetahui keadaan bawah permukaan bumi yang berasal dari

sumber getaran yang melewati bawah permukaan kemudian di pantulkan oleh bidang batas

batuan sehingga dapat diterima oleh receiver. Perambatan gelombang seismik memenuhi

hukum-hukum elastisitas ke segala arah dan mengalami pemantulan maupun pembiasan

sebagai akibat dari adanya perbedaan impedansi ketika melalui pelapisan medium yang

berbeda. Pada jarak tertentu di permukaan, gerakan partikel tersebut direkam sebagai fungsi

waktu. Berdasarkan data rekaman tersebut selanjutnya dapat diperkirakan bentuk

lapisan/struktur bawah permukaan.

Gambar 3.1 Penjalaran gelombang melalui batas dua mediun menurut Hukum Snellius

Setiap bidang batas batuan memiliki impedensi akustik yang berbeda beda. Impedensi

akustik yaitu kemampuan suatu bahan untuk memantulkan atau meneruskan gelombang

akustik yang mengenai medium tersebut.

AI=.V

Apabila terdapat dua lapisan batuan yang saling berbatasan dan memiliki perbedaan

nilai impedansi akustik, maka refleksi gelombang seismik dapat terjadi pada bidang batas

antara kedua lapisan tersebut. Besar nilai refleksi yang terjadi kemudian dinyatakan sebagai

Koefisien Refleksi. Oleh karena itu, Impedansi akustik dapat digunakan sebagai indicator

14

perubahan litologi, porositas, kekerasan, dan kandungan fluida. AI berbanding lurus

dengan kekerasan batuan dan berbanding terbalik dengan porositas. Nilai AI sangat

dipengaruhi nilai kecepatan dibandingkan dengan densitas.

Gambar 3.2 Efek beberapa faktor terhadap kecepatan gelombang seismic

Perbandingan antara energi yang dipantulkan dengan energi yang datang pada

keadaan normal adalah:

Epantul

Edatang= KRxKR

KR =IA2 IA1

IA1 + IA2

Wavelet merupakan sinyal transien yang mempunyai interval waktu dan amplitudo

yang terbatas. Ada empat jenis wavelet yang umum diketahui, yaitu zero phase, minimum

phase, maximum phase, dan mixed phase. Dalam rekaman seismic dikenal istilah polaritas.

Berdasarkan konvensi SEG, polaritas normal terjadi jika sinyal seismic positif

menghasilkan tekanan akustik positif pada hidrofon di air atau pergerakan awal keatas pada

geofon di darat. Pada tape, polaritas normal akan merekam sinyal seismic yang positif

sebagai nilai negatif dan pada monitor terjadi defleksi negatif, dan trough pada penampang

seismik.

15

Gambar 3.3 Standar polaritas SEG. a)minimum phase, b) zero phase wavelet(Sheriff, 2001)

Trace seismic (S) adalah konvolusi dari reflektivitas bumi(RC) dengan wavelet

seismic(W) ditambah dengan komponen noise(n)

S(t)=W(t)*RC(t)+n(t)

Ketika komponen bising bernilai nol, maka persamaan diatas dapat disederhanakan

menjadi

S(t)=W(t)*RC(t)

Gambar 3.4 Ilustrasi seismogram sintetik

Cara lain untuk melihat trace seismic adalah dengan menggunakan domain frekuensi

melalui transformasi fourier:

S(f)=W(f) x RC(f)

16

Gambar 3.5 Model konvolusi dalam domain frekuensi

3.2.Well Logging

Evaluasi formasi menggunakan data sumur(well logging) seperti wireline log,

memberikan input respon geologi secara langsung kondisi bawah permukaan dengan

akurasi yang lebih tinggi daripada data seismic. Log merupakan suatu grafik kedalaman

atau waktu dari sauatu set data yang menunjukkan parameter yang diukur secara

berkesinambungan di dalam sebuah sumur. Kurva log memberikan informasi yang cukup

tentang sifat-sifat batuan dan fluida yang terkandung di dalamnya. Beberapa jenis log

antara lain:

3.2.1 Log Gamma Ray

Log Gamma Ray merekam radioaktivitas bumi. Radioaktif Gamma Ray

dipancarkan dari 3 unsur radioaktif yang ada dalam batuan yaitu Uranium-U,

Thorium-Th, dan Potassium-K. Parameter yang direkam dalam log Gamma Ray

adalah jumlah dari pulsa listrik yang tercatat per satuan waktu. Pada umumnya

lempung sangat banyak mengandung unsur radioaktif. Oleh karena itu, semakin

tinggi bacaan GR maka semakin tinggi pula presentase kandungan lempung. Log GR

banyak digunakan untuk membedakan antara lempung dengan formasi bersih dan

juga untuk mengevaluasi proporsi lempung(V-shale) dalam shaly formations.

Litologi yang mengandng unsur radioaktif tidak hanya lempung. Litologi lain seperti

17

batupasir, batugamping, dan dolomite memiliki konsentrasi isotop radioaktif

meskipun jumlahnya lebih sedikit jika dibandingkan dengan lempung. Oleh karena

itu, diperlukan perandingan log GR dengan log lainnya.

3.2.2 Log Neutron Porosity

Log Neutron Porosity(NPHI) tidak mengukur volume pori secara langsung,

tetapi menggunakan karakter fisik dari air dan mineral. Partikel-partikel ini akan

bertumbukan dengan atom-atom pada batuan sehingga mengakibatkan hilangnya

energi dan kecepatan. Tumbukan neutron dengan atom H pada formasi yang

mempunyai massa atom yang sama adalah yang paling signifikan. Partikel yang telah

kehilangan energi tersebut kemudian akan dipantulkan kembali, diterima oleh

detector dan direkam ke atas permukaan. Dengan mengetahui banyaknya kandungan

atom hydrogen dalam batuan, maka dapat diketahui besarnya harga kesarangan

batuan tersebut.

3.2.3 Log Bulk Density

Pada log bulk density, sinar gamma energi menengah dipancarkan ke dalam

suatu formasi, sehingga sinar gamma akan bertumbukan dengan electron-elektron

yang ada. Tumbukan tersebut akan menyebabkan hilangnya energi(atenuasi) sinar

gamma yang kemudian akan dipantulkan dan diterima oleh detector yang akan

diteruskan untuk direkam ke permukaan. Dalam hubungan fisika atenuasi merupakan

fungsi dari jumlah electron yang terdapat dalam formasi yaitu densitas electron yang

mewakili densitas keseluruhan.

3.2.4 Log Sonic Interval Transite Time

Log sonic merupakan log yang bekerja berdasarkan kecepatan rambat

gelombang suara. Gelombang suara dipancarkan ke dalam suatu formasi kemudian

akan dipantulkan kembali dan diterima oleh receiver. Waktu yang dibutuhkan

gelombang suara untuk sampai ke penerima disebut interval transit time. Besarnya

selisih waktu tersebut tergantung pada jenis batuan dan besarnya porositas batuan

tersebut. Oleh karena itu, log sonic sering digunakan untuk mengetahui porositas

litologi selain itu juga digunakan untuk membantu interpretasi data seismic, terutama

untuk mengkalibrasi kedalaman formasi. Pada batuan yang jarang maka kerapatannya

lebih kecill sehingga kurva log sonic akan mempunyai harga yang lebih kecil seperti

18

pada batugamping. Besaran dari pengukuran log sonic di tuliskan sebagai harga

kelambatan(Slowness)

3.2.5 Log Resistivitas

Resistivitas dari suatu formasi adalah salah satu parameter utama yang

diperlukan untuk menentukan saturasi hidrokarbon. Arus listrik dapat mengalir di

dalam formasi batuan disebabkan konduktivitas dari air yang dikandungnya. Batuan

kering dan hidrokarbon merupakan insulator yang baik, kecuali beberapa mineral

seperti graphite dan sulfide besi. Resistivias formasi diukur dengan cara mengirim

arus langsung ke formasi, seperti alat lateralog, atau menginduksikan arus listrik ke

dalam formasi seperti alat induksi.

3.2.6 Spontaneous Potential(SP)

Log ini digunakan untuk mendeteksi lapisan permeable, batas lapisan

permeable, menentukan Rw, dan menentukan volume of shale. Log ini merekam arus

DC dalam satuan millivolts. Apanila resistivitas mud filtrit sama dengan resistivitas

air formasi, mkaa tidak akan ditemukan defleksi. Apabila resistivitas mud filtrit lebih

kecil daripada resistivitas air formasi, maka akan terjadi defleksi kurva ke kanan.

Sebaliknya, apabila resistivitas mud filtrit lebih besar daripada resistivitas air formasi,

maka akan terjadi defleksi kurva ke kiri.

3.2.7 Caliper

Caliper digunakan untuk mendeteksi adanya gerowong pada lubang bor dan

penyempitas lubang bor. Alatnya seperti tangan, menghitung panjang setiap tangan

untuk interval kedalaman tertentu. Selain itu digunakan untuk membantu melihat

kesalahan pembacaan.

19

Gambar 3.6 Ilustrasi macam-macam log

3.3 Pengikatan Data Seismik dan Sumur

Pengikatan data seismic dan sumur(Well Seismic Tie) merupakan suatu proses yang

dimaksudkan untuk meletakkan horizon seismic(skala waktu) pada posisi kedalaman

sebenarnya, dan agar data seismic dapat dikorelasikan dengan data geologi lainnya, yang

umumnya diplot dalam skala kedalaman. Teknik pengikatan data seismic dan sumur cukup

banyak, tetapi umumnya yang dipakai adalah dengan memanfaatkan seismogram sintetik

dari hasil survei kecepatan.

Gambar 3.7 Prinsip pembuatan seismogram sintetik(Badley,1984)

20

Seismogram sintetik merupakan rekaman seismic yang dibuat dari data log kecepatan

dan densitas. Seismogram sintetik dibuat dengan cara mengkonvolusikan wavelet dengan

KR. Wavelet yang digunakan mempunyai frekuensi dan bandwith yang sama dengan

penampang seismic. Data KR didapatkan dari data log dengan penampang seismic. Data

KR didapatkan dari data log sonic dan densitas. Seismogram sintetik final merupakan

superposisi darirefleksi-refleksi semua reflector. Korelasi sintetik dengan horizon geologi

beserta kedalamannya dapat dilihat dari log geologi terkait. Seismogram sintetik juga

sangat berguna untuk mendiagnosa karakter refleksi dari setiap horizon.

Gambar 3.8 Well seismic tie menggunakan seismogram sintetik

Dalam pengikatan data seismic dan sumur serta dalam pembuatan seismogram

sintetik, dibutuhkan kurva waktu terhadap kedalaman yang dihasilkan dari check-shot

survey. Pada check-shot survey kecepatan diukur dalam lubang bor dengan sumber

gelombang diatas permukaan. Dari data log geologi dapat ditentukan posisi horizon yang

akan dipetakan dan lakukan beberapa pengukuran pada horizon tersebut(downgoing dan

upgoing). Waktu first break rata-rata untuk masing-masing horizon dilihat dari hasil

pengukuran tersebut.

21

Gambar 3.9 Prinsip dasar survei check-shot

3.4 Time to Depth Conversion

Konversi waktu menjadi kedalaman adalah proses transformasi interpretasi peta

seismic ke peta kedalaman. Tujuan konversi kedalaman adalah untuk menggabungkan data

sumber yang menyatakan sebuah deskripsi dari kedalaman untuk bawah permukaan dengan

mengukur dari ketidaktentuan. salah satu metode depth conversion yang paling tua yaitu

metode Vo-k. Metode ini mensyaratkan dua hal, yaitu kecepatan harus linear dengan

bertambahnya kedalaman serta regresi linier untuk mencari nilai k titik-titiknya tidak terlalu

menyebar (scatter), jika tidak, maka metode ini tidak valid untuk digunakan.

Rumus dasar kecepatan adalah

V(x,y,z) = Vo + k (Z Zo)

Vo merupakan kecepatan awal relatif terhadap reference surface (Zo) atau dapat

dianggap sebagai starting velocity untuk fungsi kecepatan linear. k merupakan gradien

kecepatan di dalam layer analisis dengan satuan 1/detik. k juga dapat disebut sebagai

faktor kompaksi. Jika reference surface Zo= 0, maka rumus di atas berubah menjadi

Vavg = Vo + k Z

Vo = Vavg k Z

Vavg dihitung dengan menggunakan top marker sumur dan seismic time pick,

sedangkan nilai k diperoleh dari gradien crossplot antara Vavg vs TVDSS. Setelah

diperoleh nilai Vavg dan k, maka nilai Vo pada tiap-tiap sumur pun dapat diketahui. Nilai-

nilai Vo dari berbagai sumur ini kemudian di grid menjadi Vo map.

22

Gambar 3.10 Cross plot antara Vavg dengan Depth

Selanjutnya kita mencari nilai Vavg yang digunakan untuk menkonversi peta waktu

ke peta kedalaman. Untuk memperoleh nilai Vavg ini, rumus (2.1) dapat diturunkan dengan

mengubah nilai variabel Z = Vavg T (ket: T diubah menjadi one-way-time dahulu dalam

satuan second) menjadi:

Vavg=Vo+k Vavg T

Vavg-Vavg k T=Vo

Vavg (1-kT)=Vo

Vavg = Vo/(1 k T)

Pada persamaan diatas, terdapat dua Vavg yang berbeda. Vavg pertama diperoleh

secara langsung dari top marker dengan seismic time pick tanpa melibatkan unsur Vo

dan k. Vavg pertama digunakan untuk mencari nilai Vo. Sedangkan Vavg yang kedua

merupakan Vavg yang diperoleh dengan melibatkan unsur Vo dan k. Vavg yang kedua

inilah yang digunakan untuk mengkonversi peta dari time ke depth. Jika kita langsung

menggunakan Vavg yang pertama, maka Vavg tersebut tidaklah melibatkan faktor

kompaksi (k) dan starting velocity (Vo). Dari rumus Vavg yang kedua dapat dilakukan konversi

ke kedalaman secara langsung dengan mengkalikan Vavg map dengan T map.

3.5 Seismik Inversi Impedansi Akustik

Inversi geofisika meliputi pemetaan sifat fisik obyek bawah permukaan dengan

menggunakan pengukuran yang dilakukan di permukaan, bila mungkin menggunakan data

sumur(Russel, 1998). Seismik Inversi adalah suatu teknik untuk membuat model bawah

permukaan dengan menggunakan data seismic sebagai input dan data sumur sebagai

control(Sukmono, 2001). Berikut ini merupakan diagram alur pemodelan kedepan dan

inversi.

23

Pemodelan Kedepan

Pemodelan Kebelakang

(Inversi)

Sebelum melakukan proses inversi dilakukan analisa sensitifitas. Analisa sensitifitas

dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui parameter-parameter yang paling cocok

digunakan dalam pemisahan litologi maupun fluida dalam reservoar. Analisa ini dilakuakn

pada data log sumur disesuaikan dengan ketersediaan data log untuk masing-masing sumur.

Penampang AI mempunyai beberapa kelebihan jika dibandingkan dengan

penampang seismic konvensional antara lain:

1. Lebih komprehensif dan lebih mudah dipahami, oleh banyak kalangan, baik ahli

reservoir, geologist, maupun non-geoscientist.

2. Dapat membuat korelasi kuantitatif antara nilai AI dan beberapa parameter fisik

penting dari reservoir, seperti misalnya porositas, permeabilitas, perbandingan

sand terhadap shale, tekanan formasi, dan saturasi air. Oleh karena itu, jika

dikorelasikan dengan data sumur, data AI dapat digunakan untuk memetakan

distribusi lateral dari parameter fisik tersebut.

3. Mempermudah dalam interpretasi horizon, sesar, dan unit stratigrafi

4. Impedansi akustik merupakan properti lapisan, sedangkan amplitude seismic

adalah property batas lapisan.

Model Bumi

Algoritma Pemodelan

Respon Seismik

Respon Seismik

Algoritma Pemodelan

Model Bumi

Input

Proses

Output

Kontrol

Model

24

Pada dasarnya inversi seismic adalah proses untuk mengubah data seismic yang

berupa kumpulan nilai-nilai amplitude ke dalam kumpulan nilai impedansi akustik. Proses

dekonvolusi merupakan salah satu tahapan penting dalam inversi. Dekonvolusi merupakan

kebalikan dari proses konvolusi yaitu pengubahan wavelet menjadi koefisien refleksi.

Langkah-langkah yang harus dilakukan dalam seismic inversi antara lain adalah kalibrasi

data sumur dengan data seismic, ekstraksi wavelet, proses inversi data seismic, pemodelan

geologi, dan interpretasi detil unit stratigrafi. Tahapan dalam proses inversi dibagi menjadi

dua tahap, yaitu:

1. Konversi trace seismic ke trace reflectivity

2. Konversi trace reflectivity ke trace impedance

Trace impedance hasil dari inversi memiliki resolusi rendah yang menyerupai

impedansi akustik dari log, namun log mempunyai resolusi dan frekuensi yang lebih tinggi.

Impedansi pada waktu t dapat secara rekursif dihasilkan dari reflektifitas pada waktu

sebelumnya. Syarat utama yang dibutuhkan dalam proses inversi adalah menemukan

wavelet sumber pada data seismic dan menemukan scale factor dari data seismic terhadap

reflektifitas.

Terdapat beberapa macam metode inversi, antara lain:

1. Sparse Spike Zero Amplitude Inversion Method

Pada metode ini, trace spiking dihasilkan dengan meminimalkan fungsi D.

D =(Si TikWk,i

L

kL

) + Ti2 + log|Ti|

N

i1

N

i1

N

i1

Dimana:

S : Input trace

T : Ouput spiky trace yang diinginkan

: faktor prewhitening

: parameter positif yang menentukan banyaknya spike pada spiky trace

N : Panjang Trace

L : Satu setengah panjang gelombang

Wij : Elemen wavelet

Prewhitening merupakan penambahan spiking deconvolution. Domain

waktu berbeda pada amplitude antara trace seismic dan spiked trace yang

25

terkonvolusi. Nilai kecil dan positif digunakan untuk stabilitas. Kunci untuk

memproduksi trace spiky adalah keadaan yang nonlinear. Untuk nilai besar,

akan dihasilkan spike sedikit, dan band seismik akan menghasilkan residual error

yang besar.

2. Norm Minimization

Pada metode ini, trace spiking dihasilkan dengan meminimalisasi fungsi Z.

Z = (1 ). Ze + . Zw. Zr

Dimana adalah parameter spikeness(penambahan =sedikit spikes)

Ze = |r(t) w(t) f(t)|

Zf =|r(t)|

Zw =|w(t)|

3. L1 Norm Minimization(nonlinear optimization)

Pada metode ini, fungsi objektif pada persamaan diminimalisasi dengan

algoritma iterative reweighted least square algorithm.

4. Constraint Inversion in Eigenvalue Basis

Metode inversi ini didasarkan pada ide membangun reflektifitas r(t) pada

bentuk dari ekspansi

r(t) = x(t) +kk(t)

k=K

k=1

Dimana x(t) adalah input trace pada model konvolusi, dan () adalah

ortonormal basis vectors.

26

BAB IV

DATA DAN PENGOLAHAN DATA

4.1 Data Penelitian yang dilakukan dimulai dengan pengumpulan data awal kemudian

dilanjutkan dengan pengolahan data dari perangkat lunak Paradigm 14.1. Berikut ini

merupakan flowchart pengolahan data:

Mulai

Pengumpulan Data

Data Sumur Data Seismik Data Geologi

Ekstraksi Wavelet

Seismogram Sintetik

Well Seismic Tie

Picking Horizon &

Fault

Model Impedansi

Selesai

Inversi Seismik

Ya

Tidak

Time Map

Depth Map

Peta AI

Analisa AI

Interpretasi

27

4.1.1 Base Map

Daerah penelitian ini memiliki 3 sumur yaitu SKM-01, TMG-01 dan TMG-02.

Dengan luas daetah 95.54 km dengan panjang

Gambar 4.1 Lokasi Sumur dan Basemap daerah penelitian

4.1.2 Data Seismik

Pada penelitian ini digunakan data seismik Post Stack Time Migration (PSTM)

3D. Daerah penelitian ini dibatasi pada inline 2780-3340 dan crossline 10002-10510

dengan sample rate 2 ms. Data ini telah melalu tahap processing sehingga dianggap

sudah cukup baik untuk dilakukan tahap interpretasi. Gambar 4.2 merupakan gambar

penampang seismik pada traverse.

28

Gambar 4.2 Penampang seismik pada traverse

4.1.3 Data Sumur

Sumur yang digunakan pada penelitian ini adalah SKM-01, TMG-01 dan

TMG-02. Sumur-sumur tersebut memiliki data yang digunakan dalam penelitian ini

yakni data log, marker dan checkshot. Data log yang akan digunakan dalam penelitian

ini yaitu data log gamma-ray, log densitas, log dt. Data log kecepatan yang digunakan

didapatkan dari tranformasi dari data log dt. Ketiga sumur mempunyai data checkshot

yang akan digunakan untuk mendapatkan kurva waktu-kedalaman yang lebih jauh

lagi akan dimanfaatkan untuk pengikatan data seismik dan sumur.

Jenis Log Sumur

TMG-01 TMG-02 SKM-01

Caliper x v x

GR v v v

Dt v v v

NPHI v v v

SP v v v

RHOB v v v

Tabel 4.1 Tabel ketersediaan data log pada sumur.

29

4.2 Pengolahan Data

4.2.1 Perangkat Lunak

Pengolahan data penelitian ini menggunakan perangkat lunak Paradigm 14.1

dengan modul modul sebagai berikut :

Well log: Melihat data log dan melihat korelasi antar data log.

Section: Untuk melihat data seimik model 2D, well seismic tie, dan picking

horizon

Vanguard : digunakan dalam well seismic tie, pembuatan background model, dan

tahapan inversi AI

3D Canvas: Untuk melihat model hasil picking horizon secara 3D

Base Map: Untuk melihat daerah penelitian, melihat Time Map, dan untuk

konversi Time Map menjadi Depth Map.

Geolog : untuk melihat korelasi antar data log dan crossplot.

4.2.2 Pengolahan Data Sumur

4.2.2.1 Pemeriksaan Data Log dan Checkshot

Dari sumur-sumur yang digunakan dalam penelitian ini, dilihat

ketersediaan data log pada tiap sumur ini seperti data log densitas, gamma-ray

dan kecepatan. Pada tahap ini juga dilakukan pemeriksan data checkshot yang

akan digunakan.

4.2.2.2 Pembuatan Log Turunan

Langkah yang dilakukan kemudian adalah pembuatan log turunan pada tiap-

tiap sumur sehingga dapat dilakukan analisa crossplot antarlog. Log-Log

yang diturunkan adalah log kecepatan dari data log dt dan log AI dari data

log densitas dan kecepatan.

30

4.2.2.3 Pemeriksaan Sensitivitas Parameter

Pada tahap ini dilakukan pemeriksaan sensitivitas parameter yang tepat

untuk proses inversi agar dapat menggambarkan jika terdapat perbedaan

litologi. Pada tahap ini digunakan untuk menentukan metode apakah yang

akan digunakan untuk interpretasi. Pada tahap ini parameter yang digunakan

adalah parameter AI. Berdasarkan pada data well log analysis sebelumnya,

formasi parigi keseluruhannya merupakan batugamping, sehingga pada

analisa sensitivitas ini yang ingin diketahui adalah perbedaan antara

batugamping yang porous dan tight. Sumbu x merupakan AI yang diperoleh

berdasarkan data log densiti dan dt, sumbu y merupakan data log densitas, dan

skala warna merupakan data log porosity.

Gambar 4.3 Crossplot antara log AI, log density, dan log porosity pada sumur SKM-

01

31

Gambar 4.4 Crossplot antara log AI, log density, dan log porosity pada sumur TMG-

01

Gambar 4.5 Crossplot antara log AI, log density, dan log porosity pada sumur TMG-

02

32

Berdasarkan crossplot yang dilakukan, parameter AI sudah bisa

dianggap sensitif terhadap perubahan. Hal ini dikarenakan nilai AI tersebar

pada denstitas tertentu, sehingga dapat dicari titik potongnya. Titik-titik yang

berkumpul pada sebelah kiri bawah merupakan titik plot yang dihasilkan dari

nilai AI yang rendah dan densitas yang rendah, sehingga nilai porositas tinggi.

Hal ini menunjukkan pada daerah tersebut terdapat litologi batugamping

porous. Titik-titik yang berada pada kanan atas mewakili nilai AI yang tinggi

dan densitas yang tinggi, sehingga nilai porositas rendah. Hal ini

menunjukkan bahwa pada daerah tersebut terdapat litologi batugamping yang

tight. Nilai cut off AI pada ketiga sumur berkisar 10.000 MG/SC3.

Gambar 4.6 Crossplot antara log AI, log density, dan log porosity pada sumur SKM-

01 setelah diberi Highlight. Warna hijau untuk lapisan porous, dan biru untuk lapisan

tight.

33

Gambar 4.7 Crossplot antara log AI, log density, dan log porosity pada sumur TMG-

01 setelah diberi Highlight. Warna hijau untuk lapisan porous, dan biru untuk lapisan

tight.

Gambar 4.8 Crossplot antara log AI, log density, dan log porosity pada sumur TMG-

02 setelah diberi Highlight. Warna hijau untuk lapisan porous, dan biru untuk lapisan

tight.

34

4.2.3 Pengolahan Data Seismik

4.2.3.1 Well Seismic Tie

Pada tahap ini dilakukan pengikatan data sumur yang memiliki domain

kedalaman terhadap data seismik yang memilki domain Two Way Time

(TWT). Pada tahap ini dilakukan korelasi trace seismic dengan sintetiknya

sampai didapatkan korelasi yang cukup besar. Seismogram sintetik ini

diperoleh dengan konvolusi koefisien refleksi yang didapat dari data log

dengan wavelet tertentu yang didapat dari ekstraksi wavelet. Oleh karena itu

ekstraksi wavelet harus dilakukan secara teliti agar mendapatkan wavelet

yang sesuai. Dalam melakukan well seismic tie, boleh dilakukan stretch &

squeeze untuk mencocokkan data seismik dengan sumur, namun perlu

diperhtaikan bahwa log dari sumur tidak boleh berubah. Dari hasil well

seismic tie ini akan didapatkan time to depth correction yang nanti digunakan

untuk mengubah data log dengan seismogram sintetik sehingga bisa diikat

dengan data seismik. Untuk input yang digunakan dalam well seismic tie ini

membutuhkan data log densitas, data log dt dan checkshot.

Gambar 4.9 Proses Stretch & Squeeze pada well seismic tie

Dalam tahap well seismic tie, akan didapatkan nilai koefisien korelasi

antara data sumur dan data seismik, semakin besar nilainya maka tahap ini

35

semakin baik, biasanya nilai > 0.5. Selain itu, akan didapatkan juga nilai PEP

( Propotion of Trace Energy Predicted ), nilai NMSE ( Normalised Mean

Square Error ), dan nilai Shifting. Semakin besar nilai PEP maka data akan

semakin baik, sedangkan semakin besar nilai NMSE maka data semakin

buruk. Sedangkan nilai shifting, semakin mendekati nilai 0 maka data akan

semakin baik.

Gambar 4.10 Respon fasa dan waktu hasil ekstraksi wavelet

Dari hasil well seismic tie dengan filter Ricker pada sumur daerah

penelitian, didapatkan data sebagai berikut :

Sumur Koefisien

Korelasi

PEP NMSE Shifting Amplitude

Factor

SKM-01 0.81 0.627535 0.0155006 -0.213991 1.32788e-06

TMG-01 0.76 0.510929 0.0249984 -4.177448 1.10248e-06

TMG-02 0.72 0.444531 0.0326332 -65.153778 9.62837e-07

Tabel 4.2 Tabel data well seismic tie.

36

4.2.3.2 Picking Struktur dan Horizon

Picking struktur dilakukan untuk menandai lapisan yang mengalami

sesar. Dalam data seismik dapat dilihat dari ketidakmenerusan reflektor.

Geologi regional daerah cekungan Jawa Barat memilki sesar arah utara-

selatan, oleh karena itu picking struktur dilakukan pada crossline pada section

seismik.

Gambar 4.11 picking fault dan horizon pada section

Lalu pada picking horizon dilakukan pada inline 2780 hingga 3340 dan

crossline 10002-10510 dengan spasi increanment 10 tetapi pada daerah sekitar

sumur spasi increanment 5. Picking dilakukan pada lapisan target yaitu Parigi.

Sebelum memulai picking horizon pada inline dan crossline, dilakukan

picking horizon pada traverse untuk menjadi guide pada saat picking pada

inline dan crossline agar hasil pick tepat sesuai target. Dalam melakukan

picking horizon guide utama kita adalah marker dari well yang sudah

dilakukan well seismic tie.

37

\

Gambar 4.12 Time Map setelah dilakukan picking

Dari hasil picking horizon dan struktur ini akan menghasilkan Time Map

yang selanjutnya akan dikonversi menjadi Depth Map. Hasil picking horizon

kemudian di grid sehingga menjadi Time Map dan juga dibuat kontur dari map

ini.

Gambar 4.13 Time Map setelah griding dan dimasukkan fault.

4.2.3.3 Time to Depth Conversion

Dari Time Map ini lalu dilakukan konversi menjadi Depth Map, hal ini

dapat dilakukan dengan beberapa metode seperti metode geostatistika dan

metode Vo-k, namun karena sumur yang digunakan hanya 3 sehingga metode

yang paling baik digunakan adalah metode Vo-k. Pada metode Vo-k, data

38

yang diperlukan adalah TVD SL, TWT, Vavg. Data ini didapat dari data

checkshot pada sumur yang memiliki data checkshot paling baik. Pada tahap

pertama, dilakukan filter data TVD SL yang digunakan. Jika trend TVD SL

menurun maka data tersebut tidak digunakan dikarenakan nilai TVD SL selalu

bertambah. Setelah menentukan data yang digunakan, cari nilai V avg dengan

rumus :

V avg = TVD SL / TWT / 2000

Setelah mendapatkan nilai V avg, dibuat korelasi antara nilai V avg

dengan TWT. Gradien yang dibentuk antara V avg dengan TWT merupakan

nilai k, dan nilai k yang didapat adalah 0.1709.

Setelah mendapatkan nilai k, dicari nilai Vo dari nilai k, nilai TVD SL

dan V avg yang dilihat dari data marker dengan rumus:

Vo = V avg ( TVD SL * K )

Sehingga bisa didapat nilai Vo untuk tiap sumur. Tabel 4.2

menunjukkan nilai Vo yang didapat untuk tiap sumur.

TVD SL TWT OWT V avg

67.6 88.88 44.44 1521.15

167.6 196.15 98.075 1708.9

267.6 300.22 150.11 1782.69

367.6 406.42 203.21 1808.97

467.6 519.24 259.62 1801.09

567.6 631.41 315.705 1797.88

667.6 746.36 373.18 1788.95

767.6 859.81 429.905 1785.51

867.6 969.64 484.82 1789.53

967.6 1076.7 538.345 1797.36

1067.6 1177.8 588.89 1812.9

1167.6 1273.7 636.87 1833.34

1227.55 1319 659.5 1861.33

1267.6 1344.5 672.25 1885.61 Parigi

Tabel 4.3 Data TVD SL, TWT, OWT, V avg formasi parigi

39

Gambar 4.14 Grafik TVD SL dengan V avg Formasi parigi

Well K TWT TVD SL V avg Vo

TMG-01 0.1709 1329.6 1299.8 1955.174 1733.08

TMG-02 0.1709 1317.04 1278.7 1941.779 1723.289

SKM-01 0.1709 1285.26 1300.1 2023.077 1800.933

Tabel 4.4 Tabel perhitungan Vo Formasi parigi

Setelah mendapatkan data Vo, lalu dilakukan grid pada nilai Vo. Setelah

mendapatkan hasil grid Vo lalu buat Depth Map menggunakan mathematical

operations dengan rumus :

Depth Map = ( $Input1*$Input2/2000)/(1-$Input1*(0.1708685266/2000 )

Dengan Input 1 : Data TWT

Input 2 : Vo

K : 0.1708685266

y = 0.1709x + 1657.2

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

0200400600800

100012001400160018002000

TVD SL (ms)

V a

vera

ge (

m/s

)

Grafik TVD SL-Vavg PRG

40

Gambar 4.15 Hasil Grid Vo

Gambar 4.16 Rumus metode Vo-k pada Mathematical Operation

Gambar 4.17 Hasil Depth Map setelah dimasukkan fault.

41

4.2.3.4 Background Model

Pada metode inversi Impedansi Akustik dibutuhkan model awal untuk

mengikat data seismik agar hasil inversi sesuai dengan data seismik awal. Pada

pembuatan model awal ini input yang dimasukkan adalah Time Map, pada

penelitian ini Time Map diisi dengan nilai konstan dengan nilai Top 900 ms dan

nilai Bottom 2300 ms sebagai batas nilai, input yang dibutuhkan lagi adalah data

log AI yang digunakan untuk mengisi data dengan frekuensi rendah yang tidak ada

pada data seismik.. Section hasil model awal inversi dapat dilihat pada gambar 4.18

. lalu dilihat korelasi antara log model awal inversi dengan data seismik sehingga

didapat nilai korelasi seperti berikut:

Sumur Korelasi dengan data seismik

SKM-01 0.6556862

TMG-01 0.69414824

TMG-02 0.57349432

Tabel 4.5 hasil korelasi antara model awal inversi dengan data seismik.

Gambar 4.18 Model awal Inversi formasi Parigi.

42

Gambar 4.19 Korelasi data log model awal dengan data seismik.

Gambar 4.20 Korelasi model awal inversi dengan data seismik.

4.2.3.5 Inversi Impedansi Akustik

Pada proses inversi dengan parameter AI ini, digunakan metode Maximum

Likelihood Inversion dengan input :

Data Seismik 3D PSTM

Background model

Wavelet hasil well seismic tie

Amplitude factor : 1,466e-07

Dengan bobot background model 40% data seismik 60%

43

Setelah mendapatkan volume hasil inversi dengan parameter AI dilakukan

ektraksi inversi dengan metode rms ( root mean square ) lalu hasil ditampilkan

pada basemap :

Gambar 4.21 Peta AI.

Dengan tampilan pada section :

Gambar 4.22 Section hasil inversi pada sumur TMG-01.

44

Gambar 4.23 Section hasil inversi pada sumur SKM-01.

Gambar 4.24 Section hasil inversi pada sumur TMG-02.

45

BAB V

ANALISIS DAN PEMBAHASAN

5.1 Analisis Data Log

Dari data log gamma ray, dapat dilihat bahwa nilai log gamma ray pada formasi parigi

hingga Cibulakan Atas pada sumur SKM-01, TMG-01 dan TMG-02 relatif konstan, sehingga

litologi pada formasi parigi hingga Cibulakan Atas merupakan satu kesatuan litologi yaitu

batugamping dilihat dari hasil well log analysis pada studi sebelumnya dan didukung juga

dari geologi regional pada formasi parigi hingga Cibulakan Atas didominasi oleh

batugamping.

Gambar 5.1 Data log gamma ray sumur SKM-01,TMG-01, dan TMG-02 pada formasi parigi hingga

Cibulakan Atas

46

5.2 Analisis Sensitivitas ( Crossplot )

Analisis sensitivitas digunakan untuk mengetahui parameter fisika batuan yang

bersifat sensitive, dalam hal ini dilakukan analisis sensitivitas parameter AI. Dari data log

gamma-ray diketahui bahwa formasi parigi hingga Cibulakan Atas adalah satu kesatuan

litologi batugamping. Oleh karena itu analisis sensitivitas ini digunakan untuk memisahkan

litologi batugamping yang bersifat porous dan batugamping yang bersifat tight. Dalam

crossplot ini digunakan data log densitas, porositas dan AI untuk membedakan batugamping

yang bersifat porous dan tight. Dari gambar 4.3, 4.4, 4.5 dapat disimpulkan bahwa parameter

AI ini merupakan parameter sensitif karena dari grafik crossplot terlihat batugamping yang

bersifat tight ( yang memiliki nilai AI tinggi dan porositas tinggi ) dan batugamping yang

bersifat porous ( yang memiliki nilai AI rendah dan porositas rendah ). Dari gambar 5.2, 5.3,

dan 5.4 juga dapat dilihat dari multimin analysis terlihat batugamping tight berwarna biru dan

batugamping yang porous berwarna hijau.

47

Gambar 5.2 Multimin analysis litologi kiri ke kanan ( SKM-01, TMG-01, TMG-02 ).

5.3 Analisis Well Seismic Tie

Gambar 5.3 Proses Strecth Squeze pada section

48

Gambar 5.4 Hasil korelasi wavelet dan hasil well seismic tie

Pada tahap well seismic tie ini wavelet yang digunakan adalah jenis Ricker karena

jenis ini yang paling cocok untuk seismogram sintetik agar data sumur sama dengan data

seismik. Pada well seismic tie di sumur SKM-01, fase seismogram sintetik perlu dibalik 180

agar diperoleh korelasi yang bagus antara data sumur dengan data seismik, dari hasil well

seismic tie pada sumur SKM-01 diperoleh nilai koefisien korelasi 0.81 dengan shifting -

0.213991 ms dan memiliki energi 0.627535 dengan error 0.0155006, hal ini menunjukkan

bahwa hasil well seismic tie pada sumur SKM-01 sudah cukup baik. Pada well seismic tie

pada sumur TMG-01, didapatkan nilai koefisien korelasi 0.76 dengan shifting -4.177448 ms

dan memiliki energi sebesar 0.510929 dengan error 0.0249984, hasil ini juga dinilai masih

cukup baik dikarenakan nilai koefisien korelasi > 0.6 dan shifting < 10 ms. Sedangkan hasil

well seismic tie pada sumur TMG-02 didapatkan nilai koefisien korelasi 0.72 dengan shifting

-65.153778 ms dengan energi sebesar 0.444531 dan error 0.0326332, dari nilai koefisien

korelasi hasil well seismic tie pada sumur TMG-02 sudah cukup baik namun dari nilai

memiliki shifting yang terlalu besar sehingga hasil well seismic tie dianggap cukup berbeda

dengan data log asli, namun ketika nilai shifting dipaksa mendekati 0, maka seismogram

sintetik sangat berbeda dengan data seismik. Hal ini kemungkinan disebabkan data input pada

saat well seismic tie kurang tepat, yaitu data log dt, data log densitas ataupun checkshot.

49

5.4 Analisis Time Map & Depth Map

Gambar 5.5 Kiri : Time Map, Kanan : Depth Map

Dari hasil picking fault didapatkan sesar pada formasi parigi memiliki arah utara-

selatan, hal ini sesuai dengan geologi regional cekungan Jawa Barat yang memiliki arah sesar

utara-selatan. Untuk hasil picking horizon juga sudah cukup baik dilihat dari kontur pada

Time Map tidak ada yang berpotongan dan tidak ada yang tidak masuk akal. Pada proses

picking horizon sendiri sering terjadi kontur yang tertarik dan berbelok-belok dalam skala

kecil, hal ini dikarenakan pada saat picking crossline berbeda dengan picking pada inline

sehingga kontur pada Time Map akan tertarik. Setelah picking horizon selesai lalu hasil

picking di grid sehingga terbentuk Time Map.

Dari Time Map diketahui bahwa waktu tempuh seismik pada formasi parigi memiliki

rentang antara 1141.22 ms hingga 1901.53 ms dan nilai ini semakin ke arah tenggara semakin

besar. Terdapat 2 tinggian yang ditandai dengan warna jingga pada peta. Sementara rendahan

ditandai dengan warna biru pada peta.

Dari Depth Map juga diketahui bahwa formasi parigi memiliki rentang kedalaman

dari 1142.74 m hingga 1948.8 m. Dari Depth Map juga diketahu bahwa formasi parigi ke

arah tenggara semakin dalam. Terdapat 2 tinggian juga yang ditandai dengan warna jingga.

Korelasi antara Time Map dan Depth Map sangat baik dilihat dari Depth Map yang

menyerupai Time Map. Dari Depth Map sendiri juga didapatkan error maksimal sebesar

0.230103m. Sehingga dapat disimpulkan Time Map dan Depth Map ini cukup baik dan valid

sehingga bisa digunakan untuk menentukan kedalaman pemasangan chasing pada bor

nantinya.

50

Gambar 5.6 Koreksi kedalaman sumur dan error Depth Map

5.5 Analisis Background Model

Dari hasil model awal yang telah dibuat, dapat dilihat bahwa korelasi antara model

awal dengan data seismik pada sumur SKM-01, TMG-01 dan TMG-02 sudah cukup baik, ini

dilihat dari nilai korelasi yang bernilai > 0.5 sehingga bisa dikatakan model awal inversi ini

dapat digunakan untuk melakukan proses inversi. Pada pembuatan model awal ini input yang

dimasukkan adalah Time Map, pada penelitian ini Time Map diisi dengan nilai konstan

dengan nilai Top 900 ms dan nilai Bottom 2300 ms sebagai batas nilai, input yang

dibutuhkan lagi adalah data log AI yang digunakan untuk mengisi data dengan frekuensi

rendah yang tidak ada pada data seismik.

Sumur Korelasi dengan data seismik

SKM-01 0.6556862

TMG-01 0.69414824

TMG-02 0.57349432

Tabel 5.1 hasil korelasi antara model awal inversi dengan data seismik.

51

5.6 Analisis Inversi AI

Gambar 5.7 Peta hasil inversi AI

Dari peta AI pada lapisan parigi diketahui bahwa nilai AI paling tinggi pada daerah

barat laut dan semakin ke arah tenggara semakin rendah. Dari analisis crossplot diketahui

parameter AI ini bisa digunakan untuk membedakan batugamping porous dan batugamping

tight sehingga dapat disimpulkan pada daerah barat laut merupakan litologi batugamping

tight dan pada daerah tenggara merupakan batugamping porous. Setelah di overlay dengan

kontur kedalaman diketahui bahwa batugamping tight terletak pada kedalaman yang lebih

dangkal dan batugamping porous terletak pada kedalaman yang lebih dalam. Peta AI ini

memiliki rentang nilai 5695.1 gr m / cc s hingga 4736.83 1 gr m / cc s . Namun setelah dilihat

korelasi antara hasil inversi AI dengan log AI didapat bahwa nilai korelasi pada tiap sumur

sangat kecil yaitu sekitar 0.002, sehingga dapat disimpulkan data ini tidak baik. Hal ini bisa

disebabkan karena :

Wavelet yang digunakan tidak sesuai pada inversi AI ini

Nilai faktor amplitudo tidak sesuai

Kesalahan pada background model

52

BAB VI

KESIMPULAN DAN SARAN

6.1 Kesimpulan

1. Dari hasil picking fault diketahui bahwa sesar pada formasi parigi memiliki arah

utara-selatan sesuai dengan geologi regional cekungan Jawa Barat.

2. Metode yang digunakan untuk konversi Time Map menjadi Depth Map adalah metode

Vo-K dan dari Depth Map dapat disimpulkan bahwa formasi parigi memiliki litologi

batugamping yang kedalamannya semakin ke arah tenggara semakin dalam dan

terdapat 2 tinggian pada daerah penelitian ini dengan rentang kedalaman 1142.74 m

hingga 1948.8 m.

3. Dari peta hasil inversi AI diketahu bahwa litologi pada lapisan parigi adalah

batugamping tight pada daerah barat laut semakin ke arah tenggara semakin bersifat

porous, sesuai dengan hasil crossplot bahwa parameter AI dapat digunakan untuk

membedakan litologi batugamping porous dengan batugamping tight. Dengan rentang

nilai pada peta inversi adalah 5695.1 gr m / cc s hingga 4736.83 1 gr m / cc s.

4. Nilai korelasi antara hasil inversi dengan data log AI sangat kecil memiliki rata-rata

0.002 sehingga data inversi ini dianggap buruk dan perlu digunakan referensi

parameter lain untuk menentukan persebaran litologi lapisan Parigi pada daerah

penelitian.

6.2 Saran

1. Diperlukan pemeriksaan lagi terhadap parameter-parameter yang mempengaruhi hasil

inversi AI ini.

2. Jika hasil tetap tidak baik, maka bisa dicoba menggunakan parameter inversi yang

lain untuk interpretasi persebaran litologi pada lapisan Parigi di lapangan X, Jawa

Barat ini.

53

DAFTAR PUSTAKA

Karakterisasi Reservoir Seismik, Sukmono, S., Agus. 2001.

Amril, A., Sukowitono., Supriyanto., .1991. Jatibarang Sub Basina half Graben Model in the

Onshoe of North West Java. IPA Proceedings, 20th Annual Convention, Jakarta. hal 279-307.

Arpandi, D., Patmosukismo, S., .1975 The Cibulakan Formation as One of the Most

Prospective Stratigraphic Units in the Northwest Java Basinal Area. IPA Proceeding. Vol 4th

Annual Convention. Jakarta

Budiyani,S., Priambodo, D.,Haksana, B.w.,Sugianto,P., .1991. Konsep Eksplorasi Untuk

Formasi Parigi di Cekungan Jawa Barat Utara. Makalah IAGI. Vol 20th, Indonesia. hal 45-

67.

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

Indonesia

Hamilton, W., 1979, Tectonics of the Indonesian Region. USGS Professional Paper, 1078.

Hunt, J.M., .1979. Petroleum Geochemistry and Geology. xxi+617 pp., 221 figs. Oxford:

Freeman.

Noble, Ron A.,. 1997. Petroleum System of Northwest Java Indonesia. Proceeding IPA. 26th

Annual Convention. hal: 585600.

Reminton. C.H., Nasir. H.,. 1986. Potensi Hidrokarbon Pada Batuan Karbonat Miosen Jawa

Barat Utara. PIT IAGI XV. Yogyakarta

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

Implications for Hydrocarbon Exploration, Offshore Northwest Java, Indonesia. IPA

Proceedings, 24th .Annual Convention, Jakarta. hal 147-162.

http://novianto-geophysicist.blogspot.com/2014/05/geologi-regional-cekungan-jawa-

barat.html (diakses pada 5 Juni 2015)