Analisis Reservoar Menggunakan Atribut Seismik Dan Perhitungan Cadangan Hidrokarbon Pada Lapangan “MSM”

Reservoir Analysis Using Seismic Attribute And Calculation of Hydrocarbon
Reserves In the Field "MSM"

Abstract

oleh
M. Satria Maulana
1015051048

Seismic attribute is generally defined as a mathematical transformation of the
seismic trace. This technique to extract information from seismic hidden in the
normal display. The purpose of this research is Specifies DHI zones (direct
hydrocarbon indicator). Determining prospect zones and leads zones, Knowing
geometry depositional environment, Knowing the oil reserves in the target zone of
the reservoir. This research is located at the area of Northwest Prabumulih, Muara
Enim and included into the working area of the Eastern Operating Area. The data
that support this research such as 3D seismic data, well data, literature data. In
need of a well tie processes and composite seismic section to perform pickingan
good. The first analysis was performed to determine the fracture / fault with the
use of surface-time map as a boundary or a trap reservoir formed. There are 2
fault up,1 fault down and 5 shear fault. Further analysis was performed using

seismic attribute maps to the method of average magnitude and relative acoustic
impedance. Depositional environment analysis of data derived from the literature
suggests that the reservoir zone is in Talang Akar Formation lithology-TRM with
insertion sandstone and shale, formed in the mainland with anastamosed channel
types. From the map attribute interpreted 2 channel and floodplain areas with
some channel direction from northwest to south views of the greater amplitude.
Furthermore zoning DHI (direct hydrocarbon indicator) the determination made
by looking at the area brighspot gathered, found at local 7spot DHI. Deeper
analysis is determined by differentiating the area prospects and leads. Prospect
area (north) on the map additional attributes analyzed with log data and SWC
(side wall cores) states the existence of hydrocarbons. Finally, the calculation of
hydrocarbon reserves (oil) to first perform the conversion time to depth and
volume calculations. From area research width 5068 acre have reserves of
hydrocarbons (oil) at 109,5 million barrels was determined using the formula
calculation of hydrocarbon reserves to be entered value of the reservoir volume.
Keywords: Seismic, Attributes, calculation of reserves

Analisis Reservoar Menggunakan Atribut Seismik Dan Perhitungan
Cadangan Hidrokarbon Pada Lapangan “MSM”

Abstrak

oleh
M. Satria Maulana
1015051048

Atribut seismik secara umum didefinisikan sebagai transformasi matematis dari
trace seismic. Teknik ini mengekstrak informasi dari penampang seismik yang
tersembunyi pada display normal. Tujuan pada penelitian ini adalah Menentukan
zona DHI (direct hydrocarbon indicator). Menetukan zona prospek dan zona lead,
Mengetahui geometry lingkungan pengendapan, Mengetahui cadangan minyak
pada zona target reservoar. Penelitian ini berada di daerah Baratlaut Kota
Prabumulih, Kabupaten Muara enim dan termasuk ke dalam wilayah kerja Area
Operasi Timur. Data – data yang menunjang peneltian ini seperti data seismik 3D,
data sumur, data literatur. Di perlukan proses well tie dan seismic composite
section untuk melakukan pickingan yang baik. Analisa yang pertama dilakukan
untuk menentukan patahan/sesar dengan menggunakan surface time map sebagai
batas atau jebakan reservoar yang terbentuk. Terdapat 2 sesar naik, 1 sesar turun
dan 5 sesar geser. Selanjutnya analisis dilakukan dengan menggunakan peta
atribut seismik dengan metode average magnitude dan relative acoustic

impedance. Analisis lingkungan pengendapan berasal dari data literatur
menyatakan bahwa zona reservoar berada di Formasi Talang Akar-TRM dengan
litologi batu pasir dengan perselingan batu serpih, terbentuk di daerah daratan
dengan jenis channel anastamosed. Dari peta atribut diinterpretasikan 2 channel
dan beberapa daerah floodplain dengan arah channel dari barat laut ke selatan
dilihat dari amplitudo yang semakin besar. Selanjutnya penentuan zona
DHI(direct hydrocarbon indicator) penentuan dilakukan dengan melihat daerah
brighspot yang berkumpul, ditemukan 7spot dearah DHI. Analisis yang lebih
dalam ditentukan dengan membedakan daerah prospek dan lead. Daerah prospek
(utara) pada peta atribut dianalisis tambahan dengan data log dan SWC(side wall
core) menyatakan adanya keberadaan hidrokarbon. Terakhir, perhitungan
cadangan hidrokarbon(oil) terlebih dahulu melakukan conversion time to depth
dan perhitungan volume. Dari lapangan seluas 5068 acre didapat cadangan
hidrokarbon(oil) sebesar 109,5 juta barrels ditentukan dengan menggunakan
rumus Perhitungan Cadangan Hidrokarbon dengan dimasukan nilai dari Volume
Reservoar.
Kata Kunci: Seismik, Atribut, perhitungan cadangan

Analisis Reservoar Menggunakan Atribut Seismik Dan
Perhitungan Cadangan Hidrokarbon Pada Lapangan “MSM”

Oleh
Muhammad Satria Maulana

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
2015

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Bandar Lampung pada tanggal 11 Oktober 1991. Penulis

merupakan anak keempat dari pasangan Bapak H. M. Chottob Zen, S.E (Alm)
dan Ibu Hj. Nelly Sumiati, S.E.

Penulis telah menyelesaikan pendidikan Taman Kanak-Kanak di TK ALHUKAMAH pada tahun 1998. Pendidikan sekolah dasar di SD Negeri 2 Rawa
Laut, Bandar Lampung pada tahun 2004. Pendidikan sekolah menengah pertama
di SMP Negeri 3 Bandar Lampung pada tahun 2007. Pendidikan sekolah
menengah atas di SMA Negeri 10 Bandar Lampung pada tahun 2010.

Pada tahun 2010, Penulis melanjutkan pendidikan di perguruan tinggi dan
terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik
Universitas Lampung. Pada periode tahun 2011/2013 penulis terdaftar sebagai
anggota bidang Dana dan Usaha HIMA TG-BHUWANA. Pada periode
2011/2012 penulis terdaftar sebagai anggota bidang Riset dan Penelitian
CREMONA Fakultas Teknik. Pada periode tahun 2012/2013 penulis juga
terdaftar sebagai anggota fieldtrip AAPG dan sebagai Koordinator Wilayah I
Sumatera HMGZine. Pada periode 2013/2014 penulis menjadi Kepala divisi
fieldtrip SEG.

Sebagai bentuk aplikasi bidang ilmu kepada masyarakat, penulis telah
menyelesaikan Kerja Praktik (KP) pada tahun 2013 di Chevron Pasific Indonesia,

Minas, Riau dan Kerja Praktik (KP) di LEMIGAS ESDM pada tahun 2014.

Pada tahun 2014, penulis melaksanakan penelitian Tugas Akhir (TA) di PT.
PERTAMINA EP, Prabumulih, Sumatera Selatan selama 2 bulan.

Kupersembahkan hasil karyaku
ini untuk Ayah & Mama

Learn From Yesterday, Live From Today, And Hope For
Tommorow
-Albert Einstein

Genius is 1 % inspiration and 99 % perspiration . Nothing can
replace hard work .

Departing with confidence . Walk with full sincerity .
Constancy in the face of temptation
YAKIN, IKHLAS, ISTIQOMAH.

SANWACANA

Puji syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas segala limpahan rahmat,
hidayah, taufik dan hinayahNya sehingga penulis dapat menyelesaikan skripsi
yang berjudul Analisis Reservoar Menggunakan Atribut Seismik dan
Perhitungan Cadangan Hidrokarbon pada Lapangan “MSM’.

Dalam penyusunan skripsi ini, penulis sadari bahwa banyak pihak yang telah
terlibat sehingga dapat terselesaikan dengan baik. Untuk itu penulis ingin
mengucapkan terimakasih kepada :
1. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T selaku pembimbing yang setia
membimbing, memberikan arahan, saran, dan dukungan kepada penulis
dalam menyelesaikan skripsi ini.
2. Bapak Dr. H. Muh. Sarkowi, M.Si selaku penguji yang telah memberikan
kritik dan saran yang membangun dalam proses pembuatan skripsi ini.
3. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si., M.T selaku pembimbing akademik yang
selalu memberikan pengarahan dan mendampingi penulis selama masa
perkuliahan.
4. Bapak Prof. Drs. Suharno, Ph.D., selaku Dekan Fakultas Teknik.
5. Seluruh dosen, staf dan karyawan Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik
yang telah memberikan ilmu pengetahuan dan bantuan kepada penulis.

6. Mama yang selalu memberikan semangat, doa dan kasih sayang.

7. Atin Dedi, Dang Hen, Ciwo Lia yang selalu memberikan motivasi kepada
penulis.
8. Triani yang tidak pernah lelah memberikan semangat dan perhatian kepada
penulis.
9. Teman-teman Teknik Geofisika angkatan 2010 yang telah memberikan
kebersamaan, canda dan tawa serta kenangan yang tak akan pernah penulis
lupakan.
10. Semua pihak yang telah membantu penulis dalam menyelesaikan skripsi.

Penulis menyadari bahwa skripsi masih jauh dari kesempurnaan. Oleh karena
itu, penulis mengharapkan kritik dan saran yang bersifat membangun agar dapat
lebih baik dimasa yang akan datang.

Bandar Lampung, April 2015
Penulis,

Muhammad Satria Maulana

DAFTAR ISI

Halaman
DAFTAR ISI ........................................................................................................ i
DAFTAR TABEL ............................................................................................... iv
DAFTAR GAMBAR ........................................................................................... v

I.

PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang...................................................................................... 1
1.2 Maksud danTujuan Penelitian................................... .......................... 3
1.3 Batasan Masalah......................................................... .......................... 3

II.

GEOLOGI REGIONAL
2.1 Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan .................................... 4
2.2 Kerangka Tektonik ............................................................................... 5
2.3 Struktur Geologi Sumatera Selatan ...................................................... 6

2.4 Litologi dan Stratigrafi Cekungan Sumetera Selatan ........................... 8
2.5 Geologi Regional Lapangan MSM ....................................................... 17
2.6 Peta dan Posisi Pengamatan ................................................................. 18
2.7 Litologi dan Stratigrafi Lapangan MSM .............................................. 19
2.8 Petroleum System ................................................................................. 21

III. TEORI DASAR
3.1

Konsep Dasar Seismik ....................................................................... 24

3.2

Prinsip Seismik................................................................................... 24

3.3

Komponen Seismik Refleksi .............................................................. 28

3.4

Analisis Mistie .................................................................................... 35

i

3.5

VSP..................................................................................................... 35

3.6

Synthetic Seismogram ........................................................................ 36

3.7

Well-Seismic Tie ................................................................................. 38

3.8

Identifikasi dan Picking Horizon........................................................ 38

3.9

Atribut Input Analisis ........................................................................ 39

3.10 Seismik Atribut .................................................................................. 39
3.11 Kontrol tektonik Pengendapan dan endapan Lingkungan ................. 47
3.12 Konversi Waktu Kedalaman ............................................................. 48
3.13 Perhitungan Original Oil / Gas In Place ........................................... 50

IV. METODOLOGI PENELITIAN
4.1 Waktu dan Tempat Penelitian .............................................................. 52
4.2 Alat dan Bahan ..................................................................................... 53
4.3 Prosedur Penelitian ............................................................................... 53
4.4 Diagram Alir ......................................................................................... 56

V. HASIL DAN PEMBAHASAN
5.1

Data Penelitian ................................................................................... 57

5.2

Pre Well-tie ......................................................................................... 61

5.3

Proses Well-tie ................................................................................... 62

5.4

Seismic Composite Section ................................................................. 63

5.5

Picking Horizon and Fault ................................................................. 68

5.6

Surface Time Map .............................................................................. 71

5.7

Analisis Struktur................................................................................. 74

5.8

Surface Attribute Seismic ................................................................... 76

5.9

Analisis Lingkungan Pengendapan .................................................... 81

5.10 Penentuan Zona DHI .......................................................................... 85
5.11 Penentuan Zona Lead dan Prospek .................................................... 87
5.12 Interpretasi Peta Atribut Lanjut .......................................................... 93
5.13 Konversi Peta Waktu ke kedalaman................................................... 95
5.14 Perhitungan Cadangan Hidrokarbon .................................................. 97

ii

VI. KESIMPULAN
6.1 Kesimpulan .......................................................................................... 100
6.2 Saran .................................................................................................... 101

DAFTAR PUSTAKA

iii

DAFTAR TABEL

Halaman
Tabel 4.1Jadwalpenelitian ..................................................................................52

iv

DAFTAR GAMBAR

Halaman
Gambar 2.1Lokasi Cekungan Sumatera Selatan dan batas-batasnya
(Pertamina BPPKA) .............................................................................5
Gambar 2.2Ilustrasi mekanisme pembentukan struktur geologi dicekungan
belakang busur dan busur vulkanik di daerah Sumatera Selatan
(Pulunggono dkk., 1992) ......................................................................7
Gambar 2.3 Kerangka tektonik dan struktur regional Sumatera yang terbentuk
akibat interaksi menyerong (oblique) antara lempeng Samudera
Indiadan lempeng kontinen Eurasia. (dimodifikasi dari Sutriyono,
1998)....................................................................................................8
Gambar 2.4 Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatra Selatan (Koesoemadinata,
1980)....................................................................................................10
Gambar 2.5PetadistribusifaciesformasiBatu Raja (Bishop, 2001)......................14
Gambar 2.6Petadaerahpengamatan (http://ett.co.id/theproject.php) ...................18
Gambar 2.7Kolom Stratigrafi lapangan MSM(Laporan Internal
PT.PERTAMINA EP Asset 2, 2013) ....................................................19
Gambar 2.8Pengisian hidrokarbon pada zona UP berlangsung secara insitu
migration (Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2,
2013)....................................................................................................23
Gambar 3.1 Pemantulan dan pembiasan pada bidang batas dua medium untuk
gelombang P (Priyono, 2006) ...............................................................26
Gambar 3.2 Contoh konvensi polaritas menurut SEG(a) Fasa minimum;
(b) Fasa nol (Badley, 1985) ..................................................................31

v

Gambar 3.3 Efek Interferensi yang berhubungan dengan batuandengan IA
tinggiyang terletak pada batuan dengan IArendah (Badley,
1985)....................................................................................................33
Gambar 3.4Jenis-jenis wavelet 1) Zero Phase Wavelet, 2)Maximum Phase
Wavelet 3)Minimum Phase Wavelet, 4) Mixed Phase Wavelet
(Sukmono, 1999) ............................................................................34
Gambar 3.5 Proses Miss tieanalisis(http://www.geomega.hu/chkut/?
page_id=18&lang=en) ..........................................................................35
Gambar 3.6 Seismogram Sintetik yang DiperolehdariKonvolusi RC
dan wavelet (Sukmono, 1999) ..............................................................37
Gambar 3.7 Klasifikasi Atribut Seismik (Brown, 2000) ...................................41
Gambar 3.8 (a) Analisis window konstan; (b) Analisis window yang dipusatkan
pada horison; (c) Analisis window untuk bagian atas dan bawah
horison; (d) Analisis window antar horison(Sukmono, 2002) .........43
Gambar 3.9 Diagram Isometris Trace Seismik (Taner. dkk, 1979) ....................44
Gambar 3.10 ProsesIkonversikedalamaninterpretasiseismik2D .........................49
Gambar 3.11 ProsesII konversikedalamaninterpretasiseismik2D.......................49
Gambar 3.12Perbedaanantarakedalamanpermukaanpada 2 proses
sebelumnya ..........................................................................................49
Gambar 4.1Diagram Alir ..................................................................................56
Gambar 5.1 Data seismik 3D dalam windows 3D(kiri) dan base map 3D dalam
windows 2D(kanan) ..............................................................................58
Gambar 5.2 Data Well head di Base Map Seismik 3D ......................................59
Gambar 5.3 Data deviasi yang dimasukan kedalam data sumur.........................60
Gambar 5.4 Salah satu sumur yang memiliki data log dengan tampilan triple
combo dan dilengakapi dengan batas zona(marker) ............................................61
Gambar 5.5 Bentuk log dari salah satu sumur. Dilihat dari kiri kekanan ialah
log kedalaman, sonic, densitas, AI, KR dan juga dilengkapi data
VSP sebagai batas zona untuk proses well tie .......................................62
Gambar 5.6 Proses pembuatan wavelet (kiri) dan proses melakukan well-tie
(lingkaran) dengan data seismic dan synthetic seismogram ...................63

vi

Gambar 5.7 Proses seismic composite section pada windows seismic section dan
Base Map .............................................................................................65
Gambar 5.8 Marker seismic pada Inline section sebelum melakukan picking
horison .................................................................................................66
Gambar 5.9Marker seismic pada Xline section sebelum melakukan picking
Horison ................................................................................................67
Gambar 5.10Picking Horizon and fault pada inline section 2420 ......................69
Gambar 5.11Hasil Picking Horizon yang telah dilakukan di Inline section dan
Xline section ........................................................................................70
Gambar 5.12 Surface time map yang belum dilakukan smoothing ada beberapa
daerah memiliki spike(lingkaran putih) ................................................72
Gambar 5.13 Surface time map yang telah dilakukan smoothing ......................73
Gambar 5.14 Surface Time Map yang diketahui memiliki beberapa patahan yang
menjadi trap reservoar ..........................................................................75
Gambar 5.15Surface Attribute Seismic dengan metode average magnitude.......77
Gambar 5.16Attribute Relative acoustic impedance dan average
magnitude 1 .........................................................................................78
Gambar 5.17Attribute Relative acoustic impedance dan average
magnitude 2 .........................................................................................79
Gambar 5.18Attribute Relative acoustic impedance dan average
magnitude 3 .........................................................................................80
Gambar 5.19 Statigrafi Regional.......................................................................81
Gambar 5.20 Data Literatur system tract dari data sumur ..................................82
Gambar 5.21 Surface Attribute Map dengan interpretasi lingkungan
Pengendapan ......................................................................................84
Gambar 5.22Surface Attribute Map dengan interpretasi penetuan zona
DHI(directhydrocarbon indicator) ..............................................86
Gambar 5.23Surface Attribute Map dengan penetuan zona Prospek dan
lead ...................................................................................................88
Gambar 5.24 Analisis terfokus daerah prospek yang memiliki potensi
hidrokarbon ........................................................................................90

vii

Gambar 5.25 Analisis terfokus sumur daerah prospek yang memiliki potensi
Gas dan Oil (NPHI dan RHOB) dengan litologi batuan
sand(GR) ..............................................................................................92
Gambar 5.26 Interpretasi lanjut pada peta Atribut dengan data sumur log dan
clossur Time .........................................................................................94
Gambar 5.27 Metode Polynomial dan Hasil persamaan ....................................95
Gambar 5.28Surface Time dan surface Depth ...................................................96
Gambar 5.29Calculation surfacetop dan bottom seismik yang dibatasi patahan
sebagai batas reservoar .........................................................................98

viii

BAB I
PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang
Minyak dan gas bumi merupakan salah satu kebutuhan manusia yang sangat
penting. Hal ini dikarenakan kebutuhan manusia yang semakin hari semakin
ingin instan yang berimbas kepada kebutuhan minyak yang semakin tinggi.
Proses pembuatan barang-barang kebutuhan manusia juga dilakukan serba
instan menggunakan mesin-mesin, bahkan tanpa campuran tangan Sumber
Daya Manusia membuat komsumsi energi yang dibutuhkan sangat banyak.

Kebutuhan manusia akan minyak dan gas bumi memacu manusia untuk
mengembangkan

teknologi-teknologi

yang

semakin

modern

untuk

memperoleh informasi tentang keberadaan cekungan-cekungan minyak dan
gas bumi. Dalam mengantisipasi hal tersebut, perusahaan-perusahaan migas
semakin gencar dalam meningkatkan eksplorasi dan eksploitasi untuk
menemukan lapangan-lapangan minyak baru yang potensial. Wilayah
indonesia bagian barat saat ini telah sampai pada tahap eksplorasi yang
matang sehingga untuk memelihara dan meningkatkan cadangan minyak dan
gas bumi harus ditemukan lapangan minyak baru dengan melakukan kegiatan

2

eksplorasi yang lebih intensif yang didukung oleh pengetahuan tentang
kondisi geologi daerah sekitar eksplorasi dan teknologi penunjang yang
memadai. Ekplorasi bukan hanya diartikan sebagai usaha penambahan
lapangan minyak baru atau perluasan daerah produksi, melainkan juga
sebagai bagian integral dari suatu usaha produksi untuk mempertahankan
jumlah cadangan.

Metode seismik refleksi merupakan salah satu metode yang diaplikasikan
pada studi geofisika. Dalam metode ini, dikenal adanya tiga tahapan kegiatan
dala survey yang lengkap. Ketiga tahapan yang dimaksudkan adalah data
acquition (pengambilan data), data processing (pengolahan data) dan
interpretasi secara geofisika maupun geologi. Jenis pengambilan data seismik
dapat dipisahkan dalam dua kategori yaitu akuisisi data seismik 3D dan
seismik 2D. Pada penelitian ini, data yang digunakan adalah hasil akuisisi
seismik 3D. Pengolahan data geofisika sangat penting dalam suatu survey,
karena tampilan penampang bawahan(output) yang baik dapat memberikan
rekomendasi lokasi pemboran sumur. Oleh karena itu, salah satu langkah
awal yang penting dalam interpretasi adalah loading data yang benar.

Atribut seismik secara umum didefinisikan sebagai transformasi matematis
dari trace seismik. Seismik Atribut khusus didesain untuk mengantifikasi
penampang seismik yang mengandung aspek-aspek geologi penting. Teknik
ini mengekstrak informasi dari penampang seismik yang tersembunyi pada
display normal. Atribut seismik lebih menunjukan batas kontaras antar

3

lapisan. Oleh karena itu, diperlukan kombinasi dari berbagai atribut untuk
menemukan potensi hidrokarbon. Selain itu, perhitungan oil remaining
reserves berguna bagi pihak perusahaan dalam menyusun langkah-langkah
selanjutnya.

1.2 Tujuan Penelitian
Tujuan dari penelitian ini adalah sebagai berikut :
Menentukan zona DHI (direct hydrocarbon indicator).
Menetukan zona prospek dan zona lead.
Mengetahui geometry lingkungan pengendapan.
Mengetahui cadangan minyak pada zona target reservoar.

1.3 Batasan Masalah
Batasan masalah dari penelitian ini adalah sebagai berikut:
Data Seismik di batasi di lapangan MSM
Marker L digunakan untuk zona targetan
Data sumur digunakan untuk untuk evaluasi map
Interpretasi dengan pembuatan map Atribut Seismik
Peta kedalaman digunakan untuk perhitungan cadangan hidrokarbon

4

BAB II
TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan
Cekungan Sumatera Selatan (South Sumatra Basin) dibatasi oleh Paparan
Sunda di sebelah timurlaut, daerah ketinggian Lampung (Lampung High) di
sebelah Tenggara, Pegunungan Bukit Barisan di sebelah baratdaya serta
Pegunungan Dua Belas dan Pegunungan Tiga Puluh (Tiga Puluh High) di
sebelah baratlaut. Evolusi cekungan ini diawali sejak Mesozoic (Pulunggono
dkk, 1992) dan merupakan cekungan busur belakang (back arc basin).
Tektonik cekungan Sumatera dipengaruhi oleh pergerakan konvergen antara
Lempeng Hindia-Australia dengan Lempeng Paparan Sunda (Heidrick dan
Aulia, 1993).

5

Gambar 2.1 Lokasi Cekungan Sumatera Selatan dan batas-batasnya
(Pertamina BPPKA)
2.2 Kerangka Tektonik
Struktur regional Geologi Sumatera Selatan, dipengaruhi oleh tiga fase
tektonik, yaitu (Pulunggono, 1992) :
- Fase Pertama yaitu Fase Tektonik Jura Atas – Kapur Bawah, merupakan
fase kompresi yang menghasilkan Patahan Musi dan Lematang. Fase ini
diperkirakan sebagai penyebab terbentuknya pola kelurusan Utara –
Selatan yang merupakan patahan geser kiri (antithetic) tidak aktif.
- Fase Kedua yaitu Fase Tektonik Kapur Atas – Tersier Bawah, merupakan
fase regangan yang menyebabkan patahan-patahan lama (geser kiri),
berubah jadi patahan normal, dan merupakan fase pembentukkan graben
dan depresi.
-

6

- Fase Ketiga atau Terakhir yaitu Fase Tektonik Miosen Tengah - Saat
Sekarang, merupakan fase kompresi yang menyebabkan terbentuknya
lipatan serta patahan naik dengan pola Patahan Lematang. Pada fase ini
pola Patahan Lematang yang semula merupakan depocenter dari
Muaraenim deep terangkat menjadi deretan Anticlinorium PendopoLimau.

2.3 Struktur Geologi Sumatera Selatan
Secara regional perkembangan struktur geologi di Sumatera Selatan pada
prinsipnya dipengaruhi oleh beberapa rejim tektonik. Pada daerah Cekungan
belakang busur (back-arc basin) struktur geologi berkembang akibat
kombinasi pensesaran lateral (strike slip atau wrenching) dan rejim
kompresional, sedangkan pada daerah busur vulkanik (volcanic arc)
perkembangan struktur geologi dikontrol oleh wrenching (Gambar 2.1). Pada
Cekungan Sumatera Selatan struktur geologi pada umumnya ditunjukkan oleh
dua komponen utama, yaitu (1) batuan dasar pra-Tersier yang membentuk
half graben, horst dan blok sesar (de Coster, 1974; Pulunggono dkk., 1992),
dan (2) elemen struktur berarah Baratlaut-Tenggara dan struktur depresi di
Timurlaut yang keduanya terbentuk sebagai akibat dari orogen Plio-Plistosen
(de Coster, 1974; Sardjito dkk., 1991).

7

Gambar 2.2 Ilustrasi mekanisme pembentukan struktur geologi di cekungan
belakang busur dan busur vulkanik di daerah Sumatera Selatan
(Pulunggono dkk., 1992).

Jenis struktur yang umum dijumpai di Cekungan Sumatera Selatan terdiri dari
lipatan, sesar dan kekar. Struktur lipatan memperlihatkan orientasi BaratlautTenggara, melibatkan sikuen batuan berumur Oligosen-Plistosen (Gafoer
dkk., 1986). Sedangkan sesar yang ada merupakan sesar normal dan sesar
naik. Sesar

normal dengan pola kelurusan Baratlaut-Tenggara tampak

berkembang pada runtunan batuan berumur Oligosen-Miosen, sedang struktur
dengan arah umum Timurlaut-Baratdaya, Utara-Selatan, dan Barat-Timur
terdapat pada sikuen batuan berumur Plio-Plistosen. Sesar naik biasanya
berarah Baratlaut-Tenggara, Timurlaut-Baratdaya dan Barat-Timur, dijumpai
pada batuan berumur Plio-Plistosen dan kemungkinan merupakan hasil
peremajaan (reactivation) struktur tua yang berupa sesar tarikan (extensional
faults).
Struktur rekahan yang berkembang memperlihatkan arah umum TimurlautBaratdaya, relatif tegak lurus dengan “strike” struktur regional atau sejajar

8

dengan arah pergerakan tektonik (tectonic motion) di Sumatera. Pembentukan
struktur lipatan, sesar, dan kekar di Cekungan Sumatera Selatan memberikan
implikasi yang signifikan terhadap akumulasi sumber daya minyak bumi, gas
alam, batubara, dan panas bumi. Kumpulan struktur lipatan yang membentuk
antiklinorium

telah

banyak

dijumpai

berperan

sebagai

perangkap

hidrokarbon. Selain struktur geologi, jenis litologi penyusun stratigrafi
Cekungan Sumatera Selatan telah pula mengontrol penyebaran sumber daya
energi fosil dan non-fosil di daerah ini.

Gambar 2.3 Kerangka tektonik dan struktur regional Sumatera yang
terbentuk akibat interaksi menyerong (oblique) antara lempeng Samudera
India dan lempeng kontinen Eurasia. Cekungan Sumatera Selatan (South
Sumatera basin) merupakan salah satu mendala tektonik yang menempati
back-arc setting yang memproduksi minyak dan gas alam (dimodifikasi
dari Sutriyono, 1998).

2.4 Litologi dan Stratigrafi Cekungan Sumetera Selatan

Pada dasarnya stratigrafi cekungan Sumatera Selatan terdiri dari satu siklus
besar sedimentasi yang dimulai dari fase transgresi pada awal siklus dan fase
regresi pada akhir siklusnya. Awalnya siklus ini dimulai dengan siklus non-

9

marine, yaitu proses diendapkannya Formasi Lahat pada oligosen awal dan
setelah itu diikuti oleh Formasi Talang Akar yang diendapkan diatasnya
secara tidak selaras. Fase transgresi ini terus berlangsung hingga miosen awal,
dan berkembang formasi Batu Raja yang terdiri dari batuan karbonat yang
diendapkan pada lingkungan back reef, fore reef dan intertidal. Sedangkan
untuk fase transgresi maksimum diendapkan Formasi Gumai bagian bawah
yang terdiri dari shale laut dalam secara selaras diatas Formasi Batu Raja.
Fase regresi terjadi pada saat diendapkannya Formasi Gumai bagian atas dan
diikuti oleh pengendapan Formasi Air Benakat secara selaras yang didominasi
oleh litologi batupasir pada lingkungan pantai dan delta.

Pada pliosen awal, laut menjadi semakin dangkal karena terdapat dataran delta
dan non-marine yang terdiri dari perselingan batupasir dan claystone dengan
sisipan berupa batubara. Pada saat pliosen awal ini menjadi waktu
pembentukan dari formasi Muara Enim yang berlangsung sampai pliosen
akhir yang terdapat pengendapan batuan konglomerat, batu apung dan lapisan
batupasir tuffa. Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan diawali dengan siklus
pengendapan darat, kemudian berangsur menjadi pengendapan laut, dan
kembali kepada pengendapan darat. Urut-urutan stratigrafi dari tua ke muda
(Koesoemadinata, 1980), (Gambar 2.5):
1. Pre-Tertiary Basement (BSM)
2. Formasi Lahat (LAF)
3. Formasi Talang Akar (TAF)
4. Formasi Baturaja (BRF)

10

5. Formasi Gumai (GUF)
6. Formasi Air Benakat (ABF)
7. Formasi Muaraenim (MEF)
8. Formasi Tuff Kasai (KAF)

Kwarter

150 - 750
2200
0-160

Pasir, pasir gampingan, lempung,
lempung pasiran sedikit batubara, pasir
kasar pada dasr penampang di banyak
tempat.

0 - 300

0 - 1100

Air
Muara Enim Kasai
Benakat
Gumai

Napal, gamping terumbu dan gamping
lempungan

Talangakar

Batu
Raja

NERITIC DEEP

NERITIC

LITHORAL

Lempung pasiran dan napalan, banyak
pasir dengan glaukonit, kadang
gampingan.

Tuff ungu, hijau, merah dan coklat,
lempung tuffan, breksi dan konglomerat.

Tengah
Bawah
Atas
Tengah
Bawah

Mesozoikum
Paleosen
Paleozoikum

Eosin

Lempung, lempung pasiran, pasir dan
lapisan tebal batubara.

Napal, lempung, serpih, serpih lanauan,
kadan-kadang gamping dan pasir tipis,
Globigerina biasa terdapat

Pra-tersier

Oligosen

Atas

Kerikil, pasir tuffan, dan lempung
konkresi vulkanik, tuff batuapung

LAF

PALEMBANG

Tengah

TELISA

Miosen

Atas

Bawah

LIITOLOGI

Pasir, lanau, lempung, aluvial.

Plistosen

Pliosen

Fasies
TERSETRIAL

FORMASI

TEBAL (m)

UMUR

KELOMPOK

9. Endapan Kuarter

Batuan beku aneka warna dan batuan
sedimen yang termetamorfisir tingkat
rendah.

Gambar 2.4 Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatra Selatan (Koesoemadinata,
1980)

11

2.4.1 Batuan Dasar (Basement)

Batuan dasar (pra tersier) terdiri dari batuan kompleks Paleozoikum dan
batuan Mesozoikum, batuan metamorf, batuan beku, dan batuan
karbonat. Batuan dasar yang paling tua, terdeformasi paling lemah,
dianggap bagian dari Lempeng-mikro Malaka, mendasari bagian utara
dan timur cekungan. Lebih ke selatan lagi terdapat Lempeng-mikro
Mergui yang terdeformasi kuat, kemungkinan merupakan fragmen
kontinental yang lebih lemah. Lempeng-mikro Malaka dan Mergui
dipisahkan oleh fragmen terdeformasi dari material yang berasal dari
selatan dan bertumbukan. Bebatuan granit, vulkanik, dan metamorf
yang terdeformasi kuat (berumur Kapur Akhir) mendasari bagian
lainnya dari cekungan Sumatera Selatan. Morfologi batuan dasar ini
dianggap mempengaruhi morfologi rift pada Eosen-Oligosen, lokasi
dan luasnya gejala inversi/pensesaran mendatar pada Plio-Pleistosen,
karbon dioksida lokal yang tinggi yang mengandung hidrokarbon gas,
serta rekahan-rekahan yang terbentuk di batuan dasar (Ginger&
Fielding, 2005).

2.4.2 Formasi Lahat
Formasi Lahat diperkirakan berumur oligosen awal (Sardjito dkk,
1991). Formasi ini merupakan batuan sedimen pertama yang
diendapkan pada Cekungan Sumatera Selatan. Pembentukannya hanya
terdapat pada bagian terdalam dari cekungan dan diendapkan secara

12

tidak selaras. Pengendapannya terdapat dalam lingkungan darat/aluvialfluvial sampai dengan lacustrine. Fasies batupasir terdapat di bagian
bawah, terdiri dari batupasir kasar, kerikilan, dan konglomerat.
Sedangkan fasies shale terletak di bagian atas (Benakat Shale) terdiri
dari batu serpih sisipan batupasir halus, lanau, dan tufa. Sehingga shale
yang berasal dari lingkungan lacustrine ini merupakan dapat menjadi
batuan induk. Pada bagian tepi graben ketebalannya sangat tipis dan
bahkan tidak ada, sedangkan pada bagian tinggian intra-graben sub
cekungan selatan dan tengah Palembang ketebalannya mencapai 1000m
(Ginger & Fielding, 2005).

2.4.3 Formasi Talang Akar
Formasi Talang Akar diperkirakan berumur oligosen akhir sampai
miosen awal. Formasi ini terbentuk secara tidak selaras dan
kemungkinan paraconformable di atas Formasi Lahat dan selaras di
bawah Formasi Gumai atau anggota Basal Telisa/formasi Batu Raja.
Formasi Talang Akar pada cekungan Sumatera Selatan terdiri dari
batulanau, batupasir dan sisipan batubara yangdiendapkan pada
lingkungan laut dangkal hingga transisi. Bagian bawah formasi ini
terdiri dari batupasir kasar, serpih dan sisipan batubara. Sedangkan di
bagian atasnya berupa perselingan antara batupasir dan serpih.
Ketebalan Formasi Talang Akar berkisar antara 460 – 610 m di dalam
beberapa area cekungan. Variasi lingkungan pengendapan formasi ini
merupakan fluvial-deltaic yang berupa braidded stream dan point bar

13

di sepanjang paparan (shelf) berangsur berubah menjadi lingkungan
pengendapan delta front, marginal marine, dan prodelta yang
mengindikasikan perubahan lingkungan pengendapan ke arah cekungan
(basinward). Sumber sedimen batupasir Talang Akar Bawah ini berasal
dari dua tinggian pada kala oligosen akhir, yaitu di sebelah timur
(Wilayah Sunda) dan sebelah barat (deretan Pegunungan Barisan dan
daerah tinggian dekat Bukit Barisan).

2.4.4 Formasi Batu Raja
Formasi Batu Raja diendapkan secara selaras di atas formasi Talang
Akar pada kala miosen awal. Formasi ini tersebar luas terdiri dari
karbonat platforms dengan ketebalan 20-75 m dan tambahan berupa
karbonat build-up dan reef dengan ketebalan 60-120 m. Didalam batuan
karbonatnya terdapat shale dan calcareous shale yang diendapkan pada
laut dalam dan berkembang di daerah platform dan tinggian (Bishop,
2001). Produksi karbonat berjalan dengan baik pada masa sekarang dan
menghasilkan pengendapan dari batugamping. Keduanya berada pada
platforms di pinggiran dari cekungan dan reef yang berada pada
tinggian intra-basinal. Karbonat dengan kualitas reservoir terbaik
umumnya berada di selatan cekungan, akan tetapi lebih jarang pada
bagian utara sub-cekungan Jambi (Ginger dan Fielding, 2005).

14

Beberapa distribusi facies batugamping yang terdapat dalam formasi
Batu Raja diantaranya adalah mudstone, wackestone, dan packstone.
Bagian bawah terdiri dari batugamping kristalin yang didominasi oleh
semen kalsit dan terdiri dari wackstone bioklastik, sedikit plentic foram,
dan di beberapa tempat terdapat vein.

Gambar 2.5 Peta distribusi facies formasi Batu Raja (Bishop, 2001).

2.4.5 Formasi Gumai
Formasi Gumai diendapkan secara selaras di atas formasi Batu Raja
pada kala oligosen sampai dengan tengah miosen. Formasi ini tersusun

15

oleh fosilliferous marine shale dan lapisan batugamping yang
mengandung glauconitic (Bishop, 2001). Bagian bawah formasi ini
terdiri dari serpih yang mengandung calcareous shale dengan sisipan
batugamping, napal dan batulanau. Sedangkan di bagian atasnya berupa
perselingan antara batupasir dan shale. Ketebalan formasi Gumai ini
diperkirakan 2700 m di tengah-tengah cekungan. Sedangkan pada batas
cekungan dan pada saat melewati tinggian ketebalannya cenderung
tipis.

2.4.6 Formasi Air Benakat
Formasi Air Benakat diendapkan selama fase regresi dan akhir dari
pengendapan formasi Gumai pada kala tengah miosen (Bishop, 2001).
Pengendapan pada fase regresi ini terjadi pada lingkungan neritik
hingga shallow marine, yang berubah menjadi lingkungan delta plain
dan coastal swamp pada akhir dari siklus regresi pertama. Formasi ini
terdiri dari batulempung putih kelabu dengan sisipan batupasir halus,
batupasir abu-abu hitam kebiruan, glaukonitan setempat mengandung
lignit dan di bagian atas mengandung tufaan sedangkan bagian tengah
kaya akan fosil foraminifera. Ketebalan formasi ini diperkirakan antara
1000-1500 m.

2.4.7 Formasi Muara Enim
Formasi ini diendapkan pada kala akhir miosen sampai pliosen dan
merupakan siklus regresi kedua sebagai pengendapan laut dangkal

16

sampai continental sands, delta dan batu lempung. Siklus regresi kedua
dapat dibedakan dari pengendapan siklus pertama (formasi Air
Benakat) dengan ketidakhadirannya batupasir glaukonit dan akumulasi
lapisan batubara yang tebal. Pengendapan awal terjadi di sepanjang
lingkungan rawa-rawa dataran pantai, sebagian di bagian selatan
cekungan Sumatra Selatan, menghasilkan deposit batubara yang luas.
Pengendapan

berlanjut

pada

lingkungan

delta

plain

dengan

perkembangan secara lokal sekuen serpih dan batupasir yang tebal.
Siklus regresi kedua terjadi selama kala Miosen akhir dan diakhiri
dengan tanda-tanda awal tektonik Plio-Pleistosen yang menghasilkan
penutupan cekungan dan onset pengendapan lingkungan non marine
Batupasir pada formasi ini dapat mengandung glaukonit dan debris
volkanik. Pada formasi ini terdapat oksida besi berupa konkresikonkresi dan silisified wood. Sedangkan batubara yang terdapat pada
formasi ini umumnya berupa lignit. Ketebalan formasi ini tipis pada
bagian utara dan maksimum berada di sebelah selatan dengan ketebalan
750 m (Bishop, 2001).

2.4.8 Formasi Kasai
Formasi ini diendapkan pada kala pliosen sampai dengan pleistosen.
Pengendapannya merupakan hasil dari erosi dari pengangkatan Bukit
Barisan dan pegunungan Tigapuluh, serta akibat adanya pengangkatan
pelipatan yang terjadi di cekungan. Pengendapan dimulai setelah tandatanda awal dari pengangkatan terakhir Pegunungan Barisan yang

17

dimulai pada miosen akhir. Kontak formasi ini dengan formasi Muara
Enim ditandai dengan kemunculan pertama dari batupasir tufaan.
Karakteristik utama dari endapan siklus regresi ketiga ini adalah adanya
kenampakan produk volkanik. Formasi Kasai tersusun oleh batupasir
kontinental dan lempung serta material piroklastik. Formasi ini
mengakhiri siklus susut laut. Pada bagian bawah terdiri atas tuffaceous
sandstone

dengan beberapa selingan lapisan-lapisan tuffaceous

claystone dan batupasir yang lepas, pada bagian teratas terdapat lapisan
tuff, batu apung yang mengandung sisa tumbuhan dan kayu berstruktur
sedimen silang siur. Lignit terdapat sebagai lensa-lensa dalam batupasir
dan batulempung yang terdapat tuff.

2.5 Geologi Regional Lapangan MSM
Antiklin MSM yang memiliki dimensi panjang + 14 km, dan lebar + 4 km
adalah suatu antiklin yang berarah Barat Baratlaut – Timur Tenggara,
merupakan bagian dari deretan Antiklinorimum Pendopo – Limau. Lapangan
MSM dan Lapangan BG dibatasi oleh normal fault yang dimanifestasikan di
permukaan oleh Sungai Lematang. Struktur MSM dikontrol oleh sesar naik
Lematang yang berarah Barat – Timur, memanjang dari lapangan Ogan,
Tanjung Tiga, Talang Jimar, Prabumulih Barat, MSM, BG, hingga Benakat
Timur (Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013).

18

2.6 Peta dan Posisi Pengamatan
Lapangan MSM terletak ± 10 km sebelah Baratlaut Kota Prabumulih, dan
terletak di antara lapangan-lapangan penghasil hidrokarbon BG, Prabumulih
Barat dan Talang Jimar. Lapangan-lapangan tersebut secara geologi terletak
dalam satu jalur antiklinorium, secara administratif berada dalam wilayah
Kabupaten Muaraenim, dan termasuk ke dalam wilayah kerja Area Operasi
Timur (Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013).

“MSM”

Gambar 2.6 Peta daerah pengamatan (http://ett.co.id/theproject.php)

19

Terdiri dari perselingan batupasir tebal
dengan shale , batupasir abu-abu muda di
bagian atas gampingan dan mengandung
glaukonit, dibagian bawah tidak gampingan,
lepas, dengan sisipan batubara.

Shale
hitam keras, vein
kalsit dengan
sisipan batugamping putih-putih susu di
bagian bawah.
Batugamping, putih pucat, putih keabuabuan, chalky , lunak-keras sedang, sdkt
kristalin,
porositas
jelek,
sdkt
pyrit.
Shale , abu2 terang, strong calcareous

NERITIC

Batugamping, putih, coklat muda, keras
menengah, sebagian chalky dan kristalin

NERITIC DEEP

390

Terdiri dari shale abu-abu muda kadang
kecoklatan, sisipan napal coklat muda dan
batugamping putih lunak.

LITHORAL

770

Terdiri dari claystone tebal berselangseling dengan shale abu-abu, lunak, non
karbonat, dengan sisipan batulanau dan
batupasir abu-abu kehijauan mengandung
glaukonit.

TERESTERIAL

TEBAL (m)

360

Terdiri dari claystone abu-abu muda, lunak
sticky , non karbonatan, dengan sisipan
batulanau, batupasir dan batubara tebal.

35

Fasies

LITOLOGI

1150

FORMASI

550

UMUR

>200

Polen

Nanno

Foram

Zonasi

KELOMPOK

2.7 Litologi dan Stratigrafi Lapangan MSM

Gumai
BRF
Talang Akar
Lahat

Akhir
Awal

Oligosen

Lanagiopollis sp.1

Mayeripollis

< NN2
> NP25

P22

PALEMBANG
TELISA

Awal

F. trilobata

N5-N6

Miosen

NN3-NN4

Tengah

Akhir

Florschuetzia levipoli

N6 - N15

NN5

Pliosen

Air Benakat

MEF

Kwarter

Gambar 2.7 Kolom Stratigrafi lapangan MSM (Laporan Internal
PT.PERTAMINA EP Asset 2, 2013)

Urutan formasi batuan yang telah tertembus oleh pemboran sumur-sumur di
Struktur MSM, dari bawah ke atas adalah sebagai berikut:
a. Formasi Lahat (LAF)
Formasi Lahat di Struktur MSM belum terdefenisi secara pasti dan masih
menjadi pembahasan. Lapisan batuserpih tebal di bawah Formasi Talang
Akar yang memiliki karakter yang mirip dengan Benakat Shale
dimasukkan ke dalam Formasi Lahat. Litologi terdiri dari shale abu-abu

20

hingga cokelat tua, non-karbonatan pada bagian atas dan karbonatan di
bagian bawah, dengan sisipan batupasir yang kadang-kadang tidak
terkonsolidasi baik. Karakteristik log Benakat Shale menunjukkan, bahwa
pada bagian atas memiliki nilai GR yang tinggi dan nilai PEF yang kecil
(diinterpretasikan diendapkan pada lingkungan transisi), sedangkan di
bagian bawah dengan nilai GR kecil dan PEF besar (diendapkan di laut
dangkal).
b. Formasi Talang Akar (TAF)
Formasi Talang Akar di Struktur MSM terdiri dari shale berwarna cokelat
muda, karbonan, berselang-seling dengan batupasir (clean sand), berwarna
cokelat muda hingga cokelat tua, berukuran pasir halus – sedang, kadangkadang mengandung pirit dan sisipan tipis batubara. Formasi ini
merupakan batuan reservoar utama di Struktur MSM, dengan ketebalan
formasi lebih dari 1000 m.
c. Formasi Baturaja (BRF)
Di struktur MSM, Formasi Baturaja diendapkan secara selaras di atas
Formasi Talang Akar. Tersusun atas shale berwarna cokelat keabuan,
gampingan, mengandung pirit, berselang-seling dengan batugamping
berwarna cokelat keabuan, berfragmen koral, dan mengandung gloukonit.
Formasi ini umumnya sangat tight dengan ketebalan rata-rata 35 m. Sifat
fisik yang tight tersebut membuat BRF bertindak sebagai super seal di
daerah MSM.

21

d. Formasi Gumai
Di Struktur MSM Formasi Gumai diendapkan secara selaras di atas
Formasi Baturaja. Formasi ini terdiri dari lapisan tebal Shale berwarna
abu-abu muda hingga cokelat muda, kadang gampingan dan mengandung
pirit, dengan sisipan tipis batupasir, batupasir gampingan.
e. Formasi Muaraenim
Tersusun atas batulempung dan batupasir, dengan lapisan batubara tebal
berwarna cokelat gelap hingga hitam, dan formasi ini tersingkap di
permukaan.
2.8 Petroleum system
Pada Lapangan MSM, sudah terbukti menghasilkan hidrokarbon yang
ekonomis di Formasi Talang Akar. Tinjauan detail dari keberadaan petroleum
system di Lapangan MSM, dapat dijelaskan sebagai berikut (Laporan Internal
PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013) :
a. Source Rock (batuan induk)
Batuan induk Lapangan MSM, diinterpretasikan berasal dari batuan serpih
Formasi Lahat dan Formasi Talang Akar yang terdapat di Dalaman
Tanjung Miring dan sekitarnya, maupun dari Lematang Depression.
b. Reservoar
Batuan yang berfungsi sebagai reservoar utama adalah batupasir Formasi
Talang Akar (TAF). Batuan ini telah terbukti menghasilkan hidrokarbon
baik di lapisan existing maupun upside potentials, dan berkembang bagus
pada interval kedalaman 1600 – 2600 mbpl.

22

c. Cap Rock (batuan penyekat)
Beberapa sekuen batuserpih tebal yang diendapkan di antara lapisanlapisan batupasir Formasi Talang Akar, merupakan batuan penyekat yang
efektif. Batugamping Formasi Baturaja diperkirakan bertindak sebagai
penyekat yang sangat efektif (super seal) di Lapangan MSM, sedangkan
Formasi Gumai merupakan penyekat regional di Komplek Palembang
Selatan.
d. Trap (perangkap)
Didominasi oleh perangkap struktur, berupa antiklin yang dikontrol oleh
Sesar Naik Lematang, dan secara setempat, berkembang perangkap
stratigrafi. Bentuk antiklin tersebut berarah Barat Baratlaut – Timur
Tengggara.
e. Migration
Pada Miosen Akhir, Formasi Lahat (LAF) dan Talang Akar (TAF) yang
merupakan endapan syn-rift telah matang, dan terjadi migrasi secara insitu
(primary migration). Kemudian pada Plio-Plestosen, terjadi secondary
migration

melalui

pola patahan (Lematang Fault) yang mengalami

inversi pada saat itu, mengisi lapisan TAF (GRM dan TRM) yang
merupakan post-rift sediment. Proses insitu migration pada zona upside
potentials MSM dapat dijelaskan seperti pada gambar berikut ini.

23

Gambar 2.8 Pengisian hidrokarbon pada zona UP berlangsung secara insitu
migration (Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013)

24

BAB III
TEORI DASAR

3.1 Konsep Dasar Seismik
Gelombang seismik adalah gelombang mekanis yang muncul akibat adanya
gempa bumi. Sedangkan gelombang secara umum adalah fenomena
perambatan gangguan (usikan) dalam medium sekitarnya. Gangguan ini
mula-mula terjadi secara lokal yang menyebabkan terjadinya osilasi
(pergeseran) kedudukan partikel-partikel medium, osilasi tekanan maupun
osilasi rapat massa. Karena gangguan merambat dari suatu tempat ke tempat
lain, berarti ada transportasi energi.

3.2 Prinsip Seismik
3.2.1 Prinsip Huygen’s
Prinsip Huygens menerangkan bahwa setiap muka gelombang dapat
dianggap memproduksi wavelet atau gelombang-gelombang baru
dengan panjang gelombang yang sama dengan panjang gelombang
sebelumnya. Jumlah energi total deretan gelombang baru tersebut sama
dengan energi utama
.

25

3.2.2 Prinsip Fermat
Prinsip Fermat menyatakan bahwa jika sebuah gelombang merambat
dari satu titik ke titik yang lain maka gelombang tersebut akan memilih
jejak yang tercepat. Kata tercepat di-boldkan untuk memberikan
penekanan bahwa jejak yang akan dilalui oleh sebuah gelombang
adalah jejak yang secara waktu tercepat bukan yang terpendek secara
jarak. Tidak selamanya yang terpendek itu tercepat. Dengan demikian
jika gelombang melewati sebuah medium yang memiliki variasi
kecepatan gelombang seismik, maka gelombang tersebut akan
cenderung melalui zona-zona kecepatan tinggi dan menghindari zonazona kecepatan rendah. Lintasan gelombang akan selalu berbentuk garis
lurus. Waktu tempuh gelombang dari sumber ke receiver akan
ditentukan oleh bentuk bidang pantul.
3.2.3 Prinsip Snelius
Suatu gelombang yang datang pada bidang batas dua media yang sifat
fisiknya berbeda akan dibiaskan, jika sudut datang lebih kecil atau sama
dengan sudut kritisnya dan akan dipantulkan, jika sudut datang lebih
besar dari sudut

kritis. Sudut kritis adalah sudut datang yang

menyebabkan gelombang dibiaskan 900.

26

Gambar 3.1 Pemantulan dan pembiasan pada bidang batas dua medium
untuk gelombang P (Priyono, 2006)
Pada saat sebuah gelombang datang P mengenai suatu batas permukaan
antara dua media elastic homogeny isotropis akan terjadi konservasi
serta pembagian energi dari amplitudo gelombang datang P tersebut
menjadi komponen gelombang P dan S. Besar sudut sinar datang, sinar
pantul, dan transmisi mengikuti persamaan Hukum Snellius sebagai
berikut:

P

sin 1 sin  l 1 sin  2 sin  1 sin  2



V p1
V p1
V p2
Vs1
Vs 2

........... (1)

dengan:
P

= Parameter gelombang

Vp1 = Kecepatan gelombang P di medium 1, θ1 = sudut datang P
Vp2 = Ke