KARAKTERISASI RESERVOAR KARBONAT DENGAN METODE INVERSI ACOUSTIC IMPEDANCE (AI) PADA LAPANGAN “TA” FORMASI NGRAYONG DAN BULU CEKUNGAN JAWA TIMUR

ii ABSTRAK

KARAKTERISASI RESERVOAR KARBONAT DENGAN METODE INVERSI ACOUSTIC IMPEDANCE (AI)PADA LAPANGAN “TA” FORMASI NGRAYONG DAN BULU CEKUNGAN JAWA TIMUR

Oleh

Hanna Ade Pertiwi

Metode inversi impedansi akustik merupakan metode geofisika yang digunakan untuk mengetahui lithologi batuan pada daerah tertentu di bawah permukaan bumi. Penelitian dilakukan pada Formasi Ngrayong dan Formasi Bulu, Lapangan ‘TA’, Cekungan Jawa Timur yang di dominasi oleh keberadaan Karbonat. Analisis parameter petrofisika (porosity, P-Wave, dan density) yang didekati dengan AI akan mempermudah interpretasi. Secara umum inversi impedansi akustik akan memberikan gambaran geologi bawah permukaan yang lebih detail dari pada seismik konvensional. Penelitian ini menggunakan metode pemodelan inversi Model Based dengan data seismik 2D post Stack dengan dilengkapi data log hasil pengukuran langsung di lapangan maupun hasil turunan seperti log Gamma Ray, Log Density, log Neutron Porosity (NPHI), log Resistivitas, log P-wave, log SP, log Porosity, log P-Impedance berserta informasi data marker daerah tersebut. Pada hasil analisis crossplot yang telah dilakukan dapat dilihat bahwa pada daerah penelitian terdapat sebaran reservoar karbonat dengan sisipan shale dan sand. Berdasarkan hasil inversi impedansi akustik dapat terlihat bahwa reservoar karbonat memiliki nilai p-impedance yang tinggi, pada sumur TIWI-2 di Formasi Ngrayong memiliki nilai AI 6299–7735 ((m/s)*(gr/cc)) sedangkan pada sumur ADE-1 di Formasi Bulu memiliki nilai AI 27027–34935 ((ft/s)*(gr/cc)).

Kata kunci : Impedansi Akustik, Wavelet, Marker, karakterisasi reservoar, karbonat, teknik inversi

i ABSTRACT

CHARACTERIZATION OF CARBONAT RESERVOIR WITH INVERSION METHOD OF ACOUSTIC IMPEDANCE (AI)

IN THE FIELD “TA” NGRAYONG AND BULU FORMATIONS EAST JAVA BASINS

By

Hanna Ade Pertiwi

Acoustic Impedance inversion method is a geophysical method that is used to find out the lithologi rocks on the specific areas below the surface of the earth. Research done on formation of Ngrayong and formation of Bulu, the field “TA”, the East Java Basins in domination by the presence of carbonate. Analysis petrofisika parameters (porosity, p-wave, and density) are approached with AI will facilitate interpretation. Acoustic Impedance inversion in general will give an overview of geology of the subsurface is more detail than conventional seismic. The research of modeling method using Model Based inversion withseismic data 2D post stack with fitted data logging measurement results directly in the field as well as the results of such a derivative of gammaraylog, density log, neutron porosity log (NPHI), resistivity log, p-wave log, SP log, p-impedance, data marker, information along with area. Crossplot analysis result has been done can be seen that there is tendency of the research on the area of carbonate reservoir with inset shale and sand. Based on the results of acoustic impedance inversion can be seen that the carbonate reservoir rock has value of AI 6299–7735((m/s) *(gr/cm3))while inthe well ofADE-1 onthe formationof Buluhas a value ofAI27027–34935((ft/s)*(gr/cm3)).

Keyword : Acoustic Impedance, Wavelet, Marker, Reservoir characterization, carbonat, Technique inversion

KARAKTERISASI RESERVOAR KARBONAT DENGAN METODE INVERSI ACOUSTIC IMPEDANCE (AI)PADA LAPANGAN “TA” FORMASI NGERAYONG DAN BULU CEKUNGAN JAWA TIMUR

Oleh

HANNA ADE PERTIWI

Skripsi

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar SARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung

FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG

BANDAR LAMPUNG 2015

vii

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Kota Bandar Lampung pada tanggal 15 Mei 1992, sebagai anak pertama dari tiga bersaudara dari pasangan Bapak Erhanudin dan Ibu Sri Umiyati.

Penulis menyelesaikan Pendidikan Taman Kanak-kanak (TK) Kartika Jaya II-6 Bandar Lampung diselesaikan tahun 1998, kemudian melanjutkan pendidikan Sekolah Dasar (SD) di SD Kartika Jaya II-5 Bandar Lampung pada tahun 2004, Sekolah Menengah Pertama (SMP) di SMP Negeri 19 Bandar Lampung pada tahun 2007, dan pada tahun 2010 menyelesaikan pendidikan Sekolah Menengah Atas (SMA) di SMA Negeri 2 Bandar Lampung.

Tahun 2010, penulis terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung melalui jalur SNMPTN. Selama menjadi mahasiswa penulis terdaftar dan aktif di beberapa Organisasi Kemahasiswaan, seperti Panitia Khusus Pemira Fakultas Teknik (PANSUS-FT) pada tahun 2011. Badan Eksekutif Mahasiswa Fakultas Teknik (BEM-FT) Universitas Lampung

viii

sebagai staf Dinas AKM pada tahun 2011-2012, Sekertaris Dinas (Sekdin) AKM pada tahun 2012-2013, Himpunan Mahasiswa Teknik Geofisika “Bhuwana” (HIMA TG “Bhuwana”) sebagai anggota KRT 2012-2013, American Association of Petroleum Geologist Student Chapter Unila (AAPG SC Unila) sebagai Sekertaris Divisi Guess Lecture pada tahun 2013-2014.Pada Januari – Maret 2014 penulis melaksanakan Kerja Praktek (KP) di PT. Pertamina EP Asset 2 di Prabumulih, Sumatera Seletan tentang Interpretasi Seismik 3D. Kemudian pada bulan Januari–Maret 2015, penulis melakukan penelitian sebagai bahan penyusunan Tugas Akhir (TA) di PT. Patra Nusa Data di Serpong, Tanggerang tentang Karakterisasi Reservoar Karbonat Dengan Metode Inversi Acoustic Impedance (AI) pada Lapangan “TA” Formasi Ngrayong dan Bulu Cekungan Jawa Timur. Hingga akhirnya penulis berhasil menyelesaikan pendidikan sarjananya pada 14 Agustus 2015.

PERSEMBAHAN

Aku persembahkan karya kecil ini untuk:

Allah SWT

Ayahanda tercinta Bapak Erhanudin dan Ibunda terkasih Ibu Sri Umiyati, yang selalu tetap dihatiku.

Saudara kandungku Dina Ayu Zahara dan Adel Rachmaddi

Seorang sahabat hati yang selalu mendukungku dan memberi motivasi

Teknik Geofisika UNILA 2010

Keluarga Besar Teknik Geofisika UNILA Almamater Tercinta UNILA

MOTO

Saajtahidu fauqa mustawa al-akhar

Orang yang sukses telah belajar membuat diri mereka melakukan hal yang

harus dikerjakan ketika hal dikerjakan ketika hal itu memang harus

dikerjakan, entah mereka menyukainya atau tidak.

(Aldus Huxley)

Aku percaya apapun yang aku terima saat ini adalah yang

terbaik yang Allah SWT berikan kepada ku. Dia akan

memberikan yang terbaik untuk ku pada waktu yang telah

ia tentukan.

“Sesungguhnya sesudah kesulitan itu ada kemudahan. Maka apabila

Kamu telah selesai (dari sesuatu urusan), kerjakanlah dengan sungguh-sungguh

(urusan) yang lain.

xii

SANWACANA

Alhamdulillahirabbil ’alamin, segala puji dan syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT, Tuhan sekalian alam yang maha kuasa atas bumi, langit dan seluruh isinya, serta hakim yang maha adil di hari akhir nanti, sebab hanya dengan kehendaknya maka penulis dapat menyelesaikan skripsi ini.

Skripsi dengan judul “Karakterisasi Reservoar Karbonat Dengan Metode Inversi Acoustic Impedance (AI) Pada Lapangan “TA” Formasi Ngrayong Dan Bulu Cekungan Jawa Timur” yang telah dilaksanakan di Operation Office, PT. Patra Nusa Data, BSD-Tanggerang Selatan adalah salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik di Universitas Lampung.

Dalam kesempatan ini penulis mengucapkan terima kasih kepada:

1. Bapak Erhanudin dan Ibunda Tercinta Sri Umiyati selaku orangtuaku serta adik-adikku Dina dan Adel yang telah memberikan kasih sayang, doa, dan dukungan moral serta materiil._;

2. Bapak Prof. Dr. Ir. Sugeng P. Hariyanto, selaku Rektor Universitas Lampung; 3. Bapak Prof. Drs. Suharno, M.Sc., Ph.D., selaku Dekan Fakultas Teknik

Unila;

4. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T., selaku Ketua Jurusan Teknik Geofisika Unila sekaligus sebagai pembimbing (I) skripsi atas kesediaannya

xiii

5. untuk memberikan bimbingan, saran dan kritik dalam proses penyelesaian skripsi ini;

6. Bapak Rustadi, S.Si.,M.T., pembimbing (II) skripsi atas kesediaannya untuk memberikan bimbingan, saran dan kritik dalam proses penyelesaian skripsi ini;

7. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si.,M.Si.,selaku penguji yang telah memberikan saran, motivasi yang membangun;

8. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si.,M.T., selaku pembimbing akademik; 9. Bapak Dr. Eddy Arus Sentani selaku Direktur Utama PT. Patra Nusa Data; 10. Bapak Herry Gunawan, M.Si., selaku Manager dan penguji penelitian Tugas

Akhir di PT. Patra Nusa Data;

11. Bapak Widi Atmoko, S.T. selaku Supervisor serta pembimbing (I) penelitian Tugas Akhir di PT. Patra Nusa Data;

12. Bapak Erlangga Wibisono, S.Si., selaku pembimbing (II) penelitian Tugas Akhir di PT. Patra Nusa Data;

13. Mbak Hilda, Mbak Lia, Mbak Indra, Mbak Neni, Vivi, Sahnaz, Onni, Mbak Meti, Mas Dani, Mas Gamma, Mas Firman, Mas Arman, Pak Kismo, Mas Purba dan lain-lainnya yang tidak bisa saya sebutkan satu-satu di PT. Patra Nusa Data yang telah memberikan semangat, motivasi, pengalaman, dan setia menemani penulis selama berada di kantor.

14. Dosen-dosen Jurusan Teknik Geofisika Unila, Bapak Dr. H. Muh. Sarkowi, S.Si., M.Si., Bapak Alimuddin Muchtar, M.Si., Bapak Karyanto, M.T., Bapak Nandi H., M.Si., dan Bapak Syamsurijal R., M.Si., yang telah memberikan

xiv

ilmu yang luar biasa dan memotivasi penulis untuk selalu menjadi lebih baik selama kuliah di Jurusan Teknik Geofisika Unila;

15. Seluruh Staf Tata Usaha Jurusan Teknik Geofisika Unila, Pak Marsono, Mbak Dewi, dan Mas Pujiono, yang telah memberi banyak bantuan dalam proses administrasi;

16. Seluruh sahabat-sahabatku di Teknik Geofisika Unila angkatan 2010 (TG MANIA 10) Widatul Faizah MD, Anne Marie, Fenty Rya Maretta, Filya Rizky Lestari, Siti Fatimah, Anissa Mutiara Badri, Anis Kurnia Dewi, Ines Kusuma Ningrum, Mega Khusnul Khotimah, Anita Octavia Gultom, Sari Elviani, Bang Rian Hidayat, Muhammad Satria Maulana, Murdani, Taufiq, Muhammad Farhan Ravsanzany, Bima Fajar Ertanto, Roy Bryanson Sihombing, Dito Hadi Surya, Heksa Agus Wiyono, Ade Setiawan, MP Bagus Wicaksono, Muhammad Amri Satria, Beryan Adeam, Fernando Sialagan, Halilintar Duta Mega, Wahyuda Alfin, Eki Zuhelmi, Pangestu Eko Lariyanto, Anggi Darma Wijaya, kalian adalah keluargaku, terimakasih untuk setiap pahit manis cerita yang terukir sejak hari pertama berkutat dibangku perkuliahan. Selamanya akan jadi bagian terindah dalam cerita kehidupanku dan takkan pernah ku lupakan, tetap semangat dan sukses untuk kita semua; 17. Kakak tingkat dan senior Teknik Geofisika angkatan 2007, 2008, 2009, yang

telah memberikan banyak dukungan dan masukan yang sangat bermanfaat untuk penulis;

18. Adik-adik tingkat angkatan 2011, 2012, 2013, dan 2014, yang selalu memberi semangat;

xv

19. Dan semua pihak yang telah membantu dalam mengurus segala keperluan penyelesaian skripsi ini.

Penulis menyadari bahwa dalam penulisan skripsi ini masih terdapat banyak kekurangan dan kesalahan. Oleh karena itu, penulis mengharapkan kritik dan saran yang membangun sehingga dapat bermanfaat. Semoga Allah SWT mencatat dan membalas semua kebaikan yang telah diberikan kepada penulis. Amin.

Bandar Lampung, Agustus 2015 Penulis

xvi

DAFTAR ISI

ABSTRACT ... i

ABSTRAK ... ii

COVER DALAM ... iii

HALAMAN PERSETUJUAN ... iv

HALAMAN PENGESAHAN ... v

HALAMAN PERNYATAAN ... vi

RIWAYAT HIDUP ... vii

HALAMAN PERSEMBAHAN ... ix

HALAMAN MOTTO ... x

KATA PENGANTAR ... xi

SANWACANA ... xii

DAFTAR ISI ... xvi

DAFTAR TABEL ...xviii

DAFTAR GAMBAR ... ....xix

I. PENDAHULUAN 1.1.Latar Belakang ... 1

1.2.Maksud dan Tujuan ... 2

1.3.Batasan Masalah... 3

xvii II. TINJAUAN PUSTAKA

2.1.Cekungan Sedimen Jawa Timur... 4

2.2.Kerangka Tektonik Cekungan Jawa Timur... 5

2.3.Konfigurasi Cekungan Jawa Timur ... 6

2.4.Stratigrafi Daerah Penelitian ... 7

2.5.Petroleum System ... 12

III. TEORI DASAR 3.1.Seismik ... 16

3.2.Trace Seismik ... 18

3.3.Lithologi ... 18

3.4.Sistem Petroleum ... 21

3.5.Checkshot ... 24

3.6.Impedensi Akustik ... 25

3.7.Wavelet ... 27

3.8.Seismogram Sintetik ... 31

3.9.Inversi Seismik ... 32

3.10.Well Logging ... 38

IV. METODE PENELITIAN 4.1.Waktu dan Tempat Penelitian ... 42

4.2.Alat dan Bahan ... 42

4.3.Diagram Alir ... 43

4.4.Data Penelitian ... 45

V. HASIL PENGAMATAN DAN PEMBAHASAN 5.1.Base Map Area ... 51

5.2.Analisis Zona Target ... 53

5.3.Analisis Crossplot ... 56

5.4.Analisis Well Seismik Tie ... 59

5.5.Hasil Picking Horizon ... 61

5.6.Model Inisial ... 64

5.7.Analisis Inversi ... 67

VII. SIMPULAN DAN SARAN 6.1.Kesimpulan ... 70

6.2.Saran ... 71 DAFTAR PUSTAKA

xviii

DAFTAR TABEL

Halaman

Tabel 1. Skala penentuan baik tidaknya kualitas nilai porositas batuan

suatu reservoir (Koesoemadinata, 1978). ... 18 Tabel 2. Jadwal pelaksanaan penelitian di Patra Nusa Data ... 39 Tabel 3. Keterangan sumur yang digunakan ... 43

Tabel 4. Hasil Perbandingan Ekstraksi Wavelet pada sumur ADE-1

dan TIWI-2 ... 44 Tabel 5. Hasil analisis error dan korelasi dari beberapa

teknik inversi sumur ADE-1 ... 46 Tabel 6. Hasil analisis error dan korelasi dari beberapa

teknik inversi sumur TIWI-2 ... 46 Tabel 7. Hasil Analisis Inversi Model Based, Bandlimited dan Sparse Spike pada dua sumur acuan ... 64

xix

DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gambar 1. Geological setting of Java (Satyana,2003) ... 5

Gambar 2. Peta Geografis daerah penelitian ... 7

Gambar 3. Kolom stratigrafi Cekungan Jawa Timur ... 11

Gambar 4. Porositas dan matrik suatu batuan (Koesoemadinata, 1978). ... 18

Gambar 5 . Survei checkshot. ... 22

Gambar 6. Jenis-jenis wavelet berdasarkan konsentrasi energinya, yaitu mixed phase wavelet (1), minimum phase wavelet (2), maximum phase wavelet (3), dan zero phase wavelet (4) (Sismanto, 2006)... 26

Gambar 7. Sintetik seismogram yang didapat dengan mengkonvolusikan koefisien refleksi dengan wavelet (Sukmono,1999) ... 29

Gambar 8. Konsep dasar inversi seismik (Sukmono, 2000)... 30

Gambar 9. Tipe-tipe teknik inversi seismik (Sukmono, 1999). ... 31

Gambar 10. Diagram Alir Penelitian ... 41

Gambar 11. Seismik section line A ... 42

Gambar 12. Seismik section line B ... 43

xx

Gambar 14. Base Map Area Penelitian Line B. ... 48

Gambar 15. Zona target daerah penelitian sumur TIWI-2 ... 50

Gambar 16. Zona target daerah penelitian sumur ADE-1 ... 51

Gambar 17. Crossplot Gamma Ray vs P-Impedance dengan color key density pada sumur TIWI-2 ... 52

Gambar 18. Cross Section pada sumur TIWI-2 ... 53

Gambar 19. Crossplot Neutron Porosity vs Gamma Ray pada sumur ADE-1 ... 54

Gambar 20. Cross Section pada sumur ADE-1 ... 54

Gambar 21. Hasil geometri dan amplitudo ekstrak wavelet sumur TIWI-2 ... 55

Gambar 22. Hasil well tie sumur TIWI-2 ... 56

Gambar 23. Hasil well tie sumur ADE-1 ... 57

Gambar 24. Hasil picking horizon pada sumur TIWI-2 ... 58

Gambar 25. Hasil picking horizon pada sumur ADE-1 ... 59

Gambar 26. Penampang Initial Model pada sumur TIWI-2 Line A ... 61

Gambar 27. Penampang Initial Model pada sumur ADE-1 Line B ... 62

Gambar 28. Penampang Hasil Inversi Model Based Line A ... 64

BAB I.

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Dalam eksplorasi dan eksploitasi hidrokarbon seismik refleksi merupakan metode utama yang selalu digunakan. Metode ini dapat menggambarkan keadaan geologi bawah permukaan bumi khususnya perangkap-perangkap hidrokarbon dapat dikenali dengan baik. Seismik refleksi terus mengalami perkembangan yang sangat pesat seiring dengan kemajuan teknologi, salah satunya adalah teknik inversi, yaitu suatu teknik karakterisasi reservoar dengan cara membuat model geologi bawah permukaan bumi yang terekam oleh alat dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai kontrol (Sukmono, 2007). Melalui metode ini diharapkan reservoar dapat dikarakterisasi dengan lebih baik.

Karakterisasi reservoar yang meliputi deliniasi, deskripsi, dan monitoring diperlukan untuk dapat melihat secara penuh keadaan reservoar. Karakterisasi reservoar yang baik merupakan kunci untuk mencapai kesuksesan pengelolaan reservoar secara ekonomis.

2

Untuk dapat mengarakterisasi reservoar dengan baik studi terpadu yang melibatkan data seismik dan data sumur perlu dilakukan, salah satunya dengan menggunakan metode seismik inversi. Seismik inversi adalah teknik untuk membuat model bawah permukaan bumi menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai kontrol (Sukmono, 2007).

Inversi Acoustic Impedence (AI) adalah salah satu metode seismik inversi setelah Stack (post-stack Inversion). AI adalah parameter batuan yang besarnya dipengaruhi oleh tipe litologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman tekanan dan temperatur. Oleh karena itu AI dapat digunakan sebagai indikator litologi, porositas, hidrokarbon, pemetaan litologi, flow unit mapping dan quantifikasi karakter reservoar. Secara natural AI akan memberikan gambaran geologi bawah permukaan yang lebih detail daripada seismik konvensional, karena umumnya amplitudo pada konvensional seismik akan menberikan gambaran batas lapisan, sementara AI dapat menggambarkan lapisan itu sendiri.

1.2. Tujuan

Ada pun tujuan dari penelitian ini adalah sebagai berikut :

a. Menganalisis jenis inversi yang paling baik untuk diterapkan pada Lapangan

“TA”.

3

1.3. Batasan Masalah

Dalam penelitian ini pembahasan dibatasi hanya sampai interpretasi data seismik 2D menggunakan metode inversi Acoustic Impedance (AI) untuk mengkarakterisasi

reservoar karbonat pada Formasi Ngerayong dan Formasi Bulu, Lapangan “TA”.

1.4. Manfaat Penelitian

Penelitian ini diharapkan dapat memberikan manfaat antara lain:

1. Bagi penulis, dalam memahami dan menerapkan langkah-langkah dalam inversi seismik.

2. Pihak-pihak lain yang memerlukan, baik menunjang kemajuan ilmu geofisika khususnya dalam metode seismik, maupun sebagai bahan refrensi yang dapat membantu dalam penelitian-penelitian selanjutnya dalam permasalahan yang sama.

3. Dapat memberikan informasi tentang karakterisasi reservoar karbonat daerah TA berdasarkan proses inversi AI dari data seismik dan data log.

BAB II.

GEOLOGI REGIOANAL

2.1. Cekungan Sedimen Jawa Timur

Cekungan sedimen adalah bagian dari kerak bumi yang dapat berperan sebagai tempat akumulasi lapisan-lapisan sedimen yang relatif lebih tebal dari sekitarnya, dimana akumulasi batuan sedimen ini dapat berperan sebagai tempat pembentukan dan akumulasi minyak dan gas bumi.

Cekungan ini merupakan zona lemah akibat tumbukan atau penunjaman Lempeng Samudera Australia ke arah baratlaut di bawah lempeng Asia. Kemudian karena adanya pemindahan jalur zona tumbukan yang terus-menerus ke arah selatan Indonesia, maka sekarang ini Cekungan Jawa Timur Utara terbentuk sebagai cekungan belakang busur (back arc basin).

Secara geografi Cekungan Jawa Timur Utara berada di antara Laut Jawa yang terletak di bagian utaranya dan sederetan gunugapi yang berarah barat-timur di bagian selatannya. Cekungan Jawa Timur Utara ini menempati luas 50.000 km2 yang melingkupi daratan sebelah timur Jawa Tengah, Jawa Timur, Lepas pantai di sekitar Laut Jawa Utara hingga selat Madura.

5

Gambar 1. Geological setting of Java (Satyana,2003)

2.2. Kerangka Tektonik Cekungan Jawa Timur

Graben, half-graben, dan sesar-sesar hasil rifting telah dihasilkan pada periode ekstensional, yaitu pada Paleogen. Selanjutnya periode kompresi dimulai pada miosen awal yang mengakibatkan reaktivasi sesar-sesar yang telah terbentuk sebelumnya pada periode ekstensional. Reaktivasi tersebut mengakibatkan pengangkatan dari graben-graben yang sebelumnya terbentuk menjadi tinggian yang sekarang disebut central high.

Pada saat sekarang, Cekungan Jawa Timur dikelompokkan ke dalam tiga kelompok struktur utama, yaitu North Platform, Central High, dan South Basin.

6

2.3. Konfigurasi Cekungan Jawa Timur

Cekungan Jawa Timur dibagi menjadi tiga bagian besar. Adapun 3 pembagian tersebut berturut-turut dari selatan ke utara adalah sebagai berikut:

1. Zona Kendeng

Terletak langsung di sebelah utara deretan gunungapi, terdiri dari endapan kenozoikum muda yang pada umumnya terlipat kuat disertai dengan sesar-sesar sungkup dengan kemiringan ke selatan. Panjang Zona Kendeng sekitar 250 km dengan lebar maksimumnya adalah 40 km.

2. Zona Randublatung

Merupakan suatu depresi fisiografi akibat gejala tektonik yang terbentang di antara Zona Kendeng dan Zona Rembang, terbentuk pada kala Pleistosen dengan arah barat-timur. Beberapa antiklin pendek dan kubah-kubah berada pada depresi ini. Sepanjang dataran ini mengalir sungai utama, yaitu sungai Bengawan Solo.

3. Zona Rembang-Madura

Zona Rembang terbentang sejajar dengan Zona Kendeng yang dipisahkan oleh depresi Randublatung, merupakan suatu dataran tinggi terdiri dari antiklinorium yang berarah barat-timur sebagai hasil gejala tektonik Tersier Akhir yang membentuk perbukitan dengan elevasi yang tidak begitu tinggi, rata-rata kurang dari 500 m. Arah memanjang

7

perbukitan tersebut mengikuti sumbu-sumbu lipatan yang pada umumnya berarah barat-timur.

Zona Rembang merupakan zona patahan antara paparan karbonat di utara (Laut Jawa) dengan cekungan yang lebih dalam di selatan (Cekungan Kendeng). Litologi penyusunnya adalah campuran antara karbonat laut dangkal dengan klastika, serta lempung dan napal laut dalam.

2.4. Stratigrafi Daerah Penelitian

Daerah Cepu termasuk ke dalam South Basin sebelah barat, dimana termasuk ke dalam Zona Rembang bagian selatan. Pada Konfigurasi basement daerah Cepu termasuk kedalam Kening Trough.

Gambar 2. Peta Geografis daerah penelitian

DAERAH PENELITIAN

JAWA TIMUR

8

Litostratigrafi Tersier di Cekungan Jawa Timur banyak diteliti oleh para pakar geologi. Pembahasan masing–masing satuan dari tua ke muda adalah sebagai berikut:

1. Formasi Tawun

Formasi Tawun mempunyai kedudukan selaras di atas Formasi Tuban, dengan batas Formasi Tawun yang dicirikan oleh batuan lunak (batulempung dan napal). Bagian bawah dari Formasi Tawun, terdiri dari batulempung, batugamping pasiran, batupasir dan lignit, sedangkan pada bagian atasnya (Anggota Ngrayong) terdiri dari batupasir yang kaya akan moluska, lignit dan makin ke atas dijumpai pasir kuarsa yang mengandung mika dan oksida besi.

Penamaan Formasi Tawun diambil dari desa Tawun. Lingkungan pengendapan Formasi Tawun adalah paparan dangkal yang terlindung, tidak terlalu jauh dari pantai dengan kedalaman 0 – 50 meter di daerah tropis. Formasi Tawun merupakan reservoar minyak utama pada Zona Rembang. Berdasarkan kandungan fosil yang ada, Formasi Tawun diperkirakan berumur Miosen Awal bagian Atas sampai Miosen Tengah.

2. Formasi Ngrayong

Pada umur Miosen Tengah, dijumpai adanya batupasir kuarsa yang berukuran halus pada bagian bawah dan cenderung mengkasar pada bagian atas dan terkadang gampingan. Batupasir ini sebelumnya disebut sebagai anggota Ngrayong dari formasi Tawun, namun kemudian disebut sebagai formasi Ngrayong. Lokasi formasi Ngrayong adalah di desa Ngrayong

9

yang terletak kurang lebih 30 km di sebelah utara kota Cepu. Pada umumnya, satuan batuan ini dicirikan oleh pasir kuarsa, berseling dengan serpih karbonat, serpih dan batu lempung. Ke arah atas dijumpai sisipan batugamping bioklastik yang mengandung fosil Orbitoid.

Pasir Ngrayong diendapkan dalam fase regresif dari lingkungan laut dangkal pada waktu Miosen Tengah. Ketebalan keseluruhan pasir Ngrayong adalah sangat beragam, di sebelah utara mencapai 800-1000 meter, sedangkan di sebelah selatan mencapai 400 meter. Formasi Ngrayong ditutupi batugamping dari formasi tawun pada bagian bawah dan bagian bawah ditutupi oleh batugamping dari formasi Bulu.

3. Formasi Bulu

Formasi Bulu mempunyai lokasi di Desa Bulu, Rembang. Formasi Bulu semula dikenal dengan nama ‘Platen Complex’ dengan posisi stratigrafi terletak selaras di atas Formasi Tawun dan Formasi Ngrayong. Ciri litologi dari Formasi Bulu terdiri dari perselingan antara batugamping dengan kalkarenit, kadang – kadang dijumpai adanya sisipan batulempung. Pada batugamping pasiran berlapis tipis kadang-kadang memperlihatkan struktur silang-siur skala besar dan memperlihatkan adanya sisipan napal. Pada batugamping pasiran memperlihatkan kandungan mineral kuarsa mencapai 30 %, foraminifera besar, ganggang, bryozoa dan echinoid. Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut dangkal antara 50–100 meter. Tebal dari formasi ini antara 54 meter - 248 meter. Formasi Bulu diperkirakan berumur Miosen Tengah Bagian Atas.

10

4. Formasi Wonocolo

Lokasi tipe Formasi Wonocolo berasal dari desa Wonocolo, 20 km Timur Laut Cepu. Formasi Wonocolo terletak selaras di atas Formasi Bulu, terdiri dari napal pasiran dengan sisipan kalkarenit dan kadang-kadang batulempung. Pada napal pasiran sering memperlihatkan struktur paralel laminasi. Formasi Wonocolo diendapkan pada kondisi laut terbuka dengan kedalaman antara 100–500 meter. Tebal dari formasi ini antara 89 meter sampai 600 meter. Formasi Wonocolo diperkirakan berumur Miosen akhir bagian bawah sampai Miosen Akhir bagian tengah.

5. Formasi Ledok

Formasi Ledok berada di lokasi Desa Ledok, Cepu. Formasi Ledok tersusun atas perulangan napal pasiran dan kalkarenit, dengan napal dan batupasir. Bagian atas dari formasi ini dicirikan batupasir dengan konsentrasi glaukonit. Formasi Ledok diperkirakan berumur Miosen akhir bagian atas.

6. Formasi Mundu

Formasi Mundu berada di lokasi Kali Kalen, Desa Mundu, Cepu. Formasi Mundu terdiri dari napal yang kaya foraminifera, tidak berlapis. Bagian atas formasi ini ditempati oleh batugamping pasiran. Bagian atas formasi ini disebut anggota Solorejo, terdiri dari perselingan batugamping pasiran dan napal pasiran. Penyebarannya cukup luas, dengan ketebalan 75 m – 542m.

11

Gambar 3. Kolom Stratigrafi Cekungan Jawa Timur

12

2.5. Petroleum System

Secara struktur dan stratigrafi Cekungan Jawa Timur Utara merupakan cekungan back arc Indonesia terkompleks yang juga merupakan most wanted area untuk petroleum di Indonesia (Satyana, 2008). Batuan tertua yang tersingkap di bagian ini berumur Miosen Akhir yang kebanyakan mengandung minyak.

Petroleum system merupakan kajian atau studi yang akan mendeskripsikan hubungan secara genetis antara sebuah batuan induk yang aktif, komponen-komponen geologi, proses-proses yang dibutuhkan dari tiap tahap pembentukan hingga terakumulasinya hidrokarbon. Petroleum system ini terdiri dari 5 unsur penting yaitu:

1. Adanya source rock yang matang, yaitu suatu bahan yang mempunyai harga Temperature Time Index (TTI) 15-500.

2. Adanya reservoar, yaitu batuan yang mempunyai porositas dan permeabilitas yang baik yang memugkinkan menjadi tempat penampung hidrokarbon.

3. Adanya cap rock, yaitu batuan kedap fluida (impermeable) dan terletak di atas batuan reservoar yang akan berfungsi sebagai penutup yang menghalangi keluarnya fluida dari batuan rservoar.

4. Adanya mekanisme migration sebagai jalan bagi hidrokarbon dari batuan induk ke batuan waduk.

13

5. Adanya trap, yaitu suatu bentuk geometri atau bentuk tinggian dari batuan waduk yang memungkinkan hidrokarbon terakumulasi dan terperangkap di geometri tersebut

1. Source Rock

Source Rock diendapkan pada fluvio-deltaic dimana terjadi pengendapan yang cepat yang merupakan salah satu cara untuk mencegah rusaknya material. Batuan yang terindikasi sebagai batuan induk pada Cekungan Jawa Timur berasal dari Formasi Ngimbang.

2. Reservoar

Suatu reservoar dikatakan baik jika mempunyai porositas (10-30%) dan permeabilitas (50-500 millidarcy) karena pori-pori yang saling berhubungan ini akan sangat mempengaruhi besar kecilnya daya tampung dari suatu batuan reservoar. Batuan yang bertindak sebagai reservoar yang baik adalah batupasir pada formasi Ngrayong yang berumur Miosen Tengah.

3. Cap Rock

Secara umum biasanya yang berperan sebagai batuan penutup adalah lempung, evaporit (salt), dan batuan karbonat (limestone & dolomite).

4. Migration

Secara umum migrasi dibagi menjadi dua, yaitu migrasi primer dan migrasi sekunder. Migrasi primer adalah pergerakan hidrokarbon keluar dari batuan induk menuju bautan reservoar, sedangkan migrasi sekunder

14

adalah pergerakan hidrokarbon dari satu reservoar ke reservoar lainnya melalui patahan ataupun up-dip (Moehadi, 2010).

a. Migrasi primer yang terjadi pada interval waktu Pliosen-Recent, dimana hidrokarbon yang ter-generate dari Formasi Ngimbang masuk langsung ke struktur perangkap akibat tektonik Plio-Pleistosen (Ngrayong-Wonocolo-Ledok) melalui media jalur patahan. Migrasi ini berlangsung di perangkap hidrokarbon pada lapangan Gabus, Tungkul, Trembul, Metes, Banyuasin, Semanggi, Ledok, Nglobo, dan Banyuabang.

b. Migrasi sekunder yang telah terjadi setelah tektonik Plio-Pleistosen, dimana hidrokarbon yang sudah terperangkap pada lapisan reservoar sembulan karbonat Kujung-Tuban, akibat pengaruh aktivitas tektonik dan perubahan konfigurasi kemiringan lapisan batuan akhirnya bermigrasi lagi masuk ke perangkap batupasir Ngrayong, Wonocolo, Ledok, dan Lidah.

5. Trap (Perangkap)

Perangkap struktur merupakna target eksplorasi yang paling sering dicari karena jenis perangkap ini mudah dideteksi. Pada umumnya perangkap ini merupakan sebuah antiklin yang pembentukannya akan sangat berkaitan erat dengan aktivitas tektonik di daerah tersebut. Sedangkan perangkap stratigrafi adalah jebakan yang terbentuk dan berhubungan dengan

15

perubahan tipe batuan baik secara lateral maupun vertikal dan ketidakselarasan.

Sebagian besar jebakan yang berkembang di Cekungan Jawa Timur Utara adalah perangkap struktur dan stratigrafi yang terbentuk pada umur Miosen, yaitu carbonat buil-up pada masa Oligosen Akhir-Miosen Awal dan struktur Uplift yang terjadi pada masa Miosen Awal-Miosen Akhir.

BAB III.

TEORI DASAR

3.1. Seismik Refleksi

Pengertian secara spesifik tentang inversi seismik dapat didefinisikan sebagai suatu teknik pembuatan model bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai kontrol (Sukmono, 2000). Definisi tersebut menjelaskan bahwa metode inversi merupakan kebalikan dari pemodelan dengan metode ke depan (forward modeling) yang berhubungan dengan pembuatan seismogram sintetik berdasarkan model bumi membagi metode inversi seismik dalam dua kelompok, yaitu inversi pre-stack dan inversi post-stack.

Inversi post-stack terdiri dari inversi rekursif (Bandlimited), inversi berbasis model (Model Based) dan inversi Sparse Spike. Inversi pre-stack terdiri atas inversi amplitudo (AVO = Amplitude Versus Offset) dan inversi waktu penjalaran (traveltime) atau tomografi (Russell, 1996).

Metode seismik refleksi merupakan metode yang sering digunakan untuk mencari hidrokarbon. Kelebihan metode seismik dibanding metode yang lain adalah resolusi horisontalnya yang lebih baik.

17

Refleksi seismik terjadi ketika ada perubahan impedansi akustik sebagai fungsi dari kecepatan dan densitas pada kedudukan sinar datang yang tegak lurus, yaitu ketika garis sinar mengenai bidang refleksi pada sudut yang tegak lurus, persamaan dasar dari koefesien refleksi adalah:

i i i i i i i i i i i i Z Z Kr Z Z V V V V 1 1 1 1 1 1                 (1)

dimana, i adalah densitas lapisan ke-i, Vi adalah kecepatan lapisan ke-i, dan Zi adalah Impedansi Akustik ke-i. Dengan mengetahui harga reflektifitas suatu media, maka dapat diperkirakan sifat fisik dari batuan bawah permukaan.

Trace seismik dibuat dengan mengkonvolusikan wavelet sumber dengan deret koefesien refleksi reflektor bumi. Konvolusi merupakan operasi matematis yang menggabungkan dua fungsi dalam domain waktu untuk mendapatkan fungsi ketiga. Model satu dimensi seismik trace paling sederhana merupakan hasil konvolusi antara reflektivitas bumi dengan suatu fungsi sumber seismik dengan tambahan komponen bising dan secara matematis dirumuskan sebagai (Russel, 1996):

St = Wt * rt (2)

dengan, St adalah seismogram seismik, Wt adalah wavelet seismik, dan rt adalah

reflektivitas lapisan bumi. Persamaan (2) dilakukan penyederhanaan dengan mengasumsi komponen bising nol. Seismogam sintetik dibuat berdasarkan wavelet yang digunakan pada persamaan diatas.

18

Seismogram sintetik adalah tidak lain dari model respon total seismik terhadap model dari beberapa batas refleksi pada seksi pengendapan. Metode seismik refleksi dewasa ini masih menjadi salah satu metode yang paling umum digunakan untuk mengindentifikasi akumulasi minyak dan gas bumi.

3.2. Trace Seismik

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

S(t)= w(t)*r(t) + n(t) (3)

Dengan S(t) = trace seismik, w(t) = wavelet seismik, r(t) = reflektivitas bumi, dan

n(t) = noise.

3.3. Lithologi

Perbedaan litologi akan mempengaruhi nilai dari kecepatan gelombang sesimik. Secara umum litologi dengan nilai kecepatan gelombang seismik dari yang paling rendah ke yang paling tinggi berturut-turut adalah: batubara, lempung, batupasir, gamping, dan dolomit.

3.3.1. Densitas (ρ)

Densitas (ρ ) didefinisikan sebagai massa per volume (kg)/( m3), densitas merupakan salah satu parameter fisis yang berubah secara signifikan terhadap perubahan tipe batuan akibat mineral dan porositas yang dimilikinya. Densitas bulk (K) merupakan rata-rata densitas dari komponen densitas yang menyusun tubuh batuan tersebut.

19

3.3.2. Kecepatan

Terdapat dua jenis kecepatan gelombang seismik yang berperan penting dalam interpretasi data seismik, yaitu kecepatan gelombang P (gelombang kompresi) dan gelombang S (gelombang shear). Kedua jenis gelombang ini memiliki karakter yang berbeda-beda, gelombang S tidak dapat merambat dalam medium fluida dengan arah pergerakan partikel tegak lurus terhadap arah penjalaran gelombang sedangkan gelombang P dapat merambat dalam medium fluida dengan arah pergerakan partikel searah dengan arah perambatan gelombangnya. Parameter penting lain dalam interpretasi

seismik adalah ratio Poisson’s yang dapat digunakan untuk analisis litologi. Poisson’s ratio (σ) adalah parameter elastis yang dapat dinyatakan sebagai

fungsi kecepatan gelombang P dan kecepatan gelombang S .

3.3.3. Porositas

Porositas suatu medium adalah perbandingan volume rongga-rongga pori terhadap volume total seluruh batuan yang dinyatakan dalam persen. Suatu batuan dikatakan mempunyai porositas efektif apabila bagian rongga-rongga dalam batuan saling berhubungan dan biasanya lebih kecil dari rongga pori-pori total. Ada dua jenis porositas yang dikenal dalam teknik reservoar, yaitu porositas absolut dan porositas efektif. Porositas absolut adalah perbandingan antara volume pori-pori total batuan terhadap volume total batuan. Secara matematis dapat dituliskan sebagai persamaan berikut:

20

Porositas Absolut (φ) = �_� � ��− �� _� � % ...(4)

Sedangkan porositas efektif adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan dengan volume batuan total, yang secara matematis dituliskan sebagai berikut:

Porositas Efektif (φ) = � _�� ��− �� ��ℎ_� � � % ...(5)

Perbedaan dari kedua jenis porositas tersebut hanyalah untuk mempermudah dalam pengidentifikasi jenis porositas. Menurut Koesoemadinata (1978), penentuan kualitas baik tidaknya nilai porositas dari suatu reservoar adalah seperti yang terlihat pada Tabel 1.

Tabel 1. Skala penentuan baik tidaknya kualitas nilai porositas batuan suatu reservoar (Koesoemadinata, 1978).

Harga Porositas (%) Skala 0 – 5 Diabaikan (negligible)

5 – 10 Buruk (poor) 10 – 15 Cukup (fair) 15 – 20 Baik (good)

20 – 25 Sangat baik (very good) >25 Istimewa (excellent)

Nilai porositas batuan biasanya diperoleh dari hasil perhitungan data log sumur, yaitu dari data log densitas, log neutron, dan log kecepatan. Secara umum porositas batuan akan berkurang dengan bertambahnya kedalaman batuan, karena semakin dalam batuan akan semakin kompak akibat efek

21

tekanan diatasnya. Nilai porositas juga akan mempengaruhi kecepatan gelombang seismik. Semakin besar porositas batuan maka kecepatan gelombang seismik yang melewatinya akan semakin kecil, dan demikian pula sebaliknya. Faktor-faktor utama yang mempengaruhi nilai porositas adalah:

a. Butiran dan karakter geometris (susunan, bentuk, ukuran dan distribusi).

b. Proses diagenesa dan kandungan semen. c. Kedalaman dan tekanan.

Susunan porositas dan matrik dalam suatu batuan dapat ditunjukkan pada Gambar 2. di bawah ini :

Gambar 4. Porositas dan matrik suatu batuan (Koesoemadinata, 1978).

3.4. Sistem Petroleum

Merupakan sebuah sistem yang menjadi panduan utama dalam eksplorasi hidrokarbon. Sistem ini digunakan untuk mengetahui keadaan geologi dimana minyak dan gas bumi terakumulasi.

Matrix  Tipe  Ketajaman

Matrix Batuan Pori / Fluida Pori-pori

 Porositas  Tipe fluida

22

3.4.1. Source Rock

Batuan sumber adalah batuan yang merupakan tempat minyak dan gas bumi terbentuk. Pada umumnya batuan sumber ini berupa lapisan serpih/shale yang tebal dan mengandung material organik. Secara statistik dapat disimpulkan bahwa presentasi kandungan hidrokarbon tertinggi terdapat pada serpih, yaitu 65%, batugamping 21%, napal 12%, dan batubara 2%.

Kadar material organik dalam batuan sedimen secara umum dipengaruhi oleh beberapa faktor, antara lain lingkungan pengendapan dimana kehidupan organisme berkembang secara baik, sehingga material organik terkumpul, pengendapan sedimen yang berlangsung secara cepat sehingga material organik tersebut tidak hilang oleh pembusukan dan atau teroksidasi. Faktor lain yang juga mempengaruhi adalah lingkungan pengendapan yang berada pada lingkungan reduksi, dimana sirkulasi air yang cepat menyebabkan tidak terdapatnya oksigen. Dengan demikian material organik akan terawetkan.

Proses selanjutnya yang terjadi dalam batuan sumber ini adalah proses pematangan. Dari beberapa hipotesa yang diketahui bahwa proses pematangan hidrokarbon dipandang dari perbandingan hidrogen dan karbon yang akan meningkat sejalan dengan umur dan kedalaman batuan sumber itu sendiri (Koesoemadinata, 1978).

23

3.4.2. Migrasi

Migrasi adalah perpindahan hidrokarbon dari batuan sumber melewati rekahan dan pori-pori batuan waduk menuju tempat yang lebih tinggi. Beberapa jenis sumber penggerak perpindahan hidrokarbon ini diantaranya adalah kompaksi, tegangan permukaan, gaya pelampungan, tekanan hidrostatik, tekanan gas, dan gradien hidrodinamik.

Mekanisme pergerakan hidrokarbon sendiri dibedakan pada dua hal, yaitu perpindahan dengan bantuan air dan tanpa bantuan air. Secara sederhana dapat dikatakan bahwa migrasi hidrokarbon dipengaruhi oleh kemiringan lapisan secara regional. Waktu pembentukan minyak umumnya disebabkan oleh proses penimbunan dan ‘heat flow’ yang berasosiasi dengan tektonik miosen akhir.

3.4.3. Reservoar

Batuan reservoar merupakan batuan berpori, yang dapat menyimpan dan melewatkan fluida. Di alam batuan reservoar umumnya berupa batupasir atau batuan karbonat. Faktor-faktor yang menyangkut kemampuan batuan reservoar ini adalah tingkat porositas dan permeabilitas yang sangat dipengaruhi oleh tekstur batuan sedimen yang secara langsung dipengaruhi sejarah sedimentasi dan lingkungan pengendapannya.

3.4.4. Cap Rock

Lapisan penutup merupakan lapisan perlindungan yang bersifat tidak permeabel yang dapat berupa lapisan lempung, shale yang tidak retak,

24

batugamping pejal atau lapisan tebal dari batugamping. Lapisan ini bersifat melindungi minyak dan gas bumi yang telah terperangkap agar tidak keluar dari sarang perangkapnya.

3.4.5. Perangkap (Trap)

Secara geologi perangkap yang merupakan tempat terjebaknya minyak dan gas bumi dapat dikelompokkan dalam tiga jenis perangkap, yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi dan perangkap kombinasi dari keduanya.

Perangkap struktur banyak dipengaruhi oleh kejadian deformasi perlapisan dengan terbentuknya struktur lipatan dan patahan yang merupakan respon dari kejadian tektonik. Perangkap stratigrafi dipengaruhi oleh variasi perlapisan secara vertikal dan lateral, perubahan facies batuan dan ketidakselarasan. Sedangkan perangkap kombinasi merupakan perangkap paling kompleks yang terdiri dari gabungan antara perangkap struktur dan stratigrafi.

3.5. Checkshot

Checkshot dilakukan bertujuan untuk mendapatkan hubungan antara waktu dan kedalaman yang diperlukan dalam proses pengikatan data sumur terhadap data seismik. Prinsip kerjanya dapat dilihat pada Gambar 5.

25

Gambar 5 . Survei checkshot.

Survei ini memiliki kesamaan dengan akuisisi data seismik pada umumnya namun posisi geofon diletakkan sepanjang sumur bor, atau dikenal dengan survey Vertical Seismik Profilling (VSP). Sehingga data yang didapatkan berupa one way time yang dicatat pada kedalaman yang ditentukan, sehingga didapatkan hubungan antara waktu jalar gelombang seismik pada lubang bor tersebut.

3.6. 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. Secara matematis Impedansi Akustik dapat dirumuskan sebagai berikut;

26

dengan,  adalah densitas (gr/cm³), dan v adalah kecepatan gelombang seismik (m/s). 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 berikut;

E(pantul) E(tang)KR2 (7)

) (

)

(IA₂ IA₁ IA₁ IA₂

KR   (8) )

( )

( _{i 1}V_{i 1 i}V_{i i 1}V_{i 1 i}V_i

KR _{ }  _{ }  (9) )

( )

(IA_{i 1} IA_i IA_{i 1} IA_i

KR _  _  (10) dari persamaan (7) didapat untuk kasus lapisan tipis, maka persamaan diatas dapat ditulis kembali menjadi;



i

 

i



i

i IA KR KR

IA_1  1 1 (11) Harga kontras IA dapat diperkirakan dari harga amplitudo refleksi, dimana semakin besar amplitudo refleksi, maka semakin besar kontras IA. Impedansi Akustik seismik memberikan resolusi lateral yang bagus tapi dengan resolusi vertikal yang buruk. Sedangkan IA sumur memberikan resolusi vertikal yang sangat baik tetapi resolusi lateralnya buruk.

Impedansi Akustik dapat digunakan dalam: 1. Sebagai indikator litologi batuan.

2. Memetakan litologi dan persebarannya dengan cukup akurat. 3. Sebagai indikator porositas.

27

5. Pembentukan model geologi bawah permukaan dengan berdasarkan data seismik dengan data sumur sebagai pembatas.

6. Sebagai Direct Hidrocarbon Indicator (DHI)

Ada beberapa hal yang harus dipersiapkan untuk mendapatkan data seismik impedansi akustik, yaitu:

1. Data seismik yang dipakai harus diproses dengan menjaga keaslian amplitudonya (preserved amplitude)

2. Hasil interpretasi horison

3. Data log sumur, minimal data log sonik dan densitas, data checkshot 4. Wavelet

Data seismik pada umumnya hanya mengambarkan batas lapisan (interface layer), namun setelah dilakukan proses inversi impedansi akustik hasil yang didapat merepresentasikan data bawah permukaan yang sesungguhnya. Data impedansi akustik ini cukup akurat untuk menggambarkan lapisan baik secara vertikal maupun lateral.

3.7. Wavelet

Wavelet adalah gelombang harmonik yang mempunyai interval amplitudo, frekuensi, dan fasa tertentu (Sismanto, 2006). Berdasarkan konsentrasi energinya wavelet dapat dibagi menjadi 4 jenis yaitu:

a. Zero Phase Wavelet

Wavelet berfasa nol (zero phase wavelet) mempunyai konsentrasi energi maksimum di tengah dan waktu tunda nol, sehingga wavelet

28

ini mempunyai resolusi dan standout yang maksimum. Wavelet berfasa nol (disebut juga wavelet simetris) merupakan jenis wavelet yang lebih baik dari semua jenis wavelet yang mempunyai spectrum amplitude yang sama.

b. Minumum Phase Wavelet

Wavelet berfasa minimum (minimum phase wavelet) memiliki energi yang terpusat pada bagian depan. Dibandingkan jenis wavelet yang lain dengan spektrum amplitudo yang sama, wavelet berfasa minimum mempunyai perubahan atau pergeseran fasa terkecil pada tiap-tiap frekuensi. Dalam terminasi waktu, wavelet berfasa minimum memiliki waktu tunda terkecil dari energinya. c. Maximum Phase Wavelet

Wavelet berfasa maksimum (maximum phase wavelet) memiliki energi yang terpusat secara maksimal dibagian akhir dari wavelet tersebut, jadi merupakan kebalikan dari wavelet berfasa minimum. d. Mixed Phase Wavelet

Wavelet berfasa campuran (mixed phase wavelet) merupakan wavelet yang energinya tidak terkonsentrasi di bagian depan maupun di bagian belakang.

29

Pembagian jenis-jenis wavelet dapat dilihat pada Gambar 6. di bawah ini :

Gambar 6. Jenis-jenis wavelet berdasarkan konsentrasi energinya, yaitu mixed phase wavelet (1), minimum phase wavelet (2), maximum phase wavelet (3), dan

zero phase wavelet (4) (Sismanto, 2006)

3.7.1. Ekstraksi Wavelet

Jenis dan tahapan dalam pembuatan (ekstraksi) wavelet adalah sebagai berikut :

a. Ekstraksi Wavelet Secara Teoritis

Wavelet ini dibuat sebagai wavelet awal untuk menghasilkan seismogram sintetik. Seismogram sintetik ini kemudian diikatkan dengan data seismik dengan bantuan checkshot. Apabila ternyata checkshot sumur itu tidak ada, maka korelasi dilakukan dengan cara memilih event-event target pada sintetik dan menggesernya pada posisi event-event data seismik (shifting).

30

Korelasi antara data seismogram sintetik dan data seismik ini akan mempengaruhi hasil pembuatan wavelet tahap selanjutnya. Korelasi yang dihasilkan dengan cara ini biasanya kurang bagus karena wavelet yang digunakan bukan wavelet dari data seismik.

b. Ekstraksi Wavelet Secara Statistik dari Data Seismik

Jenis ekstraksi wavelet selanjutnya adalah ekstraksi wavelet dari data seismik secara statistik. Ekstraksi dengan cara ini hanya menggunakan data seismik dengan masukan posisi serta window waktu target yang akan diekstrak. Untuk memperoleh korelasi yang lebih baik, maka dilakukan shifting pada event-event utama. Jika perlu dilakukan stretch dan squeeze pada data sintetik. Namun karena stretch dan squeeze sekaligus akan merubah data log, maka yang direkomendasikan hanya shifting. Biasanya, korelasi yang didapatkan dengan cara statistik dari data seismik akan lebih besar bila dibandingkan dengan wavelet teoritis.

c. Ekstraksi Wavelet Secara Deterministik

Ekstraksi wavelet dengan cara ini akan memberikan wavelet yang akan lebih mendekati wavelet sebenarnya dari data seismik. Ekstraksi ini dilakukan terhadap data seismik sekaligus dengan kontrol data sumur, sehingga akan memberikan wavelet dengan fasa yang tepat. Namun ekstraksi ini hanya akan memberikan hasil yang maksimal jika data sumur sudah terikat dengan baik. Ekstraksi wavelet secara statistik dan pengikatan yang baik sangat diperlukan untuk mendapatkan hasil ekstraksi wavelet secara deterministik dengan kualitas yang baik. Untuk

31

menghasilkan sintetik dengan korelasi optimal, maka dilakukan shifting dan bila diperlukan maka dapat dilakukan stretch dan squeeze, akan tetapi hal tersebut tidak dianjurkan

3.8. Seismogram Sintetik

Seismogram sintetik merupakan hasil konvolusi antara deret koefisien refleksi dengan suatu wavelet. Proses mendapatkan rekaman seismik ini merupakan sebuah proses pemodelan kedepan (forward modeling). Koefisien refleksi diperoleh dari perkalian antara kecepatan gelombang seismik dengan densitas batuannya. Sedangkan wavelet diperoleh dengan melakukan pengekstrakan pada data seismik dengan atau tanpa menggunakan data sumur dan juga dengan wavelet buatan. Seismogram sintetik sangat penting karena merupakan sarana untuk mengidentifikasi horison seismik yang sesuai dengan geologi bawah permukaan yang diketahui dalam suatu sumur hidrokarbon (Munadi dan Pasaribu, 1984).

Identifikasi permukaan atau dasar lapisan formasi pada penampang seismik memungkinkan untuk ditelusuri kemenerusannya pada arah lateral dengan memanfaatkan data seismik. Konvolusi antara koefisien refleksi dengan wavelet seismik menghasilkan model trace seismik yang akan dibandingkan dengan data riil seismik dekat sumur. Seismogram sintetik dibuat untuk mengkorelasikan antara informasi sumur (litologi, kedalaman, dan sifat-sifat fisis lainnya) terhadap penampang seismik guna memperoleh informasi yang lebih lengkap dan komprehensif (Sismanto, 2006).

32

Gambar 7. Sintetik seismogram yang didapat dengan mengkonvolusikan koefisien refleksi dengan wavelet (Sukmono,1999)

3.9. Inversi Seismik

Inversi seismik didefinisikan sebagai suatu teknik pembuatan model bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai kontrol (Sukmono, 2000). Definisi tersebut menjelaskan bahwa metode inversi merupakan kebalikan dari pemodelan ke depan (forward modeling) yang berhubungan dengan pembuatan seismogram sintetik berdasarkan model bumi. Prinsip inversi sesimik dapat dilihat pada Gambar 8. di bawah ini :

33

Gambar 8. Konsep dasar inversi seismik (Sukmono, 2000)

Proses utama yang dilakukan dalam metoda ini adalah dekonvolusi yang mengubah dari trace seismik menjadi reflektifitas. Walaupun setiap perangkat lunak memiliki langkah-langkah yang berbeda, terdapat kesamaan proses yang penting dalam seismik inversi seperti pengikatan data sumur dengan data seismik, estimasi wavelet, pemodelan geologi, dan proses inversinya sendiri.

Russel (1998) membagi metode seismik inversi dalam dua kelompok, yaitu inversi pre-stack dan inversi post-stack. Inversi pre-stack dapat digunakan untuk melihat pengaruh fluida yang dapat memberikan efek perubahan amplitudo terhadap offset. Sedangkan di bawah ini akan dibahas sedikit tentang beberapa inversi post-stack yaitu inversi rekursif, sparse spike, dan model based.

34

Untuk pembagian tipe-tipe teknik inversi sesimik dapat dilihat pada Gambar 9. seperti di bawah ini :

Gambar 9. Tipe-tipe teknik inversi seismik (Sukmono, 1999).

3.9.1. Inversi bandlimited

Inversi rekursif atau disebut dengan inversi bandlimited adalah algoritma inversi yang mengabaikan efek wavelet seismik dan memperlakukan seolah-olah trace seismik merupakan kumpulan koefisien refleksi yang telah difilter oleh wavelet fasa nol. Metoda ini paling awal digunakan untuk menginversi data seismik dengan persamaan dasar (Russel, 1996);

i i i i i i i i i i i i i Z Z r Z Z V V V V 1 1 1 1 1 1                 (13)

Dengan, r adalah koefisien refleksi,  adalah densitas, V adalah kecepatan gelombang P, dan Z adalah Impedansi Akustik. Mulai dari lapisan pertama, impedansi lapisan berikutnya ditentukan secara rekursif dan tergantung nilai impedansi akustik lapisan di atasnya dengan perumusan sebagai berikut

35           i i i i Z r 1 r 1 * Z

1 (14)

Keuntungan penggunaan Metoda Seismik Inversi Rekursif daintaranya sebagai berikut:

a. Metoda ini menggunakan data seismik sebagai input, sehingga berdasarkan trace seismik dan menggunakan wavelet berfasa nol agar memberikan hasil yang baik.

b. Metoda ini merupakan metoda yang sederhana dengan algoritma yang terbatas yang memberikan hasil berupa resolusi dengan bandwidth yang sama dengan data seismik.

Permasalahan yang terjadi pada inversi rekursif adalah sebagai berikut: a. Kehilangan komponen frekuensi rendah (efek bandlimited).

Seismik inversi rekursif didasarkan pada dekonvolusi klasik yang mengasumsikan reflektivitas random dan wavelet dengan fasa minimum atau nol, akibatnya hanya dihasilkan wavelet berfrekuensi tinggi dan tidak mencakup deret koefisien refleksi secara lengkap.

b. Sensitif terhadap noise akibat tanpa memperhitungkan bentuk wavelet dasar, sehingga dapat menghasilkan lapisan baru yang semu.

36

3.9.2. Inversi Model Based

Prinsip metode ini adalah membuat model geologi dan membandingkannya dengan data riil seismik. Hasil perbandingan tersebut digunakan secara iteratif memperbaharui model untuk menyesuaikan dengan data seismik. Metode ini dikembangkan untuk mengatasi masalah yang tidak dapat dipecahkan menggunakan metode rekursif.

Keuntungan penggunaan metoda inversi berbasiskan model antara lain:

a. Metoda ini tidak menginversi langsung dari seismik melainkan menginvesi model geologinya.

b. Hasil keluaran inversi merupakan bentuk model yang dapat sesuai dengan data input.

c. Nilai kesalahan terdistribusi dalam solusi dari proses inversi. d. Efek multipel dan adanya atenuasi dapat ditampilkan dalam

model.

Kekurangan menggunakan metoda inversi berbasis model adalah: a. Sifat sensitif terhadap bentuk wavelet, dimana dua wavelet

berbeda dapat mengahasilkan trace seismik yang sama. b. Sifat ketidak-unikan untuk wavelet tertentu dimana semua

hasil sesuai dengan trace seismik pada lokasi sumur yang sama.

37

3.9.3. Inversi Sparse–Spike

Metoda inversi sparse-spike mengasumsikan bahwa reflektivitas suatu model dianggap sebagai rangkaian spike yang jarang dan tinggi ditambahkan deret spike kecil dan kemudian dilakukan estimasi wavelet berdasarkan asumsi model tersebut. Inversi sparse-spike menggunakan parameter yang sama seperti inversi berbasis model dengan konstrain. Input parameter tambahan pada metoda ini adalah menentukan jumlah maksimum spike yang akan dideteksi pada tiap trace seismik dan treshold pendeteksian spike. Setiap penambahan spike baru yang lebih kecil dari spike sebelumnya akan memodelkan trace lebih akurat lagi. Keuntungan penggunaan metoda Inversi Sparse-spike:

a. Data yang digunakan dalam perhitungan, sama seperti pada proses inversi rekursif.

b. Dapat menghasilkan inversi secara geologi.

c. Informasi frekuensi rendah termasuk dalam solusi secara metematik.

Kekurangan metoda Inversi Sparse-Spike antara lain: a. Hasil akhir inversi ini kurang detail.

b. Hanya komponen “blocky” saja yang terinversikan.

c. Secara statistik, subyek metoda inversi jenis ini digunakan untuk data yang mempunyai masalah noise.

38

3.10. Well Logging

Log adalah suatu grafik dalam satuan kedalaman atau waktu dari satu set kurva yang menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah sumur (Harsono, 1997). Untuk mengukur sifat-sifat fisik batuan di dalam sumur kita menurunkan alat pengukurnya yang disebut sonde atau log. Masing-masing log mengukur sifat-sifat tertentu dari batuan sekitarnya dan memiliki karakteristik masing-masing.

Ada 4 (empat) jenis log yang sering digunakan dalam interpretasi yaitu:

1. Log listrik, terdiri dari log resistivitas (mengukur tahanan jenis) dan log SP (Spontaneous Potential).

2. Log Radioaktif, terdiri dari log GR (Gamma Ray) dan Log Porositas terdiri dari log densitas (RHOB) dan log neutron (NPHI).

3. Log Akustik berupa log sonic (mengukur interval transit time). 4. Log Mekanik berupa log caliper.

3.10.1. Log Resistivitas

Log resistivitas atau tahanan jenis adalah kemampuan bahan untuk melewatkan arus listrik yang mengalir padanya. Bila bahan tersebut mudah mengalirkan arus listrik maka resistivitasnya rendah dan jika bahan tersebut sukar dialiri arus listrik maka resistivitasnya tinggi. Kegunaan utama dari log resistivitas adalah untuk mengukur resistivitas dari formasi batuan. Suatu formasi yang mengandung sally water (air asin), maka respon resistivitasnya akan rendah, berbeda dengan formasi yang sama

39

namun yang terkandung adalah hidrokarbon, maka akan memberikan respon yang tinggi. Secara umum log resistivitas ini dapat digunakan dalam beberapa analisis diantaranya analisis saturasi fluida, lithologi, dan lain-lain.

3.10.2 Log SP (Spontaneous Potential)

Log SP adalah metode pengukuran perekaman mengenai perbedaan potensial antara pergerakan elektroda dalam lubang bor dengan elektroda yang ditempatkan di permukaan. Log SP digunakan unttuk menentukan indikator lithologi, Penentuan batas lapisan, Estimasi ketebalan lapisan dan lain-lain. SP tidak dapat direkam di dalam lubang sumur yang diisi oleh lumpur yang tak konduktif karena diperlukan medium yang dapat menghantarkan arus listrik antara elektroda alat dan formasi. Jika filtrasi lumpur dan kadar garam air formaasi (resistivitas) hampir sama, penyimpangan SP akan kecil dan kurva SP menjadi kurang berguna.

3.10.3. Log Sinar Gamma (Gamma Ray)

Nilai kurva Log Gamma Ray tergantung dari banyaknya nilai radioaktif yang terkandung dalam suatu formasi batuan. Pada batuan sedimen, batuan yang banyak mengandung unsur radioaktif (K, Th, U) adalah serpih dan lempung. Oleh karena itu, besarnya nilai kurva tergantung dari banyaknya kandungan serpih atau lempung pada batuan. Log GR dinyatakan dalam satuan API (GAPI). Log gamma ray berguna untuk mendefinisikan lapisan

40

permeabel disaat SP tidak berfungsi, penentuan lithologi, estimasi batas lapisan, korelasi antar sumur dan lain-lainnya.

3.10.4. Log Densitas

Prinsip kerja log ini adalah memancarkan sinar gamma energi menengah kedalam suatu formasi sehingga akan bertumbukan dengan elektron-elektron yang ada. Tumbukan tersebut akan menyebabkan hilangnya energi sinar gamma yang kemudian dipantulkan dan diterima oleh detektor yang akan diteruskan untuk direkan ke permukaan. Hal ini mencerminakan fungsi dari harga rata-rata kerapatan batuan.

Kegunaan dari Log Densitas yang lain adalah menentukan harga porositas batuan, mendeteksi adanya gas, menentukan densitas batuan dan hidrokarbon serta bersama-sama log neutron dapat digunakan untuk menentuan kandungan lempung dan jenis fluida batuan.

3.10.5. Log Neutron Porosity

Tingkat konsentrasi Hidrogen di setiap formasi berbeda (disebut dengan

Hydrogen Index=HI), dan berdasarkan hal ini neutron log bekerja. Neutron

log dapat dijadikan indikator porositas, pada limestone, neutron porosity

merupakan porositas sesungguhnya pada batuan ini, tapi pada batuan yang lain diperlukan faktor konversi tersendiri (Rider, 1996).

41

3.10.6. 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 besar seperti pada serpih organik atau lignit. Apabila batuan mempunyai kerapatan yang besar, maka kurva log sonik akan berharga kecil seperti pada batugamping.

BAB IV.

METODOLOGI PENELITIAN

4.1. Waktu dan Tempat Penelitian

Penelitian ini dilakukan di PT. Patra Nusa Data dengan studi kasus pada

lapangan “TA” yang berada di Cepu, Jawa Timur. Penelitian ini dilaksanakan selama 2 (dua) bulan terhitung sejak 12 Januari 2015 hingga 31 Maret 2015. Pengolahan data dan interpretasi hasil penelitian sepenuhnya dilakukan selama di PT.Patra Nusa Data dengan menjunjung tinggi kode etik penelitian.

Tabel 2. Jadwal pelaksanaan penelitian di Patra Nusa Data

4.2. Alat dan Bahan Penelitian

Alat yang digunakan dalam penelitian ini yaitu seperangkat komputer yang telah dilengkapi dengan perangkat lunak Hampson Russell Software (HRS).

43

Sedangkan data utama yang digunakan adalah Data Sesimik 2D dan Data Sumur. Dimana Data Seismik 2D yang digunakan berupa data (*.segy) dan Data Sumur yang digunakan sebagai kontrol dalam penentuan batass geologi bawah permukaan berupa data (*.las) yang berjumlah 2 sumur yang memiliki informasi data well marker, gamma ray, P-wave, density, resistivity, checkshot, dan neutron porosity,

4.3. Diagram Alir

Langkah- langkah kerja yang dilakukan dalam penelitian ini meliputi persiapan data, pengikatan data sumur (well seismic tie), penelusuran horizon, pembuatan model inversi untuk kemudian dilakukan interpretasi, yang dapat dilihat pada diagram alir (Gambar 10.).

44

Gambar 10. Diagram Alir Penelitian

tidak

Ya

Finish Start

Data Sumur

- Data Marker - Data Checkshot

Akustik Impedance

Data Seismik

-SEGY 2D PSTM

Log p-wave Log density

Wavelet Konvolusi Koefisien Reflaksi Seismogram Sintetik Well Seismik Tie Seismik Trace Picking Horizon Model Inisial

Bandlimited Sparse Spike Model Based

Hasil Inversi

Analisis dan interpretasi Data Log

- Log gamma ray

- Log density

- log neutron porosity

45

4.4. Data Penelitian

4.4.1. Data Seismik

Data seismik yang digunakan dalam penelitian ini adalah data seismik 2 dimensi (2D) Post Stack Time Migration, berbentuk non-preserve (data yang sudah dilakukan processing dan pemfilteran). Data seismik ini memiliki interval sampling rate 4 ms dengan fasa nol dalam format SEG-Y, yang selanjutnya dipakai untuk inversi impedansi akustik.

46

Gambar 12. Seismik section line B 4.4.2. Data Sumur

Data sumur pada lapangan “TA” hanya 2 sumur yang digunakan , sumur ADE-1di line A dan TIWI-2 di line B (Tabel 2.). Pada masing- masing sumurnya dilengkapi dengan data log, seperti: log sonik, log densitas, log

gamma ray dan log neutron porosity. Log sonik dan densitas digunakan untuk

pengikatan sumur dengan seismik menghasilkan tras seismik sintetik, sedangkan log lainnya digunakan untuk mendukung interpretasi dan pemodelan. Masing-masing data sumur ini (sonik, densitas, NPHI dan IA) di

crossplot terhadap gamma ray.

Tabel 3. Keterangan sumur yang digunakan

Nama Sumur

X Position Y Position KB

Elevation

Surface Elevation

Elevation Unit

ADE-1 582224.30 9222296.00 43 0 m

47

4.4.3. Well Seismik Tie

Pengikatan data sumur ke data seismik dilakukan untuk mengikatkan data sumur terhadap data seismik dari skala kedalaman kedalam skala waktu (time

to depth conversion). Proses pengikatan data sumur (well tie) ini dilakukan

untuk mendapatkan wavelet yang optimal agar pada saat melakukan picking,

horizon seismik terletak pada kedalaman yang sebenarnya sesuai dengan markernya. Hasil ekstrak wavelet atau konvolusi dari wavelet menghasilkan seismogram sintetik yang dikorelasikan dengan trace seismik sehingga mendapatkan korelasi yang sesuai dilihat dari kecocokan antara wiggle

seismogram sintetik dengan trace seismik.

Data lain yang membantu dalam pengikatan sumur yaitu data checkshot. Data checkshot digunakan untuk mengkonversi data sumur dari domain kedalaman menjadi domain waktu. Korelasi dilakukan dengan cara memilih event- event target pada sintetik dan menggesernya pada posisi event- event data seismik (shifting). Ekstrak wavelet yang digunakan yaitu secara statistical dengan minimum phase wavelet, cara ini dilakukan dengan memasukkan posisi serta window target yang akan diekstrak dan selanjutnya dilakukan shifthing pada event- event utama. Hasil korelasi dari well seismic tie dikatakan baik jika mendekati 1 dan time shift-nya mendekati 0 atau sama dengan 0.

48

Tabel 4. Hasil Perbandingan Ekstraksi Wavelet pada sumur ADE-1 dan TIWI-2

Wavelet Statistical Use Well Ricker Bandpass

Correlation Time Shift

Correlation Time Shift

Correlation Time Shift

Correlation Time Shift ADE-1 0.987 0 0.978 0 0.976 0 0.982 0

TIWI-2 0.878 0 0.575 0 0.557 0 0.882 0

4.4.4. Picking Horizon

Proses picking horizon dilakukan setelah pengikatan antara data sumur dengan data seismik. Picking dilakukan pada strata dalam software HRS, dengan acuan pada data marker pada sumur. Proses ini sama pentingnya dengan proses well seismic tie karena secara lateral berpengaruh pada saat pembuatan model inversi. Pemilihan wiggle (peak/trough) pada seismik sangat berpengaruh apabila salah zona picking, maka inversi yang dilakukan akan tidak sesuai dengan model inisial bumi.

4.4.5. Proses Model Inisial

Langkah selanjutnya adalah membuat model inisial, dengan cara merekonstruksi model geologi berdasarkan tren log acoustic impedance. Jadi, log acoustic impedance yang didapat dari data sumur diinterpolasikan kedalam volume data seismik sehingga diperoleh suatu model geologi. Model geologi akan dibandingkan dengan hasil inversi yang direkonstruksi dari data seismik rill. Penyimpangan atau tingkat kesalahan (error) inversi akan dinyatakan dengan selisih antara hasil inversi dengan model inisial.

49

4.4.6. Proses Inversi

Proses Inversi dilakukan berdasarkan analisis kesalahan (error) hasil inversi acoustic impedance terhadap model geologi dan korelasi antara seismogram sintetik terhadap trace seismik riil. Hal ini dilakukan untuk meminimalkan tingkat kesalahan yang diinginkan pada hasil akhir inversi terhadap beberapa teknik inversi. Hasil analisis perbandingan error beberapa teknik inversi seperti Model Based, Sparse-Spike dan Bandlimited dapat di lihat pada tabel 2 dan tabel 3.

Tabel 5. Hasil analisis error dan korelasi dari beberapa teknik inversi sumur ADE-1

Teknik Inversi Error acoustic impedance

Korelasi Model Based 1317.15 0.979969 Bandlimited 577.217 0.985089 Linier Sparse-Spike 835.61 0.95941

Tabel 6. Hasil analisis error dan korelasi dari beberapa teknik inversi sumur TIWI-2

Teknik Inversi Error acoustic impedance

Korelasi Model Based 1362.3 0.99483 Bandlimited 1379.62 0.996294 Linier Sparse-Spike 1183.47 0.992658

Berdasarkan hasil analisis kesalahan dan korelasi seismogram sintetik dengan trace seismik riil yang diperoleh dari teknik Model based, bandlimited, dan Sparse Spike, teknik inversi yang digunakan adalah teknik Model Based Inversion, dimana analisis kesalahan Model Based

50

Inversion memiliki error acoustic impedance yang optimal dan korelasi yang baik dibandingkan kedua teknik inversi lainnya.

BAB VI.

KESIMPULAN DAN SARAN

6.1. Kesimpulan

Berdasarkan hasil analisa inversi AI yang bertujuan untuk mengetahui karakterisasi sifat fisis batuan reservoar maka didapat beberapa kesimpulan yaitu : 1. Dari hasil analisis crossplot gamma ray vs p-impedance dan gamma ray

vs neutron porosity pada daerah penelitian terdapat sebaran karbonat. 2. Pada penelitian ini teknik inversi yang digunakan adalah inversi Model

Based dan didapatkan korelasi error pada ADE-1 line A sebesar 0.979969 dan TIWI-2 sebesar 0.99483.

3. Hasil inversi yang didapatkan dapat dilihat pada line A pada warna biru sampai ke ungu dengan nilai impedansi akustik sekitar 27027–34935 ft/s*g(cc) dan pada line B sekitar 6299–7735 m/s*g(cc).

4. Pesebaran karbonat pada sumur TIWI-2 berada pada daerah low gamma ray dengan range nilai 18 – 62 API, nilai p-impedance 9000 – 15500 (m/s)*(g/cc) dan nilai density yang 2.35 – 2.57 g/cc, sedangkan pada sumur ADE-1 sebaran karbonat berada pada daerah dengan nilai gamma ray yang cukup tinggi antara 40 - 100 API dan nilai neutron porosity yang cukup tinggi antara (0.18 – 0.37 v/v).

71

6.2. Saran

Adapun saran pada penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Perlu dilakukan tahapan analisis lanjutan menggunakan data seismik 3D untuk melihat sebaran reservoar karbonat dengan lebih jelas.

2. Perlu dilakukan analisa lebih lanjut seperti attribut seismik untuk mendukung hasil interpretasi.

DAFTAR PUSTAKA

Bemmelen K.W.Van.1949. The Geology of Indonesia vol.general Geology of Indonesia and Adjecent Archipelagoes.Government Printing Office : Haque.

Koesoemadinata, R.P. 1978. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Jilid I Edisi kedua, ITB, Bandung.

Moehadi, M., 2010, Fundamentalof Petroleum Geology and Exploration, Universitas Indonesia, Depok.

Russell, B. H. 1996. Installation and Tutorials. Hampson-Russell Software Service Ltd. USA.

Russel, B.,H 1996, Introduction to Seismic Methods, SEG-USA

Russell, B (1998). A simple seismic imaging exercise. The Leading Edge 17, p 85.

Satyana, A. H., dan Purwaningsih, M. E. M., 2003, Oligo-Miocene Carbonates of Java: Tectonic Setting and Effects of Volcanism, Proceedings of Joint Convention IAGI & HAGI, Jakarta.

Satyana, A. H., 2008, Mud Diapirs and Mud Volcanoes in Depressions of Java to Madura: Origins, Natures, and Implications to Petroleum System. Proc. Indonesian Petroleum Association, IPA08-G-139.

Sismanto. 2006. Dasar-Dasar Akuisisi dan Pemrosesan Data Seismik, Laboratorium Geofisika, Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta.

Sukmono, S. 1999. Interpretasi Seismik Refleksi, Teknik Geofisika ITB, Bandung.

Sukmono, S. 2000. Seismik Inversi untuk Karakterisasi Reservoir, Departemen Teknik Geofisika, ITB, Bandung.

4.4.6. Proses Inversi

Proses Inversi dilakukan berdasarkan analisis kesalahan (error) hasil inversi acoustic impedance terhadap model geologi dan korelasi antara seismogram sintetik terhadap trace seismik riil. Hal ini dilakukan untuk meminimalkan tingkat kesalahan yang diinginkan pada hasil akhir inversi terhadap beberapa teknik inversi. Hasil analisis perbandingan

error beberapa teknik inversi seperti Model Based, Sparse-Spike dan

Bandlimited dapat di lihat pada tabel 2 dan tabel 3.

Tabel 5. Hasil analisis error dan korelasi dari beberapa teknik inversi sumur ADE-1

Teknik Inversi Error acoustic impedance

Korelasi

Model Based 1317.15 0.979969

Bandlimited 577.217 0.985089

Linier Sparse-Spike 835.61 0.95941

Tabel 6. Hasil analisis error dan korelasi dari beberapa teknik inversi sumur TIWI-2

Teknik Inversi Error acoustic impedance

Korelasi

Model Based 1362.3 0.99483

Bandlimited 1379.62 0.996294

Linier Sparse-Spike 1183.47 0.992658

Berdasarkan hasil analisis kesalahan dan korelasi seismogram sintetik dengan trace seismik riil yang diperoleh dari teknik Model based, bandlimited, dan Sparse Spike, teknik inversi yang digunakan adalah teknik Model Based Inversion, dimana analisis kesalahan Model Based

50

Inversion memiliki error acoustic impedance yang optimal dan korelasi yang baik dibandingkan kedua teknik inversi lainnya.

6.1. Kesimpulan

Berdasarkan hasil analisa inversi AI yang bertujuan untuk mengetahui karakterisasi sifat fisis batuan reservoar maka didapat beberapa kesimpulan yaitu : 1. Dari hasil analisis crossplot gamma ray vs p-impedance dan gamma ray

vs neutron porosity pada daerah penelitian terdapat sebaran karbonat.

2. Pada penelitian ini teknik inversi yang digunakan adalah inversi Model Based dan didapatkan korelasi error pada ADE-1 line A sebesar 0.979969 dan TIWI-2 sebesar 0.99483.

3. Hasil inversi yang didapatkan dapat dilihat pada line A pada warna biru sampai ke ungu dengan nilai impedansi akustik sekitar 27027–34935 ft/s*g(cc) dan pada line B sekitar 6299–7735 m/s*g(cc).

4. Pesebaran karbonat pada sumur TIWI-2 berada pada daerah low gamma ray dengan range nilai 18 – 62 API, nilai p-impedance 9000 – 15500 (m/s)*(g/cc) dan nilai density yang 2.35 – 2.57 g/cc, sedangkan pada sumur ADE-1 sebaran karbonat berada pada daerah dengan nilai

gamma ray yang cukup tinggi antara 40 - 100 API dan nilai neutron porosity yang cukup tinggi antara (0.18 – 0.37 v/v).

71

6.2. Saran

Adapun saran pada penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Perlu dilakukan tahapan analisis lanjutan menggunakan data seismik 3D untuk melihat sebaran reservoar karbonat dengan lebih jelas.

2. Perlu dilakukan analisa lebih lanjut seperti attribut seismik untuk mendukung hasil interpretasi.

Bemmelen K.W.Van.1949. The Geology of Indonesia vol.general Geology of Indonesia and Adjecent Archipelagoes.Government Printing Office : Haque.

Koesoemadinata, R.P. 1978. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Jilid I Edisi kedua, ITB, Bandung.

Moehadi, M., 2010, Fundamentalof Petroleum Geology and Exploration,

Universitas Indonesia, Depok.

Russell, B. H. 1996. Installation and Tutorials. Hampson-Russell Software Service Ltd. USA.

Russel, B.,H 1996, Introduction to Seismic Methods, SEG-USA

Russell, B (1998). A simple seismic imaging exercise. The Leading Edge 17, p 85.

Satyana, A. H., dan Purwaningsih, M. E. M., 2003, Oligo-Miocene Carbonates of Java: Tectonic Setting and Effects of Volcanism, Proceedings of Joint Convention IAGI & HAGI, Jakarta.

Satyana, A. H., 2008, Mud Diapirs and Mud Volcanoes in Depressions of Java to Madura: Origins, Natures, and Implications to Petroleum System. Proc. Indonesian Petroleum Association, IPA08-G-139.

Sismanto. 2006. Dasar-Dasar Akuisisi dan Pemrosesan Data Seismik,

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

Sukmono, S. 1999. Interpretasi Seismik Refleksi, Teknik Geofisika ITB, Bandung.

Sukmono, S. 2000. Seismik Inversi untuk Karakterisasi Reservoir, Departemen Teknik Geofisika, ITB, Bandung.