refleksi and

5/17/2018 Refleksi And - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/refleksi-and 1/27

Laporan Praktikum Geofisika Metode Seismik Refleksi

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Maksud

Melakukan analisa data dengan metode seismik refleksi.

Melakukan analisa lapisan batuan dan struktur geologi berdasarkan

interpretasi data seismik refleksi.

Melakukan analisa kondisi geologi bawah permukaan daerah

pengamatan menggunakan metode seismik refleksi.

Melakukan analisa Rock Quality Designation (RQD) berdasarkan

pengolahan data seismik refleksi.

Melakukan analisa dan penelusuran horizon serta struktur geologi

bawah permukaan pada penampang seismik.

Melakukan interpretasi potensi geologi daerah pengamatan

berdasarkan interpretasi data seismik refleksi.

1.2 Tujuan

Mengetahui kegunaan metode seismik refleksi dalam survey data

seismik pada suatu lokasi pengukuran.

Mengetahui lapisan batuan dan struktur geologi daerah

berdasarkan analisa dan penelusuran horizon bawah permukaan

pada penampang seismik.

Mengetahui interpretasi kondisi geologi bawah permukaan daerahpengamatan menggunakan metode seismik refleksi.

Mengetahui jenis Rock Quality Designation (RQD) berdasarkan


Mengetahui potensi geologi dan lokasi jebakan hidrokarbon, yang

akhirnya dapat dipakai untuk mengarahkan target eksplorasi

hidrokarbon di daerah pengamatan berdasarkan interpretasi data

seismik refleksi.




BAB II

DASAR TEORI

2.1 Pendahuluan

Metode seismik merupakan salah satu metode yang sangat penting

dan banyak dipakai di dalam teknik geologi. Hal ini disebabkan metode

seismik mempunyai ketepatan serta resolusi yang tinggi di dalam

memodelkan struktur geologi di bawah permukaan bumi. Dalam

menentukan struktur geologi, metode seismik dikategorikan ke dalam duabagian yang besar yaitu seismik bias dangkal (head wave or refrected

seismic ) dan seismik refleksi (reflected seismic ).

Gambar 2.1 Skema metode seismik refleksi

Salah satu sifat akustik yang khas pada batuan adalah Acoustic

Impedance (AI). Acoustic Impedance merupakan perkalian antara

densitas () dan kecepatam (V).

AI = x V

Gelombang seismik akan dipantulkan setiap terjadi perubahan

harga AI. Perubahan AI yang kontras biasanya terjadi pada bidang batas

perlapisan atau bidang unconformity . Dengan adanya perbedaan harga AI

maka didapatkan koefisien Refleksi (R)

R =)()(

)()(

1122

1122

V xV x

V xV x

=

12

12

AI AI

AI AI




Gambar 2.2 Acoustic Impedance (AI) anatara dua media yang berbeda

Untuk lebih memudahkan pembahasan mengenai rekaman

seismik, digunakan istilah polaritas dan fasa. Polaritas normal merupakan

sinyal seismik positif yang akan terekam sebagai nilai negatif pada tape ,

defleksi , negatif pada monitor dan through pada penampang seismik.

Gambar 2.3 Konvensi polaritas menurut SEG, a. Minimum Phase ; b. Zero phase

Secara umum bentuk dasar pulsa seismik yang ditampilkan dalam

rekaman seismik dapat dikelompokkan menjadi fasa minimum dan fasa

nol. Dimana fasa nol mempunyai beberapa kelebihan antara lain :

1. Amplitudo maksimum sinyal fasa nol umumnya akan selalu berimpitdengan spike refleksi, sedangkan fasa minimum amplitudo maksimum

sinyal terjadi setelah spike refleksi.

2. Bentuk wavelet fasa nol simetris sehingga memudahkan picking

horison terkait.

Agar horison seismik (skala waktu) terletak pada posisi kedalaman

sebenarnya dan agar data seismik dapat dikorelasikan dengan data

AI1 = 1 x v1

AI1 = 1 x v1




geologi lainnya yang umumnya di plot pada skala kedalaman maka

dilakukan pengikatan data seismik dengan data sumur (well-seismic tie ).

(Sanny, T. A. 1998)

2.2 Pengenalan Horison

Interpretasi penampang seismik merupakan penafsiran keadaan

bawah permukaan dengan bantuan data seismik. Salah satu pekerjaan

yang dilakukan dalam interpretasi seismik adalah pemetaan suatu horison

seismik dimana nantinya akan berguna untuk determinasi struktur.

Horison seismik merupakan refleksi yang menerus dan kuat (tampak jelas)

pada penampang seismik yang meliputi daerah geografi tertentu, dimana

horison mewakili urutan sedimentasi tertentu. Selain sebagai refleksi pada

lapisan batuan, horison juga bisa sekedar fenomena seismik refleksi

(misal oil-water contact ). Setelah suatu horison dipilih maka horison

tersebut harus dapat diikuti terus sampai ke seluruh daerah pemetaan.

Masalah akan timbul apabila kualitas seismik buruk atau dijumpai

gangguan struktur. Cara penelusuran horison seismik (Coffeen, 1975):

1. Pada horison yang menerus dan kuat tanpa gangguan. Horison

tersebut harus dapat diikuti terus sampai ke seluruh daerah pemetaan.

2. Pada horison yang tidak menerus atau hilang (gap ). Pertimbangan

reflektor atau horison di atas dan dibawahnya. Horison yang hilang

digambar relatif sejajar dengan horson diatas dan dibawahnya.

Gambar 2.4 Penarikan yang terputus sejajar dengan horison diatas atau dibawahnya




3. Pada daerah dengan horison yang tidak menerus, karena kualitas data

yang sangat buruk atau memang tidak ada lapisan yang menerus

(berupa lensa-lensa serpih / pasir). Pada kasus ini buat horison

siluman (phantom horison ), dimana horison yang terputus-putus dapat

digambarkan pada penampang seismik dengan melihat bagian atas

dan bawahnya pada reflektor kuat terdekat. Horison siluman digambar

paling tidak sejajar dengan reflektor kuat yang terputus-putus.

Gambar 2.5 Penarikan horison siluman

4. Dengan mempertemukan (meet ) horison yang terputus, diteruskan

lurus sesuai dengan kemiriringan dan horison pantul lain diteruskan

berlawanan arah dengan penerusan tadi. Perhatikan juga intensitas

dan posisi reflektor, jika terdapat 2 buah reflektor yang sama kuatnya

besar kemungkinan bahwa keduanya berada pada horison yang sama.

Gambar 2.6 Penerusan horison dengan meet

(Sanny, T. A. 1998)




2.3 Pengenalan Struktur

2.3.1 Sesar

Secara geometri dan kinematika sesar dapat dibagi menjadi

sesar normal, sesar naik dan sesar geser. Sesar normal

merupakan sesar dengan bagian hanging wall bergerak relatif turun

terhadap foot wall, dimana sesar ini berasosiasi dengan gaya

ekstensi. Sesar naik merupakan sesar dengan bagian hanging wall

bergerak relatif naik terhadap foot wall, dimana sesar ini

berasosiasi dengan gaya kompresi. Sesar geser mempunyai

pergeseran dominan searah jurus sesar dan pada umumnya

mempunyai bidang sesar vertikal. Keberadaan sesar geser ini sulit

diidentifikasi dari rekaman seismik, tetapi dapat diketahui dari

struktur asosiasinya. Kenampakan pada penampang seismik :

1. Adanya pergeseran / offset pada horison (pola refleksi).

2. Adanya pola difraksi pada zona patahan.

3. Penyebaran kemiringan yang tidak berhubungan dengan

stratigrafi.

4. Perbedaan karakter refleksi pada kedua zona dekat sesar.

2.3.2 Lipatan

Lipatan berasosiasi dengan kompresi skala regional maupun

kompresi skala lokal. Beberapa proses lain yang berhubungan

dengan pembentukan lipatan adalah adanya deformasi akibat

pertumbuhan kubah garam/intrusi benda yang terletak lebih dalam,

pensesaran / reaktivasi sesar.

Kenampakan pada penampang seismik yaitu terdapatnya

pelengkungan horison seismik (berbentuk antiklin atau sinklin).

2.3.3 Kubah Garam / diapir

Struktur diapir adalah struktur yang terbentuk oleh adanya

gerakan plastis dari suatu “batuan endapan” yang menerobod




lapisan batuan yang berada di atasnya. Garam mempunyai

densitas yang sangat rendah jika dibandingkan dengan jenis

sedimen lainnya. Apabila diendapkan dengan ketebalan yang

cukup, maka cenderung tidak stabil ketika tertutupi oleh batuan lain

yang mempunyai densitas lebih besar. Akibatnya akan terjadi aliran

garam yang menerobos pada batuan di atasnya dan akhirnya

membentuk kubah garam. Kenampakan pada penampang seismik :

1. Adanya dragging effect pada horison di kanan dan kiri tubuh

diapir (lingkaran sinklin sekuder).

2. Pola refleksi lapisan dibagian atas bentukan kubah akan

mengalami pelengkungan lemah, yang pada umumnya sebagai

penanda lapisan penudung (caprock ).

3. Adanya penipisan sedimen.

4. Pergeseran sumbu lipatan akibat dragging effect.

2.3.4 Intrusi

Intrusi terbentuk karena aktivitas magma yang menerobos

perlapisan batuan. Kenampakan pada penampang seismik :

Dragging effect tidak begitu jelas.




Gambar 2.7 Kenampakan lipatan dan sesar naik (Courtesy of Conoco,

Inc dalam Robinson, 1988)

2.3.5 Indikasi Hidrokarbon Pada Data Seismik (Ramdan, 2001)

Bright Spot : - AI reservoar < AI litologi sekitar

- Anomali amplitudo tinggiDim Spot : - AI reservoar > AI litologi sekitar

- Anomali amplitudo rendah

Polarity Reversal : - AI reservoar sedikit > AI litologi sekitar.

- Perubahan polaritas

Flat Spot : - Anomali amplitudo karena OWC

(Sanny, T. A. 1998)

2.4 Seismik Refleksi Two Way Time

Intrepretasi penampang seismik didefinisikan sebagai penafsiran

keadaan bawah permukaan dengan bantuan data seismik. Coffen(1975)

mendefinisikannya sebagi proses penentuan dan informasi penampang

seismik tentang kondisi bawah permukaan bumi. Hal-hal yang dilakukan

dalam interpretasi seismik antara lain :

1. Pemetaan suatu horison untuk determinasi struktur.

2. Determinasi batuan.




3. Determinasi fluida yang berbeda pada ruang pori batuan.

Pekerjaan interpretasi penampang seismik antara lain meliputi

pemetaan sutau horison seismik. Pemetaan horison seismik meliputi

pembuatan peta struktur waktu, peta struktur kedalaman dan peta

isopach.

Peta struktur waktu merupakan penerapan struktur horison seismik

dengan waktu yang dibuat dengan cara menarik garis transversal serta

sejumlah garis yang pendek dengan waktu yang sesuai dengan data shot

point dan kemudian dilakukan pengkonturan. Kusumadinata(1982)

menyebutkan bahwa peta struktur waktu merupakan penggambaran dari

peta dengan bidang perlapisan yang berada di bawah permukaan yang

dibuat berdasarkan data primer yaitu berupa penampang seismik, dimana

waktu yang diambil sesuai dengan data shot point.

Gambar 2.8 Ilustrasi pembuatan peta struktur waktu berdasarkan data seismik

Peta Isopach merupakan peta yang memperlihatkan ketebalan-

ketebalan dari suatu lapisan atau seri lapisan yang dinyatakan dengan

garis-garis kontur yang menyatakan ketebalan ini. Peta ini dapat

digunakan sebagai dasar perhitungan cadangan hidrokarbon di suatu

daerah apabila peta isopach yang dibuat menggambarkan ketebalan

suatu reservoar.

(Ramdan, D., 2001)




2.5 Pemetaan Struktur Bawah Permukaan

Melalui pengeplotan waktu pantul dan kedalaman dapat dibuat

suatu peta kontur struktur waktu dan peta kontur struktur kedalaman. Peta

kontur struktur waktu atau isokron merupakan peta hasil interpretasi

penampang seismik yang menggambarkan bidang perlapisan (misal : top

formasi) dalam skala waktu. Prosedur pembuatan peta isokron adalah :

1. Tentukan satu horison pada penampang seismik hingga dapat

ditentukan pada setiap penampang seismik.

2. Ikat horison pada masing-masing penampang seismik sesuai dengan

jalur seismik sebagai peta dasar.

3. Waktu pantul dihitung pada setiap titik tembak yang diinginkan dan

masukkan harga tersebut ke dalam peta dasar.

4. Buat garis kontur sesuai dengan waktu pantul yang sama. Masukkan

juga sesar-sesar yang ada.

5. Tahap akhir adalah penafsiran dari peta kontur struktur waktu.

(Kusumadinata, 1982)

2.6 Konversi Waktu Terhadap Kedalaman

Konversi waktu terhadap kedalaman merupakan suatu langkah

penting dalam interpretasi seismik. Oleh sebab itu diperlukan data

kecepatan rambat gelombang seismik yang diperoleh dari data log sonik.

1. Kecepatan rata-rata

Kecepatan rata-rata adalah hasil bagi kedalaman horison dengan

waktu rambat gelombang seismik dari permukaan ke horison tersebut.

Rumus :t

Z V t

dimana : Vt kecepatan rata-rata

Z total ketebalan lapisan ( kedalaman lapisan )

T waktu rambat ( OWT )




Untuk kecepatan rata-rata beberapa lapisan :

k

k

t t V

2. Kecepatan selang

Kecepatan selang merupakan kecepatan gelombang untuk menempuh

suatu lapisan.

Rumus :t

Z V sl

12

12

t t V sl

3. Kecepatan sesatApabila kecepatan bervariasi secara kontinyu menurut kedalaman,

harga kecepatan diturunkan dari rumus kecepatan selang dimana

gelombang merambat pada lapisan tipis tak terhingga dalam waktu

yang kecil tak berhingga.

Rumus :0

lim

t

V st

dt

dz

t

Z

4. Root Mean Square Velocity (VRMS)

Kecepatan ini merupakan komponen dari tiga kecepatan interval yang

diperoleh dari akar rata-rata kecepatan selang yang dikuadratkan.

Rumus :

k

k k

RMS t

t V V

5. Normal Move Out Velocity (VNMO)

Kecepatan ini diperoleh dari hubungan waktu pantul dan jaraknya.

Kecepatan ini dipakai untuk koreksi dinamik.

Rumus :

NMOV

X T T

2

0

2 , sehingga

0

2

T T

X V NMO

Dimana : X = jarak tembak dari geofon terjauh

T = waktu pantul dari titik tembak ke geofon terjauh

To = waktu vertikal




Secara praktis VNMO sering dianggap sebagai VRMS. Walaupun

kecepatan seismik dapat dilihat dari data seismik, tetapi menurut

Coffeen (1978) informasi yang paling baik diperoleh dari data log sonik.

Untuk konversi waktu kedalaman dipakai rumus :

T V X

Dimana: X = kedalaman

V = kecepatan

T = waktu

Apabila survei kecepatan dilakukan pada beberapa buah sumur yang

letaknua cukup merata yang menyebabkan diperolehnya berbagai

kecepatan untuk suatu horison, terlebih dahulu dibuat kecepatan rata-

rata horison yang bersangkutan dan kemudian peta kontur struktur

kecepatan rata-rata dihimpitkan pada titik potong kontur kedua peta.

(Ramdan, D., 2001)




BAB III

METODOLOGI

3.1 Seismik Refleksi I

3.1.1 Langkah Kerja

1. Penentuan Waktu One Way Time (OWT) dan perhitungan

kedalaman

a. Harga TWT dengan membaca kedalaman dasar suatu struktur

pada tepi penampang dalam waktu mili sekon (ms), lakukanpada setiap stasiun pengukuran atau pada bentukan struktur

yang khas.

b. Harga OWT. Harga OWT sama dengan setengah dari harga

TWT.

c. Tentukan kecepatan rata-rata (Average Velocity ). Harga

kecepatan rata-rata dibaca pada kolom VA disebelah kanan

penampang dalam satuan meter / sekond. Tentukan kedalaman (D) struktur dengan rumus:

D = VA x tOWT.

2. Perhitungan ketebalan

a. Harga ini merupakan harga TWT ketebalan struktur, yaitu

selisih harga TWT bagian atas struktur dan bagian bawah

struktur.

b. Harga OWT besarnya sama dengan setengah harga TWT.

c. Harga VInterval (Vi) dengan:

d. Ketebalan struktur (Z) dengan rumus :

Z = VI x OWT

Rumus :

21

2211..

TWT TWT

TWT VaTWT VaVi




3. Koreksi ketebalan dan kedalaman

Seringkali titik perpotongan dua atau lebih penampang

seismik yang telah dihitung ketebalan dan kedalamannya

menunjukan harga yang berbeda-beda. Oleh sebab itu diperlukan

koreksi untuk menyamakannya. Misalkan pada titik potong dua

penampang seismik, dimana seismik A memiliki harga kedalaman

dan ketebalan X, sedangkan seismik B memiliki harga kedalaman

dan ketebalan Y, X > Y, maka:

Faktor koreksi = X – (X + Y)2

Untuk seismik A: D terkoreksi = D – faktor koreksi

Z terkoreksi = Z – faktor koreksi

Untuk seismik B: D terkoreksi = D + faktor koreksi

Z terkoreksi = Z + faktor koreksi

Untuk data ketebalan dan kedalaman pada setiap titik

perhitungan harus dikoreksi sebelum dibuat peta kontur struktur

atau peta isopach .

3.1.2 Diagram Alir

Penentuan One Way Time (OWT) danperhitungan kedalaman dan ketebalan

Koreksi kedalaman dan ketebalan

Pengolahan data berdasarkan tabel perhitungan

Perhitungan kedalaman :TWT, OWT , Kecepatan rata-rata, dan

kedalaman




3.2 Seismik Refleksi II (Picking )

3.2.1 Langkah Kerja

1. Amati sayatan seismik secara umum.

2. Pilih horison yang kuat (tampak jelas) atau horison yang sudah

ditentukan.

3. Melakukan picking / telusuri horison tersebut.

4. Curigai pola horison yang tidak menerus (kemungkinan akibat

struktur geologi).

5. Analisa lapisan batuan dan struktur geologi yang ada.

6. Analisa kondisi geologi bawah permukaan daerah pengamatan.

7. Analisa litologi dan Rock Quality Designation (RQD).

8. Interpretasi potensi geologi daerah pengamatan berdasarkan

interpretasi data seismik refleksi. Melakukan berdasarkan


3.2.2 Diagram Alir

Analisis, interpretasi dan kesimpulan

HASIL

Pengamatan penampang seismik secara umum

Picking / telusuri horison tersebut

Pilih horison yang kuat (tampak jelas) atau horisonyang sudah ditentukan

Analisa terhadap pola horison yang tidak menerus

(kemungkinan akibat stuktur geologi)




Analisa struktur geologi yang ada

HASIL

Analisis, interpretasi dan kesimpulan




BAB IV

PENGOLAHAN DATA

4.1. Lapisan Pertama

4.1.1 Batas Atas

4.1.2 Batas Bawah

NodA

(SP) TWT OWT Vrms d top

1 146 1200 600 2262 1357.200

2 150 1150 575 2220.25 127664.375

3 160 1100 550 2178.5 1198.1754 170 1125 562.5 2199.375 12731.484

5 180 1090 545 2168.5 11818.325

6 190 1125 562.5 2199.375 12731.484

7 200 1110 555 2168.5 12035.125

8 207 1200 600 2262 1357.200

NodA

(SP) TWT OWT Vrms d bottom

1 146 1200 601 2260 1358.260

2 150 1195 597.5 2262 1351.545

3 160 1190 595 2258 1343.510

4 170 1180 590 2256 1331.040

5 180 1190 595 2250 1338.750

6 190 1190 595 2259 1344.105

7 200 1205 602.5 2263 1363.458

8 207 1200 600 2262 1357.200




4.1.3 Perhitungan V interval

dA(SP)

DeltaTWT

DeltaOWT

Vinterval h

146 2 1 679.660 679.660

150 45 22.5 3169.881 713.2231

160 90 45 1654.272 744.4225

170 55 27.5 2590.785 712.4658

180 100 50 1495.668 747.8338

190 65 32.5 2232.402 725.5308

200 95 47.5 1603.576 761.6988

207 0 0 0

4.2. Lapisan Kedua

4.2.1 Batas Atas

No

dA

(SP) TWT OWT Va d top1 146 1230 615 2270 1396.050

2 150 1220 610 2264 1436.400

3 160 1210 605 2262 1456.000

4 170 1205 602,5 2265 1482.000

5 180 1200 600 2262 1473.825

6 190 1208 604 2265 1441.450

7 200 1220 610 2270 1495.000

8 207 1300 650 2280 1513.050




4.2.2 Batas Bawah

4.2.3 Perhitungan Interval

dA

(SP)

Delta

TWT

Delta

OWT

Vinterval H

146 70 35 2126.429 744.250

150 40 20 35.910 718.200

160 70 35 20.800 728.000

170 95 47,5 15.600 741.000

180 90 45 1637.583 7369.125

190 62 31 2324.919 720.725

200 80 40 186.875 747.500

207 10 5 0

4.3. Contoh Perhitungan Lapisan Atas

a. Perhitungan OWT

OWT Batas Atas

OWT 1 = ½ TWT 1 = ½ 1200 = 600

OWT 2 = ½ TWT 2 = ½ 1150 = 575

No Vb TWT OWT dB

(SP)

d bottom

1 2290 1300 650 146 1488.500

2 2280 1260 630 150 1436.400

3 2275 1280 640 160 1456.000

4 2280 1300 650 170 1482.000

5 2285 1290 645 180 1473.825

6 2270 1270 635 190 1441.450

7 2300 1300 650 200 1495.000

8 2310 1310 655 207 1513.050




OWT 3 = ½ TWT 3 = ½ 1100 = 550

OWT 4 = ½ TWT 4 = ½ 1125 = 562.5

OWT 5 = ½ TWT 5 = ½ 1090 = 545

OWT 6 = ½ TWT 6 = ½ 1125 = 562.5

OWT 7 = ½ TWT 6 = ½ 1110 = 555

OWT 8 = ½ TWT 6 = ½ 1200 = 600

OWT Batas Bawah

OWT 1 = ½ TWT 1 = ½ 1200 = 600

OWT 2 = ½ TWT 2 = ½ 1195 = 597.5

OWT 3 = ½ TWT 3 = ½ 1190 = 595

OWT 4 = ½ TWT 4 = ½ 1180 = 590

OWT 5 = ½ TWT 5 = ½ 1190 = 595

OWT 6 = ½ TWT 6 = ½ 1190 = 595

OWT 7 = ½ TWT 6 = ½ 1205 = 602.5

OWT 8 = ½ TWT 6 = ½ 1200 = 600

b. Perhitungan Vinterval

TWTaTWT

TWTaVaTWTbVbVi

-b

.-.

1200-1202

2714400-27165201 V

sm 679.660

1150-1195

5.2553287-27030902 V

sm 3169.881

1100-1190

2396350-26870203 V

sm 1654.272

1125-1180

52474296.87-26620804 V

sm 1654.272

1090-1190

2363665-26775005 V

sm 1495.668

1125-1190

52474296.87-26882106 V

s

m 2232.402




1110-1205

2407035-27269157 V

sm 1603.576

1200-1200

2714400-27144008 V

c. Perhitungan nilai D

- Perhitungan D batas atas

D = Va x OWT x 10¯ ³

D1 = 2262 x 600 x 10¯ ³ = 1657.200

D2 = 2220.25 x 575 x 10¯ ³ = 127664.375

D3 = 2178.5 x 550 x 10¯ ³ = 1198.175

D4 = 2199.375 x 562.5 x 10¯ ³ = 12731.484

D5 = 2168.5 x 545 x 10¯ ³ = 11818.325

D6 = 2199.975 x 562.5 x10¯ ³ = 12731.484

D7 = 2168.5 x 555 x10¯ ³ = 12035.175

D8 = 2262 x 600 x 10¯ ³ = 1357.200

- Perhitungan D batas bawah

D = Vb x OWT x 10¯ ³

D1 = 2260 x 601 x 10¯ ³ = 1358.260

D2 = 2262 x 597.5 x10¯ ³ = 1351.545

D3 = 2258 x 595 x 10¯ ³ = 1343.510

D4 = 2256 x 590 x10¯ ³ = 1331.040

D5 = 2250 x 595 x10¯ ³ = 1338.750

D6 = 2259 x 595 x10¯ ³ = 1344.105D7 = 2263 x 602.5 x10¯ ³ = 1363.458

D8 = 2262 x 600 x10¯ ³ = 1357.200

d. Perhitungan nilai Z ( ketebalan )

Z = Vi x OWT x 10¯ ³

Z1 = 679660 x 1 x 10¯ ³ = 679.660

Z2 = 31698.81x 22.5 x10¯ ³ = 713.2231




Z3 = 16542.72 x 45 x10¯ ³ = 744.4225

Z4 = 25907.85 x 27.5 x10¯ ³ = 712.4658

Z5 = 14956.68 x 50 x10¯ ³ = 747.8338

Z6 = 22324.02 x 32.5 x10¯ ³ = 725.5308

Z7 = 16035.76 x 47.5 x10¯ ³ = 761.6988

Z8 = -

4.4 Gambar Penampang Seismik




BAB V

PEMBAHASAN

Pada penampang seismik pertama dilakukan perhitungan Two Way

Time ( TWT ), One way Time ( OWT ), kedalaman terkoreksi ( d) ,

ketebalan ( z ), dan kecepatan interval (Vi), adapun pembahasan dari tiap

– tiap titik penembakan adalah :

5.1. Interpretasi Lapisan Pertama

Interpretasi lapisan bawah permukaan ini dilakukan dengan metodeseismik refleksi, yang berarti data diperoleh berdasarkan gelombang yang

dipantulkan oleh masing – masing lapisan. Pada lapisan pertama yang

terletak antara shoot point 146 dan shoot point 207 mempunyai bentuk

yang tidak rata. Ketebalannya yang bervariasi dapat terlihat dari gambar

penampang seismik horizontal.

Lapisan atas atau lapisan pertama mempunyai ketebalan yang

paling besar pada shoot point 200 yaitu sebesar 761.6988 m. Lapisan inimempunyai kecepatan interval berkisar antara 14.95668 m/s hingga

679.660 m/s. Dengan kecepatan interval yang relatif rendah maka

dianalisis lapisan ini mempunyai densitas yang rendah. Berdasarkan

densitas yang cukup rendah dan ketebalan yang kecil maka dianalisis

lapisan ini tidak menguntungkan secara ekonomis karena tebal lapisannya

yang kurang memungkinkan sebagai tempat cadangan hidrokarbon yang

cukup banyak.

5.2. Interpretasi Lapisan Kedua

Interpretasi lapisan bawah permukaan ini dilakukan dengan metode

seismik refleksi, yang berarti data diperoleh berdasarkan gelombang yang

dipantulkan oleh masing – masing lapisan. Pada lapisan kedua yang

terletak antara shoot point 146 dan shoot point 207 mempunyai bentuk

yang tidak rata. Ketebalannya yang bervariasi dapat terlihat dari gambar

penampang seismik horizontal.




Lapisan bawah atau lapisan kedua mempunyai ketebalan yang

paling besar pada shoot point 200 yaitu sebesar 736.9125 m sedangkan

lapisan paling tipis yaitu berada pada shoot point 207. Lapisan ini

mempunyai kecepatan interval berkisar antara 15.600 m/s hingga

2324.919 m/s. Dengan kecepatan interval yang relatif rendah maka

dianalisis lapisan ini mempunyai densitas yang rendah. Berdasarkan

densitas yang cukup rendah dan ketebalan yang kecil maka dianalisis

lapisan ini tidak menguntungkan secara ekonomis karena tebal lapisannya

yang kurang memungkinkan sebagai tempat cadangan hidrokarbon yang

cukup banyak.




BAB VI

KESIMPULAN

Dari hasil interpretasi data seismik refleksi yaitu dengan metode

pembacaan langsung penampang seismik dengan angka dan metode

pembacaan penampang seismik dapat ditarik sejumlah kesimpulan di

antaranya adalah:

6.1 Lapisan pertama terletak antara shoot point 146 dan shoot

point 207 mempunyai bentuk yang tidak rata. Ketebalannya yang

bervariasi dapat terlihat dari gambar penampang seismik horizontal.

Lapisan atas atau lapisan pertama mempunyai ketebalan yang

paling besar pada shoot point 200 yaitu sebesar 761.6988 m.

Lapisan ini mempunyai kecepatan interval berkisar antara 14.95668

m/s hingga 679.660 m/s. Dianalisis lapisan ini mempunyai densitas

yang rendah sehingga tidak menguntungkan secara ekonomis.

6.2 Lapisan kedua terletak antara shoot point 146 dan shoot

point 207 mempunyai bentuk yang tidak rata. Lapisan bawah atau

lapisan kedua mempunyai ketebalan yang paling besar pada shoot

point 200 yaitu sebesar 736.9125 m sedangkan lapisan paling tipis

yaitu berada pada shoot point 207. Lapisan ini mempunyai

kecepatan interval berkisar antara 15.600 m/s hingga 2324.919

m/s. Dianalisis lapisan ini mempunyai densitas yang rendah.sehingga tidak menguntungkan secara ekonomis karena tebal

lapisannya yang kurang memungkinkan sebagai tempat cadangan

hidrokarbon yang cukup banyak.




DAFTAR PUSTAKA

Staf Asisten Geofisika. 2009. Diktat Praktikum Geofisika. Program Studi

Teknik Geologi Universitas Diponegoro : Semarang.

Staff Asisten Geofisika Eksplorasi. 2003. Panduan Praktikum Geofisika

Eksplorasi, Lab. Geofisika Eksplorasi . Jurusan Teknik Geologi UGM :

Yogyakarta.

Kusumadinata, 1982, Teknik Evaluasi Geologi Bawah permukaan ,

Direktorat Jendral Minyak dan Gas Bumi, Pusat Pengembangan

Tekniologi Minyak dan gas Bumi.

Sanny, T. A. 1998. Seismologi Refleksi. Dept. Teknik Geofisika,

ITB, Bandung : 31 hal.

refleksi and

Documents