Skripsi Geofisika [PDF]

Citation preview

Skripsi Geofisika KARAKTERISTIK RESERVOIR MENGGUNAKAN METODE SEISMIK INVERSI AKUSTIK IMPEDANSI DAN ATRIBUT SEISMIK DI LAPANGAN “RST” CEKUNGAN TARANAKI, NEW ZEALAND



OLEH : HARISTA BR GINTING H221 13 304



PROGRAM STUDI GEOFISIKA FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM UNIVERSITAS HASANUDDIN MAKASSAR 2018



KARAKTERISTIK RESERVOIR MENGGUNAKAN METODE SEISMIK INVERSI AKUSTIK IMPEDANSI DAN ATRIBUT SEISMIK DI LAPANGAN “RST” CEKUNGAN TARANAKI, NEW ZEALAND



SKRIPSI



Diajukan Sebagai Salah Satu Syarat Untuk Memperoleh Gelar Sarjana Sains pada Program Studi Geofisika Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Hasanuddin



OLEH : HARISTA BR GINTING H221 13 304



PROGRAM STUDI GEOFISIKA FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGATAHUAN ALAM UNIVERSITAS HASANUDDIN MAKASSAR 2018



i



HALAMAN PENGESAHAN



KARAKTERISTIK RESERVOIR MENGGUNAKAN METODE SEISMIK INVERSI AKUSTIK IMPEDANSI DAN ATRIBUT SEISMIK DI LAPANGAN “RST” CEKUNGAN TARANAKI, NEW ZEALAND



OLEH : HARISTA BR GINTING H221 13 304



Makassar, Januari 2018



Disetujui Oleh :



Pembimbing Utama



Pembimbing Pertama



Sabrianto Aswad, S.Si, MT NIP. 19780524 200501 1 002



Dr. Lantu, M.Eng. Sc, DESS NIP. 19540717 197901 1 003



ii



PERNYATAAN KEASLIAN Dengan ini saya menyatakaan bahwa skripsi ini merupakan karya orisinil saya dan sepanjang pengetahuan saya tidak memuat bahan yang pernah dipublikasi atau ditulis oleh orang lain dalam rangka tugas akhir untuk sesuatu gelar akademik di Universitas Hasanuddin atau di lembaga pendidikan lainya, kecuali bagian yang telah dikutip sesuai kaidah yang berlaku. Saya juga menyatakan bahwa skripsi ini merupakan hasil karya saya sendiri dan dalam batas tertentu dibantu oleh pihak pembimbing.



Penulis,



Harista Br Ginting



iii



“Success Or Not Doesn’t Matter, The Points Are Never Regret and Always Try”



iv



SARI BACAAN Lapangan “RST” Cekungan Taranaki New Zealand merupakan lapangan produksi pada Formasi Mahoenui, Formasi Kaiata, dan Bottom Kaiata yang merupakan reservoirnya adalah batupasir yang cukup baik sebagai tempat terakumulasinya hidrokarbon. Tujuan penelitian ini adalah menentukan sebaran hidrokarbon, zona target dan mengkarakterisasi reservoir. Dalam penelitian ini metode yang digunakan adalah Analisis Atribut Seismik dan Inversi Akustik Impedansi untuk mengetahui penampang dibawah permukaan bumi dan untuk mengetahui sifat poros dan kompak dari suatu lapisan batuan. Analisis Atribut seismik adalah metode untuk mengindikasikan dan menggambarkan beberapa properti fisik dari penampang bumi yang lebih akurat, atribut seismik yang digunakan adalah trace envelope, instantaneouse frequency, instantaneouse phase, dan spektral dekomposisi. Metode inversi simulated annealing dan coloured inversion merupakan salah satu teknik pemodelan kebelakang untuk mendapatkan penampang akustik. Metode Coloured inversion merupakan teknik inversi dengan output impedansi relatif, mudah dan cepat untuk melihat anomali. Metode inversi simulated annealing merupakan teknik inversi dengan output impedansi absolut melalui pendekatan statistik dan probabilistik. Metode simulated annealing memiliki kelebihan dibandingkan dengan teknik inversi yang lain, pada inversi simulated annealing mendapatkan global optimisasi dengan penampang akustik yang memiliki resolusi yang lebih baik secara vertikal dan horizontal. Hasil proses inversi yang dilakukan pada data seismik 3D dilapangan RST diperoleh nilai CutOff akustik impedansi untuk reservoir pada Formasi Mahoenui, Formasi Kaiata, dan Bottom Kaiata antara 9000 kgm-2s-1 - 15.000 kgm-2s-1, nilai Cut-off Densitas berkisar 2.1 kg/m3 – 2.7 kg/m3 dan neutron porositynya 40 % - 50%. Persebaran hidrokarbon terjadi pada struktur geologi yang kompleks dengan arah penyebaran hidrokarbonnya dari arah Barat-Daya menuju arah Timur Laut. Kata Kunci: Karakterisasi reservoir, inversi akustik impedansi, atribut seismik, coloured inversion, inversi simulated annealing.



v



ABSTRACT The "RST" field of the Taranaki Basin New Zealand is a production field in the Mahoenui Formation, Kaiata Formation, and Bottom Kaiata which is a good enough sandstone reservoir for accumulating hydrocarbons. The purpose of this research is to determine the distribution of hydrocarbon, target zone and to characterize reservoir. The method used in this study are Seismic Attribute Analysis and Impedance Acoustic Inversion to know the geometry of reservoir and porosity from target zone. Seismic Attribute Analysis is done describe some of the physical properties of the earth more accurately, the seismic attributes that used are trace envelope, instantaneous frequency, instantaneous phase, and decomposition spectrum. The simulated annealing and colored inversion method is inverse modeling techniques with the result acoustic cross-section. The Colored inversion method is an inversion technique relative impedance output that easy and to see anomalys more faster. The simulated annealing inversion method is an inversion technique with an absolute impedance output through a statistical and probabilistic approach. The simulated annealing method has advantages over other inversion techniques, the simulated annealing inversion gets global optimization with an acoustic cross-section that has better vertical and horizontal resolution. The result of inversion process done on 3D seismic data in RST field obtained by Cut-Off acoustic impedance value for reservoir at Mahoenui Formation, Kaiata Formation, and Bottom Kaiata between 9000 kgm-2s-1 - 15.000 kgm-2s-1, Cut-off Density ranged from 2.1 kg/m3 - 2.7 kg/m3 and neutron porosity 40% - 50%. The distribution of hydrocarbons occurs in a complex geological structure with the direction of the accumulation of its hydrocarbons from the Southwest - Northeast. Keywords : Reservoir characterization, impedance acoustic inversion, seismic attribute, color inversion, inversion simulated annealing.



vi



KATA PENGANTAR Puji dan syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa, karena atas segala berkat dan pimpinan-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan tugas akhir yang berjudul “KARAKTERISTIK RESERVOAR MENGGUNAKAN METODE SEISMIK INVERSI AKUSTIK IMPEDANSI DAN ATRIBUT SEISMIK DI LAPANGAN “RST” CEKUNGAN TARANAKI, NEW ZEALAND”, sebagai salah satu syarat yang diajukan untuk menyelesaikan studi pada Program Studi Geofisika Fakultas Matematika dan Ilmu Pengatahuan Alam Universitas Hasanuddin. Penulis menyadari bahwa, selesainya skripsi ini tidak terlepas dari didukung oleh berbagai pihak yang memberikan semangat, ide, dukungan moril, dan doa. Untuk itu penulis ingin menyampaikan ucapan terima kasih, terkhusus untuk kedua orang tua tercinta penulis, Papa tersayang Hermanto Ginting dan Mama tercinta Arny Setty Br Sembiring penulis mengucapkan terimakasih buat segala doa, pengorbanan, tetesan keringat, semangat dan motivasinya yang selama ini menjadi penyemangat penulis dalam menyelesaikan tugas akhir ini, terima kasih untuk selalu ada dan selalu berdoa untuk kelancaran segala urusan penulis. Terima kasih juga untuk saudara-saudara penulis, kakak tersayang Nia Cristina Br Ginting (Alm), Hery Handika Ginting, Herany Br Ginting, dan Frienty Dinda Zaneta Br Sitepu terima kasih untuk selalu memotivasi, memberi nasehat, dan mendukung penulis. Terima kasih juga buat seluruh keluarga besar Ginting Family dan Sembiring Family atas semangat dan dukungan moril yang senantiasa diberikan kepada penulis.



vii



Penulis menyadari sepenuhnya bahwa selesainya tugas akhir ini berkat bantuan dari berbagai pihak. Dengan segala kerendahan hati, penulis juga ingin menyampaikan terima kasih serta penghargaan yang setinggi-tingginya kepada: 1.



Bapak Sabrianto Aswad, S.Si, MT dan Bapak Dr. Lantu, M.Eng. Sc, DESS selaku pembimbing utama dan pembimbing pertama yang dengan tulus dan sabar memberikan bimbingan, serta menuntun penulis hingga selesainya skripsi ini.



2.



Davis Reza Siregar, S.T, selaku pembimbing penulis di PT.PETROPRO Jakarta Pusat yang telah tulus dan sabar membimbing dan memberikan waktu untuk penulis di sela-sela kesibukannya. Terimakasi penulis kepada Bapak Jonathan Mah selaku President Director PT.PETROPRO Jakarta Pusat yang telah mengizinkan penulis untuk melaksanakan penelitian Tugas Akhir serta tak lupa juga penulis mengucapkan banyak terima kasih kepada seluruh staf pegawai Cahya Ryan Zulistiar, I Putu A Wijaya, k’Bella, k’ Adi, k’Rena, k’Reny, k’Idris, k’Dixy, k’Rangga, mas Gufron, k’Cintia(cencen), k’Rachman, k’Servia, k’Novian, mba’Nini, k’Grace, mba’Maya, k’tata, mba’ Tari yang tak dapat penulis sebutkan satu-persatu, trimakasih telah membantu dan menghibur penulis selama penelitian.



3.



Martinus Sembiring dan Daniel Surbakti beserta keluarga yang telah banyak memotivasi dan memberikan nasehat, masukan,dan bimbingannya kepada penulis selama melaksanakan TA di Jakarta.



viii



4.



Ander perangin –angin, S.T yang selalu siap sedia meluangkan waktunya dalam membimbing dan memberi semangat kepada penulis.



5.



Bapak Syamsuddin, S.Si, MT dan ibu Dra. Maria, Msi, ibu Makhrani, S.Si, M.Si selaku tim penguji skripsi geofisika yang telah memberi masukan serta saran kepada penulis.



6.



Bapak Dr. Eng. Amiruddin, S.Si, M.Si selaku Dekan Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam, Universitas Hasanuddin.



7.



Bapak Dr. Muh. Altin Massinai, MT.Surv selaku Ketua Program Studi Geofisika FMIPA UNHAS.



8.



Bapak Dr. Paharuddin, M.Si selaku Penasehat Akademik yang banyak memberikan nasehat kepada penulis.



9.



Dosen-dosen pengajar yang telah membagikan ilmunya serta memberi bimbingan selama perkuliahan.



10.



Teman seperjuangan KP dan TA di ELNUSA.Tbk. Jennifer Claudia Patty, Widya Anggreni, Agung Laksono dan pebimbing selama KP kak handoyo dan kak Hanif terima kasih untuk tetap selalu berjuang bersama penulis hingga terselesaikannya tugas akhir ini.



11.



Teman saat menjadi mahasiswi baru Geofisika 2013, Nurul Alfiah Arna, S.Si dan Oktavia, S.Si, Nur Hilda amelia yang telah banyak memberikan semangat, jadi tempat berkeluh kesah, terima kasih selalu ada di sisi penulis dari Maba hingga sekarang.



ix



12.



Teman ‘adwitiya catering’ yang penulis kenal Suarni, S.Si, Nurhilda Amelia, Rahmi Rizqi Amalia, S.Si, Nurfiah Anwar (keep strong), Nurlindah, S.Si, terima kasih selalu ada di sisi penulis dalam keadaan susah dan senang, terutama untuk motivasi yang saling menyemangati dalam mengerjakan skripsi.



13.



Teman-teman dari MABA sekaligus saudaraku ”ANGKER 013” yang selalu membantu untuk setiap urusan perkuliahan. Terimakasih buat kebersamaannya dan menjadi keluarga baru penulis.



14.



Teman- teman KKN Gel.93 Kab. Gowa, Kec. Pattallassang terkhusus untuk Posko Desa Pattallassang : Saldy Budianto, S.Si, Ratih Kusuma W, S.E, Nadiah, Nurul Muhlisa, Nurul Hidayah, Riska, Nur awaliyah, Fathun, Ismail. Terima kasih buat kebersamaannya selama kurang lebih 1 bulan 2 minggu.



15.



Kepada adik-adik 2014, 2015 dan 2016, 2017 KM FMIPA Unhas salam USE YOUR MINE BE THE BEST dan Himafi FMIPA Unhas “Jayalah Himafi, Fisika Nan Jaya”.



16.



Teman-teman



serta



Adik-adik



Pengurus



European Association of



Geoscientist and Engineers Hasanuddin University Student Chapter (EAGE). 17.



Adik – adik Rabbani Squad Dianti aputri Br Tarigan, Dian Utari, Bulan, Jenni, Devi yang selalu ada dan memotivasi penulis selama mengerjakan skripsi.



x



18.



Kakak – kakak NAVAL 2008, 2011 k’Fitrah, k’anto, k’uga, k’ray, k’afdal, k’ari, k’uttang, k’cau’, k’riknal, k’asmar dan yang tak dapat penulis sebutkan satu-persatu, terimakasih kebersamaanya dan sebagai keluarga penulis.



19.



Kakak-kakak, Teman – teman dan adik – adik ‘PERANTAU SUMUT’ Reviko Lorensius Ginting, S.T, Hery handika Ginting, k’Rumelia sembiring, k’Dama, k’Lila, k’Mely, k’Christiansen, k’Trie, k’Vera, k’Emi barus, M.Keb, k’Novita Ginting, M.Keb, k’kiky, M.Keb, Dianti Saputri Br Tarigan yang tak dapat penulis sebutkan satu-persatu, dan trimakasih penulis buat semangat dan motivasi yang telah diberikan.



20.



Teman – teman dan adik –adik KMK UNHAS, KMKT UNHAS, KMK MIPA UNHAS k’laurent, k’ Johanes Gedo sea, S.Si, k’Marlin, k’Sernita, bernadet, ave, Sartika dan yang tak dapat penulis sebutkan satu-persatu, yang membimbing dan memberi motivasi kepada penulis. Dan terkhusus kepada Ray Sandhi Taulangi yang selalu setia mendengarkan keluh kesah, menghibur, membimbing dan memotivasi penulis selama menyelesaikan skripsi.



Serta kepada seluruh pihak yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu terima kasih untuk semuanya. Makassar,



Januari 2018



Penulis xi



DAFTAR ISI



HALAMAN JUDUL .............................................................................................. i HALAMAN PENGESAHAN ............................................................................... ii PERNYATAAN KEASLIAN .............................................................................. iii SARI BACAAN ......................................................................................................v ABSTRACT .......................................................................................................... vi KATA PENGANTAR ......................................................................................... vii DAFTAR ISI........................................................................................................ xii DAFTAR GAMBAR ......................................................................................... xvii DAFTAR TABEL .............................................................................................. xix DAFTAR LAMPIRAN ........................................................................................xx BAB I PENDAHULUAN I. 1. Latar Belakang ..............................................................................................1 I. 2. Ruang Lingkup Penelitian .............................................................................2 I. 3. Tujuan Penelitian ..........................................................................................2 BAB II TINJAUAN PUSTAKA II.1 Geologi Regional Daerah Penelitian .............................................................3 II.2 Geologi Lokal Daerah Penelitian ..................................................................4 II.3 Stratigrafi Cekungan Taranaki New Zealand . ..............................................8 II.4 Sistem Petroleum Cekungan Taranaki New Zealand..................................11 xii



II.5 Konsep Dasar Seismik Refleksi................................................................10 II.6 Prinsip Seismik..........................................................................................11 II.6.1 Prinsip Huygen's.............................................................................11 II.6.2 Prinsip Fermat.................................................................................11 II.6.3 Hukum Snellius..............................................................................11 II.7 Komponen Seismik Refleksi.....................................................................13 II.7.1 Akustik Impedansi..........................................................................13 II.7.2 Koefisien Refleksi..........................................................................13 II.7.3 Wavelet...........................................................................................13 II.7.4 Polaritas..........................................................................................16 II.8 Resolusi Seismik.......................................................................................16 II.8.1 Resolusi Vertikal............................................................................16 II.8.2 Resolusi Horisontal........................................................................17 II.9 Seismogram Sinetik..................................................................................18 II.10 Sifat - Sifat Fisika Batuan.......................................................................19 II.10.1 Densitas.......................................................................................19 II.10.2 Porositas Batuan..........................................................................19 II.10.3 Kecepatan....................................................................................20 II.11 Checkshot................................................................................................20



xiii



II.12 Pengikatan Data Seismik dan Sumur.......................................................21 II.13 Analisis Atribut Seismik………..............................................................21 II.13.1 Trace Envelope…….....................................................................22 II.13.2 Fase Sesaat...………....................................................................22 II.13.3 Frekuensi Sesaat.......…................................................................22 II.13.4 Spektral Dekomposisi……...........................................................23 II.14 Cross-Plot…………................................................................................24 II.15 Well Logging…...….................................................................................24 II.15.1 Log Gamma Ray…………............................................................24 II.15.2 Log Neutron Porositas…..............................................................25 II.15.3 Log Bulk Densitas…….................................................................25 II.15.4 Log Sonic……………....................................................................25 II.15.5 Log Resistivitas…….....................................................................25 II.16 Konsep Dasar Inversi Seismik.................................................................26 II.16.1 Metode Inversi Akustik Impedansi...............................................28 II.17 Coloured Inversion..................................................................................30 II.18 Metode Simulated Annealing...................................................................33 II.18 Transformasi Fast Fourier.......................................................................39



xiv



BAB III METODOLOGI PENELITIAN III.1 Waktu dan Lokasi Penelitian....................................................................40 III.2 Data dan Perangkat Pengolahan..............................................................41 III.2.1 Data................................................................................................41 III.2.2 Perangkat Pengolahan Data............................................................43 III.3 Pengolahan Data.......................................................................................43 III.3.1 Pengolahan Data Sumur................................................................43 III.3.2 Pengolahan Data Seismik…..........................................................44 III.3.3 Bagan Alir Penelitian…................................................................49 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN IV.1 Hasil dan Pembahasan…..........................................................................49 IV.1.1 Analisis Sumur…..........................................................................49 IV.1.1.1 Analisis Zona Target…..................................................50 IV.1.1.2 Analisis Well Tie Seismic…...........................................52 IV.1.1.3 Analisis Picking Horizon…...........................................54 IV.1.1.4 Analisis Stratigrafi Seismik…........................................56 IV.1.1.4.1 Analisis Tuning Thickness.....................................56 IV.1.1.5 Analisis Sensitivitas…...................................................58 IV.1.1.6 Analisis Coloured Inversion…......................................62



xv



IV.1.1.7 Analisis Coloured Inversion Horizon Slice…................63 IV.1.1.8 Analisis Inversion Simulated Annealing…....................65 IV.1.1.9 Analisis Atribut Seismik…............................................66 IV.1.1.9.1 Trace Envelope…..................................................67 IV.1.1.9.2 Frekuensi Sesaat....................................................68 IV.1.1.9.3 Fase Sesaat…........................................................69 IV.1.1.9.4 Spektral Dekomposisi...........................................70 BAB V PENUTUP V.1.Kesimpulan...............................................................................................71 V.2.Saran......................................................................................................... 72 DAFTAR PUSTAKA........................................................................................ 73



xvi



DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1 Struktur Cekungan Taranaki New Zealand...................................3 Gambar 2.2 Peta Geologi Lokal Penelitian.......................................................4 Gambar 2.3 Stratigrafi Cekungan Taranaki New Zealand................................8 Gambar 2.4 Petroleum System Cekungan Taranaki .......................................10 Gambar 2.5 Prinsip Huygen's..........................................................................11 Gambar 2.6 Prinsip Fermat ............................................................................12 Gambar 2.7 Prinsip Snellius ...........................................................................12 Gambar 2.8 Jenis-Jenis Wavelet .....................................................................15 Gambar 2.9 Konvensi Polaritas ......................................................................16 Gambar 2.10 Seismogram Sintetik .. ..............................................................18 Gambar 2.11 Survei Checkshot.......................................................................21 Gambar 2.12 Complex Trace..........................................................................22 Gambar 2.13 Diagram Konsep Dasar Inversi Seismik...................................27 Gambar 2.14 Diagram Alir Inversi Pemodelan kedepan................................27 Gambar 2.15 Diagram Model Teknik Inversi Seismik...................................27 Gambar 2.16 Inversi Model Sparse Spike dan Coloured Inversion................31 Gambar 2.17 Coloured Inversion filter Butterworth......................................32 Gambar 2.18 Coloured Inversion Seismik log Spektrum..............................32 Gambar 2.19 Proses Pembentukan Kristal.....................................................34 Gambar 2.20 Proses Iterasi Pada Inversi Simulated Annealing.....................35 Gambar 2.21 Grafik Global Minimum dan Lokal Maksimum......................36 Gambar 2.22 Grafik Iterasi vs Misfit menggunakan Simulated Annealing....37 Gambar 3.1 Lokasi Sumur Penelitian Cekungan Taranaki............................40 Gambar 3.3 Bagan Alir Penelitian.................................................................49



xvii



Gambar 4.1 Log Menganalisis Zona Target....................................................51 Gambar 4.2 Well Seismic Tie..........................................................................53 Gambar 4.3 Hasil Picking Horizon inline 1404..............................................54 Gambar 4.4 Map Setiap Formasi.....................................................................55 Gambar 4.5 Analisis Seismik Menentukan zona Target.................................56 Gambar 4.6 Spektrum Amplitudo ..................................................................57 Gambar 4.7 Analisis Cross-Plot sonik vs Densitas .......................................59 Gambar 4.8 Analisis Cros-Plot AI vs Neutron................................................61 Gambar 4.9 Penampang Akustik Coloured Inversion....................................62 Gambar 4.10 Horizon Slice Coloured Inversion Formasi Mahoenui..............63 Gambar 4.11 Horizon Slice Coloured Inversion Formasi Kaiata...................64 Gambar 4.12 Horizon Slice Coloured Inversion Bottom Formasi Kaiata.......65 Gambar 4.13 Penampang Seismik AI Simulated Annealing...........................66 Gambar 4.14 Penampang Seismik Trace Envelope........................................67 Gambar 4.15 Penampang Seismik Frekuensi Sesaat......................................68 Gambar 4.16 Penampang Seismik Fasa Sesaat...............................................69 Gambar 4.17 Penampang Seismik Spektral Dekomposisi..............................70



xviii



DAFTAR TABEL



Tabel 2.1 Skema Nilai Porositas Batuan Reservoar........................................20 Tabel 3.1 Ketersediaan Data Sumur ...............................................................42 Tabel 4.1 Tabel Analisis Tunning Thickness...................................................57



xix



DAFTAR LAMPIRAN Lampiran 1 Horizon Slice Trace Envelove Formasi Mahoenui Lampiran 2 Horizon Slice Trace Envelove Formasi Kaiata Lampiran 3 Horizon Slice Trace Envelove Bottom Kaiata Lampiran 4 Horizon Slice Spektral Dekomposisi 8 Hz Formasi Mahoenui Lampiran 5 Horizon Slice Spektral Dekomposisi 8 Hz Formasi Kaiata Lampiran 6 Horizon Slice Spektral Dekomposisi 8 Hz Bottom Kaiata Lampiran 7 Horizon Slice Spektral Dekomposisi 10 Hz Formasi Mahoenui Lampiran 8 Horizon Slice Spektral Dekomposisi 10 Hz Formasi Kaiata Lampiran 9 Horizon Slice Spektral Dekomposisi 10 Hz Bottom Kaiata Lampiran 10 Horizon Slice Simulated Annealing Formasi Mahoenui Lampiran 11 Horizon Slice Simulated Annealing Formasi Kaiata Lampiran 12 Horizon Slice Simulated Annealing Bottom Kaiata



xx



BAB I PENDAHULUAN



I.1 Latar Belakang Lapangan ”RST” terletak di sepanjang sisi bagian barat cekungan Taranaki New Zealand. Daerah penelitian ini tersusun dari batuan sedimen yang didominasi oleh batuserpih, batupasir glaukonitik dengan sisipan batugamping dan batubara. Cekungan ini pertama kali terbentuk karena terjadinya pergerakan antara lempeng Autralia dengan lempeng Pasifik sehingga menyebabkan terjadinya subduksi antar lempeng. Lempeng Australia bergerak kearah Timur berada pada bagian pulau Selatan lempeng Pasifik dan lempeng Pasifik bergerak kearah Barat Daya berada dibagian pulau Utara lempeng Australia, interaksi kedua lempeng tersebut berada pada zona subduksi disepanjang Alphine Fault. Pencarian daerah prospek merupakan hal yang penting dalam pengembangan produksi hidrokarbon selanjutnya. Oleh karena itu, peningkatan kebutuhan energi khususnya minyak dan gas bumi menyebabkan sumber daya alam perlu semakin diefektifkan. Salah satu metode analisis karakterisasi reservoar adalah inversi seismik dan atribut seismik. Inversi seismik menghasilkan tampilan impedansi akustik yang lebih akurat dalam menggambarkan keadaan bawah permukaan bumi, Sedangkan atribut seismik adalah penggunaan atribut seismik sehingga atribut ini digunakan untuk mengetahui keseluruhan informasi yang diperoleh dari data seismik. Salah satu metode yang digunakan dalam melakukan interpretasi data



1



seismik adalah metode inversi impedansi akustik. Metode inversi impedansi akustik merupakan suatu proses konversi dari data seismik menjadi data impedansi akustik yang merupakan sifat dasar dari batuan. I.2 Ruang Lingkup Penelitian Ruang lingkup dalam penelitian ini adalah sebagai berikut. 1. Data seismik dan data sumur yang digunakan dalam penelitian ini merupakan data sekunder dari lapangan “RST” pada Formasi Mahoenui, Formasi Kaiata dan Bottom Kaiata, yang terletak pada Cekungan Taranaki New Zealand. 2. Data seismik yang digunakan adalah data seismik sekunder 3D post-stack. 3. Pada penelitian ini metode inversi yang digunakan adalah metode inversi Simulated Annealing menggunakan Maromodel Log , metode Coloured Inversion, metode inversi AI (Acoustic Impedance) dan atribut seismik untuk mengkarakterisasi reservoar. I.3 Tujuan Penelitian 1. Menentukan zona target hidrokarbon berdasarkan nilai AI (Acoustic Impedance). 2. Menentukan sebaran hidrokarbon berdasarkan nilai AI (Acoustic Impedance) pada peta horizon slice. 3. Analisa metode inversi Simulated Annealing, Coloured Inversion, dan inversi AI (Acoustic Impedance) untuk mengkarakterisasi reservoar.



2



BAB II TINJAUAN PUSTAKA II.1 Geologi Regional Daerah Penelitian



Gambar 2.1 Struktur Map cekungan Taranaki, New Zealand (King dan Thraser,1988)



Cekungan Taranaki pada Gambar 2.1 adalah cekungan sedimen yang terbesar dan terletak di sepanjang sisi bagian Barat dari New Zealand. Cekungan ini terdapat pada bagian off-shore, dan sebagian besar didasari oleh continental shelft, disebelah Barat bagian Pulau Utara New Zealand merupakan salah satu produksi hidrokarbon terbesar. Produksi hidrokarbon pada cekungan Taranaki dimulai pada tahun 1866. Penemuan ini membuktikan bahwa cekungan ini berisi sedimen seumur dengan



3



Eosen dan memiliki ketebalan sedimennya sekitar 3.5 km. Cekungan Taranaki ini terbagi menjadi dua bagian yaitu bagian Utara – bagian Selatan. Pada bagian Utara terdapat lempeng Australia dan pada bagian Selatan terdapat lempeng Pasifik kedua lempeng ini terjadinya subduksi antar lempeng, lempeng Pasifik bergerak kearah Barat Daya berada pada bagian pulau Utara lempeng Australia, dan lempeng Australia bergerak kearah Timur berada pada bagian pulau Selatan lempeng Pasifik. Cekungan ini pertama kali terbentuk pada akhir kapur terdapat sepanjang celah pada pinggiran Gondwanaland yang terbentuk pada awal Mesozoic. II.2 Geologi Lokal Daerah Penelitian



Gambar 2.2 Peta geologi lokal penelitian (King dan Thraser,1988) Pada Gambar 2.2 daerah penelitian ini terdapat tiga horizon yang menjadi zona target yaitu terletak pada Formasi Mahoenui, Formasi Kaiata dan Bottom Kaiata 4



telah diidentifikasi mengandung reservoar. Pada lokasi penelitian ini didominasi dengan batupasir, batugamping, batuserpih karbonat, dan batubara diperkirakan terbentuk pada awal paleosene sampai akhir Miosene yang terjadi akibat transgresi dari muka air laut sehingga penyebarannya sampai ke cekungan Taranaki. Berdasarkan data seismik dapat diinterpretasikan bahwa hidrokarbon terperangkap pada struktur yang tidak selaras dan daerah yang Brightspot. Zona yang menjadi target terdapatnya hidrokarbon adalah Formasi Mahoenui, Formasi Kaita dan Bottom Kaiata, Formasi Kaiata adanya plankton – plankton atau bethonic yang terendapkan selama Eosen sehingga sedimen pada Formasi ini memiliki karbonat yang baik. II.3 Stratigrafi Cekungan Taranaki New Zealand Secara umum, pada Gambar 2.3 startigrafi regional cekungan Taranaki New Zealand menurut (Hart, 2001), tersusun atas beberapa unit Formasi yaitu sebagai berikut : 1. Batuan Dasar (Basement) Batuan dasar ini terbentuk pada awal Kapur yang berfungsi sebagai landasan dari cekungan Taranaki New Zealand, yang terdiri dari batuan beku intrusi, kuarsa, Feldspar, biotit dan tekstur yang Granula. 2. Formasi Pakawa Group Formasi Pakawa Group terdiri dari Formasi Rakopi dan Formasi North Cape. Formasi ini terlihat pada data seismik kedalaman 780 ft – 970 ft, dan terbentuk pada akhir kapur – awal Paleosene. Sedimen tertua pada Formasi



5



ini berisi palynomorphs dan dinoflagellate diindikasikan pada endapan akhir kapur sampai mendekati paleosene. 3. Formasi Urenui Formasi urenui ini terbentuk pada akhir Miosene pada kedalaman 1170 ft – 1351 ft. Pada Formasi ini terdiri dari batupasir mengandung kapur yang cukup kuat, memiliki warna abu-abu terang. 4. Formasi Mokau Formasi Mokau ini terbentuk pada pertengahan sampai akhir Miosene pada kedalaman 1532 ft – 2880 ft. Terdiri dari batupasir sekitar 55%, batusilica, batulanau warna abu-abu terang sampai abu-abu gelap dan batulumpur yang berada pada bagian bawah sebagai dasar pada Formasi Mokau. 5. Formasi Mahoenui Formasi Mahoenui ini terbentuk pada pertengahan Miosene pada kedalaman 2880 ft – 2925 ft. Pada formasi Mahoenui lebih dominan batulumpur. Batulanau dan batupasir yang memiliki warna abu – abu kehijauan, adanya batulumpur yang keras, batulumpur yang homogen, adanya facies distal pada batukapur, dan terdapat banyaknya plankton foraminifera. 6. Formasi Kaiata Formasi Kaiata pada kedalaman 2925 ft – 3026 ft ini terbentuk pada pertengahan Eosene sampai akhir Eosene. Pada Formasi ini terbagi menjadi dua unit menurut kedalamannya yaitu :



6



1. Pada kedalaman 3026 ft – 3059 ft Terjadinya perubahan batugamping menjadi warna abu-abu gelap sampai serpih berwarna hitam pada kedalaman 3026 ft. Pada bagian Top dari Formasi Kaiata adanya batuserpih yang mengandung sedikit batukapur dan didominasi oleh batupasir. 2. Pada kedalaman 3059 ft – 3206 ft Terdapat serpih yang berubah menjadi lanau yang berwarna hijau, adanya Gluconite yang sangat mencolok, batupasir ukuran butir yang bulat, pyrite dengan kristal yang berbentuk euhedral. 7. Formasi Kapuni Formasi Kapuni terdiri dari Formasi Farewell, Formasi Kaimiro, Formasi Manghewa, Formasi McKee, yang terbentuk pada paleosene sampai pertengahan Eosene pada kedalaman 3206 ft – 3688 ft. Formasi kapuni terdiri dari batubara, batupasir, batuserpih karbonat, pada batupasir dan kuarsit berwarna abu-abu cerah menyerupai warna putih, mengandung feldspar sekitar 10%.



7



Gambar 2.3 Stratigrafi cekungan taranaki, New Zealand (Hart, 2001) II.4 Sistem Petroleum Cekungan Taranaki New Zealand Cekungan Taranaki merupakan lapangan penghasil minyak dan gas bumi terbesar di daerah New Zealand, hal itu menunjukkan bahwa cekungan tersebut adanya akumulasi minyak dan gas yang memenuhi syarat dalam sistem petroleum seperti pada Gambar 2.4, yaitu adanya batuan Induk, batuan reservoar, perangkap (Trap), lapisan tudung, dan migrasi. Sistem petroleum pada cekungan Taranaki menurut (Hart, 2001) adalah sebagai berikut :



8



a. Batuan Induk Sebagian besar dari cekungan Taranaki ini dihasilkan oleh batubara yang terbentuk pada akhir kapur sampai dengan Paleogene. Batuan yang mengandung lacustrine terdapat pada Formasi Mokau terbentuk pada awal Eosene sebagai serpih sumber terakumulasinya minyak. Batubara terbentuk pada periode Jurassic sampai miosen. Dan sebagian besar minyak ditemukan sekitar awal kapur sampai Paleogene. b. Batuan reservoar atau batuan Tudung Batuan reservoar yang terdapat pada cekungan Taranaki ini adalah batupasir yang terbentuk akibat proses transgresi dan regresi terbentuk pada akhir kapur. Formasi Kaiata dan Bottom Kaiata memiliki litologi batupasir, batugamping dan serpih karbonat terbentuk pada awal Paleogen sampai akhir Eosene. c. Migrasi Migrasi yang terjadi pada cekungan ini adalah ketika terjadinya pergerakan lempeng sehingga menyebabkan terbentuknya struktur-struktur yang tidak selaras (unconformity) dan adanya patahan dan antiklin, maka proses ini dianggap sebagai jalur migrasi hidrokarbon. d. Perangkap Jenis perangkap hidrokarbon yang terdapat pada cekungan ini adalah perangkap struktur yang terbentuk pada awal Neogene. Jenis perangkap struktur pada cekungan ini dibedakan menjadi beberapa bagian yaitu sebagai berikut :



9



1. Antklin yang memiliki relief yang sedang terbentuk pada awal Miosene. 2. Lipatan – lipatan yang terdapat pada cekungan bagian Barat yaitu lipatan Dip-closed dan lipatan antiklin thrust-bound yang terbentuk pada awal Miosene.



Gambar 2.4 Petroleum system Taranaki basin (King dan Robinson,1988) II.5 Konsep Dasar Seismik Refleksi Metode seismik refleksi merupakan metode geofisika yang memanfaatkan gelombang pantul (refleksi) dari batuan bawah permukaan bumi. Hal ini dapat dilakukan dengan cara mengirimkan sinyal (gelombang) ke dalam bumi. (Sukmono, 2000). 10



II.6 Prinsip Seismik II.6.1 Prinsip Huygen’s Pinsip Huygen’s menerangkan bahwa setiap muka gelombang dapat dianggap memproduksi wavelet atau gelombang-gelombang baru dengan panjang gelombang yang sama dengan panjang gelombang sebelumnya.



Gambar 2.5 Prinsip Huygen’s (Oktvinta,2008) II.6.2 Prinsip Fermat Prinsip fermat menyatakan bahwa jika sebuah gelombang merambat dari satu titik ke titik yang lain maka gelombang tersebut akan memilih jejak tercepat. Dengan demikian jika gelombang melewati sebuah medium yang memiliki variasi kecepatan gelombang seismik, maka gelombang tersebut akan cenderung melalui zona kecepatan tinggi dan menghindari zona kecepatan rendah.



11



Gambar 2.6 Prinsip Fermat (Oktavinta, 2008)



II.6.3 Hukum Snellius Suatu gelombang yang melewati dua medium yang berbeda maka sebagian gelombang akan dibiaskan dan sebagian akan dipantulkan, jika sudut datang lebih kecil atau sama dengan sudut kritisnya gelombang akan dipantulkan dan jika sudut datang lebih besar dari sudut kritis maka gelombang akan dibiaskan.



Gambar 2.7 Prinsip Snellius (Oktavinta, 2008)



12



Penjalaran gelombang seismik mengikuti hukum snellius yang menyatakan bahwa sudut pantul dan sudut bias merupakan fungsi dari sudut datang dan kecepatan gelombang. Gambar 2.7 memperlihatkan peristiwa gelombang refleksi dan refraksi yang ditunjukan pada persamaan 2.1



(2.1) II.7 Komponen Seismik Refleksi II.7.1 Akustik Impedansi Impedansi Akustik (AI) dapat didefinisikan sebagai sifat fisis batuan yang nilainya dipengaruhi oleh jenis litologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman, tekanan, dan temperatur. Akustik impedansi memiliki kemampuan untuk melewatkan gelombang elastik. Secara matematis akustik impedansi dapat dirumuskan sebagai berikut : AI = ρ.v



(2.2)



Dengan, AI = Impedansi Akustik (kg/m2s) ρ



= densitas (kg/m3)



v = kecepatan gelombang seismik (m/s)



13



II.7.2 Koefisien refleksi Refleksi gelombang seismik terjadi ketika ada perubahan akustik impedansi sebagai fungsi dari kecepatan dan densitas pada kedudukan sinar datang yang tegak lurus (Sukmono, 2000). Pulsa seismik dipancarkan melalui batuan dalam bentuk gelombang elastis yang mentransfer energi menjadi pergerakan partikel batuan, sehingga pergerakan partikel tersebut mengalirkan energi yang menentukan kecepatan gelombang seismik dalam batuan. Persamaan dasar dari koefisien refleksi adalah:



KR =



(𝐴𝐼2−𝐴𝐼1) (𝐴𝐼1+ 𝐴𝐼2)



(2.3)



Dimana : 𝐾𝑅



= koefisien refleksi



AI1



= impedansi akustik lapisan atas



AI2



= impedansi akustik lapisan bawah



II.7.3 Wavelet Wavelet atau disebut juga sebagai sinyal seismik merupakan kumpulan dari sejumah gelombang seismik yang memperoleh amplitudo, frekuensi, dan fasa tertentu. Ada empat jenis wavelet yang diketahui, yaitu zero phase, minimum phase, maximum phase, dan mixed phase.



14



Gambar 2.8 Jenis-jenis wavelet (1) zero phase wavelet (2) maximum phase wavelet (3) Minimum phase wavelet (4) Mixed pase wavelet (sukmono, 1999)



Berdasarkan konsentrasinya wavelet dapat dibagi atas beberapa jenis (Sukmono,1999): 1. Zero Phase, wavelet berfase nol (disebut juga wavelet simetris), yaitu wavelet yang energinya terkonsentrasi pada titik refrensi nol (peak pada batas impedansi akustik). Wavelet ini mempunyai resolusi maksimum. 2. Maximum phase, yaitu wavelet yang energinya terpusat secara maksimal dibagian akhir dari wavelet. 3. Minimum phase,yaitu wavelet yang energinya terkonsentrasi di depan sedekat mungkin dengan titik refrensi nol (t=0) dan tidak ada energi sebelum t=0 4. Mix phase, merupakan wavelet yang energinya tidak terkonsentrasi di bagian depan maupun dibagian belakang



15



II.7.4 Polaritas Penentuan polaritas sangat penting dalam proses well seismic tie dan picking horizon. Menggunakan konvensi ini, dalam sebuah penampang seismik dengan tampilan polaritas normal SEG maka diharapkan : 1. Batas refleksi berupa trough pada penampang seismik, jika AI2 >AI1 2. Batas refleksi berupa peak pada penampang seismik, jika AI1>AI2



(a)



(b)



Gambar 2.9 Contoh konvensi polaritas menurut SEG. (a) zero-phase, (b) fasa minimum (Sukmono, 1999).



II.8 Resolusi Seismik Resolusi adalah jarak minimum antara dua objek yang dapat dipisahkan oleh gelombang seismik, resolusi terbagi menjadi resolusi vertikal dan resolusi horisontal (Sukmono, 1999). II.8.1 Resolusi Vertikal Resolusi vertikal merupakan kemampuan akuisisi seismik untuk dapat memisahkan atau membedakan dua bidang batas perlapisan batuan secara 16



vertikal. Resolusi ini dicerminkan oleh suatu batas yaitu kedua reflektor masih dapat dipisahkan dan besarnya tergantung pada ketebalan dan panjang gelombang. Nilai dari resolusi vertikal adalah :



rv =



𝑣 4𝑓



(2.4)



Dimana,



rv



= resolusi vertikal (m)



v



= kecepatan rata-rata (m/s)



f



= frekuensi (Hz)



Resolusi minimum yang masih ditampilkan oleh gelombang seismik adalah ¼ λ disebut juga ketebalan (tunning thickness), dimana λ adalah panjang gelombang minimum yang masih dapat dibedakan oleh gelombang seismik. II.8.2 Resolusi Horisontal Resolusi horisontal merupakan kemampuan akuisisi seismik untuk dapat memisahkan dua permukaan reflektor, meskipun penyederhanaan sering dilakukan dengan mengasumsikan bahwa gelombang seismik pantul berasal dari satu titik tetapi sebenarnya refleksi tersebut berasal dari daerah dimana terjadinya interaksi antara muka gelombang dan bidang reflektor (Sukmono, 1999). Magnitudo zona Fresnel dapat diperkirakan dari



rf = 𝑣2 √𝑓𝑡



(2.5)



17



Dimana,



rf



= radius zona Fresnel (m)



v = kecepatan rata-rata (m/s) t



= Two Way Traveltime (s)



f



= frekuensi domain (Hz)



II.9 Seismogram Sintetik Seismogram sintetik adalah rekaman seismik buatan yang dibuat dari data log kecepatan dan densitas tujuannya untuk mengidentifikasi horizon seismik yang sesuai dengan geologi bawah permukaan yang diketahui dalam sumur hidrokarbon. Seismogram sintetik diperoleh dari data kecepatan dan densitas membentuk fungsi koefisien refleksi yang selanjutnya dikonvolusikan dengan wavelet.



Gambar 2.10 Seismogram Sintetik yang diperoleh dari konvolusi koefisien refleksi dan wavelet (Sukmono,1999)



18



II.10 Sifat – sifat Fisika Batuan II.10.1 Densitas Densitas merupakan sifat fisis yang secara signifikan oleh porositas. Jika distribusi densitas batuan dibawah permukaan diketahui maka secara potensial informasi perlapisan dapat diketahui. Besarnya densitas batuan poros yang disusun oleh mineral dan fluida yang seragam dapat diperoleh dengan menggunakan persamaan Wylie :



ρsat = ρma ( 1 – ϕ) + ρwSw ϕ + ρhc (1 – Sw) ϕ



(2.6)



dimana,



ρsat = densitas batuan yang tersaturasi fluida (gr/cc) ρma = densitas matriks (gr/cc) ϕ



= porositas batuan (%)



Sw = saturasi air(%) ρw = densitas air ( mendekati 1 g/cm3) ρhc = densitas hidrokarbon (gr/cc) II.10.2 Porositas Batuan Porositas suatu medium adalah perbandingan volume rongga – rongga pori terhadap volume total seluruh batuan yang dinyatakan dalam persen (%). Ф=



𝑉𝑡 − 𝑉𝑠 𝑉𝑡



=



𝑉𝑝 𝑉𝑡



(2.7)



19



Dimana, Ф = porositas (%) Vp = volume ruang kosong, biasanya terisi fluida (cc) Vs = volume yang terisi oleh zat padat (cc) Vt = volume total batuan (cc) Tabel 2.1 Skala penentuan baik tidaknya kualitas nilai porositas batuan suatu reservoar (Koesoemadinata, 1978). Harga porositas Skala



(%) 0-5



Diabaikan (negligible)



5 - 10



Buruk (poor)



10 - 15



Cukup (fair)



15 - 20



Baik ( good)



20 - 25



Sangat baik (very good)



>25



Istimewa (excellent)



II.10.3 Kecepatan Terdapat dua jenis kecepatan gelombang seismik yang berperan penting dalam interpretasi data seismik, yaitu kecepatan gelombang P (gelombang kompresi) dan gelombang S (gelombang shear). II. 11 Checkshot Checkshot dilakukan untuk mendapatkan hubungan antara waktu dan kedalaman yang diperlukan dalam proses pengikatan data sumur terhadap data seismik. Prinsip kerjanya dapat dilihat Gambar 2.11.



20



Gambar 2.11 Survei Checkshot (Sukmono, 2007)



II. 12 Pengikatan Data Seismik dan Sumur Suatu penampang seismik memperlihatkan horizon yang dihasilkan dari adanya perbedaan impedansi akustik dari batuan yang bertujuan untuk mengikat horizon tersebut sehingga horizon seismik (skala waktu) dapat diletakkan pada posisi kedalaman sebenarnya agar dapat dikorelasikan dengan data geologi lainnya yang umum diplot pada skala kedalaman (Sukmono, S ,1999). II.13 Analisis Atribut seismik Analisa atribut seismik adalah salah satu metode statistik menggunakan beberapa atribut untuk memprediksi beberapa properti fisik dari bumi. Pada analisa ini dicari hubungan antara data sumur dengan data seismik pada lokasi sumur dan menggunakan hubungan tersebut untuk memprediksi atau mengestimasikan volume dari properti log pada semua lokasi pada volum seismik. Sehingga Gambar 2.12 menjelaskan bahwa atribut seismik terdapat pada complex trace.



21



Gambar 2.12 Complex Trace (Taner et al. Geophysics, June, 1979)



II.13.1 Trace Envelope Mempresentasikan total energi sesaat (Instantaneous), nilai amplitudonya bervariasi antara nol sampai amplitudo maksimum tras seismik. Digunakan untuk



melihat



kontras



Imedansi



Akustik



(AI),



Brights–Spot,



ketidakselarasan. Secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut : A (t) = [q2(t) + r2(t)]1/2



(2.8)



Dimana : A (t)



= kompleks seismik trace (m)



q2(t)



= quadrature trace (m)



r2(t)



= real trace seismik (m)



II.13.2 Fase Sesaat Dalam interpretasi digunakan untuk melihat lapisan secara lateral, ketidakmenerusan, batas sekuen, konfigurasi perlapisan. θ(t) = tan-1[q(t) / r(t)]



(2.9)



22



Dimana, θ(t)



= fase sesaat (rad/s)



q(t)



= quadrature trace (m)



r(t)



= real trace seismik (m)



II.13.3 Frekuensi Sesaat Frekuensi sesaat merepresentasikan besarnya perubahan fasa sesaat terhadap waktu sebagai slope jarak, pada frekuensi sesaat ini memberikan informasi tentang perilaku gelombang seismik. Frekuensi sesaat digunakan untuk melihat anomali hidrokarbon yang akan ditunjukkan dengan anomali frekuensi rendah. ω(t) = dθ(t) / dt



(2.10)



Dimana, ω(t) = kecepatan sudut (rad/s2) II. 13.4 Spektral Dekomposisi Spektral dekomposisi adalah suatu metode yang digunakan untuk mengubah data seismik kedalam komponen spektralnya sehingga dapat memperlihatkan fitur stratigrafidan struktur yang pada data seismik biasa tidak terlihat. Dengan mengubah data seismik kedalam domain frekuensi, spektrum amplitudo akan melihat ketebalan lapisan dalam domain waktu. Oleh karena itu, metode ini dapat menggambarkan fitur stratigrafi seperti channel dan fitur struktural seperti sistem sesar.



23



II.14 Cross-Plot Sebelum memasuki tahap inversi terlebih dahulu dilakukan pengecekan zona litologi berdasarkan nilai impedansi dengan cross-plot. Tujuan dilakukan cross-plot ini untuk memisahkan litologi nya antara batupasir atau batuserpih. Jika nilai dari cross-plot mampu memisahkan litologinya kemungkinan akan dilakukan inversi, selanjutnya hasil inversi akan digunakan untuk mengkarakteristik reservoar. II. 15 Well Logging Menurut Harsono (1997), log adalah suatu grafik dalam satuan kedalaman yang menunjukkan parameter fisik, yang diukur secara berkesinambungan dalam sebuah sumur. Menurut Schlumberger (1986), logging adalah pengukuran atau pencatatan sifat – sifat fisika batuan di sekitar lubang bor secara tepat dan kontinu pada interval kedalaman tertentu. Ada 4 (empat) jenis log yang sering digunakan dalam interpretasi yaitu : 1. Log listrik, terdiri dari log resistivitas dan log SP (Spontaneous Potential). 2. Log radioaktif, terdiri dari log GR (Gamma Ray), log porositas yaitu terdiri dari log densitas (RHOB) dan log neutron (NPHI). 3. Log akustik berupa log sonic. II.15.1 Log Sinar Gamma (Gamma ray) Fungsi utama log gamma ray adalah aplikasi stratigrafi dan geologi minyak bumi yaitu bahwa log gamma ray digunakan sebagai “log lempung” untuk membedakan antara lempung dan Formasi “bersih” dan juga untuk mengevaluasi lempung (Vshale) dalam Formasi serpih. Radioaktif gamma 24



ray berasal dari 3 unsur radioaktif yang ada dalam batuan yaitu UraniumU, Thorium-Th dan Potasium-K. II.15.2 Log Neutron Porosity Tingkat konsentrasi Hidrogen di setiap Formasi berbeda (disebut dengan Hydrogen Index = HI), dan berdasarkan hal ini log neutron bekerja. Log neutron dapat dijadikan indikator porositas, pada batugamping, porositas neutron merupakan porositas sesungguhnya pada batuan ini, tapi pada batuan yang lain diperlukan faktor konversi tersendiri (Rider, 1996). II.15.3 Log Bulk Density (RHOB) Prinsip kerja log ini adalah memancarkan sinar gamma energi menengah kedalam suatu Formasi sehingga akan bertumbukan dengan elektronelektron yang ada. Kegunaan dari log densitas yang lain adalah menentukan harga porositas dan densitas batuan, mendeteksi adanya gas, dan hidrokarbon serta bersama-sama log neutron dapat digunakan untuk menentukan kandungan lempung dan jenis fluida. II.15.4 Log Sonik Log Sonik adalah log yang bekerja berdasarkan kecepatan rambat gelombang suara. Gelombang suara yang dipancarakan kedalam suatu Formasi kemudian akan dipantulkan kembali dan diterima oleh penerima. Log ini bertujuan untuk mengetahui porositas suatu batuan, untuk membantu interpretasi data seismik, menentukan jenis batuan.



25



II.15.5 Log Resistivitas Log Resistivitas adalah pengukuran resistivitas batuan pada sumur bor. Kegunaan dari log resistivitas ini adalah untuk mengukur resistivitas dari formasi batuan jika suatu Formasi yang mengandung salty water (air asin), dalam beberapa analisis diantaranya, analisis saturasi fluida, fasies, dan lainnya maka respon log resistivitasnya akan rendah, berbeda dengan Formasi yang sama namun yang terkandung adalah hidrokarbon, maka akan memberikan respon yang tinggi (Rider, 1996). II.16 Konsep Dasar Inversi Seismik Pengertian secara lebih spesifik tentang inversi seismik dapat didefinisikan sebagai suatu teknik pembuatan model bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai input dan data sumur sebagai kontrol (Sukmono, 2000). Metode inversi seismik ini dibagi menjadi dua kelompok, yaitu inversi pre-stack dan inversi post-stack. Inversi post-stack terdiri dari inversi rekursif (bandlimited), inversi berbasis model (Model-Based) dan inversi Sparse Spike (Russel, 1998). Pada metode inversi seismik penampang seismik dikonversi kedalam bentuk akustik impedansi yang merepresentasikan sifat fisis batuan sehingga lebih mudah untuk diinterpretasi menjadi parameter-paramater petrofisik misalnya untuk menentukan ketebalan, porositas dan penyebarannya.



26



Gambar 2.13 Diagram konsep dasar inversi seismik (Sukmono, 2000) Diagram perbandingan antara teknik inversi dan teknik pemodelan kedepan adalah,



Gambar 2.14 Diagram alir pemodelan kedepan dan inversi (Sukmono, 1999)



Metode inversi seismik dikembangkan membantu interpretasi seismik berdasarkan pada prioritas data masukan (pre-stack analysis atau post-stack analysis), efisien biaya dan waktu, objek fisis yang dianalisis. Model awal yang dilakukan sebelum inversi adalah model akustik impedansi (AI) yang merupakan hasil perkalian antara kecepatan gelombang P (Vp) dari log sonik dengan densitasnya (ρ) dari log densitas.



27



Gambar 2.15 Diagram berbagai jenis model teknik inversi seismik (Sukmono, 1999)



II.16.1 Metode Inversi Akustik Impedansi Akustik Impedansi (AI) merupakan sifat batuan yang dipengaruhi oleh jenis litologi, porositas, kedalaman, tekanan dan temperatur. Hal tersebut menyebabkan akustik impedansi dapat digunakan sebagai indikator litologi. Apabila data seismik konvensional melihat batuan dibawah permukaan sebagai batas antar lapisan batuan, maka data akustik impedansi melihat batuan dibawah permukaan bumi sebagai susunan lapisan batuan itu sendiri. 1. Metode inversi Model Based (Blocky) Metode ini dilakukan dengan cara membandingkan data seismik sintetik yang telah dibuat dari hasil konvolusi reflektifitas (model geologi) dengan wavelet tertentu dengan data seismik riil. Penerapan metode ini dimulai dengan asumsi awal yang diperbaiki dengan iteratif. Teknik ini dilakukan dengan cara berikut;



28



1. Membuat model inisial dan versi blocky dari model tersebut dengan merata-ratakan AI sepanjang lapisan blocky yang digunakan. 2. Nilai AI diubah menjadi reflektivitas. 3. Mengembangkan model konvolusi antara nilai reflektifitas yang didapat dengan suatu wavelet untuk mendapatkan seismogram sintetik. Bentuk konvolusinya adalah, S(t) = w(t) * r(t)



(2.11)



Dimana, S(t)



= seismogram sintetik



w(t)



= wavelet



r(t)



= deret koefisien refleksi



4. Memodifikasi nilai AI dan ketebalan dengan menggunakan metode Generalized Linear Inversion (GLI), sehingga error yang dihasilkan berkurang. Proses inversi linear umum (GLI) merupakan proses untuk menghasilkan model akustik impedansi yang paling cocok dengan data hasil pengukuran rata-rata kesalahan terkecil/least square (Russel, 1991). Secara matematis, model dan data pengukuran dapat dirumuskan sebagai vektor: d = [d1, d2,…..dn] T



(2.12)



m=[m1,m2…...,mk]T



(2.13)



Hubungan antara model dan data pengukuran dinyatakan dengan persamaan : d= F (m),



i = 1, 2, 3,….,n



(2.14)



29



Dengan F adalah suatu fungsi hubungan antara model dan data pengukuran dapat dituliskan sebagai berikut : F(M) = F (M0) +



𝝏𝑭 (𝑴𝟎 ) 𝝏𝑴



Δ𝑀



(2.15)



Dengan, M0



= model dugaan awal



M



= model bumi sebenarnya



Δ𝑀



= perubahan parameter model



F(M)



= data pengukuran



F (M0) = harga perhitungan dari model dugaan 𝝏𝑭 (𝑴𝟎 ) 𝝏𝑴



= perubahan harga perhitungan terhadap model



5. Dilakukan iterasi hingga didapatkan kecocokan yang baik antara seismogram sintetik dan tras seismik. II. 17 Coloured Inversion Coloured inversion merupakan jenis seismik inversi deterministik yang cepat dan mudah seperti inversi rekursif tetapi mempunyai tampilan yang lebih baik dari inversi rekursif bahkan hampir sama dengan tampilan sparse spike. Colured inversion ini biasanya digunakan untuk melihat anomali pada daerah penelitian tersebut.



30



Gambar 2.16 (a) Inversion model Sparse Spike (b) Coloured Inversion (modifikasi dari Williams,2016)



Metode Coloured Inversion seperti Gambar 2.16 menggunakan alogaritma robust untuk mendapatkan nilai impedansi akustik yang relatif (relative acoustic impedance). Nilai akustik impedansi terbagi menjadi dua yaitu relatif impedansi akustik dan absolut impedansi akustik. Metode coloured inversion dapat berfungsi sebagai quick look untuk melihat anomali pada daerah penelitian. Apabila terdapat anomali pada daerah penelitian tersebut maka dapat menggunakan metode inversi yang lebih baik seperti simulated annealing. Coloured inversion menampilkan resolusi horisontal dan vertikal yang lebih baik dari pada seismik konvensional.



31



A



B



C



D



Gambar 2.17 (A) Log impedansi dalam domain waktu (B). filter Butterworth (C). Grafik log amplitudo dengan frekuensi dalam bentuk log (D). model yang diinginkan yang sudah difilter dengan butterworth (Williams, 2016)



A



B



C



D



Gambar 2.18 (A). Rata-rata dari spektrum overlay dengan spektrum yang diinginkan (B). Operator didomain frekuensi (C). Operator di domain waktu (D). Seismik spektrum overlay dengan log spektrum (Williams, 2016).



32



Proses teknik diatas adalah teknik alogaritma yang dilakukan termasuk cepat dan sederhana karena hanya berdasarkan teknik konvolusi. Pada coloured inversion, seperti Gambar 2.17 (C) persamaan garis lurus yang didapatkan dari spektrum seismik kemudian dikonvolusikan dengan rata-rata seismik untuk mendapatkan atau mendesain match operator yang terlebih dahulu dilakukan filter butterworth. sehingga didapatkan hasil pada Gambar (2.17) (B) pada frekuensi domain. Operator tersebut ditampilkan dalam domain waktu yang digambarkan pada wavelet Gambar (2.18) (C) dan (D) terlihat overlay antara seismik yang telah dilakukan inversi kemudian overlay dengan data well dalam bentuk spektrum. Hasil dari match operator tersebut kemudian diaplikasikan keseluruh seismik untuk mendapatkan penampang akustik impedansi. II. 18 Metode Simulated Annealing Metode ini merupakan berdasarkan dari konsep ilmu metalurgi. Ilmu metalurgi dianalogikan dengan proses pembentukan metal atau kristal dipanaskan pada temperatur yang sangat tinggi. Proses pendinginan kristal yang dipanaskan pada temperatur tinggi tersebut berlangsung secara perlahan-lahan. Ketika penurunan temperatur berhenti, kristal telah berada pada kondisi dengan energi yang sangat rendah.



33



Gambar 2.19 Proses pembentukan kristal (modifikasi dari Herdiana, 2007) Maka yang berperan penting dalam pembentukan kristal adalah suhu. Suhu sebagai faktor pengontrol dari pemanasan sampai pendinginan. Hal ini dinyatakan dengan rumus : P (𝛥E) = e- 𝛥E / T



(2.16)



Dimana ; P (𝛥E) = Probabilitas Exp



= Eksponensial



𝛥E



= perubahan fungsi objektif



T



= Suhu (oC)



Metode Simulated Annealing kemudian diterapkan kepada seismik konvensional untuk inversi yang disebut sebagai inversi simulated annealing. Harapan dari inversi ini mendapatkan penampang seismik konvensional sama dengan kondisi yang baik seperti kristal. Proses data seismik dengan menerapkan iterasi untuk mendapatkan model selanjutnya apabila model sudah baik maka proses iterasi akan berlanjut.



34



Gambar 2.20 Proses iterasi pada inversi Simulated Annealing (Williams, 2016)



Pada Gambar 2.20 merupakan bagaimana simulated annealing diterapkan di dalam seismik. Gambar 2.20 terdiri dari 3 proses yaitu sebelum diiterasi, saat diiterasi yang ke 1821 dan selesai diiterasi. Setiap proses memiliki tras seismik (trace pertama) yang merupakan salah satu tras dari seismik konvensional, kemudian tras yang kedua ada estimeted impedance merupakan impedansi yang diestimasi (macromodel). Macromodel yang diperoleh dari velocity model atau dari log. Pada tras kedua ini menjadi ukuran yang sangat penting karena estimasi dari impedansi ini yang akan diiterasi untuk menjadi model. Tras ketiga adalah estimasi koefisien refleksi merupakan batas lapisan yang diestimasi, dimana tras ini



35



didapatkan dari rumus akustik impedansi dan tras keempat merupakan wavelet yang telah diestimasi yang kemudian dikonvolusikan dengan koefisien refleksi sehingga mendapatkan sintetik tras pada tras yang keempat. Hasil selisih antara sintetik tras dengan seismik ditampilkan dalam bentuk error pada tras yang kelima. Proses sebelum diiterasi akan cenderung flat karena diawali dengan frekuensi yang rendah sehingga hasil error pun masih besar. Setelah dilakukan proses iterasi maka impedansi model akan mengalami perturbasi hingga error antara sintetik tras dan seismik kecil.



Gambar 2.21 grafik global minimum dan lokal maksimum (modifikasi dari Herdiana, 2007) 𝑀𝑖𝑠𝑓𝑖𝑡𝑚𝑜𝑑𝑒𝑙 = ∑[(𝐼𝑝𝑖 − 𝐼𝑝𝑏𝑎𝑐𝑘 )]



(2.17)



𝑀𝑖𝑠𝑓𝑖𝑡𝑠𝑒𝑖𝑠𝑚𝑖𝑐 = ∑[(𝑆𝑜𝑏𝑠 − 𝑆𝑠𝑦𝑛 )]



(2.18)



Dimana, Misfit = Hubungan Korelasi antara model seismik dengan model objektif Sobs



= Seismik Observasi



Ssyn



= Seismik Sintetik



Ipi



= Model Perturbasi 36



Ipback = Model Perturbasi sebelumya Analogi kristal dengan penurunan suhu yang bertahap akan mendapatkan kristal yang baik seperti Gambar 2.21 pada posisi global minimum. Apa bila diaplikasikan terhadap seismik iterasi akan mendapatkan global minimum yang merupakan error terkecil setelah dilakukan iterasi.



Gambar 2.22 grafik iterasi vs misfit menggunakan simulated annealing (modifikasi dari Williams, 2016)



Iterasi yang dilakukan berdasarkan iterasi monte carlo dimana hal pertama yang dilakukan adalah penentuan kecepatan yang baru secara acak hasil dari iterasi. Penentuan model secara acak berdasarkan rumus yaitu: x’ = x + r vi



(2.19)



dimana ; x’



= Posisi setelah iterasi



37



x



= Posisi Awal



r



= Nilai Random



vi



= Nilai Vektor



Pada saat penurunan suhu dilakukan dengan bertahap untuk mendapatkan nilai yang baik sesuai dengan kaidah dari proses pembentukan kristal ditulis dengan rumus : T’ = kTo



(2.20)



Dimana ; T’



= suhu setelah diiterasi



k



= konstanta Bolztman (k=1)



To



= suhu awal



Mekanisme penurunan temperatur merupakan salah satu faktor yang harus dilakukan (tuning) agar sesuai dengan permasalahan yang ditinjau. Maka penurunan suhu secara logaritmik dan geometrik dirumuskan sebagai berikut : Tn = To / log (n)



(2.21)



Tn = α Tn-1 atau Tn = T0 αn



(2.22)



Dimana : T0



= temperatur awal



n



= iterasi



α



= faktor penurunan temperatur (nilainya antara 0.9 – 0.99)



38



II. 19 Transformasi Fourier Fast (FFT) Fast Fourier Trnsform adalah suatu alogaritma untuk menghitung transformasi fourier diskrit dengan cepat dan efisien. Transformasi fourier cepat diterapkan dalam beragam bidang, mulai dari pengolahan sinyal digital. Setiap alogaritma FFT, dengan penyesuaian, dapat diterapkan untuk menhitung DFT, namun dengan tanda eksponen berlawanan dan dikalikan dengan faktor 1/N. Dapat dituliskan dalam bentuk sinusoidal sebagai berikut:



(2.23)



39



BAB III METODOLOGI PENELITIAN III.1 Waktu dan Lokasi Penelitian Lokasi Sumur pada penelitian ini berada pada 172 ° 141’ 53.43”E 39 ° 48’ 39.35”S. Lapangan “RST” cekungan Taranaki ini berada 103 km dari Pulau bagian Utara lempeng Australia, dan 145 km pada bagian Selatan-Barat berbatasan dengan lempeng Pasifik dan New Plymouth.



Gambar 3.1 Lokasi penelitian cekungan Taranaki, New Zealand



Taranaki terbagi menjadi dua bagian yaitu Pulau bagian Selatan dan Pulau bagian Utara, pada bagian Utara terdapat lempeng Australia dan pada bagian Selatan terdapat lempeng Pasifik. Pergerakan lempeng Pasifik kearah Barat Daya bergerak ke bawah lempeng Australia dan lempeng Australia bergerak kearah Timur berada



40



dibawah Pulau Selatan dihubungkan dengan Alphine Fault. Penelitian ini dilakukan selama 3 bulan (Mei – Juli) 2017. III.2 Data dan Perangkat Pengolahan Data III.2.1 Data Data yang diolah dalam penelitian ini meliputi data sekunder seismik 3D, data sumur, data checkshot, peta dasar (Basemap) dan data marker. Parameter-parameter maupun ketersediaan data meliputi pengaruh besar terhadap hasil dari proses penelitian ini. Berikut ini akan diuraikan data masukan yang digunakan. 1. Data Seismik 3D Data seismik yang digunakan adalah berupa data sekunder berupa data seismik 3D post-stack time migration (PSTM) dalam format SEG-Y dengan asumsi bahwa data seismik tersebut sudah melewati tahapan processing sesuai prosedur. Pada data seismik ini terdapat jumlah inline yang terhitung dari 1402 dan terdapat jumlah crossline 1883. 2. Data Sumur Data sumur yang digunakan adalah data sekunder dalam format data log ASCII Standar (LAS). Data sumur meliputi log yang tersedia dan koordinat dari sumur termasuk Kelly bushing. Seluruh skala kedalaman sumur menggunakan satuan feet. Ketersedian data log dapat dilihat pada Tabel 3.1 berikut ini.



41



Nama Well



Log GR √



KIWA-1



Log RESS √



Log DENS √



Log NEUT √



Log DT √



Tabel 3.1 Ketersediaan data sumur Keterangan : √ = tersedia 3. Base map Base map atau peta dasar merupakan suatu penampang yang menunjukkan kerangka dari survei seismik daerah penelitian. Pada peta dasar ini juga ditunjukkan skala peta dan posisi sumur pada lintasan seismik. 4. Data Marker Data marker merupakan penanda kedalaman pada sebuah formasi. Data marker ini sangat penting untuk mengetahui waktu dari formasi tersebut pada kedalaman data seismik setelah dilakukan proses well seismic tie. Jika daerah target merupakan salah satu formasi dari marker, maka akan mempermudah dalam melakukan picking horizon. 5. Data Checkshot Data Checkshot merupakan data yang didapatkan dengan cara meletakkan



geophone kedalam lubang bor sebagai receiver, dan



mentransmisikan gelombang diatas permukaan. Fungsi dari checkshot adalah sebagai langkah awal dalam pengikatan antar seismik dan data sumur (seismic well tie). Bahwa kita ketahui seismik merupakan domain waktu, dan data sumur merupakan domain kedalaman sehingga



42



dibutuhkan konversi dari domain kedalaman menjadi domin waktu, konversi tersebut merupakan proses dari checkshot. III.2.2 Perangkat Pengolahan Data Berikut ini perangkat pengolahan data yang digunakan dalam penelitian ini. 1. Satu unit komputer dengan sistem operasi Windows 7 Ultimate. 2. Software IHS Kingdom 2016 merupakan salah satu software yang digunakan dalam penelitian ini. III. 3 Pengolahan Data III. 3.1 Pengolahan Data Sumur 1. Loading data Mengumpulkan serta memeriksa kelengkapan data sumur serta penempatan posisi sumur pada data seismik, serta penentuan satuannya dalam domain waktu atau domain kedalaman. 2. Input data log, data Marker, data Checkshot Log yang digunakan adalah data log yang berasal dari sumur yaitu: log sonic, log gamma ray (GR), log densitas (RHOB), log neutron (NPHI), log resistivitas, log acousticimpedance (AI). Data marker dan data checkshot yang digunakan dalam penelitian ini yang telah diinterpretasi sebelumnya. 3. Analisa log Dalam menganalisa log ini digunakan untuk mengetahui karakterkarakter log tersebut dalam data sumur. 43



4. Analisa crossplot Dilakukan untuk menguji sensitifitas dari parameter-parameter dalam membedakan litologi dan identifikasi keberadaan kandungan fluida yang terdapat pada sumur. Crossplot yang dilakukan antara log densitas dan log Resistivitas, log sonic dan log neutron, log densitas dan log sonic, log AI dan log neutron, log AI dan log densitas, log AI dan log neutron, log densitas dan log neutron. III. 3.2 Pengolahan Data Seismik 1. Loading data seismic Data seismik yang digunakan adalah data seismik sekunder 3D poststack time migration (PSTM) dalam format SEG-Y. Jumlah inline data seismik terhitung 1402 dan jumlah crossline 1883. 2. Penentuan zona target Dalam penentuan zona target ini ditentukan berdasarkan informasi log yang tersedia. Pada data sumur yang berpotensi menjadi zona target adalah Formasi Mahoenui pada kedalaman 2880 ft – 2950 ft, Formasi Kaiata pada kedalaman 3026 ft - 3206 ft, dan formasi bottom Kaiata pada kedalaman 3206 ft - 3560 ft. 3. Ekstraksi wavelet Ekstraksi



wavelet



merupakan



proses



yang



dilakukan



untuk



mengestimasi bentuk gelombang dari sumber getar yang telah terkonvolusi kedalam seismik. Wavelet ini akan dikonvolusikan dengan reflektifitas dari data sumur sehingga menghasilkan sintetik yang akan



44



digunakan untuk proses korelasi dengan data seismik. Pada tahapan ini, fasa yang digunakan adalah zerophase, dengan sampling rate 4.0 ms. 4.



Seismogram sintetik adalah rekaman seismik buatan yang dibuat dari data log kecepatan dan densitas, dari data kecepatan dan densitas akan menghasilkan koefisien refleksi yang selanjutnya dikonvolusikan dengan wavelet. Pada tahap well seismic tie ini terdapat beberapa perlakuan untuk memperoleh hasil korelasi data sintetik dengan rill yang berkualitas baik. Perlakuan tersebut adalah shifting, stretching, dan squeezing.



5. Well Seismic Tie Well Seismic Tie dilakukan untuk mengikat data sumur yang terdapat pada skala kedalaman dengan data seismik yang berada pada skala waktu. Proses pengikatan ini dilakukan pada data sumur terhadap data seismik agar horizon seismik dapat ditempatkan pada posisi kedalaman sebenarnya. 6. Picking Horizon Tahapan ini dilakukan dengan menarik garis secara horisontal pada kemenerusan lapisan yang terlihat pada penampang seismik. Penarikan horison seismik yang akan diinterpretasi pertama kali dilakukan dengan menampilkan penampang seismik dan log sumur yang telah dilakukan well seismic tie sebelumnya. Picking horizon dilakukan pada Formasi Mahoenui, Formasi Kaiata dan bottom Kaiata.



45



7. Inversi Impedansi Akustik Pada proses ini, langkah pertama dilakukan adalah membuat model, model yang dipakai pada akustik impedansi yaitu membuat penyebaran nilai p-impedance pada seismik. Nilai p-impedance ini berasal dari kurva p-wave (kecepatan batuan) dikalikan dengan nilai densitas yang berasal dari sumur yang kemudian di- generate keseluruh seismik. Dalam inversi acoustic impedance (AI) digunakan juga coloured inversion Proses ini tidak menggunakan model awal sebagai inputan untuk model imepdansi. Hal pertama yang dilakukan untuk proses ini yaitu input log Densitas, log sonik, log impedansi dan checkshot sebagai inputan dan output daricoloured inversion ini adalah acoustic impedence (AI) relatif. Simulated annealing adalah proses metalurgi. Pada proses ini model yang digunakan adalah model macromodel log. Pada proses ini diterapkan kepada seismik konvensional untuk mendapatkan penampang seismik yang baik, Apabila model tersebut sudah baik maka proses tersebut akan berlanjut, apabila model tidak baik maka akan masih menggunakan model pertama untuk di iterasi kembali. Proses seismik tersebut dengan melakukan iterasi untuk mendapatkan model selanjutnya, Saat proses iterasi berjalan sampai menunjukkan error bernilai rendah pada proses ini akan terus melakukan iterasi sampai mendapatkan global minimum yang berhenti pada iterasi dimana hasil iterasi tersebut memiliki error terkecil antara



46



model dengan seismik dengan hasil resolusi yang tinggi. Frekuensi yang dipakai adalah frekuensi model adalah 8-80 Hz. 8. Slice (horizon slice) Slice (horizon slice) merupakan proses yang dilakukan untuk melihat penampang volume seismic dalam melihat penyebaran hidrokarbonnya secara lateral. Pada horizon slice ini dilakukan setelah mendapatkan hasil inversi acoustic impedance (AI), proses ini lebih akurat dari pada dilakukan time slice karena horizon slice merupakan penggambaran horizon itu sendiri sehingga pada saat dilakukan display terhadap peta maka hasilnya lebih akurat dan lebih bagus 9. Atribut seismik Atribut seismik yang digunakan dalam penelitian ini yaitu ; trace envelope dimana digunakan untuk melihat brights-spot, akumulasi gas, ketidakselarasan, atribut instantaneous frequency (frekuensi sesaat) digunakan melihat anomali hidrokarbon, indikator ketebalan lapisan. Atribut instantaneous phase (fase sesaat) digunakan untuk melihat lapisan secara lateral, batas sekuen, channels. Atribut spectral dekomposisi digunakan untuk melihat lapisan tipis dengan frekuensi tertentu sehingga frekuensi yang digunakan 8 Hz, 10 Hz, dan 13 Hz tersebut akan di tampilkan pada gambar penampang seismik sehingga akan terlihat lebih jelas pada lapisan tipisnya.



47



10. Analisa Atribut Seismik Dalam analisis atribut seismik ini dilakukan analisis pada setiap atribut yang digunakan tujuan nya untuk melihat keberadaan hidrokarbon dan lapisan tipis yang tidak kelihatan. Bahwa dengan melakukan analisis ini dapat diketahui daerah yang menjadi prosfek hidrokarbon nya dengan melihat respon beberapa atribut terhadap proses tampilan pada penampang seismik.



48



III. 3 BAGAN ALIR PENELITIAN



Mulai Studi Literatur Pengumpulan Data



Data Sumur



Data Seismik 3D Ekstrak Wavelet Marker



Checkshot



Data Log



Seismogram Sintetik Well Tie Seismik



Analisa Log



Picking Horizon Inversi AI  



Atribut Seismik    



Trace Envelope Instantaneous Frequency Instantaneous Phase Spectral Decomposition



Analisa Crosplot



Coloured Inversion Simulated Annealing (Absoluted AI, Relative AI)



Slice (horizon Slice) Analisa Atribut Hasil Selesai



49



BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN IV.1 Hasil dan Pembahasan IV.1.1 Analisis Sumur IV.1.1.1 Analisis zona Target Ada beberapa data log dari sumur KIWA-1, diantaranya log gamma ray (GR), log sonik (P-wave), log acoustic impedance (AI), log resistivitas, log densitas (RHOB), data marker dan data checkshot. Beberapa data log tersebut digunakan untuk menganalisa zona target. Zona target pada penelitian ini ditunjukkan pada Formasi Mahoenui, Formasi Kaiata dan Bottom Kaiata dengan kedalaman (2880 ft - 3206 ft) pada cekungan Taranaki New Zealand. Log yang sering digunakan sebagai analisis zona target yaitu log gamma ray, log densitas (RHOB), log resistivitas, log porositas (NPHI). Fungsi utama log gamma ray yaitu untuk membedakan antara lapisan permeable (reservoir rock) dan lapisan impermeable (cap rock). Umumnya batupasir, batugamping, dan dolomit memiliki konsentrasi isotop radioaktif (U, Th, K) dengan jumlah yang relatif lebih sedikit dari pada lempung.



50



Gambar 4.1 Log yang digunakan untuk menganalisis zona Target Beberapa respon log gamma ray pada (Gambar 4.1) diidentifikasikan bahwa zona target daerah penelitian mempunyai nilai gamma ray rendah yang diinterpretasikan sebagai lapisan reservoir dengan nilai gamma ray yang tinggi diinterpretasikan sebagai lapisan impermeabel (shale). Pada log gamma ray pada Formasi Mahoenui pada kedalaman 2880 ft - 2945 ft, Formasi Kaiata pada kedalaman 3054 ft - 3206 ft, Formasi Bottom Kaiata pada kedalaman 3206 ft 3688 ft menunjukkan nilai gamma ray rendah yang diinterpretasikan sebagai batupasir (sand rock) yang berpotensi sebagai reservoar. Log densitas menunjukkan nilai rendah pada batupasir (sand rock) jika dibandingkan dengan densitas serpih (shale) memiliki porositas dan permeabelitas yang bagus sehingga memungkinkan berpotensi sebagai resservoar. Log resistivitas menunjukkan nilai resistivitas atau tahanan pada batuan. Nilai resistivitas yang



51



tinggi diindikasikan adanya kandungan fluida hidrokarbon. Pada zona target daerah penelitian diindikasikan nilai resistivitas yang tinggi menunjukkan adanya kandungan hidrokarbon pada kedalaman 2880 ft - 3688 ft, pada kedalaman 3055 ft menjadi zona reservoir yang baik. Log akustik impedansi (AI) tinggi pada kedalaman menandakan kompak dan akustik impedansi rendah pada kedalaman 3010 ft - 3061 ft menandakan poros. IV.1.1.2 Analisis Well tie seismic Well seismic tie merupakan proses untuk mengikat data seismik dengan data sumur untuk membantu interpretasi. Pengikatan tersebut merupakan proses untuk mendapatkan domain dari kedua data tersebut. Data seismik mempunyai resolusi yang baik secara lateral dan tidak baik secara vertikal, sementara itu data sumur mempunyai resolusi yang baik secara vertikal dan tidak baik secara lateral. Maka ketika melakukan well seismic tie akan menyamakan domain dari kedua data tersebut, sehingga kedua data dapat dioverlay dan memiliki resolusi yang lebih baik untuk dapat melakukan interpretasi. Proses pertama well seismic tie melakukan konversi domain waktu ke kedalaman setelah melakukan konversi selanjutnya melakukan ekstraksi wavelet dari data seismik kemudian dilakukan pemotongan (stretch)- tekanan (squeeze), ekstraksi wavelet yang digunakan ialah ekstraksi wavelet theoritical setelah itu didapatkan hasil terbaik yaitu ekstraksi seismik wavelet sekitar lubang bor lebih baik karena resolusi yang diperoleh akan seperti resolusi pada sumur. Perkalian antara log densitas dan log sonik sehingga menghasilkan log akustik impedansi sebagai input untuk mendapatkan seismogram sintetik. Nilai korelasi menunjukkan hasil



52



perbandingan antara seismogram sintetik dengan data seismik. Kelayakan dari hasil well seismic tie ditunjukkan dengan nilai korelasi maksimal (0,607).



A



B



Gambar 4.2 Well seismic tie Pada Gambar 4.2 Well tie seismic menunjukkan nilai korelasi hasil yang maksimal 0,607, sample rate 0,02 ms, interval length 4 ms menggambarkan bahwa hasil Well tie seismic maksimal, bahwa nilai korelasi menunjukkan



53



semakin besar nilai korelasi atau mendekati 1 dan nilai pergeserannya 0 atau mendekati 0 maka amplitudo dan polaritas pada seismogram sintetik akan sesuai atau sama dengan sintetik seismik atau amplitudo seismik , khususnya pada zona target. IV.1.1.3 Analisis Picking Horizon Picking horizon digunakan untuk analisis struktural dan analisis stratigrafi. Picking horizon dilakukan dengan cara membuat garis horizon pada kemenerusan lapisan pada penampang seismik seperti pada gambar 4.3. Informasi mengenai keadaan litologi, lingkungan pengendapan dan penyebaran dari reservoir sangat dibutuhkan dalam melakukan picking horizon ini.



Gambar 4.3 hasil picking horizon pada inline 1404 Picking horizon dilakukan horizon slice pada zona target yaitu pada gambar 4.3 A Formasi Mahoenui kedalaman 2935 m inline 1404 crossline 1857, B



54



Formasi Kaiata kedalaman 2996 m inline 1404 crossline 1855, dan C bottom Kaiata kedalaman 3070 m inline 1404 crossline 1856, D merupakan basemap.



Gambar 4.4 (A) map view Formasi Mahoenui, (B) map view Formasi Kaiata, (C) map view Formasi bottom Kaiata, (D) basemap



55



IV.1.1.4 Analisis Stratigrafi Seismik



Gambar 4.5 Analisis seismik menentukkan zona target Pada (Gambar 4.5) merupakan gambar penampang seismik inline 1402 dan crosline 1883. Penampang seismik tersebut terdiri 3 data marker yaitu Formasi Mahoenui, Formasi Kaiata, Bottom Kaiata terlihat warna hijau yang menjadi zona target. Seismik tersebut bertekstur paralel yang disebabkan oleh pengendapan sedimen rate yang seragam, tekstur pengisian channel nya yang divergent fill. IV.1.4.1.1 Analisis Tuning Thickness Analisis tuning thickness dilakukan untuk mengetahui ketebalan lapisan reservoir dari target penelitian yang bisa dibaca panjang gelombang seismik



56



secara vertikal. Analisis ini dilakukan untuk mengetahui ketebalan batupasir dari setiap Formasi yaitu Formasi Mahoenui 84.9403 ft, pada Formasi Kaiata dan bottom Kaiata 121.4854 ft. Setelah mengetahui ketebalan batupasir dari setiap Formasi kemudian mencari nilai kecepatan rata-rata di sepanjang ketebalan lapisan reservoir yaitu 11772.97 ft/s pada Formasi Mahoenui, 8231.44 ft/s pada Formasi Kaiata sampai dengan bottom Kaiata. Dengan mengetahui frekuensi dominan dari analisis spektrum amplitudo seismik lapangan penelitian tersebut sebesar 20 Hz, gambar 4.6 maka didapatkan panjang gelombang (λ) pada ketebalan lapisan reservoar yaitu pada Formasi Mahoenui panjang gelombang 588.64 ft, 411.57 ft pada Formasi Kaiata.



Gambar 4.6 Spektrum amplitudo Tabel 4.1 Tabel analisis tunning thickness Formasi



Ketebalan batupasir (ft)



Vp Rata-rata (ft/s)



Frekuensi Dominan (Hz)



Tunning Thickness (λ/4)



Formasi Mahoenui



84.9403



11772.97



20



147.15



121.4854



8231.44



20



102.89



Formasi Kaiata



57



IV.1.1.5 Analisis Sensitivitas Analisa sensitivitas adalah analisa dari suatu sumur, apakah sumur tersebut sensitif atau



tidak. Sumur tersebut dapat disebut sensitif apabila dapat memisahkan



batupasir dan batuserpih sehingga proses inversi akustik impedansi (AI) dapat dilakukan. Pada Gambar 4.7 dilakukan analisis cross-plot antara sonik (DT) vs densitas (RHOB) vs gamma ray (GR) (A), analisis cross-plot neutron vs densitas vs gamma ray (B), analisis cross-plot sonik vs neutron vs gamma ray (C). Pada gambar terdiri dari gambar cross-plot merupakan cross-plot yang dilakukan antara dua atau tiga log digambarkan dalam diagram, gambar color bar merupakan tingkat nilai dari respon suatu log sebagai z cross-plot yang menandakan respon log gamma ray.



58



A



Sand



Shale



Color Bar



Respon log



Crossplot



B Shale



Color Bar Sand



Color Bar



Respon log



Crossplot



C



Shale



Sand



Crossplot



Respon log



Color Bar



Gambar 4.7 Analisis cross-plot antara sonik vs densitas vs gamma ray (A). Analisis cross-plot neutron vs densitas vs gamma ray (B). Analisis cross-plot sonik vs neutron vs gamma ray (C).



59



Pada Gambar 4.7 (A) cross-plot antara log sonik vs log densitas vs log gamma ray nilai (pembatas) cut off log densitas yaitu 2,1 kg/m3 - 2,7 kg/m3, apabila nilai log densitas lebih besar dari 2,1 kg/m3 litologi tersebut batupasir, jika nilai cut off log densitas lebih kecil dari 2,1 kg/m3 litologi tersebut serpih. Nilai cut off log sonik yaitu 90 ms/ft – 120 ms/ft, apabila nilai log sonik lebih besar dari nilai 90 ms/ft litologi tersebut serpih, jika nilai cut off log sonik lebih kecil dari 90 ms/ft litologi tersebut batupasir. Gambar 4.7 (B) cross-plot neutron vs densitas vs gamma ray nilai cut off log neutron yaitu 0,4 V/V – 0,7 V/V, apabila nilai neutron lebih besar dari 0,4 V/V litologi tersebut serpih, jika nilai cut off neutron lebih kecil dari 0,4V/V litologi tersebut batupasir. Nilai cut off log densitas yaitu 2,1 kg/m3 – 2,7 kg/m3, apabila nilai log densitas lebih besar dari 2,1 kg/m3 litologi tersebut batupasir, jika nilai cut off log densitas lebih kecil dari 2,1 kg/m3 litologi tersebut serpih. Pada Gambar 4.7 (C) cross-plot antara log sonik vs log neutron vs log gamma ray nilai cut off log sonik yaitu 60 ms/ft – 120 ms/ft, apabila nilai log sonik lebih besar dari nilai 60 ms/ft, litologi tersebut adalah Vserpih, jika nilai cut off log sonik lebih kecil dari 90 ms/ft, litologi tersebut adalah batupasir. Nilai cut off log neutron yaitu 0,1 V/V – 0,45 V/V, apabila nilai neutron lebih besar dari 0,1 V/V litologi tersebut serpih, jika nilai cut off neutron lebih kecil dari 0,1V/V litologi tersebut batupasir.



60



A



Crossplot



Color Bar



Respon log



B



Crossplot



Color Bar



Respon log



C



Crossplot



Respon log



Color Bar



Gambar 4.8 Analisis crossplot antara AI vs neutron (A). Analisis crossplot AI vs densitas (B). Analisis crossplot AI vs sonic (C).



61



Pada Gambar 4.8 cross-plot antara log akustik impedansi (AI) vs neutron (A) nilai cut off log akustik impedansi yaitu 12.000 kgm-2s-1 – 43.000 kgm-2s-1. Nilai cut off log neutron yaitu 0,4 V/V – 0,5 V/V. cross-plot antara log akustik impedansi (AI) vs densitas (B) Nilai cut off log akustik impedansi yaitu 12.000 kgm-2s-1 – 43.000 kgm-2 s-1. Nilai cut off log densitas yaitu 2,1 kgm3 – 2,7 kgm3. Cross-plot antara log akustik impedansi (AI) vs sonik (C) Nilai cut off log akustik impedansi yaitu 12.000 kgm-2s-1 – 43.000 kgm-2s-1. Nilai cut off log sonik yaitu 90 ms/ft – 120 ms/ft. IV.1.1.6 Analisis Coloured Inversion Pada proses coloured inversion tidak menggunakan model awal sebagai inputan untuk model impedansi.



Hal pertama yang dilakukan untuk poses coloured



inversion dengan menginput log sonik, log densitas, log impedansi dan checkshot sebagai inputan coloured inversion.



Gambar 4.9 penampang akustik hasil dari coloured inversion



62



Pada Gambar 4.9 tersebut adanya anomali yang berwarna kuning terlihat secara lateral yang diinterpretasikan sebagai batupasir yang mengandung hidrokarbon pada penampang tersebut terlihat anomali secara lateral pada Formasi Kaiata pada kedalaman 2996 ft yang memiliki nilai akustik impedansi yang relatif dan resolusi yang kurang baik. IV.1.1.7 Analisis Coloured Inversion horizon slice Dilakukan untuk melihat penyebaran nilai akustik impedansi dan untuk melihat anomaly secara lateral pada cekungan Taranaki, New Zealand. Oleh karena itu, dilakukan slicing pada horizon Mahoenui, Kaiata dan bottom Kaiata.



Gambar 4.10 Horizon slice Coloured inversion pada formasi Mahoenui



63



Pada Gambar 4.10 Horizon slice hasil inversi dari formasi Mahoenui tersebut menunjukkan persebaran hidrokarbonnya secara lateral dapat dilihat anomali pada nilai colour bar berkisar -90.215 kgm-2s-1 – 59.971 kgm-2s-1 bahwa pada daerah sumur KIWA-1 dapat dilihat persebaran hidrokarbon berdasarkan horizon slice.



Gambar 4.11 Horizon slice Coloured inversion pada formasi Kaiata Pada Gambar 4.11 formasi Kaiata menunjukkan bahwa persebaran hidrokarbon secara lateral dapat dilihat pada nilai color bar berkisar -10.042 kgm-2s-1 – 153.221 kgm-2s-1 berwarna kuning dan merah bahwa Formasi Kaiata lebih dominan mengandung batupasir dan berfungsi sebagai reservoir.



64



Gambar 4.12 Horizon slice Coloured inversion pada Formasi bottom Kaiata Pada Gambar 4.12 persebaran hidrokarbon secara lateral kearah timur, pada nilai color bar -578.652 kgm-2s-1 sampai – 272.371 kgm-2s-1 menunjukkan bahwa daerah tersebut mengandung reservoir ditandai dengan warna yang terdapat pada horizon slice. IV.1.1.8 Analisis Inversion Simulated Annealing Simulated annealing merupakan proses inversi yang memerlukan model awal sebagai inputnya berbeda dengan coloured inversion yang tidak memerlukan model awal dengan parameter macromodel log. Frekuensi rendah dilakukan untuk melihat kenampakan lebih akurat dengan adanya hidrokarbon dilakukan inversi untuk mendapatkan penyebaran nilai akustik impedansi secara lateral. Gambar 4.13



65



Hasil inversi pada inline 1229 crossline 1864 menunjukkan adanya nilai akustik impedansi rendah bernilai 6000 kgm-2s-1disekitar sumur bahwa menandakan ada hidrokarbon.



Gambar 4.13 penampang seismik akustik impedansi simulated annealing dengan macromodel log.



IV.1.1.9 Analisis Atribut Seismik Dalam melakukan analisis atribut seismik digunakan untuk mendukung hasil dari inversi yang telah dilakukan agar lebih akurat terutama lapisan tipis yang tidak dapat di deteksi oleh inversi.



66



IV.1.1.9.1 Trace Envelope Trace Envelope digunakan untuk melihat kontras AI, Brights–Spot, ketidakselarasan. Pada metode trace envelope kontras AI formasi Mahoenui pada kedalaman 2880- 2945 ft



berwarna birumuda



memiliki nilai



2363.904, Formasi Kaiata pada kedalaman 3054-3206 ft berwarna kuning memiliki nilai 8584.703 dan merah memiliki nilai 11446.271, dan Formasi Bottom Kaiata pada kedalaman 3206-3688 ft berwarna hijau memiliki nilai 3794.688.



Gambar 4.14 penampang seismik trace envelope



67



IV.1.1.9.2 Frekuensi Sesaat Frekuensi sesaat digunakan untuk melihat anomali hidrokarbon yang akan ditunjukkan dengan anomali frekuensi rendah bernilai -28.520 Hz. Formasi Mahoenui pada kedalaman 2880- 2945 ft pada colour bar berwarna hijau frekuensi sesaat ini menunjukkan bahwa ada anomali pada zona target Formasi Mahoenui, Formasi Kaiata, dan Bottom Kaiata. Pada penampang seismik dimulai pada line 1002 pada tras 1198 dan line akhir 1640 tras 3559



Gambar 4.15 penampang seismik pada frekuensi sesaat



68



IV.1.1.9.3 Fase Sesaat Fase



sesaat



digunakan



untuk



melihat



lapisan



secara



lateral,



ketidakmenerusan dan batas sekuen, pada penampang seismik fase sesaat ini dapat dilihat ketika frekuensi secara lateral memiliki anomali yang sama. Fase dari data yang digunakan adalah -157o dengan lebar window yang digunakan dimulai pada waktu 564 ms sampai 2564 ms.



Gambar 4.16 penampang seismik pada fase sesaat



Gambar 4.17 penampang seismik fasa sesaat



69



IV.1.1.9.4 Dekomposisi spektral Metode yang digunakan untuk menentukan secara kualitatif tubuh stratigrafi batas struktural sebagaimana penebalan/penipisan lapisan secara lateral. Dekomposisi spektral adalah penggambaran reservoir dan teknologi interpretasi yang dapat membantu kita melihat resolusi yang lebih baik dari properti reservoir dari pada display seismik biasa. Respon frekuensi tinggi pada sebuah reflektor dapat teratenuasi oleh kehadiran kompresi fluida, dekomposisi spektral dapat membantu mendeteksi keberadaan hidrokarbon.



Gambar 4.17 penampang seismik spektral dekomposisi



70



BAB V PENUTUP



V.1 Kesimpulan Dari hasil inversi seismik dan atribut seismik untuk karakterisasi reservoir di lapangan “RST”, Cekungan Taranaki New Zealand dapat disimpulkan bahwa : 1. Menentukan zona target hidrokarbon dapat dilihat dari nilai resistivitas yang tinggi menunjukkan bahwa adanya kandungan hidrokarbon pada kedalaman 2880 ft -3688 ft. Nilai log akustik impedansi (AI) yang tinggi pada kedalaman 3054 ft – 3206 ft formasi Kaiata menandakan tight (kompak) dan akustik impedansi rendah pada kedalaman 3010 ft - 3061 ft menandakan porous (poros). Nilai Cut-Off AI (acustic impedance) 9000 kgm-2s-1 - 15.000 kgm-2s-1, nilai Cut-off Densitas berkisar 2.1 kg/m3 – 2.7 kg/m3 dan neutron porositynya 40 % - 50%. 2. Hasil inversi



menunjukkan sebaran AI pada reservoar karbonat yang



memiliki nilai AI untuk reservoar Formasi Mahoenui, Kaiata dan Bottom Kiata berkisar 9.000 kgm-2s-1 – 15.000 kgm-2s-1 merupakan karbonat yang poros. Persebaran hidrokarbon terjadi dari arah Barat-Daya menuju arah Timur Laut lapangan “RST” cekungan Taranaki New Zealand. 3. Inversi simulated annealing mempunyai kelebihan yaitu dapat mendeteksi lapisan tipis dari pada coloured inversion sehingga inversi simulated



71



annealing lebih efektif dalam interpretasi geologi bawah permukaan.. hasil Inversi AI pada inline 1402 menunjukkan bahwa hasil inversi cukup baik dalam mengkarakterisasi reservoir pada Formasi Mahoenui, Formasi Kaiata dan bottom Kaiata bahwa Formasi tersebut mengandung hidrokarbon batupasir. V.2 Saran 1. Sebaiknya pada penelitian berikutnya dilakukan korelasi antara beberapa sumur dan menentukan purposed well (sumur baru). 2. Sebaiknya dilakukan studi terpadu karakterisasi reservoir dengan menyertakan pemetaan fasies dan analisis petrofisika.



72



DAFTAR PUSTAKA Bernando, A.P.2017. Karakterisasi Reservoir dan Penyebaran Hidrokarbon Menggunakan Inversi Simulated Annealing dan Coloured Inversion Lapangan Ma Nangin Cekungan Powder River Wyoming. Yogyakarta: Universitas Pembangunan Nasional. Badley, M.E. 1985. Practical seismic interpretation, Prentice Hall. Hart, B.S 2008, Channel detection in 3-D seismic data using sweetness, AAPG Bulletin, v. 92, no.6, p.733-742, doi:10.1306/02050807127. Hilterman, F.J 1997. Seismic Amplitude Interpretation, Distinguished Instructor Short Course, EAGE. Harsono, A., 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield Services, Jakarta. Herdiana, Yudi. 2007. Inversi Geostatistik dengan Menggunakan Gabungan Metode Sequential Gaussian Simulation (Sgs) dan Simulated Annealling (Sa). Bandung: Digilib ITB. King, P .R., dan G.P. Thraser, 1988, Cretaceous-Cenozoic geology and petroleum systems of the Taranaki Basin, New Zealand, Lower Hutt: Institute of Geological & Nuclear Sciences, Institute of Geological & Nuclear Sciences, monograph 13, p.243. King, P.R., dan P.H Robinson, 1988, An overview of Taranaki Basin geology, New Zealand, Energy Exploration and Exploitation, 6 (3), p.213-232. Koesomadinata, R. P., 1978. Geologi Minyak dan Gas Bumi, Bandung: Institut Teknologi Bandung. Oktavinta, A., 2008. Konsep Gelombang Seismik, Jakarta: Teknik Geofisika Universitas Indonesia.



73



Russel, B.H., 1991. Introduction to Seismic Inversion Methods, S.N. Domenico, Editor Course Notes Series, Volume 2rd, 3rd edition. Russel, B.H., 1996. Strata Workshop, Hampson-Russel Software Services Ltd. Rider, M. 1996. The Geological Interpretation of Well Logs, 2nd edition. Malta: Whittles Publishing. Sukmono, S . 1999. Interpretation Seismik Refleksi. Bandung: Teknik Geofisika Institut Teknologi Bandung. Sukmono, S . 2000. Seismic Inversi untuk Karakterisasi Reservoar, Bandung: Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung. Sismanto. 2006, Dasar-Dasar Akusisi DAN Pemrosesan Data Seismik Laboratorium Geofisika, Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam, Universitas Gajah Mada, Yogyakarta. Schlumberger, 2006 Oil Field, www.slb.com, 2 Juni 2017Pukul 15.40. Taner, M.T., dan R.E. Sheriff, 1977,Application of amplitude, frequency, and other attributes to stratigraphic and hydrocarbon exploration, in C. E. Payton. Ed., Seismic stratigraphy – Applications to hydrocarbon exploration: AAPG Memoir v. 26, p.301-327. Sismanto, 2006. Dasar-Dasar Akuisisi dan Pemroresan Data Seismik, Laboratorium Geofisika, Jurusan Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu PengetahuanAlam, Universitas Gajah Mada,Yogyakarta. Williams, 2016. Robust Post-StacksEISMIC Inversion for the Interpreter. London: Equipose Software.



74



LAMPIRAN



75



Lampiran 1 : horizon slice Trace envelope formasi Mahoenui



Lampiran 2 : horizon slice Trace envelope formasi Kaiata



76



Lampiran 3 : horizon slice Trace envelope Bottom Kaiata



Lampiran 4 : horizon slice Spektral Dekomposisi 8 Hz formasi Mahoenui



77



Lampiran 5 : horizon slice Spektral Dekomposisi 8 Hz formasi Kaiata



Lampiran 6 : horizon slice Spektral Dekomposisi 8 Hz Bottom Kaiata



78



Lampiran 7 : horizon slice Spektral Dekomposisi 10 Hz formasi Mahoenui



Lampiran 8 : horizon slice Spektral Dekomposisi 10 Hz formasi Kaiata



79



Lampiran 9 : horizon slice Spektral Dekomposisi 10 Hz Bottom Kaiata



Lampiran 10 : horizon slice Simulated Annealing formasi Mahoenui



80



Lampiran 11 : horizon slice Simulated Annealing formasi Kaiata



Lampiran 12 : horizon slice Simulated Annealing Bottom Kaiata



81