penentuan struktur dan stratigrafi seismik zona …repository.ub.ac.id/8703/1/lita anjani...

i

PENENTUAN STRUKTUR DAN STRATIGRAFI SEISMIK

ZONA RESERVOIR DENGAN MENGGUNAKAN METODE

MULTI ATRIBUT PADA LAPANGAN PENOBSCOT, NOVA

SCOTIA CANADA

SKRIPSI

oleh :

LITA ANJANI WIJAYA

135090701111018

JURUSAN FISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS BRAWIJAYA

MALANG

2017

i




SCOTIA CANADA

HALAMAN JUDUL

SKRIPSI

Sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar

Sarjana Sains dalam bidang fisika

oleh :

LITA ANJANI WIJAYA

135090701111018

JURUSAN FISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS BRAWIJAYA

MALANG

2017

ii

(Halaman ini sengaja dikosongkan)

iii

LEMBAR PENGESAHAN SKRIPSI




SCOTIA CANADA

oleh :

LITA ANJANI WIJAYA

135090701111018

Telah dipertahankan di depan Majelis Penguji

pada tanggal 27 Desember 2017

dinyatakan memenuhi syarat untuk memperoleh gelar

Sarjana Sains dalam bidang fisika

Pembimbing I

Drs. A. M. Juwono, M.Sc, Ph.D

NIP. 196004211988021001

Pembimbing II

Leonard Lisapaly, Ph.D

NIP. 13021145

Mengetahui,

Ketua Jurusan Fisika

Fakultas MIPA Universitas Brawijaya

Prof. Dr. Rer. Nat. Muhammad Nurhuda

NIP. 196409101990021001

iv


v

LEMBAR PERNYATAAN

Saya yang bertanda tangan di bawah ini :

Nama : Lita Anjani Wijaya

NIM : 135090701111018

Penulis Skirpsi berjudul :

Penentuan Struktur dan Stratigrafi Seismik Zona Reservoir Dengan

Menggunakan Metode Multi Atribut Pada Lapangan Penobscot,

Nova Scotia Canada

Dengan ini menyatakan bahwa :

1. Hasil dan pembahasan dari Skripsi yang saya tulis adalah benar-benar karya saya. Karya-karya dari nama-nama yang

tercantum dalam Skripsi ini digunakan sebagai referensi

Skripsi.

2. Apabila hasil dan pembahasan dari Skripsi yang saya tulis terbukti hasil karya orang lain, maka saya akan bersedia

menanggung resiko yang dapat saya terima.

Demikian pernyataan ini dibuat dengan segala kesadaran.

Malang, 27 Desember 2017

Yang menyatakan,

(Lita Anjani Wijaya)

NIM. 135090701111018

vi


vii




SCOTIA CANADA

ABSTRAK

Daerah penelitian adalah lapangan Penobscot, Nova Scotia

Canada. Survei seismik lapangan penelitian dilakukan dalam bentuk

data seismik 3D, didukung oleh dua data sumur yaitu L-30 dan B-41.

Tujuan dilakukan analisa seismik multi atribut ini untuk mengetahui

struktur dan stratigrafi zona reservoir pada Formasi Missisauga

(Upper Missisauga, O-Marker, dan Lower Missisauga). Metode yang

digunakan antara lain yaitu, Amplitudo RMS, Koherensi, dan

Dekomposisi Spektral. Berdasarkan hasil penelitian menggunakan

atribut RMS, disimpulkan bahwa distribusi reservoir batu pasir

ditunjukan dengan nilai kontras amplitudo yang tinggi. Analisa

struktur sesar dilakukan dengan menggunakan metode Koherensi, di

mana metode ini dapat memetakan struktur bawah permukaan dengan

mempertegas event-event sesar yang ada di ketiga horizon tersebut.

Arah sesar daerah penelitian berorientasi pada Barat ke Timur dan

jenis sesar berupa sesar normal. Berikutnya penentuan stratigrafi

reservoir daerah penelitian dilakukan dengan menggunakan metode

Dekomposisi Spektral yang menghasilkan analisa stratigrafi berupa

channel.

Kata kunci: Multi atribut, reservoir, Amplitudo RMS, Koherensi,

Dekomposisi Spektral.

viii


ix

DETERMINATION OF SEISMIC STRUCTURE AND

STRATIGRAPHY OF THE RESERVOIR ZONE BY USING

ATTRIBUTES METOD AT PENOBSCOT FIELD, NOVA

SCOTIA CANADA

ABSTRACT

The research has been done in Penobscot field, Nova Scotia

Canada. This seismic research survey was conducted in the form of

3D seismic data, supported by data taken from two wells L-30 dan B-

41. The purpose of this attributes seismic analysis are to know the

structure and stratigraphy of the reservoir Formation Missisauga

(Upper Missisauga, O-Maker, and Lower Missisauga). The methods

used are Amplitude RMS, Coherence and Spectral Decomposition.

Based on research results using RMS attributes, it is concluded has a

sandstone reservoir distribution shown by high amplitude contrast

value. Fault section analysis is done by using Coherence method. This

method can map the sub-surface structure by reinforcing the fault

events in the three horizons. The direction of the fault area is oriented

toward the West to the East and the type is normal fault. Furthermore,

the determination of reservoir area stratigraphy is done by using

Spectral Decomposition method, which produce stratigraphic analysis

in the form of channel.

Keywords: Attributes, reservoir, Amplitude RMS, Coherence,

Spectral Decomposition.

x


xi

KATA PENGANTAR

Alhamdulillahhirobbil’alamin segala puji dan syukur penulis

panjatkan kepada Allah SWT atas segala rahmat dan karunia, selama

penulis melaksanakan kegiatan skripsi hingga akhirnya dapat

menyelesaikan laporan skripsi. Laporan ini berisi seluruh hasil yang

dilakukan selama melaksanakan kegiatan di Genting Oil Kasuri Pte

Ltd. divisi Geology, Geophysics and Reservoir Engineering (GGR).

Skripsi yang berjudul Penentuan Struktur dan Stratigrafi Seismik Zona

Reservoir Dengan Menggunakan Multi Atribut Pada Lapangan

Penobscot, Nova Scotia Canada.

Penulis menyadari bahwa Skripsi ini terwujud karena adanya

bimbingan, bantuan, dan dukungan baik moril maupun materil dari

berbagai pihak. Oleh sebab itu, pada kesempatan ini penulis ingin

menyampaikan rasa hormat dan terima kasih yang sebesar-besarnya

kepada :

1. Kedua orang tua tercinta, kakak (Dita Anggraini Wijaya), dan adik (Aufar Yusuf Wijaya), yang selalu setia memberikan doa

dan semangat selama perkuliahan hingga mengerjakan

skripsi.

2. Genting Oil Kasuri Pte Ltd, sebagai institusi yang telah memberi kesempatan untuk melakukan kegiatan skripsi.

3. Bapak Drs. Alamsyah Mohammad Juwono, M.Sc., Ph.D selaku Dosen Pembimbing 1.

4. Bapak Leonard Lisapaly, Ph.D selaku Pembimbing Lapangan di Genting Oil Kasuri Pte Ltd.

5. Bapak Prihantoro, Bapak Andree, Bapak Seno, Bapak Wildan, Mas Efendy, Mas Ruri, dan Mba Ata, yang telah

berbagai ilmu, pengalaman, dan bantuan selama melakukan

kegiatan skripsi di Genting Oil Kasuri Pte Ltd.

6. Achmad Sulthoni, yang setia menemani penulis dan memberikan semangat dalam menyelesaikan skripsi.

7. Ka Heri, Muhammad Iqbal, Suhendra, Holida, dan Annisa atas informasi dan bantuan yang diberikan.

8. Teman-teman L230 Vania, Talitha dan Vema yang saling menyemangati dalam menyelesaikan skripsi.

xii

9. Teman-teman Geofisika 2013 yang saling menyemangati agar lebih optimis untuk cepat lulus.

10. Para Staf Departemen Fisika dan Administrasi FMIPA UB, profesional mengurus administrasi terkait pengerjaan skripsi,

seminar hasil, sidang sarjana (komprehensif), dan berkas

lainnya untuk memenuhi persyaratan.

11. Pihak lain yang tidak dapat penulis sebutkan satu-persatu, penulis mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya

atas konstribusi kalian semua yang telah membantu.

Penulis menyadari masih banyak kekurangan dari laporan skripsi ini,

oleh sebab itu kritik yang bersifat konstruktif sangat penulis harapkan,

semoga laporan ini dapat bermanfaat.

Malang, 27 Desember 2017

Penulis

xiii

DAFTAR ISI

Halaman

HALAMAN JUDUL.......................................................................... i

LEMBAR PENGESAHAN SKRIPSI ............................................ iii

LEMBAR PERNYATAAN ............................................................. v

ABSTRAK ....................................................................................... vii

ABSTRACT ..................................................................................... ix

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

DAFTAR ISI .................................................................................. xiii

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

DAFTAR TABEL .......................................................................... xxi

DAFTAR LAMPIRAN ............................................................... xxiii

BAB I PENDAHULUAN ................................................................ 1

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

1.2 Perumusan Masalah .................................................................. 2

1.3 Tujuan Penelitian ...................................................................... 2

1.4 Manfaat Penelitian .................................................................... 2

1.5 Batasan Masalah ....................................................................... 3

BAB II TINJAUAN PUSTAKA ..................................................... 5

2.1 Tinjauan Geologi ...................................................................... 5

2.1.1 Geologi Regional ............................................................... 6

2.1.2 Geologi Struktur ................................................................ 8

2.1.3 Stratigrafi ........................................................................... 9

2.1.4 Petroleum System ............................................................ 14

2.2 Konsep Gelombang Seismik .................................................. 14

2.2.1 Gelombang Badan (Body Wave) ..................................... 15

2.2.2 Gelombang Permukaan (Surface Wave) .......................... 16

xiv

2.3 Komponen Seismik Refleksi .................................................. 17

2.3.1 Koefisien Refleksi ........................................................... 17

2.3.2 Impedansi Akustik ........................................................... 18

2.3.3 Trace Seismik .................................................................. 18

2.3.4 Wavelet ............................................................................ 19

2.3.5 Seismogram Sintetik ........................................................ 20

2.3.6 Resolusi Vertikal ............................................................. 21

2.4 Analisis Multi Atribut Seismik ............................................... 23

2.4.1 Atribut Seismik ................................................................ 23

2.4.2 Atribut Koherensi (Coherence) ....................................... 24

2.4.3 Atribut Amplitudo RMS .................................................. 25

2.4.4 Atribut Dekomposisi Spektral (Spectral Decomposition)26

BAB III METODOLOGI PENELITIAN .................................... 31

3.1 Waktu dan Tempat Penelitian ................................................. 31

3.2 Peralatan Penelitian ................................................................ 31

3.3 Persiapan Data Penelitian ....................................................... 31

3.3.1 Data Seismik .................................................................... 31

3.3.2 Data Sumur ...................................................................... 32

3.4 Diagram Alir Penelitian .......................................................... 35

3.5 Pengolahan Data ..................................................................... 36

3.5.1 Pengolahan Data Sumur .................................................. 36

3.5.2 Pengolahan Data Seismik ................................................ 38

3.5.3 Well Seismic Tie ............................................................... 38

3.5.4 Picking Horizon ............................................................... 40

3.5.5 Picking Fault ................................................................... 42

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN ....................................... 45

4.1 Analisis Sensitivitas (Crossplot)............................................. 45

4.2 Analisa Tuning Thickness ....................................................... 48

xv

4.3 Analisa Metode Amplitudo RMS ........................................... 50

4.4 Analisa Metode Koherensi ..................................................... 52

4.5 Analisa Metode Dekomposisi Spektral .................................. 55

4.5.1 Analisa Spektrum Frekuensi............................................ 55

4.5.2 Transformasi Fourier Terpisah (FFT) ............................. 56

BAB V PENUTUP ......................................................................... 61

5.1 Kesimpulan ............................................................................. 61

5.2 Saran ....................................................................................... 61

DAFTAR PUSTAKA ..................................................................... 63

LAMPIRAN .................................................................................... 65

xvi


xvii

DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gambar 2.1 Lokasi Penelitian Seismik 3D Lapangan Penobscot,

Canada (Crane dan Clack, 1992) ................................... 5 Gambar 2.2 Rekonstruksi Paleogeographic dari Cekungan Scotian

Pada Triassic Akhir 210 mya (CNSOPB, 2012) ............ 6 Gambar 2.3 Rekonstruksi Paleogeographic dari Cekungan Scotian

Pada Jurassic Akhir 150 mya (CNSOPB, 2012) ............ 7 Gambar 2.4 Rekonstruksi Paleogeographic dari Cekungan Scotian

Pada Cretaceous Awal 135 mya (CNSOPB, 2012) ....... 8 Gambar 2.5 Stratigrafi Umum Scotia (Wade dan MacLean,1990) . 10 Gambar 2.6 Gelombang Primer (Atas) dan Gelombang Sekunder

(Bawah) (Telford, dkk, 1990) ...................................... 16 Gambar 2.7 Gelombang Love (Atas) dan Gelombang Rayleigh

(Bawah) (Telford, dkk, 1990) ...................................... 17 Gambar 2.8 Proses Terjadi Trace Seismik (Rusell, 1988) .............. 19 Gambar 2.9 Jenis-Jenis Wavelet (a) Zero Phase, (b) Maximum Phase,

(c) Minimum Phase, (d) Mixed Phase (Sismanto,

2006) ............................................................................ 20 Gambar 2.10 Seismogram Sintetik (Sukmono dan Agus, 2001) .... 21 Gambar 2.12 Klasifikasi Atribut Seismik (Brown, 1999) .............. 23 Gambar 2.13 Perbandingan Koherensi. a) Sesar kurang terlihat pada

peta amplitudo, b) Peta koherensi mempertajam sesar, c)

Gabungan keduanya (Chopra, 2002) ........................... 25 Gambar 2.14 Ilustrasi Perhitungan Amplitudo RMS (Sukmono,

2007) ............................................................................ 25 Gambar 2.15 Interferensi Spektral (Partyka, dkk, 1999)

..................................................................................... 28 Gambar 2.16 Proses Pengolahan Atribut Dekomposisi Spektral

(Partyka, dkk, 1999)..................................................... 29 Gambar 3.1 Data Seismik 3D Lapangan Penobscot ....................... 32 Gambar 3.2 Koreksi Data Checkshot Sumur L-30 dan B-41 .......... 34 Gambar 3.3 Diagram Alir Penelitian .............................................. 35 Gambar 3.4 Korelasi Data Sumur L-30 .......................................... 37 Gambar 3.5 Korelasi Data Sumur B-41 .......................................... 37 Gambar 3.6 Wavelet Hasil Ekstraksi dari Data Seismik, (A) Sumur

L-30, (B) Sumur B-41 .................................................. 38

xviii

Gambar 3.7 Hasil Well Seismic Tie Sumur L-30 ............................ 39 Gambar 3.8 Hasil Well Seismic Tie Sumur B-41 ............................ 40 Gambar 3.9 Interpretasi Picking Horizon 2D Seismik Inline 1189 41 Gambar 3.10 Peta Struktur Waktu Horizon Upper Missisauga ...... 41 Gambar 3.11 Peta Struktur Waktu Horizon O-Marker ................... 42 Gambar 3.12 Peta Struktur Waktu Horizon Lower Missisauga ...... 42 Gambar 3.13 Interpretasi Picking Fault 2D Seismik Inline 1331 ... 43 Gambar 4.1 (a) Penampang Crossplot Log P-Impedance vs Gamma

Ray, dengan Pewarnaan Log Resistivity, (b) Hasil Cross

Section Sumur L-30 ..................................................... 46 Gambar 4.2 (a) Penampang Crossplot Log P-Impedance vs Gamma

Ray, dengan Pewarnaan Log Resistivity, (b) Hasil Cross

Section Sumur B-41 ..................................................... 47 Gambar 4.3 Grafik Analisa Tuning Thickness Sumur L-30 ............ 49 Gambar 4.4 Grafik Analisa Tuning Thickness Sumur B-41 ............ 49 Gambar 4.5 Hasil Atribut Amplitudo RMS Pada horizon Upper

Missisauga dengan Window 60 ms .............................. 50 Gambar 4.6 Hasil Atribut Amplitudo RMS pada Horizon O-Marker

dengan Window 60 ms ................................................. 51 Gambar 4.7 Hasil Atribut Amplitudo RMS pada Horizon Lower

Missisauga dengan Window 60 ms .............................. 52 Gambar 4.8 Data Seismik Inline 1250 ............................................ 53 Gambar 4.9 Hasil Atribut Koherensi Horizon Upper Missisauga .. 53 Gambar 4.10 Hasil Atribut Koherensi Horizon O-Marker ............. 54 Gambar 4.11 Hasil Atribut Koherensi Horizon Lower Missisauga 54 Gambar 4.12 Analisa Spektrum Frekuensi vs Amplitudo pada Zona

Target ........................................................................... 55 Gambar 4.13 Analisa Spektrum Waktu Frekuensi pada Zona

Target ........................................................................... 56 Gambar 4.14 Peta Struktur Waktu Horizon Upper Missisauga

Sebelum Diaplikasikan Dekomposisi Spektral ............ 57 Gambar 4.15 Peta Struktur Waktu Horizon O-Marker Sebelum

Diaplikasikan Dekomposisi Spektral ........................... 58 Gambar 4.16 Peta Struktur Waktu Horizon Lower Missisauga

Sebelum Diaplikasikan Dekomposisi Spektral ............ 58 Gambar 4.17 Hasil FFT Horizon Upper Missisauga pada Frekuensi

35 Hz ............................................................................ 59

xix

Gambar 4.18 Hasil FFT Horizon O-Marker pada Frekuensi

20 Hz ............................................................................ 59 Gambar 4.19 Hasil FFT Horizon Lower Missisauga pada Frekuensi

20 Hz ............................................................................ 60

xx


xxi

DAFTAR TABEL

Halaman

Tabel 3.1 Spesifikasi Data Seismik ................................................. 31 Tabel 3.2 Kelengkapan Data Sumur ................................................ 32 Tabel 3.3 Data Log yang digunakan dalam penelitian .................... 33 Tabel 3.4 Informasi Data Horizon (Marker) ................................... 34 Tabel 4.1 Hasil Perhitungan Tuning Thickness ............................... 48

xxii


xxiii

DAFTAR LAMPIRAN

Halaman

Lampiran 1 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon Upper

Missisauga pada Frekuensi 5 Hz ................................. 65 Lampiran 2 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon Upper

Missisauga pada Frekuensi 10 Hz................................ 65 Lampiran 3 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon Upper





Missisauga pada Frekuensi 40 Hz................................ 67 Lampiran 8 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon O-Marker

pada Frekuensi 5 Hz .................................................... 67 Lampiran 9 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon O-Marker

pada Frekuensi 10 Hz .................................................. 68 Lampiran 10 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon O-Marker





pada Frekuensi 40 Hz .................................................. 69 Lampiran 15 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon Lower

Missisauga pada frekuensi 5 Hz ................................ 70 Lampiran 16 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon Lower

Missisauga pada Frekuensi 10 Hz................................ 70 Lampiran 17 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon Lower

Missisauga pada Frekuensi 15 Hz................................ 70

xxiv

Lampiran 18 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon Lower

Missisauga pada Frekuensi 25 Hz ................................ 71 Lampiran 19 Hasil Dekomposisi Spektral FFT Horizon Lower



Missisauga pada Frekuensi 40 Hz ................................ 72

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Eksplorasi sumber minyak dan gas bumi masih terus

dikembangkan guna memenuhi kebutuhan energi yang terus

meningkat. Salah satu upaya yang dapat dilakukan adalah

meningkatkan kegiatan eksplorasi reservoir untuk menemukan

cadangan minyak dan gas bumi yang ekonomis, sehingga nantinya

dapat dilanjutkan ke proses eksploitasi (Sunaryadi, 2015).

Proses eksplorasi lapangan minyak dan gas hingga saat ini

masih sangat bergantung pada proses eksplorasi menggunakan

metode seismik, termasuk pada eksplorasi di daerah penelitian ini.

Daerah penelitian, dilakukan oleh perusahaan Petro-Canada Shell

berada di lapangan Penobscot, Offshore Nova Scotia, Canada. Pada

lapangan ini, survei seismik dilakukan dalam bentuk 3D yang

didukung oleh dua data sumur yaitu sumur L-30 dan B-41.

Berdasarkan sejarah produksi, pada tahun 1976 dan 1977

pengeboran menghasilkan temuan reservoir minyak pada

kedalaman 3000–4000 meter (Crane dan Clack, 1992).

Penelitian sebelumnya, dilakukan oleh Illavi Pebrian Praseti

pada tahun 2016 di lapangan Penobscot, menggunakan metode

Dekomposisi Spektral dengan tipe Continuous Wavelet Transform

(CWT). Hasil yang diperoleh, menunjukan bahwa pemisahan

lapisan tipis terjadi pada tuning frekuensi 64 Hz (yang digunakan

2 Hz sampai 64 Hz). Hal ini terjadi akibat adanya pengaruh

frekuensi terhadap resolusi yang dihasilkan, di mana semakin

tinggi frekuensi yang diberikan, maka resolusi yang dicapai juga

semakin tinggi (Praseti, 2016).

Berdasarkan penelitian sebelumnya, peneliti menambahkan

berbagai informasi untuk mengetahui struktur dan stratigrafi

reservoir pada daerah penelitian. Metode yang digunakan adalah

analisis multi atribut yang diaplikasikan untuk mengidentifikasi

area prospek reservoir, yang sebelumnya tidak teridentifikasi

dengan baik, dan menentukan keadaan struktur maupun stratigrafi

lapangan. Peneliti menggunakan tiga metode atribut meliputi (1)

amplitudo rms; (2) koherensi; dan (3) dekomposisi spektral. Alasan

dilakukannya penelitian ini, untuk melihat persebaran reservoir

2

pada zona target, menentukan struktur bidang sesar bawah

permukaan, dan meningkatkan resolusi data seismik berbasis

frekuensi yang digunakan untuk mengetahui lingkungan

pengendapan suatu daerah penelitian. Salah satunya sistem

pengendapan yang menghasilkan analisa stratigrafi berupa aliran

sungai atau disebut dengan “channel”.

1.2 Perumusan Masalah

Berdasarkan latar belakang yang telah disampaikan, maka

diperoleh perumusan masalah pada penelitian ini, yaitu:

1. Bagaimana persebaran reservoir pada formasi target berdasarkan penelitian dengan menggunakan metode amplitudo

rms?

2. Bagaimana struktur sesar pada daerah penelitian berdasarkan analisa hasil atribut koherensi?

3. Bagaimana lingkungan pengendapan pada daerah penelitian berdasarkan analisa dekomposisi spektral?

1.3 Tujuan Penelitian

Tujuan dilakukan penelitian ini, sebagai berikut:

1. Menentukan persebaran reservoir menggunakan metode amplitudo rms.

2. Mengetahui gambaran struktur sesar bawah permukaan dengan metode koherensi.

3. Mengetahui lingkungan pengendapan pada daerah penelitian dengan metode dekomposisi spektral.

1.4 Manfaat Penelitian

Manfaat yang diperoleh dari penelitian ini adalah memberikan

pemahaman yang lebih baik kepada peneliti mengenai konsep

multi atribut seismik, dan memberikan informasi tambahan yang

dapat digunakan oleh peneliti lainnya yang menggunakan metode

serupa.

3

1.5 Batasan Masalah

Penelitian ini difokuskan pada beberapa aspek utama, sebagai

berikut:

1. Data log sumur yang digunakan berasal dari dua titik sumur yaitu L-30 dan B-41.

2. Formasi yang menjadi target untuk menentukan struktur dan stratigrafi yaitu Missisauga (Upper Missisauga, O-Marker, dan

Lower Missisauga).

3. Metode dekomposisi spektral yang digunakan FFT (Fast Fourier Transform) atau Transformasi Fourier Terpisah

(Discrete Fourier Transform).

4. Analisa atribut seismik yang dilakukan untuk mengetahui persebaran dari reservoir, struktur geologi lapangan, dan

stratigrafi berupa channel.

5

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Tinjauan Geologi

Lapangan Penobscot berada di sebelah Tenggara Provinsi Nova

Scotia, Canada (Gambar 2.1). Prospek ini terletak pada punggung

bukit Missisauga yang memisahkan sub-cekungan Abenaki dan

sub-cekungan Sable, di sebelah Utara Pulau Sable.

Gambar 2.1 Lokasi Penelitian Seismik 3D Lapangan Penobscot,

Canada (Crane dan Clack, 1992)

Perusahaan minyak Petro-Canada Shell telah melakukan

pemboran sumur L-30 pada September 1976, dengan kedalaman

hingga Formasi Abenaki. Analisis Petrofisika dan Repeat

Formation Tester (RFT) mengindikasikan adanya light oil,

condensate, dan gas pada lima lapisan batu pasir di Formasi

Missisauga Tengah. Tahun 1977 Petro-Canada Shell melakukan

pemboran sumur B-41. Hasil B-41 mengindikasikan seismik two-

way time dan terjadi adanya perubahan fasies di Upper Cretaceous

Wyandot Chalk. Lapangan minyak Penobscot mempunyai panjang

7,2 km, lebar 12,03 km, dan luas 86,62 km2 (Crane dan Clack,

1992).

6

2.1.1 Geologi Regional

A. Perioda Syn-Rift Fase pemekaran (rifting) dimulai pada perioda Triassic tengah,

sekitar 225 juta tahun yang lalu (Mya). Pada saat itu wilayah Nova

Scotia menempati posisi dekat dengan ekuator, terletak berdekatan

dengan Maroko dan sebagian besar batuan yang lebih tua

berdekatan langsung dengan batuan Paleozoikum Maroko

(Schenk, 1989). Pemekaran cekungan (rift basin) yang terbentuk

pada fase rifting, kemudian sedimen fluvial dan lacustrine serta

batuan vulkanik akan mengisi cekungan. Pada akhir Triassic-awal

Jurassic, pergerakan tektonik memindahkan lempeng Amerika

Utara dan Afrika secara perlahan-lahan ke arah Utara, dengan

wilayah Moroko – Nova Scotia dalam zona sub-ekuator yang

beriklim kering. Pada Triassic akhir, kerak benua bergerak ke arah

Utara dan Timur perairan laut yang pertama kali masuk ke dalam

pembentukan cekungan (syn-rift) (Gambar 2.2) (CNSOPB, 2012).

Kondisi laut dangkal terdiri dari beberapa klastik campuran dan

sedikit sedimentasi karbonat (Eurydice Formasi). Iklim panas dan

kering, laut dangkal berkali-kali menguap, mengakibatkan

pengendapan garam yang luas dan sedikit endapan anhidrit dengan

ketebalan 2 km di bagian tengah dari sistem keretakan (Argo

Formasi) (Wade dan MacLean, 1990).

Gambar 2.2 Rekonstruksi Paleogeographic dari Cekungan

Scotian Pada Triassic Akhir 210 mya (CNSOPB, 2012)

7

B. Perioda Awal Post-Rift Transgresi air laut di atas struktur ketidakselarasan (Break-up

Unconformity), menutupi cekungan dengan kondisi air laut yang

dangkal dan terakumulasi sedimen karbonat tipis dan klastik.

Kombinasi pemekaran lantai samudra, pengisian cekungan dan

kenaikan muka air laut, menyebabkan Samudra Atlantik menjadi

lebih luas dan dalam ( ̴ 1000 m) pada perioda pertengahan Jurassic

(Wade dan MacLean, 1990). Pada bagian barat dari cekungan

terbentuk karbonat dan bertahan sampai umur awal Cretaceous.

Pertumbuhan endapan karbonat sangat berlimpah pada perioda

awal post rift dan terbagi ke dalam beberapa bagian karbonat.

Daerah laut dangkal tempat terjadinya sedimentasi karbonat

(platform karbonat) dan batas suksesi terbentuk sepanjang daerah

tertinggi, yang berprogradasi ke arah laut dalam. Pada perioda ini

mengalami batas penurunan disertai dengan kenaikan permukaan

air laut, yang mengakibatkan karbonat ditutupi oleh batu serpih.

Pada akhir-pertengahan Jurassic, lingkungan laut dangkal di mana

terjadi adanya akumulasi sedimen karbonat, yang terbentuk

kembali sepanjang cekungan pada daerah tertinggi (Wade dan

MacLean, 1990), ditunjukan pada Gambar 2.3.


Scotian Pada Jurassic Akhir 150 mya (CNSOPB, 2012)

8

C. Perioda Akhir Post-Rift Bersamaan dengan pengendapan dari karbonat, pengangkatan

pada bagian Barat cekungan mengakibatkan masuknya sedimen

klastik ke dalam cekungan. Bagian Barat Daya mengalami

progradasi sekitar perbatasan Amerika Serikat dan Canada yang

dikenal dengan Delta Shelburn. Pengendapan pada akhir post-rift

ini di dominasi oleh sedimen yang berasal dari darat. Serangkaian

pasir yang tebal tipe delta, pengendapan batu bara, pembentukan

karbonat dan suksesi paparan laut dangkal merupakan dominasi

dari pengendapan pada periode akhir post-rift (Cretaceous awal)

(Gambar 2.4)


Scotian Pada Cretaceous Awal 135 mya (CNSOPB, 2012)

Akhir periode Cretaceous di cekungan Scotia terjadi kenaikan

permukaan laut, penurunan cekungan, endapan laut dan adanya

batu kapur dari Formasi Wyandot. Strata ini akhirnya terkubur oleh

paparan laut Tersier, kemudian batuan pasir dan konglomerat

berasal dari Formasi Banquereau (Wade dan MacLean, 1990).

2.1.2 Geologi Struktur

Struktur Penobscot terletak pada punggung bukit Missisauga,

yang memisahkan Abenaki dan sub-cekungan Sable. Terdapat dua

9

patahan utama pada lapangan Penobscot. Patahan pertama terletak

di sebelah Barat dan patahan kedua terletak di sebelah Timur, yang

menjadikan daerah tersebut potensial adanya reservoir. Patahan

yang mengontrolnya adalah patahan aktif dari masa Paleogene

hingga Jurassic (Crane dan Clack, 1992).

2.1.3 Stratigrafi

Cekungan Scotia mengandung batuan sedimen, pada masa

Mesozoic hingga Cenozoic dengan ketabalan mencapai 16 km.

Batuan tersebut terendapkan selama masa pergerakan pangea.

Pengendapan awal terjadi pada masa Triassic yang terdiri atas

klastik dan evaporit. Kemudian terjadi transisi oleh pemekaran

dasar laut pada awal Jurassic, sehingga celah cekungan secara

berangsur-angsur terisi oleh klastik dan karbonat. Perkembangan

kondisi laut terjadi pada masa pertengahan Jurrasic, yang

menyebabkan timbulnya dataran alluvial, delta dan fasies karbonat.

Masa sedimentasi Cretaceous awal dan akhir di dominasi oleh

transgresi batu serpih, batuan karbonat dan kapur (Wade dan

MacLean, 1990). Fluktuasi ketinggian air pada masa Paleogene

dan Neogene membuat campuran batu pasir laut dan serpih

diselingi oleh batuan klastik kasar, batuan karbonat laut dan

semuanya tertutup oleh sedimen laut yang terendapkan selama

periode Quaternary (Gambar 2.5)

10

Gambar 2.5 Stratigrafi Umum Scotia (Wade dan MacLean, 1990)

Lapisan batuan pada Cekungan Scotia terdiri dari berbagai Formasi

batuan yang terbentuk, sebagai berikut:

A. Formasi Eurydice Formasi Eurydice adalah formasi tertua pengisi cekungan

Scotia yang berkaitan dengan pembentukan benua Atlantik, dan

merupakan deretan batu pasir merah, batu lanau, dan batu serpih

pada zaman Triasik. Beberapa sumur pernah dilakukan pemboran

hingga mencapai Formasi Eurydice, yang menunjukan kedalaman

formasi ini dapat mencapai 3 km (Van Der Linden, dkk, 1975).

11

B. Formasi Argo Formasi Argo adalah formasi batuan yang terjadi setelah

pembentukan Formasi Eurydice. Kedua formasi berada di tepi

cekungan dengan penyusun utama adalah garam. Persebaran

garam pada cekungan Scotia, memicu terjadi adanya graben utama

pada pengendapan awal adanya lapisan evaporit. Aliran garam

secara ekstensif mengisi sedimen pada sub-sekuen, dan secara

periodik telah mengalami pergeseran selama tahap akhir

pemisahan benua (Van Der Linden, dkk, 1975).

C. Formasi Iroquois dan Formasi Mohican Di bawah paparan Scotia, Formasi Iroquois dan Formasi

Mohican terjadi struktur ketidakselarasan. Penyusun utama

Formasi Iroquois yaitu batuan sedimen karbon yang memiliki

umur hampir sama dengan Formasi Mohican, yang mencapai

ketebalan maksimum hingga 800 m.

Batu pasir dan batu serpih dari Formasi Mohican terbentuk

sangat tebal pada Jurasik tengah dan terendapkan di sub-cekungan.

Formasi ini meluas pada paparan Scotia, dan beberapa sumur telah

berhasil dibor hingga kedalaman 400 m. Data seismik

mengindikasikan bahwa Formasi Mohican memiliki ketebalan

hingga 4 km di bagian Selatan sub-cekungan Abenaki dan 5,5 km

di bawah paparan Scotia bagian Timur (Van Der Linden, dkk,

1975).

D. Formasi Mic Mac dan Formasi Mohawk Di atas Formasi Mohican, terdapat formasi tertebal kedua yang

tersusun oleh batuan klastik yang dominan terbentuk setelah

pemekaran kerak (post rift), yaitu Formasi Mic Mac. Pada

cekungan Scotia Formasi Mic Mac dan Formasi Mohawak

terbentuk pada Jurasik awal.

Formasi Mic Mac memiliki ketebalan 6 km pada sub-cekungan

Laurentian, hingga ujung pengendapan atau erosi LaHave

Platform. Sebelah Tenggara pulau Sable terdapat 4 hingga 5 km

ketebalan batu pasir, batu serpih, dan batu kapur. Ke arah Utara

dan Barat dari pulau Sable sepanjang daerah tertinggi terdapat

fasies karbonat yang menonjol, yaitu Formasi Abenaki (Van Der

Linden, dkk, 1975).

12

E. Ketidakselarasan (Break-Up Uncomformity) Struktur ketidakselarasan (uncomformity) terjadi di antara

sekuen pembentukan cekungan dan pemekaran kerak pada

cekungan Scotia, yang terbentuk pada zaman Jurasik.

Ketidakselarasan ini terlihat di sepanjang graben dangkal pada

LaHave Platform (Van Der Linden, dkk, 1975).

F. Formasi Abenaki Formasi Abenaki dibagi menjadi empat bagian yaitu Scatarie,

Misaine, Baccaro, dan Artimon. Formasi ini terbentuk dari batu

kapur khusus dengan sekuen yang komplek dan menonjol.

Ketebalan maksimum yang dibor pada Formasi Abenaki sebesar

1.644 m. Selama Jurasik akhir bagian Timur Laut Canada

terpengaruh oleh pemisahan Lberia dan Amerika Utara. Pengaruh

paling kuat adalah pada bagian Selatan Newfoundland, di mana

terdapat tekanan, deformasi, dan erosi yang lebar pada lapisan

Jurasik. Struktur ketidakselarasan pada Avalon Uncomfirmity

ditemukan dari Avalon Uplift ke Barat hingga ke bagian Timur

cekungan Scotia (Van Der Linden, dkk, 1975).

G. Formasi Verrill Canyon Formasi Verrill Canyon terbentuk pada masa Jurasik tengah ke

awal Cretaceous. Formasi Verril Canyon merupakan fasies laut

dalam yang serupa dengan Formasi Mohawk, Abenaki, Mic Mac,

dan Missisauga. Formasi ini tersusun atas batu serpih abu-abu ke

hitaman, dengan lapisan tipis batu kapur, batu lanau dan batu pasir.

Formasi Verrill Canyon terendapkan pada prodelta, bagian luar

paparan dan lereng benua. Formasi ini memiliki ketebalan 360 m

di bagian Barat Daya cekungan Scotia dan lebih dari 915 m di

bagian Timur Laut (Van Der Linden, dkk, 1975).

H. Formasi Missisauga Formasi Missisauga tersebar luas pada cekungan Scotia yang

sangat bervariasi secara fasies dan ketebalan. Pada LaHave

Platform, Burin Platform dan punggung bukit Canso, yang

memiliki ketebalan mencapai 1.000 m. Terdiri dari 60 hingga 80%

batu pasir, dengan beberapa fasies batu kapur yang terdapat di

bagian Barat Daya. Pada sub-cekungan pulau Sable lebih dari 2,7

km kedalaman telah dibor, dan diperkirakan memiliki ketebalan

total lebih dari 3 km dengan 30 hingga 50% merupakan batu pasir

dan batu lanau (Van Der Linden, dkk, 1975).

13

I. Formasi Logan Canyon Formasi Logan Canyon memiliki penyebaran yang serupa

dengan Formasi Missisauga, ketebalannya diperkirakan 2,5 km.

Pada formasi ini batuan yang terendapkan didominasi oleh adanya

batu serpih dan terdapat sisipan batu pasir (Van Der Linden, dkk,

1975).

J. Shortland Batu serpih Batu pasir dari Fomasi Logan Canyon terpisah jauh dari fasies

batu serpih laut dalam pada Shortland. Batu serpih yang

terendapkan pada bagian delta yang paling menjauh ke arah laut

atau disebut prodelta di bagian luar paparan dan lereng benua (Van

Der Linden, dkk, 1975).

K. Formasi Dawson Canyon Batu serpih dan batu kapur terendapkan di seluruh cekungan

Scotia selama Cretaceous akhir. Unit transgresif pertama adalah

Formasi Dawson Canyon, yang memiliki variasi ketebalan lebih

dari 700 m di bagian sub-cekungan SouthWhale. Kemudian pada

bagian paparan Scotia memiliki ketebalan kira-kira 200 m di

punggung bukit Canso, dan sekitar 100 m di bagian luar sub-

cekungan pulau Sable (Van Der Linden, dkk, 1975).

L. Formasi Wyandot Formasi Wyandot tersusun dari batu kapur dan sedikit batu

gamping. Ketebalan bervariasi dari 50 m hingga 400 m di Pulau

Sable sebelah Tenggara tepi paparan Scotia, tetapi pada zaman

Tersier terjadi proses erosi. Di bawah bagian luar paparan, di atas

Formasi Wyandot sering ditandai adanya ketidakselarasan pada

sedimen Tersier (Van Der Linden, dkk, 1975).

M. Formasi Banquereau Formasi Banquereau merupakan sedimentasi yang terdapat

diantara bagian atas dari Formasi Wyandot dan Cenozoic atas.

Formasi ini memiliki ketebalan dari 0 hingga 4 km (Van Der

Linden, dkk, 1975).

N. Formasi Laurentian Formasi Laurentian merupakan pengendapan sedimen dari

sedimen Quarternary dan bagian Pliocene. Pada sisi tertebalnya di

sepanjang daerah luar paparan benua dan daerah atas lereng

terdapat lebih dari 1.500 m batu pasir laut, batu lanau dan batu

lempung (Van Der Linden, dkk, 1975).

14

2.1.4 Petroleum System

2.1.4.1 Sumber (Source Rock) dan Migrasi

Prospek pada lapangan Penobscot terletak tepat pada updip di area

geopressure lapangan Cohasset dan Panuke, yang telah berproduksi

pada pertengahan tahun 1990-an. Kandungan hidrokarbon berada

pada batu pasir di formasi Logan Canyon dan Missisauga. Minyak dan

gas yang ada pada lapangan Penobscot, diperkirakan terletak di dekat

formasi Missisauga Tengah bagian atas. Karena posisinya terletak di

punggung bukit Missisauga, maka hidrokarbon yang dihasilkan akan

bermigrasi ke arah Utara dan arah Selatan dari struktur Penobscot.

Source rock di prediksi berada di daerah formasi Verrill Canyon pada

kedalaman 3.666 m dibawah permukaan (Kidston, dkk, 2002).

2.1.4.2 Reservoir, Jebakan (Trap), Penutup (Seal)

Reservoir pada lapangan Penobscot diduga berada pada Formasi

Missisauga Tengah, terdiri dari lapisan pasir yang lebih tebal dari

bagian bawah Missisauga, dan lapisan pasir tersebut dapat dengan

mudah di korelasikan melalui analisa sumur. Lapisan pasir yang tebal

pada bagian Missisauga Tengah dapat ditemukan di sumur L-30 dan

B-41. Tipe lapisan pasir pada Formasi Missisauga Tengah dengan

urutan dari butiran pasir halus ke butiran pasir kasar. Di mana terdapat

informasi mengenai reservoir diantaranya adalah nilai porositas rata-

rata berkisar di antara 20% dengan maksimum porositas 30%. Nilai

permeabilitas rata-rata sebesar 120 milidarcy (mD) dengan nilai

permeabilitas maksimum lebih dari 1000 mD (Kidston, dkk, 2002).

Formasi Baccaro merupakan bagian dari platform karbonat formasi

Abenaki dan terbukti produktif di bagian Barat Daya pada lapangan

Panuke. Proses pembentukan batuan dolomit karena adanya proses

hidrotermal, sehingga terbentuk reservoir yang memiliki porositas

tinggi pada pengendapan fasies karbonat. Patahan pada basement yang

terdapat disepanjang punggung bukit Missisauga memberikan jalur

untuk fluida, yang menghasilkan porositas yang sangat baik untuk

bermigrasi (Kidston, dkk, 2002).

2.2 Konsep Gelombang Seismik

Sumber gelombang seismik berasal dari gelombang seismik

buatan. Di mana sumber gelombang buatan seperti dinamit, airgun,

dan watergun. Gelombang yang dipantulkan akan ditangkap oleh

15

geophone di permukaan dan diteruskan ke instrument untuk direkam

(Sherrif, 1995). Gelombang seismik merupakan gelombang yang

merambat dalam medium bumi. Perambatan gelombang seismik

tergantung pada sifat elastisitas batuan. Gelombang seismik dibagi

menjadi dua yaitu gelombang badan (body wave) dan gelombang

permukaan (surface wave).

2.2.1 Gelombang Badan (Body Wave)

Gelombang badan adalah gelombang yang menjalar dalam

medium elastik dan arah perambatannya adalah ke seluruh bagian di

dalam bumi. Berdasarkan gerak partikel pada media dan arah

penjalarannya, gelombang seismik dapat dibedakan menjadi dua yaitu

gelombang primer dan gelombang sekunder.

Gelombang primer, disebut juga gelombang kompresi atau

gelombang longitudinal, adalah gelombang yang arah gerak partikel

mediumnya sejajar dengan arah rambatnya (Gambar 2.6). Gelombang

ini memiliki kecepatan rambat paling besar. Persamaan untuk

kecepatan gelombang primer sebagai berikut:

𝑉𝑝 = √𝜆+2𝜇

𝜌 (2.1)

di mana:

𝜆 = konstanta lame 𝜇 = rigiditas 𝜌 = densitas.

Gelombang sekunder, disebut juga gelombang shear atau

gelombang transversal, adalah gelombang yang arah gerak partikel

mediumnya tegak lurus terhadap arah perambatan gelombangnya.

Gelombang ini memiliki cepat rambat yang lebih rendah dibandingkan

dengan kecepatan gelombang primer (Telford, dkk, 1990). Persamaan

untuk kecepatan gelombang sekunder (𝑉𝑠) sebagai berikut:

𝑉𝑠 = √𝜇

𝜌 (2.2)

16

Gambar 2.6 Gelombang Primer (Atas) dan Gelombang Sekunder

(Bawah) (Telford, dkk, 1990)

2.2.2 Gelombang Permukaan (Surface Wave)

Gelombang permukaan merupakan gelombang seismik yang

merambat di permukaan medium yang dilewatinya. Gelombang

permukaan dibagi dua jenis, yaitu gelombang Rayleigh dan

gelombang Love. Gelombang Rayleigh adalah gelombang yang

menjalar dipermukaan bumi dengan pergerakan partikelnya

menyerupai ellips, dan terjadi karena adanya inteferensi antara

gelombang tekan dengan gelombang geser secara konstruktif.

Persamaan untuk kecepatan gelombang Reyleigh (𝑉𝑅) adalah sebagai berikut:

𝑉𝑅 = 0.92 √𝑉𝑠 (2.3)

sedangkan gelombang love adalah gelombang yang arah

penjalarannya tegak lurus secara horizontal dengan arah pergerakan

partikelnya, berikut ilustrasi gelombang permukaan Gambar 2.7

(Telford, dkk, 1990).

17

Gambar 2.7 Gelombang Love (Atas) dan Gelombang Rayleigh

(Bawah) (Telford, dkk, 1990)

2.3 Komponen Seismik Refleksi

2.3.1 Koefisien Refleksi

Umam (2004) menjelaskan bahwa pada saat gelombang dengan

sudut datang normal direfleksikan dan ditransmisikan, akan

mempunyai bentuk pulsa gelombang yang sama dengan gelombang

datang, namun besar amplitudonya berbeda. Perbandingan antara

besar amplitudo gelombang yang terpantulkan dan gelombang datang

dinamakan koefisien refleksi (KR), dengan persamaan:

𝐾𝑅 =𝐴𝑟

𝐴𝑑 (2.4)

di mana 𝐴𝑟 adalah amplitudo gelombang refleksi dan 𝐴𝑑 adalah amplitudo gelombang datang. Koefisien refleksi akan berubah seiring

dengan perubahan densitas (𝜌) dan cepat rambat gelombang (𝑣) pada batuan, dengan persamaan sebagai berikut:

𝐾𝑅 =𝜌2𝑣2−𝜌1𝑣1

𝜌2𝑣2+𝜌1𝑣1 (2.5)

di mana:

𝐾𝑅 : koefisien refleksi 𝜌1 : densitas lapisan 1 𝑣1 : kecepatan gelombang lapisan 1 𝜌2 : densitas lapisan 2 𝑣2 : kecepatan gelombang lapisan 2.

18

2.3.2 Impedansi Akustik

Impedansi akustik (AI) didefinisikan sebagai kemampuan batuan

untuk dapat melewatkan gelombang seismik yang melaluinya. Faktor

yang mempengaruhi sifat fisis batuan yaitu jenis litologi, porositas,

kandungan fluida, kedalaman, tekanan, dan temperatur. Sehingga AI

dapat digunakan sebagai suatu indikator litologi (Shearer, 2009).

Secara matematis AI adalah hasil perkalian antara kecepatan dengan

densitas suatu batuan, persamaan AI sebagai berikut:

𝐼𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑠𝑖 𝐴𝑘𝑢𝑠𝑡𝑖𝑘 (𝐴𝐼) = 𝜌 × 𝑣 (2.6) di mana:

𝐴𝐼 : impedansi akustik suatu lapisan batuan ([gr/cc*ft/s] atau [kg/m3*m/s])

𝜌 : densitas batuan pada suatu formasi (gr/cc atau kg/m3) 𝑣 : kecepatan gelombang lapisan batuan (ft/s atau m/s).

Impedansi akustik dapat dianalogikan dengan acoustic hardness,

di mana batuan yang keras dan susah dimampatkan mempunyai AI

yang tinggi, sedangkan batuan lunak lebih mudah dimampatkan dan

mempunyai AI yang rendah. Sebagai contoh batu gamping dan granit

mempunyai AI yang tinggi, sedangkan batu lempung mempunyai AI

yang rendah. Sehingga semakin besar amplitudonya, maka akan

semakin besar refleksi dan kontras impedansi akustiknya (Sukmono

dan Agus, 2001).

2.3.3 Trace Seismik

Trace seismik adalah data seismik yang terekam oleh satu perekam

yaitu geophone. Di mana trace seismik mencerminkan respon dari

medan gelombang elastik terhadap kontras impedansi akustik

(reflektivitas), pada batas lapisan batuan sedimen yang satu dengan

yang lain. Proses terjadi trace seismik yang di Gambarkan 2.8

menunjukan bahwa, setiap trace merupakan hasil konvolusi sederhana

dari reflektivitas bumi dengan fungsi sumber seismik yang ditambah

dengan noise (Rusell, 1988). Persamaan yang digunakan untuk

membuat trace seismik, sebagai berikut:

𝑆(𝑡) = 𝑊(𝑡) ∗ 𝑟(𝑡) + 𝑛(𝑡) (2.7)

19

di mana:

𝑆(𝑡) : trace seismik 𝑊(𝑡) : wavelet seismik 𝑟(𝑡) : reflektivitas bumi 𝑛(𝑡) : noise ∗ : konvolusi.

Gambar 2.8 Proses Terjadi Trace Seismik (Rusell, 1988)

2.3.4 Wavelet

Wavelet adalah kumpulan dari sejumlah gelombang seismik yang

mempunyai amplitudo, frekuensi, dan fase tertentu (Sismanto, 2006).

Berdasarkan konsentrasi energinya, wavelet dibagi atas beberapa jenis

yang ditunjukan pada Gambar 2.9, berikut ini:

1. Zero phase, Wavelet berfase nol (wavelet simetris) adalah wavelet yang energinya terkonsentrasi pada titik referensi nol

(peak pada batas acoustic impedance). Wavelet jenis ini

mempunyai resolusi maksimum.

2. Minimum phase adalah wavelet yang energinya terkonsentrasi di depan titik referensi nol (t = 0) dan tidak ada energi sebelum

(t = 0)

3. Maksimum phase, memiliki energi yang terpusat secara maksimal dibagian akhir dari wavelet.

20

4. Mix phase merupakan wavelet yang energinya tidak terkonsentrasi di bagian depan maupun di bagian belakang.

Gambar 2.9 Jenis-Jenis Wavelet (a) Zero Phase, (b) Maximum

Phase, (c) Minimum Phase, (d) Mixed Phase (Sismanto, 2006)

2.3.5 Seismogram Sintetik

Seismogram sintetik adalah data seismik yang dibuat dari data

sumur yaitu log kecepatan, log densitas, dan wavelet. Mengalikan log

kecepatan dengan log densitas, akan mendapatkan deret koefisien

refleksi. Koefisien refleksi kemudian di konvolusikan dengan wavelet,

sehingga didapatkan seismogram sintetik yang ditunjukan pada

Gambar 2.10. Seismogram sintetik digunakan untuk mengikat data

sumur dengan data seismik. Umumnya data seismik berada dalam

domain waktu (TWT), sedangkan data sumur dalam domain

kedalaman (depth). Sehingga sebelum melakukan pengikatan,

langkah awal yang harus dilakukan adalah konversi data sumur ke

domain waktu dengan cara membuat seismogram sintetik (Sukmono

dan Agus, 2001).

a

c

b

d

21

Gambar 2.10 Seismogram Sintetik (Sukmono dan Agus, 2001)

2.3.6 Resolusi Vertikal

Resolusi vertikal adalah kemampuan dari data seismik untuk dapat

membedakan dua lapisan sebagai kenampakan yang berbeda, atau

ketebalan minimum yang dapat dideteksi oleh data seismik. Resolusi

vertikal pada data seismik sangat berhubungan dengan nilai

kecepatan, frekuensi, dan panjang gelombang. Resolusi vertikal dari

suatu batuan setara dengan 1 4⁄ panjang gelombang, yang disebut

dengan ketebalan tuning (tuning thickness). Ketebalan tuning (tuning

thickness) adalah batas minimal ketebalan lapisan batuan yang mampu

dilihat atau dibedakan oleh gelombang seismik (Badley, 1985) yang

ditunjukan pada Gambar 2.11.

Resolusi vertikal dapat didefinisikan sebagai 1 4⁄ panjang

gelombang (𝜆), di mana 𝜆 = 𝑣 𝑓⁄ . v adalah kecepatan gelombang

seismik dan f adalah frekuensi. Frekuensi dominan panjang

gelombang seismik bervariasi antara 20 sampai 50 Hz.

22

Gambar 2.11 Ketebalan Tuning (Badley, 1984)

Widess (1973) dalam papernya “How thin is a thin bed” Geophysics,

mengusulkan 1 8⁄ 𝜆 sebagai batas minimal resolusi vertikal. Akan tetapi, dengan mempertimbangkan kehadiran noise dan efek pelebaran

wavelet terhadap kedalaman, maka batas minimal resolusi vertikal

yang digunakan adalah 1 4⁄ 𝜆. Suatu ketebalan lapisan batuan lebih besar dari ketebalan tuning,

maka batas antar lapisan akan dapat dibedakan. Apabila ketebalan

lapisan sama dengan ketebalan tuning, maka kedua gelombang akan

berinterferensi positif sehingga meningkatkan amplitudo refleksi. Jika

ketebalan lapisan lebih kecil dari pada ketebalan tuning, gelombang

akan berinterferensi negatif dan mengurangi amplitudo refleksi. Untuk

memperkirakan ketebalan lapisan di mana efek tuning akan terjadi,

maka digunakan persamaan tuning thickness, sebagai berikut:

𝐻 = 1

4𝜆 =

𝑣

4𝑓 (2.8)

di mana:

H = ketebalan lapisan 𝜆 = panjang gelombang v = kecepatan interval lapisan batuan f = frekuensi.

23

2.4 Analisis Multi Atribut Seismik

2.4.1 Atribut Seismik

Atribut seismik merupakan informasi berupa besaran spesifik

geometri, yang diperoleh dari data seismik melalui pengukuran

langsung. Brown (1999) menjelaskan bahwa semua atribut dan

formasi yang ada di klasifikasi data seismik tidaklah berdiri sendiri

satu dengan yang lain. Adanya perbedaan pada proses analisis

berdasarkan pada gelombang seismik yang terkait, maka informasi

dasar tersebut diklasifikasi dengan domain waktu, amplitudo,

frekuensi, dan atenuasi, yang ditunjukan pada Gambar 2.12.

Gambar 2.12 Klasifikasi Atribut Seismik (Brown, 1999)

Metode multi atribut adalah salah satu metode statistik

menggunakan lebih dari satu atribut, untuk memprediksi beberapa

properti fisik dari bumi. Pada analisis ini dicari hubungan antara log

dengan data seismik, lokasi sumur, dan hubungan, untuk memprediksi

atau mengestimasi volume dari properti log pada semua lokasi volume

seismik. Ide menggunakan multi atribut seismik untuk memprediksi

log properti pertama kali diusulkan oleh Schultz, dkk, (1994), yang

menjelaskan bahwa pendekatan tradisional properti reservoir

dihasilkan dari data seismik, menggunakan hubungan fisika antara

24

parameter yang ingin dipetakan dengan beberapa atribut dari data

seismik. Kemudian menggunakan sebuah atribut dari penampang 2D

atau 3D untuk memprediksi parameter reservoir tersebut.

2.4.2 Atribut Koherensi (Coherence)

Koherensi adalah salah satu atribut seismik yang menampilkan

kemiripan satu trace seismik dengan trace yang lainnya. Trace

seismik yang mirip akan dipetakan dengan koefisien koherensi yang

tinggi yaitu bernilai 1, sedangkan ketidakmenerusan atau tidak serupa

akan dipetakan dengan koefisien koherensi yang rendah yaitu bernilai

0. Sebuah zona sesar akan menghasilkan ketidakmenerusan yang

tajam, maka menghasilkan koefisien koherensi yang rendah

disepanjang bidang sesar tersebut. Dalam eksplorasi, atribut koherensi

digunakan untuk mempertajam kehadiran struktur sesar. Atribut

koherensi dioperasikan dalam suatu algoritma pendekatan matematis

yang mirip dengan perhitungan korelasi, karena atribut ini dihitung

langsung dari data seismik yang diproses (Brown, 1999). Persamaan

matematis atribut koherensi, sebagai berikut:

𝑠𝑖𝑚 = 1 −√∑ (𝑥𝑖−𝑦𝑖)

2𝑁𝑖=1

√∑ 𝑥𝑖2𝑁

𝑖=1 +√∑ 𝑦𝑖2𝑁

𝑖=1

(2.9)

𝑠𝑖𝑚 = 1 −√∑ 𝑥

√𝑦 (2.10)

di mana:

sim = similaritas (bentuk dari koherensi)

(𝑥𝑖, 𝑦𝑖) = posisi inline dan crossline N = jumlah data.

Chopra (2002) menjelaskan bahwa pengukuran koherensi dalam

tiga dimensi mewakili trace-to-trace similaritas dan menghasilkan

perubahan trace yang memiliki koefisien koherensi tinggi, sementara

diskontinuitas memiliki koefisien rendah. Daerah trace seismik yang

terpotong oleh patahan. misalnya hasil diskontinuitas yang tajam

menggambarkan koherensi rendah disepanjang bidang patahan

(Gambar 2.13).

25

Gambar 2.13 Perbandingan Koherensi. a) Sesar kurang terlihat pada

peta amplitudo, b) Peta koherensi mempertajam sesar, c) Gabungan

keduanya (Chopra, 2002)

2.4.3 Atribut Amplitudo Root Mean Square (RMS)

Konsep dari amplitudo rms merupakan akar dari jumlah energi

dalam domain waktu (amplitudo dikuadratkan), yang ditunjukan pada

Gambar 2.14. Persamaan untuk menghitung amplitudo rms, sebagai

berikut:

𝐴𝑚𝑝𝑙𝑖𝑡𝑢𝑑𝑜 𝑅𝑀𝑆 = √1

𝑁 ∑ 𝑎1

2𝑁𝑖=1 (2.9)

di mana:

N = jumlah sample amplitudo pada jendela analisis

a = besar amplitudo.

Gambar 2.14 Ilustrasi Perhitungan Amplitudo RMS (Sukmono,

2007)

26

Contoh perhitungan:

𝐴𝑚𝑝𝑙𝑖𝑡𝑢𝑑𝑜 𝑅𝑀𝑆 = √1

𝑁 ∑ 𝑎1

2

𝑁

𝑖=1

𝐴𝑚𝑝𝑙𝑖𝑡𝑢𝑑𝑜 𝑅𝑀𝑆

= √1

8∑ (52 + 02 + (−18)2 + (−10)2 + 302

𝑁

𝑖=1

+ 372 + 382 + 252) 𝐴𝑚𝑝𝑙𝑖𝑡𝑢𝑑𝑜 𝑅𝑀𝑆 = 24.46 ms

Berdasarkan konsep tersebut, amplitudo rms akan sangat sensitif

terhadap nilai amplitudo yang tinggi, sehingga amplitudo rms sangat

cocok untuk melacak perubahan litologi.

2.4.4 Atribut Dekomposisi Spektral (Spectral Decomposition)

Dekomposisi spektral adalah metode yang digunakan untuk

menganalisa karakter frekuensi, yang merupakan respon dari batuan

bawah permukaan dan reservoir (Sinha, dkk, 2005). Atribut ini

dihasilkan dari analisa teknik waktu-frekuensi kontinyu yang

menghasilkan spektrum frekuensi untuk setiap sample waktu pada

trace seismik. Metode dekomposisi spektral pada data seismik, dapat

dikomposisikan menjadi spektrum dalam komponen frekuensi

tertentu. Domain waktu pada seismik trace dirubah menjadi domain

frekuensi, misalnya dengan menggunakan Transformasi Fourier

Terpisah (Discrete Fourier Transform) untuk menghasilkan

amplitudo dan fasa spektral. Spektrum amplitudo berisi informasi

yang berhubungan dengan ketebalan lapisan dan spektrum fasa berisi

informasi mengenai kemenerusan dan ketidakmenerusan. Aplikasi

metode ini dapat meningkatkan resolusi, memperjelas channel,

estimasi ketebalan dari perlapisan tipis, menghilangkan noise, dan

identifikasi keberadaan reservoir.

Ada beberapa metode dalam melakukan atribut dekomposisi

spektral. Metode tersebut antara lain, yaitu:

1. Transformasi Fourier Terpisah (Discrete Fourier Transform) 2. Transformasi Fourier Waktu Singkat (Short Time Fourier

Transform)

27

3. Transformasi Wavelet Kontinu (Continous Wavelet Transform)

4. Pencocokan Dekomposisi Pursuit (Matching Pursuit Decomposition)

2.4.4.1 Transformasi Fourier Terpisah (Discrete Fourier

Transform)

Sebuah sinyal ketika di transformasi kedalam domain frekuensi

dengan menggunakan transformasi Fourier, akan memperlihatkan

seluruh karakter frekuensi yang terkandung dalam sinyal tersebut,

untuk mendapatkan informasi struktur sepanjang horizon. Persamaan

transformasi Fourier dinyatakan sebagai berikut (Sinha, dkk, 2005)

f (𝜔) = ∫ 𝑓 𝑡 𝑒−𝑖𝜔𝑡𝑑𝑡∞

−∞ (2.10)

di mana:

𝑓 (𝜔) : fungsi sinyal 𝜔 : frekuensi 𝑡 : waktu.

Konsep sinyal dibagi menjadi 2 jenis yaitu, sinyal stasioner dan sinyal

nonstasioner. Perbedaan mendasar dari sebuah sinyal stasioner dan

nonstasioner adalah pada kandungan frekuensinya. Sinyal stasioner

dapat didefinisikan sebagai sinyal dengan kandungan frekuensi yang

muncul sepanjang waktu akan selalu konstan. Sedangkan sinyal

nonstasioner adalah sinyal di mana kandungan frekuensi yang muncul

sepanjang waktu tersebut tidak konstan. Karakter dari sinyal seismik

merupakan sinyal nonstasioner, karena kandungan frekuensinya akan

berubah-ubah sepanjang waktu. Hal ini dapat dipengaruhi oleh

beberapa faktor, seperti kondisi geologi, litologi di bawah permukaan,

dan variasi ketebalan.

28

Gambar 2.15 Interferensi Spektral (Partyka, dkk, 1999)

Partyka (1999) menjelaskan bahwa konsep dasar dekomposisi

spektral adalah suatu seismik refleksi dari lapisan batuan yang tipis,

akan memberikan suatu respon karakteristik frekuensi tertentu, dapat

dilihat pada Gambar 2.15. Jika frekuensi diasosiasikan dengan

ketebalan pada bagian dari zona target, maka hal tersebut dapat

memberikan informasi gambaran yang lebih detail jika dibandingkan

dengan processing seismik konvensional.

Karakteristik frekuensi diperoleh dari suatu ketebalan batuan,

densitas dari lapisan material, dan kecepatan sinyal yang melaluinya.

Lapisan material tersebut berasal dari sejumlah perlapisan batuan

dengan karakteristik frekuensi tertentu, untuk mendapatkan lapisan

yang diinginkan. Pendekatan yang paling umum untuk karakterisasi

reservoir menggunakan dekomposisi spektral adalah melalui “zone of

interest tuning cube” (Gambar 2.16).

29

Gambar 2.16 Proses Pengolahan Atribut Dekomposisi Spektral

(Partyka, dkk, 1999)

31

BAB III

METODOLOGI PENELITIAN

3.1 Waktu dan Tempat Penelitian

Penelitian ini dilakukan pada tanggal 11 April 2017 hingga 22 Juni

2017 di DBS Bank Tower Lantai 16 Ciputra World 1 Jl. Prof. Dr.

Satrio Kav. 3-5 Jakarta Selatan pada Genting Oil Kasuri Pte Ltd.

Penelitian ini menggunakan data Open Source dari perusahaan Petro-

Canada Shell.

3.2 Peralatan Penelitian

Peralatan yang digunakan dalam penelitian ini berupa perangkat

lunak (software) dan perangkat keras. Perangkat lunak (software)

yang digunakan yaitu a) Humpson Russell 8.4, b) IHS Kingdom 2015.0

– 64 bit 9.0 HF4 Build: 2426, c) Opendtect 6.0.0, d) Microsoft Excel

2013, e) Microsoft Word 2013, f) Microsoft Power Point 2013, dan g)

Notepad pada Windows 8. Perangkat keras yang digunakan yaitu

Laptop ASUS A455L Prosessor Intel Core i7 dan Printer.

3.3 Persiapan Data Penelitian

3.3.1 Data Seismik

Data seismik yang diperoleh dari processing PSTM (Post Stack

Time Migration) adalah data seismik 3D. Adapun informasi

spesifikasi lebih rinci dapat dilihat pada Tabel 3.1 berikut ini:

Tabel 3.1 Spesifikasi Data Seismik

Jenis

Data

Sumur Jumlah

Inline

Jumlah

Xline

Waktu

Data

seismik

3D

L-30 1000 –

1481

(1189)

1001 –

1480

(1162)

0 – 6000 ms

B-41 1000 –

1481

(1344)

1001 –

1480

(1051)

0 – 6000 ms

32

Gambar 3.1 Data Seismik 3D Lapangan Penobscot

Data seismik yang ditunjukan pada Gambar 3.1 sangat penting dalam

penelitian ini. Data seismik yang ditunjukkan dalam proses awal input

multi atribut dan data dasar yang dilakukan akan berpengaruh pada

pengolahan data, sehingga menghasilkan interpretasi struktur dan

stratigrafi data seismik reservoir.

3.3.2 Data Sumur

Penelitian ini menggunakan dua data sumur yaitu L-30 dan B-41.

Data sumur yang digunakan adalah data log (wireline log), data

checkshot, dan data horizon (marker), ditunjukan pada Tabel 3.2

berikut ini:

Tabel 3.2 Kelengkapan Data Sumur

Sumur Data Log Data Horizon Data

Checkshot

L-30

B-41

33

3.3.2.1 Data Log

Data log merupakan hasil parameter yang terukur secara

berkesinambungan di dalam sebuah sumur. Berikut daftar

kelengkapan data log yang digunakan dalam penelitian kedua sumur,

yang ditunjukan pada Tabel 3.3

Tabel 3.3 Data Log yang digunakan dalam penelitian

No Well Log L-30 B-41

1 Caliper

2 Gamma Ray

3 Density

4 Resistivity

5 Neutron Porosity

6 P-wave

7 SP

3.3.2.2 Data Checkshot

Data checkshot merupakan data survei pengukuran waktu tempuh

gelombang seismik. Di mana posisi sumber gelombang diletakkan

pada permukaan dekat dengan lubang bor, dan perekam berada di

dalam lubang bor. Data checkshot digunakan untuk mendapatkan

hubungan antara data sumur dan data seismik, karena adanya

perbedaan domain satuan antara data sumur (domain kedalaman) dan

data seismik (domain waktu). Oleh sebab itu, data checkshot

digunakan untuk mengikat data sumur dengan data seismik atau

disebut well seismic tie. Gambar 3.2 merupakan hasil data checkshot

dan data horizon (marker) pada sumur L-30 dan B-41.

34

Gambar 3.2 Koreksi Data Checkshot Sumur L-30 dan B-41

3.3.2.3 Data Horizon (Marker)

Data horizon (marker) digunakan untuk menandai batas atas dan

batas bawah dari setiap formasi reservoir. Pada penelitian ini,

ditemukan sumur yang memiliki data horizon (marker) berbeda.

Sumur L-30, 18 marker geologi dan sumur B-41, 6 marker geologi.

Peneliti menggunakan tiga data horizon (marker) yang sama dari

sumur L-30 dan B-41, yaitu Upper Missisauga, Base O-Marker, dan

Lower Missisauga. Informasi kedalaman kedua sumur pada setiap

horizon (marker), ditunjukan pada Tabel 3.4 berikut ini:

Tabel 3.4 Informasi Data Horizon (Marker)

Sumur Formation

Top

Kedalaman

TVD (ft)

L-30 U. Missisauga 6828

Base O-M 7542

L. Missisauga 9915

B-41 U. Missisauga 6876

Base O-M 7620

L. Missisauga 9978

35

3.4 Diagram Alir Penelitian

Penelitian ini secara umum melewati beberapa proses. Proses

diperoleh dari pengolahan data sumur dan pengolahan data seismik.

Berdasarkan pengolahan tersebut, akan mendapatkan hasil yang

berbeda dari metode yang digunakan. Berikut diagram alir penelitian

yang ditunjukan pada Gambar 3.3

Gambar 3.3 Diagram Alir Penelitian

36

3.5 Pengolahan Data

3.5.1 Pengolahan Data Sumur

Proses pengolahan data hingga interpretasi data seismik dalam

penelitian ini menggunakan tiga software yaitu Hampson Russell

Software (HRS), HIS Kingdom, dan Opendtect, masing–masing

software memiliki fungsi yang berbeda untuk menghasilkan analisa

yang lebih akurat. HRS digunakan untuk proses loading well, input

data horizon (marker), korelasi sumur dan sensitivitas analisis

(crossplot). IHS Kingdom digunakan untuk proses well seismic tie,

picking horizon, picking fault, dan analisa atribut amplitudo rms.

Sedangkan Opendtect digunakan untuk analisa atribut koherensi dan

analisa atribut Dekomposisi Spektral.

Pengolahan data sumur dimulai dari tahapan loading data dan

tahapan quality control (QC). QC digunakan untuk memeriksa

kelayakan pada data sumur yang akan dimasukan ke dalam software

HRS. Data sumur yang diperlukan adalah data checkshot, data log

(wireline log), dan data horizon (marker). Data sumur yang akan

diolah, terlebih dahulu dilakukan pemeriksaan kelengkapan pada

posisi (x,y) dari masing–masing sumur, yaitu dengan memasukan

informasi Kelly Bushing (KB), elevasi permukaan, koordinat sumur,

penentuan nilai, satuan tiap log, dan batas kedalaman (start dan stop

depth). Rubiandini (2012) menjelaskan bahwa Kelly Bushing (KB)

adalah sebuah perangkat pengeboran yang dipasang sebagai konektor

antara Kelly dan Rotary Table.

Tahap berikutnya, memberikan tanda setiap horizon (marker) pada

formasi yang diindikasikan sebagai lapisan batu pasir, baik yang

berpotensi adanya reservoir maupun yang tidak. Hal ini dilakukan

untuk membatasi daerah yang akan dianalisa lebih lanjut. Log yang

digunakan untuk membuat marker antara lain yaitu log gamma ray,

log resistivity, log neutron porosity, log density, log p-wave, dan

computed impedance (impedansi akustik).

37

Gambar 3.4 Korelasi Data Sumur L-30

Gambar 3.5 Korelasi Data Sumur B-41

Gambar 3.4 dan Gambar 3.5 menunjukan hasil korelasi kedua data

sumur pada Upper Missisauga hingga Lower Missisauga. Setiap

horizon mengindikasikan sebagai reservoir untuk membedakan

lapisan batu pasir dan batu serpih. Batu pasir ditandai dengan nilai log

38

gamma ray yang rendah dan nilai log resistivity tinggi, sedangkan

lapisan batu serpih ditandai dengan nilai log gamma ray yang tinggi

dan nilai log resistivity rendah.

3.5.2 Pengolahan Data Seismik

3.5.2.1 Pembuatan Wavelet

Wavelet yang digunakan hasil dari ekstraksi data seismik.

Berdasarkan hasil pembuatan wavelet terdapat dua jendela (window),

di sekitar zona target masing–masing kedua sumur yang ditunjukan

Gambar 3.6. Parameter yang dihasilkan sumur L-30 dan B-41 sama,

yaitu sample interval 0.002 s, panjang dalam waktu (length in time)

0.4 s dan tipe fasa dari wavelet tersebut merupakan zero phase.

(A) (B)

Gambar 3.6 Wavelet Hasil Ekstraksi dari Data Seismik, (A) Sumur

L-30, (B) Sumur B-41

3.5.3 Well Seismic Tie

Koefisien refleksi dikonvolusikan dengan wavelet untuk

mendapatkan seismogram sintetik, dalam proses well seismic tie.

Tahap pembuatan seismogram sintetik dengan menggunakan

beberapa data, yaitu data checkshot, data log sumur (log gamma ray,

39

log density, dan log p-wave) dan trace seismik. Proses dilakukan well

seismic tie bertujuan untuk menyamakan domain data sumur

(kedalaman) dengan domain data seismik (waktu). Tahapan

melakukan well seismic tie yaitu dengan stretching dan squeezing.

Stretching dan squeezing adalah suatu proses untuk mencocokan trace

seismik dan trace sintetik, dengan meregang dan menempatkan antara

dua amplitudo yang berdekatan. Pengikatan data sumur dan data

seismik dilakukan untuk kedua sumur L-30 dan B-41, yang ditunjukan

pada Gambar 3.7 dan Gambar 3.8.

Gambar 3.7 Hasil Well Seismic Tie Sumur L-30

40

Gambar 3.8 Hasil Well Seismic Tie Sumur B-41

3.5.4 Picking Horizon

Picking horizon dilakukan dengan cara membuat garis horizon,

pada kemenerusan suatu lapisan penampang seismik. Proses Tahap

melakukan picking horizon diperlukan well seismic tie untuk mengikat

data sumur dan data seismik, sehingga horizon seismik dapat

diletakkan pada horizon yang sebenarnya. Oleh sebab itu, proses well

seismic tie sangat penting dan berpengaruh dalam menentukan horizon

mana yang akan di picking untuk mewakili dari zona reservoir.

41

Gambar 3.9 Interpretasi Picking Horizon 2D Seismik Inline 1189

Sebelum melakukan picking horizon, hasil well seismic tie

ditampilkan pada penampang seismik untuk mengetahui horizon yang

akan di peak. Penelitian ini menggunakan wavelet zero phase, karena

proses picking horizon dilakukan pada peak (puncak) dan trough

(lembah) dari amplitudo seismik yang terjadi pada event horizon.

Gambar 3.9 menunjukan horizon Upper Missisauga dilakukan pada

trough, horizon O-Marker pada trough, dan horizon Lower

Missisauga pada peak. Setelah melakukan picking horizon akan

mendapatkan hasil peta struktur waktu dari setiap horizon, yang

ditunjukan Gambar 3.10, 3.11, dan 3.12.

Gambar 3.10 Peta Struktur Waktu Upper Missisauga

42

Gambar 3.11 Peta Struktur Waktu O-Marker

Gambar 3.12 Peta Struktur Waktu Lower Missisauga

3.5.5 Picking Fault (sesar)

Sesar merupakan rekahan pada batuan yang telah mengalami

pergeseran (Endarto, 2005). Sesar dalam data seismik ditunjukan

dengan terpotongnya horizon seismik oleh bidang sesar. Picking fault

dilakukan mulai dari pergeseran horizon yang tampak jelas dan

diteruskan pada zona pergeseran secara vertikal. Setelah dilakukan

pengikatan data sumur, didapatkan sebagai acuan untuk menentukan

horizon target reservoir pada data seismik. Interpretasi seismik

43

meliputi interpretasi struktural berupa horizon dan patahan. Hasil

interpretasi akan digunakan dengan membangun pemodelan struktur.

Gambar 3.13 Interpretasi Picking Fault 2D Seismik Inline 1331

Kemenerusan patahan pada lapangan Penobscot, berada pada arah

Barat ke Timur. Hal ini dapat dilihat setelah picking fault dilakukan

yang ditunjukan pada Gambar 3.13 ditandai dengan garis berwarna

ungu.

45

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Analisis Sensitivitas (Crossplot)

Analisis sensitivitas atau crossplot adalah tahapan untuk

mengetahui tingkat sensitivitas dari data log sumur, dalam melakukan

pemisahan zona reservoir dan non reservoir. Crossplot dilakukan

antara dua log pada sumbu kartesian x dan y. Nilai cut-off tiap log

yang hasilkan dari crossplot dapat memisahkan antara litologi dan

fluida. Jenis log yang digunakan pada penelitian ini adalah log gamma

ray, log p-impedance, dan log resistivity. Ketiga log tersebut

digunakan untuk menentukan setiap parameter log.

(a)

46

(b)

Gambar 4.1 (a) Penampang Crossplot Log P-Impedance vs Gamma

Ray, dengan Pewarnaan Log Resistivity, (b) Hasil Cross Section

Sumur L-30

Gambar 4.1 terlihat crossplot antara log p-impedance sebagai sumbu

x dan log gamma ray sebagai sumbu y. Zona pemisahan litologi dibagi

menjadi tiga, dilihat pada pewarnaan pada log resistivity. Pada zona

kuning dengan log p-impedance tinggi memiliki nilai (34.600 - 46.200

(ft/s)*(g/cc)), log gamma ray rendah (< 60 (API)) dan log resistivity

tinggi, menunjukan bahwa litologi zona tersebut adalah batu pasir

(sandstone) dengan porositas yang rendah. Zona biru dengan log p-

impedance lebih kecil memiliki nilai (22.200 – 34.500 (ft/s)*(g/cc),

log gamma ray rendah (< 60 (API)), menunjukan bahwa litologi zona

tersebut adalah water sand. Hal ini dikarenakan memiliki nilai log

resistivity yang kecil. Sedangkan pada zona hijau dengan persebaran

log gamma ray tinggi memiliki nilai (> 60 (API)), log p-impedance

medium dan log resistivity medium, menunjukan bahwa litologi pada

zona tersebut adalah batu serpih (shale).

47

(a)

(b)

Gambar 4.2 (a) Penampang Crossplot Log P-Impedance vs Gamma

Ray, dengan Pewarnaan Log Resistivity, (b) Hasil Cross Section

Sumur B-41

48

Gambar 4.2 menunjukan penampang crossplot dengan log p-

impedance vs log gamma ray, dengan pewarnaan yang digunakan log

resistivity pada sumur B-41. Pada zona kuning dengan log p-

impedance tinggi memiliki nilai (36.000 – 46.750 (ft/s)*(g/cc)), log

gamma ray rendah (< 60 (API)) dan log resistivity tinggi, menunjukan

bahwa litologi zona tersebut adalah batu pasir (sandstone), yang

memiliki porositas rendah. Untuk zona biru dengan persebaran nilai

log p-impedance lebih rendah (22.250 – 35.900 (ft/s)*(g/cc)), log

gamma ray rendah (< 60 (API)), menunjukan bahwa litologi pada

zona tersebut adalah water sand. Hal ini dikarenakan memiliki nilai

log resistivity yang kecil. Sedangkan pada zona hijau, persebaran nilai

log gamma ray tinggi (> 60 (API)), log p-impedance medium dan log

resistivity medium menunjukan litologi pada zona tersebut adalah batu

serpih (shale).

4.2 Analisa Tuning Thickness

Perhitungan tuning thickness dilakukan untuk mengetahui

kemungkinan ketebalan reservoir yang dapat teresolusi dengan baik

pada data seismik, di mana pada perhitungan analisis didapatkan

seperempat dari panjang gelombang. Adapun data yang dibutuhkan

untuk menghitung ketebalan tuning yaitu kecepatan interval rata-rata

dari data log sonic pada setiap horizon target, frekuensi dominan yang

di dapatkan dari wavelet dengan nilai 20 Hz, dan ketebalan reservoir

dari sumur L-30 dan B-41. Berikut Tabel 4.1 hasil analisa perhitungan

tuning thickness dari kedua sumur.

Tabel 4.1 Hasil Perhitungan Tuning Thickness

Marker Well L-30 Well B-41

R (ft) T (ft) R (ft) T (ft)

Upper

Missisauga 166 137 162 141

O-Marker 82 164 64 156

Lower

Missisauga 180 165 191 171

49

Gambar 4.3 Grafik Analisa Tuning Thickness Sumur L-30

Gambar 4.4 Grafik Analisa Tuning Thickness Sumur B-41

Adapun grafik hasil perhitungan tuning thickness pada Gambar 4.3

dan 4.4, menunjukan bahwa horizon Upper Missisauga dan Lower

Missisauga memiliki ketebalan reservoir lebih besar dibandingkan

50

dengan O-Marker, yang menunjukan ketebalan reservoir lebih kecil

dari nilai tuning thickness. Pada kedua grafik garis tuning thickness

memotong ketebalan reservoir Upper Missisauga dan Lower

Missisauga, hal ini berarti reservoir dapat di analisa dengan data

seismik dan jika ketebalan reservoir tidak sampai tuning thickness

maka data seismik kurang bisa mengidentifikasi reservoir pada O-

Marker, dikarenakan dari data log O-Marker memiliki lapisan tipis.

4.3 Analisa Metode Amplitudo RMS

Pada penelitian ini, ekstraksi atribut rms dilakukan pada Formasi

Missisauga di mana memiliki tiga horizon yaitu horizon Upper

Missisauga, O-Marker, dan Lower Missisauga. Ketiga horizon ini

dilakukan untuk mengevaluasi keberadaan suatu reservoir dengan

mengasumsi besar kecilnya nilai amplitudo. Proses perhitungan

amplitudo rms dilakukan di setiap horizon, dengan lebar window yang

digunakan 60 ms. Pemilihan nilai window yang digunakan

berdasarkan pada analisa penampang seismik yang menunjukan

kemungkinan adanya suatu reservoir batu pasir (sandstone) dan juga

didasarkan pada interpretasi log di kedua sumur.

Gambar 4.5 Hasil Atribut Amplitudo RMS Pada horizon Upper

Missisauga dengan Window 60 ms

51

Gambar 4.5 hasil dari ekstraksi atribut rms horizon Upper Missisauga

yang ditunjukan pada garis berbentuk elips berwarna ungu, terdapat

anomali terang yang dilihat dari skala warna kuning ke merah-

merahan di sekitar sumur L-30. Nilai kontras menunjukan adanya

anomali amplitudo yang tinggi, sehingga semakin bagus prospek

adanya reservoir dengan arah persebaran dari Selatan dan Barat Laut.

Gambar 4.6 Hasil Atribut Amplitudo RMS pada Horizon O-Marker

dengan Window 60 ms

Gambar 4.6 pada horizon O-Marker terdapat anomali terang. Nilai

kontras menunjukan adanya anomali amplitudo yang tinggi berada di

sekitar sumur B-41, dengan arah persebaran relatif di Barat Laut, jika

dilihat pada peta lebih sedikit reservoir yang terlihat.

52

Gambar 4.7 Hasil Atribut Amplitudo RMS pada Horizon Lower

Missisauga dengan Window 60 ms

Berdasarkan peta amplitudo rms pada Gambar 4.7 menunjukan

adanya distribusi reservoir lapisan batu pasir (sandstone), yang hampir

tersebar di sumur L-30 dan arah persebarannya di Selatan. Hal ini

disebabkan karena perkiraan ketebalan lapisan pasir pada zona

tersebut terdapat akumulasi reservoir lebih besar. Ketiga horizon

memberikan informasi bahwa zona yang paling berprospek adanya

reservoir pada sumur L-30, dan horizon Lower Missisauga terbukti

menunjukan nilai kontras anomali amplitudo yang tinggi berdasarkan

analisis amplitudo rms.

4.4 Analisa Metode Koherensi

Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan untuk mendeteksi

sesar pada data seismik di lapangan Penobscot, Canada. Atribut

koherensi mengukur kesamaan atau kemiripan antar beberapa trace

seismik yang saling berdekatan. Gambar 4.8 menunjukan data seismik

yang terdapat sesar pada inline 1250, secara kemenerusan sesar pada

arah vertikal tampak jelas terpotongnya pada penampang seismik,

ditunjukan dengan panah berwarna hitam. Tampilan dari data seismik

tidak cukup untuk membuktikan adanya struktur sesar secara

53

langsung, sehingga memerlukan atribut koherensi untuk dapat

mengidentifikasi perubahan adanya struktur pada lapangan penelitian.

Gambar 4.8 Data Seismik Inline 1250

Pada ketiga horizon kemenerusan sesar yang ditunjukan oleh garis

berwarna merah terlihat lebih jelas, hal ini sudah diaplikasikan

perhitungan matematis atribut seismik koherensi dengan masing–

masing time window yang digunakan yaitu 28 ms.

Gambar 4.9 Hasil Atribut Koherensi Horizon Upper Missisauga

54

Gambar 4.10 Hasil Atribut Koherensi Horizon O-Marker

Gambar 4.11 Hasil Atribut Koherensi Horizon Lower Missisauga

55

Hasil horizon Upper Missiauga, O-Marker, dan Lower Missisauga

Gambar 4.9, 4.10, dan 4.11 membuktikan algoritma atribut seismik

koherensi secara efektif menunjukan adanya pola struktur sesar yang

cukup jelas, ditunjukan adanya garis hitam ditandai dengan bentuk

elips berwarna merah yang memotong batas reflektor. Sesar yang

tampak jelas memudahkan peneliti untuk melakukan interpretasi

kemenerusan dan arah sesar. Pada struktur yang dihasilkan dapat

mempertegas event-event sesar yang ada di masing–masing horizon.

Arah sesar ini berorientasi pada Barat ke Timur dan jenis sesar yang

terdapat di lapangan Penobscot berupa sesar normal. Metode

koherensi dapat menentukan struktur sesar yang terjadi, hal ini

membuktikan bahwa metode tersebut dapat diterapkan pada data real

dalam menentukan struktur sesar.

4.5 Analisa Metode Dekomposisi Spektral

4.5.1 Analisa Spektrum Frekuensi

Pada metode Dekomposisi Spektral yang pertama kali dilakukan

adalah analisis spektrum frekuensi vs amplitudo pada zona target yang

diinginkan. Hal ini bertujuan untuk dapat mengetahui distribusi nilai

amplitudo dan frekuensi pada zona target. Distribusi amplitudo dan

frekuensi yang menjadi dasar pemilihan tunning frekuensi pada

tahapan Dekomposisi Spektral. Gambar 4.12 menunjukan adanya

persebaran spektrum frekuensi data seismik dengan data yang

digunakan inline 1227 disekitar zona target. Hasil analisa frekuensi

pada zona target berkisar antara 5 Hz hingga 40 Hz dengan frekuensi

dominan 15 Hz.

Gambar 4.12 Analisa Spektrum Frekuensi vs Amplitudo

56

Selain melakukan analisa spektrum untuk menentukan frekuensi,

berikutnya dilakukan analisa spektrum waktu frekuensi di sekitar

lubang bor, di mana pada Gambar 4.13 hasil dari sumur L-30 dan B-

41. Frekuensi data spektrum yang ditampilkan terbatas, sehingga jika

dilihat bagian atas memiliki spektrum frekuensi yang tinggi dan

semakin ke bawah spektrum semakin kecil dalam rentang tertentu

yaitu berkisar 30 Hz hingga 40 Hz.

Gambar 4.13 Analisa Spektrum Waktu – Frekuensi pada Zona

Target

4.5.2 Fast Fourier Transform (FFT)

Interpretasi seismik diperlukan untuk membuat peta struktur

waktu. Peta struktur waktu yang menjadi zona target merupakan hasil

dari picking horizon yaitu Upper Missisauga, O-Marker, dan Lower

Missisauga. Berikutnya diaplikasikan metode Dekomposisi Spektral,

dengan algoritma yang digunakan adalah Fast Fourier Transform

(FFT).

57

Metode dekomposisi spektral menghasilkan beberapa nilai

frekuensi, hal ini bertujuan untuk melihat spektrum amplitudo setiap

frekuensi yang dipilih. Pemilihan frekuensi didasarkan pada

perubahan spektrum amplitudo. Setelah diketahui kisaran nilai

frekuensi yang berada pada zona target, maka dilakukan analisa FFT

dengan menggunakan frekuensi tersebut. Lebar window yang

dihasilkan dari FFT menggunakan variable window yang tergantung

pada lebar frekuensi. Lebar window digunakan dalam penelitian ini

yaitu 28 ms.

Kandungan frekuensi pada data seismik akan membentuk suatu

channel, di mana semakin lebar kandungan frekuensi maka semakin

detail bentuk channel yang terlihat. Gambar 4.14, 4.15, dan 4.16

menunjukan hasil peta struktur waktu pada zona target masing–

masing horizon yaitu Upper Missisauga, O-Marker, dan Lower

Missisauga, sebelum diaplikasikan metode dekomposisi spektral hasil

pada gambar tersebut tidak begitu jelas menunjukan adanya suatu

channel.

Gambar 4.14 Peta Struktur Waktu Horizon Upper Missisauga

Sebelum Diaplikasikan Dekomposisi Spektral

58

Gambar 4.15 Peta Struktur Waktu Horizon O-Marker Sebelum

Diaplikasikan Dekomposisi Spektral

Gambar 4.16 Peta Struktur Waktu Horizon Lower Missisauga

Sebelum Diaplikasikan Dekomposisi Spektral

59

Gambar 4.17 Hasil FFT Horizon Upper Missisauga pada Frekuensi

35 Hz

Gambar 4.18 Hasil FFT Horizon O-Marker pada Frekuensi 20 Hz

60

Gambar 4.19 Hasil FFT Horizon Lower Missisauga pada Frekuensi

20 Hz

Setelah diaplikasikan Dekomposisi Spektral dengan masukan nilai

spektrum frekuensi 5 Hz, 10 Hz, 15 Hz, 20 Hz, 25 Hz, 30 Hz, 35 Hz

dan 40 Hz. Kedelapan hasil peta horizon Upper Missisauga tersebut,

yang paling terlihat jelas menunjukan adanya suatu channel pada

frekuensi 35 Hz. Sedangkan horizon O-Marker dan Lower Missisauga

terlihat adanya channel pada frekuensi 20 Hz. Hasil interpretasi dari

peta Dekomposisi Spektral dengan tipe Fast Fouri

penentuan struktur dan stratigrafi seismik zona …repository.ub.ac.id/8703/1/lita anjani...

Documents