SKRIPSI
FADHLUR RAHMAN NIM. 11160970000029
PROGRAM STUDI FISIKA FAKULTAS SAINS DAN TEKNOLOGI
UNIVERSITAS ISLAM NEGERI SYARIF HIDAYATULLAH JAKARTA
IDENTIFIKASI PATAHAN MENGGUNAKAN ATRIBUT SEISMIK VARIANCE-BASED COHERENCE DI LAPANGAN “F” PADA FORMASI
TALANG AKAR, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
i
SKRIPSI
Diajukan Sebagai Syarat untuk Memperoleh Gelar Sarjana Sains (S.Si.)
FADHLUR RAHMAN NIM. 11160970000029
PROGRAM STUDI FISIKA FAKULTAS SAINS DAN TEKNOLOGI
UNIVERSITAS ISLAM NEGERI SYARIF HIDAYATULLAH JAKARTA
ii
LEMBAR PERSETUJUAN PEMBIMBING
IDENTIFIKASI PATAHAN MENGGUNAKAN ATRIBUT SEISMIK VARIANCE-BASED COHERENCE DI LAPANGAN “F” PADA FORMASI
TALANG AKAR, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
SKRIPSI
Diajukan Sebagai Syarat untuk Memperoleh Gelar Sarjana Sains (S.Si.)
Menyetujui,
Pembimbing I Pembimbing II
Dr. Ir. Agus Budiono, M.T. Suwondo, M.Si.
NIP. 196202201990031002 NIP. 1810652P
Mengetahui,
Kepala Program Studi Fisika
Tati Zera, M.Si.
iii
LEMBAR PENGESAHAN UJIAN
Skripsi dengan judul “Identifikasi Patahan Menggunakan Atribut Seismik
Variance-Based Coherence Di Lapangan “F” Pada Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan” yang ditulis oleh Fadhlur Rahman dengan Nomor
Induk Mahasiswa (NIM) 11160970000029 telah diuji dan dinyatakan lulus dalam sidang Munaqosyah Fakultas Sains dan Teknologi Universitas Islam Negeri Syarif Hidayatullah Jakarta pada Senin, 19 April 2021 Skripsi ini telah diterima sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Strata Satu (S1) Program Studi Fisika.
Jakarta, 19 April 2021
Menyetujui,
Penguji I Penguji II,
Tati Zera, M.Si. Elvan Yuniarti, M.Si.
NIP. 196202201990031002 NIP. 1979122720080012015
Pembimbing I Pembimbing II
Dr. Ir. Agus Budiono, M.T. Suwondo, M.Si.
NIP. 196202201990031002 NIP. 1810652P
Mengetahui,
Dekan Faklutas Sains dan Teknologi Kepala Program Studi Fisika
Ir. Nashrul Hakiem, Ph.D. Tati Zera, M.Si.
iv
DENGAN INI SAYA MENYATAKAN BAHWA SKRIPSI INI BENAR HASIL KARYA SENDIRI YANG BELUM PERNAH DIAJUKAN SEBAGAI SKRIPSI ATAU KARYA ILMIAH PADA PERGURUAN TINGGI ATAU LEMBAGA MANAPUN.
Jakarta, 19 April 2021
Fadhlur Rahman NIM. 11160970000029
KATA PENGANTAR
v Assalamua’alaikum Wr. Wb.
Puji syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT yang telah melimpahkan rahmat, taufik, serta hidayah-Nya, sehingga penulis dapat menyelesaikan skripsi ini dengan baik. Skripsi berjudul “Identifikasi Patahan Menggunakan Atribut Seismik Variance-based Coherence Di Lapangan “F” Pada Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan” ini disusun berdasarkan kegiatan penelitian Tugas Akhir yang telah dilakukan penulis ketika di PT Patra Nusa Data, Pusat Data dan Informasi Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral.
Skripsi adalah salah satu mata kuliah wajib di Program Studi Fisika UIN Syarif Hidayatullah Jakarta, sekaligus sebagai syarat kelulusan seorang mahasiswa untuk mendapatkan gelar Sarjana (S-1). Kegiatan ini memberikan banyak manfaat bagi penulis. Dalam pelaksanaan penelitian Tugas Akhir dan penyusunan skripsi penulis dibantu oleh berbagai pihak. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terimakasih kepada:
1. Bapak Suwondo, M.Si. sebagai pembimbing lapangan yang telah sabar dan baik dalam membimbing penulis selama pelaksanaan penelitian Tugas Akhir. Terima kasih untuk segala ilmu dan wawasan Beliau untuk penulis dalam geosains, khususnya interpretasi data seismik.
2. Bapak Widi Atmoko, M.T. selaku supervisor PT Patra Nusa Data yang telah mengizinkan saya untuk melakukan penilitian Tugas Akhir ditempatnya, memberikan izin data, serta memberikan masukan dan koreksi dalam proses pelaksanaan penelitian Tugas Akhir.
3. Ibu Tati Zera, M.Si. sebagai Ketua Program Studi Fisika UIN Syarif Hidayatullah Jakarta yang juga pernah mengampu mata kuliah yang dijalani penulis, terima kasih untuk ilmu dan bantuannya selama ini. 4. Ibu Elvan Yuniarti, M.Si. sebagai Sekretaris Program Studi Fisika UIN
vi
awal kuliah, serta pernah mengampu mata kuliah statistika yang pernah diikuti penulis, terima kasih untuk ilmu dan bantuannya selama ini. 5. Bapak Dr. Agus Budiono, M.T. sebagai Dosen Pembimbing yang telah
memberikan bimbingan selama pelaksanaan penelitian Tugas Akhir dan penyusunan skripsi.
6. Bapak Deni selaku HRD Pusdatin KESDM yang telah memberikan saya kesempatan untuk pelaksanaan penelitian Tugas Akhir dan membantu dalam proses administrasi diawal pelaksanaan.
7. Bapak dan Ibu dosen khususnya peminatan geofisika yang selama ini telah memberikan ilmu dan bantuan selama penulis menjadi mahasiswa di Program Studi Fisika, UIN Syarif Hidayatullah Jakarta.
8. Khususnya untuk kedua orang tua dan seluruh keluarga yang tak henti- hentinya memberikan dukungan secara moril maupun materil.
9. Nanda, Alpi, Septian, Eka, Ali, Merry, Maurin dan Teman-teman Geofisika 2016 UIN Syarif Hidayatullah Jakarta lainnya, yang selama ini membantu penulis dan memberikan dukungan moril selama ini.
10. Kelompok Studi Geofisika (KSGF) “Al Kalibi” dan Himpunan Mahasiswa Fisika (HIMAFI) UIN Syarif Hidayatullah Jakarta yang menjadi tempat penulis dalam berorganisasi di kampus.
11. Edwin, Dherry, Monich, Nikita, Amru, Refita, Detry, Wiwi, Nabilah, Ichan, Dhika, Berli dll. dari Himpunan Mahasiswa Geofisika Indonesia (HMGI) yang telah memberikan dukungan moril selama ini.
12. Mas Diky Aulia (GMA), Pak Herman Darman (Petronas), Resti (ITERA), Jakfar (Univ Pertamina), Jakasura (UNILA), Pangab (Conrad) dan yang lainnya yang selama ini membantu penulis selama ini.
Wassalamu’alaikum Wr. Wb.
Jakarta, 19 April 2021 Penulis
vii
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL ... i
LEMBAR PERSETUJUAN PEMBIMBING ... ii
PENGESAHAN UJIAN ... iii
LEMBAR PERNYATAAN ... iv
KATA PENGANTAR ... v
DAFTAR ISI ... vii
DAFTAR GAMBAR ... ix
DAFTAR TABEL... xi
DAFTAR LAMPIRAN ... xii
ABSTRAK ... xiii ABSTRACT ... xiv BAB I. PENDAHULUAN ... 1 1.1. Latar Belakang ... 1 1.2. Perumusan Masalah... 2 1.3. Tujuan Penelitian... 2 1.4. Batasan Masalah ... 3 1.5. Manfaat Penelitian... 3 1.6. Sistematika Penulisan ... 4
BAB II. TINJAUAN PUSTAKA ... 5
2.1. Geologi Regional... 5
2.2. Stratigrafi Regional ... 7
2.2.1. Batuan Dasar Pra-Tersier ... 7
2.2.2. Formasi Lahat ... 8
2.2.3. Formasi Lemat ... 8
2.2.4. Formasi Talang Akar ... 8
2.2.5. Formasi Baturaja ... 8
2.2.6. Formasi Gumai ... 9
2.2.7. Formasi Air Benakat ... 9
2.2.8. Formasi Muara Enim ... 9
2.2.9. Formasi Kasai ... 9 2.3. Sesmik Refleksi ... 9 2.4. Gelombang P ... 10 2.5. Hukum Snellius ... 10 2.6. Prinsip Huygens ... 10 2.7. Akustik Impedansi ... 11 2.8. Koefisien Refleksi ... 11 2.9. Konvensi Polaritas... 12 2.10. Sistem Petroleum ... 13
2.10.1. Batuan Sumber (Source Rock) ... 13
2.10.2. Batuan Tudung (Caprock) ... 14
2.10.3. Jebakan (Trap) ... 15
2.10.4. Batuan Waduk (Reservoir Rock) ... 26
viii
2.11. Data Log Sumur ... 27
2.11.1. Log Resistivitas ... 27
2.11.2. Log Neutron Porosity ... 27
2.11.3. Log Saturasi Air (sw) ... 27
2.11.4. Log Sonik ... 27
2.12. Atribut Seismik ... 27
2.12.1. Atribut Seismik Coherence ... 28
2.12.2. Atribut Seismik Curvature ... 28
2.12.3. Atribut Seismik Instantaneous Phase ... 28
BAB III. METODE PENELITIAN ... 29
3.1. Daerah Penelitian ... 29 3.2. Data Penelitian ... 29 3.2.1. Data Seismik 2-D ... 29 3.2.2. Data Seismik 3-D ... 30 3.2.3. Data Sumur ... 31 3.3. Tempat Penelitian ... 31 3.4. Waktu Penelitian ... 31
3.5. Perangkat Yang Digunakan ... 31
3.5.1. Perangkat Keras ... 31
3.5.2. Perangkat Lunak ... 31
3.6. Well to Seismic Tie ... 32
3.7. Memasukkan Atribut Seismik ... 32
3.8. Picking Fault ... 33
3.9. Picking Horizon ... 33
3.10. Membuat Polygon ... 34
3.11. Membuat Surface ... 34
3.12. Analisa Time Slice ... 35
3.13. Time Structure Map ... 35
3.14. Diagram Alir ... 36
BAB IV. HASIL DAN PEMBAHASAN... 37
4.1. Well to Seismic Tie ... 37
4.2. Seismic Cube ... 38
4.3. Waveform / Seismic Traces... 40
4.3.1. Data 2-D... 41
4.3.2. Data 3-D... 44
4.4. Analisa Delineasi Patahan dan Horizon Pada 3-D Window... 46
4.5. Analisa Time Slice ... 48
4.6. Time Structure Map ... 50
4.7. Analisa Data Log Sumur ... 52
4.8. Analisa RMS Amplitude ... 53 BAB V. PENUTUP ... 54 5.1. Kesimpulan ... 54 5.2. Saran ... 54 DAFTAR PUSTAKA ... 56 LAMPIRAN ... 62
ix
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1. Struktur Geologi Cekungan Sumatra Selatan 5
Gambar 2.2. Stratigrafi Cekungan Sumatra Selatan 7
Gambar 2.3. Visualisasi Eksplorasi Geofisika Seismik Refleksi 9
Gambar 2.4. Prinsip Huygen 10
Gambar 2.5. Konvensi Polaritas Fase Nol 12
Gambar 2.6. Konvensi Polaritas Fase Minimum 12
Gambar 2.7. Jebakan Lipatan 15
Gambar 2.8. Titik Limpah dan Tutupan 16
Gambar 2.9. Menghilangnya Tutupan 17
Gambar 2.10. Pelipatan Bersifat Diapir 17
Gambar 2.11. Pelipatan Berulang 17
Gambar 2.12. Ketidakselarasan 18
Gambar 2.13. Asimetris 18
Gambar 2.14. Konvergensi Lapisan 19
Gambar 2.15. Kemiringan Wilayah 20
Gambar 2.16. Pelengkungan Lapisan Sebagai Pembantu Patahan
Sebagai Jebakan
20
Gambar 2.17. Jebakan Karena Kemiringan Wilayah Dan Patahan
Yang Melengkung
21
Gambar 2.18. Patahan Normal Berkombinasi Dengan Lipatan Pada
Mangun Jaya – Tanjung Tiga
22
Gambar 2.19. Jebakan Sesar Sungkup Turner Valley, Kanada Barat 22
Gambar 2.20. Roll Over Pada Patahan Tumbuh 23
Gambar 2.21. Peta Struktur Jebakan Patahan Transversal Pada
Lapangan Minyak Pungut Dan Tandun
23
Gambar 2.22. Penampang Seismik Jebakan Patahan Transversal
Pada Lapangan Minyak Pungut Dan Tandun
24
Gambar 2.23. Penampang Seismik Ideal Kubah Garam Di Daerah
Gulfcoast Amerika Selatan
24
Gambar 2.24. Kedudukan Struktur dan Penghalang Permeabilitas
Sebagai Unsur Jebakan Stratigrafi
25
Gambar 2.25 Jebakan Kombinasi 25
Gambar 2.26 Contoh-contoh Rerservoir 26
Gambar 2.27. Migrasi 26
Gambar 3.1. Tampilan Data Seismik 2-D Pada 3-D Window 29
Gambar 3.2. Tampilan Data Seismik 2-D Pada Interpretation
Window
30
Gambar 3.3. Tampilan Data Seismik 3-D Pada 3-D Window 30
Gambar 3.4. Tampilan Data Seismik 3-D Pada Interpretation
Window Inline-1
31
Gambar 3.5. Tampilan Well Log HRS 32
Gambar 3.6. Atribut Seismik Variance-based Coherence Inline-1 32
Gambar 3.7. Picking Fault Pada Inline-1 32
Gambar 3.8. Picking Horizon Pada Data 2-D 33
Gambar 3.9. Polygon 34
x
Gambar 3.11. Time Slice 35
Gambar 3.12. Time Structure Map 35
Gambar 3.13. Diagram Alir Penelitian 36
Gambar 4.1. Letak Data Seismik 2-D, Data Seismik 3-D, dan Data
Sumur Pada 2-D Window Perangkat Lunak Petrel
37
Gambar 4.2a. Wavelet Sebelum Proses Korelasi 37
Gambar 4.2b. Wavelet Setelah Proses Korelasi 37
Gambar 4.2c. Nilai Korelasi Wavelet 38
Gambar 4.3a. 3-D Window Inline-1 Original 38
Gambar 4.3b. 3-D Window Inline-1 Variance-based Coherence 39
Gambar 4.3c. 3-D Window Inline-1 Curvature 39
Gambar 4.3d. 3-D Window Inline-1 Instantaneous Phase 40
Gambar 4.4a. Data 2-D Original 41
Gambar 4.4b. Variance-based Coherence Data 2-D 41
Gambar 4.4c. Curvature Data 2-D 42
Gambar 4.4d. Instantaneous Phase Data 2-D 42
Gambar 4.5a. Data 3-D Original 44
Gambar 4.5b. Variance-based Coherence Data 3-D 44
Gambar 4.5c. Curvature Data 3-D 45
Gambar 4.5d. Instantaneous Phase Data 3-D 45
Gambar 4.6. Tampak Atas 3-D Window Horizon dan Delineasi
Patahan Pada Lower Talang Akar
46
Gambar 4.7. Tampak Belakang 3-D Window Horizon dan Delineasi
Patahan Pada Lapangan “F”
47
Gambar 4.8a. Time Slice - Original 48
Gambar 4.8b. Time Slice – Variance-based Coherence 48
Gambar 4.8c. Time Slice - Curvature 49
Gambar 4.8d. Time Slice – Instantaneous Phase 49
Gambar 4.9a. Time Structure Map - Original 50
Gambar 4.9b. Time Structure Map – Variance-based Coherence 50
Gambar 4.9c. Time Structure Map - Curvature 51
Gambar 4.9d. Time Structure Map – Instantaneous Phase 51
Gambar 4.10. Data Log Sumur “F” Pada Lower Talang Akar 52
DAFTAR TABEL
xi
xii
Lampiran 1. Letak Data Seismik 2-D, Data Seismik 3-D, dan Data Sumur Penelitian Dalam 3-D Window
62 Lampiran 2. Jaring Picking Horizon Lower Talang Akar Pada 2-D
Window
62 Lampiran 3. Surface Horizon Slice RMS Amplitude Data 3-D
Horizon Lower Talang Akar
63
ABSTRAK
xiii
Saat ini kebutuhan akan sumber daya minyak dan gas bumi di Indonesia terus meningkat. Cadangan minyak dan gas bumi di cekungan Sumatra Selatan dapat membantu memenuhi kebutuhan tersebut dengan total cadangan 4280 MMBOE. Metode yang digunakan dalam eksplorasi minyak dan gas bumi pada lapangan “F” di formasi Talang Akar, cekungan Sumatra Selatan ini adalah metode seismik refleksi. Metode seismik refleksi adalah mengukur waktu yang diperlukan sebuah gelombang suara yang terpantul dibawah permukaan Bumi melalui batas-batas geologi lalu kembali ke permukaan dan direkam oleh alat perekam. Tujuan penelitian ini adalah mengetahui delineasi patahan pada lapangan “F” menggunakan atribut seismik variance-based coherence. Hasilnya adalah pada lapangan “F” terdapat patahan naik yang berarahkan barat laut – tenggara pada kedalaman 1590 meter SSTVD - 250 meter SSTVD dan terdapat 3 patahan minor lainnya yang berarahkan barat daya timur laut. Patahan yang berarahkan barat laut – tenggara diduga juga menjadi jalur migrasi hidrokarbon dan jebakannya berupa antiklin. Atribut seismik variance-based coherence baik dalam delineasi patahan karena memberikan warna yang kontras. Berdasarkan analisa log, terdapat 3 zona prospek hidrokarbon, yakni pada kedalaman 1263 – 1268, 1671 – 1674, 1689 – 1693, 1689 – 1693 m SSTVD. Zona-zona tersebut merupakan zona reservoar shaly
sand dan termasuk kedalam jenis low contrast low resistivity.
Kata Kunci: Sumatra Selatan, Patahan, Talang Akar, Atribut Seismik, Variance-based Coherence
xiv
ABSTRACT
Currently, the need for oil and natural gas resources in Indonesia continues to increase. Oil and gas reserves in the South Sumatra basin can help meet these needs with total reserves of 4280 Mmboe. The method used in oil and gas exploration in the “F” field in the Talang Akar formation, South Sumatra basin is the reflection seismic method. The seismic reflection method is to measure the time it takes for a sound wave to bounce off the Earth's surface through geological boundaries and then return to the surface and be recorded by a recording device. The purpose of this study was to determine the fault delineation in the "F" field using the variance-based coherence seismic attribute. The result is that in the "F" field there is an ascending fault that is directed northwest - southeast at a depth of 1590 meters SSTVD - 250 meters SSTVD and there are 3 other minor faults that are directed southwest northeast. The fault, which is directed northwest - southeast, is also thought to be a migration route for hydrocarbons and an anticline trap. The seismic attribute variance-based coherence is good in fault delineation because it provides a contrasting color. Based on log analysis, there are 3 hydrocarbon prospect zones, namely at depths of 1263 - 1268, 1671 - 1674, 1689 - 1693, 1689 - 1693 m SSTVD. These zones are shaly sand reservoir zones and are included in the low contrast low resistivity type.
Keywords: South Sumatra, Fault, Talang Akar, Seismic Attribute, Variance- based Coherence
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang Penelitian
Saat ini kebutuhan akan sumber daya minyak dan gas bumi di Indonesia terus meningkat. Cekungan Sumatra Selatan merupakan salah satu cekungan yang berada di Indonesia. Cekungan ini berumur dari paleogosen hingga miosen Cekungan ini merupakan cekungan yang cukup banyak memiliki cadangan hidrokarbon, tentu cukup prospektif bagi eksplorasi minyak dan gas bumi. Cekungan Sumatra Selatan memiliki total cadangan minyak sebanyak 2280 MMBO dan cadangan gas 2000 MMBOE, yang mana jika ditotalkan berarti ada 4280 MMBOE total hidrokarbon di cekungan Sumatra Selatan [1]. Cekungan sumatra selatan terdiri dari beberapa formasi, salah satunya adalah formasi talang akar.
Formasi Talang Akar berumur masa oligosen hingga masa miosen. Formasi ini terbagi menjadi 2 anggota yaitu anggota gritsand mb (GRM) dan transitional mb (TRM) [2] . Anggota GRM atau talang akar bagian bawah terdiri atas batuan pasir konglomeratan, batuan pasir kuarsa, serpih dan lapisan batubara yang menyisip. Anggota TRM atau talang akar bagian atas terdiri atas perselingan sedimen klastik berukuran sedang sampai halus, yaitu batupasir, serpih, batu lanau berwarna abu- abu kehitaman dengan sisipan batubara bituminous dan batu lempung, kemudian juga terdapat mineral gaukonit yang berlimpah. Formasi ini selaras (conformity) dengan formasi gummai.
Lempeng tektonik di Bumi terus bergerak. Konsep dasar dari lempeng tektonik adalah litosfer terbagi-bagi menjadi kecil-kecil dan mendekati rigid, yang mana itu bergerak diatas astenosfer [3]. Pergerakan lempeng tektonik dapat menyebabkan beberapa hal, dari mulai gempa bumi, lipatan, patahan dan lain- lainnya. Dalam sebuah sistem petroleum, kelima unsurnya (batuan waduk, migrasi, jebakan, batuan pelindung, batuan sumber) harus terpenuhi. Jebakan / trap adalah dimana sebuah skema batuan untuk membuat hidrokarbon terperangkap dan terakumulasi. Jebakan memiliki beberapa jenis, yakni : struktur, stratigrafi, dan kombinasi.
Jebakan struktur dapat terbentuk dari adanya patahan ataupun lipatan akibat dari pergerakan lempeng tektonik. Termasuk pada lapangan “F” yang berada di sub-cekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan juga memungkinkan untuk terdapat patahan ataupun lipatan yang dapat menjadi jebakan struktur dalam sebuah eksplorasi minyak dan gas bumi, dalam hal ini petroleum system.
Metode seismik refleksi adalah salah satu metode yang memiliki penetrasi yang cukup dalam. Pada dunia eksplorasi energi, biasanya metode seismik refleksi digunakan dalam eksplorasi minyak dan gas bumi. Dalam sebuah rangkaian proses kegiatan eksplorasi, ada langkah yang dinamai interpretasi, yakni menjelaskan dan memberikan gambaran yang didapat dari data hasil akuisi dan sudah diolah (sudah melewati tahapan data processing). Dalam melakukan interpretasi data metode seismik refleksi, seorang interpreter dapat menggunakan atribut seismik untuk membantu proses interpretasi. Ada beberapa atribut seismik yang dapat membantu seorang interpreter dalam mengidentifikasi patahan. Salah satu atribut seismik yang dapat sangat membantu dalam mengidentifikasi patahan adalah atribut seismik
variance-based coherence.
1.2. Perumusan Masalah
Berdasarkan latar belakang diatas, maka rumusan masalah pada peneitian ini adalah sebagai berikut:
1. Bagaimana model delineasi patahan pada lapangan “F” ?
2. Bagaimana pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas di lapangan “F” ? 3. Bagaimana keunggulan atribut seismik variance-based coherence dalam
interpretasi delineasi patahan?
4. Dimana dan bagaimanakah zona reservoar prospek pada formasi target?
1.3. Tujuan Penelitian
Tujuan penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Membuat model delineasi patahan pada lapangan “F”
2. Mengetahui pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas di lapangan “F” 3. Mengetahui keunggulan atribut seismik variance-based coherence dalam
3
4. Menentukan zona reservoar prospek yang berada pada lower Talang Akar
1.4. Batasan Masalah
Batasan masalah pada penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Data yang digunakan adalah data seismik 3D , data seismik 2D, data
checkshot, data sumur, dan data geologi regional daerah penelitian. 2. Perangkat lunak yang digunakan dalam pengolahan interpretasi data
adalah Schlumberger Petrel dan Hampson Russel Geoview : Geoview
CE8\R4.4.1
3. Studi yang dilakukan adalah mengetahui delineasi patahan didaerah penelitian dan mengetahui pengaruhnya terhadap eksplorasi minyak dan gas bumi.
4. Atribut seismik yang digunakan adalah variance-based coherence ,
curvature, dan instantaneous phase.
5. Daerah Penelitian dibatasi didaerah sub cekungan Jambi, cekungan Sumatra Selatan.
6. Formasi target adalah formasi Talang Akar, tepatnya pada lower Talang Akar
1.5. Manfaat Penelitian
Sebagaimana hadits Nabi Muhammad SAW, bahwa “Sebaik-baik manusia adalah yang bermanfaat bagi manusia yang lain” (HR. Thabrani), maka penulis ingin penelitian ini bermanfaat bagi manusia, beberapa manfaat penelitian ini adalah : 1. Penelitian ini dapat memberikan informasi terkait patahan yang berada di
sub-cekungan Jambi cekungan Sumatra Selatan.
2. Penelitian ini dapat memberikan informasi terkait pengaruh patahan terhadap eksplorasi minyak dan gas bumi.
3. Penelitian ini dapat memberikan informasi terkait keunggulan atribut seismic variance-based coherence dalam interpretasi patahan dan lipatan pada data seismik.
4. Penelitian ini dapat memberikan informasi terkait zona reservoar prospek pada formasi target.
1.6. Sistematika Penulisan
Pada penelitian ini, penulisan dibagi kedalam 5 bab, dan ditiap bab nya terdapat Adapun pembagian bab adalah sebagai berikut:
BAB I PENDAHULUAN
Bab ini berisikan latar belakang penilitian, perumusan masalah dalam penelitian ini, tujuan penelitian yang ingin didapat dalam penelitian ini, batasan masalah dalam penelitian ini, manfaat penelitian, dan sistematika penulisan.
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
Bab ini berisikan pustaka-pustaka yang menjadi dasar-dasar literasi dalam penelitian ini.
BAB III METODE PENELITIAN
Bab ini berisikan tempat penelitian, waktu penelitian, perangkat keras yang digunakan dalam penelitian, perangkat lunak yang digunakan dalam penelitian, diagram alir penelitian.
BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN
Bab ini berisikan hasil dari tiap tahapan pemrosesan data dan analisa, serta pembahasan tiap prosesnya.
BAB V PENUTUP
Bab ini berisikan kesimpulan yang ditarik dari penelitian ini dan juga saran- saran yang berkaitan dengan penelitian ini.
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1. Geologi Regional
Gambar 2.1. Struktur Geologi Cekungan Sumatra Selatan (Modifikasi dari Bishop, 2001 ) [4]
Sub cekungan Jambi termasuk kedalam cekungan Sumatra Selatan.
Cekungan Sumatra Selatan merupakan cekungan belakang busur (back arc) karena
berada di belakang Pegunungan Barisan sebagai volcanic-arc-nya [5] . Berdasarkan Gambar 2.1., sub cekungan Jambi berada pada utara cekungan Sumatra Selatan. Sub cekungan Jambi berarah barat daya – tenggara. Disebelah sebelah selatannya , sub cekungan Jambi berbatasan dengan sub cekungan Palembang Utara. Disebelah baratnya, sub cekungan
Jambi berbatasan dengan sub cekungan Palembang Tengah. Disebelah timurnya, sub cekungan jambi berbatasan dengan selat Kalimantan. Disebelah utaranya, sub cekungan Jambi berbatasan dengan pegunungan Tigapuluh.
2.1.1. Sejarah Pembentukan Kerangka Tektonik
Pembentukan kerangka tektonik cekungan Sumatra Selatan terbagi menjadi tiga megasekuen :
2.1.1.1. Megasekuen syn-rift
Merupakan hasil subduksi sepanjang palung Sumatra bagian barat.
Continental plates di area Sumatra Selatan menjadi subjek pada proses
ekstensi mayor dari masa eosen hingga oligosen awal. Proses ekstensi ini menghasilkan half-grabens yang dipengaruhi sifat heterogen dari basement. Mulanya proses ekstensi berarahkan timur-barat yang menghasilkan horst dan
graben yang berarah utara-selatan. Sumatra Selatan bergerak secara rotasi 15o
searah jarum jam sejak miosen yang membuat orientasi graben menjadi utara - timur laut selatan – barat daya.
2.1.1.2. Megasekuen post-rift
Pada megasekuen ini terjadi transgresi berkepanjangan dan regresi pada cekungan. Transgresi dimana adalah proses dimana terjadinya subsidence yang tinggi disertai kenaikan air laut juga tinggi, dan terjadilah maximum
flooding pada 16 juta tahun yang lalu. Sedangkan regresi adalah penurunan subsidence disertai kenaikan supply sedimen ke cekungan, ini terjadi pada 16
– 5 juta tahun yang lalu.
2.1.2.3. Megasekuen inversi / syn-orogenic
Disebut megasekuen syn-orogenic karena pada masa ini terjadi proses orogenesa terjadi secara luas. Contohnya adalah orogenesa Barisan yang
7
terjadi disepanjang Sumatra Selatan dari 5 juta tahun yang lalu hingga sekarang. Sepanjang cekungan Sumatra Selatan terbentuk lipatan trasgressional yang berarah barat laut – tenggara dan memotong syn-rift
fabric. Pada fase ini terbentuk beberapa trap structural yang membuat
terakumulasinya hidrokarbon.
2.2. Stratigrafi Regional
Gambar 2.2. Stratigrafi Cekungan Sumatra Selatan (Modifikasi dari Ginger & Fielding, 2005) [6]
2.2.1. Batuan Dasar Pra-Tersier
Batuan dasar pra-tersier cekungan Sumatra Selatan tersusun dari Batuan dari zaman mesozoikum dan paleozoikum. Perinciannya, yaitu ; batuan metamorf, batuan beku mesozoikum, batuan karbonat mesozoikum, dan batuan karbonat paleozoikum. Batuan paleozoikum dan mesozoikum tersingkap di beberapa daerah seperti ; pegunungan Duabelas, pegunungan Tigapuluh, dan
bukit Barisan. Pada pegunungan Tigapuluh tersingkap batuan metamorf berupa filit yang berumur permian. Dan diarah sebelah utaranya lagi tersingkap batuan beku berumur jura berupa granit berupa warna merah dengan kuarsa terlepas akibat pelapukan. Batuan metamorf berupa filit mengalami perlipatan yang kuat, lalu terintrusi oleh batuan beku berupa granit.
2.2.2. Formasi Lahat
Formasi ini tersusun dari breksi, lempung, batupasir konglomerat, dan tuffan, batuan-batuan tersebut akibat dari aktifitas vulkanik dan erosi yang disertai aktifitas tektonik sejak akhir kapur hingga awal tersier di cekungan Sumatra Selatan.
2.2.3. Formasi Lemat (Lahat Muda)
Formasi ini berumur dari eosen akhir hingga oligosen awal. Batuan sedimen pada formasi ini merupakan yang pertama kali mengalami transgrasi. Formasi ini tersusun dari batu gamping, lempung, breksi, “granit wash”, tuff, dan lapisan tipis batubara.
2.2.4. Formasi Talang Akar
Formasi ini berumur dari oligosen akhir hingga meosen tengah. Proses terbentuknya formasi ini berbarengan dengan fase regresi. Formasi ini secara sejarah struktural kerangka tektonik terbentu dari akhir megasekuen syn-rift hingga awal megasekuen post-rift. Formasi ini tersusun dari serpih, batupasir, batubara, dan sisipan karbonat.
2.2.5. Formasi Baturaja
Formasi ini berumur miosen awal. Formasi ini terdiri dari bank limestone (batugamping bank). Bank limestone merupakan hasil produksi batuan karbonat pada platform tepian cekungan dan reef tinggian antarcekungan.
9
2.2.6. Formasi Gumai
Formasi ini berumur miosen awal hingga miosen akhir. Formasi ini merupakan penanda fase maksimum transgresi laut. Pada formasi ini terdapat serpih yang berfungsi sebagai caprock / seal / batuan tudung.
2.2.7. Formasi Air Benakat ( Lower Palembang )
Formasi ini berumur miosen tengah hingga miosen akhir. Formasi ini terjadi pada awal fase regresi. Formasi ini tersusun dari batugamping, batupasir, lapisan batubara , dan serpih.
2.2.8. Formasi Muara Enim ( Middle Palembang )
Formasi ini berumur miosen akhir hingga pliosen awal. Formasi ini tersusun dari batupasir, lempung, serpih , batugamping , dan batubara.
2.2.9. Formasi Kasai ( Upper Palembang )
Formasi ini berumur pliosen akhir hingga pleistosen awal. Formasi ini merupakan hasil dari aktifitas vulkanik bukit Barisan. Formasi ini tersusun dari tuff, lempung, lapisan tipis batubara, lignit.
2.3. Seismik Refleksi
Gambar 2.3. Visualisasi Eksplorasi Geofisika Seismik Refleksi (sumber: seguho.blogspot.com)
Metode seismik refleksi mengukur waktu yang diperlukan suatu impuls suara untuk melaju dari sumber suara, terpantul oleh batas-batas formasi geologi, dan
kembali ke permukaan [7]. Metode seismik menggunakan gelombang berjenis
gelombang mekanik, yakni gelombang yang membutuhkan medium untuk merambat [8]. Seismik refleksi dapat terpantulkan ke bawah permukaan bumi karena adanya tekanan terhadap sifat keelastisan kerak bumi. Dalam prosesnya,
dibawah permukaan Bumi, gelombang tersebut mengenai lapisan batas antar 2 medium yang memiliki nilai akustik impedansi yang kontras, lalu terpantulkan kembali ke permukaan bumi. Dalam sebuah eksplorasi geofisika, alat yang berfungsi sebagai penerima gelombang dipermukaan bumi adalah geophone (jika di daratan) atau hydrophone (jika di perairan). Dalam eksplorasi geofisika, biasanya sumber gelombang seismik refleksi bisa berupa ledakan bom, pukulan keras dari sebuah instrument khusus, dan sonar dari yang dipancarkan dari sebuah kapal laut. Dan yang biasanya menjadi gelombang yang diteliti dalam eksplorasi geofisika adalah gelombang P.
2.4. Gelombang P
Gelombang P atau gelombang primer adalah merupakan salah satu jenis dari gelombang badan. Gelombang P ini merupakan gelombang longitudinal Gelombang P dapat menembus benda cair maupun benda padat. Selain itu, gelombang P adalah gelombang yang memiliki kecepatan rambat yang paling cepat [9]. Nilai kecepatan rambatan gelombang P meningkat seiring meningkatnya nilai densitas medium yang dilewatinya.
2.5. Hukum Snellius
Menurut hukum snellius, gelombang yang mengenai bidang batas antar lapisan, maka sebagian gelombang akan terpantulkan, dan sebagian lagi akan terbiaskan. [10]
2.6. Prinsip Huygens
Gambar 2.4. Prinsip Huygens (Sumber: Answer.com dalam ensiklopediseismik.blogspot.com)
Prinsip Huygens menyatakan bahwa setiap titik pada muka gelombang merupakan sumber bagi gelombang baru. Posisi dari muka gelombang dalam dapat seketika ditemukan dengan membentuk garis singgung permukaan untuk semua
11
wavelet sekunder. Prinsip Huygens mengungkapkan sebuah mekanisme dimana sebuah pulsa seismik akan kehilangan energi seiring dengan bertambahnya
kedalaman [11].
2.7. Akustik impedansi
Impedansi akustik didefinisikan sebagai kemampuan batuan untuk melewatkan gelombang seismik yang melaluinya [12]. Nilai akustik impedansi dipengaruhi oleh kedalaman, sifat porositas batuan, lithologi batuan, tekanan, dan suhu [13]. Akustik Impedansi memiliki persamaan sebagai berikut:
Z = ρ x v ... Persamaan 2.1. Keterangan :
Z = Akustik Impedansi (Kgm-2s-1)
ρ = Densitas Batuan (Kgm-3)
v = Kecepatan Gelombang (ms-1)
Berdasarkan Persamaan 2.1. diatas, nilai akustik impedansi berbanding lurus dengan densitas batuan. Dan karena densitas itu berbanding terbalik dengan porositas batuan, maka nilai akustik impedansipun berbanding terbalik dengan nilai porositas batuan.
2.8. Koefisien Refleksi
Apabila terdapat kontras nilai akustik impedansi diantara dua batuan yang saling berbatasan yang dilalui gelombang seismik, maka sebagian gelombang seismik akan terpantulkan. Koefisien refleksi adalah nilai kontras akustik impedansi antara dua medium tersebut, atau kata lain adalah menunjukkan perbandingan antara besarnya energi yang datang dengan energi yang terpantulkan [14]. Koefisien refleksi akan bernilai negatif apabila terjadi penurunan perbedaan nilai akustik impedansi, begitu pula sebaliknya. Besaran nilai koefisien Refleksi dapat dihasilkan menggunakan persamaan berikut:
KR = 𝐴𝐼𝑖+1 − 𝐴𝐼𝑖 ... Persamaan 2.2.
𝐴𝐼𝑖+1 + 𝐴𝐼𝑖
Keterangan:
𝐴𝐼𝑖 = Kecepatan gelombang ke-i
𝐴𝐼𝑖 = Kecepatan gelombang ke-i+1
2.9. Konvensi Polaritas
Saat ini terdapat dua jenis konvesi polaritas: 1) Standar SEG (Society of
Exporation Geophysicist) dan 2) Standar Eropa. Standar SEG dan standar Eropa
saling berkebalikan [15].
Gambar 2.5. Konvensi Polaritas Fase Nol (sumber: https:// ensiklopediseismik.blogspot.com/2007/06/polaritas-normal- polaritas-reverse.html)
Gambar 2.6. Konvensi Polaritas Fase Minimum (sumber: https:// ensiklopediseismik.blogspot.com/2007/06/polaritas- normal-polaritas-reverse.html)
Pada Gambar 2.5. menunjukkan contoh Polaritas Normal dan Polaritas Terbaik (Reverse) pada wavelet fasa nol (zero phase) pada KR Positif (Koefisien Refleksi Meningkat). Selain itu, Pada Gambar 2.6. menunjukkan contoh Polaritas Normal dan Polaritas Terbaik (Reverse) pada wavelet fasa minimum (minimum
13
2.10. Sistem Petroleum (Petroleum System)
Sistem Petroleum adalah sistem yang menjadi tolak ukur dalam eksplorasi minyak dan gas bumi dan merupakan kumpulan elemen yang membentuk sebuah system untuk mengetahui keberadaan hidrokarbon di suatu tempat dibawah permukaan bumi [16]. Elemen-elemen tersebut , yakni ; batuan sumber, batuan tudung, jebakan, batuan waduk, dan migrasi. Kelima unsur tersebut harus ada semuanya, baru dapat dikatakan sebuah sistem petroleum. Adapun penjelasan lebih lanjut mengenai kelima unsur tersebut adalah sebagai berikut :
2.10.1. Batuan Sumber (Source Rock)
Merupakan sedimen yang mengandung bahan-bahan organik yang dapat berubah menjadi hidrokarbon yang dapat menjadi cikal bakal sumber energi minyak dan gas bumi. Bahan-bahan organik tersebut juga dikenal dengan sebutan “kerogen”, yang berasal dari Bahasa Yunani yang berarti “penghasil lilin”. Kerogen tersebut mengalami proses maturasi / pematangan agar dapat berubah menjadi hidrokarbon. Batuan sumber terbagi menjadi 3 tipe:
a. Batuan Sumber Tipe I
Batuan sumber tipe 1 adalah kelompok batuan sumber yang mengalami tekanan thermal selama proses pengendapannya. Sumber utama kelompok batuan ini adalah alga yang berada dalam kondisi anoksik.
b. Batuan sumber Tipe II
Batuan sumber tipe 2 adalah kelompok batuan sumber yang membentuk minyak dan gas bumi selama thermal crack. Kelompok batuan ini biasanya terbentuk di lingkungan laut, dibawah kondisi anoksik, dan dari pengendapan serta pengawetan sisa-sisa bakteri.
c. Batuan Sumber Tipe III
Batuan sumber tipe 3 adalah kelompok batuan sumber yang terbentuk dari tanaman terrestrial.
Adapun kerogen terbagi dalam 4 tipe, perbedaan mengenai 4 tipe tersebut akan dijelaskan pada table dibawah ini:
Tabel 2.1. Klasifikasi Tipe Kerogen Tipe Potensi Hidrokarbon Jumlah Hidrogen Lingkugan Pengendapan Sumber
I Minyak Berlimpah Lacustrine Alga,
bakteri, didominasi
alga yang bersifat
lipnid
II Minyak dan gas Moderat Laut Alga dan
protozoa
III Gas Kecil Terrestrial Tumbuhan
terrestrial
IV Material inert
dan tidak rentan
Tidak ada (karena mengalami oksidasi sebelum terendapkan) Bisa jadi terrestrial Inertid
2.10.2. Batuan Tudung (Caprock)
Batuan tudung (caprock) atau seal adalah kelompok batuan yang bertugas untuk menghalangi hidrokarbon agar tidak rembas. Oleh karena itu batuan tudung biasanya merupakan batuan yang bersifat impermeable. Tapi tidak cukup batuan tudung saja untuk mencegat hidrokarbon, juga diperlukan jebakan geologi untuk menghalangi hidrokarbon agar tidak “kabur”.
15
2.10.3. Jebakan (Trap)
Jebakan adalah suatu susunan batuan sedemikian rupa yang bersifat kedap untuk mencegah hidrokarbon agar tidak “kabur”. Berdasarkan teori potensial, adanya perbedaan fisik antara minyak dengan air yang tidak saling melarutkan dan memiliki densitas berbeda, maka minyak akan selalu naik ke atas dan akan mencari tempat. Klasifikasi jebakan terbagi menjadi tiga ; jebakan struktur, jebakan stratigrafi, dan kombinasi (stuktur dan stragrafi) [17]. Adapun penjelasan tiga jenis jebakan tersebut adalah sebagai berikut:
2.10.3.1. Jebakan Struktur
Jebakan struktur adalah jebakan yang terbentuk akibat adanya gerakan tektonik yang menyebabkan terbentuklah susunan batuan untuk mencegat hidrokarbon, gerakan tektonik tersebut biasanya berupa lipatan atau patahan. Adapun penjelasan jebakan lipatan dan patahan adalah sebagai berikut:
2.10.3.1.1. Jebakan Lipatan
Gambar 2.7. Jebakan Lipatan (Koesoemadinata, 1980) [17]
Jebakan lipatan merupakan jebakan yang pertama kali dikenal di dunia minyak bumi. Jebakan ini diakibatkan oleh pelipatan. Unsur terpenting jebakan ini adalah lapisan penyekat diatas dan sampingnya, sehingga minyak bumi tidak dapat kemana-mana. Dibawahpun akan tercegat oleh bidang equipotensial (bidang batas antara air dan minyak).
Gambar 2.8. Titik Limpah dan Tutupan (Koesoemadinata, 1980) [17]
Seperti sebuah wadah (missal mangkok) yang memiliki titik limpah dan batas maksimal terisinya wadah tersebut, ini juga terdapat disuatu jebakan, batas maksimal disuatu jebakan disebut tutupan (closure).
Tutupan adalah unsur terpenting dalam pelipatan yang menjadi jebakan. Pelipatan bisa saja tetap terjadi, tetapi jika tidak memiliki tutupan, maka itu tidak dapat disebut sebagai jebakan, tidak pengaruh itu pelipatan landai ataupun pelipatan ketat. Menghilangnya tutupan ini disebabkan faktor bentuk lipatan serta pengaruhnya ke dalam [17], penjabarannya adalah sebagai berikut:
a. Bentuk Lipatan
Lipatan tersebut berbentuk sejajar atau sebangun . Jika lipatannya sejajar, biasanya makin kedalam makin mengecil tutupannya, atau bahkan semakin kedalam bisa menghilang lipatannya . Tapi jika lipatannya sedang, makin kedalam biasanya makin baik tutupan jebakannya. Contoh lipatan yang tutupannya makin kedalam makin mengecil lalu hilang adalah seperti gambar dibawah ini:
17
Gambar 2.9. Menghilangnya Tutupan (Koesoemadinata, 1980) [17]
b. Pelipatan Bersifat Diapir
Pelipatan bersifat diapir maksudnya adalah antara pelipatan yang atas dan dibawah sebuah lapisan memiliki cara pelipatan yang tidak sama
Gambar 2.10. Pelipatan Bersifat Diapir , Pada Lapangan Kirkuk, Irak (Dunnington, 1958, dalam
Koesoemadinata, 1980) [17]
c. Pelipatan Berulang
Pelipatan yang berulang adalah peristiwa terjadinya berulang kali pelipatan pada saat terjadinya sedimentasi. Contoh dari peristiwa ini adalah pelipatan diatasnya landai, tapi makin ke dalam makin ketat.
d. Ketidak Selarasan
Pelipatan yang dibawahnya terjadi ketidak selarasan, bisa jadi tidak terdapat pelipatan juga dibawahnya tersebut, karena struktur yang ada diatas berbeda dengan yang berada dibawah.
Gambar 2.12. Ketidak Selarasan (Koesoemadinata, 1980) [17]
e. Lipatan Asimetris
Lipatan yang asimetris menyebabkan adanya bidang sumbu yang tidak lurus (miring) sehingga meyebabkan tidak dapat menentukan titik tutupan atau kulminasi. Terkadang tutupan atau kulminasi pada permukaan mengalami pergeseran tutupan kearah sumbu bidang miring. Adapun contohnya adalah seperti gambar dibawah ini:
Gambar 2.13. Lipatan Asimetris (Koesoemadinata, 1980) [17]
f. Konvergensi Lapisan
Konvergensi lapisan adalah proses penipisan suatu lapisan ke suatu arah. Karena adanya penipisan tersebut, bisa saja dapat menyebabkan hilangnya tutupan.
19
Gambar 2.14. Konvergensi Lapisan (Diadaptasi Dari Levorsen , 1958 Dalam Koesoemadinata, 1980) [17]
2.10.3.1.2. Jebakan Patahan
Dalam sebuah susunan batuan, patahan juga dapat menjadi sebagai penyekat agar hidrokarbon tidak dapat kemana-kemana. Tapi terkadang patahan juga dapat menjadi sebagai conduit. Patahan dapat atau tidaknya menjadi sebagai conduit adalah tergantung pada tekanan kapilernya. Jika tekanan kapiler lebih besar dari tekanan kolom minyak, maka patahan menjadi pencegat. Tetapi jika tekanan kapiler lebih kecil dari tekanan kolom minyak, maka jebakan menjadi conduit bagi minyak. [17]
Patahan yang hanya berdiri sendiri (tanpa berasosiasi dengan lipatan) tidak selamanya dapat menjadi jebakan, ada empat keharusan jika patahan yang berdiri sendiri menjadi sebagai jebakan yakni; a.) adanya kemiringan wilayah, b.) harus ada paling sedikit dua patahan yang berpotongan, c.) adanya sebuah lengkungan lapisan atau suatu pelipatan, dan d.) pelengkuhan daripada patahannya sendiri dan kemiringan wilayah [17]. Adapun penjelasan keempat keharusan tersebut adalah sebagai berikut:
a. Adanya Kemiringan Wilayah
Patahan yang lurus tidak dapat menjadi jebakan / penyekat , karena minyak masih dapat lolos melalui arah lainnya, kecuali arah lain tersebut tersekat oleh patahan-patahan yang lainnya, baru minyak tidak dapat lolos.
Gambar 2.15. Kemiringan Wilayah dan Dua Patahan berpotongan Sebagai Jebakan (Koesoemadinata, 1980)
[17]
b. Harus Ada Paling Sedikit Dua Patahan Yang Berpotongan
Jika hanya ada satu patahan dalam suatu penampang, mungkin itu sudah terlihat berupa jebakan dari satu sisi, tetapi sisi lainnya masih bisa menjadi celah untuk lolosnya minyak. Oleh karena itu harus di evaluasi juga dari arah sisi lainnya. Contohnya dapat dilihat pada Gambar 2.14.
c. Adanya Suatu Pelengkungan Lapisan Atau Suatu Pelipatan
Patahan merupakan pencegat dari satu arah saja, maka harus ada pelengkungan dari lapisan atau suatu pelipatan untuk mencegat sisi yang lainnya agar minyak tidak dapat lolos. Pencegat dari arah lainnya itulah yang dapat berupa suatu pelengkungan lapisan atau suatu pelipatan.
Gambar 2.16. Pelengkungan Lapisan Sebagai Pembantu Patahan Sebagai Jebakan ( Koesoemadinata,
1980) [17]
d. Pelengkungan Dari Patahannya Sendiri Dan Kemiringan Wilayah
Jika dilihat dari satu arah, mungkin wilayah tersebut terlihat miring, padahal jika dilihat dari sisi lainnya terdapat patahan yang melengkung
21
yang membuat semua arah tercegat, baik tercegat akibat kemiringan wilayah ataupun tercegat patahan melengkung tersebut. Akibatnya adalah minyak tidak dapat lolos kemana-mana. Adapun contohnya adalah sebagai berikut:
Gambar 2.17. Jebakan Karena Kemiringan Wilayah Dan Patahan Yang Melengkung (Koesoemadinata, 1980)
[17]
Dalam kenyataannya, sangat jarang yang murni hanya patahan sebagai sebuah jebakan. Biasanya yang banyak adalah patahan berasosiasi dengan pelipatan untuk menjadi jebakan, misalnya disatu sisi terdapat patahan, disisi lainnya terdapat antiklin. Patahan sendiri terbagi menjadi empat jenis [17], yakni;
2.10.3.1.2.1. Patahan normal
Patahan normal cukup sering didapati dalam sebuah jebakan struktur, biasanya berasosiasi dengan pelipatan. Ketimbang didalam “foot wall”, minyak lebih banyak terjadi pada “hanging wall”.
Gambar 2.18. Patahan Normal Berkombinasi Dengan Lipatan Pada Mangun Jaya – Tanjung Tiga (Shell
BPM, 1961 Dalam Koesoemadinata, 1980) [17]
2.10.3.1.2.2. Patahan Naik
Dalam sebuah jebakan, patahan naik biasanya berasosiasi dengan lipatan ketat ataupun lipatan asimetris. Patahan naik yang berasosiasi dengan lipatan asimetris dapat membuat jebakan yang berada dibawah ataupun diatas patahan tersebut. Selain itu patahan naik juga dapat membentuk perangkap sesar sungkup
Gambar 2.19. Jebakan Sesar Sungkup Turner Valley, Kanada Barat (Link, 1950 Dalam Koesoemadinata
1980) [17]
2.10.3.1.2.3. Patahan Tumbuh
Patahan tumbuh adalah patahan yang terjadi bersamaan dengan terjadinya sedimentasi. Patahan tumbuh sering menyebabkan terbentuknya roll over, sehingga disini juga terdapat kombinasi antara
23
patahan dengan lipatan yang menunjukkan tutupan. Pelipatan dalam peristiwa ini terjadi karena pematahan [17].
Gambar 2.20. Roll Over Pada Patahan Tumbuh (Koesoemadinata, 1980) [17]
2.10.3.1.2.4. Patahan Transversal (Wrench Fault)
Patahan transversal atau patahan horizontal ini biasa disebut juga
strike-slip fault dapat menjadi jebakan struktur. Pada umumya jebakan
patahan transversal merupakan pemancungan oleh penggeseran patahan terhadap kulminasi setengah lipatan dan pelengkungan struktur pada bagian penunjaman yang terbuka [17].
Gambar 2.21. Peta Struktur Jebakan Patahan Transversal Pada Lapangan Minyak Pungut Dan Tandun (Mertosono, 1975 Dalam Koesoemadinata, 1980) [17]
Gambar 2.22. Penampang Seismik Jebakan Patahan Transversal Pada Lapangan Minyak Pungut Dan Tandun [17]
2.10.3.1.3. Kubah Garam
Kubah garam adalah lapisan tebal garam yang terbentuknya dari mineral halite. Garam sendiri bersifat plastis dan memiliki massa jenis yang rendah. Lapisan tebal tersebut menusuk kedalam seperti membentuk tiang dan mendorong lapisan yang berada diatasnya sehingga berbentuk seperti kubah.
Gambar 2.23. Penampang Seismik Ideal Kubah Garam Di Daerah Gulfcoast Amerika Selatan [17]
2.10.3.2. Jebakan Stratigrafi
Jebakan stratigrafi adalah keadaan dimana terhalangnya minyak bumi ke segala arah yang disebabkan oleh berubahnya batuan waduk menjadi batuan atau fasies lain yang menyebabkan terhalangnya permeabilitas. Ada beberapa unsur utama Jebakan Stratigafi [17] :
25
b. Terdapat lapisan peyekat yang menghimpit lapisan reservoir
c. Kedudukan lapisan reservoir yang sedemikian rupa sehingga
dapat menjebak minyak
Gambar 2.24. Kedudukan Struktur dan Penghalang Permeabilitas Sebagai Unsur Jebakan Stratigrafi
Adapun klasifikasi perangkap stratigrafi adalah sebagai berikut [17]:
a. Perubahan Porositas
b. Perubahan permeabilitias
c. Overlap lateral dan vertikal
d. Gradasi dari fasies atau pelensaan
e. Truncation
f. Ketidakselarasan
g. Keadaan lingkungan pengendapan
2.10.3.3. Jebakan Kombinasi
Jebakan kombinasi dimana keadaan terdapatnya jebakan struktur dan jebakan stratigrafi secara bersamaan / berasosiasi.
2.10.4. Batuan Waduk (Reservoir Rock)
Batuan waduk adalah batuan tempat tersimpannya hidrokarbon sekaligus tujuan dari proses migrasi hidrokarbon dari batuan sumber. Batuan waduk merupakan batuan yang harus bersifat permeable dan poros.
Gambar 2.26. Contoh-contoh Rerservoir (sumber: https://ensiklopediseismik.blogspot.com/2008/11/petroleum-
system-sistem-minyak-dan-gas.html)
2.10.5. Migrasi
Migrasi adalah proses berpindahnya hidrokarbon dari batuan sumber menuju batuan waduk. Migrasi adalah hal penting dalam eksplorasi minyak bumi dan penting dalam assessment cekungan perminyakan [18].
Gambar 2.27. Migrasi (sumber: https://ensiklopediseismik.blogspot.com/2008/11/petroleum-system-sistem-minyak-
27
2.11. Data Log Sumur (Well Log)
Data log adalah grafik kedalaman (waktu) dari satu set data yang menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan didalam sumur [19]. Dari data log ini kita dapat mengetahui karakteristik batuan, berupa permeabilitas, porositas, resistivitas, dan kejenuhan fluida [20].
2.11.1. Log Resistivitas
Log resistivitas adalah pengukuran sifat batuan dan fluida pori berdasarkan sifat tahanan jenisnya [21].
2.11.2. Log Neutron Porosity
Log Neutron Porosity adalah log yang berdasarkan kandungan hidrogen yang terkandung dalam batuan. Selain itu, nilai porositas dan karakteristik rongga celah dapat menentukan nilai permeabilitas sebuah formasi. [22]
2.11.3. Log Saturasi Air (sw)
Saturasi air (sw) merupakan fraksi dari pori batuan yang terisi air [23]. Pada eksplorasi minyak dan gas bumi, sw dapat untuk menentukan tingkat saturasi / kejenuhan hidrokarbon dalam reservoar.
2.11.4. Log sonik
Log Sonik adalah log yang menggambarkan waktu kecepatan suara yang dikirimkan/dipancarkan kedalam formasi sehingga pantulan suara yang kembali diterima oleh receiver [24].
2.12. Atribut Seismik
Seismik atribut merupakan pengukuran dari data seismik yang membantu kita secara visual mengenai bagian-bagian interpretasi data seismik yang kita inginkan. Penggunaan atribut seismik yang tepat dapat langsung membantu dalam mendapatkan fitur geologi ataupun properti reservoar yang kita inginkan [25]. Atribut seismik dapat digunakan untuk menganalisis dan memprediksiinformasi geologi karena perubahan spasial sifat daribatuan dan fluida stratigrafi dapat mengakibatkan perubahan seismikatribut yang mencerminkan geometri, kinematika, dinamika, dankarakteristik statistik informasi seismik [26].
2.12.1. Atribut Seismik Coherence
Atribut seismik coherence adalah atribut seismik yang berdasarkan pengukuran terhadap kemiripan waveform atau trace. Coherence dapat membantu kita untuk melihat ketidakmenerusan stratigrafi, struktur , patahan, dan geometri channel. Atribut Coherence memiliki beberapa jenis, diantaranya:
eigenstructure, crosscorelation, dan variance. Tidak seperti eigenstructure dan crosscorelation yang hanya sensitif terhadap perubahan waveform, variance
dapat sensitif terhadap perubahan waveform maupun perubahan secara lateral dari reflektor amplitude.
2.12.2. Atribut Seismik Curvature
Pengertian secara garis besar, atribut seismik curvature menggambarkan seberapa berubahnya suatu permukaan pada titik tertentu. Atribut seismik
curvature juga salah satu jenis atribut seismik yang merupakan atribut seismik
untuk mengidentifikasi anomali struktur. Pengukuran atribut seismik curvature adalah berdasarkan nilai matematis berupa koefisien kuadrat sebuah permukaan. Hasil dari perhitungan tersebut dapat berupa paling positif, minimum, maksimum, ataupun kelengkungan.
2.12.3. Atribut Seismik Instantaneous Phase
Atribut seismik adalah atribut seismik yang menghitung kecepatan dari perambatan fasa dari gelombang seismik. Atribut seismik instantaneous phase dapat membantu dalam visualisasi kontinuitas maupun diskontinuitas secara lateral sebuah lapisan.
BAB III
METODE PENELITIAN
3.1. Daerah PenelitianGambar 3.1. Peta Daerah Cekungan Sumatra Selatan (Modifikasi dari Panggabean, 2012) [27]
3.2. Data Penelitian
Data yang digunakan untuk penelitian ini adalah data sekunder milik Pusat Data dan Informasi Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral yang diberikan oleh PT Patra Nusa Data. Data-tersebut berupa data seismik 3-D, data seismik 2-D, dan data sumur. Adapun daerah penelitian adalah sub-cekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan
3.2.1. Data Seismik 2-D
Gambar 3.1. Tampilan Data Seismik 2-D Pada 3-D Window
Gambar 3.1. merupakan visualisasi dari data seismik 2-D pada jendela 3-
D yang terdapat di perangkat lunak schlumberger petrel. Dari gambar 3.1. dapat
terlihat bahwa penampang seismik yang ditampilkan oleh data seismik 2- D tersebut berorientasikan barat daya – timur laut.
Gambar 3.2. Tampilan Data Seismik 2-D Pada Interpretation Window
Data Seismik 2-D adalah data seismik yang hanya dapat dilihat dari 2 dimensi saja berupa bidang. Data seismik 2-D hanya memiliki koordinat x dan koordinat y, tidak memiliki koordinat z.
3.2.2. Data Seismik 3-D
31
Gambar 3.4. Tampilan Data Seismik 3-D Pada Interpretation Window Inline-1
3.2.3. Data Sumur
Pada penelitian ini, sumur berada pada data seismik 2-D sehingga dalam proses well to seismic tie yang diikat / dikorelasikan dengan data sumur adalah data seismik 2-D.
3.3. Tempat Penelitian
Penelitian ini dilakukan di PT Patra Nusa Data, Taman Tekno BSD, sektor XI, blok G2/1, Setu, Kecamatan Setu, Tangerang, Banten 15314.
3.4. Waktu Penelitian
Penelitian ini dilaksanakan dari tanggal 9 September 2020 sampai dengan tanggal 15 Januari 2021.
3.5. Perangkat Yang Digunakan
3.5.1. Perangkat Keras
a. Satu buah laptop bertipe ASUS Vivobook Max
3.5.2. Perangkat Lunak
a. Schlumberger Petrel
c. Microsoft Excel
d. Notepad
3.6. Well to Seismic Tie
Gambar 3.5. Tampilan Well Log HRS
Well to Seismic Tie (WST) adalah proses mengkorelasikan data seismik yang
berdomain waktu dengan data log sumur yang berdomain kedalaman dengan cara mengikat data seismik dan data log sumur tersebut [28] . Setelah itu nantinya WST dapat berfungsi agar interpretasi horizon yang kita lakukan dapat sesuai dengan kedalaman yang benar.
3.7. Memasukkan Atribut Seismik
33
Memasukkan atribut seismik dapat membantu mendapatkan visualisasi yang lebih baik untuk mendapatkan tujuan yang diinginkan dalam penelitian.
3.8. Picking Fault
Gambar 3.7. Picking Fault Pada Inline-1
Picking Fault adalah proses untuk menandai terdapatnya anomali struktur
berupa patahan pada seismic trace. Pada penelitian ini picking fault dilakukan dengan increment per-10 line. Picking Fault dilakukan agar dapat melihat tren / arahan kemenerusan (delineasi) patahan yang terdapat pada lapangan “F”
3.9. Picking Horizon
Gambar 3.8. Picking Horizon Pada Data 2-D
Picking Horizon dilakukan agar dapat mengetahui kemenerusan dari posisi
3.10. Membuat Polygon
Gambar 3.9. Polygon
Tujuan dibuatnya polygon adalah untuk membatasi daerah interest pada sebuah penelitian. Selain itu juga agar membatasi daerah yang dapat terkena
gridding.
3.11. Membuat Surface
Gambar 3.10. Surface Horizon Lower Talang Akar
Dari hasil picking horizon akan didapati kemenerusan tiap horizon seperti apa, lalu akan dibuat surface sebagai gambaran horizon tersebut seperti apa jika di-
gridding menjadi sebuah peta kontur. Peta kontur dapat memberikan informasi
mengenai elevasi permukaan yang terdapat di sebuah daerah tertentu yang menjadi daerah penelitian yang dijadikan peta kontur tersebut
35
3.12. Analisa Time Slice
Analisa time slice adalah untuk melihat tampilan penampang seismik pada suatu irisan waktu tertentu. Analisa time slice adalah untuk melihat kejadian- kejadian yang terjadi pada lebih dari 1 horizon pada waktu yang sama. Analisa time slice pada penelitian metode seismik refleksi juga dapat digunakan untuk melihat perkembangan fasies di suatu derah penelitian.
Gambar 3.11. Time Slice
3.13. Time Structure Map
Time Structure Map adalah peta yang menunjukan bagaimana keadaan
struktur pada lapangan “F” berdasarkan domain waktu.
BAB IV
HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1. Well to Seismic TieGambar 4.1. Letak Data Seismik 2-D, Data Seismik 3-D, dan Data Sumur Pada 2-D Window Perangkat Lunak Petrel
Proses pengikatan sumur dengan data seismik ini dilakukan menggunakan perangkat lunak Hampson Russel Geoview : Geoview CE8\R4.4.1. Data Seismik yang diikat dengan data sumur (berbentuk tabung berwarna biru muda pada Gambar 4.1.) adalah data seismik yang 2-D (garis biru melintang berarahkan barat daya – timur laut pada Gambar 4.1.), karena sumur berada di zona data seismik 2-D dan diluar data seismik 3-D (berbentuk seperti jaring-jaring berwarna kuning pada Gambar 4.1.). Tapi, walau data sumur diikatnya dengan data seismik 2-D tetap tidak mempengaruhi proses picking horizon dan tidak mempengaruhi proses picking fault serta tidak mengganggu interpretasi delineasi patahannya karena data seismik 2-D juga menerus hingga masuk zona data seismik 3-D sehingga berkesinambungan.
Gambar 4.2a. Wavelet Sebelum Proses Korelasi Gambar 4.2b. Wavelet Setelah Proses Korelasi
Gambar 4.2c. Nilai Korelasi Wavelet
Dalam proses mengkorelasi wavelet didapatkan nilai korelasi yang bagus yakni 0,872. Nilai korelasi wavelet adalah kisaran 0 – 1, dan jika semakin mendekati 1 maka nilainya semakin bagus [29].
4.2. Seismic Cube
Gambar 4.3a 3-D Window Inline-1 Original
Pada Gambar 4.3a. terlihat terdapat 2 patahan yang tervisualisasikan. Terdapat dua faktor yang dapat mempengaruhi dalam sebuah penampang seismik yang belum diberikan atribut seismik tapi dapat memvisualisasikan sebuah patahan. Faktor pertama adalah data yang digunakan memiliki resolusi yang sangat baik dan sudah sangat dikurangi noise dari data tersebut. Dan faktor kedua adalah memang patahan yang terdapat didalam daerah penelitian memang cukup signifikan sehingga dengan mudah dapat dilihat oleh seorang peneliti dalam melakukan penelitian analisa patahan seperti yang dilakukan peneliti pada penelitian ini..
39
Gambar 4.3b 3-D Window Inline-1 Variance-based Coherence
Pada gambar 4.3b. yang menggunakan atribut seismik coherence variance-based dapat terlihat adanya 2 patahan, seperti yang divisualisasikan gambar 4.3a. Namun gambar 4.3b. dapat membantu visualiasi menjadi lebih jelas dengan kontras warna yang ditampilkannya.
Gambar 4.3c 3-D Window Inline-1 Curvature
Sedangkan gambar 4.3c. tidak dapat membantu menampilkan patahan yang terdapat pada penampang seismik. Gambar 4.3c. ini menampilkan visualisasi yang baik seperti gambar 4.3b.
Gambar 4.3d. 3-D Window Inline-1 Instantaneous Phase
Pada bagian ini terlihat , dari keempat gambar diatas bahwa dalam tampilan
seismic cube yang ditampilkan di 3-D Window perangkat lunak Schlumberger Petrel bahwa hanya visual dari atribut seismik curvature (Gambar 4.3c.) saja yang
tidak dapat menampilkan patahan yang terdapat dalam seismic trace. Dan gambar yang lain (selain Gambar 4.3c.) dapat menampilkan visual yang baik untuk interpretasi patahan, dan patahan ditunjukkan dengan lingkaran-lingkaran berwarna hitam dan ungu.
4.3. Waveform / Seismic Traces
Pada bagian ini akan terlihat perbedaan visual pada waveform dari data 2-D dan data 3-D yang digunakan dalam penelitian ini sebelum memakai atribut seismik, saat memakai atribut seismik variance-based coherence, saat memakai atribut seismik curvature dan saat memakai atribut seismik instantaneous phase . Hal ini dilakukan penulis bermaksud agar dapat membandingkan visual waveform dari keempat keadaan yang telah disebutkan sebelumnya. Dan agar dapat melihat kelebihan dari atribut seismik variance-based coherence dalam visual waveform dalam melakukan interpretasi patahan.
41
4.3.1. Data 2-D
Gambar 4.4a. Data 2-D Original
Gambar 4.4c. Curvature Data 2-D
Gambar 4.4d. Instantaneous Phase Data 2-D
Dari keempat gambar diatas, didapati bahwa dari 3 gambar yang memakai atribut seismik, ada 2 yang cukup membantu dalam interpretasi fault, yakni yang menggunakan atribut seismik variance-based coherence (Gambar 4.4b.) dan yang menggunakan atribut seismik Instantaneous phase (Gambar 4.4d.). Namun diantara keduanya tersebut yang menunjukkan hasil terbaik adalah atribut seismik variance-based coherence. Alasannya adalah yang menggunakan atribut seismik variance-based coherence menghasilkan visual yang baik, selain dapat terlihat terdapat ketidak menerusan waveform yang menandakan itu terjadi karena adanya patahan, atribut seismik
variance-based coherence juga dapat memberikan visual bentuk seismic trace-nya menjadi seperti apa, apakah menjadi terlihat ada sesar naik atau
43
justru visual yang dihasilkan atribut seismik curvature (Gambar 4.4c.) kurang baik dibanding dengan Data yang masih belum diberi atribut seismik (original). Dan untuk yang menggunakan atribut seismik instantaneous
phase memberikan visual yang cukup baik untuk melakukan interpretasi picking fault, namun masih belum sebaik yang menggunakan atribut seismik variance-based coherence. Dari data 2-D ini terlihat terdapat 2 sesar mayor
yang ditandai oleh lingkaran berwarna oranye dan yang ditandai oleh lingkaran berwarna hitam, dilihat dari visual bentuknya bahwa sesar-sesar tersebut merupakan sesar naik. Dari gambar tersebut terlihat bahwa sesar-sesar naik diakibatkan oleh gerakan konvergen (saling mendekat / bertabrakan) atau juga dapat disebut kompresi [30] , lalu sesar- sesar naik tersebut menghasilkan antiklin yang juga termasuk tinggian (horst). Jika dilihat secara utuh, maka yang terlihat sesar tersebut merupakan sesar tangga. Antiklin merupakan salah satu jenis jebakan yang baik untuk terperangkapnya hidrokarbon. Berarti dapat diduga bahwa dilapangan ini terdapat jebakan berupa antiklin yang terbentuk dari sesar naik sepanjang vertikal dari Formasi Air Benakat (ABF) hingga dasar Formasi Talang Akar (TAF) [31]. Selain itu, jika dilihat dari arahnya, karena data 2-D ini berarahkan barat daya – timur laut, maka antiklinnya yang juga termasuk tinggian (horst) pun berarahkan barat daya – timur laut [32]. Selain itu , pada Gambar 4.4a. terdapat brightspot yang ditandai dengan persegi berwarna hitam pada formasi target yakni Formasi Talang Akar. Brightspot merupakan salah satu anomali yang menjadi indikator terdapatnya hidrokarbon [33]. Brightspot merupakan DHI (Direct Hydrocarbon
Indicator) , namun juga harus didukung oleh struktur yang ada, seperti
4.3.2. Data 3-D
Gambar 4.5a. Data 3-D Original
45
Gambar 4.5c. Curvature Data 3-D
Gambar 4.5d. Instantaneous Phase Data 3-D
Pada bagian waveform data 3-D ini, line seismic yang digunakan sebagai perbandingan adalah pada inline 456. Dari keempat gambar diatas didapati bahwa
hasilnya tidak jauh beda seperti pada bagian waveform data 2-D, atribut seismik yang terbaik dalam sensitifitas visual untuk interpretasi patahan adalah atribut seismik variance-based coherence, lalu atribut seismik instantaneous phase. Sedangkan untuk atribut seismik curvature tidak dapat terlihat sensitifitas visualnya. Dari gambar-gambar diatas yang terlihat sensifitas visualnya , terlihat terdapat satu buah patahan yang melipat yang ditandai dengan lingkaran berwarna hijau. Atribut seismik yang menghasilkan visual yang baik dalam proses interpretasi patahan, dapat membantu peneliti agar lebih mudah melihat jenis patahan maupun delineasi patahan tersebut.
4.4. Analisa Delineasi Patahan dan Horizon Pada 3-D Window
Pada bagian ini, kita akan melihat delineasi patahan sehingga dapat terlihat patahan-patahan yang ada pada lapangan ini berarah kemana. Selain itu, kita juga akan melihat seperti apa horizon tiap formasi yang ada.
Gambar 4.6. Tampak Atas 3-D Window Horizon dan Delineasi Patahan Pada Lower Talang Akar
Dari Gambar 4.6. terlihat adanya sesar mayor (berwarna krim) berarahkan barat laut – tenggara [34]. Sesar mayor tersebut diduga menjadi jalur migrasi hidrokarbon [4]. Lalu, jika kita melihatnya dengan sudut pandang timur laut – barat daya seperti Data 2-D maka terlihat jelas bahwa terdapat tinggian (horst) yang juga antiklin disana. Antiklin adalah jebakan hidrokarbon berupa jebakan struktur . Selain itu, berdasarkan Gambar 4.6. juga terlihat adanya sesar-sesar yang lebih kecil (berwarna biru dan hijau toska) yang berarahkan timur laut – barat daya. Dari
47
gambar 4.6. ini terlihat jelas adanya antiklin berarahkan barat daya timur laut lalu diatasnya terdapat lipatan, ini sesuai dengan dasar teori mengenai pembentukan kerangka tektonik, yakni pada fase megasekuen syn-rift terbentuk graben-horst (antiklin termasuk horst) yang berarahkan utara – selatan lalu menjadi berarahkan timur laut – barat daya dan pada fase megasekuen inversi rift terbentuk lipatan transgressional yang berarahkan barat laut –tenggara yang memotong syn-rift
fabric (hasil dari yang terjadi pada fase megasekuen syn-rift)
Gambar 4.7. Tampak Belakang 3-D Window Horizon dan Delineasi Patahan Pada Lapangan “F”
Berdasarkan Gambar 4.7. dapat terlihat adanya pelipatan berarahkan barat laut - tenggara [35]. Pelipatan berarahkan barat laut – tenggara tersebut juga diduga sebagai jebakan berbentuk antiklin [36]. Pelipatan juga merupakan sebuah jebakan struktural bagi hidrokarbon. kalau dilihat secara utuh, pelipatan-pelipatan tersebut bersifat asimetris dari mulai horizon paling bawah hingga horizon paling atas. Juga terlihat ternyata sesar mayor yang berarahkan barat laut – tenggara yang terdapat di lapangan “F” bukan hanya lebar secara horizontal tetapi juga memanjang secara vertikal, terbukti dengan terlihatnya patahan tersebut terdapat dari lapisan terbawah sampai lapisan teratas lapangan “F”.
4.5. Analisa Time Slice
Pada penelitian lapangan “F” ini time slice dilakukan di formasi target, yakni di formasi talang akar, untuk dapat melihat anomali struktur pada formasi tersebut dan juga untuk melihat tren dari patahan.
Gambar 4.8a. Time Slice - Original
Gambar 4.8b. Time Slice - Variance-based Coherence
Dari kedua gambar diatas dapat telihat bahwa gambar 4.8b yang menggunakan atribut seismik variance-based coherence dapat membuat visualisasi patahan menjadi lebih mudah. Baik dalam visualisasi kemenerusan patahan atau bahkan
