ANALISIS RESERVOAR MIGAS (SANDSTONE) …digilib.unila.ac.id/24065/2/SKRIPSI TANPA BAB...
Transcript of ANALISIS RESERVOAR MIGAS (SANDSTONE) …digilib.unila.ac.id/24065/2/SKRIPSI TANPA BAB...
ANALISIS RESERVOAR MIGAS (SANDSTONE) MENGGUNAKAN
MULTIATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN TG12,
CEKUNGAN BARITO, KALIMANTAN SELATAN
(Skripsi)
Oleh
EDO PRATAMA
KEMENTERIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI
FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS LAMPUNG
2016
i
ABSTRAK
ANALISIS RESERVOAR MIGAS (SANDSTONE) MENGGUNAKAN
MULTIATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN TG12,
CEKUNGAN BARITO, KALIMANTAN SELATAN
Oleh
Edo Pratama
Telah dilakukan penelitian menggunakan seismik multiatribut pada lapangan
TG12 yang berada di Formasi Lower Tanjung, Cekungan Barito yang didominasi
oleh sandstone pada lapisan area target X. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk
memetakan reservoar sandstone dengan memprediksi sebaran nilai log gamma
ray, log neutron porosity dan density yang melewati beberapa sumur yaitu sumur
FM1, FM2, FM3 dan FM4 pada data seismik. Jumlah atribut yang digunakan
ditentukan oleh teknik step wise regression dengan mempertimbangkan validation
error. Proses multiatribut hanya dilakukan sumur FM2, FM3, FM4, sedangkan
sumur FM1 digunakan sebagai sumur uji untuk melihat bagaimana nilai korelasi
antara data seismik dan data log yang digunakan. Dari korelasi sumur uji
menunjukkan hasil korelasi yang baik adalah prediksi log neutron porosity dan
log density karena memiliki korelasi 0.6322 dan 0.6557 sedangkan log gamma ray
memiliki korelasi yang cukup rendah yaitu 0.1647 terhadap hasil multiatribut.
Hasil pengolahan multiatribut diperoleh persebaran sandstone dengan prediksi
gamma ray dengan nilai range 65-75.8 API, prediksi neutron porosity dengan
range 0.15-0.2262 sedangkan prediksi density dengan range 2.4308-2.7gr/cc.
Kata Kunci : Multiatribut, Gamma Ray, Neutron Porosity dan Density
ii
ABSTRACT
OIL AND GAS RESERVOIR (SANDSTONE) ANALYSIS USING
SEISMIC MULTIATTRIBUTE AT TG12 FIELD,
BARITO BASIN, SOUTH BORNEO
By
Edo Pratama
The study using multiattribute seismic has been done on TG12 field which
situated at Lower Foreland Formation, Barito Basin dominated by sandstone on
layer area of the target X. The objective of the study is to map the sandstone
reservoir by predict distribution value of gamma ray log, neutron porosity, and
density which goes through wells such as FM1, FM2, FM3, and FM4 on seismic
data. Total attribute that is being used by step wise regression method by
considering validation error. Multiattribute process only applied on FM2, FM3,
and FM4 wells, whereas FM1 is used as a test well to determine the correlation
value between seismic data and log data that is being used. In addition, from well
test correlation showing great correlation result of neutron porosity log and
density log both obtain the correlation around 0.6322 and 0.6557 while the
gamma ray log obtain low correlation that is 0.1647 towards multiattribute result.
The processing result of multi attribute obtained distribution of sandstone with
gamma ray estimation range value of 65-75.8API, neutron porosity estimation
range value 0.15-0.2262, while density estimation range value 2.4308-2.7gr/cc.
Keyword : Multiattribute, Gamma Ray, Neutron Porosity and Density
iii
ANALISIS RESERVOAR MIGAS (SANDSTONE) MENGGUNAKAN
MUTIATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN TG12, CEKUNGAN BARITO, KALIMANTAN SELATAN
Oleh
EDO PRATAMA
Skripsi
Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar
SARJANA TEKNIK
Pada
Jurusan Teknik Geofisika
Fakultas Teknik Universitas Lampung
FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG
BANDAR LAMPUNG
2016
iv
v
vi
vii
RIWAYAT HIDUP
Edo Pratama, lahir di Sungai Penuh pada
tanggal 27 Februari 1994 dari pasangan
Bapak Bujen Raflis dan Ibu Fitrawati
merupakan anak pertama dari 4 saudara,
yaitu Nadia Aulia Rahmi, Indah Sri Cahyani
dan Airin Nisa Oktavia
Penulis mengenyam pendidikan formalnya
dimulai tahun 2000 di SDN 2/III Pasar Baru
Sungai Penuh, Jambi yang diselesaikan pada tahun 2006 selanjutnya di SMPN
8 Sungai Penuh dan diselesaikan pada tahun 2009. SMAN 1 Sungai Penuh
menjadi sekolah negeri pilihan selanjutnya yang diselesaikan pada tahun 2012,
sampai akhirnya pada tahun 2012 penulis tercatat sebagai mahasiswa S1 Teknik
Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung melalui jalur SNMPTN Tulis.
Selama menjadi mahasiswa, penulis terdaftar dan aktif dibeberapa Unit Kegiatan
Kemahasiswaan, seperti HIMA TG BHUWANA sebagai Anggota
Kesekretariatan selama 2 periode tahun 2013-2015, dan penulis juga tercatat
sebagai Executive Committee Society of SEG Student Chapter Lampung pada
tahun 2014-2016.
viii
Pada 10 Agustus – 9 September 2015 penulis melakukan Kerja Praktek di
Pertamina Hulu Energi ONWJ selama 1 bulan dengan judul “Interpretasi Seismik
untuk Memetakan Sebaran Shallow Gas Di Formasi Cisubuh, Lapangan ARDO,
Cekungan Jawa Barat Utara. Kemudia penulis melanjutkan melaksanakan Tugas
Akhir di Pertamina EP Asset 5 pada tanggal 1 April – 3 Juni 2016 selama 2 bulan.
Pada akhirnya skripsi pun dilaksanakan dengan judul “Analisis Reservoar MIGAS
(Sandstone) menggunakan Multiatribut Seismik pada Lapangan TG12, Cekungan
Barito, Kalimantan Selatan”.
ix
Ku Persembahkan sebuah karya ini untuk :
Kedua Orang Tuaku Tersayang
Bujen Raflis
Fitrawati
Adikku Tersayang
Nadia Aulia Rahmi
Indah Sri Cahyani
Airin Nisa Oktavia
Sahabat-Sahabat Angkatan 2012 Teknik Geofisika Fakultas
Teknik Universitas Lampung, yang sampai saat ini masih
menjadi nafas penyambung hidup penulis.
Almamater tercinta – Universitas Lampung
Semua penyemangat dan inspirasi bagi penulis yang
tidak akan dapat terbalaskan jasanya.
x
MOTTO
Tidak akan ada kata menyerah, sebelum memperoleh
hasil yang maksimal dan dikehendaki (Edo Pratama)
Tidak ada yang tidak mungkin untuk terjadi. Selagi kita
mempunyai niat untuk merubah dan melakukannya, insya
allah semuanya akan tercapai dan terjadi (Edo Pratama)
Orang yang memperoleh kemampuan untuk secara penuh mengendalikan
pikirannya dapat memiliki segala sesuatu
yang pantas untuk dia miliki (Albert Einstein)
Lebih baik bertempur dan kalah daripada
tidak pernah
bertempur sama sekali (Arthur Hugh Clough)
xi
KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT atas segala Rahmat dan
Karunia-Nya, sehingga penulis dapat menyelesaikan skripsi dengan judul
“Analisis Reservoar MIGAS (Sandstone) menggunakan Multiatribut
Seismik pada Lapangan TG12, Cekungan Barito, Kalimantan Selatan” ini
dapat terselesaikan dengan baik dan sebagai salah satu syarat bagi penulis untuk
menyelesaikan studi pada Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas
Lampung.
Penulis menyadari bahwa skripsi ini masih terdapat kekurangannya dan jauh dari
sempurna. Oleh karena itu, diperlukan saran dan kritik yang dapat membangun
untuk perbaikan ke depannya. Semoga skripsi ini dapat bermanfaat untuk
pembaca dan dapat menjadi referensi untuk penulisan selanjutnya.
Bandar Lampung, 26 September 2016
Edo Pratama
xii
SANWACANA
Segala puji dan syukur kehadirat Allah SWT, tiada sekutu bagi-Nya, serta
tiada daya dan upaya melainkan atas kehendak-Nya, berkat petunjuk-Nya lah
skripsi ini dapat diselesaikan dan semoga shalawat senantiasa tercurah kepada
Nabi Muhammad SAW, keluarga, sahabat, dan umatnya. Aamiin.
Penelitian dalam skripsi ini dilakukan di Pertamina EP Asset 5 dengan
judul Analisis Reservoar MIGAS (Sandstone) menggunakan Multiatribut
Seismik pada Lapangan TG12, Cekungan Barito, Kalimantan Selatan. Dalam
penyusunan skripsi ini begitu banyak suka dan duka yang dihadapi oleh penulis,
Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih yang kepada:
1. Allah SWT yang telah memberikan kesempatan dan kesehatan selama ini
sehingga saya dapat melaksanakan Tugas Akhir.
2. Kedua Orang tua saya tercinta Bapak Bujen Raflis dan Ibu Fitrawati, serta
Adik-Adik saya Nadia Aulia Rahmi, Indah Sri Cahyani dan Airin Nisa
Oktavia yang menjadi semangat dan motivasi saya untuk selalu
menjalankan kewajiban kuliah ini hingga sekarang ini.
3. Bpk, Bagus Sapto Mulyatno, S.Si, M.T. selaku Ketua Jurusan Teknik
Geofisika, Fakultas Teknik, Universitas Lampung.
4. Pertamina EP Asset 5 sebagai institusi yang telah memberi kesempatan
untuk melaksanakan Tugas Akhir.
xiii
5. Ibu Tri Handayani selaku pembimbing di Pertamina EP Asset 5 yang telah
memberikan sangat banyak ilmu, saran dan bimbingan hingga
terselesaikannya Tugas Akhir ini.
6. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si, M.T. selaku dosen pembimbing 1
Tugas Akhir yang selalu memberikan ilmunya dan bimbingannya.
7. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si., M.T. Sebagai pembimbing akademik
dan sekaligus menjadi Pembimbing 2 dalam Tugas Akhir ini yang telah
banyak membimbing, memberikan arahan penulis selama masa perkuliahan.
8. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si., M.Si. sebagai Penguji dalam Tugas Akhir.
9. Bang Riski dan Bang Sendri serta semua karyawan di Pertamina EP Asset 5
yang selalu memberikan ilmu dan pengalaman yang berharga.
10. Teman, Sahabat dan Saudara saya yang luar biasa Iwan Pranata, S.STP., Try
Utama, Amd. Far., Advis Dwi Saputra (Calon Dokter Hewan), Muhammad
Zulfikar Iqbal (Calon Sarjana Pertanian), Feby Viventra (Calon Sarjana
Akuntansi) dan Salvando Zulkarnaen sang entrepreneur muda yang selalu
memberikan arahan, motivasi, semangat dan pendengar setia dalam suka
duka selama ini.
11. Arianto Fetrus Silalahi sahabat seperjuangan dalam suka dan duka selama
KP di Pertamina Hulu Energi ONWJ dan Tugas Akhir di Pertamina EP
Asset 5.
12. Teman dan Sahabat saya Aldo, Ari, Kevin, Esha, Irwansyah, Hilman, Jordy,
Onoy, Dimastya, Ghifari dan Agung di tempat perantauan yang luar biasa
serta sahabat tempat berbagi cerita suka, duka, canda dan tawa.
xiv
13. Teman- teman seperjuangan dan berbagi pengalaman selama melaksanakan
Tugas Akhir di Pertamina EP Asset 5 yaitu Argya, Arif, Asa, Toro, Elga,
Fachrizal, Faris, Dani, Hilal, Khansa, Lovita, dan Bang Doli.
14. Saudara dan Sepupu saya Yudhi Esha Saputra, S.Pd. yang telah banyak
membantu selama berada di Jakarta.
15. Teman-Teman seperjuangan semasa menjalani kuliah di Teknik Geofisika
Universitas Lampung Angkatan 2012, Para pejantan tangguh Bari, Agus,
Ghifari, Legowo, Andre, Ari, Bagas, Beny, Carta, Deddi Adrian, Dedi
Yuliansyah, Dimas Suen, Onoy, Esha, Ferry, Hilman, Irfan, Irwan, Jordy,
Kukuh, Dimastya, Kevin, Made, Anta, Aldo, Rival, Gata, Ucok, Sigit, Sule,
Virgi, Zulhijri serta para wanita yang mewarnai hari-hari di kampus yaitu
Vee, Andina, Azis, Bella, Betha, Elen, Gita, Vivi, Lita, Medi, Nana, Niar,
Dilla, Resti dan Zahidah.
16. Kak Filya, Kak Sasa, Bang Yuda, Kak Sari, Bang Bagus, Bang Mpem dan
Kak Tri yang banyak memberikan bantuan dan ilmunya.
17. Senior- senior angkatan 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 dan Adik- adik
Angkatan 2013 dan 2014 yang telah memberikan support selama ini.
18. Serta semua pihak yang telah membantu terlaksananya skripsi ini.
Penulis berharap semoga skripsi ini dapat menambah referensi dan dapat
digunakan sebagai bahan acuan untuk penelitian berikutnya.
Bandar Lampung, 26 September 2016
Edo Pratama
xv
DAFTAR ISI
Halaman
ABSTRAK .................................................................................................... i
ABSTRACT ................................................................................................... ii
HALAMAN JUDUL ..................................................................................... iii
HALAMAN PERSETUJUAN ..................................................................... iv
HALAMAN PENGESAHAN ....................................................................... v
HALAMAN PERNYATAAN ....................................................................... vi
RIWAYAT HIDUP ....................................................................................... vii
HALAMAN PERSEMBAHAN ................................................................... ix
HALAMAN MOTTO ................................................................................... x
KATA PENGANTAR ................................................................................... xi
SANWACANA .............................................................................................. xii
DAFTAR ISI .................................................................................................. xv
DAFTAR GAMBAR ..................................................................................... xviii
DAFTAR TABEL ......................................................................................... xx
I. PENDAHULUAN
A. Latar Belakang ....................................................................................... 1
B. Tujuan Penelitian ................................................................................... 3
C. Batasan Masalah Penelitian ................................................................... 3
II. TINJAUAN PUSTAKA
A. Daerah Peneitian .................................................................................... 4
xvi
B. Lokasi Daerah Penelitian ....................................................................... 4
C. Tektonik, Struktur dan Stratigrafi Regional .......................................... 5
1. Tektonik dan Struktur Regional ......................................................... 5
2. Stratigrafi Regional ............................................................................ 8
D. Sistem Hidrokarbon ................................................................................ 10
1. Batuan Induk ..................................................................................... 11
2. Batuan Reservoir .............................................................................. 11
3. Batuan Tudung .................................................................................. 12
4. Migrasi dan Mekanisme Pemerangkapan .......................................... 12
III. TEORI DASAR
A. Prinsip Dasar Log Sumur ...................................................................... 14
1. Log Gamma Ray ................................................................................ 14
2. Log Densitas ...................................................................................... 15
3. Log Sonic ........................................................................................... 16
4. Log Neutron Porosity ........................................................................ 16
5. Checkshot .......................................................................................... 17
B. Konsep Dasar Seismik Refleksi ............................................................. 18
1. Prinsip Huygens ................................................................................. 18
2. Prinsip Fermat .................................................................................... 19
3. Hukum Snellius ................................................................................. 19
4. Impedansi Akustik (IA) ..................................................................... 20
5. Koefisien Refleksi (KR) .................................................................... 21
6. Resolusi Seismik ................................................................................ 22
a. Resolusi Vertikal .......................................................................... 22
b. Resolusi Lateral ........................................................................... 23
C. Interpretasi Seismik ............................................................................... 24
1. Well To Seismic Tie ........................................................................... 24
2. Identifikasi dan picking horizon ........................................................ 25
3. Peta Struktur Waktu ........................................................................... 25
D. Regresi Linear Multi Atribut ................................................................. 26
1. Seismik Atribut .................................................................................. 26
2. Analisis Multi Atribut ........................................................................ 30
3. Conventional Crossploting ................................................................ 31
4. Perluasan dari Crossploting menjadi Multi Atribut .......................... 34
5. Menentukan jumlah atribut yang digunakan dengan Step-wise
Regression .......................................................................................... 35
E. Validasi .................................................................................................. 36
IV. METODOLOGI PENELITIAN
A. Lokasi dan Waktu Penelitian ................................................................. 40
B. Perangkat ............................................................................................... 40
C. Data Penelitian ...................................................................................... 41
D. Pengolahan Data .................................................................................... 43
xvii
V. HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Analisis Zona Target ............................................................................. 47
B. Analisis Tuning Thickness ...................................................................... 47
C. Analisis Well Seismic Tie ....................................................................... 48
D. Picking Horizon ..................................................................................... 52
E. Peta Struktur ........................................................................................... 54
F. Proses Multiatribut ................................................................................. 54
1. Prediksi Gamma Ray ......................................................................... 56
2. Prediksi Neutron Porosity ................................................................. 60
3. Prediksi Density ................................................................................. 63
G.Interpretasi .............................................................................................. 67
1. Multiatributt Prediksi Gamma Ray .................................................... 67
2. Multiatributt Prediksi Neutron Porosity ............................................ 69
3. Multiatributt Prediksi Density ............................................................ 70
4. Slice Multiatribut ................................................................................ 72
VI. KESIMPULAN DAN SARAN
A. Kesimpulan ............................................................................................ 77
B. Saran ...................................................................................................... 77
DAFTAR PUSTAKA .................................................................................... 78
xviii
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 1. Posisi Lapangan TG12 Pada Peta Kalimantan ............................. 5
Gambar 2. Penampang struktur dari Cekungan Kalimantan .......................... 6
Gambar 3. Tektonostratigrafi Regional Cekungan ........................................ 9
Gambar 4. Potensi batuan reservoar Formasi Tanjung, Cekungan Barito,
kaitannya dengan tahapan evolusi tektoniknya ............................ 11
Gambar 5. Migrasi dan mekanisme pemerangkapan hidrokarbon di
Cekungan Barito ........................................................................... 13
Gambar 6. Kurva Log Gamma Ray ............................................................... 15
Gambar 7. Ilustrasi akuisisi checkshot ........................................................... 17
Gambar 8. Prinsip Huygens ............................................................................ 18
Gambar 9. Prinsip Fermat ............................................................................... 19
Gambar 10. Hukum Snellius .......................................................................... 20
Gambar 11. Skema pemantulan gelombang seismik pada batas dua medium
berbeda nilai IA-nya ................................................................... 22
Gambar 12. Well Seismik Tie .......................................................................... 24
Gambar 13. Peta Struktur ............................................................................... 26
Gambar 14. Klasifikasi Atribut Seismik......................................................... 27
Gambar 15. Conventional cross-plot antara log target dan atribut seismik ... 32
Gambar 16. Penerapan transformasi non-linier terhadap target dan atribut
mampu meningkatkan korelasi diantara keduanya ..................... 33
Gambar 17. Contoh kasus tiga atribut seismik, tiap sampel log target
dimodelkan sebagai kombinasi linier dari sampel atribut pada
interval waktu yang sama ........................................................... 34
Gambar 18. Plot dari prediksi eror terhadap jumlah atribut yang digunakan
dalam transformasi. Secara matemastis kurva turun secara
asimptotis. ................................................................................... 36
Gambar 19. Ilustrasi cross-validasi. ............................................................... 37
Gambar 20. Validasi error ............................................................................. 39
Gambar 21. Penampang Seismik inline 2162 ................................................ 41
Gambar 22. Data Log sumur FM3 ................................................................ 42
Gambar 23. Diagram Alir .............................................................................. 44
Gambar 24. Frekuensi Seismik pada target .................................................... 49
Gambar 25. Hasil ekstrkak wavelet (a) Time (b) Frekuensi ........................... 49
Gambar 26. Hasil well tie sumur FM1 .......................................................... 50
Gambar 27. Hasil well tie sumur FM2 .......................................................... 50
Gambar 28. Hasil well tie sumur FM3 .......................................................... 51
Gambar 29. Hasil well tie sumur FM4 .......................................................... 51
xix
Gambar 30. Picking horizon inline 2162 ....................................................... 53
Gambar 31. Hasil Interpolasi picking horizon pada map view ...................... 53
Gambar 32. Peta Struktur Waktu ................................................................... 54
Gambar 33. Crossplot log NPHI dan RHOB ................................................. 55
Gambar 34. (a) Training 3 Log Gamma Ray (FM2, FM3, FM4) dan (b)
Sumur Uji (FM1) ....................................................................... 56
Gambar 35. Operator Length Prediksi Gamma Ray ..................................... 57
Gambar 36. Multiatribut prediksi Gamma Ray ............................................. 57
Gambar 37. Kurva validation error Gamma ray ........................................... 57
Gambar 38. Cross Correlation Atribut 2 Gamma Ray ................................ 58
Gambar 39. Hasil Training Atribut 2 ............................................................ 59
Gambar 40. Hasil Validation Atribut 2 ......................................................... 59
Gambar 41. (a)Training 3 Log Neutron Porosity (FM2, FM3, dan FM4),
(b) Sumur Uji (FM1) ................................................................. 60
Gambar 42. Operator Length Prediksi Neutron Porosity .............................. 61
Gambar 43. Multiatribut prediksi neutron porosity ....................................... 61
Gambar 44. Kurva validation error neoutron porosity ................................. 61
Gambar 45. Cross Correlation Atribut 3 ..................................................... 62
Gambar 46. Hasil Training Atribut 3 Neutron Porosity ................................ 63
Gambar 47. Hasil Validation Atribut 3 Neutron Porosity ............................. 63
Gambar 48. (a)Training 3 Log Density (FM2, FM3,dan FM4) ,(b) Sumur
Uji (FM1) .................................................................................... 64
Gambar 49. Operator Length Prediksi Density ............................................. 64
Gambar 50. Multiatribut prediksi Density ..................................................... 65
Gambar 51. Kurva validation error Density ................................................. 65
Gambar 52. Cross Correlation Atribut 2 Density ........................................ 66
Gambar 53. Hasil Training Atribut 2 Density ............................................... 66
Gambar 54. Hasil Validation Atribut 2 Density ............................................ 67
Gambar 55. Volume Pseudo gamma ray inline 2145 melewati sumur FM2 . 67
Gambar 56. Volume Pseudo gamma ray inline 2144 melewati sumur FM1
(Sumur Uji) ................................................................................ 68
Gambar 57. Cross plot antara sumur FM1 (Sumur Uji) dan Volume
Gamma Ray ............................................................................... 68
Gambar 58. Volume Pseudo neutron porosity inline 2145 melewati sumur
FM2 ............................................................................................. 69
Gambar 59. Volume Pseudo neutron porosity inline 2144 melewati sumur
FM1(Sumur Uji) ........................................................................ 69
Gambar 60. Cross plot antara sumur FM1 (Sumur Uji) dan Volume NPHI .. 70
Gambar 61. Volume Pseudo Density inline 2505 melewati sumur FM3 ...... 70
Gambar 62. Volume Pseudo Density inline 2144 melewati sumur FM1
(Sumur Uji) ................................................................................ 71
Gambar 63. Cross plot antara sumur FM1 (Sumur Uji) dan Volume Density 71
Gambar 64. Peta slice Gamma ray ................................................................ 73
Gambar 65. Peta slice NPHI .......................................................................... 74
Gambar 66. Peta slice Density ....................................................................... 75
xx
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel 1. Respon Litologi perlapisan batuan ................................................... 15
Tabel 2. Pelaksanaan Kegiatan Penelitian ...................................................... 40
Tabel 3. Kelengkapan data Log ...................................................................... 42
Tabel 4. Posisi Log pada seismik ................................................................... 42
Tabel 5. Analisis Tuning Thickness ...................................................................... 48
Tabel 6. Korelasi well seismic tie ................................................................... 52
1
I. PENDAHULUAN
A. Latar Belakang
Kebutuhan minyak dan gas setiap tahunnya selalu meningkat sesuai dengan
kebutuhan yang terjadi di kalangan industri dan masyarakat. Oleh karena itu
diperlukan upaya eksplorasi hidrokarbon yang terus-menerus dalam memenuhi
kebutuhan tersebut. Seismik menjadi hal yang penting dalam perkembangan dunia
minyak dan gas. Metode seismik refleksi telah digunakan untuk eksplorasi
hidrokarbon semenjak akhir tahun 1920-an. Metode seismik refleksi dapat
memberikan gambaran struktur geologi dan perlapisan batuan bawah permukaan
dengan cukup detail dan akurat, sehingga penentuan lokasi pemboran juga dapat
ditentukan dengan baik agar memberikan hasil yang optimal dan mampu
mengurangi resiko kegagalan.
Data yang digunakan dalam eksplorasi hidrokarbon adalah data seismik dan data
log sumur. Data seismik memberikan resolusi bawah permukaan secara
horizontal, sedangkan data log sumur dapat memberikan resolusi secara vertikal.
Diperlukan suatu metode untuk mengintegrasikan kedua data tersebut untuk
memperoleh infomasi bawah permukaan yang baik secara horizontal dan vertikal.
Salah satu metode yang digunakan untuk mengintegrasikan antara data seismik
2
dan data log sumur dalam membantu meningkatkan rasio keberhasilan dalam
pemboran daerah prospek adalah multiatribut seismik.
Metode multiatribut seismik mempunyai korelasi yang baik terhadap data log
yang pada akhirnya digunakan untuk memrediksi data log pada data seismik.
Untuk dapat menentukan jenis-jenis atribut yang digunakan dalam multiatibut,
maka perlu dilakukan training dengan dasar uji statistika antara atribut seismik
dan data log. Setelah dilakukan training dan telah mengasumsikan bahwa
hubungan antara atribut seismik dan data log yang dihasilkan valid, maka dapat
dilakukan prediksi data log dari data seismik.
Analisis multiatribut seismik adalah suatu hubungan dengan pendekatan
geostatistik yang menggunakan lebih dari satu atribut untuk prediksi beberapa
properti fisik bumi. Regresi linier multiatribut bertujuan untuk mencari sebuah
operator, yang dapat memrediksi log sumur dari data seismik didekatnya. Validasi
merupakan parameter untuk menentukan kebenaran jumlah atribut yang
digunakan (Sukmono, S. 2001).
Penelitian ini di lakukan pada Lapangan TG12, Cekungan Barito yang difokuskan
pada lapisan X yang menjadi lapisan produksi utama pada lapangan tersebut.
Metode multiatribut seismik bersama-sama dengan data log sumur sinar gamma,
log neutron porosity dan log Density digunakan untuk memetakan distribusi
sandstone. Jumlah atribut seismik yang digunakan ditentukan oleh proses step-
wise regression. Untuk mengetahui tingkat kepercayaan dari transformasi
multiatribut dilakukan proses cross-validation.
3
B. Tujuan Penelitian
Tujuan dilakukan penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Memprediksi sebaran lapisan sandstone dari seismik multiatribut dan data log
gamma ray, neutron porosity dan density
2. Menentukan zona reservoar dengan menggunakan metode multiatribut
C. Batasan Masalah Penelitian
Dalam penelitian ini diberikan batasan penelitian sebagai berikut:
1. Metode yang digunakan adalah multiatribut seismik dengan menggunakan
pembobotan linier
2. Studi terfokus pada prediksi distribusi sandstone pada data seismik 3D di
lapisan X
3. Data yang digunakan adalah seismik 3D Lapangan TG12 dan data log sinar
gamma, neutron porosity dan Density untuk sumur FM1, FM2, FM3 dan FM4.
4
II. TINJAUAN PUSTAKA
A. Daerah Penelitian
Dalam penelitian ini penulis melakukan penelitian di Cekungan Barito
Kalimantan Selatan. Wilayah cekungan ini memiliki luas 40.660 km2 yang yang
mencakup daratan seluas 35.728 km2 dan lautan seluas 4.932 km
2, Penyebarannya
memanjang dari Kalimantan Timur hingga ke Kalimantan Selatan di sekitar
wilayah Sungai Barito. Cekungan Barito terdapat 4 formasi, yaitu Formasi Dahon,
Formasi Warukin, Formasi Berai dan Formasi Tanjung, akan tetapi dalam
penelitian ini hanya membahas di wilayah Formasi Tanjung.
B. Lokasi Daerah Penelitian
Cekungan Barito berada di antara Paparan Sunda dan Pegungunan Meratus di
bagian Barat serta sabuk melange dan ofiolit pada bagian Timur. Sedimentasi
cekungan berlangsung seiring terjadinya siklus transgresi-regresi dan peristiwa
geologi lainnya yang bersifat lokal.
Reservoar utama di Lapangan TG12 adalah Formasi Tanjung yang berumur Eosen
yang diendapkan pada tahap rifting cekungan yang membentuk struktur horst
graben berarah NW-SE, sebagai susunan transgresif dari endapan aluvial di
bagian bawah menuju endapan laut dangkal di bagian atas.
5
Gambar 1. Posisi Lapangan TG12 Pada Peta Kalimantan (Pertamina, 2016)
C. Tektonik, Struktur dan Stratigrafi Regional
1. Tektonik dan Struktur Regional
Konfigurasi cekungan yang terbentuk sekarang ini merupakan cekungan asimetris,
batuan dasar semakin dalam dari Barat ke Timur, semakin curam mendekati
Pegunungan Meratus, terpisah dengan sesar anjak utama, memperlihatkan ciri-ciri
sebagai inland basin, dengan bagian Barat yang lebih besar dinamakan Paparan
6
Barito, dan bagian yang lebih dalam di sebelah Timur dinamakan Barito Deep,
juga dikenal sebagai Barito Foredeep (Kusuma dan Darin, 1989, Satyana dan
Silitonga, 1994). Dari selatan ke utara Barito Deep terdapat bagian yang semakin
mendalam yang dinamakan Tanjung Line terdiri dari lapisan batuan Tersier yang
terlipat dan tersesarkan berarah Barat - Timur, dengan batuan dasar Pra-Tersier
muncul di bagian utara sebagai punggungan yang memisahkan Cekungan Barito
dari Cekungan Kutai. Nama - nama punggungan ini dari Timur ke Barat antara
lain Punggungan Halat, Misi, Kanaan, dan Kasale, cenderung berarah NNE-SSW,
dan Punggungan Ayuh yang cenderung berarah N-S. Cekungan Barito bukan
merupakan cekungan yang sederhana menurut kejadian tektoniknya, tetapi dapat
diklasifikasikan sebagai polibasin, yaitu berbagai tipe cekungan yang saling
bertumpukan (Kingston dkk., 1983).
Gambar 2. Penampang struktur dari Cekungan Kalimantan (Pertamina, 2016)
7
Pra-Tersier
Banyak peneliti memasukkan Zona Meratus sebagai sutura hasil tumbukan antara
mikro-kontinen Paternoster di bagian Timur, dan sub-kontinen Sunda di bagian
Barat. Kehadiran ofiolit yang berumur Jura dan intrusi gabro pada Rangkaian
Meratus, mengindikasikan bahwa bagian Timur sub-kontinen Sunda mengalami
rifting dan membuka ke Utara.
Cekungan Lembah Patahan
Cekungan lembah patahan ditunjukkan dengan kehadiran struktur graben berarah
WNW-ESE pada Tersier (Kusuma dan Darin, 1989) dari data foto geologi,
gambaran radar, data lapangan, data sumur, gravity, dan seismik. Data pemetaan
lapangan detail menunjukkan ketebalan dan fasies yang hampir sama dengan
korelasi data sumur. Data seismik juga menunjukkan blok sesar pada batuan
dasar. Pengendapan syn-rift terjadi pada saat Eosen Tengah - Eosen Awal
(Kusuma dan Darin, 1989, Satyana dan Silitonga, 1993 dan 1994, Mason, 1993.
Bon dkk.,1996).
Post-Rift Shelf
Dicirikan dengan endapan post-rift akibat transgresi muka air laut pada Formasi
Tanjung Atas yang berasosiasi dengan graben. Diikuti dengan tingkat sedimentasi
yang semakin rendah di graben pada Eosen Akhir Miosen Tengah, tetapi
meningkat secara signifikan pada Miosen Tengah Miosen Akhir, yang dicirikan
dengan pembentukan Delta Warukin.
Cekungan Muka Daratan / Syn-orogenic
Dimulai pada Miosen Tengah - Miosen Akhir, meluas sampai sekarang dan
mempengaruhi Kalimantan bagian Selatan - Timur. Skala regional pergerakan ini
8
dapat dijelaskan secara umum berarah Utara - Selatan dari konvergen lateral
mengiri Zona Sutura Meratus.
2. Stratigrafi Regional
Suksesi stratigrafi regional Cekungan Barito berdasarkan kerangka tektoniknya
dapat dibedakan menjadi 4 (empat) megasikuen, yaitu sikuen pre-rift,
syn-rift, post-rift, dan syn-inversion. Penjelasan masing-masing sikuen dan
hubungannya dengan evolusi cekungan Barito diuraikan di bawah ini dan
ditunjukkan pada Gambar 3.
Sikuen Pre-rift
Sikuen pre-rift di bagian timur Cekungan Barito ditunjukkan dengan keberadaan
komplek batuan dasar yang mengalasi cekungan sedimen. Posisi cekungan yang
terletak pada tepi kontinen Sundaland, mengindikasikan komposisi batuan dasar
tersusun oleh tipe batuan dasar kontinen (acidiccrystalline) dan zona akresi
Mesozoik di bagian Barat dan batuan Paleogen Awal di bagian timur (Satyana &
Silitonga, 1994). Pemboran eksplorasi pada Struktur TG12 belum ada yang
mencapai komplek batuan dasar.
Sikuen Syn-rift
Aktivitas tumbukan antara kontinen India, tepi Eurasia dengan bagian Barat
Samudera Pasifik pada awal Eosen Tengah (50 Jtl) menghasilkan pembentukan
Cekungan Barito sebagai cekungan regangan berupa convergent wrenching atau
back-arc extension. Sikuen syn-rift tersusun oleh pengendapan sedimen Formasi
Lower Tanjung berumur Paleosen – Eosen Tengah dengan litologi penyusun
9
berupa batupasir, batulanau, serpih, konglomerat, dan lapisan tipis batubara.
Penyebaran fasies syn-rift terbatas mengisi paleo-terban (Gambar 2). Bagian
bawah sikuen tersusun oleh fasies piedmont fan berupa konglomerat red beds,
yang ke atas berkembang menjadi fasies alluvial – lacustrine (Satyana &
Silitonga, 1994). Suksesi stratigrafi penyusun sikuen syn-rift ini dikelompokkan
dalam stage deposition 1 (Pertamina & Trend Energy, 1988).
Gambar 3. Tektonostratigrafi Regional Cekungan Barito (kompilasi dari Haq,
dkk., 1988; Kusuma & Darin, 1989; dan Satyana & Silitonga, 1994)
10
Sikuen Post-rift
Penurunan dasar cekungan yang berlangsung dari Eosen Tengah–pertengahan
Miosen Awal menghasilkan pengendapan sedimen bagian atas Formasi Lower
Tanjung dan Formasi Berai. Suksesi stratigrafi sikuen post-rift diawali oleh
pengendapan sedimen Formasi Lower Tanjung (bagian atas) berumur Eosen
Tengah – Oligosen Awal, dengan litologi penyusun batupasir deltaik, batulanau,
batubara, dan serpih neritik (Satyana & Silitonga, 1994). Pengisian cekungan pada
tahap ini dikelompokkan sebagai stage deposition 2 hingga 4 (Pertamina & Trend
Energy, 1988).
Sikuen Syn-inversion
Kala Miosen Tengah, terjadi 2 (dua) aktivitas tumbukan tektonik, yaitu tumbukan
fragmen kontinen Laut Cina Selatan dengan bagian Utara Kalimantan yang
menghasilkan pengangkatan Tinggian Kuching, dan tumbukan ke arah timur
Sulawesi yang menyebabkan berhentinya pemekaran Selat Makassar dan
pengangkatan proto-Meratus. Aktivitas tektonik tumbukan pada Miosen Tengah
tersebut, menghasilkan pembalikan struktur di Cekungan Barito. Sikuen syn-
inversion di Cekungan Barito tersusun oleh pengendapan Formasi Warukin dan
Formasi Dahor.
D. Sistem Hidrokarbon
Suksesi stratigrafi Formasi Tanjung yang mengisi Cekungan Barito telah terbukti
menghasilkan akumulasi hidrokarbon. Sistem hidrokarbon di Cekungan Barito
terbentuk oleh integrasi elemen–elemen pendukungnya, seperti kematangan
batuan induk, kualitas batuan reservoar, keefektifan batuan penudung, mekanisme
11
pemerangkapan, dan migrasi (Kusuma & Darin, 1989; Rotinsulu, dkk., 1993;
Satyana & Silitonga, 1994; dan Satyana, 1995).
1. Batuan Induk
Batuan induk Formasi Tanjung dihasilkan dari pengendapan batuan serpih kaya
organik, batulempung, dan batubara pada kondisi lingkungan shallow
lacustrine. Batuan induk Formasi Tanjung berpotensi menghasilkan tipe
hidrokarbon minyak dan gas.
2. Batuan Reservoar
Suksesi pengisian sedimen pada Cekungan Barito menghasilkan pengendapan
batupasir Formasi Tanjung yang berpotensi sebagai batuan reservoar.
Pengendapan fasies batupasir pada fase syn-rift umumnya terbatas mengisi terban
dan dikenal dengan tahap pengendapan 1, sedangkan tahap pengendapan 2 – 4
berlangsung selama fase post-rift dengan penyebaran relatif melampar luas
(Gambar 4).
Gambar 4. Potensi batuan reservoar pada Formasi Tanjung, Cekungan
Barito, kaitannya dengan tahapan evolusi tektoniknya (Bow
Valley Tanjung, 1992)
Lo
wer
Tan
jun
g
LITHOFACIES
ST
AG
E
FORMATION
Bas
e
men
t Basement
Upper
Tanjung
SA
G F
ILL
LITORAL-
INNER SUBLITORAL
PO
ST
RIF
T
Formation Formation
Formation Formation
SY
NR
IFT
RE
GIO
NA
L
SU
BS
IDA
NC
E
R
IF F
ILL
SUPRALITORAL
LACUSTRINE/
ESRUARINE
ALLUVIAL/
LACUSTRINE
PIEDMONT
INNER ERITIC
ENVIRONMENT
4
LO
WE
R
UP
M
IDD
LE
3
2
1a
1
12
3. Batuan Tudung
Fase post-rift selama transgresi regional/penurunan cekungan setelah
pengendapan sedimen sag-fill menghasilkan pengendapan sedimen shallow
marine mudstone di Cekungan Barito. Pelamparan litologi shallow marine
mudstone yang sangat luas dengan ketebalan mencapai 800 m dan permeabilitas
yang sangat ketat akan membentuk tipe batuan penudung yang efektif menutupi
reservoar–reservoar dibawahnya.
4. Migrasi dan Mekanisme Pemerangkapan
Pembalikan struktur menghasilkan bentuk asimetris pada Cekungan Barito.
Kemiringan cekungan relatif landai ke arah baratlaut menuju Paparan Barito dan
mempunyai kemiringan curam ke arah tenggara menuju pengangkatan Meratus.
Oleh karena itu, bagian tengah cekungan mengalami penurunan lebih cepat.
Kondisi ini menyebabkan batuan induk Lower Tanjung yang terendapkan di
bagian tengah mencapai kedalaman ideal untuk menggenerasi hidrokarbon.
Pengangkatan Meratus berlangsung menerus dari Miosen Akhir hingga Pliosen
dan mencapai puncaknya pada Plio-Plistosen. Perangkap struktur yang telah
terbentuk pada Miosen Awal kemudian mengalami inversi kembali yang
menghasilkan zona tinggian. Pengisian hidrokarbon pada suatu perangkap
berlangsung melalui patahan dan sepanjang batupasir permeable (Gambar 5).
Tektonik Plio-Plistosen menyebabkan seluruh Cekungan Barito mengalami
pembalikan struktur yang kuat. Aktivitas tektonik tersebut dapat menghasilkan
perangkap inversi yang baru, akan tetapi juga dapat merusak perangkap yang
13
terbentuk sebelumnya. Hidrokarbon yang telah terjebak mungkin termigrasi ulang
menuju perangkap struktur baru melalui kemiringan perangkap tua atau rusak
akibat inversi Plio-Plistosen.
Gambar 5. Migrasi dan mekanisme pemerangkapan hidrokarbon di
Cekungan Barito (Rotinsulu, dkk., 1993)
14
III. TEORI DASAR
A. Prinsip Dasar Log Sumur
1. Log Gamma Ray
Prinsip pengukurannya adalah mendeteksi arus yang ditimbulkan oleh ionisasi
yang terjadi karena adanya interaksi sinar gamma dari formasi dengan gas ideal
yang terdapat didalam kamar ionisasi yang ditempatkan pada sonde.
Secara khusus Gamma Ray Log berguna untuk identifikasi lapisan permeabel
disaat Log SP tidak berfungsi karena formasi yang resistif atau bila kurva SP
kehilangan karakternya (Rmf = Rw), atau ketika SP tidak dapat merekam
karena lumpur yang yang digunakan tidak konduktif (oil base mud). Selain itu
Log Gamma Ray juga dapat digunakan untuk mendeteksi dan evaluasi terhadap
mineral radioaktif (potassium dan uranium), mendeteksi mineral tidak radioaktif
(batubara), dan dapat juga untuk korelasi antar sumur.
Shale dan terutama marine shale mempunyai emisi sinar gamma yang lebih
tinggi dibandingkan dengan sandstone, limestone dan dolomite. Dengan adanya
perbedaan tersebut log gamma ray ini dapat digunakan untuk membedakan antara
shale dan non shale sehingga gamma ray sering disebut sebagai log litologi.
15
Tabel 1. Respon Litologi perlapisan batuan (Haryono, 2010)
Coal Coal Shaly Shale Sandstone
Densitas
Gamma Ray
Resistivitas
SP
Sonic
Neutron
1.3-1.5 gr/cc
20-70 API
High
Low
Large
Large
1.5-2.0 gr/cc
75-175 API
Low-Middle
Low
-
-
2.0 gr/cc
100- 150 API
Low
Low
-
-
2.2-2.4 gr/cc
50-75 API
Low
High
-
-
Gambar 6. Kurva Log Gamma Ray (Abdullah, 2011)
2. Log Densitas
Tujuan utama dari log densitas adalah menentukan porositas dengan mengukur
density bulk batuan, di samping itu dapat juga digunakan untuk mendeteksi
adanya hidrokarbon atau air, digunakan besama-sama dengan neutron log, juga
menentukan densitas hidrokarbon (ρh) dan membantu didalam evaluasi lapisan
shaly (Harsono,1997).
16
3. Log Sonic
Log Sonic merupakan jenis log yang digunakan untuk mengukur porositas, selain
density log dan neutron log dengan cara mengukur interval transite time (Δt),
yaitu waktu yang dibutuhkan oleh gelombang suara untuk merambat didalam
batuan formasi sejauh 1 ft. Peralatan sonic log menggunakan sebuah transmitter
(pemancar gelombang suara) dan dua buah receiver (penerima). Jarak antar
keduanya adalah 1 ft.
4. Log Neutron Porosity
Log Neutron dirancangkan untuk menentukan porositas total batuan tanpa
melihat atau memandang apakah pori-pori diisi oleh hidrokarbon maupun
air formasi. Neutron terdapat didalam inti elemen, kecuali hidrokarbon. Neutron
merupakan partikel netral yang mempunyai massa sama dengan atom hidrogen.
Neutron Porosity pada evaluasi formasi ditujukan untuk mengukur indeks
hidrogen yang terdapat pada formasi batuan. Indeks hidrogen didefinsikan
sebagai rasio dari konsentrasi atom hidrogen setiap cm kubik batuan terhadap
kandungan air murni pada suhu 75⁰F.
Jadi, Neutron Porosity log tidaklah mengukur porositas sesungguhnya dari
batuan, melainkan yang diukur adalah kandungan hidrogen yang terdapat pada
pori-pori batuan. Secara sederhana, semakin berpori batuan semakin banyak
kandungan hidrogen dan semakin tinggi indeks hidrogen. Sehingga, shale yang
banyak mengandung hidrogen dapat ditafsirkan memiliki porositas yang tinggi
pula.
17
5. Checkshot
Data checkshot merupakan komponen penting dalam interpretasi seismik
khususnya dalam well seismic tie yang bertindak sebagai penerjemah domain
kedalaman data-data sumur ke dalam domain waktunya data seismik. Sebenarnya
penerjemahan domain kedalaman ke dalam domain waktu dapat dilakukan oleh
data sumur yaitu log sonic. Log sonic berupa pengukuran transit time yang
disingkat DT dapat diubah menjadi log kecepatan sonic. Kecepatan sonic inilah
yang mampu menerjemahkan domain kedalaman ke dalam domain waktu. Akan
tetapi, kecepatan sonic dalam well seismic tie mempunyai beberapa kelemahan
sehingga masih diperlukan data kecepatan lain yang diperoleh sebagaimana data
seismik diperoleh yaitu data checkshot.
Gambar 7. Ilustrasi akuisisi checkshot (Veeken, 2007)
Seismic Source
Downhole
geophone
Static Correction
Offset
Seismic Reference
Datum
KB = Kelly Bushing
GL = Ground Level
MD= Measured Depth
H = Distance geophone
seismic source
MD
GL
KB
Well 1
18
Di sini kita akan menghitung bagaimana data checkshot diperoleh (perhatikan
Gambar 7). Parameter yang sudah diketahui adalah
offset: jarak antara sumur dengan source
TVD-SRC: kedalaman receiver dengan ketinggian source terhadap MSL
sebagai datumnya
FB: waktu first break yaitu waktu tempuh gelombang langsung yang
ditangkap oleh receiver (Veeken, 2007)
B. Konsep Dasar Seismik Refleksi
1. Prinsip Huygens
Prinsip Huygens menyatakan bahwa setiap titik pada muka gelombang merupakan
sumber bagi gelombang baru. Posisi dari muka gelombang dalam dapat seketika
ditemukan dengan membentuk garis singgung permukaan untuk semua wavelet
sekunder. Prinsip Huygens mengungkapkan sebuah mekanisme dimana sebuah
pulsa seismik akan kehilangan energi seiring dengan bertambahnya kedalaman
(Asparini, 2011).
Gambar 8. Prinsip Huygens (Oktavinta, 2008)
19
2. Prinsip Fermat
Gelombang menjalar dari satu titik ke titik lain melalui jalan tersingkat waktu
penjalarannya. Dengan demikian jika gelombang melewati sebuah medium yang
memiliki variasi kecepatan gelombang seismik, maka gelombang tersebut akan
cenderung melalui zona-zona kecepatan tinggi dan menghindari zona-zona
kecepatan rendah (Abdullah, 2011).
Gambar 9. Prinsip Fermat (Abdullah, 2011)
3. Hukum Snellius
Perambatan gelombang yang melaui medium dengan nilai parameter fisis,
misalkan densitas yang berbeda akan menyebakan nilai kecepatan
gelombang berbeda pula. Salah satu fenomena perambatan gelombang tersebut
yaitu pembiasan arah perambatan gelombang. Hukum Snellius tentang pembiasan
menyatakan bahwa:
1. Sinar datang, garis normal, dan sinar bias, terletak pada satu bidang datar.
2. Sinar yang datang dari medium dengan indeks bias kecil ke medium
dengan indeks bias yang lebih besar dibiaskan mendekati garis normal,
dan sebaliknya.
20
3. Perbandingan nilai sinus sudut datang terhadap sinus sudut bias dari satu
medium ke medium lainnya selalu tetap. Perbandingan ini disebut sehagai
indeks bias relatif suatu medium terhadap medium lain.
Secara matematis Hukum Snellius dapat dirumuskansebagai berikut:
Sebagian energi gelombang akan dipantulkan sebagai gelombang P dan
gelombang S, dan sebagian lagi akan diteruskan sebagai gelombang P dan
gelombang S.
Gambar 10. Hukum Snellius (Juanita, 2013)
4. Impedansi Akustik (IA)
Bumi sebagai medium rambat gelombang seismik tersusun dari perlapisan batuan
yang memiliki sifat fisis yang berbeda-beda, terutama sifat fisis densitas batuan
(ρ) dan cepat rambat gelombang (v). Sifat fisis tersebut adalah sifat fisis yang
(1)
Gelombang P
refleksi
Gelombang S
refleksi
P1
Vp1 Vs1
Gelombang P
Medium 1
Gelombang P
refraksi
Gelombang S
refraksi
Medium 2
Vp2 Vs2
S1
P2
S2
P
ɤs
i
ϴp
ϴs
ɤp
21
mempengaruhi refleksivitas seismik. Dengan berdasarkan konsep tersebut
sehingga dapat dilakukan perkiraan bentuk lapisan/struktur bawah permukaan.
Penerapan konsep tersebut kemudian disebut sebagai Impedansi Akustik, dimana
sebagai karekteristik akustik suatu batuan dan merupakan perkalian antara
densitas dan cepat rambat
Dalam mengontrol harga IA, kecepatan mempunyai arti yang lebih penting dari
pada densitas. Sebagai contoh, porositas atau material pengisi pori batuan (air,
minyak, gas) lebih mempengaruhi harga kecepatan dari pada densitas.
menganalogikan IA dengan acoustic hardness. Batuan yang keras (hard rock) dan
sukar dimampatkan, seperti batugamping mempunyai IA yang tinggi, sedangkan
batuan yang lunak seperti lempung yang lebih mudah dimampatkan mempunyai
IA rendah (Sukmono, 1999).
5. Koefisien Refleksi
Apabila terdapat dua lapisan batuan yang saling berbatasan dan memiliki
perbedaan nilai impedansi akustik, maka refleksi gelombang seismik dapat terjadi
pada bidang batas antara kedua lapisan tersebut. Besar nilai refleksi yang terjadi
kemudian dinyatakan sebagai Koefisien Refleksi :
Koefisien refleksi menunjukkan perbandingan amplitudo (energi) gelombang
pantul dan gelombang datang, dimana semakin besar amplitudo seismik yang
terekam maka semakin besar koefisien refleksinya.
(2)
(3)
22
Gambar 11. Skema pemantulan gelombang seismik pada batas dua
medium berbeda nilai IA-nya (Rachelyanna, 2015)
6. Resolusi Seismik
Resolusi didefenisikan sebagai kemampuan untuk memisahkan dua kenampakan
yang sangat berdekatan (Sheriff, 1992). Resolusi seismik sendiri terbagi menjadi 2
macam, yaitu resolusi vertikal dan resolusi lateral.
a. Resolusi Vertikal
Resolusi vertikal seismik adalah kemampuan untuk memisahkan lapisan atas
dengan lapisan bawahnya secara vertikal. Pola refleksi ini akan nampak terpisah
dengan ketebalan ¼ λ panjang gelombang, sedangkan jika ketebalanya kurang
dari itu maka hanya akan tampak satu interface saja. Pemisahan secara vertikal
yang minimal dapat diperlihatkan disebut sebagai tunning thickness.
Frekuensi gelombang seismik lebih kecil dibandingkan frekuensi yang dihasilkan
pada data log sumur, sehingga kemampuan perubahan seismik jauh lebih besar
sekitar 100 kali lipat. semakin kecil frekuensi dan kecepatan maka gelombang
Reflection
Wave
Arrival
Wave
23
akan semakin besar. Panjang gelombang (λ) tergantung pada kecepatan V dan
frekuensi F seperti pada persamaan dibawah ini:
λ = v/f
Dimana :
λ = Panjang gelombang (m)
V = Kecepatan rata rata (m/s)
F = Frekuensi dominan seismik (Hz)
Dari persamaan diatas dapat diidentifikasi bahwa semakin kecil panjang
gelombangnya, maka perlapisan yang dapat terdeteksi semakin kecil.
b. Resolusi Lateral
Resolusi lateral atau horizontal dikenal dengan Zona Fresnell yaitu bagian dari
reflektor dimana energi dipantulkan ke geophone atau hydrophone setelah separuh
siklus atau seperempat panjang gelombang setelah terjadinya refleksi pertama.
Radius Zona Fresnel dapat dihitung dengan rumus :
√
Dimana:
rf = Radius zona Fresnel (m)
V = Rata rata kecepatan (m/s)
f = Fekuensi dominan seismic (Hz)
t = TWT (s)
(4)
(5)
24
C. Interpretasi Seismik
1. Well To Seismic Tie
Well Seismic Tie adalah proses pengikatan data sumur (well) terhadap data
seismik. Data sumur yang diperlukan untuk well seismic tie adalah sonic (DT),
densitas (RHOB), dan checkshot. Sebelum diproses, data well tersebut harus
dikoreksi terlebih dahulu untuk menghilangkan efek Washout Zone, cashing shoe,
dan artifak-artifak lainya. Sebagaimana yang kita ketahui, data seismik umumnya
berada dalam domain waktu (TWT) sedangkan data well berada dalam domain
kedalaman (depth). Sehingga, sebelum kita melakukan pengikatan, langkah awal
yang harus kita lakukan adalah konversi data well ke domain waktu. Untuk
konversi ini, kita memerlukan data log sonic dan checkshot.
Gambar 12. Well Seismik Tie (Matt Hall, 2013)
Picks
52 picks
7 displayed
A-IMPEDANCE
Kg/m2.s
5000000 10000000
A-RC
L>H-(+)
-0.2 0.0 0.2
A-1D SYN
Sur03a27_27SIP :0
NorPol
GR
API
0 100 200
RHOZ
Kg/m3
2000 25000
DT
us/m
600 400 200
WAB
WabMcM
MCM
muds
mud
mud
DevUnc
25
2. Identifikasi dan Picking Horizon
Menurut Coffeen (1986), salah satu cara yang dipakai dalam identifikasi horizon
adalah dengan membandingkan reflektor atau horizon seismik satu section dengan
section yang lain, berdasarkan kumpulan ciri-ciri yang ada. Ciri-ciri yang biasa
digunakan adalah :
Kedudukan horizon pada penampang seismik
Komposisi frekuensi
Kekuatan amplitudo
Kontinyuitas horizon
Langkah selanjutnya adalah memilih (picking) horizon. Faktor penimbang untuk
memilih diantaranya adalah :
Kontinyuitas refleksi
Kontinyuitas karakter refleksi
Korelasinya dengan marker geologi yang diinginkan
Perannya dalam interpretasi keseluruhan
Picking satu atau lebih horizon pada satu penampang seismik harus sama dengan
picking horizon pada penampang seismik lainnya. Pastikan bahwa suatu horizon
yang di-picking, pada titik perpotongan antara dua penampang seismik
(crosspoint) terletak pada waktu (ms) yang sama.
3. Peta Struktur Waktu
Salah satu pemetaan horizon seismik adalah peta struktu waktu. Peta struktur
waktu merupakan penerapan satruktur horizon seismik dengan waktu yang dibuat
dengan cara menarik garis transversal serta sejumlah garis yang pendek dengan
26
waktu yang sesuai dengan data shot point dan kemudian dilakukan pengkonturan
(Ramdan, D. 2001).
Gambar 13. Peta Struktur (Nanda N, 2008)
D. Regresi Linear Multiatribut
1. Seismik Atribut
Seismik atribut didefinisikan sebagai karakterisasi secara kuantitatif dan deskriptif
dari data seismik yang secara langsung dapat ditampilkan dalam skala yang sama
dengan data awal (Barnes, 1999). Dengan kata lain seismik atribut merupakan
pengukuran spesifik dari geometri, dinamika, kinematika dan juga analisis
statistik yang diturunkan dari data seismik. Metode seismik berguna untuk
menganalisis fenomena geologi bawah permukaan seperti struktur geologi.
Atribut seismik dan Struktur kedalaman peta yang digunakan untuk menentukan
distribusi fasies asosiasi dan pemodelan struktural. Distribusi fasies dan sifat
27
batuan dikombinasikan dengan model struktural untuk mendapatkan model fasies
(Widiatmo, dkk., 2013)
Informasi utama dari seismik atribut adalah amplitudo, frekuensi, dan atenuasi
yang selanjutnya akan digunakan sebagai dasar pengklasifikasian atribut lainnya.
Semua horison dan bentuk dari atribut-atribut ini tidak bersifat bebas antara satu
dengan yang lainnya, perbedaannya hanya pada analisis data pada informasi dasar
yang akan berpengaruh pada gelombang seismik dan juga hasil yang ditampilkan
(Sukmono, 2002). Informasi dasar yang dimaksud disini adalah waktu, frekuensi,
dan atenuasi yang selanjutnya akan digunakan sebagai dasar klasifikasi attribut
(Brown, 2002).
Gambar 14. Klasifikasi Atribut Seismik (Brown, 2000)
PRE-STACK
-Intersep AVO
-Gradien AVO
-Intersep X Gradien
-Beda Far-Near
-Faktor Fluida
JENDELA
HORISON
-Waktu
-Isokron
-Kecenderungan
-Residual
-Kemiringan
-Azimuth
-Beda
-Edge
-Iluminasi
-Fasa Sesaat
-Fasa Kosinus
GROSS
-Lebar Frekuensi
-Panjang Busur
-Jumlah Zero Crossing
-Puncak Frekuensi Spektral
-Gradien Frekuensi Spektral
-Frekuensi dominan pertama,
kedua,dst
-Spektrum bandwith
-Frekuensi sesaat rata-rata
-Frekuensi sesaat Rms
HORISON
-Frekuensi Sesaat
-Frekunesi Respon
-Enveloped Weight
Frekuensi sesaat
-Turunan Waktu
Frekuensi
DISTRIBUSI
-Gradien Frekuensi
sesaat
AMPLITUDO
-Koherensi
-Kontinyuitas
-Kemiripan
-Kovarian
-Beda Puncak
Palung
-Koreksi
Kemiringan
Maksimum
-Iluminasi
-Koreksi
Azimuth
Maksimum
-Fasa Kosinus
-Rasio SN
SELEKSI
-Daerah Loop
-Amplitudo maksimum
-Amplitudo negative terbesar
-Amplitudo absolut maks
-Beda palung-puncak
DISTRIBUSI
-Halftime
-Gradien kuat refleksi
-Gradien pada half energi
-Ratio positif negatif
HORISON
-Amplitudo Refleksi
-Amplitudo
Komposit
-Impedansi Akustik
-Kuat Refleksi
-Rasio Amplitudo
GROSS
-Total amplitude absolut
-Total energy
-Absolut rata-rata
-Energi rata-rata
-Gradien frekuensi spectral
-Kuat Refleksi rata-rata
-Amplitudo rata-rata
-Rata-rata amplitudo puncak
WAKTU
JENDELA
JENDELA
ATENUASI FREKUENSI
AMPLITUDO
PRE-
STACK
Velocity
POS-STACK
-Faktor Q
sesaat
POST-
STACK
POST-
STACK
PRE-STACK
PRE-STACK
POST-STACK
28
Secara umum, atribut turunan waktu akan cenderung memberikan informasi
perihal struktur, sedangkan atribut turunan amplitudo lebih cenderung
memberikan informasi perihal stratigrafi dan reservoir. Peran atribut turunan
frekuensi sampai saat ini belum betul-betul dipahami, namun terdapat keyakinan
bahwa atribut ini akan menyediakan informasi tambahan yang berguna perihal
reservoir dan stratigrafi. Atribut atenuasi juga praktis belum dimanfaatkan saat ini,
namun dipercaya bahwa atribut ini dimasa datang akan berguna untuk lebih
memahami informasi mengenai permeabilitas.
Atribut seismik dapat dibagi dalam 2 kategori (Chen, 1997):
1. Horizon-based attributes, yaitu dihitung sebagai nilai rata-rata antara dua
horizon
2. Sample-based attributes merupakan transformsi dari trace input untuk
menghasilkan trace output lainnya dengan jumlah yang sama dengan trace
input (nilainya dihitung sampel per sampel)
Atribut yang digunakan dalam analisis multiatribut dengan menggunakan
perangkat EMERGE harus dilakukan dalam bentuk sample-based attributes,
dimana 23 jenis atribut yang digunakan sebagi input, atribut- atribut tersebut dapat
dikelompokkan ke dalam 6, kategori, yaitu :
1. Atribut sesaat, meliputi:
a. Instantaneous Phase
b. Instantaneous frequency
c. Cosine Instantaneous Phase
d. Apparent Polarity
29
e. Amplitude Weighted cosine phase
f. Amplitude weighted frequency
g. Amplitude weighted phase
2. Windowed Frequency Attributes
a. Average frequency Amplitude
b. Dominant Frequency
3. Filter slice (Band filter)
a. 5/10 – 15/20 Hz
b. 15/20 – 25/30 Hz
c. 25/30 -35/40 Hz
d. 35/40 Hz – 45/50 Hz
e. 45/50 – 55/60 Hz
f. 55/60 – 65/70 Hz
4. Derivative Attributes
a. Derivative of the seismic trace
b. Derivative Instantaneous Amplitude
c. Second Derivative of the seismic trace
d. Second derivative instantaneous Amplitude
5. Integrated Attributes
a. Integrated seismic trace
b. Integrated reflection Strenght
6. Atribut waktu
30
2. Analisis Multiatribut
Analisis seismik multiatribut adalah salah satu metode statistik menggunakan
lebih dari satu atribut untuk memprediksi beberapa properti fisik dari bumi. Pada
analisis ini dicari hubungan antara log dengan data seismik pada lokasi sumur dan
menggunakan hubungan tersebut untuk memprediksi atau mengestimasi volume
dari properti log pada semua lokasi pada volum seismik. Statistik dalam
karakteristik reservoar digunakan untuk mengestimasi dan mensimulasikan
hubungan spasial variabel pada nilai yang diinginkan pada lokasi yang tidak
mempunyai data sampel terukur. Hal ini didasarkan pada kenyataan yang sering
terjadi di alam bahwa pengukuran suatu variabel di suatu area yang berdekatan
adalah sama. Kesamaan antara dua pengukuran tersebut akan menurun seiring
dengan bertambahnya jarak pengukuran.
Schultz, dkk (1994) mengidentifikasi tiga subkategori utama pada teknik analisa
multiatribut geostatistik, yaitu:
1. Perluasan dari co-kriging untuk melibatkan lebih dari satu atribut sekunder
untuk memprediksi parameter utama.
2. Metode yang menggunakan matriks kovariansi untuk memprediksi suatu
parameter dari atribut input yang telah diberi bobot secara linear.
3. Metode yang menggunakan Artificial Neural Networks (AANs) atau
teknik optimisasi non-linear untuk mengkombinasikan atribut-atribut
menjadi perkiraan dari parameter yang diinginkan.
31
Analisis multiatribut pada penelitian ini menggunakan kategori yang kedua.
Prosesnya sendiri melibatkan pembuatan dari volume pseudo log yang nantinya
akan digunakan untuk memetakan penyebaran batupasir dan serpih
Dalam kasus yang paling umum, kita mencari sebuah fungsi yang akan
mengkonversi m atribut yang berbeda ke dalam properti yang diinginkan, ini
dapat ditulis sebagai :
P(x,y,z) = F[Ai(x,y,z),…, Am(x,y,z)]
dimana :
P = properti log, sebagai fungsi dari koordinat x,y,z
F = fungsi yang menyatakan hubungan antara atribut seismik dan properti log
Ai = atribut m, dimana i = 1,...,m.
Untuk kasus yang paling sederhana, hubungan antara log properti dan atribut
seismik dapat ditunjukkan oleh persamaan jumlah pembobotan linier.
dimana :
wi = nilai bobot dari m+1, dimana 1 = 0,...,m
3. Conventional Crossploting
Prosedur sederhana untuk menentukan hubungan antara data log target dan atribut
seismik adalah dengan melakukan cros-plot di antara kedua data tersebut.
(6)
(7)
32
Gambar 15. Conventional cross-plot antara “log target” dan “atribut seismik”
(Russel, 1997)
Gambar 15. memerlihatkan cross- plot antara log target dalam hal ini
“denporosity” dengan sebuah atribut seismik, yang disebut “Attribute”. Dengan
asumsi bahwa log target telah dikonversi ke dalam satuan waktu dan memiliki
sample rate yang sama dengan atribut seismik. Tiap titik pada cross- plot terdiri
dari sejumlah data yang berhubungan dengan sampel waktu tertentu.
Hubungan linier antara log target dan atribut ditunjukkan oleh sebuah garis lurus
yang memenuhi persamaan :
y a bx
Koefisien a dan b pada persamaan ini diperoleh dengan meminimalkan mean-
square prediction error :
∑
(8)
(9)
33
Dimana penjumlahan dilakukan pada setiap titik di cross- plot. Pengaplikasian
garis regresi tersebut dapat memeberikan prediksi untuk atribut target. Lalu
dihitung kovariansi yang didefinikan dalam persamaan
Dimana
∑
∑
∑
∑
∑
Sebagai catatan, hubungan linier kemungkinan diperoleh dengan menerapkan
transformasi non- linier pada data log target atau data atribut, ataupun pada kedua
data tersebut.
Gambar 16. Penerapan transformasi non-linier terhadap target dan atribut
mampu meningkatkan korelasi di antara keduanya (Russel,
1997)
(11)
(12)
(15)
(13)
(14)
(10)
34
4. Perluasan dari Crossploting menjadi Multiatribut
Dalam metoda ini, tujuan kita adalah untuk mencari sebuah operator, yang dapat
memrediksi log sumur dari data seismik di dekatnya. Pada kenyataannya, kita
menganalisis data atribut seismik dan bukan data seismik itu sendiri. Salah satu
alasan kenapa kita melakukan hal ini karena menggunakan data atribut seismik
lebih menguntungkan dari pada data seismik itu sendiri, banyak dari atribut ini
bersifat non linier, sehingga mampu meningkatkan kemampuan prediksi.
Pengembangan (extension) analisis linier konvensional terhadap multiple atribut
(regresi linier multivariat) dilakukan secara langsung. Sebagai penyederhanaan,
kita mempunyai tiga atribut seperti yang terlihat pada Gambar 17.
Gambar 17. Contoh kasus tiga atribut seismik, tiap sampel log target
dimodelkan sebagai kombinasi linier dari sampel atribut pada
interval waktu yang sama (Russel, 1997)
Pada tiap sampel waktu, log target dimodelkan oleh persamaan linier :
Pembobotan (weights) pada persamaan ini dihasilkan dengan meminimalkan
mean-squared prediction error:
∑
(16)
(17)
35
Solusi untuk empat pembobotan menghasilkan persamaan normal standar :
[
]
[
∑ ∑ ∑
∑
∑
∑
∑
∑ ∑
∑ ∑
∑ ∑ ∑ ∑ ]
[
∑
∑
∑
∑ ]
Seperti pada kasus atribut tunggal, mean-squared error yang dihitung
menggunakan pembobotan, merupakan pengukuran kesesuaian untuk transformasi
tersebut, seperti koefisien korelasi, dimana sekarang koordinat x merupakan nilai
log yang diprediksi dan koordinat y merupakan nilai real dari data log.
5. Menentukan jumlah atribut yang digunakan dengan Step-wise Regression
Cara untuk memilih kombinasi atribut yang paling baik untuk memrediksi log
target, maka dilakukan sebuah proses yang dinamakan step-wise regression:
1. Dicari atribut tunggal pertama yang paling baik dengan menggunakan
trial and error. Untuk setiap atribut yang terdapat pada software dihitung
error prediksinya. Atribut terbaik adalah atribut yang memberikan error
prediksi terendah. Atribut ini selanjutnya akan disebut atribut-a.
2. Dicari pasangan atribut yang paling baik dengan mengasumsikan anggota
pasangan yang pertama adalah atribut-a. Pasangan yang paling baik
adalah pasangan yang memberikan error paling kecil. Atribut ini
selanjutnya akan disebut atribut-b.
3. Dicari tiga buah atribut yang berpasangan paling baik, dengan
mengasumsikan dua buah anggota yang pertama atribut-a dan atribut-b.
Tiga buah atribut yang paling baik adalah yang memberikan prediksi
error paling kecil.
(18)
36
Prediksi ini berlangsung terus sebanyak yang diinginkan. Prediksi error, En,
untuk n atribut selalu lebih kecil atau sama dengan En-1 untuk n-1 atribut, tidak
peduli atribut mana yang digunakan.
E. Validasi
Transformasi multiatribut dengan jumlah atribut N+1 selalu mempunyai prediksi
error lebih kecil atau sama dengan transformasi dengan N atribut. Dengan
ditambahkannya sejumlah atribut, kita mengharapkan penurunan secara asimptotis
dari prediksi error, seperti yang terlihat pada Gambar 18.
Gambar 18. Plot dari prediksi error terhadap jumlah atribut yang digunakan
dalam transformasi. Secara matemastis kurva turun secara
asimptotis (Russel, 1997)
Dengan bertambahnya atribut maka ia akan meningkatkan kecocokan dari data
training, tetapi hal ini mungkin buruk jika diterapkan pada data baru (bukan pada
set data training). Hal ini biasanya disebut dengan “over training”. Dengan
menggunakan jumlah atribut yang besar dapat dianalogikan dengan pencocokan
cross- plot dengan order polinomial yang besar.
37
Sejumlah teknik statistik telah dihasilkan untuk mengukur keandalan dari
kecocokan order atribut yang besar (Draper dan Smith, 1966). Kebanyakan dari
teknik ini diterapkan pada regresi linier, dan tidak diterapkan pada prediksi linier
menggunakan neural network. Karena alasan tersebut kita memilih proses Cross
Validasi, yang dapat diterapkan pada semua jenis prediksi. Cross Validasi
membagi seluruh data training kedalam dua bagian, yaitu: data training dan data
validasi. Data training digunakan untuk menghasilkan transformasi, sedangkan
data validasi digunakan untuk mengukur hasil akhir prediksi eror. Dengan asumsi
bahwa over- training pada data training akan mengakibatkan kecocokan yang
buruk pada data validasi. Hal ini diilustrasikan pada Gambar 19.
Gambar 19. Ilustrasi cross-validasi (Russel, 1997)
Kedua kurva digunakan untuk mencocokkan titik- titik data. Kurva tegas adalah
polinomial order kecil. Kurva garis putus- putus merupakan polinomial order
tinggi. Kurva garis putus-putus mencocokkan data training secara lebih baik,
tetapi memperlihatkan kecocokan yang buruk jika dibandingkan dengan data
validasi.
38
Data training terdiri dari sampel training dari semua sumur, kecuali beberapa
sumur yang disembunyikan, data validasi terdiri dari sampel dari data sumur yang
disembunyikan. Pada proses Cross Validasi proses analisis diulang beberapa kali
untuk semua sumur setiap pengukuran meninggalkan sumur yang berbeda.
Validasi error total merupakan rata- rata rms error individual.
∑
Ev : validasi error total
evi : validasi error untuk sumur i
N : jumlah sumur
Validasi error untuk setiap jumlah atribut selalu lebih besar dari training error.
Hal ini disebabkan karena, memindahkan sebuah sumur dari set training akan
menurunkan hasil kemampuan prediksi. Perlu dicatat bahwa kurva validasi error
tidak menurun secara monoton. Pada kenyataannya, ia menunjukkan minimum
lokal di sekitar empat atribut, dan kemudian secara bertahap meningkat. Kita
menginterpretasikan ini berarti setiap penambahan atribut setelah yang keempat,
sistem akan over training.
Pada umumnya, jika kurva validasi error secara jelas menunjukkan paling
minimum, kita mengasumsikan jumlah atribut pada titik tersebut adalah optimum.
Jika kurva validasi error memperlihatkan minimum regional seperti pada
Gambar 24, atau memperlihatkan sekumpulan minimum lokal, kita memilih titik
dimana kurva berhenti menurun secara meyakinkan.
(19)
39
Gambar 20. Validasi error (Russel, 1997)
Plot yang sama seperti Gambar 19, kecuali validasi error total sekarang terlihat
sebagai kurva paling atas. Perlu dicatat bahwa setelah atribut kedua, atribut
lainnya menyumbang peningkatan kecil pada validasi error, dan pada
kenyataannya, secara bertahap menyebabkan peningkatan pada prediksi error
(Russel, 1997).
40
IV. METODOLOGI PENELITIAN
A. Lokasi dan Waktu Penelitian
Penelitian dilakukan di Pertamina EP Asset 5 fungsi eksploitasi, Jakarta Selatan
yang dilaksanakan pada tanggal 1 April 2016 sampai dengan 31 Mei 2016,dengan
mengambil judul “Analisis Reservoar MIGAS (Sandstone) menggunakan
Multiatribut Seismik pada Lapangan TG12, Cekungan Barito, Kalimantan
Selatan”. Berikut ini tabel pelaksanaan kegiatan selama penelitian :
Tabel 2. Pelaksanaan Kegiatan Penelitian
B. Perangkat
Perangkat yang digunakan dalam penelitian ini adalah Software Humpson Russel,
yang terdiri dari
1. Geoview, untuk penyimpanan data base
No Kegiatan April Mei
1. Studi literature
2. Pengambilan/Pengumpula
n data
3. Pengolahan data
4. Evaluasi hasil pengolahan
data
5. Penulisan laporan akhir
41
2. Well explorer, untuk penginputan data sumur
3. eLog, untuk melakukan well seismic tie
4. Strata, untuk melakukan picking horizon dan pembuatan peta struktur
5. Emerge, untuk melakukan proses multiatribut
C. Data Penelitian
Dalam penelitian ini menggunakan beberapa data utama dan data penunjang
lainnya, yang meliputi :
1. Data Seismik PSTM 3D
Data seismik yang digunakan dalam penelitian ini adalah seismik 3D PSTM (post
Stack Time Migration), dengan inline 2003- 2878 dan xline 10002-10961 dengan
sampling rate 2 ms.
Gambar 21. Penampang Seismik inline 2162
2. Data Sumur
Data sumur yang digunakan dalam penelitian sebanyak 4 sumur, yang meliputi
Sumur FM1, FM2, FM3, dan FM4. Pada tiap sumur dilengkapi dengan log
Lap X
42
Gamma Ray, P-Wave, RHOB, dan NPHI. Berikut kelengkapan log yang
diperlukan dalam proses pengolahannya :
Tabel 3. Kelengkapan data Log
No Sumur Log
Marker Checkshot
GR Pwave RHOB NPHI
1. FM1 v v v v v Ada (FM1)
3. FM2 v v v v v copy FM1
4. FM3 v v v v v copy FM1
5. FM4 v v v v v copy FM1
Gambar 22. Data Log sumur FM3
Dengan posisi sumur pada inline dan xline seismik, seperti di bawah ini
Tabel 4. Posisi Log pada seismik Well Name Units X Location Y Location Inline Xline CDP
FM1 m 311049.99 9762155.49 2144 10653 136012
FM2 m 311282.94 9762011.89 2145 10631 136950
FM3 m 315937.63 9769726.18 2505 10655 482574
FM4 m 311371.41 9762465.97 2162 10645 153284
Lap X Area Lapisan
Target
43
3. Geologi Regional
Data geologi regional digunakan untuk mengetahui gambaran geologi pada daerah
penelitian yaitu di Lapangan TG12, Formasi Tanjung, Cekungan Barito. Dalam
data geologi ini terdapat informasi tektonik, struktur dan stratigrafi regional dan
sistem hidrokarbon
4. Data Checkshot dan Marker
Data checkshot digunakan untuk mendapatkan hubungan antara waktu dan
kedalaman, yang akan dugunakan untuk proses well seismic tie, sedangkan
Marker merupakan suatu batas atas suatu formasi. Dalam data marker ini terdapat
data time dan measured depth (kedalaman terukur) sebagai informasi top dari
formasi tersebut terukur, yang digunakan sebagai patokan atau referensi untuk
melakukan picking horizon
D. Pengolahan Data
Dalam penelitian ini ada beberapa tahap pengolahan, yang dimulai dari well
seismic tie, picking, peta struktur, proses multiatribut, dan sliceI hasil multiatrbut.
Diagram alir seperti dibawah ini :
44
Mulai
Studi Literatur
Data Sumur (Checkshot,
Marker, log)
Data Sesimik 3D Post
Stack Migration
Log AI
Log Density Log P-Wave
Wavelet Konvolusi Koefisien
Refleksi
Well Seismic Tie
Seismogram
Sintetik
Korelasi
antara AI
dan Seismik
Tidak
Ya
nv
Picking
Multiatribut Peta Struktur Waktu
Peta Slicing
Analisis
Selesai
Gambar 23. Diagram Alir
45
1. Ekstrak Wavelet dan Well Seismic Tie
Well seismic tie adalah proses pengikatan data sumur dan data seismik, yang mana
data sumur berdomain kedalaman dalam meter dan data seismik berdomain waktu
dalam milisekon yang akan disamakan domainnya. Proses well seismic tie ini
bertujuan sebagai marker atau patokan untuk melakukan picking horizon.
Dalam well seismic tie perlu dilakukan pembuatan seismogram sintetik pada
masing-masing sumur. Seismogram sintetik adalah hasil konvolusi antara
koefisien refleksi dan wavelet. Untuk mendapatkan koefisien refleksi, maka
diperlukan nilai log Pwave dan Log Densitas.
Proses Ekstrak wavelet dapat dilakukan dengan beberapa metode, yaitu metode
statistical, ricker, bandpass dan use well. Dalam penelitian ini hanya melakukan
ekstrak wavelet ricker. Frekuensi yang digunakan dalam metode ricker adalah 20
Hz, karena melihat frekuensi dominan dari seismik. Jendela yang digunakan
dalam ekstrak ini adalah pada batas zona target yang bertujuan untuk
mendapatkan hasil yang mendekati sebenarnya. Kemudian wavelet yang telah di
ekstrak dikonvolusi dengan koefisein refleksi untuk mendapatkan seismogram
sintetik, yang terlebih dahulu dikonversikan dari domain kedalaman menjadi
domain waktu dengan bantuan checkshot. Dalam proses well seismic tie perlu
dilakukan shifting, squeezing dan stretching untuk memperoleh hasil korelasi
yang tinggi dan hasil well tie tergolong baik, jika nilai time shift mendekati 0 dan
nilai korelasi mendekati 1.
46
2. Picking Horizon
Picking horizon dilakukan dengan cara membuat garis kemenerusan pada
penampang seismik. Picking dilakukan dengan acuan hasil well seismic tie dan
marker. marker dalam picking horizon dalam penelitian ini adalah lapisan X.
3. Peta Struktur Waktu
Setelah melakukan picking horizon, maka tahap selanjutnya membuat peta
struktur waktu, yang bertujuan untuk melihat bagaimana struktur pada lapisan X
dalam domain waktu.
4. Proses Multiatribut
Dalam proses multiatribut menggunakan data seismik segy yang dijadikan sebagai
internal atribut bertujuan untuk memetakan persebaran sandstone dan shale
dengan menggunakan prediksi gamma ray, neutron porosity dan density. Dalam
pengolahan multiatribut ini menggunakan metode step wise regression. Kemudian
melakukan penginputan antara data sumur dan seismik pada setipa prediksi data
log, setelah itu dilakukan analisis multiatribut, untuk menentukan atribut mana
saja yang akan di pilih dalam prediksi log, maka di lakukan training terlebih
dahulu, dengan melihat training error dan validation error yang dijadikan dasar
pemilihan atribut yang digunakan.
5. Slice
Setelah diperoleh hasil volume pseudo multi atribut gamma ray, neutron porosity,
dan density maka dilakukan slice di area horizon dengan windows 10 ms yang
bertujuan untuk melihat persebaran lapisan sandstone dan shale secara lateral.
VI. KESIMPULAN DAN SARAN
A. Kesimpulan
Adapun kesimpulan yang diperoleh dari hasil penelitian ini sebagai berikut:
1. Zona target penelitian lapisan X dapat diketahui persebaran sandstone dengan
metode multiatribut menggunakan sebaran log gamma ray, log neutron
porosity dan log density
2. Persebaran reservoir lapisan sandstone diketahui nilai log gamma ray dengan
range 65-75.8API, neutron porosity berada range 0.15-0.2262 dan prediksi
density dengan range 2.4308-2.7gr/cc
3. Dari korelasi sumur uji menunjukkan hasil korelasi yang baik adalah prediksi
sebaran log neutron porosity dan log density karena memiliki korelasi 0.6322
dan 0,6557, sedangkan sebaran log gamma ray memiliki korelasi yang cukup
rendah yaitu 0.1647 terhadap hasil multiatribut.
B. Saran
1. Pemilihan operator length dan jumlah atribut sangat mempengaruhi hasil
multiatribut dari korelasi antara data seismic dan data log.
2. Untuk memetakan persebaran sandstone yang lebih baik lagi juga dapat
digunakan metode seismik inversi.
DAFTAR PUSTAKA
Abdullah, A. 2011. E-book Ensiklopedi Seismik.
Asparini, D. 2011. Penerapan Metode Stacking dalam Pemrosesan Sinyal Seismik
Laut di Perairan Barat Aceh. Bogor. IPB.
Barnes, A.E. 1999. Seismic attributes past, present, and future, SEG Technical
Program Expanded Abstracts 18, 892.
Bon, J., Fraser, T.H., Amris, W., Stewart, D.N., Abubakar, Z., dan Sosromihardjo,
S. 1996. A review of the exploration potential of the Paleocene Lower
Tanjung Formation in the South Barito Basin, Indonesian Petroleum
Association,Proceedings 25th Annual Convention. Jakarta. FA96-1.0-
027, pp. 1–11.
Bow Valley, 1992. Tanjung Raya area East KaIimantan technical evaluation,
Bow Valley (Asia) Ltd., Jakarta, 23 ps, unpublished.
Brown. 2002. Seismic Attributes for Reservoir Characterization. USA: Society of
Exploration Geophysicists.
Coffeen, J.A. 1986. Seismic Exploration Fundamentals Second Edition. Penn
Well Publishing Company . Tulsa, Oklahoma.
Draper dan Smith. 1966. Applied Regression Analysis. John Wiley and sons, Inc.
New York
Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger, Edisi-8.
Jakarta.
Haryono, A. 2010. Interpretasi Pola Sebaran Lapisan Batubara berdasarkan Data
Log Gamma Ray. Fisika Mulawarman, Vol.6 No.2.
Juanita, R. 2013. Gelombang Seismik. Juanita.blog.uns.ac.id.
Kingston, D.R., Dishroon, C.P., Williams, P.A., 1983. Hydrocarbon Plays and
Global Basin Classification. AAPG Bulletin 67 (12), 2194–2198.
Kusuma dan Darin. 1989. The Hydrocarbon Potential of The Lower Tanjung
Formation, Barito Basin, S.E. Kalimantan, Proceedings IPA Eighteenth
Annual Convention.
Koesoemadinata, R.P. 1978. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Jilid I Edisi kedua.
Bandung : Institut Teknologi Bandung.
Mason, A.D.M., Haebig, J.C., and McAdoo, R.L..1993. A fresh look at the North
Barito basin. Kalimantan : Proceedings of the IPA 22nd annu.conv., pp.
589-606.
Oktavinta, A. 2008. Dunia Seismik Blogspot. Blog Online.
Pertamina. 2016. Geology Finding and Review Cekungan Barito. Jakarta Selatan.
Pertamina dan Trend Energy Kalimantan. 1988. The Hydrocarbon Potential of the
Lower Tanjung Formation, Barito Basin, S.E. Kalimantan, Indonesia,
Joint Pertamina/Trend Barito Basin Study Group. Jakarta, unpublished.
Rachelyanna. 2015. Metode Seismik. Blog Online.
Ramdan, D. 2001. Seismic Interpretation, Workshop IPA – HMTG UGM.
Rotinsulu, dkk. 1993. The Hydrocarbon Generation and Traping Mechanism
Within the Northern Part of Barito Basin, South Kalimantan. Proceeding
of IPA Annu. and Conv. 22nd .
Russel, B., Hampson, D., Schuelke, J., dan Qurein, J. 1997. Multi-attribute
Seismic Analysis, The Leading Edge, Vol. 16, p. 1439-1443.
Satyana, A.H., 1995. Paleogene Unconformities in The Barito Basin, Southeast
Kalimantan. Indonesian Petroleum Association, Proceedings 24th Annual
Convention,Jakarta, Vol 1.1-230.
Satyana dan Silitonga. 1994. Tectonic Reversal in East Barito Basin, South
Kalimantan : Consideration of The Types of Inversion Structure and
Petroleum System Significance. Proceedings IPA Twenty Third Annual
Convention.
Schultz, P. S., Ronen, S., Hattori, M., dan Corbett, C. 1994. Seismic Guided
Estimation of Log Properties, The Leading Edge, Vol. 13, p. 305-315.
Sherrif, R. E. 1992. Reservoir Geophysics, Press Syndicate of The University of
Cambridge. USA
Sukmono, S. 1999. Interpretasi Seismik Refleksi, Geophysical Engineering.
Bandung Institute of Technology, Bandung.
Sukmono, S. 2001. Seismic Attributes For Reservoir Characterization. Jurusan
Teknik Geofisika Institut Teknologi Bandung. Bandung
Sukmono, S. 2002. Seismic Attributes for Reservoir Characterization.
Departement of Geophysical Engineering, FIKTM, Institut Teknologi
Bandung.
Sukmono, S., dan Abdullah, A. 2001. Karakterisasi Reservoar Seismik. Lab.
Geofisika Reservoar Departemen Teknik Geofisika, ITB, Bandung.
Sukmono, S. 2009. Advance Seismic Atribut Analysis. Laboratory of Reservoir
Geophysics: Bandung.
Veeken, P. C. H. 2007. Seismic Stratigraphy, Basin Analysis and Reservoir
Characterisation. Elsevier.
Widiatmo, M.R., Mardiana, U., Mohamad, F., dan Ginanjar, A. 2013. 3D Facies
Modeling of SS-44 Mixed Load Channel Reservoir, Karmila Field,
Sunda Basin, South East Sumatera: Proceeding Of Indonesian Petroleum
Association Thirty-Seventh, IPA13-SG-07).
Yilmaz, O. 1987. Seismic Data Processing. Tulsa: Society of Exploration
Geophysicist.