IDENTIFIKASI PERSEBARAN DAN ESTIMASI CADANGAN …digilib.unila.ac.id/31244/16/SKRIPSI TANPA BAB PEMBAHASAN.pdf · identifikasi persebaran dan estimasi cadangan gas serta sumur usulan

IDENTIFIKASI PERSEBARAN DAN ESTIMASI CADANGAN GAS

SERTA SUMUR USULAN MENGGUNAKAN INVERSI SEISMIK

SIMULTAN DAN PEMODELAN 3D PROPERTY RESERVOIR DI

LAPANGAN INK, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

(Skripsi)

Oleh

Isti Nur Kumalasari

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS LAMPUNG

2018

IDENTIFICATION OF GAS DISTRIBUTION, GAS RESERVE

ESTIMATION AND PROPOSED WELL BY USING SIMULTANEOUS

SEIMIC INVERSION AND 3D PROPERTY RESERVOIR MODELING IN

INK FIELD, SOUTH SUMATERA BASIN

By

Isti Nur Kumalasari

ABSTRACT

The qualitative and quantitative interpretation of log data indicates that there are

gas hydrocarbon in INK-2 well at depth 1532-1540 m, 1565-1580 m, 1610-1618

m, 1640-1648 m, in INK-3 well at depth 1534-1540 m, 1565 -1588 m, 1611-1619

m, 1641-1649 m, ain INK-4 well at depth 1543-1547 m, 1554-1575 m, 1605-1626

m, in INK-5 well at depth 1531-1538 m, 1550-1575 m, 1595-1605 m, in INK-6

well at a depth of 1468-1534 m. The inversion result show us that P-impedance

value of porous carbonate is around 27000-40000 (ft/s)*(g/cc) and S-Impedance

around 16000-26000 (ft/s)*(g/cc). Mu-Rho value of Porous carbonate is 27-80

(GPa*g/cc) and Lamda-Rho 20-34 (GPa*g/cc). Distribution map analysis of Mu-

Rho parameters can be seen that porous carbonate lithology is shown with yellow-

red color with Mu-Rho value 30-60 (GPa*g/cc). From Lamda-Rho map

distribution can be seen that porous carbonate litology containing gas is indicated

by yellow-red color with Lamda-Rho 25-29 (GPa*g/cc). Gas reserves by map

algebra method is 3.66 TSCF and from 3D Property Reservoir modeling is 21.53

MSCF. The difference is due to the calculation of 2D maps netpay thickness is

considered equal to 0.3199 of total thickness. This is not in accordance with the

theory that the fluid will move to lower pressure which is to a higher place and

because porosity and Sw map are the result of another map transformation, so less

appropriate to the actual existence. Based on the reservoir distribution analysis,

gas distribution analysis, and the reservoir geometry analysis, the proposed well

locations is located in the lower south, the eastern part of the elevation closures

around the fault and in the west near the INK-1 to INK-6 well site.

Keywords: Gas Distribution, Reserve, Proposed Well, Simultaneous Inversion,

3D Property Reservoir Modeling

i





Oleh

Isti Nur Kumalasari

ABSTRAK

Interpretasi kualitaif dan kuantititif data log menunjukkan terdapat gas pada

sumur INK-2 di kedalaman 1532-1540 m, 1565-1580 m, 1610-1618 m, 1640-

1648 m, pada sumur INK-3 di kedalaman 1534-1540 m, 1565-1588 m, 1611-1619

m, 1641-1649 m, pada sumur INK-4 di keddalaman 1543-1547 m, 1554-1575 m,

1605-1626 m, pada sumur INK-5 di kedalaman 1531-1538 m, 1550-1575 m,

1595-1605 m, pada sumur INK-6 di kedalaman 1468-1534 m. Dari hasil inversi

zona porous karbonat memiliki range P-Impedance antara 27000-40000

(ft/s)*(g/cc), S-Impedance antara 16000-26000 (ft/s)*(g/cc), Mu-Rho antara 27-

80 (GPa*g/cc) dan Lamda-Rho 20-34 (GPa*g/cc). Litologi porous karbonat

ditunjukkan dengan warna Mu-Rho kuning-merah dengan nilai Mu-Rho 30-60

(GPa*g/cc) dan litologi porous karbonat mengandung gas ditunjukkan dengan

warna kuning-merah dengan nilai Lamda-Rho 25-29 (GPa*g/cc). Cadangan gas

dengan metode perkalian peta hasil inversi sebesar 3.66 TSCF dan hasil

pemodelan 3D Property Reservoir adalah 21.53 MSCF. Perbedaan kedua metode

disebabkan karena pada perhitungan peta 2D ketebalan netpay dianggap sama

yaitu 0.3199 dari ketebalan total. Selain itu peta persebaran porositas dan Sw

merupakan hasil transformasi peta RHOB sehingga kurang sesuai dengan

keaadaan sebenarnya. Berdasarkan analisis persebaran reservoar, analisis

persebaran gas, dan analisis struktur geometri reservoar lokasi sumur usulan yang

disarankan berada pada bagian selatan bawah, timur di klosur ketinggian sekitar

patahan turun dan di sebalah barat dekat dengan lokasi sumur.

Kata Kunci : Persebaran Gas, Cadangan, Usulan Sumur, Inversi Simultan,

.Pemodelan 3D Property Reservoir

ii





Oleh

Isti Nur Kumalasari

Skripsi

Sebagai Slaha Satu Ssyarat untuk Mencapao Gelar

SARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik Geofisika

Fakultas Teknik Universitas Lampung

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS LAMPUNG

2018

RIWAYAT HIDUP

Isti Nur Kumalasari dilahirkan di Poncowati, Lampung

Tengah pada tanggal 15 Juli 1997 dari pasangan Bapak Ribut

Widodo dan Ibu Titin Fatimah. Penulis mengenyam

pendidikan formalnya dimulai sejak Taman Kanak-Kanak

(TK) IT Bustanul-Ulum yang diselesaikan pada 2003.

Sekolah Dasar diselesaikan pada SDN 4 Yukum Jaya pada

tahun 2009. Sekolah Menengah Pertama diselesaikan di

SMPN 1 Terbanggi Besar pada tahun 2011. Sekolah Menengah Atas (SMA)

diselesaikan di SMAN 1 Terbanggi Besar pada tahun 2014. Selama di SMA

Penulis mengikuti organisasi Karya Ilmiah Remaja (KIR) dan Karate. Pada saat

SMA penulis pernah mendapat penghargaan sebagai Siswa Terbaik ke-I/kelas

selama semester I-VI, siswa terbaik ke-II/angkatan selama semester II-IV,

semifinalis LCC Matematika yang diadakan oleh jurusan Matematika MIPA

Universitas Lampung 2014, Juara 2 Olimpiade Biologi Se-Provinsi Lampung

yang diadakan oleh Jurusan Biologi UPI pada tahun 2013. Tahun 2014, penulis

terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik

Universitas Lampung melalui jalur SNMPTN Undangan. Selama menjadi

mahasiswa, penulis mengikuti Kegiatan Kemahasiswaan, Keilmuan dan

Kerohanian. Di Bidang Kemahasiswaan seperti HIMA TH BHUWANA sebagai

Anggota Saintek masa bakti 2015-2017, Anggota SAINTEK Himpunan

Mahasiswa Geofisika Indonesia, Anggota HAGI pada tahun 2015-2016, Anggota

MI Himpunan Mahasiswa Geofisika 2016-2017, Anggota Divisi Workshop SEG-

SC Unila, Staff Kesekretariatan BEM FT Unila pada tahun 2015-2016, anggota

Risdikdek Paguyuban KSE Unila, Penulis pernah menjadi finalis 10 besar paper

competition GWES tahun 2016 dengan judul paper “Estimasi Llapian Potensial

Shale Gas engan menggunakan interpretasi data log, Ro, dan Temperatur pada

area X sumatera Tengah”, menjadi penulis paper publikasi pada acara SAGSC

UGM dengan judul “Identifikasi Lapisan Shale Gas mengguakan data Log dan

Ttemperatur pada daerah X Sumatera Tengah”, menjadi penulis paper publikasi

HAGI (Himpunan Ahli Geofisika Indonesia) tahun 2016 dengan judul paper

“Reservoir Rock Characterization Using Log-Ppetrophysics Method,

Ggeochemical, and Thermal on I-1 and I-2 wells on Region X Central Sumatera”,

menjadi asisten matakuliah Kalkulus I pada semester ganjil 2015, matakuliah

kalkulus II pada semester genap 2016, matakuliah Geomatika I semester ganjil

2016. Pada November 2017 penulis mendapatkan penghargaan mahasiswa

berprestasi Akademik sesuai SK Rektor. Pada tahun 2017 penulis melakukan

Kuliah Kerja Nyata (KKN) di desa Cinta Mulya, Kabupaten Lampung Selatan,

Lampung. Pada 30 Maret 2018 penulis pernah menjadi juri pada acara Olimpiade

Kebumian yang diadakan oleh Himpunan Mahasiswa Teknik Geofisika Unila

pada acara tahunan GWES.

Selama menjadi mahasiswa, dalam bidang akademik penulis pernah mendapatkan

beasiswa KSE (Karya Salemba Empat) pada tahun 2016-2017. Dalam

pengaplikasian ilmu bisang Geofisika penulis juga telah melaksanakan Praktik

Kerja Lapangan (PKL) pada bulan Jjanuari-Maret 2017 di Imbondeiro Global

Solution dengan Tema “ Processing dan Interpretasi data Seismik”, selain itu pada

masa KKN penulis telah membuat Peta Desa Cinta Mulya. Pada bulan September

Penulis melakukan penelitian Tugas Akhir di PT. Pertamina UTC, Jakarta Pusat.

Hingga akhirnya penulis berhasil menyelesaiak pendidikan sarjananya pada 22

Januari 2017 dengan skripsi yang berjudul “Identifikasi Persebaran dan

Estimasi Cadangan Gas serta Sumur Usulan Menggunakan Inversi Seismik

Simultan Dan Pemodelan 3D Property Reservoir Di Lapangan INK,

Cekungan Sumatera Selatan”.

viii

Untuk Orang Tua Tersayang dan Terbaik sedunia,

Ribut Widodo

&

Titin Fatimah

Adik-Adikku

Indah Megarani

Dewa Saputra

Dewi Rahma Melati

Beserta harapan, kasih sayang dan cinta mereka

“Barangsiapa yang keluar untuk menuntut ilmu maka ia

dalam Jihad Fisabilah hingga kembali”

(HR. Tirmidzi)

“Yakinlah ada sesuatu yang menantimu selepas banyak

kesabaran yang kau jalani, yang akan membuatmu terpana

hingga kau lupa pedihnya rasa sakit”

(Ali Bin Abi Thalib)

“Barangsiapa yang menanam pasti akan memetik”

Do good so good will come to you

Stop saying I wish and start saying I will

Berhentilah untuk sekedar berharap, mulailah untuk

membuktikan harapan anda.

KATA PENGANTAR

Assalamualaikum Wr. Wb

Puji syukur Alhamdulilah, saya panjatkan kepada Allah Swt, Tuhan Yang

Maha Esa atas segala nikmat dan rahmatNya, sehingga saya dapat menyelesaikan

Skripsi dengan judul "Identifikasi Persebaran dan Estimasi Cadangnn Gas

serta Sumur Usulan menggunakan Inversi Seismik Simultan dan Pemodelan 3D

Property Reservoir Lapangan INK, Cekungan Sumatera Selatan", sesuai pada

waktunya. Tak lupa shalawat serta salam mari kita haturkan kepada Nabi

Muhammad SAW yang telah mengantarkan kita melewati masa jahiliyah sampai

ke masa sekarang ini.

Skripsi ini merupakan syarat untuk menyelesaikan studi Strata-I Teknik

Geofisika, Fakultas Teknik, Universitas Lampung. Penulis menyadari bahwa

skripsi ini masih terdapat banyak kekurangan. Oleh karena itu, diperlukan saran

dan kritik yang membangun untuk perbaikan ke depannya. Semoga skripsi ini

dapat bermanfaat bagi kita semua.

Demikianlah kata pengantar yang dapat disampaikan, apabila ada salah

kata saya mohon maaf dan kepada Allah SWT saya mohon ampun.

Terimakasih

Wassalamualaikum Wr. Wb.

Penulis

Isti Nur Kumalasari

xi

SANWACANA

Assalamu’alaikum warahmarulahi wabarakatuh,

Alhamdulillah, puji syukur kepada Allah Subhanahu wa ta'ala karena atas rahmat,

rahim, dan karunia-Nya penulis dapat menyelesaikan skripsi yang berjudul

“Identifikasi Persebaran dan Estimasi Cadangan Gas serta Sumur Usulan

menggunakan Inversi Seismik Simultan Dan Pemodelan 3D Property

Reservoir Di Lapangan INK, Cekungan Sumatera Selatan”.

Dalam proses penelitian dan penyusunan skripsi ini tentu saja melibatkan berbagai

pihak, baik secara langsung maupun tidak langsung memberikan kontribusi

ilmiah, spiritual, dan informasi. Untuk itu penulis mengucapkan banyak terima

kasih sebesar besarnya kepada:

1. Allah SWT atas segala nikmat yang telah diberikan.

2. Ibuku dan ayahku tercinta, yang tak henti-hentinya mendidik, berkorban,

berdoa, dan mendukung penulis dalam segala hal.

3. Adik-adikku indah, dewa, dewi sebagai penyemangatku untuk sukses agar

bisa membantu kalian kelak.

4. Kakek dan nenek serta seluruh keluarga yang selalu memberikan semangat,

dan dukungan kepada penulis.

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

Geofisika Universitas Lampung.

6. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si., M.Si. selaku Dosen Pembimbing atas

kesediaannya memberikan bimbingan, saran dan kritik dalam proses

penyelesaian skripsi ini.

7. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T. selaku Dosen Pembimbing atas

kesediaannya memberikan bimbingan, saran dan kritik dalam proses

penyelesaian skripsi ini.

8. Bapak Said Sabeqq M.T. selaku pembimbing tugas akhir di PT. Pertamina

UTC.

9. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si., M.T. selaku pembimbing akademik.

10. Seluruh dosen pengajar Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung yang

telah berbagi ilmu dan pengalaman selama perkuliahan.

11. Yulius Fery Merki Irawan yang telah banyak membantu dan memberi

dukungan.

12. Agung Ari Saputra, Alfan Hidayah Kusuma, Agnes Cahya Windianty, Ida

Retno Widayu, Fhera Chandra,

13. Semua teman-teman Teknik Geofisika angkatan 2014 yang telah membantu,

memberikan semangatnya dan menghabiskan waktu bersama-sama selama

3.5 tahun dan inshaa Alah seterusnya.

14. Teman-teman kontrakan B10.

15. Teman-teman KP dan TA PT. Pertamina UTC. Serta seluruh pihak yang

bersangkutan dalam menyusun laporan Tugas Akhir ini.

Akhir kata, Penulis menyadari bahwa skripsi ini masih jauh dari kesempurnaan,

akan tetapi sedikit harapan semoga penelitian ini dapat bermanfaat bagi kita

semua. Aamiin.

Bandar Lampung, 16 April 2018

Penulis,

Isti Nur Kumalasari

xiii

DAFTAR ISI

halaman

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

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

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

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

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

PERNYATAAN .............................................................................................. vi

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

PERSEMBAHAN ........................................................................................... ix

MOTTO .......................................................................................................... x

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

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

DAFTAR ISI ................................................................................................... xiv

DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... xvii

DAFTAR TABEL .......................................................................................... xxiii

BAB I. PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang ................................................................................. 1

1.2. Rumusan Masalah ............................................................................ 2

1.3. Tujuan Percobaan............................................................................. 3

1.4. Batasan Masalah .............................................................................. 3

BAB II. TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Daerah Penelitian ............................................................................. 5

2.2. Geologi Regional ............................................................................. 5

BAB III. TEORI DASAR

3.1. Konsep Seismik Refleksi ............................................................... 18

3.2. Hukum Fisika Gelombang Seismik ............................................... 19

3.2.1 Hukum Snellius ..................................................................... 19

3.2.2 Prinsip Huygens .................................................................... 20

3.2.3 Prinsip Fermat ....................................................................... 21

3.3. Trace Seismik ................................................................................ 22

3.4. Polaritas dan Fasa .......................................................................... 23

3.5. Wavelet ........................................................................................... 24

3.6. Resolusi Vertikal ............................................................................ 26

3.7. Well Logging .................................................................................. 27

3.8. Perangkat-Perangkat Well Loging.................................................. 28

3.8.1. Log Radioaktif ..................................................................... 28

3.8.2. Log Listrik ............................................................................ 35

3.8.3. Log Sonic ............................................................................. 40

3.8.4. Log Caliper .......................................................................... 41

3.9. Petrofisika ...................................................................................... 42

3.10. Rock Phyisics ................................................................................. 50

3.11. Prediksi Log Kecepatan Gelombang S .......................................... 54

3.11.1. Metode Castagna ................................................................. 54

3.11.2. Metode Fluid Replacement Model (FRM) ........................... 54

3.12. Hubungan Properti Reservoar ........................................................ 55

3.13. Cut Off Reservoar ......................................................................... 57

3.14. Lumping Data ................................................................................. 58

3.15. Korelasi .......................................................................................... 59

3.16. Direct Hydrokarbon Indicators (DHI) ........................................... 60

3.17. Inversi Seismik Simultan ............................................................... 60

3.18. Perhitungan Cadangan Hidrokarbon .............................................. 65

BAB IV. METODOLOGI PENELITIAN

4.1. Waktu dan Tempat Penelitian ........................................................72

4.2. Perangkat Keras dan Perangkat Lunak ..........................................73

xv

4.2.1. Perangkat Keras ...................................................................73

4.2.2. Perangkat Lunak ..................................................................73

4.3. Ketersediaan Data Penelitian .........................................................74

4.4. Pengolahan Data ............................................................................80

4.4.1. Pengolahan Data Log ...........................................................85

4.4.2. Perhitugan Tunning Thicness ...............................................92

4.4.3. Pembuatan Partial Angle Wavelet .......................................93

4.4.4. Checkshot Correction, Wavelet Analysis dan Well Tie ........97

4.4.5. Interpretasi Data Seismik 3D ...............................................100

4.4.6. Pembuatan Peta Struktur dan Pemodelan 3D Struktur ........102

4.4.7. Inversi Simultan ...................................................................105

4.4.8. Transformasi LMR PHIT, PHIE, dan Sw ............................106

4.4.9. Pembuataan Cross Plot Seismik ..........................................106

4.4.10. Pembuatan 3D Property Reservoir ....................................106

4.4.11. Perhitungan Cadangan .......................................................115

BAB V. HASIL DAN PEMBAHASAN

5.1. Analisis Data Log .........................................................................116

5.1.1 Interpretasi Kualitatif Lapisan Produktif Reservoar ...........116

5.1.2. Interpretasi Kuantitatif Lapisan Produktif Reservoar ........127

5.1.3. Analisis Zona Target ..........................................................137

5.1.4. Prediksi Log Vs .................................................................144

5.1.5. Analisis Crossplot Sensitivitas ..........................................147

5.2. Analisis Tunning Thickness .........................................................159

5.3. Extract Wavelet ............................................................................160

5.4. Well Tie ........................................................................................162

5.5. Picking Horizon ...........................................................................167

5.6. Initial Model.................................................................................172

5.7. Analisis Pre-Inversi ......................................................................177

5.8. Analisis Hasil Inversi ...................................................................181

5.9. Perhitungan Cadangan .................................................................202

5.9.1. Perhitungan Cadangan 2D Hasil Inversi Seismik ..............202

5.9.2. Perhitungan Cadangan 3D Property Reservoir .................208

5.9.3. Perbandingan Perhitungan Cadangan Metode Map

Algebra dan 3D Property Reservoir ..................................229

5.10. Analisis Sumur Usulan ...............................................................230

BAB VI. KESIMPULAN DAN SARAN

6.1. Kesimpulan ..................................................................................235

6.2. Saran ............................................................................................237

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

xvi

DAFTAR GAMBAR

halaman

Gambar 1. Peta Cekungan Sumatera Selatan (Hardiansyah, 2015) .................. 6

Gambar 2. Pembagian sub-Cekungan pada Cekungan Sumatera Selatan

(Purwanto, dkk., 2015) .................................................................... 8

Gambar 3. Stratigraphy section South Sumatera Basin (Doust & Noble,

2008)……………………………………………………………….9

Gambar 4. Petroleum system event chart sub Cekungan Palembang Tengah

(Argakoesoemah dan Kamal, 2004) ................................................ 17

Gambar 5. Sketsa partisi refleksi gelombang seismik (Russel, 1996)............... 18

Gambar 6. Konsep seismik refleksi (Abdullah, 2011) ...................................... 19

Gambar 7. Pemantulan dan pembiasan pada bidang batas dua medium untuk

gelombang P (Bhatia, 1986) ............................................................ 20

Gambar 8. Prinsip Huygens (Sheriff, 1995) ...................................................... 21

Gambar 9. Prinsip Fermat (Abdullah, 2007) ..................................................... 22

Gambar 10. Fasa dan polaritas ............................................................................ 24

Gambar 11. Jenis-jenis wavelet berdasarkan konsentrasi energinya, minimum

phase wavelet (a), yaitu mixed phase wavelet (b), maximum phase

wavelet (c), dan zero phase wavelet (d) (http://petroeoumgeophysic

s.com/image/chapter-4 ..................................................................... 26

Gambar 12. Efek interfensi yang berhubungan dengan batuan dengan AI tinggi

yang terletak diantara batuan rendah (Sukmono, 2000) .................. 27

Gambar 13. Identifikasi litologi berdasarkan log GR (Glover, 2000) ................. 30

Gambar 14. Identifikasi litologi berdasarkan log neutron (Rider, 2002) ............ 32

Gambar 15. Identifikasi litologi berdasarkan log densitas (Rider, 2002) ............ 34

Gambar 16. Identifikasi litologi berdasarkan log SP (Rider, 2002) .................... 36

Gambar 17. Profil sumur bor terinvasi lumpur (Brown, 2012)……………........39

Gambar 18. Identifikasi litologi berdasarkan log resistivitas (Glover, 2000) ..... 40

Gambar 19. Identifikasi litologi berdasarkan log resistivitas (Glover, 2000) ..... 41

Gambar 20. Identifikasi litologi berdasarkan log caliper (Rider, 2002)……......42

Gambar 21. Grafik volume shale indeks radioactivity (Engler, 2012) ............... 44

http://petroeoumgeophysic/

Gambar 22. Inkompressibilitas dan rigiditas beberapa batuan (Royle,1999) ...50

Gambar 23. Interpretasi cross plot Lambda-Rho vs Mu-Rho sumur Lower

Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997)…………...….52

Gambar 24. Interpretasi log P.S Impedance & Lambda-Rho, Mu-Rho sumur

Lower Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997). ............ 53

Gambar 25. Hubungan RHOB dan PHIE (Baiyegunhi dkk., 2014) ..................56

Gambar 26. Teknik dasar lumping menggunakan parameter porositas sebagai

sumbu x dan Vshale sebagai sumbu y (Budiarto dkk., 2015)…...59

Gambar 27. Crossplot antara ln(ρ) terhadap ln(Zp) dan ln(Zs) terhadap ln(Zp)

deviasi garis tersebut, ΔLD dan ΔLS adalah anomali fluida yang

diinginkan (Russel, 2005). .............................................................64

Gambar 28. Crossplot antara densitas terhadap saturasi air untuk model reservoar

gas dan minyak dengan porositas 33% (Wyllie et al, 1956) .........68

Gambar 29. Geometri data seismik prestack .....................................................75

Gambar 30. Geometri data seismik near-stack .................................................75

Gambar 31. Geometri data seismik mid-stack ...................................................76

Gambar 32. Geometri data seismik far-stack ....................................................76

Gambar 33. Penampang seismik partial stack ..................................................77

Gambar 34. Well header ....................................................................................78

Gambar 35. Diagram alir penentuan zona produktif .........................................81

Gambar 36. Diagram alir penentuan parameter sensitif, resolusi vertikal, dan

picking horizon……………………………...……………………82

Gambar 37. Diagram alir analisis sumur usulan dan estimasi cadangan hasil

inversi…..………………………………………………………....83

Gambar 38. Diagram alir 3D property reservoar dan estimasi cadangan….....84

Gambar 39. Diagram alir perbandingan estimasi cadangan…..........................85

Gambar 40. Perhitungan nilai Rw .....................................................................88

Gambar 41. Interpretasi litologi crossplot NPHI RHOB ..................................91

Gambar 42. Filter log ........................................................................................92

Gambar 43. Wavelet usewell dan ricker ...........................................................95

Gambar 44. Wavelet statistical ..........................................................................96

Gambar 45. Wavelet ricker ................................................................................96

Gambar 46. Koreksi checkshot INK-1 ..............................................................97




Gambar 50. Well tie ...........................................................................................100

Gambar 51. Picking horizon ..............................................................................101

Gambar 52. Pembuatan model kecepatan..........................................................102



xviii

Gambar 55. Griding ...........................................................................................107

Gambar 56. Layering .........................................................................................107

Gambar 57. Scale up ..........................................................................................109

Gambar 58. Scale up log....................................................................................110

Gambar 59. Analisis data...................................................................................111

Gambar 60. Variogram Vsh...............................................................................112

Gambar 61. Variogram PHIE ............................................................................112

Gambar 62. Variogram Sw ................................................................................113

Gambar 63. Petrophysical modeling .................................................................113

Gambar 64. 3D Gas Water Contact .................................................................115

Gambar 65. Interpretasi kualitatif INK-2 .........................................................117





Gambar 70. Crossplot litologi sumur INK-2 dan INK-3 ..................................123

Gambar 71. Crossplot litologi sumur INK-4 dan INK-5 ..................................124

Gambar 72. Crossplot litologi sumur INK-6 .....................................................125

Gambar 73. Arah korelasi ..................................................................................126

Gambar 74. Hasil korelasi Formasi Baturaja.....................................................126

Gambar 75. Perhitungan Vsh Sumur INK-2 ......................................................128





Gambar 80. Perhitungan Rw INK-2 ..................................................................132




Gambar 85. Hasil perhitungan PHIE dan Sw zona target sumur INK-2 ...........134



Gambar 88. Hasil Perhitungan PHIE dan Sw zona target sumur INK-5 ...........136


Gambar 90. Cut off PHIE sumur INK-2 ..........................................................138

Gambar 91. Cut off Vsh sumur INK-2 ............................................................139






xix




Gambar 100. Selisih Vs hasil pengukuran dan hasil sintetik ............................144

Gambar 101. AVO sintetik hasil prediksi Vs INK-5 ........................................146

Gambar 102. AVO sintetik hasil prediksi Vs INK-6 ........................................147

Gambar 103. Crossplot P-Impedance dan S-Impedance INK-5 .......................148

Gambar 104. Crossplot P-Impedance dan S-Impedance INK-6 .......................149

Gambar 105. Crossplot RHOB dan Vsh INK-5 ................................................149

Gambar 106. Crossplot RHOB dan Vsh INK-6 ................................................150

Gambar 107. Crossplot Lamda-Rho dan Mu-Rho INK-5..................................151

Gambar 108. Crossplot Lamda-Rho dan Mu-Rho INK-6..................................152

Gambar 109. Crossplot P-Impedance dan Vp/Vs INK-5 ..................................153

Gambar 110. Crossplot P-Impedance dan Vp/Vs INK-6 ..................................153

Gambar 111. Crossplot Lamda-Rho dan Lamda-Mu INK-5 .............................154

Gambar 112. Crossplot Lamda-Rho dan Lamda-Mu INK-6 .............................154

Gambar 113. Crossplot Vp dan Vs INK-5 ........................................................155

Gambar 114. Crossplot Vp dan Vs INK-6 ........................................................155

Gambar 115. Crossplot Vsh dan Lamda-Rho INK-5 ........................................156

Gambar 116. Crossplot Vsh dan Lamda-Rho INK-6 ........................................156

Gambar 117. Crossplot GR dan Lamda-Rho INK-5 .........................................157

Gambar 118. Crossplot GR dan Lamda-Rho INK-6 .........................................157

Gambar 119. Crossplot PHIE dan RHOB INK-5 .............................................158

Gambar 120. Crossplot PHIE dan RHOB INK-6 .............................................158

Gambar 121. Amplitude spectrum data seismik ................................................159

Gambar 122. Statistikal wavelet dari partial angle stack ..................................161

Gambar 123. Ricker wavelet dari partial angle stack .......................................161

Gambar 124. Wavelet using well .......................................................................161

Gambar 125. Well Tie sumur INK-5 dengan near stack ...................................164

Gambar 126. Well Tie sumur INK-5 dengan mid stack .....................................164

Gambar 127. Well Tie sumur INK-5 dengan far stack ......................................165

Gambar 128. Well Tie sumur INK-6 dengan near stack ...................................165

Gambar 129. Well Tie sumur INK-6 dengan mid stack .....................................166

Gambar 130. Well Tie Sumur INK-6 dengan far stack .....................................166

Gambar 131. Picking horizon INK-2 ................................................................167





Gambar 136. Top BRF time structure map .......................................................170

Gambar 137. Base BRF time structure map .....................................................170

xx

Gambar 138. Isochron map ...............................................................................171

Gambar 139. Pemodelan 3D time structure map ..............................................171

Gambar 140. Model awal Densitas ...................................................................173

Gambar 141. Model awal P-wave .....................................................................174

Gambar 142. Model awal S-wave .....................................................................175

Gambar 143. Model awal P-Impedance ............................................................176

Gambar 144. Analisis pre inversi ......................................................................178

Gambar 145. Analisis pre-inversi INK-5 ..........................................................179

Gambar 146. Analisis pre-inversi INK-6 ..........................................................179

Gambar 147. Analisis pre-inversi Eror Map .....................................................180

Gambar 148. Analisis pre-inversi Correlation Map ..........................................180

Gambar 149. Analisis pre-inversi Zp Rms Map ................................................181

Gambar 150. Analisis residual hasil inversi ......................................................182

Gambar 151. Hasil inversi seismik simultan P-Impedance ...............................183

Gambar 152. Slice hasil inversi P-Impedance zona target ................................184

Gambar 153. 3D slice hasil inversi P-Impedance zona target ...........................184

Gambar 154. Hasil inversi seismik simultan S-Impedance ...............................185

Gambar 155. Slice hasil inversi S-Impedance zona target ................................186

Gambar 156. 3D slice hasil inversi S-Impedance zona target ...........................186

Gambar 157. Hasil inversi seismik simultan Densitas ......................................187

Gambar 158. Slice hasil inversi Densitas zona target ........................................188

Gambar 159. 3D slice hasil inversi Densitas zona target ..................................188

Gambar 160. Hasil inversi seismik simultan P-wave ........................................189

Gambar 161. Slice hasil inversi P-wave zona target ..........................................190

Gambar 162. 3D slice hasil inversi P-wave zona target ....................................190

Gambar 163. Hasil inversi seismik simultan S-wave ........................................191

Gambar 164. Slice hasil inversi S-wave zona target ..........................................192

Gambar 165. 3D slice hasil inversi S-wave zona target ....................................192

Gambar 166. Hasil inversi seismik simultan Mu-Rho .......................................193

Gambar 167. Slice hasil inversi Mu-Rho zona target ........................................194

Gambar 168. 3D slice hasil inversi Mu-Rho zona target ...................................194

Gambar 169. Hasil inversi seismik simultan Lamda-Rho .................................195

Gambar 170. Slice hasil inversi Lamda-Rho zona target...................................196

Gambar 171. 3D slice hasil inversi Lamda-Rho zona target .............................196

Gambar 172. Persebaran porous karbonat inline INK-5 ...................................198

Gambar 173. Persebaran porous karbonat inline INK-6 ...................................199

Gambar 174. Persebaran gas pada inline INK-5 ...............................................200

Gambar 175. Persebaran gas pada inline INK-6 ...............................................201

Gambar 176. Peta persebaran isopach ...............................................................202

Gambar 177. Peta persebaran netpay ................................................................203

Gambar 178. Crossplot persamaan RHOB vsh PHIE .......................................204

xxi

Gambar 179. Nilai konstanta buccless ..............................................................204

Gambar 180. Peta persebaran porositas efektif .................................................205

Gambar 181. Persebaran porositas efektif 3D ...................................................205

Gambar 182. Peta persebaran saturasi air ..........................................................206

Gambar 183. Persebaran saturasi air 3D ...........................................................206

Gambar 184. Peta persebaran cadangan gas hasil transformasi parameter

inversi seismik simultan metode map algebra ............................207

Gambar 185. Nilai cadangan lapangan INK gas hasil transformasi parameter

inversi seismik simultan metode map algebra ............................208

Gambar 186. Griding .........................................................................................209

Gambar 187. Layering .......................................................................................210

Gambar 188. Scale up Log Vsh .........................................................................211

Gambar 189. Scale up Log PHIE......................................................................212

Gambar 190. Scale up Log Sw ..........................................................................213

Gambar 191. Digitasi persebaran reservoar untuk persebaran PHIE ................214

Gambar 192. Digitasi persebaran reservoar untuk persebaran Vsh dan Sw ......215

Gambar 193. Pemodelan 3D Vsh ......................................................................216

Gambar 194. Pemodelan 3D PHIE ....................................................................217

Gambar 195. Pemodelan 3D Sw........................................................................218

Gambar 196. Validasi data persebaran Vsh.......................................................220

Gambar 197. Validasi data persebaran PHIE ....................................................220

Gambar 198. Validasi data persebaran Sw ........................................................221

Gambar 199. Cut off persebaran Vsh ................................................................222

Gambar 200. Cut off persebaran PHIE ..............................................................223

Gambar 201. Cut off persebaran Sw ..................................................................224

Gambar 202. Gas water contact ........................................................................226

Gambar 203. Persebaran N/G 3D ......................................................................227

Gambar 204. Persebaran cadangan 3D ..............................................................228

Gambar 205. Peta persebaran parameter Vp, Vs, AI, SI, Mu-Rho dan PHIE ...232

Gambar 206. Peta persebaran Lamda-Rho, Sw dan Netpay ..............................233

Gambar 207. Pemodelan 3D geometri reservoar...............................................234

xxii

xxii

DAFTAR TABEL

halaman

Tabel 1. Klasifikasi nilai densitas berdasarkan jenis batuan (Telford, 1990) ..35

Tabel 2. Skala penentuan baik tidaknya kualitas nilai porositas batuan suatu

Reservoar (Koesoemadinata, 1978) ....................................................45

Tabel 3. Densitas matriks berbagai litologi (Schlumberger, 1989). .................46

Tabel 4. Nilai permeabilitas berdasarkan kualitas secara umum (Koesoemadinata

dalam Nurwidyanto dkk., 2005) .........................................................49

Tabel 5. Analisa petrofisika dari Lamé parameter (λ) (Goodway, 1997) ........53

Tabel 6. Interpretasi litologi zona reservoar E4 interpretasi angka korelasi

menurut Sugiyono dalam (Santoso, 2009) .........................................59

Tabel 7. Jadwal pelaksanaan penelitian...........................................................72

Tabel 8. Kelengkapan data log .........................................................................79

Tabel 9. Hasil rata-rata Vs INK-1 pengukuran dan sintetik ............................ 89

Tabel 10. Transformasi data log ......................................................................... 90

Tabel 11. Krosplot parameter fisis pada sumur INK .......................................... 90

Tabel 12. Interpretasi kualitatif sumur INK-2 INK-3 INK-4 INK-5 INK-6 ......122

Tabel 13. Parameter pehitungan Vsh ..................................................................127

Tabel 14. Hasil rata-rata perhitungan Vsh ..........................................................130

Tabel 15. Rata-rata perhitungan PHIE ...............................................................131

Tabel 16. Hasil perhitungan Rw dengan pickett plot ..........................................134

Tabel 17. Rata-rata hasil perhitungan Sw pada reservoar...................................134

Tabel 18. Hasil interpretasi kualitatif dan kuantitatif zona target ...................... 137

Tabel 19. Hasil penentuan nilai cut off ...............................................................143

Tabel 20. Ketebalan netpay dan N/G .................................................................144

Tabel 21. Selisih rata-rata Log Vs pengukuran dan sintetik sumur INK-1 ........ 145

Tabel 22. Cut off uji sensitivitas ......................................................................... 158

1

BAB I. PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Pada era sekarang kebutuhan masyarakat terhadap sumberdaya alam seperti

hidrokarbon semakin meningkat. Peningkatan kebutuhan masyarakat terdapat

minyak dan gas bumi tidak diimbangi dengan jumlah hidrokarbon yang telah

tereksploitasi. Oleh karena itu perlu dilakukan penelitian baru maupun analisis

lanjut lapangan-lapangan minyak dan gas yang sudah ada dengan seismik refleksi

dan well loging, yaitu interpretasi data seismik dan sumur untuk karakterisasi

reservoar. Analisis karakteristik reservoar merupakan suatu proses yang

mendeskripsikan karakter reservoar secara kualitatif dan kuantitatif menggunakan

data seismik sebagai data utama (Sukmono, 2002). Interpretasi menggunakan data

seismik konvensional hanya bisa membedakan batas antar lapisan, namun tidak

dapat memberikan informasi mengenai parameter dan sifat fisis batuan itu sendiri.

Salah satu metode yang dikembangkan untuk mengatasi masalah tersebut adalah

inversi seismik. Seismik inversi adalah teknik pemodelan geologi bawah

permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur

sebagai pengontrol (Sukmono, 2002). Inversi seismik dapat dilakukan dengan data

post stack migration dan pre stack migration. Salah satu inversi seismik dengan

data post stack migration, yaitu inversi AI (Acoustic Impedance) memiliki

keterbatasan dalam membedakan efek litologi dan fluida pada suatu lapisan. Oleh

sebab itu, pada penelitian ini digunakan data pre stack migration dengan parameter

gelombang S untuk menghasilkan parameter SI (Shear Impedaance) sehingga dapat

2

membedakan efek litologi dan fluida lebih baik. Jenis inversi yang digunakan pada

penelitian ini adalah inversi seismik simultan.

Metode seismik inversi simultan merupakan metode inversi data partial angle

gather atau partial angle stack dengan variasi sudut datang yang berbeda (near

angle, mid angle, far angle) secara bersama-sama dengan kontrol wavelet yang

diestimasi dari masing-masing data seismik partial stack, sehingga didapatkan hasil

inversi yang dapat dianalisis untuk karakterisasi reservoir. Hasil dari inversi

simultan adalah model densitas (𝜌), kecepatan gelombang P (Vp), kecepatan

gelombag S (Vs), Acoustic impedance (AI), dan Shear Impedance (SI). Dari

parameter tersebut dapat ditransformasikan menjadi parameter Vp/Vs ratio,

Poison’s Ratio, dan parameter Lame Lamda-Mu-Rho (LMR). Selain itu karakter

fisis batuan dan hasil turunannya tersebut dapat digunakan untuk mengidentifikasi

kualitas sebuah reservoar beserta penyebarannya dan dapat digunakan untuk

analisis saran sumur pemboran. Selain itu dari data depth structure map, hasil peta

persebaran reservoar dan data petrophysics dapat dibuat pemodelan 3D Property

Reservoir untuk estimasi cadangan gas.

1.2. Rumusan Masalah

Berdasarkan uraian latar belakang di atas, maka dapat dirumuskan masalah sebagai

berikut:

1. Apakah inversi seismik simultan dapat diaplikasikan pada reservoar daerah

penelitian?

2. Apakah parameter yang sensitif dalam menggambarkan persebaran litologi

maupun fluida di reservoar daerah peneitian?

3. Berdasarkan persebaran hidrokarbon pada reservoar area penelitian, lokasi

mana saja yang termasuk dalam zona interest?

4. Bagaimana kualitas reservoar pada zona interest tersebut?

3

5. Berapakah jumlah estimasi cadangan gas pada reservoar tersebut?

6. Dimanakah lokasi sumur usulan yang tepat?

1.3. Tujuan Penelitian

Tujuan dari penelitian tugas akhir ini adalah sebagai berikut:

1. Mendapatkan zona produktif gas berdasarkan analisis kualitatif dan kuantitatif

(Vsh, PHIE, Sw, dan K) data sumur.

2. Mendapatkan parameter yang sensitif terhadap efek litologi dan fluida pada

zona reservoar.

3. Mendapatkan pola persebaran hidrokarbon menggunakan parameter paling

sensitif yang dihasilkan oleh inversi seismik simultan.

4. Mendapatkan model 3D property reservoir (geometri, Vsh, PHIE, dan Sw ).

5. Mendapatkan dan membandingkan jumlah cadangan gas metode map algebra

hasil inversi dan pemodelan 3D property reservoir.

6. Mendapatkan sumur pemboran usulan berdasarkan pola persebaran

hidrokarbon, zona-zona interest lain yang memiliki parameter fisis yang sesuai

sebagai zona prospek.

1.4. Batasan Masalah

Dalam pelaksanaan penelitian Tugas Akhir dengan judul yang diajukan, yaitu

“Identifikasi Persebaran dan Estimasi Cadangan Gas serta Sumur Usulan

Menggunakan Inversi Seismik Simultan, dan Pemodelan 3D Property

Reservoir di Lapangan INK, Cekungan Sumatera Selatan”, terbatas pada:

1. Inversi seismik simultan yang dilakukan pada data seismik 3D partial stack.

2. Data log Vs bukan hasil dari pengukuran melainkan hasil estimasi metode Fluid

Replacement Model (FRM)

3. Hanya terdapat 5 data sumur.

4

4. Hanya terdapat 3 sumur yang memiliki data checkshot.

5. Tidak terdapat data core sehingga nilai parameter a, m dan n dalam perhitungan

Sw berdasarkan literatur.

BAB II. TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Daerah Penelitian

Daerah penelitian lapangan “INK” merupakan lapangan on-shore yang terletak di

Sumatera Selatan. Formasi daerah penelitian adalah Baturaja dengan jenis reservoar

gas pada litologi karbonat Formasi Baturaja.

2.2. Geologi Regional

2.2.1. Letak Fisiografi Cekungan Sumatera Selatan

Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan busur belakang berumur Tersier

yang terbentuk sebagai akibat adanya interaksi antara Paparan Sunda sebagai

bagian dari Lempeng Benua Asia dan Lempeng Samudera India. Gambar 1

menjelaskan lokasi Cekungan Sumatera Selatan secara fisiografis merupakan

cekungan tersier berarah barat laut-tenggara yang dibatasi Sesar Semangko dan

Bukit Barisan di sebelah barat daya, Paparan Sunda di sebelah timur laut, Tinggian

Lampung di sebelah tenggara yang memisahkan cekungan tersebut dengan

Cekungan Sunda Asri, serta Pegunungan Dua Belas dan Pegunungan Tiga Puluh di

6

sebelah baratlaut yang memisahkan Cekungan Sumatera Selatan dengan Cekungan

Sumatera Tengah. (Dewi, dkk., 2013).

Gambar 1. Peta Cekungan Sumatera Selatan (Hardiansyah, 2015)

Menurut Purwanto, dkk. (2015), secara struktural Cekungan Sumatera Selatan

dibagi menjadi 4 sub Cekungan, yaitu:

1. Sub Cekungan Jambi

2. Sub Cekungan Palembang Utara

7

Sub Cekungan Palembang Utara menunjukkan penampakan lapisan tipis Oligosen

hingga Miosen Awal yang mengindikasikan kestabilan area tersebut pada kala

tersebut. Konfigurasi batuan dasar dikontrol oleh dua struktur utama dengan arah

timurlaut-baratdaya dan timurbarat, yang berkembang selama era Tersier Awal

yang membentuk sistem graben.

3. Sub Cekungan Palembang Tengah

4. Sub Cekungan Palembang Selatan

Sub Cekungan Palembang Selatan terletak di tepi baratdaya Cekungan Sumatera

Selatan dan terletak antara Pegunungan Barisan dan Cekungan Palembang Tengah.

Sub cekungan ini, biasanya dibagi menjadi tiga komponen struktur yang berbeda.

Komponen pertama adalah Meraksa-Kuang High yang merupakan daerah tertinggi

pada sub-cekungan yang terdiri dari fragmen batuan dasar. Komponen kedua adalah

Depresi Lematang, terletak di bagian utara Sesar Lematang, dan pada bagian

baratdaya dibatasi oleh Pegunungan Gumai.

Gambar 2 di bawah ini menjelaskan peta pembagian sub-cekungan pada Cekungan

Sumatera Selatan.

8

Gambar 2. Pembagian sub-cekungan pada Cekungan Sumatera Selatan

(Purwanto, dkk., 2015)

2.2.2. Stratigrafi Sumatera Selatan

Menurut Koesoemadinata dalam Septianingrum (2014), stratigrafi Cekungan

Sumatera Selatan pada umumnya mengalami suatu daur besar atau megacycle yang

terdiri dari suatu transgresi yang diikuti oleh peristiwa regresi. Formasi yang

terbentuk dalam fase transgresi dikelompokkan menjadi Kelompok Telisa yang

terdiri atas Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, dan Formasi Gumai/Telisa.

9

Sedangkan yang terbentuk dalam fase regresi dikelompokkan menjadi Kelompok

Palembang yang terdiri atas Formasi Air Benakat, Formasi Muara Enim dan

Formasi Kasai. Sedangkan Formasi Lemat merupakan formasi yang terdiri atas

sedimen bukan laut yang diendapkan sebelum fase transgresi utama.

Gambar 3. Stratigraphy section South Sumatera Basin (Doust & Noble, 2008)

10

Gambar 3 menjelaskan urutan stratigrafi Cekungan Suamtera Selatan. Berikut

adalah stratigrafi Sumatera Selatan:

a. Batuan Dasar (Pra-Tersier dan awal Tersier)

Batuan dasar atau basement yang ada Cekungan Sumatera Selatan terdiri atas

pertemuan kompleks antara batuan beku, batuan metamorf, dan batuan sedimen,

yang masing-masing memiliki umur dan komposisi yang berbedabeda dengan

konfigurasi batuan dasar berorientasi barat laut-tenggara. Batuan dasar yang

paling tua diperkirakan merupakan bagian dari Lempeng Mikro Malaka, yang

membentang di bagian utara dan selatan dari Cekungan Sumatera Selatan ini.

b. Formasi Lemat / Lahat (Eosen Akhir –Oligosen Tengah)

Terdiri dari sikuen klastik berbutir kasar, tufaan atau granit wash (Anggota

Kikim), secara selaras ditumpangi oleh serpih, batulanau, batcupasir, dan

batubara yang diendapkan di lingkungan danau dan tepian danau (anggota

Benakat). Formasi ini umumnya menipis atau hilang di bagian tepi graben dan

pada tinggian intra-graben, tetapi ketebalannya dapat mencapai lebih dari 1000

m di sub-Cekungan Palembang Selatan dan Palembang Tengah.

c. Formasi Talang Akar (Oligosen Akhir –Miosen Awal)

Formasi yang terbentuk pada masa Oligosen Akhir sampai Miosen Awal ini

tersusun atas batupasir dataran delta, batulanau dan serpih yang terbentuk selama

fase penurunan termal syn-rift akhir sampai post-rift awal dari evolusi tektonik

11

Cekungan Sumatera Selatan, terjadi pengendapan fluviatil dan delta yang luas di

hampir seluruh cekungan. Suatu pola sedimentasi mulai dari sedimen proximal

kaya pasir sampai sedimen distal miskin pasir dari lingkungan meander dan

overbanks bersisian dengan sedimen-sedimen daerah tepi laut sampai sedimen

laut seiring dengan menerusnya gejala penurunan cekungan. Formasi Talang

Akar terbentuk secara tidak selaras dengan tipe berupa paraconformity di atas

Formasi Lemat atau Batuan Pra-Tersier dan selaras di bawah Formasi Gumai

atau anggota Gamping Basal Gumai atau Baturaja. Ketebalan Formasi Talang

Akar berkisar antara 1500-2000 ft (460-610 m) di dalam beberapa areal

cekungan.

d. Formasi Baturaja (Miosen Awal)

Formasi Baturaja tersusun atas batuan karbonat sedangkan bagian bawah

umumnya tersusun atas serpih dengan lapisan tipis batugamping. Formasi ini

terbentuk pada fase transgresi yang berlangsung menerus sampai Miosen Awal

dengan pengendapan serpih di daerah-daerah graben dan kondisi laut dangkal di

daerah-daerah tinggian masuk ke cekungan atau intrabasinal dan sebagian besar

bagian timur cekungan. Produksi karbonat besar-besaran terjadi pada saat ini dan

menghasilkan pengendapan batugamping baik di bagian platform dari tepi

cekungan maupun sebagai terumbu di bagian tinggian masuk cekungan atau

intra-basinal. Reservoar karbonat berkualitas tinggi umum dijumpai di bagian

12

selatan cekungan, namun lebih sedikit di sub Cekungan Jambi. Formasi ini

memiliki ketebalan berkisar antara 250-400 feet atau 76 -120 m yang umumnya

dijumpai pada batugamping yang diakibatkan oleh relief topografi yang tidak

teratur dari batuan Pra-Tersier

e. Formasi Gumai/Telisa (Miosen Awal-Tengah)

Formasi Gumai merupakan unit Tersier dengan penyebaran luas dan

pengendapannya terjadi saat transgresi laut maksimum. Formasi ini dicirikan

oleh serpih fosiliferous dan terdapat lapisan batugamping yang memiliki

komposisi glaukonit. Pada tepi dan area paparan cekungan dijumpai fasies laut

dangkal tersusun atas batulanau, batupasir halus serta batugamping yang

terdapat bersama serpih. Formasi Gumai terbentuk pada laut dangkal pada Kala

Miosen Tengah-Akhir, memilki ketebalan berkisar antara 6000-9000 feet (1800-

2700 meter).

f. Formasi Air Benakat (Miosen Tengah)

Formasi Air Benakat diendapkan secara selaras di atas Formasi Gumai dan

merupakan awal terjadinya fase regresi. Formasi ini terdiri dari batulempung

putih kelabu dengan sisipan batupasir halus, batupasir abu-abu hitam kebiruan,

glaukonitan setempat terdapat komposisi lignit dan di bagian atas terdapat

komposisi tufaan sedangkan bagian tengah kaya akan fosil foraminifera.

Ketebalan Formasi Air Benakat bervariasi antara 100-1300 m.

13

g. Formasi Muara Enim (Miosen Akhir-Pliosen Awal)

Formasi Muara Enim terdiri dari batupasir, batulempung, batulanau dan

batubara. Batupasir pada Formasi ini dapat memiliki komposisi glaukonit dan

debris volkanik. Pada Formasi Muara Enim juga terdapat oksida besi berupa

konkresi - konkresi dan kayu yang terfosilkan atau silisified wood. Sedangkan

batubara yang terdapat pada di sini umumnya berupa lignit. Formasi ini

terbentuk pada tahap akhir dari fase regresi yang berumur Tersier. Sedimen

Miosen Akhir di Cekungan Sumatera Selatan merekam suatu periode

meningkatnya aktifitas volkanisme dan munculnya Pegunungan Barisan, di

sebelah barat, sebagai sumber utama input sedimen ke dalam cekungan. Formasi

ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Air Benakat pada lingkungan laut

dangkal, pada dataran delta dan non marin. Ketebalan formasi ini 500-1000 m.

h. Formasi Kasai (Pliosen – Pleistosen)

Formasi yang terbentuk pada masa Pliosen sampai Pleistosen ini terdiri dari

litologi batupasir tufan dan tefra riolitik di bagian bawah. Bagian atas terdiri dari

tufa pumice kaya kuarsa, batupasir, konglomerat, tufa pasiran dengan lensa rudit

dengan keterdapatan pumice dan tufa berwarna abu-abu kekuningan, banyak

dijumpai sisa tumbuhan dan lapisan tipis lignit serta kayu yang terkersikkan.

Selama Pliosen, volkanisme besar-besaran di Pegunungan Barisan menyebabkan

semakin meningkatnya komponen volkaniklastik dan regresi yang terjadi

14

menghasilkan kondisi lingkungan darat di sebagian besar Sumatera Selatan.

Formasi Kasai diendapkan secara selaras di atas Formasi Muara Enim dengan

ketebalan 850 – 1200 m.

2.2.3. Petroleum Sistem Cekungan Sumatera Selatan

Menurut Bishop (2001) Cekungan Sumatera Selatan memiliki potensi besar

cadangan hidrokarbon. Hal ini sesuai dengan petroleum system pada Cekungan

Sumatera Selatan, yang dijelaskan sebagai berikut:

a. Batuan Induk (Source Rock)

Hidrokarbon pada Cekungan Sumatera Selatan diperoleh dari batuan induk

lacustrine Formasi Lahat dan batuan induk terrestrial coal dan coaly shale pada

Formasi Talang Akar. Batuan induk lacustrine diendapkan pada kompleks half-

graben, sedangkan terrestrial coal dan coaly shale secara luas pada batas half-

graben. Selain itu pada batugamping Formasi Baturaja dan shale dari Formasi

Gumai memungkinkan juga untuk dapat menghasilkan hirdrokarbon pada area

lokalnya. Formasi Baturaja dan Formasi Gumai berada dalam keadaan matang

hingga awal matang pada generasi gas termal di beberapa bagian yang dalam

dari cekungan, oleh karena itu dimungkinkan untuk menghasilkan gas pada

petroleum system.

15

b. Reservoar

Pada Cekungan Sumatera Selatan, beberapa formasi dapat menjadi reservoar

yang efektif untuk menyimpan hidrokarbon, antara lain adalah pada basement,

Formasi Lahat, Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, dan Formasi Gumai.

Sedangkan untuk sub Cekungan Palembang Selatan produksi hidrokarbon

terbesar berasal dari Formasi Talang Akar dan Formasi Baturaja. Basement yang

berpotensi sebagai reservoar terletak pada daerah uplifted dan paleohigh yang di

dalamnya mengalami rekahan dan pelapukan. Batuan pada basement ini terdiri

dari granit dan kuarsit yang memiliki porositas efektif sebesar 7%. Pada

reservoar karbonat Formasi Baturaja, pada bagian atas merupakan zona yang

porous dibandingkan dengan bagian dasarnya yang relatif ketat (tight). Porositas

yang terdapat pada Formasi Batu Raja berkisar antara 10-30% dan

permeabilitasnya sekitar 1 Darcy.

c. Batuan Penutup (Seal)

Batuan penutup Cekungan Sumatra Selatan secara umum berupa lapisan shale

cukup tebal yang berada di atas reservoar Formasi Talang Akar dan Gumai itu

sendiri (intraformational seal rock). Seal pada reservoar batugamping Formasi

Batu Raja juga berupa lapisan shale yang berasal dari Formasi Gumai. Pada

reservoar batupasir Formasi Air Benakat dan Muara Enim, shale yang bersifat

intraformational juga menjadi seal rock yang baik untuk menjebak hidrokarbon.

16

d. Trap

Jebakan hidrokarbon utama diakibatkan oleh adanya antiklin dari arah baratlaut

ke tenggara dan menjadi jebakan yang pertama di eksplorasi. Antiklin ini

dibentuk akibat adanya kompresi yang dimulai saat Miosen Awal dan berkisar

pada 2-3 juta tahun yang lalu. Selain itu jebakan hidrokarbon pada Cekungan

Sumatra Selatan juga diakibatkan karena struktur. Tipe jebakan struktur pada

Cekungan Sumatra Selatan secara umum dikontrol oleh struktur-struktur tua dan

struktur lebih muda. Jebakan struktur tua ini berkombinasi dengan sesar naik

sistem wrench fault yang lebih muda. Jebakan sturktur tua juga berupa sesar

normal regional yang menjebak hidrokarbon. Sedangkan jebakan struktur yang

lebih muda terbentuk bersamaan dengan pengangkatan akhir Pegunungan

Barisan.

e. Migrasi

Migrasi hidrokarbon terjadi secara horisontal dan vertikal dari source rock serpih

dan batubara pada Formasi Lahat dan Talang Akar. Migrasi horizontal terjadi di

sepanjang kemiringan slope, yang membawa hidrokarbon dari source rock

dalam kepada batuan reservoar dari Formasi Lahat dan Talang Akar sendiri.

Migrasi vertikal dapat terjadi melalui rekahan-rekahan dan daerah sesar turun

mayor. Terdapatnya resapan hidrokarbon di dalam Formasi Muara Enim dan Air

Benakat adalah sebagai bukti yang mengindikasikan adanya migrasi vertikal

17

melalui daerah sesar kala Pliosen sampai Pliestosen. Gambar 4 menjelaskan

petroleum sistem Cekungan Sumatera Selatan.

Gambar 4. Petroleum system event chart sub Cekungan Palembang Tengah

(Argakoesoemah dan Kamal, 2004)

BAB III. TEORI DASAR

3.1. Konsep Seismik Refleksi

Prinsip dasar metode seismik, yaitu menempatkan geophone sebagai penerima

getaran pada lokasi penelitian. Sumber getaran dapat ditimbulkan oleh ledakan

dinamit atau suatu pemberat yang dijatuhkan ke tanah (weight drop). Gelombang

yang dihasilkan oleh sumber menyebar ke segala arah dan direkam oleh geophone

sebagai fungsi waktu yang dapat memperkirakan bentuk lapisan bawah permukaan

yang sebenarnya. Hasil gelombang seismik yang terekam oleh receiver akan

membawa informasi mengenai litologi dan fluida bawah permukaan dalam bentuk

waktu rambat (travel time), amplitudo refleksi, dan variasi fasa. Gambar 5 di

bawah ini menjelaskan partisi refleksi gelombang seismik.

Gambar 5. Sketsa partisi refleksi gelombang seismik (Russel, 1996)

Incident

P-Wave Reflected

P-Wave

Transmited

P-Wave

Transmited

S-Wave

Reflected

S-Wave

19

Setiap trace merupakan hasil konvolusi sederhana dari reflektivitas bumi dengan

fungsi sumber seismik ditambah dengan noise (Russel, 1996).

S(t) = w(t) * r(t) + n(t) ......................................................................................... (1)

dimana, S(t) = trace seismik

w(t) = wavelet seismik

r(t) = reflektivitas bumi, dan n(t) = noise

Gambar 6. Konsep seismik refleksi (Abdullah, 2011)

Gambar 6 di atas menjelaskan konsep seismik refleksi dari sumber getaran sampai

diterima oleh geophone.

3.2. Hukum Fisika Gelombang Seismik

3.2.1 Hukum Snellius

Hukum Snellius mengatakan bahwa apabila suatu gelombang datang pada bidang

batas dua media yang sifat fisiknya berbeda akan dibiaskan, jika sudut datang lebih

kecil atau sama dengan sudut kritisnya dan akan dipantulkan, jika sudut datang

lebih besar dari sudut kritis, seperti yang diilustrasikan pada Gambar 7.

Lintasan gelombang tersebut mengikuti hukum Snellius, yaitu:

20

𝑠𝑖𝑛𝜃1

𝑉𝑃1=

𝑠𝑖𝑛𝜃1′

𝑉𝑃1=

𝑠𝑖𝑛𝜃2

𝑉𝑃2=

𝑠𝑖𝑛𝜑1

𝑉𝑆1=

𝑠𝑖𝑛𝜑2

𝑉𝑆2= 𝑝…………………...……………(2)

Dengan, 𝜃1 = 𝑠𝑢𝑑𝑢𝑡 𝑑𝑎𝑡𝑎𝑛𝑔 𝑔𝑒𝑙𝑜𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔 𝑃

𝜃1′ = 𝑠𝑢𝑑𝑢𝑡 𝑝𝑎𝑛𝑡𝑢𝑙 𝑔𝑒𝑙𝑜𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔 𝑃

𝜑1 = 𝑠𝑢𝑑𝑢𝑡 𝑝𝑎𝑛𝑡𝑢𝑙 𝑔𝑒𝑙𝑜𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔 𝑆

𝜃2′ = 𝑠𝑢𝑑𝑢𝑡 𝑏𝑖𝑎𝑠 𝑔𝑒𝑙𝑜𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔 𝑆

𝑉𝑃1 = 𝑘𝑒𝑐𝑒𝑝𝑎𝑡𝑎𝑛 𝑔𝑒𝑙𝑜𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔 𝑃 𝑝𝑎𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑢𝑚 𝑝𝑒𝑟𝑡𝑎𝑚𝑎

𝑉𝑃2 = 𝑘𝑒𝑐𝑒𝑝𝑎𝑡𝑎𝑛 𝑔𝑒𝑙𝑜𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔 𝑃 𝑝𝑎𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑢𝑚 𝑘𝑒𝑑𝑢𝑎

𝑉𝑆1 = 𝑘𝑒𝑐𝑒𝑝𝑎𝑡𝑎𝑛 𝑔𝑒𝑙𝑜𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔 𝑆 𝑝𝑎𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑢𝑚 𝑝𝑒𝑟𝑡𝑎𝑚𝑎

𝑉𝑆2 = 𝑘𝑒𝑐𝑒𝑝𝑎𝑡𝑎𝑛 𝑔𝑒𝑙𝑜𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔 𝑆 𝑝𝑎𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑢𝑚 𝑘𝑒𝑑𝑢𝑎

𝑝 = 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝑔𝑒𝑙𝑜𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔

Gambar 7. Pemantulan dan pembiasan pada bidang batas dua medium untuk

gelombang P (Bhatia, 1986)

3.2.2. Prinsip Huygens

Huygens mengatakan bahwa gelombang menyebar dari sebuah titik sumber

gelombang ke segala arah dengan bentuk bola. Prinsip Huygens mengatakan bahwa

21

setiap titik-titik penganggu yang berada di depan muka gelombang utama akan

menjadi sumber bagi terbentuknya gelombang baru. Jumlah energi total dari

gelombang baru tersebut sama dengan energi utama. Pada eksplorasi seismik titik-

titik di atas dapat berupa patahan, rekahan, pembajian, antiklin, dan lainnya.

Sedangkan gelombang baru tersebut disebut sebagai gelombang difraksi. Gambar

8 merupakan ilustrasi konsep Prinsip Huygens.

Gambar 8. Prinsip Huygens (Sheriff, 1995)

3.2.3. Prinsip Fermat

Prinsip Fermat menyatakan bahwa gelombang yang menjalar dari satu titik ke titik

yang lain akan memilih lintasan dengan waktu tempuh tercepat. Prinsip Fermat

dapat diaplikasikan untuk menentukan lintasan sinar dari satu titik ke titik yang

lainnya, yaitu lintasan yang waktu tempuhnya bernilai minimum. Dengan

diketahuinya lintasan dengan waktu tempuh minimum, maka dapat dilakukan

penelusuran jejak sinar yang telah merambat di dalam medium. Penelusuran jejak

sinar seismik ini akan sangat membantu dalam menentukan posisi reflektor di

22

bawah permukaan. Jejak sinar seismik yang tercepat ini tidaklah selalu berbentuk

garis lurus. Gambar 9 merupakan ilustrasi konsep Prinsip Fermat.

Gambar 9. Prinsip Fermat (Abdullah, 2007)

3.3. Trace Seismik

Model dasar dan yang sering digunakan dalam model satu dimensi untuk trace

seismic, yaitu mengacu pada model konvolusi yang menyatakan bahwa tiap trace

merupakan hasil konvolusi sederhana dari reflektivitas bumi dengan fungsi sumber

seismik ditambah dengan noise (Russell, 1996). Dalam bentuk persamaan dapat

dituliskan sebagai berikut (tanda *(asterisk)) menyatakan konvolusi:

S(t) = W(t) * r(t) + n(t) ……………………………..……………..………… (3)

Dimana, S(t) = trace seismik

r(t) = reflektivitas bumi

W(t) = wavelet seismik

n(t) = noise.

23

Konvolusi dapat dinyatakan sebagai “penggantian (replacing)” setiap koefisien

refleksi dalam skala wavelet kemudian menjumlahkan hasilnya (Russell, 1996).

3.4. Polaritas dan fasa

Penentuan jenis polaritas sangat penting dalam proses well seismic tie dan picking

horizon. Polaritas terbagi menjadi polaritas normal dan polaritas terbalik. Society of

Exploration Geophysicists (SEG) mendefinisikan polaritas normal sebagai berikut:

1. Sinyal seismik positif akan menghasilkan tekanan akustik positif pada hidrofon

atau pergerakan awal ke atas pada geofon.

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

defleksi negatif pada monitor dan trough pada penampang seismik.

Berdasarkan konvensi SEG ini, polaritas seismik dapat dihubungkan dengan nilai

impedansi akustik (AI) dari lapisan-lapisan batuan sebagai berikut:

1. Batas refleksi berupa trough pada penampang seismic, jika impedansi akustik

lapisan bawah > impedansi akustik lapisan di atasnya.

2. Batas refleksi berupa peak pada penampang seismic, jika impedansi akustik

lapisan bawah < impedansi akustik lapisan di atasnya.

Bentuk dan jenis polaritas dan fasa dapat diilustrasikan seperti pada Gambar 10 di

bawah ini:

24

Gambar 10. Fasa dan polaritas

Fasa pulsa seismik umumnya ditunjukkan dalam rekaman seismik dengan dua fasa,

yaitu fasa minimum dan fasa nol. Pada fasa minimum energi yang berhubungan

dengan AI terkonsentrasi pada onset (bagian muka) pulsa tersebut. Pada fasa nol

batas AI akan terdapat pada peak atau trough (bagian tengah) pulsa tersebut. Untuk

spektrum amplitudo yang sama, sinyal fasa akan selalu lebih pendek dan

beramplitudo lebih besar dari fasa minimum, sehingga sinyal noisenya juga akan

lebih besar.

3.5. Wavelet

Wavelet adalah gelombang harmonik yang mempunyai interval amplitudo,

frekuensi, dan fasa tertentu (Sismanto, 2006). Berdasarkan konsentrasi energinya

wavelet dapat dibagi menjadi 4 jenis (Gambar 11) yaitu:

1. Zero Phase Wavelet

25

Wavelet berfasa nol (zero phase wavelet) mempunyai konsentrasi energi

maksimum di tengah dan waktu tunda nol, sehingga wavelet ini mempunyai

resolusi dan standout yang maksimum.

2. Minimum Phase Wavelet

Wavelet berfasa minimum (minimum phase wavelet) memiliki energi yang

terpusat pada bagian depan.

3. Maximum Phase Wavelet

Wavelet berfasa maksimum (maximum phase wavelet) memiliki energi yang

terpusat secara maksimal di bagian akhir dari wavelet tersebut, merupakan

kebalikan dari wavelet berfasa minimum.

4. Mixed Phase Wavelet

Wavelet berfasa campuran (mixed phase wavelet) merupakan wavelet yang

energinya tidak terkonsentrasi di bagian depan maupun di bagian belakang.

Selain itu terdapat jenis wavelet model yang biasanya dipakai dalam proses

pembuatan seismogram sintetik, yaitu wavelet ricker dan wavelet trapezoid atau

bandpass. Wavelet ricker merupakan jenis wavelet model dengan fasa nol yang

menggunakan frekuensi dominan yang dilepaskan ke bumi pada penampang

seismik. Frekuensi dominan pada penampang seismik dilihat dari spektrum

amplitudo hasil dari ekstraksi wavelet. Pada proses pengikatan seismik dengan

sumur (well seismic tie), wavelet model digunakan apabila memiliki nilai koefisien

korelasi yang lebih baik dari pada metode wavelet ekstraksi. Wavelet trapezoid atau

bandpass termasuk kedalam wavelet model yang merupakan filter seismik yang

digunakan ketika pengolahan data seismik yang berarti frekuensi yang dilepaskan

ke bumi. Parameter yang digunakan pada wavelet ini adalah F1 (low cut frequency),

26

F2 (low pass frequency), F3 (high pass frequency), dan F4 (high cut frequency)

(Mashudi, M.I.,2006).

Gambar 11. Jenis-jenis wavelet berdasarkan konsentrasi energinya, minimum

phase wavelet (a) , yaitu mixed phase wavelet (b), maximum phase

wavelet (c), dan zero phase wavelet (d) (http://petroeumgeophysics.

com/image/chapter-4)

3.6. Resolusi Vertikal

Resolusi adalah jarak minimum antara dua obyek yag dapat dipisahkan oleh

gelombang seismik (Sukmono, 2000). Resolusi dalam gelombang seismik

didefinisikan sebagai kemampuan gelombang seismik utuk memisahkan dua obyek

yang berbeda. Resolusi vertikal dapat dihitung menggunakan Persamaan 4.

http://petroeumgeophysics/

27

Resolusi vertikal = (𝑘𝑒𝑐𝑒𝑝𝑎𝑡𝑎𝑚 𝑥 𝑓𝑟𝑒𝑘𝑢𝑒𝑛𝑠𝑖)

4……………………..……(4)

Ketebalam minimum suatu obyek bervariasi untuk dapat memberikan refleksi

sendiri antara 1/8 λ sampai 1/30 λ, dimana λ adalah panjang gelombang seismik.

Resolusi tubuh batuan setara dengan ¼ λ dalam waktu bolak-balik atau TWT.

Hanya batuan yang memiliki ketebalan diatas ¼ λ yang dapat dibedakan oleh

gelombang seismik. Gambar 12 menunjukkan efek interferensi batuan saat

ketebalan dua litologi sama dengan nilai resolusi vertikal.

Gambar 12. Efek Interfensi yang berhubungan dengan batuan dengan AI tinggi

yang terltak diantara batuan rendah (Sukmono, 2000).

3.7. Well Logging

Well logging merupakan metode pengukuran satu atau lebih kuantitas fisik di dalam

atau di sekitar lubang sumur relatif terhadap kedalaman sumur atau terhadap waktu

atau keduanya. Dalam hal ini digunakan kombinasi alat perekaman log gamma ray

,log densitas dan log caliper (Suardi, 2012).

Pendapat lain menjelaskan bahwa well logging merupakan metode untuk

mendapatkan data bawah permukaan dengan menggunakan alat ukur yang

28

dimasukkan kedalam lubang sumur yang dapat dilakukan saat pemeboran

berlangsung atau setelah pengeboran. Dengan metode well loging akan didapatkan

informasi litologi, pengukuran porositas, pengukuran resistivitas, permeabilitas dan

kejenuhan hidrokarbon untuk evaluasi formasi dan identifikasi litologi bawah

permukaan. Metode ini merupakan suatu metode yang dapat memberikan data yang

diperlukan untuk mengevaluasi secara kualitatif dan kuantitatif adanya

hidrokarbon. Dari interpretasi kualitatif diperoleh identifikasi tipe batuan,

pendeteksian adanya hidrokarbon, pendeteksian adanya lapisan permeabel, dan

penentuan batas reservoar. Sedangkan dari interpretasi kuantitatif diperoleh harga

porositas, saturasi fluida dan indeks permeabilitas. Dasar–dasar interpretasi log

kuantitatif adalah pemahaman sifat petrofisika batuan, penentuan besaran

petrofisika dari log, penggunaan software untuk interpretasi dan pemahaman

kegunaan hasil interpretasi hasil log sumur (Dewanto, 2009).

3.8. Perangkat–Perangkat Well Logging

3.8.1. Log Radioaktif

Log radioaktif adalah log yang menyelidiki intensitas radioaktif mineral yang

mengandung radioaktif tertentu. Log radioaktif dapat digunakan pada sumur yang

di casing (cased hole) maupun yang tidak di casing (open hole). Keuntungan dari

log radioaktif ini dibandingkan log listrik adalah tidak banyak dipengaruhi oleh

keadaan lubang bor dan jenis lumpur. Dari tujuan pengukuran, log radioaktif dapat

dibedakan menjadi: alat pengukur litologi seperti log gamma ray, alat pengukur

porositas seperti log neutron dan log densitas. Hasil pengukuran alat porositas dapat

digunakan pula untuk mengidentifikasi litologi dengan hasil yang memadai.

29

a. Log Gamma ray

Prinsip dari Log gamma ray adalah suatu rekaman dari tingkat radioaktivitas alami

yang terjadi karena unsur uranium, thorium dan potassium pada batuan. Pada

batupasir dan batu karbonat mempunyai konsentrasi radioaktif rendah dan gamma

ray bernilai rendah , dan sebaliknya pada batulempung serpih, mempunyai gamma

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

yang biasanya dalam skala berkisar 0–150 API atau 0–200 API jika terdapat lapisan

organic rich shale. Secara umum fungsi dari Log GR antara lain:

1. Evaluasi kandungan serpih Vsh

2. Evaluasi bijih mineral radioaktif

3. Evaluasi lapisan mineral yang bukan radioaktif

4. Korelasi log pada sumur berselubung

5. Korelasi antar sumur

Secara khusus log gamma ray berguna untuk identifikasi lapisan permeabel disaat

log SP tidak berfungsi karena formasi yang resistif atau bila kurva SP kehilangan

karakternya (Rmf = Rw), atau ketika SP tidak dapat merekam karena lumpur yang

digunakan tidak konduktif (oil base mud).

Dalam pelaksanaannya, pengukuran log gamma ray dilakukan dengan menurunkan

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

untuk setiap interval tertentu. Biasanya interval perekaman gamma ray secara

vertikal sebesar 0,5 feet. Sinar gamma dapat menembus logam dan semen, maka

logging gamma ray dapat dilakukan pada lubang bor yang telah dipasang casing

ataupun telah dilakukan cementing. Walaupun terjadi atenuasi, sinar gamma karena

30

casing, tetapi energinya masih cukup kuat untuk mengukur sifat radiasi gamma

pada formasi batuan di sampingnya (Zain, 2011).

Gambar 13 merupakan gambaran respon log gamma ray terhadap jenis litologi

batuan. Unsur radioaktif umumnya banyak terdapat dalam shale dan sedikit sekali

terdapat dalam sandstone, limestone, dolomite, coal dan gypsum dan lainnya. Oleh

karena itu, shale akan memberikan respon gamma ray yang sangat signifikan

dibandingkan dengan batuan yang lainnya.

Gambar 13. Identifikasi litologi berdasarkan log GR (Glover, 2000)

31

b. Log Neutron

Prinsip dari Log neutron adalah merekam Hidrogen Index (HI) dari formasi. HI

merupakan indikator kelimpahan kandungan hidrogen dalam formasi (dengan

asumsi atom H berasal dari HC atau Air). Satuan pengukuran dinyatakan dalam

satuan PU (Porosity Unit) (Rider, 1996). Alat yang digunakan disebut Alat neutron

terkompensasi (Compensated Netron Tool) atau disingkat CNT. Alat ini biasanya

dikombinasikan dengan LDT dan gamma ray, karena ketiga alat tersebut adalah

alat nuklir dengan kecepatan logging yang sama dan kombinasi neutron-densitas

akan memberikan evaluasi litologi pintas dan indikator gas yang ampuh. Prinsip

kerja dari CNT ini adalah hasil pemancaran partikel neutron dari sumber neutron

ke dalam formasi.

Tanggapan alat neutron terutama untuk mengetahui jumlah atom hidrogen pada

suatu batuan akan tetapi neutron tidak dapat membedakan antara atom hidrogen

bebas dengan atom hidrogen yang secara kimia terikat pada mineral batuan,

sehingga tanggapan neutron pada formasi shale yang banyak mengandung atom

hidrogen di dalam susunan molekulnya seolah-olah mempunyai porositas yang

lebih tinggi. Semakin banyak atom H dalam formasi, maka partikel neutron yang

kembali akan semakin sedikit. Besarnya porositas batuan sama dengan jumlah

energi neutron yang hilang, karena atom hidrogen berkonsentrasi pada pori yang

terisi fluida (air atau minyak). Pori yang terisi oleh gas akan memiliki pola kurva

log neutron akan lebih rendah dari yang seharusnya (gas effect). Hal ini terjadi

karena konsentrasi hidrogen dalam gas lebih kecil dibandingkan pada minyak dan

air (Harsono, 1997).

32

Gambar 14 . Identifikasi litologi berdasarkan log neutron (Rider, 2002)

Log neutron pada Gambar 14 menunjukkan indeks hidrogen yang diubah menjadi

unit porositas neutron. Menurut Telford (2001) terdapat beberapa faktor yang

mempengaruhi nilai porosistas pada kurva neutron, yaitu sebagai berikut:

Shale atau clay. Adanya shale dalam lapisan permeabel akan memperbesar

harga porositas neutron.

33

2. Kandungan air asin atau air tawar. Adanya kandungan air asin maupun air tawar

akan memperbesar harga porositas neutron.

3. Kandungan minyak. Sedikitnya persentase air dalam batuan yang didominasi

oleh minyak akan menurunkan harga porositas neutron.

4. Kandungan gas. Lapisan mengandung gas adalah paling sedikit mengandung air,

sehingga kadang-kadang harga porositas neutron mendekati batuan yang

kompak yakni 2-6%.

c. Log Density

Log densitas merupakan pengukuran log porositas yang mengukur densitas elektron

suatu formasi. Prinsip kerja log density, yaitu suatu sumber radioaktif dari alat

pengukur dipancarkan sinar gamma dengan intensitas energi tertentu menembus

batuan. Batuan terbentuk dari butiran mineral, mineral tersusun dari atom-atom

yang terdiri dari proton dan elektron. Partikel sinar gamma bertumbukan dengan

electron-elektron dalam batuan. Akibat tumbukan ini sinar gamma akan mengalami

pengurangan energi. Energi yang kembali sesudah mengalami benturan akan

diterima oleh detektor yang berjarak tertentu dengan sumbernya.

34

Gambar 15. Identifikasi litologi berdasarkan log densitas (Rider, 2002)

Gambar 15 merupakan gambaran respon log densitas terhadap jenis litologi

batuan. Semakin lemahnya energi yang kembali menunjukkan semakin banyaknya

elektron-elektron dalam batuan, yang berarti semakin padat butiran penyusun

batuan persatuan volume. Besar kecilnya energi yang diterima oleh detektor

tergantung dari:

1. Besarnya densitas kandungan yang ada dalam pori-pori batuan

2. Besarnya porositas batuan.

3. Besarnya densitas matriks batuan (Afriani, dkk., 2005).

35

Tabel 1 menjelaskan klasifikasi nilai densitas batuan berdasarkan jenis batuannya,

menurut Telford, dkk., (1990):

Tabel 1. Klasifikasi nilai densitas berdasarkan jenis batuan (Telford, 1990)

Rock Type (Sediments) Density Range

(gr/cm3)

Density Average

(gr/cm3)

Overburden 1.92

Soil 1.2-2.4 1.92

Clay 1.63-2.6 2.21

Gravel 1.7-2.4 2

Sand 1.7-2.3 2

Sandstone 1.61-2.76 2.35

Shale 1.77-3.2 2.4

Limestone 1.93-2.90 2.55

Dolomite 2.26-2.90 2.7

3.8.2. Log Listrik

Log listrik merupakan pengukuran nilai sifat listik tiap kedalaman lubang bor. Sifat-

sifat ini diukur dengan berbagai variasi konfigurasi elektroda yang diturunkan ke

dalam lubang bor. Untuk batuan yang pori-porinya terisi mineral-mineral air asin

atau clay, maka akan menghantarkan listrik dan mempunyai resistivitas yang

rendah dibandingkan dengan pori-pori yang terisi minyak, gas maupun air tawar.

Oleh karena itu, lumpur pemboran yang banyak mengandung garam akan bersifat

konduktif dan sebaliknya. Pada umumnya log listrik dapat dibedakan menjadi dua

jenis yaitu spontaneous potensial log (SP log) dan resistivity log

a. Log SP (Spontaneous Potential Log)

Log SP adalah rekaman perbedaan potensial listrik antara elektroda di permukaan

dengan elektroda yang terdapat di lubang bor yang bergerak naik turun. Supaya SP

dapat berfungsi, maka lubang harus diisi oleh lumpur konduktif.

36

Gambar 16. Identifikasi litologi berdasarkan log SP (Rider, 2002)

Gambar 16 menjelaskan respon kurva SP di berbagai litologi. Kegunaan dari log

SP adalah sebagai berikut:

1. Identifikasi lapisan permeable dan impermeable dan lapisan poros.

2. Mencari batas-batas lapisan permeable dan korelasi antar sumur.

3. Menentukan nilai resistivitas air formasi (Rw)

4. Memberikan indikasi kualitatif lapisan serpih.

Pada lapisan serpih, kurva SP umumnya berupa garis lurus yang disebut garis dasar

serpih, sedangkan pada formasi permeable kurva SP menyimpang dari garis dasar

serpih dan mencapai garis konstan pada lapisan permeable yang cukup tebal, yaitu

37

garis pasir. Penyimpangan SP dapat ke kiri atau ke kanan tergantung pada kadar

garam air formasi dan filtrasi lumpur (Schlumberger, 1989).

b. Log Resistivity (LR)

Log resistivity digunakan untuk mendeterminasi zona mining area dan zona air,

mengindikasikan zona permeable dengan mendeteminasi porositas resistivitas.

Oleh karena batuan dan matrik tidak konduktif, maka kemampuan batuan untuk

menghantarkan arus listrik tergantung pada fluida dan pori. Alat-alat yang

digunakan untuk mencari nilai resistivitas (Rt) terdiri dari dua kelompok yaitu

laterelog dan log induksi. Yang umum dikenal sebagai log Rt adalah LLd (Deep

Laterelog Resistivity), LLs (Shallow Laterelog Resisitivity), ILd ( Deep Induction

Resisitivity), ILm (Medium Induction Resistivity), dan SFL.

c. Lateralog

Prinsip kerja dari lateralog ini adalah memfokuskan arus listrik secara lateral ke

dalam formasi dalam bentuk lembaran tipis. Hal ini dicapai dengan menggunakan

arus pengawal (bucking current), yang fungsinya untuk mengawal arus utama

(measured current) masuk ke dalam formasi sedalam-dalamnya. Dengan mengukur

tegangan listrik yang diperlukan untuk menghasilkan arus listrik utama yang

besarnya tetap, resistivitas dapat dihitung dengan hukum ohm.

d. Log Induksi

Prinsip kerja dari Induksi, yaitu dengan memanfaatkan arus bolak-balik yang

dikenai pada kumparan, sehingga menghasilkan medan magnet dan sebaliknya

medan magnet akan menghasilkan arus listrik pada kumparan. Secara umum,

kegunaan dari log induksi ini antara lain mengukur konduktivitas pada formasi dan

mengukur resistivitas formasi dengan lubang pemboran yang menggunakan lumpur

pemboran jenis oil base mud atau fresh water base mud. Penggunaan log induksi

38

akan menguntungkan apabila cairan lubang bor adalah insolator, misal udara, gas,

air tawar atau oil basemud dan esistivitas formasi tidak terlalu besar Rt < 100 Ω

serta diameter lubang tidak terlalu besar.

Gambar 17 menjelaskan zona-zona bor berdasarkan pengaruh lumbur. Ketika

suatu formasi di bor, air lumpur pemboran akan masuk ke dalam formasi, sehingga

membentuk 3 zona yang terinvasi dan mempengaruhi pembacaan log resistivitas

(Brown, 2012) yaitu:

1. Flushed Zone

Merupakan zona infiltrasi yang terletak paling dekat dengan lubang bor serta terisi

oleh air filtrat lumpur yang mendesak fluida formasi (gas, minyak ataupun air

tawar). Meskipun demikian mungkin saja tidak seluruh fluida formasi terdesak ke

dalam zona yang lebih dalam.

2. Transition Zone

Merupakan zona infiltrasi yang lebih dalam keterangan zona ini ditempati oleh

campuran dari air filtrat lumpur dengan fluida formasi.

3. Uninvaded Zone

Merupakan zona yang tidak mengalami infiltrasi dan terletak paling jauh dari

lubang bor, serta seluruh pori-pori batuan terisi oleh fluida formasi.

39

Gambar 17. Profil sumur bor terinvasi lumpur (Brown, 2012)

Gambar 18 di bawah ini menjelaskan respon resistivitas terhadap perbedaan

litologi.

40

Gambar 18. Identifikasi litologi berdasarkan log resistivitas (Glover, 2000)

3.8.3. Log Sonic

Log sonic termasuk kedalam golongan log porositas dimana, pada prinsipnya log

sonic ini mengukur waktu rambatan gelombang suara melalui formasi pada jarak

tertentu, sehingga memerlukan pemancar dan penerima yang dipisahkan dalam

jarak tertentu. Waktu yang dibutuhkan tersebut biasanya disebut “Interval Transit

Time” (Δt). Dimana Δt berbanding terbalik dengan kecepatan gelombang suara dan

tergantung pada jenis litologi, porositas dan kandungan porinya. Selain mencari

porositas batuan dan identifikasi batuan, log sonic ini juga berguna sebagai

informasi utama korelasi dan kalibrasi data log dengan seismik log sonic ini

memiliki besaran μs/ft atau μs/m dengan skala 140 – 40 μs/ft (Zain, 2012). Gambar

19 mengilustrasikan respon log sonic di berbagai jenis litologi.

41

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

3.8.4. Log Caliper

Log caliper digunakan sebagai kontributor informasi untuk keadaan litologi. Selain

itu, log ini juga digunakan sebagai indikator zona yang memiliki permeabilitas dan

porositas yang bagus (batuan reservoar) dengan terbentuknya kerak lumpur yang

berasosiasi dengan log gamma ray, perhitungan tebal kerak lumpur, pengukuran

volume lubang bor dan pengukuran volume semen yang dibutuhkan. Gambar 20

menjelaskan respon log caliper di litologi yang berbeda.

42

Gambar 20. Identifikasi litologi berdasarkan log caliper (Rider, 2002)

3.9. Petrofisika

Petrofisika merupakan besaran berasan fisis tertentu di dalam suatu formasi dalam

satuan besar atau litologi dalam satuan kecil. Beberapa parameter petofisika yang

digunakan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut:

43

3.9.1. Volume Clay (VCL)

Volume Clay merepresentasikan Volume shale (Vsh) yang menunjukkan seberapa

banyak kandungan shale/clay dalam suatu batuan. Hal ini berpengaruh terhadap

sifat batuan. karena shale/clay menjadi penghambat suatu batuan untuk

mengalirkan fluida karena clay bersifat impermeabel (tidak dapat mengalirkan

fluida). Semakin banyak clay yang terdapat pada batuan tersebut, maka akan mudah

menghambat fluida untuk berada di batuan tersebut dan batuan tersebut menjadi

kurang baik menjadi sebuah reservoar (Ulum dkk., 2012).

Log gamma ray memiliki beberapa persamaan empiris seperti respon persamaan

linier. Sedangkan persamaan non linier memiliki respon berdasarkan formasi dan

kondisi geografis, sehingga semua persamaan non-linier lebih optimistic dalam

memperkirakan kandungan shale. Oleh sebab itu, persamaan linier perlu

disesuaikan dengan persamaan non linier (Asquith, 2004). Persamaan respon linier:

𝑉𝑠ℎ = 𝐼𝐺𝑅 =𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔−𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛

𝐺𝑅𝑚𝑎𝑥−𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛……………...………………………………………(5)

Sedangkan, persamaan non-linier antara lain:

1. Larionov (1969) untuk Teritary rock,

𝑉𝑠ℎ = 0.083 (23.7 𝐼𝐺𝑅 − 1)…………………………......................………………(6)

2. Stieber (1970) untuk South Lousiana Miocine and Pliocine,

𝑉𝑠ℎ = 𝐼𝐺𝑅 = 𝐼𝐺𝑅

3−2 𝑥 𝐼𝐺𝑅…………………………...…….…….......................……(7)

3. Clavier (1971),

𝑉𝑠ℎ = 1.7 − [(3.38 − ( 𝐼𝐺𝑅 + 0.7)2]1/2………………….…..……………...…(8)

4. Larionov (1969) untuk batuan yang lebih tua,

𝑉𝑠ℎ = 0.33 (23.7 𝐼𝐺𝑅 − 1) …………………………....….…….......................……(9)

44

Gambar 21. Grafik volume shale indeks radioactivity (Engler, 2012)

Gambar 21 diatas menunjukkan perbedaan kurva dengan rumus Vsh yang

berbeda-beda.

3.9.2. Porositas

Porositas adalah perbandingan volume pori batuan terhadap volume total seluruh

batuan yang dinyatakan dalam persen. Ada 2 jenis porositas yang dikenal dalam

teknik reservoar, yaitu porositas absolut dan porositas efektif. Porositas absolut

adalah perbandingan antara volume pori-pori total batuan terhadap volume total

batuan. Secara matematis dapat dituliskan sebagai persamaan berikut :

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑎𝑑𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡 (𝜑) =(𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑖−𝑝𝑜𝑟𝑖 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙)

(𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑏𝑎𝑡𝑢𝑎𝑛) 𝑥 100%..............................(10)

Sedangkan porositas efektif adalah perbandingan antara volume pori-pori yang

saling berhubungan dengan volume batuan total, yang secara matematis dituliskan

sebagai :

45

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑒𝑓𝑒𝑘𝑡𝑖𝑓 (𝜑𝑒) =(𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑖−𝑝𝑜𝑟𝑖 𝑏𝑒𝑟ℎ𝑢𝑏𝑢𝑛𝑔𝑎𝑛)

(𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑏𝑎𝑡𝑢𝑎𝑛) 𝑥 100%.................(11)

Pada dasarnya perbedaan dari kedua jenis porositas tersebut hanyalah untuk

mempermudah dalam mengidentifikasi jenis porositas. Menurut Koesoemadinata

(1978), penentuan kualitas baik tidaknya nilai porositas dari suatu reservoar adalah

seperti yang terlihat pada Tabel 2.

Tabel 2. Skala penentuan baik tidaknya kualitas nilai porositas batuan suatu

reservoar (Koesoemadinata, 1978)

Harga Porositas Skala

0-5 Diabaikan

5-10 Buruk

10-15 Cukup

15-20 Baik

20-25 Sangat baik

>25 Istimewa

Nilai porositas batuan biasanya diperoleh dari hasil perhitungan data sumur, yaitu

dari data log densitas, log neutron, dan log kecepatan. Secara umum porositas

batuan akan berkurang dengan bertambahnya kedalaman batuan, karena semakin

dalam batuan akan semakin kompak akibat efek tekanan di atasnya. Nilai porositas

juga akan mempengaruhi kecepatan gelombang seismik. Semakin besar porositas

batuan maka kecepatan gelombang seismik yang melewatinya akan semakin kecil,

dan demikian pula sebaliknya. Butiran dan karakter geometris (susunan, bentuk,

ukuran dan distribusi) proses diagenesa dan kandungan semen, kedalaman dan

tekanan.

𝜑𝐷 =𝜌𝑚𝑎−𝜌𝑏

𝜌𝑚𝑎−𝜌𝑏…………/…………...………………...…………………………(12)

𝜑𝑡𝑜𝑡 =𝜑𝑁+𝜑𝐷

2…….………...……...……………………...……………………(13)

𝜑𝑒𝑓𝑓 = √𝜑𝑁𝑐

2+𝜑𝐷𝑐2

2….…………...……...…………………...………...………(14)

46

Dimana,

𝜑𝑁𝑐 = 𝜑𝑁 − ( 𝜑𝑁𝑠ℎ𝑥 𝑉𝑠ℎ).……...……...………...…………………...………(15)

𝜑𝐷𝑐 = 𝜑𝐷 − ( 𝜑𝐷𝑠ℎ𝑥 𝑉𝑠ℎ) ).……...……...…………...……………….………(16)

Keterangan :

ɸD = Porositas densitas

ρma = Dansitas matriks batuan (gr/cc) (Lihat tabel 2)

ρb = Densitas matriks batuan dari log (gr/cc) atau RHOB

ρf = Densitas fluida batuan (nilai 1,1 untuk mud, 1 untuk fresh water)

ɸtot = Porositas total

ɸN = Porositas neutron / NPHI

ɸDc = Koreksi porositas densitas

ɸNc = Koreksi porositas neutron

ɸDsh = Porositas densitas shale terdekat

ɸDsh = Porositas neutron shale terdekat

Vsh = Volume shale

Semua operasi dilakukan dalam fraksi.

Tabel 3. Densitas matriks berbagai litologi (Schlumberger, 1989)

Litologi / Mineral ρma (g/cm3)

Batupasir 2.650

Batugamping 2.710

Dolomit 2.876

Anhidrit 2.977

Garam 2.032

Tabel 3 di atas menjelaskan nilai densitas dari berbagai macam litologi. Perbedaan

densitas pada tiap litologi tersebut dipengaruhi matriks batuan, porositas dan fluida

pengisi.

47

3.9.3. Resistivitas Air (Rw)

Determinasi harga Rw dapat ditentukan dengan berbagai metode diantaranya dengan

menggunakan metode crossplot resistivitas-porosity atau rumus Archie, serta dari

pengukuran di laboratorium. Rumus archie dituliskan dalam persamaan berikut:

𝑅𝑤𝑎 = 𝑅𝑡

𝐹…………...………..…………...………………….………...………(17)

𝐹 = 𝑎

𝜑𝑚…………...…………..…………...…………………….……...………(18)

Dimana,

Rwa = Resistivitas formasi (apparent resistivity)

Rt = Resistivitas dalam formasi kandungan air

F = Faktor formasi

ɸ = Porositas

a = faktor turtuositi (gamping = 1; batupasir = 0.62)

m = faktor sementasi (gamping = 2; batupasir = 2.15)

3.9.4. Saturasi Air (Sw)

Saturasi air (Sw) adalah besarnya volume pori batuan yang terisi oleh air formasi

yang dinyatakan dalam fraksi. Pada zona reservoar, tidak seutuhnya terisi oleh

hidrokarbon. Itulah alasannya tetap dilakukan perhitungan dalam penentuan

saturasi air dalam formasi (Asquith dan Krygowski, 2004).

Persamaan simandoux efektif menghitung nilai saturasi air pada formasi dengan

kehadiran shale sebagai pengotornya, kendati demikian, persamaan ini hanya dapat

digunakan pada kondisi salinitas tinggi, dapat dilihat pada Persamaan 19.

𝑆𝑤𝑛 =0.4.𝑅𝑤

𝜑𝑒2 ( √5.𝜑𝑒2

𝑅𝑤.𝑅𝑡+

𝑉𝑠ℎ

𝑅𝑠ℎ

2−

𝑉𝑠ℎ

𝑅𝑠ℎ) ..………….………...…………...………(19)

48

Keterangan,

Sw = Saturasi air (%)

Rt = Resistivitas formasi dibaca dari kurva resistivitas (ohm.m)

Vsh = Volume shale (%)

Rsh = Resistivitas shale (ohm.m)

Rw = Resistivitas air formasi (ohm.m)

3.9.5. Permeabilitas

Permeabilitas adalah kemampuan batuan untuk mengalirkan fluida, dengan satuan

milidarcy (md). Permeabilitas berkaitan dengan porositas efektif tetapi tidak selalu

berbanding lurus terhadapnya. Semakin besar porositas efektif, maka semakin besar

juga permeabilitasnya. Permeabilitas dikontrol oleh ukuran pori yang berhubungan

dan dipresentasikan dengan simbol K. Terkadang satuan untuk permeabilitas

digunakan dalam Darcy. Satu Darcy dapat didefinisikan sebagai kemampuan

batuan untuk mengalirkan fluida dengan viskositas 1cc dengan laju alir 1 cc/detik

pada luas penampang 1cm2 dengan penurunan tekanan 1 atm/cm. Permeabilitas

pada suatu batuan tergantung pada beberapa faktor diantaranya porositas batuan,

ukuran pori, bentuk pori, morfologi permukaan pori bagian dalam, susunan pori dan

batang pori (topologi dari jaringan pori), ukuran butir dan distribusinya, serta

kompaksi dan sementasi (Asquith dan Krygowski, 2004). Besarnya permeabilitas

suatu batuan tergantung pada porositas dan saturasi air dan dapat dihitung dengan

menggunakan Persamaan 20. Sedangkan kualitas permeabilitas secara umum

menurut Koesoemadinata, 1978 dalam Nurwidyanto dkk., dapat dilihat pada Tabel

4.

49

𝐾 = 𝑎𝜑𝑏

𝑆𝑤𝑐 ..…………...….....…..……………………………………....………(20)

Keterangan:

k = permeabilitas (milidarcies)

ɸ = Porositas efektif (fraksi)

Sw = Saturasi air (fraksi)

a = konstanta Schlumberger = 10000

b = konstanta Schlumberger = 4.5

c = konstanta Schlumberger = 2

Tabel 4. Nilai permeabilitas berdasarkan kualitas secara umum (Koesoemadinata

dalam Nurwidyanto dkk., 2005)

Nilai Permeabilitas Kalitas (umum)

<5 mD (1 mD-5 mD) Ketat (tight)

5-10 Md Cukup (fair)

10-100 mD Baik (good)

100-1000 mD Sangat Baik (very good)

>1000 mD Istimewa (excellent)

Terdapat dua jenis permeabilitas, yaitu permeabilitas absolut dan permeabilitas

efektif. Permeabilitas absolut adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir dalam

media berpori terdiri hanya satu macam fluida atau disaturasi 100% fluida.

Permeabilitas Efektif adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir dalam media

berpori lebih dari satu macam fluida, misalnya (minyak-air), (air-gas), (gas-

minyak) atau ketiga-tiganya. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg,

kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Permeabilitas relatif adalah

perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu dengan

permeabilitas absolut. Harga permeabilitas relatif antara 0-1 darcy.

50

3.10. Rock Physics

Goodway (1997) memperkenalkan sebuah parameter Lamé, yaitu parameter yang

berkaitan erat dengan rigiditas dan inkompresibilitas. Parameter dapat memperbaiki

tingkat identifikasi zona reservoir, 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 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 22

menunjukkan nilai inkompressibilitas dan rigiditas beberapa batuan.

Gambar 22. Inkompressibilitas dan rigiditas beberapa batuan (Royle,1999)

51

Secara matematik kedua parameter tersebut dapat diperoleh dari persamaan

gelombang P dan gelombang S yang telah dituliskan pada Persamaan 26 dan

Persamaan 35, yakni:

𝑍𝑠2 = (𝑉𝑠. 𝜌)2..…………...………...…………………………...……...………(21)

= (𝑉𝑠)2. (𝜌)2 ..…………...……..………………………..………...………(22)

= (√μ

ρ)

2

(𝜌)2..…………...……..………………………..………...………(23)

= μ

ρ. 𝜌2..…………...……..………………………..……….............………(23)

= μ𝜌..…………...……………....………………………..………...………(25)

𝒁𝒔𝟐 = 𝛍𝝆 (Rigiditas) ..…………...……..……………..……..………...………(26)

𝑍𝑝2 = (𝑉𝑝. 𝜌)2..…………...………...…..……………..……..………...………(27)

= (𝑉𝑝)2. (𝜌)2..…………...……..…………..……..……..………...………(28)

= (√λ+2μ

ρ)

2

(𝜌)2..…………....……..…………....………………...………(29)

= λ+2μ

ρ 𝜌2..…………………...……..…………....………………...………(30)

= (λ + 2μ) ..…………...……...…………....…………….………...………(31)

(𝑉𝑝. 𝜌)2 = (λ + 2μ)𝜌..…………...……..…………......….………...………(32)

(𝑉𝑝. 𝜌)2 = (λ𝜌 + 2μ𝜌) ..…………...……..…………......….………………(33)

λ𝜌 = (𝑉𝑝. 𝜌)2 − 2μ𝜌..…………...……..………….…......….………………(34)

𝛌𝝆 = 𝒁𝒑𝟐 − 𝟐𝒁𝒔𝟐 (Inkompressibilitas) ..…………...….….………………(35)

dimana:

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

Vp = Cepat rambat gelombang P (m/s)

Zs = Impedansi shear (gr/cc.m/sec)

52

Vs = Cepat rambat gelombang S (m/s)

𝜌 = Densitas (gr/cc)

λ = Modulus bulk

μ = Modulus shear

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 shale. Selain itu, LMR juga dapat

mendeteksi tight shale atau zona shale yang tipis, seperti yang terdapat pada

Gambar 23 dan Gambar 24 terlihat jelas keberadaan gas dapat diinterpretasikan

dengan nilai Lamda-Rho yang rendah (Anderson dan Grey, 2001).

Gambar 24. Interpretasi log P.S Impedance & Lambda-Rho, Mu-Rho sumur

Lower Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997)

53

Gambar 23. Interpretasi cross plot Lambda-Rho vs Mu-Rho sumur Lower

Cretaceous gas sand di Alberta (Goodway, 1997)

Tabel 5. Analisa petrofisika menggunakan Lamé parameter (λ) (Li et al, 2003)

Tabel 5. menunjukkan pembenaran dan kelebihan penggunaan parameter rigiditas

dan inkompresibilitas dalam analisis petrofisika yang dikemukakan oleh Bill Li et

al., (2003) untuk mendeterminasi antara gamping dan dolomit terisi gas (gas sand).

Porous limestone pada formasi Baturaja ditunjukkan denan nilai P-Impedance, S-

Impedance, densitas dan Mu-Rho yang rendah. Hasil inversi menujukkan bahwa

litologi porous karbonat memiliki P-Impedance sekitar 11000-13500 m/s*g/cc, S-

Impedance sekitar 6500-7400 m/s*g/cc, densitas 2.5-2.6 g/cc dan Mu-Rho sekitar

41-59 Gpa*g/cc. Sedangkan keberadaan gas ditunjukkan dengan nilai Lamda-Rho

yang rendah sekitar 36-70 Gpa*g/cc (Anastasia, 2017).

54

3.11. Prediksi Log Kecepatan Gelombang S

Jika pada suatu sumur tidak terdapat data kecepatan gelombang S, dapat dibuat

prediksi log kecepatan gelombang S dengan metode castagna maupun Fluid

Replacement Model (FRM)

3.11.1. Metode Castagna

Castagna (1985) melakukan percobaan dengan menggunakan batuan silikat klastik

untuk mengetahui hubungan antara kecepatan gelombang P dan kecepatan

gelombang S. Hasil Eksperimennya menunjukkan adanya hubungan linear antara

kecepatan gelombang P dan kecepatan Gelombang S. Persamaan antara kecepatan

gelombang P dan gelombang S sebagai berikut:

𝑉𝑝 = 1,36 + 1,16 𝑉𝑠 (𝑘𝑚/𝑠) ..…………...……..………………….…......….… (36)

3.11.2. Metode Fluid Replacement Model (FRM)

Substistusi fluida atau Fluid Replacement Model (FRM) merupakan langkah yang

penting untuk mengetahui perbedaan respon gelombang P dan gelombang S

sebelum tersaturasi dan sesudah tersaturasi oleh fluida. Pendekatan substitusi fluida

dilakukan menggunakan Persamaan Biot-Gassman digunakan untuk menghitung

Modulus bulk batuan pada kondisi kering dan kondisi tersaturasi oleh fluida.

Persamaan modulus bulk untuk batuan tersaturasi oleh fluida adalah sebagai

berikut:

𝐾𝑠𝑎𝑡 = 𝐾𝑑𝑟𝑦 +(1−

𝐾𝑑𝑟𝑦

𝐾𝑚)

2

𝜑

𝐾𝑓+

1−𝜑

𝐾𝑓+

𝐾𝑑𝑟𝑦

𝐾𝑚

..…………..……...……..……....….………………(37)

Dengan, 𝐾𝑠𝑎𝑡 merupakan modulus bulk batuan tersaturasi (GPa), 𝐾𝑑𝑟𝑦 adalah

modulus bulk dry rock (GPa), 𝐾𝑚 adalah modulus bulk matriks (GPa), 𝐾𝑓 modulus

55

bulk fluida (GPa), serta porositas batuan (%). Mavko (2009) menuliskan persamaan

Biot-Gassman menjadi

𝐾𝑠𝑎𝑡

𝐾𝑚−𝐾𝑠𝑎𝑡=

𝐾𝑑𝑟𝑦

𝐾𝑚−𝐾𝑑𝑟𝑦+

𝐾𝑓

𝜑(𝐾𝑚−𝐾𝑑𝑟𝑦)..…...…………………...……..……......……(38)

Persamaan di atas berlaku dengan asumsi material isotropis, homogen dan hanya

berlaku pada frekuensi rendah tanpa tekanan. Kecepatan gelombang P dan

gelombang S pada batuan tersaturasi oleh fluida dapat dituliskan sebagai berikut:

𝑉𝑝 𝑠𝑎𝑡 = √𝐾𝑠𝑎𝑡+3/4𝜇𝑠𝑎𝑡

𝜇𝑠𝑎𝑡..…………...……………...…..……........………………(39)

dimana:

𝑉𝑠 𝑠𝑎𝑡 = kecepatan gelombang S pada batuan yang tersaturasi fluida,

𝑉𝑝 𝑠𝑎𝑡 = kecepatan gelombang P pada batuan yang tersaturasi,

𝜇𝑠𝑎𝑡 = Modulus geser batuan yang telah tersaturasi fluida.

Pada persamaan Biot-Gassman besarnya porositas pada batuan diasumsikan

konstan. Besarnya modulus geser tidak terpengaruh oleh saturasi fluida pada

batuan. Oleh sebab itu, besarnya modulus geser pada batuan kering sama dengan

modulus geser pada batuan yang tersaturasi fluida (Hampson & Russel, 2013).

𝜇𝑠𝑎𝑡 = 𝜇𝑑𝑟𝑦……………………....………………………………………………(40)

3.12. Hubungan Properti Reservoar

Beberapa parameter di atas yang masuk dalam properti resevoar memiliki korelasi

serta hubungan yang umumnya adalah linear. Berikut adalah korelasi dan hubungan

antar properti yang akan digunakan dalam penelitian:

56

3.12.1. Hubungan Porositas Efektif (PHIE) dan Bulk Density (RHOB)

Hubungan antara porositas dan densitas dapat dicari dengan membuat crossplot

antara densitas dan porositas serta membuat garis regresi dengan Microsoft Excel.

Koefisien Korelasi (R) dan keofisien determinasi (R2) dapat diketahui bagaimana

hubungan antara dua parameter ini. Korelasi antara PHIE dan RHOB merupakan

korelasi linear dimana menurut Baiyegunhi, dkk. (2014), semakin besar nilai

Densitas, maka nilai porositasnya akan semakin kecil atau sebaliknya. Hal ini

diperkuat dengan beberapa uji yang dilakukan pada beberapa lapangan dan

menunjukkan hubungan yang linear ditunjukkan pada Gambar 29.

Gambar 25. Hubungan RHOB dan PHIE (Baiyegunhi dkk., 2014)

3.12.2. Hubungan Porositas Efektif (PHIE) terhadap Saturasi Air (Sw)

Hubungan Porositas Efektif terhadap Saturasi Air ditunjukkan oleh persamaan

linier Buckles. Secara matematis dituliskan sebagai persamaan 41 dan 42.

𝜑 𝑥 𝑆𝑤 = 𝐾𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑎 𝐵𝑢𝑐𝑐𝑙𝑒𝑠..…………….……..……....….………………(41)

𝑆𝑤 =𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡

𝜑..……………..……....….…………….…………………………(42)

57

Dimana, nilai konstanta untuk tiap litologi berbeda,

Sandstone = 0.02 - 0.10

Intergranular carbonates = 0.01 – 0.06

Vuggy carbonates = 0.005 – 0.006 (Holmes, 2009).

3.13. Cut-off Reservoar

Cut-off atau nilai penggal merupakan batasan yang diperlukan dalam penentuan

zona netpay reservoar. Netpay adalah ketebalan reservoar yang mengandung

hidrokarbon. Untuk menentukan netpay perlu dicari harga cut-off porositas (Φ),

volume shale (Vsh), dan saturasi air (Sw). Berdasarkan harga-harga cut-off yang

akan dicari inilah maka dapat diperoleh angka/ketebalan netpay dari gross

reservoar. Untuk menentukan berapa harga cut-off masing-masing parameter

petrofisik (Φ, Vsh, dan Sw) dapat mengunakan beberapa metode yakni kualitatif,

kuantitatif, petrofisik, dan statistik/Gambar silang berdasarkan data log, inti batuan,

dan data tes sumuran. Nilai penggal porositas dibaca keatas, artinya nilai diatas cut-

off yang dianggap produktif sedangkan nilai penggal Vsh dan Sw dibaca kebawah

(Triwibowo, 2010).

Cut-off Porositas dapat dilakukan dengan metode crossplot antara nilai porositas

sebagai sumbu x dan permeabilitas sebagai sumbu y (Budiarto dkk., 2015).

Dilakukan regresi linear dan nilai porositas terbaca saat permeabilitas 0.1 mD

adalah nilai cut-off porositas. Nilai permeabilitas 0.1 mD adalah nilai permeabilitas

minimum agar fluida gas dapat mengalir dalam formasi. Cut-off Vshale dapat

dilakukan dengan crossplot nilai VCL dalam sumbu x dan porositas sebagai fungsi

y. Nilai VCL terbaca pada saat nilai porositas cut-off merupakan nilai penggal untuk

58

Vshale. Nilai penggal dari saturasi air dapat diperoleh dengan Menggunakan

analisis data core. Namun dapat pula dilakukan dengan cross plot antara porositas

dengan saturasi air. Hal ini disebabkan oleh tidak tersedianya data scal (special core

analysis). Parameter yang dicari dari crossplot ini adalah mencari garis persamaan

(trendline) antara hubungan porositas dengan saturasi air dan dicari nilai R2 nya

(Budiarto dkk., 2015).

3.14. Lumping Data

Lumping merupakan ringkasan hasil analisis perhitungan petrofisika Vshale dan

porositas efektif pada lapisan reservoar yang diteliti yang kemudian divalidasikan

dengan nilai cut-off Vshale dan porositas efektif seperti Gambar 26. Juga

diaplikasikan nilai cut-off saturasi air pada data dengan proses pemenggalan nilai

diatas cut-off saturasi air. Gambar 26 menunjukan garis ambang batas kuning

adalah nilai cut-off dari porositas efektif dengan nilai 0.12 (fraksi) pada sumbu

veRtikal dan cut-off Vshale dengan nilai 0.35 (fraksi) pada horizontal. Wilayah

yang melewati ambang batas cut-off tersebut merupakan wilayah yang diduga

menyimpan hidrokarbon. Yang dimaksud dari gross sand dalam lumping data

adalah ketebalan utuh lapisan reservoar termasuk komposisi shale di dalamnya. Net

sand adalah lapisan reservoar yang sudah bersih atau sudah dikurangi dengan

komposisi shale di dalamnya dan net pay adalah lapisan reservoar yang mempunyai

komposisi hidrokarbon di dalamnya.

59

Gambar 26. Teknik dasar lumping menggunakan parameter porositas sebagai

sumbu x dan Vshale sebagai sumbu y (Budiarto dkk., 2015)

3.15. Korelasi

Korelasi merupakan teknik analisis yang termasuk dalam salah satu teknik

pengukuran asosiasi atau hubungan (measures of association). Analisis korelasi

Product Moment Pearson digunakan untuk menjelaskan kekuatan dan arah

hubungan antara dua variabel. Angka korelasi berkisar antara -1 hingga +1.

Semakin mendekati 1 maka korelasi semakin mendekati sempurna. Sementara nilai

negatif dan positif mengindikasikan arah hubungan. Arah hubungan yang positif

menandakan bahwa pola hubungan searah atau semakin tinggi A menyebabkan

kenaikan pula B (A dan B ditempatkan sebagai variabel). Tabel 5 menjelaskan

tentang interpretasi angka korelasi menurut Sugiyono (2009).

Tabel 6. Interpretasi angka korelasi menurut Sugiyono dalam (Santoso, 2009)

Nilai Range Korelasi Keterangan

0-0.199 Sagat Lemah

0.20-0.399 Lemah

0.40-0.599 Sedang

0.60-0.799 Kuat

0.80-1.00 Sangat Kuat

60

3.16. Direct hydrocarbon indicators (DHI)

Menurut Forrest dalam Qiang Guo 2014, penemuan direct hydrocarbon indicators

(DHI) pada data seismic, seperti brightspot, dimspot dan flatspot akan memperbesar

keberhasilan dalam melakukan ekplorasi hidrokarbon. Bright Spot merupakan

amplitudo tinggi pada top reservoar akibat kandungan hidrokarbonnya (umumnya

karena gas) menyebabkan kontras impedansinya lebih kontras jika dibandingkan

baik pada litologi yang sama yang hanya terisi air maupun litologi sekitarnya. Dim

Spot terdapat pada nilai impedansi batuan reservoar sedikit lebih besar daripada

batuan diatasnya, sehingga akan terlihat pada penampang seismik dengan

amplitudo rendah dibandingkan sekitarnya. Flat Spot biasa terdapat pada data

seismik dengan tampilan reflektor yang flat dan umumnya berasosiasi dengan

bright spot. Adanya reflektor, ini karena kontak fluida baik gas/air, gas/minyak,

maupun minyak/air. Gas Chimney dicirikan dengan tampilan data seismik kabur

yang berbentuk menjalar keatas seperti corong (chimney). Buruknya tampilan

penampang seismik diakibatkan oleh adanya gas yang keluar.

3.17. 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 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,

61

terdapatnya hubungan linier 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…………….………………………...…………….(43)

dimana:

𝑅𝑝𝑝(𝜃) = 𝑟𝑒𝑓𝑙𝑒𝑘𝑡𝑖𝑣𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

𝐶1 = 1 + 𝑡𝑎𝑛2𝜃…………………….……………………………......……...….(44)

𝐶2 = −8𝛾2𝑠𝑖𝑛2𝜃………………………...………………………......…...…….(45)

𝐶3 = −1

2𝑡𝑎𝑛2𝜃 + 2𝛾2𝑠𝑖𝑛2𝜃……………….………..…..……….........……….(46)

𝛾 =𝑉𝑠

𝑉𝑝……...…………..……………………….…….………......…………….(47)

𝑅𝑝 = 1

2[

∆𝑉𝑝

𝑉𝑝+

∆𝜌

𝜌]……………………..…….……….………......…………….(48)

𝑅𝑆 = 1

2[

∆𝑉𝑠

𝑉𝑠+

∆𝜌

𝜌]……………………..…….……….………......…………….(49)

𝑅𝐷 = [ ∆𝜌

𝜌]……………………………..…….……….………......…………….(50)

Berdasarkan analisis inversi yang dijelaskan oleh Simmons dan Backus (1996),

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

(RD), berdasarkan Persamaan 48 melalui Persamaan 49, menggunakan

Persamaan 43. Simmons dan Backus (1996), juga berasumsi bahwa densitas dan

Vp berhubungan dengan persamaan Gardner, yaitu:

∆𝜌

𝜌=

1

4 ∆𝑉𝑝

𝑉𝑝……………………………..…….……….……….......…………….(51)

Vp dan Vs juga berhubungan dengan Persamaan Castagna, yaitu:

Vs = (Vp-1360)/1.16…………….....…….……….……….......…………….(52)

62

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

∆𝑉𝑝

𝑉𝑝,

∆𝑉𝑠

𝑉𝑠,

∆𝜌

𝜌

dimana :

∆𝑉𝑝

𝑉𝑝≈ ∆𝑙𝑛𝑉𝑝…………………………..…….……….……….......…………….(53)

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 43, dengan perubahan fungsi reflektivitas Rp, Rs, dan RD menjadi

fungsi Impedansi P, Impedansi S, dan kontras densitas akan memberikan efek

wavelet pada masing-masing reflektivitas, maka didapat persamaan trace seismik

(T) yaitu:

𝑇(𝜃) =1

2𝑐1𝑊(𝜃)𝐷𝐿𝑝 +

1

2𝑐2𝑊(𝜃)𝐷𝐿𝑠 + +

1

2𝑐3𝑊(𝜃)𝐷𝐿𝑑.......………...…….(54)

dimana:

W = Wavelet

Ls = ln (Zs)

𝜃 = Sudut datang

Lp = ln (Zp)

LD = ln (𝜌)

Penjelasan berdasarkan Persamaan 54 tersebut, terdapat variabel yang baru, yaitu

LP=ln(ZP), yakni logaritma natural dari Impedansi Akustik untuk

mentransformasikan persamaan reflektivitas tersebut menjadi impedansi, seperti

refleksivitas RP yang dapat dinyatakan dengan:

𝑅𝑝𝑖 ≈1

2∆𝑙𝑛𝑍𝑝𝑖 =

1

2[𝑙𝑛𝑍𝑝𝑖+1 − 𝑙𝑛𝑍𝑝𝑖]……………..……….......…………….(55)

63

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

menganggap N merupakan contoh reflektivitas, Persamaan (56) dapat dituliskan

dalam bentuk matriks sebagai:

[

𝑅𝑃1

𝑅𝑃2

⋮𝑅𝑃3

] =1

2[

−1 1 0 ⋯0 −1 1 ⋱0⋮

0⋱

−1 ⋱⋱ ⋱

] [

𝐿𝑃1

𝐿𝑃2

⋮𝐿𝑃3

]………….…………….......…………….(56)

Dengan 𝐿𝑃𝑖 = ln ( Zp)

Kemudian, jika direpresentasikan trace seismik sebagai konvolusi dari wavelet

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

[

𝑆1

𝑆2

⋮𝑆3

] = [

𝑊1 0 0 ⋯𝑊2 𝑊1 0 ⋱𝑊3

⋮𝑊2

⋱𝑊1 ⋱⋱ ⋱

] [

𝑅𝑃1

𝑅𝑃2

⋮𝑅𝑃3

]…………………………….....…………….(57)

Dimana Si merepresentasikan sampel ke -i dari trace seismik dan wj

merepresentasikan hubungan ke -j dari wavelet seismik yang telah diekstraksi.

Mengombinasikan Persamaan 56 dengan Persamaan 57 dapat memberikan

forward model yang berhubungan dengan trace seismik terhadap logaritma dari

Impedansi P:

𝑆 =1

2𝑊𝐷𝐿𝑝………………………………...……….……….......…………….(58)

Dimana, W adalah matriks wavelet yang diberikan pada Persamaan (60) dan D

adalah derivative matriks yang diberikan pada Persamaan 59, sehingga persamaan

Aki-Richards akan menjadi seperti pada Persamaan 57. Hal yang harus

diperhatikan dari Persamaan 57 di atas adalah bahwa wavelet sekarang bergantung

kepada sudut datang (incident angle), sehingga ada kemungkinan wavelet berbeda

untuk masing-masing sudut. Persamaan 65 tersebut dapat dipergunakan untuk

inversi dengan syarat terdapat relasi antara parameter impedansi (Lp & Ls) dengan

64

densitas (Lp & LD). Adapun relasi linier antara Lp [ln(Zp)], Ls [ln(Zs)], dan LD

[ln(𝜌)] dapat dinyatakan sebagai berikut:

ln(𝑍𝑠) = 𝑘 ln(𝑍𝑝) + 𝑘𝑐 + Δ𝐿𝑠…………………………..…….......…………….(59)

ln(𝜌) = 𝑚 ln(𝑍𝑝) + 𝑚𝑐 + Δ𝐿𝐷 ……………………....……….......…………….(60)

Gambar 27 di bawah ini menunjukkan hubungan antara Zp, Zs, dan densitas

Gambar 27. Crossplot antara ln(ρ) terhadap ln(Zp) dan ln(Zs) terhadap ln(Zp)

deviasi garis tersebut, ΔLD dan ΔLS adalah anomali fluida yang

diinginkan (Russel, 2005)

Berdasarkan korelasi tersebut dengan mengombinasikan Persamaan 59 dan

Persamaan 57 maka mengubah persamaan Aki-Richards menjadi:

𝑇(𝜃) = 𝑐1̃𝑊(𝜃)𝐷∆𝐿𝑝 + 𝑐2̃𝑊(𝜃)𝐷∆𝐿𝑠 + +1

2𝑐3𝑊(𝜃)𝐷∆𝐿𝑑…...…………….(61)

𝑐1̃= 1

2𝑐1 +

1

2𝑘𝑐2 + 𝑚𝑐3………………..…….……….……….......…………….(62)

𝑐2̃= 1

2𝑐2……………………………..…….……….………….......…………….(63)

D = Operator dferensial

W = Wavelet

LP = ln (Zp)

LS = ln (Zs)

65

LD = ln (𝜌)

𝜃 = sudut datang

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) ……………………………..…….…………………...………….(65)

𝑍𝑠 = exp(𝑘𝐿𝑝 + 𝑘𝑐 + Δ𝐿𝑠) ………………………..………………...………….(66)

𝜌 = exp (𝑚𝐿𝑝 + 𝑚𝑐 + Δ𝐿𝐷) ………………………..……………….....……….(67)

3.18. Perhitungan Cadangan Hidrokarbon

Cadangan (reserves) adalah perkiraan volume minyak, kondensat, gas alam,

natural gas liquids dan substansi lain yang berkaitan secara komersial dapat diambil

dari jumlah yang terakumulasi di reservoar dengan metode operasi yang ada dengan

dengan kondisi ekonomi dan atas dasar regulasi pemerintah saat itu. Perkiraan

cadangan didasarkan atas interpretasi data geologi dan atau data engineering yang

tersedia pada saat dilakukan perhitungan. Dalam penentuan cadangan minyak

dibutuhkan beberapa parameter untuk nantinya dapat dilakukan perhitungan. Pada

dasarnya dapat dilakukan perhitungan secara langsung dengan memanfaatkan nilai

rata-rata pada suatu area baik itu nilai porositasnya, nilai saturasi air dan nilai

ketebalan. Namun, untuk perhitungan cadangan lebih teliti, diperlukan penyebaran

property petrofisika dalam bentuk grid peta yang nantinya akan dilakukan

...….(64)

66

perhitungan cadangan dengan metode map algebra. Tahapan yang diperlukan

untuk dapat melakukan perhitungan cadangan hidrokarbon adalah sebagai berikut:

3.18.1. Penyebaran Properti Geometri dan Petrofisika

Dalam perhitungan cadangan minyak, dibutuhkan sebuah peta sebaran properti

petrofisika berupa porositas dan saturasi air (Vidhotomo dkk., 2011). Sehingga,

sebelum perhitungan cadangan minyak harus dibuat peta sebaran properti

petrofisika dimana nilai sebaran properti petrofisika tersebut didapat dengan

memanfaatkan data seismik sebagai guide dengan beberapa korelasi dan

perhitungan untuk mendapatkan pola sebaran peta. Adapun peta yang dibutuhkan

adalah peta struktur kedalaman, peta ketebalan, peta sebaran porositas dan peta

sebaran saturasi air. Dibutuhkan data pendukung yakni peta akustik impedan untuk

proses define body sandstone yang disinyalir sebagai reservoar hidrokarbon.

Adapun property yang dibutuhkan dalam perhitungan cadangan ini adalah sebagai

berikut:

3.18.1.1. Peta Struktur Kedalaman (Depth Structure Map)

Peta ini digunakan sebagai acuan dalam pembuatan garis batas kontak air dan

minyak (oil water contact) atau OWC yang nilainya berupa kedalaman. Sifat

alamiah minyak yang selalu mengambang diatas air menjadikan OWC penting

dalam perhitungan hidrokarbon atas asumsi lapisan dibawah garis OWC tidak

produktif atau tersaturasi air tinggi sehingga kecil kemungkinan adanya reservoar

hidrokarbon.

3.18.1.2. Peta AI

Peta sebaran AI ini nantinya dapat menentukan body sand dengan korelasi peta

density serta peta P-Wave. Dimana menurut Telford (1990), range densitas

batupasir bersih berkisar diantara 1.7 hingga 2.3 gr/cc dan menurut mushodaq dan

67

Sentosa dalam Anggriawan (2016) range AI batupasir berkisar antara 6000 - 9500

m/s*g/cc. Delineasi pada batas batupasir bersih berguna dalam perhitungan dengan

asumsi litologi diluar garis batas adalah shale. Perlu diperhatikan, ini hanya berlaku

untuk reservoar formasi dengan litologi sandstone. Batas body sandstone ini

nantinya dikorelasi secara kualitatif terhadap peta cut-off porositas dan saturasi air

hingga dilakukan liniasi baru yakni garis batas body batupasir hasil korelasi di atas.

Garis batas body batupasir hasil korelasi dan OWC di-overlay dengan peta lainnya

agar didapatkan peta netpay properti. Yakni peta netpay porositas, peta netpay

saturasi air dan peta netpay isopach yang merepresentasikan reservoar.

3.18.1.3. Peta Porositas

Peta sebaran porositas menggambarkan nilai porositas di tiap titik dengan interval

tertentu. Penyebaran porositas dapat dilakukan dengan korelasi RHOB terhadap

PHIE pada data log dan menggunakan gradien yang dihasilkan dalam pembuatan

peta porositas dari peta sebaran densitas hasil slice AI (atribut density).

3.18.1.4. Peta Saturasi Air

Peta sebaran saturasi air menggambarkan nilai sebaran kandungan air dalam

formasi. Peta ini dapat dibuat dengan melakukan perhitungan sederhana menurut

prinsip Buckles, yakni dengan persamaan umum (Persamaan 41) dan turunannya

(Persamaan 42). Gambar 28 menjelaskan bahwa terdapatnya fluida minyak dan

gas yang dicirikan dengan saturasi air rendah dapat menyebabkan penurunan nilai

densitas.

68

Gambar 28. Crossplot antara densitas terhadap saturasi air untuk model

reservoar gas dan minyak dengan porositas 33% (Wyllie et al,

1956)

3.18.1.5. Peta Isopach Netpay

Peta isopach merupakan peta distribusi ketebalan bersih reservoir (net pay) yang

dianggap mengandung fluida hidrokarbon. Peta ini didapatkan dari operasi

aritmatik sederhana berupa perhalian rata-rata netpay tiap sumur dengan nilai pada

peta isopach gross yang didapatkan dari data seismik. Dimana peta isopach gross

didapat dari hasil konversi peta isochron dalam domain time diubah kedalam

domain depth.

3.18.2 Persebaran 3D Properti Reservoar

Pemodelan 3D merupakan penggambaran secara metematis dari reservoar dibawah

permukaan pada perangkat komputer. Menurut Ekeland (2007), menyebutkan

bahwa pemodelan fasies merupakan sebuah metode untuk menggambarkan fasies

dan properti petrofisika secara 3 dimensi, bertujuan untuk mengetahui geometri dari

sebuah pelamparan dan distribusi fasies dan properti petrofisika. Secara singkat

tahap dalam pemodelan yang pertama adalah pembuatan 3D grid, layering, scale

69

up, analisis data, modelling, validasi. Griding merupakan tahap pembuatan cell-cell

yang nantinya akan diisi oleh nilai hasil persebaran atau distribusi statistik.

Pembagian lapisan target atau layering merupakan proses pembuatan subzona

memungkinkan untuk menggambarkan resolusi vertikal akhir dari grid dengan

pengaturan ketebalan cell atau bbanyaknya lapisan cell yang diinginkan. Proses

Scale up data sumur merupakan sebuah proses otomatis yang disediakan oleh Petrel

untuk mendigitasi ulang data pada log sumur kedalaman grid cell 3D. Pada masing-

masing grid cell, semua nilai log yang berada pada interval cell tertentu akan dirata-

rata berdasarkan proses alogaritma untuk mengasilkan hanya satu nilai pada satu

cell. Sehingga dalam hal ini semakin kecil nilai cell yang digunakan maka akan

semakin akurat data kita. Dalam prosesnya pengolahan selanjutnya menjadi

pemodelan 3D guna mendistribusikan property, maka digunakan variogram.

Variogram merupakan perangkat statistik untuk interpolasi antara dua atau lebih

data yang bersifat pembobotan. Dalam variogram ada beberapa hal yang perlu

diperhatikan, seperti metode yang akan digunakan, arah mayor dan minor, nugget,

range, metode, dan orientasi serta bentuk variogram yang menunjukkan arah

property distribusi fasies dan properti petrofisika.

Metode yang digunakan pada distribusi fasies dan properti petrofisika berupa

Sequential Gaussian Simulation (SGS). Metode ini merupakan sebuah metode

pemodelan dengan menggunakan pembobotan berdasarkan interpretasi

elektrofasies pada well log untuk memperkirakan distribusi fasies. Hal ini sangat

tergantung pada simulasi sikuensial ini menggunakan pembobotan berdasarkan

geostatistik dimana nilai yang dihasilkan akan sangat bergantung dari hasil

upscalled well log data dan penentuan variogram. Simulasi Sequential Gaussian

70

Simulation (SGS) ini menggunakan pembobotan berdasarkan geostatistik dimana

nilai yang dihasilkan akan sangat bergantung dari hasil upscalled well log data dan

penentuan variogram. Sehingga sebelum memasuki fasies modeling ini perlu

dilakukan analisis data untuk menentukan pola penyebaran data dengan

menggunakan variogram pada metode valiogram menggunakan model tipe

spherical dimana penggunaan model tipe tersebut akan menghasilkan variasi yang

diskontinyu serta variasi properti pada analisi fasies akan cenderung smooth dan

eksponensial. Berdasarkan nilai minor dan mayor yang merupakan peningkatan

kesebandingan anatara data dengan jarak untuk menunjukan seberapa pengaruh

antara sample terhadap kesamaan data. Berdasarkan nilai sill merupakan nilai

saemivarian pada bagian variogram teratas (level off), dapat diartikan juga sebagai

amplitude suatu komponen (Ridwan dkk., 2014).

3.18.3. Perhitungan Cadangan Hidrokarbon

Perhitungan cadangan hidrokarbon menggunakan prinsip map algebra, dimana tiap

titik dengan spasi x dan y tertentu memiliki nilai cadangannya sendiri. Hasil operasi

pada peta perlu dijumlahkan untuk mendapatkan nilai cadangan total, karena

persamaan hanya mengoperasikan bilangan pada titik yang sama. Perhitungan

cadangan hidrokarbon dapat dilakukan dengan menggunakan Persamaan 67

berikut untuk gas:

𝑂𝐺𝐼𝑃 =𝐴 𝑥 ℎ 𝑥 ɸ 𝑥 (1−𝑆𝑤)

𝐵𝑔𝑖x 43560……………………………………………….(67)

Dimana,

OGIP = Original Gas in Place

43560 = Faktor Konversi dari acre/ft ke MMSCF.

71

ɸ = Porositas (%)

Sw = Saturasi air (%)

Bgi = Gas formation volume factor (Triwibowo, 2010).

72

BAB IV. METODOLOGI PENELITIAN

4.1. Waktu dan Tempat Penelitian

Penelitian dengan judul “Identifikasi Persebaran dan Estimasi Cadangan Gas serta

Sumur Usulan menggunakan Inversi Seismik Simultan dan Pemodelan 3D Property

Reservoar di Lapangan INK, Cekungan Sumatera Selatan” dilaksanakan di Gedung

Kwarnas Lt.13 PT. Pertmina Upstream Technologi Center (UTC), Jakarta Pusat.

Penelitian ini dimulai dari tanggal 11 September-19 Desember 2017 dengan data

lokasi penelitian di Formasi Baturaja, Sumatera Selatan.

Tabel 7. Jadwal pelaksanaan penelitian

73

4.2. Perangkat Keras dan Perangkat Lunak

Adapun alat dan bahan yang digunakan selama penelitian ini adalah sebagai

berikut : data log, data seismik, data checkshot, komputer, dan perangkat lunak

yang meliputi Microsoft Excel, Geolog, Petrel, dan HRS.

4.2.1. Perangkat Keras

Perangkat keras yang digunakan dalam penelitian ini adalah:

1. Seperangkat Komputer

2. Printer

3. Laptop

4. Mouse

4.2.2. Perangkat Lunak

Perangkat lunak yang diperlukan dalam penelitian ini adalah:

1. OS. Windows

2. Ms. Excel, digunakan untuk membuat persamaan PHIT, PHIE, Konstanta

Buccles, Tunning Thickness dan Rata-rata Sw.

3. Notepad, digunakan dalam koreksi data log awal dan menampilkan data.

4. Microsoft Office, digunakan dalam penulisan laporan dan presentasi.

5. HRS (Hompson-Russel Software) 10.2

6. Geolog 7.4 digunakan untuk interpetasi Litologi, perhitungan PHIE PHIT, Rw,

Sw, dan K.

74

7. Petrel 2015 untuk pemodelan 3D isocron, isopach, litologi, porositas, Vsh dan

saturasi air.

4.3. Ketersediaan Data Penelitian

Data-data yang digubakan dalam penelitian ini diperoleh dari Departemen

Eksplorasi Geofisika PT. Pertamina UTC, Jakarta Pusat. Sengaja dirahasiakan

keberadaannya, dan tidak untuk disebarluaskan. Oleh karena itu, semua data yang

digunakan dalam penelitian ini menggunakan nama serta koordinat yang telah

disamarkan. Adapun data-data yang digunakan dalam penelitian ini adalah sebagai

berikut:

1. Data Seismik 3D Pre-Stack Migration

Data seismik yang digunakan adalah data seimik 3D Pre-stack Angle Gather

(Gambar 30-33), minimum phase standar SEG dengan sampling interval 2 ms,

dengan jumlah inline 1004-1946, interval 1 dan crossline 5002-5881 interval 1.

75

Gambar 29. Geometri data seismik prestack

Gambar 30. Geometri data seismik near-stack

76

Gambar 31. Geometri data seismik mid-stack

Gambar 32. Geometri data seismik far-stack

77

Ga

mb

ar

33. P

enam

pan

g s

eism

ik p

art

ial

stack

78

2. Data Marker

Data marker serta interpretasi horizon sebagai interval zona target yaitu top BRF

dan base BRF yang diperoleh dari interpretasi data log. Marker tersebut digunakan

sebagai acuan picking horizon.

3. Data Geologi Daerah Penelitian

Data geologi daerah penelitian didapat dari study literature geologi regional

Sumatera Selatan Formasi Baturaja.

4. Data Log

Terdapat enam well di lokasi penelitian, yakni sumur INK-1, INK-2, INK-3, INK-

4, INK-5, dan INK-4. Well header dari keenam sumur tersebut dapat dilihat pada

Gambar 34 dan kelengkapan data log terdapat pada Tabel 8.

Gambar 34. Well header

79

Tabel 8. Kelengkapan data log

Data INK-1 INK-2 INK-3 INK-4 INK-5 INK-6

Core

GR o o o o o O

SP o o o o o

Caliper o o o o o O

Bit Size o

Deep Resistivity o o o o o o

Medium Resistivity

Shallow Resistivity o o o o o

Neutron Porosity o o o o o o

Density o o o o o o

Porosity Efektif o

Total Porosity o

Sonic o o o o o o

P-Wave

S-Wave o

P-Impedance

Volume Shale o

Water Sturation o

Dip o

Deviation Geometri o

Azimuth o

Temperature o

Photo Electric o

Tensision o

Coal Flag o

Badhole Flag o

Checkshot o o o o

5. Data Checkshot

Data Checkshot terdapat pada sumur INK-1 berupa data kedalaman dan waktu

tempuh One Way Time (OWT) dalam satuan detik. Sedangkan pada INK-4, INK-

5, INK-6 data checkshot berupa kedalaman dan waktu tempuh Two Way Time

80

(TWT). Data checkshot digunakan dalam proses well seismic tie, konversi data

seismik domain waktu dan domain kedalaman, dan mengkoreksi log P-wave.

4.4. Pengolahan Data

Secara umum pengolahan data yang dilakukan pada penelitian ini terdiri dari

penentuan zona target, pre-conditioning data log, prediksi log Vs PHIE PHIT SW

dan K, pembuatan log impedansi, transform log Lamda-Rho Mu-Rho, Vp/Vs Ratio,

analisis sensitivitas data log, checkshot correction, filter log, well to seimic tie,

picking horizon, time structure map, depth structure map, isochron map, isopach

map, netpay map, build model initial, analisis pre-inversi, inversi simultan, peta

persebaran AI, SI, Dn, LMR, dan pemodelan 3D isochron dan isopach, pemodelan

3D porositas, Vsh, dan SW, estimasi cadangan, dan analisis sumur usulan. Gambar

35-39 merupakan diagram alir penelitian.

81

Ga

mb

ar

35. D

iagra

m a

lir

pen

entu

an z

ona

pro

dukif

82

Gambar 36. Diagram alir penentuan parameter sensitif, resolusi vertikal, dan

picking horizon

83

Gambar 37. Diagram analisis sumur usulan dan estimasi cadangan hasil

inversi

84

Gambar 38. Diagram pemodelan 3D property reservoir dan estimasi cadangan

85

Gambar 39. Diagram alir perbandingan estimasi cadangan

4.4.1. Pengolahan Data Log

Pengolahan log digunakann untuk analisis zona reservoar prospek, uji sensitivitas

data guna dapat memisahkan zona target dan non target dengan crossplot

parameter-parameter log dari perhitungan dan transformasi data log. Setelah itu

dilakukan koreksi checkshot untuk mengoreksi log P-wave yang nantinya akan

dilakukan well seismic tie dan inversi. Berikut dibawah ini adalah tahapan

pengolahan data log:

1. Pembuatan Header Log dan Marker

Pada penelitian ini data header log dibuat dari informasi keenam sumur yaitu

INK-1 INK-2 INK-3 INK-4 INK-5 dan INK-6. Header log berisi data nama

sumur, koordinat x, koordinat y, well datum value, dan TD. Pembuatan header

log ini bermanfaat saat input data log di software HRS maupun petrel.

Sedangkan marker dibuat dari interpretasi litologi setelah data log berhasil

86

diinput, pembuatan marker ini penting untuk membantu pada saat well seismic

tie untuk picking horizon, dan pemodelan 3D parameter petrofisika.

2. Preconditionining Data Log

Tahap awal pengolahan data log adalah melakukn pre-conditioning data log

dengan melihat adanya data anomaly atau spike, ini berguna agar hasil proses

selanjutnya mendekati keadaan sebenarnya, jika prediksi log dan transformasi

log masih terdapat data spike kemungkinan akan menyebabkan kesalahan

interpretasi dan sintetik seismogram yang kurang tepat.

3. Analisis Zona Prospek

Dalam menentukan zona prospek dapat dilakukan secara kualitatif dan

kuantitatif. Analisis kualitatif dilakukan secara quick look kurva log litologi,

resistivity, porosity, dan parameter elastisitas. Zona reservoir karbonat memiliki

nilai gamma ray rendah karena kandungan radio aktif thorium, uranium, dan

potassium yang sedikit. Oleh karena itu untuk menginterpretasi keberadaan

reservoir pertama-tama dapat dilihat dari defleksi kurva log gamma ray yang

menunjukkan penurunan nilai. Selain itu juga jika tidak terdapat log gamma ray

dapat dilakukan pada log SP. Pada penelitian ini peneliti menggunakan gamma

ray sebagai pacuan utama karena sensitif terhadap perubahan litologi permeable

dan non permeable. Selanjurnya untuk memastikan ada tidaknya hidrokarbon

dalam reservoir tersebut dapa dilihat dari log resistivity, sparasi neutron density,

dan parameter elastik. Adanya hidrokarbon umumnya ditunjukkan dengan nilai

resistivitas yang tinggi, dan terdapat sparasi NPHI RHOB. Pada data log

87

keberadaan bad hole dan batubara menyebabkan nilai gamma ray rendah yang

dapat menimbulkan kesalahan interpretasi bahwa litologi akibat bad hole

maupun batubara merupakan reservoir migas. Pada sumur INK-1 sudah tersedia

log badhole flag dan coal flag. Bad hole flag merupakan log yang menunjukkan

kondisi lubang bor yang buruk dapat diakibatkan karena growong maupun

penempelan mudcake. Bad hole dapat diprediksi dengan melihat log califer dan

bitsize. Jika terdapat anomaly pada log caliper dimana nilainya jauh dari nilai

bitsize maka dapat diinterpretasi pada kedalaman tersebut terdapat growong.

Sedangkan interpretasi adanya batubara dilihat dari nilai gamma ray yang rendah

dan densitas yang sangat rendah.

4. Perhitungan Volume Shale

Tahap awal menghitung volume shale adalah menentukan GRmaks dan GRmin

setiap. Lalu menghitung Indeks Gamma Ray (IGR) dan hitung volume shale.

5. Perhitungan PHIT PHIE

6. Penentuan Nilai Rw

Nilai resistivitas air (Gambar 40) didapat dari hasil pickett plot pada zona water

bearing dengan nilai a=1 untuk litologi karbonat dan konstanta n=2.

88

Gambar 40. Perhitungan nilai Rw

7. Perhitungan Sw

Hasil perhitungan Vsh, PHIE, dan Rw akan digunakan dalam menentukan nilai

saturai air suatu dormasi dengan persamaan simandoux karena pada sumur 5

terdapat sisipan litologi shale dan formasi tidak memiliki nilai salinitas yang

tinggi sehingga tidak cocok jika menggunakan Sw Indonesia. Berikut adalah

persamaan Sw simandoux yang digunakan dalam penelitian ini.

8. Perhitungan Permeabilitas

Perhiungan permeabilitas pada penelitian ini menggunakan permabilitas

schlumberger.

9. Prediksi Log Vs

Dalam proses inversi AVO diperlukan log shear wave (Vs), namun dalam data

penelitian tidak terdapat log Vs sehingga perlu dilakukan prediksi dengan

beberapa pendekatan persamaan dengan bantuan sumur INK-1 yang memiliki

89

nilai Vs sebagai koreksi agar hasil sintetik Vs memiliki eror yang sedikit. Dalam

penelitian ini, prediksi log shear wave dilakukan dengan pendekatan persaman

Castagna sebagai initial log diluar reservoir dan persamaan Greenberg-

Castagna untuk log pada zona reservoar, menggunakan log Vp sebagai input.

Setelah itu dalam kasus gas dilakukan koreksi nilai properti reservoar pada

interval zona target dengan metode substitusi fluida atau Fluid Replacement

Model (FRM) (Persamaan 13-16). Nilai property saturasi air diambil dari rata

rata kelima sumur. Berikut dibawah ini adalah table rata-rata Sw di zona target

tiap sumur dan table nilai residual tiap persamaan FRM untuk menentukan

persamaan yang akan dipakai selanjutnya.

Tabel 9. Hasil rata-rata Vs INK-1 pengukuran dan sintetik

Kurva Log Residual Vs Rata-Rata Residual

Vs Residual_GreenCas_Cas 38.8714

Vs Residual_GreenCas_Vernik -74.1731

Vs Residual_Cas_Cas -58.2954

Vs Residual_Greencas_Greencas 218.248

Vs Residual_Gregory_Vernik -80.2133

Vs Residual_Verniksand_VernikShale 214.308

10. Transformasi Log

Transfrmasi log ini bertujuan untuk mendapatkan nilai log dengan input log lain

dalam perhitungan. Proses transformasi log yang digunakan dalam penelitian ini

ditampilkan pada tabel 11. Hasil akhir pengolahan data log adalah mendapatkan

log dengan parameter sensitif yang dapat membedakan zona target dengan zona

non target.

90

Tabel 10. Transformasi data log

No Log Input Persamaan Log Ouput

1 P-wave & S-wave 𝑉𝑝

𝑉𝑠𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜 =

𝑉𝑝

𝑉𝑠

Vp/Vs ratio

2 P-wave & RHOB Zp = Vp x ρ P-Impedance

3 S-wave & RHOB Zp = Vs x ρ S-Impedance

4 P-Impedance & S-Impedance λρ = Zp2 − Zs2 Lambda-Rho

5 S-Impedance μ𝜌 = 𝑍𝑠2 Mu-Rho

6 Lamda-Rho & Mu-Rho 𝜆

μ=

𝜆𝜌

𝜇𝜌 Lambda over

Mu

11. Analisis Sensitivitas Data Log

Analisis sensitivitas data log dilakukan dengan membuat crossplot parameter

fisis untuk mendeterminasi zona reservoir dengan zona non reservoir. Setelah

membuat crossplot dan membuat zonasi zona reservoir target dan non

reservoir selanjutnya adalah menentukan cut off dari parameter-parameter

yang telah dibuat crossplot untuk menentukan parameter paling sensitif dalam

pemisahan litologi batuan dan fluida.

Tabel 11. Krosplot parameter fisis pada sumur INK

No X Y Color Scale

1 S-Wave P-Wave Resistivity

2 P-Impedance Vp/Vs ratio Resistivity

3 P-Impedance S-Impedance Resistivity

4 Porosity Density Resistivity

5 Lambda-Rho Mu-Rho Resistivity

6 Lambda/Mu Lambda-Rho Resistivity

8 VShale Lambda-Rho Resistivity

9 Gamma Ray Lambda-Rho Resistivity

12. Interpretasi Litologi

Interpretasi litologi yang dilakukan pada penelitian dilakukan dengan

menggunakan chart schlumberger seperti pada Gambar 41 dibawah ini.

91

Gambar 41. Interpretasi litologi crossplot NPHI RHOB

13. Cut Off dan Lumping Data

Setelah didapatkan nilai Vsh, PHIE dan Sw penulis dapat menentukan nilai cut

off reservoir dari keempat data tersebut. Cut off PHIE diperoleh dari membuat

cross plot antara log PHIE dan log K. Selanjutnya dibuat trendline regresi dan

tarik garis pada nilai K=0.1 mD dan sampai trendline. Tarik ke koordinat x

yaitu PHIE untu mendapatkan cut off porositas. Cut off Vshlae didapatkan dari

crossplot antara PHIE dan Vshale. Dengan menarik nilai Cut off porositas ke

sumbu Y dan di proyeksikan ke sumbu Y didapat nilai Cut off Vshale. Untuk

Cut off Sw ditentukan berdasarkan penelitian Ordas Dewanto (2001) karena

tidak tersedianya data core.

92

14. Well Correlation

Korelasi yang dilakukan pada penelitian ini adalah korelasi litologi atau biasa

disebut dengan lithostratigraphy. Dari korelasi ini kita dapat mengetahui

bagaimana kondisi dan persebaran ketebalan litologi antar sumur. Korelasi

dilakukan pada tiap-tiap sumur yang memiliki litologi sala dari log gamma ray.

15. Filter Log

Tujuan dari filter log ini adalah agar data log dan data seismik memiliki

kemiripan yang lebih dekat karena frekuensi data log yang tinggi dan frekuensi

seismik yang rendah oleh karena itu jika kurva log di filter akan memiliki

kemiripan yang lebih dekat antara data log dan data seismik saat well seismic

tie, dan proses inversi. Gambar 42 dibawah ini menunjukkan kurva log yang

belum di filter dan yang telah di filter.

Gambar 42. Filter log

4.4.2. Perhitungan Tunning Thickness

Tuning thicknes adalah batas kemampuan data seismik membedakan event-event

secara vertical. Tunning thickness didapatkan dari ¼ 𝑙𝑎𝑚𝑑𝑎 dimana lamda

93

didapatkan dari pembagian antara kecepatan dan frekuensi. Kecepatan didapatkan

dari rata-rata data log sonic dan frekuensi didapatkan pada data frekuensi dominan

seismic. Jika zona target tebalnya melebihi tunning thickness maka daerah target

dapat dibedkan antara top dan base pada data seismik. Berikut dibawah ini adalah

langkah dan parameter dalam menentukan tunning thickness.

4.4.3. Pembuatan Partial Angle Wavelet

Dalam pembuatan wavelet diperlukan parameter panjang gelombang, frekuensi,

dan jenis fasa yang digunakan. Untuk itu untuk mengetahui parameter tersebut

dilakukan pengolahan data sebagai berikut:

1. Pembuatan amplitude spectrum

Dengan membuat amplitude spectrum kita dapat mengetahui frekuensi

dominan zona target pada setiap data. Nilai frekuensi ini nantinya akan

digunaan untuk menghitung panjang gelombang. Frekuensi dominan didapat

dari interpreasi spectral dengan nilai amplitude maksimum.

2. Perhitungan Kecepatan Rata-Rata

Dalam penentuan parameter wavelet khususnya panjang gelombang perlu

dilakukan perhitungan kecepatan rata-rata pada zona target tiap sumur. Nilai

kecepatan rata-rata ini akan digunakan sebagai input dalam menentukan

panjang gelombang wavelet yang akan digunakan dalam well seismic tie.

94

3. Penentuan Panjang Gelombang Wavelet

Panjang gelombang merupakan hasil pembagian antara kecepatan rata-rata

zona target dengan frekuensi dominan pada zona target. Parameter panjang

gelombang ini akan digunakan sebagai input pada pembuata wavelet. Jika

penentuan panjang gelombang salah maka seismogram sintetik yang akan

dibuat saat melakukan well seismic tie akan salah dan memungkinkan untuk

sulit dilakukan tie atau bias menimbulkan miss tie.

4. Pembuatan Wavelet

Pada penelitian ini pembuatan wavelet dilakukan secara statistical, ricker,

bandpas dan use well menggunakan data seismik partial stack, sehingga

menghasilkan tiga wavelet berdasarkan interval sudut yang digunakan pada

saat stacking. Dari semua jenis wavelet dicari hasil korelasi terbaik dan

memiliki eror minimum saat analisis pre-inversi. Metode statistical extraction

wavelet 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 stretch

squezze pada proses well seismic tie, sehingga menimbulkan time shift yang

minim. Jenis fasa pada data seismik penelitian adalah fasa minimum, dan

95

litologi yang memiliki impedansi tinggi ditunjukkan dengan peak. Berikut

Gambar 43-45 dibawah ini adalah wavelet yang akan digunakan pada proses

well tie.

Ga

mb

ar

43

. W

ave

let

use

wel

l dan

ri

cker

96

Gambar 44. Wavelet statistical

Gambar 45.Wavelet ricker

97

4.4.4. Checkshot Correction, Wavelet Analysis dan Well Tie

Tahapan proses sampai dengan well seismic tie adalah sebagai beirkut:

1. Checkshot Correction

Koreksi checkshot (Gambar 46-49) perlu dilakukan untuk mengkoreksi data

P-wave suatu sumur sebagai pengubung domain kedalaman dan waktu saat

well to seismic tie. Koreksi chekshot ini perlu dilakuakn karena konversi depth

ke time saat well tie jika dilakuakn hanya dengan data P-wave atau sonic masih

memiliki beberapa kelemahan dan diperlukan data lain sehingga hasil well to

seismic tie lebih akurat. Dalam koreksi checkshot dilakukan dua tahapan yaitu

drift curve, dan time-depth curve. Kurva drift merupakan kurva ketidakcocokan

antara data P-wave (time-depth curve) dan checkhsot. Sedangkan time-depth

curve dan log sonic menjadi data checkshot terkoreksi hasi kurva drift. Berikut

dibawah ini adalah proses koreksi checkshot pada sumur INK-1, INK-4, INK-

5, dan INK-6.

Gambar 46. Koreksi checkshot INK-1

98



99


2. Wavelet Analysis dan Well Seismik Tie

Pembuatan wavelet ini memiliki perananpenting dalam korelasi data seismik dan

sumur nantinya. Jika wavelet yang dibuat benar maka sintetik seismogram akan

memiliki kesamaan yang besar dengan data seismik. Well tie (Gambar 50)

bertujuan untuk mengikat data sumur dan data seismic pada event yang sama. Ini

dilakukan karena perbedaan domain antara data sumur dan data seismic. Jika

proses pengikatan benar maka nilai korelasinya semakin besar. Pada penelitian

ini dilakukan beberapa kali well seismic tie untuk mendapatkan hasil yang

akurat. Pengiatan data ini crusial karena agar tidak terdapat kesalahan pada saat

picking horizon dan proses inversi. Jika event yang diikat salah maka hasil

picking horizon dan inversi akan salah. Untuk itu nilai kecocokan pada saat

korelsi ini diusahakan agar >0.7 dengan time shift = 0 ms.

100

Gambar 50. Well tie

Proses well seismic tie (Gambar 54) dilakukan tiga kali pada masing-masing data

seimik partial angle stack terhadap partial angle wavelet. Hal ini dilakukan karena

pada masing-masing angle stack memiliki karakteristik parameter berbeda dan

untuk mengurangi masalah non-unique pada proses inversi.

4.4.5. Interpretasi Data Seismik 3D

Interpretasi data seimik 3D Lapangan “INK” untuk proses inversi hanya dilakukan

picking horizon, dan bantuan peta time structure dan depth structure map dalam

analisis patahan. Setelah sebelumnya dilakukan horizon pick, maka perlu dilakukan

pengkoreksian kembali hasil picking horizon pada data seismik yang telah di-stack

(full stack migrated). Marker yang menjadi acuan pada proses picking adalah Top

BRF dan Base BRF dengan memperhatikan kontinuitas refleksi, amplitudo, serta

kejelasan interval zona target Pay carbonate pada batas-batas zona target.

101

Ga

mb

ar

51. P

icki

ng h

ori

zon

102

4.4.6. Pembuatan Peta Struktur dan Pemodelan 3D Struktur

Tahapan dalam pembuatan peta hingga pemodelan dalam domain depth adalah

sebagai berikut:

1. Time Structure Map

Setelah picking horizon dilakukan proses pembuatan time structure map, dari

time structure map ini dapat juga diinterpretasi adanya patahan dari kontur time

yang rapat dan kontras nilai waktu dari tinngi ke rendah atau sebaliknya.

Pembuatan time structure map ini dilakukan di tiap-tiap horizon yaitu horizon

Top BRF dan Base BRF.

2. Velocity Model

Pada tahap pembuatan model kecepatam ini dilakukan dengan menggunakan

metode use well.

Gambar 52. Pembuatan model kecepatan

103



104

3. Depth Structure Map

Dari peta time structure map dapat dikonversi menjadi peta berdomain

kedalamanan dengan model kecepatan yang telah dibuat dari single log depth

time curve hasil koreksi checkshot dan well tie INK-5. Berikut adalah langkah

pembuatan depth structure map. Konversi domain time ke depth ini dilakukan

pada time structure map Top BRF dan Base BRF.

4. Isocron Map

Peta isochron merupakan peta ketebalan dalam domain waktu yang diperoleh

dari hasil pengurangan horizon atas dikurang horizon bawah atau dalam

penelitian ini time structure map Top BRF dikurang dengan time structure

map Base BRF.

5. Isopach Map

Peta isopach merupakan peta ketebalan dalam domain depth (m) yang

diperoleh dari hasil pengurangan depth structure map Top BRF dengan depth

structure map Base BRF.

6. Net Pay Map

Peta persebaran ketebalan netpay didapat dari hasil mengalikan nilai rata-rata

N/G tiap sumur dengan peta isopach.

7. Pemodelan 3D Isochron map dan Isopach Map

Pemodelan 3D ketebalan ini dilakkan pada software petrel dengan input peta

time structure map top gas BRF, time structure map base gas BRF, depth

structure map top gas BRF, dan depth structure map base gas BRF.

105

Selanjutnya adalah membuat polygon pada batas-batas peta, setelah membuat

polygon dilanjutkan dengan membuat surface dengan input masing-masing

peta, input pologon yang telah dibuat dan atur nama surface. Selanjutnya

adalah membuka window 3D dan input tiap berdasarkan kesamaan domain.

Tampilkan peta time dalam satu window dan peta depth dalam satu window,

selanjutnya adalah membuat model 3D grid dari kedua buah peta, dan

membuat layering. Setelah itu tampilkan hasil grid dan edge sehingga

didapatkan pemodelan 3D ketebalan dalam domain time maupun domain

depth.

4.4.7. Inversi Simultan

Ada tiga tahap dalam melakukan inversi simultan yaitu pembuatan model awal,

analisis pre-inversi, dan inversi simultan. Model awal inversi simultan secara umum

dilakukan pembuatan initial model Vp, Vs, densitas, Impedansi P, serta Impedansi

S. Selanjutnya dilakukan preinversion QC dan penentuan nilai koefisien regresi

untuk hubungan Impedansi P dan Impedansi S, Impedansi P, dan densitas serta

perbandingan kecepatan gelombang P terhadap gelombang S. Dari hasil parameter

tersebut diperoleh hasil inversi simultan berupa volume Vp, Vs, densitas, Impedansi

P serta Impedansi S yang di transformasi menjadi Parameter Vp/Vs ratio dan

Parameter Lamé.

106

4.4.8. Transformasi LMR, PHIT, PHIE, dan Sw

Setelah mendapatkan volume Zp dan Zs hasil inversi dapat ditransformasika ke

parameter LMR yaitu Lamda-Rho dan Mu-Rho. Parameter ini digunakan untuk

membantu interpretasi hasil inversi dan persebaran gas pada daerah target. Porositas

berhubungan terbaik dengan densitas atau akustik impedansi. Oleh karena itu,

untuk data membuat volume seismik dan slice parameter tersebut dibuat terlebih

dahulu kurva hubungan antara densitas dengan PHIT, densitas dengan PHIE, dan

perhitungan konstanta buccless untuk menghasilkan parameter Sw.

4.4.9. Pembuatan Cross Plot Seismik

Untuk mengetahui persebaran gas pada section volume inversi, dapat dilakukan

dengan membuat cross plot trace seismik dari parameter-parameter hasil inversi.

Berikut dibawah ini adalah parameter yang digunakan dalam cross plot seismik.

4.4.10. Pembuatan 3D Property Reservoir

Adapun tahapan yang dilakukan dalam pemodelan 3D Property Reservoar adalah

sebagai berikut:

1. Grid

Pemodelan 3D Grid (Pillar Gridding & Fault Modeling) yang ditunjukkan pada

Gambar 61 merupakan tahapan awal didalam membangun suatu model, karena

3D grid merupakan kerangka dari model reservoir yang akan dibuat.

107

Gambar 55. Griding

2. Layering

Layering yang ditunjukkan pada Gambar 62 merupakan tahapan merubah

resolusi secara vertikal. Layering dilakukan untuk membuat lapisan-lapisan

yang lebih tipis dan detail di dalam suatu zona reservoar. Jumlah layer

dipengaruhi oleh heterogenitas dari suatu reservoir (clean sand/shaly sand) serta

data tes produksi. Ketebalan layering ini yang akan menjadi ketebalan cell,

dimana ketebalan tersebut akan menjadi interval rata-rata properti sumur yang

akan dimodelkan.

Gambar 56. Layering

108

3. Make Contact

Make Contact merupakan suatu tahapan membuat batas kontak fluida, dimana

batas kontak fluida tersebut bisa terdiri dari kontak minyak air (OWC), kontak

gas air (GWC), dan kontak gas minyak dan air (GOC). Batas kontak tersebut

akan menjadi batasan di dalam perhitungan OOIP atau IGIP. Data kontak fluida

didapatkan dari hasil analisis sumur didalam petrofisik.

4. Upscaling

Scale up well logs yang ditunjukkan pada Gambar 63 dan Gambar 64

merupakan proses perata-rataan nilai parameter dari sumuran yang semula

memiliki resolusi vertikal tinggi, menjadi satu nilai untuk tiap cell yang ditembus

sumur. Proses ini dilakukan untuk memasukkan data properti dari sumur

kedalam model 3D grid yang selanjutnya akan didistribusikan keseluruh grid

melalui proses property modeling. Proses scale up dilakukan untuk properti

petrophysic (VShale, porosity dan Sw). Hasil dari scale up dapat dilakukan

validasi dengan melihat hasil dari scale up dengan data asli yang dicerminkan

dalam bentuk histogram, jika terdapat kemiripan baik dari segi trend, maupun

pada penyimpangan data yang tidak berbeda jauh (<=10%) antara hasil scale up

dengan data asli, maka hasil scale up kita sudah benar.

109

Gambar 57. Scale up

110

Gambar 58. Scale up log

5. Analisis Data

Data analysis seperti pada contoh Gambar 59 adalah suatu analisis terhadap

kecenderungan arah penyebaran data secara spasial, dengan melakukan analisis

variogram baik secara lateral maupun vertikal. Variogram adalah suatu fungsi

111

dari matematika yang menggambarkan natural variation sekarang dalam data

arah yang spesifik. Hal tersebut merupakan parameter yang penting di dalam

geostatistik property modeling.

Gambar 59. Analisis data

6. 3D Property Reservoar

Petrophysic Modeling seperti pada Gambar 63 adalah suatu tahap untuk

mendistribusikan data log petrophysic secara 3D dengan metode variogram

seperti pada Gambar 60-62. Pemodelan petrofisik dilakukan secara berurutan,

yaitu : Vshale, porosity dan Sw. Vshale dan porosity menjadi dasar dari

pemodelan petrofisik, dimana kedua properti tersebut didistribusikan

menggunakan geostatistik variogram dan disebarkan secara stochastic, serta

Vshale dan porosity memiliki hubungan tebalik, yaitu pada Vshale yang rendah,

maka akan memiliki porositas efektif yang besar.

112

Gambar 60. Variogram Vsh

Gambar 61. Variogram PHIE

113

Gambar 62. Variogram Sw

Gambar 63. Petrophysical modeling

114

7. NTG

NTG atau net to gross adalah gambaran tentang rasio atau persentasi kandungan

reservoar bersih (net) dan kotor (gross). Pemakaian NTG biasanya dipakai untuk

batuan sedimen klastik, seperti batupasir. NTG merupakan suatu fungsi

kebalikan dari Vshale, jika Vshale kecil maka nilai NTG akan besar. NTG juga

berfungsi sebagai parameter didalam perhitungan inplace baik minyak maupun

gas.

8. Geometrical Modeling

Geometrical modeling merupakan pembuatan model distribusi tertentu

menggunakan fasilitas yang ada di petrel tanpa harus melakukan analisa data

tertentu. Properti tersebut seperti : VB (Volume Bulk), above contact dan lain-

lain. Volume bulk adalah gambaran volume (isi) suatu model 3D, jika dalam

kondisi 2D bisa diartikan sebagai ketebalan. Informasi yang digambarkan adalah

besarnya volume pada 3D model. Above contact adalah gambaran volume (isi)

suatu model 3D yang sudah dipotong dengan kontak fluida (diatas kontak

fluida), sedang dibawah kontak fluida mempunyai nilai 0.

115

Gambar 64. 3D gas water contact

4.4.11. Perhitungan Cadangan

Volume calculation merupakan fasilitas didalam perhitungan inplace baik minyak

maupun gas. Metode yang digunakan pada volume calculation adalah metode

volumetric, dimana metode tersebut membutuh kan beberapa parameter, yaitu :

volume bulk, distribusi petrofisik (Vshale, porositas efektif dan Sw), Bgi.

BAB VI. KESIMPULAN DAN SARAN

6.1. Kesimpulan

Adapun kesimpulan yang didapat pada penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Interterpretasi kualitaif dan kuantititif data log menunjukkan bahwa terdapat

hidrokarbon gas di kedalaman pada sumur INK-2 1532-1540 m, 1565-1580 m, 1610-

1618 m, pada INK-3 di kedalaman 1534-1540 m, 1565-1588 m, 1611-1619 m, pada

INK-4 di keddalaman 1543-1547 m, 1554-1575 m, pada sumur INK-5 di kedalaman

1531-1538 m, 1550-1575 m, 1595-1605 m, pada sumur INK-6 di kedalaman 1468-1534

m.

2. Crossplot Lamda-Rho dan Mu-Rho merupakan parameter paling sensitive untuk

memisahkan antara shale, tight karbonat, dan porous karbonat yang mengandung gas.

Porous karbonat yang mengandungkah dicirikan dengan nilai Mu-Rho dan Lamda-Rho

yang lebih rendah dari tight karbonat namun jauh lebih tinggi dari shale. Porous

karbonat memiliki range nilai Mu-Rho 27-80 (GPa*g/cc) dan Lamda-Rho 20-34

(GPa*g/cc). Selain itu Crossplot P-Impedance menunjukkan porous carbonate

memiliki nilai P-Impedance antara 27000-40000 (ft/s)*(g/cc) dan S-Impedance antara

16000-26000 (ft/s)*(g/cc).

3. Pada peta persebaran parameter Mu-Rho dapat dilihat bahwa litologi porous karbonat

ditunjukkan dengan warna kuning-merah dengan nilai Mu-Rho 30-60 (GPa*g/cc)

236

sedangkan litologi tight karbonat ditunjukkan dengan marna biru muda-ungu dengan

nilai Mu-Rho 70-120 (GPa*g/cc).

4. Analisis peta persebaran Lamda-Rho litologi porous karbonat yang berisi gas

ditunjukkan dengan warna kuning-merah dengan nilai Lamda-Rho 25-29 (GPa*g/cc)

sedangkan litologi tight karbonat ditunjukkan dengan marna biru muda-ungu dengan

nilai Lamda-Rho 38-44 (GPa*g/cc).

5. Cadangan gas pada lapangan INK dengan metode map algebra atau perkalian peta hasil

inversi sebesar 3.66 TSCF. Sedangkan cadangan gas hasil pemodelan 3D Property

Reservoir adalah 21.53 MSCF.

6. Perbedaan kedua metode disebabkan karena pada perhitungan peta 2D ketebalan netpay

dianggap sama rata yaitu 0.3199 dari ketebalan total. Pada daerah yang rendah pun

dianggap terdapat hidrokarbon setebal 0.3199 dari ketebalan total, dimana hal ini tidak

sesuai dengan teori bahwa fluida akan bergerak ketekanan yang lebih rendah yang

artinya akan ketempat yang lebih tinggi. Selain itu karena porositas dan Sw merupakan

hasil transformasi peta lain sehingga kurang sesuai dengan keaadaan sebenarnya. Di

daerah tight reservoar masih memiliki porositas sekitar 4% dan tidak bisa ter cut off.

Hasil perhitungan cadangan 3D Property Reservoir lebih realistik mendekati keadaan

sebenarnya maka jumlah cadangan pada lapangan INK bersarkan metode 3D Property

Reservoir

7. Berdasarkan analisis persebaran reservoar, analisis persebaran gas, dan analisis struktur

geometri reservoar lokasi sumur usulan yang disarankan berada pada bagian selatan

bawah, timur di klosur ketinggian sekitar patahan turun dan di sebalah barat dekat

dengan lokasi sumur INK-1 sampai INK-6

237

6.2. Saran

Berdasarkan hasil penelitian yang telah dilakukan akan lebih baik jika jumlah sumur yang

digunakan lebih dari satu sumur dan terdapat log Vs yang berasal langsung dari hasil

pengukuran. Dengan demikian, analisis hasil inversi memiliki ambiguitas yang minim

serta dapat membantu dalam penentuan lokasi pengeboran sumur baru. Dengan jumlah

sumur yang lebih banyak juga akan membuat persebaran cadangan hasil 3D Property

Reservoir lebih akurat.

DAFTAR PUSTAKA

Abdullah, A. 2007. Ensiklopedi Seismik Online E-book: Seismik Inversi. Diakses

pada Senin, 26 Oktober 2017 pukul 20.00 WIB.

Abdullah, A. 2011. Ensiklopedia Seismik Online. Diakses pada Senin, 26 Oktober

2017 pukul 20.00 WIB.

Afriani, Y., Makhrani., dan Syamsuddin. 2005. Penentuan Kualitas Batubara

Berdasarkan Log Gamma Ray, Log Densitas dan Analisis Parameter Kimia.

Jurnal Geofisika UNHAS. Kalimantan: UNHAS.

Anderson, F., dan Gray, D. 2001. Using LMR for Dual Attribute Lithology

Identification. SEG Expanded Abstracts. Veritas DGC Inc. San Antonio.

Anggriawan, F. 2016. Analisis Penyebaran Reservoar Batupasir Formasi Talang

Akar Dengan Menggunakan Metode Seismik Inversi Impedansi Akustik dan

Seismik Multiatribut pada Lapangan FA, Cekungan Sumatera Selatan.

Skripsi sarjana Fakultas Teknik (FT) Universitas Lampung: Tidak diterbitkan.

Argakoesoemah, R.M.I., dan Kamal, Asril. 2004. Ancient Talang Akar Deepwater

Sediments in South Sumatra Basin: A New Exploration Play. Proceedings

Deepwater and Frontier Exploration in Asia and Australia Symposium:

Indonesian Petroleum Association, DFE04-OR-009, p. 1 –17.

Asquith, G., dan Krygowski, D. 2004. Basic Well Log Analysis: AAPG Methods

in Exploration 16, p. 31-35.

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.

Bhatia, A.B., dan Sing, R.N. 1986. Mechanics of Deformable Media. Adam

Hilger Imprint, Bristol. University of Sussex Press. England.

Bishop, M. G. 2001. South Sumatra Basin Province, Indonesia: The Lahat/Talang

Akar-Cenozoic Total Petroleum System. Jurnal USGS. Denver. Colorado.

Brown, E. G., Rodriguez, M., dan Raphael, D. 2012. Application of Borehole

Geophysics at Contaminated Sites – Guidance Manual for Groundwater

Investigations. Department of Toxic Subtances Control, California

Environmental Protection Agency, California.

Budiarto, E., Pranata, E., Putra, R.A., Hendyantoro, R., Praja, A.A.S. dan

permana, A.W. 2015. Tutorial Petrel dan Interactive Petrophysic.

Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi Fakultas Teknik Universitas

Diponegoro: Semarang

Buland, A., dan Omre, H. 2003. Bayesian Linearized AVO Inversion. Geophysics,

68, p.185-198.

Castagna, J.P., Btazle, M. L., dan Eastwood, R. L. 1985. Relationship Between

Compressional-Wave Shear Wave Velocities. GEOPHYSICS, 50, p. 571-581.

Dewanto, O. 2009. Well Logging. Lampung: Universitas Lampung.

Dewi, I. P., Nugroho, H., Aribowo, Y., Muharto, dan Daulati, A. 2013.

Interpretasi Lingkungan Pengendapan Formasi Talang Akar Berdasarkan

Data Cutting Dan Wireline Log Lapangan X Cekungan Sumatera Selatan.

Jurnal Sains. Semarang: Universitas Diponegoro.

Doust, H. dan Noble, R.A. 2008. Petroleum Systems of Indonesia. Marine and

Petroleum Geology. Elsevier - Marine and Petroleum Geology, 25, p. 103-

129.

Engler, W.T. 2012. Lecture Notes for PET 370. Chapter 7 Gamma Ray (GR) log.

Fatti, J., Smith, G., Vail, P., Strauss, P., dan Levitt, P. 1994. Detection of Gas in

Sandstone Reservoirs Using AVO analysis: a 3D Seismic Case History Using

the Geostack Technique. Geophysics, 59, p. 1362-1376.

Glover, P. W. J. 2000. Petrophysics. Department of Geology and Petroleum

Geology, University of Aberdeen, UK.

Goodway, B. 2001. Improved AVO Fluid Detection and Lithology Discrimination

using Lame Petrophysical parameter

Goodway, B., Chen, T., dan Downton, J. 1997. Improved AVO Fluid Detection

and Lithology Discrimination Using Lame petrophysical parameters:

“λρ”,“μρ”and “λμ fluid stack”, from P and S inversions. CSEG Expanded

Abstracts. p. 148-151.

Hampson, D., dan Russel, B. 2013. Joint Simultaneous inversion of PP and PS

angle gathers. Hampson-Russell, A CGG Company. Calgary, Alberta,

Canada.

Hardiansyah, I. 2015. Identifikasi Zona Reservoar Sand Menggunakan Seismik

Inversi Akustik Impedansi dan Analisis Atribut pada Lapangan

”Bisma’’Formasi Talang AkarCekungan Sumatera Selatan. Skripsi Sarjana

pada Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta: tidak

diterbitkan.

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log. Schlumberger Oilfield

Services. Jakarta.

Mashudi, M.I., 2008, Analisa Seismik Inversi Untuk Pemetaan Porositas

Reservoar Batu Pasir Pada Lapangan “NAFRI” Cekungan Sumatera Tengah

(Studi Kasus PT Chevron Pacific Indonesia), Skripsi S-1 Fisika Universitas

Brawijaya, Malang.

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. Vol. 8, No. 3. Hal. 87 90.

Universitas Diponegoro.

Pendrel, J. 2000. Estimation and Interpretation of P and S Impedance Volumes

from Simultaneous Inversion of P-wave offset Seismic Data. SEG Annual

Meeting 2000.

Purwanto, T., Isnaniawaghani, V., Mulyana, B., dan Widianto, E. 2015.

Penentuan Posisi Marker Sekuen Stratigrafi Sebagai Dasar Pengikat Korelasi

Lithostratigrafi Di Daerah Limau Cekungan Sumatera Selatan. Jurnal Semnas

ke-II Fakultas Teknik Geologi Unpad. Bandung: Universitas Padjajaran.

Rider, M. 1996. The Geological Interpretation of Well Logs 2nd Edition,

Interprint Ltd, Malta.

Rider, M., 2002, The Geological Interpretation of Well Logs. Second

Edition,Sutherland, Skotlandia.

Royle, A. 1999. AVO Gradient and Intercept Crossplot Interpretation. Geo-X

System Ltd.

Russell, B. 1996. Introduction to Seismic Inversion Methods, S.N: Domenico

Series Editor Course Notes Series Volume 2 An SEG Continuing Education

Short Course. USA.

Russell, B. 1999. Theory of the Strata Program. Hampson-Russell Software

Services Ltd.

Russell, B. 2005. Guide to Strata Simultaneous Inversion. HRS Manual.

Santoso, H. 2009. Analisis Korelasi Berdasarkan Koefisien Kontingensi C

Menurut Creamer dan Simulasinya. Skripsi Sarjana FMIPA Universitas

Negeri Semarang: tidak diterbitkan.

Schlumberger. 1989. Log Interpretation Principles/Applications. Sugar Land,

Texas.

Septianingrum, R., Nugroho, H., Hidajat, W. K., Rachman, H., dan Heriadji, Y.

2014. Penentuan Zona Prospek Reservoir Hidrokarbon Pada Tahap

Eksplorasi Dengan Analisis Petrofisika Formasi Baturaja Lapangan “IRFA”

Blok Sekayu Cekungan Sumatera Selatan. Jurnal Geologi UNPAD.

Semarang: Universitas Diponegoro.

Sheriff, R.E., dan Geldart, L.P. 1995. Exploration Seismology. Cambridge

University Press, Second Edition.

Simmons, J.L., dan Backus, M.M. 1996. Waveform-based AVO Inversion and

AVO Prediction-Error. GEOPHYSICS, November-December 1996, Vol. 61,

No. 6: p. 1575-1588.

Sismanto. 2006. Dasar-Dasar Akuisisi dan Pemrosesan Data Seismik,

Laboratorium Geofisika, Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu

Pengetahuan Alam. Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta.

Suardi, U. 2012. Identifikasi Penyebaran Dan analisis Stripping Ratio (SR) Seam

Batubara Dengan Menggunakana Data Geofisika Logging Pada Area Pit – 3

Konsesi Tambang Batubara Di Kohong – Kalimantan Tengah. Lampung:

Universitas Lampung.

Sukmono. S. 2000. Seismik Inversi Untuk Karakterisasi Reservoir. Departemen

Teknik Geofisika Institut Teknologi Bandung. Bandung.

Susilowati, T., dan Sutoyo. 2009. Model Fasies Karbonat Baturaja, Lapangan

Danendra, Cekungan Sumatera Selatan. Jurnal Ilmiah MTG. Vol. 2, No. 1.

Yogyakarta: UPN “Veteran”.

Telford, L.P., dan Geldart, R. E. S. 2001. Applied Geophysics Second Edition

(Second Edition). United States of America: Cambridge University Press.

Telford, W. M., Geldart, L. P., dan Sheriff, R. E. 1990. Applied Geophysics –

Second Edition. United Kingdom: Cambridge University Press.

Triwibowo, B. 2010. Cut-off Porositas, Volume Shale, dan Saturasi Air Untuk

Perhitungan Netpay Sumur O Lapangan C Cekungan Sumatera Selatan.

Jurnal Ilmiah MTG. Vol. 3, No. 2. Yogyakarta: UPN “Veteran”.

Ulum, Y.N., Hastuti, E.W.D. dan Herlina, W. 2012. Studi Evaluasi Data Logging

dan Sifat Petrofisika Untuk Menentukan Zona Hidrokarbon Pada Lapisan

Batupasir Formasi Duri Lapangan Balam South, Cekungan Sumatera Tengah.

Jurnal Universitas Sriwijaya. Universitas Sriwijaya.

Vidhotomo, E., Juwono, A.M. dan Mekarsari, R. 2011. Analisis Petrofisika dan

Perhitungan Cadangan Minyak pada Lapangan “BEAR” Cekungan Sumatera

Tengah; Studi Kasus PT Chevron Pacific Indonesia. Jurnal Chevron

Indonesia. p. 1- 14.

Wyllie, M.R.J., Gregory, A.R., and Gardner, L.W., 1956, Elastic wave velocities

in heterogeneous and porous media, Geophysics 21, 41-70.

Zain, M. K. 2011. Analisa Log Petrofisika Dan Evaluasi Formasi Reservoar Pada

Lapangan Boonsville. Depok: Universitas Indonesia.

Zain, R. P. 2012. Analisa Petrofisika Dan Multiatribut Seismik Untuk

Karakterisasi Reservoar Pada Lapangan Spinel Cekungan Cooper-

Eromanga, Australia Selatan. Depok: Universitas Indonesia.

IDENTIFIKASI PERSEBARAN DAN ESTIMASI CADANGAN …digilib.unila.ac.id/31244/16/SKRIPSI TANPA BAB PEMBAHASAN.pdf · identifikasi persebaran dan estimasi cadangan gas serta sumur usulan

Documents