IDENTIFIKASI POTENSI HIDROKARBON
MENGGUNAKAN ATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN
SBS
Oleh
PUTRI RAHAYU
Skripsi
Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar SARJANA TEKNIK
Pada
Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung
JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG
ABSTRAK
IDENTIFIKASI POTENSI HIDROKARBON MENGGUNAKAN ATRIBUT SEISMIK PADA LAPANGAN “SBS”
Oleh Putri Rahayu
Penelitian dilakukan untuk mengidentifikasi arah pengendapan dan zona prospek hidrokarbon pada Formasi Talangakar dengan penerapan atribut seismik. Atribut yang digunakan yaitu atribut variance, time, amplitudo, dan frekuensi. Atribut variance digunakan untuk membantu interpretasi sesar, atribut waktu digunakan untuk menentukan proses dan arah pengendapan, dan atribut amplitudo dan frekuensi digunakan untuk menentukan zona prospek hidrokarbon. Proses dan arah pengendapan sedimen ditentukan dengan melihat sebaran nilai top –bottom masing – masing atribut pada peta struktur waktu dan peta atribut. Zona prospek hidrokarbon diidentifikasi dengan atribut amplitudo dan frekuensi (kecuali fasa sesaat) pada layer bottom yang berdekatan dengan sumur SBS-01. Hasil akhir menunjukan bahwa proses pengendapan sedimen Lapangan “SBS” mengacu pada teori kenaikan muka air lut relatif berarah tenggara – baratlaut dengan tiga zona prospek hidrokarbon yang memiliki nilai amplitudo sedang - tinggi, yaitu 35-50 (intensitas refleksi), 25.000 – 50.000 (envelope), 15.000 – 25.000 (RMS), dan frekuensi rendah (15 –30 Hz) serta berada pada daeerah pengendapan yang tebal (isochronthickness) dengan kedalaman 1500–1800 m.
.
ABSTRACT
IDENTIFICATION HYDROCARBON POTENTIAL WITH SEISMIC ATTRIBUTES AT THE “SBS” FIELD
By Putri Rahayu
The reasearch has been done to identification sedimen deposition direction and hydrocarbon prospect zone in the Talangakar Formation with seismic attributes application. The attributes are variance, time, amplitude, and frequency. Variance attribute used to help fault identification, time attribute used to determine process and deposition direction, and amplitude and frequency attribute used to determine hydrocarbon prospect zone. Process and deposition direction determined by looking the distribution of each attribute value from bottom to top at the time structure map and attributes map. Hydrocarbon prospect zone identificated by amplitude and frequency attribute (except instantaneous phase attribute) at the bottom layer arround SBS-01 well. Final result of this research indicates that depositionprocess of “SBS” Fieldrefers to the relative sea level rise theory in the southeast – northwest direction with three hydrocarbon prospect zone that have intermediet to high amplitude value, 30 – 50 (reflection intensity), 15.000 –
25.000 (RMS), 25.000–50.000 (envelope), and low frequency value (15–30 Hz) and located at thick deposition and depth 1500–1800 m.
DAFTAR ISI
1.1 Latar Belakang ... 11.2 Tujuan Penelian ... 2
1.3 Batasan Masalah ... 2
1.4 Manfaat Penelitian ... 3
BAB II GEOLOGI REGIONAL 2.1 Letak Geografis Cekungan Sumatera Selatan ... 4
2.2 Geologi Regional Daerah Penelitian ... 4
2.2.1 Struktur... 6
2.2.2.1 Formasi Air Benakat ... 8
2.2.2.2 Formasi Gumai... 8
2.2.2.3 Formasi Baturaja ... 8
2.2.2.4 Formasi Talangakar... 9
2.2.2.4.1 Formasi Talangakar Atas ... 10
2.2.2.4.2 Formasi Talangakar Bawah... 11
2.2.2.5 Formasi Lahat ... 12
2.2.2.6 Basement(slate)... 13
2.2.3 Petroleum System... 14
2.2.3.1 Perangkap... 14
2.2.3.2 Evaluasi Reservoar... 14
2.2.3.3 Batuan Reservoar ... 15
2.2.3.4 Batuan Induk ... 15
2.2.3.5 Migrasi dan Proses Pemerangkapan ... 15
2.2.3.6 Batuan Penyekat... 16
BAB III TEORI DASAR 3.1 Konsep Refleksi Gelombang Seismik ... 17
3.2 Traceseismik... 18
3.3 Impedansi Akustik (IA) ... 18
3.4 Seismik Atribut ... 19
3.6.1 Atribut structural smoothing ... 21
3.6.2 Atributvariance... 21
3.6.3 AtributIsochron Thickness... 22
3.6.4 AtributReflection Intensity... 22
3.6.5 AtributEnvelope... 23
3.6.6 Atribut RMS... 24
3.6.7 AtributFrekuensiSesaat ... 24
3.6.6 AtributFase Sesaat... 25
BAB IV METODOLOGI PENELITIAN 4.1 Lokasi dan Waktu Penelitian ... 27
4.2 Alat dan Data ... 28
4.3 Metode Penelitian ... 28
4.3.1 Proses Pengikatan Data Sumur ... 29
4.3.2 Proses Penelusuran Horizon ... 30
4.3.3 Proses Atribut Seismik ... 30
4.3.4 Proses Pemetaan ... 31
xvi
5.3 Penarikan Horizon ... 33
5.4 Analisis Perangkap Hidrokarbon ... 34
5.5 Analisis Arah Pengendapan ... 37
5.5 Analisis Zona Prospek ... 44
BAB VI KESIMPULAN 6.1 Kesimpulan ... 51
6.2 Saran... 52
DAFTAR PUSTAKA GLOSARIUM
BAB I
PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Minyak bumi dan gas merupakan sumber energi utama bagi kehidupan manusia
yang tidak dapat diperbaharui lagi. Hal inilah yang menyebabkan eksplorasi dan
produksi migas terus ditingkatkan setiap harinya.
Selama ini, teknik yang digunakan dalam eksplorasi minyak bumi dilakukan
berdasarkan data sumur yang memiliki kemampuan untuk menggambarkan
keadaan bawah permukaan bumi yang sangat baik secara vertikal. Oleh karena itu,
diperlukan salah satu metode yang sangat baik untuk menggambarkan keadaan
bawah permukaan bumi secara lateral. Salah satunya, yaitu dengan metode
seismik refleksi.
Inti dari metode seismik refleksi dalam ekplorasi seismik adalah karakterisasi
reservoar yang menjadi indikasi keberadaan hidrokarbon baik minyak ataupun
gas. Salah satu metode yang sering digunakan adalah atribut seismik. Perhitungan
dalam atribut seismik menggunakan seluruh informasi yang dimiliki oleh data
seismik. Integrasi atribut seismik dan sifat-sifat fisika batuan merupakan metode
efektif dalam memberikan informasi geologi bawah permukaan, termasuk analisis
2
Proses interpretasi potensi hidrokarbon yang dikaji pada penelitian ini berada
pada Lapangan “SBS” yang secara tektonik terletak di Sub Cekungan Palembang
Selatan (South Palembang Sub Basin) pada Cekungan Sumatera Selatan (South
Sumatera Basin) yang terletak pada jalur Sesar Lematang yang membentuk
antiklinorium dan yang memanjang dari Pendopo hingga Mambang-Sebasa.
Berdasarkan data hasil pemboran PT Pertamina pada tahun 2006, Lapangan SBS
memiliki sebuah sumur eksplorasi yang telah terbukti menghasilkan gas (SBS-01)
pada Formasi Talangakar. Oleh karena itu, dilakukan evaluasi lebih lanjut dan
rinci untuk mendapatkan zona prospek hidrokarbon yang baru pada zona utama
target, yaitulayerTAF dengan analisis beberapa penerapan atribut seismik
1.2 Tujuan penelitian
Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui arah pengendapan lapisan pasir
dan mendapatkan zona prospek baru berdasarkan peta struktur waktu dan
beberapa penerapan atribut seismik pada Formasi Talangakar.
1.3 Batasan Masalah
Batasan masalah dari penelitian ini adalah sebagai berikut :
1. Data seismik yang digunakan merupakan data 3D PSTM.
2. Data sumur yang digunakan, yaitu sumur SBS-01 yang memiliki
kelengkapan data log (VSP, GRsonic, dandensity ).
4. Analisis atribut yang digunakan, yaitu structural smoothing, variance,
isochron thickness, reflection intensity, envelope, RMS, instantaneous
frequency,daninstantaneous phasedengan target padalayerTAF .
1.4. Manfaat Penelitian
Penelitian ini diharapkan akan membantu interpretasi dalam hal pengembangan
dan peningkatan produksi lapangan SBS dan dapat memperjelas lingkungan
pengendapan dan bentuk perangkap hidrokarbon serta penyebarannya terutama
BAB II
GEOLOGI REGIONAL
2.1. Letak Geografis Cekungan Sumatera Selatan
Secara Geografis Cekungan Sumatera Selatan dibatasi oleh Selat Malaka di
bagian timur, Tinggian Tigapuluh di bagian utara dan bentangan Bukit Barisan di
bagian baratnya. Daerahnya hampir semua berada di darat dan hanya sebagian
kecil di lepas pantai. Cekungan Sumatera Selatan mencakup luas area sekitar
119.000 km2dengan ketebalan sedimen tersier rata-rata 3,5 km.
2.2. Geologi Regional Daerah Penelitian
Secara tektonik Lapangan “SBS” terletak di Sub Cekungan Palembang Selatan
(South Palembang Sub Basin)pada Cekungan Sumatera Selatan (South Sumatera
Basin) yang terletak pada jalur Sesar Lematang yang membentuk Antiklinorium
dan yang memanjang dari Pendopo hingga Mambang-Sebasa.
Sumur SBS-01 terletak sekitar 140 km sebelah barat kota Palembang atau sekitar
20 km sebelah utara dari lapangan Musi. Secara administratif, lokasi sumur ini
Struktur “SBS” merupa
tenggara, berarah
selatan/baratdaya anti
sesar normal berarah
berarah baratlaut dan di
Gambar 1. Lokasi La
erupakan blok naik terhadap sesar naik bera
sama dengan sumbu antiklin yang te
ntiklin. Struktur antiklin tersebut dipisahkan ole
h timurlaut–baratdaya dengan kemiringan bida
n diikuti kemiringan antiklin berarah tenggara.
apangan “SBS”pada Cekungan Sumsel (Lapor PT Pertamina Region Sumatera, 2006)
berarah baratlaut –
terletak di sisi
oleh adanya
sesar-bidang utama sesar
ra.
6 2.2.1 Struktur
Struktur SBS seperti halnya semua kenampakan struktur di Cekungan Sumatera
Selatan terbentuk oleh kombinasi tiga fase tektonik utama Tersier; pertama
tektonik Eosen sampai Miosen awal yang bersifat ekstensional dan membentuk
pola-pola tinggian dan dalaman (separuh graben), kedua tektonik transpresional
miosen tengah - miosen akhir yang relatif stabil dan ketiga tektonik
plio-pleistosen yang bersifat kompresional dan bukit barisan serta pola-pola pelipatan
berarah baratlaut- tenggara. Struktur SBS saat ini berupa antiklin yang terbentuk
akibat pelipatan pada fasa tektonik plio-pleistosen mengikuti pola antiklin yang
berada di sepanjang sesar lematang mulai dari Lapangan Limau di sebelah
tenggara - Tinggian Sebakul di baratlaut.
2.2.2 Sratigrafi
Secara stratigrafi regional daerah “SBS” tersebut dimulai dari Basement dengan
litologi slate yang berstruktur slaty cleavage, perselingan serpih, tufa dan
batulanau dengan sisipan batupasir yang makin ke bawah ditandai dengan
meningkatnya sifat tufaan dan munculnya sisipan lapisan batubara menembus
Formasi Lahat. Formasi Talangakar (TAF) dibedakan menjadiTRM (Transitional
Member) dengan didominasi serpih gampingan berselingan batulanau dan
bersisipan batupasir dengan sedikit batugamping dan GRM (Gritsand Member)
dicirikan serpih dengan laminasi mineral karbon bersisipan batulanau dan
batupasir silikaan atau ditandai dengan hilangnya sifat gampingan (non
Didominasi serpih
batugamping klastik,
batupasir gampingan.
tersebut telah memasuki
lapisan tipis batulana
klastik berada pada
Formasi Gumai denga
bersisipan dengan ba
sisipan batupasir masi
Gambar 2. Kol
penelitian (Lapor
h gampingan dengan lapisan tipis batula
k, batunapal, dankalkarenityang kaya mineral
ngan. Berdasarkan umur relatif munculnya lapis
asuki Formasi Equivalent Baturaja. Serpih gam
anau berselingan batupasir berbutir halus da
da Formasi IntraGumai. Formasi tersebut dibe
ngan mulai meningkatnya sisipan batupasir. Se
batupasir dan batulanau Formasi Gumai da
asif berbutir kasar pada Formasi Air Benakat.
olomLithostratigraphyCekungan Palembang
poran Pengeboran PT Pertamina Region Sumat
8 2.2.2.1 Formasi Air Benakat(ABF)
Formasi Air Benakat di sumur SBS-01 merupakan lapisan batulempung dengan
sisipan batupasir yang terdiri dari material klastik kasar. Pada sisipan batupasir
tersebut tidak dijumpai indikasi adannya hidrokarbon. Formasi Air Benakat ini
mengawali fase regresi diendapkan di lingkungan transisi/ near shore marine,
berumur Miosen Tengah, terletak selaras di atas Formasi Gumai.
2.2.2.2 Formasi Gumai (GUF)
Penentuan Estimasi Top Formasi Gumai ditentukan dengan perubahan litologi
dan lingkungan pengendapan dalam kondisi transgresi dengan dominasi serpih
yang bersifat gampingan dengan sisipan batulanau dan batupasir.
Batupasir, berwarna bening, translucent, abu – abu sampai abu-abu kehijauan,
kekerasan friable dan mudah lepas (loose), berukuran butir sangat halus sampai
halus, membulat tanggung hingga menyudut tanggung, pemilahan jelek sampai
sedang, bersifat lempungan, mineral penyusun terdiri dari kuarsa dan sedikit
glauconite, kadang-kadang dijumpai marl, sedikit dijumpai bintik-bintik karbon,
pyritemineral, sementasi bersifat gampingan,poor–moderate visualporositasno
oil show.
2.2.2.3 FormasiEquivalentBaturaja (BRF)
Formasi Equivalent Baturaja ditandai dengan munculnya lapisan batugamping
yang cukup tebal terutama di bagian atas dan secara keseluruhan masih
didominasi oleh lapisan serpih karbonatan yang tebal dengan sisipan
dijumpai lapisan tipis batupasir. Formasi Equivalent Baturaja tersebut memiliki
umur yang relatif sama dengan Formasi Baturaja di tempat lain dan diendapkan di
lingkungan Neritik Tepi (shelf marine), berumur Miosen Awal, terletak selaras di
atas Formasi Talangakar.
Batugamping berwarna cream, putih kecoklatan, putih kotor, dengan kekerasan
sedang sampai keras, umumnya bersifat chalky dan argillaceous pada sisipan
bagian atasnya, mikrokristalin, micrite, sedikit mineral glauconitic, tidak ada
porositas visual, kadang-kadang inter crystalin porosity, termasuk kedalam
klasifikasi batugampaing mudstone, wackstone. Tidak adanya indikasi
hidrokarbon
Batupasir, berwarna bening, translucent, putih kotor, abu-abu kehijauan,
kekerasanfriabledan mudah lepas(loose), berukuran butir halus sampai medium,
membulat tanggung hingga menyudut tanggung, pemilahan sedang, mineral
penyusun terdiri dari kuarsa dan mineral glauconite yang cukup melimpah,
kadang-kadang dijumpai calsite fragment, sementasi bersifat gampingan, fair –
moderate visualporositas.no oil show.
Batugamping kalkarenit, merupakan sisipan serpih pada bagian bawah Formasi
Equivalent Baturaja, berwarna putih kotor, abu-abu kehijauan, bersifat mudah
rapuh (brittle) dan umumnya chalky, klastik, mikrokristalin sampai calcarenit,
mineral glauconitic cukup melimpah, porositas intergranular, sedikit foram, no
10 2.2.2.4 Formasi Talangakar (TAF)
Formasi Talangakar (TAF) berkembang baik dalam sistem delta mencapai
ketebalan lebih dari 570 m yang menumpang secara tidak selaras di atas Formasi
Lahat. Formasi Talangakar terdiri dari dua unit. Pada bagian atas terdiri dari
selang-seling batupasir dan serpih yang bersifat gampingan dengan sisipan napal
dan batugamping dan secara berangsur semakin ke atas menjadi lebih bersifat
marine disebut sebagai Transitional Member (TRM). Sedangkan pada bagian
bawah secara umum terdiri dari batupasir kasar-sangat kasar berselang-seling
dengan lapisan tipis serpih dan batubara disebut sebagai Gritsand Member
(GRM).
2.2.2.4.1 Formasi Talangakar Atas (TAF-TRM)
Formasi Talangakar Atas (TAF-TRM) dicirikan dengan dominasi serpih yang
sangat gampingan berselingan batulanau dengan sisipan batupasir, napal dan
sedikit batugamping.
Serpih berwarna abu-abu kecoklatan, kadang-kadang abu-abu kehijauan,
kekerasan firm, sedang sampai keras, kadang-kadang bersifat brittle, berbentuk
subblocky sampai blocky, subplaty, sub fissile, bersifat tufaan, setempat terdapat
perselingan vitric tuff, kadang-kadang dijumpai mineral pyrite, sebagian lanauan,
bersifat sangat karbonatan.
Batupasir, berwarna bening, translucent, putih kotor, abu-abu terang, bersifat
lepas-lepas, sebagian kekerasan friable sampai terkonsolidasi sedang, berukuran
butir sangat halus sampai sedang, membulat tanggung hingga menyudut
dan umumnya mengandung mineral glauconite, dijumpai fragmen vitric tuff,
foram, sementasi bersifat karbonatan, porositas visual buruk sampai fair, terdapat
indikasi hidrokarbon.
Indikasi hidrokarbon tersebut pada Formasi Talangakar Atas (TAF-TRM) terdapat
pada lapisan batupasir, yaitu pada interval kedalaman 1131 – 1136 m dan 1148 –
1151 m dengan trace pale yellows flourecent, very slow weak white yellows
streaming cut, nil vis cut, trace oil stain, no odor, trace oil show. Di interval
kedalaman 1238 – 1242 m dan 1480 – 1482 m, dengan < 10 % bright yellows
flourecent, slow weak bluish white yellows streaming cut with/ Chlthene, trace
stain, no odor poor oil show.
2.2.2.4.2 Formasi Talangakar Bawah (TAF - GRM)
Berdasarkan pengamatan serbuk bor Formasi Talangakar Bawah (Lower TAF)
dicirikan dengan munculnya struktur mikro laminasi dengan karbon dan sudah
tidak bersifat karbonatan. Umumnya merupakan perselingan serpih dan batulanau
dengan sisipan batupasir. Diendapkan pada lingkungan delta plain sebagai
endapan synrift, berumur Oligosen Akhir – Eosen. Hubungan antara Formasi
Talangakar dengan Formasi Lahat di bagian bawahnya terletak tidak selaras.
Serpih berwarna abu-abu sampai abu-abu terang, kekerasan firm, sedang sampai
keras, kadang-kadang bersifat brittle, berbentuksubplaty sampaiplaty, sub fissile
kadang-kadang subblocky, terdapat bintik-bintik karbon (carbonaceous speck),
kadang dijumpai juga mineralpyrite,sebagian lanauan, tidak bersifat karbonatan
12 sedang, sebagian berukuran pasir kasar, membulat tanggung hingga menyudut
tanggung, pemilahan baik, mineral penyusun terdiri dari kuarsa dan umumnya
mengandung mineral glauconite, dijumpai bintik-bintik karbon, semen silikaan,
porositas visual sedang sampai baik, terdapat indikasi hidrokarbon.
Indikasi hidrokarbon pada Formasi Talangakar Bawah (TAF-GRM) terdapat pada
lapisan batupasir, yaitu pada interval kedalaman 1552–1556 mblb, dengan /trace
pale–dull yellows flourecent, no cut, no stain, no odor, trace oil show.
Di interval kedalaman 1565-1566 mblb, dengan/trace pale – dull yellows
flourecent, v slo wk bluish wh yell strm cut, nil vis cut, no stain, no odor, trace oil
show. Di interval kedalaman 1596-1598 mblb, dengan trace pale yellows
flourecent, no visual cut,no stain, trace oil show.
2.2.2.5 Formasi Lahat(LAF)
Formasi Lahat (LAF) diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar pada
kala Oligosen ditandai dengan meningkatnya litologi yang bersifat tufaan.
Formasi Lahat selain sebagai batuan induk juga merupakan salah satu obyektif
pada prospek SBS-01, terbukti sumur Mangos-2 ditemukan indikasi hidrokarbon.
Berdasarkan deskripsi megaskopis Formasi Lahat tersusun dari perselingan
serpih, batulanau dan tufa dengan sisipan batupasir secara berulang juga terdapat
lapisan tipis batubara. Formasi Lahat tersebut makin ke bawah dominan tufa
semakin meningkat sedangkan lapisan serpih hanya merupakan sisipan tipis.
Serpih, berwarna abu-abu gelap, abu-abu gelap kecoklatan, masif, keras dan getas
lanauan dengan struktur laminasi, kadangkala kilap lilin/waxy lustre, tidak
karbonatan
Tufa berwarna abu-abu cerah kehijauan, putih kotor, translucent, kekerasan
sedang sampai sangat keras, kadangkala getas (brittle) dan masif, tersusun dari :
dominan vitric tuff, sebagian lithic tuff, kuarsa sekunder, umumnya terdapat
mineralcalsite, mineral lempung (smectite, kaolin), mineral silika, sedikit mineral
pyrite dan chlorite bersifat tidak gampingan, porositas secara visual umumnya
tidak tampak dan tidak ada indikasi.
Batupasir berwarna bening, translucent, abu-abu cerah, umumnya bersifat
lepas-lepas (loose), berbutir halus sampai sedang, setempat berbutir pasir kasar, terdapat
urat-urat silica, berbentuk butir sub angular dengan sortasi sedang, mineral
kuarsa, inklusi material karbon, sementasi silikaan, porositas sedang – fair,
dengan indikasioil show.
Indikasi hidrokarbon pada Formasi Lahat (LAF) terdapat pada lapisan batupasir,
yaitu pada kedalaman (1688 – 1692 m) dengan trace bright yellowish streaming
cut with Chlform, nil vis cut, no stain, no odor, trace oil show.
2.2.2.6 Batuan Dasar (Basement)
Rekahan batuan dasar merupakan salah satu obyektif pada prospek SBS-01.
Batuan dasar pada prospek SBS diprediksi berupa batuan granit berdasarkan
sumur bor yang berjarak 10 km arah timurlaut “SBS-01”, tetapi mulai di
kedalaman 2206 mblb/2170 mbpl masih didapatkan batusabak (slate) dengan
14 depth) masih belum ditemukan. Batusabak (slate) berwarna abu - abu gelap
dengan struktur slaty cleavage dan sebagian getas (brittle), kekerasan sangat
keras, berstruktur foliasi dan kadangkala splintery, mineral mica mulai tampak
jelas, sesekali terdapat penjajaran mineral, pada umumnya berkilap shiny,
kadangkala terdapat sedikit mineral kwarsa sekunder dan kwarsite sebagai
fragmen batuan, tidak gampingan.
2.2.3 Petroleum System
2.2.3.1 Perangkap
Prospek SBS memiliki perangkap struktur antiklin untuk semua formasi yang ada
di prospek tersebut. Pemetaan struktur dari semua dari Formasi memperlihatkan
sumbu pendek antiklin yang berarah timurlaut –baratdaya. Hasil interpretasi data
seismik 2D tampak bahwa struktur “SBS” terpisah dengan Lapangan Mambang
Sebasa di sebelah barat oleh sesar normal minor berarah timurlaut - baratdaya .
2.2.3.2 Evaluasi Reservoar
Batuan reservoar obyektif utama pada Lapangan “SBS” adalah lapisan batupasir
Formasi Talangakar sedangkan obyektif sekunder berupa lapisan batupasir
Formasi Lahat, sertaBasement fracture.
Batuan yang berperan sebagai batuan penyekat bersifat regional, dijumpai sebagai
shale yang tebal dari Formasi Gumai (GUF). Penyekat internal dijumpai berupa
batuserpih (shale) terdapat pada intra-formasi (interkalasi) di dalam tiap-tiap zona
2.2.3.3 Batuan Reservoar
Sebagai reservoar utama di sumur “SBS-01”adalah batupasir Formasi Talangakar
Bawah TAF & GRM yang terbukti menghasilkan gas di sumur MGS-1 dan 2.
Pada program pemboran diharapkan mendapatkan batuan reservoar pada Formasi
Talangakar (TRM & GRM) serta Formasi Lahat (LAF). Sebagai
pembanding/korelasi di sumur MGS-2 pada interval Formasi Lahat (LAF)
ditemukan indikasi hidrokarbon.
Zona obyektif sumur SBS-01 yang berkembang cukup baik adalah : lapisan
batupasir Formasi Talangakar Bawah (TAF-GRM) di interval kedalaman 1553 –
1558.5 mblb dan 1595-1606 mblb. Pada lapisan batupasir Formasi Lahat (LAF) di
interval kedalaman 1690 –1696 m, 1720 m –1724.5 m, 1852.5 –1855.5 m, 1950
–1956.5 m, 1959 m – 1963 m, 1984– 1990.5 m, 2150.5 m - 2156 m dan 2164–
2166 m sedangkan pada basement sampai kedalaman 2240 mblb masih batuan
slate dan tidak didapatkan zona rekahan (fracture).
2.2.3.4 Batuan Induk
Batuan induk diperkirakan berasal dari batuan serpih Formasi Lahat dan
Talangakar di bagian dapur (kitchen) dari Dalaman Pigi yang terletak di sebelah
selatan atau Dalaman Karangringin di sebelah utara prospek SBS.
2.2.3.5 Migrasi dan Mekanisme Pemerangkapan
Dengan mengasumsikan dapur hidrokarbon berada di bagian selatan dan utara
prospek, dan prospek SBS pada kala eosen – miosen akhir tetap berupa dalaman,
16 pemerangkapan hidrokarbon terjadi sejak terbentuknya struktur antiklin SBS,
yaitu sejak terjadinya pelipatan akibat tektonik pleistosen. Migrasi mencapai
puncaknya diperkirakan sekitar 5 juta tahun yang lalu, yaitu saat pematangan
batuan induk sudah mencapai maksimum.
2.2.3.6 Batuan Penyekat (Seal Rock)
Batuan penyekat regional dari Cekungan Sumatera Selatan adalah serpih Formasi
Gumai, namun pada prospek SBS yang berperan sebagai penyekat efektif adalah
perselingan antara serpih dan pasir dari masing-masing formasi. Pada Formasi
Lahat, perselingan batupasir dan serpih tufaan merupakan kombinasi yang baik
antara reservoar dan penyekat intraformasi. Demikian pula pada Formasi
Talangakar, perselingan serpih dan batupasir intra-formasi berperan sebagai
3.1. Konsep Reflek
Prinsip dasar metode
getaran pada lokasi pe
dinamit atau suatu pem
yang dihasilkan oleh sum
sebagai fungsi wakt
permukaan yang sebe
oleh receiver akan m
permukaan dalam be
variasi fasa.
BAB III
TEORI DASAR
eksi Gelombang Seismik
ode seismik, yaitu menempatkan geophone se
si penelitian. Sumber getaran dapat ditimbulka
pemberat yang dijatuhkan ke tanah(Weight Drop
h sumber menyebar ke segala arah dan direkam
aktu yang dapat memperkirakan bentuk
benarnya (Gambar 3). Hasil gelombang seism
n membawa informasi mengenai litologi dan
bentuk waktu rambat (travel time), amplitudo
sebagai penerima
bulkan oleh ledakan
rop).Gelombang
kam oleh geophone
uk lapisan bawah
smik yang terekam
dan fluida bawah
18 3.2. TraceSeismik
Setiap trace merupakan hasil konvolusi sederhana dari reflektivitas bumi dengan
fungsi sumber seismik ditambah dengannoise(Russel, 1996).
S(t) = w(t) * r(t) + n(t)... (1)
dimana, S(t) = trace seismik
w(t) = wavelet seismik
r(t) = reflektivitas bumi, dan
n(t) =noise
3.3. Impedansi Akustik (IA)
Impedansi Akustik (IA) dapat didefinisikan sebagai sifat fisis batuan yang
nilainya dipengaruhi oleh jenis litologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman,
tekanan dan temperatur. Berdasarkan pengertian tersebut, maka IA dapat
digunakan sebagai indikator jenis litologi, nilai porositas, jenis hidrokarbon dan
pemetaan litologi dari suatu zona reservoar.
IA secara matematis dapat dirumuskan sebagai :
V IA ρ.
... (2)
dengan
ρ : densitas
V :kecepatan gelombang seismik
Pemantulan gelombang seismik akan terjadi jika ada perubahan atau kontras IA
antara lapisan yang berbatasan. Perbandingan antara energi yang dipantulkan
(
akustik seismik mem
dengan resolusi vertika
resolusi vertikal yang
Gambar 4. Hubunga
3.6. Seismik Atribu
Seismik Atribut adal
2 ) tan
(da g KR ...
...
i IA1 : Impedansi akustik l
sien Refleksi IA2 : Impedansi akustik l
dapat diperkirakan dari harga amplitudo r
plitudo refleksi, maka semakin besar kontras IA
emberikan resolusi lateral yang bagus (12,5
rtikal yang buruk (5-10 m) sedangkan IA sum
ng sangat baik (s/d 0,15 m), tetapi resolusi later
gan antara amplitudo, reflektivitas, dan kontras 1999)
but
dalah segala informasi yang diperoleh dari da
20 diperlukan untuk memperjelas anomali yang tidak terlihat secara kasat mata
pada data seismik konvensional. Analisis seismik biasanya digunakan untuk
memprediksi sifat reservoar seperti porositas, vshale, water saturation, dll,
berdasarkan masukan data atribut seismik. Algoritma di dalam multiatribut
analisis cukup beragam.
Atribut seismik merupakan pengolahan data seismik yang cukup baik untuk
menggambarkan citra seismik yang lebih baik dan pengukuran zona-zona yang
menarik serta untuk menentukan struktur atau lingkungan pengendapan (Chopra
dan Marfurt, 2005). Seismik Atribut merupakan sifat kuantitatif dan deskriptif
dari data seismik yang dapat didisplai pada skala yang sama dengan data seismik
konvensional (Barnes, 1999). Seismik merupakan derivatif suatu pengukuran
seismik dasar (Brown, 2000).
Untuk menampilkan zona-zona yang menarik secara langsung dari citra seismik,
diperlukan keahlian untuk memilih dan atribut menentukan atribut yang tepat.
Anomali brightspot merupakan contoh atribut seismik yang secara langsung
berhubungan dengan parameter yang menarik, karena biasanya terdapat
kandungan gas di dalamnya.
Salah satu sinyal seismik yang umummya digunakan untuk mendapatkan
informasi reservoar adalah amplitudo. Pendekatan interpretatif untuk
mengevaluasi reservoar dari atribut amplitudo menggunakan asumsi yang
sederhana, yaitu brightspot pada peta seismik yang didasarkan pada besar
kecilnya amplitudo yang akan lebih tinggi bila saturasi hidrokarbon tinggi,
komplikasi tuning effect). Secara umum bahwa semakin terang brightspot
(semakin nyata kontras amplitudo) semakin bagus prospeknya.
3.6.1. AtributStructural Smoothing
Atribut ini mengoperasikan smoothing dari sinyal input yang dipandu oleh
struktur lokal dan berguna untuk meningkatkan kemenerusan reflektor seismik.
Perhitungan utamanya, yaitu komponen dip dan azimut yang digunakan untuk
menentukan struktur lokal. Gaussian smoothing lalu diaplikasikan sejajar dengan
orientasi struktur ini (Randen, 2002). Structural smoothing lebih baik dalam
menampilkan reflektor seismik dibandingkan dengan penampang seismik
konvensional. Atribut ini juga dapat digunakan untuk membantu dalam penarikan
horizon target karena tampilan seismik yang dihasilkan oleh atribut ini dapat
memperjelas kemenerusan reflektor seismik.
3.6.2 AtributVariance
Atribut varian merupakan kebalikan dari koherensi. Atribut ini dihitung dalam 3D
yang mewakili trace ke trace untuk melacak variabilitas pada interval sampel
tertentu. Oleh karena itu menghasilkan perubahan lateral yang ditafsirkan dalam
impedansi akustik. Jejak yang sama menghasilkan koefisien variansi yang rendah,
sedangkan diskontinuitas memiliki koefisien tinggi. Karena kesalahan dan
channeldapat menyebabkan diskontinuitas dalam satuan batuan sekitar.
Dikutip dari artikel Waluyo pada tahun 2006 bahwa variance (S) secara bebas
dapat diartikan sebagai ragam nilai suatu data. Ide atribut variance berasal dari
22 ... (5)
Sebenarnya variance hanya menyoroti variasi vertikal pada impedansi akustik.
Atribut ini membandingkan jejak samping satu sama lain pada setiap posisi
sampel. Jika ada perbedaan itu mungkin karena kesalahan atau adanya ataranoise.
Penggunaan atribut ini harus diaplikasikan dengan structural smooth attribute
untuk menguranginoise.
3.6.3. AtributIsochron Thickness
Atribut ini diartikan sebagai perbedaan waktu antara dua horizon. Biasanya
diukur dalam unit horizon input (milisecond dalam domain waktu dan feet/meter
dalam domain kedalaman). Menurut metode permukaan, atribut ini menggunakan
model permukaan atas dan bawah dari lapisan bawah tanah yang numerik, diinput
dalam volume data seismik dengan tepi permukaan planar yang menghubungkan
peristiwa refleksi dari berbagai arah pada 3D jejak seismik. Atribut isochron
menghitung jumlah isochron penebalan atau penipisan suatu layer ke arah dip
dan azimut perubahan ketebalan maksimum.
3.6.4. Atribut Intensitas Refleksi (Reflection Intensity)
Intensitas refleksi adalah rata-rata amplitudo sebuahwindowyang ditentukan yang
dikalikan dengan interval sampel. Atribut ini berguna untuk delinasi sifat atribut
ketika mempertahankan tampilan frekuensi dari data seismik aslinya.
3.6.5. Atribut Selub
Atribut selubung (env
yaitu nilai amplitudon
seismik. Bila amplitudony
bermanfaat untuk m
,akumulasi gas, bat
perubahan lingkungan p
ubung (Envelope)
nvelope) merepresentasikan total energi sesaat (
udonya bervariasi antara nol sampai amplitudo
tudonya tinggi, maka energi juga akan demikia
Env = ² + ² ...
iner
andingan antara tras seismik danenvelope(Sukm
hubungan langsung dengan kontras impedansi a
uk melihat kontras impedansi akustik, anom
batas sekuen, ketidakselarasan lapisan, perub
an pengendapan.
at (instantaneous),
udo maksimum tras
24
Amplitudo rms merupakan akar dari jumlah energi dalam domain waktu
(amplitudo dikuadratkan). Karena nilai amplitudo diakarkan sebelum
dirata-ratakan, maka amplitudo RMS sangat sensitif terhadap nilai amplitudo yang
ekstrem. Juga berguna untuk melacak perubahan litologi yang ekstrim seperti
pada kasus pasir gas danchanel deltaic. Dengan persamaan,
...………...……(7) dimana : N = jumlah sampel amplitudo pada jendela analisis
a = besar amplitudo
Gambar 6. Ilustrasi penghitungan amplitudo RMS (Sukmono, 2007.)
3.6.7. Atribut Frekuensi Sesaat (Instantaneous Frequency)
Fekuensi Sesaat merepresentasikan besarnya perubahan Fasa Sesaat terhadap
waktu atau sebagaislopejejak Fasa yang diperoleh dari turunan pertama dari Fasa
dengan : ω (t) = frekuensi sesaat ( )= jejak seismik imajiner ( ) = jejak seismik riil
Gambar 7. Perubahan dari puncak ke palung pada jejak seismik dengan
perhitungan frekuensinyquist(Sukmono, 2007)
Frekuensi sesaat memiliki rentang frekuensi dari (–) Frekuensi Nyquistsampai (+)
Frekuensi Nyquist, tetapi sebagian besar Frekuensi Sesaat bernilai positif.
Frekuensi sesaat memberikan informasi tentang perilaku gelombang seismik yang
mempengaruhi perubahan frekuensi seperti efek absorbsi, rekahan, dan ketebalan
sistem pengendapan. Atenuasi gelombang seismik ketika melewati reservoir gas
dapat dideteksi sebagai penurunan frekuensi, fenomena ini lebih dikenal dengan
“low frequency shadow”(Barnes, 1999). Hilangnya frekuensi tinggi menunjukkan
daerahoverpressure.
3.6.8 Atribut Fase Sesaat (Instantaneous Phase)
Fasa Sesaat merupakan sudut di antara fasor (rotasi vektor yang dibentuk oleh
komponen riil dan komponen imajiner dalam deret waktu) dan sumbu riil sebagai
fungsi dari waktu dan selalu mempunyai nilai antara -1800 s.d. + 1800. Dalam
26 fasa sesaat berubah da
tajam dari +180oke 180
Gambar 8. Perubaha mengha real be
Secara matematis, pe
sebagai berikut :
ahan dari puncak ke palung pada jejak seismik m nghasilkan Fasa Sesaat antara 0–180 derajat. Pa
berfasa–180 derajat s/d 180 derajat (Sukmono, 200
persamaan untuk Instantaneous Phase (fasa se
θ (t) = tan-1 [ ( )
( ) ] ...
= fasa sesaat ( )= jejak seismik imajine
( ) = jejak seismik riil
seismik, Instantaneous Phase (fasa sesaat) di
s lapisan secara lateral, ketidakmenerusan,
san, dan digunakan untuk menghitung kecepata
26 at “terlipat tajam”
ik memiliki (a) . Palung seismik ono, 2007).
sesaat) dituliskan
BAB IV
METODOLOGI PENELITIAN
4.1 Lokasi dan Waktu Penelitian
Penelitian dilakukan di PT. Pertamina EP Asset 2 dengan studi kasus pada Lapangan ”SBS” yang terletak pada jalur Sesar Lematang yang membentuk
antiklinorium dan yang memanjang dari Pendopo hingga Mambang Sebasa.
Struktur daerah studi berada pada Cekungan Sumatera Selatan (South Sumatera
Basin)yang secara geografis dibatasi oleh Selat Malaka di bagian timur, Tinggian
Tigapuluh di bagian utara dan bentangan Bukit Barisan di bagian baratnya.
Penelitian dimulai pada tanggal 14 Januari 2013 dan berakhir pada tanggal 5 April
2013 . Pengolahan data dan interpretasi hasil penelitian sepenuhnya dilakukan di
PT. Pertamina EP Asset 2.
Tabel 1. Tabel waktu dan kegiatan penelitian
No
Bulan&
Minggu Januari Februari Maret April
Kegiatan 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1
1 Studi Literatur
2 Pengolahan Data
3 Pembahasan dan Analisis
28
4.2 Alat dan Data
Alat yang digunakan,
yang digunakan merupa
sonic, densitydangam
4.3 Metode Penelit
Langkah-langkah ker
data, pengikatan data
untuk kemudian dila
besar dapat dilihat pada
28
a
n, yaituWorkstationdansoftware Petrel 2009.1
rupakan data seismik 3D PSTM dan data sumur
gamma ray).
litian
kerja yang dilakukan dalam penelitian ini me
ta sumur (well seismic tie), penelusuran horizon,
dilakukan interpretasi. Langkah-langkah tersebut
pada diagram alir Gambar 9.
Gambar 9. Diagram alir penelitian
28
2009.1.Data seismik
ur SBS-01 (VSP,
meliputi persiapan
zon, dan pemetaan
4.3.1 Proses Pengikatan Data Sumur (Well Seismic Tie)
Pengikatan data sumur ke data seismik dilakukan untuk mengikatkan data sumur
yang terdapat dalam skala kedalaman terhadap data seismik yang terdapat dalam
skala waktu. Proses pengikatan data sumur terhadap data seismik dilakukan agar
horizon seismik dapat diletakkan pada posisi kedalaman yang sebenarnya. Proses
ini dilakukan dengan membuat suatu seismogram sintetik yang dihasilkan dari
konvolusiwaveletdengan deret koefisien refleksi.
Langkah selanjutnya adalah mendapatkan koefisien refleksi berdasarkan log
acoustic impedance, yang merupakan perkalian antara log sonic (kecepatan) dan
log density. Koefisien refleksi kemudian dikonvolusikan dengan wavelet untuk
mendapatkan trace seismogram sintetik. Trace seismogram sintetik yang didapat
dikorelasikan dengan trace seismik sampai mendapatkan kecocokan atau kemiripan.
Pada proses ini juga perlu diperhatikan adalah wiggle antara seismik dan seismogram
sintetiknya baik dari pola maupun besarnyawiggletersebut.
Gambar 4.2 Proseswell seismic tie
Log P-wave
Seismogram Sintetik Log Density
Log Acoustic Impedance
Wavelet Koefisien Refleksi Konvolusi
Well Seismic Tie Korelas
i
baik Ya
30
membatasi zona inte
akan mengontrol prose
menentukan kualitas
didapatkan bahwa Pi
crossingdiwigleseism
Gambar 11. P
4.3.3. Proses Atribut
Pemilihan beberapa a
menentukan hasil ak
30
usuran Horizon (Picking Horizon)
sintetik dan data sumur diikat dengan data se
melakukanpicking horizon yang dipandu oleh
lakukan pada batas horizon 1190.03 m (Top T
1556.40 m (Bottom TAF). Penentuan batas ini di
nterpretasi pada formasi talangakar. Horizon
proses interpretasi secara lateral. Dalam hal ini
tas hasil akhir interpretasi. Berdasarkan ha
Picking Top dan Bottom layer TAF jatuh pa
ismik seperti yang terlihat pada Gambar 11.
11. Posisi picking topdan bottom TAFpadainline
ut Seismik
a atribut yang digunakan memegang peranan
akhir interpretasi data. Dalam penelitian ini,
30
seismik, langkah
eh data sumur well
TAF) dan batas
ni dilakukan untuk
on yang diperoleh
l ini horizon akan
n hasil well-tie ,
pada peak dan
z-neseismik
nan penting dalam
yang structural smoothing, variance, isochron thickness, reflection intensity,
envelope, RMS, instantaneous phase dan instantaneous frequency. Pemilihan
atribut structural smoothing dan variance digunakan agar dapat memperjelas
bentuk sesar. Atribut isochron thickness digunakan untuk melihat ketebalan
lapisan dan analisis arah pengendapan. Atribut reflection intensity, envelope,
RMS, instantaneous phase dan instantaneous frequency berguna untuk analisis
pengendapan dan zona prospek hidrokarbon berdasarkan parameter nilai
amplitudo dan frekuensi.
4.3.4. Proses Pemetaan
Setelah proses ekstrak atribut dilakukan, langkah selanjutnya adalah analisis
pemetaan pada kedalaman tertentu untuk melihat penyebaran lapisan secara
lateral. Sehingga dari hasil pemetaan tersebut dapat dilakukan interpretasi zona
BAB VI
KESIMPULAN DAN SARAN
6.1. Kesimpulan
Kesimpulan yang didapatkan pada penelitian ini adalah sebagai berikut :
1. Prospek SBS memiliki perangkap struktur berupa antiklin danfault.
2. Berdasarkan peta atribut analisis pengendapan, proses pengendapan yang
terjadi pada prospek SBS mengacu pada teori kenaikan muka air laut relatif
berarah tenggara - baratlaut .
3. Berdasarkan peta atribut frekuensi sesaat didapatkan 3 zona prospek
hidrokarbon yang memiliki nilai frekuensi rendah yaitu 15-30 Hz.
4. Berdasarkan peta atribut envelope didapatkan 3 zona prospek hidrokarbon
yang memiliki nilai envelope (amplitudo sesaat) yang tinggi yaitu 25.000 –
50.000 .
5. Berdasarkan peta atribut RMS didapatkan 2 zona prospek hidrokarbon yang
memiliki nilai amplitudo rata - rata yaitu 15.000–25.000 .
6. Berdasarkan peta atribut reflection intensity didapatkan 3 zona prospek
hidrokarbon yang memiliki nilai intensitas refleksi yaitu 30 - 50.
7. Seluruh zona – zona prospek yang didapatkan dari masing – masing peta
8. Berdasarkan peta struktur waktu bottom TAF, zona prospek hidrokarbon
berada pada kedalaman 1500–1800 m.
6.2 Saran
Perlu dilakukannya inversi seismik untuk memperkuat dugaan zona prospek dari
beberapa peta atribut seismik yang digunakan pada penelitian ini. Inversi yang
dilakukan akan membantu untuk analisis sifat batuan pada prospek SBS seperti
DAFTAR PUSTAKA
Barnes, A. E., 1999, Seismic Attributes : past, present and future, SEG 1999
Expanded Abstracts.
Brown, A.R., 2000, Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data, AAPG
Memoir 42.
Chopra, Satinder dan Marfurt, K.J., 2005, Atribut Seismik for Seismic
Interpretation in the X Field, Jurnal SBGF sociedade Brasileira de
Geofisica.
Kurniawan, Aan., 2012,Study Pencitraan Bawah Permukaan Bumi Menggunakan
Metode Pre Stack Depth Migration (PSDM) pada Lintasan AK-213 di
Daerah Jawa Timur Bagian Utara, Skripsi Jurusan Teknik Geofisika
Unila, Lampung.
Madanya dan Katerina., 2011, Pemetaan Horizon N3 dan P7 Formasi TAF
Lapangan “BINGS” dengan Data 3D Seismik, Laporan KP Mahasiswa
ITB, Bandung.
Randen, 2002,Help Menu in Petrel, Schlumberger.
Russel, B., 1996.Introduction to Seismic Inversion Methods. SEG: USA
Sukmono, S., 1999, Interpretasi Seismik Refleksi,Lab. Teknik Geofisika, Institut
Sukmono, S., 2007, Diktat KuliahSeismik Atribut untuk Karakterisasi Reservoar,
Laboratorium Geofisika Reservoar, Jurusan Teknik Geofisika, Institut
Teknologi Bandung, Bandung.
Telford, W.M., Geldart, L.P., Sheriff, R.E., 1990. Applied Geophysics, New
York: Cambridge University Press.
Waluyo, 2006, Analisa Atribut Seismik dan Inversi pada Lapangan Indah,
Universitas Indonesia, Jakarta.
Wibowo, N.C., Triwerdhana, A., Putra, D.H., Mizani, Y.A., Syamsudin, I.F.,
2006, Laporan Pasca Pengeboran Sumur Eksplorasi, PT Pertamina EP,
Jakarta.
Wibowo, Rahmat C., 2011, Karakteristik Reservoir Layer BRF dan Layer A
(BRF) dengan Menggunakan Metode Inversi Impedansi Akustik dan
Neural Network pada Lapangan “ICL”, Skripsi Jurusan Teknik Geofisika
GLOSARIUM
Mblb : Satuan ukuran kedalaman (meter bawah lantai bor) yang diukur
berdasarkan kedalaman pemboran.
Mbpl : Satuan ukuran kedalaman (meter bawah permukaan laut) yang diukur
berdasarkanmean sea level.
MD : Measure Depth (kedalaman pengukuran) yang diukur berdasarkan
elevasi DF bukan KB.
TVD : True Vertical Deph (kedalaman vertikal sebenarnya) yang diukur
berdasarkan muka air laut (mean sea level).
TVD SS : True Vertical Depth (kedalaman vertikal sebenarnya) maksimum,
artinya kedalaman maksimal/kedalaman paling dalam yang dapat
