ANALISIS RESERVOAR PADA LAPANGAN “FRL” FORMASI TALANGAKAR, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN MENGGUNAKAN SEISMIK MULTIATRIBUT

ABSTRAK
ANALISIS RESERVOAR PADA LAPANGAN “FRL”
FORMASI TALANG AKAR, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
MENGGUNAKAN SEISMIK MULTIATRIBUT

Oleh
FILYA RIZKY LESTARI

Analisis seismik multiatribut adalah salah satu metode statistik menggunakan
lebih dari satu atribut untuk memprediksi beberapa properti fisik dari bumi. Pada
analisis ini dicari hubungan antara log dengan data seismik pada lokasi sumur dan
menggunakan hubungan tersebut untuk memprediksi atau mengestimasi volume
dari properti log pada semua lokasi pada volume seismik. Atribut- atribut seismik
yang digunakan yaitu atribut amplitudo, frekunsi, dan waktu. Analisis multiatribut
ini menggunakan metode regresi linear dengan teknik step wise regression.
Metode tersebut dapat membantu mengidentifikasi reservoar dilihat dari nilai
validasi data log, nilai crossplot, serta hasil slicing peta gamma ray, density, pwave, dan neutron porosity pada zona interest lapangan FRL. Slicing daerah
target diambil berdasarkan besar window dengan mengambil range nilai rata- rata
antara persebaran sand dan shale berdasarkan window targetnya (marker W3cX0). Berdasarkan nilai gamma ray, persebaran batupasir berada pada daerah low
gamma ray dengan range dari 20- 45 API dan nilai densitas pada daerah low
density dengan range 2.2- 2.38 g/cc, sedangakan untuk melihat dari nilai neutron

porosity dan p-wave harus disertai juga dengan melihat nilai dari gamma ray dan
densitas pada slice NR yang melewati sumur NR-1, NR-3, NR-5, dan NR-7,
karena nilai dari porositas dan kecepatan batupasir dan serpih yang hampir sama.
Nilai neutron porosity dengan range 15- 20 % dan nilai p-wave antara 34283740 m/s. Pengendapan zona target NR berasal dari arah utara menuju barat (NESW) yang merupakan distribusi sand dengan tipe pengendapan distributary
channel yang dapat diidentifikasi dari deflaksi nilai log gamma ray pada zona
target W3c sampai X0.

Kata kunci : Atribut seismik, metode seismik, multiatribut, zona pengendapan.

ABSTRACT
RESERVOIR ANALYSIS IN “FRL” FIELD AT TALANGAKAR
FORMATION, SOUTH SUMATERA BASIN WITH SEISMIC
MULTI-ATTRIBUTE

By
FILYA RIZKY LESTARI

Seismic multiattribute analysis is one of statistical method using more than one
attribute to predict some physical properties of the Earth. In this analysis, the
relationship between the logs with seismic data at the well site and use these

relationship to predict or estimate the volume of logs property at all locations on
the seismic volume. Seismic attributes are used to attribute amplitude, frequency,
and time. This multiattribute analysis using the linear regression method with
step- wise regression technique. This method can help identify reservoir seen from
the log data validation, crossplot value, as well as the results of gamma ray map
slicing, density, p- wave, and neutron porosity in the interest zone at FRL field.
Slicing the target area taken by large window by taking the average value between
the distribution of sand and shale based window target (marker W3c- X0). Based
on the value of gamma ray, sandstone distribution in the area of low gamma ray
with a range of 20 to 45 API and denisty value in the low density area with a
range of 2.2- 2.38 g/cc, whereas to see the value of the neutron porosity and p wave must be accompanied also by looking at the value of the gamma ray and
density in the slice passing through wells, NR- 1, NR- 3, NR- 5, and NR- 7,
because the value of the porosity and velocity, sandstones and shales are almost
the same. Neutron porosity values with a range of 15- 20 % and the value of the pwave between 3428- 3740 m/s. Deposition NR target zones from the north to the
west (NE-SW) which is a sand distribution with deposition type is distributary
channel that can be identified from the deflection of gamma ray log value in the
W3C to X0 target zone.

Keywords : Seismic attribute, seismic method, multi-attribute, deposition zone.

ANALISIS RESERVOAR PADA LAPANGAN “FRL”
FORMASI TALANGAKAR, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
MENGGUNAKAN SEISMIK MULTIATRIBUT

Oleh
FILYA RIZKY LESTARI

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

-

PER}[YATAAII

Dengan ini saya menyatakan bahwa dalam skripsi ini tidak terdapat karyayang

pernah dilakukan oleh orang lain dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak
terdapat karya atau pendapat yang dihrlis atau diterbitkan oleh orang lain kecuali

yang secara tertulis diacu dalam naskah ini sebagaimana disebutkan dalam daftar
pustaka. Selain

itu saya menyatakan pula bahwa skripsi ini dibuat oleh

saya

sendiri.

Apabila pernyataan saya ini tidak benar maka saya bersedia dikenai sanksi
sesuai dengan hukum yang berlaku.

18 Februari 2015

Filya Rizky Lestari

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Kota Bandar Lampung pada tanggal 24
Agustus 1992, sebagai anak kedua dari tiga bersaudara dari
pasangan Bapak Mulyadi dan Ibu Fitriyah.

Penulis menyelesaikan Pendidikan Taman Kanak-kanak (TK)
Al- Kautsar Bandar Lampung diselesaikan tahun 1998,
kemudian melanjutkan pendidikan Sekolah Dasar (SD) di SD Al- Kautsar Bandar
Lampung pada tahun 2004, Sekolah Menengah Pertama (SMP) di SMP AlKautsar Bandar Lampung pada tahun 2007, penulis sempat mengikuti olimpiade
bidang bahasa Se-Bandar Lampung, dan pada tahun 2010 menyelesaikan
pendidikan Sekolah Menengah Atas (SMA) di SMA Al- Azhar 3 Bandar
Lampung, penulis tercatat aktif pada Organisasi Pramuka (Prazga) sebagai
Pradana Putri pada tahun 2009 dan tercatat sebagai Finalis Duta Bahasa SMA
pada tahun 2009.

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

vii

sebagai staf Dinas Eksternal pada tahun 2011-2012, Himpunan Mahasiswa Teknik
Geofisika “Bhuwana” (HIMA TG “Bhuwana”) sebagai Bendahara Umum pada
tahun 2012-2013, Society of Exploration Geophysicist Student Chapter Unila
(SEG-SC Unila) sebagai Sekertaris Umum pada tahun 2013-2014, serta American
Association of Petroleum Geologist Student Chapter Unila (AAPG SC Unila)
sebagai anggota Divisi Fieldtrip pada tahun 2013-2014. Di bidang akademik,
penulis sempat menjadi asisten praktikum Gayaberat dan Seismik Processing.
Pada tahun 2013 penulis melaksanakan Kerja Praktek (KP) di PT. Elnusa Tbk. di
Jakarta Selatan tentang Processing PSTM. Kemudian pada bulan Juli- September
2014, penulis melakukan penelitian sebagai bahan penyusunan Tugas Akhir (TA)
di PT. Pertamina EP Asset 2 di Prabumulih, Sumatera Selatan tentang Analisis
Hidrokarbon. Hingga akhirnya penulis berhasil menyelesaikan pendidikan

sarjananya pada bulan Februari tahun 2015.

viii

PERSEMBAHAN

Aku persembahkan karya kecil ini untuk:

Allah SWT
Ayahanda tercinta Bapak Mulyadi dan Ibunda terkasih Ibu
Fitriyah, walaupun terpisah tetapi akan selalu tetap
dihatiku.

Saudara kandungku Layla Febry Hidayati
dan M. Maulana Julio

Seorang sahabat hati yang selalu mendukungku dan memberi
motivasi

Teknik Geofisika UNILA 2010

Keluarga Besar Teknik Geofisika UNILA
Almamater Tercinta UNILA

MOTTO

“Berdoa dan berlarilah, ketika terjatuh maka tetap berdoa dan
kembali berlari” (Filya R.L)

I will not say I failed 1000 times, I will say that I discovered there are 1000 ways that can cause
failure (Thomas A. Edison)

“Cukuplah Allah (menjadi penolong) bagi kami dan Dia sebaik-baik
pelindung” (Qs. Ali Imran : 173)

Saya tak mau jadi bambu, Saya mau jadi pohon oak yang berani
menantang angin Soe Hok Gie
-Alhamdulillah-

SANWACANA

Puji syukur penulis ucapkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, karena atas rahmat
dan hidayah-Nya skripsi ini dapat diselesaikan.
Skripsi dengan judul “Analisis Reservoar Pada Lapangan “FRL” Formasi
Talangakar, Cekungan Sumatera Selatan Menggunakan Seismik Multiatribut”
adalah salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik di Universitas
Lampung.
Dalam kesempatan ini penulis mengucapkan terima kasih kepada:
1.

Bapak Prof. Dr. Ir. Sugeng P. Hariyanto, selaku Rektor Universitas Lampung;

2.

Bapak Prof. Drs. Suharno, M.Sc., Ph.D., selaku Dekan Fakultas Teknik
Unila;

3.

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

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

4.

Bapak Dr. H. Muh. Sarkowi, S.Si., M.Si., selaku penguji yang telah
memberikan saran, motivasi yang membangun;

5.

Bapak Rustadi, M.T., selaku pembimbing akademik;

6.

Bapak Nanang Yulianto., selaku pembimbing Tugas Akhir di PT. Pertamina
1

Asset 2 Sumatera Selatan yang telah memberikan banyak masukan, kritik,
dan motivasi yang membangun serta bimbingannya dalam melakukan
pengolahan data sehingga skripsi ini terselesaikan;

7.

Mas Aji, Mas Rifki, Mas Yoga, Mas Aziz, Mas Adit, dan seluruh staff G & G
Department PT. Pertamina Asset 2 yang telah banyak membantu memberikan
masukan dan saran dalam mengerjakan Tugas Akhir;

8.

Dosen-dosen Jurusan Teknik Geofisika Unila, Bapak Prof. Drs. Suharno,
M.Sc., Ph.D., Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T., Bapak Dr. H. Muh.
Sarkowi, S.Si., M.Si., Bapak Alimuddin Muchtar, M.Si., Bapak Rustadi,
M.T., Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si., M.T., Bapak Ordas Dewanto, M.Si.,
Bapak Karyanto, M.T., Bapak Nandi H., M.Si., dan Bapak Syamsurijal R.,
M.Si., yang telah memberikan ilmu yang luar biasa dan memotivasi penulis
untuk selalu menjadi lebih baik selama di perkuliahan Jurusan Teknik
Geofisika Unila;

9.

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

10. Teman seperjuangan selama Tugas Akhir, Andi Fauzan, Nurhuda T.S, Demas
N.K, R.V. Aditya Wira S.W, dan Ines K.N, terima kasih atas kerjasamanya,
dukungan, kebersamaan berbagi dan bertukar pikiran;
11. Sahabatku, Annisa M.B, Anita O.G, Taufiq, dan Beriyan Adeam, terima
kasih atas dukungan dan semangat yang diberikan;
12. Teman seperjuangan Teknik Geofisika Unila angkatan 2010, Anita, Farhan,
Dani, Buyung, Roy, Ade, Sasa, Anis, Beriyan, Eki, Fenty, Nando,, Hanna,

xii

Duta, Ines, Mega, Amri, Taufiq, Yuda, Wiwi, Sari, Anne, Bima, Dito, Heksa,
Bagus, Satria Boy, Imah, Bang Rian, kalian adalah keluargaku, terimakasih
untuk setiap pahit manis cerita yang terukir sejak hari pertama berkutat
dibangku perkuliahan. Semangat dan sukses untuk kita semua;
13. Kakak tingkat dan senior Teknik Geofisika angkatan 2007, 2008, 2009,
khususnya Kak Syayid, Kak Andri, Mb Uti, dan Kak Zaivan, yang telah
memberikan banyak dukungan dan masukan yang sangat bermanfaat untuk
penulis;
14. Adik-adik tingkat angkatan 2011, 2012, 2013, dan 2014, yang selalu memberi
semangat;
Akhir kata, penulis menyadari bahwa skripsi ini masih jauh dari kesempurnaan,
akan tetapi sedikit harapan semoga skripsi yang sederhana ini dapat berguna bagi
kita semua. Aamiin.

Bandar Lampung, Februari 2015

Filya Rizky Lestari

xiii

DAFTAR ISI

Halaman
ABSTRAK ……………………………………………….…… ..............

i

ABSTRACT ……………………………………………….…… ............

ii

HALAMAN JUDUL …………………………………………….…… ..

iii

PERSETUJUAN ……………………………………………….…….....

iv

PENGESAHAN ……………………………………………….…… ......

v

PERNYATAAN ……………………………………………….…… ......

vi

RIWAYAT HIDUP ……………………………………………….……

vii

PERSEMBAHAN ……………………………………………….……...

ix

MOTO ……………………………………………….…… .....................

x

SANWACANA ……………………………………………….…… .......

xi

DAFTAR ISI ……………………………………………….…… ...........

xiv

DAFTAR TABEL ……………………………………………….…… ..

xviii

DAFTAR LAMPIRAN ............................................................................

xix

DAFTAR GAMBAR ……………………………………………….… ..

xx

BAB I PENDAHULUAN
1.1. LatarBelakang……………………………………………….……

1

1.2. Tujuan ................…………………………………………………

3

1.3. Batasan Masalah …….……………………………………………

3

BAB II GEOLOGI REGIONAL
2.1. Kerangka Tektonik . ………………………...……………………

4

2.2. Stratigrafi Regional
2.2.1. Bataun Dasar ...................................................................
2.2.2. Formasi Lahat .................................................................
2.2.3. Formasi Talang Akar ......................................................
2.2.4. Formasi Baturaja .............................................................
2.2.5. Formasi Gumai ................................................................
2.2.6. Foramsi Air Benakat .......................................................
2.2.7. Formasi Muara Enim ......................................................
2.2.8. Formasi Kasai .................................................................
2.2.9. Sedimen Kuarter .............................................................

10
11
11
12
12
12
13
13
14

2.3. Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan
2.3.1. Bataun Induk/ Source Rock .............................................
2.3.2. Reservoar ........................................................................
2.3.3. Batuan Penutup/ Seal Rock .............................................
2.3.4. Jebakan/ Trap ..................................................................
2.3.5. Migrasi ............................................................................

15
16
17
17
18

BAB III TEORI DASAR
3.1. Resolusi Vertikal ..........................................................................

19

3.2. Konsep Dasar Seismik Refleksi ...................................................

20

3.3. Sifat Fisis Batuan
3.3.1. Densitas ...........................................................................
3.3.2. Kecepatan ........................................................................
3.3.3. Porositas ..........................................................................

21
22
23

3.4. Impedansi Akustik (IA) ..............................................................

25

3.5. Definisi dan Klasifikasi Atribut Seismik
3.5.1. Atribut Amplitudo ...........................................................
3.5.2. Atribut Sesaat (Instantaneous Attribute) ..........................
3.5.3. Atribut Jendela Frekuensi (Window Frequency Attributes)
3.5.4. Atribut Waktu (Time Attribute) ........................................

27
29
30
30

3.6. Analisis Multiatribut
3.6.1. Crossplot Atribut .............................................................
3.6.2. Regresi Linier Multiatribut .............................................
3.6.3. Validasi ...........................................................................

32
35
37

xv

3.7. Tinjauan Umum Well-logging
3.7.1. Log Sinar Gamma (Gamma Ray) ...................................
3.7.2. Log Densitas ...................................................................
3.7.3. Log Sonik ........................................................................
3.7.4. Log Neutron Porosity .......................................................
3.7.5. Log Resistivitas ...............................................................

42
42
43
43
44

3.8. Karakterisasi Reservoir ...............................................................

44

BAB IV METODOLIGI PENELITIAN
4.1. Waktu dan Tempat Penelitian .....................................................

46

4.2. Perangkat .....................................................................................

46

4.3. Pengolahan Data .........................................................................

47

4.4. Data Penelitian
4.4.1. Base Map (Lokasi Penelitian) .........................................
4.4.2. Data Seismik ...................................................................
4.4.3. Data Sumur .....................................................................
4.4.4. Well Seimic Tie .................................................................
4.4.5. Picking Horizon ...............................................................
4.4.6. Proses Multiatribut ..........................................................
4.4.7. Proses Slice ......................................................................

49
49
50
51
52
53
53

BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN
5.1. Analisis Zona Target ...................................................................

55

5.2. Analisis Tuning Thickness ..........................................................

56

5.3. Analisis Well Seismic Tie ............................................................

58

5.4. Hasil Picking Horizon .................................................................

61

5.5. Analisis Seismik Multiatribut
5.5.1. Prediksi Gamma Ray .......................................................
5.5.2. Prediksi Neutron Porosity ...............................................
5.5.3. Prediksi Density ..............................................................
5.5.4. Prediksi P-wave ...............................................................
5.5.5. Analisis Window Target .................................................

63
68
71
74
77

5.6. Interpretasi ..................................................................................

77

xvi

BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN
6.1. Kesimpulan .................................................................................

90

6.2. Saran ...........................................................................................

91

DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN

xvii

DAFTAR TABEL

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

24

Tabel 2. Kegiatan Penelitian ..................................................................

46

Tabel 3. Data sumur dan log ..................................................................

50

Tabel 4. Hasil well seismic tie menggunakan statistical wavelet ...........

52

Tabel 5. Kedalaman Zona Target TAF- Y1b ..........................................

56

Tabel 6. Analisis tuning thickness ..........................................................

57

Tabel 7. Multiatribut yang digunakan log gamma ray ...........................

64

Tabel 8. Multiatribut yang digunakan log neutron porosity ...................

68

Tabel 9. Multiatribut yang digunakan log density ..................................

71

Tabel 10. Multiatribut yang digunakan log p-wave ..................................

74

DAFTAR LAMPIRAN

Halaman
Lampiran 1. Lembar Pengesahan Pembimbing Lapangan .........................
Lampiran 2. Overlay slice NR antara penampang gamma ray, density,
neutron porosity, dan p-wave ...............................................

94
95

DAFTAR GAMBAR

Halaman
Gambar 1.

Gambar 2.

Gambar 3.

Posisi tektonik Cekungan Sumatera Selatan dan pembagian
subcekungan di Cekungan Sumatera Selatan (Laporan
Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013) ....................

4

Posisi Lapangan FRL diantara Limau Graben dan Lematang
Depression (Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset
2, 2013 dengan modifikasi) .................................................

7

Peta geologi Lapangan FRL dan jalur Antiklinorium Pendopo
Limau, dengan sesar turun berarah hampir utara selatan
(Laporan PT. PERTAMINA Asset 2, 2013) ........................
8

Gambar4a. Penampang utara-selatan perkembangan tektonik
Sedimentasi Limau dan sekitarnya pada Mid Miocene
(Pulunggono, 1986; dalam Laporan Internal PT.
PERTAMINA EP Asset 2, 2013) .........................................

9

Gambar 4b. Penampang utara-selatan perkembangan tektonik sedimentasi
sedimentasi Limau dan sekitarnya pada Late Miocene–
Upper Pliocene (Pulunggono, 1986; dalam Laporan
Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013) .....................
10
Gambar 5.

Gambar 6.

Gambar 7.

Gambar 8.

Kolomstratigrafi Sub Cekungan Palembang (Laporan
Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013) .....................

14

Petroleum system Cekungan Sumatera Selatan (Laporan
Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013) .....................

15

Efek interferensi yang berhubungan dengan batuan
dengan IA tinggi yang teletak pada batuan dengan
IA rendah (Badley, 1985) .....................................................

19

Porositas dan matrik suatu batuan (Koesoemadinata, 1978)

25

xx

Gambar 9.

Klasifikasi seismik atribut (Brown, 2000) ............................

27

Gambar 10. Ilustrasi penghitungan Amplitudo RMS (Sukmono, 1999) ..

28

Gambar 11. Penulisan tras kompleks dalam bentuk polar .......................

29

Gambar 12. Conventional cross-plotantara „log target‟ dan “atribut
seismik” ................................................................................

33

Gambar 13. Penerapan transformasi non-linier terhadap target dan
atribut mampu meningkatkan korelasi diantara keduanya ...

35

Gambar 14. Contoh kasus tiga atribut seismik, tiap sampel log target
dimodelkan sebagai kombinasi linier dari sampel atribut
pada interval waktu yang sama .............................................

36

Gambar 15. Plot dari prediksi error terhadap jumlah atribut yang
digunakan dalam transformasi. secara matemastis kurva
turun secara asimptotis..........................................................

38

Gambar 16. Ilustrasi cross-validasi ..........................................................

39

Gambar 17. Validasi eror .........................................................................

41

Gambar 18. Diagram alir pengolahan data ..............................................

48

Gambar 19. Lokasi sumur daerah penelitian ...........................................

49

Gambar 20. Data seg-y PSTM ..................................................................

50

Gambar 21. Zona target daerah penelitian sumur NR-1 ...........................

56

Gambar 22. Amplitude spectrum ..............................................................

57

Gambar 23. Hasil geometri dan amplitudo ekstrak wavelet sumur NR-1.

58

Gambar 24. Hasil well tie sumur NR-1 pada xline 10237 dan inline
2195 ......................................................................................

59

Gambar 25. Hasil well tie sumur NR-3 pada xline 10219 dan inline
2165 ......................................................................................

59

Gambar 26. Hasil well tie sumur NR-5 pada xline 10199 dan inline
2195 ......................................................................................

60

Gambar 27. Hasil well tie sumur NR-7 pada xline 10204 dan inline
2114 ......................................................................................

60

xxi

Gambar 28. Hasil picking horizon pada sumur NR-1 dan NR-5 inline
2195 ......................................................................................

61

Gambar 29. Time map (a) layer BRF_bot dan (b) layer NR ...................

62

Gambar 30. Data input multiatribut .........................................................

64

Gambar 31. Kurva gamma ray (a) tes operator length, (b) pemilihan atribut
berdasarkan operator length yang terpilih ...........................
65
Gambar 32. Crossplot gamma ray ...........................................................

65

Gambar 33. Validasi error dengan log target gamma ray .......................

66

Gambar 34. Volume pseudo gamma ray inline 2195 ..............................

67

Gambar 35. Kurva neutron porosity (a) tes operator length, (b) pemilihan
atribut berdasarkan operator length yang terpilih ...............
68
Gambar 36. Crossplot neutron porosity ..................................................

69

Gambar 37. Validasi error dengan log target neutron porosity ..............

69

Gambar 38. Volume pseudo neutron porosity inline 2195 ......................

70

Gambar 39. Kurva density (a) tes operator length, (b) pemilihan atribut
berdasarkan operator length yang terpilih ...........................

72

Gambar 40. Crossplot density ..................................................................

72

Gambar 41. Validasi error dengan log target density ..............................

72

Gambar 42. Volume pseudo density inline 2195 .....................................

73

Gambar 43. Kurva p-wave (a) tes operator length, (b) pemilihan atribut
berdasarkan operator length yang terpilih ...........................

74

Gambar 44. Crossplot p-wave .................................................................

75

Gambar 45. Validasi error dengan log target p-wave .............................

75

Gambar 46. Volume pseudo p-wave inline 2195 .....................................

76

Gambar 47. Analisis windiw target pada log gamma ray dengan acuan
horizon NR ...........................................................................

77

Gambar 48. Peta slice NR gamma ray dengan nilai antara 95-120 API
yang mengidentifikasikan nilai low gamma ray ..................

79

xxii

Gambar 49. Peta slice NR density dengan nilai antara 2.48-2.55 g/cc
yang mengidentifikasikan nilai low density .........................

80

Gambar 50. Peta slice NR neutron porosity dengan nilai antara 17-20 %
yang mengidentifikasikan nilai high neturon porosity .... ...

81

Gambar 51. Peta slice NR p-wave dengan nilai antara 3400-3750 m/s
yang mengidentifikasikan nilai high p-wave .......................

82

Gambar 52. Peta zona pengembangan slice NR gamma ray dengan nilai
antara 90-100 API yang mengindikasikan nilai low gamma
ray ........................................................................................

84

Gambar 53. Peta zona pengembangan slice NR density dengan nilai antara
2.46- 2.52 g/cc yang mengeindikasikan nilai low density ...
85
Gambar 54. Peta zona pengembangan slice NR neutron porosity dengan
nilai antara 20- 23 % yang mengeindikasikan nilai high
neutron porosity ...................................................................

86

Gambar 55. Peta zona pengembangan slice NR p-wave dengan nilai antara
2800- 3450 m/s yang mengeindikasikan nilai high p-wave ..
87
Gambar 56. Peta pengendapan batupasir (a) berdasarkan nilai gamma ray,
(b) berdasarkan nilai density ................................................
88
Gambar 57. South Sumatera Basin Basement Surface ............................

89

Gambar 58. South Sumatera Basin Regional Depositional daerah Lower
Talangakar ...........................................................................

89

xxiii

BAB I
PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang
Tahap ekplorasi merupakan tahap yang sangat penting dalam industri migas.
Pada tahap ini kita meneliti kemungkinan kehadiran hidrokarbon dengan
pendekatan secara geologi dan geofisika. Geologi berperan dalam melakukan
interpretasi secara umum yang meliputi studi geologi regional, stratigrafi, analisis
cekungan, kehadiran source rock, reservoar, seal, jalur migrasi, dan sebagainya.
Setelah semua data diperoleh, mulai dari data seismik, sumur wild cat, interpretasi
geologi, dan sampai pada tahap rencana penempatan lokasi sumur eksplorasi
berikutnya. Sumur ini diharapkan selain menghasilkan data baru yang lebih akurat
juga diharapkan mampu memproduksi hidrokarbon. Peran geofisika disini adalah
memberikan gambaran physical properties reservoar dengan cakupan yang luas,
sehingga lokasi sumur berikutnya dapat ditentukan. Untuk mendapatkan
gambaran lokasi sumur yang baik atau secara geologi lokasi tersebut mempunyai
porositas dan permeabilitas yang tinggi, maka perlu dilakukan karakterisasi
reservoar.
Metode seismik banyak digunakan untuk memberikan gambaran lapisan di
bawah permukaan sebagai gambaran geologi bawah permukaan dan sifat– sifat
batuan reservoar. Berbagai metode juga dikembangkan untuk melakukan

2

interpretasi sebagai tahap akhir dalam mendapatkan gambaran atau deskripsi
keadaan

bawah

permukaan.

Kemajuan

teknologi

memungkinkan

untuk

melakukan gambaran litologi reservoar hidrokarbon secara lebih akurat dengan
memadukan data lapangan yang didapat dengan metode yang paling tepat untuk
keadaan data tersebut. Interpretasi seismik merupakan salah satu tahapan yang
penting dalam eksplorasi hidrokarbon dimana dilakukan pengkajian, evaluasi,
pembahasaan data seismik hasil pemrosesan kedalam kondisi geologi yang
mendekati kondisi geologi bawah permukaan sebenarnya agar lebih mudah untuk
dipahami. Pada tahapan interpretasi seismik ini dibutuhkan pengetahuan dasar
yang baik dari ilmu geofisika dan geologi mengenai keberadaan dan karakterisasi
sebuah reservoar hidrokarbon.
Atribut seismik merupakan ukuran kuantitatif dari karakteristik seismik.
Kelebihan dari atribut seismik ini dapat mencirikan karakteristik statis dan
dinamis pada daerah reservoar yang terkait dengan deposisi hidrokarbon,
generation, migration dan trap. Metode seismik atribut merupakan salah satu
metode untuk menganalisis karakteristik reservoar dalam eksplorasi hidrokarbon.
Karakterisasi reservoar didefinisikan sebagai proses untuk menggambarkan
karakter reservoar secara kualitatif dan kuantitatif dengan menggunakan semua
data yang ada. Atribut seismik sering diterapkan pada analisis eksplorasi dengan
menggunakan data seismik. Kenyataannya, tidak satupun atribut seismik yang
dapat mengungkapkan seluruh jenis litologi suatu lapisan, sehingga diperlukan
kombinasi

dari

berbagai

atribut

(multi-atribut)

dan

data

lain

untuk

menggambarkan karakteristik reservoar.
Oleh sebab itu, penulis berkeinginan untuk menjadikan tema ini sebagai

3

bahan tugas akhir yang meliputi analisis, penelitian dan investigasi dalam
kerangka metode geofisika, dan hal tersebut dapat diperoleh melalui dunia
industri yang berkaitan dengan bidang Teknik Geofisika. Dengan harapan
melakukan Tugas Akhir di perusahaan dapat memberikan pengalaman dan
kesempatan berharga bagi mahasiswa sebelum masuk ke dunia kerja.

1.2. Tujuan
Tujuan penelitian dari Tugas Akhir yang akan dilakukan adalah :
1.

Mendapatkan zona prospek hidrokarbon berdasarkan analisis multiatribut
seismik pada daerah penelitian,

2.

Mengetahui sebaran reservoar berdasarkan properti batuan (gamma ray,
density, p-wave, dan neutron porosity) yang terdapat pada layer NR,

3.

Mendapatkan zona batupasir reservoar hidrokarbon dalam layer NR pada
daerah penelitian.

1.3. Batasan Masalah
Dalam pelaksanaan penelitian Tugas Akhir ini pembahasaan dibatasi pada
pengaplikasian metode seismik mutliatribut dalam menentukan distribusi
reservoar hingga proses identifikasi karakteristik reservoar dari properti batuan
(gamma ray, density, neutron porosity, dan p-wave).

BAB II
GEOLOGI REGIONAL

2.1. Kerangka Tektonik

(a)

5

(b)
Gambar 1. Posisi tektonik Cekungan Sumatera Selatan dan pembagian
subcekungan di Cekungan Sumatera Selatan (Laporan Internal
PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013)
Secara tektonik Lapangan FRL terletak di Cekungan Sumatra Selatan yang
merupakan Cekungan Busur Belakang (Back Arc Basin) Tersier yang terletak
sepanjang sisi barat dan selatan dari Dataran Sunda (Gambar 1). Cekungan
Sumatra Selatan terbentuk oleh dua sub- cekungan, Sub Cekungan Palembang
Tengah dan Jambi. Struktur geologi Lapangan FRL menunjukkan jalur
antiklinorium Pendopo-Limau diantara Lematang Depression (Muara Enim Deep)

6

dan Lembak Deep atau dikenal juga dengan Limau Graben (Gambar 2) yang
merupakan suatu depresi bagian dari Sub Cekungan Palembang Selatan.
Cekungan Busur Belakang Sumatra Selatan terbentuk selama fasa
pemekaran (extensional) Kapur Akhir-Tersier Awal setelah fasa kompresi Jura
Akhir- Kapur Awal. Fasa rifting selama Oligosen memungkinkan pengendapan
sedimen Formasi Lemat. Sedimentasi pada saat itu terjadi pada lingkungan
pengendapan alluvial fan, lacoustrine, dan fluvial setting di dalam sistem half
graben Lematang Trough dan Limau Graben. Subsidence secara cepat akibat
sesar aktif telah memungkinkan terbentuknya danau pada bagian dalam dari
graben. Hasil investigasi sebelumnya memperlihatkan bahwa endapan shale
didalam lingkungan danau ini merupakan batuan induk (source rock) pada
sebagian besar lapangan minyak dan gas di sekitar depresi ini.
Ketidakselarasan miring (angular unconformity) yang terjadi pada Oligosen
Akhir memisahkan Formasi Lemat dengan Formasi Talangakar yang berada
diatasnya. Ketidakselarasan ini menandai dimulainya fasa pengisian (sag phase)
dalam cekungan. Batupasir kuarsa formasi ini diendapkan pada lingkungan
braided stream yang secara berangsur kearah atas berubah menjadi lingkungan
pengendapan laut dangkal. Formasi Talangakar merupakan reservoar utama
penghasil hidrokarbon di cekungan ini. Sedimentasi terus berlanjut sampai
Miosen

Tengah

dalam

lingkungan

pengendapan

deep

marine

dengan

diendapkannya shale dari Formasi Telisa/Gumai. Secara lokal, endapan
calcarenite Baturaja Limestone berkembang mulai Miosen Tengah, fasa regresi
menggantikan fasa transgresi dengan diendapkannya sedimen laut dangkal dari
Formasi Air Benakat (Miosen Tengah bagian akhir) dan endapan rawa- darat

7

Formasi Muara Enim (Miosen Akhir).
Lapangan FRL merupakan Antiklinorium, yang memanjang barat- timur
yang dipisahkan oleh patahan turun dengan arah relatif utara- selatan (Gambar 3).

FRL

Gambar 2. Posisi Lapangan FRL diantara Limau Graben dan Lematang
Depression (Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2,
2013 dengan modifikasi)

8

Gambar 3. Peta geologi Lapangan FRL dan jalur Antiklinorium PendopoLimau, dengan sesar turun berarah hampir utara selatan
(Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013)
Menurut

Pulunggono

(1986),

kompresi

Plio-Pleistosen

membentuk

konfigurasi struktural seperti sekarang ini. Pada saat itu terjadi pembalikan
struktural di sebagian cekungan, dan bersamaan dengan itu diendapkan material
vulkanik Formasi Kasai Tuff di daerah rendahan. Penampang perkembangan
tektonik sedimentasi Struktur Limau dan sekitarnya (Gambar 4a dan Gambar 4b).

9

Gambar 4a. Penampang utara-selatan perkembangan tektonik sedimentasi
Limau dan sekitarnya pada Mid Miocene (Pulunggono, 1986;
dalam Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013)

10

Gambar 4b. Penampang utara-selatan prekembangan tektonik sedimentasi
Limau dan sekitarnya pada Late Miocene – Upper Pliocene
(Pulunggono, 1986; dalam Laporan Internal PT. PERTAMINA
EP Asset 2, 2013)

2.2. Stratigrafi Regional
2.2.1. Batuan Dasar
Menurut Simanjuntak, dkk. (1991), batuan Pra-Tersier atau basement
terdiri dari kompleks batuan Paleozoikum dan batuan Mesozoikum, batuan
metamorf, batuan beku, dan batuan karbonat. Batuan Paleozoikum akhir dan
batuan Mesozoikum tersingkap dengan baik di Bukit Barisan, Pegunungan
Tigapuluh dan Pegunungan Duabelas berupa batuan karbonat berumur
permian, granit dan filit. Batuan dasar yang tersingkap di Pegunungan
Tigapuluh terdiri dari filit yang terlipat kuat berwarna kecoklatan berumur
permian. Lebih ke arah utara tersingkap granit yang telah mengalami
pelapukan kuat. Warna pelapukan adalah merah dengan butir- butir kuarsa
terlepas akibat pelapukan tersebut. Kontak antara granit dan filit tidak

11

teramati karena selain kontak tersebut tertutupi pelapukan yang kuat, daerah
ini juga tertutup hutan yang lebat. Umur granit adalah Jura. Hal ini berarti
granit mengintrusi batuan filit.

2.2.2. Formasi Lahat
Formasi Lahat diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar,
merupakan lapisan dengan tebal 200 m – 3.350 m yang terdiri dari
konglemerat, tufan, breksi vulkanik andesitik, endapan lahar, aliran lava, dan
batupasir kuarsa. Formasi ini memiliki tiga anggota, yaitu :
 Anggota Tuf Kikim Bawah, terdiri dari tuf andesitik, breksi, dan
lapisan lava. Ketebalan anggota ini bervariasi, antara 0 - 800 m.
 Anggota Batupasir Kuarsa, diendapkan secara selaras diatas anggota
pertama. Terdiri

dari

konglomerat

dan

batupasir

berstruktur

crossbedding. Butiran didominasi oleh kuarsa.
 Anggota Tuf Kikim Atas, diendapkan secara selaras dan bergradual di
atas Anggota Batupasir Kuarsa. Terdiri dari tuf dan batu lempung
tufan berselingan dengan endapan mirip lahar.
Formasi Lahat berumur Paleosen hingga Oligosen Awal.

2.2.3. Formasi Talangakar
Formasi Talangakar pada Sub Cekungan Jambi terdiri dari batulanau,
batupasir, dan sisipan batubara yang diendapkan pada lingkungan laut
dangkal hingga transisi. Menurut Pulunggono (1976), Formasi Talangakar
berumur Oligosen Akhir hingga Miosen Awal dan diendapkan secara selaras

12

diatas Formasi Lahat. Bagian bawah formasi ini terdiri dari batupasir kasar,
serpih, dan sisipan batubara. Sedangkan di bagian atasnya berupa perselingan
antara batupasir dan serpih. Ketebalan Formasi Talangakar berkisar antara
400 m – 850 m.

2.2.4. Formasi Baturaja
Formasi ini diendapkan secara selaras diatas Formasi Talangakar
dengan ketebalan antara 200 m - 250 m. Litologi terdiri dari batu gamping,
batu gamping terumbu, batu gamping pasiran, batu gamping serpihan, serpih
gampingan, dan napal kaya foraminifera, moluska, dan koral. Formasi ini
diendapkan pada lingkungan litoral- neritik dan berumur Miosen Awal.

2.2.5. Formasi Gumai
Formasi Gumai diendapkan secara selaras diatas Formasi Baturaja
dimana formasi ini menandai terjadinya transgresi maksimum di Cekungan
Sumatera Selatan. Bagian bawah formasi ini terdiri dari serpih gampingan
dengan sisipan batu gamping, napal, dan batulanau. Sedangkan di bagian
atasnya berupa perselingan antara batupasir dan serpih. Ketebalan formasi ini
secara umum bervariasi antara 150 m – 2.200 m dan diendapkan pada
lingkungan laut dalam. Formasi Gumai berumur Miosen Awal-Miosen
Tengah.

2.2.6. Formasi Air Benakat
Formasi Air Benakat diendapkan secara selaras diatas Formasi Gumai

13

dan merupakan awal terjadinya fasa regresi. Formasi ini terdiri dari batu
lempung putih kelabu dengan sisipan batupasir halus, batupasir abu-abu
hitam kebiruan, glaukonitan setempat berkomposisi lignit dan di bagian atas
berkomposisi tufan sedangkan bagian tengah kaya akan fosil foraminifera.
Ketebalan Formasi Air Benakat bervariasi antara 100 m -1300 m dan berumur
Miosen Tengah-Miosen Akhir . Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut
dangkal.

2.2.7. Formasi Muara Enim
Formasi Muara Enim mewakili tahap akhir dari fasa regresi tersier.
Formasi ini diendapkan secara selaras diatas Formasi Air Benakat pada
lingkungan laut dangkal, paludal, dataran delta, dan non marin. Ketebalan
formasi ini 500 m – 1.000m, terdiri dari batupasir, batu lempung, batu lanau,
dan batubara. Batupasir pada formasi ini dapat mengandung glaukonit dan
debris vulkanik. Pada formasi ini terdapat oksida besi berupa konkresikonkresi dan silisified wood. Sedangkan batubara yang terdapat pada formasi
ini umumnya berupa lignit. Formasi Muara Enim berumur Miosen Akhir–
Pliosen Awal.

2.2.8. Formasi Kasai
Formasi Kasai diendapkan secara selaras diatas Formasi Muara Enim
dengan ketebalan 850 m – 1.200 m. Formasi ini terdiri dari batupasir tufan
dan tefra riolitik di bagian bawah. Bagian atas terdiri dari tuf pumice kaya
kuarsa, batupasir, konglomerat, tuf pasiran dengan lensa rudit berkomposisi

14

pumice dan tuf berwarna abu- abu kekuningan, banyak dijumpai sisa
tumbuhan dan lapisan tipis lignit serta kayu yang terkersikkan. Fasies
pengendapannya adalah fluvial dan alluvial fan. Formasi Kasai berumur
Pliosen Akhir-Plistosen Awal.

2.2.9. Sedimen Kuarter
Satuan ini merupakan litologi termuda yang tidak terpengaruh oleh
orogenesa Plio-Plistosen. Golongan ini diendapkan secara tidak selaras diatas
formasi yang lebih tua yang terdri dari batupasir, fragmen- fragmen
konglemerat berukuran kerikil hingga bongkah, hadir batuan vulkanik
andesitik-basaltik berwarna gelap. Satuan ini berumur resen.

ZONA PENELITIAN

Gambar 5. Kolom stratigrafi Sub Cekungan Palembang (Laporan Internal
PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013)

15

2.3. Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan
Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan yang produktif sebagai
penghasil minyak dan gas. Hal itu dibuktikan dengan banyaknya rembesan
minyak dan gas yang dihubungkan oleh adanya antiklin. Letak rembesan ini
berada di kaki bukit Gumai dan pegunungan Barisan. Sehingga dengan adanya
peristiwa rembesan tersebut, dapat digunakan sebagai indikasi awal untuk
eksplorasi adanya hidrokarbon yang berada di bawah permukaan berdasarkan
petroleum system.

Gambar 6. Petroleum system cekungan Sumatera Selatan. (Laporan Internal
PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013)

2.3.1. Batuan Induk / Source Rock
Hidrokarbon pada Cekungan Sumatera Selatan diperoleh dari batuan
induk lacustrine Formasi Lahat dan batuan induk terrestrial coal dan coaly
shale pada Formasi Talangakar. Batuan induk lacustrine diendapkan pada
kompleks half-graben, sedangkan terrestrial coal dan coaly shale secara luas

16

pada batas half-graben. Selain itu pada batu gamping Formasi Baturaja dan
shale dari Formasi Gumai memungkinkan juga untuk dapat menghasilkan
hirdrokarbon pada area lokalnya (Bishop, 2001). Gradien temperatur di
cekungan Sumatera Selatan berkisar 49° C/Km. Gradien ini lebih kecil jika
dibandingkan dengan cekungan Sumatera Tengah, sehingga minyak akan
cenderung berada pada tempat yang dalam. Formasi Baturaja dan Formasi
Gumai berada dalam keadaan matang hingga awal matang pada generasi gas
termal di beberapa bagian yang dalam dari cekungan, oleh karena itu
dimungkinkan untuk menghasilkan gas pada petroleum system (Bishop,
2001).

2.3.2. Reservoar
Dalam Cekungan Sumatera Selatan, beberapa formasi dapat menjadi
reservoar yang efektif untuk menyimpan hidrokarbon, antara lain adalah pada
basement, Formasi Lahat, Formasi Talangakar, Formasi Baturaja, dan
Formasi Gumai. Sedangkan untuk sub cekungan Palembang Selatan, produksi
hidrokarbon terbesar berasal dari Formasi Talangakar dan Formasi Baturaja.
Basement yang berpotensi sebagai reservoar terletak pada daerah uplifted dan
paleohigh yang didalamnya mengalami rekahan dan pelapukan. Batuan pada
basement ini terdiri dari granit dan kuarsit yang memiliki porositas efektif
sebesar 7 %. Untuk Formasi Talangakar secara umum terdiri dari quarzone
sandstone, siltstone, dan pengendapan shale. Sehingga pada sandstone sangat
baik untuk menjadi reservoar. Porositas yang dimiliki pada Formasi
Talangakar berkisar antara 15-30 % dan permeabilitasnya sebesar 5 Darcy.

17

Formasi Talangakar diperkirakan mkijkengandung 75% produksi minyak dari
seluruh Cekungan Sumatera Selatan (Bishop, 2001). Pada reservoar karbonat
Formasi Baturaja, pada bagian atas merupakan zona yang porous
dibandingkan dengan bagian dasarnya yang relatif ketat (tight). Porositas
yang terdapat pada Formasi Baturaja berkisar antara 10-30 % dan
permeabilitasnya sekitar 1 Darcy.
2.3.3. Batuan Penutup / Seal Rock
Batuan penutup Cekungan Sumatra Selatan secara umum berupa
lapisan shale cukup tebal, yang berada di atas reservoar Formasi Talangakar
dan Gumai itu sendiri (intraformational seal rock). Seal pada reservoar
batugamping, Formasi Baturaja juga berupa lapisan shale yang berasal dari
Formasi Gumai. Pada reservoar batupasir Formasi Air Benakat dan
Muaraenim, shale yang bersifat intraformational juga menjadi seal rock yang
baik untuk menjebak hidrokarbon.
2.3.4. Jebakan / Trap
Jebakan hidrokarbon utama diakibatkan oleh adanya antiklin dari arah
Barat Laut ke Tenggara dan menjadi jebakan yang pertama dieksplorasi.
Antiklin ini dibentuk akibat adanya kompresi yang dimulai saat awal miosen
dan berkisar pada 2-3 juta tahun yang lalu (Bishop, 2001). Selain itu jebakan
hidrokarbon pada Cekungan Sumatra Selatan juga diakibatkan karena
struktur. Tipe jebakan struktur pada Cekungan Sumatra Selatan secara umum
dikontrol oleh struktur-struktur tua dan struktur lebih muda. Jebakan struktur
tua ini berkombinasi dengan sesar naik sistem wrench fault yang lebih muda.

18

Jebakan sturktur tua juga berupa sesar normal regional yang menjebak
hidrokarbon. Sedangkan jebakan struktur yang lebih muda terbentuk
bersamaan dengan pengangkatan akhir Pegunungan Barisan (Pliosen sampai
Plistosen).
2.3.5. Migrasi
Migrasi hidrokarbon ini terjadi secara horizontal dan vertikal dari
source rock serpih dan batubara pada Formasi Lahat dan Talangakar. Migrasi
horizontal terjadi di sepanjang kemiringan slope, yang membawa hidrokarbon
dari source rock dalam kepada batuan reservoar dari Formasi Lahat dan
Talangakar sendiri. Migrasi vertikal dapat terjadi melalui rekahan-rekahan
dan daerah sesar turun mayor. Terdapatnya resapan hidrokarbon di dalam
Formasi Muara Enim dan Air Benakat adalah sebagai bukti yang
mengindikasikan adanya migrasi vertikal melalui daerah sesar kala Pliosen
sampai Plistosen.

BAB III
TEORI DASAR

3.1. Resolusi Vertikal
Resolusi didefinisikan sebagai jarak minimum antara dua obyek yang dapat
dipisahkan oleh gelombang seismik dan berhubungan erat dengan fenomena
interferensi. Sebagai contoh, pada Gambar 7. ditunjukkan tubuh batugamping
berkecepatan

tinggi

yang

membaji

kedalam

tubuh

batulempung

yang

berkecepatan lebih rendah.

Gambar 7. Efek interferensi yang berhubungan dengan batuan dengan IA
tinggi yang teletak pada batuan dengan IA rendah (Badley,
1985)
Ketebalan minimum tubuh batuan untuk dapat memberikan refleksi sendiri
bervariasi dari 1/8  –1/30 . Resolusi vertikal dari suatu tubuh batuan setara
dengan ¼ panjang gelombang dalam waktu tempuh bolak-balik. Hanya lapisan

20

dengan ketebalan diatas ¼ λ yang dapat dibedakan oleh gelombang seismik
(Badley, 1985), ketebalan ini disebut ketebalan tuning. Dengan bertambahnya
kedalaman, dimana kecepatan bertambah tinggi dan frekuensi bertambah kecil,
maka ketebalan tuning juga akan bertambah besar.

3.2. Konsep Dasar Seismik Refleksi
Pengertian secara lebih 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. 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;

Kr 

 i 1 Vi 1   i Vi
Z  Zi
 i 1
 i 1 Vi 1   i Vi
Z i 1  Z i

(3.1)

21

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

(3.2)

dengan, St adalah seismogram seismik, Wt adalah wavelet seismik, dan rt adalah
reflektivitas lapisan bumi. Persamaan (3.2) dilakukan penyederhanaan dengan
mengasumsi komponen bising nol. Seismogam sintetik dibuat berdasarkan
wavelet yang digunakan pada persamaan diatas. 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.

3.3. Sifat Fisika Batuan
3.3.1.

Densitas
Densitas merupakan sifat fisis yang secara signifikan dipengaruhi

oleh porositas. Jika distribusi densitas batuan dibawah permukaan diketahui,

22

maka secara potensial informasi perlapisan dapat diketahui. Besarnya
densitas batuan porous yang disusun oleh mineral dan fluida yang seragam
dapat diperoleh dengan menggunakan persamaan (Wyllie, 1956):
(3.3)
dengan, ρb adalah densitas bulk batuan,
adalah densitas matrik batuan, dan

adalah porositas batuan,
adalah densitas fluida. Dapat

dipahami bahwa densitas turun lebih cepat pada reservoar yang terisi gas
dibanding reservoar yang terisi minyak. Besarnya densitas batuan suatu
material

dipengaruhi

oleh:

(1).

Jenis

dan

jumlah

mineral

serta

persentasenya, (2). Porositas batuan, dan (3) Fluida pengisi rongga. Nilai
densitas turun lebih cepat pada reservoar gas dibandingkan pada reservoar
minyak. Karena nilai densitas sangat berpengaruh pada nilai kecepatan
primer dan sekunder serta AI, maka nilai densitas tersebut akan berperan
penting p