ANALISIS PERSEBARAN RESERVOAR BATUPASIR YANG

TERSATURASI GAS DENGAN MENGGUNAKAN METODE

SEISMIK INVERSI POISSON IMPEDANCE (PI) PADA

LAPANGAN “X” CEKUNGAN BONAPARTE

(Skripsi)

Oleh

Aditya Nugroho

KEMENTERIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

UNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2019

i

ANALYSIS OF SPREADING GAS-SATURATED SANDSTONE

RESERVOIR USING POISSON IMPEDANCE (PI) SEISMIC

INVERSION IN THE X FIELD BONAPARTE BASIN

By

Aditya Nugroho

ABSTRACT

In this study, Acoustic Impedance (AI), Shear Impedance (SI), and LMR

parameters are not sensitive to lithology and fluid separation because it still has a

high degree of ambiguity. Poisson Impedance (PI) is considered more effective in

overcoming this problem. PI values are obtained by rotating the AI and SI crossplots

to fulfill the equation of PI (c) = AI - c * SI, where the coefficient value c is the

rotation optimization factor. The coefficient value of c is calculated through the

TCCA (Target Coefficient Correlation Analysis) method to improve accuracy.

Lithology Impedance (LI) is obtained from a combination of Poisson Impedance

with parameters that are sensitive to lithology (Gamma Ray and Vp/Vs Ratio). Fluid

impedance (FI) is obtained from a combination of Poisson Impedance with

parameters that are sensitive to fluid (Water Saturation and Lambda-Rho). The

coefficient value for Lithology Impedance (Gamma Ray) in reservoir-1 is obtained

at 1.2174 and in reservoir-2 is 2.0778. Furthermore, Lithology Impedance (Vp / Vs

Ratio) in reservoir-1 is obtained c coefficient value of 1.5637 and in reservoir-2 is

1.7045. The coefficient value for Fluid Impedance (Water Saturation) in reservoir-

1 is 1.0575 and in reservoir-2 is 1.9626. As well, the Fluid Impedance (Lambda-

Rho) in reservoir-1 has a coefficient value of 1.2892 and in reservoir-2 of 1.2045.

Lithology Impedance and Fluid Impedance produce a very good separation of

lithology and fluid distribution in both reservoirs. The dominant gas-saturated

sandstone reservoir (reservoir-1) is in the western and northern part of the research

area, while the dominant gas-saturated sandstone reservoir (reservoir-2) is in the

south-west part of the study area, and also around wells Z1-Z and Z1 -Y.

Keywords: Poisson Impedance, TCCA (Target Coefficient Correlation Analysis),

Lithology, Fluid

ii

ANALISIS PERSEBARAN RESERVOAR BATUPASIR YANG

TERSATURASI GAS DENGAN MENGGUNAKAN METODE

SEISMIK INVERSI POISSON IMPEDANCE (PI) PADA

LAPANGAN “X” CEKUNGAN BONAPARTE

Oleh

Aditya Nugroho

ABSTRAK

Pada penelitian ini parameter Acoustic Impedance (AI), Shear Impedance (SI), dan

LMR tidak sensitif untuk pemisahan litologi dan fluida karena masih memiliki

tingkat ambiguitas yang tinggi. Poisson Impedance (PI) dinilai lebih efektif untuk

mengatasi masalah tersebut. Nilai PI diperoleh dengan melakukan rotasi pada

crossplot AI dan SI untuk memenuhi persamaan PI (c) = AI - c * SI, di mana nilai

koefisien c merupakan faktor optimisasi rotasi. Nilai koefisien c tersebut dihitung

melalui metode TCCA (Target Coefficient Correlation Analysis) untuk

meningkatkan akurasi. Lithology Impedance (LI) diperoleh dari kombinasi antara

Poisson Impedance dengan parameter yang sensitif terhadap litologi (Gamma Ray

dan Vp/Vs Ratio). Fluid Impedance (FI) diperoleh dari kombinasi antara Poisson

Impedance dengan parameter yang sensitif terhadap fluida (Water Saturation dan

Lambda-Rho). Nilai koefisien c untuk Lithology Impedance (Gamma Ray) pada

reservoar-1 didapatkan sebesar 1,2174 dan pada reservoar-2 sebesar 2,0778.

Selanjutnya Lithology Impedance (Vp/Vs Ratio) pada reservoar-1 didapatkan nilai

koefisien c sebesar 1,5637 dan pada reservoar-2 sebesar 1,7045. Adapun nilai

koefisien c untuk Fluid Impedance (Water Saturation) pada reservoar-1 didapatkan

sebesar 1,0575 dan pada reservoar-2 sebesar 1,9626. Serta, Fluid Impedance

(Lambda-Rho) pada reservoar-1 didapatkan nilai koefisien c sebesar 1,2892 dan

pada reservoar-2 sebesar 1,2045. Lithology Impedance dan Fluid Impedance

menghasilkan pemisahan distribusi litologi dan fluida pada kedua reservoar dengan

sangat baik. Pada reservoar-1, batupasir yang tersaturasi gas dominan berada pada

bagian barat dan utara daerah penelitian, sedangkan pada reservoar-2, batupasir

yang tersaturasi gas dominan berada pada bagian selatan-barat daerah penelitian,

serta terdapat juga di sekitar sumur Z1-Z dan Z1-Y.

Kata Kunci: Poisson Impedance, TCCA (Target Coefficient Correlation Analysis),

Litologi, Fluida

ANALISIS PERSEBARAN RESERVOAR BATUPASIR YANG

TERSATURASI GAS DENGAN MENGGUNAKAN METODE

SEISMIK INVERSI POISSON IMPEDANCE (PI) PADA

LAPANGAN “X” CEKUNGAN BONAPARTE

Oleh

Aditya Nugroho

Skripsi

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar

SARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik Geofisika

Fakultas Teknik Universitas Lampung

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

UNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2019

i

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Bandar Lampung pada tanggal 15

Maret 1997. Penulis merupakan anak pertama dari

pasangan Bapak Wahono dan Ibu Sri Retno Hartati.

Penulis menyelesaikan pendidikan Taman Kanak-kanak

di TK Kartika II-26 pada tahun 2002. Pendidikan Sekolah

Dasar di SD Kartika II-5 Bandar Lampung, yang selesai

pada tahun 2009. Pendidikan Sekolah Menengah Pertama

di SMPN 2 Bandar Lampung, yang selesai pada tahun 2012. Selanjutnya,

pendidikan Sekolah Menengah Atas di SMAN 9 Bandar Lampung hingga tahun

2015.

Pada tahun 2015 penulis melanjutkan studi di perguruan tinggi dan terdaftar sebagai

mahasiswa Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung

melalui jalur SNMPTN. Pada Tahun 2016 penulis menjadi anggota Himpunan

Mahasiswa (HIMA) TG Bhuwana Universitas Lampung dan menjadi anggota

bidang Dana dan Usaha (Danus). Pada Tahun 2016 penulis menjadi Student

Volunteer PIT HAGI ke-41 di Lampung. Pada Tahun 2018 di bulan Januari-Maret,

ii

penulis melakukan Kerja Praktek (KP) di BLKP (Balai Latihan Kerja Petrosains),

PT. Imbondeiro Global Solution, BSD City dengan mengambil tema “Analisis

Persebaran Reservoar Batupasir Formasi Wall Creek dengan Menggunakan

Metode Seismik Inversi Impedansi Akustik pada Lapangan Teapot Done

Amerika Serikat”. Pada bulan Juli-Agustus penulis melakukan Kuliah Kerja

Nyata (KKN) di Desa Talang Beringin, Kecamatan Pulau Panggung, Kabupaten

Tanggamus. Penulis juga terdaftar sebagai asisten dosen mata kuliah Geologi

Struktur (2018), Seismik Eksplorasi (2018), dan Sesimik Stratigrafi (2019).

Pada tahun 2018 di bulan September-November, penulis melakukan Tugas Akhir

(TA) untuk penulisan skripsi di PPPTMBG LEMIGAS, Jakarta. Hingga akhirnya

penulis berhasil menyelesaikan pendidikan sarjananya pada tanggal 24 April 2019

dengan skripsi yang berjudul “Analisis Persebaran Reservoar Batupasir Yang

Tersaturasi Gas dengan Menggunakan Metode Seismik Inversi Poisson

Impedance (PI) Pada Lapangan “X” Cekungan Bonaparte”.

ix

PERSEMBAHAN

Bismillahirrohmaanirrohiim

Dengan rasa syukur dan penuh kebahagian, aku persembahkan karya ini untuk:

Orang tua yang tercinta:

Wahono

&

Sri Retno Hartati

Saudara-saudariku tersayang:

Anggita Dwi Nursanti

Pramudya Novan Aditama

Teknik Geofisika Universitas Lampung 2015

Keluarga Besar Teknik Geofisika Universitas Lampung

Almamater Tercinta Universitas Lampung

x

MOTTO

“Maka sesungguhnya bersama kesulitan itu ada kemudahan”

(Q.S. Al-Insyirah : 5)

“If you can dream it, you can do it”

(Walt Disney)

“I have no special talent. I am only passionately curious.”

(Albert Einstein)

“Man Jadda Wajada 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

“You won’t be great by doing nothing, you have to get out make

things happen, struggle, face failure and bounced back from them to

make yourself great”

(Penulis)

xi

KATA PENGANTAR

Puji syukur kehadirat Allah Subhanahu wa ta’ala yang telah memberikan

rahmat, nikmat serta karunia-Nya, sehingga penulis dapat menyelesaikan skripsi

yang berjudul “Analisis Persebaran Reservoar Batupasir Yang Tersaturasi Gas

Dengan Menggunakan Metode Seismik Inversi Poisson Impedance (PI) Pada

Lapangan “X” 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 bersifat membangun

dari pembaca untuk kemajuan kita bersama. Demikian kata pengantar ini, semoga

skripsi ini berguna dan dapat menunjang perkembangan ilmu pengetahuan serta

dapat menjadi pedoman yang baik bagi pembaca yang lain.

Penulis

Aditya Nugroho

xii

SANWACANA

Alhamdulillah, segala puji dan syukur senantiasa penulis haturkan kehadirat

Allah SWT yang telah memberikan nikmat dan kesempatan sehingga penulis

dapat menyelesaikan Skripsi ini. Dalam pelaksanaan penyelesaian skripsi ini

tentunya banyak pihak yang telah berperan serta membantu penulis, bukan saja

dari segi keilmuan, tetapi juga dukungan moril maupun materil. Oleh karena itu,

penulis mengucapkan terima kasih kepada:

1. Kedua orang tuaku, Bapak Wahono dan Ibu Sri Retno Hartati yang tak henti-

hentinya mendidik, berdoa, berkorban, dan mendukung penulis dalam segala

hal terutama dalam hal Pendidikan.

2. Adik-adikku tersayang Anggita Dwi Nursanti dan Pramudya Novan Aditama

yang terus memberikan semangat kepada penulis.

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

Geofisika Universitas Lampung.

4. Bapak Prof. Suharno M. Sc., P.hD selaku dosen pembimbing akademik

selama penulis menempuh pendidikan di Jurusan Teknik Geofisika

Universitas Lampung.

5. Bapak Egi Wijaksono, S.T., M.T selaku pembimbing lapangan di PPTMBG

LEMIGAS Eksplorasi 3 atas ilmu dan arahan yang sangat membantu penulis

selama mengerjakan tugas akhir.

6. Mas Tio, selaku pembimbing lapangan kedua di PPTMBG LEMIGAS yang

selalu memberikan ilmu dan arahan yang sangat membantu penulis selama

mengerjakan tugas akhir.

7. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si., M.Si. selaku dosen pembimbing I atas

xiii

bimbingan, diskusi, arahan serta motivasi dalam mengerjakan tugas akhir ini.

8. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T. selaku dosen pembimbing II yang

memberikan bimbingan, saran, dan kritik dalam proses penyelesaian tugas

akhir ini.

9. Bapak Dr. Ahmad Zaenuddin, M.T. selaku Penguji yang telah banyak

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

10. Bapak Fanciscus Sinartio dan Bapak Kusnarya yang selalu memberikan

arahan dan motivasi serta menjadi tempat bertanya dan berdiskusi selama

menyelesaikan tugas akhir.

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

Geofisika Universitas Lampung yang senantiasa mengarahkan selama proses

studi berlangsung.

12. 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., yang telah mengajarkan ilmu dan memberikan banyak bantuan

selama penulis menempuh studi di Jurusan Teknik Geofisika Universitas

Lampung.

13. Bapak Humbang dan Bapak Sulis yang selalu membimbing dan memberi

masukan salama Tugas Akhir, serta seluruh karyawan LEMIGAS atas dukungan

dan bantuan kepada penulis selama mengerjakan penelitian Tugas Akhir di

LEMIGAS.

14. Awal Purnama, Mas Tedy, Kak Ika, dan Kak Alfan yang senantiasa menjadi

tempat diskusi dalam tugas akhir ini.

15. Perdana Rizki Ordas terimakasih selama masa perkuliahan selalu memotivasi,

memberi saran, kritik dan membantu penulis hingga mendapatkan gelar

sarjana.

16. Zeallin Istiqomah Rizal teman seperjuangan tugas akhir di Lemigas

terimakasih banyak atas kerjasama dan motivasi dalam melakukan tugas

akhir.

xiv

17. M. Aman Saputra yang telah menjadi sahabat saya sejak Sekolah Dasar (SD)

hingga saat ini dan selalu memberi semangat dalam menyelesaikan tugas

akhir ini.

18. Keluarga Besar Teknik Geofisika 2015 terima kasih atas kenangan-kenangan

yang pernah ada selama menjalani perkuliahan, terima kasih untuk motivasi

dan bantuanya selama perkuliahan.

19. Terimakasih banyak kepada teman seperjuangan Kuliah Kerja Nyata (Birul,

Nanda, Aini, Ayu, dan Ledy) serta warga Desa Talang Beringin, Tanggamus.

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

(Unsyiah), Faiz (Unsyiah), Fadhil (Unsyiah), Yuyu (Unsyiah), Ezra (UI), dan

Nabhan (UI) yang tealah banyak membantu penulis dalam melakukan

penelitian di LEMIGAS.

21. Semua pihak yang tidak dapat dituliskan satu per satu atas bantuan dan

dukungannya dalam perjalananan penulis dari perkuliahan hingga

menyelesaikan skripsi.

Penulis menyadari bahwa masih banyak kekurangan dalam penulisan skripsi ini.

Oleh karena itu penulis mengharapkan kritik dan saran yang membangun demi

perbaikan mendatang. Penulis juga berharap semoga skripsi ini berguna dan

bermanfaat bagi kita semua.

Bandar Lampung, 24 April 2019

Penulis

Aditya Nugroho

xv

DAFTAR ISI

Halaman

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

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

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

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

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

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

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

HALAMAN PERSEMBAHAN .................................................................... ix

MOTO ............................................................................................................. x

KATA PENGANTAR .................................................................................... xi

SANWACANA ............................................................................................... xii

DAFTAR ISI ................................................................................................... xv

DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... xix

DAFTAR TABEL .......................................................................................... xxvi

I. PENDAHULUAN

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

B. Tujuan Penelitian ................................................................................ 4

C. Batasan Masalah ................................................................................. 4

D. Manfaat ............................................................................................... 5

xvi

E. Lokasi Daerah Penelitian .................................................................... 5

II. TINJAUAN PUSTAKA

A. Lokasi Penelitian ................................................................................. 6

B. Geologi Regional ................................................................................ 7

C. Tektonik Regional ............................................................................... 7

D. Stratigrafi Regional ............................................................................. 10

1. Batuan Sedimen Tertua ................................................................. 11

2. Formasi Johnson (Base Eocene) ................................................... 11

3. Formasi Wangarlu (Turonian MFS) ............................................. 11

4. Formasi Echucha Shoal (Base Aptian).......................................... 11

5. Formasi Elang (Base Flaminggo) ................................................. 11

6. Formasi Plover .............................................................................. 11

E. Petroelum System Cekungan Bonaparte ............................................. 13

1. Source Rock .................................................................................. 13

2. Reservoar dan seal ........................................................................ 14

3. Trap ............................................................................................... 15

4. Maturity/Kematangan ................................................................... 15

III. TEORI DASAR

A. Konsep Dasar Seismik Refleksi .......................................................... 17

B. Hukum-Hukum Gelombang Seismik .................................................. 18

1. Prinsip Huygens ............................................................................ 18

2. Hukum Snellius ............................................................................. 19

3. Prinsip Fermat ............................................................................... 21

C. Komponen Seismik refleksi ................................................................ 21

1. Impedansi Akustik ........................................................................ 22

2. Koefisien Refleksi ......................................................................... 23

3. Polaritas dan Fasa ......................................................................... 24

4. Wavelet .......................................................................................... 25

D. Seismogram Sintetik ........................................................................... 26

E. Resolusi Vertikal ................................................................................. 27

F. Tinjauan Umum Well Logging ............................................................ 28

1. Log Gamma Ray ........................................................................... 29

2. Log Neutron Porosity .................................................................... 31

3. Log Density ................................................................................... 32

4. Log Resistivity ............................................................................... 33

5. Log Sonic ...................................................................................... 34

G. Petrofisika ........................................................................................... 35

1. Volume Clay (VCL) ....................................................................... 35

2. Porositas ........................................................................................ 36

3. Saturasi Air ................................................................................... 37

H. Rock Physics ....................................................................................... 39

1. Kecepatan Gelombang P (Vp) dan Gelombang S (Vs) ................. 39

xvii

2. Rigiditas dan Inkompresibilitas .................................................... 41

I. Simultaneous Inversion ....................................................................... 45

J. Poisson Impedance Inversion ............................................................. 50

K. Target Coefficient Correlation Analysis (TCCA) ............................... 53

IV. METODOLOGI PENELITIAN

A. Waktu dan Tempat Penelitian ............................................................. 55

B. Software dan Hardware ...................................................................... 56

1. Software ........................................................................................ 56

2. Hardware ...................................................................................... 57

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

1. Data Seismik ................................................................................. 57

2. Data Marker .................................................................................. 59

3. Data Sumur ................................................................................... 59

4. Data Checkshot ............................................................................. 61

D. Pengolahan Data ................................................................................. 61

1. Analisa Data Log ........................................................................... 63

2. Transformasi Data Log ................................................................. 64

3. Analisis Sensitifitas Data Log ....................................................... 65

4. Analisis Tunning Thickness .......................................................... 66

5. Koreksi Checkshot ........................................................................ 66

6. Ekstraksi Wavelet Data Seismik Post Stack .................................. 68

7. Well to Seismic Tie ........................................................................ 69

8. Interpretasi Data Seismik 3D ........................................................ 70

9. Pembuatan Partial Angle (Near dan Far) ..................................... 72

10. Pembuatan Partial Angle Wavelet (Near dan Far) ....................... 72

11. Pembuatan Model Inisial .............................................................. 73

12. Analisis Pre-Inversion .................................................................. 75

13. Inversi Simultan ............................................................................ 77

14. Transformasi LMR ........................................................................ 78

15. Penentuan Nilai c denngan Metode TCCA ................................... 78

16. Inversi Poisson Impedance ........................................................... 82

a. Pembuatan Log Poisson Impedance ....................................... 82

b. Transformasi Volum Poisson Impedance ............................... 83

V. HASIL DAN PEMBAHASAN

A. Analisis Data Log ................................................................................ 85

1. Analisis Lapisan Produktif Reservoar........................................... 85

2. Analisis Sensitivitas ...................................................................... 89

B. Analisis Inversi Simultan dan LMR ................................................... 97

1. Analisis Volume P-Impedance (Zp) .............................................. 98

2. Analisis Volume S-Impedance (Zs) ............................................... 101

3. Analisis Volume Vp/Vs Ratio ........................................................ 104

4. Analisis Volume Density ............................................................... 106

xviii

C. Target Coefficient Correlation Analysis ............................................. 113

D. Analisis Log dan Sensitivitas Parameter Poisson Impedance ............. 122

E. Analisis Inversi Poisson Impedance ................................................... 132

1. Analisis Volume Lithology Impedance (Gamma Ray) .................. 132

2. Analisis Volume Lithology Impedance (Vp/Vs Ratio) ................... 135

3. Analisis Volume Fluid Impedance (Water Saturation) ................. 138

4. Analisis Volume Fluid Impedance (Lambda-Rho) ........................ 142

VI. KESIMPULAN DAN SARAN

A. Kesimpulan ......................................................................................... 146

B. Saran .................................................................................................... 148

DAFTAR PUSTAKA

xix

DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gambar 1. Geografi di sekitar daerah penelitian dengan latar peta batimetri

berdasarkan radar topografi (SRTM) data (NASA, 2000) dengan

interval kontur kedalaman 500 meter .......................................... 6

Gambar 2. Tektonik Cekungan Bonaparte .................................................... 10

Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Bonaparte .................................................... 12

Gambar 4. Petroleum System pada Cekungan Bonaparte ............................ 16

Gambar 5. Ilustrasi metode seismik .............................................................. 18

Gambar 6. Prinsip Huygens........................................................................... 19

Gambar 7. Gelombang ketika melewati medium yang berbeda menurut

hukum Snellius ............................................................................ 20

Gambar 8. Prinsip Fermat ............................................................................. 21

Gambar 9. Komponen dasar seismik refleksi ................................................ 22

Gambar 10. Koefisien refleksi......................................................................... 23

Gambar 11. Polaritas normal dan polaritas reverse ......................................... 25

Gambar 12. Jenis-jenis wavelet berdasarkan konsentrasi energinya, yaitu

minimum phase wavelet (a), mixedphase wavelet (b), maximum

phase wavelet (c), dan zero phase wavelet (d) ........................... 26

Gambar 13. Sintetik Seismogram yang didapat dengan mengkonvolusikan

koefisien refleksi dengan wavelet ................................................ 27

Gambar 14. Efek Interfensi yang berhubungan dengan batuan dengan AI

tinggi yang terltak diantara batuan rendah .................................. 28

xx

Gambar 15. Respon log gamm ray terhadap fromasi batuan ........................... 30

Gambar 16. Respon log neutron porosity terhadap batuan .............................. 31

Gambar 17. Respon log density terhadap batuan ............................................. 32

Gambar 18. Respon log resistivity terhadap batuan ......................................... 33

Gambar 19. Identifikasi litologi berdasarkan log sonic ................................... 34

Gambar 20. Skema deformasi batuan terhadap P-wave dan S-wave ............. 40

Gambar 21. Inkompressibilitas dan rigiditas beberapa batuan ........................... 42

Gambar 22. Interpretasi cross plot Lambda-rho vs Mu-Rho sumur Lower

Cretaceous gas sand di Alberta ................................................... 44

Gambar 23. Interpretasi log P.S impedance dan Lambda-Rho, Mu-Rho

sumur Lower Cretaceous gas sand di Alberta ............................ 44

Gambar 24. Crossplot antara ln(ρ) terhadap ln(Zp) dan ln(Zs) terhadap ln(Zp)

deviasi garis tersebut, ∆𝐿𝐷 dan ∆𝐿𝑠adalah anomali fluida yang

diinginkan .................................................................................... 49

Gambar 25. Representasi skematik crossplot AI dan SI dengan distribusi shale,

brine sand, dan oil sand yang kemudian dilakukan rotasi .......... 51

Gambar 26. Rotasi sumbu x dan y ................................................................... 52

Gambar 27. Geometri data seismik pre-stack ................................................. 58

Gambar 28. Basemap data seismik pre-stack .................................................. 58

Gambar 29. Penampang seismik pre-stack angle gather ................................ 59

Gambar 30. Well map table ............................................................................. 60

Gambar 31. Diagram Alir Penelitian ............................................................... 62

Gambar 32. Tampilan log pada ketiga sumur ................................................. 63

Gambar 33. Tampilan hasil transformasi log pada sumur Z1-X ..................... 64

Gambar 34. Tampilan hasil transformasi log pada sumur Z1-Y ..................... 64

Gambar 35. Tampilan hasil transformasi log pada sumur Z1-Z ..................... 65

xxi

Gambar 36. Koreksi checkshot sumur Z1-X ................................................... 67

Gambar 37. Koreksi checkshot sumur Z1-Y ................................................... 67

Gambar 38. Koreksi checkshot sumur Z1-Z ................................................... 68

Gambar 39. Hasil ekstraksi wavelet statistical ................................................ 68

Gambar 40. Well to seismic tie sumur Z1-X ................................................... 69

Gambar 41. Well to seismic tie sumur Z1-Y ................................................... 70

Gambar 42. Well to seismic tie sumur Z1-Z .................................................... 70

Gambar 43. Interpretasi horizon pada Top-A (garis biru), Top-B (garis merah),

dan Top- C (garis hijau) ............................................................. 71

Gambar 44. Wavelet near dan far ................................................................... 73

Gambar 45. Model inisial P-Impedance.......................................................... 73

Gambar 46. Model inisial S-Impedance .......................................................... 74

Gambar 47. Model inisial Density ................................................................... 74

Gambar 48. Model inisial P-Wave .................................................................. 74

Gambar 49. Model inisial P-Wave .................................................................. 75

Gambar 50. Analisis pre-inversion ................................................................. 76

Gambar 51. Analisis pre-inversion sumur Z1-X ............................................. 76

Gambar 52. Analisis pre-inversion sumur Z1-Y ............................................. 77

Gambar 53. Analisis pre-inversion sumur Z1-Z ............................................. 77

Gambar 54. TCCA pada reservoar-1 sumur Z1-X .......................................... 79

Gambar 55. TCCA pada reservoar-1 sumur Z1-Y .......................................... 79

Gambar 56. TCCA pada reservoar-1 sumur Z1-Z .......................................... 79

Gambar 57. TCCA pada reservoar-2 sumur Z1-X .......................................... 80

Gambar 58. TCCA pada reservoar-2 sumur Z1-Y .......................................... 81

Gambar 59. TCCA pada reservoar-2 sumur Z1-Z .......................................... 81

xxii

Gambar 60. Tampilan log Poisson Impedance sumur Z1-X ........................... 82

Gambar 61. Tampilan log Poisson Impedance sumur Z1-Y ........................... 83

Gambar 62. Tampilan log Poisson Impedance sumur Z1-Z ........................... 83

Gambar 63. Analisis lapisan produktif sumur Z1-X ......................................... 86

Gambar 64. Analisis lapisan produktif sumur Z1-Y ......................................... 87

Gambar 65. Analisis lapisan produktif sumur Z1-Z .......................................... 88

Gambar 66. Crossplot P-Impedance vs S-Impedance sumur Z1-X................... 89

Gambar 67. Crossplot P-Impedance vs S-Impedance sumur Z1-Y................... 90

Gambar 68. Crossplot P-Impedance vs S-Impedance sumur Z1-Z ................... 90

Gambar 69. Crossplot Lambda-Rho vs Mu-Rho sumur Z1-X ........................... 91

Gambar 70. Crossplot Lambda-Rho vs Mu-Rho sumur Z1-Y ........................... 91

Gambar 71. Crossplot Lambda-Rho vs Mu-Rho sumur Z1-Z ........................... 92

Gambar 72. Crossplot P-Impedance vs Vp/Vs Ratio sumur Z1-X .................... 93

Gambar 73. Cross-section P-Impedance, Vp/Vs Ratio, dan Gamma Ray

sumur Z1-X .................................................................................... 93

Gambar 74. Crossplot P-Impedance vs Effective Porosity sumur Z1-X ........... 94

Gambar 75. Cross-section P-Impedance, Effective Porosity, dan Gamma

Ray sumur Z1-X ............................................................................. 95

Gambar 76. Crossplot P-Impedance vs Gamma Ray sumur Z1-X.................... 96

Gambar 77. Cross-section P-Impedance, Gamma Ray, dan Water Saturation

sumur Z1-X .................................................................................... 96

Gambar 78. Penampang P-Impedance (Zp) ..................................................... 98

Gambar 79. Slicing P-Impedance Top A +7 ms (Reservoar-1) ....................... 99

Gambar 80. Slicing P-Impedance Top B +5 ms (Reservoar-2) ........................ 100

Gambar 81. Penampang S-Impedance (Zs) ...................................................... 102

xxiii

Gambar 82. Slicing S-Impedance Top A +7 ms (Reservoar-1) ........................ 103

Gambar 83. Slicing S-Impedance Top B +5 ms (Reservoar-2) ........................ 103

Gambar 84. Penampang Vp/Vs Ratio ................................................................ 104

Gambar 85. Slicing Vp/Vs Ratio Top A +7 ms (Reservoar-1) ......................... 105

Gambar 86. Slicing Vp/Vs Ratio Top B +5 ms (Reservoar-2) .......................... 106

Gambar 87. Penampang Density ....................................................................... 106

Gambar 88. Slicing Density Top A +7 ms (Reservoar-1) ................................. 107

Gambar 89. Slicing Density Top B +5 ms (Reservoar-2) ................................. 108

Gambar 90. Penampang Lambda-Rho ............................................................... 109

Gambar 91. Slicing Lambda-Rho Top A +7 ms (Reservoar-1) ........................ 109

Gambar 92. Slicing Lambda-Rho Top B +5 ms (Reservoar-2) ........................ 110

Gambar 93. Penampang Mu-Rho ...................................................................... 111

Gambar 94. Slicing Mu-Rho Top A +7 ms (Reservoar-1) ................................ 112

Gambar 95. Slicing Mu-Rho Top A +7 ms (Reservoar-1) ................................ 113

Gambar 96. TCCA pada reservoar-1 sumur Z1-X ........................................... 114

Gambar 97. TCCA pada reservoar-1 sumur Z1-Y ........................................... 114

Gambar 98. TCCA pada reservoar-1 sumur Z1-Z ............................................. 114

Gambar 99. TCCA pada reservoar-2 sumur Z1-X ........................................... 118

Gambar 100. TCCA pada reservoar-2 sumur Z1-Y ......................................... 118

Gambar 101. TCCA pada reservoar-2 sumur Z1-Z ........................................... 118

Gambar 102. Analisis log Poisson Impedance sumur Z1-X ............................ 123

Gambar 103. Analisis log Poisson Impedance sumur Z1-Y ............................ 124

Gambar 104. Analisis log Poisson Impedance sumur Z1-Z ............................. 125

Gambar 105. Crossplot Poisson Impedance (dari hasil Gamma Ray) vs Gamma

Ray pada reservoar-1 ................................................................... 126

xxiv

Gambar 106. Crossplot Poisson Impedance (dari hasil Gamma Ray) vs Gamma

Ray pada reservoar-2 ................................................................... 127

Gambar 107. Crossplot Poisson Impedance (dari hasil Vp/Vs Ratio) vs Vp/Vs

Ratio pada reservoar-2 ................................................................. 127

Gambar 108. Crossplot Poisson Impedance (dari hasil Vp/Vs Ratio) vs Vp/Vs

Ratio pada reservoar-2 ................................................................. 128

Gambar 109. Crossplot Poisson Impedance (dari hasil Water Saturation) vs Water

Saturation pada reservoar-1 ........................................................ 129

Gambar 110. Crossplot Poisson Impedance (dari hasil Water Saturation) vs Water

Saturation pada reservoar-2 ........................................................ 130

Gambar 111. Crossplot Poisson Impedance (dari hasil Lambda-Rho) vs Lambda-

Rho pada reservoar-1 .................................................................. 130

Gambar 112. Crossplot Poisson Impedance (dari hasil Lambda-Rho) vs Lambda-

Rho pada reservoar-2 .................................................................. 131

Gambar 113. Penampang Lithology Impedance (Gamma Ray) reservoar-1 ..... 133

Gambar 114. Slicing Lithology Impedance (Gamma Ray) Top A +7 ms

(Reservoar-1) .............................................................................. 133

Gambar 115. Penampang Lithology Impedance (Gamma Ray) reservoar-2 ..... 134

Gambar 116. Slicing Lithology Impedance (Gamma Ray) Top B +5 ms

(Reservoar-2) .............................................................................. 135

Gambar 117. Penampang Lithology Impedance (Vp/Vs Ratio) reservoar-1 ...... 136

Gambar 118. Slicing Lithology Impedance (Vp/Vs Ratio) Top A +7 ms

(Reservoar-1) .............................................................................. 136

Gambar 119. Penampang Lithology Impedance (Vp/Vs Ratio) reservoar-2 ...... 137

Gambar 120. Slicing Lithology Impedance (Vp/Vs Ratio) Top B +5 ms

(Reservoar-2) .............................................................................. 138

Gambar 121. Penampang Fluid Impedance (Water Saturation) reservoar-1 ... 139

Gambar 122. Slicing Fluid Impedance (Water Saturation) Top A +7 ms

(Reservoar-1) ............................................................................. 140

Gambar 123. Penampang Fluid Impedance (Water Saturation) reservoar-2 ... 140

xxv

Gambar 124. Slicing Fluid Impedance (Water Saturation) Top B +5 ms

(Reservoar-2) .............................................................................. 141

Gambar 125. Penampang Fluid Impedance (Lambda-Rho) reservoar-1 ........... 142

Gambar 126. Slicing Fluid Impedance (Lambda-Rho) Top A +7 ms

(Reservoar-1) .............................................................................. 143

Gambar 127. Penampang Fluid Impedance (Lambda-Rho) reservoar-2 ........... 144

Gambar 128. Slicing Fluid Impedance (Lambda-Rho) Top B +5 ms

(Reservoar-2) .............................................................................. 144

xxvi

DAFTAR TABEL

Halaman

Tabel 1. Skala penentuan kualitas porositas ................................................... 37

Tabel 2. Analisis petrofisika menggunakan parameter Lamé’ ....................... 45

Tabel 3. Interpretasi hubungan korelasi ......................................................... 54

Tabel 4. Time schedule penelitian .................................................................. 55

Tabel 5. Kelengkapan data log ....................................................................... 60

Tabel 6. Parameter crossplot pada sumur penelitian ..................................... 65

Tabel 7. Analisis tunning thicness ................................................................. 66

Tabel 8. Spesifikasi partial amgle wavelet .................................................... 72

Tabel 9. Hasil TCCA pada resevoar 1 ............................................................ 115

Tabel 10. Pembobotan pada resevoar 1 berdasarkan nilai koefisien c sumur

Z1-X ................................................................................................ 116

Tabel 11. Pembobotan pada resevoar 1 berdasarkan nilai koefisien c sumur

Z1-Y ................................................................................................ 116

Tabel 12. Pembobotan pada resevoar 1 berdasarkan nilai koefisien c sumur

Z1-Z ................................................................................................. 116

Tabel 13. Hasil TCCA pada resevoar 2 ............................................................. 119

Tabel 14. Pembobotan pada resevoar 2 berdasarkan nilai koefisien c sumur

Z1-X ................................................................................................ 120

xxvii

Tabel 15. Pembobotan pada resevoar 2 berdasarkan nilai koefisien c sumur

Z1-Y ................................................................................................ 120

Tabel 16. Pembobotan pada resevoar 2 berdasarkan nilai koefisien c sumur

Z1-Z ................................................................................................. 120

1

I. PENDAHULUAN

A. Latar Belakang

Industri minyak dan gas bumi (migas) memberikan peluang yang sangat

menjanjikan dan merupakan sektor yang memberikan penerimaan yang besar

baik di Indonesia maupun negara lain di dunia. Pesatnya perkembangan industri

migas berdampak pada menipisnya cadangan sumber daya alam. Banyak

penelitian telah dilakukan untuk mendapatkan minyak dan gas bumi secara

alternatif, salah satunya yaitu penelitian yang telah dilakukan oleh Dewanto,

dkk. (2017) yang meneliti material surce rock (shale) yang diolah di

laboratorium untuk dikonversi menjadi minyak dan gas bumi. Selain itu,

terdapat juga penelitian yang dilakukan oleh Mulyanto, dkk. (2018) tentang

menentukan lapisan oil shale sebagai alternatif sumber energi. Meskipun

demikian, diperlukan juga lebih banyak lagi eksplorasi untuk mendapatkan

minyak dan gas bumi tidak hanya secara alternatif melainkan eksplorasi yang

dilakukan secara konvensional.

Target utama dalam eksplorasi minyak dan gas bumi adalah petroleum

system, antara lain yaitu reservoar. Reservoar merupakan tempat

terakumulasinya suatu hidrokarbon, baik yang mengandung fluida minyak

ataupun gas bumi. Batuan reservoar merupakan batuan yang dapat meloloskan

2

dan menyimpan fluida. Kandungan fluida pada reservoar memberikan

gambaran fluida pengisi reservoar tersebut berupa air, minyak, ataupun gas.

Untuk mendapatkan suatu informasi mengenai litologi dan kandungan fluida

pada suatu reservoar diperlukan suatu upaya yang dinamakan karakterisasi

reservoar. Seismik inversi merupakan salah satu metode yang paling banyak

digunakan untuk mengarakterisasi reservoar.

Seismik inversi merupakan teknik pemodelan geologi bawah permukaan

dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai

pengontrol (Sukmono, 2002). Dengan metode seismik inversi, informasi

mengenai sifat fisis batuan dapat diketahui dari data seismik yang dikontrol

dengan data log. Metode inversi AI (Accoustic Impedance Inversion)

merupakan salah satu metode inversi yang dapat dilakukan dengan

menggunakan data post stack migration. Namun AI memiliki keterbatasan

dalam membedakan efek litologi dan fluida pada suatu lapisan. Selain itu inversi

AI hanya berlaku pada data seismik zero offset, sudut datang 00 (normal incident

angle). Sedangkan metode Inversi Simultan merupakan salah satu metode

seismik inversi dengan menggunakan data seismik pre stack migration sebagai

inputnya dengan variasi sudut datang yang berbeda. Hasil output inversi

simultan berupa parameter Accoustic Impedance (AI), Shear Impedance (SI),

dan densitas, sehingga dapat membedakan efek litologi dan fluida dengan lebih

baik dibandingkan dengan inversi AI.

Pada beberapa kasus yang ada, parameter Accoustic Impedance (AI) dan

Shear Impedance (SI) kurang sensitif untuk pemisahan litologi dan fluida.

Parameter AI dan SI kadangkala terjadi tumpang tindih antara batupasir dan

3

shale, sehingga timbul ambiguitas untuk membedakan batas litologi dan fluida

(Purba, dkk., 2017). Quakenbush, dkk. (2006) mengusulkan metode Poisson

Impedance (PI) yang merupakan solusi untuk menjawab kesulitan dalam

memisahkan distribusi litologi dan fluida. Metode PI pendekatannya dapat

dilakukan dengan melalui rotasi sumbu AI dan SI sebagai variasi sudut 𝜃,

sehingga dapat diperoleh tren pemisahan litologi-fluida mulai dari sudut 0o –

360o (Purba, dkk., 2017). Berdasarkan persamaan yang telah dikemukakan oleh

Quakenbush, dkk. (2006), PI membutuhkan input berupa parameter Accoustic

Impedance (AI), Shear Impedance (SI), dan nilai koefisien c (faktor

optimalisasi rotasi). PI dapat dikatan baik dalam memisahkan litologi-fluida

apabila nilai c yang digunakan telah sesuai, sehingga nilai koefisien c sangat

mempengaruhi hasil akhir PI. Untuk meningkatkan akurasi perhitungan Poisson

Impedance, nilai koefisien c optimum dihitung melalui metode TCCA (Target

Correlation Coefficient Analysis) (Tian et al., 2010). Jika nilai koefisien c yang

didapat merupakan hasil korelasi dengan parameter yang sensitif terhadap

litologi seperti Gamma Ray (GR), Density dan Mu-rho, jika diaplikasikan pada

PI, maka akan didapatkan parameter Lithology Impedance (LI), sedangkan nilai

koefisien c yang didapatkan dari korelasi dengan parameter yang sensitif

terhadap fluida seperti Saturasi Air (Sw), Porositas, dan Lambda-rho, jika

diaplikasikan pada PI, maka akan didapatkan parameter Fluid Impedance (FI).

4

B. Tujuan Penelitian

Tujuan penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Mendapatkan hasil karakterisasi yang lebih baik dengan menggunakan

metode seismik inversi Poisson Impedance (PI).

2. Menentukan parameter fisis yang sensitif untuk mengkarakterisasi litologi

dan fluida reservoar.

3. Menentukan nilai c (faktor optimalisasi rotasi) yang baik dan akurat untuk

mendapatkan distribusi pemisahan litologi dan fluida pada lapangan “X”.

4. Menganalisis pola persebaran litologi dan fluida menggunakan parameter

paling sensitif yang dihasilkan oleh Poisson Impedance (PI).

C. Batasan Masalah

Batasan masalah dalam penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Data seismik yang digunakan merupakan data 3D Pre Stack Time

Migration.

2. Data sumur sebanyak 3 buah, yaitu sumur Z1-X, Z1-Y, dan Z1-Z.

3. Daerah/zona penelitian terdapat 2 buah reservoar, reservoar-1 dibatasi oleh

Top A – Top B, reservoar-2 dibatasi oleh Top B –Top C.

4. Metode Inversi Simultan digunakan untuk mendapatkan volume Zp

(Impedansi Akustik), Zs (Impedansi Shear), Rasio Vp/Vs, dan densitas.

5. Metode Inversi Poisson Impedance (PI) digunakan untuk mendapatkan

volume Lithology Impedance (LI) dan Fluid Impedance (FI).

5

D. Manfaat

Manfaat penelitian ini, yaitu dapat mengetahui distribusi pemisahan

litologi dan fluida dengan baik untuk selanjutnya digunakan sebagai acuan

dalam penentuan lokasi sumur pengembangan.

E. Lokasi Daerah Penelitian

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.

6

II. TINJAUAN PUSTAKA

A. Lokasi Penelitian

Lokasi penelitian ini terletak di Cekungan Bonaparte seperti yang terlihat

pada Gambar 1.

Gambar 1. Geografi di sekitar daerah penelitian dengan latar peta batimetri

berdasarkan radar topografi (SRTM) data (NASA, 2000) dengan

interval kontur kedalaman 500 meter (Ohara, dkk., 2015)

7

B. Geologi Regional

Daerah penelitian terletak di Cekungan Bonaparte bagian utara lepas

pantai Laut Arafura (offshore) di bagian utara batas kontinen Australia dan

meliputi area seluas sekitar 270.000 m2. Cekungan Bonaparte berisi suksesi

sedimen Paleozoic, Mesozoic, dan Cenozoic yang tersusun atas sedimen

siliciclastic dan carbonat dengan ketebalan lebih dari 15 kilometer. Cekungan

ini menampung cadangan minyak dan gas bumi yang signifikan, sehingga dikenal

sebagai salah satu cekungan penghasil hidrokarbon di Indonesia, terutama gas

dan kondensat. Lingkungan pengendapan cekungan ini, yaitu lingkungan

pengendapan laut (marine dan fluvial). Pada bagian Selatan Cekungan

Bonaparte berbatasan langsung dengan Darwin Australia, sedangkan pada

bagian Utara Cekungan ini berbatasan dengan Gap Timor (offshore), dan pada

bagian Barat berbatasan langsung dengan Laut Lepas Indonesia.

C. Tektonik Regional

Akan sedikit sekali dijumpai struktur kompresional pada Cekungan

Bonaparte, karena pada cekungan ini didominasi oleh patahan ekstensional

(extensional faulting). Cekungan Bonaparte didominasi oleh rift yang

berhubungan dengan adanya patahan pada cekungan tersebut. Rift yang

berhubungan dengan patahan-patahan tersebut membentuk beberapa struktur-

struktur deposenter pada Cekungan Bonaparte, antara lain deposenter

utamanya, yaitu Subcekungan Sahul dan Subcekungan Petrel. Adapun

deposenter yang lainnya seperti: Sahul Platform, Malita Graben, dan Laminaria

High. Pada Cekungan Bonaparte struktur geologi yang penting, yaitu

8

terdapatnya bermacam-macam area tinggian yang membatasi satu subcekungan

dengan cekungan lainnya. Tinggian tersebut berupa blok tinggian (horst block)

dan antiklin yang terpatahkan pada bagian yang turun pada lipatan di patahan

utama serta tinggian batuan dasar. Struktur kompresional hanya terjadi pada

periode Jurassic yang merupakan awal pembentukan rift pertama yang berarah

relatif timur laut-tenggara. Pada masa Createceous dan Neogene sesar ini aktif

kembali (Gunn, 1988).

Secara struktur, Cekungan Bonaparte sangat kompleks yang terdiri dari

umur Paleozoic dan Mesozoic 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 (Gunn,1988). Bagian selatan

Cekungan Bonaparte dibatasi dengan Plover Shelves dan Darwin. Sedangkan

pada bagian utara cekungan bonaparte dibatasi oleh Timor gap (Timor Trough)

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). Proses terbentuknya struktur-struktur

pada Cekungan Bonaparte yaitu, sebagai berikut:

1. Terjadinya sruktur pengangkatan patahan pada Jurassic Akhir sampai

dengan Cretaceous Awal.

2. Pada umur Cretaceous dan Neogene terjadi pengaktifan kembali pada

bagian bawah obligue, left lateral, strongly strike-slip domain.

9

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

signifikan Strike-slip association dengan Palung Timor bagian utara Malita

Graben sampai selatan.

4. Pada Jurassic Akhir sampai Cretaceous Awal terjadi rift dan pengangkatan

terkait dengan patahan. Pada trend timor sampai barat adanya patahan dari

northeast sampai southeast (Gunn, 1988 dan Cadman, dkk., 2003).

Cekungan Bonaparte memiliki struktur yang sangat kompleks, terdiri dari

struktur Paleozoic hingga Mesozoic terdiri dari dua fase ekstensi pada umur

Paleozoic:

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

pada sistem pengangkatan (Cekungan Sub Petrel).

2. Trend Northeast dari umur Late Carboniferous-Early Permian pada sistem

pengangkatan (Cekungan Sub Proto Vulcam dan Proto Malita Graben).

3. Regiona Triassic Akhir Utara-Selatan kompressi. Struktur antiklin, inversi,

erosi, dan pengangkatan (Uplift ).

4. Ekstensi pada umur Jurassic Akhir berhubungan dengan Trend Northeast

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

Graben (Cekungan Sahul Sinklin).

5. Umur Miocene Akhir sampai Pliocene, konvergen Lempengan Australia

dan Eurasia mengalami penurunan pada Palung Timor, patahan aktif

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

Pengendapan Formasi Plover yaitu pada lingkungan shoreface dengan

arah barat-timur yang kemudian menjadi reservoar utama beberapa lapangan

pada Cekungan Bonaparte. Berdasarkan karakter litologi, terdapat indikasi

10

bahwa pola pengendapan Fomasi Plover didominasi oleh pengendapan jenis

sungai teranyam (braided fluvial) di selatan daerah penelitan hingga

lingkungan pantai yang dipengaruhi oleh gelombang (wave dominated

shoreline) dan lingkungan laut dangkal di sebelah utara. Pada umur Thitonian

atau Jurassic Akhir, pemunduran sejauh 120.000 meter terjadi pada palaeo-

shoreline ke arah Kraton, sehingga di seluruh daerah penelitian diendapkan

fasies argillaceous kecuali di beberapa daerah yang terdapat batupasir turbidit

yang terbentuk selama eustatic lowstand. Hingga Kapur Awal penurunan terus

berlangsung dengan pengendapan berupa shale dan batupasir turbidit Grup

Flaminggo Atas pada lingkungan laut dangkal (Barber, dkk., 2003).

Gambar 2. Tektonik Cekungan Bonaparte (Mory, 1988)

D. Stratigrafi Regional

Stratigrafi Cekungan Bonaparte dari umur yang tertua sampai dengan umur

muda yakni dari Precambrian sampai Quaternary dapat dijelaskan sebagai berikut:

11

1. Batuan Sedimen Tertua

Batuan sedimen tertua pada Cekungan Bonaparte terbentuk pada umur

Permian, Triassic, Jurassic,Creataceous sampai umur muda Tertiary.

Umur Permian dibagi lagi, yaitu umur Lower dan Upper (umur bawah dan

atas), kemudian umur Triassic dibagi menjadi tiga, yaitu umur Lower,

Middle, dan Upper.

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 yang ada pada Formasi Echuca shoal terdiri dari material

batulempung serta jejak material karbonat pembentukan pada umur

Barrimian.

5. Formasi Elang (Base Flaminggo)

Formasi Elang Callovian selaras dengan Formasi Flamingo yang

tersusun oleh batupasir, batulempung agillaceous, serta batuan berpasir

(Gunn, 1988).

6. Formasi Plover

Formasi Plover merupakan formasi dari daerah penelitian. Pada Formasi

Plover, batupasir yang berselingan dengan batulempung umumnya

12

mendominasi, 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).

Berdasarkan runtutan stratigrafi, Formasi Plover pada umur Jurassic

Tengah yang terbentuk pada tektonik early syn-rft menunjukkan adanya

pengendapan fluvial deltaic hingga shallow marine (Purba, dkk., 2017).

Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Bonaparte (Charlton, 2002)

13

E. Petroleum System Cekungan Bonaparte

1. Source Rock

Pada Cekungan Bonaparte, penelitian tentang potensi source rock

hidrokarbon telah dilakukan oleh Brooks dkk. (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 (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 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

14

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

komplek dan basin-floor fan complexes (Anderson, dkk., 1993 dan Barber,

dkk., 2004). 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.

15

3. Trap

Kejadian ekstensional pada masa tithonian (Jura Akhir) 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, dkk., 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 Jurasik) serpih yang kaya organik

dalam Formasi Elang, yang 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

16

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.

Gambar 4. Petroleum System pada Cekungan Bonaparte (Barret, dkk., 2004)

17

III. TEORI DASAR

A. Konsep Dasar Seismik Refleksi

Metode seismik merupakan salah satu metode eksplorasi geofisika yang

memanfaatkan prinsip penjalaran gelombang seismik untuk tujuan penyelidikan

bawah permukaan bumi. Metode seismik didasarkan pada respon bumi terhadap

gelombang seismik yang merambat dari suatu gelombang buatan di permukaan

bumi. Sumber getaran dapat ditimbulkan oleh suatu ledakan dari dinamit atau

pemberat yang dijatuhkan ke tanah. Gelombang yang dihasilkan akan

melepaskan energi ke dalam bumi dan akan dirambatkan ke segala arah. Dalam

perambatannya gelombang seismik memiliki kecepatan rambat gelombang

yang dipengaruhi oleh sifat batuan. Dari hasil pemantulan gelombang tersebut

Apabila gelombang merambat melewati bidang batas antara dua medium yang

memiliki perbedaan kontras impedansi akustik, maka sebagian energi akan

dipantulkan kembali ke permukaan dan sebagian dibiaskan. Gelombang yang

dipantulkan ke permukaan akan diterima dan direkam oleh alat perekam

(receiver) sebagai fungsi waktu yang dapat memperkirakan bentuk lapisan

bawah permukaan yang sebenarnya. alat perekam (receiver) tersebut dapat

berupa geophone jika pengukurannya dilakukan di darat atau hydrophone jika

pengukurannya dilakukan di laut (Anggriawan, 2016).

18

Komponen gelombang seismik yang direkam berupa waktu datang

gelombang seismik. Dari waktu datang tersebut didapatkan waktu tempuh

(travel time) yang berguna untuk memberi informasi mengenai kecepatan

gelombang seismik dalam suatu lapisan. Gelombang seismik merambat dari

source ke receiver melalui lapisan bumi dan mentransfer energi, sehingga dapat

menggerakkan partikel batuan. Kemampuan partikel batuan untuk bergerak,

jika dilewati gelombang seismik menentukan kecepatan gelombang seismik

pada lapisan batuan tersebut (Sukmono, 1999).

Gambar 5. Ilustrasi metode seismik refleksi (Oktaviana, 2008)

B. Hukum-Hukum Gelombang Seismik

Mekanisme penjalaran gelombang seismik didasarkan pada

Prinsip Huygens, Hukum Snellius, dan Prinsip Fermat.

1. Prinsip Huygens

Prinsip Huygens menjelaskan bahwa gelombang menyebar dengan

bentuk seperti bola dari sebuah titik sumber gelombang ke segala arah.

Prinsip Huygens juga menyatakan bahwa setiap titik-titik pengganggu

yang berada di depan muka gelombang utama akan menjadi sumber bagi

19

terbentuknya deretan gelombang yang baru. Jumlah energi total deretan

gelombang baru tersebut sama energi utama. Dalam eksplorasi seismik

titik-titik tersebut dapat berupa rekahan, patahan, antiklin, dan lain-lain.

Sedangkan deretan gelombang baru berupa gelombang difraksi.

Gambar 6. Prinsip Huygens (Sheriff dan Geldart, 1995)

2. Hukum Snellius

Ketika gelombang seismik melalui bidang batas dua medium yang

memiliki sifat fisik berbeda, maka gelombang akan terbagi, sebagian

gelombang akan dipantulkan ke permukaan dan sebagian lagi akan

dibiaskan. Gelombang akan dipantulkan apabila sudut datang lebih besar

dari sudut kritisnya dan gelombang akan dibiaskan apabila sudut datang

lebih kecil atau sama dengan sudut kritisnya.

Penjalaran gelombang seismik mengikuti Hukum Snellius yang

dikembangkan dari Prinsip Huygens yang mendefinisikan bahwa sudut

pantul dan sudut bias adalah fungsi dari sudut datang dan kecepatan

gelombang. Gelombang P yang datang akan mengenai permukaan bidang

20

batas antara dua medium berbeda akan menghasilkan gelombang refraksi

dan refleksi (Hutabarat, 2009).

Gambar 7. Gelombang ketika melewati medium yang berbeda menurut

hukum Snellius (Bhatia dalam Kumalasari, 2018)

Hukum Snellius dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut :

sin𝜃1

𝑉𝑝1=

sin𝜃1′

𝑉𝑝1=

sin𝜃2

𝑉𝑝2=

sin𝜙1

𝑉𝑠1=

sin𝜙2

𝑉𝑠2= 𝑝 .........................................(1)

dengan,

𝜃1 = sudut datang gelombang P

𝜃1′ = sudut pantul gelombang P

𝜃2 = sudut bias gelombang P

𝜙1 = sudut pantul gelombang S

𝜙2 = sudut bias gelombang S

𝑉𝑝1 = kecepatan gelombang P pada medium pertama

𝑉𝑝2 = kecepatan gelombang P pada medium kedua

𝑉𝑠1 = kecepatan gelombang S pada medium pertama

𝑉𝑠2 = kecepatan gelombang S pada medium kedua

𝑝 = parameter gelombang

21

3. Prinsip Fermat

Prinsip Fermat menyatakan bahwa gelombang menjalar dari satu titik

ke titik lain melalui lintasan dengan waktu tempuh tercepat. Dengan

demikian jika gelombang melewati sebuah medium yang memiliki variasi

kecepatan gelombang seismik, maka gelombang tersebut akan melalui

medium dengan nilai rapat massa yang lebih besar dengan cenderung melalui

zona-zona kecepatan tinggi dan menghindari zona-zona kecepatan rendah

(Jamady, 2011).

Gambar 8. Prinsip Fermat (Abdullah, 2007)

C. Komponen Seismik Refleksi

Komponen seismik refleksi menunjukkan pola dari komponen sebuah

gelombang (seismic trace) seperti panjang gelombang, tinggi gelombang,

amplitudo, puncak, palung, dan zero crossing. Dari parameter-parameter

tersebut dapat diturunkan menjadi beberapa komponen lain seperti impedansi

akustik (IA), koefisien refleksi (KR), polaritas, fasa, resolusi vertikal, wavelet,

dan seismogram sintetik.

22

Gambar 9. Komponen dasar seismik refleksi (Abdullah, 2007)

1. Impedansi Akustik

Impedansi akustik merupakan salah satu parameter fisis yang

digunakan untuk mengarakterisasi reservoar. Impedansi akustik adalah

kemampuan dari batuan untuk melewatkan gelombang akustik disebut

Impedansi Akustik. Impedansi Akustik (AI) adalah produk dari densitas (ρ)

dan kecepatan gelombang kompresional (V) (Badley, 1985). Dalam bentuk

persamaan dapat dituliskan sebagai berikut:

𝐴𝐼 = 𝜌. 𝑉𝑝 ..............................................................................................(2)

Perubahan impedansi akustik dapat digunakan sebagai indikator

perubahan litologi, porositas, kekerasan, dan kandungan fluida. Sebagai

contoh, batupasir mempunyai nilai impedansi akustik yang lebih rendah

dibandingkan dengan shale, hal tersebut disebabkan impedansi akustik yang

berbanding lurus dengan kekerasan batuan dan berbanding terbalik dengan

porositas, sehingga nilai porositas batupasir lebih tinggi dibandingkan

dengan shale. Namun, lain halnya dengan tight sandstone yang memiliki

nilai impedansi akustik lebih besar dari shale yang disebabkan oleh tingkat

kekompakannya.

23

2. Koefisien Refleksi (KR)

Refleksi seismik terjadi disebabkan terdapatnya perubahan atau

perbedaan impedansi akustik pada dua medium yang berbeda. Perbedaan

nilai impedansi tersebut digambarkan dengan besaran nilai yang dinamakan

koefisien refleksi. Koefisien relfeksi pada sudut datang nol derajat (normal

incident angle) adalah besarnya koefisien refleksi untuk gelombang yang

datang tegak lurus terhadap bidang pemantul, maka koefisien refleksi dapat

dinyatakan sebagai berikut:

𝐾𝑅 = 𝜌2𝑣2−𝜌1𝑣1

𝜌2𝑣2+𝜌1𝑣1=

𝐴𝐼2−𝐴𝐼1

𝐴𝐼2+𝐴𝐼1 ………….......................................................(3)

Dimana :

KR = Koefisien refleksi

AI1 = Impedansi akustik lapisan atas

AI2 = Impedansi akustik lapisan bawah

Gambar 10. Koefisien refleksi (Delisatra, 2012)

24

3. Polaritas dan Fasa

Penentuan polaritas sangat penting meskipun penggunaan polaritas

hanya mengacu pada perekaman dan konvensi tampilan. Dalam polaritas

sendiri terbagi menjadi polaritas normal dan polaritas terbalik. Society of

Exploration Geophysicists (SEG) mendefinisikan polaritas normal sebagai

berikut :

1. Sinyal seismik positif akan menghasilkan tekanan akustik positif pada

hidrophone (air) atau pergerakan awal ke atas pada geophone (darat).

2. Sinyal seismik yang positif akan terekam sebagai nilai negatif pada

tape, defleksi negatif pada monitor dan trough pada penampang

seismik.

Menggunakan konvensi SEG, dapat menghubungkan antara polaritas

dengan nilai Accoustic Impedance (AI) dari lapisan-lapisan batuan sebagai

berikut :

1. Jika AI pada lapisan bawahnya lebih besar daripada AI pada lapisan

atasnya, 𝐴𝐼2 > 𝐴𝐼1, maka pada bidang batas refleksi berupa peak.

2. Jika AI pada lapisan bawahnya lebih kecil daripada AI pada lapisan

atasnya, 𝐴𝐼2 < 𝐴𝐼1, maka pada bidang batas refleksi berupa trough.

Fasa pada seismik dapat dikelompokkan menjadi dua tipe, yaitu fasa

minimum dan fasa nol. Fasa minimum memiliki energi yang terkonsentrasi

di awal, seperti umumnya banyak sinyal seismik. Pulsa fasa nol terdiri dari

puncak utama dan dua side lobes dengan tanda berlawanan dengan

amplitudo utama dan lebih kecil

25

Gambar 11. Polaritas normal dan polaritas reverse (Abdullah, 2007)

4. Wavelet

Wavelet merupakan gelombang harmonik yang mempunyai interval

amplitudo, frekuensi, dan fasa tertentu (Sismanto, 2006). Pada

kenyataannya wavelet mempunyai bentuk yang kompleks dan bervariasi

terhadap waktu. Asumsi bahwa hanya terdapat wavelet tunggal dan

terdefinisikan secara jelas waktu konvolusi dengan reflektivitas untuk

menghasilkan trace seismik adalah suatu penyederhanaan. Berdasarkan

konsentrasi energinya wavelet dapat dibagi menjadi 4 jenis yaitu:

1. Zero Phase Wavelet

Wavelet berfasa nol (zero phase wavelet) mempunyai konsentrasi

energi maksimum di tengah, mempunyai waktu tunda nol, dan sempit

dalam kawasan waktu, sehingga wavelet ini mempunyai resolusi dan

standout yang maksimum.

2. Minimum Phase Wavelet

Wavelet fasa minimum (minimum phase wavelet) mempunyai energi

yang terpusat pada bagian depan dan mempunyai pergeseran fasa kecil

pada setiap frekuensi.

26

3. Maximum Phase Wavelet

Wavelet fasa maksimum (maximum phase wavelet) mempunyai energi

yang terpusat pada bagian belakang atau akhir. Wavelet jenis ini

merupakan kebalikan dari wavelet berfasa minimum.

4. Mixed Phase Wavelet

Wavelet berfasa campuran (mixed phase wavelet) merupakan wavelet

yang energinya tidak terkonsentrasi di kedua bagian, baik di bagian

depan maupun di bagian belakang..

Gambar 12. Jenis-jenis wavelet berdasarkan konsentrasi energinya, yaitu

minimum phase wavelet (a), mixedphase wavelet (b),

maximum phase wavelet (c), dan zero phase wavelet (d)

(Rahmanda, 2017).

D. Seismogram Sintetik

Seismogram sintetik merupakan data seismik buatan yang dibuat dari data

sumur, yaitu log kecepatan (sonic), densitas, dan wavelet dari data seismik.

Dengan mengalikan kecepatan dengan densitas, maka akan didapatkan

27

impedansi akustik, sehingga didapatkan koefisien refleksi. Koefisien refleksi

dikonvolusikan dengan wavelet akan didapatkan seismogram sintetik pada

daerah sumur tersebut (Gambar 13). Seimogram sintetik digunakan untuk

mengikat data sumur dengan data seismik (well to seismic tie). Sebagaimana

diketahui, data seismik umumnya berada dalam domain waktu (TWT)

sedangkan data sumur berada dalam domain kedalaman (depth), sehingga

sebelum dilakukan pengikatan, langkah awal yang harus dilakukan adalah

konversi data sumur ke domain waktu dengan cara membuat seismogram

sintetik dari sumur (Abdullah, 2008).

Gambar 13. Sintetik Seismogram yang didapat dengan mengkonvolusikan

koefisien refleksi dengan wavelet (Sukmono, 1999)

E. Resolusi Vertikal

Resolusi adalah jarak minimum antara dua obyek yag dapat dipisahkan

oleh gelombang seismik (Sukmono, 2000), sehingga resolusi vertikal seismik

didefinisikan sebagai kemampuan dari gelombang seismik dalam membedakan

atau memisahkan dua obyek, yaitu lapisan atas dengan lapisan yang ada di

bawahnya secara vertikal. Pemisahan secara vertikal dapat dilakukan dengan

28

analisis tunning thickness sebelum interpretasi seismik. Setiap lapisan akan

dapat terpisahkan dengan ketebalan ¼ dari panjang gelombang, sedangkan jika

ketebalanya kurang dari ¼ dari panjang gelombang, maka hanya akan terlihat

satu interface saja. Panjang gelombang (𝜆) tergantung pada kecepatan (𝑣) dan

frekuensi (𝑓) seperti pada persamaan dibawah ini:

𝜆 = 𝑣/𝑓 ...................................................................................................(4)

Dimana:

𝜆 = Panjang gelonbang (m)

𝑣 = Kecepatan rata-rata (m/s)

𝑓 = Frekuensi data seismik (Hz)

Gambar 14 menunjukkan efek interferensi batuan saat ketebalan dua

litologi sama dengan nilai resolusi vertikal.

Gambar 14. Efek Interfensi yang berhubungan dengan batuan dengan AI

tinggi yang terletak di antara batuan rendah (Sukmono, 2000)

F. Tinjauan Umum Well Logging

Well logging merupakan suatu teknik untuk mendapatkan data bawah

permukaan dengan menggunakan alat ukur yang dimasukkan ke dalam lubang

sumur, untuk evaluasi formasi dan identifikasi ciri-ciri batuan di bawah

29

permukaan. Tujuan dari well logging adalah untuk mendapatkan informasi

litologi, pengukuran porositas, pengukuran resistivitas, dan kejenuhan

hidrokarbon, sehingga dapat digunakan untuk menentukan zona, dan

memperkirakan kuantitas minyak dan gas bumi dalam suatu reservoar

(Harsono, 1997).

Interpretasi data log sumur merupakan suatu metode pendukung dalam

usaha evaluasi formasi dengan cara menggunakan hasil perekan alat survei

logging sebagai sumber informasi utama. Interpretasi data log dapat dilakukan

secara kualitatif maupun kuantitatif. Interpretasi kualitatif akan memperoleh

informasi pendeteksian adanya hidrokarbon, identifikasi tipe batuan,

pendeteksian adanya zona permeabel, dan penentuan batas reservoar.

Sedangkan interpretasi kuantitatif akan memperoleh nilai porositas, saturasi

fluida, dan indeks permeabilitas (Dewanto, 2018).

1. Log Gamma Ray

Log Gamma Ray adalah log yang menunjukkan besaran intensitas

radiasi sinar gamma yang dihasilkan oleh unsur-unsur radioaktif yang

terdapat dalam lapisan batuan di sepanjang lubang bor. Unsur radioaktif

yang terdapat dalam lapisan batuan tersebut seperti Uranium (U), Thorium

(Th), Potassium (K), dll. Pada batuan yang mengandung shale akan

memberikan respon gamma ray yang sangat signifikan dibandingkan

dengan batuan yang lainnya. Hal tersebut disebabkan unsur radioaktif

umumnya banyak terdapat dalam shale dan sedikit sekali terdapat dalam

sandstone, limestone, dolomite, coal, gypsum, dll.

30

Pengukuran gamma ray log dilakukan dengan menurunkan instrument

gamma ray log kedalam lubang bor dan merekam radiasi sinar gamma untuk

setiap interval tertentu. Biasanya interval perekaman gamma ray sebesar 0.5

feet. Log gamma ray memiliki satuan API (American Petroleum Institute),

di mana tipikal kisaran API biasanya berkisar antara 0 s/d 150. Walaupun

terdapat juga suatu kasus dengan nilai gamma ray sampai 200 API untuk

jenis organic rich shale. Pengukuran gamma ray dapat dilakukan pada

lubang bor yang telah dipasang casing ataupun telah dilakukan cementing

karena sifat dari sinar gamma yang dapat menembus logam dan semen.

Walaupun terjadi atenuasi, tetapi energinya masih cukup kuat untuk

mengukur sifat radiasi gamma pada formasi batuan (Zain, 2011).

Gambar 15. Respon log gamm ray terhadap fromasi batuan (Rider, 2002)

31

2. Log Neutron Porosity

Log neutron porosity ditujukan untuk mengukur hydrogen index (HI)

yang terdapat pada formasi batuan. HI didefinisikan sebagai rasio dari

konsentrasi atom hydrogen dalam formasi, dengan asumsi atom H berasal

dari HC atau Air. Satuan pengukuran dinyatakan dalam satuan PU (Porosity

Unit) (Rider, 1996).

Log neutron porosity yang diukur bukanlah porositas sesungguhnya

dari batuan, melainkan yang diukur adalah kandungan hidrogen yang

terdapat pada pori-pori batuan. Semakin berpori batuan semakin banyak

kandungan hydrogen dan semakin tinggi indeks hydrogen. Shale yang

banyak mengandung hydrogen dapat ditafsirkan memiliki porositas yang

tinggi pula. Untuk mengantisipasi ketidakpastian tersebut, maka interpretasi

porositas dapat dilakukan dengan mengkolaborasikan log density.

Gambar 16. Respon log neutron porosity terhadap batuan (Rider, 2002)

32

3. Log Density

Log density dilakukan untuk mengukur densitas elektron suatu lapisan

disepanjang lubang bor. Prinsip kerja alat log density adalah dengan emisi

sumber radioaktif. Semakin padat batuan semakin sulit sinar radioaktif

tersebut ter-emisi dan semakin sedikit emisi radioaktif yang terhitung oleh

penerima (counter).

Penggabungan log neutron porosity dengan log density sangat

bermanfaat untuk mendeteksi fluida dalam formasi. Log denisty dapat

digunakan untuk mencari nilai porositas densitas, sebelum menentukan

porositas, nilai densitas litologi dan densitas fluida yang terkandung dalam

formasi harus diketahui terlebih dahulu (Harsono, 1997).

Gambar 17. Respon log density terhadap batuan (Rider, 2002)

33

4. Log Resistivity

Log resistivity menunjukkan respon kemampuan suatu batuan pada

formasi untuk menghambat jalannya arus listrik yang dialirkan (Rider,

2002). Alat-alat yang digunakan untuk mendapatkan nilai resistivitas pada

formasi terdiri dari dua kelompok yaitu laterolog dan induction log. Yang

umum dikenal sebagai log Rt adalah LLd (Deep Laterelog Resistivity), LLs

(Shallow Laterelog Resisitivity), ILd ( Deep Induction Resisitivity), ILm

(Medium Induction Resistivity), dan SFL. Prinsip kerja dari log resistiviy

yaitu dengan mengukur sifat tahanan kelistrikannya (resistivitas) batuan dan

fluida pori (minyak, gas, dan air) di sepanjang lubang bor. Log resistivity

dapat digunakan untuk menganalisis hydrocarbon water contact. Karena

pada log ini mampu menganalisis apakah suatu reservoar mengandung air

garam (wet) atau mengandung hidrokarbon.

Gambar 18. Respon log resistivity terhadap batuan (Rider, 2002)

34

5. Log Sonic

Log sonic mengukur waktu rambatan gelombang suara formasi pada

jarak tertentu. Log sonic memberikan sebuah interval waktu yang

dinamakan delta-t (Δt) atau biasanya disebut dengan Interval Transit Time.

Secara kualitatif log ini digunakan untuk mengevaluasi porositas yang ada

pada pori-pori batuan. Log ini juga bisa dijadikan log untuk mengikatkan

well-log dengan data seismic atau biasa kita sebut well to seismic tie.

Kegunaan lain dari log ini juga bisa membantu mengidentifikasikan jenis

litologi, source rock dan memprediksi zona over pressure (Rider, 2002).

Gambar 19. Identifikasi litologi berdasarkan log sonic (Glover, 2000)

35

G. Petrofisika

1. Volume Clay (VCL)

Volume clay menunjukkan banyaknya jumlah kandungan clay atau

shale yang ada pada formasi tersebut. Adanya clay atau shale di dalam

batuan sedimen menyebabkan terjadinya penyimpangan interpretasi log bila

menggunakan rumus-rumus untuk batuan bersih. Efek adanya shale dalam

formasi akan berpengaruh terhadap parameter lain, seperti mengurangi nilai

porositas dan permeabilitas pada batuan secara drastis. Serta memberikan

respon nilai resistivitas yang berbeda. Sehingga perlu dilakukan analisis

terhadap banyaknya kandungan clay atau shale pada suatu batuan. Apabila

mengetahui jumlah shale di dalam suatu batuan maka interpretasi log untuk

jenis batuan tersebut akan lebih teliti. Berikut merupakan rumus Vshale

pada persamaan respon linier:

𝑉𝑠ℎ = 𝐼𝐺𝑅 = (𝐺𝑅 𝐿𝑜𝑔)−(𝐺𝑅 𝑆𝑎𝑛𝑑𝑏𝑎𝑠𝑒𝑙𝑖𝑛𝑒)

(𝐺𝑅 𝑆ℎ𝑎𝑙𝑒𝑏𝑎𝑠𝑒𝑙𝑖𝑛𝑒)−(𝐺𝑅 𝑆𝑎𝑛𝑑𝑏𝑎𝑠𝑒𝑙𝑖𝑛𝑒) ..................................(5)

Perhitungan Vshale ini juga dibagi menjadi beberapa rumus, (Rider, 2002).

Rider membagi 4 rumus untuk mencari Vshale pada persamaan respon non-

linier, yaitu:

a. Larionov (Tertiary Rock)

𝑉𝑠ℎ = 0,083 × (23,7𝐼𝐺𝑅 − 1)............................................................(6)

b. Clavier

𝑉𝑠ℎ = 1,7 − (3,38 − (𝐼𝐺𝑅 + 0,7)2)0,5..............................................(7)

c. Stieber (South Lousiana Miocine and Pliocine)

𝑉𝑠ℎ = 𝐼𝐺𝑅 = 𝐼𝐺𝑅

3−2×𝐼𝐺𝑅..........................................................................(8)

36

d. Larionov (Older Rock)

𝑉𝑠ℎ = 0,33 × (23,7𝐼𝐺𝑅 − 1) )............................................................(9)

2. Porositas

Porositas merupakan perbandingan volume rongga-rongga pori

terhadap volume total seluruh batuan yang dinyatakan dalam satuan

persen. Suatu batuan dikatakan mempunyai porositas efektif apabila

bagian rongga-rongga dalam batuan saling berhubungan dan biasanya

lebih kecil dari rongga pori-pori total. Ada dua jenis porositas yang

dikenal, yaitu porositas absolut dan porositas efektif. Porositas absolut

adalah perbandingan antara volume pori-pori total batuan terhadap

volume total batuan. Sedangkan porositas efektif adalah perbandingan

antara volume pori-pori yang saling berhubungan dengan volume batuan

total. Secara matematis kedua porositas tersebut dapat dituliskan sebagai

persamaan berikut:

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 (∅) = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑖 𝑝𝑜𝑟𝑖−𝑝𝑜𝑟𝑖 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑏𝑎𝑡𝑢𝑎𝑛× 100% .................(10)

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝐸𝑓𝑒𝑘𝑡𝑖𝑓 (∅𝑒) = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑖 𝑝𝑜𝑟𝑖 𝑏𝑒𝑟ℎ𝑢𝑏𝑢𝑛𝑔𝑎𝑛

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑏𝑎𝑡𝑢𝑎𝑛× 100% ......(11)

Semakin dalam batuan akan semakin kompak akibat efek tekanan di

atasnya, sehingga porositas batuan akan berkurang seiring dengan

bertambahnya kedalaman. Nilai porositas juga akan mempengaruhi

kecepatan gelombang seismik. Semakin besar porositas batuan, maka

kecepatan gelombang seismik yang melewatinya akan semakin kecil, dan

demikian pula sebaliknya. Berdasarkan pembentukan batuannya terdapat

dua jenis porositas, yaitu porositas primer (sedimentasi klastik) dan

37

porositas sekunder (proses tektonik, proses kimiawi, dll.). Faktor-faktor

yang mempengaruhi porositas primer adalah ukuran butir, karakter

geometris, proses diagenesis, kandungan semen, kedalaman dan tekanan

(Sukmono, 2000). Menurut Koesoemadinata (1978), kualitas dari porositas

reservoar dikelompokkan menjadi beberapa bagian seperti dalam Tabel 1.

Tabel 1. Skala penentuan kualitas porositas (Koesoemadinata, 1978)

3. Saturasi Air

Saturasi air (Sw) merupakan besarnya volume pori batuan yang

tersaturasi oleh air yang dinyatakan dalam satuan fraksi. Pada zona

reservoar, tidak seutuhnya terisi oleh hidrokarbon, sehingga perlu dilakukan

perhitungan saturasi air (Asquith dan Krygowski, 2004). Untuk perhitungan

saturasi air pada formasi yang bersih, dapat digunakan perhitungan dengan

persamaan Archie, sedangkan formasi yang terdapat shale sebagai

pengotornya yang ditandai dengan nilai Vsh yang besar, maka efektif

menggunakan perhitungan persamaan Simandoux. Adapun untuk daerah

Indonesia yang memiliki formasi batuan Indonesia yang sangat kompleks,

dapat digunakan perhitungan persamaan Sw Indonesia. Secara matematis

ketiga persamaan tersebut dapat dituliskan sebagai berikut:

Nilai Porositas Skala

0 – 5 % Diabaikan (neigligible)

5 – 10% Buruk (poor)

10 – 15% Cukup (fair)

15 – 20% Baik (good)

20 – 25% Sangat Baik (very good)

>25% Istimewa (excellent)

38

Sw Archie

𝑆𝑤𝑛 =𝑎 . 𝑅𝑤

∅𝑒𝑚 . 𝑅𝑡 ........................................................................................(12)

Keterangan:

𝑆𝑤 = Saturasi Air (%)

𝑅𝑤 = Resistivtas air (ohm.m)

∅𝑒 = Porositas efektif (%)

𝑅𝑡 = Resistivitas formasi dari bacaan log (ohm.m)

𝑎 = Faktor turtuositi (gamping =1; batu pasir = 0.62)

𝑚 = Faktor sementasi (gamping = 2; batu pasir = 2.15)

𝑛 = Eksponen saturasi (1.8 – 2.5 dengan nilai umum 2.0)

Sw Simandoux

𝑆𝑤𝑛 =0,4 . 𝑅𝑤

∅𝑒2 [− (𝑉𝑠ℎ

𝑅𝑠ℎ) + √5 . ∅𝑒2

𝑅𝑤 . 𝑅𝑡+ (

𝑉𝑠ℎ

𝑅𝑠ℎ)2

] .......................................(13)

Keterangan:

𝑆𝑤 = Saturasi Air (%)

𝑅𝑤 = Resistivtas air (ohm.m)

∅𝑒 = Porositas efektif (%)

𝑉𝑠ℎ= Volume shale (%)

𝑅𝑡 = Resistivitas formasi dari bacaan log (ohm.m)

𝑅𝑠ℎ= Resistivitas shale (ohm.m)

39

Sw Indonesia

1

√𝑅𝑡= [

𝑉𝑠ℎ(1−𝑉𝑠ℎ

2)

√𝑅𝑠ℎ+

∅𝑒𝑚/2

√𝑎 . 𝑅𝑤] . 𝑆𝑤𝑛/2 ......................................................(14)

Keterangan:

𝑆𝑤 = Saturasi Air (%)

𝑅𝑤 = Resistivtas air (ohm.m)

∅𝑒 = Porositas efektif (%)

𝑉𝑠ℎ= Volume shale (%)

𝑅𝑡 = Resistivitas formasi dari bacaan log (ohm.m)

𝑅𝑠ℎ= Resistivitas shale (ohm.m)

𝑎 = Faktor turtuositi (gamping =1; batu pasir = 0.62)

𝑚 = Faktor sementasi (gamping = 2; batu pasir = 2.15)

𝑛 = Eksponen saturasi (1.8 – 2.5 dengan nilai umum 2.0)

(Krygowski, 2003).

H. Rock Physics

1. Kecepatan Gelombang P (Vp) dan Gelombang S (Vs)

Kecepatan seismik mengikut sertakan deformasi batuan sebagai

fungsi dari waktu. Seperti yang ditunjukkan pada Gambar 20, sebuah

batuan dapat mengalami kompresi (compressed), yang mengubah volume

dan bentuk batuan, maupun shear (sheared), yang hanya mengubah

bentuknya saja.

40

Gambar 20. Skema deformasi batuan terhadap P-wave

dan S-wave (Goodway, 2001)

Berdasarkan hal tersebut, terdapat dua jenis kecepatan seismik, yaitu

kecepatan gelombang kompresi atau gelombang P (Vp) dan kecepatan

gelombang shear atau gelombang S (Vs). Gelombang P merupakan

gelombang yang arah pergerakan partikelnya sejajar (longitudinal) dengan

arah perambatan gelombang. Sedangkan gelombang S, arah pergerakannya

yang tegak lurus (transversal) dengan arah perambatan gelombang.

Perbandingan antara Vp dan Vs direpresentasikan dengan menggunakan

poisson’s ratio (𝜎), seperti pada Persamaan 15.

𝜎 =𝛾−2

2𝛾−2 .................................................................................................(15)

𝛾 = (𝑉𝑝

𝑉𝑠)2

................................................................................................(16)

Rasio Vp/Vs dapat digunakan sebagai indikator litologi (Tatham,

1982). Lempung bila diasumsikan isotropik, selalu memiliki rasio Vp/Vs

yang tinggi daripada reservoar pasir. Bentuk sederhana dari persamaan

kecepatan P-wave dan S-wave diturunkan untuk batuan non-porous dan

41

isotropic. Persamaan kecepatan menggunakan koefisien Lambda (λ - Lamé

coefficient), modulus Bulk (K), dan modulus Shear (µ) dapat dituliskan pada

persamaan berikut:

𝑉𝑝 = √λ+2µ

𝜌= √

𝐾+4

3µ

𝜌 ...........................................................................(17)

𝑉𝑠 = √µ

𝜌 .................................................................................................(18)

Dimana :

λ = Koefisien Lambda

K = Modulus Bulk (menyatakan inkompresibilitas)

μ = Modulus Shear (menyatakan rigiditas)

ρ = Densitas

2. Rigiditas dan Inkompresibilitas

Goodway (1997) memperkenalkan parameter lamé yang berkaitan

erat dengan rigiditas (µρ) dan inkompresibilitas. Parameter tersebut dapat

memperbaiki tingkat identifikasi zona reservoar, karena sangat sensitif

terhadap perubahan fluida dan variasi litologi yang dipresentasi dari

perubahan-perubahan rigiditas (µρ), inkompresibilitas (λρ) dan densitas (ρ).

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

suatu material berubah bentuk terhadap stress. Rigiditas sensitif terhadap

matriks batuan, sehingga semakin rapat matriksnya, maka akan semakin

sulit pula mangalami slide over satu sama lainnya dan benda tersebut

dikatakan memiliki rigiditas yang tinggi, sehingga rigiditas batuan yang

merupakan indikator untuk membedakan litologi batuan.

42

Inkompresibilitas (λρ = Lambda-Rho) didefinisikan sebagai besarnya

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

dikompresi, maka semakin kecil harga inkompresibilitasnya begitu pula

sebaliknya. Perubahan ini disebabkan oleh adanya perubahan pori daripada

perubahan ukuran butirnya. Fluida yang mengisi pori akan mempengaruhi

harga kompresibilitasnya. Jika gas mengisi pori, maka batuan tersebut akan

lebih mudah terkompresi daripada terisi oleh minyak ataupun air.

Gambar 21. Inkompressibilitas dan rigiditas beberapa batuan (Royle,1999)

Secara matematis kedua parameter tersebut dapat diperoleh dari

persamaan kecepatan gelombang P dan gelombang S yang telah dituliskan

pada Persamaaan 23 dan Persamaan 32.

Rigiditas diturunkan dari kecepatan gelombang S (Vs), sebagai

berikut:

𝑍𝑠2 = (𝑉𝑠. 𝜌)2 ......................................................................................(19)

𝑍𝑠2 = (𝑉𝑠)2(𝜌)2 ...................................................................................(20)

𝑍𝑠2 = (√𝜇

𝜌)

2

(𝜌)2 .................................................................................(21)

𝑍𝑠2 = 𝜇

𝜌. 𝜌2 ...........................................................................................(22)

𝒁𝒔𝟐 = 𝝁𝝆 (Rigiditas) ............................................................................(23)

43

Inkompresibilitas diturunkan dari kecepatan gelombang P (Vp)

sebagai berikut :

𝑍𝑝2 = (𝑉𝑝. 𝜌)2 ......................................................................................(24)

𝑍𝑝2 = (𝑉𝑝)2(𝜌)2 ..................................................................................(25)

𝑍𝑝2 = (√𝜆+2𝜇

𝜌)2

(𝜌)2 ...........................................................................(26)

𝑍𝑝2 =𝜆+2𝜇

𝜌. 𝜌2 .......................................................................................(27)

𝑍𝑝2 = (𝜆 + 2𝜇). 𝜌 ..................................................................................(28)

(𝑉𝑝. 𝜌)2 = (𝜆 + 2𝜇). 𝜌 ..........................................................................(29)

(𝑉𝑝. 𝜌)2 = (𝜆𝜌 + 2𝜇𝜌) ..........................................................................(30)

𝜆𝜌 = (𝑉𝑝. 𝜌)2 − (2𝜇𝜌) ..........................................................................(31)

𝝀𝝆 = 𝒁𝒑𝟐 − 𝟐𝒁𝒔𝟐 (Inkompresibilitas) .................................................(32)

Dimana :

Zp = Impedansi akustik (g/cc.m/s)

Vp = Cepat rambat gelombang P (m/s)

Zs = Impedansi Shear (g/cc.m/s)

Vs = Cepat rambat gelombang S (m/s)

ρ = Densitas (g/cc)

λ = Modulus bulk

μ = Modulus shear

Rigiditas berfungsi sebagai indikator litologi karena bersifat sensitif

terhadap matriks batuan dan tidak dipengaruhi oleh kehadiran fluida.

Inkompresibilitas tidak secara langsung diukur pada batuan seperti rigiditas.

44

Ekstraksi inkompresibilitas dilakukan dengan menghilangkan efek rigiditas

akibat matriks batuan dan meningkatkan sensitifitas terhadap fluida pengisi

batuan pori (Razi, 2007). Goodway mendemonstrasikan bagaimana analisis

parameter 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

shale zone yang tipis, seperti yang terdapat pada Gambar 23, terlihat jelas

keberadaan shale tipis memisahkan dua zona gas A dan gas B (Anderson

dan Grey, 2001).

Gambar 22. Interpretasi cross plot Lambda-rho vs Mu-Rho sumur Lower

Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997)

Gambar 23. Interpretasi log P.S impedance dan Lambda-Rho, Mu-Rho sumur

Lower Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997)

45

Tabel di bawah menunjukkan pembenaran dan kelebihan penggunaan

parameter rigiditas dan inkompresibilitas dalam analisis petrofisika yang

dikemukakan oleh Bill Goodway tahun 1997 untuk mendeterminasi antara

lempung (shale) dan pasir terisi gas (gas sand).

Tabel 2. Analisis petrofisika menggunakan parameter Lamé’ (Goodway, 1997)

I. Simultaneous Inversion

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 ρ. Metode ini kemudian hari dikenal sebagai

inversi simultan. Metode inversi simultan sebenarnya merupakan perbaikan

untuk menyelesaikan masalah dalam perhitungan sudut independen yang tidak

menggunakan hubungan properti batuan antar variabel untuk latar belakang

kasusnya. Masalah juga muncul dalam perhitungan sudut independen ketika

menggabungkan data dengan frekuensi yang berbeda, karena akan menciptakan

noise atau gangguan.

Russel, dkk. (2005) memperkenalkan metode simultaneous inversion pada

data pre-stack dengan algoritma yang berdasarkan tiga asumsi, yaitu pertama,

pendekatan linier untuk reflektivitas. Kedua, reflektivitas PP dan PS sebagai

fungsi sudut yang telah diberikan oleh persamaan Aki-Richards (Aki dan

𝑽𝒑

(m/s)

𝑽𝒔

(m/s)

𝝆

(g/cc)

𝑽𝒑/𝑽𝒔 (𝑽𝒑/𝑽𝒔)𝟐 𝝈 𝝀 + 𝟐𝝁 𝝁 𝝀 𝝁/𝝀

Shale 2898 1290 2,425 2,25 5,1 0,38 20,37 4,035 12,3 3,1

Gas Sand 2857 1666 2,275 1,75 2,9 0,24 18,53 6,314 5,9 0,9

Avg. Change 1,4% 25% 6,4% 27% 55% 45% 9,2% 44% 70% 110%

(moduli 𝜆, 𝜇 are in Gpa’s)

46

Richards, 1980). Ketiga, terdapatnya hubungan linier antara logaritma

impedansi P, impedansi S, dan densitas.

Fatti, dkk. (1994) dalam Russel, dkk. (2005) memodifikasi persamaan Aki

Richard, sehingga diperoleh hubungan koefisien refleksi sebagai berikut:

𝑅𝑝𝑝(𝜃) = 𝑐1𝑅𝑝 + 𝑐2𝑅𝑠 + 𝑐3𝑅𝐷 ...................................................................(33)

Dimana:

𝑅𝑝𝑝(𝜃) = reflektivitas total

𝑐1 = 1 + 𝑡𝑎𝑛2𝜃............................................................................................(34)

𝑐2 = −8𝛾2𝑠𝑖𝑛2𝜃..........................................................................................(35)

𝑐3 = −1

2𝑡𝑎𝑛2𝜃 + 2𝛾2𝑠𝑖𝑛2𝜃........................................................................(36)

𝛾 =𝑉𝑠

𝑉𝑝...........................................................................................................(37)

𝑅𝑝 =1

2[∆𝑉𝑝

𝑉𝑝+

∆𝜌

𝜌].........................................................................................(38)

𝑅𝑠 =1

2[∆𝑉𝑠

𝑉𝑠+

∆𝜌

𝜌]..........................................................................................(39)

𝑅𝐷 = [∆𝜌

𝜌]......................................................................................................(40)

Berdasarkan analisis inversi yang dijelaskan oleh Simmons dan Backus

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

densitas (𝑅𝐷) berdasarkan Persamaan 38 melalui Persamaan 40,

menggunakan Persamaan 33. Simmons dan Backus (1996), juga berasumsi

bahwa densitas dan Vp berhubungan dengan persamaan Gardner, yaitu:

∆𝜌

𝜌=

1

4

∆𝑉𝑝

𝑉𝑝.......................................................................................................(41)

Vs juga berhubungan dengan Persamaan Castagna, yaitu:

Vs=(Vp-1360)/1.16........................................................................................(42)

47

Selain itu juga pendekatan Buland dan Omre (2003) yang menggunakan

parameter

∆𝑉𝑝

𝑉𝑝,∆𝑉𝑠

𝑉𝑠,∆𝜌

𝜌

Dimana:

∆𝑉𝑝

𝑉𝑝≈ ∆𝑙𝑛𝑉𝑝 ................................................................................................(43)

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, dkk. (1994). Persamaan 33, 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:

𝑇(𝜃) = 1

2𝑐1𝑊(𝜃)𝐷𝐿𝑝 +

1

2𝑐2𝑊(𝜃)𝐷𝐿𝑠 +

1

2𝑐3𝑊(𝜃)𝐷𝐿𝐷 ..........................(44)

Dimana:

W = Wavelet

𝐿𝑝 = ln(Zp)

𝜃 = Sudut datang

𝐿𝑠 = ln(Zs)

𝐿𝐷 = ln(𝜌)

Penjelasan berdasarkan Persamaan 44 tersebut, terdapat variabel yang baru

yaitu 𝐿𝑝 = ln(Zp), yakni logaritma natural dari Impedansi Akustik untuk

mentransformasikan persamaan reflektivitas tersebut menjadi impedansi,

seperti refleksivitas 𝑅𝑝 yang dapat dinyatakan dengan:

48

𝑅𝑝𝑖 ≈1

2∆𝑙𝑛𝑍𝑝𝑖 =

1

2[𝑙𝑛𝑍𝑝𝑖+1 − 𝑙𝑛𝑍𝑝𝑖].........................................................(45)

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

menganggap N merupakan contoh reflektivitas, Persamaan 46 dapat dituliskan

dalam bentuk matriks sebagai:

[ 𝑅𝑝1

𝑅𝑝2

⋮𝑅𝑝𝑁]

=1

2[

−1 −1 −0 ⋯−0 −1 −1 ⋱−0 −0 −1 ⋱−⋮ −⋱ −⋱ ⋱

]

[ 𝐿𝑝1

𝐿𝑝2

⋮𝐿𝑝𝑁]

.........................................................(46)

Dengan 𝐿𝑝𝑖 = 𝑙𝑛(𝑍𝑝)

Kemudian, jika direpresentasikan trace seismik sebagai konvolusi dari wavelet

seismik dan reflektivitas bumi, dapat dituliskan sebagai matriks, yakni:

[

𝑆1

𝑆2

⋮𝑆𝑁

] = [

𝑊1 0 −0 ⋯𝑊2 𝑊1 0 −⋱𝑊3 𝑊2 𝑊1 ⋱

−⋮ −⋱ −⋱ ⋱

]

[ 𝑅𝑝1

𝑅𝑝2

⋮𝑅𝑝𝑁]

..............................................................(47)

Dimana 𝑆𝑖 merepresentasikan sampel ke -i dari trace seismik dan

𝑊𝑗 merepresentasikan hubungan ke -j dari wavelet seismik yang telah

diekstraksi. Mengombinasikan Persamaan 46 dengan Persamaan 47 dapat

memberikan forward model yang berhubungan dengan trace seismik terhadap

logaritma dari Impedansi P:

𝑆 =1

2𝑊𝐷𝐿𝑝 .................................................................................................(48)

Dimana, W adalah matriks wavelet yang diberikan pada Persamaan 47 dan D

adalah derivative matriks yang diberikan pada Persamaan 46, sehingga

persamaan Aki-Richards akan menjadi seperti pada Persamaan 44. Hal yang

harus diperhatikan dari Persamaan 44 di atas adalah bahwa wavelet sekarang

bergantung kepada sudut datang (incident angle), sehingga ada kemungkinan

49

wavelet berbeda untuk masing-masing sudut. Persamaan 44 tersebut dapat

dipergunakan untuk inversi dengan syarat terdapat relasi antara parameter

impedansi (𝐿𝑝 & 𝐿𝑠) dengan densitas (𝐿𝑝 & 𝐿𝐷). Adapun relasi linier antara

𝐿𝑝[ln (𝑍𝑝)], 𝐿𝑠[ln (𝑍𝑠)], dan 𝐿𝐷[ln (𝜌)] dapat dinyatakan sebagai berikut:

ln(𝑍𝑠) = 𝑘 ln(𝑍𝑝) + 𝑘𝑐 + ∆𝐿𝑠......................................................................(49)

ln(𝜌) = 𝑘 ln(𝑍𝑝) + 𝑚𝑐 + ∆𝐿𝐷......................................................................(50)

Dimana koefisien k, kc, m dan mc akan ditentukan oleh analisis data log sumur.

Gambar 24 menggambarkan hubungan antara ln(Zp) vs ln(Zs) dan ln(densitas)

dari data log sumur. Koefisien regresi diperoleh dengan cara membuat garis

lurus pada tren dari data. Penyimpanan menjauhi garis lurus, ∆𝐿𝑠 dan ∆𝐿𝐷

adalah anomali fluida yang diinginkan.

Gambar 24. Crossplot antara ln(ρ) terhadap ln(Zp) dan ln(Zs) terhadap ln(Zp)

deviasi garis tersebut, ∆𝐿𝐷 dan ∆𝐿𝑠adalah anomali fluida yang

diinginkan (Russel, dkk., 2005)

Berdasarkan korelasi tersebut dengan mengombinasikan Persamaan 46 dan

Persamaan 44, maka mengubah persamaan Aki-Richards menjadi:

𝑇(𝜃) = �̃�1𝑊(𝜃)𝐷∆𝐿𝑝 + �̃�2𝑊(𝜃)𝐷∆𝐿𝑠 + �̃�3𝑊(𝜃)𝐷∆𝐿𝐷 ............................(51)

50

Dimana:

�̃�1 = (1

2) 𝑐1 + (

1

2) 𝑘𝑐2 + 𝑚𝑐3 ........................................................................(52)

�̃�2 = (1

2) 𝑐2 ....................................................................................................(53)

𝐷 = Operator diferensial

𝑊 = Wavelet

𝐿𝑝 = ln(Zp)

𝐿𝑠 = ln(Zs)

𝐿𝐷 = ln(𝜌)

𝜃 = Sudut datang

Dalam bentuk matriks, dengan asumsi jumlah trace N dari berbagai macam

sudut maka persamaanya menjadi :

[

𝑇 (𝜃1)𝑇 (𝜃2)…𝑇 (𝜃𝑁)

] = [

�̃�1(𝜃1)𝑊(𝜃1)𝐷 �̃�2(𝜃1)𝑊(𝜃1)𝐷 �̃�3(𝜃1)𝑊(𝜃1)𝐷

�̃�1(𝜃2)𝑊(𝜃2)𝐷 �̃�2(𝜃2)𝑊(𝜃2)𝐷 �̃�3(𝜃2)𝑊(𝜃2)𝐷⋯ ⋯ ⋯

�̃�1(𝜃𝑁)𝑊(𝜃𝑁)𝐷 �̃�2(𝜃𝑁)𝑊(𝜃𝑁)𝐷 �̃�3(𝜃𝑁)𝑊(𝜃𝑁)𝐷

] [

𝐿𝑝

∆𝐿𝑆

∆𝐿𝐷

] ...(54)

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

persamaan berikut (Russel, dkk., 2005):

𝑍𝑝 = exp (𝐿𝑝) ................................................................................................(55)

𝑍𝑝 = exp (𝑘𝐿𝑝 + 𝑘𝑐 + ∆𝐿𝑠) ...........................................................................(56)

𝜌 = exp (𝑚𝐿𝑝 + 𝑚𝑐 + ∆𝐿𝐷) ..........................................................................(57)

J. Poisson Impedance Inversion

Poisson Impedance merupakan salah satu parameter fisika batuan yang

dapat diaplikasikan secara praktis untuk memprediksi reservoar dan mendeteksi

keberadaan hidrokarbaon (Quakenbush, dkk., 2006). Poisson Impedance (PI)

51

merupakan atribut seismik yang diperoleh dari nilai kombinasi Impedansi P

(AI) dan Impedansi S (SI). Poisson Impedance merupakan solusi untuk

menjawab kesulitan dalam memisahkan distribusi litologi dan fluida. Dengan

melakukan rotasi pada sumbu x dan y pada crossplot antara Impedansi Akustik

(AI) dan Impedansi Shear (SI), maka akan didapat pemisahan distribusi litologi

dan fluida menjadi terlihat lebih jelas (Gerlitz, 2006). Pada Gambar 25, terlihat

bahwa dari sifat Impedansi P (AI) dan Impedansi S (SI), oil sand tidak begitu

jelas terpisahkan dari brine sand dan shale, namun ketika dilakukan rotasi maka

pemisahannya mampu terlihat lebih jelas.

Gambar 25. Representasi skematik crossplot AI dan SI dengan distribusi

shale, brine sand, dan oil sand yang kemudian dilakukan

rotasi (Quakenbush, dkk., 2006 dalam Prasetyo, 2016)

Persamaan 55 menunjukkan persamaan umum Poisson Impedance. Dari

persamaan tersebut dibutuhkan input berupa Impedansi Akustik (AI) dan

Impedansi Shear (SI) serta nilai koefisien c (faktor optimalisasi rotasi) untuk

menambah akurasi perhitungan Poisson Impedance.

𝑃𝐼 = 𝐴𝐼 − 𝑐𝑆𝐼 ...............................................................................................(58)

52

Keterangan:

PI = Poisson Impedance (g/cc.m/s)

AI = Impedansi Akustik (g/cc.m/s)

SI = Impedansi Shear (g/cc.m/s)

c = Faktor optimalisasi rotasi

Penurunan persamaan PI yang dilakukan oleh Quakebush, dkk. (2006)

dinyatakan melalui Persamaan 60 yang berhubungan dengan Poisson Velocity

(𝑉𝜎) dan Poisson ratio (σ).

(𝑉𝑝 − 𝑐𝑉𝑠)𝜌 = 𝑉𝜎𝜌 = 𝑃𝐼 ............................................................................(59)

𝜎 =𝑉𝑝+√2𝑉𝑠

2(𝑉𝑝2−𝑉𝑠2)∗ (𝑉𝑝 − √2𝑉𝑠) .....................................................................(60)

Dimana,

𝑉𝑝+√2𝑉𝑠

2(𝑉𝑝2−𝑉𝑠2)= 𝐷 ..............................................................................................(61)

Maka,

𝜎 = 𝐷𝑉𝜎 ........................................................................................................(62)

Secara matematika geometri, PI juga merupakan rotasi sumbu x dan y

sebesar 𝜃.

Gambar 26. Rotasi sumbu x dan y (Purba, dkk., 2017)

53

Berikut ini adalah persamaan rotasi sumbu, dengan rotasi matriks (Purba,

dkk., 2017).

[𝑎𝑏] = [

𝑐𝑜𝑠𝜃 −𝑠𝑖𝑛𝜃𝑠𝑖𝑛𝜃 𝑐𝑜𝑠𝜃

] [𝑥𝑦]............................................................................(63)

Pada sumbu baru, x-y dinyatakan sebagai:

𝑥 = 𝑎 𝑐𝑜𝑠 𝜃 − 𝑏 𝑠𝑖𝑛 𝜃.................................................................................(64)

𝑦 = 𝑎 𝑠𝑖𝑛 𝜃 + 𝑏 𝑐𝑜𝑠 𝜃..................................................................................(65)

Dengan melihat bentuk Persamaan 64 dan 65 substitusi sumbu dengan AI-SI,

maka:

𝑃𝐼′ = 𝐴𝐼 𝑐𝑜𝑠 𝜃 − 𝑆𝐼 𝑠𝑖𝑛 𝜃.............................................................................(66)

𝑃𝐼′

𝑐𝑜𝑠 𝜃= 𝐴𝐼 − 𝑆𝐼 𝑡𝑎𝑛 𝜃.....................................................................................(67)

Maka dapat dilihat bahwa nilai koefisien c (faktor optimalisasi rotasi) tidak lain

adalah:

𝑐 =𝑠𝑖𝑛 𝜃

𝑐𝑜𝑠 𝜃= 𝑡𝑎𝑛 𝜃...........................................................................................(68)

K. Target Coefficient Correlation Analysis (TCCA)

Poisson Impedance (PI) yang dihitung dengan menggunakan metode c-nilai

umum tidak cukup akurat, yang dapat memengaruhi prediksi reservoar dengan

signifikan, sehingga digunakan metode baru untuk menghitung nilai koefisien c,

yaitu metode Target Coefficient Correlation Analysis (TCCA) yang dihitung

melalui analisis koefisien korelasi target (Tian, dkk., 2010).

Target Coefficient Correlation Analysis (TCCA) merupakan tools untuk

mencari nilai koefisien c. Untuk menentukan nilai koefisien c terbaik maka

digunakan koefisien korelasi, mirip seperti EEI fungsi sudut, dimana digunakan PI

sebagai fungsi c, kemudian dilakukan korelasi dengan log yang akan diprediksi.

54

Nilai koefisien c yang didapatkan dari hasil korelasi dengan parameter yang

sensitif terhadap litologi, jika diaplikasikan pada PI, maka akan didapatkan

parameter Lithology Impedance (LI) yang mewakili indikasi litologi, sedangkan

nilai koefisien c yang didapatkan dari korelasi dengan parameter yang sensitif

terhadap fluida, maka akan didapatkan parameter Fluid Impedance (FI) yang

mewakili indikasi fluida (Prasetyo, 2016). Koefisien korelasi dapat dituliskan

pada persamaan berikut:

𝑟 =𝑛 ∑ 𝑋𝑖𝑌𝑖−∑ 𝑋𝑖

𝑛𝑖=1 ∑ 𝑌𝑖

𝑛𝑖=1

𝑛𝑖=1

√𝑛 ∑ 𝑥𝑖2𝑛

𝑖=1 −(∑ 𝑋𝑖𝑛𝑖=1 )

2√𝑛 ∑ 𝑌𝑖

2𝑛𝑖=1 −(∑ 𝑌𝑖

𝑛𝑖=1 )

2........................................................(69)

Keterangan:

r = Nilai korelasi validitas

n = Banyaknya subyek

X = Nilai pembanding

Y = Nilai dari instrumen yang akan dicari validitasnya

Kriteria untuk mengetahui korelasi atau hubungan dapat dilihat pada Tabel 3.

Tabel 3. Interpretasi hubungan korelasi (Sugiyono, 2007)

Interval Koefisien Tingkat Hubungan

0,00 – 0,199 Hubungan korelasinya sangat lemah

0,20 – 0,399 Hubungan korelasinya lemah

0,40 – 0,599 Hubungan korelasinya sedang

0,60 – 0,799 Hubungan korelasinya kuat

0,80 – 1,0 Hubungan korelasinya sangat kuat

55

IV. METODOLOGI PENELITIAN

A. Waktu dan Tempat Penelitian

Penelitian dilakukan pada bulan September hingga bulan Desember 2018.

Penelitian ini dilakukan di Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak

dan Gas Bumi (PPPTMGB) “LEMIGAS” di Satuan Kerja Unit Eksplorasi 3

Kebayoran Lama Jakarta Selatan. Dilanjutkan sampai dengan bulan Maret 2018

di Laboratorium Teknik Geofisika Universitas Lampung.

Tabel 4. Time schedule penelitian

No Kegiatan

Bulan (Minggu Ke-)

Sep Oktober November Desember Januari Februari Maret April

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

1. Studi Literatur

2. Persiapan dan Pengumpulan Data

3. Pengolahan Data

4. Analisis dan

Interpretasi

5. Penyusunan Laporan Usul

6. Bimbingan Usul

7. Seminar Usul

8. Penyusunan Laporan Hasil

9. Revisi dan Bimbingan

Hasil

10. Seminar Hasil

11. Fiksasi dan Ujian

Komprehensif

56

B. Software dan Hardware

Adapun alat dan bahan yang digunakan selama penelitian tugas akhir ini

adalah sebagai berikut: data log, data seismik, data checkshot, laptop, dan

perangkat lunak yang meliputi Microsoft Office, Interactive Petrophysics,

Petrel, Matlab, dan HRS.

1. Software

Software yang diperlukan dalam penelitian ini adalah:

a. Hampson Russel-Suite (HRS 10.0.2)

Software HRS digunakan untuk pengolahan data sumur dan inversi

seismik.

b. Petrel 2009

Software Petrel digunakan untuk interpretasi data seismik.

c. Interactive Petrophysics V3.5

Software Interactive Petrophysics digunakan untuk pengolahan data

sumur dan analisis petrofisika.

d. MATLAB R2007b

Sofware Matlab digunakan untuk mendapatkan nilai faktor optimalisasi

rotasi “c” berdasarkan perhitungan koefisien korelasi.

e. Microsoft Office

Software Microsoft Office digunakan dalam melakukan perhitungan

angka, penulisan laporan dan presentasi.

57

2. Hardware

Hardware yang digunakan dalam penelitian ini adalah sebuah laptop

dengan spesifikasi intel core i5-5200u, RAM 8Gb, dan dukungan kartu

grafis Nvidia GT840m.

C. Data Penelitian

Data-data yang digunakan dalam penelitian ini tidak untuk disebarluaskan

dan sengaja dirahasiakan keberadaannya, data-data tersebut diperoleh dari

PPTMG “LEMIGAS”, sehingga, semua data yang digunakan menggunakan

koordinat dan nama yang telah disamarkan. Adapun data-data dalam penelitian

ini meliputi:

1. Data Seismik

Data seismik yang digunakan adalah data seismik 3D Pre-Stack

Migration (Gambar 27-29) dengan rentang domain waktu sebesar 2600 –

3600 ms. Data seismik yang dilengkapi dengan inline sebanyak 99 line

(4668 – 6236 dengan interval 16) dan xline sebanyak 209 line (3146 – 4810

dengan interval 8).

58

Gambar 27. Geometri data seismik pre-stack

Gambar 28. Basemap data seismik pre-stack

59

Gambar 29. Penampang seismik pre-stack angle gather

2. Data Marker

Data marker berisi informasi mengenai kedalaman lapisan batuan atau

interval zona target di daerah penelitian. Data ini digunakan untuk

menentukan batas dari suatu lapisan. Data marker dapat digunakan sebagai

acuan dalam melakukan picking horizon dan pengikatan data log dengan

data sumur (well to seismic tie). Pada penelitian ini terdapat 3 buah data

marker, yaitu Top-A, Top-B, dan Top-C yang membagi 2 buah reservoar

atau zona target.

3. Data Sumur

Dalam penelitian ini digunakan 3 buah data sumur, yaitu sumur Z1-

X, Z1-Y, dan Z1-Z yang masing-masing sumur memiliki berbagai macam

data log. Kelengkapan data log dapat dilihat pada Tabel 5 dan Well map

table dari ketiga sumur dapat dilihat pada Gambar 30.

60

Tabel 5. Kelengkapan data log

Data Z1-X Z1-Y Z1-Z

Gamma Ray

Caliper ˟ ˟ ˟

Neutron Porosity (NPHI) ˟ ˟ ˟

Density (RHOB)

Resistivity ˟ ˟ ˟

P-Wave

S-Wave

Temprature ˟ ˟ ˟

Total Porosity (PHIT) ˟ ˟ ˟

Effective Porosity (PHIE)

Water Saturation (Sw)

Checkshot

Gambar 30. Well map table

61

4. Data Checkshot

Data checkshot digunakan dalam proses well to seismic tie dengan

mengkoreksi log P-wave untuk mendapatkan hubungan antara waktu

dengan dengan kedalaman (time-depth curve). Data Checkshot terdapat

pada ketiga sumur berupa data kedalaman dan waktu tempuh Two Way Time

(TWT) dalam satuan detik.

D. Pengolahan Data

Pengolahan data yang dilakukan pada penelitian ini meliputi pengolahan

data sumur dan transformasi log (AI, SI, Vp/Vs Ratio, dan LMR), analisis

sensitivitas data log, perhitungan nilai koefisien korelasi (TCCA) antara

parameter sensitif dengan log Poisson Impedance yang akan dihasilkan,

checkshot correction, well to seismic tie, interpretasi horizon, pembuatan model

inisial, analisis pre-inversi, inversi simultan, inversi Poisson Impedance, peta

persebaran AI, SI, Density, Vp/Vs, LI, dan FI. Diagram alir penelitian ini dapat

dilihat pada Gambar 31.

62

Gambar 31. Diagram Alir Penelitian

Mulai

Data Sumur Data Marker

dan Checkshot Post Stack

Ekstraksi Wavelet

Data Seismik 3D

Ekstraksi Wavelet

(near and far)

Well to Seismic Tie

Ya

Transformasi Log

Interpretasi

Tidak Korelasi

> 0.7 ?

Angle Gather

Model Awal (AI, SI, Density,

Vp, Vs)

Pembuatan Model

Awal

Analisis Pre-Inversi

Ya

Tidak Error

Rendah

Inversi Simultan

Transformasi Volume LMR

Volume AI, SI,

Density, & Vp/Vs

Analisis LMR

Volume Lithology

Impedance Volume Fluid

Impedance

Log AI, SI,

Lambda-Rho, Mu-

Rho, Vp/Vs Ratio

Analisis Sudut dengan

Metode TCCA

Uji Sensitivitas

Indeks Litologi Indeks Fluida

Perhitungan Log

Poisson Impedance

Cut Off

Gamma Ray, RHOB, P-Wave, S-

Wave, PHIE, Sw

Analisis dan Interpretasi

Selesai

Slicing

Pembobotan Nilai

Keofisien c Optimum

Transformasi Volume

Poisson Impedance

Checkshot Correction

Pre Stack

Partial Angle Stack

(near and far)

Analisis Sudut

Peta Persebaran

Zona Prospek

Picking Horizon

63

1. Analisis Data Log

Analisis data log dilakukan untuk menentukan lapisan produktif pada

masing-masing reservoar. Pada penelitian ini terdapat 2 buah reservoar

(Gambar 32). Reservoar-1 ditandai oleh marker TOP-A sampai dengan

TOP-B (zona berwarna merah), sedangkan reservoar-2 ditandai oleh marker

TOP-B sampai dengan TOP-C (zona berwarna kuning).

Analisis dilakukan dengan melihat respon kurva log pada masing-

masing sumur. Adapun data log yang digunakan untuk melakukan analisis,

yaitu log Gamma Ray, log Density (RHOB), log Vp, dan log Vs, serta

terdapat juga log Effective Porosity (PHIE) dan log Water Saturation (Sw)

yang sudah terdapat pada kelengkapan data log, sehingga tidak perlu

dilakukan perhitungan kembali untuk mendapatkan nilai Effective Porosity

dan Water Saturation.

Gambar 32. Tampilan log pada ketiga sumur

Reservoar-1

Reservoar-2

Reservoar-1 Reservoar-1

Reservoar-2

Reservoar-2

64

2. Transformasi Data Log

Transformasi log dilakukan untuk mendapatkan nilai log seperti log

P-Impedance, log S-Impedance, log Vp/Vs Ratio dan log parameter elastik

(Lambda-Rho, Mu-rho) berdasarkan input dari data log lain yang sudah ada.

Gambar 33. Tampilan hasil transformasi log pada sumur Z1-X

Gambar 34. Tampilan hasil transformasi log pada sumur Z1-Y

65

Gambar 35. Tampilan hasil transformasi log pada sumur Z1-Z

3. Analisis Sensitifitas Data Log

Analisis sensitifitas data log dilakukan dengan membuat crossplot

pada data log untuk mengetahui parameter-parameter dari data log apakah

sensitif dalam membedakan distribusi suatu litologi dan fluida reservoar.

Interval yang digunakan dalam proses crossplot ini, yaitu pada marker Top-

A sampai dengan Top-C. Hasil akhir dari analisis sensitivitas menjadi

gambaran dan acuan dalam melakukan inversi.

Tabel 6. Parameter crossplot pada sumur penelitian

No. X Y Color Scale

1. P-Impedance S-Impedance Gamma Ray

2. Lambda-Rho Mu-Rho Gamma Ray

3. P-Impedance Vp/Vs Ratio Gamma Ray

4. P-Impedance PHIE Gamma Ray

5. P-Impedance Gamma Ray Water Saturation

66

4. Analisis Tunning Thickness

Analisis tunning thickness dilakukan untuk mengetahui batas

ketebalan minimum yang masih dapat teresolusi oleh data seismik, sehingga

data seismik masih mampu membedakan eventevent secara vertikal.

Apabila zona target memiliki ketebalan melebihi nilai tunning thickness,

maka zona target dapat dibedakan dengan baik. Dalam melakukan analisis

tunning thickness digunakan persamaan ¼λ, dimana lambda didapatkan dari

pembagian antara kecepatan dengan frekuensi. Pada penelitian ini,

kecepatan didapatkan dari data rata-rata nilai Vp, sedangkan frekuensi

didapatkan dari niali frekuensi dominan pada data seismik. Adapun nilai

kecepatan rata-rata (Vp), yaitu 4469,39 m/s dan frekuensi dominan dari data

seismik, yaitu 32 Hz, maka didapat nilai tunning thickness sebagai berikut:

Tabel 7. Analisis tunning thicness

No. Sumur Ketebalan (m) Tunning Thickness (m)

Reservoar-1 Reservoar-2

1. Z1-X 72,5 91,7 34,9

2. Z1-Y 56,5 81,7 34,9

3. Z1-Z 61,8 98,4 34,9

Jadi, tebal minimum yang dapat diresolusi oleh data seismik pada

penelitian ini adalah 34,9 m, sehingga data seismik dapat membedakan

batas atas dan bawah suatu event yang tebalnya lebih dari 34,9 m.

5. Koreksi Checkshot

Koreksi checkshot perlu dilakukan, karena data sumur berada pada

domain kedalaman, sedangkan data seismik berada pada domain waktu.

Konversi domain kedalaman ke dalam domain waktu dapat dilakukan oleh

data log sonic namun masih banyak kelemahan, sehingga diperlukan data

67

checkshot sebagai tambahan agar dalam proses well to seismic tie

mendapatkan hasil yang lebih akurat. Setelah melakukan koreksi checkshot,

maka kedalaman telah dikorelasikan dengan waktu dan didapatkan time-

depth curve. Berikut merupakan koreksi checkshot pada ketiga sumur

(Gambar 36-38).

Gambar 36. Koreksi checkshot sumur Z1-X

Gambar 37. Koreksi checkshot sumur Z1-Y

68

Gambar 38. Koreksi checkshot sumur Z1-Z

6. Ekstraksi Wavelet Data Seismik Post Stack

Wavelet memiliki peran penting pada saat melakukan well to seismic

tie. Pada penelitian ini, ekstraksi wavelet dari data seismik post stack dengan

mengggunakan metode statistical. Wavelet yang sesuai dengan data sumur

dan data seismik akan meminimalisir perlakuan stretch squezze pada proses

well seismic tie, sehingga menimbulkan time shift yang minim, sehingga

menghasilkan korelasi yang tinggi pada saat melakukan well to seismic tie.

Gambar 39. Hasil ekstraksi wavelet statistical

69

7. Well to Seismic Tie

Well to seismic tie merupakan tahapan yang dilakukan untuk

mengorelasikan event pada seismogram sintetik dengan seismogram data

seismik pada interval zona target. Seismogram sintetik dibuat dengan

melakukan konvolusi antara wavelet hasil tahapan sebelumnya dengan log

reflektivitas atau koefisien refleksi (transformasi log P-wave velocity

dengan densitas). Hal yang diperhatikan dalam melakukan well to seismic

tie, yaitu mendapatkan korelasi yang baik dengan sedikit melakukan

stretchinng dan memiliki time shift yang bernilai nol. Hasil well to seismic

tie (Gambar 40-42) didapatkan korelasi pada sumur Z1-X sebesar 0,889,

sumur Z1-Y sebesar 0,851, dan sumur Z1-Z sebesar 0,926. Korelasi pada

masing-masing sumur tersebut tergolong sangat baik disebabkan nilai

korelasi sudah lebih dari 0,7.

Gambar 40. Well to seismic tie sumur Z1-X

70

Gambar 41. Well to seismic tie sumur Z1-Y

Gambar 42. Well to seismic tie sumur Z1-Z

8. Interpretasi Data Seismik 3D

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

picking horizon, karena di sekitar zona target tidak ditemukan patahan.

Picking horizon dilakukan 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. Picking horizon dilakukan dengan increment 5 untuk

71

inline dan xline. Hasil dari picking horizon akan digunakan pada proses

inversi sebagai batas setiap lapisan. Dalam melakukan picking horizon

digunakan berbagai cara, yaitu picking horizon (manual, 2D autotrack, 3D

autotrack), perhitungan kalkulator seismik, dan perhitungan menggunakan

surface attribute. Kalkulator seismik hanya digunakan untuk menentukan

windowing horizon, yaitu sebagai batas atas dan batas bawah dalam

perhitungan menggunakan surface attribute. Surface attribute yang

digunakan untuk mendapatkan horizon dapat berupa atribut maksimum

amplitudo atau minimum amplitudo. Penggunaan surface attributte

berdasarkan horizon yang akan dicari, apabila horizon yang akan dicari

berada pada reflektor peak, maka menggunakan atribut maksimum

amplitudo, sedangkan pada reflektor trough menggunakan atribut minimum

amplitudo.

Gambar 43. Interpretasi horizon pada Top-A (garis biru), Top-B (garis

merah), dan Top- C (garis hijau)

72

9. Pembuatan Partial Angle Gather (Near dan Far)

Pembuatan partial angle gather merupakan tahapan membagi angle

gather dengan berdasarkan jangkauan sudutnya dengan berdasar interval

sudut yang telah ditentukan pada analisis incidence angle dengan batas

minimum dan maksimum tertentu. Pembuatan partial angle gather

bertujuan untuk melihat respon kenaikan amplitudo terhadap rentang sudut

datang yang berbeda dengan mempertimbangkan sudut kritisnya.

Selanjutnya masing-masing partial angle gather dilakukan stacking,

sehingga diperoleh partial angle stack.

10. Pembuatan Partial Angle Wavelet (Near dan Far)

Hasil dari Partial Angle Stack kemudian dilakukan pembuatan

wavelet yang menghasilkan dua buah wavelet berdasarkan interval sudut

yang digunakan, tujuannya untuk melihat wavelet seismik pada jangkauan

sudut berbeda dan menghasilkan wavelet near dan wavelet far. Pada

penelitian kali ini metode ekstraksi wavelet yang digunakan adalah metode

statistical pada kedua wavelet. Jika wavelet yang dibuat telah benar, maka

seismogram sintetik yang dihasilkan akan memiliki kesamaan yang dengan

data seismik.

Tabel 8. Spesifikasi partial angle wavelet

Wavelet type Near Far

Wavelet extraction Statistical

Wavelet length 159 ms 209 ms

Phase type Constant Phase

Polarity Normal

73

Gambar 44. Wavelet near dan far

11. Pembuatan Model Inisial

Model awal digunakan sebagai input dalam melakukan inversi

simultan. Dalam pembuatan model inisial digunakan input partial angle

stack, data horizon, dan beberapa data log yang mengontrol (log P-Wave, S-

Wave, Density, P-Impedance, dan S-Impedance). Data log tersebut

digunakan sebagai acuan pada pembuatan model inisial serta data horizon

sebagai batas dalam zona target. Model insial ini terdiri dari model P-

Impedance, S-Impedance, Density, P-Wave, dan S-Wave.

Gambar 45. Model inisial P-Impedance

74

Gambar 46. Model inisial S-Impedance

Gambar 47. Model inisial Density

Gambar 48. Model inisial P-Wave

75

Gambar 49. Model inisial S-Wave

12. Analisis Pre-Inversion

Proses analisis pre-inversion dilakukan untuk mempertimbangkan

hasil dari inversi yang akan dilakukan, sehingga dapat mengubah beberapa

parameter yang kurang sesuai, jika inversinya kurang baik. Pada proses ini

juga dilakukan penentuan koefisien regresi melalui crossplot (Gambar 50)

untuk menentukan parameter nilai k, kc, m, mc, Δln(Zs), serta Δln(Dn).

Parameter tersebut digunakan untuk membentuk analisis inversi, apabila

hasilnya telah sesuai, maka akan meningkatkan nilai korelasi dan

menurunkan error pada saat inversi. Adapun nilai koefisien pada masing-

masing parameter tersebut, yaitu k = 1.4887 dan kc = -5.15066, serta

koefisien m= 0.163781 dan mc = -0.536734.

76

Gambar 50. Analisis pre-inversion

Korelasi yang tinggi dan error yang rendah akan menghasilkan kurva

inversi yang mirip dengan kurva log (original log), sehingga inversi dapat

dikatakan baik. Namun apabila korelasi masih rendah dan error masih

tinggi, maka perlu dilakukan perubahan parameter lainnya seperti pada saat

pembuatan model awal, pemilihan wavelet, ataupun parameter inversi.

Gambar 51-53 menunjukkan trend kurva hasil inversi (merah) dan model

inisial (hitam) mirip dengan kurva original log (biru), sehingga didapatkan

korelasi yang tinggi dan error yang cukup rendah.

Gambar 51. Analisis pre-inversion sumur Z1-X

77

Gambar 52. Analisis pre-inversion sumur Z1-Y

Gambar 53. Analisis pre-inversion sumur Z1-Z

13. Inversi Simultan

Setelah dilakukan analisis Pre-Inversion kemudian dilakukan inversi

simultan. Output dari inversi simultan berupa 4 buah volume inversi, yaitu

volume P-Impedance (Zp), S-Impedance (Zs), Vp/Vs, dan density. Volume

hasil inversi yang ditampilkan difokuskan pada zona target dengan batas

atas horizon Top-A (-45 ms) dan batas bawah pada horizon Top-C (+45 ms).

78

14. Transformasi LMR

Hasil volume dari Zp (P-Impedance) dan Zs (S-Impedance) dapat

ditransformasikan menjadi parameter LMR. Parameter Lambda-Rho dapat

memberikan informasi mengenai persebaran fluida (gas) pada kedua

reservoar dan parameter Mu-Rho dapat memberikan informasi mengenai

persebaran litologi.

15. Penentuan Nilai Koefisien c dengan Metode TCCA

Penentuan sudut Poisson Impedance untuk mendapatkan nilai

koefisien c (faktor optimalisasi rotasi) menggunakan metode Target

Coefficient Correlation Analysis (TCCA). Prinsipnya, yaitu dengan

melakukan korelasi antara log PI dan log lain yang sensitif terhadap

pemisahan distribusi litologi dan fluida, sehingga nilai koefisien c yang

didapatkaan akan lebih akurat. Penentuan sudut dilakukan dalam rentang

sudut -90o sampai 90o dengan menggunakan fungsi sudut tangen, maka akan

didapatkan nilai koefisien c. Nilai korelasi tertinggi pada setiap parameter

akan diaplikasikan pada persamaan Poisson Impedance (PI) yang sensitif

dalam pemisahan distribusi litologi dan fluida.

79

Gambar 54. TCCA pada reservoar-1 sumur Z1-X

Gambar 55. TCCA pada reservoar-1 sumur Z1-Y

Gambar 56. TCCA pada reservoar-1 sumur Z1-Z

Sudut (𝜃)

Sudut (𝜃)

Sudut (𝜃)

Ko

rela

si

Ko

rela

si

Ko

rela

si

80

Analisis sudut rotasi untuk menentukan nilai koefisien c dilakukan

korelasi antara log Poisson Impedance dengan beberapa parameter log lain.

Adapun parameter log yang sensitif terhadap pemisahan distribusi litologi,

yaitu log Gamma Ray, Density, Vp/Vs Ratio, dan Mu-Rho. Sedangkan

parameter log yang sensitif terhadap pemisahan distribusi fluida, yaitu log

Water Saturation, Effective Porosity, dan Lambda-Rho. Nilai koefisien c

diambil berdasarkan nilai korelasi maksimum pada masing-masing

parameter. Nilai koefisien c yang didapatkan merupakan hasil tangen sudut

korelasi maksimum yang kemudian dapat diaplikasikan pada persamaan

Poisson Impedance untuk mendapatkan log dan volume Poisson

Impedance.

Gambar 57. TCCA pada reservoar-2 sumur Z1-X

Sudut (𝜃)

Ko

rela

si

81

Gambar 58. TCCA pada reservoar-2 sumur Z1-Y

Gambar 59. TCCA pada reservoar-2 sumur Z1-Z

Dari kurva di atas dapat dilihat hubungan log Poisson Impedance

dengan log target dari masing-masing sumur. Penentuan sudut (𝜃) untuk

mendapatkan nilai koefisien c dilakukan pada masing-masing reservoar

karena kedua reservoar memiliki karakteristik yang berbeda, sehingga nilai

faktor optimalisasinya juga berbeda. Berdasarkan TCCA, didapatkan

masing-masing 3 buah nilai koefisien c untuk masing-masing parameter.

Pada aplikasinya hanya digunakan satu buah nilai koefisien c saja untuk

Sudut (𝜃)

Sudut (𝜃)

Ko

rela

si

Ko

rela

si

82

masing-masing parameter yang akan diaplikasikan. Selanjutnya akan

dilakukan analisis berupa pembobotan untuk mendapatkan nilai koefisien c

yang paling sensitif pada ketiga sumur yang akan dibahas pada BAB V.

16. Poisson Impedance

a. Pembuatan Log Poisson Impedance

Parameter optomalisasi c yang didapat dari perhitungan

sebelumnya digunakan untuk perhitungan log Poisson Impedance.

Parameter yang sensitif terhadap litologi akan menghasilkan log

Poisson Impedance yang baik dalam pemisahan distribusi litologi dan

parameter yang sensitif terhadap fluida akan menghasilkan log Poisson

Impedance yang baik dalam pemisahan fluida. Pembuatan log Poisson

Impedance dilakukan dengan menggunakan User Formula pada

Calculation di software Interactive Petrophysics dengan input

persamaan Poisson Impedance (𝑃𝐼 = 𝐴𝐼 − 𝑐 𝑆𝐼).

Gambar 60. Tampilan log Poisson Impedance sumur Z1-X

83

Gambar 61. Tampilan log Poisson Impedance sumur Z1-Y

Gambar 62. Tampilan log Poisson Impedance sumur Z1-Z

b. Inversi Poisson Impedance

Poisson Impedance akan ditampilkan dalam bentuk volume

seismik dengan cara melakukan melakukan transformasi volume

berdasarkan perhitungan Trace Math pada software HRS dengan input

84

persamaan Poisson Impedance (𝑃𝐼 = 𝐴𝐼 − 𝑐 𝑆𝐼), dimana volume AI

dan volume SI didapatkan dari inversi simultan dan nilai koefisien c

(faktor optimalisasi rotasi) didapatkan dari analisis TCCA. Volume

yang dihasilkan berupa volume Lithology Impedance yang sensitif

terhadap pemisahan distribusi litologi dan volume Fluid Impeance yang

sensitif terhadap pemisahan distribusi fluida.

146

VI. KESIMPULAN DAN SARAN

A. Kesimpulan

Dari penelitian yang telah dilakukan, dapat disimpulkan bahwa:

1. Parameter Poisson Impedance menghasilkan pemisahan distribusi litologi

dan fluida pada kedua reservoar dengan sangat baik jika dibandingkan

dengan parameter P-Impedance (AI) dan S-Impedance (SI).

2. Kombinasi Parameter Gamma Ray dan Vp/Vs Ratio dengan Poisson

Impedance menghasilkan parameter Lithology Impedance yang sangat

sensitif dalam memisahkan litologi batupasir dan shale.

3. Kombinasi Parameter Water Saturation (Sw) dan Lambda-Rho dengan

Poisson Impedance menghasilkan parameter Fluid Impedance yang sangat

sensitif dalam pemisahan fluida antara hidrokarbon (gas) dan air.

4. Volume P-Impedance (Zp) dan S-Impedance (Zs) yang dihasilkan dari

inversi simultan mempengaruhi hasil volume Poisson Impedance (Lithology

Impedance dan Fluid Impedance). Volume P-Impedance (Zp) dan S-

Impedance (Zs) yang baik maka menghasilkan volume Poisson Impedance

yang baik pula.

5. Nilai c (faktor optimalisasi rotasi) Poisson Impedance yang ditentukan

berdasarkan metode TCCA (Target Correlation Coefficient Analysis)

147

mendapatkan hasil baik dan lebih akurat. Nilai koefisien c untuk Lithology

Impedance (Gamma Ray) pada reservoar-1 didapatkan sebesar 1,2174 dan

pada reservoar-2 sebesar 2,0778. Selanjutnya Lithology Impedance (Vp/Vs

Ratio) pada reservoar-1 didapatkan nilai koefisien c sebesar 1,5637 dan

pada reservoar-2 sebesar 1,7045. Adapun nilai koefisien c untuk Fluid

Impedance (Water Saturation) pada reservoar-1 didapatkan sebesar 1,0575

dan pada reservoar-2 sebesar 1,9626. Serta, Lithology Impedance (Lambda-

Rho) pada reservoar-1 didapatkan nilai koefisien c sebesar 1,2892 dan pada

reservoar-2 sebesar 1,2045.

6. Persebaran litologi batupasir berdasarkan Lithology Impedance (Gamma

Ray) dan Lithology Impedance (Vp/Vs Ratio) menunjukkan pola persebaran

yang sama pada masing-masing reservoar. Pada reservoar-1 (Slicing Top A

+7 ms), litologi batupasir dominan berada pada bagian barat dan utara

daerah penelitian. Pada reservoar-2 (Slicing Top B +5 ms), litologi batupasir

dominan berada pada bagian selatan-barat, serta terdapat juga di sekitar

sumur Z1-Z dan Z1-Y.

7. Persebaran fluida berupa gas berdasarkan Fluid Impedance (Water

Saturation) dan Fluid Impedance (Lambda-Rho) menunjukkan pola

persebaran yang sama dengan parameter Lithology Impedance pada masig-

masing reservoar. Pada reservoar-1 (Slicing Top A +7 ms), fluida berupa

gas dominan berada pada bagian barat dan utara daerah penelitian. Pada

reservoar-2 (Slicing Top B +5 ms), fluida berupa gas dominan berada pada

bagian selatan-barat, serta terdapat juga di sekitar sumur Z1-Z dan Z1-Y.

148

B. Saran

Berdasarkan hasil penelitian yang telah dilakukan, disarankan untuk

melakukan perhitungan sumber daya untuk mengtahui besarnya potensi pada

lapangan tersebut serta perlu dilakukan penelitian dan analisis lebih lanjut

terhadap paramter Mu-Rho yang menghasilkan korelasi maksimum pada sudut

mendekati -90o dengan nilai koefisien c yang mendekati nilai yang tak hingga.

DAFTAR PUSTAKA

Abbassi, S., George, S.C., Edwards, D.S., Diprimio, R., Horsfield, B. dan Volk, H.

2013. Generation characteristics of Mesozoic syn- and post-rift source

rocks, Bonaparte Basin, Australia: new insights from compositional kinetic

modelling. Marine and Petroleum Geology, accepted manuscript.

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0264817213002626

(Diakses pada tanggal 30 Desember 2018 pukul 15.00 WIB).

Abdullah, A. 2007. Ensiklopedi Seismik Online E-book: Seismik Inversi. Diakses

pada tanggal 31 Desember 2018 pukul 20.00 WIB.

Abdullah, A. 2008. Ensiklopedi Seismik Online E-book: Well Seismic Tie. Diakses

pada tanggal 1 Januari 2019 pukul 11.00 WIB.

Aki, A., dan Richard P.G. 1980. Quantitative Seismology: Theory and Methods.

W.H. Freeman & Company.

Anderson, A.D., Durham, M.S. dan Sutherland, A.J. 1993. The integration of

geology and geophysics to post-well evaluations – example from Beluga- 1,

offshore northern Australia. The APEA Journal, 33,15–27.

Anderson, F. dan Gray, D. 2001. Using LMR for Dual Attribute Lithology

Identification. SEG Expanded Abstracts. Veritas DGC Inc. San Antonio.

Anggriawan, F. 2016. Analisis Penyebaran Reservoar Batupasir Formasi Talang

Akar dengan Menggunakan Metode Seismik Inversi Impedansi Akustik dan

Seismik Multiatribut Pada Lapangan FA, Cekungan Sumatera Selatan.

Skripsi. Universitas Lampung.

Asquith, G., dan Krygowski, D. 2004. Basic Well Log Analysis. AAPG Methods in

Exploration 16, p. 31-35.

Badley, M. E. 1985. Practical Seismic Interpretation. USA: Prentice Hall.

Barber, P., Carter, T., Fraser, P., Baillie., dan Myers. 2003. Paleozoic and Mesozoic

Petroleum System in Timor and Arafura Seas, Eastern Indonesia.

Proceedings, IPA Twenty -Ninth Annual Convention and Exhibition.

Barber, P., Carter, P., Fraser, T., Baillie, P.W., dan Myers, K. 2004. Underexplored

Palaeozoic and Mesozoic petroleum systems of the Timor and Arafura seas,

northern Australian continental margin. In: Ellis, G.K.,Baillie, P.W. and

Munson, T.J. (eds), Timor Sea Petroleum Geoscience, Proceedings of the

Timor Sea Symposium, Darwin, Northern Territory, 19–20 June 2003.

Northern Territory Geological Survey, Special Publication, 1, 143–154.

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

Assessment Methodologies and Application to The Bonaparte Basin.

Canbera: Geoscience Australia.

Brooks, D.M., Goody, A.K., Reilly, J.B. dan Mccarty, K.L. 1996b. Bayu/Undan

gas-condensate discovery: western Timor Gap Zone of Cooperation, Area

A. The APPEA Journal, 36(1), 142–160.

Buland, A., dan Omre, H. 2003. Bayesian Linearized AVO Inversion. Geophysics,

68, p.185-198.

Cadman, S.J., dan Temple, P.R. 2003. Bonaparte Basin, NT, WA, AC & JPDA.

Australian Petroleum Accumulations Report 5, 2nd Edition. Canbera:

Geoscience Australia.

Charlton, T.R. 2002. The Petroleum Potentential of East Timor. The APPEA

Journal.

Crain, E.R. 2015. Lithology/Mineralogy From Vp/Vs Ratio Method.

https://www.spec2000.net/13-lithvpvs.htm (Diakses pada tanggal 17 Maret

2019 pukul 21.00 WIB).

Delisatra, G. 2012. Short Cource: Seismic Interpretation & Reservoir

Characterization. Yogyakarta: Universitas Gajah Mada.

Dewanto, O. 2018. Well Logging Edisi-1. Bandar Lampung: Pustaka Media. ISBN:

978-602-5947-28-5.

Dewanto, O., Mulyatno, B.S., Rustadi, dan Wibowo, R.C. 2017. Determining the

Temperature of Shale Material Conversion Into Crude Oil Based on Organic

Clay and Organic Carbonate Test Outside Reservoir. International Journal

of Mechanical and Mechatronics Engineering, IJMME. Vol. 17, No. 05.

ISSN: 2077-124X (Online), p. 84-89.

Fatti, J., Smith, G., Vail, P., Strauss, P., dan Levitt, P. 1994. Detection of Gas in

Sandstone Reservoirs Using AVO analysis: a 3D Seismic Case History

Using the Geostack Technique. Geophysics, 59, p. 1362-1376.

Gerlitz, Kevin. 2006. Deriving the Poisson Impedance in Hampson Russell

Software. VHR Jakarta.

Glover, P.W.J. 2000. Petrophysics. UK: Department of Geology and Petroleum

Geology University of Aberdeen.

Goodway, B., Chen, T., dan Downton, J. 1997. Improved AVO fluid detection and

lithology discrimination using Lame petrophysical parameters: “λρ”,

“µρ”and “λµ fluid stack”, from P and S inversions. Canadian Science

Exploration Geophysicists (CSEG) Expanded Abstracts, 148-151.

Goodway, B. 2001. Improved AVO Fluid Detection and Litology Discrimination

using Lame Pertophysical parameter Lambda-Rho, Mu-Rho, and Lambda

ove Mu-Rho fluid stack, from P and S inversion. Canadian Science

Exploration Geophysicists (CSEG) Recorder.

Gorter, J.D. dan Hartung, B. 1998. Hydrous pyrolysis of samples from Bayu-1,

Zone of Co-operation, Bonaparte Basin, Australia: relevance to the potential

misidentification of source rock facies in cap rocks and interbedded

reservoir shales. PESA Journal, No. 26, 82–96.

Gunn, P.J. 1988. Bonaparte Basin Evolution and Structural Framework. In Purcell,

P.G. and Purcell, R.R. (editors), The North West Shelf Australia,

Proceedings of Petroleum Exploration Society of Australia Symposium,

Perth, 275-285.

Harsono, A. 1997. Pengantar Evaluasi Log, Schlumberger Data Services. Jakarta:

Schlumberger Oil Field Service.

Hutabarat, R.G. 2009. Integrasi Inversi Seismik dengan Atribut Amplitudo Seismik

untuk Memetakan Distribusi Reservoar pada Lapangan Blackfoot. Depok.

Universitas Indonesia.

Jamady, A. 2011. Kuantifikasi Frekuensi dan Resolusi Meggunakan Seismik

Refleksi di Perairan Maluku Utara. Skripsi. Institut Pertanian Bogor.

Koesoemadinata. 1978. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Bandung: Institut

Teknologi Bandung.

Kumalasari, I.N. 2018. Identifikasi Persebaran Dan Estimasi Cadangan Gas Serta

Sumur Usulan Menggunakan Inversi Seismik Simultan dan Pemodelan 3D

Property Reservoir di Lapangan INK, Cekungan Sumatera Selatan. Skripsi.

Universitas Lampung.

Krygowski, D.A. 2003. Guide to Petrophysical Interpretation. Texas: The

American Association of Petroleum Geologists.

Longley, I.M., Buessenschuett, C., Clydsdale, L., Cubitt, C.J., Davis, R.C.,

Johnson, M.K., Marshall, N.M., Murray, A.P., Somerville, R., Spry, T.B.

dan Thompson, N.B. 2002. The North West Shelf of Australia – a Woodside

Perspective. In: Keep, M. and Moss, S.J. (eds), 2002, The Sedimentary

Basins of Western Australia 3: Proceedings of the Petroleum Exploration

Society of Australia Symposium, Perth, WA, 2002, 28–88.

Mory, A.J. 1988. Regional geology of the offshore Bonaparte Basin. In: Purcell,

P.G. and Purcell, R.R. (eds), The North West Shelf Australia, Proceedings

of Petroleum Exploration Society of Australia Symposium, Perth, 1988,

287–309.

Ohara, M., Nakamura, K., dan Sasaki, Y. 2015. The Structural Evolution of Babar

Selaru Region In The Southern Banda Outer Arc, Eastern Indonesia.

Proceedings Indonesia Petroeleum Association 39th, Jakarta, Indonesia.

IPA15-G-180.

Mulyanto, B.S., Dewanto, O., Rizky, S. 2018. Determining Layer Oil Shale as New

Alternatve Energy Sources Using Core Analysis and Well Log Method.

International Journal of Engineering and Technology, IJET. Vol. 7, No.

04.36 ISSN: 2227-524X (Online), p. 941-949.

Oktavinta, A. 2008. Konsep Gelombang Seismik, http://duniaseismik.

blogspot.com/2008/06/konsep-gelombang-seismik.html (Diakses tanggal

31 Desember 2018 pukul 17:00 WIB).

Pendrel, J. 2000. Estimation and Interpretation of P and S Impedance Volumes from

Simultaneous Inversion of P-wave offset Seismic Data. SEG Annual

Meeting 2000.

Prasetyo, B.D. 2016. Implementasi Inversi Impedansi Poisson untuk

Mengkarakterisasi Reservoir Hidrokarbon Lapangan “B”, Sumatera

Selatan. Skripsi. Universitas Indonesia.

Preston, J.C. dan Edwards, D.S. 2000. The petroleum geochemistry of oils and

source rocks from the northern Bonaparte Basin, offshore northern

Australia. The APPEA Journal, 40(1), p. 257–28

Purba, H., Prasetyo, B.D., Tampubolon, R.A., Riyadi, P., Diria, S.A., Basundara,

A. H. 2017. Pemisahan Litologi dan Fluida dengan Menggunakan Poisson

Impedance. Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi. Vol. 51, No. 3.

Jakarta: LEMIGAS.

Quakenbush, M., Shang, B., dan Tuttle, C. 2006. Poisson impedance. The Leading

Edge. Vol. 25, No. 2, p. 128–138.

Rahmanda, V. 2017. Identifikasi Sebaran Litologi dan Gas Pada Zona Pay Sand

Menggunakan Analisis AVO dan Inversi Simultan di Lapangan VR Teluk

Meksiko. Skripsi. Universitas Lampung.

Razi, M. 2007. Aplikasi Metoda Seismik Inversi Simultan untuk Mengetahui

Penyebaran Reservoir Batupasir-A3 Pada Lapangan “X” Cekungan Sumatera

Selatan. Skripsi. Institut Teknologi Bandung.

Rider, M. 1996. The Geological Interpretation of Well Logs 2nd Edition. Malta:

Interprint Ltd.

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

Edition,Sutherland, Skotlandia.

Russell, B.H., Hampson, D.P., Hirsche, K., dan Peron, J. 2005. Joint Simultaneous

Inversion of PP and PS Angle Gathers. CREWES Research Report. Vol. 17.

Royle, A. 1999. AVO Gradient and Intercept Crossplot Interpretation. Geo-X

System Ltd.

Sheriff, R.E., dan Geldart, L.P. 1995. Exploration Seismology. Cambridge

University Press, Second Edition.

Simmons, J.L., dan Backus, M.M. 1996. Waveform-based AVO Inversion and AVO

Prediction-Error. GEOPHYSICS, November-December 1996, Vol. 61, No.

6: p. 1575-1588.

Sismanto. 2006. Dasar-Dasar Akuisisi dan Pemrosesan Data Seismik. Yogyakarta:

Universitas Gadjah Mada.

Struckmeyer, Heike I.M. 2006. Petroleum Geology of the Arafura and Money Shoal

Basins. Geoscience Australia.

Sugiyono, 2007. Statistika Untuk Penelitian. Bandung: CV Alfabeta,

Sukmono, S. 1999. Interpretasi Seismik Refleksi. Bandung: Institut Teknologi

Bandung.

Sukmono, S. 2002. Seismic Attributes for Reservoir Characterization. Bandung:

Institut Teknologi Bandung.

Tatham, R.H. 1982. Vp/Vs and lithology: Geophysics, 47, 336–344.

Tian, L., Zhou, D., Lin, G., dan Jiang, L. 2010. Reservoir prediction using Poisson

impedance in Quinhuangdao, Bohai Sea. 80th Annual International

Meeting, SEG Expanded Abstracts. p. 2261–2264.

Whittam, D.B., Norvick, M.S., dan Mcintyre, C.L. 1996. Mesozoic and Cainozoic

tectonostratigraphy of western ZOCA and adjacent areas. The APPEA

Journal, 36(1), 209–231.

Zain, M.K. 2011. Analisa Log Petrofisika Dan Evaluasi Formasi Reservoar Pada

Lapangan Boonsville. Depok: Universitas Indonesia.