Ensiklopedia Seismik

Ensiklopedi Seismik Online

Saran, koreksi, komentar: [email protected] Page 0

http://ensiklopediseismik.blogspot.com/

Agus Abdullah, PhD

2007-2008

Disclaimer

Setiap material, baik tulisan, persamaan matematika dan gambar yang tertera pada e-book

ini ditujukan untuk keperluan pendidikan semata. Setiap tulisan, persamaan maupun

gambar yang diambil dari tempat lain diberikan keterangan autorisasi. Penulis berusaha

semaksimal mungkin untuk menghargai hak cipta dari hasil karya orang lain dan berupaya

untuk membaca dengan teliti mengenai perjanjian dan klausul hak cipta. Jika penulis

melakukan kekeliruan, dan pemilik hak cipta keberatan, penulis bersedia untuk mencabut

gambar, tulisan, maupun persamaan yang tertera dalam e-book ini. Karena e-book ini

ditujukan untuk keperluan pendidikan, penyalahgunaan selain untuk keperluan

pendidikan diluar tanggung jawab penulis.



Indeks 2D Seismic Marine Acquisition, 3

3D Seismic Acquisition QC, 10

Acoustic Impedance, 11

Aliasing, 12

Amplitudo, 13

Analisis Fasies Seismik, 14

Angle Mute, 21

Angle Stack, 22

Anisotropy, 23

Anomalous Amp. Noise Attenuation, 24

Aperture, 25

APF.VO, 25

Aproksimasi Aki Richards Fasier, 26

Aproksimasi Mobil, 26

Aproksimasi Shuey, 27

Aproksimasi Smith Gidlow, 29

Artificial Neural Network, 31

Atenuasi, 33

Atribut Seismik, 34

Auto Correlation, 36

AVA, 36

Bowtie, 39

Brute Stack, 39

BSR (Bottom Simulating Reflector), 40

CDP, 42

Coherence, 43

Continuous Wavelet Transform, 47

Controlled Beam Migration, 49

Convolution, 51

Cross Correlation, 52

Curvature, 53

Dekonvolusi, 55

Densitas Batuan, 57

Dephasing, 57

Deret - Transformasi Fourier, 58

Difraksi, 60

DMO, 60

Dog Leg, 62

Elastic Impedance, 63

Envelope, 63

Fasa Sesaat, 65

Feather, 66

Fermat's principle, 67

Filtering, 68

First Break, 69

Flow Pengolahan Data Seismik, 70

Frekuensi Gelombang Seismik, 71

Frekuensi Sesaat, 72

Fresnel Zone, 73

Gain, 74

Gelombang Prisma, 75

Groundroll, 75

High Order NMO, 77

Hilbert Transform dan Jejak Kompleks, 78

Hockey Stick, 79

Horizontal Seismic Profiling, 80

Huygens Principle, 80

Interval Velocity, 81

Inversi Maximum Likelihood, 82

Inversi Sparse Spike, 83

Kecepatan Gelombang P, 84

Kelly Bushing, TVD, dll..,85

Ketidakselarasan, 87

Lambda Mu Rho, 88

Love Wave, 90

Main Lobe Side Lobe, 91

Marine Geohazards Site Survey, 92

Matrix Toeplitz, 95

Migrasi, 95

Minimum Phase - Maximum Phase, 96



Mistie, 97

Multi Azimuth Seismic, 98

Multi Linear Regression, 99

Multi Taper Method (MTM), 99

Multiattribute Analysis, 101

Multiple, 105

Near - Far Offset, 106

NMO, 107

Noise dan Data Seismik, 109

Non Zero Apex, 111

Nyquist Frequency, 111

P-Wave, 112

Perigram, 113

Perigram x Cosinus Fasa, 114

Persamaan Faust, 115

Petroleum System, 118

Poisson Impedance, 124

Poisson’s Ratio, 126

Polaritas Normal – Reverse, 127

Preserve-Non Preserve Amplitude, 128

Prewhitening, 129

Remote Resistivity Mapping (R3M), 129

Reflection Strength, 133

Reflectivity, 134

Resolusi Seismik, 134

Reverse Time Migration (RTM), 136

Rich Azimuth Seismic (RAZ), 137

RMS Velocity, 138

Rocks Physics Analysis, 138

Seismic Inversion, 140

Seismic Record, 143

Seismic Reference Datum (SRD), 143

Seismic Trace, 145

Seismic Velocity, 146

Seismik Multikomponen, 147

Semblance dll.., 150

Shear Wave, 150

Shear Wave Splitting, 151

Slant Stack - Radon Transform, 153

Spectral Decomposition, 154

Spike, 155

SRME, 156

Stacking, 159

Static Correction, 159

Sweep Vibroseis, 160

Tau-P, 161

Teori Inversi Rekursif Reflektivitas, 163

Thinbed Reflectivity Inversion, 164

Transformasi Gabor, 165

True Amplitude Recovery (TAR), 167

Tuning Thickness, 170

TWT, 170

Velocity Analysis, 171

Velocity Sag, 174

Vertical Seismic Profiling (VSP), 175

Volume Assessment, 179

Vp/Vs, 180

Water Column Statics, 180

Wavelet, 183

Well Seismic Tie, 184

Wide Azimuth Seismic (WAZ), 189

Zero Crossing, 190

Zoeppritz Equation, 190



2D Seismic Marine Acquisition Akuisisi data seismik laut 2D dilakukan untuk memetakan struktur geologi di bawah laut

dengan menggunakan peralatan yang cukup rumit seperti: streamer, air gun, perlengkapan

navigasi dll.

Skema akuisisi marin 2D dapat dilihat pada gambar dibawah ini:

Dalam praktiknya akuisisi seismic marin terdiri atas beberapa komponen: kapal utama,

gun, streamer, GPS, kapal perintis dan kapal pengawal dan kadang-kadang perlengkapan

gravity (ditempatkan di dalam kapal) dan magnetik yang biasanya ditempatkan 240 meter

di belakang kapal utama (3 meter di dalam air).



Didalam kapal utama terdapat beberapa departemen: departemen perekaman (recording), navigasi, seismic processing, teknisi peralatan, ahli komputer, departemen yang bertanggung jawab atas keselamatan dan kesehatan kerja, departemen lingkungan, dokter, juru masak, dan kadang-kadang di lengkapi dengan departemen survey gravity dan magnetik, dll. Jumlah orang yang terlibat dalam keseluruhan operasi berjumlah sekitar 40 orang. Untuk menjaga hal-hal yang tidak diinginkan, selama operasi ini disertai pula dua buah kapal perintis (chase boat) yakni sekitar 2 mil di depan kapal utama. Selain bertanggung jawab membersihkan lintasan yang akan dilewati (membersihkan rumpon, perangkap ikan, dll) , kapal perintis bertugas untuk menghalau kapal-kapal yang dapat menghalagi operasi ini. Selain itu di belakang streamer, terdapat juga sebuah kapal pengawal.

Operasi akuisisi data seismik memakan waktu dari mulai beberapa minggu sampai beberapa bulan, tergantung pada 'kesehatan' perangkat yang digunakan, musim, arus laut, dll.

Mengingat mahalnya operasi data akuisisi (mencapai 150 ribu dollar per hari, dalam operasi 3D bisa mencapai 250 ribu dollar per hari!) maka Quality Control dari operasi ini harus betul-betul diperhatikan, seperti apakah semua hidrophon bekerja dengan baik, apakah air gun memiliki tekanan yang cukup, apakah streamer dan air gun berada pada kedalaman yang dikehendaki, apakah feather tidak terlalu besar, dll.



Beberapa parameter geofisika yang dipakai dalam akuisisi marin adalah sbb (contoh): Record length: 800ms Sample rate: 2ms Start of data: 50ms Low cut filter: 3 Hz/ 6dB Hi Cut filter: 250Hz @ 370dB / Octave Tape format: Demux SEGD rev 1, 8058 Polarity: first break is negative Shot point interval 25 m No of streamer: 1 Streamer length: 7500m Number of channels: 648 Group interval: 12.5 m Operating depth: 8 m +/- 1m Offset CSCNG (inline) 125m (center of source to center of near group) Array volume: 4140 cu inc Operating pressure: 2000 psi +/- 10% Array configuration: 3 strings (each string = 9 segments) Array separation: 15 m Source depth: 6m +/- 1m Center source to nav. mast: 185m

Gambar dibawah menunjukkan ruang kerja seismic recording, navigasi dan processing.



Serta stasiun perangkat kerasnya…

Streamer…yang dilengkapi dengan hydrophone, ADC (Analog to digital converter dan bird

yang berperan untuk mengatur posisi dan kedalaman streamer). Diameter streamer

sekitar 7 cm dengan panjangnya bisa mencapai 10km. Bagian hitam dari gambar ini

menunjukkan perangkat ADC.



Bird...mengatur kedalaman dan posisi streamer...

Air gun...dengan tekanan mencapai 2000psi...sangat berbahaya! bandingkan dengan ban

mobil anda yang ’hanya’ 30-an psi! Bagian kuning dan hitam (seperti roket) hanyalah untuk

pelampung. Bagian ’air gun’ adalah selinder logam yang menggantung padanya.

Saat perekaman berbagai aspek dimonitor secara dinamik. Seperti rekaman setiap shot,

apakah ada tras seismik yang mati?, penampang single channel dan signature sumber....



Kedalaman air gun....tekanan dll. Apakah ada loss compression ? Gambar di bawah

menunjukkan terdapat 3 array air gun dengan masing-masing array terdiri atas 9

kompartemen.

Level ambient noise….akibat arus laut, deru mesin kapal, baling-baling, dll. (merah

menunjukkan tinggi dan biru menunjukkan rendah)



Navigasi…bertugas untuk memastikan bahwa akuisisi data seismik berada pada lintasan

yang dikehendaki. Disamping itu mereka juga memberikan informasi tentang feather

akibat arus laut yang biasanya diterima dibawah 10° dan juga meminta kapten kapal

mengatur kecepatan kapal, yang biasanya dibawah 5 knot.

Dan lain..lain…sampai memperhatikan kelangsungan makhluk laut yang satu ini…

Kehadiran mereka dilaporkan oleh Marine Mammal Observer yang hadir selama akuisisi



seismik ...jika dilaporkan terdapat mamalia laut, tembakan air gun dihentikan untuk

sementara waktu, walaupun ribuan dollar melayang!

3D Seismic Acquisition QC Dibawah ini poin-poin tentang QC acquisition:

1. QC dilakukan pada spec yang diminta oleh client, sehingga yang ada diluar spec dibuang.

Disini perlu digarisbawahi juga pengertian QC adalah agar produk yang dihasilkan sesuai

dengan spec.

2. QC traces : QC ini terbagi menjadi empat bagian utama.

a) Deteksi trace yang mati,

b) Temukan Noisy trace,

c) Temukan Spiky trace,

d) Mencari trace yang lemah.

Algoritma RMS biasanya digunakan untuk mendeteksi trace tersebut dan ditampikan

dalam bentuk grafik x-y, dimana x adalah shotpoint, y adalah trace number.

3. QC Source. Dengan cara:

a) Lihat kedalaman tiap source, karena kedalaman source akan mempengaruhi spektrum

frekuensi.

b) Cek jarak horizontal antar sub-array (lihat pada akuisisi 3D seismik)

c) Cek airleak dan autofire (dengan bantuan software processing yang menampilkan tiap

gun)



d) Cek misfire (biasanya bisa dilakukan dengan LMO (linear move out) atau NTR (near

trace) plot

4. QC Navigasi. Dengan cara:

a) Cek LMO, SOL, EOL, apakah terdapat trace yang tidak rata peak pertama dengan trace

sekitarnya, jika terdapat trace yang tidak sama dalam waktu yang signifikan, mungkin

terdapat kekeliruan dalam file navigasi

b) Cek coverage, dengan cara membandingkan 3D cube dengan navigasi coverage.

Artikel ini kontribusi Anggara Rachmat, Schlumberger - Western Geco

Acoustic Impedance Acoustic Impedance atau Impedansi akustik didefinisikan sebagai kemampuan batuan

untuk melewatkan gelombang seismik yang melauinya. Secara fisis, Impedansi Akustik

merupakan produk perkalian antara kecepatan gelombang kompresi dengan densitas

batuan.

Semakin keras suatu batuan maka Impedansi akustiknya semakin besar pula, sebagai

contoh: batupasir yang sangat kompak memiliki Impedansi Akustik yang lebih tinggi

dibandingkan dengan batulempung.

Impedansi akustik biasanya dilambangkan dengan (Z).



Aliasing Adalah fenomena bergesernya frekuensi tinggi gelombang seismik menjadi lebih rendah

yang diakibatkan pemilihan interval sampling yang terlalu besar (kasar).

Gambar di bawah menunjukkan fenomena aliasing.

Perhatikan jika sampling interval = 2 mili detik atau 4 mili detik spektrum amplitudo

gelombang bersangkutan sekitar 80Hz. Akan tetapi jika sampling interval 16 mili detik

maka frekuensi menjadi bergeser lebih rendah yaitu sekitar 20Hz.



Sehingga dengan adanya penurunan frekuensi tinggi tersebut akan mengakibatkan

kontaminasi frekuensi tinggi terhadap data seismik diluar Nyquist. Untuk mengatasi hal ini

'high-cut' anti alias filter diterapkan di lapangan sebelum konversi analog ke digital.

Amplitudo, Peak, dll. Gambar dibawah menunjukkan komponen sebuah gelombang (tras seismik): amplitudo,

puncak, palung, zero crossing, tinggi dan panjang gelombang.

Perhatikan perbedaannya satu sama lain.

Sedangkan frekuensi = 1/panjang gelombang. Jadi, jika panjang gelombang = 0.05 detik,

maka frekuensi gelombang seimsik = 1/0.05 = 20Hz. Perlu disadari bahwa frekuensi

gelombang seismik real tidak bersifat monofrekuensi, artinya frekuensi yang

dikandungnya tidak satu, tetapi dalam rentang frekuensi tertentu. contoh kalkulasi

f=1/periode adalah untuk contoh gelombang monofrekuensi seperti yang tertera pada

gambar diatas.



Analisis Fasies Seismik Hidrokarbon (minyak dan gas) terdapat di dalam batuan sediment yang terbentuk dalam

berbagai lingkungan pengendapan seperti channel sungai, sistem delta, kipas bawah laut

(submarine fan), carbonate mound, dan reef. Batuan sedimen yang terbentuk pada

berbagai lingkungan pengendapan tersebut dikenal dengan benda geologi.

Gelombang seismik yang menembus dan terefleksikan kembali ke permukaan akan

memberikan gambaran bentuk eksternal dan tekstur internal dari benda-benda geologi

tersebut. Analisis bentuk eksternal dan tekstur internal benda geologi dari penampang

rekaman seismik dikenal dengan analisa fasies seismik atau seismic facies analysis.

Terdapat 8 jenis bentuk eksternal benda geologi: sheet, sheet drape, wedge, bank, lens,

mound, fan dan fill.

Batas Sekuen Seismik

Didalam analisis fasies seismik, batas dari benda-benda geologi diatas disebut dengan

reflection terminations. Pemetaan reflection terminations merupakan kunci didalam

analisis fasies seismik. Umumnya terminasi tesebut memiliki karakter refleksi yang kuat

(amplitudo refleksi yang cukup dominan). Terdapat dua jenis batas benda geologi: batas

atas dan batas bawah, selanjutnya istilah batas benda geologi tersebut dikenal dengan



batas sekuen seismik (sequence seismic boundary), mereka itu adalah: erosional

truncation dan top lap sebagai batas atas, onlap dan downlap sebagai batas bawah.

Batas atas sekuen seismik (a) erosional truncation, top lap, batas bawah (b) onlap dan

downlap.

Erosional Truncation atau dikenal dengan unconformity (ketidakselaraasan) diakibatkan

oleh peristiwa erosi karena terekspos ke permukaan.

Toplap diakibatkan karena tidak adanya peristiwa sedimentasi dan tidak ada peristiwa

erosi.

Onlap, pada lingkungan shelf (shelfal environment) disebabkan karena kenaikan muka air

laut relatif, pada lingkungan laut dalam akibat sedimentasi yang perlahan, dan pada

channel yang tererosi akibat low energy fill.

Downlap, diakibatkan oleh sedimentasi yang cukup intensif.

Prinsip tekstur seismik

Sebagimana yang disebutkan diawal analisis fasies seismik meliputi pembahasan tesktur

internal benda geologi.



Parallel: disebabkan oleh pengendapan sedimen dengan rate yang seragam (uniform rate),

atau pada paparan (shelf) dengan subsiden yang uniform atau sedimentasi pada stable

basin plain.

Subparallel: terbentuk pada zona pengisian, atau pada situasi yang terganggu oleh arus

laut.

Subparallel between parallel: terbentuk pada lingkungan tektonik yang stabil, atau

mungkin fluvial plain dengan endapan berbutir sedang.

Wavy parallel: terbentuk akibat lipatan kompresi dari lapisan parallel diatas permukaan

detachment atau diapir atau sheet drape dengan endapan berbutir halus.

Divergent: terbentuk akibat permukaan yang miring secara progresif selama proses

sedimentasi.

Chaotic: pengendapan dengan energi tinggi (mounding, cut and fill channel) atau deformasi

seteah proses sedimentasi (sesar, gerakan overpressure shale, dll.)

Reflection free: batuan beku, kubah garam, interior reef tunggal.

Local chaotic: slump (biasanya laut dalam) yang diakibatkan oleh gempabumi atau

ketidakstabilan gravitasi, pengendapan terjadi dengan cepat.



Tekstur yang terprogradasi

Sigmoid: tekstur ini dapat terbentuk dengan suplai sediment yang cukup, kenaikan muka

laut relatif cepat, rejim pengendapan energi rendah, seperti slope, umumnya sediment

butir halus.

Oblique tangential: suplai sediment yang cukup sampai besar, muka laut yang konstan

seperti delta, sediment butir kasar pada delta plain, channel dan bars.

Oblique parallel: oblique tangensial varian, sediment terpilah lebih baik.

Complex: lidah delta dengan energi tinggi dengan slope terprogradasi dalam energi rendah.

Shingled: terbentuk pada zona dangkal dengan energi rendah.

Hummocky: terbentuk pada daerah dangkal tipikal antar delta dengan energi sedang.



Tekstur Pengisian Channel

Onlap Fill: sedimentasi pada channel dengan energi relative rendah.

Mounded Onlap Fill: sedimentasi dengan energi tinggi. Setidaknya terdapat dua tahap

sedimentasi.

Divergent Fill: shale prone yang terkompaksi dengan sedimenatsi energi rendah, juga

sebagai tipikal tahap akhir dari pengisisan graben.

Prograded Fill: transport sediment dari ujung atau pada lengkungan channel.

Chaotic Fill: sedimenatsi pada channel dengan energi yang sangat tinggi.

Complex Fill: terdapat perubahan arah sedimentasi atau perubahan aliran air.

Tekstur Karbonat



Reflection free Mound: patch reef atau pinnacle reef; strata menunjukkan sedimen miring

yang lebih terkompaksi (mungkin shale).

Pinnacle with Velocity Pull-Up: patch reef atau pinnacle reef, dengan pertumbuhan

beberapa tahap (multi stage), mungkin cukup poros.

Bank-Edge with Velocity Sag: Shelf edge reef dengan porositas yang sangat bagus, sediment

penutupnya mungkin carbonate prone.

Bank-Edge Prograding Slope: shelf edge reef yang bertumpuk, tertutup oleh klastik,

mengalami perubahan suplai sediment.

Tekstur ‘Mounded’

Fan Complex: penampang lateral dari kipas (fan) yang dekat dengan sumber sediment

Volcanic Mound: margin konvergen pada tahap awal; pusat aktivitas rifting pada rift basin

Compound Fan Complex: superposisi dari berbagai kipas.

Migrating wave: diakibatkan oleh arus laut, laut dalam.



Tipe-tipe fasis seismik basin slope dan basin floor

Sheet-drape (low energy): seragam, pengendapan laut dalam yang tidak tergantung pada

relief dasar laut, litologi seragam, tidak ada pasir.

Slope Front Fill: kipas laut dalam, lempung dan silts (energi rendah)

Onlap-Fill (low energy): pengendapan dengan kontrol gravitasi (arus turbidit kecepatan

rendah)

Fan-Complex (high energy): diendapkan sebagai kipas, mound dan slump, meskipun energi

tinggi, mungkin masih mengandung batupasir sebagai reservoar .

Contourite (variable energy): biasanya sedimen butir halus, tidak menarik unutk

eksplortasi, bentuk tidak simetris, arus tak berarah.

Mounded Onlap-Fill (High Energy): fasies peralihan antara chaotic dan onlap fill, control

gravitasi, reflector tidak menerus, semakin menebal kearah topografi rendah yang

menandakan endapan energi tinggi.

Chaotic Fill (variable energy): mounded, terdapat pada topografi rendah, slump, creep dan



turbidit energi tinggi, komposisi material tergantung pada sumber biasanya sedikit pasir.

Referensi:

1. R.M. Mitchum Jr. and P.R. Vail (1977) Seismic stratigraphic interpretation

procedure. AAPG Memoir; Seismic Stratigraphy - Applications to Hydrocarbon

Exploration 26, 135–143.

2. R.M. Mitchum Jr., P.R. Vail, and J.B. Sangree (1977) Stratigraphic interpretation

of seismic reflection patterns in depositional sequences. AAPG Memoir;

Seismic Stratigraphy - Applications to Hydrocarbon Exploration 26, 117–133.

3. R.E. Sheriff (1975) Factors affecting seismic amplitudes. Geophysical

Prospecting 23, 125–138.

Angle Mute

Istilah angle mute digunakan untuk menjelaskan teknik pemotongan pada CDP gather

sebelum memproduksi angle stack.

Angle mute terdiri atas inner mute (batas kiri) dan outer mute (batas kanan). Berikut

ilustrasinya.



Gambar diatas menunjukkan angle mute sebelum memproduksi near angle stack dan far

angle stack. Untuk near angle stack batas kiri berwarna merah dan batas kanan berwarna

kuning. Sedangkan untuk far angle stack batas kiri berwarna kuning dan batas kanan

berwarna pink.

Batas merah dipakai untuk mereduksi efek multiple pada near offset, sedangkan warna

pink dipakai untuk mereduksi efek ‘stretching’ akibat koreksi NMO.

Angle Stack

Istilah angle stack dipakai untuk menjelaskan stacking tras-tras seismic pada sebagian

offset saja. Lihat item Near offset Far Offset pada blog ini. Near offset artinya low angle stack

dan far stack adalah high angle stack.

Biasanya low angle stack berukuran (5-15 derajat), middle angle stack (15-25 derajat) dan

high angle stack (25-35 derajat).

Studi angle stack kerap kali dipakai untuk menganalisis fenomena AVO. Berikut contohnya:

Courtesy Contreras A. et al., Geophysics, Vol. 71, 2006



Anisotropy

Seismic anisotropy adalah variasi kecepatan gelombang seismik terhadap arah. Adanya

perbedaan kecepatan gelombang terhadap arah ini diakibatkan oleh konfigurasi susunan

mineral, rekahan, pori-pori, lapisan atau konfigurasi kristal dari suatu material.

Gambar dibawah ini menunjukkan perbedaan antara material homogen isotropis (a)

dengan material anisotropis(b).

Bintang merah menunjukkan sumber gelombang seismik dan panah menunjukkan arah

pergerakan gelombang. Untuk material homogen isotropis, gelombang akan merambat

dengan kecepatan yang sama ke semua arah yang akan menghasilkan muka gelombang

lingkaran (bola), sedangkan pada material anisotropy akan menghasilkan muka gelombang

bukan lingkaran (bola).

Karakter muka gelombang pada material homogen anisotropis (a) dan material anisotropis

(b). Pada Gambar b terlihat bahwa sifat kecepatan material kearah X1 lebih cepat daripada

kearah X2. Koefiesien anisotropy didefiniskan sebagai rasio kecepatan X1 terhadap X2.

X1 X2



Anomalous Amplitude Noise Attenuation

Adalah teknologi pengolahan data seismik yang merupakan multi step flow (tahapan

prosesing bertingkat). AAA ditujukan untuk mengidentifikasi anomali amplitudo seismik

(dalam hal ini amplitudo noise) seperti spike noise, swell noise, trace yang bernoise, dll.

AAA merupakan filter yang diterapkan pada data didalam domain frekuensi baik dalam

CDP, shot maupun offset gather.

Gambar di atas adalah contoh aplikasi AAA didalam pengolahan data seismik. (A) adalah

CDP gather sebelum, (B) adalah setelah proses AAA dan (C) adalah perbedaan antara A dan

B. Perhatikan noise di dalam lingkaran hitam yang dapat dihilangkan dengan baik setelah

proses AAA.

Teknologi AAA merupakan salah satu portofolio pengolahan data seismik yang dimiliki oleh Western Geco.

Yang membedakan AAA dari (bandpass) filter adalah AAA bekerja pada frequency bands,

artinya sebelum data difilter, akan dipecah dulu ke dalam frequency band masing-masing.

Misalkan data kita memiliki jangkauan frekuensi 6-125 Hz dan akan dibagi menjadi 6

frequency band yang sama (misalnya), maka data kita akan dipecah menjadi 6-25, 26-45, 46-

65, 66-85, 86-105, dan 106-125 Hz. AAA kemudian akan diterapkan pada tiap-tiap frequency

band sesuai threshold yang telah ditentukan. Setelah difilter, keenam frequency band tersebut

digabungkan kembali untuk mendapatkan hasil output. [Befriko Murdianto , Chevron

Indonesia Company, 2008].



Aperture

Salah satu definisi dari aperture adalah bagian dari suatu data, seperti data seismik, data

log, dll., dimana sebuah fungsi diterapkan, fungsi yang dimaksud diantaranya windowing,

filter, dll.

Aperture waktu sebagai contoh digunakan untuk menjelaskan bagian data seismik untuk

rentang interval waktu tertentu (perhatikan gambar di bawah ini).

From Kou et al., The Leading Edge, 2007

APF.VO (Amplitude, Phase and Frequency versus Offset)

Merupakan pengembangan dari metoda AVO konvensional untuk menganalisa efek sifat

elastik batuan seperti kecepatan gelombang, fluida pori, litologi, dll. terhadap amplitudo,

fasa dan frekuensi sejalan dengan bertambahnya offset.

Publikasi terkait dengan masalah ini nampaknya sampai saat ini masih terbatas. Penelitian

APF.VO yang dilakukan oleh Mazzotti A [1991] menujukkan perubahan karakter plot

APF.VO untuk model lapisan batuan dengan kondisi fluida pori maupun litologi yang

berbeda yang menghasilkan pergeseran fasa gelombang maupun variasi amplitudo.

Pengetahuan tambahan adanya variasi fasa dan frekuensi terhadap offset sebagai efek dari

sifat elastik batuan tentunya akan membantu interpretasi teknik AVO konvensional.



Aproksimasi Aki, Richards dan Fasier

Persamaan Zoeppritz (lihat persamaan (4) pada subject Persamaan Zoeppritz )

menunjukkan kepada kita hubungan antara amplitudo sebagai fungsi dari sudut, tetapi

tidak menunjukkan hubungannya dengan karakteristik fisis.

Aki, Richards dan Fasier mencoba untuk menformulasikan berdasarkan parameter

densitas, kecepatan gelombang P, dan kecepatan gelombang S :

Aproksimasi Mobil

Persamaan Aproksimasi Aki, Richards dan Fasier menunjukan amplitudo sebagai fungsi

dari parameter fisis.

Padahal pada penampang seismik, kita mengukur amplitudo sebagai fungsi koefisien

refleksi. Gelfand et al. pada tahun 1986 menyusun kembali persamaan Aproksimasi Aki,

Richards dan Fasier dengan mengasumsikan γ=α/β mendekati 2 :

Untuk mendapatkan Aproksimasi Gelfand, kita tentukan γ=α/β dan mengabaikan suku ketiga, sehingga diperoleh :



Perhatikan bahwa pada persamaan (2), kita peroleh :

dan

Kemudian persamaan (2) dapat ditulis ulang :

Aproksimasi Shuey

Pada tahun 1985 Shuey mempublikasikan persamaan Zoeppritz sebagai fungsi dari α, ρ,

dan σ (poisson’a ratio):

Hilterman menyederhakan Persamaan Shuey, dengan mengasumsikan:

Pertama, hanya digunakan dua suku pertama pada persamaan Shuey jika:

Kedua, σ=1/3, yang berarti A0=-1 .



Sehingga diperoleh :

dengan penyederhanaan lebih lanjut :

Persamaan (2) dan (3) menunjukkan respon AVO didominasi oleh pada sudut kecil dan oleh pada

sudut besar. Alternatifnya, persamaan (2) diatas ditulis ulang menjadi :

Persamaan diatas mengekspresikan bahwa dengan estimasi R0 dan G, perubahan poisson’s

ratio dapat diestimasi sebagai persamaan :



Gambar (a) menunjukkan perbandingan hasil yang diperoleh untuk model geologi sederhana pada batas atas dan bawah dengan menggunakan kalkulasi Zoeppritz dan aproksimasi-aproksimasi diatas. Gambar (b) menunjukkan distribusi kesalahan pada lapisan atas (kurva bawah, jika koefisien refleksi negatif) pada Gambar (a) Perhatikan bahwa semua kecocokan bernilai 2% untuk sudut diatas 20°. Aproksimasi Gelfand sangat baik pada 35°. , dan Aproksimasi Shuey pada semua sudut.

Aproksimasi Smith Gidlow

Smith dan Gidlow menyusun kembali persamaan Aproksimasi Aki, Richards dan Fasier

menjadi :

Selanjutnya, untuk menghilangkan kebergantungan terhadap densitas, dengan

menggunakan Persamaan Gardner :



yang dapat diturunkan menjadi :

Dengan mensubstitutsikan persamaan (3) ke persamaan (1), kita dapat mengekspresikan

kembali Persamaan Aki & Richard sebagai berikut :

Dimana

Selanjutnya Aki & Richard mendefinisikan ‘pseudo poisson’s ratio’ dengan persamaan

berikut :

Menurut Castagna, kecepatan gelombang P sebagai fungsi dari gelombang S :

Jika persamaan (7) diturunkan maka diperoleh :

Persamaan (8) dapat ditulis ulang menjadi :

Persamaan (9) sesuai untuk kasus ‘wet non-productive reservoir’, untuk menganalisis

anomali reservoir, kita dapat mendefinisikan ‘fluid factor’ error dari persamaan tersebut :

Dengan kata lain, jika ΔF=0 maka reservoir adalah tidak prospektif tetapi jika ΔF >0 maka

reservoir adalah prospektif.



Artificial Neural Network

Artificial Neural Network (ANN) atau jaringan syaraf tiruan adalah jaringan dari

sekelompok unit pemroses kecil yang dimodelkan berdasarkan perilaku jaringan syaraf

manusia (Wikipedia).

Algoritma ANN lahir dari gagasan seorang psikolog Warren McCulloch dan Walter Pitts

pada 1943 yang menjelaskan cara kerja jaringan syaraf dengan perangkat jaringan

elektronik.

Didalam dunia seismik eksplorasi, algoritma ANN sudah cukup populer diaplikasikan,

diantaranya untuk identifikasi noise, estimasi wavelet, analisa kecepatan, analisis

gelombang geser, autotracking reflector, prediksi hidrokarbon, karakterisasi reservoir, dll.

Konfigurasi sederhana algoritma ANN dapat dijelaskan pada gambar dibawah ini:

Courtesy Hampson Russell

Dari gambar di atas terlihat bahwa, prinsip dasar ANN adalah sejumlah parameter sebagai

masukan (input layer) diproses sedemikian rupa didalam hidden layer (perkalian,

penjumlahan, pembagian, dll.), lalu diproses lagi didalam output layer untuk menghasilkan

sebuah output.




Gambar diatas menunjukkan contoh penerapan ANN untuk data seismik, katakanlah kita

memiliki beberapa input seperti impedance (x1), reflection strength (x2), instantaneous

frequency (x3),… dll . yang akan digunakan untuk memprediksi porositas reservoir sebagai

output. Maka secara sederhana porositas reservoir akan didapatkan dengan mengkalikan

setiap sampel data input dengan suatu pembobotan (weight) lalu dijumlahkan, lalu hasil

penjumlahan tersebut menjadi input untuk fungsi aktivasi untuk menghasilkan parameter

porositas.

Fungsi aktivasi tersebut dapat berupa sigmoid function ataupun hyperbolic tangent

function (perhatikan keterangan dibawah ini).




Tentu kita menginginkan agar nilai porositas yang diprediksi semirip mungkin dengan nilai

porositas yang sesungguhnya, dengan kata lain kita harus memiliki nilai selisih (baca error)

antara nilai prediksi dengan nilai sesungguhnya yang sekecil mungkin, untuk tujuan ini

didalam algoritma ANN di atas, kita harus melakukan updating nilai weight untuk masing-

masing input.

Atenuasi

Atenuasi dilambangkan dengan Q, dimana 1/Q adalah fraksi dari energi gelombang yang

hilang setiap cycle saat gelombang tersebut merambat. Sehingga ‘Q rendah’ berarti lebih

teratenuasi dan ‘Q tinggi’ berarti sedikit teratenuasi.

Umumnya, didalam aplikasi seismik eksplorasi, besaran Q diprediksi untuk memberikan

kompensasi terhadap amplitudo gelombang seismik yang hilang dalam perambatannya.

Didalam mendeterminasi besaran Q, terdapat beberapa macam metoda. Metoda yang

cukup sering digunakan di dalam industri migas adalah metoda rasio spektral, yakni Q

merupakan slope (kemiringan) rasio natural logaritmik (ln) spektral ’gelombang dalam’

dengan ’gelombang dangkal’ (perhatikan gambar di atas).



Akhir-akhir ini analisis Q mulai dilirik sebagai metoda yang cukup jitu didalam

karakterisasi reservoar. Hal ini dilakukan karena Q lebih sensitif terhadap kehadiran gas

maupun temperatur daripada sifat kecepatan gelombang seismik.

Contoh dibawah adalah Analisis Q untuk kasus monitoring zona minyak dan gas serta

monitoring injeksi karbon dioksida. Apakah anda melihat bahwa gelombang lebih

teratenuasi (Q rendah) di sekitar antiklin sebagai perangkap gas?

Courtesy Clark R., University of Leeds, School of Earth & Environment

Atribut Seismik

Atribut seismik atau Seismik Attribute adalah segala informasi yang diperoleh dari data

seismik baik melalui pengukuran langsung, komputasi maupun pengalaman.

Mengapa seismik attribute perlu dalam explorasi?

Seismik attribute diperlukan untuk ’memperjelas’ anomali yang tidak terlihat secara kasat

mata pada data seismik biasa.


Saran, koreksi, komentar: [email protected]

Secara analitik sebuah signal seismik dapat dituliskan sbb:

u(t) = x(t) + i y(t)

dimana x(t) adalah data seismik itu sendiri (data yang biasa anda gunakan untuk

interpretasi geologi). Sedangkan

digeser 90 derajat.

u(t) dapat diperoleh dengan menggunakan tranformasi Hilbert pada data seismik, dimana

komponen realnya adalah data seismik itu sendiri dan quadratur

komponen imaginer.

Terdapat beberapa macam seismik attribute: Instantaneous E

Instantaneous Frequency, Amplitude Weighted Frequency, Cosine Instantaneous Phase,

Integrate, Y-Coordinate, Integrated Absolute Amplitude,


[email protected]

Secara analitik sebuah signal seismik dapat dituliskan sbb:

(t) adalah data seismik itu sendiri (data yang biasa anda gunakan untuk

interpretasi geologi). Sedangkan y(t) adalah quadraturenya, yakni fasa gelombang

(t) dapat diperoleh dengan menggunakan tranformasi Hilbert pada data seismik, dimana

komponen realnya adalah data seismik itu sendiri dan quadratur-nya merupakan

Courtesy Taner [1979]

erapa macam seismik attribute: Instantaneous Energy (Envelope),

Amplitude Weighted Frequency, Cosine Instantaneous Phase,

, Integrated Absolute Amplitude, dll.

Page 35

(t) adalah data seismik itu sendiri (data yang biasa anda gunakan untuk

(t) adalah quadraturenya, yakni fasa gelombang x(t)

(t) dapat diperoleh dengan menggunakan tranformasi Hilbert pada data seismik, dimana

nya merupakan

nvelope),

Amplitude Weighted Frequency, Cosine Instantaneous Phase,



Auto-Korelasi

Adalah korelasi sebuah vektor dengan dirinya sendiri. Contoh proses perhitungan lihat

Cross Korelasi.

Auto-Korelasi fungsi a =[1, 2, 3] akan menghasilkan 3, 8, 14, 8, 3

AVA (Amplitude versus Angle)

Adalah perilaku besarnya kecilnya amplitudo gelombang seismik dengan sudut datang

tertentu jika melewati batas medium dengan densitas, kecepatan gelombang kompresi (P)

dan kecepatan gelombang geser (S) yang berbeda. Gambar dibawah ini adalah perilaku

amplitudo gelombang seismik terhadap sudut datang dengan menggunakan tiga

persamaan amplitudo sebagai fungsi dari ketiga sifat fisis diatas (densitas, kecepatan

gelombang kompresi dan kecepatan gelombang geser) .

Persamaan Aki and Richards [1980], Shuey [1985] dan Bortfeld [1961] merupakan

pendekatan terhadap persamaan Zoeppritz untuk amplitudo gelompang refleksi sebagai

fungsi dari sudut datang.



Berbagai pendekatan tersebut dilakukan karena persamaan Zoeppritz tidak memberikan

pemahaman langsung bagaimana amplitudo gelombang seismik refleksi sebagai fungsi dari

sifat fisis medium.

Berikut adalah persamaan Aki and Richards [1980] dan Shuey [1985]:

Pendekatan Aki and Richards [1980]:

Dimana,

Pendekatan Shuey [1985]

Dimana,



Persamaan Zoeppritz dapat diaproksimasi sbb [Hampson & Russell]

dimana,



Bowtie

Bowtie adalah reflektor semu yang diakibatkan oleh gelombang seismik yang terdifraksi.

Struktur sinklin atau lembah dasar laut yang cukup ‘sempit’ sering kali menyebabkan efek

dasi ’bowtie’.

Rekaman seismik dibawah ini menunjukkan fenomena bowtie.

Garis pink putus-putus adalah reflektor dasar laut yang ’seharusnya’, sedangkan reflektor

biru dan merah (di dalam lingkaran biru) yang menyerupai bentuk dasi bowtie adalah

akibat difraksi. Efek ini dapat dihilangkan dengan melakukan proses migrasi.

Brute Stack

Adalah penampang seismik yang diperoleh dari stacking CMP (Common Mid Point)

sebelum NMO (Normal Move Out) akhir maupun koreksi statik diterapkan.

Tujuan ditampilkannya brute stack adalah untuk quick look sejauh mana kualiatas data

seismik yang baru diperoleh dari sebuah akuisisi, atau sekedar mendapatkan gambaran

awal kondisi bawah permukaan.



Dibawah ini adalah contoh penampang brute stack.

Courtesy PGS

BSR (Bottom Simulating Reflector)

Adalah anomali amplitudo yang disebabkan oleh kehadiran gas hidrat di bawah

permukaan bumi.

Karakter BSR bisanya ditunjukkan dengan amplitudo yang tinggi (cukup kontras) yang

memotong struktur geologi (discordance).

Akibat kehadiran gas hidrat maka BSR akan menghasilkan response AVO (Amplitude

versus Offset). Jika dibawah BSR terdapat gas bebas, maka akan terjadi anomali kecepatan

gelombang seismik dari tinggi menjadi rendah.

Untuk lebih jelasnya perhatikan gambar dibawah ini.

(a) BSR ditunjukkan dengan refleksi yang kuat yang memotong struktur geologi.



Courtesy Yan et al., Journal of Geophysical Research , vol 104, 1999

(b) Respons AVO pada BSR, perhatikan amplitudo meningkat sejalan dengan

bertambahnya offset.

Courtesy Yan et al., Journal of Geophysical Research , vol 104, 1999



CDP (Common Depth Point)

CDP (Common Depth Point) adalah istilah dalam pengambilan data seismik untuk

konfigurasi sumber-penerima dimana terdapat satu titik tetap dibawah permukaan bumi.

Untuk kasus reflektor horisontal (tidak miring) CDP kadang-dagang dikenal juga dengan

CMP (Common Mid Point).



Selain CDP dikenal juga CR (Common Receiver) untuk konfigurasi beberapa sumber satu

penerima, CS (Common Shoot) untuk konfigurasi satu sumber beberapa penerima dan

Common Offset untuk konfigurasi sumber penerima dengan jarak (offset) yang sama.

Untuk lebih jelasnya perhatikan gambar diatas serta masing-masing respon seismiknya

(gambar dibawah).

Coherence

Coherence adalah salah satu atribut seismik yang menampilkan kemiripan satu tras

seimsik dengan tras yang lainnya. Tras-tras seismik yang mirip akan dipetakan dengan

koefisien coherence yang tinggi sedangkan ketidakmenerusan akan terpetakan dengan

koefisien coherence yang rendah.

Sebuah zona yang tersesarkan akan menghasilkan ketidakmenerusan yang tajam dengan demikian akan menghasilkan koefisien coherence yang rendah disepanjang bidang sesar tersebut.



Dalam eksplorasi, atribut coherence digunakan untuk mempertajan kehadiran struktur sesar, perangkap stratigrafi, delta, channel, reef dll.

Atribut coherence diestimasi berdasarkan kros korelasi tras-tras seimsik yang selanjutnya sembalance dan algoritma dekomposisi eigen structure diterapkan.

Dalam praktiknya, attribut coherence sering kali ditampilkan bersamaan (overlay) dengan attribut yang lain (amplitudo, akustik impedance, dll.)

Perhatikan gambar di bawah, coherence yang mempertajam kehadiran sesar dan kekar NW-SE (b) yang kurang terlihat pada peta amplitudo (a). Gambar (c) adalah coherence di-overlay dengan amplitudo.

Courtesy Chopra, CSEG, 2001



Perhatikan batas reef pada gambar dibawah ini yang ditunjukkan secara lebih tajam oleh coherence (bawah) dibandingkan oleh amplitudo (atas).




Demikian juga dengan overlay coherence dengan impedansi akustik yang melokalisir batas-batas batupasir dalam sistem channel.




Continuous Wavelet Transform

Adalah metoda dekomposisi waktu-frekuensi (time-frequency decomposition) yang dikenal

juga dengan dekomposisi spectral (lihat subject dekomposisi spectral pada blog ini) yang

ditujukan untuk mengkarakterisasi respon seismik pada frekuensi tertentu.

Ide dasar dari metoda ini adalah dilakukannya FFT (Fast Fourier Transform) dari setiap

window waktu secara menerus (continuous) sehingga diperoleh gambaran kisaran

frekuensi pada zona target (reservoar).

Gambar dibawah ini adalah contoh penerapan CWT pada salah satu trace seismik sintetik:

Courtesy Satish Sinha, et al.

Gambar atas sebelah kiri adalah trace seismik sintetik sedangkan gambar sebelah kanan

adalah hasil CWT dengan menggunakan persamaan (1). Perhatikan bahwa CWT

ditampilkan dalam kawasan waktu terhadap frekuensi. Waktu tersebut adalah waktu TWT



(Two Way Travel Time) dari penampang seismik itu sendiri.

Lalu dengan menganalisis gambar CWT, katakanlah target reservoar anda berapa pada

kisaran 0.9 detik, maka anda akan mendapatkan gambaran frekuensi dominan dari target

anda, katakanlah 32Hz. Lalu dengan menggunakan persamaan (2), penampang CWT di-

inversi kembali untuk mendapatkan penampang seismik pada frekuensi 32Hz, yang

harapannya dapat meng-emphasize target reservoar anda. Lihat subject dekomposisi

spectral pada blog ini yang menujukkan hasil dari aplikasi metoda CWT terhadap data real.

Gambar dan persamaan diatas courtesy: Satish Sinha, School of Geology and Geophysics,

University of Oklahoma, Norman, OK 73019 USA, Partha Routh Department of Geosciences,

Boise State University, Boise, ID 83725 USA, Phil Anno Seismic Imaging and Prediction,

ConocoPhillips, Houston, TX 77252 USA, John Castagna, School of Geology and Geophysics,

University of Oklahoma, Norman, OK 73019 USA, Spectral Decomposition of Seismic Data

with Continuous Wavelet Transform, 2005.



Controlled Beam Migration

Sebelum mempelajari konsep CBM, marilah kita tengok terlebih dahulu konsep migrasi

yang cukup populer di industri migas, yakni migrasi Kirchhoff.

Courtesy Vinje et al., Firstbreak, Sep. 2008

Konsep migrasi Kirchhoff terlihat paga Gambar (a) di atas, dimana setiap sampel data

seismik pada common offset gather dengan domain t-x (waktu-offset) dipetakan

disepanjang ‘isochrone’. Isochrone adalah garis/bidang semu dimana jumlah total waktu

tempuh ke sumber (ts) dan ke penerima (tr) sama dengan waktu tempuh sampel yang

dipetakan.



Untuk memperoleh nilai tp dan ts, langkah pertama yang harus dilakukan adalah

melakukan ray-tracing pada model kecepatan tertentu. Proses diatas dilakukan untuk

semua sampel waktu pada setiap trace seismik, kemudian amplitudonya dijumlahkan

untuk setiap kedalaman.

Mirip dengan migrasi Kirchhoff, Konsep CBM dilakukan pada common offset gather akan

tetapi pada domain Tau-P. Transformasi t-x mejadi tau-P, adalah memetakan data pada

domain midpoint Xm menjadi domain ray-parameter Pm.

Pada Gambar (b) di atas, terlihat bahwa konsep CBM adalah dengan melakukan pemetaan

kembali untuk sampel data pada setiap trace pada daerah yang biru (kanan), dimana

jumlah total waktunya sama dengan ts+tr dan jumlah total parameter sinarnya sama

dengan Ps+Pr. Pada metoda CBM, konsep ray-tracing nya dilakukan untuk semua

kemungkinan jejak sinar.

Gambar dibawah ini menunjukkah perbandingan hasil migrasi metoda Kirchoff (kiri)

dengan metoda CBM (kanan), menakjubkan?

Courtesy Vinje et al., Firstbreak, Sep. 2008

Referensi:

Vinje et al., 2008, Controlled beam migration: a versatile structural imaging tool, first break

volume 26, EAGE.



Convolution

Secara umum konvolusi didefinisikan sebagai cara untuk mengkombinasikan dua buah

deret angka yang menghasilkan deret angka yang ketiga. Didalam dunia seismik deret-

deret angka tersebut adalah wavelet sumber gelombang, reflektivitas bumi dan rekaman

seismik.

Secara matematis, konvolusi adalah integral yang mencerminkan jumlah lingkupan dari

sebuah fungsi a yang digeser atas fungsi b sehingga menghasilkan fungsi c. Konvolusi

dilambangkan dengan asterisk ( *).

Sehingga, a*b = c berarti fungsi a dikonvolusikan dengan fungsi b menghasilkan fungsi c.

Konvolusi dari dua fungsi a dan fungsi b dalan rentang terbatas [0, t] diberikan oleh:

Contoh:

a = [1, 2, 3] dan b = [4,5,6] maka a*b :

Sehingga a*b adalah [4,13,28,27,18]



Dari contoh diatas terlihat bahwa jumlah elemen c adalah jumlah elemen a ditambah

jumlah elemen b dikurangi 1 (3+3-1 = 5).

Konvolusi dikawasan waktu (time domain) ekuivalen dengan perkalian dikawasan

frekuensi dan sebaliknya konvolusi dikawasan frekuensi ekuivalen dengan perkalian

dikawasan waktu [Bracewell, 1965]

Cross Correlation Secara matematis Cross-Korelasi dituliskan sebagai:

Dimana a dan b memiliki panjang N dengan (N>1).

Jika panjang salah satu data tidak sama maka bagian yang kosong dari data yang pendek di-

nol kan sampai panjangnya sama.

m=1, ..., 2N-1. dan b* adalah conjugate dari b.

Contoh Cross Korelasi fungsi a = [1, 2, 3] dan b =[4, 5, 6]:

Sehingga untuk cross korelasi antara fungsi a dan b diperoleh: 12, 23, 32, 17, 6.



Curvature

Curvature adalah kebalikan jari-jari sebuah lingkaran yang menyentuh sebuah bidang atau

garis.

Semakin melengkung sebuah garis semakin besar nilai curvature dan sebaliknya.

Sebuah garis yang datar memiliki curvature nol, jika melengkung ke arah yang sebaliknya

maka curvatur akan bernilai negatif.

Didalam geologi, struktur sinklin akan memiliki curvature positif dan struktur antiklin

memiliki curvature negatif.

Didalam eksplorasi migas, curvature memiliki peranan penting untuk meng-highlight

keberadaan atau orientasi rekahan (fracture), sesar, identifikasi batas channel, dll.

Terdapat beberapa jenis curvature: Mean curvature, Gaussian curvature, Dip curvature,

strike curvature, shape-index, most-positive curvature, most-negative curvature.

Mean curvature: rata-rata curvature minimum dan curvature maksimum dan biasanya

didominasi oleh curvature maksimum.

Gaussian curvature: produk dari minimum curvature dan maksimum curvature.

Dip curvature: curvature yang diekstrak sepanjang arah dip (kemiringan struktur).

Strike curvature: curvature yang diekstrak sepanjang arah strike.

Shape-index: bentuk permukaan lokal, dengan biru menunjukkan mangkuk, lembah



dengan cyan, saddle dengan hijau, ridge dengan kuning dan dome dengan merah.

Most-positive curvature: curvature dengan nilai positif tertinggi yang akan memperjelas

struktur antiklin dan domal.

Most-negative curvature: curvature dengan nilai negatif tertinggi yang akan memperjelas

struktur sinklin dan bowl.

Courtesy Chopra and Marfurt CSEG, 2006

Gambar di atas menunjukkan aplikasi curvature untuk mempertajam keberadaan channel

dan interpretasi fracture. (a) time slice (b) most-positive curvature untuk mempertajam

batas channel (c) most-positive curvature untuk interpretasi fracture (d) diagram rosset

fracture (c).



Dekonvolusi

Deconvolusi adalah proses pengolahan data seismik yang bertujuan untuk meningkatkan

resolusi temporal (baca: vertikal) dengan cara mengkompres wavelet seismik.

Deconvolusi umumnya dilakukan sebelum stacking akan tetapi dapat juga diterapkan

setelah stacking.

Selain meningkatkan resolusi vertikal, deconvolusi dapat mengurangi efek 'ringing' atau

multiple yang mengganggu interpretasi data seismik.

Deconvolusi dilakukan dengan melakukan konvolusi antara data seismik dengan sebuah

filter yang dikenal dengan Wiener Filter .

Filter Wiener diperoleh melalui permasaan matriks berikut:

a x b = c

a adalah hasil autokorelasi wavelet input (wavelet input diperoleh dengan mengekstrak

dari data seismik), b Filter Wiener dan c adalah kros korelasi antara wavelet input dengan

output yang dikehendaki.

Output yang dikehendaki terbagi menjadi beberapa jenis [Yilmaz, 1987]:

1. Zero lag spike (spiking deconvolution)

2. Spike pada lag tertentu.

3. time advanced form of input series (predictive deconvolution)

4. Zero phase wavelet

5. Wavelet dengan bentuk tertentu (Wiener Shaping Filters)

Zero lag spike memiliki bentuk [1 , 0, 0, 0, ..., 0] yakni amplitudo bukan nol terletak para

urutan pertama. Jika Output yang dikehendaki memiliki bentuk [0 , 0, 1, 0, ..., 0] maka

disebut spike pada lag 2 (amplitudo bukan nol terletak para urutan ketiga) dan seterusnya.



Dalam bentuk matrix, Persamaan Filter Wiener dituliskan sbb:

dimana n adalah jumlah elemen.

Matriks a diatas merupakan matriks dengan bentuk spesial yakni matriks Toeplitz, dimana

solusi persamaan diatas secara efisien dapat dipecahkan dengan solusi Levinson. Dengan

demikian operasi Deconvolusi jenis ini seringkali dikenal dengan Metoda Wiener-Levinson.



Untuk memberikan kestabilan dalan komputasi numerik diperkenalkan sebuah

Prewhitening (e) yakni dengan memberikan pembobotan dengan rentang 0 s.d 1 pada

zero lag matriks a (sehingga elemen a0 matrix diatas menjadi a0(1+e).

Diagram alir proses Deconvolusi ditunjukkan pada flowchart dia atas.

Densitas Batuan

Densitas adalah massa batuan per unit volume.

Berikut kisaran densitas meterial bumi:

Courtesy Grand and West

Dephasing

Dalam terminologi seismik, dephasing adalah proses untuk mengubah fasa sebuah wavelet.

Ingat sebuah wavelet dapat memiliki fasa berbeda: fasa nol, fasa minimum, fasa maksimum

dan fasa campuran.



Biasanya, dephasing dilakukan dalam proses deconvolusi sehingga Output yang

dikehendaki memiliki fasa tertentu. Filter deconvolusi dengan jenis ini dinamakan Wiener

Shaping Filters

Proses dephasing memerlukan informasi wavelet input, dalam realitas wavelet input

diperoleh dengan cara mengekstrak dari data seismik secara statistik.

Deret - Transformasi Fourier Analisis Fourier adalah metoda untuk mendekomposisi sebuah gelombang seismik menjadi

beberapa gelombang harmonik sinusoidal dengan frekuensi berbeda-beda.

Dengan kalimat lain, sebuah gelombang seismik dapat dihasilkan dengan menjumlahkan

beberapa gelombang sinusoidal frekuensi tunggal. Sedangkah sejumlah gelombang

sinusoidal tersebut dikenal dengan Deret Fourier.

Gambar dibawah ini adalah contoh Analisis Fourier.

Courtesy Margrave G. et al., Consortium for Research in Elastic Wave Exploration Seismology,

The University of Calgary



Sedangkan Transformasi Fourier adalah metoda untuk mengubah gelombang seismik

dalam domain waktu menjadi domain frekuensi. Proses sebaliknya adalah Inversi

Transformasi Fourier (Inverse Fourier Transform).

Courtesy Margrave G. et al., Consortium for Research in Elastic Wave Exploration Seismology,

The University of Calgary

Referensi text: Aki and Richard, 1980, Quantitative Seismology, Blackwell Publishing

Istilah Fourier digunakan untuk menghormati

Jean Baptiste Joseph Fourier (1768 – 1830),

matematikawan yang memecahkan

persamaan differensial parsial dari model

difusi panas, beliau memecahkannya dengan

menggunakan deret tak hingga dari fungsi-

fungsi trigonometri. Foto Jean Baptiste Joseph

Fourier courtesy Wikipedia.



Difraksi

Difraksi adalah reflektor semu yang dihasilkan akibat penghamburan gelombang utama

yang menghantam ketidakmenerusan seperti permukaan sesar, ketidakselarasan,

pembajian, perubahan kontras jenis batuan, dll.

Difraksi nampak seperti parabola terbalik yang dapat mengganggu interpretasi seismik.

Untuk menghilangkan difraksi dilakukan proses migrasi.

Gambar dibawah menunjukkan difraksi akibat lapisan garam.

Gambar diatas dimodifikasi dari Veritas DGC

DMO

Pada kasus lapisan miring, titik tengah M tidak lagi merupakan proyeksi vertikal dari titik

hantam D, sehingga pada kasus lapisan miring, CDP gather tidak ekuivalen dengan CMP

gather .

Secara sederhana DMO (Dip Move Out) dapat diterjemahkan dengan koreksi NMO pada

lapisan miring.



Untuk kasus lapisan miring, Levin (1971), menurunkan persamaan waktu tempuh:

From Yilmaz [1989]



Sedangkan untuk kecepatan DMO terlihat pada persamaan (2). Dari persamaan (2) terlihat

bahwa kontrol cosinus dari kemiringan menyebabkan kecepatan DMO harus lebih besar

dari kecepatan medium v (baca: kecepatan gelombang seismik pada batuan), karena

cosinus memiliki nilai maksimum 1.

Didalam Aplikasinya, proses DMO tidak serumit yang dibayangkan, prosesnya sama seperti

NMO, lebih-lebih software-software processing sudah semakin interaktif. Gambar di atas

adalah contoh proses DMO.

Dog leg

Dog leg adalah istilah yang digunakan untuk lintasan seismik yang membelok secara tiba-

tiba.

Dog leg biasanya terjadi akibat perubahan rencana survey seismik untuk menghindari

medan yang berat atau tidak memungkinkan seperti lembah yang curam, gedung

bersejarah, atau dasar laut yang dangkal sehingga kapal survey tidak bisa melewatinya.

Berikut ilustrasinya:



Elastic Impedance

Seperti hal-nya Impedansi Akustik yang merupakan produk perkalian densitas dengan

kecepatan gelombang kompresi (gelombang P), Impedansi Elastik merupakan produk

perkalian densitas dengan ’komposit’ kecepatan gelombang P dan S.

Secara praktis, Impedansi Elastik diperoleh melalui inversi far angle stack (katakanlah

lebih besar dari 30°) dengan menggunakan wavelet yang diekstrak dari stack tersebut

sehingga diperoleh sifat Impedansi Elastik.

Courtesy ARCO Exploration

Gambar diatas menunjukkan hasil inversi Impedansi Akustik (kiri) dan Impedansi Elastik

(kanan).

Envelope

Envelope merepresentasikan total energi sesaat (instantaneous), nilai ampitudonya

bervariasi antara nol sampai amplitude maksimum tras seismik. Secara matematis

envelope dituliskan sbb:

E(t) = (x(t)2 +y(t)2)0.5

Envelope berhubungan langsung dengan kontras impedansi akustik yang bermanfaat

untuk melihat kontras impedansi akustik, bright spot, akumulasi gas, batas sekuen, efek ketebalan

tuning, ketidakselarasan, perubahan lithologi, perubahan lingkungan pengendapan, sesar,

porositas, dll.



Gambar berikut menunjukkan perbandingan antara tras data real (x), quadrature (y) dan

envelope (E) serta perbandingan antara data sesmik dengan envelope untuk data lapangan.

Courtesy U.S. Department of Energy



Fasa Sesaat

Fasa Sesaat merupakan sudut diantara phasor (rotasi vektor yang dibentuk oleh komponen

real dan komponen imajiner dalam deret waktu) dan sumbu real sebagai fungsi dari waktu,

oleh karena itu selalu mempunyai nilai antara -180 derajat sampai + 180 derajat .

Fasa sesaat didefisikan sebagai :

dimana h(t) merupakan jejak kuadratur dan f(t) jejak real.

Fasa Sesaat (b), Perubahan dari puncak ke palung pada jejak seismik memiliki (a)

menghasilkan Fasa Sesaat antara 0 – 180 derajat. Palung seismik real ber-fasa –180 derajat

s/d 180 derajat. (Redrawn from Landmark, 1996).

Fasa Sesaat berperan dalam meningkatkan event refleksi lemah dan meningkatkan

kontinyuitas event, oleh karena itu atribut ini dapat membantu interpreter untuk

mengidentifikasi sesar, pembajian, channels, kipas, dan geometri internal sistem endapan.

Disamping itu, Fasa Sesaat digunakan untuk identifikasi pembalikan polaritas yang

berasosiasi dengan kandungan gas.



Feather

Feather adalah istilah yang digunakan untuk menujukkan sifat penyimpangan streamer

dari line seismik yang dikehendaki di dalam akuisisi seismik laut. Efek feather ini muncul

dikarenakan arus laut.

Berikut ilustrasinya:

Kehadiran feather ini tentu kurang menguntungkan di dalam akuisisi laut, akan tetapi

masih bisa di toleransi dengan syarat jangan melebihi 10°.

Cara yang mungkin bisa dilakukan untuk mengurangi efek ini adalah dengan melakukan

survey arus laut terlebih dahulu sebelum mendesain lintasan seismik. Memang kita bisa

ber-argumen bahwa desain lintasan seismik tersebut haruslah mempertimbangkan aspek

geologi yang menjadi target anda (seperti strike ataupun bentuk struktur) akan tetapi

apakah tidak ada celah komunikasi untuk mempertimbangkan aspek arus laut di dalam

mendesain lintasan tersebut?



Fermat's Principle

Prinsip Fermat menyatakan bahwa jika sebuah gelombang merambat dari satu titik ke titik

yang lain maka gelombang tersebut akan memilih jejak yang tercepat.

Kata tercepat di-boldkan untuk memberikan penekanan bahwa jejak yang akan dilalui oleh

sebuah gelombang adalah jejak yang secara waktu tercepat bukan yang terpendek secara

jarak. Tidak selamanya yang terpendek itu tercepat.

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. Untuk lebih jelasnya

perhatikan gambar dibawah ini. Apakah anda melihat bahwa Prinsip Fermat berlaku?

Courtesy Rawlinson et al., Research School of Earth Sciences, Australian National University



Filtering

Adalah upaya untuk 'menyaring' frekuensi yang dikehendaki dari gelombang seismik dan

'membuang' yang tidak dikehendaki. Terdapat beberapa macam filtering: band pass, low

pass (high cut) dan high pass (low cut).



Didalam pengolahan data seismik band pass filter lebih umum digunakan karena biasanya

gelombang seismik terkontaminasi noise frekuensi rendah (seperti ground roll) dan noise

frekuensi tinggi (ambient noise).

Gambar diatas menunjukkan ketiga jenis filtering, baik dalam kawasan waktu (time

domain) maupun frekuensi domain (frequency domain). Tanda A, B, C, D pada band pass

filter merupakan frekuensi sudut (corner frequency). Secara matematis, operasi filtering

merupakan konvolusi dalam kawasan waktu antara gelombang 'mentah' dengan fungsi

filter diatas dan perkalian dalam kawasan frekuensi.

First Break

Adalah gelombang seismik yang terekam pertama kali. Gelombang ini merupakan

gelombang yang tercepat sampai ke penerima.

Didalam studi seismik refleksi, first break digunakan untuk mencari informasi kondisi

lapisan lapuk juga digunakan untuk koreksi statik.

Didalam studi sesmik tomografi, first break digunakan sebagai input waktu tempuh

gelombang untuk mencitrakan anomali kecepatan gelombang seismik di bawah

permukaan. Gambar dibawah ini adalah contoh first break (elips pink).

Courtesy Interpex



Flow Pengolahan Data Seismik

Beberapa tahapan yang biasa dilalui didalam pengolahan data seismik:

1. Edit Geometri

Data sebelumnya di-demultiplex dan mungkin di-resampel kemudian di-sorting didalam

CDP (common depth point) atau CMP (common mid point). Informasi mengenai lokasi

sumber dan penerima, jumlah penerima, jarak antara penerima dan jarak antara sumber

di-entry didalam proses ini.

2. Koreksi Statik

Koreksi statik dilakukan untuk mengkoreksi waktu tempuh gelombang seismik yang ter-

delay akibat lapisan lapuk atau kolom air laut yang dalam.

3. Automatic Gain Control (AGC)

Kompensasi amplitudo gelombang seismik akibat adanya divergensi muka gelombang dan

sifat attenuasi bumi.

4. Dekonvolusi (Pre-Stack)

Dekonvolusi dilakukan untuk meningkatkan resolusi vertikal (temporal) dan

meminimalisir efek multiple.

5. Analisis Kecepatan (Velocity Analysis) dan Koreksi NMO

Analisis kecepatan melibatkan semblance, gather, dan kecepatan konstan stack. Informasi

kecepatan dari velocity analysis digunakan untuk koreksi NMO (Normal Move Out)

6. Pembobotan tras (Trace Weighting)

Teknik ini dilakukan untuk meminimalisir multiple yang dilakukan dalam koridor CMP

sebelum stacking. Proses ini menguatkan perbedaan moveout antara gelombang refleksi

dengan multiplenya sehingga dapat mengurangi kontribusi multiple dalam output stack.

7. Stack

Penjumlahan tras-tras seismik dalam suatu CMP tertentu yang bertujuan untuk

mengingkatkan rasio sinyal terhadap noise. Nilai amplitudo pada waktu tertentu

dijumlahkan kemudian dibagi dengan akar jumlah tras.



8. Post-Stack Deconvolution

Dekonvolusi mungkin dilakukan setelah stacing yang ditujukan untuk mengurangi efek

ringing atau multipel yang tersisa.

9. Migrasi F-K (F-K Migration)

Migrasi dilakukan untuk memindahkan energi difraksi ke titik asalnya. Atau lapisan yang

sangat miring ke posisi aslinya. Mingrasi memerlukan informasi kecepatan yang mungkin

memakai informasi kecepatan dari velocity analysis.

10. Data Output

Frekuensi Gelombang Seismik

Frekuensi gelombang seismik yang 'berguna' biasanya berada dalam rentang 10 sampai

70Hz dengan frekuensi dominan sekitar 30Hz [Yilmaz].

Gambar berikut menunjukkan tipikal spektrum amplitudo gelombang seismik (tras

ditunjukkan di sebelah kiri).

Terlihat rentang frekuensi gelombang seismik 10-70Hz dengan frekuensi dominan 30Hz, juga karakter spektrum amplitudo wavelet yang digunakan serta komponen frekuensi rendah data sumur (data sumur memiliki rentang frekuensi sekitar 5 Hz s/d Kilo Hz).



Frekuensi Sesaat

Fekuensi Sesaat (Instantaneous Frequency ) merepresentasikan besarnya perubahan Fasa

Sesaat terhadap waktu atau sebagai slope jejak Fasa yang diperoleh dari turunan pertama

dari Fasa Sesaat :

Redrawn from Landmark, 1996

Frequensi Sesaat (b) sebagai turunan pertama Fasa Sesaat (a)

Frekuensi Sesaat memiliki rentang frekuensi dari (–) Frekuensi Nyquist sampai (+) Frekuensi Nyquist, tetapi sebagian besar Frekuensi Sesaat bernilai positif. Frekuensi Sesaat memberikan informasi tentang perilaku gelombang seismik yang mempengaruhi perubahan frekuensi seperti efek absorbsi, rekahan, dan ketebalan sistem pengendapan. Atenuasi gelombang seismik ketika melewati reservoir gas dapat dideteksi sebagai penurunan frekuensi, fenomena ini lebih dikenal dengan ‘low frequency shadow’ (Barnes, Arthur E.,1999). Hilangnya frekuensi tinggi menunjukkan daerah overpressure.



White (1991) menyebutkan bahwa adanya nilai negatif dalam instantaneous frekuensi

menunjukkan bahwa kuantitas instantaneous frekuensi bukanlah frekuensi dalam arti

cycle per satuan waktu.

Akan tetapi instantaneous frekuensi disini merupakan sebuah atribut yang merupakan

turunan dari instantaneous phase. Lihatlah komponen instantaneous phase sendiri

memiliki nilai negatif dan positif sehingga turunannya pun akan demikian.

Zona Fresnel

Adalah lebar bidang benda anomali yang mampu 'dilihat' oleh gelombang seismik (lihat

Resolusi Seismik).

Redrawn from Yilmaz, 1987

Lebar sempitnya Zona Fresnel (B-B') tergantung pada panjang gelombang dan frekuensi

gelombang seismik yang digunakan. Semakin tinggi frekuensi seismik yang digunakan,

semakin sempit Zona Fresnel dan sebaliknya. Artinya untuk melihat benda-benda anomali

kecil di bawah perut perlu digunakan frekuensi gelombang yang tinggi. Sayangnya karena

adanya attenuasi, frekuensi tinggi hanya mampu melihat anomali-anomali dangkal.

Istilah 'Fresnel' digunakan untuk menghormati Fisikawan

perancis Augustin Jean Fresnel (1788-1827) yang

menemukan teori gelombang optik.

(Foto Augustin Jean Fresnel diambil dari wikipedia)



Gain

Gain adalah penskala-an amplitudo gelombang seismik untuk menampilkan amplitudonya

yang menurun akibat geometrical spreading.

Secara matematis, operasi gain merupakan perkalian antara tras seismik dengan fungsi

gain.

Untuk membuat fungsi gain yang akan diterapkan pada tras seismik yang belum dilakukan

koreksi geometrical spreading, persamaan gain berikut dapat digunakan:

g(t)=(v(t)/v(0))2 (t/t0), dimana t adalah TWT (two way traveltime) dan v(t) adalah

kecepatan rms dan v(0) adalah kecepatan rms pata waktu t0.



Gelombang Prisma

Gelombang Prisma (Prism Wave) adalah gelombang yang terefleksikan lebih dari satu kali.

Gambar dibawah ini mengilustrasikan jejak gelombang prisma yang terefleksikan oleh Top

Balder, lalu terefleksikan kembali oleh kubah garam sebelum akhirnya terekam oleh

receiver.

Pada rekaman tersebut kita akan melihat jenis gelombang prisma yang dicirikan dengan

waktu tempuh lebih lambat dari Top Balder (seperti interbed multiple).

Courtesy Paul A. Farmer and Ian F. Jones, ION GX Technology

Groundroll

Groundroll atau gelombang rayleigh adalah gelombang yang menjalar di permukaan bumi

dengan pergerakan partikelnya menyerupai ellip (lihat gambar). Karena menjalar di

permukaan, amplitudo gelombang rayleigh akan berkurang dengan bertambahya

kedalaman.

Nama Rayleigh diberikan untuk menghormati penemunya John William Strutt, 3rd Baron

Rayleigh (1842-1919), Fisikawan berkebangsaan Inggris.

Didalam rekaman seismik, gelombang rayleigh dicirikan dengan amplitudonya yang besar

(hampir 2x amplitudo refleksi) dan dicirikan dengan frekuensi rendah.



Courtesy of darylscience

High Order NMO

Perhatikan persamaan di bawah ini:

Persamaan (1) adalah persamaan NMO konvensional sedangkan persamaan (2) adalah

persamaan NMO order 4 (fouth order) dengan alpha sebuah koefisien. Koefisien tersebut

mewakili sifat anisotropi batuan dan variasi kecepatan seismik vertikal.

Yang dimaksud dengan Higher Order Moveout adalah analisis NMO (Normal Moveout)

dengan menggunakan persamaan NMO order yang lebih tinggi.

Proses NMO konvensional dengan menggunakan persamaan NMO order dua dapat

berkerja dengan baik pada model bumi homogen isotropis. Sedangkan pada model bumi

yang kompleks persamaan NMO order yang lebih tinggi sangat diperlukan.



Selain untuk memenuhi kondisi ‘kompleksitas’ bumi, persamaan NMO order yang lebih

tinggi diperlukan juga untuk mengkoreksi tras-tras seismik pada offset yang cukup jauh (

seperti offset 6 sampai 10 km). Sebagaimana yang kita pahami, koreksi NMO akan memiliki

error yang lebih besar pada offset yang jauh.

Gambar di bawah ini menunjukkan perbedaan gather seismik dengan koreksi NMO order

dua dan gather yang dikoreksi NMO order dua terlebih dahulu (kiri) kemudian di-fine tune

dengan order 4 (kanan) untuk data sintetik dan data real.

Data sintetik, Courtesy Leggott et al, Veritas DGC Ltd.

Data real, Courtesy Leggott et al, Veritas DGC Ltd.



Hilbert Transform dan Jejak Kompleks

Hilbert Ttransform atau Transformasi Hilbert menggeser fasa sebesar -90° pada jejak

seismik atau mengkonversi gelombang cosinus menjadi sinus.

Jejak kompleks, sebagaimana yang diterangkan oleh Tarner et.al (1996) terdiri dari

komponen real (jejak seismik konvensional) dan komponen imajiner (jejak kuadratur):

dimana f(t) adalah jejak seismik real, h(t) jejak kuadratur.

Jejak kuadratur h(t) dapat dideterminasi dari jejak real f(t) dengan menggunakan

Transformasi Hilbert (Bracewell 1965, op.cit. Landmark, 1996) :

dimana (*) merupakan konvolusi. Dari persamaan (2) terlihat bahwa h(t) adalah

pergeseran fasa 90 derajat dari jejak seismik real f(t).

Jejak seismik real f(t) dapat diekspresikan dengan Amplitudo yang tergantung pada waktu

A(t) dan fasa yang tergantung pada waktu q(t), seperti dinyatakan sebagai berikut:

dan jejak kuadratur didefinisikan sebagai :

Sehingga jejak kompleks F(t) didefinisikan sebagai :

Jika f(t) dan h(t) diketahui (ingat bahwa h(t) dapat diturunkan dari f(t) dengan

menggunakan Transformasi Hilbert), maka untuk A(t) dan q(t) diperoleh :



A(t) disebut dengan ‘Kuat Refleksi’ dan q(t) disebut dengan ‘Fasa Sesaat’. Selanjutnya

dengan menurunkan Fasa Sesaat diperoleh ‘Frekuensi Sesaat’

Hockey Stick

Adalah istilah yang populer digunakan dalam industri pengolahan data seismik untuk

menjelaskan fenomena sebuah event seismik yang melengkung menyerupai bentuk stick

hockey. Event seismik tersebut berada dalam gerbang CDP setelah proses NMO.

Dalam proses NMO, bentuk event yang dikehendaki adalah sedatar mungkin (flat), akan

tetapi karena efek anisotropi dan karakter jejak gelombang, bentuk hockey stick adalah

bentuk yang lazim diperoleh. Dengan memahami bentuk hockey stick dalam gerbang CDP,

kita dapat mendesain mute yang optimal sehingga diperoleh final stack yang bagus. Desain

mute yang optimal terletak pada titik lengkung hockey stick tersebut. Jika desain mute

terlalu ke arah far offset, maka gelombang frekuensi rendah akibat stretching akan muncul

di dalam stack. Jika desain mute terlalu kearah near offset maka kita akan kehilangan data.



Horizontal Seismic Profiling

Horizontal Seismic Profiling (HSP) adalah metoda pengambilan data seismik, dimana posisi

sumber dan penerima (geophone) diletakkan di permukaan bumi. Jadi istilah metoda HSP

adalah istilah lain untuk metoda seismik refleksi biasa.

Contoh konfigurasi metoda HSP, geophone (kiri) dan layout kabel seismik (kanan):

Gambar courtesy: Anniston Army Depot, Alabama

Huygens Principle

Huygens Principle (Prinsip Huygens) menyatakan bahwa setiap titik-titik pengganggu yang

berada didepan muka gelombang utama akan menjadi sumber bagi terbentuknya deretan

gelombang yang baru.

Courtesy Answer.com



Jumlah energi total deretan gelombang baru tersebut sama dengan energi utama.

Didalam eksplorasi seismik titik-titik diatas dapat berupa patahan, rekahan, pembajian,

antiklin, dll. Sedangkan deretan gelombang baru berupa gelombang difraksi. Untuk

menghilangkan efek ini dilakukanlah proses migrasi.

Interval Velocity

Kecepatan lapisan ke-n dapat dihitung berdasarkan rumus Dix (Dix Formula), yang

diturunkan dari kecepatan rms.

Gambar dibawah ini menunjukkan perbedaan kurva kecepatan rms dan kecepatan

interval.

Nama Huygens diberikan untuk menghormati

matematikawan, astronomer dan fisikawan kondang

Christiaan Huygens (1629-1695). Sebelum menggeluti

bidang sains beliau sempat kuliah di Fakultas Hukum

Universitas Leiden. Lukisan Christiaan Huygens disamping

diambil dari wikipedia.




Inversi Maximum Likelihood

Salah satu penerapan langsung dari teori dekonvolusi di atas adalah dengan menginversi

reflektivitas hasil estimasi menjadi impedansi band lebar atau bloki dari data seismik. Jika

diketahui refektivitas r(i), maka impedansi Z(i) dapat ditulis :

Sayangnya, penerapan persamaan ini dalam mengestimasi treflektivitas dari MLD memberikan hasil yang kurang memuaskan karena kehadiran bising tambahan. Meskipun algoritma MLD mengekstrapolasi di luar bandwith wavelet untuk menghasilkan estimasi reflektivitas band lebar, reabilitas estimasi ini berkurang karena bising pada frekuensi rendah diujung spektrum. Hasilnya adalah bahwa saat fenomena panjang gelombang pendek impedansi dapat direkonstruksi, pola umum tidak dapat dipecahkan dengan baik. Hal ini ekuivalen dengan



menyatakan bahwa skala waktu pada spike estimasi reflektivitas dapat dipecahkan lebih baik daripada amplitudonya.

Untuk menstabilkan estimasi reflektivitas ini rekaman independen pola impedansi dapat

dimasukkan sebagai input kontrol.

Kehadiran seri error n(i) menunjukkan fakta bahwa informasi pola yang diberikan adalah

berupa estimasi. Sekarang kita mempunyai 2 seri waktu : trace seismik T(i) dan log

Impedasi ln Z(i), masing-masing dengan waveletnya dan parameter bising. Fungsi objektif

dimodifikasi sedemikian rupa sedemikian rupa sehingga mengandung dua suku yang

diboboti oleh variasi bising relatif.

Peminimalan fungsi ini akan memberikan solusi bagi koefisien refleksi yang berusaha

mengkompromikan dengan pemodelan silmultan trace seismik saat menyesuaikan dengan

pola impedansi yang telah diketahui.

Jika noise seismik dan Impedansi trend noise dimodelkan sebagai sekuen Gaussian maka

variansinya menjadi parameter ‘tuning’ dimana penggunan dapat memodifikasi untuk

menggeser titik-titik dimana kompromi terjadi. Artinya pada satu sisi ekstrim saja

informasi seismik digunakan dan pada ekstrim lainnya hanya digunakan trend impedansi.

Inversi Sparse Spike

Dasar teori dekonvolusi maximum-likelihood (MLD) telah dikembangkan oleh Mendel pada

tahun 1984.

Selanjutnya pada tahun 1985 dimodifikasi oleh Hampson dan Russel agar mudah

diterapkan pada data seismik real.

Kesimpulan yang diperoleh dari modifikasi tersebut adalah bahwa metoda MLD dapat

diperluas untuk digunakan dalam reflektivitas sparse.

Model dasar trace seismik didefisikan dengan :

s(t) = w(t) * r(t) + n(t) (1)

dimana s(t) = trace seismik, w(t) = wavelet seismik, r(t) = reflektivitas bumi, n(t) noise.



Perhatikan bahwa untuk menyelesaikan persamaan (1) harus diketahui tiga anu.

Dengan mengunakan asumsi tertentu permasalahan dekonvolusi dapat diselesaikan.

Seperti yang kita lihat sebelumnya, metoda rekursif seismik inversi didasarka pada teknik

dekonvolusi klasik, dimana diasumsikan reflektivitas random dan wavelet fasa minimum

atau fasa nol.

Hal ini akan menghasilkan keluaran wavelet dengan frekuensi lebih tinggi, tetapi tak

pernah me-recover deret koefiesien refleksi yang lengkap.

Beberepa teknik dekonvolusi sekarang dapat dikelompokkan kedalam katagori metoda

sparse spike. Dimana diasumsikan model reflektivitas tertentu dan wavelet yang diestimasi

berdasarkan asumsi model tersebut.

Teknik-teknik tersebut meliputi :

(1) Inversi dan dekonvolusi maximum-likelihood.

(2) Inversi dan dekonvolusi norma L1.

(3) Dekonvolusi entropi minimum (MED)

Dipandang dari segi seismik inversi, metoda sparse spike mempunyai kelebihan

dibandingkan dengan metoda dekonvolusi klasik yaitu pengontrol ekstra yang dapat

digunakan sebagai estimasi full-bandwith reflektivitas.

Kecepatan Gelombang P

Setiap material bumi memiliki kecepatan gelombang P tertentu.

Secara umum, kecepatan gelombang P (seismik refleksi) semakin meningkat dengan

meningkatnya kekompakakan suatu material.

Lihat karakteristik kecepatan gelombang P untuk berbagai material bumi pada gambar

dibawah ini.



Courtesy Grand and West

Kelly Bushing, TVD, dll...

KB (Kelly Bushing) adalah sebuah perangkat pengeboran yang dipasang sebagai konektor

antara Kelly dan Rotary Table (lihat foto dibawah).

KB Elevation adalah ketinggian KB dari permukaan tanah (untuk sumur bor darat) atau

dari permukaan laut (untuk sumur bor laut).

TVD (True Vertical Depth) adalah kedalaman sumur bor secara vertikal dari permukaan

tanah sampai ke TD (Terminal Depth).

MD (Measured Depth) adalah kedalaman sumur bor secara keseluruhan dihitung dari

permukaan tanah. Pada kasus sumur bor vertikal, MD akan sama dengan TVD. MD tentunya

akan sama dengan TD. TVD dan MD digunakan untuk kasus sumur bor di darat.



A adalah TVDSS (True Vertikal Depth Sub Sea) sama seperti kasus TVD diatas hanya saja

dihitung dari muka air laut (MSL = Mean Sea Level).

B adalah TVDBML (True Vertical Depth Below Mud Line) adalah TVD yang dihitung dari

Sea Floor (ML=Mud Line)

C adalah MDSS (Measured Depth Sub Sea) sama seperti definisi MD diatas hanya saja

dihitung dari MSL.

D adalah MDBML (Measured Depth Below Mud Line) adalah MD dihitung dari ML.

Photo courtesy of AXPC (American Exploration & Production Council)



Ketidakselarasan

Ketidakselarasan adalah permukaan erosi atau non-deposisi yang memisahkan lapisan

yang lebih muda dari yang lebih tua dan menggambarkan suatu rumpang waktu yang

signifikan. Ketidakselarasan digolongkan berdasarkan hubungan struktur antar batuan

yang ditumpangi dan yang menumpangi. Ia menjelaskan rumpang pada sikuen stratigrafi,

yang merekam periode waktu yang tidak terlukiskan di kolom stratigrafi. Ketidakselarasan

juga merekam perubahan penting pada satu lingkungan, mulai dari proses pengendapan

menjadi non-deposisi dan/atau erosi, yang umumnya menggambarkan satu kejadian

tektonik yang penting. Lihat tipe-tipe ketidakselarasan pada Gambar 1.

Pengenalan dan pemetaan sebuah ketidakselarasan merupakan langkah awal untuk

memahami sejarah geologi suatu cekungan atau provinsi geologi. Ketidakselarasan

diketahui dari singkapan, data sumur, dan data seismik yang digunakan sebagai batas

sikuen pengendapan.

Gambar 1. Tipe – tipe ketidakselarasan



Ketidakselarasan menyudut (angular unconformity)

Ketidakselarasan dimana lapisan yang lebih tua memiliki kemiringan yang berbeda

(umumnya lebih curam) dibandingkan dengan lapisan yang lebih muda. Hubungan ini

merupakan tanda yang paling jelas dari sebuah rumpang, karena ia mengimplikasikan

lapisan yang lebih tua terdeformasi dan terpancung oleh erosi sebelum lapisan yang lebih

muda diendapkan.

Disconformity

Ketidakselarasan dimana lapisan yang berada di bagian atas dan bawah sejajar, namun

terdapat bidang erosi yang memisahkan keduanya (umumnya berbentuk tidak rata dan

tidak teratur).

Paraconformity

Lapisan yang berada di atas dan di bawah bidang ketidakselarasan berhubungan secara

sejajar/paralel dimana tidak terdapat bukti permukaan erosi, namun hanya bisa diketahui

berdasarkan rumpang waktu batuan.

Nonconformity

Ketidakselarasan yang terjadi ketika batuan sedimen menumpang di atas batuan kristalin

(batuan metamof atau batuan beku).

Gambar diatas courtesy www.strata.geol.sc.edu, artikel ini kontribusi dari Hendra Wahyudi,

Teknik Geologi UGM 2003

Lambda Mu Rho

Lambda-Rho dan Mu-Rho merupakan parameter Lame yang diperoleh dari inversi AVO

(Amplitude Versus Offset) yang berguna untuk mempertajam identifikasi zona reservoar

[Goodway et al., 1997].

Lambda-Rho dan Mu-Rho diturunkan dari persamaan reflektivitas impedansi gelombang P

dan S [Fatti et al., 1994].

Berikut turunan persamaan Fatti untuk Lambda-Rho dan Mu-Rho berikut contoh

lapangannya.



Courtesy Satinder Chopra, Core Lab Reservoir Technologies, Calgary, Canada and Doug

Pruden, GEDCO, Calgary, Canada.

Gambar diatas menunjukkan zona gas dengan Lambda-Rho yang rendah (biru) dan Mu-

Rho yang tinggi (merah dan kuning).

Biasanya inversi AVO untuk Lambda-Rho dan Mu-Rho dilakukan pada reservoar klastik.

Lamda Rho merupakan perkalian antara 'incompressibility' dengan densitas. Sedangkan

Mu-Rho merupakan perkalian antara 'shear rigidity' dengan densitas.



Incompressibility artinya ke-engganan batuan untuk ditekan sedangkan shear rigidity

adalah kekakuan batuan untuk digeser (diplintir).

Untuk karbonat, umumnya kedua parameter diatas akan lebih besar daripada silisiklastik.

Jadi LR dan MR untuk karbonate akan lebih tinggi daripada silisiklastik. Bagaimana kalau

klastik karbonat? untuk litologi jenis ini bisa mirip dengan silisiklastik tergantung pada v-

shale, porositas, mineral, fracture, dll.

Love Wave

Love wave atau gelombang Love adalah gelombang geser (S wave) yang terpolarisasi

secara horizontal (SH). Gelombang Love termasuk kategori gelombang permukaan.


Nama Love diberikan untuk menghormati Augustus

Edward Hough Love (1863-1940), matematikawan

kondang asal Oxford. Beliau dianugrahi Adam prize

setelah menemukan model gelombang permukaan

jenis ini. Photo Courtesy of history.mcs.st-andrews



Main Lobe Side Lobe

Main lobe adalah bagian utama dari sebuah wavelet sedangkan side lobe adalah bagian

samping dari sebuah wavelet.

Di dalam dunia seismik, wavelet yang baik adalah wavelet dengan jumlah side lobe yang

minimal (sekecil mungkin) dan cukup dominan pada bagian main lobe-nya. Bagian side

lobe dapat memberikan efek noise pada rekaman seismik, yakni munculnya reflektor-

reflektor semu.

Gambar dibawah menunjukkan bagian main lobe dan side lobe dari sebuah wavelet fasa

nol.



Marine Geohazards Site Survey

Survey ini bertujuan untuk mengidentifikasi zona-zona berbahaya di dasar laut sebelum

fasilitas pengeboran, pipa, dll. akan ditempatkan.

Zona-zona bahaya tersebut diantaranya kantung-kantung gas, arus air laut, zona sesar atau

zona yang tidak stabil, kapal yang karam, bahan peledak peninggalan perang, dll.

Identifikasi zona-zona bahaya tersebut dapat dilakukan melalui analisis data seismic 2D

atau pun 3D yang sebelumnya digunakan dalam eksplorasi hidrokarbon, data seismik

resolusi tinggi, sonar, multi beam, coring, sampai dengan mempergunakan AUV

(Autonomous Underwater Vehicle) untuk melakukan scanning kondisi dasar laut.

Gambar dibawah ini menunjukkan penampang data seismic berikut hasil interpretasi zona-

zona berbahaya seperti kantung gas yang ditandai dengan bright spot, masking, chimney,

atau pun push down velocity anomaly.

Courtesy Andreassen, 2007



Dibawah ini adalah penampang RMS amplitude dari data seismic 3D. Penampang tersebut

hanyalah beberapa meter di bawah dasar laut. Terlihat dengan jelas zona tak stabil seperti

sesar, channel, kipas delta, lobes, dan slide scars.

Courtesy Andreassen, 2007



Gambar di bawah menunjukkan citra Side Scan Sonar dari AUV. Terlihat dengan jelas

sebuah bom sisa peninggalan perang.

Courtesy Samuel, 2007

Gambar di bawah ini menunjukkan sebuah platform semi-submersible seharga 350 juta

dollar milik Petrobras yang tenggelam pada bulan Maret, 2001. Sebagian analisis

menyebutkan bahwa penyebab tenggelamnya platform tersebut adalah gas bubble yang

dihasilkan oleh kantung-kantung gas di bawah platform.

Photo courtesy Wikipedia



Matrix Toeplitz

Matrix Toeplitz adalah sebuah matrix dengan elemen diagonalnya sama dengan penurunan

dari kiri ke kanan bersifat konstan.

Berikut contohnya:

Migrasi

Proses migrasi dilakukan pada data seismik dengan tujuan untuk mengembalikan reflektor

miring ke posisi 'aslinya' serta untuk menghilangkan efek difraksi akibat sesar, kubah

garam, pembajian, dll.

Terdapat beberapa macam migrasi: Kirchhoff migration, Finite Difference migration,

Frequency-Wavenumber migration dan Frequency-Space migration [Yilmaz, 1987]. Akhir-

akhir ini metoda-metoda migrasi mutakhir seperti Reverse Time Migration, Controlled

Beam Migration lahir sejalan dengan semakin tingginya tantangan eksplorasi.

Matrix ini dinamakan Toeplitz untuk menghormati

Otto Toeplitz, Profesor Matematika yang dilahirkan

di Jerman tahun 1881. Otto Toeplitz diusir oleh Nazi

karena dia seorang Yahudi dan wafat di Israel.

Foto disamping adalah Otto Toeplitz, courtesy The

MacTutor History of Mathematics Archive.



Minimum Phase - Maximum Phase

Sebuah wavelet memiliki panjang yang terbatas dengan fasa tertentu. Didalam istilah

eksplorasi seismik, fasa sebuah wavelet dikenal sebagai:fasa minimum, fasa nol dan fasa

maksimum.

Sebagaimana ditunjukkan oleh gambar di atas, fasa minimum dicirikan jika sebagian besar

energi amplitudo wavelet berada diawal, fasa nol dengan simetris di tengah-tengah dan

fasa maksimum diakhir wavelet.

Untuk mengubah fasa diatas dilakukan pendekatan matematis sbb:



Mistie

Mistie adalah ketidakcocokan antara lintasan seismik yang berpotongan satu sama lain.

Ketidakcocokan tersebut dapat berupa perbedaan vintage seismik, parameter akuisisi,

tahapan dan metoda processing, dll.

Perbedaan tersebut terlihat pada sifat rekaman seperti fasa wavelet, amplitudo, waktu, dll.

Untuk mengantisipasi hal ini dapat dilakukan proses pengubahan fasa, pergesaran waktu

(time shifting), gaining, dll.

Berikut contoh mistie akibat pergesaran waktu (time shifting) dan perbedaan amplitudo:

Fenomena mis tie banyak terjadi pada interpretasi seismik 2 dimensi. Kalau kita tidak

peduli dengan mis tie, maka ketika kita mem-plot kontur horizon tertentu maka kontur

tersebut akan menghasikan artifak yang menyesatkan.



Multi Azimuth Seismic

Adalah metoda pengambilan data seismik 3D dengan arah penembakan (shooting) dari berbagai arah (azimuth). Dibandingkan dengan survey seismik 3D ‘konvensional’, survey seismik multi azimuth memiliki keunggulan seperti meningkatkan resolusi, ketajaman dan meningkatnya rasio sinyal terhadap noise (SNR). Hal positif ini muncul sebagai buah dari meningkatnya jumlah ‘fold’ dan iluminasi. Berikut prinsip pengambilan data seismik 3D multi azimuth:

Courtesy Barley B. and Summers T., BP Exploration, The Leading Edge 2007

Gambar di bawah ini menunjukkan perbandingan rekaman seismik ‘konvensional (kiri)

dan multi azimuth (kanan). Apakah anda melihat perbedaan yang cukup signifikan?

Courtesy Barley B. and Summers T., BP Exploration, The Leading Edge 2007



Multi Linear Regression

Multi Linear Regression (MLR) merupakan metoda untuk memprediksi sebuah nilai target

berdasarkan beberapa variable masukan.

Secara matematis MLR dapat dituliskan sbb:

Persamaan diatas menunjukkan multi linear regresi untuk mencari nilai y berdasarkan

input x1, x2 dan seterusnya sampai xi . Penyelesaian persamaan ini adalah mencari nilai

koefisien b dan konstanta α

Untuk memperoleh nilai α dan koefisien b, maka langkah matematis yang dilakukan adalah

dengan meminimalkan selisih antara nilai target dengan nilai prediksi. Nilai selisih tersebut

biasanya dituliskan dalam R2

Definisi meminimalkan adalah turunan pertama dari R2 terhadap masing-masing variable

input sama dengan nol.

Didalam dunia seismik, metoda ini populer digunakan seperti untuk memprediksi sifat

porositas, vshale, permeabilitas (?) berdasarkan input seperti quadrature, near, mid, far

stack, instantaneous phase, instantaneous frequency, reflection strength, dll.

Didalam memilih variabel input untuk memprediksi suatu target output tertentu haruslah

memiliki alasan adanya hubungan sifat fisis diantara keduanya.

Multi Taper Method (MTM)

MTM adalah salah satu metoda spektral untuk mengkonversi kawasan waktu sebuah

gelombang menjadi kawasan frekuensi. MTM memberikan prediksi frekuensi yang lebih

bagus yakni menghindari ’kebocoran’ spektral dibandingkan dengan metoda spectral

konvensional (baca: Fast Fourier Transform taper tunggal (single taper FFT)).

Didalam FFT konvensional mungkin anda menggunakan taper tunggal dari jenis Hanning,

Hamming, Box Car, dll. Sedangkan didalam MTM digunakan beberapa taper orthonormal



yakni sekuen prolate spheroidal diskrit (discrete prolate spheroidal sequences) atau taper

Slepian.

Algoritma MTM ditunjukkan pada lampiran berikut ini:

Gambar dibawah menujukkan discrete prolate spheroidal sequences untuk 5 orde terendah.



Persamaan C.1 diatas ‘berbunyi’ sebagai berikut: bila kita memiliki gelombang dengan

window tertentu katakanlah 100 mili detik, gelombang tersebut dikalikan dengan taper

orde 0 (taper warna biru pada gambar C.1) lalu dihitung FFTnya. Kemudian gelombang

asal tadi dikalikan dengan taper oder 1 (taper warna hijau pada gambar C.1) lalu dihitung

FFTnya, dst. sampai selesai (orde 4-warna pink) Kemudian dicari nilai rata-rata dari

semuanya. Nah hasil rata-rata ini adalah spektral dengan metoda MTM.

Persamaan dan gambar diatas courtesy: Agus Abdullah, 2007, PhD Thesis, Research School of

Earth Sciences, Australian National University.

Multiattribute Analysis

Adalah sebuah analisis seismik untuk memprediksi sifat reservoir seperti porositas, vshale,

water saturation, dll., berdasarkan masukan data atribut seismik. Algoritma didalam

multiatribut analisis cukup beragam.

Software komersial seperti Hampson-Russell menggunakan Multi Linear Regression (MLR)

dan Artificial Neural Network Analysis (ANN) sebagai algoritma untuk analisis multiatribut

ini.

Tahapan-tahapan didalam studi ini meliputi: well seismic tie, log filtering (lihat penjelasan

dibawah), pemilihan atribut yang sesuai, krosploting, analisis multiatribut untuk ‘training

data’ (yakni data disekitar well), penerapan multiatribut untuk seluruh volume data. Jika

memungkinkan melakukan ‘normalisasi’ hasil akhir jika kita tidak setuju dengan

persamaan yang ditunjukkan oleh hasil krosplotting.

Gambar-gambar dibawah ini menunjukkan contoh penerapan ANN pada multiattribut

analysis untuk memprediksi porositas reservoir berdasarkan data impedance (hasil

seismik inversi), Amplitude Weighted Frequency, Cosine Instantaneous Phase, Integrate, Y-

Coordinate, Integrated Absolute Amplitude.



Courtesy Hampson-Russell

Gambar diatas menunjukkan penerapan multi attribute analysis untuk training data.

Perhatikan hasil prediksi porositas (merah) memiliki kemiripan dengan porositas target

dari well (hitam). Hal penting didalam menerapkan analysis ini adalah kita harus

melakukan band-pass filter untuk data log sehingga memiliki rentang frekuensi yang sama

dengan rentang frekuensi seismik, katakanlah band pass dengan 2-10-45-65Hz.



Gambar dibawah menunjukkan krossplotting antara porositas prediksi dengan porositas

target. Ini merupakan contoh data yang ideal karena kita memiliki nilai koefisien korelasi

92%. Umumnya nilai korelasi setinggi ini sangat sulit untuk didapatkan. Berapakah nilai

korelasi yang bisa diterima? Didalam teori statistik, nilai korelasi dibawah 10-30%

dikatakan kecil, 30-50% disebut medium dan diatas 50% disebut besar (Wikipedia).




Hasil akhir penampang porositas yang dihasilkan melalui analisis multiattribut

ditunjukkan pada gambar di bawah ini. Perhatikan porositas reservoir channel cukup

berkorelasi dengan baik dengan kurva P-wave.

Berdasarkan penampang dibawah ini, jika kita ingin melakukan steam injection untuk

proyek EOR (Enhance Oil Recovery), di manakah kita harus menempatkan sumur injeksi?

Sebelah kiri atau kanan ?




Multiple

Multiple adalah pengulangan refleksi akibat ’terperangkapnya’ gelombang seismik dalam

air laut atau terperangkap dalam lapisan batuan lunak.

Terdapat beberapa macam multiple: (a) water-bottom multiple, (b) peg-leg multiple dan

(c) intra-bed multiple.

Perhatikan model di bawah ini:

Didalam rekaman seismik, masing-masing multiple akan menunjukkan ‘morfologi’

reflektor yang sama dengan reflektor primernya akan tetapi waktunya berbeda.

Untuk model water bottom multiple (model a) katakanlah kita memiliki waktu tempuh sea

bottom sebesar 500ms maka multiplenya akan muncul 500 x 2 = 1000ms. Jika gelombang

tersebut terperangkap tiga kali maka multiple water bottom berikutnya akan muncul pada

500 x 3 = 1500ms, dst.

Untuk model peg leg multiple (model b), multiple akan muncul pada waktu tempuh

gelombang refleksi primer (top gamping) ditambah waktu tempuh sea bottom.

Untuk model intra bed multiple, multiple akan muncul pada waktu tempuh gelombang

primer top gamping ditambah waktu tempuh dalam shale.



Gambar dibawah adalah rekaman seismik yang menunjukkan fenomena multiple.

Perhatikan terdapat 4 multiple akibat dasar laut, berarti gelombang seismik tersebut

‘terperangkap’ empat kali!

Near-Far Offset

Near Offset adalah tras-tras seismik yang terdekat dengan sumber getar sedangkan Far

Offset adalah tras-tras yang terjauh. Lihat gambar dibawah ini:



Jika tras-tras seismik tersebut di NMO (Normal Move Out) selanjutnya di stack maka akan

diperoleh near offset stack dan far offset stack.

Perbedaan amplitudo seismik near offset dan far offset seringkali digunakan di dalam studi

AVO (Amplitude Versus Offset).

Gambar diatas adalah contoh tras-tras seismik dari satu shot pada akuisisi laut. Tras-tras

near offset terlihat lebih ’noisy’ dibanding tras-tras far offset. Efek noise pada near offset

diakibatkan oleh ambient noise seperti: baling-baling kapal, deru mesin, gelombang laut,

dll.

NMO

NMO (Normal Move Out) adalah perbedaan antara TWT (Two Way Time) pada offset

tertentu dengan TWT pada zero offset.

Koreksi NMO dilakukan untuk menghilangkan efek jarak (ingat penampang seismic yang

anda interpretasi adalah offset nol (zero offset)).

Untuk model perlapisan horizontal, Koreksi NMO dirumuskan sbb:


Didalam melakukan koreksi NMO, pemilihan model kecepatan (Vrms maupun Vstack)

merupakan hal yang sangat penting.



Gambar berikut menunjukkan efek pemilihan model kecepatan: (a) sebelum koreksi NMO

(b) model kecepatan yang tepat (c) kecepatan terlalu rendah (d) kecepatan terlalu tinggi.

Courtesy Yilmaz, 1987

Koreksi NMO akan menghasilkan efek 'stretching' yaitu penurunan frekuensi gelombang

seismik. Oleh karena itu langkah 'muting' dilakukan untuk menghilangkan efek ini.




Noise dan Data Seismik

Noise adalah gelombang yang tidak dikehendaki dalam sebuah rekaman seismik sedangkan

data adalah gelombang yang dikehendaki. Dalam seismik refleksi, gelombang refleksilah

yang dikehendaki sedangkan yang lainya diupayakan untuk diminimalisir.

Gambar diatas menunjukkan sebuah rekaman dengan data gelombang refleksi dan noise

(gelombang permukaan / ground roll) dan gelombang langsung (direct wave).

Noise terbagi menjadi dua kelompok: noise koheren (coherent noise) dan noise acak

ambient (random ambient noise).



Contoh noise keheren: ground roll (dicirikan dengan amplitudo yang kuat dan frekuensi

rendah), guided waves atau gelombang langsung (frekuensi cukup tinggi dan datang lebih

awal), noise kabel, tegangan listrik (power line noise: frekuensi tunggal, mudah direduksi

dengan notch filter), multiple (adalah refleksi sekunder akibat gelombang yang

terperangkap). Sedangkan noise acak diantaranya: gelombang laut, angin, kendaraan yang

lewat saat rekaman, dll.

Gambar diatas diambil dari Kennett [1983] dengan beberapa modifikasi.

Foto diatas adalah Prof. B.L.N.

Kennett (sebelah kanan), bintang

seismologi kaliber dunia.

Sekarang [2007] menjabat

sebagai direktur Research School

of Earth Sciences, Australian

National University.



Non Zero Apex

Adalah fenomena pada CDP (Common Depth Point) gather dengan puncak parabola (apex)

tidak pada posisi offset sama dengan nol (non zero).

Berikut contohnya:

Courtesy Kansas Geological Survey

Non zero apex dapat terjadi pada akuisisi seismik 2D dimana jejak sinar seismik (ray path) tidak lurus atau tidak ‘menghantam’ depth point akan tetapi malah menghantam litologi di sampingnya. Adanya penyimpangan ray path tersebut diakibatkan oleh prinsip Fermat.

Nyquist Frequency

Adalah frekuensi tertinggi yang dimiliki oleh gelombang seismik.

Secara matematis Frekuensi Nyquist dituliskan sbb:

FN=1/(2 x interval sampling)

Sehingga jika interval sampling 0.0025 mili detik (2.5 detik) , maka Frekuensi Nyquist

adalah 200Hz.



P-Wave

Jika bumi yang 'tenang' diberikan gangguan, misalnya diganggu dengan diledakannya

sebuah dinamit, maka partikel-partikel material bumi tersebut akan bergerak dalam

berbagai arah. Fenomena pergerakan partikel material bumi ini disebut dengan

gelombang.

Jika pergerakan partikel tersebut sejajar dengan arah penjalaran gelombang, maka disebut

dengan gelombang kompresi (gelombang primer atau primary wave atau gelombang P).

Gambar dibawah menunjukkan karakter material sebelum diganggu dan karakter

gelombang P.


Rekaman seismik refleksi suatu eksplorasi migas merupakan rekaman gelombang P yang

menjalar dari sumber (dinamit, vibroseis, dll.) ke penerima (geophone).

Gelombang P menjalar dengan kecepatan tertentu. Jika melewati material yang bersifat

kompak atau keras misalnya dolomit maka kecepatan gelombang P akan lebih tinggi

dibanding jika melewati material yang 'lunak' seperti batulempung.

Sebagai fungsi dari modulus bulk(k) , modulus geser (μ), dan densitas (ρ), kecepatan

gelombang P (Vp) adalah:

Vp=[(k+4/3μ)/ρ]0.5



Perigram

Perigram adalah envelope amplitudo (Kuat Refleksi) dengan menghilangkan kembali

komponen dc (lihat gambar).

Komponen frekuensi rendah pada Kuat Refleksi dihitung sebagai berikut :

Selanjutnya komponen frekuensi rendah, B(t) dikurangi dari Kuat Refleksi, A(t), untuk

memperoleh Perigram, g(t) :

Perigram sebagai envelope amplitudo (Kuat Refleksi) dengan menghilangkan komponen dc

(Source Landmark, 1996).

Pada dasarnya Perigram mempunyai kegunaan yang sama dengan Kuat Refleksi, tetapi

Perigram memiliki nilai positif dan negatif sehingga dapat dianalisis dengan peta warna

standar dan dapat digunakan untuk penggabungan jejak seismik atau peningkatan kualitas

data.

Sedangkan Kuat Refleksi hanya mempunyai komponen positifnya saja, sehingga tidak

cocok untuk beberapa macam analisis dan prosesing.



Perigram X Cosinus Fasa

Hasil perkalian antara Perigram dan Cosinus Fasa menghasilkan atribut lain yang berguna

(Shtivelman et al, op.cit. Landmark, 1996).

Jejak seismik real didefinisikan sebagai perkalian amplitudo dan fasa:

Dengan kata lain, jejak real f(t), sama dengan Kuat Refleksi A(t), dikalikan dengan cosinus

fasa, cos q(t).Perigram didefinisikan oleh :

Hasil perkalian Perigram dan Cosinus Fasa didefinisikan sebagai :

Dengan menggabungkan dengan definisi sebelumnya, kita peroleh :

dan,

Dengan kata lain, walaupun Perigram bernilai positif, hasil perkalian Perigram dengan

Cosinus Fasa sama dengan data masukan f(t), dikali dengan jejak skalar, yang berharga

kurang dari 1.

Jika Perigram bernilai perigram negatif maka amplitudo bernilai nol. Perigram X Cosinus

Fasa berperan dalam menampilkan zona amplitudo tinggi dan event-event kontinyu.

‘Bright Spot’ yang berasosiasi dengan gas sand, misalnya, akan terlihat secara jelas secara

ketika reflektor energi rendah sekitar tereduksi menjadi nol.



Persamaan Faust

Adalah sebuah persamaan yang menguhubungkan sifat kecepatan gelombang (Vp) dengan

sifat resistivity.

Hubungannya adalah sbb:

Courtesy CGG Veritas – Hampson Russell

Gambar dibawah ini adalah contoh real dari hubungan antara log sonic dengan log

resistivity. Dari sini kita dapat mengetahui koefisien persamaan Faust (a dan c).




Jika kita menganggap data log diatas sebagai sumur bor referensi, yang akan digunakan

untuk memprediksi sumur bor lain (yang menjadi target) yang tidak memiliki log sonic

tetapi memiliki log resistivity , maka tentu saja kita harus mempertimbangkan ‘kemiripan’

karakteristik geologi sumur bor target dengan sumur bor referensi.



Berikut contoh perbandingan log sonic yang diperoleh dari log resistivity dengan log sonic

yang sebenarnya.




Petroleum System

Faktor-faktor yang menjadi perhatian studi Petroleum System adalah batuan sumber

(source rocks), pematangan (maturasi), reservoir, migrasi, timing, perangkap (trap),

batuan penyekat (sealing rock) dan fracture gradient.

SOURCE ROCKS

Source rocks adalah endapan sedimen yang mengandung bahan-bahan organik yang dapat

menghasilan minyak dan gas bumi ketika endapan tersebut tertimbun dan terpanaskan.

Bahan-bahan organik yang terdapat didalam endapan sedimen selanjutnya dikenal dengan

kerogen (dalam bahasa Yunani berarti penghasil lilin).

Terdapat empat tipe kerogen:

Tipe I: bahan- bahan organic kerogen Tipe I merupakan alga dari lingkungan pegendapan

lacustrine dan lagoon.Tipe I ini dapat mengkasilkan minyak ringan (light oil) dengan

kuallitas yang bagus serta mampu menghasilkan gas.

Tipe II: merupakan campuran material tumbuhan serta mikroorganisme laut. Tipe ini

merupakan bahan utama minyak bumi serta gas.

Tipe III: Tanaman darat dalam endapan yang mengandung batu bara. Tipe ini umumnya

menghasilkan gas dan sedikit minyak.

Tipe IV: bahan-bahan tanaman yang teroksidasi. Tipe ini tidak bisa menghasilkan minyak

dan gas.

Kandungan kerogen dari suatu source rock dikenal dengan TOC (Total Organic Carbon),

dimana standar minimal untuk 'keekonomisan' harus lebih besar dari 0.5%.

Implikasi penting dari pengetahuan tipe kerogen dari sebuah prospek adalah kita dapat

memprediksikan jenis hidrokarbon yang mungkin dihasilkan (minyak, gas, minyak & gas

bahkan tidak ada migas).

MATURASI

Maturasi adalah proses perubahan secara biologi, fisika, dan kimia dari kerogen menjadi

minyak dan gas bumi.



Proses maturasi berawal sejak endapan sedimen yang kaya bahan organic terendapkan.

Pada tahapan ini, terjadi reaksi pada temperatur rendah yang melibatkan bakteri anaerobic

yang mereduksi oksigen, nitrogen dan belerang sehingga menghasilkan konsentrasi

hidrokarbon.

Proses ini terus berlangsung sampai suhu batuan mencapai 50 derajat celcius. Selanjutnya,

efek peningkatan temperatur menjadi sangat berpengaruh sejalan dengan tingkat reaksi

dari bahan-bahan organik kerogen.

Karena temperatur terus mengingkat sejalan dengan bertambahnya kedalaman, efek

pemanasan secara alamiah ditentukan oleh seberapa dalam batuan sumber tertimbun

(gradien geothermal).

Gambar dibawah ini menunjukkan proporsi relatif dari minyak dan gas untuk kerogen tipe

II, yang tertimbun di daerah dengan gradien geothermal sekitar 35 °C km -1 .

From OpenLearn - LearningSpace



Terlihat bahwa minyak bumi secara signifikan dapat dihasilkan diatas temperature 50 °C

atau pada kedalaman sekitar 1200m lalu terhenti pada suhu 180 derajat atau pada

kedalaman 5200m. Sedangkan gas terbentuk secara signifikan sejalan dengan

bertambahnya temperature/kedalaman.

Gas yang dihasilkan karena factor temperatur disebut dengan termogenic gas, sedangkan

yang dihasilkan oleh aktivitas bakteri (suhu rendah, kedalaman dangkal <600m).

Gambar di bawah ini merupakan contoh penampang kedalaman dari lapisan-lapisan

batuan sumber, serta prediksi temperatur dengan cara menggunakan contoh kurva di atas.

Dari penampang ini dapat diprediksikan apakah source tersebut berada dalam oil window,

gas window, dll. Metoda ini dikenal dengan metoda Lopatin ( 1971). Terlihat jelas, metoda

Lopatin hanya berdasarkan temperature dan mengabaikan efek reaksi kimia serta biologi.

Courtesy Fettes College

RESERVOIR

Adalah batuan yang mampu menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Dengan kata lain

batuan tersebut harus memiliki porositas dan permeabilitas.

Jenis reservoir umumnya batu pasir dan batuan karbonat dengan porositas 15-30% (baik



porositas primer maupun sekunder) serta permeabilitas minimum sekitar 1 mD (mili

Darcy) untuk gas dan 10 mD untuk minyak ringan (light oil).

Berikut contoh-contoh reservoir berikut nilai porositas, permeabilitas, dll.


MIGRASI

Migrasi adalah proses trasportasi minyak dan gas dari batuan sumber menuju reservoir.

Proses migrasi berawal dari migrasi primer (primary migration), yakni transportasi dari

source rock ke reservoir secara langsung. Lalu diikuti oleh migrasi sekunder (secondary

migration), yakni migrasi dalam batuan reservoir nya itu sendiri (dari reservoir bagian

dalam ke reservoir bagian dangkal).




Prinsip dasar identifikasi jalur-jalur migrasi hidrokarbon adalah dengan membuat peta

reservoir. Kebalikannya dari air sungai di permukaan bumi, hidrokarbon akan melewati

punggungan (bukit-bukit) dari morfologi reservoir. Daerah yang teraliri hidrokarbon

disebut dengan drainage area (Analogi Daerah Aliran Sungai di permukan bumi). Jika

perangkap tersebut telah terisi penuh (fill to spill) sampai spill point, maka hidrokarbon

tersebut akan tumpah (spill) ke tempat yang lebih dangkal. Berikut contohnya:

Courtesy Sintef



TIMING

Waktu pengisian minyak dan gas bumi pada sebuah perangkap merupakan hal yang sangat

penting. Karena kita menginginkan agar perangkap tersebut terbentuk sebelum migrasi,

jika tidak, maka hidrokarbon telah terlanjur lewat sebelum perangkap tersebut terbentuk.

TRAP

Terdapat macam-macam perangkap hidrokarbon: perangkap stratigrafi (D), perangkap

struktur (A-C) dan kombinasi (E).

From OpenLearn - Learning Space

SEAL

Seal adalah system batuan penyekat yang bersifat tidak permeable seperti

batulempung/mudstone, anhydrite dan garam.

FRACTURE GRADIENT

Didalam evaluasi prospek, kurva fracture gradient diperlukan diantaranya untuk

memprediksi sejauh mana overburden rocks mampu menahan minyak dan gas bumi.

Semakin tebal suatu overburden, maka semakin banyak volume hydrocarbon yang mampu

‘ditahan’.

Gambar dibawah ini menunjukkan kurva fracture gradient dari gas, minyak dan air formasi

dari sebuah lapangan. Berdasarkan kurva ini, jika kita memiliki sebuah perangkap dengan

ketebalan overburden (c), maka ketebalan kolom gas maksimal yang mampu ditahan

adalah (c-a), dan ketebalan kolom minyak adalah (c-b), selebihnya hidrokarbon tersebut

akan merembes keluar penyekat.



Poisson Impedance

Adalah sebuah atribut yang diturunkan dari kombinasi P Impedance (ρ Vp) dan S

Impedance (ρ Vs). Poisson Impedance diklaim sebagai atribut yang berhubungan langsung

dengan indicator hidrokarbon. Ide dasar dari Poisson Impedance dapat dilihat pada

gambar dibawah ini:

Courtesy Quakenbush et al. [2006]



Pada gambar diatas, terlihat bahwa dari sifat AI (Acoustic Impedance = P Impedance) dan

SI (shear Impedance) , oil sand tidak begitu jelas terpisahkan dari brine sand dan shale.

Untuk memisahkan litologi tersebut, Quakenbush et al. [2006], mengusulkan untuk

mengekstrak sifat PI (Poisson Impedance) dengan cara melakukan ‘rotasi’ dari krosplot

tersebut .

Secara matematis, hubungan PI, SI dan AI dapat dituliskan sbb:

PI=AI-cSI,

dimana c merupakan parameter rotasi.

Pada prakteknya parameter c adalah inverse dari kemiringan hubungan litologi dan fluida

[Hampson-Russell]. Sehingga jika kita mengadopsi persamaan Castagna [1996] untuk

batupasir yang tersaturasi air i.e. Vs=0.8042Vp-0.8559 (lihat topik Vp/Vs), maka

c=1/0.8042 = 1.24.

Gambar dibawah ini menunjukkan log Poisson Impedance, Acoustic Impedance, Shear

Impedance. Dari gambar tersebut terlihat bahwa, level reservoir yang megandung gas lebih

mudah diamati pada log Poisson Impedance.




Poisson’s Ratio

Poisson’s Ratio adalah sebuah konstanta elastik yang merepresentasikan sifat fisis batuan.

Pengertian fisis Poisson’s Ratio dapat dijelaskan dengan contoh sbb: bayangkan sebuah

sampel batuan yang berbentuk selinder dengan panjang L dan jari-jari R. Sampel tersebut

ditekan dengan gaya berkekuatan F. Karena tekanan tersebut maka panjang sample akan

memendek dan jari-jarinya akan melebar. Jika perubahan panjangnya adalah dL dan

perubahan jari-jarinya adalah dR, maka besaran Poisson’s Ratio adalah dR/dL.

Poisson’s Ratio dapat dituliskan sebagai fungsi dari kecepatan gelombang kompresi dan

geser:

Berdasarkan hasil uji laboratorium, setiap batuan memiliki nilai Poisson’s Ratio yang

spesifik, misalnya: Sedimen laut dangkal (Hamilton, 1976) memiliki kisaran Poisson’s

Ration antara 0.45-0.50; Batupasir tersaturasi air garam (Domenico, 1976): 0.41; Batupasir

tersaturasi gas (Domenico, 1976): 0.10. Dari hasill uji lab Domenico (1976) kita melihat

bahwa batupasir yang tersaturasi gas memiliki Poisson’s Ratio 25% lebih rendah

dibandingkan batupasir yang tersaturasi air garam. Adanya kontras Poisson’s Ratio yang

tajam pada lapisan batuan akibat kehadiran gas, seringkali sifat fisis ini digunakan untuk

mendeterminasi zona akumulasi gas. Gambar dibawah ini menunjukkan hubungan antara

besaran Poisson’s Ratio sebagai fungsi dari prosentase kehadiran gas dalam batuan

bersamaan dengan sifat kecepatan gelombang.

Ostrander, 1984



Polaritas Normal - Reverse Saat ini terdapat dua jenis konvesi polaritas: Standar SEG (Society of Exporation

Geophysicist) dan Standar Eropa. Keduanya berkebalikan.

Gambar dibawah ini menunjukkan Polaritas Normal dan Polaritas 'Reverse' untuk sebuah

wavelet fasa nol (zero phase) dan fasa minimum (minimum phase) pada kasus Koefisien

Refleksi atau Reflection Coefficient (KR atau RC) meningkat (RC positif) yang terjadi pada

contoh batas air laut dengan dasar laut/lempung.



Contoh penentuan polaritas pada data seismik real, seabed ditunjukkan dengan trough

(merah), hal ini berarti polaritas seismik yang digunakan adalah normal SEG.

Preserve-Non Preserve Amplitude Adalah istilah yang digunakan untuk menjelaskan status data seismik, yakni apakah sudah

diterapkan proses Gain atau belum.

Preserve amplitude adalah data ‘original’ sebelum terapkan gain, sedangkan non preserve

adalah data seismik setelah diterapkan gain.

Untuk keperluan interpretasi seismik, pemetaan horizon, sesar, struktur , dll., sebaiknya

menggunakan data non preserve amplitude, dimana efek kehilangan energi akibat

spherical divergensi telah dihilangkan.

Sedangkan preserve amplitude digunakan untuk berbagai komputasi geofisika lanjut

seperti seismik atribut, seismik inversi, AVO, dll.

Namun, untuk keperluan ‘display’, time-variant gain kadang-kadang diterapkan pada data

yang akan digunakan untuk berbagai komputasi geofisika diatas asalkan zona targetnya

bersifat ‘lateral’.



Prewhitening

Prewhitening adalah pembobotan matrix pada proses deconvolusi (lihat subject

deconvolusi) dengan menambahkan sebuah konstanta dengan rentang 0 s.d 1 untuk

memberikan kestabilan dalam komputasi numerik.

Remote Resistivity Reservoir Mapping (R3M)

Akhir-akhir ini, metodologi R3M semakin populer digunakan untuk mendeteksi apakah

sebuah reservoir mengandung hidrokarbon (HC) atau tidak.

(from Srnka, 2007)

Penggunaan R3M dalam mendeteksi HC berangkat dari pemahaman bahwa terdapat

perbedaan sifat fisika (dalam hal ini adalah RESISTIVITAS) antara reservoir yang

mengandung HC dan tidak (saline brine). Gambar diatas (kanan) menunjukkan bahwa

reservoir yang mengandung HC akan memiliki resistivitas lebih tinggi daripada reservoir

yang tidak megandung HC (mengandung saline brine).

Jika kita melihat tabel diatas (kiri), survey R3M akan memiliki tantangan yang serius jika

kontras resistivitas antara reservoir yang mengandung HC dan yang tidak mengandung HC

terlalu kecil. Walaupun demikian, kita masih memiliki ‘harapan’ jika kontras resistivitas

tersebut cukup besar.



from Srnka, 2007

Berdasarkan tabel di atas, frekuensi sinyal R3M berkisar antara ~0.125 sampai 20Hz.

Terlihat jelas bahwa R3M memiliki ‘irisan’ dengan frekuensi gelombang seismik refleksi

(i.e. 10 – 120 Hz). Akan tetapi pada prakteknya, kisaran frekuensi R3M yang digunakan

sangat kecil (sekitar 0.125 s.d 2.0Hz).

Teknik pengambilan data R3M serupa dengan teknik pengambilan data seismik 2D OBC

(Ocean Botton Cable). Sumber listrik (Source) ditarik oleh sebuah kapal survey dengan

kecepatan 1-2 knot. Posisi sumber ditempatkan berapa beberapa meter diatas dasar laut

(25-30m), sedangkan penerima (receivers) ditempatkan pada dasar laut. Perhatikanlah

sketsa pengambilan data R3M dan perangkat-perangkatnya pada gambar dibawah ini:

(From Amundsen, 2006)



(from Rosten et al., emgs)

Gambar dibawah menunjukkan respon data R3M untuk sebuah survey. Pada Gambar A,

titik-titik MERAH menunjukkan respon untuk reservoir yang mengandung HC dan PUTIH

untuk latar belakang saline brine (wet). Sementara gambar (B) adalah rasio antara kasus

HC dan kasus saline brine (wet). Pada gambar B terlihat jelas bahwa kehadiran HC akan

menghasilkan respon peningkatan magnitude lalu penurunan megnitudo resistivitas

sejalan dengan bertambahnya offset.

Gambar A (modified from Johansen, 2008)



Gambar B (modified from Johansen, 2008)

Referensi:

Amundsen, et. al, Decomposition of electromagnetic fields into

upgoing and downgoing components, Geophysics, vol 71, no 5, October 2006.

Johansen, S., et al., How EM survey analysis validates current technology, processing and

interpretation methodology, first break vol 26 June 2008.

Rosten, T., et.al, Stat Oil R&D Center, Norsk Hydro R&D Center, Electromagnetic

Geoservices (emgs), Earth and Planetary Exploration Services (EPX).

Srnka, L.J. (ExxonMobil Upstream Research Company, Houston, TX), EGM 2007

International Workshop, Innovation in EM, Grav and Mag Methods: a new Perspective for

Exploration

Capri, Italy, April 15 – 18, 2007.



Reflection Strength

Kuat refleksi didefinisikan sebagai envelop dari jejak seismik (lihat gambar). Untuk

masing-masing sampel waktu, Kuat Refleksi dirumuskan sebagai :

Sehingga kuat refleksi selalu bernilai positif dan selalu mempunyai magnitudo yang sama

dengan jejak seismik real.

Jejak Kuat Refleksi (b) sebagai envelop amplitudo dari jejak Reflektivitas (a)

(Redrawn from Landmark, 1996)

Kuat Refleksi memberikan informasi mengenai kontras Impedansi Akustik.

Perubahan lateral pada Kuat Refleksi sering berasosiasi dengan perubahan litologi secara

umum dan berasosiasi dengan akumulasi hidrokarbon.

Reservoir gas secara khusus, sering muncul sebagai refleksi amplitudo tinggi atau lebih

dikenal dengan ‘bright spot’. Perubahan tajam pada Kuat Refleksi bisa berasosiasi dengan

struktur patahan atau zona pengendapan misalnya channels.

Kuat Refleksi juga berguna untuk identifikasi perlapisan batuan dan membantu untuk

mendeskripsi satu reflektor masif seperti ketidakselarasan dari kelompok komposit

reflektor.



Reflectivity

Reflektivitas adalah kontras Impedansi Akustik (IA) pada batas lapisan batuan sediment

yang satu dengan batuan sediment yang lain. Besar-kecilnya nilai reflektivitas selain

tergantung pada Impedansi Akustik, juga tergantung pada sudut datang gelombang atau

jarak sumber-penerima. Di dalam seismik refleksi, reflektivitas biasanya ditampilkan pada

jarak sumber-penerima sama dengan nol (zero offset) sehingga dapat diformulasikan sbb:

Reflektivitas berbanding lurus dengan amplitudo gelombang seismik refleksi. Jika

reflektivitas semakin tinggi, maka amplitudo-nya pun semakin tinggi pula.

Gambar dibawah ini menunjukkan hubungan reflektivitas, amplitudo dan impedansi

akustik.

Resolusi seismik

Resolusi seismik adalah kemampuan untuk memisahkan dua reflektor yang berdekatan.

Didalam dunia seismik, resolusi terbagi dua: resolusi vertikal (temporal) dan lateral

(spasial).



Resolusi vertikal didefinisikan dengan ¼ panjang gelombang seismik (λ), dimana λ= v/ f

dengan v adalah kecepatan gelombang seismik (kompresi) dan f adalah frekuensi.

Frekuensi dominan gelombang seismik bervariasi antara 50 and 20 Hz dan semakin

berkurang terhadap kedalaman.

Tabel dibawah ini menunjukkan contoh hubungan antara v , f dan λ:

Dari tabel diatas kita melihat bahwa untuk anomali dangkal dengan kecepatan gelombang

seismik 2500 m/s dan frekuensi 50Hz diperoleh resolusi vertikal 12.5 meter, artinya batas

minimal ketebalan lapisan (ketebalan tuning / tuning thickness) yang mampu dilihat oleh

gelombang seismik adalah 12.5 meter.

Widess[1973] dalam papernya 'How thin is a thin bed', Geophysics, mengusulkan 1/8λ

sebagai batas minimal resolusi vertikal. Akan tetapi dengan mempertimbangkan kehadiran

noise dan efek pelebaran wavelet terhadap kedalaman maka batas minimal resolusi

vertikal yang dipakai adalah 1/4λ.

Resolusi lateral dikenal dengan zona Fresnel (r) dengan:

Dengan t adalah waktu tempuh gelombang seismik (TWT/2).

Untuk anomali dalam dengan waktu tempuh 4s, v 5500 m/s dan f 20 Hz, batas minimal

lebar anomali yang mampu dilihat oleh gelombang seismik adalah 1229.8 meter.



Reverse Time Migration (RTM)

Adalah salah satu metoda migrasi mutakhir yang mampu menangani proses migrasi pada

struktur yang kompleks (iluminasi gelombang yang terbatas, dip yang tinggi >85 derajat,

gelombang prisma, dll.) - yang sebelumnya tidak bisa ditangani oleh metoda migrasi

konvensional (Stolt, Wave Equation Migration -WEM, Kirchhoff, dll.).

Kelebihan RTM tersebut karena metoda ini melakukan solusi persamaan gelombang dalam

dua arah (forward dan reverse):

1. Pemodelan ke depan (forward modelling) dari sumber gelombang, jadi seandainya kita memiliki sumber gelombang di permukan bumi, maka hasil modelingnya merupakan downgoing waves.

2. Reverse time modelling dari receiver dengan waktu terbalik (waktu paling akhir terlebih dahulu).

3. Kros Korelasi (Cross Correlation) dari hasil (1) dan (2). 4. Penjumlahan dari sample-sample yang dihasilkan sehingga diperoleh cube seismic.

Dengan proses (1) dan (2) di atas seolah-olah kita 'menyinari ' objek bawah permukaan

dari dua arah (dari arah atas dan dari arah bawah). Contoh di bawah ini menunjukkan

kelebihan RTM (kanan) dibandingkan dengan WEM (kiri) untuk mempertajam perangkap

stratigrafi akibat intrusi garam.

Untuk kasus di Indonesia, metoda RTM mungkin berguna untuk mempertajam perangkap

stratigrafi dengan dip yang besar atau potensial perangkap dalam di bawah carbonate (?).

Courtesy of Paul Farmer (GX Technology), 2006.



Rich Azimuth Seismic (RAZ) Adalah metoda pengambilan data seismik 3 dimensi (3-D) yang merupakan kombinasi

antara seismik multi-azimuth (MAZ) dan wide azimuth (WAZ) (lihat entry mengenai

seismik multi-azimuth dan wide azimuth pada blog ini). Tujuan dari pengambilan data

dengan metoda ini adalah untuk membuat distribusi offset-azimuth yang merata ke semua

arah. Hal ini dijelaskan pada gambar di bawah ini:

Courtesy Howard, M, Marine seismic surveys with enhanced azimuth coverage: Lessons in

survey design and acquisition, The Leading Edge, April 2007.

Gambar di atas menunjukkan konsep rich azimuth survey, yang digambarkan sebagai MAZ + WAZ = RAZ. Panel atas menggambarkan diagram rose dari distribusi offset-azimuth.

Warna panas (merah) menunjukkan jumlah fold yang tinggi dan warna dingin (biru) menunjukkan jumlah fold yang rendah. Panel bawah menunjukkan posisi kapal (bintik hitam) dan kabel perekam (garis hijau) untuk masing-masing survey.

Panel kiri menunjukkan distribusi offset-azimuth untuk survey MAZ, dengan azimuth 3 arah, tetapi tiap arah memiliki azimuth yang sempit. Panel tengah menunjukkan distribusi offset-azimuth untuk survey WAZ, dengan azimuth yang cukup lebar, tetapi hanya ke satu arah. Panel kanan menunjukkan distribusi offset-azimuth untuk survey RAZ, dengan azimuth yang lebar dan memiliki distribusi ke 3 arah.

Artikel ini kontribusi Befriko Murdianto, Chevron Indonesia Company



RMS Velocity

Perhatikan model bumi yang tersusun atas beberapa interval perlapisan batuan yang

horizontal. Setiap lapisan memiliki kecepatan gelombang seismik tertentu.

Setiap lapisan memiliki kecepatan interval (V1, V2, V3,...,Vn), n adalah jumlah lapisan.

Sehingga kecepatan RMS sampai titik tertentu pada lapisan ke-n adalah:

Dari persamaan diatas terlihat bahwa kecepatan rms merupakan kecepatan interval yang

diberikan nilai weighting (pembobotan).

Rocks Physics Analysis Untuk memahami karakter dan sifat fisis batuan dan fluida diperlukan sebuah analisis

fisika batuan (rock physics analysis). Dengan tujuan utamanya adalah mencari suatu sifat

fisis yang dapat memisahkan antara zona prospek dengan zona yang tidak prospek.

Sifat-sifat fisis yang dimaksud diantaranya: kecepatan gelombang seismik P (Vp), kecepatan gelombang seismik S (Vs), Poisson’s Ratio, Impedansi Akustik, Lambda-Rho, Mu-Rho, dll.

Gambar dibawah adalah contoh analisis fisika batuan untuk memisahkan non-pay, gas-pay, wet-shally, dll.




Data yang ditampilkan dalam plot diatas biasanya diperoleh dari data sumur atau data hasil inversi seismik.

Plot diatas sangat berguna diantaranya untuk konversi sebuah peta sifat fisis ke peta sifat fisis yang lainnya.



Seismik inversi

Seismik inversi adalah proses pemodelan geofisika yang dilakukan untuk memprediksi

informasi sifat fisis bumi berdasarkan informasi rekaman seismik yang diperoleh.

Upaya inversi merupakan kebalikan (inverse) dari upaya pengambilan data seismik

(forward modeling).

Sebagaimana yang kita ketahui forward modeling adalah operasi konvolusi antara wavelet

sumber dengan kontras impedansi akustik bumi (koefisien refleksi).

Proses inversi merupakan proses 'pembagian' rekaman seismik terhadap wavelet sumber

yang diprediksi.



Courtesy Ashley Francis, Earthworks Environment & Resources Ltd. - U.K

Berdasarkan gambar diatas kita melihat bahwa secara bebas dapat dikatakan bahwa

impedansi akustik (hasil inversi) merepresentasikan sifat fisis 'internal' batuan sedangkan

rekaman seismik merepresentasikan 'batas batuan'. Sehingga hasil inversi dapat digunakan

untuk menginterpretasi perubahan fasies dalam suatu horizon geologi. (Sebenarnya bagi

ahli geofisika, sifat fisis internal pun dapat 'dilihat' berdasarlam karakter amplitudo atau

frekuensi rekaman seismiknya, anda setuju?).

Pemilihan 'wavelet yang diprediksi' pada proses inversi merupakan prosedur yang sangat

penting, anda harus yakin betul bahwa sifat 'wavelet yang diprediksi' mencerminkan

horizon yang menjadi target anda. Caranya ? diantaranya dengan mengekstrak wavelet

pada horizon yang menjadi target inversi. Inipun tidak ada jaminan...karena sifat wavelet

yang tergantung terhadap fasa dan attenuasi.



Dikarenakan bandwith frekuensi gelombang seismik terbatas (band limited), maka

kontribusi impedansi akustik (IA) dari komponen frekuensi rendah diperlukan. Secara

praktis, komponen frekuensi rendah ini diperoleh dari informasi sumur (well) dan

ditambahkan untuk mendapatkan impedansi akustik absolut.

IA absolut = IA seismik (band limited: 10-70Hz) + IA sumur (frekuensi rendah: <10hz).>

8200. Dengan logika ini kita dapat menampilkan IA dengan nilai > 8200 untuk melihat

karakter penyebaran batu pasir tersebut (lihat gambar di bawah ini).


Gambar di bawah merupakan penampang IA (slice). Perhatikan interpretasi batupasir

dalam 'channeling system' berdasarkan kontras IA.




Seismic Record

Rekaman seismik dapat didefinisikan sebagai kumpulan dari tras seismik. Jika

ditampilkan dalam penampang dua dimensi, ke arah lateral mencerminkan jarak atau

lokasi dan ke arah vertical mencerminkan waktu (two way travel time/ TWT) atau

kedalam (apabila telah di migrasi kedalaman / depth migration). Contoh rekaman

seismik ditunjukkan pada gambar di bawah ini dengan batas antara lapisan-lapisan batuan

diinterpretasi sebagai puncak maupun palung amplitudo-nya.

Seismic Reference Datum (SRD) Adalah level maya yang menunjukkan rekaman seismik berada pada waktu tempuh nol.

Pada data seismik laut, SRD biasanya didefinisikan dengan muka air lautnya itu sendiri

(Mean Sea Level). Pada data seismik darat, SRD adalah level acuan semu pada koreksi

statik sehingga trace-trace seismik mencerminkan kontinuitas reflektor.

Gambar di bawah ini menunjukkan datum atau SRD dalam sebuah koreksi statik. A,B,C

adalah trace-trace seismik yang terekam pada posisi A, B, C sebelum koreksi statik.

Sedangkan A’, B’, C’ adalah trace-trace seismik setelah koreksi statik dengan acuan level

datum (SRD) garis putus-putus merah.



Pada gambar diatas terlihat bahwa:

A’ memiliki nilai koreksi nol.

B’ adalah B + waktu tempuh b (waktu tempuh b = (kedalaman b / Velocity 1)x2)

C’adalah C- waktu tempuh c (waktu tempuh c = (kedalaman c / Velocity 1)x2)



Seismic Trace Seismic trace atau tras seismik adalah data seismik yang terekam oleh satu perekam

(geophone). Tras seismik mencerminkan respon dari medan gelombang elastik terhadap

kontras impedansi akustik (reflektivitas) pada batas lapisan batuan sediment yang satu

dengan batuan sediment yang lain.

Secara matematika, tras seismik merupakan konvolusi antara wavelet sumber gelombang

dengan reflektivitas bumi, sehingga:

Tras seismik = wavelet sumber gelombang * reflektivitas

Secara grafis ditunjukkan pada gambar di bawah ini:



Seismic Velocity Didalam seismologi terdapat beberapa macam kecepatan, diantaranya: kecepatan interval

(interval velocity), kecepatan sesaat ( instantaneous velocity), kecepatan semu (apparent

velocity), kecepatan rms (rms velocity), kecepatan rata-rata (average velocity), kecepatan

tengah (mean velocity), kecepatan stack (stacking velocity), kecepatan horisontal

(horizontal velocity), kecepatan vertikal (vertical velocity), kecapatan fasa (phase velocity),

kecepatan grup (group velocity), kecepatan gelombang P (P-wave velocity), kecapatan

gelombang S (S-wave velocity), kecepatan migrasi (migration velocity), kecepatan lapisan

lapuk (weathering velocity), dll.

Jenis-jenis kecapatan diatas dibagi menjadi dua: kecepatan fisis (physical velocities) dan

kecepatan pengukuran (velocity measures.).

Kecepatan fisis adalah kecepatan aktual perambatan gelombang, contoh: instantaneous

velocity, P- dan S-wave velocities, phase dan group velocity.

Sedangkan kecepatan pengukuran diturunkan dari analisa data seismik yang memprediksi

kecepatan fisis, diantaranya: average, mean, dan rms velocities, interval velocity, stacking

velocity, apparent velocity, dan migration velocity.

Courtesy Margrave, G. F. (2001)



Seismik Multikomponen

Akuisisi data seismik konvensional baik 2D, 3D maupun 4D hanyalah menggunakan

geophone 1 komponen. Komponen tersebut adalah komponen vertikal yang hanya

didesain untuk merekam gelombang kompresi (gelombang P). Sedangkan geophone yang

digunakan dalam seismik multikomponen, baik 3C (three component) maupun 4C (four

component) selain memiliki komponen vertikal, juga memiliki komponen horizontal yang

didesain untuk merekam gelombang geser (shear wave / gelombang S).

Geophone 3 komponen mengukur pergerakan partikel secara vertikal (atas-bawah) dan

dua arah horizontal (timur-barat dan utara-selatan). Komponen timur-barat disebut ’EW’

dan komponen utara selatan disebut ’NS’. Berikut ilustrasinya:

Komponen geophone vertikal (warna hijau) memiliki kemampuan mencatat gelombang P

lebih baik dibanding gelombang S, sedangkan komponen horizontal (warna merah dan

biru) akan merekam gelombang S lebih baik dibanding merekam gelombang P (mengapa?

lihat definisi gelombang P dan S dalam blog ini).

Gelombang S itu sendiri merupakan gelombang yang terkonversi dari gelombang P akibat

menghantam reflektor, selanjutnya disebut dengan (PS), sementara gelombang P yang

terefleksikan disebut dengan (PP) , lihat gambar dibawah ini:



Courtesy Western Geco - Schlumberger

Didalam prakteknya, kedua komponen gelombang yang terekam secara horizontal tersebut

akan dikalkulasi lebih lanjut sehingga diperoleh komponen gelombang yang lain yaitu

gelombang SH (Tangensial) dan SV (Radial), melalui persamaan:

SV=(NS cos θ)+(EW sin θ) 1)

SH=(-NS sin θ)+(EW cos θ) 2)

θ merupakan azimuth, yakni sudut yang dibentuk oleh proyeksi horizontal sumber

penerima terhadap arah utara.

Dikarenakan kecepatan gelombang P lebih tinggi (~2 kali) daripada gelombang S, maka

waktu tempuh nya pun berbeda.



Gambar sebelah kiri adalah rekaman PP dan kanan adalah rekaman PS, perhatikan TWT PS

sekitar 2X TWT PP. Courtesy: Lawton, Don C, et al., 2001, Multicomponent survey at Calgary

AirportCREWES Research Report — Volume 13

Didalam akuisisi seismik, untuk menempatkan geophone multicomponent sangatlah susah,

menurut laporan CREWES, untuk crew yang sangat berpengalamanpun error azimuth

dapat mencapai 10 derajat.

Didalam industri, aplikasi Multicomponen geophone atau Multicomponent seismic

memiliki kelebihan yang tidak bisa diberikan oleh geophone komponen tunggal. Kelebihan

itu diantaranya memberikan prediksi gas cloud, Lambda Mu Rho, analisis Vp/Vs, shear

wave splitting untuk mendelineasi orientasi fracture/anisotropy, dll.

Persamaan 1 dan 2 diatas courtesy: Agus Abdullah, 2007, PhD Thesis, Research School of

Earth Sciences, Australian National University.

Referensi tambahan:

Bland, H.C, Robert R. Stewart, 1996, Geophone orientation, location, and polarity checking for

3-C seismic surveys, CREWES Research Report — Volume 8.



Semblance, dll.

Perhatikan tras-tras seismik dalam sebuah CDP (Common Depth Point) setelah koreksi

NMO diterapkan.

Asumsikan jumlah tras seismik tersebut adalah n dan amplitudo masing-masing tras dalam

waktu (t) tertentu adalah w. Maka Amplitudo Stacking dan Semblance dapat dituliskan sbb:

Shear Wave

Jika bumi yang 'tenang' diberikan gangguan, misalnya diganggu dengan diledakannya

sebuah dinamit, maka partikel-partikel material bumi tersebut akan bergerak dalam

berbagai arah. Fenomena pergerakan partikel material bumi ini disebut dengan

gelombang.

Jika pergerakan partikel tersebut tegaklurus dengan arah penjalaran gelombang, maka

disebut dengan gelombang geser (shear wave) (gelombang sekunder atau secondary wave

atau gelombang S).

Gambar dibawah menunjukkan karakter material sebelum diganggu dan karakter

gelombang S.




Sebagai fungsi dari modulus geser (μ), dan densitas (ρ), kecepatan gelombang S (Vs)

adalah:

Vs=[μ/ρ]0.5

Shear Wave Splitting

Shear Wave Splitting merupakan studi untuk menganalisis tingkat anisotropi (lihat subject

anisotropi pada blog ini) dari sebuah medium. Dalam hal ini azimuthal anisotropy.

Pemisahan (splitting) dari gelombang S tersebut diakibatkan oleh perbedaan waktu

tempuh (delay time atau Δτ) antara dua komponen gelombang S yang saling tegak lurus

satu sama lain.

Ingat, gelombang S memiliki komponen SV dan SH, SV adalah gelombang S yang bergerak

secara vertikal dan SH adalah gelombang S yang bergerak secara horizontal, berikut

ilustrasinya:



Jika gelombang S melewati sebuah medium homogen isotropis, maka waktu tempuh

gelombang SV akan sama dengan waktu tempuh gelombang SH (lihat persamaan

matematika pada subject seismic multicomponent pada blog ini untuk menurunkan

gelombang SH dan SV dari sebuah survey seismik multicomponent).

Sedangkan jika terdapat perbedaan sifat fisis (contoh: foliasi mineral) maupun perbedaan

karakter struktur medium (contoh: orientasi fracture) ke arah vertikal maupun ke arah

horizontal maka akan menghasilkan waktu tempuh yang berbeda bagi kedua jenis

gelombang tersebut, fenomena perbedaan waktu tempuh tersebut dikenal dengan shear

wave splitting. Berikut ilustrasinya untuk sebuah gelombang S yang melewati medium

dengan fracture vertikal:

Dari gambar diatas terlihat bahwa sebuah gelombang S yang melewati medium dengan

fracture berorientasi vertikal akan meghasilkan pemisahan komponen SH dan SV dengan

SV datang lebih cepat (lebih awal) dibandingkan SH yang datang lebih lambat. Dengan kata

lain gelombang S yang merambat tegak lurus dengan fracture akan datang lebih lambat

sedangkan gelombang S yang sejajar dengan fracture akan datang lebih cepat. Jika kita

kembangkan lebih lanjut, delay time (Δτ) akan semakin besar jika gelombang S merambat

tegak lurus dengan fracture dan semakin kecil jika merambat sejajar dengan fracture.



Dengan mempergunakan logika di atas, multi azimuth atau wide azimuth seismic (lihat

kedua subject tersebut pada blog ini) dengan multicomponent geophone dapat

dipergunakan untuk mendeterminasi orientasi fracture.

Dengan menghitung tingkat anisotropi (baca delay time) pada berbagai azimuth anda akan

mendapatkan gambaran orientasi fracture pada zona bersangkutan. Sehingga pada

reservoar dengan porositas sekunder, dalam hal ini porositas akibat fracture. Studi shear

wave splitting dapat membantu untuk menempatkan posisi sumur bor sedemikian rupa

sehingga produksi hidrokarbon lebih optimal.

Sebagai informasi tambahan, tingkat homogenitas medium dapat dijustifikasi oleh resolusi

seismik, sehingga medium dengan derajat keheterogenan lebih kecil dari resolusi seismik

masih dipertimbangkan sebagai medium homogen (Backus, 1962). Sebagai konsekuensi

teori Backus tersebut, anda jangan bermimpi untuk mendeteksi fracture reservoar yang

berada di bawah resolusi seismik.

Slant Stack - Radon Transform

Slant Stack atau Transformasi Radon adalah teknik penjumlahan tras-tras seismik pada

sudut tertentu yang ditujukan untuk memperjelas kehadiran reflector miring dan ditujukan

juga untuk meningkatkan rasio signal terhadap noise (SNR-Signal to Noise ratio).

Terdapat dua tahap didalam melakukan Slant Stack. Pertama, koreksi LMO (Linear Move

Out). LMO adalah proses proyeksi tras-tras pada gerbang CDP (Common Deep Point) atau

CMP (Common Mid Point) dengan sudut tertentu. Sudut yang dimaksud berkorelasi dengan

parameter sinar (p) dan offset (x).

Dengan LMO, kita memperoleh reflektor dengan waktu :

Tahap kedua, setelah LMO dilakukan, tras-tras tersebut dijumlahkan (stack) sehingga

diperoleh Slant Stack.



Spectral Decomposition

Penampang seismik konvensional yang anda amati merupakan komposit dari rentang

frekuensi gelombang (umumnya 10 s/d 70 Hz, dengan frekuensi dominant sekitar 30Hz).

Perbedaan penampang pada frekuensi yang berbeda akan menampilkan fitur geologi yang

berbeda pula, karena pada hakikatnya sifat geologi seperti ketebalan, kandungan fluida

(baca: hidrokarbon), dll. hanya akan lebih jelas dilihat pada level frekuensi yang sesuai.

Metoda dekomposisi spectral digunakan untuk menampilkan penampang seismik pada

level frekuensi tertentu, katakanlah pada frekuensi 10Hz, 20Hz, 30Hz, dll.

Contoh dibawah ini menunjukkan perbedaan antara penampang waktu seismik

konvensional dengan penampang seismik pada frekuensi 32Hz.

Courtesy Sinha S et al.

Penampang seismik ‘konvensional’, fluvial channel ditunjukkan dengan panah kuning.

Geologi di bagian baratdaya tidak ditunjukkan dengan baik.



Courtesy Sinha S et al.

Penampang seismik pada 32Hz, fluvial channel ditunjukkan dengan panah kuning. Channel

dibagian barat daya (panah biru) dapat ditunjukkan dengan lebih baik.

Pictures courtesy of Sinha S et al,. ‘Spectral Decomposition of Seismic Data with Continuous

Wavelet Transform’, School of Geology and Geophysics, University of Oklahoma, Norman, OK

73019 USA, Department of Geosciences,Boise State University, Boise, ID 83725 USA,

ConocoPhillips, Houston, TX 77252 USA

Spike

Secara bahasa spike diterjemahkan sebagai ’paku’. Di dalam terminologi seismik istilah

spike digunakan untuk menjelaskan sifat ’kelangsingan’ dari sebuah wavelet atau

gelombang refleksi.

Ingat bahwa batas perlapisan batuan ditunjukkan oleh bentuk gelombang yang ’gemuk’.

Interpreter menginginkan bentuk gelombang tersebut selangsing mungkin...idealnya

seperti paku (spike).



Sifat gelombang yang gemuk tersebut disebabkan oleh berbagai faktor diantaranya:

atenuasi, absorbsi, signature sumber, dll.

Upaya diet yang bisa dilakukan untuk melangsingkan gelombang adalah dengan cara

deconvolusi. Namun hal inipun ada batasannya, mustahil untuk mendapakan gelombang

refleksi atau wavelet berbentuk paku.

Perhatikan gambar dibawah ini:

SRME

SRME (Surface Related Multiple Elimination) adalah metoda untuk menghilangkan energi multiple yang dihasilkan oleh batas air-udara. Multiple yang dihasilkan oleh batas air-udara ini kadang-kadang sangat sulit dihilangkan dengan menggunakan metoda demultipel konvensional seperti Radon atau pun Tau-P (Geotrace).

Walaupun metoda SMRE sudah diperkenalkan oleh Verschuur dan Berkhout sejak tahun 1997, namun metoda ini baru populer di industri migas sejak tahun 2003-an.

Metoda SRME memiliki tiga tahap utama: pertama, menghilangkan noise non fisis, regulasisasi data sehingga diperoleh grid sumber-penerima yang konstan, interpolasi near dan intermediate offset yang hilang, menghilangkan gelombang langsung dan gelombang permukaan. Kedua: prediksi multiple, prediksi ini didasarkan pada observasi bahwa multiple yang terkait dengan permukaan dapat diprediksi melalui konvolusi temporal dan spasial dari data itu sendiri (Berkhout, 1982). Ketiga: data input dikurangi dengan multiple yang terprediksi pada tahap dua (Long et al., 2005).

Tahapan-tahapan metoda SRME dapat dilihat pada gambar dibawah ini (gambar courtesy:

Long et al., 2005):



Untuk memahami teori SRME secara mendalam, terdapat sebuah referensi yang cukup

bagus yakni Seismic multiple removal techniques. Past, present and future oleh Eric

Verschuur, EAGE Publications BV.

Gambar dibawah menunjukkan keampuhan metoda SRME dibandingkan dengan metoda konvensional.



Courtesy Geotrace Technologies, Inc, 2007

Referensi: Long et al., 2005, Multiple Removal Success in The Carnarvon Basin with SRME,

APPEA Journal



Stacking Stacking adalah proses menjumlahkan tras-tras seismik dalam satu CDP setelah koreksi

NMO (Normal Move Out).

Proses stacking memberikan keuntungan untuk mengingkatkan rasio signal terhadap noise

(S/N ratio).

Gambar diatas menunjukkan prinsip koreksi NMO, hiperbola refleksi di-adjust dengan

menggunakan model kecepatan (kecepatan rms atau kecepatan stacking) sehingga

berbentuk lapisan horizontal, selajutnya tras-tras NMO dijumlahkan (stacking).

Static Correction Static Correction atau koreksi statik adalah proses pengolahan data seismik untuk

menggeser waktu tras seismik yang bergeser akibar lapisan lapuk di permukaan bumi atau

akibat perbedaan topografi sumber dan penerima atau akibat perbedaan yang ekstrim

pada batimetri dasar laut.

Gambar dibawah menunjukkan penampang seismik refleksi sebelum dan setelah koreksi

statik.



Courtesy Marine Geosciences Purdue

Sweep Vibroseis Adalah gelombang mini atau pulsa yang dihasilkan oleh sumber getar vibroseis. Sweep

berkarakter sinusoidal dengan frekuensi semakin besar terhadap waktu.

Gambar berikut menunjukkan karakter sweep dan contoh pengolahan data seismik dengan

sumber getar vibroseis.



Gambar (a) adalah sweep (b) adalah respon reflektivitas bumi (c) konvolusi antara (a) dan

(b), (d) adalah kros-korelasi antara (a) dan (c).

Perhatikan hasil (d) yang merepresentasikan karakter bumi (b). Menakjubkan bukan ?

Gelombang sweep diatas dihasilkan dengan menggunakan persamaan:

Dengan fo=40Hz dan setelah dilakukan taper hanning.

Tau-P Pengolahan data seismic pada domain τ-p sudah cukup lama digunakan didalam industri

migas. Sebelum memahami konsep dasar transformasi data seismic dalam gerbang CDP

(CDP gather) dari domain t-x (waktu-offset) ke domain τ-p, marilah kita pelajari terlebih

dahulu definisi τ dan definisi p.

Hubungan τ dengan waktu (t) dan offset (x) dapat dijelaskan berdasarkan hubungan τ=t-

px, p adalah ray parameter atau slowness atau phase velocity dimana p= sin (θ)/v, θ adalah

sudut tembak sinar seismic untuk offset (x) dan waktu (t) tertentu.



Gambar dibawah ini mengilustrasikan tiga buah sinar seismic (a, b, c) pada offset x1, x2, x3

dengan sudut θ1, θ2, θ2 dan medium dengan kecepatan v1. Masing-masing sinar akan

memiliki ray parameter p1,p2,p3 dan τ1 ,τ2 , τ3.

Untuk konfigurasi diatas, kita akan mendapatkan sebuah rekaman seismic seperti yang

diilustrasikan pada gambar (kiri) dibawah ini, demikian juga dengan hasil transformasinya

gambar (kanan). Dengan kalkulasi:

p1=sin(θ1)/v1 dan τ1=t1-p1.x1 (trace a)

p2=sin(θ2)/v1 dan τ2=t2-p2.x2 (trace b)

p3=sin(θ3)/v1 dan τ3=t3-p3.x3 (trace c)



Gambar di bawah ini menunjukkan contoh aplikasi transformasi τ-p untuk data real.

Courtesy UCSD

Teori Inversi Rekursif Reflektivitas

Teori Inversi Rekursif Reflektivitas didefinisikan seagai perubahan Impedansi Akustik:

dimana r = koefisien refleksi, ρ = densitas, V = kecepatan gelombang P, Z = Impedansi

Akustik.



Perumusan inversi dari persamaan (1) dapat diturunkan dengan :

Persamaan (2) disebut dengan persamaan inversi rekursif diskrit. Permasalahan utama

yang terjadi pada inversi rekursif adalah kehilangan komponen frekuensi rendah. Untuk

mengatasi hal ini, frekuensi rendah dapat terpenuhi dari log sonik yang telah di filter,

analisa kecepatan seismik, dan model geologi.

Thinbed Reflectivity Inversion Portniaguine dan Castagna [2005] mengusulkan metoda inversi spektral post stack yang

dapat me-recover lapisan-lapisan tipis dibawah ketebalan tuning. Metoda yang diusulkan

dilakukan dengan penekanan pada aspek geologi dibanding aspek matematis serta dengan

memperhatikan aspek kunci pada spektrum frekuensi lokal yang diperoleh dengan

dekomposisi spektral.

Secara komersial metoda ini dikenal dengan ThinMAN™ yang berkerja dengan mengekstrak refleksi secara detail dengan menghilangkan pengaruh wavelet seismik tanpa menimbulkan masalah munculnya noise frekuensi tinggi.

Gambar dibawah menunjukkan perbedaan sebelum (kiri) dan sesudah(kanan) inversi reflektivitas lapisan tipis. Sonic log ditunjukkan untuk melihat perbandingannya. Menakjubkan?

Courtesy Chopra et al., CSEG, 2006



Transformasi Gabor

Transformasi Gabor didasarkan atas prinsip 'pemotongan' sinyal seismik menjadi

beberapa segmen. Operasi pemotongan tersebut dilakukan dengan menggunakan pisau

’window’. Berikut ilustrasinya:

Courtesy Margrave G. et al.

Lalu potongan-potongan sinyal diatas (yang masih dalam domain waktu) ditransformasi

menjadi domain frekuensi dengan Transformasi Fourier untuk menghasilkan Spektrum

Gabor.

Transformasi potongan-potongan sinyal tersebut dikenal dengan Transformasi Gabor.



Berbeda dengan Transformasi Fourier yang langsung mentranformasi sinyal secara utuh.


Sementara Inversi Transformasi Gabor dapat dilakukan dengan dua cara berikut:




Didalam dunia seismik, metoda Gabor ini digunakan dalam mengestimasi reflektivitas

seismik beresolusi tinggi secara akurat.

True Amplitude Recovery (TAR) True Amplitude Recovery atau Real Amplitude Recovery adalah upaya untuk memperoleh

amplitudo gelombang seismik yang seharusnya dimiliki. Saat perekaman, variasi amplitudo

terjadi akibat geometrical spreading, atenuasi, variasi jarak sumber-penerima dan noise.

Variasi amplitudo diatas terbagi menjadi empat kategori:

1. Variasi amplitude secara vertikal atau travel-time dependent. Variasi ini terjadi akibat geometrical spreading dan atenuasi.

2. Variasi lateral yang terjadi akibat: geologi bawah permukaan, efek coupling sumber dan penerima, serta perbedaan jarak sumber-penerima.

3. Variasi amplitude yang muncul karena noise 4. Bad shots atau perekam yang mati/rusak.

Istilah Gabor digunakan untuk menghormati

Dennis Gabor, Fisikawan Hongaria, yang

dianugerahi hadiah nobel atas penemuan

hologram yang sangat bermanfaat untuk

peradaban.

Foto Dennis Gabor adalah courtesy:

fotoartmagazine



Koreksi untuk variasi amplitudo kategori (1) adalah:

Courtesy Jain, S., 44th Annual International SEG Meeting, Dallas, TX, 1974 and Joint CSEG-

CSPG Convention, Calgary, 1975.

Sedangkan koreksi akibat jarak sumber-penerima (kategori 2) adalah:





Untuk koreksi yang berasosiasi dengan variasi geologi bawah permukaan, efek coupling

sumber dan penerima dapat dilakukan dengan analisis nilai Amplitudo RMS (Root Mean

Square) yang disusun dalam Common Receiver dan Common Source:



Koreksi akibat variasi kategori 3 dan 4 dapat dilakukan dengan filtering, serta berbagai

metoda eliminasi noise dan kill trace.



Tuning Thickness

Tuning Thickness atau ketebalan tuning adalah batas minimal ketebalan lapisan batuan

yang mampu dilihat atau dibedakan oleh gelombang seismik.

Besaran ketebalan tuning yang biasanya dipakai oleh kalangan geofisikawan adalah 1/4

panjang gelombang seismik.

Untuk lebih jelasnya silakan lihat subject Resolusi Seismik.

TWT

TWT (Two-Way Traveltime) adalah waktu tempuh gelombang seismik dari sumber-

reflektor-penerima, dengan jarak sumber-penerima (offset) sama dengan nol (zero offset).

Dengan kalimat lain TWT adalah waktu yang diperlukan oleh gelombang seismik untuk

merambat dari sumber gelombang (dinamit, vibroseis, dll.) menuju reflektor (lapisan

batuan dibawah permukaan bumi) kemudian kembali memantul ke penerima gelombang

di permukaan bumi (receiver), dengan jarak sumber gelombang dengan penerima sama

dengan nol (lokasi sumber-penerima sama).



Rekaman seismik yang diperoleh umumnya ditampilkan dalam TWT.

Data seismik courtesy Siliqi R., First Break, 2001

Velocity Analysis Velocity Analysis (analisa kecepatan) adalah upaya untuk memprediksi kecepatan

gelombang seismik sampai kedalaman tertentu. Analisa kecepatan dilakukan didalam

proses pengolahan data seismik pada data CMP (Common Mid Point) gather.

Terdapat empat macam analisa kecepatan:

1. Analisa t^2-x^2 (^2 adalah simbol untuk kuadrat)

2. CVP (Constant Velocity Panels)

3. CVS (Constant Velocity Stacks)

4. Analisa Velocity Spectra: Amplitudo Stacking, Amplitudo Stacking yang dinormalisasi,

Semblance.

Analisa t2-x2

Jika informasi waktu (t2) dan offset (x2) pada sebuah hiperbola refleksi (sebelum dilakukan

koreksi NMO) diplot, maka akan menghasilkan garis linear. Kemiringan garis linear ini

mencermikan kecepatan bumi (v2) dari permukaan sampai batas refleksi yang

bersangkutan. Akar dari v2 adalah kecepatan bumi yang diprediksi melalui analisis ini.




CVP (Constant Velocity Panels)

Beberapa kecepatan (dari permukaan bumi sampai kedalaman sebuah reflektor tertentu)

di-tes untuk melakukan koreksi NMO pada gather CMP. Kecepatan yang menghasilkan

reflektor horisontal adalah kecepatam CVP.

CVS (Constant Velocity Stacks)

Mirip dengan CVP akan tetapi metoda CVS diterapkan pada CMP gather kemudian

dilakukan Stacking. Kecepatan yang menghasilkan amplitudo stacking yang terbaik

(amplitudo tertinggi) adalah kecepatan CVS yang dipilih.




Analisa Velocity Spectra

Analisis ini dilakukan jika hasil stacking untuk beberapa kecepatan diplot dalam sebuah

panel untuk masing-masing kecepatan. Hasilnya dapat diplot sebagai tras maupun kontur

amplitudo.



Gambar diatas menunjukkan contoh analisa kecepatan untuk koreksi NMO. Dari gambar

diatas (panel kiri) apakah anda bias melihat fenomena multiple? (gunakan panel kanan

sebagai pembanding).

Velocity Sag Adalah anomali gelombang refleksi yang diakibatkan oleh zona kecepatan rendah sehingga

waktu tiba gelombang seismik menjadi terlambat.

Didalam penampang refleksi fenomena velocity sag ini terlihat sebagai ‘pelendutan’ refleksi

dengan keadaan geologinya tidaklah demikian.

Gambar dibawah ini adalah contoh anomali velocity sag pada zona gas yang terperangkap

pada sebuah antiklin (merah terang). Perhatikan reflector biru terang sebagai gas-fluid

contact yang ‘melendut’ akibat zona gas diatasnya. Keadaan geologi gas-fluid contact

seharusnya flat bukan?

Fenomena ini kadang-kadang disebut juga dengan puss-down velocity anomaly. Lawannya

adalah pull-up velocity anomaly.



Gambar diatas courtesy Alistair Brown [2004].

Vertical Seismic Profiling (VSP) VSP adalah operasi seismik lubang bor dimana sumber seismik diletakkan di permukaan

bumi sementara perekam (geophone) diletakkan pada level kedalaman yang berbeda di

sepanjang lubang bor.

Jika sumur bor tersebut memiliki geometri vertikal, maka lokasi sumber getar diletakkan

pada posisi yang tetap, sedangkan untuk sumur bor miring, lokasi sumber tidak tetap,

lokasinya disesuaikan dengan posisi perekam dalam lubang bor.

Walaupun geophone diletakkan disepanjang lubang bor, resolusi vertikal VSP harus

dipertimbangkan masih berada dalam resolusi seismik, sementara secara lateral,

resolusinya dibatasi oleh zona Fresnel.

Geometri survey VSP beserta sketsa rekaman yang dihasilkan ditunjukkan pada gambar

dibawah ini:



Rekaman VSP merupakan komposit dari gelombang downgoing dan upgoing dari jenis

gelombang kompresi (P) dan/atau gelombang geser (S) dan juga gelombang Stoneley yang

berhubungan dengan lubang bor dan fluida sumur.

Gelombang downgoing adalah gelombang yang terekam oleh geophone tanpa terefleksikan

terlebih dahulu. Sedangkan gelombang upgoing adalah gelombang yang terefleksikan.

Pengolahan VSP

Pengolahan data VSP terbagi menjadi beberapa tahap: demultiplex, korelasi (jika sumber

getarnya vibrator), koreksi dari efek fluktuasi, koreksi rotasi alat dan sumur miring,

eliminasi data yang buruk, stacking, pemilahan komponen gelombang jika perekam yang

dipakai multicomponent.

Gambar di bawah ini adalah contoh rekaman VSP setelah editing dan stacking:



Courtesy US Dept. of Transportation (www.cflhd.gov)

Selanjutnya, jika sumber dan penerima dianggap memiliki garis yang tegak lurus dengan

reflektor, maka standar pengolahan data VSP adalah sbb:

1. Dekonvolusi gelombang upgoing dengan gelombang downgoing. Proses ini ditujukan untuk mengeliminasi efek sinyal sumber dan multiple downgoing.

2. Flattening gelombang upgoing yang telah didekonvolusi, proses ini menjadikan gelombang upgoing mirip dengan rekaman seismik biasa.

3. Membuat stack VSP



Gambar dibawah adalah contoh korelasi rekaman VSP (upgoing wave) dengan log

lithofasies

Courtesy US Dept. of Transportation (www.cflhd.gov)

Referensi: Jean-Luc Mari, Geophysics of Reservoir and Civil Engineering, 1999, Institut

Francais Du Petrole Publications



Volume Assessment

Topik ini bukanlah istilah seismik, akan tetapi karena penggunaannya sangat penting

didalam eksplorasi maka saya memasukkannya ke dalam blog ini.

Volume assessment adalah evaluasi volumetrik kandungan hidrokarbon suatu reservoir.

Terdapat beberapa point yang menjadi perhatian evaluasi ini:

1. GRV (Gross Rock Volume) adalah volume total reservoir yang dibatasi oleh TOP

reservoir, BASE reservoir dan Structural Spill Point (SSP). Satuan GRV adalah meter kubik

atau acre foot. Structural Spill Point sendiri adalah level sejauh mana hidrokarbon dapat

mengisi reservoir sebelum akhirnya ‘tumpah’ ke tempat lain karena kontrol struktur.

Gambar dibawah ini menunjukan sistem perangkap struktur dengan dua buah antiklin

yang terisi hidrokarbon. GRV prospek ini adalah = GRV1+GRV2.

2. Net to Gross (N/G) adalah persentase reservoir setelah dikurangi kandungan shale. N/G

memiliki satuan persen atau desimal. Sebagai contoh reservoir silisiklastik dengan

N/G=80%, memiliki kandungan 20% shale.

3. Porositas (satuan persen atau desimal)

4. Oil Saturation (OS) adalah tingkat kejenuhan minyak (persen atau desimal)

5. Gas Saturation (GS) adalah tingkat kejenuhan gas (persen atau desimal)

6. Recovery Factor (RF) untuk minyak dan gas : seberapa persenkah minyak dan gas dapat

diangkat kepermukaan (persen atau desimal)

7. Formation Volume Factor (FVF) adalah tingkat ‘pengembangan’ minyak di permukaan

bumi setelah dikeluarkan dari reservoir. Karena pengaruh tekanan satu liter volume

minyak di dalam reservoir akan mengembang setelah dikeluarkan ke permukaan. Kisaran

FVF pada 3500 psia adalah 1.333 bbl/STB.

8. Gas Expansion Factor (GEF), definisi sama dengan FVF tetapi untuk kasus gas. Kisaran

GEF 230-300 scf/cf.



9. Net Rock Volume (NRV) = GRV x N/G (meter kubik atau acre foot)

10. Net Pore Volume (NPV) = NRV x Porositas (meter kubik atau acre foot)

11. Original Oil in Place (OOIP) = NPV x OS x FVF (satuan mbo)

12. Original Gas in Place (OGIP) = NPV x GS x GEF (satuan tcf)

13. Recoverable Oil = OOIP x RF (mbo)

14. Recoverable Gas = OGIP x RF (tcf)

15. Recoverable Oil with risk = Recoverable Oil x risk factor (mbo)

16. Recoverable Gas with risk = Recoverable Gas x risk factor (tcf)

Risk factor merupakan nilai hipotetik persentase resiko.

Vp/Vs

Vp/Vs merupakan salah satu sifat fisis yang penting didalam mendeterminasi litologi dari

data log maupun data seismik. Disamping itu Vp/Vs merupakan indicator untuk fluida pori

(baca hidrokarbon) dalam suatu reservoir.

Idealnya, Vp dan Vs diperoleh dari data sonic P dan sonic S dan seismic multikomponen.

Akan tetapi, pengukuran sonic S dan survey seismic multikomponen sangatlah terbatas

dibandingkan dengan sonic P dan seismic ‘single’ komponen (P saja).

Oleh karena itu untuk memperoleh informasi Vs, biasanya diperoleh dengan pengukuran

empirik suatu sampel batuan ataupun dengan mengadopsi persamaan-persamaan yang

dihasilkan oleh peneliti lain.

Berikut ini persamaan Vp dan Vs untuk berbagai jenis litologi yang diperoleh dari

pengukuran empirik dari Castagna(1993), Picket (1963) dan Han (1986). Jika kita

mengadopsi persamaan tersebut kita harus menyadari bahwa persamaan tersebut belum

tentu sesuai dengan kondisi litologi dari daerah yang anda teliti. Karena besarnya rasio

Vp/Vs tergantung pada komposisi mineral, porositas, kandungan shale, tekanan,

temperatur, dll.

Limestone yang tersaturasi air:

Vs=-0.05508 Vp2 +1.0168 Vp-1.0305 [Castagna et al., 1993]

Vs=Vp/1.9 [picket, 1963]

Dolomite yang tersaturasi air:

Vs=0.05832Vp-0.07776 [Castagna et al, 1993]

Vs=Vp/1.8 [picket, 1963]



Batupasir yang tersaturasi air:


Vs=0.7936Vp-0.7868 [Han, 1986]

Batulempung yang tersaturasi air:


Vs=0.7936Vp-0.79 [Han, 1986]

Untuk contoh kasus Indonesia, dalam hal ini Lapangan Kotabatak di Sumatera tengah,

makalah Hoehn et al [2005] menunjukkan bahwa Vp/Vs memiliki kisaran 1.65-2.13 untuk

batupasir yang poros, 1.58-2.01 untuk batupasir kompak dan 1.82-2.28 untuk

batulempung dll. Perhatikan gambar dibawah ini:

Courtesy Hoehn et al., 2005

Referensi:

Hoehn et al , 2005, Combine geostatistical inversion and simultaneous AVA inversion:

extending the life of a mature area, Kotabatak Field, Central Sumatera Basin, Indonesia ,

Proceedings Indonesian Petroleum Association, 30th Annual Convention & Exhibition, August

2005

Mavko et al, The Rock Physics Handbook: Tools for Seismic Analysis of Porous Media,

Cambridge University Press, 2003, ISBN 0521543444, 9780521543446.



Water Column Statics

Adalah koreksi statik pada data seismik marin yang diakibatkan oleh sifat air laut seperti salinitas, temperatur, dll.

Pada data seismik dengan kedalaman air laut yang cukup dangkal, mungkin koreksi ini dapat ’diabaikan’ akan tetapi jika data seismik tersebut merupakan data laut dalam tentu sifat lokal salinitas, temperatur, dll. akan memberikan efek yang cukup signifikan pada kualitas data seismik.

Jika koreksi ini tidak diperhatikan maka akan memberikan kualitas stack yang kurang bagus, demikian juga pada respon AVO.

Berikut contoh perbedaan data seismik sebelum (kiri) dan setelah (kanan) koreksi Water

Column Statics pada respon AVO maupun stack .

Data courtesy Geotrace Technologies, Inc, 2007



Data courtesy Sheng Xu and Don Pham, Veritas DGC Inc.

Wavelet Adalah gelombang mini atau ’pulsa’ yang memiliki komponen amplitude, panjang

gelombang, frekuensi dan fasa. Dalam istilah praktis wavelet dikenal dengan gelombang

yang merepresentasikan satu reflektor yang terekam oleh satu geophone.



Gambar di atas menunjukkan Wavelet Ricker dengan frekuensi 20, 30 dan 40Hz dan fasa =

0 (zero phase).

Secara matematis, Wavelet Ricker didefinisikan dengan:

Dimana f adalah frekuensi, dt adalah interval sampling, t adalah waktu dan to adalah waktu

awal.

Well Seismic Tie

Adalah proses pengikatan data sumur (well) terhadap data seismik. Data sumur yang

diperlukan untuk well seismic tie adalah sonic (DT), density (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 seismic 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 sonic log dan checkshot.

Data sonic log dan checkshot memiliki kelemahan dan keunggulan masing-masing.

Kelemahan data sonic diantaranya adalah sangat rentan terhadap perubahan lokal di

sekitar lubang bor seperti washout zone, perubahan litologi yang tiba-tiba, serta hanya

mampu mengukur formasi batuan sedalam 1-2 feet.

Sedangkan kelemahan data checkshot adalah resolusinya tidak sedetail sonic. Untuk

‘menutupi’ kelemahan satu sama lain ini, maka kita melakukan koreksi dengan

memproduksi ‘sonic corrected checkshot’. Besarnya koreksi checkshot terhadap sonic

disebut dengan ‘DRIFT’.

Contoh proses matematis koreksi sonic oleh chekshot adalah sbb:

Checkshot data:

Kedalaman 1 = 1000 ft, Waktu 1 = 140 msec

Kedalaman 2 = 1250 ft, Waktu 2 = 170 msec



Checkshot time = 170 - 140 = 30 msec

Jika kecepatan sonic dari 1000 sampai 1250 ft adalah 125 usec/ft, maka waktu tepuhnya

(1250 - 1000) x 0.125 = 31.25 msec

DRIFT = 30 - 31.25 = -1.25 msec.

Tahapan berikutnya adalah membuat reflectivity log (dari data sonic dan density), lalu

membuat seismogram sintetik dengan cara meng-konvolusi-kan reflectivity log dengan

sebuah wavelet.

Berikut contoh nya:

Courtesy Dutch Thompson, Landmark Graphics Corporation, 2003



Pemilihan wavelet merupakan hal yang sangat penting. Karena fasa data seismic akan

berubah sejalan dengan bertambahnya kedalaman. Pada SRD (Seismic Reference Datum)

mungkin kita akan memiliki wavelet dengan fasa nol (setelah di-zero phase kan dalam

prosesing, yang sebelumnya mengikuti signature sumber gelombang sebagai minimum

phase), akan tetapi pada kedalam tertentu fasanya dapat berubah.

Dalam membuat sintetik, untuk pertama kali kita dapat menggunakan wavelet sederhana

seperti zero phase ricker dengan frekuensi tertentu katakanlah 25Hz. Lalu dengan

membandingkan trace sintetik dan trace-trace seismic disekitar bor, kita meng-adjust

apakah frekuensi wavelet lerlalu besar atau terlalu kecil. Setelah itu lihatlah fasanya, dan

perkirakan fasa wavelet di sekitar zona target.

Lalu anda dapat melakukan shifting dan mungkin (stretching atau squeezing) dari data

sumur. Akan tetapi proses shifting janganlah terlalu excessive, katakanlah ~20ms (?),

demikian juga dengan proses stretching-squeezing, janganlah melebihi 5-10% (?) dari

perubahan sonic atau kecepatan interval.

Jika anda memiliki data well-tops dan seismic horizon yang diperoleh dari interpreter,

anda dapat menggunakannya sebagai guidance didalam melakukan well-seismic tie. Jadi

sebelum melakukan proses detail di atas, anda dapat melakukan korelasi well-tops

terhadap horizon terlebih dahulu.



Untuk kasus sumur bor miring, prosesnya serupa dengan sumur bor vertical, akan tetapi

anda harus membandingkan sintetik seismogram dengan data seismic disepanjang sumur

bor. Lebih detail lagi, anda dapat melakukan koreksi ‘anisotropi’ terutama untuk log sonic.

Ingat ‘penembakan’ sonic dilakukan tegak lurus dengan sumur bor, jadi untuk sumur bor

horizontal, kita mengukur sonic kearah vertical. Sedangkan data seismik diasumsikan

mengukur secara horizontal.

Gambar di atas merupakan contoh hasil well-seismic tie untuk sumur bor miring

(deviated). Trace synthetic ditunjukkan dengan warna pink, perhatikan peak pada sintetik

cukup berkorelasi dengan baik dengan peak seismik, demikian juga dengan trough-nya.

Berikut adalah tanya jawab seputar Well Seismic Tie yang dihimpun dari

http://www.ensiklopediseismik.blogspot.com

Apakah ketika melakukan well-tie (katakanlah 5 sumur masing2 pny checkshot) diharuskan

bentuk waveletnya semirip mungkin satu sama lain?

Jika lokasi well nya berdekatan dan zona target nya satu level kedalaman, secara teoritik

waveletnya harus mirip. Apalagi jika kita melakukan kontrol fasa saat processing (dikontrol agar

zero phase untuk setiap kedalaman).

Apakah bentuk wavelet bisa bebas yg penting nilai korelasi-nya tinggi dng window yg cukup

lebar tentunya (400-500ms), ato harus dibuat bentuknya seperti minimum phase?

Tidak, fungsi nilai korelasi akan sangat tergantung pada kecocokan wavelet yang dipilih.

Bagaimana cara mengkoreksi data sonic yg akan kita gunakan utk well-tie?

Mencurigai nilai-nilai spike diantaranya dengan melihat calliper log untuk mewaspadai wash

out zone.

Bgmn jika kita menggunakan transformasi dari data resistivity (persamaan Faust)? Apakah

sonic yg hasil transformasi lebih bagus (lebih terpercaya) dari sonic asli?

Jika punya, pakailah sonic asli. Kecuali jika anda tidak mempercayai sonic (karena sesuatu hal)

anda terpaksa memakai sonic dari Faust.

Ada yg bilang kepada saya bahwa buatlah bentuk wavelet mirip dgn minimum phase

(polaritas SEG ato Europe) ketika melakukan well seismic tie, karena bentuk minimum phase

adalah bentuk yg paling masuk akal untuk bentuk wavelet real di lapangan. Apakah ini

mutlak benar?



Kasus real: saya baca laporan konsultan di suatu oil company, bahwa salah satu hasil well

seismic tie dia menggunakan bentuk wavelet dgn parameter phase 124 derajad dan shifting

time 27ms (syntool di openworks), bgmn komentar Mas Agus?

Signature dari wavelet sumber adalah minimum phase, karena energi dominannya terletak

diawal waktu. akan tetapi interpreter lebih menyukai untuk interpretasi pada zero phase,

sehingga seismic procesor melakukan 'designature' untuk memutar fasa wavelet yang tadinya

minimum phase menjadi zero phase. Saran saya, lihatlah history processingnya apakah sudah

didesignature atau belum.

Wavelet dengan parameter fasa 124 derajat dan shifting 27ms kurang lebih memiliki bentuk

yang mirip dengan minimum phase. Jadi wavelet yang dipakai dilaporan tersebut adalah

'minimum' phase. Dengan demikian kita akan mendapatkan syntetik yang mirip untuk fasa

minimum yang sesungguhnya dengan zero phase yang dirotasi 124 derajat dan shifting 27ms.

TETAPI kros plot frekuensi terhadap fasa untuk kedua wavelet tersebut berbeda. Untuk rotated

wavelet, fasa wavelet dipertahankan nol untuk semua frekuensi. akan tetapi untuk minimum

phase, fasanya akan berbeda dari satu frekuensi ke frekuensi lainnya



Wide Azimuth Seismic (WAZ) Adalah metoda pengambilan data seismik yang didesain sedemikian rupa sehingga

menghasilkan azimuth antara sumber dan penerima yang cukup lebar dibandingkan

dengan pengambilan data seismik konvensional.

Tujuan utama dari desain ini adalah untuk meningkatkan fold, rasio sinyal terhadap noise,

meningkatkan iluminasi, dll.

Berikut ilustrasi pengambilan data wide azimuth seismic:

Courtesy Long A.S., et al AESC2006, Melbourne, Australia.

Berdasarkan gambar diatas, secara sederhana wide azimuth seismic hanyalah

menempatkan kapal utama dengan streamer dan gun (paling kiri) serta beberapa kapal

gun disampingnya (kedua dan ketiga disamping kanannya).



Zero Crossing

Zero Crossing adalah salah satu komponen gelombang (lihat subject Komponen

Gelombang pada blog ini) dimana amplitudo gelombang adalah nol dan fasa-nya adalah

nol atau 90 derajat.

Zoeppritz Equation

Satu asumsi dasar tentang data stack adalah jejak seismik sebagai konvolusi antara wavelet

dengan deret koefisien refleksi. Masing-masing koefisien refleksi merupakan hasil sinar

seismik melewati batas antara dua lapisan.

Pada kasus ini , koefisien refleksi sebagai fungsi dari kecepatan gelombang P dan densitas

masing-masing lapisan batuan.

Persamaannya diberikan oleh :

dimana r = koefisien refleksi, ρ = densitas, α = kecepatan gelombang P, dan Z = impedansi

akustik.

Jika sinar seismik melewati batas lapisan pada sudut datang tidak sama dengan nol dengan

geometri penembakan common shot, maka akan terjadi konversi gelompang P menjadi gelombang

S dan koefisien refleksi menjadi fungsi kecepatan gelombang P, kecepatan gelombang S, dan

densitas masing-masing lapisan.

Dengan demikian dapat diturunkan 4 kurva : amplitudo refleksi gelombang P, amplitudo transmisi gelombang P, amplitudo refleksi gelombang S, amplitudo transmisi gelombang S (lihat gambar).

Variasi amplitudo terhadap offset melibatkan parameter fisis Poisson’s ratio, yang berhubungan dengan rasio gelombang P terhadap gelombang S.



Formulasi untuk Poisson’s ratio diberikan oleh :

dimana σ = Poisson’s ratio, α = kecepatan gelombang P, dan β= kecepatan gelombang S.

Secara teoritik Poisson’s ratio memiliki harga antara 0 sampai 0,5 dimana 0 untuk gas dan 0,5 untuk liquid.

Dari persamaan (2), terlihat bahwa ketika Poisson’s ratio mendekati 0,5 maka rasio kecepatan α/β menuju tak terhingga.

Hal ini terjadi karena kecepatan gelombang S = 0 jika melewati fluida. Sebaliknya rasio kecepatan α/β = jika Poisson’s ratio = 0.

Schoenberg menyarankan bahwa parameter yang dapat digunakan untuk menyederhanakan transformasi dari kecepatan ke Poisson’s ratio adalah γ=(α/β)² , pada kasus ini kita melihat bahwa :

Bentuk akhir dari persamaan Zoeppritz ditunjukkan pada persamaan (4) dimana berhubungan dengan jejak gelombang pada di bawah ini.



Perambatan gelombang P yang melewati batas lapisan, terbagi menjadi 4 gelombang; A =

gelombang P refleksi, B= gelombang S refleksi, C= gelombang P transmisi, dan D = gelombang

S transmisi.

Ensiklopedia Seismik

Documents

Transcript of Ensiklopedia Seismik