ANALISIS PERSEBARAN BATUPASIR YANG DIDUGA …digilib.unila.ac.id/31789/20/Skripsi Full Teks Tanpa...

i

ANALISIS PERSEBARAN BATUPASIR YANG DIDUGA

MENGANDUNG HIDROKARBON DENGAN METODE

INVERSI SIMULTAN, EXTENDED ELASTIC IMPEDANCE

(EEI) DAN CURVED PSEUDO-ELASTIC IMPEDANCE (CPEI)

PADA LAPANGAN ALFAN CEKUNGAN BONAPAR6TE.

(Skripsi)

Oleh

Alfan Hidayah Kusuma

KEMENTERIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

UNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2018

i

ANALYSIS OF HIDROCARBON SANDSTONE SPREAD USING

SIMULTANEOUS INVERSION, EXTENDED ELASTIC IMPEDANCE

(EEI) AND CURVED PSEUDO-ELASTIC IMPEDANCE (CPEI) ON

ALFAN FIELD BONAPARTE BASIN.

By

Alfan Hidyah Kusuma

ABSTRACT

Extended Elastic Impedance (EEI) is a method that can be used to connect

seismic data with elastic parameters by applying the principle of angular

rotation. From these methods will be obtained seismic volume of various

elastic parameters and reservoir parameters. This research also involves the

inversion of Curved Pseudo-elastic impedance (CPEI which is able to solves

the problem in describing the spread of fluid in the study area. EEI inversion

resulted the seismic volume of Lambdha-Rho (λρ), Mu-Rho (μρ), Poisson's

Ratio (ρ ), Gamma Ray (GR) which used to detect the spread of lithology and

fluid, while from CPEI inversion results obtained water saturation volume to

see the spread of hydrocarbons in the study area. From the research we can

know that both of inversion is able to distinguish the spread of tight sand

lithology, shale, water sand, gas sand, and porous sand. The presence of gas

sand distribution can be identified with GR = 20-40 API, λρ = 0-70 GPA * gr /

cc, μρ> 80 GPA * g / cc, σ = 0 -15 unitless and indigo Sw = 0-40% .The tight

sand lithology has GR value = 40-70 API, λρ = 70-80 GPA * gr / cc, σ => 0.4

unitless, shale lithology has value: GR> 90 API , μρ <30 GPA * gr / cc As

well as water sand showed with GR value = 20-40 API, λρ = 70-80 GPA * gr /

cc, σ = 0.25-0.3 unitless and Sw => 70%. From all result of interpretation

made map of sandstone spreading in field X with result that is, there are 2

reservoir layers in target zone .

Keywords: EEI Inversion, CPEI Inversion, Simultaneous Inversion,

Distribution Sand Reservoir

ii

ANALISIS PERSEBARAN BATUPASIR YANG DIDUGA MENGANDUNG

HIDROKARBON DENGAN METODE INVERSI SIMULTAN, EXTENDED

ELASTIC IMPEDANCE (EEI) DAN CURVED PSEUDO-ELASTIC

IMPEDANCE (CPEI) PADA LAPANGAN X CEKUNGAN BONAPARTE.

Oleh

Alfan Hidyah Kusuma

ABSTRAK

Metode Extended Elastic Impedance (EEI) merupakan metode yang dapat

digunakan untuk menghubungkan data seismik dengan parameter elastik

dengan menerapkan prinsip rotasi sudut. Dari metode tersebut nantinya akan

didapatkan volume seismik berbagai parameter elastik dan parameter

reservoar. Pada penelitian ini dilakukan juga inversi Curved Pseudo-elastic

Impedance (CPEI yang mampu menjawab permasalahan dalam

menggambarkan persebaran fluida di daerah penelitian. Dari hasil inversi EEI

didaptkan volume seismik Lambdha-Rho(λρ), Mu-Rho(μρ), Poisson’s

Rasio(σ), Gamma Ray (GR) yang digunakan untuk mendeteksi persebaran

litologi dan fluida, sedangkan dari hasil inversi CPEI didapatkan volume

saturasi air untuk melihat persebaran hidrokarbon pada area penelitian. Dari

penelitian yang dilakukan didaptkan hasil bahwa kedua inversi tersebut

mampu membedakan persebaran litologi tight sand, shale, water sand, gas

sand, dan porous sand. Adanya persebaran gas sand mampu diidentifikasi

dengan nilai GR = 20-40 API, λρ = 0-70 GPA*gr/cc, μρ > 80 GPA*g/cc, σ =

0-15 unitless dan nila Sw = 0-40% . Litologi tight sand memiliki nilai GR =

40-70 API, λρ = 70-80 GPA*gr/cc, σ = >0.4 unitless, litologi shale memiliki

nilai : GR > 90 API, μρ < 30 GPA*gr/cc. Serta water sand ditunjukan dengan

nilai GR = 20-40 API, λρ = 70-80 GPA*gr/cc, σ = 0.25-0.3 unitless dan nila

Sw = >70%. Dari semua hasil interpretasi tersebut dibuat peta persebaran batu

pasir pada lapangan X dengan hasil yakni, terdapat 2 lapisan reservoar pada

zona target penelitian.

Kata Kunci : Inversi EEI, Inversi CPEI, Inversi Simultan, Persebaran Batu

Pasir

iii

ANALISIS PERSEBARAN BATUPASIR YANG DIDUGA

MENGANDUNG HIDROKARBON DENGAN METODE

INVERSI SIMULTAN, EXTENDED ELASTIC IMPEDANCE

(EEI) DAN CURVED PSEUDO-ELASTIC IMPEDANCE (CPEI)

PADA LAPANGAN ALFAN CEKUNGAN BONAPARTE

(SKRIPSI)

Oleh

ALFAN HIDAYAH KUSUMA

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

UNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2018

iv

Pengesahan

vi

PERNYATAAN

Dengan ini saya menyatakan bahwa dalam skripsi ini tidak terdapat karya

yang pernah dilakukan orang lain, dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak

terdapat karya atau pendapat yang ditulis 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 sayam bersedia dikenai

sanksi sesuai dengan hukum yang berlaku.

Bandar Lampung, 16 Mei 2018

Penulis,


vii

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Lampung, pada tanggal 21 April 1

998, anak ke empat dari enam bersaudara dari pasangan

Bapak Eeng Kusuma dan Ibu Sri Yulianti. Riwayat

pendidikan formal penulis dimulai sejak sekolah dasar,

yakni SD Negeri 2 Sukamulya, Kec. Banyumas Kab.

Pringsewu, lalu Sekolah Menengah Pertama (SMP) 1

Banyumas, Kec. Banyumas Kab. Pringsewu, kemudian melanjutkan ke Sekolah

Menengah Atas (SMA) 1 Pringsewu, Kec. Pringsewu, Kab. Pringsewu.

Pada tahun 2014, penulis terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Geofisika

Fakultas Teknik Universitas Lampung melalui jalur SNMPTN. Selama menjadi

mahasiswa, penulis aktif di berbagai kegiatan organisasi kampus atau Unit

Kegiatan Mahasiswa (UKM), antara lain sebagai Anggota Bidang Sains dan

Teknologi (SAINTEK) Himpunan Mahasiswa (HIMA) TG Bhuwana (2015/2016

dan 2016/2017, Ketua Divisi Media dan Informasi Seksi Mahasiswa Ikatan Ahli

Geologi Indonesia (SM IAGI) (2016/2017), Staff Kewirausahaan Himpunan

Mahasiswa Geofisika Indonesia (HMGI) Regional Sumatera (2016/2017),

Anggota Course Division Society Exploration Geophysics (SEG) Student Chapter

Universitas Lampung (2016/2017 dan 2017/2018), dan Course Division American

8

Association Of Petroleum Geologists (AAPG) Student Chapter Universitas

Lampung (2016/2017 dan 2017/2018)

Dalam bidang akademik, penulis aktif mengikuti lomba maupun pertemuan ilmiah

di bidang geosaintis di tingkat nasional maupun internasional, antara lain sebagai

finalis Paper Competition dalam Gophysics Workshop Expo and Seminar

(GWES) oleh Universitas Lampung (2015), sebagai peserta Paper Competition

dalam South Asian Geosciences Student Conference (SAGSC) oleh Universitas

Gadjah Mada di Yogyakarta (2016), Top 10 Paper Competition dalam CELEBES

GEO SUMMIT oleh Universitas Hasanuddin Makassar (2016), dan sebagai

peserta lomba Geostudent Competition oleh UPN “Veteran” di Yogyakarta.

Dalam bidang keilmuan, penulis dipercaya menjadi Asisten Mata Kuliah Fisika

Teknik (2016), Asisten Mata Kuliah Matematika Teknik (2016) , Asisten

Praktikum Geologi Dasar (2016), Asisten Praktikum Well Logging (2017) dan

Asisten Praktikum Sesimik Stratigrafi (2018).

Dalam pengaplikasian ilmu di bidang Geofisika, penulis telah melaksanakan

Praktik Kerja Lapangan (PKL) di perusahaan minyak dan gas, yaitu Imbondeiro

Global Solution BLKP Tanggerang dengan judul “Karakterisasi Reservoar

Menggunakan Inversi Impedansi Akustik Model Based, Band Limited dan

Sparse Spike Studi Kasus Lapangan Stratton Texas. Penulis juga melakukan

penelitian Tugas Akhir di Kelompok Pengkajian Sumberdaya Hidrokarbon, KP3

Teknologi Eksplorasi PPPTMGB “LEMIGAS” Cipulir, Jakarta Selatan yang

digunakan sebagai skripsi yang berjudul “Analisis Persebaran Batupasir Yang

Diduga Mengandung Hidrokarbon Dengan Metode Inversi Simultan,

9

Extended Elastic Impedance (EEI) Dan Curved Pseudo-Elastic Impedance

(CPEI) Pada Lapangan Alfan Cekungan Bonaparte”.

x

Aku persembahkan karya ini untuk:

ALLAH Subhanahu wa Ta'ala

Rasulullah Muhammad Sallallahu 'Alaihi Wasalam

Orangtua yang luar biasa dan Terbaik Sedumia:

EENG KUSUMA &

SRI YULIANTI

Saudara- saudariku tersayang:

Ati Suryati Efendi

Yunita Efendi

Lusiana Dewi

Alfin Kusuma & Cantika Alzahra Kusuma

Dan almamaterku tercinta:

Universitas Lampung

xi

MOTTO

“Man jadda wa jada wa man saaro’ alard-darbi washola wa man

shabara zafira”

Siapa yang bersungguh-sungguh, dia akan berhasil, dan Siapa yang berjalan pada lintasan yang benar, maka dia akan sampai di tujuan yang

benar, dan siapa yang bersabar, akan beruntung

“Barang siapa keluar rumah untuk menuntut ilmu, maka ia dalam keadaan

jihad fisabilah hingga kembali”

(H.R. Tirmizi )

“Sejauh apapun kamu pergi tetap tanamkan Allah dalam hatimu”

(Alfan Hidayah Kusuma)

“Jangan takut untuk tidak dihormati, namun takutlah jika kamu tidak lagi

berharga”


“Jangan takut jika orang membencimu, takutlah ketika Allah membencimu”


xii

KATA PENGANTAR

Assalamu’alaikum Wr. Wb

Alhamdulillah, puji dan syukur penulis haturkan kepada Allah Subhanawata’ala

yang telah memberikan rahmat, nikmat serta karunia-Nya, sehingga penulis dapat

menyelesaikan skripsi yang berjudul “Analisis Persebaran Batupasir Yang

Diduga Mengandung Hidrokarbon Dengan Metode Inversi Simultan,

Extended Elastic Impedance (EEI) Dan Curved Pseudo-Elastic Impedance

(CPEI) Pada Lapangan Alfan Cekungan Bonaparte”. Skripsi ini ditulis

sebagai hasil dari kegiatan Penelitian Tugas Akhir yang dilakukan di Kelompok

Pengkajian Sumberdaya Hidrokarbon, KP3 Teknologi Eksplorasi PPPTMGB

“LEMIGAS” Cipulir, Jakarta Selatan

Skripsi ini merupakan syarat untuk menyelesaikan studi Strata-1 Teknik

Geofisika, Fakultas Teknik, Universitas Lampung. Penulis mengucapkan terima

kasih kepada seluruh pihak yang telah membantu dalam pembuatan skripsi ini.

Penulis sangat menyadari bahwa dalam penulisan ini banyak kekurangan. Oleh

sebab itu, penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang membangun agar

skripsi ini dapat menjadi pedoman yang baik bagi pembaca yang lain.

Penulis berharap semoga skripsi ini dapat bermanfaat bagi perkembangan ilmu

pengetahuan, ilmu geofisika khususnya.

Wassalamu’alaikum Wr. Wb.

Penulis

ALFAN HIDAYAH KUSUMA

xiii

SANWACANA

Banyak pihak yang telah berperan serta membantu penulis dalam menyelesaikan

skripsi ini, bukan saja dari segi keilmuan, tetapi juga dukungan moril maupun

materil. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih kepada:

1. Allah subhanahu wa ta'ala yang selalu ada memberikan kemudaha,

kesehatan dan kekuatan hingga penulis bisa menyelesaikan tugas akhir ini

Alhamdulillahilladzi bi ni'matihi tatimmus shalihaat.

2. Rasulullah Muhammad sallallahu 'alaihi wasalam yang menjadi patokanku

dalam berilmu, menjadi penuntunku akan kecintaanku kepada Allah.

Allahumma salli `ala muhammadin wa`ala ali muhammad.

3. Kedua orangtuaku, Ayah dan Ibu tercinta Bapak Eeng Kusuma dan Ibu

Sri Yulianti. Kalian merupakan Motivasi terbesar dalam hidupku untuk tetap

meraih mimpi, hingga dapat membahagiakan kalian. Kalian yang selalu ada

ketika aku berada dalam keterpurukan. Aku sangat bersyukur karna Allah

mengamanahkan kalian untuk menjadi orangtuaku. Teruslah sehat hingga aku

dapat membalas keringat yang kalian teteskan untukku.

4. Saudara-saudariku, Teh Ati & a’Ade, Teh yuyun & Mas Yuda, Teh dewi &

Mas Irull, dan Alfin & Cantika serta keluarga yang selalu memberi dukungan

baik material maupun spiritual.

5. Bapak Sulistiyono, S.T, M.Si. selaku pembimbing Tugas Akhir di LEMIGAS

yang selalu memberi ilmu dan arahannya. Terima Kasih atas ilmu yang Bapak

xiv

berikan, semoga menjadi amal jariyah sebagai pemberat amal kebaikan di

akhirat kelak.

6. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si., M.Si. selaku Pembimbing I dan dosen

Pembimbing Akademik yang telah banyak membantu, memberikan arahan

serta selalu mengingatkan dalam kebaikan baik pada saat kuliah maupun pada

saat penyusunan skripsi ini. Semoga bapak selalu diberikan kesehatan oleh

Allah.

7. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T. selaku Pembimbing II yang telah

banyak memberikan arahan, koreksi, motivasi, dan teguran demi kebaikan

penulis. Banyak ilmu yang saya dapatkan dari bapak baik dalam hal akademik

maupun tentang kehidupan. Terimakasih atas kepercayaan yang selama ini

telah bapak berikan kepada saya untuk dapat merasakan menjadi asisten dan

pengajar.

8. Bapak Dr. Muh Sarkowi, S.Si., M.Si. selaku Penguji yang telah banyak

memberikan kritik, saran, dan koreksi dalam penyusunan skripsi ini.

9. Bapak Dr. Nandi Haerudin, S.Si., M.Si. selaku Ketua Jurusan Teknik

Geofisika Universitas Lampung yang senantiasa mengarahkan selama proses

studi berlangsung.

10. Seluruh Dosen-dosen Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung;

Bapak Prof.Drs. Suharno, M.Sc., Ph.D., Bapak Dr. Muh Sarkowi, S.Si., M.Si.,

Bapak Rustadi, M.T., Bapak Karyanto, S.Si., M.T., Bapak Dr. Ahmad

Zaenudin, S.Si., M.T., Bapak Syamsurijal Rasimeng., M.Si., Bapak Alimuddin,

M.Si., Bapak Rahmad Catur Wibowo, M.Eng., Bapak I Gede Boy, M.Eng.,

xv

yang telah mengajarkan ilmu dan memberikan banyak bantuan selama penulis

menempuh studi di Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung.

11. Seluruh staff Tata Usaha Jurusan Teknik Geofisika Unila, Pak Marsuno,

Pak Pujono, Pak Legino, Mbk Dhea dan Mbak Bella, yang telah memberikan

banyak bantuan dalam proses administrasi selama penulis menempuh studi di

Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung.

12. Mas Tio yang selalu membimbing dan memberi masukan salama Tugas

Akhir, dan teruntuk seluruh karyawan LEMIGAS atas dukungan dan bantuan

kepada penulis selama mengerjakan penelitian Tugas Akhir di LEMIGAS.

13. Pk Frank, Pak Kusnarya, dan Kak Gatti yang telah banyak membimbing

serta memberikan arahan dalam penelitian Tugas Akhir penulis.

14. Masashi Kishimoto yang telah menciptakan karya dan tokoh anime yang

luar biasa seperti team 7 (Naruto, Sasuke dan Sakura) sehingga penulis selalu

termotivasi untuk dapat sukses dan pergi ke Jepang.

15. Kora-kora squad Agung, Isti, Fhera, Agnes dan Ida, yang telah memberikan

banyak bantuan, kebaikan yang tak bisa aku sebutkan satu persatu.

Terimkasih karna telah menjadi teman yang memungkinkan kalian ada

dipikiranku pertama kali ketika aku ingin memintai pertolongan kepada orang

lain. Semoga Allah membalas semua kebaikan kalian.

16. Teruntuk kepada Sidharta Pratiknyo dan Rachman Malik yang

merupakan teman satu kos-kosan selama penlitian Tugas Akhir. Kalian telah

banyak membantuku baik dalam bentuk semangat, material, serta bantuan

tenaga hingga aku bisa menyelesaikan studiku ini. Semoga cita-cita kita dapat

tercapai serta kita dipertemukan lagi dalam keadaan sukses aamiin.

xvi

17. Teruntuk kepada Sri Rizky, my best friend foreva. Aku tidak sepandai

dirimu dalam merangkai kata. Orang bilang bahwa tingkat teratas dari

pertemanan adalah ketika temanmu mengataimu separah apapun akan tetapi

kamu tidak merasa sakit hati. Dan aku rasa aku telah mencapai tingkat itu.

Terimakasih atas kebaikan yang telah kamu beri kepadaku. Jika kamu tidak

menemukan aku di syurga nanti, maka tolong carilah aku. Semoga kita sama-

sama mendapat kesuksesan dimasa yang akan datang.

18. Akhina TG14, Agra, Agung, Budi, Amir, Andi, Alfa, Arief, Aziz, Deni,

Dicky, Dimas, Ewin, Fajar, Faqih, Filza, Gaffar, Galang, Ghiat, Helbrat,

Ikhwan, Ilham, Indra, Jefri, Martin, Azri, Mora, Farizi, Ical, Asrin, Niko,

Nurdin, Zaki, Romi, Nana, Norman, Pungky, Malik, Iqbal, Raka, Ridho,

Aldi, Pak De, Darta, Sofyan, dan Yudha. TG 14, LUAR BIASA, BIASA

DILUAR. BEEHHH.

19. Ukhtina TG14, Kiki, Aul, Malin, Rita, Isti, Susila, Ino, Fitria, Adel, Agnes,

Diana Ummi, Desta, Ida, Ideng, Nupit, Ratih, Tiwi, Viska, dan Fhera.

20. Teman seperjuangan selama penelitian Tugas Akhir di LEMIGAS, Mas

Nino (Unpad), Mas Anggi (UPN”V”Yogyakarta), Kak Gipita (Undip), Mas

Pata (Unja), Mas Hanif (Itera), dan Mas Jamal (University Of China) yang

tealah banyak membantu penulis dalam melakukan penelitian di LEMIGAS.

21. Teman-teman MLF Judai, Yunus, Tasya, Firda, Kak Dilli, Kak Lisma, Kak

Bhepe, Kak Seto, Khusnul, Tia, Bunda Eti, Bang Herman, dan Bunda Maya

serta teman-teman MLF lainnya yang telah memberikan saya pengalaman

baru sehingga terbentuk ikatan persaudaraan baru.

xvii

22. Teman-teman Volunteer Asian Games 2018 Annisa, Vivi, Iwan, Farus,

Ghinna, Antik, Hamimi, Sakinah, Zain, Ratna, Dhimas, Azel, Fikri, Melinda

Kak Rizki, Pak Tatak yang telah memberikan pengalaman yang tak

terupakan. Sampai bertemu agustus nanti.

23. Khusnul dan Cindy, yang menjadi sahabat sejak masa SMA hingga saat ini.

Terimakasih atas kenangan yang telah kalian beri hingga saat ini.

24. Teman seperjuangan 40 hari di Penengahan. Erwin, Astrid, Meli, dan Incess.

Terima kasih atas kerjasama, dan keakraban yang kalian beri selama KKN

hingga saat ini.

25. Keluarga Besar Teknik Geofisika Unila angkatan 2007, 2008, 2009, 2010,

2011, 2012, 2014, 2015 dan 2016 yang telah memberikan dukungan, do’a dan

semangat untuk penulis.

26. Terimakasih banyak atas semua pihak yang telah terlibat.

Penulis


xviii

DAFTAR ISI

Halaman

ABSTRACT ..................................................................................................... i

ABSTRAK ...................................................................................................... ii

HALAMAN JUDUL ...................................................................................... iii

HALAMAN PERSETUJUAN....................................................................... iv

HALAMAN PENGESAHAN ........................................................................ v

HALAMAN PERNYATAAN ........................................................................ vi

RIWAYAT HIDUP ....................................................................................... vii

HALAMAN PERSEMBAHAN..................................................................... x

MOTTO .......................................................................................................... xi

KATA PENGANTAR. ................................................................................... xii

SANWACANA ............................................................................................... xiii

DAFTAR ISI. .................................................................................................. xviii

DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... xxi

DAFTAR TABEL........................................................................................... xxiv

I. PENDAHULUAN

A. Latar Belakang................................................................................. 1

B. Tujuan Penelitian ............................................................................. 2

C. Batasan Masalah ............................................................................. 3

D. Manfaat ........................................................................................... 3

E. Lokasi Daerah Penelitian ................................................................ 4

xix

II. TINJAUAN PUSTAKA

A. Geologi Regional ............................................................................. 5

B. Tektonik Regional ........................................................................... 6

C. Stratigrafi Regional .......................................................................... 9

B. Petroleum System Cekungan Bonaparte ......................................... 12

1. Source Rock ................................................................................ 12

2. Reservoar dan Seal ...................................................................... 13

3. Trap ............................................................................................. 14

4. Maturity/Kematangan .................................................................. 14

III. TEORI DASAR

A. Prinsip Dasar Seismik ..................................................................... 16

1. Penjalaran Gelombang Seismik ................................................... 16

2. Hukum-Hukum Gelombang Seismik .......................................... 17

B. Sifat Fisis Batuan ............................................................................. 20

1. Densitas ....................................................................................... 20

2. Porositas....................................................................................... 21

3. Permeabilitas ............................................................................... 24

C. Reservoar Hidrokarbon .................................................................... 25

D. Lempung (Clay) dan Serpih (Shale) ................................................ 26

E. Data Sumur ...................................................................................... 26

1. Log Gamma Ray .......................................................................... 26

2. Log Densitas ................................................................................ 27

3. Log Sonik .................................................................................... 28

4. Log Neutron ................................................................................. 29

5. Log Resistivity.............................................................................. 30

E. Parameter Elastik Batuan ................................................................. 31

1. Inkomprebilitas dan rigiditas ....................................................... 31

2. Vp Vs dan Densitas ..................................................................... 34

F. Inversi Seismik ................................................................................. 35

1.Inversi Extended Elastic Impedance (EEI) ................................... 36

2. Inversi Curved Pseudo Elastic Impedanc (CPEI) ........................ 38

3. Inversi Simultan .......................................................................... 41

IV. METODOLOGI PENELITIAN

A. Waktu dan Tempat Penelitian ......................................................... 47

B. Alat dan Bahan Penelitian ............................................................... 49

C. Prosedur Penelitian .......................................................................... 49

1. Penentuan Zona Target ................................................................ 50

2. Analisis Tunning Thickness ......................................................... 52

3. Pembuatan Data Log ................................................................... 53

4. Analisis Sensitivitas Terhadap Shale ........................................... 55

5. Inversi Simultan ........................................................................... 60

6. Inversi Seismik EEI ................................................................... 69

7. Pembuatan Peta Persebaran Batu Pasir yang Mengandung

xx

Hidrokarbon ................................................................................. 72

IV. HASIL DAN PEMBAHASAN

A. Analisis Sensitivitas Parameter Elastik ........................................... 77

1. Analisis Paramter Lambdha-rho .................................................. 77

2. Analisis Paramter Mu-rho ........................................................... 85

3. Analisis Paramter Poisson’s Rasio .............................................. 86

4. Data Gama Ray ............................................................................ 87

5. Parameter Porositas ..................................................................... 88

6. Parameter Saturasi Air (Sw) ........................................................ 89

B. Analisis Sudut EEI Parameter Elatik dan Properti Reservoar ......... 83

1. Paramter Lambdha-rho ................................................................ 83

2. Paramter Mu-rho.......................................................................... 85

3. Paramter Poisson’s Rasio ............................................................ 86

4. Parameter Gama Ray ................................................................... 87

5. Parameter Porositas ..................................................................... 88

6. Parameter Saturasi Air (Sw) ........................................................ 89

C. Analisis Litologi dan Kandungan Fluida ......................................... 90

D. Analisis Hasil Inversi Simultan ....................................................... 99

1. Analisis Penampang Zp ............................................................... 99

2. Analisis Penampang Zs ............................................................... 101

3. Analisis Vp, Vs, Vp/Vs dan Densitas .......................................... 103

E. Analisis Hasil Penampang AI dan GI .............................................. 105

F. Analisis Hasil Inversi EEI ................................................................ 106

1. Analisis Volume Mu-Rho dan Gammaray .................................. 106

2. Analisis Volume Lambdha-Rho dan Poisson’s Rasio ................. 108

G. Analisis Hasil Inversi CPEI ............................................................. 110

H. Analisis Persebaran Litologi dan Fluida ......................................... 111

I. Peta Persebaran Batu Pasir yang Mengandung Hidrokarbon ......... 117

V. KESIMPULAN DAN DARAN ................................................................ 120

DAFAR PUSTAKA ........................................................................................ 122

xxi

DAFTAR GAMBAR

Gambar Halaman

Gambar 1. Cekungan Bonaparte ................................................................... 5

Gambar 2. Peta Tektonik dan Cekungan Bonaparte..................................... 9

Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Bonaparte ................................................. 11

Gambar 4. Ilustrasi Motede Seismik Reflaksi .............................................. 17

Gambar 5. Pemantulan dan pembiasan gelombang ...................................... 18

Gambar 6. Prinsip Huygen ........................................................................... 19

Gambar 7. Prinsip Fermat ............................................................................. 20

Gambar 8. Ilustrasi Porositas Batuan ........................................................... 21

Gambar 9 . Fracture Batuan ........................................................................... 23

Gambar 10. Permeabilitas dan Ukuran Butir.................................................. 25

Gambar 11. Rrespon Log Gamma Ray Terhadap Batuan .............................. 27

Gambar 12. Rrespon Log Neutron Terhadap Batuan .................................... 30

Gambar 13. Skema Log Resistivity................................................................ 31

Gambar 14. Ilustrasi hubungan stress terhadap perubahan volume

dan shear stress terhadap perubahan bentuk batuan .............. 32

Gambar 15. Inkemprebilitas Dan Rigiditas Beberapa Batuan ....................... 33

Gambar 16. Interpretasi cross plot Lambda-Rho vs Mu-Rho sumur

Lower Cretaceous gas sand di Alberta ....................................... 33

Gambar 17. Interpretasi log P.S Impedance & Lambda-Rho, Mu-Rho

Sumur Lower Cretaceous gas sand di Alberta ............................ 34

xxii

Gambar 18. Konsep Rotasi Koordinat dalam Domain AI-GI untuk

Perhitungan EEI ........................................................................ 38

Gambar 19. Konsep CPEI Berdasarkan Hubungan RPT dengan tren .........

EEI............................................................................................. 39

Gambar 20. Crossplot AI vs Vp/Vs dengan colorkey CPEI yang menunjuk

Kan kecocokan tren CPEI dengan lengkungan RPT................ 40

Gambar 21. Aplikasi CPEI berdasarkan pendekatan trigonometri dalam domain

AI dan Vp/Vs dan perbandingan CPEI dengan saturasi air (kiri)

.................................................................................................. 41

Gambar 22. Crossplot antara ln(ρ) terhadap ln(Zp) dan ln(Zs) terhadap

ln(Zp) deviasi garis tersebut, ΔLD dan ΔLS adalah anomaly

fluida yang diinginkan............................................................... 45

Gambar 23. Diagram Alir .............................................................................. 49

Gambar 24. Zona Prospek Sumur H-1 .......................................................... 50



Gambar 27. Tampilan Hasil Pembuatan Log Pada Sumur H-1 ..................... 54



Gambar 30. Crossplot AI vs Porositas Pada Sumur H-1 ............................... 56

Gambar 31. Cross-section AI vs Porositas Pada Sumur H-1 ........................ 56

Gambar 32. Crossplot lamda-Rho vs Porositas Pada Sumur H-1 ................. 57

Gambar 33. Cross-section lamda-Rho vs Porositas Pada Sumur

H-1............................................................................................. 57

Gambar 34. Crossplot Poisson’s Rasio vs Porositas Pada Sumur

H-1............................................................................................. 58

Gambar 35. Cross-section Poisson’s Rasio vs Porositas Pada Sumur

H-1............................................................................................. 58

Gambar 36. Mu-rho vs Porositas Pada Sumur H-1 ....................................... 59

xxiii

Gambar 37. Mu-rho vs Porositas Pada Sumur H-1 ...................................... 59

Gambar 38. Extracting Wavelet Near............................................................ 62

Gambar 39. Extracting Wavelet Mid ............................................................. 62

Gambar 40. Extracting Wavelet Far.............................................................. 62

Gambar 41. Well to Seismic tie Sumur H-1 ................................................... 64

Gambar 42. Model Inisial Seismik Lapangan ALFAN ................................. 66

Gambar 43. Persamaan Regresi Inversi Simultan ......................................... 67

Gambar 44. Analisis Pre-Inversi Simultan .................................................... 68

Gambar 45. Analisis Sudut EEI (a) Poisson’s Rasio

(b) Lambdah-rho ....................................................................... 69

Gambar 46. Analisis Sudut EEI dengan Gamma Ray ................................... 70

Gambar 47. Analisis Sudut CPEI dengan SW ............................................... 71

Gambar 48. Cut-off Lambdha-rho ................................................................. 72

Gambar 49. Cut-off Poisson’s Rasio ............................................................. 73

Gambar 50. Cut-off Mu-rho .......................................................................... 74

Gambar 51. Analisis Cut Off Gas Sand, Wet Sand dan Shale

Berdasarkan Lambda-rho vs Mu-Rho ....................................... 74


Berdasarkan Poisson’s Rasio .................................................... 75

Gambar 53. Crossplot lamda-Rho vs Porositas Pada Sumur H-1 ................. 78

Gambar 54. Cross-section lamda-Rho vs Porositas Pada Sumur

H-1............................................................................................. 78

Gambar 55. Crossplot lamda-Rho vs Mu-rho ................................................ 79

Gambar 56. Cross-section lamda-Rho vs Mu-rho ......................................... 79

Gambar 57. Crossplot lamda-Rho vs Poisson’s Rasio .................................. 80

xxiv

Gambar 58. Cross-section lamda-Rho vs Poisson’s Rasio ............................ 80

Gambar 59. Perbandinga Perhitungan EEI dengan Log

Lambda-Rho .............................................................................. 85


Mu-Rho ..................................................................................... 86


Poisson’s Ratio.......................................................................... 87


Gamma ray ................................................................................ 88

Gambar 63. Perbandingan Perhitungan EEI dengan Log

Saturasi Air................................................................................ 90

Gambar 64. Data Log Gamma ray ................................................................ 92

Gambar 65. Respon Log Gamma ray vs Impedansi Akustik ....................... 93

Gambar 66. Cross-section lamda-Rho vs Porositas ....................................... 94

Gambar 67. Cross-section lamda-Rho vs Poisson’s Rasio ............................ 95

Gambar 68. Grafik Data Lambdha-Rho, Poisson’s Rasio,

Sw dan Rt .................................................................................. 98

Gambar 69. Hasil Inversi Simultan (Penampang Zp) .................................. 100

Gambar 70. Hasil Inversi Simultan (Penampang Zs)

Pada Sumur H-1 ........................................................................ 101


Pada Sumur H-2 ........................................................................ 101


Pada Sumur H-6 ........................................................................ 102

Gambar 73. Hasil Inversi Simultan (Penampang Vp) .................................. 103

Gambar 74. Hasil Inversi Simultan (Penampang Vs) .................................. 103

Gambar 75. Hasil Inversi Simultan (Penampang Vp/Vs) ............................ 104

xxv

Gambar 76. Hasil Inversi Simultan (Penampang Densitas) ......................... 104

Gambar 77. Hasil Inversi Impedansi Gradien (GI) ....................................... 106

Gambar 78. Hasil Inversi Volume Mu-rho .................................................... 107

Gambar 79. Hasil Volume GR ...................................................................... 107

Gambar 80. Hasil Inversi Volume Poisson’s Rasio ...................................... 109

Gambar 81. Hasil Inversi Volume Lambdha-rho .......................................... 109

Gambar 82. Hasil Inversi Volume CPEI ....................................................... 111

Gambar 83. Hasil Slicing Parameter Reservoar Pada Time 60 ms ............... 112

Gambar 84. Perbandingan Parameter Impedansi Akustik (a)

dengan Gamma Ray (b .............................................................. 114

Gambar 85. Persebaran Nilai Lambdah-rho pada Slice 60 ms ...................... 115

Gambar 86. Perbandingan Parameter Lamda-Rho (a) dengan

Saturasi Air (b) .......................................................................... 116

Gambar 87. Peta Persebaran (a) Lamda-Rho dan (b) Sw Event

+ Time ( 5 ms, 15 ms, 20 ms, 40 ms, 60 ms) ............................ 118

Gambar 88. Struktur Waktu Lapangan ALFAN ........................................... 119

xxvi

DAFTAR TABEL

Tabel Halaman

Tabel 1. Time Schedule Penelitian ..................................................... 47

Tabel 2. Ketebalan Reservoar dan Tunning Thickness ...................... 53

Tabel 3. Spesifikasi Partial Angle Wavelet ...................................... 61

Tabel 4. Cut-off Parameter Elastik .................................................... 75

Tabel 4. Nilai Cut-off Poisson’s Rasio dan Lambdah-rho ................. 110

1

I. PENDAHLUAN

A. Latar Belakang

Metode seismik merupakan suatu metode dalam geofisika yang digunakan

untuk imaging subsurface melalui pemanfaatan gelombang seismik. Hasil

perekaman gelombang seismik tersebut yang nantinya akan dilakukan

pengolahan serta interpretasi. Interpretasi seismik terdiri atas 2 bagian, yaitu

interpretasi kualitatif dan interpretasi kuantitatif. Interpretasi kualitatif seperti

menentukan batas-batas antar lapisan atau litologi menggunakan penunjuk

refleksi, yaitu kuat refleksi pada data penampang seismik. Sedangkan

interpretasi kuantitatif terdiri atas berbagai metode geofisika seperti inversi

seismik, analisis menggunakan atribut seismik, dan sebagainya. Metode

inversi seismik sudah umum digunakan untuk menggambarkan kondisi bawah

permukaan dan diaplikasikan untuk karakterisasi reservoar, baik untuk

penentuan litologi maupun fluida yang terkandung di dalamnya. Akan tetapi,

terdapat permasalahan dalam interpretasi yang dilakukan terhadap data

seismik tersebut. Permasalahan utama yang dihadapi dalam aplikasi metode

inversi seismik ini ada pada perbedaan parameter yang dimiliki oleh data

seismik dengan parameter yang dibutuhkan untuk karakterisasi reservoar.

Oleh karena itu, dibutuhkan suatu parameter yang mampu menghubungkan

kedua informasi tersebut, yang disebut sebagai parameter elastik.

2

Pada beberapa kasus yang ada pada suatu lapangan, data seismik

konvensional hanya mampu mendeteksi perubahan litologi berdasarkan

kandungan fluida pada litologi lapangan tersebut, dalam hal ini hidrokarbon.

Berdasarkan permasalahan tersebut, dibutuhkan suatu parameter elastik yang

sensitif terhadap perubahan saturasi fluida, sehingga dapat ditentukan

persebaran litologi yang mengandung hidrokarbon. Metode Extended Elastic

Impedance (EEI) merupakan sebuah metode pengembangan dari konsep

Elastic Impedance (EI) yang diajukan oleh Whitcombe dkk (2002). Metode ini

dapat digunakan untuk menghubungkan parameter yang dimiliki oleh data

seismik dengan parameter elastik yang dibutuhkan untuk karakterisasi

reservoar. Namun, metode EEI masih belum efektif dalam menggambarkan

persebaran lateral fluida yang terkandung di dalam reservoar pada suatu

lapanhan. Kemudian permasalahan ini dapat dijawab oleh metode yang

diajukan oleh Avseth (2014), yaitu pendekatan Curved Pseudo-elastic

Impedance (CPEI). Metode ini merupakan pengembangan metode EEI

didasari oleh konsep Rock Physics Template (RPT). Konsep RPT secara

umum menghubungkan antara variasi parameter elastik batuan dengan variasi

parameter reservoar, sehingga pendekatan CPEI tersebut mampu menjawab

permasalahan yang ada dalam menggambarkan persebaran fluida di daerah

penelitian.

B. Tujuan Penelitian

Adapun tujuan dari penelitian ini adalah:

1. Mendapatkan parameter sensitif elastik untuk mengelompokkan litologi

yang mengandung hidrokarbon.

3

2. Mengaplikasikan inversi Simultan, Extended Elastic Impedance (EEI) dan

pendekatan Curved Pseudo-elastic Impedance (CPEI) untuk

menggambarkan persebaran lateral reservoar pada daerah penelitian.

3. Menggabungkan hasil inversi EEI dan pendekatan CPEI untuk mendeteksi

keberadaan litologi yang mengandung hidrokarbon.

C. Batasan Masalah

Batasan masalah dalam penelitian ini adalah :

1. Daerah/zona penelitian dibatasi oleh Horizon A- Horizon C.

2. Metode Inversi Simultan digunakan untuk mendapatkan Model Vp, Vs,

Rasio Vp/Vs , Zp dan densitas.

3. Metode Inversi EEI digunakan sebagai teknik rotasi seismik untuk

mendapatkan beberapa properti reservoar (Lambda-Rho, Mu-Rho, Gamma

Ray, Porositas, Poisson’s Ratio).

4. Metode CPEI digunakan untuk membuat model Pseudo inversi Saturasi

Air.

D. Manfaat

Manfaat dari penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Dengan adanya metode Inversi EEI dan CPEI kita bisa mendapatkan

model pseudo inversi berbagai parameter elastik yang yang dapat

menggambarkan penyebaran lateral litologi dan fluida yang mana

nantinya akan digunakan sebagai acuan dalam penentuan titik pengeboran

ketika dilakukan eksploitasi.

4

2. Dengan adanya metode Inversi EEI dan CPEI kita bisa mendapatkan

model pseudo inversi Saturasi Air yang memanfaatkan data seismik, yang

mana pada umumnya metode yang digunakan untuk persebaran peta

saturasi air hanyalah berupa metode yang linier.

E. Lokasi Daerah Penelitan

Penelitian ini dilakukan di Bidang KP3T Ekplorasi 3 Pusat Penelitian dan

Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi (PPPTMGB) “LEMIGAS” di

Jl. Ciledug Raya Kav. 109 Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230.

5

II. TINJAUAN PUSTAKA

A. Geologi Regional

Gambar 1. Cekungan Bonaparte (Barret, dkk., 2004)

U

S

B T

6

Cekungan Bonaparte sebagian besar terletak di lepas pantai (Gambar

1) dan meliputi area seluas sekitar 270.000 km2 di Batas barat laut benua

Australia. Pada cekungan Ini berisi suksesi sedimen Paleozoikum,

Mesozoikum dan Cenozoikum yang memiliki ketebalan lebih dari 15.000

m, yang menampung cadangan minyak dan gas bumi yang signifikan

(Gambar 2). Cekungan ini dibatasi ke barat laut oleh Lintas Timor,

dimana kedalaman air melebihi 3000 m. Cadangan gas dihasilkan dari

akumulasi Bayu Undan di Kawasan Pengembangan Minyak di daerah Laut

Timor (JPDA) antara Timor-Leste dan Australia. Cekungan Bonaparte

adalah salah satu rangkaian cekungan ekstensional yang membentuk

Superbida Westralian yang mendasari Wilayah Shelf Barat (Bradshaw et

al, 1988). Di timur laut, di luar batas-batas Paparan Darwin Shelf,

Cekungan Bonaparte berbatasan dengan Money Shoal Basin sedangkan

barat daya bersebelahan dengan Browse Basin.

B. Tektonik Regional

Cekungan Bonaparte didominasi oleh patahan ekstensional (extensional

faulting) dimana sedikit sekali dijumpai struktur kompresional. Cekungan

ini didominasi oleh rift yang berhubungan dengan patahan yang membentuk

beberapa struktur deposenter, antara lain deposenter utamanya, yaitu Sub-

Cekungan Petrel dan Sub-Cekungan Sahul, juga deposenter yang lain

seperti: Malita Graben, Sahul Platform dan Laminaria High. Struktur yang

penting pada cekungan tersebut, yaitu terdiri dari bermacam-macam area

tinggian yang membatasi satu sub cekungan dengan cekungan lainnya,

berupa antiklin yang terpatahkan dan blok tinggian (horst block), lipatan

7

pada bagian yang turun pada patahan utama dan mengenai pada tinggian

batuan dasar. Struktur kompresional hanya terjadi pada awal pembentukan

rift pertama yang berarah relatif timur laut-tenggara pada periode Jurasik.

Sesar ini akan aktif kembali pada Createceous dan Neogene.

Cekungan Bonaparte secara struktur sangat kompleks terdiri dari umur

Paleozoik dan Mesozoik pada sub cekungan daerah Platform. Deposenter

utama Cekungan Bonaparte terjadi di lepas pantai (offshore) Sub Cekungan

Petrel dari ekstensi luar, cekungan bagian Timor Gap merupakan deposenter

orthogonal pada Sahul Sinklin dan Malita Graben. Bagian selatan

Cekungan Bonaparte dibatasi oleh Darwin dan Plover Shelves. Batas utara

Cekungan dari celah Timor dimana kedalaman air laut sekitar 3000 meter

termasuk Laminaria dan Flamingo High. Flamingo Sinklin terpisah dengan

Sahul Platform dari Flamingo high, Sahul platform merupakan regional

konstituen (constituents), Klep dan Thoubadour Highs dan terpisah dengan

Sikatan Trough, rendah di bagian Platform (Shuster,dkk.,1998). Terjadinya

struktur Cekungan Bonaparte meliputi:

1. Yurasik Akhir sampai Kartesius Awal terjadi struktur pengangkatan

patahan.

2. Cretaceous dan Neogene pengaktifan kembali (re-activation) di bawah

obligue,left lateral, strongly strike-slipdomain.

3. Miocene Precent Day, patahan esktensional (extensional faulting)

signifikan Strike-slip association dengan palung Timor bagian utara

Malita Graben sampai selatan.

8

4. Rift, pengangkatan terkait dengan patahan selama Yurasik Akhir

sampai Kartesius Awal, trendtimor sampai barat adanya patahan dari

northeast sampai southeast.

Cekungan Bonaparte sangat kompleks terdiri dari struktur Paleozoik

sampai Mesozoik terdiri dari dua fase extensi pada umur Paleozoik:

1. Trend dari Northwest sampai umur Late Devonian-Early Carboniferous

pada sistem pengangkatan (Sub Cekungan Petrel).

2. Trend Northeast dari umur Late Carboniferous-Early

Permian pada sistem pengangkatan (Cekungan Sub Proto Vulcam dan

Proto Malita Graben).

3. Regiona Triassik Akhir Utara-Selatan kompressi. Struktur

antiklin,erosi inversi, dan pengangkatan (Uplift ).

4. Ekstensi pada umur akhir Jurrasik berhubungan dengan

Trend Northeast (Cekungan Sub Vulkano, Malita dan Calder Graben )

dan Trend Southeast Graben (Cekungan Sahul Sinklin).

5. Umur Miosen Akhir sampai Pliosen, konvergen Lempengan

Australia dan Eurasia mengalami penurunan pada Palung Timor,

patahan aktif kembali dan meluas (Barret, dkk., 2004).

Tektonik Cekungan Bonaparte dapat dilihat pada Gambar 2 dibawah

ini:

9

Gambar 2. Tektonik Cekungan Bonaparte (FrankowiczdanMcClay, 2010)

C. Stratigrafi Regional

Stratigrafi Cekungan Bonaparte yang ditunjukkan pada Gambar 3,

berturut-turut dari umur tua sampai umur muda dari Pre cambrian sampai

Kwarter sebagai berikut:

1. Batuan Sedimen Tertua.

Secara umum terbentuk pada umur Permian, Triasik, Jurasik,

Kartesius dan sampai umur Tertiary muda . Umur Permian dibagi lagi

yaitu: Lower dan Upper (umur bawah dan atas). Kemudian Umur

Triasik dibagi menjadi: umur Lower, Middle dan Upper.

N

10

2. Formasi Johnson (Base Eocene)

Satuan endapan Formasi Johnson ini pembentukan dominan

mengandung batulempung interbended, calcilutities, napal dan

batulempung gampingan.

3. Formasi Wangarlu (Turonian MFS)

Satuan endapan Formasi Wangarfu terdiri dari batulempung

(Claystone) yang cukup konsisten, juga mengandung batulempung

silika.

4. Formasi Echuca Shoal (Base Aptian)

Satuan Formasi Echuca Shoal terbentuk pada umur Barrimian

terdiri dari material batulempung dan jejak material karbonat.

5. Formasi Elang (Base Flamingo)

Formasi Elang selaras dengan Formasi Flamingo, tersusun dari

batulempung agillaceous dan batupasir.

6. Formasi Plover

Formasi Plover merupakan formasi dari daerah penelitian.

Formasi ini terdiri dari batupasir halus sampai kasar dengan batupasir

dan batulempung interbedded serta batu bara minor. Tidak adanya

mikrofosil laut dan terdapatnya keberadaan batubara mengindikasikan

jenis lingkungan pengendapannya adalah fluvial (Struckmeyer, 2006).

Preston dan Edwards (2000) dan Longley dkk. (2002)

mengemukakan bahwa pada Formasi Plover terdapat akumulasi

hidrokarbon dari Cekungan Bonaparte. Di daerah ini, selain lapisan

11

batubara tipis, unit ini juga mengandung kerogen tipe II / III yang

cukup banyak sebagai bahan organik terdispersi.

Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Bonaparte (Charlton, 2002)

12

D. Petroleum System Cekungan Bonaparte

1. Source Rock

Pada Cekungan Bonaparte, penelitian tentang potensi source rock

hidrokarbon telah dilakukan oleh Brooks, (1996), Preston dan Edwards

(2000), dan Abbassi dkk., (2013). Korelasi minyak-minyak dan minyak-

source rock pada daerah ini telah dibuat oleh Gorter dan Hartung-Kagi

(1998), dan Preston dan Edwards (2000).

Pada bagian tengah Cekungan Bonaparte pada daerah Luminaria

dan Flamingo high, minyak yang tersimpan di Formasi Jurasik Plover dan

Formasi Elang telah dibagi menjadi dua kelas oleh Preston dan Edward

(2000). Minyak dari akumulasi Laminaria dan Corallina dari wilayah

Sahul Syncline terbentuk dari campuran land-plant dan marine source

affinity sedangkan minyak / kondensat dari akumulasi Elang, Kakatua dan

Bayu/Undan di sebelah tenggara, dan di dekat Flamingo High,

mengandung marine source affinity. Penelitian terbaru menunjukkan

bahwa marine shale pada Jurasik– Lower Cretaceous dalam Flamingo

Group adalah source rock minyak utama yang terakumulasi di Formasi

Laminaria dan Formasi Corallina. Formasi Lower Cretaceous Echuca

Shoals berpotensi sebagai source rock wet gas dan beberapa light oil

(Abbassi, 2013). Barrett, (2004) mengklasifikasikan mereka dalam

Petroleum System Elang-Elang.

Akumulasi minyak yang berada di Formasi Lower Cretaceous

Darwin dari Elang Barat 1, Layang 1 dan Kakatua Utara 1 (Preston dan

Edwards, 2000), serta gas di Firebird 1 berasal dari sedimen laut organik

13

di Formasi Lower Cretaceous Echuca Shoals di Sahul Syncline. Studi

geokimia terbaru tentang gas dari daerah Sahul Platform Greater Sunrise

utara, dan di Malita Graben dan Calder menunjukkan bahwa hidrokarbon

ini bersumber dari Formasi Plover di Heron dan Troubadour terraces

(Longley, 2002; Edwards, 2006), sehingga akumulasi gas Cekungan

Bonaparte ini dikategorikan sebagai Sistem Petroleum Westralian 1,

dengan Barrett dkk., (2004) menyebut mereka sebagai Petroleum System

Plover-Plover.

2. Reservoar dan Seal

Yang bertindak sebagai reservoar yang ekonomis pada Cekungan

Bonaperte adalah formasi sandstone yang ada di Formasi Elang yang ada

di Lapangan Corallina dan Laminaria dan Formasi Jurasik Plover yang

ada di lapangan gas Bayu/Undan. Reservoar ini juga menjadi target utama

di Northern Sahul Platform, Malita Graben dan Calder Graben, sama

seperti akumulasi gas di Barossa, Blackwood, Caldita, Chuditch, Evans

Shoal, Heron dan Greater Sunrise. Batuan seal/penutup nya adalah thick

claystone yang ada di Formasi Enchuca Shoals. Dan batuan seal/penutup

lainnya adalah batuan claystones yang merupakan frigate shale yang

merupakan bagian dari Flamingo Group yang memiliki peningkatan

kapasitas seal pada bagian barat, khususnya Troubadour Terrace dan Sahul

Platform.

Sandpiper sandstone dari Flamingo Group adalah reservoar sekunder di

wilayah ini. Clastics kuarsa ini disimpan di marine shelf dan mungkin di

14

komplek dan basin-floor fan complexes. Bathurst Island Group berisi

reservoar berkualitas tinggi, termasuk Formasi Wangarlu atas yang

dikembangkan secara regional dan Formasi Maastrichtian Puffin yang

batuan seal nya adalah karbonat oleh Formasi Johnson.

3. Trap

Kejadian ekstensional pada masa tithonian (akhir jura) yang

mengakibatkan berkembangnya horst east-trending dan graben yang

menjadi ciri dari Sahul Syncline dan Lamingo Syncline region, yang telah

terbukti menjadi perangkap struktural paling prospektif di area Cekungan

Bonaparte Utara (Whittam et al, 1996)

4. Maturity/Kematangan

Preston dan Edwards (2000) membuat peta persebaran suhu

permukaan 'Top Elang' yang menunjukkan isoterm sebesar 120ºC dan

140ºC, yang mereka anggap sebagai batas efektif untuk pembentukan

hidrokarbon dari masing-masing Formasi Elang / Plover dan basal Frigate

Shale. Mereka menyimpulkan bahwa Formasi Elang dan Plover sudah

matang untuk pembentukan hidrokarbon di Sahul Syncline, Flamingo

Syncline utara dan barat daya Malita Graben sebagai sumber akumulasi

hidrokarbon utama di daerah tersebut, termasuk di area lapangan produksi.

Terbentuknya gas dari cairan di area timur laut Platform Sahul,

graben Malita dan Calder telah terbentuk oleh sumber yang memiliki

kualitas yang rendah dari Formasi Plover (Longley, 2002) dan

kemungkinan tidak adanya syn-rift Callovian-Oxfordian ( Middle-Upper

15

Jurasik) serpih yang kaya organik dalam Formasi Elang, yang dimana

didominasi batupasir di wilayah ini. Pemodelan oleh Morry (1998) di

Heron 1 di Malita Graben menunjukkan bahwa Grup Flamingo dan Grup

Bathurst Island berada di dalam gas window pada Late Cretaceous hingga

Paleogen. Gradien geotermal tinggi tercatat di seluruh Malita Graben dan

Calder. Unit basal pada Grup Bathurst Island, Formasi Echuca Shoals,

memiliki karakter sumber yang baik dan bisa menjadi sumber potensial

dari hidrokarbon cair dan gas di Cekungan Bonaparte (Longley, 2002).

Sampai saat ini, penemuan minyak dalam Formasi Darwin (misalnya

Elang West 1) dan penemuan gas di Firebird 1 dalam Flamingo Group

telah dikaitkan dengan sumber ini.

16

III. TEORI DASAR

A. Prinsip Dasar Seismik

1. Penjalaran Gelombang Seismik

Metode seismik merupakan suatu mtode dalam eksplorasi

geofisika yang menggunakan prinsip perekaman penjalaran gelombang

sonik Selama proses penjalarannya gelombang ini nantinya akan

melangami proses pemanrulan, dan pembiasan glombang ketika

mengenai batas antara dua buah lapisan yang memiliki rapat massa

yang berbeda. Gelombang akan mengalami refraksi apabila sudut kritis

yang terbentuk ketika melewati batas lapisan lebih dari 90o akan tetapi

apabila sudut yang terbentuk tidak melebihi 90o maka gelombang

akan diteruskan menuju lapisan yang berikutnya. Rapat massa yang

berbeda antara lapisan satu dan lapisan yang lainnya akan

mempengaruhi kecepatan penjalaran gelombang seismik. Semakin

besar nilai rapat masa batuan, maka akan semakin cepat gelombang

seismik menjalar, dan sebaliknya semakin kecil nilai rapat maa suatu

batuan , maka akan semakin lambat gelombang seismik menjalar pada

suatu medium. Sehingga dapat disimpulkan bahawa nilai rapat masa

suatu batuan berbanding lurus dengan kecepatan penjalaran gelombang

seismik. Ilustrasi metode seismik refleksi dapat dilihat pada gambar 7

17

Gambar 4. Ilustrasi metode seismik refleksi (Delisatra, 2012)

2. Hukum-hukum gelombang seismik

Ada beberapa hukum-hukum gelombang yang digunakan pada prinsip

penjalaran gelombang seismik:

a. Hukum Snellius

Gelombang akan mengalami refraksi apabila sudut kritis yang

terbentuk ketika melewati batas lapisan lebih dari 90o akan tetapi apabila

sudut yang terbentuk tidak melebihi 90o maka gelombang akan

diteruskan menuju lapisan yang berikutnya. Rapat massa yang berbeda

antara lapisan satu dan lapisan yang lainnya akan mempengaruhi

kecepatan penjalaran gelombang seismik. Semakin besar nilai rapat masa

batuan, maka akan semakin cepat gelombang seismik menjalar, dan

sebaliknya semakin kecil nilai rapat maa suatu batuan , maka akan

semakin lambat gelombang seismik menjalar pada suatu medium.

Sehingga dapat disimpulkan bahawa nilai rapat masa suatu batuan

18

berbanding lurus dengan kecepatan penjalaran gelombang seismik. Pada

ppenjalaran glombang seismik terdapat dua buah gelombang yang

menjalar ketika suatu gangguan diberikan yakni gelombang S dan

gelombang P. Kedua gelombang tersebut bersama-sama menjalar dalam

suatu mdium, sebagian energi gelombang tersebut akan dipantulkan

sebagai gelombang P dan gelombang S, dan sebagian lagi akan dibiaskan

sebagai gelombang P dan gelombang S, seperti yang diilustrasikan pada

gambar di bawah ini :

Gambar 5. Pemantulan dan pembiasan gelombang (Sheare, 2009)

Lintasan gelombang tersebut mengikuti hukum Snellius, yaitu :

……………………(1)

Dengan,

19

(Sheare, 2009)

b. Prinsip Huygens

Berdasarkan prinsip Huygens dijelaskan bahwa gelombang akan

menyebar ketika mengenai suatu gangguan yang dalam hal ini adalah

batas antara dua buah lapisan yang memiliki rapat masa yang berbeda.

Glombang yang menybar tersebut merupakan bentuk sumber baru

gelombang yang berasal dari titik gelombang yang mengenai batas dua

buah medium. Masing-masing sumber baru terbsebut memiliki energinya

masing-masing, dimana jumlah total dari setiap energi akan sama dengan

besar energi sumbernya. Maka bisa disimpulkan bahwa semakin lama

gelombang menjalar, maka energi yang dihasilkan akan semakin kecil

hal ini juga akibat dari terserapnya anergi gelombang akibat melewati

suatu medium.

Gambar 6. Prinsip Huygens (Asparani, 1995)

20

c. Prinsip Fermat

Prinsip Fermat menyatakan bahwa setiap gelombang yang

melewati medium akan memilih lintasan dengan waktu perambatan

tercepat. Ini berarti bahwa gelombang akan memilih medium dengan

nilai rapat massa yang lebih besar atau dengan nilai densitas yang lebih

besar dibandingkan dengan densitas yang kecil.

Gambar 7. Prinsip Fermat (Abdullah, 2007)

B. Sifat Fisis Batuan

1. Densitas

Densitas merupakan perbandingan nilai massa dengan stuan volume.

Besar kecilnya densitas suatu material dipengaruhi oleh beberapa faktor

antara lain komposisi mineral dan kimia batun, suhu, tekanan, porositas,

serta material yang mengisi ruang pori (Harsono, 1997). Dua buah faktor

utama yang mempengaruhi nilai densitas adalah tekanan dan suhu. Dua

buah aktor tersebut terjadi ketika batuan masih mengalami proses

pembentukan. Semakin bedar tekanan dan suhu yang diterima batuan,

21

maka akan semakin besar nilai rappat massanya. Hal ini karena matriks

dari batuan akan terpampatkan sehingga akan memadatkan raung-ruang

kosong pada matriks batuan.

2. Porositas

Porositas adalah perbandingan antara volume pori batuan dengan

volume total batuan yang dinyatakan dalam bentuk persentase. Nilai

porositas menggambarkan kapasitas penyimpanan fluida reservoar.

Gambar 8. Ilustrasi Porositas batuan (Halliburton, 2001:28)

a. Porositas Primer

Jumlah ruang pori-pori suatu batuan yang terbentuk pada

saat pengendapan, atau terbentuk selama sedimentasi. Ini

biasanya merupakan fungsi dari jumlah ruang antara butir

pembentuk batuan. Porositas primer ini merupakan prorositas

yang umu dijumpai pada batuan, dimana pada porositas ini

menentukan bagaimana nilai rapat massa suatu batuan.

22

b. Porositas Sekunder

Porositas sekunder merupakan porositas yang terbentuk akibat

adanya proses sekunder seperti akibat pelapukan, patahan dan

sebagainya. Prorsitas jenis ini tidak terjadi pada semua batuan,

hanya terjadi pada btuan yang mengalami gaya stress dari

sumber geologi seperti patahan.

c. Porositas efektif dan Porositas Total.

Porositas efektif adalah nilai volume pori yang saling

berhubungan sehingga dapat kita ketahui apakah batuan

tersebut dapat mengalirkan fluida didalamnya. Porositas total

merupakan jumlah total dari volume pori suatu batuan baik itu

porositas efektif dan tidak efektif.

d. Porositas Maksimum dan Porositas Sebenarnya.

Porositas pada batupasir yang bersifat padat akan memiliki

nilai yang baik. Nilai maksimum dari suatu porositas secara

teoritis bisa mencapai nilai 47,6%. Pada batupasir, nilai ini

biasanya jauh lebih rendah akibat proseses sementasi dan

kompaksi/pemadatan. Pada batukarbonat, nilai porositas yang

dimiliki bisa melebihi nilai maksimum secara teoritis. Hal ini

dapat terjadi jika batukarbonat bersifat sangat retak disertai

dengan vuggy (Halliburton, 2001).

e. Porositas Fracture

Porositas fracture merupakan prositas yang timbul

kaibat adanya gaya yang mengenai batuan tersebut. Gaya ini

23

biasanya bersumber dari aktivitas geologi seperti gaya kompesi

dan ekstensi akibat adanya pergerakan patahan. Porositas ini

juga dapat terjadi akibat adanya pengaruh iklim. Batuan akan

mudah lapuk apabila terkena suhu panas dan dingin secara

bergantian . Akibat dari terlapukannya batun, maka batuan

tersebut akan mudah merekah ( fracture)

Gambar 9. Fracture batuan (Peters, 1980).

Vuggy adalah bentuk porositas sekunder yang terbentuk akibat

pelarutan bagian yang lebih mudah larut dari suatu batuan atau

membesarnya pori-pori fractures (Peters, 1980). Fractures alami

reservoar disebabkan oleh kerapuhan yang terjadi pada batuan

tersebut, biasanya karena faktor-faktor seperti lipatan, patahan,

tekanan fluida, pelepasan tekanan lithostatic, (dalam) solusi

tekanan, dehidrasi, pelapukan, pendinginan dan kawah. Pada

dasarnya fractures alami dapat hadir pada semua jenis batuan

meskipun mereka yang umum terjadi yaitu pada karbonat.

Matriks batuan (antara fracture) biasanya memiliki porositas yang

24

normal dan permeabilitas yang sangat rendah. Fracture yang

belum tersementasi memiliki permeabilitas yang sangat tinggi,

meskipun spasi mereka mungkin cukup luas. Namun, sistem

fracture umumnya hanya sebagian kecil dari ruang pori-pori

reservoar. Dengan demikian, matriks berisi sebagian besar

volume pori-pori reservoar sedangkan fracture berisi sebagian

besar kapasitas aliran reservoar (Peters, tanpa tahun).

3. Permeabilitas

Permeabilitas adalah kemampuan suatu batuan untuk dilalui

fluida. Untuk menjadi permeabel, formasi harus memiliki

porositas yang saling berhubungan. Contoh beberapa variasi

dalam permeaiblitas dan porositas: Beberapa batupasir halus

dapat memiliki sejumlah besar porositas saling berhubungan.

Oleh karena itu, permeabilitas Formasi fine-grained tersebut

mungkin cukup rendah.

1. Serpih dan lempung yang mengandung partikel yang sangat

halus sehingga sering menunjukkan porositas yang sangat

tinggi. Namun, karena pori-pori dalam formasi ini sangat kecil,

sebagian besar serpih dan lempung memeiliki permeabilitas

yang kecil.

2. Beberapa batugamping memiliki nilai porositas yang kecil,

atau terisolasi rongga porositas yang tidak saling berhubungan.

Jenis formasi ini akan menunjukkan nilai permeabilitas yang

kecil. Namun, jika formasi berisi fractures secara alami (atau

25

bahkan hidrolik fraktur), nilai permeabilitasnya akan lebih

tinggi karena pori-pori yang terisolasi saling berhubungan

dengan fractures (Halliburton, 2001).

3. Porositas tidak tergantung pada ukuran butir sedangkan

permeabilitas tergantung pada ukuran butir.

Gambar 10. Permeabilitas dan ukuran butir

C. Reservoar hidrokarbon

Reservoar hidrokarbon umumnya tersusun atas batupasir, batuan

gamping, dan dolomit. Batupasir dapat dipindahkan dan diendapkan oleh

aliran air. Semakin deras aliran air yang membawa batuan tersebut, maka

semakin kasar butiran pasirnya, karena mekanisasi ini, maka batupasir akan

cenderung memiliki porositas antar butiran yang seragam. Batugamping

diendapkan oleh gerakan air laut, sebagian besar merupakan endapan-

endapan dari larutan, dan sebagian lagi adalah timbunan dari sisa-sisa jasad

kerang organik. Ruang pori awal batuan ini sering berubah oleh disolusi

lanjutan dari sejumlah zat padat, sehingga porositas batugamping cenderung

26

menjadi kurang seragam dibandingkan dengan porositas batupasir. Porositas

batuan gamping mengandung gerohong dan rekahan yang disebut porositas

sekunder yang bersisipan dengan porositas primer (Sukmono, 1999: 14).

Dolomit terbentuk ketika air yang kaya dengan mineral magnesium

mengalir melalui batuan gamping menggantikan sejumlah kalsium dengan

magnesium. Proses ini biasanya menyebabkan pengurangan volume batuan

sehingga dolomitisasi adalah suatu mekanisme penting dalam menyediakan

ruang pori untuk akumulasi hidrokarbon (Sukmono, 1999: 16) .

D. Lempung (clay) dan serpih (shale)

Batupasir adalah batuan sedimen klastik yang terdiri atas partikel-

partikel terutama pasir berukuran atau butiran diatur dalam matriks lumpur

atau lempung dan lebih atau kurang kuat disatukan oleh material sementasi

(umumnya silika, oksida besi, atau kalsium karbonat). Partikel pasir biasanya

terdiri dari kuarsa, dan dikenal dengan istilah material "sand".

E. Data Sumur (log)

a. Log Gamma Ray

Log gamma ray merupakan suatu kurva dimana kurva tersebut

menunjukkan besaran intensitas radioaktif yang ada dalam formasi. Log

ini bekerja dengan merekam radiasi sinar gamma alamiah batuan,

sehingga berguna untuk mendeteksi atau mengevaluasi endapan-

endapan mineral radioaktif tersebut seperti Potasium (K), Thorium (Th),

atau Uranium (U). Log GR adalah pengukuran radioaktivitas alami

formasi. Dalam formasi sedimen, log biasanya mencerminkan isi serpih

dari formasi karena unsur-unsur radioaktif cenderung berkonsentrasi di

27

lempung dan serpih. Formasi bersih biasanya memiliki tingkat

radioaktivitas yang sangat rendah, kecuali kontaminasi radioaktif

seperti abu vulkanik , wash granite atau air formasi berisi garam

terlarut radioaktif. Sering digunakan untuk melengkapi log SP dan

sebagai pengganti kurva SP di sumur bor dengan lumpur garam, udara

atau berbasis lumpur minyak. Dalam setiap kasus, hal ini berguna untuk

lapisan serpih dan lapisan non serpih, dan yang paling penting, untuk

korelasi secara umum

Gambar 11. Respon log gamma ray terhadap batuan (Rider, 2002).

b. Log densitas

28

Log ini mengukur besarnya densitas elektron (bulk density)

suatu lapisan batuan yang ditembus mata bor. Apabila log densitas

dikombinasikan dengan log neutron, maka akan dapat dipakai untuk

memperkirakan kandungan fluida yang terdapat di dalam formasi.

Log densitas dapat digunakan untuk mencari harga porositas

densitas, tetapi sebelum menentukan porositas, harus diketahui

terlebih dahulu densitas litologi dan densitas fluida yang terkandung

dalam formasi. Untuk menentukan besarnya porositas dari log

densitas digunakan rumus (Harsono, 1997:80).

ɸ (1)

4. Log sonik

Sebuah alat sonik berguna untuk mengukur kecepatan suara

atau sonik dalam suatu formasi. Prinsip kerjanya, transmiter

memancarkan suatu pressure pulse dengan frekuensi tertentu dalam

lumpur. Ada beberapa formula yang menghubungkan porositas

dengan kecepatan dalam benda-benda berpori, namun formula

tersebut memerlukan parameter elastisitas butiran media

perambatan cairan dalam pori-pori dan batuan berpori. Hubungan

antara porositas dan kecepatan dinyatakan dalam formula empiris

yaitu Formula Wylie dan Raymer Hunt-Gardner (Harsono,

1997:74).

∆Tlog = Φ * ∆Tfluida+ (1- Φ ). ∆T ma (2)

29

Dari persamaan di atas, maka porositas sonik dapat dihitung

dengan rumus dimana (Harsono, 1997:74):

ɸSonik (3)

Dimana :

∆Tlog = Persamaan waktu rata – rata

Φsonik = Porositas sonik

∆Tma = waktu tempuh gelombang pada matrik batuan

∆Tfluida = waktu tempuh gelombang pada fluida

5. Log Neutron

Prinsip dasar dari log neutron adalah mendeteksi kandungan

atom hidrogen yang terdapat dalam formasi batuan dengan

menembakan atom neutron ke formasi dengan energi yang tinggi.

Partikel-partikel neutron memancar menembus formasi dan

bertumbukan dengan material formasi, akibat dari tumbukan

tersebut neutron akan kehilangan energi. Energi yang hilang saat

benturan dengan atom di dalam formasi batuan disebut sebagai

porositas yang berasal dari formasi atau disebut porositas neutron

(∅𝑁). Hilangnya energi paling besar bila neutron bertumbukan

dengan sesuatu yang mempunyai massa sama atau hampir sama,

contohnya atom hidrogen. Dengan demikian besarnya energi

neutron yang hilang hampir semuanya tergantung banyaknya

jumlah atom hidrogen dalam formasi

30

Gambar 12. Respon log neutron terhadap batuan (Rider, 2002).

6. Log Resistivity

Log resistivity menunjukkan respon kemampuan formasi untuk

menghambat jalannya arus listrik yang dialirkan (Rider, 2002). Prinsip

kerja log resistivitas adalah dengan mengukur sifat batuan dan fluida

pori (minyak, gas, dan air) di sepanjang lubang bor dengan mengukur

sifat tahanan kelistrikannya. Log resistivitas banyak sekali membantu

pekerjaan evaluasi formasi khususnya untuk menganalisis apakah

suatu reservoar mengandung air garam (wet) atau mengandung

hidrokarbon, sehingga log ini digunakan untuk menganalisis

hydrocarbon-water contact

31

Gambar 13. Skema log resistivity (Rider, 2002).

F. Parameter Elastik Batuan

Parameter elastik batuan merupakan parameter yang menggambarkan

hubungan stress-strain pada batuan. Parameter ini secara umum mampu

menggambarkan jenis batuan dan properti yang dimiliki seperti porositas

serta kandungan fluida. Pada proses inversi seismik, parameter elastik batuan

ini merupakan jembatan penghubung antara informasi data sumur dengan

data seismik.

1. Inkompresibilitas dan Rigiditas

Inkompresibilitas (λ) merupakan parameter yang menggambarkan

kemampuan batuan mempertahankan volumenya terhadap kompresi yang

bekerja pada batuan tersebut, sedangkan rigiditas (μ) merupakan parameter

yang menggambarkan kemampuan batuan mempertahankan bentuknya

32

terhadap gaya geser yang bekerja. Pada batuan yang mengandung

hidrokarbon atau memiliki porositas tinggi akan memiliki nilai

inkompresibilitas rendah. Nilai inkompresibilitas rendah menggambarkan

berkurangnya kemampuan batuan untuk mempertahankan volumenya

seperti yang diilustrasikan pada Gambar II.1, sehingga parameter ini dapat

digunakan sebagai parameter yang sensitif terhadap fluida. Nilai rigiditas

kurang sensitif untuk menggambarkan keberadaan fluida dan cenderung

lebih sensitif terhadap jenis litologi.

Gambar 14. Ilustrasi hubungan stress terhadap perubahan volume

dan shear stress terhadap perubahan bentuk batuan

(Lines dan Newrick, 2004)

Goodway (1997) memperkenalkan sebuah parameter Lamé, yaitu

parameter yang berkaitan erat dengan rigiditas dan inkompresibilitas.

Parameter dapat memperbaiki tingkat identifikasi zona reservoar, karena

sangat sensitif terhadap fluida dan variasi litologi yang direpresentasi dari

perubahan-perubahan rigiditas, inkompresibilitas, dan densitas.

Rigiditas (μρ = Mu-Rho) dapat dideskripsikan sebagai seberapa besar

material berubah bentuk terhadap stress. Rigiditas sensitif terhadap

matriks batuan. Semakin rapat matriksnya maka akan semakin mudah pula

mengalami slide over satu sama lainnya dan benda tersebut dikatakan

33

memiliki rigiditas yang tinggi, sehingga rigiditas batuan yang merupakan

indikator untuk membedakan litologi batuan.

Inkompresibilitas (λρ = Lambda-Rho) merupakan kebalikan dari

kompresibilitas. Inkompresibilitas didefinisikan sebagai besarnya

perubahan volume (dapat dikompresi) bila dikenai oleh stress. Semakin

mudah dikompresi maka semaki kecil harga inkompresibilitasnya begitu

pula sebaliknya.

Gambar 15. Inkompressibilitas dan rigiditas beberapa batuan (Royle,1999).

Goodway mendemonstrasikan bagaimana analisis LMR dapat digunakan

untuk mengidentifikasi gas sand. Hal ini berasal dari separasi dari respon

dari kedua parameter λρ dan μρ terhadap gas sand vs shales. Selain itu,

LMR juga dapat mendeteksi tight shale atau zona shale yang tipis, seperti

yang terdapat pada Gambar 17 terlihat jelas keberadaan shale tipis

memisahkan dua zona gas A dan gas B (Anderson dan Grey, 2001).

Gambar 16. Interpretasi cross plot Lambda-Rho vs Mu-Rho sumur Lower

Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997).

34

Gambar 17. Interpretasi log P.S Impedance & Lambda-Rho, Mu-Rho sumur

Lower Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997).

2. Vp, Vs, dan Densitas

Berdasarkan parameter inkompresibilitas dan rigiditas, dapat dilakukan

perhitungan kecepatan gelombang elastik yang merambat melalui batuan

dengan perumusan pada persamaan (4) dan (5).

35

Vp = = (4)

Vs = (5)

Dengan

K = Modulus Bulk

ρ = Densitas

𝜇 = Rigiditas

Ketiga parameter ini merupakan parameter yang dimiliki data seismik,

digambarkan melalui informasi impedansi. Perhitungan berbagai macam

parameter elastik yang sensitif baik terhadap litologi maupun fluida dapat

dilakukan melalui ketiga parameter ini, yang kemudian dapat digunakan

sebagai informasi untuk menginterpretasi hasil pengolahan data seismik.

G. Inversi Seismik

Inversi seismik merupakan salah satu teknik pemodelan bawah

permukaan berdasarkan informasi reflektivitas data seismik yang diubah

menjadi informasi perlapisan. Metode ini menggunakan data seismik sebagai

data awal untuk perhitungan model reflektivitas melalui proses dekonvolusi

data seismik dan wavelet.

𝑆(𝑡)=𝑤(𝑡)∗𝑟(𝑡)+𝑛(𝑡) (6)

𝑟(𝑡)=(𝑆(𝑡)−𝑛(𝑡))𝑤(𝑡)⁄ (7)

Dengan

S(t) = Data seismik/trace seismik r(t) = Reflektivitas

36

w(t) = Wavelet n(t) = Noise

Model reflektivitas ini diubah melalui perhitungan rekursif menjadi model

impedansi yang mengandung informasi fisis mengenai kondisi bawah

permukaan, sehingga lebih mudah untuk dianalisis dibandingkan informasi

data reflektivitas seismik.

Ai+1 (8)

Dengan

AI = Impedansi Akustik

R = Reflektifitas

1. Extended Elastic Impedance (EEI)

a. Acoustic Impedance (AI) dan Elastic Impedance (EI)

Refleksi gelombang seismik terjadi akibat perubahan kecepatan dan

densitas pada data seismik, digambarkan dalam informasi

impedansi. Acoustic Impedance (AI) merupakan nilai impedansi

yang digambarkan oleh refleksi pada sudut datang normal (0),

sedangkan Elastic Impedance (EI) merupakan nilai impedansi yang

digambarkan oleh refleksi pada sudut datang tidak normal

(Connolly, 1999). Persamaan (3.10) menggambarkan hubungan

antara reflektivitas dengan AI, dan persamaan (3.11) merupakan

perhitungan EEI berdasarkan informasi Vp, Vs, densitas, dan sudut

datang (Whitcombe, 2002)

AI = Vp x 𝜌 (9)

RC = (10)

dengan

37

RC = Koefisien reflektivitas

EI(𝜃) = 𝛼0𝜌0 (11)

𝑎 = (1+𝑠𝑖𝑛2𝜃)

𝑏 = −8𝐾𝑠𝑖𝑛2𝜃

𝑐 = (1−4𝐾𝑠𝑖𝑛2𝜃)

dengan

α = Kecepatan gelombang p α0 = Rata-rata kecepatan gelombang P

β = Kecepatan gelombang S β0 = Rata-rata kecepatan gelombang S

𝜌 = Densitas 𝜌0 = Rata-rata densitas

𝜃 = Sudut Refleksi K = (Vs/Vp)2

b. Rotasi Koordinat Acoustic Impedance (AI) dan Gradient

Impedance (GI)

Extended Elastic Impedance (EEI) merupakan metode pengembangan

dari EI dengan menggunakan konsep rotasi koordinat dalam domain

AI dan gradient impedance (GI) untuk menghubungkan parameter

elastik batuan dengan reflektivitas seismik. Rotasi koordinat dalam

domain AI dan GI dilakukan untuk mencocokkan pola data

reflektivitas hasil perhitungan dengan pola data parameter elastik

batuan, sehingga model impedansi yang didapatkan dari data

reflektivitas tersebut dapat menggambarkan parameter elastik batuan.

38

Gambar 18. Konsep rotasi koordinat dalam domain AI-GI untuk

perhitungan EEI (Connolly, 2010)

Perumusan EEI mirip dengan perumusan EI, namun sudut reflektivitas

θ diganti dengan sudut rotasi χ, seperti pada persamaan (12) .

EEI(𝜒) = 𝛼0𝜌0 (12)

p = (cos 𝜒 + 𝑠𝑖𝑛 𝜒)

𝑏 = −8𝐾 𝑠𝑖𝑛 𝜒

𝑐 = (cos 𝜒 −4𝐾 𝑠𝑖𝑛 𝜒)

𝐸𝐸𝐼(𝜒) = 𝐴𝐼cos(𝜒)𝐺𝐼sin(𝜒) (13)

Dengan

𝜒 = Sudut Rotasi

2. Curved Pseudo-Elastic Impedance (CPEI)

Walaupun metode EEI dapat digunakan untuk

menggambarkan berbagai macam parameter elastik batuan,

metode EEI masih kurang baik untuk menggambarkan

parameter saturasi air. Kekurangan ini kemudian dijawab

dengan metode Curved Pseudo-Elastic Impedance (CPEI) yang

39

menghubungkan metode EEI dan konsep rock physics template

(Avseth, 2014). Rock Physics Template (RPT) merupakan suatu

pemodelan yang menghubungkan informasi porositas, saturasi

fluida, serta proses pengendapan batuan secara sederhana dalam

domain AI dan Vp/Vs.

Gambar 19. Konsep CPEI berdasarkan hubungan RPT dengan tren EEI (Avseth, 2014)

Berdasarkan Gambar 18, terlihat pada sudut tertentu tren EEI

dapat mengikuti tren RPT yang menggambarkan saturasi air, namun

masih bersifat linier dan kurang sesuai dengan kurva RPT yang

melengkung. Hal ini kemudian dijawab dengan melakukan

perhitungan di titik-titik tertentu yang merepresentasikan lengkungan

kurva RPT, sehingga didapat rumus CPEI seperti pada persamaan (14).

40

Gambar 20. Crossplot AI vs Vp/Vs dengan colorkey CPEI yang

menunjukkan kecocokan tren CPEI dengan

lengkungan RPT (Avseth, 2015)

𝐶𝑃𝐸𝐼 = 𝐴𝐼𝑇 + 𝛾 (𝑎.𝐴𝐼4+𝑏.𝐴𝐼3

+c.𝐴𝐼2+𝑑.𝐴𝐼+ – (14)

Dengan

AIT = Acoustic Impedance pada titik tangent kurva

𝛾 = Skala

Persamaan (14) yang digunakan oleh Avseth sangat bergantung

pada model yang dibuat berdasarkan data lapangan, karena rock

physics template dibuat berdasarkan data lapangan. Palgunadi

dkk. (2016) mengajukan pendekatan CPEI secara trigonometri

pada sudut tertentu melalui persamaan (14). Sudut tersebut

didapatkan melalui korelasi tertinggi antara CPEI yang dihitung

melalui persamaan (15) dengan data saturasi air.

𝐶𝑃𝐸𝐼(𝜒)=𝐴𝐼. cos(𝜒)+𝐴𝐼. sin(𝜒) (15)

41

Gambar 21. Aplikasi CPEI berdasarkan pendekatan

trigonometri dalam domain AI dan Vp/Vs dan

perbandingan CPEI dengan saturasi air (kiri)

(Palgunadi, 2016)

Pendekatan CPEI menggunakan trigonometri pada sudut tertentu

mampu mengikuti pola lengkungan kurva RPT seperti pada Gambar

20. Pendekatan ini kemudian dicocokkan dengan pola persebaran

saturasi air dan hasilnya menunjukkan kesamaan trend antara CPEI

dan saturasi air, ditunjukan pada Gambar 20 kanan.

3. Inversi Seismik Simultan

Pendrel (2000) mengembangkan sebuah metode inversi yang

menggunakan data seismik parsial stack gelombang P dan kemudian

diinversikan dengan wavelet hasil estimasi dari masing-masing stack

untuk memperoleh informasi Vp, Vs, dan . Metode ini kemudian

hari dikenal sebagai inversi simultan. Russel (2005)

memperkenalkan metode simultaneous inversion pada data pre-stack

42

dengan algoritma yang berdasarkan tiga asumsi, yaitu pertama,

pendekatan linear untuk reflektivitas. Kedua, reflektivitas PP dan

PS sebagai fungsi sudut yang telah diberikan oleh persamaan Aki-

Richards (Aki dan Richards, 2002). Ketiga, terdapatnya hubungan

liniar antara logaritma impedansi P, impedansi S, dan densitas.

Fatti (1994) dalam Hampson (2005) memodifikasi persamaan Aki

Richard sehingga diperoleh hubungan koefisien refleksi sebagai

berikut:

R(𝜃)=𝑐1𝑅𝑝+𝑐2𝑅𝑠+𝑐3𝑅𝐷……………...................…………………....(15)

dimana:

……………..…………………………......……...….(16)

………………………...……………......…...….….(17)

…….……………..…..….........……….(18)

…….....……………………….…….………......…………….(19)

....………..…….……….………......…………….(20)

…………...…….……….………......…………….(21)

……………………..….……….………......…………….(22)

Berdasarkan analisis inversi yang dijelaskan oleh Simmons dan

Backus (1996), yang menginversi linearized P-reflectivity (Rp), S-

reflectivity (Rs), dan densitas (RD), berdasarkan Persamaan 19

43

melalui Persamaan 20, menggunakan Persamaan 21. Simmons dan

Backus (1996), juga berasumsi bahwa densitas dan Vp berhubungan

dengan persamaan Gardner, yaitu:

………………….....…….……….……….......…………….(22

)

Vp dan Vs juga berhubungan dengan Persamaan Castagna, yaitu:

Vs = (Vp-1360)/1.16…………….....……........….......…………….(23)

Selain itu juga pendekatan Buland dan Omre (2003) yang

menggunakan parameter

dimana :

………………..…….……….……….......…………….(24)

Menjadi sebuah pendekatan yang mampu menginversi secara

langsung Impedansi P (Zp), Impedansi S (Zs), dan densitas (𝜌). Pada

perluasan teori inversi pre-stack, Persamaan Aki-Richards yang di

sederhanakan kembali oleh Fatti (1994). Persamaan 21, dengan

perubahan fungsi reflektivitas Rp, Rs, dan RD menjadi fungsi

Impedansi P, Impedansi S, dan kontras densitas akan memberikan

efek wavelet pada masing-masing reflektivitas maka didapat

persamaan trace seismik (T) yaitu:

........…….(25)

dimana:

44

W = Wavelet

Ls = ln (Zs)

𝜃 = Sudut datang

Lp = ln (Zp)

LD = ln (𝜌)

Penjelasan berdasarkan Persamaan 25 tersebut, terdapat variabel yang

baru yaitu LP=ln(ZP), yakni logaritma natural dari Impedansi Akustik

untuk mentransformasikan persamaan reflektivitas tersebut menjadi

impedansi, sepertirefleksivitas RP yang dapat dinyatakan dengan:

………..............…………….(26)

Dimana i merepresentasikan hubungan antara lapisan i dan i +1. Jika kita

menganggap N merupakan contoh reflektivitas, Persamaan (27) dapat

dituliskan dalam bentuk matriks sebagai:

……....…….......…………….(27)

Dengan 𝐿𝑃𝑖 = ln ( Zp)

Kemudian, jika direpresentasikan trace seismik sebagai konvolusi dari

wavelet seismik dan reflektivitas bumi, dapat dituliskan sebagai matriks,

yakni:

…….…………….....…………….(28)

Dimana Si merepresentasikan sampel ke -i dari trace seismik dan wj

merepresentasikan hubungan ke -j dari wavelet seismik yang telah

45

diekstraksi. Mengombinasikan Persamaan 27 dengan Persamaan 28 dapat

memberikan forward model yang berhubungan dengan trace seismik

terhadap logaritma dari Impedansi P:

………………………………...…………..…………….(29)

Dimana, W adalah matriks wavelet yang diberikan pada Persamaan (27)

dan D adalah derivative matriks yang diberikan pada Persamaan 28,

sehingga persamaan Aki-Richards akan menjadi seperti pada Persamaan

29 . Adapun relasi linier antara Lp [ln(Zp)], Ls [ln(Zs)], dan LD [ln(𝜌)]

dapat dinyatakan sebagai berikut:

ln(𝑍𝑠) = 𝑘 ln(𝑍𝑝) + 𝑘𝑐 + Δ𝐿𝑠…………………………..…………….(30)

ln(𝜌) = 𝑚 ln(𝑍𝑝) + 𝑚𝑐 + Δ𝐿𝐷…………………….........…………….(31)

Gambar 27 di bawah ini menunjukkan hubungan antara Zp, Zs, dan

densitas

Gambar 22. Crossplot antara ln(ρ) terhadap ln(Zp) dan ln(Zs) terhadap

ln(Zp) deviasi garis tersebut, ΔLD dan ΔLS adalah anomaly

fluida yang diinginkan (Russel, 2005)

46

Berdasarkan korelasi tersebut dengan mengombinasikan Persamaan 28

dan Persamaan 25 maka mengubah persamaan Aki-Richards menjadi:

……….(32)

= ………………..…….….............…………….(34)

= ……………………………..…….……….…………..….......(35)

D = Operator dferensial

W = Wavelet

LP = ln (Zp)

LS = ln (Zs)

LD = ln (

Dalam bentuk matriks, dengan asumsi jumlah trace N dari berbagai

macam sudut

maka persamaanya menjadi :

Setelah itu, Impedansi P, Impedansi S dan densitas dapat diperkirakan

dalam

persamaan berikut (Hampson, 2005):

𝑍𝑝 = exp(𝐿𝑝)……………………………..…….……………....…….(36)

𝑍𝑠 = exp(𝑘𝐿𝑝 + 𝑘𝑐 + Δ𝐿𝑠)………………………..……………….….(37)

𝜌 = exp (𝑚𝐿𝑝 + 𝑚𝑐 + Δ𝐿𝐷) ………………………..……....……….(38)

47

IV. METODOLOGI PENELITIAN

A. Waktu dan Tempat Penelitian

Penelitian dilakukan pada bulan Oktober 2017, hingga Mei 2018.

Penelitian ini dilakukan di Bidang KP3T Eksplorasi 3 Pusat Penelitian dan

Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi (PPPTMGB) “LEMIGAS” di

Jl. Ciledug Raya Kav. 109 Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230

dan Gedung L Teknik Universitas Lampung.

Tabel 1. Time Schedule Penelitia

48

B. Alat dan Bahan Penelitian

Adapun alat dan bahan yang digunakan saat penelitian tugas akhir ini,

yaitu sebagai berikut:

1. Data Sumur (Gamma Ray, SP, Densitas, Neutron, Resistivity, P-Sonic, S-

Sonic Caliper, SW, PHIE, Koordinat X-Y, Marker).

2. Data Eksplorasi Geofisika (Seismik 3 Prestack Angle Gether,

Checkshot).

3. Data geologi regional dan stratigrafi area penelitian.

4. Komputer dan Software Pengolahan.

C. Prosedur Penelitian

Pengolahan data dalam penelitian ini menggunakan software

Interactive Petrophysics (IP) yaitu untuk pengolahan data sumur, Petrel 2009

digunakan, yaitu pada proses Picking Horizon, matlab digunakan untuk mencari

niloai korelasi antara parameter sensitif dengan log EEI dan CPEI yang akan

dihasilkan, sedangkan Hampson Russell Software (HRS) digunakan pada proses

perhitungan dan transformasi log (LMR, Poisson’s Ratio, AI, dan SI), well

correlation, well seismic tie, inversi simultan, inversi EEI serta inversi CPEI.

Alur kerja dalam penelitian dapat dilihat pada gambar 23.

49

Gambar 23. Diagram Alir Penelitian

Perhitungan Log

AI, GI, μ, λ,

Poisson’s Rasio

Analisis Sudut EEI

Analisis persebaran batupasir yang mengandung Gas

CDP Stack

Wel-tie

Picking Horizon

Data Sumur

Pembuatan Wavelet (Near,

Mid, Far)

Model Prestack

Inversi Simultan

Model Zp, Zs,Vp, Vs,

Vp/Vs, dan ρ

Volume AI/Zp

Perhitungan GI

Data Seismik 3D

Angle Gether

Analisis Sudut

CDP Stacking

Partial Stack

Perhitungan EEI= AIcos(𝜒)

GIsin(𝜒)

Tidak

Penampang Pseudo

Inversi Sw

Data Petrofisik

PHIE, Vcl Sw GR, Rt, NPHI, RHOB,

P-wave, S-Wave

Uji Sensitivitas

Ya

Tidak

Volume GI

Perhitungan CPEI

Sudut EEI

Parameter

Sensitif

Cut off

Mulai

Sudut CPEI

Analisis

sudut CPEI

Cut off

Penampang Pseudo Inversi

Parameter Elastic

Slicing time : 5 ms,

15ms 20ms, 40ms,

60ms

Slicing time : 5 ms, 15ms 20ms, 40ms, 60ms

Selesai

Peta persebaran batupasir yang

mengandung Gas

50

1. Penentuan zona target

Penentuan zona target atau daerah yang merupakan reservoar

dilakukan dengan menganalisis data log gamma-ray yang berhubungan

dengan kandungan shale, cross-over antara densitas dengan neutron

porosity, serta perubahan AI dan Vp.

Daerah reservoar ditunjukkan oleh nilai log gamma-ray yang rendah,

penurunan nilai AI dan Vp, high resistivty serta terdapat cross-over antara

data densitas dengan neutron porosity.

Pada penelitian kali ini analisis yang telah dijabarkan di atas telah

dirangkum dalam pseudo log hingga mempermudah dilakukannya

interpretasi.

Zona reservoar berdasarkan data sumur H-1 dapat dilihat pada Gambar

24, dengan reservoar berada pada kedalaman 3846-3964 ft.

\

Gambar 24. Zona Prospek Sumur H1

51

Pada gambar 25 dapat dilihat interest zone ditandai dengan warna

kuning atau menunjukkan adanya cross over antara log NPHI dan RHOB

Untuk Zona reservoar berdasarkan data sumur H-2 dapat dilihat pada

Gambar 24, dengan ketebalan reservoar berada di antara 3845-3965 ft.

Gambar 25. Zona Prospek Sumur H2

52

Zona reservoar berdasarkan data sumur H-6 dapat dilihat pada Gambar

26, dengan reservoar berada pada kedalaman 3792-3908 ft.

Gambar 26. Zona Prospek Sumur H-6

2. Analisis Tuning Thickness

Tuning thickness merupakan ukuran tebal minimum yang dapat

teresolusi oleh data seismik. Perhitungan tebal minimum tersebut

dilakukan dengan rumus pada persamaan (39)

𝑇𝑢𝑛𝑖𝑛𝑔𝑡𝑕𝑖𝑐𝑘𝑛𝑒𝑠𝑠= 𝜆𝑓= ....................................................... (39)

53

Kecepatan gelombang P (Vp) yang digunakan merupakan rata-rata

kecepatan gelombang P pada daerah target, yaitu 4500 ft/s dan frekuensi

yang digunakan merupakan frekuensi dominan data seismik, yaitu 33 Hz,

sehingga didapatkan tebal minimum yang dapat diresolusi oleh data

seismik Lapangan “X” adalah 33,38 ft. Berdasarkan analisis data sumur

“H-1 , H-2, dan H-6”, zona reservoar yang ditemukan pada Formasi Frio

memiliki diatas tunning thicknes, sehingga dapat diakatakan bahwa

resolusi data seismik dikatakan baik atau dapat memisahkan batas atas dan

bawah dari reservoar pada Formasi Frio.

Tabel 2. Ketebalan Reservoar dan Tunning Thicknes

No Sumur Ketebalan Reservoar Tunning Thicknes

1 H1 184 ft 33,38 ft

2 H2 64 ft 33,38 ft

3 H6 116 ft 33,38 ft

3. Pembuatan data log

Pada tahapan ini dilakukan pembuatan log parameter elastik yang

dibutuhkan, seperti Lamda-Rho, Mu-Rho, Poisson’s Ratio, dan Gradient

Impedance P-Impedance, S-Impedance.

54

Gambar 27. Tampilan hasil pembuatan log pada Sumur “H-1”


55


4. Analisis Sensitivitas Terhadap Shale

Analisis sensitivitas dilakukan untuk mencari parameter yang

dapat memisahkan batuan reservoar dari litologi lain. Penentuan

parameter ini dilakukan berdasarkan data volume shale, melalui crossplot

antara dua parameter elastik dengan colorkey data volume shale.

Batupasir umumnya memiliki volume shale rendah, dalam penelitian ini

batas rendah volume shale yang diidentifikasi sebagai reservoar adalah

0,4.

56

Gambar 30. Crossplot AI vs Porositas Sumur H-1

Gambar 31. Cross-section AI vs Porositas Sumur H-1

Dari gambar 30 dapat dilihat crossplot hubungan antara

Impedansi Akustik dengan Porositas. Sedangkan pada gambar 31

menunjukkan crossection zona yang ditandai pada crossplot gambar 30.

57

Gambar 32. Crossplot Lamda-Rho vs Porositas Sumur H-1

Gambar 33. Cross-section Lamda-Rho vs Porositas Sumur H-1

Dari gambar 32 dapat dilihat crossplot hubungan antara Lamda-

Rho dengan Porositas. Sedangkan pada gambar 33 menunjukkan

crossection zona yang ditandai pada crossplot gambar 32.

58

Gambar 34. Crossplot Poisson’s Ratio vs Porositas Sumur H-1

Gambar 35. Cross-section Poisson’s Ratio vs Porositas Sumur H-1

59

Dari gambar 34 dapat dilihat crossplot hubungan antara Poisson’s

Ratio dengan Porositas. Sedangkan pada gambar 35 menunjukkan

crossection zona yang ditandai pada crossplot gambar 35.

Gambar 36. Crossplot Mu-Rho vs Porositas Sumur H-1

Gambar 37. Cross-section Mu-Rho vs Porositas Sumur H-1

60

Dari gambar 33 dapat dilihat crossplot gambar 34 menunjukkan

crossection zona yang ditandai pada crossplot gambar 33

5. Inversi Simultan

a. Pembuatan Partial Angle Gather dan Partial Angle Stack (Near,

Mid, Far)

Hubungan antara Mu-Rho dengan Porositas. Sedangkan pada

Pembuatan partial angle gather dilakukan dengan membagi data

seismik pada rentang sudut yang berbeda dengan berdasar interval

sudut yang telah ditentukan pada analisis incidence angle dengan

batas minimum dan maksimum tertentu. Pembuatan partial angle

gather dan partial angle stack dilakukan dengan mempertimbangkan

sudut kritis. Apabila pembuatan partial angle gather dan partial angle

stack melebihi sudut kritis, maka tidak nampak adanya kenaikan

amplitudo.

Pembuatan partial angle gather bertujuan untuk melihat respon

kenaikan amplitudo terhadap rentang sudut datang yang berbeda.

Selain itu partial angle gather juga merupakan input data seismik

yang digunakan pada proses Inversi Simultan. Setelah dilakukan

pembuatan partial angle gather sebagai bahan input data seismik pada

proses Inversi Simultan, lalu dilakukan pembuatan partial angle stack.

Partial angle stack dibuat untuk melihat respon anomali target

terhadap fungsi sudut setelah data di-stack. Selain itu pembuatan

partial angle stack dilakukan untuk menciptakan partial angle wavelet

61

secara statistical pada interval zona target yang sesuai dengan interval

sudut pada partial angle gather

b. Pembuatan Partial Angle Wavelet ( Near, Mid, Far)

Pada penelitian ini pembuatan wavelet dilakukan secara

statistical menggunakan data seismik partial stack, sehingga

menghasilkan tiga wavelet berdasarkan interval sudut yang digunakan

pada saat stacking. Penulis menggunakan metode statistical extraction

wavelet, karena metode ini akan menghasilkan wavelet dengan

parameter fase, amplitudo, dan frekuensi yang paling mirip dengan

data seismik serta memiliki korelasi yang lebih tinggi dibandingkan

metode yang lainnya. Dalam pembuatan wavelet perlu diperhatikan

kesesuaian spesifikasi wavelet dengan data seismik termasuk

frekuensi dan polaritasnya, karena hal tersebut akan mempengaruhi

hasil korelasi pada tahapan well seismic tie. Wavelet yang memiliki

kesesuaian cukup baik dengan data seismik, dapat meminimalisir

perlakuan strech squezze pada proses well seismic tie, sehingga

menimbulkan time shift yang minimum.

Tabel 3. Spesifikasi partial angle wavelet.

Wavelet type Near Mid Far

Wavelet extraction Ricker

Extraction window 2700 ms - 3000 ms

Waveleth length 120 ms

Phase type Linear Phase

Sample rate 2ms

Polarity Normal

Frequancy 33 29 23.5

62

Gambar 38. Extracting Near Wavelet

Gambar 39. Extracting Mid Wavelet

Gambar 40. Extracting Far Wavelet

63

c. Checkshot Correction

Data checkshot digunakan dalam proses well seismic tie sebagai

penghubung domain kedalaman data sumur ke dalam domain waktu data

seismik. Sebenarnya konversi domain kedalaman ke dalam domain waktu

dapat dilakukan oleh data sumur, yaitu log sonic. Namun, kecepatan sonic

dalam well seismic tie mempunyai beberapa kelemahan, sehingga masih

diperlukan data kecepatan lain yang diperoleh sebagaimana data seismik.

Oleh sebab itu, perlu dilakukan proses koreksi checkshot yan

menghasilkan data log sonic terkoreksi. Koreksi checkshot terdiri atas dua

tahapan:

1. Kurva drift diinterpolasi untuk menghitung ketidakcocokan antara time

depthcurve dan data checkshot.

2. Time depth curve dan log sonic menjadi data checkshot terkoreksi yang

terproses menggunakan kurva drift.

d. Wavelet analysis dan Well seismic tie

Well seismic tie dilakukan untuk mengorelasikan event reflektor

data seismik pada kedalaman sebenarnya menggunakan data log.

Prinsipnya dengan mengorelasikan event pada seismogram sintetik dengan

event-event refleksi data seismik pada interval zona target. Pencocokan

dilakukan dengan mengoreksi nilai time-depth data checkshot agar TWT-

event pada seismogram sintetik sama dengan data seismik. Wavelet yang

telah diekstrak pada tahapan sebelumnya menggunakan metode ricker,

dikonvolusikan dengan log Impedansi (log reflektivitas), sehingga

diperoleh siesmogram sintetik. Proses pembuatan wavelet dilakukan secara

64

trial and error dengan memerhatikan parameter amplitudo maksimum,

frekuensi, fasa, window length, dan taper length hingga mendapatkan

korelasi yang tinggi antara seismogram sintetik terhadap data seismik

tanpa melakukan bulk shift dan strech squezze secara intensif. Strech

squezze yang sering dilakukan akan menimbulkan bulk shift sehingga

mengakibatkan hasil korelasi kurang baik. Hal ini menandakan event trace

sintetik menyimpang dari event pada data seismik. Oleh sebab itu, hal

yang diperhatikan adalah pemilihan wavelet yang baik untuk memeroleh

time shift, yang bernilai kecil atau bernilai nol, sehingga penerapan shifting

time langsung dapat dilakukan seperti pada gambar 41.

Gambar 41. Well to Seismic tie Well H-1

65

Dari hasil well to seismic tie yang dilakukan didapat nilai korelasi

sumur H-1 sebesar 0,914 sumur H-2 sebesar 0,779 dan sumur H-6

Sebesar 0,899.

e. Interpretasi Data Seismik 3D

Interpretasi data seismik 3D pada lapangan “X” hanya meliputi

picking horizon, karena tidak ditemukannya sesar pada penampang

seismik di sekitar zona target. Setelah sebelumnya dilakukan horizon pick

pada angle gather, maka perlu dilakukan koreksian kembali hasil picking

horizon pada data seismik yang telah di-stack (full stack migrated).

Marker yang menjadi acuan pada proses picking adalah Top A, Top B, dan

Top C dengan memerhatikan kontinuitas refleksi, amplitudo, serta

kejelasan interval zona target Pay sand pada batas-batas zona target dan

bidang ketidakselarasannya. Selanjutnya output dari picking horizon ini

berupa garis batas lapisan serta peta time structure.

f. Pembuatan Model Inisial, Vp, Vs, Zp, Zs, dan Density

Inversi Simultan menggunakan input Model awal dalam

menghitung syntetic gather yang dibandingkan dengan data seismik.

Model awal dibuat dengan input partial angle stack, data interpretasi

horizon serta dikontrol oleh data log P-wave, S-wave, densitas, impedansi

P, dan Impedansi S. Faktor-faktor tersebut memengaruhi pembuatan model

initial, dimana data log berperan sebagai acuan dasar model awal serta

data horizon sebagai guide dalam interpolasi nilai parameter yang akan

diinversi pada volume data seismik. Model awal dibuat berdasarkan model

low frequency dengan high cut 20-30 Hz. Hal ini bertujuan untuk

66

memeroleh trend informasi dari model frekuensi terendah. Hal tersebut

bertujuan untuk memeroleh sebuah model yang mampu memberikan

gambaran awal mengenai hasil inversi difrekuensi terendah untuk melihat

kesesuaiannya dengan hasil inversi yang ingin dihasilkan seperti pada

gambar berikut:

Gambar 42. Model Awal Lapangan ALFAN

g. Analisis QC Pre-Inversion dan Penentuan Nilai Parameter Inversi

Simultan

Pada tahapan ini dilakukan proses analisis QC Pre-Inversion untuk

mempertimbangkan keberhasilan hasil inversi secara cepat. Analisis pre-

inversion menggunakan software HRS dilakukan dengan membandingkan

log dan trace hasil inversi terhadap data sebenarnya (original logs). Proses

selanjutnya adalah penentuan koefisien regresi melalui crossplot seperti

pada gambar 43. Dalam tahap ini data log yang diperlukan adalah ln(Zp)

(logaritma natural impedansi P), ln (Zs) (logaritma natural Impedansi S),

67

dan ln(Dn) (logaritma natural densitas). crossplot data log ln(Zp) dan log

ln(Zs) menunjukkan hubungan linier koefisien regresi Impedansi P dan

Impedansi S, sedangkan crossplot data log ln(Zp) dan ln(Dn)

menunjukkan hubungan linier koefisien regresi Impedansi P dan Densitas.

Koefisien ini akan menghasilkan trend garis linier regresi k, kc, m, mc,

Δ𝑙𝑛(𝑍𝑠), serta Δ𝑙𝑛(𝐷𝑛), yang selanjutnya digunakan untuk membentuk

analisis inversi. Pada inversi simultan yang dilakukan pada penelitian ini

digunakan nilai k=1.5, Kc= -5.33 , m=0.25, mc=-1.61 seperti yang terlihat

pada gambar 43.

Gambar 43. Persamaan Regresi Inversi Simultan

Kemudian setelah itu dilakukan pencocokan antara kurva inversi

yang akan dihasilkan dengan kurva log dan model awal seperti yang

terlihat pada gambar 44. Tujuan dari dilakukannya analisis ini bertujuan

agar inversi yang akan dihasilkan nantinya akan sesuai dengan model awal

dan data sumur. Pada gambar 40 dapat terlihat kurva merah menunjukkan

68

inversi yang nantinya akan dihasilkan, sedangkan kurva atau grafik biru

menunjukkan grafik dari data log.

Gambar 44. Analisis Pre-Inversi Simultan

Pada gambar 44 terdapat 6 grafik yang dilakukan analisis, yaitu Zp,

Zs, densitas, Vp, Vs, dan Vp/Vs hal ini sesuai dengan kebutuhan volume

inversi yang nantinya akan dihasikan. Dari gambar tersebut dapat dilihat

error yang dihasilkan telah menunjukkan nilai yang kecil ini berarti antara

kurva inversi dengan data log dan model awal telah memiliki trend yang

serupa.

69

h. Penampang Hasil Inversi

Setelah dilakukan analisis Pre-Inversi selanjutnya dilakukan inversi yang

memanfaatkan parameter yang dihasilkan dari analisis tadi. Penampang

inversi yang dihasilkan nantinya terdapat 6 yaitu penampang Zp, Zs,

density, Vp, Vs, dan Vp/Vs.

6. Inversi Seismik EEI

a. Penentuan sudut EEI

Penentuan sudut EEI dilakukan dengan memasukkan rumus EEI

seperti pada persamaan (13) dalam rentang sudut -90o sampai 90

o dan

kemudian dikorelasikan dengan data parameter elastik yang sudah

ditentukan. Sudut yang menghasilkan EEI dengan nilai korelasi

tertinggi akan digunakan untuk membuat volume reflektivitas

parameter elastik tersebut.

(a)

(b)

Gambar 45. Analisis Sudut EEI (a) Poisson’s Ratio (b) Lamda-Rho

Berdasarkan analisis sensitivitas, didapatkan Lamda-Rho,

Poisson’s Ratio, sebagai parameter yang mampu memisahkan

batupasir yang terisi hidrokarbon dengan litologi lain, sedangkan

70

gamma ray mampu mengindikasikan persebaran litologi, sehingga

pencarian sudut EEI dilakukan terhadap data Lamda-Rho, poisson’s

Rasio serta gamma ray yang kemudian akan digunakan untuk

membuat volume reflektivitas Lamda-Rho, Poisson’s Ratio dan

gamma ray. Berdasakan hasil analisis korelasi pada Gambar 45,

didapatkan sudut EEI yang berkorelasi tinggi dengan Lamda-Rho

adalah 52o dan Poisson’s Ratio adalah 70

o.

Gambar 46. Analisis Sudut EEI dengan Gamma Ray

Gambar 46 menunjukkan gambar korelasi antara EEI dengan Mu-Rho.

Dari korelasi yang dilakukan didapat nilai korelasi sebesar 0.9 pada

sudut 3o

. Untuk Mu-Rho nilai korelasi yang didapat yaitu 0.6,

sedangkan porositas 0.3.

b. Pembuatan volume Lamda-Rho, Poisson’s Ratio, Mu-Rho,

Gamma Ray

Pembuatan volume Lamda-Rho, Poisson’s Ratio, Mu-Rho,

Gamma Ray dibuat dengan melakukan perhitungan sesuai dengan

perumusan EEI pada persamaan 13 dimana 𝜒 merupakan sudut yang

71

didapat dari hasil korelasi parameter elastik yang dilakukan pada

software matlab seuai dengan parameter yang akan dibuat volumenya

seperti yang dijelaskan pada sub bab sebelumnya sedangkan AI didapat

dari hasil inversi simultan serta GI didapat dari hasil perhitungan dari

persamaan berikut:

GI = Vp.Vs-8K

. ρ-4K

........................................................................(39)

dimana:

K = (Vs2/Vp2)...............................................................................(40)

Sama dengan AI, volume Vp, Vs dan ρ didapatkan dari hasil inversi

simultan CPEI.

a. Penentuan sudut CPEI

Penentuan sudut CPEI dilakukan seperti pada penentuan sudut EEI,

dengan memasukkan rentang sudut -90 sampai 90 ke dalam persamaan

(15), kemudian dicari sudut yang menghasilkan nilai CPEI berkorelasi

tinggi dengan data saturasi air. Berdasarkan nilai korelasi tertinggi dengan

data saturasi air, didapatkan sudut CPEI yang digunakan pada penelitian

ini bernilai -50o seperti yang terlihat pada gambar 47

Gambar 47. Analisis Sudut CPEI dengan Sw

72

b. Pembuatan Volume Reflektivitas CPEI

Pembuatan volume reflektivitas CPEI dilakukan menggunakan

volume AI dan Vp/Vs, dihitung dengan persamaan (15) pada sudut -

42o, berdasarkan hasil penentuan sudut CPEI yang sudah dilakukan.

Hasil volume CPEI dapat dilihat pada Bab VI.

7. Pembuatan Peta Persebaran Batupasir yang Mengandung Hidrokarbon

a. Penentuan cut-off

Cut-off atau batas yang memisahkan dua kelas yang diinginkan

ditentukan melalui analisis crossplot data log. Namun penentuan cut-

off berdasarkan analisis crossplot cenderung bersifat subyektif,

sehingga dibutuhkan pendekatan yang lebih obyektif untuk

menentukan nilai cut-off. Pendekatan yang lebih obyektif dilakukan

melalui analisis crossplot seperti pada gambar berikut:

Gambar 48. Cut-off Lamda-Rho

73

Gambar 44 menunjukkan crossplot antara Lamda-Rho dengan

porositas dimana nilai cut-off ditunjukan dengan batas nilai antara

zona 1 yang diduga sand dengan zona 2 yang diduga shale dengan

nilai cut-off senilai 85. Gambar 49 menunjukkan crossplot antara

Poisson’s Rastio dengan porositas dimana nilai cut-off ditunjukkan

dengan batas nilai antara zona 1 (kuning) yang diduga sand dengan

zona 2 (abu-abu) yang diduga shale dengan nilai cut-off senilai 24.

Sedangkan gambar 50 menunjukkan crossplot antara Mu-Rho

dengan porositas dimana nilai cut-off ditunjukan dengan batas nilai

antara zona 1 (kuning) yang diduga sand dengan zona 2 (abu-abu)

yang diduga shale dengan nilai cut-off senilai 55.

Gambar 49. Cut-off Poisson’s Rasio

74

Gambar 50. Cut-off Mu-Rho

Selain mampu membedakan litologi shale dan sand parameter elastik

juga mampu membedakan litolologi wet sand dengan gas sand

contohnya dengan melakukan analisis Lamda-rho vs Mu-rho seperti

pada gambar 51


Berdasarkan Lamda-Rho vs Mu-Rho

75

Dari analisis yang dilakukan didapat nilai cut-off Lamda-Rho untuk

gas sand, yaitu 50, dan wet sand, yaitu 60 sedangkan untuk cut-off

Mu-rho sand, yaitu 50, dan shale, yaitu 30. Selain itu dilakukan juga

crossplot antara Lamda-Rho dengan Poisson’s Ratio untuk mencari

cut-off Poisson’s Ratio yang dapat dilihat pada gambar 52.


Berdasarkan Poisons’s Rasio

Dari analisis yang dilakukan terhadap gambar 48 didapat nilai cut

off Poisson’s Ratio untuk gas sand, yaitu 0.2, dan wet sand, yaitu 0.3.

Hasil dari nilai-nilai cut-off dapat dilihat pada tabel 4.

Tabel 4. Cut-off Parameter Elastik

No Parameter Reservoar Nilai Cut off

Gas Sand Wet Sand Shale Tight Sand

1 Lamda-Rho (Gpa*g/cc) 50 60 - -

2 Mu-Rho (Gpa*g/cc) 50 50 30 80

3 Poisson's Rasio (Gpa*g/cc) 0.2 0.3 - -

4 Gamma Ray (API) 60 80 60

76

b. Scaling Hasil Inversi CPEI Menjadi Pendekatan Data Saturasi Air

CPEI merupakan metode pendekatan parameter elastik yang

mampu menggambarkan persebaran data saturasi air. Hasil CPEI yang

didapat dari perhitungan hasil inversi AI dan Vp/Vs memiliki rentang

nilai puluhribuan, sedangkan data saturasi air berada pada rentang 0-1,

sehingga perlu dilakukan scaling agar hasil CPEI dapat menyerupai

data saturasi air. Proses scaling dilakukan dengan menggunakan

persamaan (41)

SW(Scaled) = + SWmin......(41)

Dengan nilai maksimum dan minimum diambil pada daerah target,

dalam hal ini Formasi Plofer. Hasil scaling dapat dilihat pada Bab VI

sedangkan untuk kecocokannya dengan data sumur dapat dilihat pada

gambar berikut:

.

121

VI. SIMPULAN DAN SARAN

A. Simpulan

Dari penelitian yang telah dilakukan didapat kesimpulan sebagai berikut:

1. Parameter Mu-rho dan Gamma ray sesnsitif dalam memisahkan

litologi porous sand, tight sand dan shale.

2. Parameter Lamda-rho dan Poisson’s Rasio sesnsitif dalam

memisahkan litologi gas sand, waq et sand dan shale.

3. Dari inversi simultan kita mendapatkan volume Zp, Zs, Vp, Vs, Vp/Vs

dan densitas yang berguna dalam perhitungan inversi EEI dan CPEI.

4. EEI memiliki tren yang sama dengan Parameter Mu-Rho, gamma ray

Lamda-Rho dan Poisson’s Ratio, sehingga mampu memisahkan

reservoar sand dengan litologi lain.

5. CPEI memiliki tren yang sepola dengan tren saturasi air, sehingga

dapat digunakan sebagai indikator persebaran fluida pada daerah

penelitian

6. Kombinasi Parameter Mu-Rho, gamma ray, Lamda-Rho dan

Poisson’s Ratio dengan CPEI menggambarkan persebaran sand yang

mengandung hidrokarbon dengan lebih baik .

121

7. Reservoar hidrokarbon pada daerah penelitian memiliki 2 buah lapisan

reservoar dimana reservoar pada daerah ini persebarannya lebih

ekstensif pada area tinggian.

B. Saran

1. Dalam melakukan penentuan sudut EEI dan CPEI perlu dilakukan

pada semua sumur demi hasil yang lebih valid.

2. Perlu dilakukan pemodelan 3D surface demi mendapatkan persebaran

reservoar yang lebih baik.

122

DAFTAR PUSTAKA

Abdullah, Mikrajuddin. 2007. Fisika Dasar 1 Edisi Revisi. Bandung: ITB

Alimoradi, A., 2011, Methods of Water Saturation Estimation:Historical

perspective, Journal of Petroleum and Gas Engineering, Vol. 2(3).

Asquith, G.B., 1982, Basic Well Log Analysis for Geologists,AAPG, Methods in

Exploration Series, Oklahoma.

Asparini Dewi. 2011. Penerapan Metode Stacking dalam Pemrosesan Sinyal

Seismik Laut di Perairan Barat Aceh. Bogor. IPB

Abbassi. 2013. Essentials of Modern Open-Hole LogInterpretation,

PennWellPublishing Company, Oklahoma.

Baiyegunhi, C., Oloniniyi, T.L. dan Gwavava, O. 2014. The correlation of dry

density and porosity of some rocks from the Karoo Supergroup: A case

study of selected rock types between Grahamstown and Queenstown in

the Eastern Cape Province, South Africa. IOSR Journal of Engineering

(IOSRJEN), 04 (12), p. 30 – 40.

Barrett, A.G., Hinde, A.L. danKennard, J.M., 2004, Undiscovered Resource

AssessmentMethodologies and Application to TheBonaparte Basin,

Geoscience Australia, Canberra.

Bateman, R. M., 1985, Open-Hole Log Analysis and Formation

Evaluation,International Human Resources Development Corporation,

Boston.

Berry, J.K. 2004. Bridging GIS and Map Analysis: Identifying and Utilizing

Spatial Relationships. ASPRS Annual Conference, p. 1 – 9.

Brooks.1996. South Sumatera Basin Province, Indonesia: The Lahat/

Talang Akar-Cenozoic Total Petroleum System. USGS: Colorado.

Bradshaw et al. 1988, Well Logging and Formation Evaluation, Texas, Gulf

Freeway.

123

Cannon, D.E., dan Coates, G.R., 1990, “Applying Mineral Knowledge to

Standard Log Interpretation”, AAPG journal.

Charlton, T.R.2002, The Petroleum Potentential ofEast Timor, The APPEA

Journal.

Connolly, P.A. (2010) : Robust Workflows for Seismic Reservoir

Characterization. Society of Exploration Geophysics DL Tour.

Crain, E.R. dan Hume, D.W., 2011,Productivity Estimation in the Milk River

Laminated Shaly Sand, Southeast Alberta and Southwest Saskatchewan,

Canadian Well Logging Society.

Doust, H. dan Noble, R.A. 2008. Petroleum Systems of Indonesia. Marine and

Petroleum Geology. Elsevier - Marine and Petroleum Geology, 25, p.

103 - 129.

Darling, T., 2005, Well Logging and Formation Evaluation, Texas, Gulf Freeway.

Dewan, J.T., 1983, Essentials of Modern Open-Hole LogInterpretation,

PennWellPublishing Company, Oklahoma.

Delisatra, D. 2012, The Geological Interpretation of Well Logs. Second

Edition, Sutherland, Skotlandia.

Ginger, D. dan Fielding, K. 2005. The Petroleum Systems and Future Potential of

the South Sumatera Basin. Proceedings Indonesian Petroleum

Association 2005, IPA05-G-039, p. 67 – 89.

Halliburton. 2001. Basic Petroleum Geology and Log Analysis.

http://issuu.com/elibrarysnsc/docs/basic_petroleum_geology_and_log_ana

lysis__hallibur/85?e=0 (diakses tanggal 2 Agustus 2015).

Hardiansyah, I. 2015. Identifikasi Zona Reservoar Sand Menggunakan Seismik

Inversi Akustik Impedansi dan Analisis Atribut pada Lapangan ”Bisma’’

Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan. Skripsi Sarjana pada

Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta: tidak

diterbitkan.

Harsono, A. 1993, Pengantar Evaluasi Log, Schlumberger Data Services, Jakarta.

Harsono, A. 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield

Services, Jakarta.

Holtz, R.D. and Kovacs, W.D., 1981, An Introduction in Geotechnical

Engineering, Prentice Hall Civil Engineering ang Engineering Mechanic

Series, Prentice-Hall, Harvard.

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log: Edisi Revisi-8.

Schlumberger Oil Services: Indonesia

124

Koesoemadinata. 1980. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Bandung : Institut Teknologi

Bandung.

Lewnes, Newrick. 2004. Seismic Interpretation, source rocks and

maturation, exploration history and potential play types of the central and

eastern Scotian Shelf. Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board,

Halifax, Nova Scotia, Canada: 7 – 13.

Longley. 2002. Undiscovered Resource AssessmentMethodologies and

Application to TheBonaparte Basin, Geoscience Australia, Canberra.

Morry. 1998. Relationship of syndepositional structures and deltas. Texas:

Engineering The University of Texas at Austin.

Nugroho, N., 2008. Seismik Inversi Untuk Karakterisasi Reservoar, Depertemen Teknik Geofisika ITB, Bandung.

Nurwidyanto, M.I., Noviyanti, I. dan Widodo, S. 2005. Estimasi Hubungan

Porositas dan Permeabilitas pada Batupasir (Study Kasus Formasi Kerek,

Ledok, Selorejo). Jurnal Berkala Fisika. 8 (3), p. 87 – 90.

Peters, Ekwere J. ( - ). Petrophysics. Departement of Petroleum and Geosystems.

Texas: Engineering The University of Texas at Austin.

Pulunggono, A., Haryo S. dan Kosuma, C.G. 1992. Proceedings Indonesian

Petroleum Association: Pre-Tertiary and Tertiary Fault Systems as a

Framework of the South Sumatera Basin; a Study of SAR-Maps.

Proceedings Indonesian Petroleum Association 1992, IPA92-11.37, p.

339 – 360.

Praston, Edward.. 2000. Interpretasi Seismik Refleksi, Jurusan Teknik Geofisika.

Bandung : Institut Teknologi Bandung.

Ramdhani, E. 2017. Perhtungan Cadangan Hidrokarbon Formasi Talang Akar

Menggunkan Analisis Petrofisika dan Seismik Inversi AI Dengan

Pendekatan Map Algebra pada Lapangan Bisma, Cekungan Sumatera

Selatan. Skripsi Sarjana FT Universitas Lampung: tidak diterbitkan.

Rider, M. 1996. The Geological Interpretation of Well Logs : Second Edition.

Interprint Ltd.: Malta.

Rider, M., 2002, The Geological Interpretation of Well Logs. Second

Edition,Sutherland, Skotlandia.

125

Russell B.H., 1991, Introduction to Seismic Inversion Methods, S.N. Domenico,

Editor Course Notes Series, Volume 2, 3 rd edition.

Russel, B.H. 1996. Intruduction to Seismic Inversion Method,

Hampson-Russel Software Service Ltd:calgary, Alberta.

Santoso, H. 2009. Analisis Korelasi Berdasarkan Koefisien Kontingensi C

Menurut Creamer dan Simulasinya. Skripsi Sarjana FMIPA

UniversitasNegeri Semarang: tidak diterbitkan. Shearer, P. 2009.

Introduction to Seismology; Secobd Edition. Cambridge

University Press : UK

Suara Geologi. 2012. Seismik Inversi Untuk Karakterisasi Reservoar, Depertemen

Teknik Geofisika ITB, Bandung.

Sheare. 2009. Undiscovered Resource AssessmentMethodologies and Application

to TheBonaparte Basin, Geoscience Australia, Canberra.

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

Geofisika, Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan

Alam, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta.

Sukmono, S., 1999. Interpretasi Seismik Refleksi, Jurusan Teknik Geofisika.

Bandung : Institut Teknologi Bandung.

Sukmono, S. 2000. Seismik Inversi Untuk Karakterisasi Reservoar, Depertemen

Teknik Geofisika ITB, Bandung.

Triyanto, D. 2016. Evaluasi Formasi Untuk Menentukan Cadangan Hidrokarbon

Pada Reservoir Karbonat Lapangan “X” Menggunakan Data Well

Logging dan Petrofisika. Skripsi Sarjana FT Universitas Lampung: tidak

diterbitkan.

Whittam et al. 1996. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log. London: Schlumberger

Oil field Services.

ANALISIS PERSEBARAN BATUPASIR YANG DIDUGA …digilib.unila.ac.id/31789/20/Skripsi Full Teks Tanpa...

Documents

Transcript of ANALISIS PERSEBARAN BATUPASIR YANG DIDUGA …digilib.unila.ac.id/31789/20/Skripsi Full Teks Tanpa...