18

BAB III

DASAR TEORI

3.1 Dasar Seismik

3.1.1 Pendahuluan

Metode seismik adalah metode pemetaan struktur geologi bawah permukaan

dengan menggunakan energi gelombang akustik yang diinjeksikan ke dalam bumi dan

menganalisis hasil gelombang pantulnya (Wayne, 1991). Prinsip dasar metode

seismik adalah perambatan energi gelombang seismik yang ditimbulkan oleh sumber

getaran dari permukaan bumi ke dalam bumi atau formasi batuan, kemudian

dipantulkan oleh bidang ke permukaan oleh bidang pantul yang merupakan bidang

batas antara dua lapisan yang mempunyai kontras impedansi akustik ke permukaan

(Gambar 3.1).

Gambar 3.1 Proses Seismik Data(Sukmono, 2006)

19

3.1.2 Seismik Refleksi

Seismik refleksi merupakan salah satu metode geofisika yang digunakan untuk

mengetahui keadaan di bawah permukaan bumi. Metode ini menggunakan gelombang

akustik yang dihasilkan oleh sumber gelombang (dapat berupa dinamit, vibroseis,

palu, petasan, airgun, dll) dan direkam oleh penerima yang berupa geophone atau

hydrophone (Sukmono, 2006). Gelombang yang dihasilkan oleh sumber akan

merambat ke segala arah, termasuk kedalam bumi. Ketika gelombang yang merambat

ke dalam bumi menemui adanya batas lapisan yang memiliki perbedaan nilai

impedansi akustik, sebagian energi gelombang tersebut akan terpantulkan dan

sebagian lagi akan ditransmisikan / diteruskan ke dalam bumi. Kemudian gelombang

yang terpantulkan tersebut akan ditangkap oleh penerima yang berada di permukaan.

Besarnya energi gelombang yang dipantulkan dipengaruhi oleh besarnya reflection

coefficient (RC) pada batas lapisan tersebut yang dipengaruhi oleh kontrast impedansi

akustik.

3.1.3 Koefisien Refleksi dan Impedansi Akustik

Seperti yang dibahas pada bagian seismik refleksi, bahwa amplitude dari sebuah data

seismik merupakan besarnya jumlah energi yang terpantulkan ke permukaan bumi

dan direkam oleh receiver. Sedangkan besarnya energi yang terpantulkan tergantung

besarnya nilai koefisien refleksi (RC). Secara umum jejak seismik merupakan hasil

konvolusi antara wavelet sumber dengan RC dan ditambah dengan komponen bising.

Dimana : S(t) : trace seismik

W(t) : wavelet

RC(t) : koefisien refleksi / reflection coefficient

n(t) : noise

Besarnya nilai RC dipengaruhi oleh besarnya kontrast impedansi akustik / acoustic

impedance (AI). Sementara nilai AI merupakan hasil perkalian antara densitas (ρ) dan

kecepatan gelombang p (Vp).

20

Dimana : AI : acoustic impedance

ρ : densitas

Vp : kecepatan gelombang p

Dimana : RC : reflection coefficient

: acoustic impedance lapisan i

: acoustic impedance lapisan di atas lapisan i

AI merupakan parameter batuan yang dipengaruhi oleh litologi, porositas, kandungan

fluida, kedalaman, tekanan, dan suhu, sehingga AI dapat digunakan untuk identifikasi

parameter – parameter batuan yang mempengaruhinya. Sebagai contoh, AI dapat

digunakan untuk mengidentifikasikan kehadiran hidrokarbon dalam suatu batuan,

Karena nilai AI batuan yang mengandung hidrokarbon lebih rendah daripada ketika

batuan tersebut hanya mengandung air / brine. Namun AI tidak sensitif terhadap

saturasi gas, sehingga perlu melihat parameter lain yang dapat menunjukkan saturasi

gas pada batuan.

3.1.4 Polarity dan Wavelet (Phase)

Wavelet adalah semacam gelombang dengan durasi waktu (t) yang pendek yang

dihasilkan oleh suatu impuls (Sumitadireja, 2005). Dalam seismik, wavelet biasa

dikaitkan dengan source signature dan filter. Wavelet berdasarkan fasanya dapat

dibagi menjadi empat yaitu :

1. Wavelet fasa minimum (minimum phase), yaitu wavelet yang dimulai dari t = 0

dengan amplitudo maksimum terdapat pada bagian awalnya (Gambar 3.2).

2. Wavelet fasa maksimum (maximum phase), yaitu wavelet yang dimulai dari t = 0

dengan amplitudo maksimum terdapat di bagian akhir atau ‘ekor’ dari wavelet.

3. Wavelet fasa nol (zero phase), yaitu wavelet yang dimulai sebelum t = 0 dengan

amplitudo maksimum pada t = 0. Biasa digunakan untuk merancang filter lolos

pita (Gambar 3.2).

21

4. Wavelet fasa campuran (mixed phase), yaitu wavelet yang bukan merupakan

wavelet fasa minimum atau maksimum.

5. Wavelet fasa linear (linear phase), yaitu wavelet yang spektrum fasanya berupa

garis lurus.

Dalam seismik hanya dua wavelet yang sering dipergunakan yaitu wavelet fasa

minimum dan fasa nol.

Gambar 3.2 Wavelet fasa nol dan minimum (Sumitadireja, 2005)

Untuk mendeskripsikan refelksi sebagai suatu refleksi yang negatif atau

positif, lebis sering menggunakan polarity. SEG mendefinisikan normal polarity

sebagai berikut :

• Sinyal seismik positif menghasilkan tekanan akustik positif pada hydrophone

atau sebagai gerakan awal keatas pada geophone (Gambar 3.3).

• Sinyal positif seismik merekam sebagai nomor negatif pada suatu rekaman,

defleksi negatif pada monitor perekam dan sebagai trough (putih) di

penampang seismik (Gambar 3.3).

22

Dengan menggunakan sutau konversi oleh SEG, polaritas normal diharapkan

menampilkan :

• Batas refleksi yang muncul sebagai trough pada jalur seismik, jika Z2>Z1.

• Batas refleksi yang muncul sebagai peak pada jalur seismik, jika Z2<Z1.

Gambar 3.3 Contoh ideal dari bentuk normal dan reverse polarity dan minimum

phase (a) dan zero phase (b). (Sukmono, 1999)

3.1.5 Pengikatan Data Seismik dan Sumur (Well Seismic Tie)

Untuk meletakan horison seismik (skala waktu) pada posisi kedalaman

sebenarnya dan agar data seismik dapat dikorelasikan dengan data geologi lainnya

yang umumnya diplot dalam skala kedalaman, maka perlu dilakukan well seismic tie.

Banyak teknik yang dapat dilakukan dalam pengikatan ini, namun yang umum

dipakai adalah dengan memanfaatkan seismogram sintetik dari hasil survei kecepatan

dan Checkshot Survey. (Sukmono, 1999).

23

• Seismogram Sintetik

Seismogram sintetik dibuat dengan cara mengkonvolusi wavelet dengan

data koefisien refleksi. Wavelet yang digunakan sebaiknya mempunyai frekuensi

dan band width yang sama dengan penampang seismik. Data dari log sonik dan

log densitas digunakan untuk mendapatkan data koefisien refleksi.

Gelombang seismik akan dipantulkan pada setiap reflektor dan besar

gelombang yang dipantulkan akan proporsional dengan besar koefisien refleksi.

Seimogram sintetik final merupakan superposisi dari refleksi-refleksi semua

reflektor. Sintetik biasanya ditampilkan dalam format (polaritas, bentuk

gelombang) yang sama dengan rekaman seismik. Sintetik juga berguna untuk

mendiagnosa karakter refleksi dari setiap horison.

• Check Shot Survey

Pada survei check shot kecepatan diukur dalam lubang bor dengan sumber

gelombang di atas permukaan. Sumber gelombang yang digunakan sebaiknya

sama dengan yang dipakai dalam survei seismik. Posisi horison yang akan

dipetakan ditentukan dari data log dan dilakukan beberapa pengukuran pada

horison yang akan dipetakan tersebut. Waktu first break rata-rata untuk tiap

horison dilihat dari hasil pengukuran tersebut. Pada survei ini sebaiknya

dipastikan bahwa geofon menempel sempurna pada dinding lubang bor pada saat

dilakukan pengukuran.

Kegunaan dari survei check shot adalah untuk mendapatkan time-depth

curve yang lebih lanjut dapat dimanfaatkan untuk pengikatan data seismik dan

sumur, perhitungan kecepatan interval, kecepatan rata-rata dan koreksi data sonik

pada pembuatan seismogram sintetik.

24

3.2 Konsep Dasar Metode Wireline Logging

3.2.1 Tinjauan Umum Operasi Logging

Logging adalah suatu pengukuran atau pencatatan sifat-sifat parameter fisik

batuan di sekitar lubang bor secara tepat dan kontinu pada interval kedalaman

tertentu. Maksud dari logging adalah untuk mengukur parameter fisik sehingga dapat

diinterpretasi litologi penampang sumur, dan karakter reservoir (porositas,

permeabilitas, kejenuhan minyak dan lain-lain). Tujuannya adalah untuk menentukan

letak zona-zona porous yang mengandung hidrokarbon, memperkirakan besarnya

cadangan, mengetahui kondisi struktur dan stratigrafi bawah permukaan untuk

korelasi bawah permukaan.

3.2.2 Pengertian Log dan Jenis Log

Log adalah suatu grafik kedalaman waktu dari satu set data yang

menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah

sumur. Tersedianya alat komputer, maka saat ini sebuah log dapat merupakan

gabungan dari beberapa log

3.2.2.1. Log Permeable

Langkah awal yang dilakukan dalam evaluasi formasi adalah interpretasi

litologi sedimen klastik dan mengidentifikasi reservoir atau lapisan permeabel.

Dalam penelitian ini digunakan log Gamma Ray, log Resistivity, dan log Sonic. Dari

ketiga jenis log tersebut maka log Gamma Ray merupakan jenis log terbaik untuk

interpretasi litologi sedimen klastik dan mengidentifikasi reservoir atau lapisan

permeabel.

• Log Gamma Ray adalah log yang menunjukkan intensitas sinar radioaktif

peluruhan dari unsur uranium (U), thorium (Th) dan potasium (K)yang

dipancarkan oleh suatu lapisan batuan (Harsono, 1997). Kandungan radioaktif

terbesar terdapat di lapisan serpih dan yang paling sedikit terdapat di lapisan

batupasir, sehingga dari kurva log Gamma Ray ini dapat dibedakan antara

lapisan batupasir dan serpih. Secara kualitatif kandungan radioaktif besar akan

25

ditunjukkan oleh defleksi kurva ke kanan sedangkan untuk kandungan

radioaktif kecil akan ditunjukkan oleh defleksi kurva ke kiri.

• Log Resistivity merupakan salah satu jenis log listrik yang mengukur sifat

resistivitas/tahanan jenis dari lapisan. Prinsip dasarnya adalah kemampuan

batuan dalam menghantarkan arus listrik (Harsono, 1997). Lapisan yang

mengandung minyak, air tawar dan gas biasanya bersifat isolator, sedangkan

lapisan batuan yang mengandung air asin akan bersifat konduktor. Log

Resistivity lebih tepat digunakan untuk mengetahui kandungan fluida pada

suatu lapisan batuan.

• Sedangkan log sonic adalah log yang mengukur waktu tempuh gelombang

bunyi pada suatu jarak tertentu di dalam lapisan batuan. Keadaan ini

tergantung dari jenis dan besarnya porositas batuan beserta kandungan

fluidanya. Makin besar waktu tempuh gelombang maka harga porositas batuan

akan bertambah besar. Log sonic digunakan untukmembedakan antara lapisan

batuan yang porous atau tidak porous (Harsono, 1997).

3.3 Fault (Sesar) Sesar merupakan patahan/rekahan tunggal atau suatu zona pecahan pada kerak

bumi bersamaan dengan terjadinya pergerakan yang cukup besar, paralel dengan

rekahan atau zona pecahan. Suatu permukaan, sisi, atau dinding yang bergeser

melewati dinding lain akan mengakibatkan kerusakan dan bergesernya struktur batuan

yang sebelumnya menerus tepat pada sesar. Maka, sebuah sesar adalah bergesernya

struktur batuan yang disebabkan oleh massa batuan yang slip satu sama lain

disepanjang bidang atau zona rekahan.

3.3.1 Klasifikasi Sesar

Anderson (1951) di awal 1901 merupakan salah satu geologist pertama yang

menyadari bahwa sesar adalah retakan/patahan shear yang berkaitan dengan bidang

tegasan yang terbentuk di kerak bumi (Davis dan Reynolds, 1996). Bidang tegasan,

dibentuk oleh kekuatan tertentu, pada bagian tertentu di kerak dapat diwakili elipsoid

tegasan. Klasifikasi sesar menurut Anderson yaitu :

26

1. Sesar turun atau normal

Sesar dimana pegeseran kearah dip adalah dominan dan bagian hangingwall

bergerak relatif turun dibandingkan bagian footwall. Sesar normal merupakan

jenis sesar yang paling sering dijumpai pada kebanyakan cekungan (Gambar

3.4).

2. Sesar naik

Memiliki pergeseran dominan searah kemiringan dimana blok hangingwall

relatif bergeser kearah atas dibandingkan dengan blok footwall. Sesar naik

sudut rendah sering disebut sebagai sesar anjak untuk membedakan dengan

sesar naik sudut tinggi. (Gambar 3.4).

3. Sesar mendatar (strike-slip)

Sesar mendatar skala besar sering disebut sebagai wrench atau sesar

transkuren. Struktrur yang berasosiasi dengan sesar mendatar ini jauh lebih

bervariasi daripada yang berasosiasi dengan jenis sesar lainnya. Sesar

mendatar mempunyai pergeseran dominan searah jurus sesar. Sesar ini

umumnya mempunyai kemiringan terjal atau curam dan bila panjangnya lebih

dari satu kilometer maka sering melibatkan batuan dasar. Sering terjadi

lipatan, sesar normal, naik dan anjak berasosiasi dengan sesar mendatar ini

(Gambar 3.4).

27

Gambar 3.4 Klasifikasi sesar berdasarkan kedudukan arah tegasan utama (Anderson, 1951 op cit. Davis dan Reynolds, 1996)

28

3.4 Analisa Sekatan Sesar 3.4.1 Konsep Analisis Sekatan Sesar

Dalam analisis sekatan sesar, Penyekat dapat dianggap suatu selaput penyekat

atau penyekat hidrolik tergantung pada kecenderungan penyekat tersebut untuk

hancur atau rusak, dengan kata lain bocor (Watts, 1987 op.cit Yielding, 1997).

Kontrol dominan yang menyebabkan rusaknya selaput penyekat tersebut

adalah tekanan kapiler pada batuan yang tersesarkan Tekanan kapiler adalah tekanan

yang dibutuhkan suatu fluida (hidrokarbon) untuk masuk ke dalam interkoneksi pori

yang terbesar pada batuan yang menjadi penyekat tersebut. Selaput penyekat

diklasifikasikan sebagai batas dari lapisan yang memiliki leher pori yang sangat kecil

dan dapat dilewati hidrokarbon dibawah kondisi pressure biasanya. Pada saat tekanan

yang dibutuhkan untuk menerobos sekat harus melampaui batas ketahanan atau

kekuatan dari suatu batuan, maka sekat tersebut disebut penyekat hidraulik, dimana

tidak ada inter – koneksi ruang antar pori atau leher pori.

Terdapat beberapa mekanisme yang dapat menunjukkan bahwa suatu bidang

patahan dapat bertindak sebagai penyekat (Watts, 1987; Knipe, 1992 op. cit Yielding

et al., 1997), yaitu :

1. Juxtaposition (Posisi kesehadapan)

Batupasir sebagai reservoar berhadapan dengan litologi dengan permeabilitas

yang rendah (contoh: batulempung). Mekanisme ini dapat langsung dikenali dengan

cara memetakan posisi seluruh lapisan batuan, baik reservoar maupun non-reservoar,

di sepanjang permukaan bidang sesar.

29

Gambar 3.5 Litologi Juxtaposition (Knipe, 1997)

Gambar 3.6 Kenampakan litologi juxtaposition pada bidang patahan (Knipe, 1997)

30

2. Clay Smear

Masuknya batulempung atau serpih ke dalam bidang patahan dapat membuat

suatu patahan menjadi membrane seal, sehingga fluida memerlukan tekanan yang

tinggi untuk melewati patahan tersebut. Mekanisme ini secara kuantitatif dapat

ditentukan dengan metode-metode yang menggunakan atribut-atribut litologi pada

bidang patahan, yaitu :

a. Clay Smear Potential (CSP)

Bouvier et al. (1989) op cit. Yielding et al. (1997) menyatakan bahwa Clay

Smear Potential (CSP) ditetapkan untuk mewakili jumlah relatif dari

lempung yang melumuri bidang patahan, yang mana lempung tersebut

berasal dari salah satu lapisan batulempung atau serpih yang melewati titik

tempat dilakukannya perhitungan CSP pada permukaan bidang patahan.

Clay Smear Potential (CSP) dapat dinyatakan dengan :

(1) CSP semakin bertambah seiring dengan makin tebalnya lapisan

batulempung.

(2) CSP semakin bertambah seiring dengan banyaknya lapisan batulempung

yang melewati titik tempat dilakukannya perhitungan CSP pada permukaan

bidang patahan.

(3) Akan semakin berkurang seiring dengan semakin besarnya pergeseran

(throw) patahan.

Pernyataan-pernyataan diatas, oleh Fulljames dkk. (1996) op. cit

Yielding(1997), disederhanakan menjadi sebuah persamaan matematika

(Gambar 3.7 a).

b. Smear Factor (SF)

Menurut Yielding et al. (1997), CSP yang telah dinyatakan dalam persamaan

matematika di atas tidak dapat digunakan apabila jarak yang dimaksud

memiliki dimensi luas, sehingga Yielding et al. (1997) mengusulkan bahwa

perhitungan CSP dapat dianggap sebagai salah satu contoh dari perhitungan

31

smear factor yang umum (Gambar 3.7 b). Adapun persamaan Smear factor

yang dimaksud adalah :

c. Shale Smear Factor (SSF)

Lindsay et al. (1993) op cit. Yielding et al. (1997), mengusulkan shale smear

factor (SSF) untuk menentukan kemenerusan dari shale smear pada bidang

patahan dengan menggunakan persamaan (Gambar 3.7 c)

Ketiga persamaan (CSP, SF dan SSF) diatas hanya bergantung pada

ketebalan dan besarnya pergeseran dari lapisan impermeabel, tanpa

mempertimbangkan kemungkinan adanya lapisan semi-impermeabel.

Atribut Gouge Ratio

Gouge ratio adalah perkiraan perbandingan masuknya material halus yang

bersifat impermeabel (sebagai contoh : lempung) dari batuan samping ke

dalam bidang patahan terhadap kandungan lempung dari batuan samping

tersebut. Semakin batuan samping tergerus secara terus menerus, maka

proporsi lempung yang masuk kedalam patahan akan semakin besar, sehingga

tekanan kapiler yang dibutuhkan untuk menembusnya akan makin besar.

Yielding et al. (1997) membuat dua buah persamaan untuk menentukan atribut

ini, dan diberi nama metode Shale Gouge Ratio (SGR). Kedua metode tersebut

dinyatakan dalam persamaan matematika berturut-turut sebagai berikut :

32

Pada persamaan 1.), menghitung SGR pada suatu titik dengan melibatkan ketebalan

dari lapisan impermeabel yang berada pada interval pergeseran saja.

Sedangkan persamaan 2.), menghitung SGR dengan melibatkan seluruh lapisan yang

berada pada interval pergeseran, baik lapisan reservoar maupun lapisan non-

reservoar; dengan ∆Z merupakan ketebalan dari tiap-tiap lapisan dan Vcl (Volume

Clay) atau Vsh (Volume Shale) merupakan volume fraksi lempung pada tiap-tiap

lapisan (Gambar 3.7 d & e).

Nilai persentase SGR digunakan sebagai acuan dalam memperkirakan sifat

patahan. Semakin rendah nilai persentase SGR, maka kandungan lempung yang

terdapat dalam bidang patahan akan semakin kecil dimana kemungkinan patahan

bersifat bocor. Sebaliknya, semakin tinggi nilai persentase SGR, maka kandungan

lempung yang terdapat dalam bidang patahan akan semakin besar pula, kemungkinan

patahan akan bersifat sebagai perangkap. Yielding et al. (1997) memberikan batas

nilai persentase SGR yang dapat digunakan sebagai acuan dalam memperkirakan sifat

suatu patahan, nilai persentase SGR tersebut berkisar antara 20% - 40%, yang mana

apabila atribut SGR terukur menunjukkan persentase ≤ 20%, maka patahan

diperkirakan bersifat bocor atau tidak dapat sebagai perangkap. Sebaliknya, apabila

atribut SGR terukur menunjukkan persentase ≥ 40%, maka patahan diperkirakan

bersifat sebagai perangkap. Kisaran nilai persentase SGR ini dapat berubah

bergantung pada kondisi geologi daerah yang diteliti.

Dengan asumsi lapisan reservoir mengandung fraksi lempung dengan jumlah

yang sangat sedikit, maka dalam penelitian ini penulis menggunakan dua persamaan,

yaitu dari Lindsay (1993) dan persamaan pertama dari Yielding et al. (1997) untuk

menentukan nilai atribut Shale Smear Factor dan Shale Gouge Ratio.

33

Gambar 3.7 Beberapa persamaan yang dapat digunakan untuk menghitung : Smear

Factor ((a.) CSP, (b.) SF, (c.) SSF), dan Shale Gouge Ratio (d. dan e.) SGR

(Yielding et al., 1997)

3. Cataclasite

Butiran-butiran pasir yang hancur membentuk bidang hancuran yang tersusun

atas material yang lebih halus, sehingga fluida memerlukan tekanan yang tinggi untuk

melewati patahan tersebut.

b c a

ed

34

4. Diagenesis

Terjadi proses sementasi sepanjang bidang patahan yang awalnya bersifat

permeabel, yang mungkin dapat mengurangi dan bahkan menghilangkan seluruh

porositas batuan; pada akhirnya menghasilkan sekat hidrolik.