Interpretasi Data Seismik 2D Dengan Analisa Inversi Seismik [PDF]

Citation preview

LAPORAN KERJA PRAKTEK



INTERPRETASI DATA SEISMIK 2D DENGAN ANALISIS INVERSI SEISMIK PADA LAPANGAN “X”



PUSAT PENELITIAN DAN PENGEMBANGAN TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI (PPPTMGB) JAKARTA – INDONESIA (Periode Agustus – September 2017)



Disusun Oleh : SAHRURRONI NIM 145090700111005



PROGRAM STUDI TEKNIK GEOFISIKA JURUSAN FISIKA FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM UNIVERSITAS BRAWIJAYA MALANG 2017



LAPORAN KERJA PRAKTEK HALAMAN PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTEK (KP)



INTERPRETASI DATA SEISMIK 2D DENGAN ANALISIS INVERSI SEISMIK PADA LAPANGAN “X”



PUSAT PENELITIAN DAN PENGEMBANGAN TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI (PPPTMGB) JAKARTA – INDONESIA (Periode 9 Agustus – 9 September 2017)



Disusun Oleh : Sahrurroni NIM 145090700111005 Teknik Geofisika Jurusan Fisika FMIPA Universitas Brawijaya



Jakarta, 11 September 2017 Telah diperiksa dan disahkan oleh :



Ketua Kel. Pengkajian Sumberdaya Hidrokarbon (PPPTMGB)



Dosen Pembimbing KKL



Ir. Jonathan Setyoko H. NIP. 199607161994031001



Budisatya W., S.T., M.T. NIP. 198401012014021004



i



LAPORAN KERJA PRAKTEK HALAMAN PERSETUJUAN LAPORAN KERJA PRAKTEK (KP)



INTERPRETASI DATA SEISMIK 2D DENGAN ANALISIS INVERSI SEISMIK PADA LAPANGAN “X”



PUSAT PENELITIAN DAN PENGEMBANGAN TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI (PPPTMGB) JAKARTA – INDONESIA (Periode 9 Agustus – 9 September 2017)



Disusun Oleh : Sahrurroni NIM 145090700111005 Teknik Geofisika Jurusan Fisika FMIPA Universitas Brawijaya



Malang, 03 November 2017 Telah diperiksa dan disetujui oleh :



Ketua Jurusan Fisika FMIPA Universitas Brawijaya



Dosen Pembimbing Utama



Prof. DR. rer.nat Muhammad Nurhuda NIP. 196409101990021001



Dr. Sunaryo, M.Si. NIP.196712281994121001



ii



LAPORAN KERJA PRAKTEK KATA PENGANTAR



Puji syukur saya panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa atas segala limpahan rahmatnya sehingga laporan hasil Kerja Praktek (KP) ini bisa terselesaikan. Penulis menyampaikan ucapan terimakasih kepada semua pihak yang telah membantu dalam penyusunan dan proses pembuatan laporan ini sehingga dapat terselesaikan dengan baik dan tepat waktu. Penulis



menyajikan



laporan



ini



sebagai



tugas



akademis



untuk



mengimplementasikan ilmu yang diperoleh dari bangku kuliah ke dunia luar. Idealnya sebuah teori tidaklah berguna tanpa dilakukan penerapan ke dunia kerja. Oleh karena itu, penulis mengucapkan banyak terimakasih kepada pihak LEMIGAS (PPPTMGB) dengan kebijaksanaanya telah memberikan kesempatan dalam melakukan kegiatan Kerja Praktek (KP) di LEMIGAS (PPPTMGB) Penulis menyusun laporan ini “Interpretasi data seismik 2D dengan analisis inversi seismik pada lapangan X” sebagai salah satu pengembangan untuk menyempurnakan pemahaman yang telah didapat dari bangku kuliah, serta beberapa praktek telah diterapkan untuk menunjang pengetahuan penulis sendiri sebagai bekal ke dunia kerja. Dan metode yang digunakan disesuaikan dengan pembimbing Kerja Praktek dari pihak LEMIGAS (PPPTMGB) untuk mempermudah proses bekerja selama Kerja Praktek berlangsung. Dalam pelaksanaan Kerja Praktek dan penyusunan Laporan Kerja Praktek ini, penulis mendapatkan banyak bantuan dan bimbingan dari berbagai pihak. Pada kesempatan ini, penulis mengucapkan terimakasih kepada : 1. Orang tua serta keluarga besar penulis yang telah memberikan banyak dukungan secara moral dan materi pada penulis. 2. Bapak Prof. DR. Muhammad Nurhuda selaku Ketua Jurusan Fisika Fakultas MIPA Universitas Brawijaya. 3. Bapak Dr. Sunaryo, M.Si. selaku sebagai dosen pembimbing PKL. 4. Bapak Dr. Ir. Bambang Widarsono, M.Sc. selaku Kepala Pusat atau Direktur Eksekutif (PPPTMGB) LEMIGAS yang telah memberikan kesempatan untuk melaksanakan kegiatan Kerja Praktek di Departemen KPPP Teknologi Eksplorasi.



iii



LAPORAN KERJA PRAKTEK 5. Bapak Abdul Haris, S.Si., M.Si. selaku Kepala Bidang Afiliasi dan Informasi (PPPTMGB) LEMIGAS yang telah menyetujui dan memberikan kesempatan untuk melaksanakan kegiatan Kerja Praktek di Departemen KPPP Teknologi Eksplorasi. 6. Bapak Ir. Jonathan Setyoko H. selaku Ketua Kelompok Pengkajian Sumberdaya Hidrokarbon yang telah menyetujui dan memberikan kesempatan untuk melaksanakan kegiatan Kerja Praktek di Departemen KPPP Teknologi Eksplorasi. 7. Bapak Budisatya Wiranatanagara, S.T., M.T. selaku sebagai pembimbing lapang yang mengarahkan proses pelaksanaan PKL. 8. Mas Praditiyo Riyadi. S.Si. sebagai pembimbing sekaligus teman yang selalu menyediakan waktu untuk mengajarkan ilmunya pada penulis. 9. Segenap karyawan (PPPTMGB) LEMIGAS yang tidak bisa penulis sebutkan namanya satu persatu, yang telah membantu penulis secara langsung maupun tidak langsung dalam pelaksanaan kegiatan Kerja Praktek. 10. Seluruh teman-teman yang membantu saling berbagi ilmunya dalam proses kegiatan Kerja Praktek berlangsung.



Penulis memohon maaf ababila di dalam Laporan Kerja Praktek ini, terdapat banyak kesalahan yang terjadi, baik teknis maupun non-teknis. Kritik dan saran yang membangun sangat penulis harapkan untuk perbaikan pada penulisan berikutnya. Atas perhatian dan kerjasamanya, saya mengucapkan terimaksih.



Jakarta, 11 September 2017



iv



LAPORAN KERJA PRAKTEK DAFTAR ISI



HALAMAN PENGESAHAN ............................................................................................ i KATA PENGANTAR ....................................................................................................... ii DAFTAR ISI..................................................................................................................... iii DAFTAR GAMBAR ........................................................................................................ iv



BAB I PENDAHULUAN ...................................................................................................1 1.1 Latar Belakang ........................................................................................................1 1.2 Tujuan Kegiatan ......................................................................................................2 1.3 Ruang Lingkup........................................................................................................2 1.4 Manfaat ...................................................................................................................2



BAB II GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN .............................................................3 2.1 Sejarah Perusahaan .................................................................................................3 2.2 Profil Perusahaan ....................................................................................................4 2.3 Visi, Misi, dan Mutu Perusahaan ............................................................................5 2.4 Struktur Organisasi Perusahaan ..............................................................................6



BAB III TINJAUAN PUSTAKA ....................................................................................12 3.1 Sejarah Geologi Regional .....................................................................................12 3.2 Struktur Geologi Regional ....................................................................................14 3.3 Metode Seismik ....................................................................................................16 3.3.1 Akuisis Data Seismik .................................................................................17 3.3.2 Pengolahan Data Seismik ...........................................................................17 3.3.3 Interpretasi Data Seismik ...........................................................................17 3.4 Data Seismik .........................................................................................................18 3.4.1 Data Seismik 2D .........................................................................................18 3.4.2 Data Seismik 3D .........................................................................................18 3.5 Metode Seismik Utama Dalam Karakteristik Reservoir ......................................18 3.5.1 Seismik Stratigarfi ......................................................................................18



v



LAPORAN KERJA PRAKTEK 3.5.2 Seismik Inversi ...........................................................................................19 3.5.3 Seismik Atribut...........................................................................................22 3.5.4 Analisa AVO ..............................................................................................22 3.6 Data Well Log ......................................................................................................23 3.6.1 Log Caliper .................................................................................................23 3.6.2 Log Sonic ...................................................................................................23 3.6.3 Log Gamma Ray ........................................................................................24 3.6.4 Log Density ................................................................................................24 3.6.5 Log Neutron Porosity .................................................................................25 3.6.6 Log Spontaneous Potential (SP) .................................................................25 3.6.7 Log Resistivity ...........................................................................................26 3.7 Pengikatan Data Seismik dan Data Sumur (Well Seismic Tie) ...........................26 3.7.1 Seismogram Sintettik .................................................................................27 3.7.2 Data Checkshot...........................................................................................28 3.8 Komponen Seismik Refleksi ................................................................................29 3.8.1 Impedansi Akustik ......................................................................................29 3.8.2 Koefisien Refleksi ......................................................................................29 3.8.3 Polaritas ......................................................................................................29 3.8.4 Fasa .............................................................................................................30 3.8.5 Resolusi Vertikal Seismik ..........................................................................31 3.8.6 Wavelet .......................................................................................................31 3.9 Tahapan Umum Interpretasi Data Seismik ..........................................................33



BAB IV METODOLOGI DAN PEMBAHASAN .........................................................35 4.1 Waktu dan Tempat Pelaksanaan ..........................................................................35 4.2 Metode Kegiatan ...................................................................................................35 4.2.1 Studi Pendahuluan ......................................................................................35 4.2.2 Pengumpulan Data-Data Primer dan Sekunder ..........................................35 4.2.3 Pengolahan Data ........................................................................................36 4.2.4 Interpretasi Data .........................................................................................36 4.2.5 Penyusunan Laporan Hasil Kerja Praktek ..................................................36



vi



LAPORAN KERJA PRAKTEK 4.3 Tahap-Tahap Pengolahan Data .............................................................................37 4.4 Jadwal Kegiatan Kerja Praktek .............................................................................38 4.5 Analisa dan Pembahasan.......................................................................................39



BAB V PENUTUP............................................................................................................51 6.1 Kesimpulan ...........................................................................................................51 6.2 Saran .....................................................................................................................52



DAFTAR PUSTAKA .......................................................................................................53



vii



LAPORAN KERJA PRAKTEK DAFTAR GAMBAR



Gambar 3.1: Peta struktur geologi Sulawesi ......................................................................13 Gambar 3.2: Struktur geologi regional di Sulawesi ...........................................................14 Gambar 3.5.1: Seismik stratigrafi ......................................................................................19 Gambar 3.5.2a: Seismik inversi .........................................................................................19 Gambar 3.5.2b: Diagram alir metode inversi seismik .......................................................20 Gambar 3.5.4: Klasifikasi kelas pada AVO .......................................................................22 Gambar 3.7.1: Seismogram sintetik ...................................................................................27 Gambar 3.7.2: Perbandingan konversi tempuh data log sonic, drift curve, dan ...............28 Gambar 3.8.3: Polaritas normal dan polaritas reverse (Sukmono, 2000) ..........................30 Gambar 3.8.4: Macam-macam fasa pada wavelet (Sukmono, 2000) ................................30 Gambar 3.8.6: Wavelet (Sismanto, 2006) ..........................................................................32 Gambar 4.5.1: Table view dari sumur well T-4 .................................................................39 Gambar 4.5.2: Properti log pada sumur well T-4 ..............................................................40 Gambar 4.5.3: Penampang seismik dengan domain time dan lokasi sumur well T-4 .......41 Gambar 4.5.4: Spectrum frequency dengan frekuensi dominan 15 Hz .............................41 Gambar 4.5.5: Bentuk geometri dan amplitude hasil ekstraksi wavelet ricker pada ........42 Gambar 4.5.6: Korelasi data seismik dan data sumur dengan max corr 0.766 ..................43 Gambar 4.5.7: Posisi Top-Res dan Bse-Res well T-4 pada data seismik ..........................44 Gambar 4.5.8: Pick horizon 1 dan horizon 2 pada data seismik ........................................44 Gambar 4.5.9: Pembuatan build strata model pada data seismik ......................................45 Gambar 4.5.10: Metode dengan model-based inversion ...................................................46 Gambar 4.5.11: Inversion analysis metode model based ...................................................47 Gambar 4.5.12: Metode dengan bandlimited inversion .....................................................47 Gambar 4.5.13: Inversion analysis metode bandlimited....................................................48 Gambar 4.5.14: Crossplot NP vs P-impedance vs density ................................................49 Gambar 4.5.15: Cross section P-impedance dan NP .........................................................50



vii i



LAPORAN KERJA PRAKTEK BAB I PENDAHULUAN



1.1



Latar Belakang Analisa dan interpretasi struktur dengan menggunakan data seismik pada dasarnya adalah menginterpretasi keberadaan struktur sesar pada penampang seismik dengan menggunakan bantuan sifat fisik dari lapisan batuan tersebut terhadap gelombang bunyi. Struktur sesar yang secara sederhana dapat diamati secara visual pada suatu singkapan di alam, berupa terpotong dan bergesernya bidang perlapisan oleh bidang sesar, pada penampang seismik ditunjukkan dengan adanya kenampakan (outcroup) discontinuitas atau ketidakmenerusan yang tiba-tiba dari seismik yang merefleksikan bidang perlapisan secara lateral. Ketidakmenerusan ini dapat berupa terputus dan bergesernya seismik tersebut secara lateral atau dapat juga berupa perubahan sudut geometri yang terjadi secara tiba-tiba karena sesar adalah produk dari suatu gaya atau rezim tegasan (stress fields), sedangkan rezim tegasan ini dapat berubah dengan waktu, maka adalah umum dijumpai bentuk dan orientasi struktur sesar berubah pada bagian yang berbeda dari penampang seismik, sehingga bentuk dan orientasi struktur sesar dapat berubah terhadap kedalaman pada suatu penampang seismik. Ketelitian dalam menginterpretasi data seismik terutama dalam menangkap perubahan geometri dan orientasi dari suatu bidang sesar akan sangat membantu dalam menganalisa perubahan pola tektonik daerah tersebut. Pada tahapan pengembangan eksplorasi hydrocarbon, data bawah permukaan jauh lebih dominan seiring bertambahnya jumlah sumur bor. Pada tahap pengembangan ini diperlukan banyak data untuk dilakukan interpretasi data, dimana nantinya sebagai acuan untuk analisis karakterisasi reservoir secara lebih kuantitatif. Zaman dahulu, posisi sumur eksplorasi hanya ditentukan berdasarkan informasi struktur geologi saja, seiring berkembangnya waktu, saat ini tidaklah cukup dengan mengandalkan informasi geologi saja. Oleh karena itu diperlukan sebuah metode baru untuk mengidentifikasi keberadaan hydrocarbon yang dapat meminimalisir kesalahan dalam penentuan posisi sumur bor sehingga menghasilkan sebuah system yang lebih ekonomis.



1



1.2



Tujuan Kegiatan Tujuan dari kegiatan ini untuk mengaplikasikan disiplin ilmu Teknik Geofisika khususnya dibidang eksplorasi seismik ke dunia kerja sehingga menambah pemahaman dan wawasan yang lebih luas bagi para Geofisikawan Indonesia dalam bidang industry perminyakan.



1.3



Ruang Lingkup Ruang lingkup kerja praktek pada Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi (PPPTMGB) difokuskan pada interpretasi data seismik yang diproses menggunakan software Hampson Russell (HRS) pada komputer.



1.4



Manfaat Manfaat pelaksanaan Praktek Kerja Lapangan yaitu : 1.



Dapat menyesuaikan penerapan ilmu pengetahuan dan teknologi dalam bidang ilmu yang dimiliki serta cara hubungan masyarakat dilingkungan industri.



2.



Sebagai bahan informasi yang berhubungan dengan rekrutmen tenaga kerja.



3.



Sebagai sarana penghubung antara dunia industri dengan lembaga pendidikan tinggi untuk saling meningkatkan Sumber Daya manusia (SDM) dalam menghadapi kemajuan.



2



LAPORAN KERJA PRAKTEK BAB II GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN



2.1



Sejarah Perusahaan PPPTMGB “LEMIGAS” (Pusat Penelitian Dan Pengembangan Teknologi Minyak Dan Gas Bumi) yang pada awalnya disebut sebagai Lembaga Minyak dan Gas Bumi, berdiri berdasarkan Surat Keputusan Menteri Nomor 17/M/Migas/65 dengan memiliki tiga tugas pokok yaitu Riset, Pendidikan dan penelitian serta Dokumentasi dan Publikasi di bidang perminyakan. Latar belakang berdirinya Lembaga Minyak dan Gas Bumi adalah karena hampir semua pengetahuan dan tenaga ahli di bidang perminyakan dikuasai atau menjadi monopoli perusahaan-perusahaan asing, sedangkan lapangan maupun cadangan minyak dan gas bumi merupakan milik Negara. Pemerintah menyadari bahwa kebutuhan atas minyak dan gas bumi akan berkembang pesat, di mana hal ini harus disikapi dengan kemajuan kemampuan teknis ilmiah serta teknologi, agar minyak dan gas bumi benar-benar data dimanfaatkan bagi kepentingan masyarakat, bangsa dan Negara. Seiring dengan berkembangnya industri minyak dan gas bumi di dunia, para pendiri Lembaga Minyak dan Gas Bumi telah mempelajari dari pihak luar atas kebutuhan suatu lembaga yang melakukan penelitian dan pengembangan di bidang minyak dan gas bumi disesuaikan dan di terapkan. Maka sejak tahun19977, Lembaga Minyak dan Gas Bumi berubah nama menjadi PPPTMGB “LEMIGAS” (Pusat Penelitian Dan Pengembangan Teknologi Minyak Dan Gas Bumi) berdasarkan Keputusan Menteri Pertambangan Nomor 646 tahun 1977, tanggal 26 Desember 1977 dan kemudian berdasarkana surat Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi. Nomor 1092 tahun 1984, tanggal 5 November 1984 PPTMGB “LEMIGAS” menjadi PPPTMGB “LEMIGAS”. PPPTMGB “LEMIGAS” (Pusat Penelitian Dan Pengembangan Teknologi Minyak Dan Gas Bumi) menjamin bahwa dalam menghasilkan jasa litbang selalu berupaya memenuhi persyaratan standard dan kepuasan pelanggan, melaksanakan perbaikan berkelanjutan terhadap keefektifan sistem manajemen mutu, serta memastikan



3



bahwa seluruh personel berperan aktif dan bertanggung jawab terhadap pencapaian sasaran mutu sesuai fungsinya berdasarkan Surat Keputusan Nomor 21.K/12.BLM2003 tentang struktur Organisasi, Tugas Pokok dan Fungsi Manajemen Mutu Pusat Penelitian dan pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi ” LEMIGAS” yang berdasarkan SNI 19-9001-2001 atau ISO 9001:1999. Untuk memenuhi prioritas tertinggi dalam pelaksanaan operasional, maka LEMIGAS telah menerapkan Sistem Manajemen Kesehatan dan Keselamatan Kerja (SMK3) yang mengacu pada standar internasional OHSAS 18001:1999 yang diperoleh dari TUV Internasional-Indonesia.



2.2



Profil Perusahaan PPPTMGB LEMIGAS (Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi) sebagai suatu lembaga litbang yang unggul, professional, bertaraf internasional di bidang Migas, keberadaannya pun diharapkan mampu menjawab banyaknya kebutuhan akan jasa penelitian terhadap minyak dan gas bumi. Tugas LEMIGAS adalah menyelenggarakan penelitian dan pengembangan teknologi kegiatan seluruh bidang minyak dan gas bumi. Fungsi LEMIGAS antara lain: 1. Penyelenggaraan penelitian dan pengembangan teknologi kegiatan seluruh minyak dan gas bumi, serta pengelolaan sarana dan prasarana penelitian dan pengembangan teknologi 2. Perumusan rencana dan program penelitian dan pengembangan teknologi berbasis kinerja 3. Perumusan pedoman dan prosedur kerja 4. Pengelolaan kerjasama kemitraan penerapan hasil penelitian dan pelayanan jasa teknologi, serta kerjasama penggunaan sarana dan prasarana penelitian dan pengembangan teknologi 5. Pengelolaan sistem informasi dan layanan informasi, serta sosialisasi dan dokumentasi hasil penelitian dan pengembangan teknologi 6. Penanganan masalah hukum dan hak atas kekayaan intelektual serta pengembangan sistem mutu kelembagaan penelitian dan pengembangan teknologi 7. Pembinaan kelompok jabatan fungsional Pusat 4



LAPORAN KERJA PRAKTEK 8. Pengelolaan ketatausahaan, rumahtangga, administrasi keuangan, dan kepegawaian Pusat 9. Evaluasi penyelenggaraan penelitian dan pengembangan teknologi dibidang minyak dan gas bumi 2.3



Visi, Misi, dan Mutu Perusahaan 2.3.1 Visi Terwujudnya LEMIGAS sebagai lembaga penelitian dan pengembangan yang unggul, profesional dan bertaraf internasional di bidang minyak dan gas bumi. 2.3.2 Misi Misi yang diterapkan oleh LEMIGAS adalah : 1. Meningkatkan peran LEMIGAS dalam memberikan masukan bagi penyusunan kebijakan



pemerintah



guna



meningkatkan



iklim



yang



kondusif



bagi



pengembangan industri minyak dan gas bumi. 2. Meningkatkan kualitas jasa penelitian pengembangan untuk memberikan nilai tambah bagi pelanggan. 3. Menciptakan produk unggulan dan mengembangkan produk andalan. 4. Meningkatkan iklim kerja yang kondusif melalui sinergi, koordinasi, serta penerapan sistem manajemen secara konsisten. 2.3.3 Mutu Laboratorium Kalibrasi LEMIGAS mampu melakukan kalibrasi peralatan pengukuran suhu, tekanan, massa dan volume dengan rentang pengukuran sebagai berikut; LEMIGAS telah mengembangkan sistem informasi dan afiliasi yang memberi nilai tambah bagi tugas penelitian dan pengembangan teknologi minyak dan gas bumi. Beberapa hal yang menunjukkan komitmen LEMIGAS dalam mengembangkan sistem tersebut adalah: •



Pengembangan situs LEMIGAS yang mudah diakses;



•



Perpustakaan yang terus dikembangkan, baik dari jumlah buku maupun sistemnya;



5



•



Penerbitan majalah internal sebagai alat komunikasi dan diseminasi tertulis dari hasil-hasil penelitian dan pengembangan minyak dan gas bumi;



•



Diseminasi hasil-hasil penelitian dan pengembangan teknologi minyak dan gas bumi melalui penerbitan majalah dan jurnal tentang hasil-hasil penelitian dan pengembangan teknologi migas;



•



Melaksanakan program-program afiliasi dengan lembaga-lembaga sejenis, baik swasta maupun pemerintahan, lokal maupun internasional;



•



Pengembangan sumber daya manusia dalam bidang penguasaan bahasa Inggris melalui LELC (LEMIGAS English Language Centre);



•



Melaksanakan studi-studi terkait dengan aspek legal atau hukum dari kegiatan pengelolaan dan pengolahan minyak dan gas bumi.



2.4



Struktur Organisasi Perusahaan KAPUS Dr. Ir. Bambang Widarsono, M.Sc.



WAKIL MANAJEMEN



KOMITE LK3 Ir. M. Dwi Atmanto, M.Si.



BAGIAN TATA USAHA Dra. Rini Wiyati, M.M.



BIDANG PENYELENGGARAAN DAN SARANA LITBANG Abdul Haris, S.Si., M.Si.



BIDANG PROGRAM Dr. Ir. Usman, M.Eng.



KPPP TEKNOLOGI EKSPLORASI Drs. Panuju, M.T.



KPPP TEKNOLOGI EKSPLOITASI Ir. Sugeng Riyono, M.Phil.



KPPP TEKNOLOGI PROSES Zulkifliani, S.Si., M.Si. KPPP TEKNOLOGI APLIKASI PRODUK Ir. Maymuchar, M.T



BIDANG AFILIASI DAN INFORMASI



KPPP TEKNOLOGI GAS Drs. Taryono, M.T



Ir. Daru Siswanto



6



LAPORAN KERJA PRAKTEK 1.



Kepala Pusat atau Direktur Eksekutif Tugas dan Tanggung Jawab Direktur Eksekutif adalah sebagai berikut : a. Menetapkan Kebijakan Mutu dan Sasaran Mutu Organisasi b. Menetapkan pedoman mutu c. Memastikan tersedianya sumber daya dalam penerapan sistem mutu d. Menjamin peningkatan kepuasan pelanggan e. Menetapkan tanggung jawab dan kewenangan fungsi organisasi yang terkait dalam Sistem Manajemen Mutu f. Melakukan tinjauan manajemen



2.



Wakil Manajemen a. Memastikan sistem manajemen mutu diterapkan dan dilaksanakan. b. Melaporkan kepda pimpinan puncak tentang kinerja pelaksanaan sistem manajemen mutu dan kebutuhan. c. Merencanakan, mengordinasikan, dan mengevaluasi pelaksanaan audit internal. d. Menjamin promosi kesadaran tentang persyaratan pelanggandi seluruh organisasi.



3.



Bagian Tata Usaha Memiliki tugas urusan kepegawaian, rumah tangga, ketatausahaan dan keuangan Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi.



4.



Bidang Program Memiliki tugas melaksanakan penyiapan penyusunan kebijakan teknis, rencana, program, anggaran serta pemantauan, evaluasi dan pelaporan pelaksanaan penelitian, pengembangan, perekayasaan teknologi pengkajian dan survei dibidang minyak dan bumi gas.



5.



Bidang Penyelenggaraan dan Sarana LITBANG Memilki tugas untuk menyiapakan perencanaan yang akan dilakukan untuk menghasilkan sesuatu yang akan dibuat dan menyiapkan sarana yang dibutuhkan agar hasil yang dihasilkan bermanfaat.



7



6.



Bidang Afiliasi dan Informasi Memiliki tugas melaksanakan, menyiapkan dan menyusun kebijakan teknis, rencana, program, pelaksanaan dan pelaporan kerja sama, serta penyebarluasan informasi hasil penelitian, pengembangan, perekayasaan teknologi, pengkajian dan survei, serta pengelolahan hak kekayaan intelektual, pengetahuan dan inivai dibidang minyak dan gas bumi.



7.



KP3 Teknologi Eksplorasi Kelompok Pelaksanaan Penelitian Pengembangan Teknologi Eksploitasi (KP3T Eksploitasi) merupakan pelaksanaan teknis yang melaksanakan penelitian dan pengembangan teknologi dibidang eksplorasi. Program penelitian KP3 Teknologi Eksplorasi diarahkan untuk menemukan sumber daya migas baru untuk meningkatkan



cadangan



migas



baik



yang



konvensional



maupun



non



konvensional, serta membantu memberikan solusi kepada pemerintahan dan industri migas yang terkait dengan kegiatan eksplorasi migas. Salah satu kegiatan untuk membantu memebrikan solusi kepada indutri migas adalah dengan memberikan pelayanan jasa penelitian dan pengembangan dalam bidang esplorasi, antara lain melalui Jasa analisis Laboratorium dan Jasa Studi. KP3 Teknologi Eksplorasi berperan aktif memberikan masukan untuk menunjang kebijakan pemerintah dan kemajuan industri dalam rangka meningkatkan sumber daya migas naional. Kegiatan penelitian dan pengembangan yang dilakukan KP3 Teknologi Eksplorasi antara lain : a. Rekayasa instrumentasi geofisika untuk menghasilkan peralatan yang dapat mengidentifikasi cadangan migas di reservoir dangkal. b. Studi evaluasi lahan migas untuk mengetahui potensi sumber daya migas di suatu cekungan. c. Studi Potensi gas metana batubara (CBM) dan share gas untuk mendapatkan energi non-konvensional. d. kaji ulang wilayah kerja migas untuk me-review blok wilayah kerja migas yang telah ditawarkan tetapi tidak diminati oleh insvestor.



8



LAPORAN KERJA PRAKTEK 8.



KP3 Teknologi Eksploitasi Kelompok Pelaksanaan Penelitian Pengembangan Teknologi Eksploitasi (KP3T Eksploitasi) mempunyai tugas melaksanakan penelitian dan pengembangan teknologi pemboran, evaluasi formasi, reservoar, produksi, dan peningkatan pengurasan tahap lanjut atau EOR. Sasaran penelitian yang ingin dicapain adalah peningkatan cadangan dan produksi minyak dan gas bumi serta pengembangan teknologi penyimpanan gas karbon dioksida yang dikaitkan dengan EOR. Kegiatan penelitian dan pengembangan yang dilakukan KP3 Teknologi Eksploitasi antara lain: a. CBM to Power. b. Inventarisasi dan Anilisa Cadangan Migas Indonesia. c. Pembuatan Surfaktan MES untuk peningkatan Perolehan Minyak. d. Aplikasi Konvergensi nanoteknologi-Bioengineering untuk Peningkatan Perolehan Minyak. e. Pengembangan Teknologi Ultrasonography untuk Aplikasi Inspeksi Sumur Minyak dan gas Bumi. f. Pengembangan Metode karakterisasi Reservoir melalui Integrasi Seismik, petrofisika, dan Teknik Reservoir. g. Pengembangan Teknologi Pemodelan penyimpanan Gas CO2 pada formasi Geologi.



9.



KP3 Teknologi Proses Merupakan unit pelaksanaan teknis yang bertugas melaksanakan penelitian dan pengembangan dibidang teknologi proses minyak dan gas bumi. Program penelitian yang dilaksanakan, diupayakan, untuk mendukung kebijakan pemerintah dalam mengatasi permasalahan energi nasional melalui diversifikasi dan pemanfaatan teknologi baru. Kegiatan penelitian dan pengembangan yang dilakukan KP3 Teknologi Proses yaitu : a. Penelitian dan penguasaan teknologi proses biodisel, bioteknologi, dan pengelolaan lingkungan.



9



b. Penelitian tentang proses desulfurisasi bahan bakar minyak dengan metode membran dan adsorpsi. c. Penelitian dan pengembangan bahan bakar hijau (green fuel) berbasis bahan nabati dengan optimasi proses produksi biodisel. d. Penelitian pemanfaatan mikroalga untuk mereduksi CO2 dan hasil sampingnya berupa bahan baku energi alternatif. e. Pengolahan Oil sludge di Industri Perminyakan dengan menggunakan teknik BIOS. f. Pemanfaatan Lateks Alam sebagai bahan baku aditif peningkat Indeks Viskiotas untuk minyak pelumas otomotif. 10.



KP3 Teknologi Aplikasi Produk Melaksanakan penelitian terapan dan pengembangan produk minyak dan gas bumi. Program penelitian yang dilakukan, diupayakan untuk memberikan sumbangan pemikiran dan pengetahuan dalam menentukan kebijakan disektor hilir migas seperti, Pengembangan spesifikasi dan penetapan SNI produk migas serta melakukan monitoring mutu bahan bakar dan pelumas yang beredar dipasaran. Kegiatan penelitian dan pengembangan yang dilakukan KP3 Teknologi Aplikasi Produk antara lain : a. Penelitian terapan dan pengembangan bahan bakar ramah lingkungan. b. Penelitian tentang efisiensi energi dan penurunan emisi CO2. c. Penelitian penerapan dan pengembangan kinerja bahan bakar alternatif seperti biofuel, Dimethyl Ether sebagai bahan bakar rumah tangga industri maupun transportasi. d. Penelitian dan pengembangan formula pelumas untuk transportasi dan industri dari bahan baku fosil, sintesis maupun nabati. e. Penelitian Gemuk lumas ramah lingkungan untuk alat dan mesin pertanian.



10



LAPORAN KERJA PRAKTEK 11.



KP3 Teknologi Gas Melaksanakan kegiatan penelitian dan pengembangan terkait dengan teknolohi gas bumi mulai tahap operasi produk, pengolahan, hingga pemanfaatannya. Kegiatan penelitian dan pengembangan yang dilakukan KP3 Teknologi Gas antara lain : a. penelitian terkait pemanfaatan gas dan penyimpanannya. b. Pengkajian Kebijakan pemerintah yang meliputi kajian pemanfaatan gas untuk sektor transportasi, industri, komersial dan rumah tangga. c. penyusunan konsep standarisasi perlatan yang digunakan dalam proses produksi, transportasi dan pemanfaatan gas bumi. d. Pengembangan dan rancang bangun peralatan dalam proses produksi, transportasi, dan pemanfaatan gas bumi. e. pengkajian kelayakan proyek terkait dengan gas bumi. f. pelayanan jasa pengujian material pipa PoliEtilen (PE, HPE), Tabung bahan Bakar Gas dan analisis kandungan gas serta jasa bantuan



11



BAB III TINJAUAN PUSTAKA



3.1



Sejarah Geologi Regional Pada Zaman Kapur, Cekungan Sulawesi Barat dan Sulawesi Timur dipisahkan oleh palung yang merupakan zona subduksi bagian barat, menghasilkan magmatisma (Miosen Awal) di Sulawesi Barat dan metamorfisma pada bagian barat Sulawesi Timur (Sukamto dan Simandjuntak, 1981). Pergerakan relatif berarah baratlaut dari benua Australia pada Kala Eosen (60- 40 juta tahun lalu), menghasilkan perpindahan lempeng Australia, mintakat Meratus dan Sulawesi Barat yang tumbuh oleh akresi pada saat subduksi awal lantai samudera Pasifik (Daly dkk, 1987) sehingga menghasilkan sedimen flysch di Sulawesi Barat bagian selatan dan utara pada Kala Paleosen sampai Eosen. Di bawah pengaruh pergerakan Lempeng Pasifik, busur vulkanik bergeser ke arah barat dan kerak samudera menunjam ke bawah perputaran lengan Sulawesi Utara dan di bawah Sulawesi Timur. Pada Eosen Akhir, perubahan arah gerak Lempeng Pasifik dari utara-baratlaut menjadi barat-baratlaut menghasilkan banyak lempeng-lempeng kecil di sebelah barat Pasifik oleh transform utara-baratlaut dan zona rekahan yang merupakan zona subduksi (Hilde dkk, 1977), diantaranya Lempeng Filipina yang memunculkan Busur Filipina dan Sulawesi Barat (Seno dan Maruyama, 1984). Subduksi di bagian selatan dari kerak Hindia-Australia yang terperangkap dihentikan oleh tumbukan fragmen benua Australia (Buton dan Banggai-Sula) dengan Sulawesi Timur. Buton merupakan bagian dari orogenesa akhir Tersier di Sulawesi, pada saat itu Sulawesi aktif membentuk sistem subduksi di sebelah timur. Pada Miosen Awal sistem busur kepulauan antara Australia dan Pasifik mulai bertumbukan dengan paparan utara Australia sehingga mengakibatkan pergerakan langsung dengan sistem lempeng Pasifik/Filipina ke arah barat. Pada saat yang sama pemekaran Lempeng Pasifik bertambah (Hilde dkk, 1977) dan pemekaran Lempeng Caroline berhenti (Weissel dan Anderson, 1978). Tumbukan antara Australia Utara dan Pasifik menyebabkan terpisahnya mikrokontinen Banggai-Sula dan Buton dari Kepala Burung dan terangkut ke barat akibat rotasi Sulawesi Utara serta tarikan dari subduksi di 12



LAPORAN KERJA PRAKTEK Sulawesi Barat. Terjadinya magmatisma berhubungan pula dengan proses tekanan batuan di Sulawesi Timur akibat pergerakan ke arah barat dari mikrokontinen BanggaiSula. Pada Miosen Tengah fragmen Buton dan Banggai-Sula bertumbukan dengan Sulawesi Timur dan kontaraksi dari tumbukan tersebut berakhir pada 15 juta tahun yang lalu, sebagai bagian dari sabuk sesar naik yang ditutupi sedimen tak terdeformasi (Kundig, 1956), lalu diikuti fase sesar mendatar mengiri berarah timurlaut yang memotong sabuk sesar naik dan menempatkan Banggai-Sula pada baratlaut.



Gambar 3.1: Peta Struktur Geologi Sulawesi Tektonik selama Miosen Tengah telah membelokan Sulawesi Barat menjadi bentuknya saat ini dan memunculkan metamorf pada bagian leher pulaunya (Sukamto dan Simandjuntak, 1981). Banyaknya batuan karbonat tebal di bagian selatan Sulawesi mengindikasikan paparan yang stabil selama Eosen sampai Miosen. Kejadian tektonik pada Pliosen Awal merupakan tumbukan ke arah utara dari paparan pasif Australia dengan Palung Sunda dan muka busur Banda (Audley dan Charles, 1981). Kontraksi arah utara-baratlaut menghasilkan zona tegasan mendatar dari utara Busur Banda di



13



Sulawesi Selatan dan deformasi ini memotong sesar naik yang lebih tua dan sesar mendatar berarah timur - timurlaut sebagai zona sesar Palu dan Walanae. Kedua zona sesar tersebut berasosiasi dengan sesar naik dan struktur ekstensional yang terletak di pusat vulkanik aktif Sulawesi (Berry dan Grady, 1986) dan sesar Walanae bertanggung jawab untuk lahirnya Cekungan pull-apart Bone dan depresi Walanae, Sulawesi Selatan.



3.2



Struktur Geologi Regional Struktur geologi di Sulawesi didominasi oleh arah barat laut – tenggara yang berupa sesar mendatar sinistral dan sesar naik (Gambar 2.2).



Gambar 3.2: Struktur Geologi Regional di Sulawesi 14



LAPORAN KERJA PRAKTEK Sesar Palu–Koro memotong Sulawesi bagian barat dan tengah, menerus ke bagian utara hingga ke Palung Sulawesi Utara yang merupakan batas tepi benua di Laut Sulawesi. Jalur Sesar Palu – Koro merupakan sesar mendatar sinistral dengan pergeseran lebih dari 750 km (Tjia, 1973; Sukamto, 1975), arah gerak sesuai dengan jalur Sesar Matano dan jalur Sesar Sorong. Sesar Sadang yang terletak di bagian barat dan sejajar dengan Sesar Palu berada pada lengan Selatan Sulawesi, menghasilkan lembah Sungai Sadang dan Sungai Masupu yang sistemnya dikontrol oleh sesar mendatar (Hamilton, 1979). Sesar Gorontalo merupakan sesar mendatar dekstral (Katili, 1969; Sukamto, 1975) yang berlawanan arah dengan Sesar Palu – Koro dan pola sesar sungkupnya memperlihatkan arah yang konsekuen terhadap platform Banggai – Sula sehingga memberikan gambaran adanya kemungkinan kompresi mendatar yang disebabkan oleh dorongan platform Banggai – Sula kearah barat. Sesar Matano merupakan sesar mendatar sinistral berarah barat laut – timur memotong Sulawesi Tengah dan melalui Danau Matano, merupakan kelanjutan dari Sesar Palu ke arah timur yang kemudian berlanjut dengan prisma akresi Tolo di Laut Banda Utara. Sistem Sesar Lawanopo berarah barat laut – tenggara, melewati Teluk Bone dan Sulawesi Tenggara. Sesar ini kemungkinan berperan dalam pembukaan Teluk Bone, seperti pembukaan yang terjadi di daratan Sulawesi Tenggara yang merupakan zona sesar mendatar sinistral Neogen. Sesar Lawanopo memisahkan mintakat benua Sulawesi Tenggara pada lengan Tenggara Sulawesi dengan metamorf Sulawesi Tengah. Sesar naik Batui terletak pada bagian timur lengan Timur Sulawesi, merupakan hasil dari tumbukan platform Banggai – Sula dengan Sulawesi yang menyebabkan pergeseran secara oblique sehingga Cekungan Gorontalo menjadi terangkat. Kompleks Pompangeo diduga telah beberapa kali mengalami masa perlipatan. Perlipatan tua diperkirakan berarah utara – selatan atau baratdaya – timurlaut, sedangkan lipatan muda berarah baratlaut – tenggara atau barat – timur, serta ada pula yang berarah hampir sama dengan lipatan tua. Perdaunan atau foliasi juga umumnya berkembang baik dalam satuan batuan malihan Kompleks Pompangeo dan di beberapa tempat dalam amfibolit, sekis glaukofan dan serpentin yang tersekiskan dalam Kompleks Ultramafik. Secara umum perdaunan berarah barat – timur dan baratlaut – tenggara. Di beberapa tempat perdaunan terlipat



15



dan pada jalur sesar mengalami gejala kink banding. Belahan umumnya berupa belahan bidang sumbu dan di beberapa tempat berupa belahan retak (fracture cleavage). Belahan retak umumnya dijumpai dalam batupasir malih dan batugamping malih. Secara umum bidang belahan berarah sejajar atau hampir sejajar dengan bidang perlapisan; oleh karenanya belahan ini digolongkan sebagai berjajar bidang sumbu. Kekar dijumpai hampir pada semua batuan, terutama batuan beku (Kompleks Ultramafik dan Mafik), batuan sedimen malih Mesozoikum, dan batuan malihan (Kompleks Pompangeo). Dalam batuan Neogen kekar kurang berkembang. Sejarah pengendapan batuan di daerah Sulawesi Tenggara diduga sangat erat hubungannya dengan perkembangan tektonik daerah Indonesia bagian timur, tempat Lempeng Samudera Pasifik, Lempeng Benua Australia dan Lempeng Benua Eurasia saling bertumbukkan.



3.3



Metode Seismik Metode seismik merupakan metode yang sangat efektif dalam melakukan eksplorasi minyak dan gas bumi. Dengan berkembangnya zaman, metode seismik juga mengalami perubahan menjadi teknologi paling banyak digunakan dalam eksplorasi hydrocarbon mulai dari alat akuisis, serta metode-metode baru dalam pengolahan data dan interpretasi data seismik. Penggunaan metode seismik dalam eksplorasi minyak dan gas bumi mampu memperlihatkan data-data geologi bawah permukaan baik itu jenis struktur batuan, jenis batuan, bahkan letak zona hydrocarbon. Hal inilah yang didasari dalam eksplorasi minyak dan gas bumi (hydrocarbon) untuk mendapatkan letak titik pengeboran yang tepat pada suatu struktur batuan yang didalamnya terdapat hydrocarbon. Selain itu dalam eksplorasi hydrocarbon diperlukan suatu system. System ini disebut dengan Basic Petroleum System yaitu system yang digunakan untuk menemukan suatu keberadaan hydrocarbon dibawah permukaan. Di dalam basic petroleum system terdapat elemen-elemen penting yang harus ada, diantaranya, source rock, reservoir rock, migration, trap, dan seal. Secara umum metode seismik dibagi dalam tiga tahapan yaitu, akuisis data seismik, pengolahan data seismik, dan interpretasi data seismik. 16



LAPORAN KERJA PRAKTEK 3.3.1 Akuisisi Data Seismik Akuisisi data seismik merupakan kegiatan untuk memperoleh data dari lapangan yang di survey. Akuisisi yang baik sangat penting untuk mendapatkan data yang baik dan benar. Persiapan awal yang harus dilakukan adalah menentukan parameter-parameter lapangan yang cocok dari daerah survey. Penentuan parameter tersebut dilakukan untuk menetapkan parameter awal dalam suatu rancangan survey yang dipilih sedemikian rupa sehingga dalam pelaksanaanya akan diperoleh informasi target selengkap mungkin dengan noise serendah mungkin. Didalam survey kemungkinan pasti adanya masalah yang timbul pada saat pengukuran. 3.3.2 Pengolahan Data Seismik Data hasil akuisis survey seismik kemudian dilakukan tahap pengolahan data seismik. Tujuan dari pengolahan data seismik adalah menghasilkan penampang seismik dengan S/N (signal to noise ratio) yang baik tanpa mengubah bentuk kenampakan-kenampakan refleksi, sehingga dapat di interpretasikan keadaan dan bentuk dari perlapisan dibawah permukaan bumi seperti apa adanya (Sismanto, 1996). Dengan demikian mengolah data seismik merupakan pekerjaan untuk meredam noise dan atau memperkuat sinyal. 3.3.3 Interpretasi Data Seismik Interpretasi data seismik merupakan tujuan dan produk akhir dari pekerjaan seismik. Interpretasi merupakan penafsiran dari makna geologi yang terdapat pada data seismik dengan cara penelurusan horizon, pembacaan waktu, dan plotting pada penampang seismik yang hasilnya disajikan dalam penampang seismik. Penampang ini berguna untuk mengetahui struktur atau model geologi bawah permukaan. Interpretasi data seismik bertujuan untuk menentukan makna geologi dari suatu data seismik (Yilmaz, O. 1995). Proses reduksi data, pemilihan bagian pada data seismik yang diyakini sebagai refleksi primer dan penempatan reflaktor yang berhubungan juga merupakan bagian dari interpretasi data seismik, sehingga nantinya akan didapatkan makna dari suatu data yang bisa dipercaya dan dipertanggung jawabkan.



17



3.4



Data Seismik 3.4.1



Data Seismik 2D Data seimsik 2D merupakan data awal untuk pembacaan daerah target dan hanya



memiliki komponen X dan Y saja. Penampang seismik 2D merupakan penampang melintang dari benda 3D yang merupakan objek geologi bawah permukaan. Seismik 2D mengandung banyak sinyal dari semua arah termasuk yang diluar bidang penampang, akan tetapi migrasi 2D biasanya mengasumsikan bahwa sinyal yang terekam berasal dari bidang penampang itu sendiri. Sinyal tersebut yang disebut sideswip, terkadang dapat dikenali, tapi sering mengakibatkan kesalahan pengikatan pada rekaman seismik 2D termigrasi. Oleh karena kelemahan-kelemahan tersebut maka pada tahun 1970 mulai dikemukakan konsep survey seismik 3D yang dipelopori oleh Walton (1972), Bone dkk (1976) 3.4.2



Data Seismik 3D Data volume seismik 3D mengandung susunan orthogonal berspasi teratur dari



titik data yang didefinisikan dari geometri pengambilan data. Tiga arah utama susunan tersebut menentukan tiga set potongan orthogonal yang dapat dibuat melalui volume data terkait. Potongan vertical pada arah pergerakan lintasan disebut inline, titik spasi antar inline disebut line. Sedangkan potongan vertical tegak lurus terhadap lintasan disebut crossline (xline), titik spasi antar crossline disebut dengan trace. Potongan horizontal disebut sebagai penampang horizontal (time slice). Arbitrary line adalah potongan vertical pada arah sembarang sesuai dengan kebutuhan. Potongan sepanjang horizon yang telah diinterpretasi disebut sebagi horizon slice. Penampang seismik pada tiap trace disebut crossline section, penampang seismik pada tiap line disebut inline section, sedangkan yang melalui bidang sesar disebut sebagai fault slice.



3.5



Metode Seismik Utama Dalam Karakteristik Reservoir 3.5.1



Seismik Stratigrafi Studi seismik stratigrafi dimulai dengan analisis penampang seismik untuk



menguraikan kerangka stratigrafinya berdasarkan batas ketidakselarasan sekuen atau analisis sekuen seismik. Hal ini bisa dilakukan dengan mengenali dan mengelompokkan ketidakmenerusan dalam pola refleksinya. Dikenal dua jenis batas yaitu batas atas dan 18



LAPORAN KERJA PRAKTEK bawah yang dikenal dengan batas sekuen seismic (sequence seismic boundary). Jika paket refleksinya sudah ditetapkan, maka analisis konfigurasi internal paket refleksi dapat dilakukan berdasarkan geometri, kemenerusan, amplitudo, frekuensi, dll atau analisis fasies seismic. Analisis ini dapat digunakan untuk interpretasi sejarah geologi, gross litologi, dan lingkungan pengendapan.



Gambar 3.5.1: Seismik stratigrafi 3.5.2



Seismik Inversi Salah satu metode yang digunakan dalam melakukan interpretasi data seismic



adalah metode inversi acoustic impedance (AI). Seismic inversi merupakan tehnik untuk membuat model bawah permukaan bumi menggunakan data seismic sebagai input dan data sumur sebagai control (Sukmono, 2000). Inversi acoustic impedance merupakan salah satu metode yang digunakan sebagai indicator lithology, porositas, hidrokarbon. Secara natural AI akan memberikan gambaran lithology bawah permukaan yang lebih detail karena memberikan gambaran tentang lapisan itu sendiri dibandingkan dengan data seismic yang hanya memberikan gambaran batas lapisan.



Gambar 3.5.2a: Seismik inversi



19



Metode seismik inversi terbagi atas dua berdasarkan proses stack data seismik yaitu inversi pre-stack dan inversi post-stack. Inversi pre-stack terdiri dari inversi waktu tempuh (tomografi) dan inversi amplitudo (AVO= Amplitude Versus Offset). Inversi waktu tempuh merupakan inversi yang menentukan struktur bumi dengan berdasarkan waktu tempuh gelombang, sedangkan AVO merupakan inversi yang menentukan parameter elastisitas dari variasi amplitudo berdasarkan jarak. Inversi post-stack terbagi atas inversi amplitudo dan inversi medan gelombang. Berdasarkan algoritma, inversi amplitudo terbagi atas band limited, model based, dan sparse spike.



Gambar 3.5.2b: Diagram alir metode inversi seismik



Model-Based Inversion Prinsip metode ini adalah membuat model geologi dan membandingkannya dengan data rill seismik. Hasil perbandingan tersebut digunakan secara iteratif memperbaharui model untuk menyesuaikan dengan data seismik (Russel,1988). Metode ini dikembangkan untuk mengatasi masalah yang tidak dapat dipecahkan menggunakan metode bandlimited inversion. Keuntungan metode model-based inversion adalah metode ini tidak menginversi langsung dari seismik melainkan menginversi model geologinya. Permasalahan menggunakan metode ini adalah : a. Sifat sensitif terhadap bentuk wavelet, dimana dua wavelet berbeda dapat menghasilkan trace seismik yang sama. 20



LAPORAN KERJA PRAKTEK b. Sifat ketidakunikan (non-uniqueness) untuk wavelet tertentu dimana semua hasil sesuai dengan trace seismik pada lokasi sumur yang sama. Bandlimited Inversion Inversi rekursif atau yang sering disebut dengan bandlimited inversion merupakan inversi yang mengabaikan efek wavelet seismik dan memperlakukan seolah-olah trace seismik merupakan kumpulan koefisien refleksi yang telah difilter oleh wavelet berfasa nol. Metode ini merupakan yang paling sederhana untuk mendapatkan nilai impedansi akustik (AI). Spare-Spike Inversion Prinsip metode ini adalah mengasumsikan bahwa reflektivitas yang sebenarnya dapat diasumsikan sebagai seri dari spike-spike besar yang bertumpukan dengan spikespike yang lebih kecil sebagai background, kemudian dilakukan estimasi wavelet berdasarkan asumsi model tersebut. Sparse spike mengasumsikan bahwa hanya spike yang besar yang penting. Inversi ini mencari lokasi spike yang besar dari trace seismik. Spike-spike tersebut terus ditambahkan sampai trace dimodelkan secara cukup akurat. Parameter yang ditambahkan pada metode ini adalah menentukan jumlah maksimum spike yang akan dideteksi pada tiap trace seismik. Menurut Sukmono (2007), model dasar trace seismik didefinisikan dengan : 𝑆 𝑡 = 𝑊 𝑡 ∗ 𝑅 𝑡 + 𝑛(𝑡) Persamaan tersebut mengandung tiga variabel yang tidak diketahui sehingga sulit untuk menyelesaikan persamaan tersebut, namun dengan menggunakan asumsi tertentu permasalahan dekonvolusi dapat diselesaikan dengan beberapa teknik dekonvolusi yang dikelompokkan dalam metode sparse spike. Teknik-teknik tersebut meliputi : a. Inversi dan dekonvolusi maximum likelihood b. Inversi dan dekonvolusi linear programming Colored Inversion Colored inversion merupakan modifikasi dari bandlimited inversion, dimana proses inversi membatasi frekuensi yang dihasilkan, dan digunakan operator



untuk



21



mendefenisikan domain frekuensi (Kartika, 2013). 3.5.3



Seismik Atribut Atribut seismik dapat didefinisikan sebagai semua informasi berupa besaran



spesifik dari geometri, kinematika, dinamika atau statistik yang diperoleh dari data seismik, yang diperoleh melalui pengukuran langsung maupun logis atau berdasarkan pengalaman (Chien dan sidney, 1997). ▪



Ekstraksi amplitudo dengan menghitung semua amplitudonya. Contoh atribut amplitudo tipe ini adalah RMS Amplitude, Average Energy, Reflection Strength, Total Absolute Amplitude, dan Average Variance.



▪



Ekstraksi amplitudo dengan menghitung sebagian amplitudonya, seperti nilai amplitudo yang negatif saja, positif saja, maksimal negatif, maksimal positif dan sebagainya. Contoh atribut amplitudo tipe ini adalah Maximum Absolute Amplitude, Maximum Peak Amplitude, Average Peak Amplitude, dan Maximum Trough Amplitude.



3.5.4



Analisis AVO Metode AVO (amplitude variation with offset) adalah suatu metode yang



mengamati variasi amplitude P-wave terhadap identifikasi bright spot pada penampang seismic. Konsep AVO berdasarkan kepada suatu anomaly bertambahnya amplitude sinyal terpantul dengan bertambahnya offset apabila gelombang seismic dipantulkan oleh reservoir gas. Offset mempunyai batas maksimum yang tidak boleh dilewati yaitu sudut kritis, karena untuk offset lebih besar dari sudut kritis respon amplitude sinyal terpantul tidak sesuai dengan konsep AVO.



Gambar 3.5.4: Klasifikasi kelas pada AVO 22



LAPORAN KERJA PRAKTEK



3.6



Data Well Log Well logging merupakan suatu metode geofisika yang mengukur parameter fisis batuan reservoir yang memberikan informasi bawah permukaan meliputi karakteristik lithology, ketebalan lapisan, kandungan fluida, korelasi struktur, dan kontinuitas batuan dari lubang bor (Gordon H, 2004). Sedangkan wireline log merupakan perekaman data pengukuran secara kontinu disuatu lubang bor menggunakan geophysic probe yang mampu merespon variasi sifat-sifat fisik batuan setelah dilakukan pengeboran (Reeves, 1986). 3.6.1



Log Caliper Log Caliper berfungsi untuk mengetahui kondisi lubang pemboran, terutama



ukuran diameter lubang pemboran (borehole diameter). Interpretasi kualitatif yang dapat dilakukan berdasarkan data log caliper. Dapat merefleksikan lapisan permeable dan lapisan yang impermeable. Melalui pengukuran log ini, dapat diketahui adanya gejala penimbunan lumpur pemboran (mud cake) maupun pengikisan lubang pemboran (cave). Pengukuran log ini kemudian digunakan sebagai koreksi tanggapan alat-alat logging terhadap diameter lubang pemboran. Kaliper akustik adalah MWD kaliper yang merupakan real-time log kaliper yang menginformasikan kondisi/stabilitas lubang bor seperti Washout, Sloughing Shales, dan undergauge bits. Pengukuran dilakukan pada saat pemboran hingga titik kedalaman tertentu (Tipping in of the hole) dan saat penarikan alat bor ke permukaan (Tipping out of the hole), tjuaunnya adalah untuk melihat perbedaan respon akustik lumpur pemboran pada saat pemboran dan setelah pemboran. Kaliper akustik pada MWD digunakan untuk menghitung volume lubang bor. Setelah pemboran mencapai titik kedalaman tertentu (final bit run), kaliper akustik mulai melakukan pengukuran saat alat bor ditarik ke permukaan (tripping out of the hole). Data yang dieproleh berguna untuk menghitung volume semen. 3.6.2 Log Sonic Log Sonic atau DT adalah log yang bekerja berdasarkan kecepatan rambat gelombang suara. Gelombang yang dipancarakan dari suatu formasi akan dipantulkan ke



23



receiver, dengan selisih waktu yang disebut dengan interval transit time. Besarnya selisih waktu yang dibutuhkan tergantung dari jenis batuan dan besarnya porositas batuan. Log sonic sering digunakan untuk mengetahui besarnya porositas batuan dan juga membantu interpretasi data seismik, terutama untuk mengalibrasi kedalaman formasi (Harsono, 1997). 3.6.3 Log Gamma Ray Log gamma ray merupakan log yang digunakan untuk mengukur radioaktivitas alami suatu formasi. Prinsip kerja log gamma ray adalah perekaman radioaktivitas alami bumi yang berasal dari tiga unsur radioaktif dalam batuan yaitu Uranium (U), Thorium (Th) dan Potassium (K). Unsur tersebut memancarkan radioaktif dalam pulsa energi tinggi yang akan dideteksi oleh alat log gamma ray. Partikel radioaktif (terutama potassium) sangat umum dijumpai pada mineral lempung dan beberapa jenis evaporit karena ukuran butirnya berupa batulempung. Log gamma ray akan menunjukkan suatu respon yang hampir sama antara lapisan batupasir dan lapisan karbonat. Pembacaan respon log gamma ray bukan fungsi dari ukuran butir atau kandungan karbonat, tetapi akan berhubungan dengan banyaknya kandungan shale. Kegunaan log gamma ray antara lain untuk estimasi kandungan lempung, korelasi antar sumur, menentukan lapisan permeabel, depth matching antara logging yang berurutan. Anomali yang biasanya muncul dalam log gamma ray berasal dari batuan yang mengandung isotop radioaktif, akan tetapi bukan lempung (shale), sehingga untuk mengetahui sumber radiasi secara lebih pasti digunakan Spectral Gamma Ray. Partikel radioaktif banyak dijumpai di formasi yang berukuran lempung, sehingga nilai gamma ray tinggi diasumsikan sebagai shale. Sedangkan nilai gamma ray yang rendah diasumsikan sebagai batupasir dan karbonat. Log gamma ray adalah yang paling baik untuk memisahkan shale–sand (Ariyanto, 2011). 3.6.4 Log Density Prinsip kerja dari log densitas ini berasal dari sebuah sumber bahan radioaktif yang memancarkan sinar gamma ke dalam suatu batuan, elektron–elektron batuan akan berinteraksi sinar gamma. Pada saat sinar gamma menumbuk elektron, elektron akan terpental dan sinar gamma tersebut akan menumbuk elektron lain dan seterusnya sampai energinya habis atau terbelokkan menuju detektor (sebagian). Sebagian sinar gamma 24



LAPORAN KERJA PRAKTEK yang menuju detektor akan diubah menjadi arus listrik dan diperkuat oleh amplifier dan dapat direkam secara kontinyu. Kuat arus listrik yang direkam sebanding dengan intensitas sinar gamma yang dikirim sumber dan sebanding dengan sinar gamma yang menuju detektor. Sedangkan intensitas sinar gamma yang kembali ke detektor sebanding dengan kerapatan elektron di dalam medium. Semakin rapat matriks batuannya maka semakin besar densitasnya dan semakin sedikit sinar gamma yang menuju detektor, karena semakin sering menumbuk sehingga cepat habis energinya. Log densitas digunakan untuk mengukur massa jenis batuan. Dengan log lain seperti log neutron, log ini dapat digunakan untuk mengukur porositas, litologi dan jenis kandungan fluida. Log densitas dapat digunakan untuk membedakan kandungan minyak dan gas (Harsono, 1997). 3.6.5 Log Neutron Porosity Log neutron porositas berfungsi untuk mengetahui hasil pengukuran kandungan hidrogen pada suatu formasi. Log neutron dinyatakan dalam fraksi (tanpa satuan) atau dalam persen. Alat log neutron terdiri dari sumber yang menembakkan partikel-partikel neutron dan dua buah detektor, detektor dekat dan detektor jauh. Banyaknya neutron yang ditangkap oleh detektor akan sebanding dengan jumlah atom hidrogen dalam formasi. Log neutron porositas dapat diguanakan untuk menentukan porositas primer suatu batuan. Bersama log lain seperti log densitas digunakan untuk menentukan litologi dan jenis kandungan fluida yang mengisi batuan. Perpotongan (crossover) antara log densitas dan log neutron mengindikasi kandungan hidrokarbon dalam suatu formasi, (Harsono, 1997). 3.6.6 Log Spontaneous Potential (SP) Log spontaneous potential (SP) merupakan log yang digunakan untuk mengukur besaran potensial diri di dalam tubuh formasi batuan, dan besarnya log SP dinyatakan dalam satuan milivolt (mV). Prinsipnya log SP adalah mengukur beda antara potensial arus searah dari suatu elektrode yang bergerak di dalam lubang bor dengan potensial elektrode yang ada di permukaan (Sudarmo, 2002). Log SP dapat berfungsi baik jika lumpur yang digunakan dalam proses pengeboran bersifat konduktif seperti water based mud, dan tidak akan berfungsi di oil based mud, lubang kosong dan cased hole. Tiga faktor yang dapat menimbulkan potensial diri pada formasi adalah fluida pemboran yang



25



konduktif, lapisan berpori dan permeabel yang diapit oleh lapisan tidak permeabel, dan perbedaan salinitas antara fluida pemboran dengan fluida formasi. Log SP biasa digunakan untuk identifikasi lapisan permeabel, menentukan nilai keserpihan dan nilai resisitivitas formasi air. Pada lapisan serpih, kurva SP berupa garis lurus yang disebut shale base line, sedangkan pada lapisan permeabel kurva akan menyimpang dan lurus kembali saat mencapai garis konstan dan disebut sand base line. Penyimpangan tergantung resistivitas relatif, fluida, porositas, ketebalan lapisan, diameter sumur dan diameter filtrasi lumpur. 3.6.7 Log Resistivity Log resistivitas adalah rekaman tahanan jenis formasi ketika dilewati oleh kuat arus listrik, dinyatakan dalam ohmmeter. Resistivitas ini mencerminkan batuan dan fluida yang terkandung di dalam pori-porinya. Reservoar yang berisi hidrokarbon akan mempunyai tahanan jenis lebih tinggi (lebih dari 10 ohmmeter), sedangkan apabila terisi oleh air formasi yang mempunyai salinitas ringgi maka harga tahanan jenisnya hanya beberapa ohmmeter. Suatu formasi yang porositasnya sangat kecil (tight) juga akan menghasilkan tahanan jenis yang sangat tinggi karena tidak mengandung fluida konduktif yang dapat menjadi konduktor alat listrik. Menurut jenis alatnya, log ini dibagi menjadi dua yaitu laterolog, dipakai untuk pemboran yang menggunakan lumpur pemboran yang konduktif dan induksi yang digunakan untuk pemboran yang menggunakan lumpur pemboran yang fresh mud. Berdasarkan jangkauan pengukuran alatnya, log ini dibagi menjadi tiga yaitu dangkal (1-6 inci), medium (1,5-3 feet) dan dalam (>3 feet).



3.7



Pengikatan Data Seismik dan Data Sumur (Well Seismik Tie) Well seismic tie merupakan pengikatan data sumur dalam domain kedalaman (MD) terhadap data seismic dalam domain waktu (TWT) yang bertujuan untuk mengetahui parameter fisis data seismic seperti fasa, polaritas, dan frekuensi. Proses pengikatan data sumur terhadap data seismic dilakukan supaya horizon seismic dapat diletakkan pada posisi kedalaman yang sebenarnya. Proses ini dilakukan dengan membuat suatu synthetic seismogram yang dihasilkan dari konvolusi wavelet dengan deret koefisien refleksi. Prinsip proses tersebut adalah menempatkan reflector seismic 26



LAPORAN KERJA PRAKTEK pada kedalaman yang sebenarnya dengan well seismogram yang bersesuaian dengan suatu bidang batas. Korelasi dilakukan dengan mengkoreksi nilai table time depth dari data checkshot tiap sumur agar two way time (TWT) pada synthetic seismogram 3.7.1



Seismogram Sintetik Synthetic seismogram adalah rekaman seismic buatan yang dibuat dari data log



kecepatan dan density. Data kecepatan dan density sebagai fungsi koefisien refleksi yang selanjutnya



di



konvolusikan



dengan



wavelet.



synthetic



seismogram



dapat



mengidentifikasi horizon (packing horizon) pada penampang seismic (aspek lithology, umur, kedalaman, dan sifat fisis lainya) karena resolusi verticalnya lebih baik dari data seismic sehingga dapat dilakukan konversi time to depth. Seismogram sintetik dibuat dengan cara mengkonvolusikan wavelet dengan koefisien refleksi (KR). Sebaiknya wavelet yang digunakan memiliki frekuensi dan bandwith yang sama dengan penampang seismik. Koefisien refleksi didapat dari data log sonic dan density, dimana koefisien refleksi adalah hasil kecepatan dikali density. Gelombang seismik akan dipantulkan pada setiap reflector dan besar gelombang yang dipantulkan akan proporsional dengan koefisien refleksi. Seismogram sintetik ditampilkan dengan format (polaritas dan bentuk gelombang) yang sama dengan rekaman seismik.



Gambar 3.7.1: Seismogram sintetik.



27



3.7.2



Data Checkshot Checkshot dilakukan bertujuan untuk mendapatkan hubungan antara waktu dan



kedalaman yang diperlukan dalam proses pengikatan data sumur terhadap data seismik. Survey ini memiliki kesamaan dengan akuisisi data seismik pada umumnya, namun posisi geophone diletakkan di sepanjang sumur bor, atau dikenal dengan survey Vertical Seismic Profilling (VSP). Sehingga data yang diperoleh berupa one way time yang dicatat pada kedalaman yang ditentukan sehingga didapatkan hubungan antara waktu jalar gelombang seismik pada lubang bor tersebut. Kecepatan diukur dalam lubang bor dengan sumber gelombang di atas permukaan. Sebaiknya sumber gelombang yang digunakan sama dengan yang dipakai pada survey seismik. Dari data log geologi, dapat ditentukan posisi horizon yang akan dipetakan dan dilakukan beberapa pengukuran pada horizon tersebut. Waktu first break rata-rata untuk tiap horizon dilihat dari hasil pengukuran tersebut. Geophone sebaiknya menempel sempurna pada dinding lubang bor pada saat dilakukan pengukuran (Sukmono, 1999).



28



LAPORAN KERJA PRAKTEK Gambar 3.7.2: Perbandingan konversi tempuh data log sonic, drift curve, dan kedalaman dari stasiun checkshot. 3.8



Komponen Seismik Refleksi Komponen seismik refleksi menunjukkan komponen sebuah gelombang (tras seismik) seperti amplitudo, puncak, palung, zero crossing, tinggi dan panjang gelombang. Kemudian dari parameter data dasar tersebut dapat diturunkan beberapa komponen lain seperti impedansi akustik, koefisien refleksi, polaritas, fasa, resolusi vertikal, wavelet, dan sintetik seismogram. 3.8.1 Impedansi Akustik Impedansi akustik merupakan kemampuan suatu batuan untuk melewatkan gelombang seismik yang melaluinya. Secara fisis, Impedansi Akustik merupakan produk perkalian antara kecepatan gelombang kompresi dengan densitas batuan. Impedansi akustik (Z) didefinisikan dalam persamaan matematis: Z= V x ρ dengan V = kecepatan gelombang dan ρ = densitas batuan. Semakin keras suatu batuan, maka impedansi akustiknya semakin besar pula, sebagai contoh batupasir yang sangat kompak memiliki impedansi akustik yang lebih tinggi dibandingkan dengan batugamping. 3.8.2 Koefisien Refleksi Impedansi akustik merupakan kemampuan suatu batuan untuk melewatkan gelombang seismik yang melaluinya. Secara fisis, Impedansi Akustik merupakan produk perkalian antara kecepatan gelombang kompresi dengan densitas batuan. Impedansi akustik (Z) didefinisikan dalam persamaan matematis: Z= V x ρ dengan V = kecepatan gelombang dan ρ = densitas batuan. Semakin keras suatu batuan, maka impedansi akustiknya semakin besar pula, sebagai contoh batupasir yang sangat kompak memiliki impedansi akustik yang lebih tinggi dibandingkan dengan batugamping. 3.8.3 Polaritas Polaritas adalah penggambaran koefisien refleksi sebagai suatu bentuk gelombang yang bernilai positif atau negatif. Jika Z2 > Z1 maka akan didapatkan bentuk puncak



29



(peak), dan akan mendapatkan palung (trough) jika Z2 < Z1. Karena terdapat ketidakpastian dari bentuk gelombang seismik yang direkam,



maka



dilakukan pendekatan bentuk polaritas yang berbeda yaitu polaritas normal dan polaritas terbalik (reverse). Saat ini terdapat dua jenis konvesi polaritas, yaitu Standar SEG (Society of Exporation Geophysicist) dan Standar Eropa dan keduanya saling berkebalikan.



Gambar 3.8.3: Polaritas normal dan polaritas reverse (Sukmono, 2000) 3.8.4 Fasa Sebuah wavelet memiliki panjang yang terbatas dengan fasa tertentu. Didalam istilah eksplorasi seismik, fasa sebuah wavelet dikenal sebagai fasa minimum, fasa nol dan fasa maksimum.



30



LAPORAN KERJA PRAKTEK Gambar 3.8.4: Macam-macam fasa pada wavelet (Sukmono, 2000)



Sebagaimana ditunjukkan oleh gambar di atas, fasa minimum dicirikan jika sebagian besar energi amplitudo wavelet berada diawal, fasa nol dengan simetris di tengah-tengah dan fasa maksimum diakhir wavelet. 3.8.5 Resolusi Vertikal Seismik Resolusi seismik adalah kemampuan gelombang seismik untuk memisahkan dua reflektor yang berdekatan. Ketebalan minimal yang masih dapat dibedakan disebut dengan ketebalan tuning (tunning thickness). Besarnya ketebalan tuning adalah ¼ panjang gelombang seismik (λ), dimana λ = v/f dengan v adalah kecepatan gelombang seismik (kompresi) dan f adalah frekuensi. Dimana kecepatan akan bertambah seiring bertambahnya kedalaman, sedangkan frekuensinya semakin rendah. Dengan demikian ketebalan tuning bertambah besar. Sedangkan deteksi seismik dapat dirumuskan hingga λ/30. Artinya jika ketabalan dari reservoar masih di atas seismik deteksinya, maka reservoar tersebut masih dapat dideteksi oleh seismik. Resolusi ini sangat penting untuk diketahui karena sebagai justifikasi selanjutnya dalam tahap interpretasi selanjutnya, seperti picking well bottom, picking horizone, dan analisis window pada analisis atribut seismik. Karena pada tahap tersebut perlu diketahui apakah pada ketebalan reservoar diatas resolusi seismiknya. Jika tebalnya di atas resolusinya, maka kita bisa membuat picking well bottom dan picking bottom reservoar pada data seismik. Sedangkan pada analisis atribut kita bisa menggunakan analisis window antar horizon. 3.8.6 Wavelet Wavelet adalah gelombang harmonik yang mempunyai interval amplitudo, frekuensi, dan fasa tertentu (Sismanto, 2006). Dapat juga diartikan wavelet adalah gelombang yang merepresentasikan satu reflektor yang terekam oleh satu geopon.



31



Gambar 3.8.6: Wavelet (Sismanto, 2006) Berdasarkan konsentrasi energinya wavelet dapat dibagi menjadi 4 jenis yaitu: Zero phase wavelet Wavelet berfasa nol (zero phase wavelet) mempunyai konsentrasi energi maksimum di tengah dan waktu tunda nol, sehingga wavelet ini mempunyai resolusi dan standout yang maksimum. Wavelet berfasa nol (disebut juga wavelet simetris) merupakan jenis wavelet yang lebih baik dari semua jenis wavelet yang mempunyai spektrum amplitudo yang sama. Minimum phase wavelet Wavelet berfasa minimum (minimum phase wavelet) memiliki energi yang terpusat pada bagian depan. Dibandingkan jenis wavelet yang lain dengan spektrum amplitudo yang sama, wavelet berfasa minimum mempunyai perubahan atau pergeseran fasa terkecil pada tiap-tiap frekuensi. Dalam terminasi waktu, wavelet berfasa minimum memiliki waktu tunda terkecil dari energinya. Maximum phase wavelet Wavelet berfasa maksimum (maximum phase wavelet) memiliki energi yang terpusat secara maksimal di bagian akhir dari wavelet tersebut, jadi merupakan kebalikan dari wavelet berfasa minimum. Mixed phase wavelet Wavelet berfasa campuran (mixed phase wavelet) merupakan wavelet yang energinya tidak terkonsentrasi di bagian depan maupun di bagian belakang. 32



LAPORAN KERJA PRAKTEK 3.9



Tahapan Umum Interpretasi Data Seismik Interpretasi data seismik dilakukan untuk menerjemahkan penampang seismik yang telah melalui tahap pemrosesan data seismik kedalam sebuah model geologi yang dapat menggambarkan kondisi bawah permukaan bumi. Tujuan interpretasi seismik sendiri adalah untuk menyediakan jawaban dan kesimpulan berdasarkan hasil analisis seluruh data yang ada. Ada tiga tahapan utama dalam melakukan interpretasi seismik, yaitu penyiapan data seismik, interpretasi, dan hasil interpretasi. Tahapan penyiapan data seismik meliputi pengumpulan seluruh informasi yang relevan dan penyiapan data seismik dimana pada tahap ini seorang interpreter harus mampu menganalisa seluruh informasi yang tersedia dan menjembatani informasi dari rekaman seismik dan geologi agar dapat dilihat kondisi yang mendeteksi geologi sebenarnya. Hasil interpretasi kemudian digabungkan dan dianalisa sehingga didapatkan sintesa sejarah geologi serta penentuan konsep play. Adapun tahapan umum dalam melakukan interpretasi seismik adalah sebagai berikut : 1. Pemahaman geologi daerah penelitian, terutama masalah evolusi cekungan dan proses sedimentasi. 2. Pemahaman mengenai karakter data seismik yang digunakan, misalnya polaritas, fase, resolusi, noise, dan lain-lain. 3. Karakterisasi horizon target, baik dari segi geologi (jenis lithology, tebal, pelamparan lateral/vertical) maupun geofisika (kecepatan, density, perilaku kurva gamma ray/SP, dll). 4. Pengikatan data seismik dan data sumur (well seismik tie), serta bila memungkinkan dengan data outcrop juga. 5. Identifikasi



pelamparan



horizon



target



pada



rekaman



seismik



dengan



menggunakan konsep stratigrafi sekuen dan seismik stratigrafi. 6. Pemetaan horizon target dengan menggunakan konsep stratigrafi sekuen dan seismik stratigrafi. 7. Pembuatan peta kontur waktu dan/atau kedalaman serta analisa kualitas interpretasi bila memungkinkan. 8. Analisa lingkungan pengendapan, facies dan system track berdasarkan data seismik.



33



9. Analisa atribut dan pemodelan data seismik bila diperlukan. 10. Sintesa sejarah geologi dan penentuan konsep play daerah penelitian.



34



LAPORAN KERJA PRAKTEK BAB IV METODOLOGI DAN PEMBAHASAN



4.1



Waktu dan Tempat Pelaksanaan Dalam pelaksanaan kegiatan Kerja Praktek (KP) yang diajukan sepenuhnya diserahkan berdasarkan kebijakan dari pihak lembaga/instansi dan dalam hal ini adalah LEMIGAS (PPPTMGB). Oleh karena itu kegiatan ini dilaksanakan atau dilakukan pada : Waktu



: Pada 09 Agustus 2017 s/d 09 September 2017



Tempat



: LEMIGAS – Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi (PPPTMGB)



4.2



Metode Kegiatan Dalam pelaksanaa kerja praktek, tahapan yang akan dilakukan oleh peserta kerja praktek adalah sebagai berikut : 4.2.1 Studi Pendahuluan Sebelum melaksanakan kerja praktek, dilakukan studi pendahuluan berupa pemahaman teori yang mendasari kerja praktek serta mengenali dan beradaptasi dengan kondisi lingkungan perusahaan. 4.2.2 Pengumpulan Data-Data Primer dan Sekunder Pengumpulan data-data primer dan sekunder dapat melalui metode : ▪



Observasi Pada tahap observasi, peserta kerja praktek akan melihat secara langsung penerapan teknologi yang ditinjau serta mengumpulkan data-data yang dibutuhkan.



▪



Wawancara Untuk mendukung data hasil observasi serta memastikan data yang diambil saat observasi, maka dilakukan wawancara terhadap pihak pembimbing penanggung jawab perusahaan yang terkait dengan topic kerja praktek.



▪



Studi Literatur Selain melalui observasi di lapangan dan wawancara, studi literature juga perlu dilakukan agar dapat diolah dan dibandingkan dengan data standar.



35



Teori yang didapatkan dari studi literature juga dapat dijadikan bahan untuk melakukan evaluasi dan analisis dari hasil ebservasi, wawancara dan studi literature. ▪



Analisis Permasalahan Hasil evaluasi dapat dilakukan untuk menyusun analisis agar dapat dihasilkan saran atau pengajuan usul yang bertujuan untuk memperbaiki kinerja peserta. Proses pembuatan analisis dibantu dengan adanya diskusi antara peserta praktek dan pembimbing.



4.2.3 Pengolahan Data Pengolahan data seismik dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak dari Software Hampson Russell (HRS). Di awali dengan pengaturan project data, input data, dan pengolahan data. 4.2.4 Interpretasi Data Proses interpretasi data seismik ini memiliki beberapa tahap untuk prosedur pengerjaanya, antara lain, dari asumsi geologi, proses pengumpulan data, pemilihan gelombang refleksi, pemetaan horizon refleksi, pendeduksian sejarah geologi, penggabungan data sumur dalam proses interpretasi, dan deskripsi kesimpulan. 4.2.5 Penyusunan Laporan Hasil Kerja Praktek.



36



LAPORAN KERJA PRAKTEK 4.3



Tahap – Tahap Pengolahan Data



37



4.4



Jadwal Kegiatan Kerja Praktek Kegiatan kerja praktek akan dilaksanakan selama satu bulan penuh, pada 09 Agustus s/d 09 September 2017 dengan timeline sebagai berikut :



Jadwal Pelaksanaan Kerja Praktek



38



LAPORAN KERJA PRAKTEK 4.5



Analisa dan Pembahasan



Hampson Russell Software Software Hampson & Russell dapat membantu dalam melakukan interpretasi data geofisika di bidang Oil & Gas. Interpretasi dapat dilakukan dengan proses inversi seismik sehingga mendapat tampilan penampang seismik berupa Acoustic Impedance (AI). Berbeda dengan Reflection Coefficient (RC) yang menunjukan batas lapisan, nilai AI telah menunjukan tubuh batuan yang dilalui gelombang. Proses tersebut dibantu dengan kehadiran data seismik yang diikat dengan data sumur melalui proses Well Tie Seismik.



Input Data Pada pengolahan data ini, data yang diperoleh berupa data seismik 2D (CDP), data checkshot, data Marker, dan data log. Pada interpretasi ini terdapat satu sumur vertical yang berlokasi di daerah Sulawesi yaitu well T-4. Diantara parameter log-nya yaitu log density, log P-wave, log gamma ray, log neutron porosity, dan checkshot.



Gambar 4.5.1: Table view dari sumur well T-4



39



Gambar 4.5.2: Properti log pada sumur well T-4



Analysis Well Seismic Tie Fungsi penampang seismic dari data CDP dapat menentukan kemenerusan lapisan perlu dikontrol menggunakan data sumur dengan high vertical resolution. Sehingga apabila kondisi lapisan bawah permukaan dapat diketahui melalui analisa sumur (berdasarkan log maupun tes coring) akan dapat disebarkan dengan menggunakan penampang seismic untuk mengetahui kemenerusanya. Pada proses pengikatan diperlukan parameter yang sama yaitu nilai coefficient reflectio (CR). CR seismic sudah bernilai mutlak dari hasil pengukuran dan pengolahan, sedangkan CR sumur (seismogram sintetik) berasal dari nilai acoustic impedance (AI) buatan. AI buatan dihasilkan dari perkalian antara log P-wave sebagai data kecepatan dengan log RHOB sebagai data densitas. Data checkshot membantu untuk memposisikan sumur pada posisi sebenarnya. Sehingga disinilah perlunya integrasi antara data checkshot dengan log P-wave.



40



LAPORAN KERJA PRAKTEK



Gambar 4.5.3: Penampang seismik dengan domain time dan lokasi sumur well T-4



Gambar 4.5.4: Spectrum frequency dengan frekuensi dominan 15 Hz



Extraksi Wavelet Wavelet merupakan kumpulan dari sejumlah gelombang harmonic yang mempunyai amplitude, frekuensi, dan fasa tertentu. Parameter tersebut tidak selalu sama pada suatu lokasi dengan lokasi lain, sehingga bentuk wavelet dipengaruhi oleh kondisi bumi sebenarnya. Terdapat empat cara melakukan ekstrak wavelet yaitu statistical, use



41



well, ricker dan bandpass. Statistical melakukan pembuatan wavelet dengan menggunakan perhitungan statistic berdasarkan spectrum amplitude, use well melakukan pembuatan wavelet dengan menggunakan bantuan sumur, bandpass melakukan pembuatan wavelet berdasarkan frekuensi yang ditentukan, dan wavelet ricker melakukan pembuatan wavelet secara langsung serta memiliki korelasi terbaik dengan sintetik seismogram dan bentuk yang mirip dengan trace seismik riil. Pada interpretasi ini digunakan wavelet ricker dengan frekuensi 20 Hz dan fasa 0 (zero phase).



Gambar 4.5.5: Bentuk geometri dan amplitude ekstraksi wavelet ricker pada well T-4



Pembuatan seismogram sintetik dengan mengekstrak wavelet. Wavelet yang diekstrak yaitu dari data seismik 2D Post Stack. Proses ekstraksi wavelet dilakukan dengan berbagai metode diantaranya statistical, ricker wavelet, bandlimitied, dan use well. Namun dalam penelitian ini wavelet yang digunakan adalah dengan wavelet ricker. Dimana pada metode ricker ini ekstrak wavelet dilakukan pembuatan secara langsung disepanjang data trace seismiknya dan proses ini memperhatikan parameter yang digunakan seperti wavelet length, taper length, phase type. Hasil ekstraksi wavelet tersebut dilakukan untuk proses pengikatan data sumur terhadap data seismik (well tie seismic).



Korelasi Pengikatan data sumur terhadap data seismik (well seismic tie) adalah proses pengikatan data sumur yang berdomain kedalaman dengan data seismik berdomain waktu dengan dikontrol melihat nilai korelasi yang didapat. Tingkat korelasi mempunyai 42



LAPORAN KERJA PRAKTEK kisaran nilai antara 0 sampai dengan 1, dimana semakin mendekati nilai 1 maka korelasinya akan semakin baik tanpa ada selisih waktu (time shift) maka kesamaan tersebut semakin baik atau semakin mirip dengan seismik synthetic dan seismik riil. Korelasi merupakan proses penyamaan data seismic dengan domain waktu dan data sumur dengan domain depth. Dalam proses korelasi dilakukan stretch untuk melakukan perubahan interval kedalaman sumur. Proses well seismic tie pada dasarnya banyak dipengaruhi oleh proses stretch dengan toleransi pergeseran sekitar 10 ms, jika melebihi 10 ms akan menyebabkan data sumur mengalami shifting.



Gambar 4.5.6: Korelasi data seismik dan data sumur dengan max corr 0.766



Picking Horizon Pada proses ini, picking horizon dilakukan setelah pengikatan antara data sumur dengan data seismic. Picking dilakukan pada strata dalam software HRS, dengan acuan pada data marker pada sumur. Picking dilakukan pada batas atas top BRF dan batas bawah bottom BRF. Proses ini sama pentingnya dengan proses well seismic tie karena secara lateral berpengaruh pada saat pembuatan model inversi maupun model multiatribut. Pada interpretasi ini picking horizon dilakukan pada batas atas Top-Res 1200 ms dan batas bawah tidak terletak pada Bse-Res karena tidak ada penerusan horizon sehingga posisi Bse-Res yang diambil terletak pada time 1320 ms.



43



Gambar 4.5.7: Posisi Top-Res dan Bse-Res well T-4 pada data seismik



Gambar 4.5.8: Pick horizon 1 dan horizon 2 pada data seismik



Analisys Model Awal Selanjutnya dilakukan inisial model sebagai model awal yaitu pembuatan build strata model pada data seismik dari data well log, data yang digunakan diantaranya, Pwave, density, P-impedance, dan synthetic dengan high cut frequency 10/15 Hz.



44



LAPORAN KERJA PRAKTEK Dalam proses inversi diperlukan suatu model geologi dimana model sebagai pengontrol agar hasil inversi tidak bergeser jauh dari model. Data sumur berfungsi sebagai acuan nilai impedansi, sementara data horizon digunakan sebagai panduan dalam melakukan interpolasi nilai impedansi untuk seluruh volume seismik secara lateral. Pada penelitian ini model geologi digunakan 2 horison yaitu top BRF (1200 ms) sebagai lapisan atas dan bottom BRF (1320 ms) sebagai lapisan bawah. Input yang digunakan pada penelitian ini adalah dari data sumur yaitu log densitas, log Pwave, log impedansi akustik, hasil dari wavelet yang telah dikorelasi dan picking horison, input data tersebut digunakan untuk mengembangkan model geologi. Model awal yang telah jadi memberikan gambaran model impedansi akustik bumi sebagai pendugaan perlapisan (bawah permukaan) serta mewakili secara umum nilai AI dalam lapisan yang ada diperlihatkan



Gambar 4.5.9: Pembuatan build strata model pada data seismik



Inversi Seismik Setelah melakukan pembuatan inisial model dengan menggunakan data well, wavelet, dan picking horizon maka dilakukan inversi seismik sebagai proses ekstraksi sifat fisika geologi bawah permukaan dari data seismik. Tujuan dasar dari inversi seismik adalah melakukan transformasi data seismik refleksi menjadi nilai kuantitatif sifat fisik



45



serta deskripsi reservoir. Pada kasus ini inversi yang digunakan menggunakan 2 metode inversi seismik yaitu metode model based inversion dan metode bandlimited inversion dengan data yang digunakan merupakan post-stack data. Model-Based Inversion Prinsip metode ini adalah membuat model geologi dan membandingkannya dengan data rill seismik. Hasil perbandingan tersebut digunakan secara iteratif memperbaharui model untuk menyesuaikan dengan data seismik (Russel,1988). Metode ini dikembangkan untuk mengatasi masalah yang tidak dapat dipecahkan menggunakan metode band limited inversion. Keuntungan metode model-based inversion adalah metode ini tidak menginversi langsung dari seismik melainkan menginversi model geologinya.



Gambar 4.5.10: Metode dengan model-based inversion



Pada metode model-based analysis inversion nilai korelasi sintetik dan seismik adalah (corr = 0.96) sedangkan error analysis inversion yaitu (err = 594.163).



46



LAPORAN KERJA PRAKTEK



Gambar 4.5.11: Inversion analysis metode model based



Bandlimited Inversion Inversi rekursif atau yang sering disebut dengan bandlimited inversion merupakan inversi yang mengabaikan efek wavelet seismik dan memperlakukan seolah-olah trace seismik merupakan kumpulan koefisien refleksi yang telah difilter oleh wavelet berfasa nol. Metode ini merupakan yang paling sederhana untuk mendapatkan nilai impedansi akustik (AI).



Gambar 4.5.12: Metode dengan bandlimited inversion



47



Pada metode bandlimited analysis inversion nilai korelasi sintetik dan seismik adalah (corr = 0.91) sedangkan error analysis inversion yaitu (err = 674.24).



Gambar 4.5.13: Inversion analysis metode bandlimited



Berdasarkan kedua metode inversi seismik tersebut, pada metode model-based Pimpedance yang mendeskribsikan penyeberan lateral lebih thick dari pada metode bandlimited. Struktur lapisan yang terbentuk oleh nilai P-impedance lebih banyak atau lebih kompleks menggunakan metode bandlimited dari pada menggunakan metode model-based. Sedangkan berdasarkan perbandingan nilai analisis inversinya dengan kedua metode ini lebih bagus menggunakan metode model-based dengan korelasi trace sintetik dan trace seismik sebesar 0.96 dengan error 594.163. Hal ini cukup bagus dimana idealnya korelasi inversi semakin mendekati nilai 1 akan semakin bagus data yang dibuat, sedangkan rentang dari error analisis inversi ini yaitu 2644-15204. Pemilihan metode yang paling baik juga dapat dilihat dari error analisisnya. Error analisis didapat dari pengurangan antara trace sintetik dan trace riil. Error analisis idealnya mendekati nol yang menunjukkan bahwa sintetik model dan data riil seismik adalah sama. Hasil dari proses analisis inversi menunjukkan bahwa top dan bottom dari zona target sudah dapat di deliniasi dengan cukup baik sehingga dapat dibuat menjadi masukan dalam proses pembuatan model porositas.



48



LAPORAN KERJA PRAKTEK Crossplot Analisis crossplot digunakan untuk menentukan property log yang akan digunakan untuk memisahkan reservoir dengan shale disekitranya. Proses analisis crossplot dengan melakukan crossplot nantinya akan mendapatkan persamaan matematis yang dapat digunakan untuk mendapatkan model porositas. Untuk mengetahui hubungan ketergantungan antara parameter acoustic impedance (AI) dengan evaluasi analisis petrofisika misalnya porositas, hasil dari analisis crossplot tersebut dapat disimpulkan bahwa nilai porositas tinggi berasosiasi dengan impedansi yang rendah. Untuk menentukan parameter sensitive terhadap perubahan lithology maupun fluida pada sumur, dilakukan tehnik crossplot dalam tiga parameter yaitu dalam sumbu x, sumbu y, dan color key. Dengan mengetahui antara tiga parameter tersebut dapat dikelompokkan zona – zona yang memiliki kesamaan karakter lithology atau fluida pada suatu lapisan.



Gambar 4.5.14: Crossplot NP vs P-impedance vs density



49



Gambar 4.5.15: Cross section P-impedance dan NP



Pada data crossplot (neutron porosity vs P-impedance vs density) zona kuning menunjukkan lapisan dengan posositas rendah, density rendah, serta P-impedansi rendah yang menunjukkan sifat lapisan tidak kompak sehingga menunjukkan lapisan tersebut bisa jadi lapisan reservoir dengan kadungan hydrocarbon. Dalam tampilan cross-section lapisan yang teridentifikasi poros lebih sedikit dibandingkan lapisan non-poros.



50



LAPORAN KERJA PRAKTEK BAB V PENUTUP



6.1



Kesimpulan Kesimpulan yang diperoleh dari penelitian ini adalah : a. wavelet ricker melakukan pembuatan wavelet secara langsung serta memiliki korelasi terbaik dengan sintetik seismogram dan bentuk yang mirip dengan trace seismik riil. Pada interpretasi ini digunakan wavelet ricker dengan frekuensi 20 Hz dan fasa 0 (zero phase). b. Pada well seismic tie nilai korelasi yang diperoleh pada penelitian ini yaitu 0.766 c. Pada penelitian ini model geologi digunakan 2 horison yaitu top BRF (1200 ms) sebagai lapisan atas dan bottom BRF (1320 ms) sebagai lapisan bawah. Input yang digunakan pada penelitian ini adalah dari data sumur yaitu log densitas, log Pwave, log impedansi akustik, hasil dari wavelet yang telah dikorelasi dan picking horison, input data tersebut digunakan untuk mengembangkan model geologi. Model awal yang telah jadi memberikan gambaran model impedansi akustik bumi sebagai pendugaan perlapisan (bawah permukaan) serta mewakili secara umum nilai AI dalam lapisan yang ada diperlihatkan d. Pada metode model-based analysis inversion nilai korelasi sintetik dan seismik adalah (corr = 0.96) sedangkan error analysis inversion yaitu (err = 594.163). e. Pada metode bandlimited analysis inversion nilai korelasi sintetik dan seismik adalah (corr = 0.91) sedangkan error analysis inversion yaitu (err = 674.24). f. Analisis crossplot dengan melakukan perbandingan antara neutron porosity dan Pimpedance diperoleh zona target berupa lapisan karbonat/sand dan shale. Parameter NP, density, dan P-impedance dapat membedakan lapisan reservoir dan non-reservoir berdasarkan crossplot yang telah dilakukan.



51



6.2



Saran Inversi seismik sebagai proses ekstraksi sifat fisika geologi bawah permukaan dari data seismik. Sehingga seorang interpreter geofisikawan diharuskan memahami dengan baik konsep geologi ketika melakukan picking horizon, karena saat pick horizon salah maka data kedepanya akan ikut salah. Demikian laporan Kerja Praktek ini yang saya buat. Besar harapan bagi saya dapat memiliki kesempatan di LEMIGAS (PPPTMGB) untuk melaksanakan kerja praktek dengan membawa semangat dan keinginan untuk terus berkembang, berkontribusi menjadi manusia yang lebih baik dan berguna untuk keluarga, sahabat, lingkungan, masyarakat, dan Negara. Semoga dengan kerja praktek ini dapat memberikan pengaruh yang positif bagi pihak lembaga/instasni, terutama saya sebagai mahasiswa Teknik Geofisika Universitas Brawijaya.



52



LAPORAN KERJA PRAKTEK DAFTAR PUSTAKA



Abdullah, A. 2011. E-Book Ensiklopedia Seismik Online. Munadi, S. 2002. Pengolahan Data Seismik Prinsip Dasar dan Metodologi. Jakarta : Universitas Indonesia. Russell, B. H., 1991. Introduction to Seismic Inversion Methods. S.N Dominico, Editor Course Notes Series, Volume 2,3 rd edition. Sukmono, Sigit. 1999. Interpretasi Data Seismik. Yogyakarta : Universitas Gajah Mada Telford, W.M., Geldart, L.P., & Sheriff, R. E. 1990. Applied Geophysics Second Edition. Cambridge : Cambridge University Press. Yilmaz, O., 1987. Seismic Data Processing, Tulsa : Society of Exploration Geophysicist.



53