analisis persebaran batupasir yang diduga …digilib.unila.ac.id/31789/20/skripsi full teks tanpa...
TRANSCRIPT
i
ANALISIS PERSEBARAN BATUPASIR YANG DIDUGA
MENGANDUNG HIDROKARBON DENGAN METODE
INVERSI SIMULTAN, EXTENDED ELASTIC IMPEDANCE
(EEI) DAN CURVED PSEUDO-ELASTIC IMPEDANCE (CPEI)
PADA LAPANGAN ALFAN CEKUNGAN BONAPAR6TE.
(Skripsi)
Oleh
Alfan Hidayah Kusuma
KEMENTERIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI
UNIVERSITAS LAMPUNG
FAKULTAS TEKNIK
JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA
2018
i
ANALYSIS OF HIDROCARBON SANDSTONE SPREAD USING
SIMULTANEOUS INVERSION, EXTENDED ELASTIC IMPEDANCE
(EEI) AND CURVED PSEUDO-ELASTIC IMPEDANCE (CPEI) ON
ALFAN FIELD BONAPARTE BASIN.
By
Alfan Hidyah Kusuma
ABSTRACT
Extended Elastic Impedance (EEI) is a method that can be used to connect
seismic data with elastic parameters by applying the principle of angular
rotation. From these methods will be obtained seismic volume of various
elastic parameters and reservoir parameters. This research also involves the
inversion of Curved Pseudo-elastic impedance (CPEI which is able to solves
the problem in describing the spread of fluid in the study area. EEI inversion
resulted the seismic volume of Lambdha-Rho (λρ), Mu-Rho (μρ), Poisson's
Ratio (ρ ), Gamma Ray (GR) which used to detect the spread of lithology and
fluid, while from CPEI inversion results obtained water saturation volume to
see the spread of hydrocarbons in the study area. From the research we can
know that both of inversion is able to distinguish the spread of tight sand
lithology, shale, water sand, gas sand, and porous sand. The presence of gas
sand distribution can be identified with GR = 20-40 API, λρ = 0-70 GPA * gr /
cc, μρ> 80 GPA * g / cc, σ = 0 -15 unitless and indigo Sw = 0-40% .The tight
sand lithology has GR value = 40-70 API, λρ = 70-80 GPA * gr / cc, σ => 0.4
unitless, shale lithology has value: GR> 90 API , μρ <30 GPA * gr / cc As
well as water sand showed with GR value = 20-40 API, λρ = 70-80 GPA * gr /
cc, σ = 0.25-0.3 unitless and Sw => 70%. From all result of interpretation
made map of sandstone spreading in field X with result that is, there are 2
reservoir layers in target zone .
Keywords: EEI Inversion, CPEI Inversion, Simultaneous Inversion,
Distribution Sand Reservoir
ii
ANALISIS PERSEBARAN BATUPASIR YANG DIDUGA MENGANDUNG
HIDROKARBON DENGAN METODE INVERSI SIMULTAN, EXTENDED
ELASTIC IMPEDANCE (EEI) DAN CURVED PSEUDO-ELASTIC
IMPEDANCE (CPEI) PADA LAPANGAN X CEKUNGAN BONAPARTE.
Oleh
Alfan Hidyah Kusuma
ABSTRAK
Metode Extended Elastic Impedance (EEI) merupakan metode yang dapat
digunakan untuk menghubungkan data seismik dengan parameter elastik
dengan menerapkan prinsip rotasi sudut. Dari metode tersebut nantinya akan
didapatkan volume seismik berbagai parameter elastik dan parameter
reservoar. Pada penelitian ini dilakukan juga inversi Curved Pseudo-elastic
Impedance (CPEI yang mampu menjawab permasalahan dalam
menggambarkan persebaran fluida di daerah penelitian. Dari hasil inversi EEI
didaptkan volume seismik Lambdha-Rho(λρ), Mu-Rho(μρ), Poisson’s
Rasio(σ), Gamma Ray (GR) yang digunakan untuk mendeteksi persebaran
litologi dan fluida, sedangkan dari hasil inversi CPEI didapatkan volume
saturasi air untuk melihat persebaran hidrokarbon pada area penelitian. Dari
penelitian yang dilakukan didaptkan hasil bahwa kedua inversi tersebut
mampu membedakan persebaran litologi tight sand, shale, water sand, gas
sand, dan porous sand. Adanya persebaran gas sand mampu diidentifikasi
dengan nilai GR = 20-40 API, λρ = 0-70 GPA*gr/cc, μρ > 80 GPA*g/cc, σ =
0-15 unitless dan nila Sw = 0-40% . Litologi tight sand memiliki nilai GR =
40-70 API, λρ = 70-80 GPA*gr/cc, σ = >0.4 unitless, litologi shale memiliki
nilai : GR > 90 API, μρ < 30 GPA*gr/cc. Serta water sand ditunjukan dengan
nilai GR = 20-40 API, λρ = 70-80 GPA*gr/cc, σ = 0.25-0.3 unitless dan nila
Sw = >70%. Dari semua hasil interpretasi tersebut dibuat peta persebaran batu
pasir pada lapangan X dengan hasil yakni, terdapat 2 lapisan reservoar pada
zona target penelitian.
Kata Kunci : Inversi EEI, Inversi CPEI, Inversi Simultan, Persebaran Batu
Pasir
iii
ANALISIS PERSEBARAN BATUPASIR YANG DIDUGA
MENGANDUNG HIDROKARBON DENGAN METODE
INVERSI SIMULTAN, EXTENDED ELASTIC IMPEDANCE
(EEI) DAN CURVED PSEUDO-ELASTIC IMPEDANCE (CPEI)
PADA LAPANGAN ALFAN CEKUNGAN BONAPARTE
(SKRIPSI)
Oleh
ALFAN HIDAYAH KUSUMA
KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI
UNIVERSITAS LAMPUNG
FAKULTAS TEKNIK
JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA
2018
iv
Pengesahan
v
vi
PERNYATAAN
Dengan ini saya menyatakan bahwa dalam skripsi ini tidak terdapat karya
yang pernah dilakukan orang lain, dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak
terdapat karya atau pendapat yang ditulis atau diterbitkan oleh orang lain, kecuali
yang secara tertulis diacu dalam naskah ini sebagaimana disebutkan dalam daftar
pustaka, selain itu saya menyatakan pula bahwa skripsi ini dibuat oleh saya
sendiri.
Apabila pernyataan saya ini tidak benar maka sayam bersedia dikenai
sanksi sesuai dengan hukum yang berlaku.
Bandar Lampung, 16 Mei 2018
Penulis,
Alfan Hidayah Kusuma
vii
RIWAYAT HIDUP
Penulis dilahirkan di Lampung, pada tanggal 21 April 1
998, anak ke empat dari enam bersaudara dari pasangan
Bapak Eeng Kusuma dan Ibu Sri Yulianti. Riwayat
pendidikan formal penulis dimulai sejak sekolah dasar,
yakni SD Negeri 2 Sukamulya, Kec. Banyumas Kab.
Pringsewu, lalu Sekolah Menengah Pertama (SMP) 1
Banyumas, Kec. Banyumas Kab. Pringsewu, kemudian melanjutkan ke Sekolah
Menengah Atas (SMA) 1 Pringsewu, Kec. Pringsewu, Kab. Pringsewu.
Pada tahun 2014, penulis terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Geofisika
Fakultas Teknik Universitas Lampung melalui jalur SNMPTN. Selama menjadi
mahasiswa, penulis aktif di berbagai kegiatan organisasi kampus atau Unit
Kegiatan Mahasiswa (UKM), antara lain sebagai Anggota Bidang Sains dan
Teknologi (SAINTEK) Himpunan Mahasiswa (HIMA) TG Bhuwana (2015/2016
dan 2016/2017, Ketua Divisi Media dan Informasi Seksi Mahasiswa Ikatan Ahli
Geologi Indonesia (SM IAGI) (2016/2017), Staff Kewirausahaan Himpunan
Mahasiswa Geofisika Indonesia (HMGI) Regional Sumatera (2016/2017),
Anggota Course Division Society Exploration Geophysics (SEG) Student Chapter
Universitas Lampung (2016/2017 dan 2017/2018), dan Course Division American
8
Association Of Petroleum Geologists (AAPG) Student Chapter Universitas
Lampung (2016/2017 dan 2017/2018)
Dalam bidang akademik, penulis aktif mengikuti lomba maupun pertemuan ilmiah
di bidang geosaintis di tingkat nasional maupun internasional, antara lain sebagai
finalis Paper Competition dalam Gophysics Workshop Expo and Seminar
(GWES) oleh Universitas Lampung (2015), sebagai peserta Paper Competition
dalam South Asian Geosciences Student Conference (SAGSC) oleh Universitas
Gadjah Mada di Yogyakarta (2016), Top 10 Paper Competition dalam CELEBES
GEO SUMMIT oleh Universitas Hasanuddin Makassar (2016), dan sebagai
peserta lomba Geostudent Competition oleh UPN “Veteran” di Yogyakarta.
Dalam bidang keilmuan, penulis dipercaya menjadi Asisten Mata Kuliah Fisika
Teknik (2016), Asisten Mata Kuliah Matematika Teknik (2016) , Asisten
Praktikum Geologi Dasar (2016), Asisten Praktikum Well Logging (2017) dan
Asisten Praktikum Sesimik Stratigrafi (2018).
Dalam pengaplikasian ilmu di bidang Geofisika, penulis telah melaksanakan
Praktik Kerja Lapangan (PKL) di perusahaan minyak dan gas, yaitu Imbondeiro
Global Solution BLKP Tanggerang dengan judul “Karakterisasi Reservoar
Menggunakan Inversi Impedansi Akustik Model Based, Band Limited dan
Sparse Spike Studi Kasus Lapangan Stratton Texas. Penulis juga melakukan
penelitian Tugas Akhir di Kelompok Pengkajian Sumberdaya Hidrokarbon, KP3
Teknologi Eksplorasi PPPTMGB “LEMIGAS” Cipulir, Jakarta Selatan yang
digunakan sebagai skripsi yang berjudul “Analisis Persebaran Batupasir Yang
Diduga Mengandung Hidrokarbon Dengan Metode Inversi Simultan,
9
Extended Elastic Impedance (EEI) Dan Curved Pseudo-Elastic Impedance
(CPEI) Pada Lapangan Alfan Cekungan Bonaparte”.
x
Aku persembahkan karya ini untuk:
ALLAH Subhanahu wa Ta'ala
Rasulullah Muhammad Sallallahu 'Alaihi Wasalam
Orangtua yang luar biasa dan Terbaik Sedumia:
EENG KUSUMA &
SRI YULIANTI
Saudara- saudariku tersayang:
Ati Suryati Efendi
Yunita Efendi
Lusiana Dewi
Alfin Kusuma & Cantika Alzahra Kusuma
Dan almamaterku tercinta:
Universitas Lampung
xi
MOTTO
“Man jadda wa jada wa man saaro’ alard-darbi washola wa man
shabara zafira”
Siapa yang bersungguh-sungguh, dia akan berhasil, dan Siapa yang berjalan pada lintasan yang benar, maka dia akan sampai di tujuan yang
benar, dan siapa yang bersabar, akan beruntung
“Barang siapa keluar rumah untuk menuntut ilmu, maka ia dalam keadaan
jihad fisabilah hingga kembali”
(H.R. Tirmizi )
“Sejauh apapun kamu pergi tetap tanamkan Allah dalam hatimu”
(Alfan Hidayah Kusuma)
“Jangan takut untuk tidak dihormati, namun takutlah jika kamu tidak lagi
berharga”
(Alfan Hidayah Kusuma)
“Jangan takut jika orang membencimu, takutlah ketika Allah membencimu”
(Alfan Hidayah Kusuma)
xii
KATA PENGANTAR
Assalamu’alaikum Wr. Wb
Alhamdulillah, puji dan syukur penulis haturkan kepada Allah Subhanawata’ala
yang telah memberikan rahmat, nikmat serta karunia-Nya, sehingga penulis dapat
menyelesaikan skripsi yang berjudul “Analisis Persebaran Batupasir Yang
Diduga Mengandung Hidrokarbon Dengan Metode Inversi Simultan,
Extended Elastic Impedance (EEI) Dan Curved Pseudo-Elastic Impedance
(CPEI) Pada Lapangan Alfan Cekungan Bonaparte”. Skripsi ini ditulis
sebagai hasil dari kegiatan Penelitian Tugas Akhir yang dilakukan di Kelompok
Pengkajian Sumberdaya Hidrokarbon, KP3 Teknologi Eksplorasi PPPTMGB
“LEMIGAS” Cipulir, Jakarta Selatan
Skripsi ini merupakan syarat untuk menyelesaikan studi Strata-1 Teknik
Geofisika, Fakultas Teknik, Universitas Lampung. Penulis mengucapkan terima
kasih kepada seluruh pihak yang telah membantu dalam pembuatan skripsi ini.
Penulis sangat menyadari bahwa dalam penulisan ini banyak kekurangan. Oleh
sebab itu, penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang membangun agar
skripsi ini dapat menjadi pedoman yang baik bagi pembaca yang lain.
Penulis berharap semoga skripsi ini dapat bermanfaat bagi perkembangan ilmu
pengetahuan, ilmu geofisika khususnya.
Wassalamu’alaikum Wr. Wb.
Penulis
ALFAN HIDAYAH KUSUMA
xiii
SANWACANA
Banyak pihak yang telah berperan serta membantu penulis dalam menyelesaikan
skripsi ini, bukan saja dari segi keilmuan, tetapi juga dukungan moril maupun
materil. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih kepada:
1. Allah subhanahu wa ta'ala yang selalu ada memberikan kemudaha,
kesehatan dan kekuatan hingga penulis bisa menyelesaikan tugas akhir ini
Alhamdulillahilladzi bi ni'matihi tatimmus shalihaat.
2. Rasulullah Muhammad sallallahu 'alaihi wasalam yang menjadi patokanku
dalam berilmu, menjadi penuntunku akan kecintaanku kepada Allah.
Allahumma salli `ala muhammadin wa`ala ali muhammad.
3. Kedua orangtuaku, Ayah dan Ibu tercinta Bapak Eeng Kusuma dan Ibu
Sri Yulianti. Kalian merupakan Motivasi terbesar dalam hidupku untuk tetap
meraih mimpi, hingga dapat membahagiakan kalian. Kalian yang selalu ada
ketika aku berada dalam keterpurukan. Aku sangat bersyukur karna Allah
mengamanahkan kalian untuk menjadi orangtuaku. Teruslah sehat hingga aku
dapat membalas keringat yang kalian teteskan untukku.
4. Saudara-saudariku, Teh Ati & a’Ade, Teh yuyun & Mas Yuda, Teh dewi &
Mas Irull, dan Alfin & Cantika serta keluarga yang selalu memberi dukungan
baik material maupun spiritual.
5. Bapak Sulistiyono, S.T, M.Si. selaku pembimbing Tugas Akhir di LEMIGAS
yang selalu memberi ilmu dan arahannya. Terima Kasih atas ilmu yang Bapak
xiv
berikan, semoga menjadi amal jariyah sebagai pemberat amal kebaikan di
akhirat kelak.
6. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si., M.Si. selaku Pembimbing I dan dosen
Pembimbing Akademik yang telah banyak membantu, memberikan arahan
serta selalu mengingatkan dalam kebaikan baik pada saat kuliah maupun pada
saat penyusunan skripsi ini. Semoga bapak selalu diberikan kesehatan oleh
Allah.
7. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T. selaku Pembimbing II yang telah
banyak memberikan arahan, koreksi, motivasi, dan teguran demi kebaikan
penulis. Banyak ilmu yang saya dapatkan dari bapak baik dalam hal akademik
maupun tentang kehidupan. Terimakasih atas kepercayaan yang selama ini
telah bapak berikan kepada saya untuk dapat merasakan menjadi asisten dan
pengajar.
8. Bapak Dr. Muh Sarkowi, S.Si., M.Si. selaku Penguji yang telah banyak
memberikan kritik, saran, dan koreksi dalam penyusunan skripsi ini.
9. Bapak Dr. Nandi Haerudin, S.Si., M.Si. selaku Ketua Jurusan Teknik
Geofisika Universitas Lampung yang senantiasa mengarahkan selama proses
studi berlangsung.
10. Seluruh Dosen-dosen Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung;
Bapak Prof.Drs. Suharno, M.Sc., Ph.D., Bapak Dr. Muh Sarkowi, S.Si., M.Si.,
Bapak Rustadi, M.T., Bapak Karyanto, S.Si., M.T., Bapak Dr. Ahmad
Zaenudin, S.Si., M.T., Bapak Syamsurijal Rasimeng., M.Si., Bapak Alimuddin,
M.Si., Bapak Rahmad Catur Wibowo, M.Eng., Bapak I Gede Boy, M.Eng.,
xv
yang telah mengajarkan ilmu dan memberikan banyak bantuan selama penulis
menempuh studi di Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung.
11. Seluruh staff Tata Usaha Jurusan Teknik Geofisika Unila, Pak Marsuno,
Pak Pujono, Pak Legino, Mbk Dhea dan Mbak Bella, yang telah memberikan
banyak bantuan dalam proses administrasi selama penulis menempuh studi di
Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung.
12. Mas Tio yang selalu membimbing dan memberi masukan salama Tugas
Akhir, dan teruntuk seluruh karyawan LEMIGAS atas dukungan dan bantuan
kepada penulis selama mengerjakan penelitian Tugas Akhir di LEMIGAS.
13. Pk Frank, Pak Kusnarya, dan Kak Gatti yang telah banyak membimbing
serta memberikan arahan dalam penelitian Tugas Akhir penulis.
14. Masashi Kishimoto yang telah menciptakan karya dan tokoh anime yang
luar biasa seperti team 7 (Naruto, Sasuke dan Sakura) sehingga penulis selalu
termotivasi untuk dapat sukses dan pergi ke Jepang.
15. Kora-kora squad Agung, Isti, Fhera, Agnes dan Ida, yang telah memberikan
banyak bantuan, kebaikan yang tak bisa aku sebutkan satu persatu.
Terimkasih karna telah menjadi teman yang memungkinkan kalian ada
dipikiranku pertama kali ketika aku ingin memintai pertolongan kepada orang
lain. Semoga Allah membalas semua kebaikan kalian.
16. Teruntuk kepada Sidharta Pratiknyo dan Rachman Malik yang
merupakan teman satu kos-kosan selama penlitian Tugas Akhir. Kalian telah
banyak membantuku baik dalam bentuk semangat, material, serta bantuan
tenaga hingga aku bisa menyelesaikan studiku ini. Semoga cita-cita kita dapat
tercapai serta kita dipertemukan lagi dalam keadaan sukses aamiin.
xvi
17. Teruntuk kepada Sri Rizky, my best friend foreva. Aku tidak sepandai
dirimu dalam merangkai kata. Orang bilang bahwa tingkat teratas dari
pertemanan adalah ketika temanmu mengataimu separah apapun akan tetapi
kamu tidak merasa sakit hati. Dan aku rasa aku telah mencapai tingkat itu.
Terimakasih atas kebaikan yang telah kamu beri kepadaku. Jika kamu tidak
menemukan aku di syurga nanti, maka tolong carilah aku. Semoga kita sama-
sama mendapat kesuksesan dimasa yang akan datang.
18. Akhina TG14, Agra, Agung, Budi, Amir, Andi, Alfa, Arief, Aziz, Deni,
Dicky, Dimas, Ewin, Fajar, Faqih, Filza, Gaffar, Galang, Ghiat, Helbrat,
Ikhwan, Ilham, Indra, Jefri, Martin, Azri, Mora, Farizi, Ical, Asrin, Niko,
Nurdin, Zaki, Romi, Nana, Norman, Pungky, Malik, Iqbal, Raka, Ridho,
Aldi, Pak De, Darta, Sofyan, dan Yudha. TG 14, LUAR BIASA, BIASA
DILUAR. BEEHHH.
19. Ukhtina TG14, Kiki, Aul, Malin, Rita, Isti, Susila, Ino, Fitria, Adel, Agnes,
Diana Ummi, Desta, Ida, Ideng, Nupit, Ratih, Tiwi, Viska, dan Fhera.
20. Teman seperjuangan selama penelitian Tugas Akhir di LEMIGAS, Mas
Nino (Unpad), Mas Anggi (UPN”V”Yogyakarta), Kak Gipita (Undip), Mas
Pata (Unja), Mas Hanif (Itera), dan Mas Jamal (University Of China) yang
tealah banyak membantu penulis dalam melakukan penelitian di LEMIGAS.
21. Teman-teman MLF Judai, Yunus, Tasya, Firda, Kak Dilli, Kak Lisma, Kak
Bhepe, Kak Seto, Khusnul, Tia, Bunda Eti, Bang Herman, dan Bunda Maya
serta teman-teman MLF lainnya yang telah memberikan saya pengalaman
baru sehingga terbentuk ikatan persaudaraan baru.
xvii
22. Teman-teman Volunteer Asian Games 2018 Annisa, Vivi, Iwan, Farus,
Ghinna, Antik, Hamimi, Sakinah, Zain, Ratna, Dhimas, Azel, Fikri, Melinda
Kak Rizki, Pak Tatak yang telah memberikan pengalaman yang tak
terupakan. Sampai bertemu agustus nanti.
23. Khusnul dan Cindy, yang menjadi sahabat sejak masa SMA hingga saat ini.
Terimakasih atas kenangan yang telah kalian beri hingga saat ini.
24. Teman seperjuangan 40 hari di Penengahan. Erwin, Astrid, Meli, dan Incess.
Terima kasih atas kerjasama, dan keakraban yang kalian beri selama KKN
hingga saat ini.
25. Keluarga Besar Teknik Geofisika Unila angkatan 2007, 2008, 2009, 2010,
2011, 2012, 2014, 2015 dan 2016 yang telah memberikan dukungan, do’a dan
semangat untuk penulis.
26. Terimakasih banyak atas semua pihak yang telah terlibat.
Penulis
Alfan Hidayah Kusuma
xviii
DAFTAR ISI
Halaman
ABSTRACT ..................................................................................................... i
ABSTRAK ...................................................................................................... ii
HALAMAN JUDUL ...................................................................................... iii
HALAMAN PERSETUJUAN....................................................................... iv
HALAMAN PENGESAHAN ........................................................................ v
HALAMAN PERNYATAAN ........................................................................ vi
RIWAYAT HIDUP ....................................................................................... vii
HALAMAN PERSEMBAHAN..................................................................... x
MOTTO .......................................................................................................... xi
KATA PENGANTAR. ................................................................................... xii
SANWACANA ............................................................................................... xiii
DAFTAR ISI. .................................................................................................. xviii
DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... xxi
DAFTAR TABEL........................................................................................... xxiv
I. PENDAHULUAN
A. Latar Belakang................................................................................. 1
B. Tujuan Penelitian ............................................................................. 2
C. Batasan Masalah ............................................................................. 3
D. Manfaat ........................................................................................... 3
E. Lokasi Daerah Penelitian ................................................................ 4
xix
II. TINJAUAN PUSTAKA
A. Geologi Regional ............................................................................. 5
B. Tektonik Regional ........................................................................... 6
C. Stratigrafi Regional .......................................................................... 9
B. Petroleum System Cekungan Bonaparte ......................................... 12
1. Source Rock ................................................................................ 12
2. Reservoar dan Seal ...................................................................... 13
3. Trap ............................................................................................. 14
4. Maturity/Kematangan .................................................................. 14
III. TEORI DASAR
A. Prinsip Dasar Seismik ..................................................................... 16
1. Penjalaran Gelombang Seismik ................................................... 16
2. Hukum-Hukum Gelombang Seismik .......................................... 17
B. Sifat Fisis Batuan ............................................................................. 20
1. Densitas ....................................................................................... 20
2. Porositas....................................................................................... 21
3. Permeabilitas ............................................................................... 24
C. Reservoar Hidrokarbon .................................................................... 25
D. Lempung (Clay) dan Serpih (Shale) ................................................ 26
E. Data Sumur ...................................................................................... 26
1. Log Gamma Ray .......................................................................... 26
2. Log Densitas ................................................................................ 27
3. Log Sonik .................................................................................... 28
4. Log Neutron ................................................................................. 29
5. Log Resistivity.............................................................................. 30
E. Parameter Elastik Batuan ................................................................. 31
1. Inkomprebilitas dan rigiditas ....................................................... 31
2. Vp Vs dan Densitas ..................................................................... 34
F. Inversi Seismik ................................................................................. 35
1.Inversi Extended Elastic Impedance (EEI) ................................... 36
2. Inversi Curved Pseudo Elastic Impedanc (CPEI) ........................ 38
3. Inversi Simultan .......................................................................... 41
IV. METODOLOGI PENELITIAN
A. Waktu dan Tempat Penelitian ......................................................... 47
B. Alat dan Bahan Penelitian ............................................................... 49
C. Prosedur Penelitian .......................................................................... 49
1. Penentuan Zona Target ................................................................ 50
2. Analisis Tunning Thickness ......................................................... 52
3. Pembuatan Data Log ................................................................... 53
4. Analisis Sensitivitas Terhadap Shale ........................................... 55
5. Inversi Simultan ........................................................................... 60
6. Inversi Seismik EEI ................................................................... 69
7. Pembuatan Peta Persebaran Batu Pasir yang Mengandung
xx
Hidrokarbon ................................................................................. 72
IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Analisis Sensitivitas Parameter Elastik ........................................... 77
1. Analisis Paramter Lambdha-rho .................................................. 77
2. Analisis Paramter Mu-rho ........................................................... 85
3. Analisis Paramter Poisson’s Rasio .............................................. 86
4. Data Gama Ray ............................................................................ 87
5. Parameter Porositas ..................................................................... 88
6. Parameter Saturasi Air (Sw) ........................................................ 89
B. Analisis Sudut EEI Parameter Elatik dan Properti Reservoar ......... 83
1. Paramter Lambdha-rho ................................................................ 83
2. Paramter Mu-rho.......................................................................... 85
3. Paramter Poisson’s Rasio ............................................................ 86
4. Parameter Gama Ray ................................................................... 87
5. Parameter Porositas ..................................................................... 88
6. Parameter Saturasi Air (Sw) ........................................................ 89
C. Analisis Litologi dan Kandungan Fluida ......................................... 90
D. Analisis Hasil Inversi Simultan ....................................................... 99
1. Analisis Penampang Zp ............................................................... 99
2. Analisis Penampang Zs ............................................................... 101
3. Analisis Vp, Vs, Vp/Vs dan Densitas .......................................... 103
E. Analisis Hasil Penampang AI dan GI .............................................. 105
F. Analisis Hasil Inversi EEI ................................................................ 106
1. Analisis Volume Mu-Rho dan Gammaray .................................. 106
2. Analisis Volume Lambdha-Rho dan Poisson’s Rasio ................. 108
G. Analisis Hasil Inversi CPEI ............................................................. 110
H. Analisis Persebaran Litologi dan Fluida ......................................... 111
I. Peta Persebaran Batu Pasir yang Mengandung Hidrokarbon ......... 117
V. KESIMPULAN DAN DARAN ................................................................ 120
DAFAR PUSTAKA ........................................................................................ 122
xxi
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
Gambar 1. Cekungan Bonaparte ................................................................... 5
Gambar 2. Peta Tektonik dan Cekungan Bonaparte..................................... 9
Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Bonaparte ................................................. 11
Gambar 4. Ilustrasi Motede Seismik Reflaksi .............................................. 17
Gambar 5. Pemantulan dan pembiasan gelombang ...................................... 18
Gambar 6. Prinsip Huygen ........................................................................... 19
Gambar 7. Prinsip Fermat ............................................................................. 20
Gambar 8. Ilustrasi Porositas Batuan ........................................................... 21
Gambar 9 . Fracture Batuan ........................................................................... 23
Gambar 10. Permeabilitas dan Ukuran Butir.................................................. 25
Gambar 11. Rrespon Log Gamma Ray Terhadap Batuan .............................. 27
Gambar 12. Rrespon Log Neutron Terhadap Batuan .................................... 30
Gambar 13. Skema Log Resistivity................................................................ 31
Gambar 14. Ilustrasi hubungan stress terhadap perubahan volume
dan shear stress terhadap perubahan bentuk batuan .............. 32
Gambar 15. Inkemprebilitas Dan Rigiditas Beberapa Batuan ....................... 33
Gambar 16. Interpretasi cross plot Lambda-Rho vs Mu-Rho sumur
Lower Cretaceous gas sand di Alberta ....................................... 33
Gambar 17. Interpretasi log P.S Impedance & Lambda-Rho, Mu-Rho
Sumur Lower Cretaceous gas sand di Alberta ............................ 34
xxii
Gambar 18. Konsep Rotasi Koordinat dalam Domain AI-GI untuk
Perhitungan EEI ........................................................................ 38
Gambar 19. Konsep CPEI Berdasarkan Hubungan RPT dengan tren .........
EEI............................................................................................. 39
Gambar 20. Crossplot AI vs Vp/Vs dengan colorkey CPEI yang menunjuk
Kan kecocokan tren CPEI dengan lengkungan RPT................ 40
Gambar 21. Aplikasi CPEI berdasarkan pendekatan trigonometri dalam domain
AI dan Vp/Vs dan perbandingan CPEI dengan saturasi air (kiri)
.................................................................................................. 41
Gambar 22. Crossplot antara ln(ρ) terhadap ln(Zp) dan ln(Zs) terhadap
ln(Zp) deviasi garis tersebut, ΔLD dan ΔLS adalah anomaly
fluida yang diinginkan............................................................... 45
Gambar 23. Diagram Alir .............................................................................. 49
Gambar 24. Zona Prospek Sumur H-1 .......................................................... 50
Gambar 25. Zona Prospek Sumur H-2 .......................................................... 51
Gambar 26. Zona Prospek Sumur H-6 .......................................................... 52
Gambar 27. Tampilan Hasil Pembuatan Log Pada Sumur H-1 ..................... 54
Gambar 28. Tampilan Hasil Pembuatan Log Pada Sumur H-2 ..................... 54
Gambar 29. Tampilan Hasil Pembuatan Log Pada Sumur H-6 ..................... 55
Gambar 30. Crossplot AI vs Porositas Pada Sumur H-1 ............................... 56
Gambar 31. Cross-section AI vs Porositas Pada Sumur H-1 ........................ 56
Gambar 32. Crossplot lamda-Rho vs Porositas Pada Sumur H-1 ................. 57
Gambar 33. Cross-section lamda-Rho vs Porositas Pada Sumur
H-1............................................................................................. 57
Gambar 34. Crossplot Poisson’s Rasio vs Porositas Pada Sumur
H-1............................................................................................. 58
Gambar 35. Cross-section Poisson’s Rasio vs Porositas Pada Sumur
H-1............................................................................................. 58
Gambar 36. Mu-rho vs Porositas Pada Sumur H-1 ....................................... 59
xxiii
Gambar 37. Mu-rho vs Porositas Pada Sumur H-1 ...................................... 59
Gambar 38. Extracting Wavelet Near............................................................ 62
Gambar 39. Extracting Wavelet Mid ............................................................. 62
Gambar 40. Extracting Wavelet Far.............................................................. 62
Gambar 41. Well to Seismic tie Sumur H-1 ................................................... 64
Gambar 42. Model Inisial Seismik Lapangan ALFAN ................................. 66
Gambar 43. Persamaan Regresi Inversi Simultan ......................................... 67
Gambar 44. Analisis Pre-Inversi Simultan .................................................... 68
Gambar 45. Analisis Sudut EEI (a) Poisson’s Rasio
(b) Lambdah-rho ....................................................................... 69
Gambar 46. Analisis Sudut EEI dengan Gamma Ray ................................... 70
Gambar 47. Analisis Sudut CPEI dengan SW ............................................... 71
Gambar 48. Cut-off Lambdha-rho ................................................................. 72
Gambar 49. Cut-off Poisson’s Rasio ............................................................. 73
Gambar 50. Cut-off Mu-rho .......................................................................... 74
Gambar 51. Analisis Cut Off Gas Sand, Wet Sand dan Shale
Berdasarkan Lambda-rho vs Mu-Rho ....................................... 74
Gambar 52. Analisis Cut Off Gas Sand, Wet Sand dan Shale
Berdasarkan Poisson’s Rasio .................................................... 75
Gambar 53. Crossplot lamda-Rho vs Porositas Pada Sumur H-1 ................. 78
Gambar 54. Cross-section lamda-Rho vs Porositas Pada Sumur
H-1............................................................................................. 78
Gambar 55. Crossplot lamda-Rho vs Mu-rho ................................................ 79
Gambar 56. Cross-section lamda-Rho vs Mu-rho ......................................... 79
Gambar 57. Crossplot lamda-Rho vs Poisson’s Rasio .................................. 80
xxiv
Gambar 58. Cross-section lamda-Rho vs Poisson’s Rasio ............................ 80
Gambar 59. Perbandinga Perhitungan EEI dengan Log
Lambda-Rho .............................................................................. 85
Gambar 60. Perbandinga Perhitungan EEI dengan Log
Mu-Rho ..................................................................................... 86
Gambar 61. Perbandinga Perhitungan EEI dengan Log
Poisson’s Ratio.......................................................................... 87
Gambar 62. Perbandinga Perhitungan EEI dengan Log
Gamma ray ................................................................................ 88
Gambar 63. Perbandingan Perhitungan EEI dengan Log
Saturasi Air................................................................................ 90
Gambar 64. Data Log Gamma ray ................................................................ 92
Gambar 65. Respon Log Gamma ray vs Impedansi Akustik ....................... 93
Gambar 66. Cross-section lamda-Rho vs Porositas ....................................... 94
Gambar 67. Cross-section lamda-Rho vs Poisson’s Rasio ............................ 95
Gambar 68. Grafik Data Lambdha-Rho, Poisson’s Rasio,
Sw dan Rt .................................................................................. 98
Gambar 69. Hasil Inversi Simultan (Penampang Zp) .................................. 100
Gambar 70. Hasil Inversi Simultan (Penampang Zs)
Pada Sumur H-1 ........................................................................ 101
Gambar 71. Hasil Inversi Simultan (Penampang Zs)
Pada Sumur H-2 ........................................................................ 101
Gambar 72. Hasil Inversi Simultan (Penampang Zs)
Pada Sumur H-6 ........................................................................ 102
Gambar 73. Hasil Inversi Simultan (Penampang Vp) .................................. 103
Gambar 74. Hasil Inversi Simultan (Penampang Vs) .................................. 103
Gambar 75. Hasil Inversi Simultan (Penampang Vp/Vs) ............................ 104
xxv
Gambar 76. Hasil Inversi Simultan (Penampang Densitas) ......................... 104
Gambar 77. Hasil Inversi Impedansi Gradien (GI) ....................................... 106
Gambar 78. Hasil Inversi Volume Mu-rho .................................................... 107
Gambar 79. Hasil Volume GR ...................................................................... 107
Gambar 80. Hasil Inversi Volume Poisson’s Rasio ...................................... 109
Gambar 81. Hasil Inversi Volume Lambdha-rho .......................................... 109
Gambar 82. Hasil Inversi Volume CPEI ....................................................... 111
Gambar 83. Hasil Slicing Parameter Reservoar Pada Time 60 ms ............... 112
Gambar 84. Perbandingan Parameter Impedansi Akustik (a)
dengan Gamma Ray (b .............................................................. 114
Gambar 85. Persebaran Nilai Lambdah-rho pada Slice 60 ms ...................... 115
Gambar 86. Perbandingan Parameter Lamda-Rho (a) dengan
Saturasi Air (b) .......................................................................... 116
Gambar 87. Peta Persebaran (a) Lamda-Rho dan (b) Sw Event
+ Time ( 5 ms, 15 ms, 20 ms, 40 ms, 60 ms) ............................ 118
Gambar 88. Struktur Waktu Lapangan ALFAN ........................................... 119
xxvi
DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
Tabel 1. Time Schedule Penelitian ..................................................... 47
Tabel 2. Ketebalan Reservoar dan Tunning Thickness ...................... 53
Tabel 3. Spesifikasi Partial Angle Wavelet ...................................... 61
Tabel 4. Cut-off Parameter Elastik .................................................... 75
Tabel 4. Nilai Cut-off Poisson’s Rasio dan Lambdah-rho ................. 110
1
I. PENDAHLUAN
A. Latar Belakang
Metode seismik merupakan suatu metode dalam geofisika yang digunakan
untuk imaging subsurface melalui pemanfaatan gelombang seismik. Hasil
perekaman gelombang seismik tersebut yang nantinya akan dilakukan
pengolahan serta interpretasi. Interpretasi seismik terdiri atas 2 bagian, yaitu
interpretasi kualitatif dan interpretasi kuantitatif. Interpretasi kualitatif seperti
menentukan batas-batas antar lapisan atau litologi menggunakan penunjuk
refleksi, yaitu kuat refleksi pada data penampang seismik. Sedangkan
interpretasi kuantitatif terdiri atas berbagai metode geofisika seperti inversi
seismik, analisis menggunakan atribut seismik, dan sebagainya. Metode
inversi seismik sudah umum digunakan untuk menggambarkan kondisi bawah
permukaan dan diaplikasikan untuk karakterisasi reservoar, baik untuk
penentuan litologi maupun fluida yang terkandung di dalamnya. Akan tetapi,
terdapat permasalahan dalam interpretasi yang dilakukan terhadap data
seismik tersebut. Permasalahan utama yang dihadapi dalam aplikasi metode
inversi seismik ini ada pada perbedaan parameter yang dimiliki oleh data
seismik dengan parameter yang dibutuhkan untuk karakterisasi reservoar.
Oleh karena itu, dibutuhkan suatu parameter yang mampu menghubungkan
kedua informasi tersebut, yang disebut sebagai parameter elastik.
2
Pada beberapa kasus yang ada pada suatu lapangan, data seismik
konvensional hanya mampu mendeteksi perubahan litologi berdasarkan
kandungan fluida pada litologi lapangan tersebut, dalam hal ini hidrokarbon.
Berdasarkan permasalahan tersebut, dibutuhkan suatu parameter elastik yang
sensitif terhadap perubahan saturasi fluida, sehingga dapat ditentukan
persebaran litologi yang mengandung hidrokarbon. Metode Extended Elastic
Impedance (EEI) merupakan sebuah metode pengembangan dari konsep
Elastic Impedance (EI) yang diajukan oleh Whitcombe dkk (2002). Metode ini
dapat digunakan untuk menghubungkan parameter yang dimiliki oleh data
seismik dengan parameter elastik yang dibutuhkan untuk karakterisasi
reservoar. Namun, metode EEI masih belum efektif dalam menggambarkan
persebaran lateral fluida yang terkandung di dalam reservoar pada suatu
lapanhan. Kemudian permasalahan ini dapat dijawab oleh metode yang
diajukan oleh Avseth (2014), yaitu pendekatan Curved Pseudo-elastic
Impedance (CPEI). Metode ini merupakan pengembangan metode EEI
didasari oleh konsep Rock Physics Template (RPT). Konsep RPT secara
umum menghubungkan antara variasi parameter elastik batuan dengan variasi
parameter reservoar, sehingga pendekatan CPEI tersebut mampu menjawab
permasalahan yang ada dalam menggambarkan persebaran fluida di daerah
penelitian.
B. Tujuan Penelitian
Adapun tujuan dari penelitian ini adalah:
1. Mendapatkan parameter sensitif elastik untuk mengelompokkan litologi
yang mengandung hidrokarbon.
3
2. Mengaplikasikan inversi Simultan, Extended Elastic Impedance (EEI) dan
pendekatan Curved Pseudo-elastic Impedance (CPEI) untuk
menggambarkan persebaran lateral reservoar pada daerah penelitian.
3. Menggabungkan hasil inversi EEI dan pendekatan CPEI untuk mendeteksi
keberadaan litologi yang mengandung hidrokarbon.
C. Batasan Masalah
Batasan masalah dalam penelitian ini adalah :
1. Daerah/zona penelitian dibatasi oleh Horizon A- Horizon C.
2. Metode Inversi Simultan digunakan untuk mendapatkan Model Vp, Vs,
Rasio Vp/Vs , Zp dan densitas.
3. Metode Inversi EEI digunakan sebagai teknik rotasi seismik untuk
mendapatkan beberapa properti reservoar (Lambda-Rho, Mu-Rho, Gamma
Ray, Porositas, Poisson’s Ratio).
4. Metode CPEI digunakan untuk membuat model Pseudo inversi Saturasi
Air.
D. Manfaat
Manfaat dari penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Dengan adanya metode Inversi EEI dan CPEI kita bisa mendapatkan
model pseudo inversi berbagai parameter elastik yang yang dapat
menggambarkan penyebaran lateral litologi dan fluida yang mana
nantinya akan digunakan sebagai acuan dalam penentuan titik pengeboran
ketika dilakukan eksploitasi.
4
2. Dengan adanya metode Inversi EEI dan CPEI kita bisa mendapatkan
model pseudo inversi Saturasi Air yang memanfaatkan data seismik, yang
mana pada umumnya metode yang digunakan untuk persebaran peta
saturasi air hanyalah berupa metode yang linier.
E. Lokasi Daerah Penelitan
Penelitian ini dilakukan di Bidang KP3T Ekplorasi 3 Pusat Penelitian dan
Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi (PPPTMGB) “LEMIGAS” di
Jl. Ciledug Raya Kav. 109 Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230.
5
II. TINJAUAN PUSTAKA
A. Geologi Regional
Gambar 1. Cekungan Bonaparte (Barret, dkk., 2004)
U
S
B T
6
Cekungan Bonaparte sebagian besar terletak di lepas pantai (Gambar
1) dan meliputi area seluas sekitar 270.000 km2 di Batas barat laut benua
Australia. Pada cekungan Ini berisi suksesi sedimen Paleozoikum,
Mesozoikum dan Cenozoikum yang memiliki ketebalan lebih dari 15.000
m, yang menampung cadangan minyak dan gas bumi yang signifikan
(Gambar 2). Cekungan ini dibatasi ke barat laut oleh Lintas Timor,
dimana kedalaman air melebihi 3000 m. Cadangan gas dihasilkan dari
akumulasi Bayu Undan di Kawasan Pengembangan Minyak di daerah Laut
Timor (JPDA) antara Timor-Leste dan Australia. Cekungan Bonaparte
adalah salah satu rangkaian cekungan ekstensional yang membentuk
Superbida Westralian yang mendasari Wilayah Shelf Barat (Bradshaw et
al, 1988). Di timur laut, di luar batas-batas Paparan Darwin Shelf,
Cekungan Bonaparte berbatasan dengan Money Shoal Basin sedangkan
barat daya bersebelahan dengan Browse Basin.
B. Tektonik Regional
Cekungan Bonaparte didominasi oleh patahan ekstensional (extensional
faulting) dimana sedikit sekali dijumpai struktur kompresional. Cekungan
ini didominasi oleh rift yang berhubungan dengan patahan yang membentuk
beberapa struktur deposenter, antara lain deposenter utamanya, yaitu Sub-
Cekungan Petrel dan Sub-Cekungan Sahul, juga deposenter yang lain
seperti: Malita Graben, Sahul Platform dan Laminaria High. Struktur yang
penting pada cekungan tersebut, yaitu terdiri dari bermacam-macam area
tinggian yang membatasi satu sub cekungan dengan cekungan lainnya,
berupa antiklin yang terpatahkan dan blok tinggian (horst block), lipatan
7
pada bagian yang turun pada patahan utama dan mengenai pada tinggian
batuan dasar. Struktur kompresional hanya terjadi pada awal pembentukan
rift pertama yang berarah relatif timur laut-tenggara pada periode Jurasik.
Sesar ini akan aktif kembali pada Createceous dan Neogene.
Cekungan Bonaparte secara struktur sangat kompleks terdiri dari umur
Paleozoik dan Mesozoik pada sub cekungan daerah Platform. Deposenter
utama Cekungan Bonaparte terjadi di lepas pantai (offshore) Sub Cekungan
Petrel dari ekstensi luar, cekungan bagian Timor Gap merupakan deposenter
orthogonal pada Sahul Sinklin dan Malita Graben. Bagian selatan
Cekungan Bonaparte dibatasi oleh Darwin dan Plover Shelves. Batas utara
Cekungan dari celah Timor dimana kedalaman air laut sekitar 3000 meter
termasuk Laminaria dan Flamingo High. Flamingo Sinklin terpisah dengan
Sahul Platform dari Flamingo high, Sahul platform merupakan regional
konstituen (constituents), Klep dan Thoubadour Highs dan terpisah dengan
Sikatan Trough, rendah di bagian Platform (Shuster,dkk.,1998). Terjadinya
struktur Cekungan Bonaparte meliputi:
1. Yurasik Akhir sampai Kartesius Awal terjadi struktur pengangkatan
patahan.
2. Cretaceous dan Neogene pengaktifan kembali (re-activation) di bawah
obligue,left lateral, strongly strike-slipdomain.
3. Miocene Precent Day, patahan esktensional (extensional faulting)
signifikan Strike-slip association dengan palung Timor bagian utara
Malita Graben sampai selatan.
8
4. Rift, pengangkatan terkait dengan patahan selama Yurasik Akhir
sampai Kartesius Awal, trendtimor sampai barat adanya patahan dari
northeast sampai southeast.
Cekungan Bonaparte sangat kompleks terdiri dari struktur Paleozoik
sampai Mesozoik terdiri dari dua fase extensi pada umur Paleozoik:
1. Trend dari Northwest sampai umur Late Devonian-Early Carboniferous
pada sistem pengangkatan (Sub Cekungan Petrel).
2. Trend Northeast dari umur Late Carboniferous-Early
Permian pada sistem pengangkatan (Cekungan Sub Proto Vulcam dan
Proto Malita Graben).
3. Regiona Triassik Akhir Utara-Selatan kompressi. Struktur
antiklin,erosi inversi, dan pengangkatan (Uplift ).
4. Ekstensi pada umur akhir Jurrasik berhubungan dengan
Trend Northeast (Cekungan Sub Vulkano, Malita dan Calder Graben )
dan Trend Southeast Graben (Cekungan Sahul Sinklin).
5. Umur Miosen Akhir sampai Pliosen, konvergen Lempengan
Australia dan Eurasia mengalami penurunan pada Palung Timor,
patahan aktif kembali dan meluas (Barret, dkk., 2004).
Tektonik Cekungan Bonaparte dapat dilihat pada Gambar 2 dibawah
ini:
9
Gambar 2. Tektonik Cekungan Bonaparte (FrankowiczdanMcClay, 2010)
C. Stratigrafi Regional
Stratigrafi Cekungan Bonaparte yang ditunjukkan pada Gambar 3,
berturut-turut dari umur tua sampai umur muda dari Pre cambrian sampai
Kwarter sebagai berikut:
1. Batuan Sedimen Tertua.
Secara umum terbentuk pada umur Permian, Triasik, Jurasik,
Kartesius dan sampai umur Tertiary muda . Umur Permian dibagi lagi
yaitu: Lower dan Upper (umur bawah dan atas). Kemudian Umur
Triasik dibagi menjadi: umur Lower, Middle dan Upper.
N
10
2. Formasi Johnson (Base Eocene)
Satuan endapan Formasi Johnson ini pembentukan dominan
mengandung batulempung interbended, calcilutities, napal dan
batulempung gampingan.
3. Formasi Wangarlu (Turonian MFS)
Satuan endapan Formasi Wangarfu terdiri dari batulempung
(Claystone) yang cukup konsisten, juga mengandung batulempung
silika.
4. Formasi Echuca Shoal (Base Aptian)
Satuan Formasi Echuca Shoal terbentuk pada umur Barrimian
terdiri dari material batulempung dan jejak material karbonat.
5. Formasi Elang (Base Flamingo)
Formasi Elang selaras dengan Formasi Flamingo, tersusun dari
batulempung agillaceous dan batupasir.
6. Formasi Plover
Formasi Plover merupakan formasi dari daerah penelitian.
Formasi ini terdiri dari batupasir halus sampai kasar dengan batupasir
dan batulempung interbedded serta batu bara minor. Tidak adanya
mikrofosil laut dan terdapatnya keberadaan batubara mengindikasikan
jenis lingkungan pengendapannya adalah fluvial (Struckmeyer, 2006).
Preston dan Edwards (2000) dan Longley dkk. (2002)
mengemukakan bahwa pada Formasi Plover terdapat akumulasi
hidrokarbon dari Cekungan Bonaparte. Di daerah ini, selain lapisan
11
batubara tipis, unit ini juga mengandung kerogen tipe II / III yang
cukup banyak sebagai bahan organik terdispersi.
Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Bonaparte (Charlton, 2002)
12
D. Petroleum System Cekungan Bonaparte
1. Source Rock
Pada Cekungan Bonaparte, penelitian tentang potensi source rock
hidrokarbon telah dilakukan oleh Brooks, (1996), Preston dan Edwards
(2000), dan Abbassi dkk., (2013). Korelasi minyak-minyak dan minyak-
source rock pada daerah ini telah dibuat oleh Gorter dan Hartung-Kagi
(1998), dan Preston dan Edwards (2000).
Pada bagian tengah Cekungan Bonaparte pada daerah Luminaria
dan Flamingo high, minyak yang tersimpan di Formasi Jurasik Plover dan
Formasi Elang telah dibagi menjadi dua kelas oleh Preston dan Edward
(2000). Minyak dari akumulasi Laminaria dan Corallina dari wilayah
Sahul Syncline terbentuk dari campuran land-plant dan marine source
affinity sedangkan minyak / kondensat dari akumulasi Elang, Kakatua dan
Bayu/Undan di sebelah tenggara, dan di dekat Flamingo High,
mengandung marine source affinity. Penelitian terbaru menunjukkan
bahwa marine shale pada Jurasik– Lower Cretaceous dalam Flamingo
Group adalah source rock minyak utama yang terakumulasi di Formasi
Laminaria dan Formasi Corallina. Formasi Lower Cretaceous Echuca
Shoals berpotensi sebagai source rock wet gas dan beberapa light oil
(Abbassi, 2013). Barrett, (2004) mengklasifikasikan mereka dalam
Petroleum System Elang-Elang.
Akumulasi minyak yang berada di Formasi Lower Cretaceous
Darwin dari Elang Barat 1, Layang 1 dan Kakatua Utara 1 (Preston dan
Edwards, 2000), serta gas di Firebird 1 berasal dari sedimen laut organik
13
di Formasi Lower Cretaceous Echuca Shoals di Sahul Syncline. Studi
geokimia terbaru tentang gas dari daerah Sahul Platform Greater Sunrise
utara, dan di Malita Graben dan Calder menunjukkan bahwa hidrokarbon
ini bersumber dari Formasi Plover di Heron dan Troubadour terraces
(Longley, 2002; Edwards, 2006), sehingga akumulasi gas Cekungan
Bonaparte ini dikategorikan sebagai Sistem Petroleum Westralian 1,
dengan Barrett dkk., (2004) menyebut mereka sebagai Petroleum System
Plover-Plover.
2. Reservoar dan Seal
Yang bertindak sebagai reservoar yang ekonomis pada Cekungan
Bonaperte adalah formasi sandstone yang ada di Formasi Elang yang ada
di Lapangan Corallina dan Laminaria dan Formasi Jurasik Plover yang
ada di lapangan gas Bayu/Undan. Reservoar ini juga menjadi target utama
di Northern Sahul Platform, Malita Graben dan Calder Graben, sama
seperti akumulasi gas di Barossa, Blackwood, Caldita, Chuditch, Evans
Shoal, Heron dan Greater Sunrise. Batuan seal/penutup nya adalah thick
claystone yang ada di Formasi Enchuca Shoals. Dan batuan seal/penutup
lainnya adalah batuan claystones yang merupakan frigate shale yang
merupakan bagian dari Flamingo Group yang memiliki peningkatan
kapasitas seal pada bagian barat, khususnya Troubadour Terrace dan Sahul
Platform.
Sandpiper sandstone dari Flamingo Group adalah reservoar sekunder di
wilayah ini. Clastics kuarsa ini disimpan di marine shelf dan mungkin di
14
komplek dan basin-floor fan complexes. Bathurst Island Group berisi
reservoar berkualitas tinggi, termasuk Formasi Wangarlu atas yang
dikembangkan secara regional dan Formasi Maastrichtian Puffin yang
batuan seal nya adalah karbonat oleh Formasi Johnson.
3. Trap
Kejadian ekstensional pada masa tithonian (akhir jura) yang
mengakibatkan berkembangnya horst east-trending dan graben yang
menjadi ciri dari Sahul Syncline dan Lamingo Syncline region, yang telah
terbukti menjadi perangkap struktural paling prospektif di area Cekungan
Bonaparte Utara (Whittam et al, 1996)
4. Maturity/Kematangan
Preston dan Edwards (2000) membuat peta persebaran suhu
permukaan 'Top Elang' yang menunjukkan isoterm sebesar 120ºC dan
140ºC, yang mereka anggap sebagai batas efektif untuk pembentukan
hidrokarbon dari masing-masing Formasi Elang / Plover dan basal Frigate
Shale. Mereka menyimpulkan bahwa Formasi Elang dan Plover sudah
matang untuk pembentukan hidrokarbon di Sahul Syncline, Flamingo
Syncline utara dan barat daya Malita Graben sebagai sumber akumulasi
hidrokarbon utama di daerah tersebut, termasuk di area lapangan produksi.
Terbentuknya gas dari cairan di area timur laut Platform Sahul,
graben Malita dan Calder telah terbentuk oleh sumber yang memiliki
kualitas yang rendah dari Formasi Plover (Longley, 2002) dan
kemungkinan tidak adanya syn-rift Callovian-Oxfordian ( Middle-Upper
15
Jurasik) serpih yang kaya organik dalam Formasi Elang, yang dimana
didominasi batupasir di wilayah ini. Pemodelan oleh Morry (1998) di
Heron 1 di Malita Graben menunjukkan bahwa Grup Flamingo dan Grup
Bathurst Island berada di dalam gas window pada Late Cretaceous hingga
Paleogen. Gradien geotermal tinggi tercatat di seluruh Malita Graben dan
Calder. Unit basal pada Grup Bathurst Island, Formasi Echuca Shoals,
memiliki karakter sumber yang baik dan bisa menjadi sumber potensial
dari hidrokarbon cair dan gas di Cekungan Bonaparte (Longley, 2002).
Sampai saat ini, penemuan minyak dalam Formasi Darwin (misalnya
Elang West 1) dan penemuan gas di Firebird 1 dalam Flamingo Group
telah dikaitkan dengan sumber ini.
16
III. TEORI DASAR
A. Prinsip Dasar Seismik
1. Penjalaran Gelombang Seismik
Metode seismik merupakan suatu mtode dalam eksplorasi
geofisika yang menggunakan prinsip perekaman penjalaran gelombang
sonik Selama proses penjalarannya gelombang ini nantinya akan
melangami proses pemanrulan, dan pembiasan glombang ketika
mengenai batas antara dua buah lapisan yang memiliki rapat massa
yang berbeda. Gelombang akan mengalami refraksi apabila sudut kritis
yang terbentuk ketika melewati batas lapisan lebih dari 90o akan tetapi
apabila sudut yang terbentuk tidak melebihi 90o maka gelombang
akan diteruskan menuju lapisan yang berikutnya. Rapat massa yang
berbeda antara lapisan satu dan lapisan yang lainnya akan
mempengaruhi kecepatan penjalaran gelombang seismik. Semakin
besar nilai rapat masa batuan, maka akan semakin cepat gelombang
seismik menjalar, dan sebaliknya semakin kecil nilai rapat maa suatu
batuan , maka akan semakin lambat gelombang seismik menjalar pada
suatu medium. Sehingga dapat disimpulkan bahawa nilai rapat masa
suatu batuan berbanding lurus dengan kecepatan penjalaran gelombang
seismik. Ilustrasi metode seismik refleksi dapat dilihat pada gambar 7
17
Gambar 4. Ilustrasi metode seismik refleksi (Delisatra, 2012)
2. Hukum-hukum gelombang seismik
Ada beberapa hukum-hukum gelombang yang digunakan pada prinsip
penjalaran gelombang seismik:
a. Hukum Snellius
Gelombang akan mengalami refraksi apabila sudut kritis yang
terbentuk ketika melewati batas lapisan lebih dari 90o akan tetapi apabila
sudut yang terbentuk tidak melebihi 90o maka gelombang akan
diteruskan menuju lapisan yang berikutnya. Rapat massa yang berbeda
antara lapisan satu dan lapisan yang lainnya akan mempengaruhi
kecepatan penjalaran gelombang seismik. Semakin besar nilai rapat masa
batuan, maka akan semakin cepat gelombang seismik menjalar, dan
sebaliknya semakin kecil nilai rapat maa suatu batuan , maka akan
semakin lambat gelombang seismik menjalar pada suatu medium.
Sehingga dapat disimpulkan bahawa nilai rapat masa suatu batuan
18
berbanding lurus dengan kecepatan penjalaran gelombang seismik. Pada
ppenjalaran glombang seismik terdapat dua buah gelombang yang
menjalar ketika suatu gangguan diberikan yakni gelombang S dan
gelombang P. Kedua gelombang tersebut bersama-sama menjalar dalam
suatu mdium, sebagian energi gelombang tersebut akan dipantulkan
sebagai gelombang P dan gelombang S, dan sebagian lagi akan dibiaskan
sebagai gelombang P dan gelombang S, seperti yang diilustrasikan pada
gambar di bawah ini :
Gambar 5. Pemantulan dan pembiasan gelombang (Sheare, 2009)
Lintasan gelombang tersebut mengikuti hukum Snellius, yaitu :
……………………(1)
Dengan,
19
(Sheare, 2009)
b. Prinsip Huygens
Berdasarkan prinsip Huygens dijelaskan bahwa gelombang akan
menyebar ketika mengenai suatu gangguan yang dalam hal ini adalah
batas antara dua buah lapisan yang memiliki rapat masa yang berbeda.
Glombang yang menybar tersebut merupakan bentuk sumber baru
gelombang yang berasal dari titik gelombang yang mengenai batas dua
buah medium. Masing-masing sumber baru terbsebut memiliki energinya
masing-masing, dimana jumlah total dari setiap energi akan sama dengan
besar energi sumbernya. Maka bisa disimpulkan bahwa semakin lama
gelombang menjalar, maka energi yang dihasilkan akan semakin kecil
hal ini juga akibat dari terserapnya anergi gelombang akibat melewati
suatu medium.
Gambar 6. Prinsip Huygens (Asparani, 1995)
20
c. Prinsip Fermat
Prinsip Fermat menyatakan bahwa setiap gelombang yang
melewati medium akan memilih lintasan dengan waktu perambatan
tercepat. Ini berarti bahwa gelombang akan memilih medium dengan
nilai rapat massa yang lebih besar atau dengan nilai densitas yang lebih
besar dibandingkan dengan densitas yang kecil.
Gambar 7. Prinsip Fermat (Abdullah, 2007)
B. Sifat Fisis Batuan
1. Densitas
Densitas merupakan perbandingan nilai massa dengan stuan volume.
Besar kecilnya densitas suatu material dipengaruhi oleh beberapa faktor
antara lain komposisi mineral dan kimia batun, suhu, tekanan, porositas,
serta material yang mengisi ruang pori (Harsono, 1997). Dua buah faktor
utama yang mempengaruhi nilai densitas adalah tekanan dan suhu. Dua
buah aktor tersebut terjadi ketika batuan masih mengalami proses
pembentukan. Semakin bedar tekanan dan suhu yang diterima batuan,
21
maka akan semakin besar nilai rappat massanya. Hal ini karena matriks
dari batuan akan terpampatkan sehingga akan memadatkan raung-ruang
kosong pada matriks batuan.
2. Porositas
Porositas adalah perbandingan antara volume pori batuan dengan
volume total batuan yang dinyatakan dalam bentuk persentase. Nilai
porositas menggambarkan kapasitas penyimpanan fluida reservoar.
Gambar 8. Ilustrasi Porositas batuan (Halliburton, 2001:28)
a. Porositas Primer
Jumlah ruang pori-pori suatu batuan yang terbentuk pada
saat pengendapan, atau terbentuk selama sedimentasi. Ini
biasanya merupakan fungsi dari jumlah ruang antara butir
pembentuk batuan. Porositas primer ini merupakan prorositas
yang umu dijumpai pada batuan, dimana pada porositas ini
menentukan bagaimana nilai rapat massa suatu batuan.
22
b. Porositas Sekunder
Porositas sekunder merupakan porositas yang terbentuk akibat
adanya proses sekunder seperti akibat pelapukan, patahan dan
sebagainya. Prorsitas jenis ini tidak terjadi pada semua batuan,
hanya terjadi pada btuan yang mengalami gaya stress dari
sumber geologi seperti patahan.
c. Porositas efektif dan Porositas Total.
Porositas efektif adalah nilai volume pori yang saling
berhubungan sehingga dapat kita ketahui apakah batuan
tersebut dapat mengalirkan fluida didalamnya. Porositas total
merupakan jumlah total dari volume pori suatu batuan baik itu
porositas efektif dan tidak efektif.
d. Porositas Maksimum dan Porositas Sebenarnya.
Porositas pada batupasir yang bersifat padat akan memiliki
nilai yang baik. Nilai maksimum dari suatu porositas secara
teoritis bisa mencapai nilai 47,6%. Pada batupasir, nilai ini
biasanya jauh lebih rendah akibat proseses sementasi dan
kompaksi/pemadatan. Pada batukarbonat, nilai porositas yang
dimiliki bisa melebihi nilai maksimum secara teoritis. Hal ini
dapat terjadi jika batukarbonat bersifat sangat retak disertai
dengan vuggy (Halliburton, 2001).
e. Porositas Fracture
Porositas fracture merupakan prositas yang timbul
kaibat adanya gaya yang mengenai batuan tersebut. Gaya ini
23
biasanya bersumber dari aktivitas geologi seperti gaya kompesi
dan ekstensi akibat adanya pergerakan patahan. Porositas ini
juga dapat terjadi akibat adanya pengaruh iklim. Batuan akan
mudah lapuk apabila terkena suhu panas dan dingin secara
bergantian . Akibat dari terlapukannya batun, maka batuan
tersebut akan mudah merekah ( fracture)
Gambar 9. Fracture batuan (Peters, 1980).
Vuggy adalah bentuk porositas sekunder yang terbentuk akibat
pelarutan bagian yang lebih mudah larut dari suatu batuan atau
membesarnya pori-pori fractures (Peters, 1980). Fractures alami
reservoar disebabkan oleh kerapuhan yang terjadi pada batuan
tersebut, biasanya karena faktor-faktor seperti lipatan, patahan,
tekanan fluida, pelepasan tekanan lithostatic, (dalam) solusi
tekanan, dehidrasi, pelapukan, pendinginan dan kawah. Pada
dasarnya fractures alami dapat hadir pada semua jenis batuan
meskipun mereka yang umum terjadi yaitu pada karbonat.
Matriks batuan (antara fracture) biasanya memiliki porositas yang
24
normal dan permeabilitas yang sangat rendah. Fracture yang
belum tersementasi memiliki permeabilitas yang sangat tinggi,
meskipun spasi mereka mungkin cukup luas. Namun, sistem
fracture umumnya hanya sebagian kecil dari ruang pori-pori
reservoar. Dengan demikian, matriks berisi sebagian besar
volume pori-pori reservoar sedangkan fracture berisi sebagian
besar kapasitas aliran reservoar (Peters, tanpa tahun).
3. Permeabilitas
Permeabilitas adalah kemampuan suatu batuan untuk dilalui
fluida. Untuk menjadi permeabel, formasi harus memiliki
porositas yang saling berhubungan. Contoh beberapa variasi
dalam permeaiblitas dan porositas: Beberapa batupasir halus
dapat memiliki sejumlah besar porositas saling berhubungan.
Oleh karena itu, permeabilitas Formasi fine-grained tersebut
mungkin cukup rendah.
1. Serpih dan lempung yang mengandung partikel yang sangat
halus sehingga sering menunjukkan porositas yang sangat
tinggi. Namun, karena pori-pori dalam formasi ini sangat kecil,
sebagian besar serpih dan lempung memeiliki permeabilitas
yang kecil.
2. Beberapa batugamping memiliki nilai porositas yang kecil,
atau terisolasi rongga porositas yang tidak saling berhubungan.
Jenis formasi ini akan menunjukkan nilai permeabilitas yang
kecil. Namun, jika formasi berisi fractures secara alami (atau
25
bahkan hidrolik fraktur), nilai permeabilitasnya akan lebih
tinggi karena pori-pori yang terisolasi saling berhubungan
dengan fractures (Halliburton, 2001).
3. Porositas tidak tergantung pada ukuran butir sedangkan
permeabilitas tergantung pada ukuran butir.
Gambar 10. Permeabilitas dan ukuran butir
C. Reservoar hidrokarbon
Reservoar hidrokarbon umumnya tersusun atas batupasir, batuan
gamping, dan dolomit. Batupasir dapat dipindahkan dan diendapkan oleh
aliran air. Semakin deras aliran air yang membawa batuan tersebut, maka
semakin kasar butiran pasirnya, karena mekanisasi ini, maka batupasir akan
cenderung memiliki porositas antar butiran yang seragam. Batugamping
diendapkan oleh gerakan air laut, sebagian besar merupakan endapan-
endapan dari larutan, dan sebagian lagi adalah timbunan dari sisa-sisa jasad
kerang organik. Ruang pori awal batuan ini sering berubah oleh disolusi
lanjutan dari sejumlah zat padat, sehingga porositas batugamping cenderung
26
menjadi kurang seragam dibandingkan dengan porositas batupasir. Porositas
batuan gamping mengandung gerohong dan rekahan yang disebut porositas
sekunder yang bersisipan dengan porositas primer (Sukmono, 1999: 14).
Dolomit terbentuk ketika air yang kaya dengan mineral magnesium
mengalir melalui batuan gamping menggantikan sejumlah kalsium dengan
magnesium. Proses ini biasanya menyebabkan pengurangan volume batuan
sehingga dolomitisasi adalah suatu mekanisme penting dalam menyediakan
ruang pori untuk akumulasi hidrokarbon (Sukmono, 1999: 16) .
D. Lempung (clay) dan serpih (shale)
Batupasir adalah batuan sedimen klastik yang terdiri atas partikel-
partikel terutama pasir berukuran atau butiran diatur dalam matriks lumpur
atau lempung dan lebih atau kurang kuat disatukan oleh material sementasi
(umumnya silika, oksida besi, atau kalsium karbonat). Partikel pasir biasanya
terdiri dari kuarsa, dan dikenal dengan istilah material "sand".
E. Data Sumur (log)
a. Log Gamma Ray
Log gamma ray merupakan suatu kurva dimana kurva tersebut
menunjukkan besaran intensitas radioaktif yang ada dalam formasi. Log
ini bekerja dengan merekam radiasi sinar gamma alamiah batuan,
sehingga berguna untuk mendeteksi atau mengevaluasi endapan-
endapan mineral radioaktif tersebut seperti Potasium (K), Thorium (Th),
atau Uranium (U). Log GR adalah pengukuran radioaktivitas alami
formasi. Dalam formasi sedimen, log biasanya mencerminkan isi serpih
dari formasi karena unsur-unsur radioaktif cenderung berkonsentrasi di
27
lempung dan serpih. Formasi bersih biasanya memiliki tingkat
radioaktivitas yang sangat rendah, kecuali kontaminasi radioaktif
seperti abu vulkanik , wash granite atau air formasi berisi garam
terlarut radioaktif. Sering digunakan untuk melengkapi log SP dan
sebagai pengganti kurva SP di sumur bor dengan lumpur garam, udara
atau berbasis lumpur minyak. Dalam setiap kasus, hal ini berguna untuk
lapisan serpih dan lapisan non serpih, dan yang paling penting, untuk
korelasi secara umum
Gambar 11. Respon log gamma ray terhadap batuan (Rider, 2002).
b. Log densitas
28
Log ini mengukur besarnya densitas elektron (bulk density)
suatu lapisan batuan yang ditembus mata bor. Apabila log densitas
dikombinasikan dengan log neutron, maka akan dapat dipakai untuk
memperkirakan kandungan fluida yang terdapat di dalam formasi.
Log densitas dapat digunakan untuk mencari harga porositas
densitas, tetapi sebelum menentukan porositas, harus diketahui
terlebih dahulu densitas litologi dan densitas fluida yang terkandung
dalam formasi. Untuk menentukan besarnya porositas dari log
densitas digunakan rumus (Harsono, 1997:80).
ɸ (1)
4. Log sonik
Sebuah alat sonik berguna untuk mengukur kecepatan suara
atau sonik dalam suatu formasi. Prinsip kerjanya, transmiter
memancarkan suatu pressure pulse dengan frekuensi tertentu dalam
lumpur. Ada beberapa formula yang menghubungkan porositas
dengan kecepatan dalam benda-benda berpori, namun formula
tersebut memerlukan parameter elastisitas butiran media
perambatan cairan dalam pori-pori dan batuan berpori. Hubungan
antara porositas dan kecepatan dinyatakan dalam formula empiris
yaitu Formula Wylie dan Raymer Hunt-Gardner (Harsono,
1997:74).
∆Tlog = Φ * ∆Tfluida+ (1- Φ ). ∆T ma (2)
29
Dari persamaan di atas, maka porositas sonik dapat dihitung
dengan rumus dimana (Harsono, 1997:74):
ɸSonik (3)
Dimana :
∆Tlog = Persamaan waktu rata – rata
Φsonik = Porositas sonik
∆Tma = waktu tempuh gelombang pada matrik batuan
∆Tfluida = waktu tempuh gelombang pada fluida
5. Log Neutron
Prinsip dasar dari log neutron adalah mendeteksi kandungan
atom hidrogen yang terdapat dalam formasi batuan dengan
menembakan atom neutron ke formasi dengan energi yang tinggi.
Partikel-partikel neutron memancar menembus formasi dan
bertumbukan dengan material formasi, akibat dari tumbukan
tersebut neutron akan kehilangan energi. Energi yang hilang saat
benturan dengan atom di dalam formasi batuan disebut sebagai
porositas yang berasal dari formasi atau disebut porositas neutron
(∅𝑁). Hilangnya energi paling besar bila neutron bertumbukan
dengan sesuatu yang mempunyai massa sama atau hampir sama,
contohnya atom hidrogen. Dengan demikian besarnya energi
neutron yang hilang hampir semuanya tergantung banyaknya
jumlah atom hidrogen dalam formasi
30
Gambar 12. Respon log neutron terhadap batuan (Rider, 2002).
6. Log Resistivity
Log resistivity menunjukkan respon kemampuan formasi untuk
menghambat jalannya arus listrik yang dialirkan (Rider, 2002). Prinsip
kerja log resistivitas adalah dengan mengukur sifat batuan dan fluida
pori (minyak, gas, dan air) di sepanjang lubang bor dengan mengukur
sifat tahanan kelistrikannya. Log resistivitas banyak sekali membantu
pekerjaan evaluasi formasi khususnya untuk menganalisis apakah
suatu reservoar mengandung air garam (wet) atau mengandung
hidrokarbon, sehingga log ini digunakan untuk menganalisis
hydrocarbon-water contact
31
Gambar 13. Skema log resistivity (Rider, 2002).
F. Parameter Elastik Batuan
Parameter elastik batuan merupakan parameter yang menggambarkan
hubungan stress-strain pada batuan. Parameter ini secara umum mampu
menggambarkan jenis batuan dan properti yang dimiliki seperti porositas
serta kandungan fluida. Pada proses inversi seismik, parameter elastik batuan
ini merupakan jembatan penghubung antara informasi data sumur dengan
data seismik.
1. Inkompresibilitas dan Rigiditas
Inkompresibilitas (λ) merupakan parameter yang menggambarkan
kemampuan batuan mempertahankan volumenya terhadap kompresi yang
bekerja pada batuan tersebut, sedangkan rigiditas (μ) merupakan parameter
yang menggambarkan kemampuan batuan mempertahankan bentuknya
32
terhadap gaya geser yang bekerja. Pada batuan yang mengandung
hidrokarbon atau memiliki porositas tinggi akan memiliki nilai
inkompresibilitas rendah. Nilai inkompresibilitas rendah menggambarkan
berkurangnya kemampuan batuan untuk mempertahankan volumenya
seperti yang diilustrasikan pada Gambar II.1, sehingga parameter ini dapat
digunakan sebagai parameter yang sensitif terhadap fluida. Nilai rigiditas
kurang sensitif untuk menggambarkan keberadaan fluida dan cenderung
lebih sensitif terhadap jenis litologi.
Gambar 14. Ilustrasi hubungan stress terhadap perubahan volume
dan shear stress terhadap perubahan bentuk batuan
(Lines dan Newrick, 2004)
Goodway (1997) memperkenalkan sebuah parameter Lamé, yaitu
parameter yang berkaitan erat dengan rigiditas dan inkompresibilitas.
Parameter dapat memperbaiki tingkat identifikasi zona reservoar, karena
sangat sensitif terhadap fluida dan variasi litologi yang direpresentasi dari
perubahan-perubahan rigiditas, inkompresibilitas, dan densitas.
Rigiditas (μρ = Mu-Rho) dapat dideskripsikan sebagai seberapa besar
material berubah bentuk terhadap stress. Rigiditas sensitif terhadap
matriks batuan. Semakin rapat matriksnya maka akan semakin mudah pula
mengalami slide over satu sama lainnya dan benda tersebut dikatakan
33
memiliki rigiditas yang tinggi, sehingga rigiditas batuan yang merupakan
indikator untuk membedakan litologi batuan.
Inkompresibilitas (λρ = Lambda-Rho) merupakan kebalikan dari
kompresibilitas. Inkompresibilitas didefinisikan sebagai besarnya
perubahan volume (dapat dikompresi) bila dikenai oleh stress. Semakin
mudah dikompresi maka semaki kecil harga inkompresibilitasnya begitu
pula sebaliknya.
Gambar 15. Inkompressibilitas dan rigiditas beberapa batuan (Royle,1999).
Goodway mendemonstrasikan bagaimana analisis LMR dapat digunakan
untuk mengidentifikasi gas sand. Hal ini berasal dari separasi dari respon
dari kedua parameter λρ dan μρ terhadap gas sand vs shales. Selain itu,
LMR juga dapat mendeteksi tight shale atau zona shale yang tipis, seperti
yang terdapat pada Gambar 17 terlihat jelas keberadaan shale tipis
memisahkan dua zona gas A dan gas B (Anderson dan Grey, 2001).
Gambar 16. Interpretasi cross plot Lambda-Rho vs Mu-Rho sumur Lower
Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997).
34
Gambar 17. Interpretasi log P.S Impedance & Lambda-Rho, Mu-Rho sumur
Lower Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997).
2. Vp, Vs, dan Densitas
Berdasarkan parameter inkompresibilitas dan rigiditas, dapat dilakukan
perhitungan kecepatan gelombang elastik yang merambat melalui batuan
dengan perumusan pada persamaan (4) dan (5).
35
Vp = = (4)
Vs = (5)
Dengan
K = Modulus Bulk
ρ = Densitas
𝜇 = Rigiditas
Ketiga parameter ini merupakan parameter yang dimiliki data seismik,
digambarkan melalui informasi impedansi. Perhitungan berbagai macam
parameter elastik yang sensitif baik terhadap litologi maupun fluida dapat
dilakukan melalui ketiga parameter ini, yang kemudian dapat digunakan
sebagai informasi untuk menginterpretasi hasil pengolahan data seismik.
G. Inversi Seismik
Inversi seismik merupakan salah satu teknik pemodelan bawah
permukaan berdasarkan informasi reflektivitas data seismik yang diubah
menjadi informasi perlapisan. Metode ini menggunakan data seismik sebagai
data awal untuk perhitungan model reflektivitas melalui proses dekonvolusi
data seismik dan wavelet.
𝑆(𝑡)=𝑤(𝑡)∗𝑟(𝑡)+𝑛(𝑡) (6)
𝑟(𝑡)=(𝑆(𝑡)−𝑛(𝑡))𝑤(𝑡)⁄ (7)
Dengan
S(t) = Data seismik/trace seismik r(t) = Reflektivitas
36
w(t) = Wavelet n(t) = Noise
Model reflektivitas ini diubah melalui perhitungan rekursif menjadi model
impedansi yang mengandung informasi fisis mengenai kondisi bawah
permukaan, sehingga lebih mudah untuk dianalisis dibandingkan informasi
data reflektivitas seismik.
Ai+1 (8)
Dengan
AI = Impedansi Akustik
R = Reflektifitas
1. Extended Elastic Impedance (EEI)
a. Acoustic Impedance (AI) dan Elastic Impedance (EI)
Refleksi gelombang seismik terjadi akibat perubahan kecepatan dan
densitas pada data seismik, digambarkan dalam informasi
impedansi. Acoustic Impedance (AI) merupakan nilai impedansi
yang digambarkan oleh refleksi pada sudut datang normal (0),
sedangkan Elastic Impedance (EI) merupakan nilai impedansi yang
digambarkan oleh refleksi pada sudut datang tidak normal
(Connolly, 1999). Persamaan (3.10) menggambarkan hubungan
antara reflektivitas dengan AI, dan persamaan (3.11) merupakan
perhitungan EEI berdasarkan informasi Vp, Vs, densitas, dan sudut
datang (Whitcombe, 2002)
AI = Vp x 𝜌 (9)
RC = (10)
dengan
37
RC = Koefisien reflektivitas
EI(𝜃) = 𝛼0𝜌0 (11)
𝑎 = (1+𝑠𝑖𝑛2𝜃)
𝑏 = −8𝐾𝑠𝑖𝑛2𝜃
𝑐 = (1−4𝐾𝑠𝑖𝑛2𝜃)
dengan
α = Kecepatan gelombang p α0 = Rata-rata kecepatan gelombang P
β = Kecepatan gelombang S β0 = Rata-rata kecepatan gelombang S
𝜌 = Densitas 𝜌0 = Rata-rata densitas
𝜃 = Sudut Refleksi K = (Vs/Vp)2
b. Rotasi Koordinat Acoustic Impedance (AI) dan Gradient
Impedance (GI)
Extended Elastic Impedance (EEI) merupakan metode pengembangan
dari EI dengan menggunakan konsep rotasi koordinat dalam domain
AI dan gradient impedance (GI) untuk menghubungkan parameter
elastik batuan dengan reflektivitas seismik. Rotasi koordinat dalam
domain AI dan GI dilakukan untuk mencocokkan pola data
reflektivitas hasil perhitungan dengan pola data parameter elastik
batuan, sehingga model impedansi yang didapatkan dari data
reflektivitas tersebut dapat menggambarkan parameter elastik batuan.
38
Gambar 18. Konsep rotasi koordinat dalam domain AI-GI untuk
perhitungan EEI (Connolly, 2010)
Perumusan EEI mirip dengan perumusan EI, namun sudut reflektivitas
θ diganti dengan sudut rotasi χ, seperti pada persamaan (12) .
EEI(𝜒) = 𝛼0𝜌0 (12)
p = (cos 𝜒 + 𝑠𝑖𝑛 𝜒)
𝑏 = −8𝐾 𝑠𝑖𝑛 𝜒
𝑐 = (cos 𝜒 −4𝐾 𝑠𝑖𝑛 𝜒)
𝐸𝐸𝐼(𝜒) = 𝐴𝐼cos(𝜒)𝐺𝐼sin(𝜒) (13)
Dengan
𝜒 = Sudut Rotasi
2. Curved Pseudo-Elastic Impedance (CPEI)
Walaupun metode EEI dapat digunakan untuk
menggambarkan berbagai macam parameter elastik batuan,
metode EEI masih kurang baik untuk menggambarkan
parameter saturasi air. Kekurangan ini kemudian dijawab
dengan metode Curved Pseudo-Elastic Impedance (CPEI) yang
39
menghubungkan metode EEI dan konsep rock physics template
(Avseth, 2014). Rock Physics Template (RPT) merupakan suatu
pemodelan yang menghubungkan informasi porositas, saturasi
fluida, serta proses pengendapan batuan secara sederhana dalam
domain AI dan Vp/Vs.
Gambar 19. Konsep CPEI berdasarkan hubungan RPT dengan tren EEI (Avseth, 2014)
Berdasarkan Gambar 18, terlihat pada sudut tertentu tren EEI
dapat mengikuti tren RPT yang menggambarkan saturasi air, namun
masih bersifat linier dan kurang sesuai dengan kurva RPT yang
melengkung. Hal ini kemudian dijawab dengan melakukan
perhitungan di titik-titik tertentu yang merepresentasikan lengkungan
kurva RPT, sehingga didapat rumus CPEI seperti pada persamaan (14).
40
Gambar 20. Crossplot AI vs Vp/Vs dengan colorkey CPEI yang
menunjukkan kecocokan tren CPEI dengan
lengkungan RPT (Avseth, 2015)
𝐶𝑃𝐸𝐼 = 𝐴𝐼𝑇 + 𝛾 (𝑎.𝐴𝐼4+𝑏.𝐴𝐼3
+c.𝐴𝐼2+𝑑.𝐴𝐼+ – (14)
Dengan
AIT = Acoustic Impedance pada titik tangent kurva
𝛾 = Skala
Persamaan (14) yang digunakan oleh Avseth sangat bergantung
pada model yang dibuat berdasarkan data lapangan, karena rock
physics template dibuat berdasarkan data lapangan. Palgunadi
dkk. (2016) mengajukan pendekatan CPEI secara trigonometri
pada sudut tertentu melalui persamaan (14). Sudut tersebut
didapatkan melalui korelasi tertinggi antara CPEI yang dihitung
melalui persamaan (15) dengan data saturasi air.
𝐶𝑃𝐸𝐼(𝜒)=𝐴𝐼. cos(𝜒)+𝐴𝐼. sin(𝜒) (15)
41
Gambar 21. Aplikasi CPEI berdasarkan pendekatan
trigonometri dalam domain AI dan Vp/Vs dan
perbandingan CPEI dengan saturasi air (kiri)
(Palgunadi, 2016)
Pendekatan CPEI menggunakan trigonometri pada sudut tertentu
mampu mengikuti pola lengkungan kurva RPT seperti pada Gambar
20. Pendekatan ini kemudian dicocokkan dengan pola persebaran
saturasi air dan hasilnya menunjukkan kesamaan trend antara CPEI
dan saturasi air, ditunjukan pada Gambar 20 kanan.
3. Inversi Seismik Simultan
Pendrel (2000) mengembangkan sebuah metode inversi yang
menggunakan data seismik parsial stack gelombang P dan kemudian
diinversikan dengan wavelet hasil estimasi dari masing-masing stack
untuk memperoleh informasi Vp, Vs, dan . Metode ini kemudian
hari dikenal sebagai inversi simultan. Russel (2005)
memperkenalkan metode simultaneous inversion pada data pre-stack
42
dengan algoritma yang berdasarkan tiga asumsi, yaitu pertama,
pendekatan linear untuk reflektivitas. Kedua, reflektivitas PP dan
PS sebagai fungsi sudut yang telah diberikan oleh persamaan Aki-
Richards (Aki dan Richards, 2002). Ketiga, terdapatnya hubungan
liniar antara logaritma impedansi P, impedansi S, dan densitas.
Fatti (1994) dalam Hampson (2005) memodifikasi persamaan Aki
Richard sehingga diperoleh hubungan koefisien refleksi sebagai
berikut:
R(𝜃)=𝑐1𝑅𝑝+𝑐2𝑅𝑠+𝑐3𝑅𝐷……………...................…………………....(15)
dimana:
……………..…………………………......……...….(16)
………………………...……………......…...….….(17)
…….……………..…..….........……….(18)
…….....……………………….…….………......…………….(19)
....………..…….……….………......…………….(20)
…………...…….……….………......…………….(21)
……………………..….……….………......…………….(22)
Berdasarkan analisis inversi yang dijelaskan oleh Simmons dan
Backus (1996), yang menginversi linearized P-reflectivity (Rp), S-
reflectivity (Rs), dan densitas (RD), berdasarkan Persamaan 19
43
melalui Persamaan 20, menggunakan Persamaan 21. Simmons dan
Backus (1996), juga berasumsi bahwa densitas dan Vp berhubungan
dengan persamaan Gardner, yaitu:
………………….....…….……….……….......…………….(22
)
Vp dan Vs juga berhubungan dengan Persamaan Castagna, yaitu:
Vs = (Vp-1360)/1.16…………….....……........….......…………….(23)
Selain itu juga pendekatan Buland dan Omre (2003) yang
menggunakan parameter
dimana :
………………..…….……….……….......…………….(24)
Menjadi sebuah pendekatan yang mampu menginversi secara
langsung Impedansi P (Zp), Impedansi S (Zs), dan densitas (𝜌). Pada
perluasan teori inversi pre-stack, Persamaan Aki-Richards yang di
sederhanakan kembali oleh Fatti (1994). Persamaan 21, dengan
perubahan fungsi reflektivitas Rp, Rs, dan RD menjadi fungsi
Impedansi P, Impedansi S, dan kontras densitas akan memberikan
efek wavelet pada masing-masing reflektivitas maka didapat
persamaan trace seismik (T) yaitu:
........…….(25)
dimana:
44
W = Wavelet
Ls = ln (Zs)
𝜃 = Sudut datang
Lp = ln (Zp)
LD = ln (𝜌)
Penjelasan berdasarkan Persamaan 25 tersebut, terdapat variabel yang
baru yaitu LP=ln(ZP), yakni logaritma natural dari Impedansi Akustik
untuk mentransformasikan persamaan reflektivitas tersebut menjadi
impedansi, sepertirefleksivitas RP yang dapat dinyatakan dengan:
………..............…………….(26)
Dimana i merepresentasikan hubungan antara lapisan i dan i +1. Jika kita
menganggap N merupakan contoh reflektivitas, Persamaan (27) dapat
dituliskan dalam bentuk matriks sebagai:
……....…….......…………….(27)
Dengan 𝐿𝑃𝑖 = ln ( Zp)
Kemudian, jika direpresentasikan trace seismik sebagai konvolusi dari
wavelet seismik dan reflektivitas bumi, dapat dituliskan sebagai matriks,
yakni:
…….…………….....…………….(28)
Dimana Si merepresentasikan sampel ke -i dari trace seismik dan wj
merepresentasikan hubungan ke -j dari wavelet seismik yang telah
45
diekstraksi. Mengombinasikan Persamaan 27 dengan Persamaan 28 dapat
memberikan forward model yang berhubungan dengan trace seismik
terhadap logaritma dari Impedansi P:
………………………………...…………..…………….(29)
Dimana, W adalah matriks wavelet yang diberikan pada Persamaan (27)
dan D adalah derivative matriks yang diberikan pada Persamaan 28,
sehingga persamaan Aki-Richards akan menjadi seperti pada Persamaan
29 . Adapun relasi linier antara Lp [ln(Zp)], Ls [ln(Zs)], dan LD [ln(𝜌)]
dapat dinyatakan sebagai berikut:
ln(𝑍𝑠) = 𝑘 ln(𝑍𝑝) + 𝑘𝑐 + Δ𝐿𝑠…………………………..…………….(30)
ln(𝜌) = 𝑚 ln(𝑍𝑝) + 𝑚𝑐 + Δ𝐿𝐷…………………….........…………….(31)
Gambar 27 di bawah ini menunjukkan hubungan antara Zp, Zs, dan
densitas
Gambar 22. Crossplot antara ln(ρ) terhadap ln(Zp) dan ln(Zs) terhadap
ln(Zp) deviasi garis tersebut, ΔLD dan ΔLS adalah anomaly
fluida yang diinginkan (Russel, 2005)
46
Berdasarkan korelasi tersebut dengan mengombinasikan Persamaan 28
dan Persamaan 25 maka mengubah persamaan Aki-Richards menjadi:
……….(32)
= ………………..…….….............…………….(34)
= ……………………………..…….……….…………..….......(35)
D = Operator dferensial
W = Wavelet
LP = ln (Zp)
LS = ln (Zs)
LD = ln (
Dalam bentuk matriks, dengan asumsi jumlah trace N dari berbagai
macam sudut
maka persamaanya menjadi :
Setelah itu, Impedansi P, Impedansi S dan densitas dapat diperkirakan
dalam
persamaan berikut (Hampson, 2005):
𝑍𝑝 = exp(𝐿𝑝)……………………………..…….……………....…….(36)
𝑍𝑠 = exp(𝑘𝐿𝑝 + 𝑘𝑐 + Δ𝐿𝑠)………………………..……………….….(37)
𝜌 = exp (𝑚𝐿𝑝 + 𝑚𝑐 + Δ𝐿𝐷) ………………………..……....……….(38)
47
IV. METODOLOGI PENELITIAN
A. Waktu dan Tempat Penelitian
Penelitian dilakukan pada bulan Oktober 2017, hingga Mei 2018.
Penelitian ini dilakukan di Bidang KP3T Eksplorasi 3 Pusat Penelitian dan
Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi (PPPTMGB) “LEMIGAS” di
Jl. Ciledug Raya Kav. 109 Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230
dan Gedung L Teknik Universitas Lampung.
Tabel 1. Time Schedule Penelitia
48
B. Alat dan Bahan Penelitian
Adapun alat dan bahan yang digunakan saat penelitian tugas akhir ini,
yaitu sebagai berikut:
1. Data Sumur (Gamma Ray, SP, Densitas, Neutron, Resistivity, P-Sonic, S-
Sonic Caliper, SW, PHIE, Koordinat X-Y, Marker).
2. Data Eksplorasi Geofisika (Seismik 3 Prestack Angle Gether,
Checkshot).
3. Data geologi regional dan stratigrafi area penelitian.
4. Komputer dan Software Pengolahan.
C. Prosedur Penelitian
Pengolahan data dalam penelitian ini menggunakan software
Interactive Petrophysics (IP) yaitu untuk pengolahan data sumur, Petrel 2009
digunakan, yaitu pada proses Picking Horizon, matlab digunakan untuk mencari
niloai korelasi antara parameter sensitif dengan log EEI dan CPEI yang akan
dihasilkan, sedangkan Hampson Russell Software (HRS) digunakan pada proses
perhitungan dan transformasi log (LMR, Poisson’s Ratio, AI, dan SI), well
correlation, well seismic tie, inversi simultan, inversi EEI serta inversi CPEI.
Alur kerja dalam penelitian dapat dilihat pada gambar 23.
49
Gambar 23. Diagram Alir Penelitian
Perhitungan Log
AI, GI, μ, λ,
Poisson’s Rasio
Analisis Sudut EEI
Analisis persebaran batupasir yang mengandung Gas
CDP Stack
Wel-tie
Picking Horizon
Data Sumur
Pembuatan Wavelet (Near,
Mid, Far)
Model Prestack
Inversi Simultan
Model Zp, Zs,Vp, Vs,
Vp/Vs, dan ρ
Volume AI/Zp
Perhitungan GI
Data Seismik 3D
Angle Gether
Analisis Sudut
CDP Stacking
Partial Stack
Perhitungan EEI= AIcos(𝜒)
GIsin(𝜒)
Tidak
Penampang Pseudo
Inversi Sw
Data Petrofisik
PHIE, Vcl Sw GR, Rt, NPHI, RHOB,
P-wave, S-Wave
Uji Sensitivitas
Ya
Tidak
Volume GI
Perhitungan CPEI
Sudut EEI
Parameter
Sensitif
Cut off
Mulai
Sudut CPEI
Analisis
sudut CPEI
Cut off
Penampang Pseudo Inversi
Parameter Elastic
Slicing time : 5 ms,
15ms 20ms, 40ms,
60ms
Slicing time : 5 ms, 15ms 20ms, 40ms, 60ms
Selesai
Peta persebaran batupasir yang
mengandung Gas
50
1. Penentuan zona target
Penentuan zona target atau daerah yang merupakan reservoar
dilakukan dengan menganalisis data log gamma-ray yang berhubungan
dengan kandungan shale, cross-over antara densitas dengan neutron
porosity, serta perubahan AI dan Vp.
Daerah reservoar ditunjukkan oleh nilai log gamma-ray yang rendah,
penurunan nilai AI dan Vp, high resistivty serta terdapat cross-over antara
data densitas dengan neutron porosity.
Pada penelitian kali ini analisis yang telah dijabarkan di atas telah
dirangkum dalam pseudo log hingga mempermudah dilakukannya
interpretasi.
Zona reservoar berdasarkan data sumur H-1 dapat dilihat pada Gambar
24, dengan reservoar berada pada kedalaman 3846-3964 ft.
\
Gambar 24. Zona Prospek Sumur H1
51
Pada gambar 25 dapat dilihat interest zone ditandai dengan warna
kuning atau menunjukkan adanya cross over antara log NPHI dan RHOB
Untuk Zona reservoar berdasarkan data sumur H-2 dapat dilihat pada
Gambar 24, dengan ketebalan reservoar berada di antara 3845-3965 ft.
Gambar 25. Zona Prospek Sumur H2
52
Zona reservoar berdasarkan data sumur H-6 dapat dilihat pada Gambar
26, dengan reservoar berada pada kedalaman 3792-3908 ft.
Gambar 26. Zona Prospek Sumur H-6
2. Analisis Tuning Thickness
Tuning thickness merupakan ukuran tebal minimum yang dapat
teresolusi oleh data seismik. Perhitungan tebal minimum tersebut
dilakukan dengan rumus pada persamaan (39)
𝑇𝑢𝑛𝑖𝑛𝑔𝑡𝑖𝑐𝑘𝑛𝑒𝑠𝑠= 𝜆𝑓= ....................................................... (39)
53
Kecepatan gelombang P (Vp) yang digunakan merupakan rata-rata
kecepatan gelombang P pada daerah target, yaitu 4500 ft/s dan frekuensi
yang digunakan merupakan frekuensi dominan data seismik, yaitu 33 Hz,
sehingga didapatkan tebal minimum yang dapat diresolusi oleh data
seismik Lapangan “X” adalah 33,38 ft. Berdasarkan analisis data sumur
“H-1 , H-2, dan H-6”, zona reservoar yang ditemukan pada Formasi Frio
memiliki diatas tunning thicknes, sehingga dapat diakatakan bahwa
resolusi data seismik dikatakan baik atau dapat memisahkan batas atas dan
bawah dari reservoar pada Formasi Frio.
Tabel 2. Ketebalan Reservoar dan Tunning Thicknes
No Sumur Ketebalan Reservoar Tunning Thicknes
1 H1 184 ft 33,38 ft
2 H2 64 ft 33,38 ft
3 H6 116 ft 33,38 ft
3. Pembuatan data log
Pada tahapan ini dilakukan pembuatan log parameter elastik yang
dibutuhkan, seperti Lamda-Rho, Mu-Rho, Poisson’s Ratio, dan Gradient
Impedance P-Impedance, S-Impedance.
54
Gambar 27. Tampilan hasil pembuatan log pada Sumur “H-1”
Gambar 28. Tampilan hasil pembuatan log pada Sumur “H-2”
55
Gambar 29. Tampilan hasil pembuatan log pada Sumur “H-6”
4. Analisis Sensitivitas Terhadap Shale
Analisis sensitivitas dilakukan untuk mencari parameter yang
dapat memisahkan batuan reservoar dari litologi lain. Penentuan
parameter ini dilakukan berdasarkan data volume shale, melalui crossplot
antara dua parameter elastik dengan colorkey data volume shale.
Batupasir umumnya memiliki volume shale rendah, dalam penelitian ini
batas rendah volume shale yang diidentifikasi sebagai reservoar adalah
0,4.
56
Gambar 30. Crossplot AI vs Porositas Sumur H-1
Gambar 31. Cross-section AI vs Porositas Sumur H-1
Dari gambar 30 dapat dilihat crossplot hubungan antara
Impedansi Akustik dengan Porositas. Sedangkan pada gambar 31
menunjukkan crossection zona yang ditandai pada crossplot gambar 30.
57
Gambar 32. Crossplot Lamda-Rho vs Porositas Sumur H-1
Gambar 33. Cross-section Lamda-Rho vs Porositas Sumur H-1
Dari gambar 32 dapat dilihat crossplot hubungan antara Lamda-
Rho dengan Porositas. Sedangkan pada gambar 33 menunjukkan
crossection zona yang ditandai pada crossplot gambar 32.
58
Gambar 34. Crossplot Poisson’s Ratio vs Porositas Sumur H-1
Gambar 35. Cross-section Poisson’s Ratio vs Porositas Sumur H-1
59
Dari gambar 34 dapat dilihat crossplot hubungan antara Poisson’s
Ratio dengan Porositas. Sedangkan pada gambar 35 menunjukkan
crossection zona yang ditandai pada crossplot gambar 35.
Gambar 36. Crossplot Mu-Rho vs Porositas Sumur H-1
Gambar 37. Cross-section Mu-Rho vs Porositas Sumur H-1
60
Dari gambar 33 dapat dilihat crossplot gambar 34 menunjukkan
crossection zona yang ditandai pada crossplot gambar 33
5. Inversi Simultan
a. Pembuatan Partial Angle Gather dan Partial Angle Stack (Near,
Mid, Far)
Hubungan antara Mu-Rho dengan Porositas. Sedangkan pada
Pembuatan partial angle gather dilakukan dengan membagi data
seismik pada rentang sudut yang berbeda dengan berdasar interval
sudut yang telah ditentukan pada analisis incidence angle dengan
batas minimum dan maksimum tertentu. Pembuatan partial angle
gather dan partial angle stack dilakukan dengan mempertimbangkan
sudut kritis. Apabila pembuatan partial angle gather dan partial angle
stack melebihi sudut kritis, maka tidak nampak adanya kenaikan
amplitudo.
Pembuatan partial angle gather bertujuan untuk melihat respon
kenaikan amplitudo terhadap rentang sudut datang yang berbeda.
Selain itu partial angle gather juga merupakan input data seismik
yang digunakan pada proses Inversi Simultan. Setelah dilakukan
pembuatan partial angle gather sebagai bahan input data seismik pada
proses Inversi Simultan, lalu dilakukan pembuatan partial angle stack.
Partial angle stack dibuat untuk melihat respon anomali target
terhadap fungsi sudut setelah data di-stack. Selain itu pembuatan
partial angle stack dilakukan untuk menciptakan partial angle wavelet
61
secara statistical pada interval zona target yang sesuai dengan interval
sudut pada partial angle gather
b. Pembuatan Partial Angle Wavelet ( Near, Mid, Far)
Pada penelitian ini pembuatan wavelet dilakukan secara
statistical menggunakan data seismik partial stack, sehingga
menghasilkan tiga wavelet berdasarkan interval sudut yang digunakan
pada saat stacking. Penulis menggunakan metode statistical extraction
wavelet, karena metode ini akan menghasilkan wavelet dengan
parameter fase, amplitudo, dan frekuensi yang paling mirip dengan
data seismik serta memiliki korelasi yang lebih tinggi dibandingkan
metode yang lainnya. Dalam pembuatan wavelet perlu diperhatikan
kesesuaian spesifikasi wavelet dengan data seismik termasuk
frekuensi dan polaritasnya, karena hal tersebut akan mempengaruhi
hasil korelasi pada tahapan well seismic tie. Wavelet yang memiliki
kesesuaian cukup baik dengan data seismik, dapat meminimalisir
perlakuan strech squezze pada proses well seismic tie, sehingga
menimbulkan time shift yang minimum.
Tabel 3. Spesifikasi partial angle wavelet.
Wavelet type Near Mid Far
Wavelet extraction Ricker
Extraction window 2700 ms - 3000 ms
Waveleth length 120 ms
Phase type Linear Phase
Sample rate 2ms
Polarity Normal
Frequancy 33 29 23.5
62
Gambar 38. Extracting Near Wavelet
Gambar 39. Extracting Mid Wavelet
Gambar 40. Extracting Far Wavelet
63
c. Checkshot Correction
Data checkshot digunakan dalam proses well seismic tie sebagai
penghubung domain kedalaman data sumur ke dalam domain waktu data
seismik. Sebenarnya konversi domain kedalaman ke dalam domain waktu
dapat dilakukan oleh data sumur, yaitu log sonic. Namun, kecepatan sonic
dalam well seismic tie mempunyai beberapa kelemahan, sehingga masih
diperlukan data kecepatan lain yang diperoleh sebagaimana data seismik.
Oleh sebab itu, perlu dilakukan proses koreksi checkshot yan
menghasilkan data log sonic terkoreksi. Koreksi checkshot terdiri atas dua
tahapan:
1. Kurva drift diinterpolasi untuk menghitung ketidakcocokan antara time
depthcurve dan data checkshot.
2. Time depth curve dan log sonic menjadi data checkshot terkoreksi yang
terproses menggunakan kurva drift.
d. Wavelet analysis dan Well seismic tie
Well seismic tie dilakukan untuk mengorelasikan event reflektor
data seismik pada kedalaman sebenarnya menggunakan data log.
Prinsipnya dengan mengorelasikan event pada seismogram sintetik dengan
event-event refleksi data seismik pada interval zona target. Pencocokan
dilakukan dengan mengoreksi nilai time-depth data checkshot agar TWT-
event pada seismogram sintetik sama dengan data seismik. Wavelet yang
telah diekstrak pada tahapan sebelumnya menggunakan metode ricker,
dikonvolusikan dengan log Impedansi (log reflektivitas), sehingga
diperoleh siesmogram sintetik. Proses pembuatan wavelet dilakukan secara
64
trial and error dengan memerhatikan parameter amplitudo maksimum,
frekuensi, fasa, window length, dan taper length hingga mendapatkan
korelasi yang tinggi antara seismogram sintetik terhadap data seismik
tanpa melakukan bulk shift dan strech squezze secara intensif. Strech
squezze yang sering dilakukan akan menimbulkan bulk shift sehingga
mengakibatkan hasil korelasi kurang baik. Hal ini menandakan event trace
sintetik menyimpang dari event pada data seismik. Oleh sebab itu, hal
yang diperhatikan adalah pemilihan wavelet yang baik untuk memeroleh
time shift, yang bernilai kecil atau bernilai nol, sehingga penerapan shifting
time langsung dapat dilakukan seperti pada gambar 41.
Gambar 41. Well to Seismic tie Well H-1
65
Dari hasil well to seismic tie yang dilakukan didapat nilai korelasi
sumur H-1 sebesar 0,914 sumur H-2 sebesar 0,779 dan sumur H-6
Sebesar 0,899.
e. Interpretasi Data Seismik 3D
Interpretasi data seismik 3D pada lapangan “X” hanya meliputi
picking horizon, karena tidak ditemukannya sesar pada penampang
seismik di sekitar zona target. Setelah sebelumnya dilakukan horizon pick
pada angle gather, maka perlu dilakukan koreksian kembali hasil picking
horizon pada data seismik yang telah di-stack (full stack migrated).
Marker yang menjadi acuan pada proses picking adalah Top A, Top B, dan
Top C dengan memerhatikan kontinuitas refleksi, amplitudo, serta
kejelasan interval zona target Pay sand pada batas-batas zona target dan
bidang ketidakselarasannya. Selanjutnya output dari picking horizon ini
berupa garis batas lapisan serta peta time structure.
f. Pembuatan Model Inisial, Vp, Vs, Zp, Zs, dan Density
Inversi Simultan menggunakan input Model awal dalam
menghitung syntetic gather yang dibandingkan dengan data seismik.
Model awal dibuat dengan input partial angle stack, data interpretasi
horizon serta dikontrol oleh data log P-wave, S-wave, densitas, impedansi
P, dan Impedansi S. Faktor-faktor tersebut memengaruhi pembuatan model
initial, dimana data log berperan sebagai acuan dasar model awal serta
data horizon sebagai guide dalam interpolasi nilai parameter yang akan
diinversi pada volume data seismik. Model awal dibuat berdasarkan model
low frequency dengan high cut 20-30 Hz. Hal ini bertujuan untuk
66
memeroleh trend informasi dari model frekuensi terendah. Hal tersebut
bertujuan untuk memeroleh sebuah model yang mampu memberikan
gambaran awal mengenai hasil inversi difrekuensi terendah untuk melihat
kesesuaiannya dengan hasil inversi yang ingin dihasilkan seperti pada
gambar berikut:
Gambar 42. Model Awal Lapangan ALFAN
g. Analisis QC Pre-Inversion dan Penentuan Nilai Parameter Inversi
Simultan
Pada tahapan ini dilakukan proses analisis QC Pre-Inversion untuk
mempertimbangkan keberhasilan hasil inversi secara cepat. Analisis pre-
inversion menggunakan software HRS dilakukan dengan membandingkan
log dan trace hasil inversi terhadap data sebenarnya (original logs). Proses
selanjutnya adalah penentuan koefisien regresi melalui crossplot seperti
pada gambar 43. Dalam tahap ini data log yang diperlukan adalah ln(Zp)
(logaritma natural impedansi P), ln (Zs) (logaritma natural Impedansi S),
67
dan ln(Dn) (logaritma natural densitas). crossplot data log ln(Zp) dan log
ln(Zs) menunjukkan hubungan linier koefisien regresi Impedansi P dan
Impedansi S, sedangkan crossplot data log ln(Zp) dan ln(Dn)
menunjukkan hubungan linier koefisien regresi Impedansi P dan Densitas.
Koefisien ini akan menghasilkan trend garis linier regresi k, kc, m, mc,
Δ𝑙𝑛(𝑍𝑠), serta Δ𝑙𝑛(𝐷𝑛), yang selanjutnya digunakan untuk membentuk
analisis inversi. Pada inversi simultan yang dilakukan pada penelitian ini
digunakan nilai k=1.5, Kc= -5.33 , m=0.25, mc=-1.61 seperti yang terlihat
pada gambar 43.
Gambar 43. Persamaan Regresi Inversi Simultan
Kemudian setelah itu dilakukan pencocokan antara kurva inversi
yang akan dihasilkan dengan kurva log dan model awal seperti yang
terlihat pada gambar 44. Tujuan dari dilakukannya analisis ini bertujuan
agar inversi yang akan dihasilkan nantinya akan sesuai dengan model awal
dan data sumur. Pada gambar 40 dapat terlihat kurva merah menunjukkan
68
inversi yang nantinya akan dihasilkan, sedangkan kurva atau grafik biru
menunjukkan grafik dari data log.
Gambar 44. Analisis Pre-Inversi Simultan
Pada gambar 44 terdapat 6 grafik yang dilakukan analisis, yaitu Zp,
Zs, densitas, Vp, Vs, dan Vp/Vs hal ini sesuai dengan kebutuhan volume
inversi yang nantinya akan dihasikan. Dari gambar tersebut dapat dilihat
error yang dihasilkan telah menunjukkan nilai yang kecil ini berarti antara
kurva inversi dengan data log dan model awal telah memiliki trend yang
serupa.
69
h. Penampang Hasil Inversi
Setelah dilakukan analisis Pre-Inversi selanjutnya dilakukan inversi yang
memanfaatkan parameter yang dihasilkan dari analisis tadi. Penampang
inversi yang dihasilkan nantinya terdapat 6 yaitu penampang Zp, Zs,
density, Vp, Vs, dan Vp/Vs.
6. Inversi Seismik EEI
a. Penentuan sudut EEI
Penentuan sudut EEI dilakukan dengan memasukkan rumus EEI
seperti pada persamaan (13) dalam rentang sudut -90o sampai 90
o dan
kemudian dikorelasikan dengan data parameter elastik yang sudah
ditentukan. Sudut yang menghasilkan EEI dengan nilai korelasi
tertinggi akan digunakan untuk membuat volume reflektivitas
parameter elastik tersebut.
(a)
(b)
Gambar 45. Analisis Sudut EEI (a) Poisson’s Ratio (b) Lamda-Rho
Berdasarkan analisis sensitivitas, didapatkan Lamda-Rho,
Poisson’s Ratio, sebagai parameter yang mampu memisahkan
batupasir yang terisi hidrokarbon dengan litologi lain, sedangkan
70
gamma ray mampu mengindikasikan persebaran litologi, sehingga
pencarian sudut EEI dilakukan terhadap data Lamda-Rho, poisson’s
Rasio serta gamma ray yang kemudian akan digunakan untuk
membuat volume reflektivitas Lamda-Rho, Poisson’s Ratio dan
gamma ray. Berdasakan hasil analisis korelasi pada Gambar 45,
didapatkan sudut EEI yang berkorelasi tinggi dengan Lamda-Rho
adalah 52o dan Poisson’s Ratio adalah 70
o.
Gambar 46. Analisis Sudut EEI dengan Gamma Ray
Gambar 46 menunjukkan gambar korelasi antara EEI dengan Mu-Rho.
Dari korelasi yang dilakukan didapat nilai korelasi sebesar 0.9 pada
sudut 3o
. Untuk Mu-Rho nilai korelasi yang didapat yaitu 0.6,
sedangkan porositas 0.3.
b. Pembuatan volume Lamda-Rho, Poisson’s Ratio, Mu-Rho,
Gamma Ray
Pembuatan volume Lamda-Rho, Poisson’s Ratio, Mu-Rho,
Gamma Ray dibuat dengan melakukan perhitungan sesuai dengan
perumusan EEI pada persamaan 13 dimana 𝜒 merupakan sudut yang
71
didapat dari hasil korelasi parameter elastik yang dilakukan pada
software matlab seuai dengan parameter yang akan dibuat volumenya
seperti yang dijelaskan pada sub bab sebelumnya sedangkan AI didapat
dari hasil inversi simultan serta GI didapat dari hasil perhitungan dari
persamaan berikut:
GI = Vp.Vs-8K
. ρ-4K
........................................................................(39)
dimana:
K = (Vs2/Vp2)...............................................................................(40)
Sama dengan AI, volume Vp, Vs dan ρ didapatkan dari hasil inversi
simultan CPEI.
a. Penentuan sudut CPEI
Penentuan sudut CPEI dilakukan seperti pada penentuan sudut EEI,
dengan memasukkan rentang sudut -90 sampai 90 ke dalam persamaan
(15), kemudian dicari sudut yang menghasilkan nilai CPEI berkorelasi
tinggi dengan data saturasi air. Berdasarkan nilai korelasi tertinggi dengan
data saturasi air, didapatkan sudut CPEI yang digunakan pada penelitian
ini bernilai -50o seperti yang terlihat pada gambar 47
Gambar 47. Analisis Sudut CPEI dengan Sw
72
b. Pembuatan Volume Reflektivitas CPEI
Pembuatan volume reflektivitas CPEI dilakukan menggunakan
volume AI dan Vp/Vs, dihitung dengan persamaan (15) pada sudut -
42o, berdasarkan hasil penentuan sudut CPEI yang sudah dilakukan.
Hasil volume CPEI dapat dilihat pada Bab VI.
7. Pembuatan Peta Persebaran Batupasir yang Mengandung Hidrokarbon
a. Penentuan cut-off
Cut-off atau batas yang memisahkan dua kelas yang diinginkan
ditentukan melalui analisis crossplot data log. Namun penentuan cut-
off berdasarkan analisis crossplot cenderung bersifat subyektif,
sehingga dibutuhkan pendekatan yang lebih obyektif untuk
menentukan nilai cut-off. Pendekatan yang lebih obyektif dilakukan
melalui analisis crossplot seperti pada gambar berikut:
Gambar 48. Cut-off Lamda-Rho
73
Gambar 44 menunjukkan crossplot antara Lamda-Rho dengan
porositas dimana nilai cut-off ditunjukan dengan batas nilai antara
zona 1 yang diduga sand dengan zona 2 yang diduga shale dengan
nilai cut-off senilai 85. Gambar 49 menunjukkan crossplot antara
Poisson’s Rastio dengan porositas dimana nilai cut-off ditunjukkan
dengan batas nilai antara zona 1 (kuning) yang diduga sand dengan
zona 2 (abu-abu) yang diduga shale dengan nilai cut-off senilai 24.
Sedangkan gambar 50 menunjukkan crossplot antara Mu-Rho
dengan porositas dimana nilai cut-off ditunjukan dengan batas nilai
antara zona 1 (kuning) yang diduga sand dengan zona 2 (abu-abu)
yang diduga shale dengan nilai cut-off senilai 55.
Gambar 49. Cut-off Poisson’s Rasio
74
Gambar 50. Cut-off Mu-Rho
Selain mampu membedakan litologi shale dan sand parameter elastik
juga mampu membedakan litolologi wet sand dengan gas sand
contohnya dengan melakukan analisis Lamda-rho vs Mu-rho seperti
pada gambar 51
Gambar 51. Analisis Cut Off Gas Sand, Wet Sand dan Shale
Berdasarkan Lamda-Rho vs Mu-Rho
75
Dari analisis yang dilakukan didapat nilai cut-off Lamda-Rho untuk
gas sand, yaitu 50, dan wet sand, yaitu 60 sedangkan untuk cut-off
Mu-rho sand, yaitu 50, dan shale, yaitu 30. Selain itu dilakukan juga
crossplot antara Lamda-Rho dengan Poisson’s Ratio untuk mencari
cut-off Poisson’s Ratio yang dapat dilihat pada gambar 52.
Gambar 52. Analisis Cut Off Gas Sand, Wet Sand dan Shale
Berdasarkan Poisons’s Rasio
Dari analisis yang dilakukan terhadap gambar 48 didapat nilai cut
off Poisson’s Ratio untuk gas sand, yaitu 0.2, dan wet sand, yaitu 0.3.
Hasil dari nilai-nilai cut-off dapat dilihat pada tabel 4.
Tabel 4. Cut-off Parameter Elastik
No Parameter Reservoar Nilai Cut off
Gas Sand Wet Sand Shale Tight Sand
1 Lamda-Rho (Gpa*g/cc) 50 60 - -
2 Mu-Rho (Gpa*g/cc) 50 50 30 80
3 Poisson's Rasio (Gpa*g/cc) 0.2 0.3 - -
4 Gamma Ray (API) 60 80 60
76
b. Scaling Hasil Inversi CPEI Menjadi Pendekatan Data Saturasi Air
CPEI merupakan metode pendekatan parameter elastik yang
mampu menggambarkan persebaran data saturasi air. Hasil CPEI yang
didapat dari perhitungan hasil inversi AI dan Vp/Vs memiliki rentang
nilai puluhribuan, sedangkan data saturasi air berada pada rentang 0-1,
sehingga perlu dilakukan scaling agar hasil CPEI dapat menyerupai
data saturasi air. Proses scaling dilakukan dengan menggunakan
persamaan (41)
SW(Scaled) = + SWmin......(41)
Dengan nilai maksimum dan minimum diambil pada daerah target,
dalam hal ini Formasi Plofer. Hasil scaling dapat dilihat pada Bab VI
sedangkan untuk kecocokannya dengan data sumur dapat dilihat pada
gambar berikut:
.
121
VI. SIMPULAN DAN SARAN
A. Simpulan
Dari penelitian yang telah dilakukan didapat kesimpulan sebagai berikut:
1. Parameter Mu-rho dan Gamma ray sesnsitif dalam memisahkan
litologi porous sand, tight sand dan shale.
2. Parameter Lamda-rho dan Poisson’s Rasio sesnsitif dalam
memisahkan litologi gas sand, waq et sand dan shale.
3. Dari inversi simultan kita mendapatkan volume Zp, Zs, Vp, Vs, Vp/Vs
dan densitas yang berguna dalam perhitungan inversi EEI dan CPEI.
4. EEI memiliki tren yang sama dengan Parameter Mu-Rho, gamma ray
Lamda-Rho dan Poisson’s Ratio, sehingga mampu memisahkan
reservoar sand dengan litologi lain.
5. CPEI memiliki tren yang sepola dengan tren saturasi air, sehingga
dapat digunakan sebagai indikator persebaran fluida pada daerah
penelitian
6. Kombinasi Parameter Mu-Rho, gamma ray, Lamda-Rho dan
Poisson’s Ratio dengan CPEI menggambarkan persebaran sand yang
mengandung hidrokarbon dengan lebih baik .
121
7. Reservoar hidrokarbon pada daerah penelitian memiliki 2 buah lapisan
reservoar dimana reservoar pada daerah ini persebarannya lebih
ekstensif pada area tinggian.
B. Saran
1. Dalam melakukan penentuan sudut EEI dan CPEI perlu dilakukan
pada semua sumur demi hasil yang lebih valid.
2. Perlu dilakukan pemodelan 3D surface demi mendapatkan persebaran
reservoar yang lebih baik.
122
DAFTAR PUSTAKA
Abdullah, Mikrajuddin. 2007. Fisika Dasar 1 Edisi Revisi. Bandung: ITB
Alimoradi, A., 2011, Methods of Water Saturation Estimation:Historical
perspective, Journal of Petroleum and Gas Engineering, Vol. 2(3).
Asquith, G.B., 1982, Basic Well Log Analysis for Geologists,AAPG, Methods in
Exploration Series, Oklahoma.
Asparini Dewi. 2011. Penerapan Metode Stacking dalam Pemrosesan Sinyal
Seismik Laut di Perairan Barat Aceh. Bogor. IPB
Abbassi. 2013. Essentials of Modern Open-Hole LogInterpretation,
PennWellPublishing Company, Oklahoma.
Baiyegunhi, C., Oloniniyi, T.L. dan Gwavava, O. 2014. The correlation of dry
density and porosity of some rocks from the Karoo Supergroup: A case
study of selected rock types between Grahamstown and Queenstown in
the Eastern Cape Province, South Africa. IOSR Journal of Engineering
(IOSRJEN), 04 (12), p. 30 – 40.
Barrett, A.G., Hinde, A.L. danKennard, J.M., 2004, Undiscovered Resource
AssessmentMethodologies and Application to TheBonaparte Basin,
Geoscience Australia, Canberra.
Bateman, R. M., 1985, Open-Hole Log Analysis and Formation
Evaluation,International Human Resources Development Corporation,
Boston.
Berry, J.K. 2004. Bridging GIS and Map Analysis: Identifying and Utilizing
Spatial Relationships. ASPRS Annual Conference, p. 1 – 9.
Brooks.1996. South Sumatera Basin Province, Indonesia: The Lahat/
Talang Akar-Cenozoic Total Petroleum System. USGS: Colorado.
Bradshaw et al. 1988, Well Logging and Formation Evaluation, Texas, Gulf
Freeway.
123
Cannon, D.E., dan Coates, G.R., 1990, “Applying Mineral Knowledge to
Standard Log Interpretation”, AAPG journal.
Charlton, T.R.2002, The Petroleum Potentential ofEast Timor, The APPEA
Journal.
Connolly, P.A. (2010) : Robust Workflows for Seismic Reservoir
Characterization. Society of Exploration Geophysics DL Tour.
Crain, E.R. dan Hume, D.W., 2011,Productivity Estimation in the Milk River
Laminated Shaly Sand, Southeast Alberta and Southwest Saskatchewan,
Canadian Well Logging Society.
Doust, H. dan Noble, R.A. 2008. Petroleum Systems of Indonesia. Marine and
Petroleum Geology. Elsevier - Marine and Petroleum Geology, 25, p.
103 - 129.
Darling, T., 2005, Well Logging and Formation Evaluation, Texas, Gulf Freeway.
Dewan, J.T., 1983, Essentials of Modern Open-Hole LogInterpretation,
PennWellPublishing Company, Oklahoma.
Delisatra, D. 2012, The Geological Interpretation of Well Logs. Second
Edition, Sutherland, Skotlandia.
Ginger, D. dan Fielding, K. 2005. The Petroleum Systems and Future Potential of
the South Sumatera Basin. Proceedings Indonesian Petroleum
Association 2005, IPA05-G-039, p. 67 – 89.
Halliburton. 2001. Basic Petroleum Geology and Log Analysis.
http://issuu.com/elibrarysnsc/docs/basic_petroleum_geology_and_log_ana
lysis__hallibur/85?e=0 (diakses tanggal 2 Agustus 2015).
Hardiansyah, I. 2015. Identifikasi Zona Reservoar Sand Menggunakan Seismik
Inversi Akustik Impedansi dan Analisis Atribut pada Lapangan ”Bisma’’
Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan. Skripsi Sarjana pada
Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta: tidak
diterbitkan.
Harsono, A. 1993, Pengantar Evaluasi Log, Schlumberger Data Services, Jakarta.
Harsono, A. 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield
Services, Jakarta.
Holtz, R.D. and Kovacs, W.D., 1981, An Introduction in Geotechnical
Engineering, Prentice Hall Civil Engineering ang Engineering Mechanic
Series, Prentice-Hall, Harvard.
Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log: Edisi Revisi-8.
Schlumberger Oil Services: Indonesia
124
Koesoemadinata. 1980. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Bandung : Institut Teknologi
Bandung.
Lewnes, Newrick. 2004. Seismic Interpretation, source rocks and
maturation, exploration history and potential play types of the central and
eastern Scotian Shelf. Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board,
Halifax, Nova Scotia, Canada: 7 – 13.
Longley. 2002. Undiscovered Resource AssessmentMethodologies and
Application to TheBonaparte Basin, Geoscience Australia, Canberra.
Morry. 1998. Relationship of syndepositional structures and deltas. Texas:
Engineering The University of Texas at Austin.
Nugroho, N., 2008. Seismik Inversi Untuk Karakterisasi Reservoar, Depertemen Teknik Geofisika ITB, Bandung.
Nurwidyanto, M.I., Noviyanti, I. dan Widodo, S. 2005. Estimasi Hubungan
Porositas dan Permeabilitas pada Batupasir (Study Kasus Formasi Kerek,
Ledok, Selorejo). Jurnal Berkala Fisika. 8 (3), p. 87 – 90.
Peters, Ekwere J. ( - ). Petrophysics. Departement of Petroleum and Geosystems.
Texas: Engineering The University of Texas at Austin.
Pulunggono, A., Haryo S. dan Kosuma, C.G. 1992. Proceedings Indonesian
Petroleum Association: Pre-Tertiary and Tertiary Fault Systems as a
Framework of the South Sumatera Basin; a Study of SAR-Maps.
Proceedings Indonesian Petroleum Association 1992, IPA92-11.37, p.
339 – 360.
Praston, Edward.. 2000. Interpretasi Seismik Refleksi, Jurusan Teknik Geofisika.
Bandung : Institut Teknologi Bandung.
Ramdhani, E. 2017. Perhtungan Cadangan Hidrokarbon Formasi Talang Akar
Menggunkan Analisis Petrofisika dan Seismik Inversi AI Dengan
Pendekatan Map Algebra pada Lapangan Bisma, Cekungan Sumatera
Selatan. Skripsi Sarjana FT Universitas Lampung: tidak diterbitkan.
Rider, M. 1996. The Geological Interpretation of Well Logs : Second Edition.
Interprint Ltd.: Malta.
Rider, M., 2002, The Geological Interpretation of Well Logs. Second
Edition,Sutherland, Skotlandia.
125
Russell B.H., 1991, Introduction to Seismic Inversion Methods, S.N. Domenico,
Editor Course Notes Series, Volume 2, 3 rd edition.
Russel, B.H. 1996. Intruduction to Seismic Inversion Method,
Hampson-Russel Software Service Ltd:calgary, Alberta.
Santoso, H. 2009. Analisis Korelasi Berdasarkan Koefisien Kontingensi C
Menurut Creamer dan Simulasinya. Skripsi Sarjana FMIPA
UniversitasNegeri Semarang: tidak diterbitkan. Shearer, P. 2009.
Introduction to Seismology; Secobd Edition. Cambridge
University Press : UK
Suara Geologi. 2012. Seismik Inversi Untuk Karakterisasi Reservoar, Depertemen
Teknik Geofisika ITB, Bandung.
Sheare. 2009. Undiscovered Resource AssessmentMethodologies and Application
to TheBonaparte Basin, Geoscience Australia, Canberra.
Sismanto, 2006, Dasar-Dasar Akuisisi dan Pemrosesan Data Seismik, Laboratorium
Geofisika, Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan
Alam, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta.
Sukmono, S., 1999. Interpretasi Seismik Refleksi, Jurusan Teknik Geofisika.
Bandung : Institut Teknologi Bandung.
Sukmono, S. 2000. Seismik Inversi Untuk Karakterisasi Reservoar, Depertemen
Teknik Geofisika ITB, Bandung.
Triyanto, D. 2016. Evaluasi Formasi Untuk Menentukan Cadangan Hidrokarbon
Pada Reservoir Karbonat Lapangan “X” Menggunakan Data Well
Logging dan Petrofisika. Skripsi Sarjana FT Universitas Lampung: tidak
diterbitkan.
Whittam et al. 1996. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log. London: Schlumberger
Oil field Services.