PENENTUAN ZONA PROSPEK BARU HIDROKARBON DENGAN

MELAKUKAN ANALISIS ATRIBUT DAN PERBANDINGAN

AMPLITUDO TERHADAP FREKUENSI PADA LAPANGAN “ACE”

(SKRIPSI)

Oleh :

MUHAMMAD AMRI SATRIA

KEMENTERIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

UNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2016

i

ABSTRACT

DETERMINING HYDORCARBON NEW PROSPECT ZONES WITH

ANALYZING ATTRIBUTES AND COMPARING AMPLITUDO TO

FREQUENCY IN “ACE” FIELD

By

MUHAMMAD AMRI SATRIA

Gas and oil exploration is a step to find new fields which contain gas and oil reserve.

To know a field contains oil and gas reserve has to be done a deep survey and

involve several geophysical methods. The methods which are effective to be used

in oil and gas exploration are seismic reflection and well logging. Integrating

seismic reflection and logging data will resulting a whole and accurate

interpretation. North West Java Basin contains abundant resources like oil and gas.

Research area geologically included in Massive Formation. This formation was

dominated by sandstone which contains glauconit with the alternate of clay and thin

limestone. The sandstone in Massive Formation has a wide spreading and is an

important oil reservoir. The analysis result of amplitudo and frequency attributes

will be extracted into the research area which has been interpretated before. The

zones which have same responses as the produced area, allegedly as a hydrocarbon

new prospect zones. Then, by analyzing log data from produced area we can

estimate physical properties from the prospect zones. The research was aimed to

find new prospect zones around the produced area, which can be useful for ACE

field development.

Key word : Attributes, Logging, Massive Formation, North West Java Basin,

Seismic Reflection.

ii

ABSTRAK

PENENTUAN ZONA PROSPEK BARU HIDROKARBON DENGAN

MELAKUKAN ANALISIS ATRIBUT DAN PERBANDINGAN

AMPLITUDO TERHADAP FREKUENSI PADA LAPANGAN “ACE”

Oleh

MUHAMMAD AMRI SATRIA

Eksplorasi minyak dan gas bumi merupakan tahapan pencarian lapangan-lapangan

baru yang memiliki cadangan minyak dan gas bumi. Metode yang cukup efektif

digunakan di dalam eksplorasi minyak dan gas bumi antara lain adalah metode

seismik refleksi dan logging. Mengintegrasikan keduanya akan menghasilkan

interpretasi yang lebih akurat dan menyeluruh. Cekungan Jawa Barat Utara

menyimpan kandungan sumber daya alam yang melimpah, seperti minyak dan gas

bumi. Daerah penelitian secara geologi masuk ke dalam Formasi Massive. Formasi

ini didominasi oleh batupasir yang mengandung glaukonit dengan perselingan

batulempung dan sedikit batugamping tipis. Batupasir dalam formasi Massive

mempunyai pelamparan yang sangat luas dan merupakan reservoir minyak yang

sangat penting. Analisis atribut amplitudo dan frekuensi akan diekstrak pada daerah

penelitian yang telah diinterpretasi sebelumnya. Daerah yang memiliki respon

atribut yang sama dengan lapangan yang telah berproduksi, diperkirakan sebaga

zona prospek baru hidrokarbon. Kemudian, dengan melakukan analisis data log

pada lapangan yang telah berproduksi akan dapat diperkirakan sifat-sifat fisis

batuan pada zona prospek baru hidrokarbon. Penelitian dimaksudkan untuk mencari

zona-zona prospek baru hidrokarbon di sekitar lapangan yang telah berproduksi,

yang akan berguna bagi pengembangan lapangan ACE.

Kata kunci : Atribut, Cekungan Jawa Barat Utara, Formasi Massive, Seismik

Refleksi, Logging.

iii

PENENTUAN ZONA PROSPEK BARU HIDROKARBON DENGAN

MELAKUKAN ANALISIS ATRIBUT DAN PERBANDINGAN

AMPLITUDO TERHADAP FREKUENSI PADA LAPANGAN “ACE”

Oleh

MUHAMMAD AMRI SATRIA

Skripsi

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar

SARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik Geofisika

Fakultas Teknik Universitas Lampung

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI, DAN PENDIDIKAN TINGGI

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS LAMPUNG

2016

viii

RIWAYAT HIDUP

Penulis bernama lengkap Muhammad Amri Satria. Lahir

di Jakarta Timur, D.K.I Jakarta pada tanggal 20

September 1992. Penulis merupakan anak kedua dari dua

bersaudara, dari pasangan Bapak Supriyanto dan Ibu M.D.

Prihatini. Penulis memiliki seorang abang bernama

Muhammad Arif Satria. Alamat rumah penulis di Jl.

Marga Mulya No.48 RT 06 RW 05, Halim Perdana Kusumah, Jakarta Timur,

D.K.I Jakarta 13610.

Penulis berkebangsaan Indonesia dan beragama Islam. Pendidikan yang pernah

ditempuh oleh penulis :

1. Taman Kanak-Kanak Angkasa 1, diselesaikan pada tahun 1998

2. SD Swasta Angkasa 1 Jakarta, diselesaikan pada tahun 2004

3. SMP Negeri 20 Jakarta, diselesaikan pada tahun 2007

4. SMA Negeri 91 Jakarta, diselesaikan pada tahun 2010.

Pada bulan Agustus 2010 penulis terdaftar sebagai mahasiswa Teknik Geofisika

Universitas Lampung. Selama menjadi mahasiswa, penulis terdaftar sebagai

mahasiswa penerima beasiswa PGN. Penulis juga aktif di berbagai kegiatan

kampus antara lain sebagai Anggota Himpunan Mahasiswa Geofisika Indonesia

(2010-sekarang), Anggota bidang Sosial Budaya Masyarakat HIMA TG

vii

viii

BHUWANA (2011/2012), Anggota bidang Riset dan Teknologi Badan Eksekutif

Mahasiswa Fakultas Teknik (2011-2012), Ketua Divisi bidang Sosial Budaya

Masyarakat HIMA TG BHUWANA (2012/2013), Presiden American

Association of Petroleum Geologist (2013/2014) dan Pemimpin Redaksi Cremona

– Unit Kegiatan Mahasiswa Bidang Jurnalistik (2013/2014). Pada Juli 2014

penulis melakukan Kuliah Kerja Nyata di Kelurahan Sumber Agung Kecamatan

Kasui Kabupaten Way Kanan. Pada bulan Oktober-Desember 2014, penulis

melakukan Kerja Praktek di Pertamina Hulu Energi – Offshore Northwest Java

Jakarta dengan judul “Post Stack Time Migration Data 2D Marine Lapangan “X”

di Daerah Utara Laut Jawa”. Pada semester akhir bulan Agustus 2016 - November

2016 penulis melakukan Tugas Akhir di Pertamina Hulu Energi Offshore

Northwest Java dengan judul “Penentuan Zona Prospek Baru Hidrokarbon

Dengan Melakukan Analisis Atribut Dan Perbandingan Amplitudo Terhadap

Frekuensi Pada Lapangan ACE” di Daerah Laut Utara Jawa .

ix

PERSEMBAHAN

Bismillahirrohmanirrohiim, dengan mengucap syukur kehadirat Allah SWT,

Saya persembahkan karya ini kepada :

Ayah dan mama, Supriyanto dan Maria Dominika Prihatini yang selalu mendoakan, menafkahi dan menyayangi dengan

tulus hingga saya mampu menyelesaikan pendidikan S1

Abangku Muhammad Arif Satria yang telah mendukung dan

membantu selama ini

Keluarga besar yang selalu mendukung

Sari Elviani yang selalu berjuang bersama dalam menjalani

semuanya

Teman-teman Suzuran yang selalu ada baik dalam suka

maupun duka

Serta almamater tercinta, Universitas Lampung.

x

MOTTO

“Don’t tell how educated you are, tell me how much you travelled” (Rasulullah SAW)

“It’s hard to fail, but it is worse to never have

tried to succeed”

(Anonymous)

“Life isn’t about finding yourself, it’s about creating yourself”

(George Bernard Shaw)

“Hidup untuk bahagia, bahagia untuk hidup”

(Muhammad Amri Satria)

xi

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT atas segala limpahan rahmat,

taufik serta hidayah-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan skripsi yang

berjudul PENENTUAN ZONA PROSPEK BARU HIDROKARBON DENGAN MELAKUKAN

ANALISIS ATRIBUT DAN PERBANDINGAN AMPLITUDO TERHADAP FREKUENSI

PADA LAPANGAN “ACE” sebagai salah satu syarat untuk mencapai gelar sarjana pada

Jurusan Teknik Geofisika, Fakultas Teknik, Universitas Lampung.

Sholawat dan salam senantiasa tercurah untuk sang Teladan dan Pemimpin umat,

junjungan umat, Nabi Muhammad SAW, yang telah membawa umat manusia dari

zaman Jahiliyah kepada zaman yang berilmu pengetahuan seperti saat ini.

Penulis menyadari bahwa penyusunan skripsi ini masih jauh dari kesempurnaan.

Oleh karena itu, kritik dan saran diharapkan untuk perbaikan di masa yang akan

datang. Harapannya semoga skripsi ini dapat berguna dan bermanfaat bagi kita

semua. Aamiin.

Bandar Lampung, Agustus 2016

Penulis,

Muhammad Amri Satria

xii

SANWACANA

Puji syukur kehadirat Allah SWT yang Maha Pengasih dan Maha Penyayang

karena atas rahmat dan hidayah-Nya skripsi yang berjudul “Penentuan Zona

Prospek Baru Hidrokarbon Dengan Melakukan Analisis Atribut Dan

Perbandingan Amplitudo Terhadap Frekuensi Pada Lapangan ACE” dapat

terselesaikan dengan baik sebagai syarat memperoleh gelar Sarjana Teknik pada

Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung.

Penulis sadari pengerjaan skripsi ini dapat berjalan dan selesai dengan baik adalah

berkat dukungan materil maupun moral dari berbagai pihak. Kebaikan dari banyak

pihak tersebut penulis sadari tidak dapat dibalas satu persatu. Untuk itu pada

kesempatan ini penulis mengucapkan terimakasih yang sebesar-besarnya kepada:

1. Orang tua saya Supriyanto dan M.D Prihatini yang dengan penuh kasih

sayang selalu mendidik anaknya dengan sabar walaupun dengan perjuangan

dan kerja keras.

2. Om David Tobing yang telah banyak membantu penulis dengan memberikan

kesempatan untuk melaksanakan kerja praktek dan tugas akhir di PHE-

ONWJ, tanpa bantuan beliau mungkin skripsi ini belum dapat terselesaikan.

3. Bapak Dadan Ramdan selaku pembimbing penulis dalam menjalankan

penelitiannya di PHE-ONWJ yang tidak pernah lelah mengajarkan dan

membimbing penulis dengan penuh kesabaran.

4. Karyawan dan karyawati PHE-ONWJ yang menemani dan mengajarkan

penulis serta mengajak penulis untuk bermain futsal bersama Mas Aldif, Mas

Aji, Mas Dani, Bang Norman, Pak Mansyur, Pak Dadan dan lain-lain.

xiii

5. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, M.T., selaku Ketua Jurusan dan orang tua saya

di kampus yang dengan sabar membimbing dan mengarahkan mahasiswanya

dan selalu membantu dalam banyak hal.

6. Bapak Syamsurijal Rasimeng S.Si., M.Si. dan Bapak Dr. Ordas Dewanto

S.Si., M.Si. selaku dosen Pembimbing dan Penguji yang telah bersedia

meluangkan waktunya memberikan bimbingan akademik yang berharga.

7. Seluruh dosen, karyawan, dan staff Teknik Geofisika Universitas Lampung

atas semua ilmu pengetahuan dan bimbingan moral yang penulis peroleh

selama perkuliahan.

8. Muhammad Arif Satria selaku abang dari penulis yang selalu mendukung dan

memberikan arahan bagi penulis.

9. Keluarga besar yang selalu mendukung penulis selama ini.

10. Sari Elviani yang selalu menemani penulis dan bertahan serta berjuang

bersama dalam menjalani perkuliahan dan kehidupan sehingga penulis dapat

menyelesaikan skripsi ini.

11. Sahabat-sahabat Suzuran yang selalu ada baik di kala suka maupun duka dan

telah memberikan banyak arti dalam hidup penulis selama menjalani masa-

masa kuliah dan kehidupan bersama Kak Aji, Kak Tanjung, Kak Mamet, Kak

Aan, Kak Bebew, Bima, Nando dan Ade.

12. Sahabat-sahabat Amank Foundation yang telah menemani penulis semenjak

masa-masa SMA hingga sekarang dan sampai akhir nanti bersama Marshal,

Ecle, Unyil, Amank, Patra, Akbar, Fally, Ipan dan Aldy.

13. Sahabat-sahabat Mucho Macho yang menemani penulis dan berbagi

pengalaman serta memberikan dukungan semenjak masa-masa SMP hingga

sekarang ini bersama Rendy, Tyo, Arif, Sesar, Rino, Hendry, Fahmi dan

Mamad.

14. Teman-teman angkatan 2010 Teknik Geofisika Universitas Lampung yang

menemani penulis dari awal masa perkuliahan hingga sekarang, kalian akan

selalu menjadi bagian dari hidup penulis dan tak akan pernah tergantikan.

15. Kakak-kakak Teknik Geofisika Universitas Lampung angkatan 2004, 2007,

2008 dan 2009 yang meramaikan suasana kampus selama masa perkuliahan.

xiv

16. Adik-adik Teknik Geofisika Universitas Lampung angkatan 2011, 2012,

2013, 2014 dan 2015 yang menemani penulis selama masa perkuliahan.

17. Bude Eli, Bude Ita dan Mas Edo yang memberikan ceramah dan cerita di

Kantin Tekim.

18. Teman-teman seperjuangan selama masa tugas akhir di PHE-ONWJ bersama

Teh Syifa, Mas Andy, Vidi, Ari dan Edo yang memberi warna dan motivasi

tersendiri bagi penulis selama menjalankan penelitian.

19. Haters yang memberikan warna berbeda dalam kehidupan penulis.

20. Dan kepada seluruh pihak yang tidak dapat disebutkan satu persatu yang telah

membantu penulis dalam penyelesaian skripsi ini.

Bandar Lampung, Agustus 2016

Penulis

Muhammad Amri Satria

xv

DAFTAR ISI

ABSTRACT ....................................................................................................... i

ABSTRAK ........................................................................................................ ii

COVER DALAM ............................................................................................. iii

HALAMAN JUDUL ........................................................................................ iv

LEMBAR PENGESAHAN .............................................................................. v

PERNYATAAN KEASLIAN ........................................................................... vi

RIWAYAT HIDUP ........... ............................................................................... vii

PERSEMBAHAN .............................................................................................. vii

MOTTO ............................................................................................................ ix

KATA PENGANTAR ....................................................................................... x

SANWACANA ................................................................................................. xi

DAFTAR ISI ..................................................................................................... xii

DAFTAR GAMBAR ........................................................................................ xiii

DAFTAR TABEL ............................................................................................ xiv

I. PENDAHULUAN .......................................................................... 1

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

1.2. Tujuan Penelitian ...................................................................... 3

1.3. Batasan Masalah ....................................................................... 3

II. TINJAUAN PUSTAKA ................................................................. 4

2.1. Geologi Regional ...................................................................... 4

2.2. Tektonik ..................................................................................... 5

2.3. Tatanan Stratigrafi .................................................................... 8

xvi

2.4. Sedimentasi Cekungan Jawa Barat Utara .................................. 13

2.5. Petroleum System Cekungan Jawa Barat Utara ........................ 14

III. TEORI DASAR .............................................................................. 16

3.1. Gelombang Seismik .................................................................. 16

3.2. Metode Seismik Refleksi .......................................................... 17

3.3. Prinsip Dasar Metode Seismik .................................................. 18

3.3.1. Prinsip Huygen’s ............................................................. 18

3.3.2. Prinsip Fermat ................................................................. 19

3.3.3. Prinsip Snellius ............................................................... 19

3.4. Komponen Seismik Refleksi ..................................................... 20

3.4.1. Impedansi Akustik .......................................................... 21

3.4.2. Koefisien Refleksi ........................................................... 21

3.4.3. Polaritas ........................................................................... 22

3.4.4. Fasa ................................................................................. 23

3.4.5. Resolusi Data Seismik .................................................... 24

3.4.5.1. Resolusi Vertikal Seismik .................................. 25

3.4.5.2. Resolusi Horisontal Seismik ............................... 26

3.4.6. Wavelet ............................................................................ 27

3.4.7. Seismogram Sintetik ....................................................... 27

3.4.8. Survei Checkshot ............................................................ 28

3.5. Atribut Seismik ......................................................................... 29

3.6. Pengertian Well Logging ........................................................... 32

3.7. Macam-Macam Metode Well Logging ..................................... 33

3.7.1. Wireline Logging ............................................................ 33

3.7.2. Logging While Drilling ................................................... 34

3.8. Jenis-Jenis Logging ................................................................... 37

3.8.1. Log Gamma Ray ............................................................. 37

3.8.2. Log Spectral Gamma Ray ............................................... 38

3.8.3. Log Spontaneous Potential ............................................. 39

3.8.4. Log Densitas ................................................................... 42

3.8.5. Log Neutron .................................................................... 42

3.8.6. Log Resistivitas ............................................................... 43

3.8.7. Log Sonik ........................................................................ 44

IV. METODOLOGI PENELITIAN ................................................... 45

4.1. Waktu dan Tempat Penelitian ................................................... 45

4.2. Alat dan Bahan .......................................................................... 46

4.3. Tahapan Penelitian .................................................................... 48

4.3.1. Pengolahan Data Tahap 1 ............................................... 48

4.3.2. Pengolahan Data Tahap 2 ............................................... 49

4.3.3. Pengolahan Data Tahap 3 ............................................... 50

4.4. Diagram Alir Penelitian ............................................................ 53

V. HASIL DAN PEMBAHASAN ...................................................... 54

5.1. Well-Seismic Tie ........................................................................ 54

5.2. Interpretasi Fault & Horizon .................................................... 56

xvii

5.3. Peta Struktur Waktu .................................................................. 68

5.4. Analisa Kualitatif dan Kuantitatif ............................................. 70

5.5. Atribut Volum Seismik ............................................................. 75

5.6. Analisis Atribut Amplitudo ....................................................... 80

5.7. Perbandingan Amplitudo Terhadap Frekuensi ......................... 90

5.8. Korelasi Data Log Dengan Data Seismik .................................. 70

VI. KESIMPULAN DAN SARAN ...................................................... 102

6.1. Kesimpulan ............................................................................... 102

6.2. Saran ......................................................................................... 103

DAFTAR PUSTAKA ............................................................................ 104

LAMPIRAN ............................................................................................. 106

xviii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Peta Tektonik dan Sub-Cekungan Jawa Barat Utara ............. 5

Gambar 2.2. Peta Struktur Waktu Dari Batuan Dasar di ONWJ

Menunjukkan Unsur Tektonik dan Pola Sesar ....................... 8

Gambar 2.3. Stratigrafi Regional Offshore Northwest Java ....................... 13

Gambar 3.1. Prinsip Kerja Metode Seismik Refleksi ................................. 18

Gambar 3.2. Pemantulan dan Pembiasan Pada Bidang Batas Dua

Medium Untuk Gelombang Primer ........................................ 20

Gambar 3.3. Komponen Dasar Trace Seismik ........................................... 21

Gambar 3.4. Polaritas Normal & Polaritas Terbalik ................................... 23

Gambar 3.5. Macam-Macam Fasa Sebuah Wavelet ................................... 24

Gambar 3.6. Resolusi Dan Deteksi Data Seismik Ditunjukkan Dengan

Persamaan Gelombang Seismik ............................................. 26

Gambar 3.7. Sintetik Seismogram Yang Didapat Dengan

Mengkonvolusikan Koefisien Refleksi Dengan Wavelet ...... 28

Gambar 3.8. Survei Checkshot .................................................................... 29

Gambar 3.9. Klasifikasi Atribut Seismik .................................................... 31

Gambar 3.10. Perbandingan Antara Kurva Gamma Ray Dengan Kurva SP

dan Caliper ............................................................................. 38

Gambar 3.11. Pergerakan Kurva SP Di Dalam Lubang Bor ........................ 40

xix

Gambar 3.12. Kenampakan Kurva SP Terhadap Berbagai Variasi Litologi 41

Gambar 4.1. Basemap Daerah Penelitian.................................................... 46

Gambar 4.2. Data Seismik .......................................................................... 47

Gambar 4.3. Diagram Alir Penelitian ......................................................... 53

Gambar 5.1. Pembuatan Seismogram Sintetik............................................ 55

Gambar 5.2. Frekuensi Dominan Pada Well-Seismic Tie ........................... 56

Gambar 5.3. Proses Interpretasi Zona Patahan ........................................... 58

Gambar 5.4. Interpretasi Tiap Kenaikan 100 Line & Trace ....................... 60

Gambar 5.5. Interpretasi Tiap Kenaikan 50 Line & Trace ......................... 62

Gambar 5.6. Interpretasi Tiap Kenaikan 10 Line & Trace ......................... 64

Gambar 5.7. Interpretasi Horizon Pada Daerah Sumur ACE-1 .................. 66

Gambar 5.8. Interpretasi Horizon Pada Daerah Sumur ACE-2 .................. 67

Gambar 5.9. Peta Kontur Struktur Waktu ................................................... 69

Gambar 5.10. Analisa Kualitatif Pada Seismic Line 3261 ............................ 72

Gambar 5.11. Contoh Bright Spot Dengan Nilai Amplitudo Negatif ........... 73

Gambar 5.12. Contoh Bright Spot Dengan Nilai Amplitudo Positif ............ 74

Gambar 5.13. Contoh Reflection Strength Pada Line 3261 .......................... 76

Gambar 5.14. Contoh Instantaneous Frequency Pada Line 3261 ................ 78

Gambar 5.15. Max. Positive Amplitude Pada Volum Reflectivity ................ 82

Gambar 5.16. RMS Amplitude Pada Volum Reflectivity ............................... 83

Gambar 5.17. Max. Positive Amplitude Pada Volum Reflection Strength .... 85

Gambar 5.18. RMS Amplitude Pada Volum Reflection Strength .................. 86

Gambar 5.19. Max Positive Amplitude Pada Volum Instantaneous

Frequency ............................................................................... 88

xx

Gambar 5.20. RMS Amplitude Pada Volum Instantaneous Frequency ........ 89

Gambar 5.21. Respon Perbandingan Amplitudo-Frekuensi ......................... 92

Gambar 5.22. Perbesaran Respon Perbandingan Amplitudo-Frekuensi ....... 93

Gambar 5.23. Sumur Yang Telah Berproduksi Pada Lapangan ACE .......... 97

Gambar 5.24. Data Log Sumur ACE-1 Pada Zona ACE-44 ........................ 98

Gambar 5.25. Data Log Sumur ACE-2 Pada Zona ACE-44 ........................ 99

Gambar 5.26. Data Log Sumur ACE-3 Pada Zona ACE-44 ........................ 99

Gambar 5.27. Data Log Sumur ACE-3ST Pada Zona ACE-44 .................... 100

xxi

DAFTAR TABEL

Tabel 4.1 Jadwal Kegiatan Penelitian ................................................................. 45

1

BAB I.

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Eksplorasi minyak dan gas bumi merupakan tahapan pencarian lapangan-lapangan

baru yang memiliki cadangan minyak dan gas bumi. Untuk mengetahui apakah

suatu lapangan dianggap memiliki cadangan minyak dan gas bumi, perlu

dilakukan penelitian mendalam dan melibatkan metode-metode geofisika terkait.

Metode yang cukup efektif digunakan di dalam eksplorasi minyak dan gas bumi

antara lain adalah metode seismik refleksi dan logging.

Integrasi antara data log dan data seismik telah menjadi perhatian dari para

geophysicist dan geologist. Kedua data ini memiliki kelebihan dan kelemahan

masing-masing. Data seismik memiliki resolusi horizontal yang baik dengan

resolusi vertikal yang kurang baik, sementara data log memiliki resolusi vertikal

yang sangat baik namun resolusi horizontalnya buruk. Mengintegrasikan

keduanya akan menghasilkan interpretasi yang lebih akurat dan menyeluruh

(Badri, 2014).

2

Data log yang diperoleh dari pengukuran langsung pada sumur diikat ke dalam

data seismik. Hal ini bertujuan agar horizon seismik dapat diletakkan pada

kedalaman yang sebenarnya dengan membuat seismogram sintetik. Dari hasil

pengikatan tersebut kemudian dilakukan interpretasi data seismik, interpretasi

dilakukan pada data seismik yang telah diakuisisi dan diolah sebelumnya.

Interpretasi data seismik bertujuan untuk menganalisis struktur bawah permukaan

dengan harapan menemukan zona-zona yang dianggap prospek sebagai reservoir

minyak dan gas bumi.

Dalam interpretasi data seismik diperlukan kemampuan untuk mencirikan

beberapa perubahan atribut kecil yang dapat dihubungkan dengan keadaan geologi

bawah permukaan. Atribut seismik adalah segala informasi yang diperoleh dari

data seismik baik melalui pengukuran langsung, komputasi maupun pengalaman.

Seismik atribut diperlukan untuk ’memperjelas’ anomali yang tidak terlihat secara

kasat mata pada data seismik biasa (Abdullah, 2008). Terdapat berbagai macam

atribut seismik, adapun yang digunakan di dalam penelitian ini antara lain adalah

Reflection Strength, Instantaneous Frequency dan Coherency.

Masing-masing dari atribut tersebut memiliki kelebihan dan kekurangan

masing-masing, sebagai contoh Reflection Strength berfungsi untuk menampilkan

kontras impedansi akustik pada penampang seismik, namun tidak dapat dibedakan

zona-zona yang mengalami kenaikan nilai impedansi akustik (increase

impedance) atau penurunan nilai impedansi akustik (decrease impedance).

Dengan memanfaatkan kelebihan dari masing-masing atribut, maka zona prospek

3

baru hidrokarbon dapat ditentukan berdasarkan perbandingan dengan pola yang

tampak pada lapangan yang telah berproduksi (terbukti mengandung

hidrokarbon).

1.2 Tujuan Penelitian

Adapun tujuan dari penelitian ini antara lain adalah :

1. Melakukan interpretasi struktur geologi bawah permukaan di daerah penelitian.

2. Melakukan identifikasi reservoar hidrokarbon dengan menganalisa atribut

amplitudo dan frekuensi di daerah penelitian.

3. Menentukan zona prospek hidrokarbon pada daerah penelitian.

1.3 Batasan Masalah

1. Lapangan ACE merupakan salah satu wilayah kerja proyek milik PHE-ONWJ.

2. Zona yang mejadi target penelitian adalah ACE-44 pada formasi Massive

(Upper Cibulakan).

3. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data seismik 3D PSTM dan

data sumur ACE yang berjumlah 4.

4. Tahapan interpretasi patahan dan horizon hanya salah satu tahapan untuk

membuat peta struktur waktu & volume atribut seismik dan bukan merupakan

fokus di dalam penelitian ini.

5. Proses evaluasi dan identifikasi daerah penelitian akan dilakukan dengan

membuat peta struktur waktu, persebaran amplitudo dan analisis zona prospek

hidrokarbon.

4

BAB II.

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Geologi Regional

Secara regional daerah wilayah kerja PHE-ONWJ adalah bagian dari

Cekungan Jawa Barat Utara yang relatif stabil, yang merupakan bagian tepi

dari Kontinen Sundaland dan terbentuk akibat aktifitas rifting pada zaman

Eosen. Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari 4 depocenter, yaitu Sub-

Cekungan Arjuna Utara, Tengah, Selatan dan Sub-Cekungan Jatibarang.

Depocenter tersebut diisi secara dominan oleh endapan Tersier dengan

ketebalan di tempat terdalam mencapai lebih dari 5.500 meter.

5

Gambar 2.1 Peta Tektonik dan Sub-Cekungan Jawa Barat Utara (Sugeng

Herbudiyanto)

2.2 Tektonik

Cekungan Lepas Pantai Jawa Barat Utara merupakan salah satu dari sekian

banyak cekungan busur belakang atau cekungan semenanjung yang berkembang

di belakang Busur Vulkanik Jawa. Cekungan tersebut dibentuk sebagai reaksi

tumbukan antara Lempeng Jawa dengan Lempeng Indo-Australia selama masa

Eosen Awal hingga Oligosen. Kemiringan dari Lempeng Sunda ke arah Selatan

mungkin sebagai tanggapan atas penunjaman dari lempeng samudra di bawah

Lempeng Sunda. Zona penunjaman saat ini berada di bawah Lempeng Indonesia

sejajar dengan Pesisir Selatan Jawa. Terdapat bukti bahwa zona subduksi terletak

di sebelah Utara dari Pesisir Utara Jawa sekarang selama masa Kretaseus. Zona

6

subduksi, berasosiasi dengan vulkanisme, nampak telah berpindah ke arah

Selatan, mencapai posisi saat ini dalam kurun waktu terakhir.

Pergerakan lempeng tektonik telah dikontrol oleh perkembangan struktur dan

sedimentasi dari Cekungan Jawa Barat Utara. Trend struktur regional

berorientasi barat–timur, sejajar dengan zona penunjaman Jawa dan merupakan

hasil dari gaya kompresi berarah Utara–Selatan. Gaya tensional Utara-Selatan

telah menghasilkan blok patahan Utara–Selatan yang jelas. Blok patahan ini

menjadi penyebab atas perkembangan Cekungan Jawa Barat Utara yang di

dalamnya terdapat beberapa sub-basin serta tinggian batuan dasar.

Daerah Offshore North West Java (ONWJ) PSC terletak di bagian lepas pantai

dari Cekungan Jawa Barat Utara yang mana merupakan sebuah cekungan zaman

Tersier dan berbentuk asimetris dengan arah barat daya–timur laut yang terletak

di sebelah Selatan tepian Lempeng Benua Sunda yang terbentuk sebelum

Kretaseus Akhir. Hal tersebut bisa dibagi, dari barat ke timur, ke dalam Palung

Utara Seribu, Cekungan Arjuna, Graben E-15 dan Cekungan Jatibarang. Hal

yang paling penting dari bagian–bagian tersebut adalah Cekungan Arjuna, yang

mengapit akumulasi hidrokarbon di area kontrak. Cekungan ini, yang dibagi

menjadi sub-cekungan bagian Utara (sekitar kedalaman 14000 ft ke batuan dasar)

dan bagian Selatan (sekitar 18000 ft ke batuan dasar), berisi suksesi Syn Rift–Rift

fill berumur Oligosen Bawah sampai Atas yang pada umumnya terdiri dari

deposit non-marine dan kemudian ditindih oleh suksesi Oligosen Atas sampai

Miosen Bawah berupa endapan paralik sampai sedimen marine. Saat fasa rifting,

7

rotasi blok utama dan peristiwa trunkasi (pemotongan) menjelaskan dua fasa dari

sedimentasi Syn–Rift (ekivalen Jatibarang dan Formasi Talang Akar Kontinen).

Sedimen Syn–Rift berkisar dari fasies fluvial yang terangkut secara aksial dan

serpih/batubara endapan lakustrin di pusat–pusat cekungan, hingga batuan klastik

berbutir kasar yang tidak matang berasal dari batuan dasar pada tepian Rift (Rift

Margin). Aktifitas vulkanisme secara jelas tercatat dalam fasa pertama dari

beberapa fasa tersebut.

Pada saat Oligosen paling akhir, aktifitas rifting secara umum telah berhenti dan

daerah Arjuna berkembang menjadi suatu daratan pesisir terbentang mendatar

yang ektensif. Juga diendapkan batuan sedimen delta post-rift yang berupa

batubara, batulempung delta depan dan batu pasir estuarin (Talang Akar Delta)

dengan asal pengendapan pada umumnya dari arah Utara dan Barat. Dengan

menerusnya penurunan lendut (flexural subsidence) dan muka air laut yang

relatif naik pada zaman Miosen, terendapkan karbonat laut dangkal (Baturaja),

serpih, batulanau dan batupasir dekat dengan pantai (Main–Massive) dan build

up karbonat (Parigi dan Pre-Parigi).

8

Gambar 2.2 Peta Struktur Waktu Dari Batuan Dasar di ONWJ Menunjukkan

Unsur Tektonik dan Pola Sesar (Sugeng Herbudiyanto)

2.3 Tatanan Stratigrafi

Sedimentasi Tersier dari Cekungan Jawa Barat Utara dapat dipisahkan dalam dua

kelompok utama, yaitu pengisian sedimen yang berhubungan dengan rifting,

pada umumnya didominasi oleh urutan sedimen non-marine atau darat, dan yang

kedua adalah pengisian pada saat penurunan cekungan (post-rift sag) yang

didominasi oleh urutan sedimentasi marine dan marginal marine.

Secara stratigrafi, endapan Tersier di Cekungan Jawa Barat Utara dapat dibagi

menjadi 6 formasi batuan utama, yaitu Banuwati/Jatibarang, Talang Akar,

Baturaja, Main-Massive, Pre Parigi-Parigi, dan Cisubuh.

9

Empat diantaranya sudah terbukti sebagai perangkap hidrokarbon yang cukup

efektif, yaitu Formasi Talang Akar, Baturaja, Main-Massive, dan Parigi. Dari

empat formasi tersebut terdapat kurang lebih dua puluh zona reservoir penghasil

hidrokarbon dengan kedalaman berkisar antara 500-2.000 meter di bawah

permukaan laut. Uraian di bawah ini memberikan penjelasan mengenai kelima

formasi batuan tersebut.

1. Formasi Jatibarang/Banuwati :

Merupakan batuan tertua yang diendapkan pada Early- Rift System atau fasa 1

Syn-Rift, berumur Eosen Tengah hingga Oligosen Awal yang menumpang

secara tidak selaras di atas batuan Pre-Tersier. Formasi Jatibarang merupakan

endapan yang tebal dan didominasi oleh endapan danau dan darat. Umumnya

terdiri dari klastik berupa fanglomerate, batupasir konglomerat, batupasir

fluvial dan serpih. Terdapat juga batupasir vulkanik yang berselingan dengan

lava basaltik dan andesitik. Sangat sedikitnya hidrokarbon yang terperangkap

pada formasi ini membuktikan bahwa formasi ini kurang efektif sebagai

batuan reservoar.

2. Formasi Talang Akar

Formasi ini di beberapa tempat terletak tidak selaras di atas Formasi

Jatibarang/Banuwati. Formasi ini terbagi menjadi dua anggota, yaitu Talang

Akar bagian bawah yang berumur Oligosen Tengah dan diendapkan pada saat

10

fasa 2 Syn-Rift. Talang Akar bagian bawah ini pada umumnya merupakan

endapan delta dan didominasi oleh endapan batupasir, batuan serpih, juga

batubara. Batupasir dari formasi ini secara ekonomi penting, karena

ditemukan sebagai reservoar minyak yang utama di beberapa lapangan. Di

bagian dalam pada sub-cekungan, batuan serpih berkarbon merupakan batuan

induk dimana hidrokarbon terbentuk. Anggota Talang Akar berikutnya adalah

Talang Akar Atas yang berumur Oligosen Tengah hingga Miosen Awal.

Talang Akar bagian atas ini diendapkan pada akhir Syn-Rift hingga awal

proses Post-Rift Sag. Talang Akar marine didominasi oleh marine-shale yang

disisipi oleh lapisan tipis batugamping.

3. Formasi Baturaja

Formasi Baturaja diendapkan pada saat Post-Rift menumpang secara selaras di

atas Formasi Talang Akar. Secara keseluruhan mencerminkan dimulainya

sistem transgresive yang berhubungan dengan naiknya muka laut pada zaman

Miosen Awal. Formasi ini sebagian besar terdiri dari batugamping dengan

sedikit perselingan batulempung. Formasi ini berumur Miosen Awal dan

diendapkan pada lingkungan laut dangkal. Di beberapa tempat yang

merupakan paleo-high, formasi ini ditemukan sebagai batugamping terumbu

dan di beberapa lapangan dapat menjadi reservoir minyak yang cukup berarti.

Formasi Talang Akar dan Baturaja dapat disebandingkan dengan Formasi

Cibulakan Bawah yang berada di bagian selatan Pulau Jawa.

11

4. Formasi Main-Massive

Formasi Main-Massive secara selaras terletak di atas Formasi Baturaja,

merupakan pengisian pada saat penurunan cekungan (Sag Basin Fills) dan

diendapkan dalam lingkungan laut dangkal pada zaman Miosen Tengah.

Formasi ini didominasi oleh batupasir yang mengandung glaukonit dengan

perselingan batulempung dan sedikit batugamping tipis. Batupasir dalam

formasi Main-Massive mempunyai pelamparan yang sangat luas dan

merupakan reservoir minyak yang sangat penting, karena lapangan minyak

yang utama di wilayah kerja PHE-ONWJ berproduksi dari formasi ini.

Formasi Main-Massive dapat disebandingkan dengan Formasi Cibulakan Atas

yang terdapat di bagian lain Pulau Jawa.

5. Formasi Pre Parigi–Parigi

Formasi ini masih merupakan kontinuitas pengisian endapan pada saat

penurunan cekungan (Sag Basin Fills) pada zaman Miosen Akhir dan

merupakan endapan batugamping di lingkungan laut dangkal. Batugamping

formasi ini mempunyai pelamparan yang luas dan di beberapa tempat yang

merupakan basement high, formasi ini dapat membentuk batugamping

terumbu yang tumbuh dan berelongasi Barat Laut–Tenggara, terdiri dari

batuan packstone, wackestone dan grainstone yang berselingan dengan

batulempung. Batugamping Pre-Parigi dan Parigi merupakan reservoir gas

12

yang utama dan pada lapangan di wilayah kerja PHE-ONWJ, gas telah

diproduksikan dari formasi ini.

6. Formasi Cisubuh

Formasi ini diendapkan pada saat akhir penurunan cekungan (Late Sag Basin

Fills) yang terjadi pada jaman Pliosen hingga Pleistosen, merupakan urutan

terakhir dalam stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara dan juga merupakan ciri

dari berakhirnya aktivitas tektonik pada cekungan ini. Formasi Cisubuh

dibentuk dan dicirikan oleh batulempung abu-abu yang diendapkan dalam

lingkungan laut dangkal sampai laguna. Pada formasi ini kadang-kadang

ditemui sisipan batupasir tipis. Meskipun jarang ditemui, sisipan batupasir

tersebut dapat berisi gas dangkal yang dapat dikenali keberadaannya dari

survei seismik untuk kemudian dipetakan, sehingga dapat dihindari pada saat

pengeboran sumur.

13

Gambar 2.3 Stratigrafi Regional Offshore Northwest Java (Sugeng

Herbudiyanto)

2.4 Sedimentasi Cekungan Jawa Barat Utara

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

Tengah–Oligosen Awal (fase transgresi) yang menghasilkan sedimentasi

vulkanik darat sampai laut dangkal Formasi Jatibarang.

Cekungan Jawa Barat Utara (North West Java Basin) merupakan cekungan

sedimen Tersier yang terletak tepat di bagian barat laut Pulau Jawa . Cekungan

Jawa Barat Utara telah dikenal sebagai hydrocarbon province. Cekungan ini

terletak diantara Paparan Sunda di Utara, Jalur Perlipatan Bogor di Selatan,

daerah pengangkatan Karimun Jawa di Timur dan Paparan Pulau Seribu di Barat.

14

2.5 Petroleum System Cekungan Jawa Barat Utara

1. Batuan Induk

Pada Cekungan Jawa Barat Utara terdapat tiga tipe utama batuan induk, yaitu

lacustrine shale (Oil Prone), fluvio deltaic coals, fluvio deltaic shales (Oil

and Gas Prone) dan marine claystone (bacterial gas) (Gordon,1985).

2. Batuan Reservoar

Semua formasi dari Jatibarang hingga Parigi merupakan interval dengan sifat

fisik reservoir yang baik, banyak lapangan mempunyai daerah timbunan

cadangan yang terlipat.

3. Jenis Jebakan

Jenis jebakan hidrokarbon pada semua petroleum system di Jawa Barat Utara

hampir sama, hal ini disebabkan evolusi tektonik dari semua cekungan

sedimen sepanjang batas Selatan dari Kraton Sunda, tipe struktur geologi dan

mekanisme jebakan yang hampir sama.

4. Jalur Migrasi

Migrasi hidrokarbon terbagi menjadi dua, yaitu migrasi primer dan sekunder,

migrasi primer adalah perpindahan hidrokarbon dari batuan induk kemudian

masuk de dalam reservoir melalui lapisan penyalur (Kosoemadinata, 1977).

Migrasi sekunder dapat dianggap sebagai pergerakan fluida dalam batuan

penyalur menuju trap.

15

5. Lapisan Penutup

Lapisan penutup atau tudung merupakan lapisan impermeable yang dapat

menghambat atau menghentikan jalannya hidrokarbon. Litologi yang sangat

baik sebagai lapisan penutup ialah batulempung dan batuan evaporit.

16

BAB III.

TEORI DASAR

3.1 Gelombang Seismik

Gelombang merupakan getaran yang merambat dalam suatu medium. Medium

disini yang dimaksudkan adalah bumi. Sehingga gelombang ini dinamakan

gelombang seismik.

Gelombang seismik adalah gelombang elastik yang merambat dalam bumi.

Bumi sebagai medium gelombang terdiri dari beberapa lapisan batuan yang

antar satu lapisan dengan lapisan lainnya mempunyai sifat fisis yang berbeda.

Ketidakkontinuan sifat medium ini menyebabkan gelombang seismik yang

merambatkan sebagian energinya dan akan dipantulkan serta sebagian energi

lainnya akan diteruskan ke medium di bawahnya (Telford dkk, 1976).

Metode seismik merupakan metode eksplorasi yang menggunakan prinsip

penjalaran gelombang seismik untuk tujuan penyelidikan bawah permukaan

bumi. Dalam proses penjalarannya, gelombang seismik memiliki kecepatan

rambat gelombang yang dipengaruhi oleh sifat elastisitas. Dikarenakan

medium bumi

17

terdiri dari lapisan-lapisan batuan yang memiliki densitas dan kecepatan yang

berbeda pada setiap lapisannya, maka gelombang yang melewati bidang batas

antar lapisan akan terpantulkan atau terbiaskan

Berdasarkan sifat tersebut maka dikembangkan dua jenis metode seismik yaitu

metode seismik refleksi/pantul yang berdasar pada sifat gelombang terpantul dan

metode seismik refraksi/bias yang berdasar pada sifat gelombang terbiaskan.

Kedua jenis metode tersebut memiliki karakteristik dan kegunaan masing-masing.

Dalam eksplorasi hidrokarbon metode yang sering digunakan adalah metode

seismik refleksi.

3.2 Metode Seismik Refleksi

Metode seismik refleksi adalah metoda geofisika dengan menggunakan

gelombang elastik yang dipancarkan oleh suatu sumber getar yang biasanya

berupa ledakan dinamit (pada umumnya digunakan di darat, sedangkan di laut

menggunakan sumber getar (pada media air menggunakan sumber getar berupa air

gun, boomer atau sparker). Gelombang bunyi yang dihasilkan dari ledakan

tersebut menembus sekelompok batuan di bawah permukaan yang nantinya akan

dipantulkan kembali ke atas permukaan melalui bidang reflektor yang berupa

batas lapisan batuan. Gelombang yang dipantulkan ke permukaan ini diterima dan

direkam oleh alat perekam yang disebut geophone (di darat) atau Hydrophone (di

laut) (Badley, 1985 dalam Sukmono, 1999).

Komponen gelombang seismik yang direkam oleh alat perekam berupa waktu

18

datang gelombang seismik. Dari waktu datang tersebut dapat didapatkan waktu

tempuh gelombang seismik yang berguna untuk memberi informasi mengenai

kecepatan gelombang seismik dalam suatu lapisan. Gelombang seismik

merambat dari source ke receiver melalui lapisan bumi dan mentransfer energi,

sehingga dapat menggerakkan partikel batuan. Kemampuan partikel batuan untuk

bergerak jika dilewati gelombang seismik menentukan kecepatan gelombang

seismik pada lapisan batuan tersebut

Gambar 3.1 Prinsip Kerja Metode Seismik Refleksi (Oktavinta, 2008)

3.3 Prinsip Dasar Metode Seismik

3.3.1 Prinsip Huygen’s

Prinsip Huygens menerangkan bahwa setiap muka gelombang dapat

dianggap memproduksi wavelet atau gelombang-gelombang baru dengan

panjang gelombang yang sama dengan panjang gelombang sebelumnya.

Jumlah energi total gelombang baru tersebut sama dengan energi utama.

19

3.3.2 Prinsip Fermat

Prinsip Fermat menyatakan bahwa jika sebuah gelombang merambat dari

satu titik ke titik yang lain maka gelombang tersebut akan memilih jejak

yang tercepat. Maksud dari kata tercepat adalah jejak yang akan dilalui oleh

sebuah gelombang adalah jejak yang secara waktu tercepat bukan yang

terpendek secara jarak. Tidak selamanya yang terpendek itu tercepat.

Dengan demikian jika gelombang melewati sebuah medium yang memiliki

variasi kecepatan gelombang seismik, maka gelombang tersebut akan

cenderung melalui zona-zona kecepatan tinggi dan menghindari zona-zona

kecepatan rendah. Lintasan gelombang akan selalu berbentuk garis lurus.

Waktu tempuh gelombang dari source ke receiver akan ditentukan oleh

bentuk bidang pantul.

3.3.3 Prinsip Snellius

Suatu gelombang yang datang pada bidang batas dua media yang sifat

fisiknya berbeda akan dibiaskan, jika sudut datang lebih kecil atau sama

dengan sudut kritisnya dan akan dipantulkan, jika sudut datang lebih besar

dari sudut kritis. Sudut kritis adalah sudut datang yang menyebabkan

gelombang dibiaskan 900.

20

Gambar 3.2 Pemantulan dan Pembiasan Pada Bidang Batas Dua Medium

Untuk Gelombang Primer (Priyono, 2006)

Pada saat sebuah gelombang datang P mengenai suatu batas permukaan

antara dua media elastik homogen isotropis akan terjadi konservasi serta

pembagian energi dari amplitudo gelombang datang P tersebut menjadi

komponen gelombang P dan S. Besar sudut sinar datang, sinar pantul, dan

transmisi mengikuti persamaan Hukum Snellius sebagai berikut:

𝑷 = 𝐬𝐢𝐧 𝜽𝟏

𝑽𝒑𝟏=

𝐬𝐢𝐧 𝜽′𝟏

𝑽𝒑𝟏=

𝐬𝐢𝐧 𝜽𝟐

𝑽𝒑𝟐=

𝐬𝐢𝐧 𝜹𝟏

𝑽𝒔𝟏=

𝐬𝐢𝐧 𝜹𝟐

𝑽𝒔𝟐 (3.1)

3.4 Komponen Seismik Refleksi

Komponen seismik refleksi menunjukkan komponen sebuah gelombang (trace

seismik) : amplitudo, puncak, palung, zero crossing dan panjang gelombang.

Kemudian dari komponen dasar tersebut dapat diturunkan beberapa komponen

lain seperti : impedansi akustik, koefisien refleksi, polaritas, fasa, resolusi vertikal,

wavelet dan sintetik seismogram.

21

Gambar 3.3 Komponen Dasar Trace Seismik (Abdullah, 2007)

3.4.1 Impedansi Akustik

Kemampuan dari batuan untuk melewatkan gelombang akustik disebut

impedansi akustik. Impedansi akustik (IA) adalah produk dari densitas (ρ)

dan kecepatan gelombang kompresional (V).

IA = ρ.V .............................................................(3.2)

3.4.2 Koefisien Refleksi

Koefisien refleksi adalah suatu nilai yang merepresentasikan bidang batas

antara dua medium yang memiliki impedansi akustik yang berbeda. Untuk

22

gelombang yang mengenai batas lapisan pada impedansi normal, persamaan

koefisien refleksinya adalah sebagai berikut :

𝑍2−𝑍1

𝑍2+𝑍1 .................................................... (3.3)

Dimana :

Z1 : Impedansi Medium Pertama

Z2 : Impedansi Medium Kedua

3.4.3 Polaritas

Polaritas adalah penggambaran koefisien refleksi sebagai suatu bentuk

gelombang yang bernilai positif atau negatif. Penggunaan kata polaritas

hanya mengacu pada perekaman dan konvensi tampilan dan tidak

mempunyai makna Jika Z2>Z1 atau disebut juga sebagai increase

impendance, maka akan didapatkan bentuk puncak (peak), dan akan

mendapatkan palung (trough) jika Z2<Z1. Karena terdapat ketidapastian

dari bentuk gelombang seismik yang direkam, maka dilakukan pendekatan

bentuk polaritas yang berbeda, yaitu polaritas normal dan polaritas terbalik

(reverse). Saat ini terdapat dua jenis acuan standar polaritas, yaitu Standar

SEG (Society of Exploration Geophysicists) & Standar Eropa. Kedua jenis

standar ini saling berkebalikan satu sama lainnya.

23

Gambar 3.4 Polaritas Normal & Polaritas Terbalik (Abdullah, 2007)

3.4.4 Fasa

Sebuah wavelet memiliki panjang yang terbatas dengan fasa tertentu. Di

dalam metode seismik refleksi, terdapat 3 istilah fasa sebuah wavelet yang

dikenal sebagai fasa minimum, fasa nol dan fasa maksimum.

24

Gambar 3.5 Macam-Macam Fasa Sebuah Wavelet (Abdullah, 2007)

Sebagaimana ditunjukkan oleh gambar di atas, fasa minimum dicirikan

dengan sebagian besar amplitudo berada di awal wavelet. Sedangkan pada

fasa nol berada tepat simetris di tengah-tengah dan pada fasa maksimum

sebagian besar amplitudo berada di akhir wavelet.

3.4.5 Resolusi Data Seismik

Resolusi didefinisikan sebagai jarak minimum antara dua obyek yang dapat

dipisahkan oleh gelombang seismik (Sukmono, 1999). Resolusi juga

didefinisikan sebagai kemampuan untuk memisahkan dua bentuk yang

berdekatan (Sheriff, 1991). Dalam seismik refleksi, yang dimaksud dengan

25

”bentuk” adalah batas antar lapisan. Keterbatasan yang dimiliki gelombang

seismik ini disebabkan range frekuensinya antara 10-70 Hz, hal ini

berhubungan langsung dengan resolusi yang dimiliki. Dalam interpretasi

seismik, resolusi terbagi menjadi dua arah yaitu resolusi vertikal dan resolusi

horizontal.

3.4.5.1 Resolusi Vertikal Seismik

Resolusi seismik adalah kemampuan gelombang seismik untuk

membedakan 2 reflektor yang berdekatan. Ketebalan minimal yang

masih dapat dibedakan oleh gelombang seismik disebut sebagai

ketebalan tuning (tuning thickness). Besarnya ketebalan tuning

adalah 1/4 panjang gelombang seismik λ, dimana λ = v/f dengan v

adalah kecepatan gelombang dan f adalah frekuensi gelombang.

Dimana kecepatan akan semakin bertambah seiring bertambahnya

kedalaman, sedangkan frekuensinya akan semakin berkurang.

Dengan demikian ketebalan tuning akan semakin bertambah besar.

26

Gambar 3.6 Resolusi Dan Deteksi Data Seismik Ditunjukkan

Dengan Persamaan Gelombang Seismik (Lee et al, 2009)

Sedangkan deteksi seismik dapat dirumuskan hingga λ /30, artinya

jika ketebalan reservoar masih di atas seismik deteksinya maka

reservoar tersebut masih dapat dideteksi oleh seismik.

Resolusi ini sangat penting untuk diketahui karena akan digunakan

sebagai justifikasi di dalam tahapan interpretasi. Seperti pada picking

well bottom, picking horizon, dan analisa window pada analisa atribut

data seismik.

3.4.5.2 Resolusi Horisontal Seismik

Suatu titik refleksi berasal dari daerah dimana terjadi interaksi antara

muka gelombang dan bidang reflektor. Daerah yang menghasilkan

refleksi tersebut disebut sebagai Zona Fresnel, yaitu bagian dari

reflektor yang memantulkan energi ke geophone setelah terjadinya

refleksi pertama.

27

Radius Zona Fresnel dihitung dari :

𝑅𝐹 = 𝑉

2 √

𝑡

𝑓 ................................................(3.4)

3.4.6 Wavelet

Wavelet adalah tubuh gelombang (pulsa) dari gelombang yang menjadi

sumber di dalam eksplorasi seismik refleksi. Komponen-komponen dari

wavelet meliputi amplitudo, panjang gelombang, frekuensi dan fasa.

Wavelet dapat juga diartikan sebagai gelombang yang merepresentasikan

satu reflektor yang terekam oleh satu geophone.

3.4.7 Seismogram Sintetik

Seismogram sintetik adalah data seismik buatan yang dibuat dengan

menggunakan data-data sumur, yaitu log kecepatan (sonic) dan log densitas

(RHOB) serta menggunakan wavelet dari data seismik. Dengan mengalikan

kecepatan dengan densitas maka akan diperoleh deret koefisien refleksi.

Kemudian koefisien refleksi tersebut dikonvolusikan dengan wavelet

sehingga diperoleh seismogram sintetik pada daerah sumur tersebut.

Seismogram sintetik ini digunakan untuk mengikat data sumur dengan data

seismik. Sebagaimana yang kita ketahui, data sumur berada pada domain

kedalaman (depth) sedangkan data seismik pada domain waktu (TWT).

Sebelum dilakukan pengikatan, langkah awal yang harus dilakukan adalah

mengkonversi data sumur ke dalam domain waktu dengan cara menciptakan

28

seismogram sintetik dari data sumur.

Gambar 3.7 Sintetik Seismogram Yang Didapat Dengan Mengkonvolusikan

Koefisien Refleksi Dengan Wavelet (Sukmono, 1999)

3.4.8 Survei Checkshot

Tujuan dari survei checkshot adalah untuk mendapatkan hubungan domain

waktu dengan kedalaman yang akan digunakan dalam proses pengikatan

data sumur dengan data seismik. Proses akuisisi data checkshot dapat dilihat

pada gambar di bawah ini.

29

Gambar 3.8 Survei Checkshot (Goetz, 1979)

Pada prinsipnya, survei checkshot sama dengan survei seismik, yang

membedakan adalah posisi receiver/geophone-nya. Pada survei checkshot,

geophone diletakkan pada sumur, sehingga didapatkan one way time yang

direkam oleh geophone pada kedalaman tertentu. Dengan demikian dapat

diketahui hubungan penjalaran gelombang pada sumur tersebut.

3.5 Atribut Seismik

Atribut seismik dapat didefinisikan sebagai semua informasi berupa besaran

spesifik dari geometri, kinematika, dinamika atau statistik yang diperoleh dari data

seismik, yang diperoleh melalui pengukuran langsung maupun logis atau

berdasarkan pengalaman (Chien & Sidney, 1997).

30

Data seismik tidak selalu memberikan parameter petrofisika atau geologi.

Keberadaan data well logging dapat membantu memperlihatkan hubungan antara

data seismik dengan parameter log, namun relasi ini sangat sulit ditentukan.

Dalam hal ini atribut seismik dapat memberikan bantuan yang berarti. Jika

terdapat relasi antara parameter geologi dan atribut seismik pada suatu titik well

log maka parameter geologi di luar titik well log ini dapat di diekstrapolasi. Oleh

karena itu atribut seismik menyediakan informasi parameter petrofisika atau

geologi yang penting bagi para interpreter untuk meningkatkan kesensitifan data

seismik.

Semua aribut horizon dan formasi tidak independen satu sama lainnya.

Perbedaannya terdapat hanya dalam hal detail analisis pada informasi dasar

gelombang seismik terkait dengan tampilan hasilnya. Informasi dasar tersebut

adalah waktu, amplitudo, frekuensi dan atenuasi, yang kemudian digunakan

sebagai dasar klasifikasi atribut (Brown, 2000).

Setiap atribut seismik memiliki kelebihan dan kekurangannya masing-masing.

Pada kondisi reservoar tertentu, beberapa atribut dapat lebih sensitif dibandingkan

dengan atribut lainnya. Sedangkan atribut yang lain, mungkin dapat berguna untuk

menampilkan informasi atau event bawah permukaan yang lebih baik atau bahkan

dapat mendeteksi keberadaan Direct Hydrocarbon Indicator (DHI).

31

Gambar 3.9 Klasifikasi Atribut Seismik (Brown, 2000)

Atribut yang paling mendasar di dalam trace seismik adalah amplitudo. Pada

awalnya, data seismik hanya digunakan untuk melihat/mengidentifikasi pola

struktur bawah permukaan karena amplitudo pun hanya dilihat berdasarkan

kehadirannya saja dan bukan kontras nilai pada domain waktu. Akan tetapi pada

saat ini, nilai amplitudo asli (atribut amplitudo) dapat diturunkan dari data seismik.

Atribut amplitudo tersebut dapat digunakan untuk mengidentifikasi akumulasi

gas, litologi, ketidakselarasan, efek tuning dan perubahan sekuen stratigrafi. Oleh

karena itu atribut amplitudo dapat digunakan untuk memetakan fasies dan sifat

reservoar.

32

3.6 Pengertian Well logging

Well logging dalam bahasa Prancis disebut carrotage electrique yang berarti

“electrical coring”, hal itu merupakan definisi awal dari well logging ketika

pertama kali ditemukan pada tahun 1927. Saat ini well logging diartikan sebagai

“perekaman karakteristik dari suatu formasi batuan yang diperoleh melalui

pengukuran pada sumur bor” (Ellis & Singer, 2008). Well logging mempunyai

makna yang berbeda untuk setiap orang bor (Ellis & Singer, 2008). Bagi seorang

geolog, well logging merupakan teknik pemetaan untuk kepentingan eksplorasi

bawah permukaan. Bagi seorang petrofisisis, well logging digunakan untuk

mengevaluasi potensi produksi hidrokarbon dari suatu reservoar. Bagi seorang

geofisisis, well logging digunakan untuk melengkapi data yang diperoleh melalui

seismik. Seorang reservoir engineer menggunakan well log sebagai data

pelengkap untuk membuat simulator. Kegunaan utama dari well logging adalah

untuk mengkorelasikan pola – pola electrical conductivity yang sama dari satu

sumur ke sumur lain, kadang – kadang untuk area bor yang sangat luas (Ellis &

Singer,2008). Saat ini teknologi well logging terus berkembang sehingga dapat

digunakan untuk menghitung potensi hidrokarbon yang terdapat di dalam suatu

formasi batuan.

Log adalah suatu grafik kedalaman (bisa juga waktu), dari satu set data yang

menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah

sumur (Harsono, 1997). Kegiatan untuk mendapatkan data log disebut ‘logging’.

Logging memberikan data yang diperlukan untuk mengevaluasi secara kuantitatif

33

banyaknya hidrokarbon di lapisan pada situasi dan kondisi sesungguhnya. Kurva

log memberikan informasi yang dibutuhkan untuk mengetahui sifat – sifat batuan

dan cairan.

3.7 Macam-Macam Metode Well Logging

Ellis & Singer (2008) membagi metode yang digunakan untuk memperoleh data

log menjadi dua macam, yaitu:

3.7.1 Wireline Logging

Pada wireline logging, hasil pengukuran akan dikirim ke permukaan melalui

kabel (wire). Untuk menjalankan wireline logging, lubang bor harus

dibersihkan dan distabilkan terlebih dahulu sebelum peralatan logging

dipasang (Bateman, 1985). Hal yang pertama kali dilakukan adalah

mengulurkan kabel ke dalam lubang bor hingga kedalaman maksimum

lubang bor tersebut (Bateman, 1985). Sebagian besar log bekerja ketika

kabel tersebut ditarik dari bawah ke atas lubang bor. Kabel tersebut

berfungsi sebagai transmitter data sekaligus sebagai penjaga agar alat

logging berada pada posisi yang diinginkan (Bateman, 1985). Bagian luar

kabel tersusun atas galvanized steel sedangkan bagian dalamnya diisi oleh

konduktor listrik (Ellis & Singer, 2008). Kabel tersebut digulung dengan

menggunakan motorized drum yang digerakkan secara manual selama

logging berlangsung (Ellis & Singer, 2008). Drum tersebut menggulung

kabel dengan kecepatan antara 300 m/jam (1000 ft/jam) hingga 1800 m/jam

34

(6000 ft/jam) tergantung pada jenis alat yang digunakan (Ellis & Singer,

2008). Kabel logging mempunyai penanda kedalaman (misalnya tiap 25 m)

yang dicek secara mekanik namun koreksi kedalaman harus dilakukan

akibat tegangan kabel dan pengaruh listrik (Bateman, 1985).

Darling (2005) menyebutkan sejumlah kelebihan wireline logging sebagai

berikut:

Mampu melakukan pengukuran terhadap kedalaman logging secara

otomatis

Kecepatan transmisi datanya lebih cepat daripada LWD, mampu

mencapai 3 Mb/detik.

Wireline logging juga mempunyai sejumlah kekurangan (Darling, 2005)

yaitu:

Sulit digunakan pada horizontal & high deviated well karena

menggunakan kabel

Informasi yang didapat bukan merupakan real-time data

3.7.2 Logging While Drilling

Logging while drilling (LWD) merupakan suatu metode pengambilan data

log dimana logging dilakukan bersamaan dengan pemboran (Harsono,

1997). Hal ini dikarenakan alat logging tersebut ditempatkan di dalam drill

35

collar. Pada LWD, pengukuran dilakukan secara real time oleh

measurement while drilling (Harsono, 1997)..

Alat LWD terdiri dari tiga bagian yaitu: sensor logging di bawah lubang bor,

sebuah sistem transmisi data, dan sebuah penghubung permukaan (lihat

gambar 3.3). Sensor logging ditempatkan di belakang drill bit, tepatnya pada

drill collars (lengan yang berfungsi memperkuat drill string) dan aktif

selama pemboran dilakukan (Bateman, 1985). Logging berlangsung sangat

lama sesudah pemboran dari beberapa menit hingga beberapa jam

tergantung pada kecepatan pemboran dan jarak antara bit dengan sensor di

bawah lubang bor (Harsono, 1997).

Menurut Darling (2005), alat LWD mempunyai sejumlah keunggulan

dibandingkan dengan wireline logging, yaitu:

Data yang didapat berupa real-time information

Informasi tersebut dibutuhkan untuk membuat keputusan penting selama

pemboran dilakukan seperti menentukan arah dari mata bor atau mengatur

casing.

Informasi yang didapat tersimpan lebih aman

Hal ini karena informasi tersebut disimpan di dalam sebuah memori khusus

yang tetap dapat tetap diakses walaupun terjadi gangguan pada sumur.

Dapat digunakan untuk melintasi lintasan yang sulit

36

LWD tidak menggunakan kabel sehingga dapat digunakan untuk menempuh

lintasan yang sulit dijangkau oleh wireline logging seperti pada sumur

horizontal atau sumur bercabang banyak (high deviated well).

Menyediakan data awal apabila terjadi hole washing-out atau invasi

Data LWD dapat disimpan dengan menggunakan memori yang ada pada alat

dan baru dilepas ketika telah sampai ke permukaan atau ditransmisikan

sebagai pulsa pada mud column secara real-time pada saat pemboran

berlangsung (Harsono, 1997). Berkaitan dengan hal tersebut terdapat

Darling (2005) menyebutkan sejumlah kelemahan dari LWD yang membuat

penggunaannya menjadi terbatas yaitu:

Mode pemboran: Data hanya bisa ditransmisikan apabila ada lumpur

yang dipompa melewati drillstring.

Daya tahan baterai: tergantung pada alat yang digunakan pada string,

biasanya hanya dapat bekerja antara 40-90 jam

Ukuran memori: Sebagian besar LWD mempunyai ukuran memori yang

terbatas hingga beberapa megabit. Apabila memorinya penuh maka data

akan mulai direkam di atas data yang sudah ada sebelumnya. Berdasarkan

sejumlah parameter yang direkam, memori tersebut penuh antara 20-120

jam

37

Kesalahan alat: Hal ini bisa menyebabkan data tidak dapat direkam atau

data tidak dapat ditransmisikan.

Kecepatan data: Data ditransmisikan tanpa kabel, hal ini membuat

kecepatannya menjadi sangat lambat yaitu berkisar antara 0,5-12 bit/s

jauh dibawah wireline logging yang bisa mencapai 3 Mb/s.

3.8 Jenis-Jenis Logging

3.8.1 Log Natural Gamma Ray

Sesuai dengan namanya, Log Gamma Ray merespon radiasi gamma alami

pada suatu formasi batuan (Ellis & Singer, 2008). Pada formasi batuan

sedimen, log ini biasanya mencerminkan kandungan unsur radioaktif di

dalam formasi. Hal ini dikarenakan elemen radioaktif cenderung untuk

terkonsentrasi di dalam lempung dan serpih. Formasi bersih biasanya

mempunyai tingkat radioaktif yang sangat rendah, kecuali apabila formasi

tersebut terkena kontaminasi radioaktif misalnya dari debu volkanik atau

granit (Schlumberger, 1989)

Log GR dapat digunakan pada sumur yang telah di-casing (Schlumberger,

1989). Log GR juga sering digunakan bersama-sama dengan log SP (lihat

gambar 4.1) atau dapat juga digunakan sebagai pengganti log SP pada sumur

yang dibor dengan menggunakan salt mud, udara, atau oil-base mud

(Schlumberger, 1989). Log ini dapat digunakan untuk korelasi sumur secara

umum.

38

Gambar 3.10 Perbandingan Antara Kurva Gamma Ray Dengan Kurva SP

dan Caliper (Ellis & Singer, 2008)

3.8.2 Log Spectral Gamma Ray

Sama seperti log GR, log spectral gamma ray mengukur radioaktivitas alami

dari formasi. Namun berbeda dengan log GR yang hanya mengukur

radioakivitas total, log ini dapat membedakan konsentrasi unsur potassium,

uranium, dan thorium di dalam formasi batuan (Schlumberger, 1989).

39

3.8.3 Log Spontaneous Potential

Log Spontaneous Potential adalah rekaman perbedaan potensial listrik

antara elektroda di permukaan yang tetap dengan elektroda yang terdapat di

dalam lubang bor yang bergerak turun naik (Harsono, 1997). Potensial

listrik tersebut disebut ‘potentiels spontanes’ atau ‘spontaneous potentials’

oleh Conrad Schlumberger dan H.G. Doll yang menemukannya (Rider,

1996). Supaya SP dapat berfungsi, lubang harus diisi oleh lumpur konduktif.

Secara alamiah, karena perbedaan kandungan garam air, arus listrik hanya

mengalir di sekeliling perbatasan formasi di dalam lubang bor (Harsono,

1997). Pada lapisan serpih, tidak ada aliran listrik sehingga potensialnya

konstan. Hal ini menyebabkan kurva SP-nya menjadi rata dan menghasilkan

garis yang disebut sebagai garis dasar serpih (shale base line) (lihat gambar

4.4). Kurva SP akan menunjukkan karakteristik yang berbeda untuk tiap

jenis litologi (lihat gambar 4.5)

40

Gambar 3.11 Pergerakan Kurva SP Di Dalam Lubang Bor

(Dewan dalam Ellis & Singer, 2008 Dengan Modifikasi)

Saat mendekati lapisan permeabel, kurva SP akan mengalami defleksi ke

kiri (negatif) atau ke kanan (positif). Defleksi ini dipengaruhi oleh salinitas

relatif dari air formasi dan lumpur penyaring (Harsono, 1997). Jika salinitas

air formasi lebih besar daripada salinitas lumpur penyaring maka defleksi

akan mengarah ke kiri sebaliknya apabila salinitas lumpur penyaring yang

lebih besar daripada salinitas air formasi maka defleksi akan mengarah ke

kanan (Harsono, 1997).

Penurunan kurva SP tidak pernah tajam saat melewati dua lapisan yang

berbeda melainkan selalu mempunyai sudut kemiringan (Harsono,1997).

41

Jika lapisan permeabel itu cukup tebal maka kurva SP menjadi konstan

bergerak mendekati nilai maksimumnya sebaliknya bila memasuki lapisan

serpih lain maka kurva akan bergerak kembali ke nilai serpih secara teratur

(Harsono, 1997).

Kurva SP tidak dapat direkam di dalam lubang bor yang diisi dengan lumpur

non-konduktif, hal ini karena lumpur tersebut tidak dapat menghantarkan

arus listrik antara elektroda dan formasi (Harsono,1997). Selanjutnya

apabila resistivitas antara lumpur penyaring dan air formasi hampir sama,

defleksi akan sangat kecil dan kurva SP menjadi tidak begitu berguna

(Harsono, 1997).

Gambar 3.12 Kenampakan Kurva SP Terhadap Berbagai Variasi Litologi

(Asquith dalam Ellis & Singer,2008)

42

3.8.4 Log Densitas

Log densitas merekam bulk density formasi batuan (Schlumberger, 1989).

Bulk density merupakan densitas total dari batuan meliputi matriks padat

dan fluida yang mengisi pori. Secara geologi, bulk density merupakan fungsi

dari densitas mineral yang membentuk batuan tersebut dan volume fluida

bebas yang menyertainya (Rider, 1996). Sebagai contoh, batupasir tanpa

porositas mempunyai bulk density 2,65g/cm3, densitasnya murni berasal dari

kuarsa. Apabila porositasnya 10%, bulk density batupasir tersebut tinggal

2,49g/cm3, hasil rata – rata dari 90% butir kuarsa (densitasnya 2,65g/cm3)

dan 10% air (densitasnya 1,0g/cm3) (Rider, 1996).

3.8.5 Log Neutron

Log Neutron digunakan untuk mendeliniasi formasi yang porous dan

mendeterminasi porositasnya (Schlumberger, 1989). Log ini mendeteksi

keberadaan hidrogen di dalam formasi. Jadi pada formasi bersih dimana pori

– pori telah terisi oleh air atau minyak, log neutron merefleksikan porositas

yang terisi oleh fluida (Schlumberger, 1989).

Zona gas juga dapat diidentifikasi dengan membandingkan hasil pengukuran

log neutron dengan log porositas lainnya atau analisis core (Schlumberger,

1989). Kombinasi log neutron dengan satu atau lebih log porositas lainnya

43

dapat menghasilkan nilai porositas dan identifikasi litologi yang lebih akurat

dibandingkan dengan evaluasi kandungan serpih (Schlumberger, 1989).

3.8.6 Log Resistivitas

Log resistivitas adalah rekaman tahanan jenis formasi ketika dilewati oleh

kuat arus listrik, dinyatakan dalam ohmmeter (Schlumberger, 1989).

Resistivitas ini mencerminkan batuan dan fluida yang terkandung di dalam

pori-porinya. Reservoar yang berisi hidrokarbon akan mempunyai tahanan

jenis lebih tinggi (lebih dari 10 ohmmeter), sedangkan apabila terisi oleh air

formasi yang mempunyai salinitas ringgi maka harga tahanan jenisnya

hanya beberapa ohmmeter (Schlumberger, 1989). Suatu formasi yang

porositasnya sangat kecil (tight) juga akan menghasilkan tahanan jenis yang

sangat tinggi karena tidak mengandung fluida konduktif yang dapat menjadi

konduktor alat listrik (Schlumberger, 1989). Menurut jenis alatnya, log ini

dibagi menjadi dua yaitu laterolog, dipakai untuk pemboran yang

menggunakan lumpur pemboran yang konduktif dan induksi yang

digunakan untuk pemboran yang menggunakan lumpur pemboran

yang fresh mud (Harsono, 1997). Berdasarkan jangkauan pengukuran

alatnya, log ini dibagi menjadi tiga yaitu dangkal (1-6 inci), medium (1,5-3

feet) dan dalam (>3 feet).

44

3.8.7 Log Sonik

Log sonik adalah log yang bekerja berdasarkan kecepatan rambat

gelombang suara. Gelombang suara yang dipancarkan kedalam suatu

formasi kemudian akan dipantulkan kembali dan diterima oleh penerima.

Waktu yang dibutuhkan gelombang suara untuk sampai ke penerima disebut

interval transit time. Besarnya selisih waktu tesebut tergantung pada jenis

batuan dan besarnya porositas batuan sehingga log ini bertujuan untuk

mengetahui porositas suatu batuan dan selain itu juga dapat digunakan untuk

membantu interpretasi data seismik, terutama untuk mengalibrasi

kedalaman formasi. Log ini bertujuan untuk menentukan jenis batuan

terutama evaporit. Pada batuan yang sarang maka kerapatannya lebih kecil

sehingga kurva log sonik akan mempunyai harga kecil seperti pada serpih

organik atau lignit. Apabila batuan mempunyai kerapatan yang besar, maka

kurva log sonik akan berharga besar seperti pada batugamping.

45

BAB IV.

METODOLOGI PENELITIAN

4.1 Waktu dan Tempat Penelitian

Penelitian yang mengambil judul “Penentuan Zona Prospek Hidrokarbon

Dengan Melakukan Analisis Atribut dan Perbandingan Amplitudo Terhadap

Frekuensi” ini dilaksanakan di Pertamina Hulu Energi - Offshore Northwest

Java (PHE-ONWJ). Penelitian ini dilaksanakan pada awal bulan Agustus 2015

sampai dengan awal bulan November 2015.

Tabel 4.1 Jadwal Kegiatan Penelitian

No. Kegiatan Agt-15 Sep-15 Okt-15 Nov-15

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

1 Studi Literatur

2 Pengenalan

Workstation dan

Software

3 Pengolahan Data

4 Analisis Dan

Pembahasan

5 Penyusunan Skripsi

46

4.2 Alat dan Bahan

Perangkat lunak yang digunakan dalam penelitian ini adalah Syn Tool, Seiswork

dan ZMap. Sedangkan data yang menunjang dalam pelaksanaan penelitian ini ,

antara lain sebagai berikut :

1. Data sumur yang digunakan pada penelitian ini adalah sumur ACE-1, ACE-2,

ACE-3 dan ACE-3ST.

2. Data Marker

Data marker digunakan sebagai acuan melakukan picking horizon dan

pengikatan data sumur ke dalam data seismik. Data marker yang digunakan yaitu

Top Massive dan ACE-44.

3. Data Basemap

Gambar 4.1 Basemap Daerah Penelitian

47

4. Data Seismik

Gambar 4.2 Data Seismik

47

48

4.3 Tahapan Penelitian

4.3.1 Pengolahan Data Tahap I

Pengolahan data tahap pertama ini merupakan pengikatan data sumur ke

dalam data seismik yang meliputi memasukkan data log yang berupa log

DT (velocity) dan RHOB (density), serta mengekstrak wavelet dari data

seismik.

1. Memasukkan Data Log

Data-data log yang digunakan untuk proses pengikatan data sumur ke

dalam data seismik antara lain adalah log sonic (velocity) dan log RHOB

(density). Kedua log ini digunakan untuk menciptakan koefisien refleksi

yang nantinya akan dikonvolusikan dengan wavelet yang diekstrak dari

data seismik.

2. Mengekstrak Wavelet

Wavelet yang digunakan dalam proses pengikatan data sumur ke dalam

data seismik pada penelitian ini diekstrak langsung dari data seismik.

Hal ini disebabkan dengan mengekstrak langsung dari data seismik,

maka wavelet yang diperoleh merupakan real wavelet (wavelet

sesungguhnya) dan bukan merupakan hasil pemodelan. Dengan

demikian, maka seismogram sintetik yang dihasilkan dapat mewakili

model sebenarnya dari data seismik.

49

4.3.2 Pengolahan Data Tahap II

Pengolahan data tahap kedua ini meliputi interpretasi data seismik yang

berupa picking fault dan horizon serta pembuatan peta kontur struktur

waktu dari hasil interpretasi tersebut.

1. Interpretasi Data Seismik

Interpretasi data seismik dibagi menjadi 2, yaitu picking fault dan

picking horizon. Proses picking fault dilakukan pertama kali agar proses

picking horizon lebih mudah dilakukan setelahnya. Hal ini disebabkan

karena kemenerusan lapisan akan terhenti saat bertemu dengan bidang

patahan, sehingga batas-batas kemenerusan lapisan akan lebih mudah

ditentukan.

2. Peta Kontur Struktur Waktu

Setelah melakukan interpretasi data seismik, maka selanjutnya adalah

membuat peta kontur struktur waktu dengan menggunakan software

Zmap. Adapun hal-hal yang dipersiapkan dalam membuat peta kontur

struktur waktu ini adalah skala, arah mata angin dan grid dari hasil

interpretasi sebelumnya. Besar griding yang dilakukan pada pembuatan

peta kontur struktur waktu ini adalah 200 x 200 meter.

50

4.3.3 Pengolahan Data Tahap III

Pengolahan data tahap ketiga ini meliputi analisis kualitatif dengan

mengamati kontras akustik impedansi pada zona penelitian, kemudian

membuat atribut volume seismik, mengekstrak atribut amplitudo untuk

mengetahui karakteristik reservoar dan menerapkan perbandingan

amplitudo terhadap frekuensi untuk menentukan zona prospek hidrokarbon

baru.

1. Analisis Kualitatif dan Kuantitatif

Analisis kualitatif dilakukan dengan mengamati kontras akustik

impedansi pada penampang seismik. Terdapat 2 jenis kontras akustik

impedansi yang dapat dianalisis, yaitu kenaikan impedansi (increase

impedance) dan penurunan impedansi (decrease impedance). Analisis

kuantitatif dilakukan dengan mengamati 2 jenis impedansi akustik

tersebut. Keduanya memiliki arti yang berbeda dan dapat digunakan

sebagai indikator keberadaan hidrokarbon (direct hydrocarbon

indicator). Dalam penelitian ini, penurunan impedansi yang menjadi

fokus penelitian, karena mengindikasikan zona prospek hidrokarbon.

2. Membuat Atribut Volume Seismik

Atribut volum seismik di dalam penelitian ini dibuat dengan

menggunakan software Post Stack/PAL. Atribut volume seismik yang

dibuat antara lain adalah Reflection Strength, Instantaneous Frequency

51

dan Coherency. Masing-masing atribut volume seismik memiliki

kelebihan dan kekurangannya masing-masing, dengan memanfaatkan

kelebihan pada tiap atribut volume seismik, maka pendeteksian zona-

zona yang mengandung hidrokarbon dapat dilakukan.

3. Mengekstrak Atribut Amplitudo

Tujuan dari proses mengekstrak atribut amplitudo ini adalah untuk

mengamati persebaran dan karakteristik reservoar dari lapangan yang

telah berproduksi di PHE-ONWJ. Dari hasil pengamatan tersebut,

kemudian dapat ditentukan zona-zona hidrokarbon baru berdasarkan

karakteristik tersebut. Nilai amplitudo tinggi pada daerah yang memiliki

litologi sandstone / batupasir dibandingkan pada daerah yang memiliki

litologi shale / serpih.

4. Perbandingan Amplitudo Terhadap Frekuensi

Sebagai data dukungan untuk menentukan zona prospek hidrokarbon

baru, maka dilakukan pembobotan atau perbandingan amplitudo

terhadap frekuensi. Nilai amplitudo dan frekuensi akan berbanding

terbalik pada zona-zona yang memiliki kandungan hidrokarbon. Hal ini

disebabkan karena amplitudo akan bernilai tinggi pada daerah yang

memiliki litologi batupasir yang merupakan reservoar bagi hidrokarbon

dan frekuensi akan bernilai rendah pada lapisan yang mengandung

hidrokarbon karena adanya efek absorbsion (penyerapan).

52

5. Korelasi Data Log Dengan Data Seismik

Korelasi data log dengan data seismik dilakukan pada lapangan yang

telah berproduksi. Dengan mengamati kurva-kurva log sifat fisis lapisan

batuan, maka dapat diketahui keadaan di bawah permukaan pada

lapangan yang telah berproduksi. Dengan mengamati daerah yang

memiliki respon atribut yang relatif sama dengan lapangan yang telah

berproduksi, hal ini dapat dijadikan acuan mengenai sifat fisis pada zona

prospek hidrokarbon di sekitar sumur produksi.

53

4.4 Diagram Alir

Gambar 4.3 Diagram Alir Penelitian

102

BAB VI.

KESIMPULAN DAN SARAN

6.1. Kesimpulan

Adapun beberapa kesimpulan yang dapat diambil dari penelitian ini adalah

sebagai berikut :

1. Lapangan ACE memiliki struktur patahan yang sesuai dengan kondisi

geologi regionalnya di Jawa Barat Utara yaitu memiliki orientasi Utara-

Selatan. Patahan pada lapangan ACE merupakan patahan normal dan

menjadi jalur migrasi bagi hidrokarbon sebelum akhirnya terperangkap ke

dalam reservoar yang merupakan sandstone (batupasir).

2. Perubahan nilai impedansi akustik disebabkan adanya perbedaan besar

densitas kedua batuan sehingga mempengaruhi besarnya koefisien refleksi

yang membuat respon amplitudo pada seismik tinggi.

3. Atribut yang diekstrak di dalam penelitian ini antara lain adalah maximum

positive amplitude dan rms amplitude. Kedua atribut tersebut menunjukkan

pola yang relatif sama.

4. Analisa atribut maximum positive amplitude dan rms amplitude pada

lapangan yang telah berproduksi maupun zona prospek hidrokarbon

memiliki nilai yang tinggi dan relatif sama. Hal ini mengindikasikan adanya

hubungan di antara keduanya.

103

5. Perbandingan amplitudo terhadap frekuensi pada lapangan yang telah

berproduksi maupun zona prospek hidrokarbon juga memiliki nilai yang

tinggi dan relatif sama. Nilai perbandingan yang tinggi merepresentasikan

adanya zona permeable dan porous yang mengandung fluida (berdasarkan

sensitifitas atribut amplitudo dan frekuensi).

6. Zona prospek hidrokarbon pada lapangan ACE berada di daerah selatan

lapangan yang telah berproduksi, hal ini sesuai dengan pernyataan geologi

regional yang menyebutkan bahwa suplai hidrokarbon daerah penelitian

berasal dari cekungan E-15 Graben yang berada di daerah selatan.

6.2. Saran

Adapun beberapa saran untuk penelitian lebih lanjut adalah sebagai berikut :

1. Perlu ketelitian dalam melakukan interpretasi horizon dan fault, karena

hal ini akan sangat berpengaruh pada tahapan-tahapan selanjutnya yang

sangat sensitif dari hasil interpretasi tersebut.

2. Perlu dilakukan penelitian lebih lanjut mengenai zona prospek

hidrokarbon pada lapangan ACE. Bukti keterdapatan fluida di dalam

zona prospek hidrokaron dapat diteliti dengan menggunakan metode well

logging dan test coring.

3. Perlu adanya integrasi dengan metode lain, seperti AVO (Amplitude

Variation with Offset) untuk karakterisasi lebih lanjut.

104

DAFTAR PUSTAKA

Abdullah, Agus., 2010, Ensiklopedi Seismik Online, http://ensiklopediseismik.

blogspot.sg/2010/10/seismic-unix.html, diakses pada tanggal 20

November 2015.

Badley, M.E., 1985, Practical Seismic Interpetation, Prentice Hall, USA.

Bateman, Richard M., 1985, Open-Hole Log Analysis and Formation Evaluation,

International Human Resources Development Corporation, Boston.

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

Edition, AAPG Memoir 42 SEG Investigations in Geophysics, No. 9,

Oklahoma.

Chien, Q., Sidney, S., 1997, Seismic Attribute Technology for Resevoir Forecasting

and Monitoring, Western Atlas International Inc., Houston.

Darling, Toby., 2005, Well Logging and Formation Evaluation, Oxford: Elsevier

Publishing Company.

Darwin, Ellis., dan Singer, Julian., 2008, Well Logging for Earth Scientist, Second

Edition, Spingerlink: New York, USA

Goetz, J. F., L. Dupal, and J. Bowles, 1979, An Investigation Into Discrepancies

Between Sonic Log and Seismic Check-Shot Velocities, Australian

Exploration Association Journal, v. 19, pt. 1, p. 131–141.

Harsono, A. 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield

Services, Edisi ke-8, Jakarta.

Priyono, A., 2006, Metoda Seismik I, Diktat Kuliah pada Program Studi

Geofisika FIKTM ITB, Penerbit ITB, Bandung.

Rider, M., 1996, The Geological Interpertation of Well Logs, Caithness, Scotland.

Schlumberger, 1989, Log Interpretation Principles/Application, Seventh Printing,

Texas.

105

Sheriff, R.E., 1991, Encyclopedic Dictionary of Exploration Geophysics, SEG (3rd

edition), Tulsa: Oklahoma.

Sukmono, S., 1999, Interpretasi Seismik Refleksi, Penerbit ITB, Bandung.

Telford, M.W., Geldart, L.P., Sheriff, R.E, Keys,D.A., 1976, Applied Geophysics.,

Cambridge University Press, New York.

Tristiyoherni, Wahyu. Wahyuni, Utama, Widya., 2009, Analisa Pre-Stack Time

Migration (PSTM) Data Seismik 2D Pada Lintasan “ITS” Cekungan Jawa

Barat Utara, ITS, Surabaya.