IDENTIFICATION HYDROCARBON POTENTIAL WITH SEISMIC ATTRIBUTES AT THE “SBS” FIELD

IDENTIFIKASI POTENSI HIDROKARBON

MENGGUNAKAN ATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN

SBS

Oleh

PUTRI RAHAYU

Skripsi

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar SARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG

ABSTRAK

IDENTIFIKASI POTENSI HIDROKARBON MENGGUNAKAN ATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN “SBS”

Oleh Putri Rahayu

Penelitian dilakukan untuk mengidentifikasi arah pengendapan dan zona prospek hidrokarbon pada Formasi Talangakar dengan penerapan atribut seismik. Atribut yang digunakan yaitu atribut variance, time, amplitudo, dan frekuensi. Atribut variance digunakan untuk membantu interpretasi sesar, atribut waktu digunakan untuk menentukan proses dan arah pengendapan, dan atribut amplitudo dan frekuensi digunakan untuk menentukan zona prospek hidrokarbon. Proses dan arah pengendapan sedimen ditentukan dengan melihat sebaran nilai top –bottom masing – masing atribut pada peta struktur waktu dan peta atribut. Zona prospek hidrokarbon diidentifikasi dengan atribut amplitudo dan frekuensi (kecuali fasa sesaat) pada layer bottom yang berdekatan dengan sumur SBS-01. Hasil akhir menunjukan bahwa proses pengendapan sedimen Lapangan “SBS” mengacu pada teori kenaikan muka air lut relatif berarah tenggara – baratlaut dengan tiga zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai amplitudo sedang - tinggi, yaitu 35-50 (intensitas refleksi), 25.000 – 50.000 (envelope), 15.000 – 25.000 (RMS), dan frekuensi rendah (15 –30 Hz) serta berada pada daeerah pengendapan yang tebal (isochronthickness) dengan kedalaman 1500–1800 m.

.

Kata kunci : Atribut seismik, amplitudo, frekuensi, atribut waktu,variance, sesar, bottom,top,hidrokarbon, pengendapan sedimen.

ABSTRACT

IDENTIFICATION HYDROCARBON POTENTIAL WITH SEISMIC ATTRIBUTES AT THE “SBS” FIELD

By Putri Rahayu

The reasearch has been done to identification sedimen deposition direction and hydrocarbon prospect zone in the Talangakar Formation with seismic attributes application. The attributes are variance, time, amplitude, and frequency. Variance attribute used to help fault identification, time attribute used to determine process and deposition direction, and amplitude and frequency attribute used to determine hydrocarbon prospect zone. Process and deposition direction determined by looking the distribution of each attribute value from bottom to top at the time structure map and attributes map. Hydrocarbon prospect zone identificated by amplitude and frequency attribute (except instantaneous phase attribute) at the bottom layer arround SBS-01 well. Final result of this research indicates that depositionprocess of “SBS” Fieldrefers to the relative sea level rise theory in the southeast – northwest direction with three hydrocarbon prospect zone that have intermediet to high amplitude value, 30 – 50 (reflection intensity), 15.000 –

25.000 (RMS), 25.000–50.000 (envelope), and low frequency value (15–30 Hz) and located at thick deposition and depth 1500–1800 m.

Keywords : Seismic attributes, amplitude, frequency, time attribute, variance, fault, bottom, top, hydrocarbon, and sedimentation.

DAFTAR ISI

Halaman

ABSTRACT…...………..…. i

ABSTRAK………..…. ii

HALAMAN JUDUL……….. PENGESAHAN………..….………... iii v PERNYATAAN………...………... vi

RIWAYAT HIDUP……… vii

MOTTO………...……… viii

PERSEMBAHAN……….……….…. ix

KATA PENGANTAR………..……….…. x

SANWACANA……….………...…... xi

DAFTAR ISI……….……….. xiv

DAFTAR TABEL….…………....………. DAFTAR GAMBAR..………..………...……... xvii xviii BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang ... 1

1.2 Tujuan Penelian ... 2

1.3 Batasan Masalah ... 2

1.4 Manfaat Penelitian ... 3

BAB II GEOLOGI REGIONAL 2.1 Letak Geografis Cekungan Sumatera Selatan ... 4

2.2 Geologi Regional Daerah Penelitian ... 4

2.2.1 Struktur... 6

2.2.2.1 Formasi Air Benakat ... 8

2.2.2.2 Formasi Gumai... 8

2.2.2.3 Formasi Baturaja ... 8

2.2.2.4 Formasi Talangakar... 9

2.2.2.4.1 Formasi Talangakar Atas ... 10

2.2.2.4.2 Formasi Talangakar Bawah... 11

2.2.2.5 Formasi Lahat ... 12

2.2.2.6 Basement(slate)... 13

2.2.3 Petroleum System... 14

2.2.3.1 Perangkap... 14

2.2.3.2 Evaluasi Reservoar... 14

2.2.3.3 Batuan Reservoar ... 15

2.2.3.4 Batuan Induk ... 15

2.2.3.5 Migrasi dan Proses Pemerangkapan ... 15

2.2.3.6 Batuan Penyekat... 16

BAB III TEORI DASAR 3.1 Konsep Refleksi Gelombang Seismik ... 17

3.2 Traceseismik... 18

3.3 Impedansi Akustik (IA) ... 18

3.4 Seismik Atribut ... 19

3.6.1 Atribut structural smoothing ... 21

3.6.2 Atributvariance... 21

3.6.3 AtributIsochron Thickness... 22

3.6.4 AtributReflection Intensity... 22

3.6.5 AtributEnvelope... 23

3.6.6 Atribut RMS... 24

3.6.7 AtributFrekuensiSesaat ... 24

3.6.6 AtributFase Sesaat... 25

BAB IV METODOLOGI PENELITIAN 4.1 Lokasi dan Waktu Penelitian ... 27

4.2 Alat dan Data ... 28

4.3 Metode Penelitian ... 28

4.3.1 Proses Pengikatan Data Sumur ... 29

4.3.2 Proses Penelusuran Horizon ... 30

4.3.3 Proses Atribut Seismik ... 30

4.3.4 Proses Pemetaan ... 31

BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN 5.1 Data Penelitian ... 32

xvi

5.3 Penarikan Horizon ... 33

5.4 Analisis Perangkap Hidrokarbon ... 34

5.5 Analisis Arah Pengendapan ... 37

5.5 Analisis Zona Prospek ... 44

BAB VI KESIMPULAN 6.1 Kesimpulan ... 51

6.2 Saran... 52

DAFTAR PUSTAKA GLOSARIUM

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Minyak bumi dan gas merupakan sumber energi utama bagi kehidupan manusia yang tidak dapat diperbaharui lagi. Hal inilah yang menyebabkan eksplorasi dan produksi migas terus ditingkatkan setiap harinya.

Selama ini, teknik yang digunakan dalam eksplorasi minyak bumi dilakukan berdasarkan data sumur yang memiliki kemampuan untuk menggambarkan keadaan bawah permukaan bumi yang sangat baik secara vertikal. Oleh karena itu, diperlukan salah satu metode yang sangat baik untuk menggambarkan keadaan bawah permukaan bumi secara lateral. Salah satunya, yaitu dengan metode seismik refleksi.

Inti dari metode seismik refleksi dalam ekplorasi seismik adalah karakterisasi reservoar yang menjadi indikasi keberadaan hidrokarbon baik minyak ataupun gas. Salah satu metode yang sering digunakan adalah atribut seismik. Perhitungan dalam atribut seismik menggunakan seluruh informasi yang dimiliki oleh data seismik. Integrasi atribut seismik dan sifat-sifat fisika batuan merupakan metode efektif dalam memberikan informasi geologi bawah permukaan, termasuk analisis pemisahan litologi dan kandungan dari batuan yang dapat digunakan untuk

2

Proses interpretasi potensi hidrokarbon yang dikaji pada penelitian ini berada

pada Lapangan “SBS” yang secara tektonik terletak di Sub Cekungan Palembang Selatan (South Palembang Sub Basin) pada Cekungan Sumatera Selatan (South Sumatera Basin) yang terletak pada jalur Sesar Lematang yang membentuk antiklinorium dan yang memanjang dari Pendopo hingga Mambang-Sebasa.

Berdasarkan data hasil pemboran PT Pertamina pada tahun 2006, Lapangan SBS memiliki sebuah sumur eksplorasi yang telah terbukti menghasilkan gas (SBS-01) pada Formasi Talangakar. Oleh karena itu, dilakukan evaluasi lebih lanjut dan rinci untuk mendapatkan zona prospek hidrokarbon yang baru pada zona utama target, yaitulayerTAF dengan analisis beberapa penerapan atribut seismik

1.2 Tujuan penelitian

Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui arah pengendapan lapisan pasir dan mendapatkan zona prospek baru berdasarkan peta struktur waktu dan beberapa penerapan atribut seismik pada Formasi Talangakar.

1.3 Batasan Masalah

Batasan masalah dari penelitian ini adalah sebagai berikut :

1. Data seismik yang digunakan merupakan data 3D PSTM.

2. Data sumur yang digunakan, yaitu sumur SBS-01 yang memiliki kelengkapan data log (VSP, GRsonic, dandensity ).

4. Analisis atribut yang digunakan, yaitu structural smoothing, variance, isochron thickness, reflection intensity, envelope, RMS, instantaneous frequency,daninstantaneous phasedengan target padalayerTAF .

1.4. Manfaat Penelitian

Penelitian ini diharapkan akan membantu interpretasi dalam hal pengembangan dan peningkatan produksi lapangan SBS dan dapat memperjelas lingkungan pengendapan dan bentuk perangkap hidrokarbon serta penyebarannya terutama padalayerTAF.

BAB II

GEOLOGI REGIONAL

2.1. Letak Geografis Cekungan Sumatera Selatan

Secara Geografis Cekungan Sumatera Selatan dibatasi oleh Selat Malaka di bagian timur, Tinggian Tigapuluh di bagian utara dan bentangan Bukit Barisan di bagian baratnya. Daerahnya hampir semua berada di darat dan hanya sebagian kecil di lepas pantai. Cekungan Sumatera Selatan mencakup luas area sekitar 119.000 km2dengan ketebalan sedimen tersier rata-rata 3,5 km.

2.2. Geologi Regional Daerah Penelitian

Secara tektonik Lapangan “SBS” terletak di Sub Cekungan Palembang Selatan (South Palembang Sub Basin)pada Cekungan Sumatera Selatan (South Sumatera Basin) yang terletak pada jalur Sesar Lematang yang membentuk Antiklinorium dan yang memanjang dari Pendopo hingga Mambang-Sebasa.

Sumur SBS-01 terletak sekitar 140 km sebelah barat kota Palembang atau sekitar 20 km sebelah utara dari lapangan Musi. Secara administratif, lokasi sumur ini terletak di Kabupaten Musi Rawas, Propinsi Sumatera Selatan.

Struktur “SBS” merupa

tenggara, berarah selatan/baratdaya anti sesar normal berarah berarah baratlaut dan di

Gambar 1. Lokasi La

erupakan blok naik terhadap sesar naik bera sama dengan sumbu antiklin yang te ntiklin. Struktur antiklin tersebut dipisahkan ole h timurlaut–baratdaya dengan kemiringan bida

n diikuti kemiringan antiklin berarah tenggara.

apangan “SBS”pada Cekungan Sumsel (Lapor PT Pertamina Region Sumatera, 2006)

berarah baratlaut –

terletak di sisi oleh adanya sesar-bidang utama sesar

ra.

6 2.2.1 Struktur

Struktur SBS seperti halnya semua kenampakan struktur di Cekungan Sumatera Selatan terbentuk oleh kombinasi tiga fase tektonik utama Tersier; pertama tektonik Eosen sampai Miosen awal yang bersifat ekstensional dan membentuk pola-pola tinggian dan dalaman (separuh graben), kedua tektonik transpresional miosen tengah - miosen akhir yang relatif stabil dan ketiga tektonik plio-pleistosen yang bersifat kompresional dan bukit barisan serta pola-pola pelipatan berarah baratlaut- tenggara. Struktur SBS saat ini berupa antiklin yang terbentuk akibat pelipatan pada fasa tektonik plio-pleistosen mengikuti pola antiklin yang berada di sepanjang sesar lematang mulai dari Lapangan Limau di sebelah tenggara - Tinggian Sebakul di baratlaut.

2.2.2 Sratigrafi

Secara stratigrafi regional daerah “SBS” tersebut dimulai dari Basement dengan litologi slate yang berstruktur slaty cleavage, perselingan serpih, tufa dan batulanau dengan sisipan batupasir yang makin ke bawah ditandai dengan meningkatnya sifat tufaan dan munculnya sisipan lapisan batubara menembus Formasi Lahat. Formasi Talangakar (TAF) dibedakan menjadiTRM (Transitional Member) dengan didominasi serpih gampingan berselingan batulanau dan bersisipan batupasir dengan sedikit batugamping dan GRM (Gritsand Member) dicirikan serpih dengan laminasi mineral karbon bersisipan batulanau dan batupasir silikaan atau ditandai dengan hilangnya sifat gampingan (non calcareous).

Didominasi serpih batugamping klastik, batupasir gampingan. tersebut telah memasuki lapisan tipis batulana klastik berada pada Formasi Gumai denga bersisipan dengan ba sisipan batupasir masi

Gambar 2. Kol penelitian (Lapor

h gampingan dengan lapisan tipis batula k, batunapal, dankalkarenityang kaya mineral ngan. Berdasarkan umur relatif munculnya lapis asuki Formasi Equivalent Baturaja. Serpih gam anau berselingan batupasir berbutir halus da da Formasi IntraGumai. Formasi tersebut dibe

ngan mulai meningkatnya sisipan batupasir. Se batupasir dan batulanau Formasi Gumai da asif berbutir kasar pada Formasi Air Benakat.

olomLithostratigraphyCekungan Palembang poran Pengeboran PT Pertamina Region Sumat

ulanau bersisipan ral glauconiticdan pisan batugamping ampingan dengan dan batugamping dibedakan dengan Serpih gampingan dan batulempung .

ng dan zona atera, 2006)

8 2.2.2.1 Formasi Air Benakat(ABF)

Formasi Air Benakat di sumur SBS-01 merupakan lapisan batulempung dengan sisipan batupasir yang terdiri dari material klastik kasar. Pada sisipan batupasir tersebut tidak dijumpai indikasi adannya hidrokarbon. Formasi Air Benakat ini mengawali fase regresi diendapkan di lingkungan transisi/ near shore marine, berumur Miosen Tengah, terletak selaras di atas Formasi Gumai.

2.2.2.2 Formasi Gumai (GUF)

Penentuan Estimasi Top Formasi Gumai ditentukan dengan perubahan litologi dan lingkungan pengendapan dalam kondisi transgresi dengan dominasi serpih yang bersifat gampingan dengan sisipan batulanau dan batupasir.

Batupasir, berwarna bening, translucent, abu – abu sampai abu-abu kehijauan,

kekerasan friable dan mudah lepas (loose), berukuran butir sangat halus sampai halus, membulat tanggung hingga menyudut tanggung, pemilahan jelek sampai sedang, bersifat lempungan, mineral penyusun terdiri dari kuarsa dan sedikit glauconite, kadang-kadang dijumpai marl, sedikit dijumpai bintik-bintik karbon, pyritemineral, sementasi bersifat gampingan,poor–moderate visualporositasno oil show.

2.2.2.3 FormasiEquivalentBaturaja (BRF)

Formasi Equivalent Baturaja ditandai dengan munculnya lapisan batugamping yang cukup tebal terutama di bagian atas dan secara keseluruhan masih didominasi oleh lapisan serpih karbonatan yang tebal dengan sisipan batugamping, napal, sisipan batulanau dan kadang-kadang di bagian bawahnya

dijumpai lapisan tipis batupasir. Formasi Equivalent Baturaja tersebut memiliki umur yang relatif sama dengan Formasi Baturaja di tempat lain dan diendapkan di lingkungan Neritik Tepi (shelf marine), berumur Miosen Awal, terletak selaras di atas Formasi Talangakar.

Batugamping berwarna cream, putih kecoklatan, putih kotor, dengan kekerasan sedang sampai keras, umumnya bersifat chalky dan argillaceous pada sisipan bagian atasnya, mikrokristalin, micrite, sedikit mineral glauconitic, tidak ada porositas visual, kadang-kadang inter crystalin porosity, termasuk kedalam klasifikasi batugampaing mudstone, wackstone. Tidak adanya indikasi hidrokarbon

Batupasir, berwarna bening, translucent, putih kotor, abu-abu kehijauan, kekerasanfriabledan mudah lepas(loose), berukuran butir halus sampai medium, membulat tanggung hingga menyudut tanggung, pemilahan sedang, mineral penyusun terdiri dari kuarsa dan mineral glauconite yang cukup melimpah, kadang-kadang dijumpai calsite fragment, sementasi bersifat gampingan, fair –

moderate visualporositas.no oil show.

Batugamping kalkarenit, merupakan sisipan serpih pada bagian bawah Formasi Equivalent Baturaja, berwarna putih kotor, abu-abu kehijauan, bersifat mudah rapuh (brittle) dan umumnya chalky, klastik, mikrokristalin sampai calcarenit, mineral glauconitic cukup melimpah, porositas intergranular, sedikit foram, no show.

10 2.2.2.4 Formasi Talangakar (TAF)

Formasi Talangakar (TAF) berkembang baik dalam sistem delta mencapai ketebalan lebih dari 570 m yang menumpang secara tidak selaras di atas Formasi Lahat. Formasi Talangakar terdiri dari dua unit. Pada bagian atas terdiri dari selang-seling batupasir dan serpih yang bersifat gampingan dengan sisipan napal dan batugamping dan secara berangsur semakin ke atas menjadi lebih bersifat marine disebut sebagai Transitional Member (TRM). Sedangkan pada bagian bawah secara umum terdiri dari batupasir kasar-sangat kasar berselang-seling dengan lapisan tipis serpih dan batubara disebut sebagai Gritsand Member (GRM).

2.2.2.4.1 Formasi Talangakar Atas (TAF-TRM)

Formasi Talangakar Atas (TAF-TRM) dicirikan dengan dominasi serpih yang sangat gampingan berselingan batulanau dengan sisipan batupasir, napal dan sedikit batugamping.

Serpih berwarna abu-abu kecoklatan, kadang-kadang abu-abu kehijauan, kekerasan firm, sedang sampai keras, kadang-kadang bersifat brittle, berbentuk subblocky sampai blocky, subplaty, sub fissile, bersifat tufaan, setempat terdapat perselingan vitric tuff, kadang-kadang dijumpai mineral pyrite, sebagian lanauan, bersifat sangat karbonatan.

Batupasir, berwarna bening, translucent, putih kotor, abu-abu terang, bersifat lepas-lepas, sebagian kekerasan friable sampai terkonsolidasi sedang, berukuran butir sangat halus sampai sedang, membulat tanggung hingga menyudut tanggung, pemilahan buruk sampai sedang, mineral penyusun terdiri dari kwarsa

dan umumnya mengandung mineral glauconite, dijumpai fragmen vitric tuff, foram, sementasi bersifat karbonatan, porositas visual buruk sampai fair, terdapat indikasi hidrokarbon.

Indikasi hidrokarbon tersebut pada Formasi Talangakar Atas (TAF-TRM) terdapat pada lapisan batupasir, yaitu pada interval kedalaman 1131 – 1136 m dan 1148 –

1151 m dengan trace pale yellows flourecent, very slow weak white yellows streaming cut, nil vis cut, trace oil stain, no odor, trace oil show. Di interval kedalaman 1238 – 1242 m dan 1480 – 1482 m, dengan < 10 % bright yellows

flourecent, slow weak bluish white yellows streaming cut with/ Chlthene, trace stain, no odor poor oil show.

2.2.2.4.2 Formasi Talangakar Bawah (TAF - GRM)

Berdasarkan pengamatan serbuk bor Formasi Talangakar Bawah (Lower TAF) dicirikan dengan munculnya struktur mikro laminasi dengan karbon dan sudah tidak bersifat karbonatan. Umumnya merupakan perselingan serpih dan batulanau dengan sisipan batupasir. Diendapkan pada lingkungan delta plain sebagai endapan synrift, berumur Oligosen Akhir – Eosen. Hubungan antara Formasi

Talangakar dengan Formasi Lahat di bagian bawahnya terletak tidak selaras.

Serpih berwarna abu-abu sampai abu-abu terang, kekerasan firm, sedang sampai keras, kadang-kadang bersifat brittle, berbentuksubplaty sampaiplaty, sub fissile kadang-kadang subblocky, terdapat bintik-bintik karbon (carbonaceous speck), kadang dijumpai juga mineralpyrite,sebagian lanauan, tidak bersifat karbonatan

12 sedang, sebagian berukuran pasir kasar, membulat tanggung hingga menyudut tanggung, pemilahan baik, mineral penyusun terdiri dari kuarsa dan umumnya mengandung mineral glauconite, dijumpai bintik-bintik karbon, semen silikaan, porositas visual sedang sampai baik, terdapat indikasi hidrokarbon.

Indikasi hidrokarbon pada Formasi Talangakar Bawah (TAF-GRM) terdapat pada lapisan batupasir, yaitu pada interval kedalaman 1552–1556 mblb, dengan /trace

pale–dull yellows flourecent, no cut, no stain, no odor, trace oil show.

Di interval kedalaman 1565-1566 mblb, dengan/trace pale – dull yellows flourecent, v slo wk bluish wh yell strm cut, nil vis cut, no stain, no odor, trace oil show. Di interval kedalaman 1596-1598 mblb, dengan trace pale yellows flourecent, no visual cut,no stain, trace oil show.

2.2.2.5 Formasi Lahat(LAF)

Formasi Lahat (LAF) diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar pada kala Oligosen ditandai dengan meningkatnya litologi yang bersifat tufaan. Formasi Lahat selain sebagai batuan induk juga merupakan salah satu obyektif pada prospek SBS-01, terbukti sumur Mangos-2 ditemukan indikasi hidrokarbon. Berdasarkan deskripsi megaskopis Formasi Lahat tersusun dari perselingan serpih, batulanau dan tufa dengan sisipan batupasir secara berulang juga terdapat lapisan tipis batubara. Formasi Lahat tersebut makin ke bawah dominan tufa semakin meningkat sedangkan lapisan serpih hanya merupakan sisipan tipis.

Serpih, berwarna abu-abu gelap, abu-abu gelap kecoklatan, masif, keras dan getas (brittle), menyerpih/platy, sub fissile to fissile, sebagian splintery, setempat

lanauan dengan struktur laminasi, kadangkala kilap lilin/waxy lustre, tidak karbonatan

Tufa berwarna abu-abu cerah kehijauan, putih kotor, translucent, kekerasan sedang sampai sangat keras, kadangkala getas (brittle) dan masif, tersusun dari : dominan vitric tuff, sebagian lithic tuff, kuarsa sekunder, umumnya terdapat mineralcalsite, mineral lempung (smectite, kaolin), mineral silika, sedikit mineral pyrite dan chlorite bersifat tidak gampingan, porositas secara visual umumnya tidak tampak dan tidak ada indikasi.

Batupasir berwarna bening, translucent, abu-abu cerah, umumnya bersifat lepas-lepas (loose), berbutir halus sampai sedang, setempat berbutir pasir kasar, terdapat urat-urat silica, berbentuk butir sub angular dengan sortasi sedang, mineral kuarsa, inklusi material karbon, sementasi silikaan, porositas sedang – fair,

dengan indikasioil show.

Indikasi hidrokarbon pada Formasi Lahat (LAF) terdapat pada lapisan batupasir, yaitu pada kedalaman (1688 – 1692 m) dengan trace bright yellowish streaming

cut with Chlform, nil vis cut, no stain, no odor, trace oil show.

2.2.2.6 Batuan Dasar (Basement)

Rekahan batuan dasar merupakan salah satu obyektif pada prospek SBS-01. Batuan dasar pada prospek SBS diprediksi berupa batuan granit berdasarkan sumur bor yang berjarak 10 km arah timurlaut “SBS-01”, tetapi mulai di kedalaman 2206 mblb/2170 mbpl masih didapatkan batusabak (slate) dengan strukturslaty cleavagesedangkan targetbasementdengan batuangranite/ granite

14 depth) masih belum ditemukan. Batusabak (slate) berwarna abu - abu gelap dengan struktur slaty cleavage dan sebagian getas (brittle), kekerasan sangat keras, berstruktur foliasi dan kadangkala splintery, mineral mica mulai tampak jelas, sesekali terdapat penjajaran mineral, pada umumnya berkilap shiny, kadangkala terdapat sedikit mineral kwarsa sekunder dan kwarsite sebagai fragmen batuan, tidak gampingan.

2.2.3 Petroleum System 2.2.3.1 Perangkap

Prospek SBS memiliki perangkap struktur antiklin untuk semua formasi yang ada di prospek tersebut. Pemetaan struktur dari semua dari Formasi memperlihatkan sumbu pendek antiklin yang berarah timurlaut –baratdaya. Hasil interpretasi data

seismik 2D tampak bahwa struktur “SBS” terpisah dengan Lapangan Mambang Sebasa di sebelah barat oleh sesar normal minor berarah timurlaut - baratdaya .

2.2.3.2 Evaluasi Reservoar

Batuan reservoar obyektif utama pada Lapangan “SBS” adalah lapisan batupasir Formasi Talangakar sedangkan obyektif sekunder berupa lapisan batupasir Formasi Lahat, sertaBasement fracture.

Batuan yang berperan sebagai batuan penyekat bersifat regional, dijumpai sebagai shale yang tebal dari Formasi Gumai (GUF). Penyekat internal dijumpai berupa batuserpih (shale) terdapat pada intra-formasi (interkalasi) di dalam tiap-tiap zona batupasir pada Formasi Talangakar dan Formasi Lahat.

2.2.3.3 Batuan Reservoar

Sebagai reservoar utama di sumur “SBS-01”adalah batupasir Formasi Talangakar Bawah TAF & GRM yang terbukti menghasilkan gas di sumur MGS-1 dan 2. Pada program pemboran diharapkan mendapatkan batuan reservoar pada Formasi Talangakar (TRM & GRM) serta Formasi Lahat (LAF). Sebagai pembanding/korelasi di sumur MGS-2 pada interval Formasi Lahat (LAF) ditemukan indikasi hidrokarbon.

Zona obyektif sumur SBS-01 yang berkembang cukup baik adalah : lapisan batupasir Formasi Talangakar Bawah (TAF-GRM) di interval kedalaman 1553 –

1558.5 mblb dan 1595-1606 mblb. Pada lapisan batupasir Formasi Lahat (LAF) di interval kedalaman 1690 –1696 m, 1720 m –1724.5 m, 1852.5 –1855.5 m, 1950

–1956.5 m, 1959 m – 1963 m, 1984– 1990.5 m, 2150.5 m - 2156 m dan 2164–

2166 m sedangkan pada basement sampai kedalaman 2240 mblb masih batuan slate dan tidak didapatkan zona rekahan (fracture).

2.2.3.4 Batuan Induk

Batuan induk diperkirakan berasal dari batuan serpih Formasi Lahat dan Talangakar di bagian dapur (kitchen) dari Dalaman Pigi yang terletak di sebelah selatan atau Dalaman Karangringin di sebelah utara prospek SBS.

2.2.3.5 Migrasi dan Mekanisme Pemerangkapan

Dengan mengasumsikan dapur hidrokarbon berada di bagian selatan dan utara prospek, dan prospek SBS pada kala eosen – miosen akhir tetap berupa dalaman, maka migrasi hidrokarbon diperkirakan berlangsung sejak kala pliosen, namun

16 pemerangkapan hidrokarbon terjadi sejak terbentuknya struktur antiklin SBS, yaitu sejak terjadinya pelipatan akibat tektonik pleistosen. Migrasi mencapai puncaknya diperkirakan sekitar 5 juta tahun yang lalu, yaitu saat pematangan batuan induk sudah mencapai maksimum.

2.2.3.6 Batuan Penyekat (Seal Rock)

Batuan penyekat regional dari Cekungan Sumatera Selatan adalah serpih Formasi Gumai, namun pada prospek SBS yang berperan sebagai penyekat efektif adalah perselingan antara serpih dan pasir dari masing-masing formasi. Pada Formasi Lahat, perselingan batupasir dan serpih tufaan merupakan kombinasi yang baik antara reservoar dan penyekat intraformasi. Demikian pula pada Formasi Talangakar, perselingan serpih dan batupasir intra-formasi berperan sebagai penyekat yang baik di dalam sistempetroleumyang bekerja.

3.1. Konsep Reflek

Prinsip dasar metode getaran pada lokasi pe dinamit atau suatu pem yang dihasilkan oleh sum sebagai fungsi wakt permukaan yang sebe oleh receiver akan m permukaan dalam be variasi fasa.

BAB III

TEORI DASAR

eksi Gelombang Seismik

ode seismik, yaitu menempatkan geophone se si penelitian. Sumber getaran dapat ditimbulka

pemberat yang dijatuhkan ke tanah(Weight Drop h sumber menyebar ke segala arah dan direkam aktu yang dapat memperkirakan bentuk benarnya (Gambar 3). Hasil gelombang seism n membawa informasi mengenai litologi dan

bentuk waktu rambat (travel time), amplitudo

sebagai penerima bulkan oleh ledakan rop).Gelombang kam oleh geophone uk lapisan bawah smik yang terekam dan fluida bawah tudo refleksi, dan

18 3.2. TraceSeismik

Setiap trace merupakan hasil konvolusi sederhana dari reflektivitas bumi dengan fungsi sumber seismik ditambah dengannoise(Russel, 1996).

S(t) = w(t) * r(t) + n(t)... (1)

dimana, S(t) = trace seismik w(t) = wavelet seismik r(t) = reflektivitas bumi, dan n(t) =noise

3.3. Impedansi Akustik (IA)

Impedansi Akustik (IA) dapat didefinisikan sebagai sifat fisis batuan yang nilainya dipengaruhi oleh jenis litologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman, tekanan dan temperatur. Berdasarkan pengertian tersebut, maka IA dapat digunakan sebagai indikator jenis litologi, nilai porositas, jenis hidrokarbon dan pemetaan litologi dari suatu zona reservoar.

IA secara matematis dapat dirumuskan sebagai :

V IA  ρ.

... (2)

dengan

ρ : densitas

V :kecepatan gelombang seismik

Pemantulan gelombang seismik akan terjadi jika ada perubahan atau kontras IA antara lapisan yang berbatasan. Perbandingan antara energi yang dipantulkan dengan energi datang pada keadaan normal dapat ditulis sebagai :

( ) (pantul E da

E 

dengan :

E : Energi KR : Koefisie

Harga kontras IA da semakin besar amplitudo akustik seismik mem dengan resolusi vertika resolusi vertikal yang

Gambar 4. Hubunga

3.6. Seismik Atribu

Seismik Atribut adal

2 ) tan

(da g KR ...

...

i IA1 : Impedansi akustik l sien Refleksi IA2 : Impedansi akustik l

dapat diperkirakan dari harga amplitudo r plitudo refleksi, maka semakin besar kontras IA emberikan resolusi lateral yang bagus (12,5 rtikal yang buruk (5-10 m) sedangkan IA sum ng sangat baik (s/d 0,15 m), tetapi resolusi later

gan antara amplitudo, reflektivitas, dan kontras 1999)

but

dalah segala informasi yang diperoleh dari da

 ... (3)

... (4)

k lapisan atas k lapisan bawah

refleksi, dimana IA-nya. Impedansi 12,5-25 m), tetapi sumur memberikan

teralnya buruk.

as IA (Sukmono,

20 diperlukan untuk memperjelas anomali yang tidak terlihat secara kasat mata pada data seismik konvensional. Analisis seismik biasanya digunakan untuk memprediksi sifat reservoar seperti porositas, vshale, water saturation, dll, berdasarkan masukan data atribut seismik. Algoritma di dalam multiatribut analisis cukup beragam.

Atribut seismik merupakan pengolahan data seismik yang cukup baik untuk menggambarkan citra seismik yang lebih baik dan pengukuran zona-zona yang menarik serta untuk menentukan struktur atau lingkungan pengendapan (Chopra dan Marfurt, 2005). Seismik Atribut merupakan sifat kuantitatif dan deskriptif dari data seismik yang dapat didisplai pada skala yang sama dengan data seismik konvensional (Barnes, 1999). Seismik merupakan derivatif suatu pengukuran seismik dasar (Brown, 2000).

Untuk menampilkan zona-zona yang menarik secara langsung dari citra seismik, diperlukan keahlian untuk memilih dan atribut menentukan atribut yang tepat. Anomali brightspot merupakan contoh atribut seismik yang secara langsung berhubungan dengan parameter yang menarik, karena biasanya terdapat kandungan gas di dalamnya.

Salah satu sinyal seismik yang umummya digunakan untuk mendapatkan informasi reservoar adalah amplitudo. Pendekatan interpretatif untuk mengevaluasi reservoar dari atribut amplitudo menggunakan asumsi yang sederhana, yaitu brightspot pada peta seismik yang didasarkan pada besar kecilnya amplitudo yang akan lebih tinggi bila saturasi hidrokarbon tinggi, porositas semakin besar, pay thickness lebih tebal (walaupun dengan beberapa

komplikasi tuning effect). Secara umum bahwa semakin terang brightspot (semakin nyata kontras amplitudo) semakin bagus prospeknya.

3.6.1. AtributStructural Smoothing

Atribut ini mengoperasikan smoothing dari sinyal input yang dipandu oleh struktur lokal dan berguna untuk meningkatkan kemenerusan reflektor seismik. Perhitungan utamanya, yaitu komponen dip dan azimut yang digunakan untuk menentukan struktur lokal. Gaussian smoothing lalu diaplikasikan sejajar dengan orientasi struktur ini (Randen, 2002). Structural smoothing lebih baik dalam menampilkan reflektor seismik dibandingkan dengan penampang seismik konvensional. Atribut ini juga dapat digunakan untuk membantu dalam penarikan horizon target karena tampilan seismik yang dihasilkan oleh atribut ini dapat memperjelas kemenerusan reflektor seismik.

3.6.2 AtributVariance

Atribut varian merupakan kebalikan dari koherensi. Atribut ini dihitung dalam 3D yang mewakili trace ke trace untuk melacak variabilitas pada interval sampel tertentu. Oleh karena itu menghasilkan perubahan lateral yang ditafsirkan dalam impedansi akustik. Jejak yang sama menghasilkan koefisien variansi yang rendah, sedangkan diskontinuitas memiliki koefisien tinggi. Karena kesalahan dan channeldapat menyebabkan diskontinuitas dalam satuan batuan sekitar.

Dikutip dari artikel Waluyo pada tahun 2006 bahwa variance (S) secara bebas dapat diartikan sebagai ragam nilai suatu data. Ide atribut variance berasal dari ilmu geostatistika yang formulanya disajikan sebagai berikut:

22 ... (5)

Sebenarnya variance hanya menyoroti variasi vertikal pada impedansi akustik. Atribut ini membandingkan jejak samping satu sama lain pada setiap posisi sampel. Jika ada perbedaan itu mungkin karena kesalahan atau adanya ataranoise. Penggunaan atribut ini harus diaplikasikan dengan structural smooth attribute untuk menguranginoise.

3.6.3. AtributIsochron Thickness

Atribut ini diartikan sebagai perbedaan waktu antara dua horizon. Biasanya diukur dalam unit horizon input (milisecond dalam domain waktu dan feet/meter dalam domain kedalaman). Menurut metode permukaan, atribut ini menggunakan model permukaan atas dan bawah dari lapisan bawah tanah yang numerik, diinput dalam volume data seismik dengan tepi permukaan planar yang menghubungkan peristiwa refleksi dari berbagai arah pada 3D jejak seismik. Atribut isochron menghitung jumlah isochron penebalan atau penipisan suatu layer ke arah dip dan azimut perubahan ketebalan maksimum.

3.6.4. Atribut Intensitas Refleksi (Reflection Intensity)

Intensitas refleksi adalah rata-rata amplitudo sebuahwindowyang ditentukan yang dikalikan dengan interval sampel. Atribut ini berguna untuk delinasi sifat atribut ketika mempertahankan tampilan frekuensi dari data seismik aslinya.



    k i i i x x

f n

S

1

2

2 _{( )}

1 1

3.6.5. Atribut Selub

Atribut selubung (env yaitu nilai amplitudon seismik. Bila amplitudony

² + ² dengan :

f = trace real g = trace imajine

Gambar 5. Perbandi

Envelope berhubun bermanfaat untuk m ,akumulasi gas, bat perubahan lingkungan p

ubung (Envelope)

nvelope) merepresentasikan total energi sesaat ( udonya bervariasi antara nol sampai amplitudo

tudonya tinggi, maka energi juga akan demikia

Env = ² + ² ...

iner

andingan antara tras seismik danenvelope(Sukm

hubungan langsung dengan kontras impedansi a uk melihat kontras impedansi akustik, anom

batas sekuen, ketidakselarasan lapisan, perub an pengendapan.

at (instantaneous), udo maksimum tras

kian.

² + ² ... (6)

ukmono, 2007)

nsi akustik, sehinga nomali brightspot perubahan litologi,

24 24.46 RMS ) 25 38 ... 0 (5 8 1 RMS a 4 1 RMS 2 2 2 2 N 1 i 2 i      

_



3.6.6. RMSAmplitude

Amplitudo rms merupakan akar dari jumlah energi dalam domain waktu (amplitudo dikuadratkan). Karena nilai amplitudo diakarkan sebelum dirata-ratakan, maka amplitudo RMS sangat sensitif terhadap nilai amplitudo yang ekstrem. Juga berguna untuk melacak perubahan litologi yang ekstrim seperti pada kasus pasir gas danchanel deltaic. Dengan persamaan,

...………...……(7) dimana : N = jumlah sampel amplitudo pada jendela analisis

a = besar amplitudo

Gambar 6. Ilustrasi penghitungan amplitudo RMS (Sukmono, 2007.) 3.6.7. Atribut Frekuensi Sesaat (Instantaneous Frequency)

Fekuensi Sesaat merepresentasikan besarnya perubahan Fasa Sesaat terhadap waktu atau sebagaislopejejak Fasa yang diperoleh dari turunan pertama dari Fasa Sesaat.

ω (t) = (tan-1 [ ( )

( )] ) ... (8)

a N 1 RMS Amplitudo N 1 i 2 1   

dengan : ω (t) = frekuensi sesaat ( )= jejak seismik imajiner ( ) = jejak seismik riil

Gambar 7. Perubahan dari puncak ke palung pada jejak seismik dengan perhitungan frekuensinyquist(Sukmono, 2007)

Frekuensi sesaat memiliki rentang frekuensi dari (–) Frekuensi Nyquistsampai (+)

Frekuensi Nyquist, tetapi sebagian besar Frekuensi Sesaat bernilai positif. Frekuensi sesaat memberikan informasi tentang perilaku gelombang seismik yang mempengaruhi perubahan frekuensi seperti efek absorbsi, rekahan, dan ketebalan sistem pengendapan. Atenuasi gelombang seismik ketika melewati reservoir gas dapat dideteksi sebagai penurunan frekuensi, fenomena ini lebih dikenal dengan

“low frequency shadow”(Barnes, 1999). Hilangnya frekuensi tinggi menunjukkan

daerahoverpressure.

3.6.8 Atribut Fase Sesaat (Instantaneous Phase)

Fasa Sesaat merupakan sudut di antara fasor (rotasi vektor yang dibentuk oleh komponen riil dan komponen imajiner dalam deret waktu) dan sumbu riil sebagai fungsi dari waktu dan selalu mempunyai nilai antara -1800 s.d. + 1800. Dalam pengertian umum, saat tras seismik riil berpindah dari puncak ke palung, maka

26 fasa sesaat berubah da

tajam dari +180oke 180

Gambar 8. Perubaha mengha real be

Secara matematis, pe sebagai berikut :

( ) ( )

dengan : θ(t) ( ) ( )

Dalam interpretasi se melihat kontinuitas konfigurasi perlapisan, d

26 h dari 0o ke +180o . Pada palung, fasa sesaat

180o.

ahan dari puncak ke palung pada jejak seismik m nghasilkan Fasa Sesaat antara 0–180 derajat. Pa

berfasa–180 derajat s/d 180 derajat (Sukmono, 200

persamaan untuk Instantaneous Phase (fasa se

θ (t) = tan-1 [ ( )

( ) ] ...

= fasa sesaat ( )= jejak seismik imajine ( ) = jejak seismik riil

seismik, Instantaneous Phase (fasa sesaat) di s lapisan secara lateral, ketidakmenerusan, san, dan digunakan untuk menghitung kecepata

26 at “terlipat tajam”

ik memiliki (a) . Palung seismik ono, 2007).

sesaat) dituliskan

( )

( ) ... (9)

( ) jiner

( )

digunakan untuk n, batas sekuen, tan fasa.

BAB IV

METODOLOGI PENELITIAN

4.1 Lokasi dan Waktu Penelitian

Penelitian dilakukan di PT. Pertamina EP Asset 2 dengan studi kasus pada Lapangan ”SBS” yang terletak pada jalur Sesar Lematang yang membentuk

antiklinorium dan yang memanjang dari Pendopo hingga Mambang Sebasa.

Struktur daerah studi berada pada Cekungan Sumatera Selatan (South Sumatera Basin)yang secara geografis dibatasi oleh Selat Malaka di bagian timur, Tinggian Tigapuluh di bagian utara dan bentangan Bukit Barisan di bagian baratnya.

Penelitian dimulai pada tanggal 14 Januari 2013 dan berakhir pada tanggal 5 April 2013 . Pengolahan data dan interpretasi hasil penelitian sepenuhnya dilakukan di PT. Pertamina EP Asset 2.

Tabel 1. Tabel waktu dan kegiatan penelitian

No

Bulan&

Minggu Januari Februari Maret April

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

1 Studi Literatur 2 Pengolahan Data

3 Pembahasan dan Analisis 4 Penyusunan Skripsi

28

4.2 Alat dan Data

Alat yang digunakan, yang digunakan merupa sonic, densitydangam

4.3 Metode Penelit

Langkah-langkah ker data, pengikatan data untuk kemudian dila besar dapat dilihat pada

28

a

n, yaituWorkstationdansoftware Petrel 2009.1 rupakan data seismik 3D PSTM dan data sumur gamma ray).

litian

kerja yang dilakukan dalam penelitian ini me ta sumur (well seismic tie), penelusuran horizon, dilakukan interpretasi. Langkah-langkah tersebut

pada diagram alir Gambar 9.

Gambar 9. Diagram alir penelitian

28

2009.1.Data seismik ur SBS-01 (VSP,

meliputi persiapan zon, dan pemetaan sebut secara garis

4.3.1 Proses Pengikatan Data Sumur (Well Seismic Tie)

Pengikatan data sumur ke data seismik dilakukan untuk mengikatkan data sumur yang terdapat dalam skala kedalaman terhadap data seismik yang terdapat dalam skala waktu. Proses pengikatan data sumur terhadap data seismik dilakukan agar horizon seismik dapat diletakkan pada posisi kedalaman yang sebenarnya. Proses ini dilakukan dengan membuat suatu seismogram sintetik yang dihasilkan dari konvolusiwaveletdengan deret koefisien refleksi.

Langkah selanjutnya adalah mendapatkan koefisien refleksi berdasarkan log acoustic impedance, yang merupakan perkalian antara log sonic (kecepatan) dan log density. Koefisien refleksi kemudian dikonvolusikan dengan wavelet untuk mendapatkan trace seismogram sintetik. Trace seismogram sintetik yang didapat dikorelasikan dengan trace seismik sampai mendapatkan kecocokan atau kemiripan. Pada proses ini juga perlu diperhatikan adalah wiggle antara seismik dan seismogram sintetiknya baik dari pola maupun besarnyawiggletersebut.

Gambar 4.2 Proseswell seismic tie

Log P-wave

Seismogram Sintetik Log Density

Log Acoustic Impedance

Wavelet Koefisien Refleksi Konvolusi

Well Seismic Tie Korelas

i baik

Ya

30

4.3.2 Proses Penelusu

Setelah seismogram si selanjutnya adalah me marker. Picking dilakuk bawah horizon 1556.40 membatasi zona inte akan mengontrol prose menentukan kualitas didapatkan bahwa Pi crossingdiwigleseism

Gambar 11. P

4.3.3. Proses Atribut

Pemilihan beberapa a menentukan hasil ak

30

usuran Horizon (Picking Horizon)

sintetik dan data sumur diikat dengan data se melakukanpicking horizon yang dipandu oleh lakukan pada batas horizon 1190.03 m (Top T 1556.40 m (Bottom TAF). Penentuan batas ini di

nterpretasi pada formasi talangakar. Horizon proses interpretasi secara lateral. Dalam hal ini

tas hasil akhir interpretasi. Berdasarkan ha Picking Top dan Bottom layer TAF jatuh pa ismik seperti yang terlihat pada Gambar 11.

11. Posisi picking topdan bottom TAFpadainline

ut Seismik

a atribut yang digunakan memegang peranan akhir interpretasi data. Dalam penelitian ini,

30

seismik, langkah eh data sumur well TAF) dan batas ni dilakukan untuk on yang diperoleh l ini horizon akan n hasil well-tie , pada peak dan

z-neseismik

nan penting dalam ni, atribut seismik

yang structural smoothing, variance, isochron thickness, reflection intensity, envelope, RMS, instantaneous phase dan instantaneous frequency. Pemilihan atribut structural smoothing dan variance digunakan agar dapat memperjelas bentuk sesar. Atribut isochron thickness digunakan untuk melihat ketebalan lapisan dan analisis arah pengendapan. Atribut reflection intensity, envelope, RMS, instantaneous phase dan instantaneous frequency berguna untuk analisis pengendapan dan zona prospek hidrokarbon berdasarkan parameter nilai amplitudo dan frekuensi.

4.3.4. Proses Pemetaan

Setelah proses ekstrak atribut dilakukan, langkah selanjutnya adalah analisis pemetaan pada kedalaman tertentu untuk melihat penyebaran lapisan secara lateral. Sehingga dari hasil pemetaan tersebut dapat dilakukan interpretasi zona prospek berdasarkan peta atribut seismik pada Lapangan“SBS”.

BAB VI

KESIMPULAN DAN SARAN

6.1. Kesimpulan

Kesimpulan yang didapatkan pada penelitian ini adalah sebagai berikut : 1. Prospek SBS memiliki perangkap struktur berupa antiklin danfault.

2. Berdasarkan peta atribut analisis pengendapan, proses pengendapan yang terjadi pada prospek SBS mengacu pada teori kenaikan muka air laut relatif berarah tenggara - baratlaut .

3. Berdasarkan peta atribut frekuensi sesaat didapatkan 3 zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai frekuensi rendah yaitu 15-30 Hz.

4. Berdasarkan peta atribut envelope didapatkan 3 zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai envelope (amplitudo sesaat) yang tinggi yaitu 25.000 – 50.000 .

5. Berdasarkan peta atribut RMS didapatkan 2 zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai amplitudo rata - rata yaitu 15.000–25.000 .

6. Berdasarkan peta atribut reflection intensity didapatkan 3 zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai intensitas refleksi yaitu 30 - 50.

7. Seluruh zona – zona prospek yang didapatkan dari masing – masing peta atribut berada pada zona pengendapan tebal yaitu 250–450 ms.

8. Berdasarkan peta struktur waktu bottom TAF, zona prospek hidrokarbon berada pada kedalaman 1500–1800 m.

6.2 Saran

Perlu dilakukannya inversi seismik untuk memperkuat dugaan zona prospek dari beberapa peta atribut seismik yang digunakan pada penelitian ini. Inversi yang dilakukan akan membantu untuk analisis sifat batuan pada prospek SBS seperti IA, porositas, dan permeabilitas.

DAFTAR PUSTAKA

Barnes, A. E., 1999, Seismic Attributes : past, present and future, SEG 1999 Expanded Abstracts.

Brown, A.R., 2000, Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data, AAPG Memoir 42.

Chopra, Satinder dan Marfurt, K.J., 2005, Atribut Seismik for Seismic Interpretation in the X Field, Jurnal SBGF sociedade Brasileira de Geofisica.

Kurniawan, Aan., 2012,Study Pencitraan Bawah Permukaan Bumi Menggunakan Metode Pre Stack Depth Migration (PSDM) pada Lintasan AK-213 di Daerah Jawa Timur Bagian Utara, Skripsi Jurusan Teknik Geofisika Unila, Lampung.

Madanya dan Katerina., 2011, Pemetaan Horizon N3 dan P7 Formasi TAF

Lapangan “BINGS” dengan Data 3D Seismik, Laporan KP Mahasiswa ITB, Bandung.

Randen, 2002,Help Menu in Petrel, Schlumberger.

Russel, B., 1996.Introduction to Seismic Inversion Methods. SEG: USA

Sukmono, S., 1999, Interpretasi Seismik Refleksi,Lab. Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung.

Sukmono, S., 2007, Diktat KuliahSeismik Atribut untuk Karakterisasi Reservoar, Laboratorium Geofisika Reservoar, Jurusan Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung, Bandung.

Telford, W.M., Geldart, L.P., Sheriff, R.E., 1990. Applied Geophysics, New York: Cambridge University Press.

Waluyo, 2006, Analisa Atribut Seismik dan Inversi pada Lapangan Indah, Universitas Indonesia, Jakarta.

Wibowo, N.C., Triwerdhana, A., Putra, D.H., Mizani, Y.A., Syamsudin, I.F., 2006, Laporan Pasca Pengeboran Sumur Eksplorasi, PT Pertamina EP, Jakarta.

Wibowo, Rahmat C., 2011, Karakteristik Reservoir Layer BRF dan Layer A (BRF) dengan Menggunakan Metode Inversi Impedansi Akustik dan

Neural Network pada Lapangan “ICL”, Skripsi Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung, Lampung.

GLOSARIUM

Mblb : Satuan ukuran kedalaman (meter bawah lantai bor) yang diukur berdasarkan kedalaman pemboran.

Mbpl : Satuan ukuran kedalaman (meter bawah permukaan laut) yang diukur berdasarkanmean sea level.

MD : Measure Depth (kedalaman pengukuran) yang diukur berdasarkan elevasi DF bukan KB.

TVD : True Vertical Deph (kedalaman vertikal sebenarnya) yang diukur berdasarkan muka air laut (mean sea level).

TVD SS : True Vertical Depth (kedalaman vertikal sebenarnya) maksimum, artinya kedalaman maksimal/kedalaman paling dalam yang dapat dijangkau selama proses pemboran (logging).

31 yang structural smoothing, variance, isochron thickness, reflection intensity, envelope, RMS, instantaneous phase dan instantaneous frequency. Pemilihan atribut structural smoothing dan variance digunakan agar dapat memperjelas bentuk sesar. Atribut isochron thickness digunakan untuk melihat ketebalan lapisan dan analisis arah pengendapan. Atribut reflection intensity, envelope, RMS, instantaneous phase dan instantaneous frequency berguna untuk analisis pengendapan dan zona prospek hidrokarbon berdasarkan parameter nilai amplitudo dan frekuensi.

4.3.4. Proses Pemetaan

Setelah proses ekstrak atribut dilakukan, langkah selanjutnya adalah analisis pemetaan pada kedalaman tertentu untuk melihat penyebaran lapisan secara lateral. Sehingga dari hasil pemetaan tersebut dapat dilakukan interpretasi zona prospek berdasarkan peta atribut seismik pada Lapangan“SBS”.

BAB VI

KESIMPULAN DAN SARAN

6.1. Kesimpulan

Kesimpulan yang didapatkan pada penelitian ini adalah sebagai berikut :

1. Prospek SBS memiliki perangkap struktur berupa antiklin danfault.

2. Berdasarkan peta atribut analisis pengendapan, proses pengendapan yang terjadi pada prospek SBS mengacu pada teori kenaikan muka air laut relatif berarah tenggara - baratlaut .

3. Berdasarkan peta atribut frekuensi sesaat didapatkan 3 zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai frekuensi rendah yaitu 15-30 Hz.

4. Berdasarkan peta atribut envelope didapatkan 3 zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai envelope (amplitudo sesaat) yang tinggi yaitu 25.000 – 50.000 .

5. Berdasarkan peta atribut RMS didapatkan 2 zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai amplitudo rata - rata yaitu 15.000–25.000 .

6. Berdasarkan peta atribut reflection intensity didapatkan 3 zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai intensitas refleksi yaitu 30 - 50.

7. Seluruh zona – zona prospek yang didapatkan dari masing – masing peta atribut berada pada zona pengendapan tebal yaitu 250–450 ms.

✁ 8. Berdasarkan peta struktur waktu bottom TAF, zona prospek hidrokarbon

berada pada kedalaman 1500–1800 m.

6.2 Saran

Perlu dilakukannya inversi seismik untuk memperkuat dugaan zona prospek dari beberapa peta atribut seismik yang digunakan pada penelitian ini. Inversi yang dilakukan akan membantu untuk analisis sifat batuan pada prospek SBS seperti IA, porositas, dan permeabilitas.

DAFTAR PUSTAKA

Barnes, A. E., 1999, Seismic Attributes : past, present and future, SEG 1999 Expanded Abstracts.

Brown, A.R., 2000, Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data, AAPG Memoir 42.

Chopra, Satinder dan Marfurt, K.J., 2005, Atribut Seismik for Seismic Interpretation in the X Field, Jurnal SBGF sociedade Brasileira de Geofisica.

Kurniawan, Aan., 2012,Study Pencitraan Bawah Permukaan Bumi Menggunakan Metode Pre Stack Depth Migration (PSDM) pada Lintasan AK-213 di Daerah Jawa Timur Bagian Utara, Skripsi Jurusan Teknik Geofisika Unila, Lampung.

Madanya dan Katerina., 2011, Pemetaan Horizon N3 dan P7 Formasi TAF Lapangan “BINGS” dengan Data 3D Seismik, Laporan KP Mahasiswa ITB, Bandung.

Randen, 2002,Help Menu in Petrel, Schlumberger.

Russel, B., 1996.Introduction to Seismic Inversion Methods. SEG: USA

Sukmono, S., 1999, Interpretasi Seismik Refleksi,Lab. Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung.

Sukmono, S., 2007, Diktat KuliahSeismik Atribut untuk Karakterisasi Reservoar, Laboratorium Geofisika Reservoar, Jurusan Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung, Bandung.

Telford, W.M., Geldart, L.P., Sheriff, R.E., 1990. Applied Geophysics, New York: Cambridge University Press.

Waluyo, 2006, Analisa Atribut Seismik dan Inversi pada Lapangan Indah, Universitas Indonesia, Jakarta.

Wibowo, N.C., Triwerdhana, A., Putra, D.H., Mizani, Y.A., Syamsudin, I.F., 2006, Laporan Pasca Pengeboran Sumur Eksplorasi, PT Pertamina EP, Jakarta.

Wibowo, Rahmat C., 2011, Karakteristik Reservoir Layer BRF dan Layer A (BRF) dengan Menggunakan Metode Inversi Impedansi Akustik dan

Neural Network pada Lapangan “ICL”, Skripsi Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung, Lampung.

GLOSARIUM

Mblb : Satuan ukuran kedalaman (meter bawah lantai bor) yang diukur berdasarkan kedalaman pemboran.

Mbpl : Satuan ukuran kedalaman (meter bawah permukaan laut) yang diukur berdasarkanmean sea level.

MD : Measure Depth (kedalaman pengukuran) yang diukur berdasarkan elevasi DF bukan KB.

TVD : True Vertical Deph (kedalaman vertikal sebenarnya) yang diukur berdasarkan muka air laut (mean sea level).

TVD SS : True Vertical Depth (kedalaman vertikal sebenarnya) maksimum, artinya kedalaman maksimal/kedalaman paling dalam yang dapat dijangkau selama proses pemboran (logging).