IDENTIFIKASI SESAR SEALING DAN LEAKING MENGGUNAKAN SEISMIK ATRIBUT DAN
SHALE GOUGE RATIO DI LAPANGAN F3 NETHERLANDS
SKRIPSI
NADEA ARIE SARAGIH F1D316033
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOFISIKA JURUSAN TEKNIK KEBUMIAN
FAKULTAS SAINS DAN TEKNOLOGI UNIVERSITAS JAMBI
2021
i SURAT PERNYATAAN
Dengan ini saya menyatakan bahwa skripsi dengan judul “ IDENTIFIKASI SESAR SEALING DAN LEAKING MENGGUNAKAN SEISMIK ATRIBUT DAN SHALE GOUGE RATIO DI LAPANGAN F3 NETHERLANDS” merupakan hasil karya saya sendiri. Sepanjang sepengetahuan saya tidak terdapat karya atau pendapat yang diterbitkan oleh orang lain kecuali hanya untuk acuan atau kutipan sebagai tuntunan tata cara penulisan karya ilmiah yang telah lazim. Tanda tangan yang tertera pada halaman pengesahan adalah asli. Jika tidak asli, saya siap menerima sanksi sesuai dengan peraturan yang berlaku
Jambi, Yang Menyatakan,
Nadea Arie Saragih F1D316033
ii
IDENTIFIKASI SESAR SEALING DAN LEAKING MENGGUNAKAN SEISMIK ATRIBUT DAN
SHALE GOUGE RATIO DI LAPANGAN F3 NETHERLANDS
SKRIPSI
Diajukan sebagai salah satu syarat dalam melakukan penelitian dalam rangka penulisan skripsi pada Program Studi Teknik Geofisika
NADEA ARIE SARAGIH F1D316033
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOFISIKA JURUSAN TEKNIK KEBUMIAN
FAKULTAS SAINS DAN TEKNOLOGI UNIVERSITAS JAMBI
2021
iii PENGESAHAN
Skripsi dengan Judul IDENTIFIKASI SESAR SEALING DAN LEAKING MENGGUNAKAN SEISMIK ATIBUT DAN SHALE GOUGE RATIO DI LAPAGAN F3 NETHERLANDS yang disusun oleh NADEA ARIE SARAGIH, NIM:
F1D316033 telah dipertahankan di depan tim penguji pada tanggal 28 Juni 2021 dan dinyatakan lulus.
Susunan Tim Penguji:
Ketua : Drs. Faizar Farid, M.Si.
Sekretaris : Juventa, S.T., M.T.
Anggota : 1. Dr. Lenny Marlinda, S.T., M.T.
2. Rustan, S.Pd., M.Si.
3. Ira Kusuma Dewi, S.Si., M.T.
Disetujui:
Diketahui:
Pembimbing Pendamping,
Juventa, S.T.,M.T.
NIP. 199003062019031012 Pembimbing Utama,
Drs. Faizar Farid, M.Si.
NIP. 195812171989021001
Dekan
Fakultas Sains dan Teknologi
Prof. Drs. Damris M, M.Sc., Ph. D NIP. 196605191991121001
Ketua Jurusan Teknik Kebumian
Dr. Lenny Marlinda, S.T., M.T.
NIP. 197907062008122002
iv RINGKASAN
Lapangan F3 Cekungan Souhtern North Sea Netherlands merupakan lapangan minyak dan gas bumi yang memiliki struktur patahan dan stratigrafi yang kompleks akibat adanya pergerakan kompresional tektonik selama era Kapur Akhir dan Tersier. Informasi keberadaan patahan dapat bertindak sebagai perangkap (sealing) atau leaking yang kemudian sangat berpengaruh pada produksi minyak dan gas serta proses injeksi. Analisa atribut seismik similarity dan curvature digunakan untuk interpretasi keberadan struktur patahan untuk memperoleh informasi keberadaan patahan bawah permukaan lapangan F3 Netherlands. Interpretasi hasil kalkulasi atribut similarity memperlihatkan patahan ditandai dengan nilai minimum similarity 0,77, 0,68 dan 0,66 pada sayatan waktu Z = 400ms, 1700ms dan 1800ms. Nilai maksimum most post positive curvature mempresentasikan adanya blok patahan naik dan nilai maksimum most negative curvature mempresentasikan adanya blok patahan turun pada sayatan waktu yang sama. Identifikasi sesar sealing dan leaking dengan menggunakan metoda Shale Gouge Ratio (SGR) di F3 Netherlands diperoleh Sesar I, Sesar C dan Sesar D yang merupakan sealing dengan penyekat rendah dengan nilai SGR tertinggi 34,75% dan terdapat enam sesar leaking dengan nilai SGR terendah 14,29% pada Sesar F.
Berdasarkan kalkulasi aribut similarity, curvature, dan SGR dapat di interpretasi patahan besar bersifat sealing pada Top Zechstein hingga Upper Pliocene dan keterdapatan patahan beruntun dengan sifat leaking pada Top Zechstein hingga Base Lower Createceous di Lapangan F3 Netherlands.
Kata Kunci: Similarity, Curvature, F3 Netherlands, Cekungan Souhthern North Sea.
v SUMMARY
F3 of the Souhtern North Sea Basin, Netherlands, is an oil and gas field that has a complex fracture and stratigraphic structure due to compressional tectonic movements during the Late Cretaceous and Tertiary eras. Information on the presence of a fault can act as a trap or migration which then greatly affects oil and gas production and the injection process. Seismic attribute analysis of similarity and curvature is used to interpret the existence of fault structures to obtain information on the existence of subsurface faults in the F3 Netherlands field. Interpretation of the calculation of the similarity attribute shows that the fault is characterized by a minimum similarity value of 0,77, 0,68 and 0,66 at time slices of Z = 400ms, 1700ms and 1800ms. The maximum value represents the maximum positive curvature of the upward fault block and the maximum value represents the negative curvature of the downward fault block at the same time incision. Identification of sealing and leaking faults using the Shale Gouge Ratio (SGR) method at F3 Netherlands obtained Sesar I, Sesar C, and Sesar D which is a low sealing seal with the highest SGR value of 34,75% and there are six leaking faults with the lowest SGR value of 14,29% in Sesar F.
Based on the calculation of the similarity, curvature, and SGR attributes, it can be interpreted that large faults are sealing in Top Zechstein to Upper Pliocene and the presence of successive faults with leaky properties at Top Zechstein to Base Lower Createceous in F3 Field Netherlands.
Keywords: Similarity, Curvature, F3 Netherland, Souhthern Basin North Sea.
vi RIWAYAT HIDUP
Nadea Arie Saragih dilahirkan di Kota Tebing Tinggi, Provinsi Sumatera Utara pada 09 November 1998 dari pasangan Bapak Drs Gustin Saragih dan Ibu Nurliati Purba. Penulis menempuh pendidikan formal dimulai pada sejak Sekolah Dasar (SD) Negeri 163081 Kota Tebing Tinggi yang diselesaikan pada tahun 2010, Sekolah Menengah Pertama (SMP) yang diseleseaikan di SMP Negeri 4 Kota Tebing Tinggi pada tahun 2013, dan Sekolah Menengah Atas (SMA) yang diselesaikan di SMA Negeri 2 Kota Tebing Tinggi. Tahun 2016, penulis terdaftar sebagai mahasiswi Teknik Geofisika Fakultas Sains dan Teknologi.
Selama menjalankan masa pendidikan selaku mahasiswa penulis tercatat sebagai Sekretatis Umum Himpunan Mahasiswa Teknik Geofisika Antareja Universitas Jambi periode 2019/2020. Penulis pernah menjadi Penerima Dana Program Kreativitas Mahasiswa yang diadakan oleh Ristekdikti pada tahun 2019 untuk Bidang PKM-RE dengan judul “Mikrozonasi Indeks Kerentanan Seismik (Kg) Berdasarkan Analisis Mikrotremor di Wilayah Kampus Pinang Masak Universitas Jambi” dan PKM-AI dengan judul “Pengolahan Data Gravity Untuk Pemisahan Anomali Regioanal Dan Residual Kawasan Manifestasi Panasbumi Seulawah Agam, Aceh Besar”. Pada Bulan Oktober 2019, penulis melaksanakan Praktek Kerja Lapangan di PT. Pertamina EP Asset 2 Prabumulih dengan tema
“Identifikasi Persebaran Reservoir Hidrokarbon Menggunakan Inversion Seismic Accoustic Impedance Maximum Likelihood Sparse-Spike Di Lapangan “deey” Cekungan Sumatera Selatan. Penulis melaksanakan penelitian tugas akhir di Laboratorium Teknik Kebumian dengan judul skripsi “Identifikasi Sesar Sealing Dan Leaking Menggunakam Seismik Atibut Dan Shale Gouge Ratio Di Lapagan F3 Netherlands”
vii PRAKATA
Syukur Alhamdulillah penulis panjatkan Kehadirat Allah SWT karena berkat rahmat, hidayah dan ridho-Nya, penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir dengan judul “Identifikasi Sesar Sealing Dan Leaking Menggunakan Seismik Atibut Dan Shale Gouge Ratio Di Lapagan F3 Netherlands” untuk menyelesaikan studi pada Program Studi Teknik Geofisika Universitas Jambi.
Skripsi ini dibuat sebagai proses evaluasi mahasiswa selama Tugas Akhir dan juga sebagai syarat menyelesaikan studi pada program studi Teknik Geofisika, Fakultas Sains dan Teknologi, Universitas Jambi.
Dalam penyusunan skripsi ini, banyak pihak yang telah membantu, memberi masukan, semangat, motivasi, maupun doa sehingga skripsi ini dapat terselesaikan dengan baik. Oleh karena itu, dengan segala kerendahan hati penulis mengucapkan banyak terima kasih sebesar-besarnya kepada pihak, yakni:
1. Bapak tercinta Drs. Gustin Saragih, Ibu Nurliati Putba, Kakak Devi dan Adik saya Mahfuza, Laila, Gasnu dan Anggi yang selalu memberikan dukungan baik moral maupun material.
2. Bapak Prof. Drs. Damris Muhammad, M.Sc., Ph.D selaku Dekan Fakultas Sains dan Teknologi Universitas Jambi yang telah memberikan izin kepada penulis untuk melaksanan penelitian.
3. Bapak Drs. Faizar Farid, M.Si. dan Bapak Juventa, S.T., M.T. selaku Dosen Pembimbing Tugas Akhir yang telah banyak memberikan banyak bimbingan, masukan, motivasi, kesabaran, kebijaksanaan, dan waktunya bagi penulis untuk menyelesaikan tugas akhir ini.
4. Ibu Ira Kusuma Dewi, S.Si., M.T. selaku Ketua Program Studi Teknik Geofisika atas ilmu dan bantuan yang telah diberikan.
5. Bapak Rustan, S.Pd., M.Si., Ibu Dr Lenny Marlinda, S.T.,M.T. dan Ibu Ira Kusuma Dewi, S.Si., M.T. sebagai dosen penguji yang telah memberikan kritik dan saran selama penelitian.
6. Dosen-dosen Program Studi Teknik Geofisika Universitas Jambi yang selama ini telah memberikan motivasi, ilmu pengetahuan dan wawasan yang sangat bermanfaat di bidang Geofisika.
7. Dosen-dosen Teknik Kebumian yang telah memberikan ilmu pengetahuan di bidang Kebumian.
8. Bapak M. Irfan Mashudi yang merupakan Petroelum Engineer di PT.
Pertamina EP Prabumulih yang telah menjadi pembiming magang dan selalu bersedia diajak diskusi mengenai tugas akhir penulis.
viii 9. Sahabat terbaik sepanjang dunia perkuliahan Cindy Dwi Fortuna, S.Pd.
yang selalu memberikan semangat dan dukungan dalam setiap momen.
10. Keluarga Besar Teknik Geofisika Universitas Jambi angkatan 2016 yang begitu banyak membantu dan berbagi suka duka selama berada di masa perkuliahan.
11. Teman seperjuangan Tugas Akhir M. Hanif Wicaksono yang menjadi teman dalam pengumpulan data, pengolahan data dan bersama-sama dalam proses menyelesaikan tugas akhir.
12. Teman seperjuangan Calon S.T. Yurismawan, S.T., Rd Dhani Zulianda Putra, S.T., Faqih Sulton Valdani, S.T., Erna Y Hutasoit, Ade Irma Mentari dan Fernando Pratama Putra, Tusmiati Al-Rasyid dan Feby Ayu Ningrum.
13. Abang Rezky Hidayat S.T., Roy Gerson Lingga dan semua pihak yang tidak bisa disebutkan satu-persatu sudah meluangkan waktunya untuk membantu dan memberikan semangat dalam menyelesaikan skripsi ini.
Penulis menyadari bahwa skripsi ini masih jauh dari kata sempurna dan masih banyak kekurangan. Oleh karena itu, penulis dengan terbuka menerima segala bentuk saran dan kritk yang membangun agar skripsi ini menjadi lebih baik. Pada akhirnya penulis mengucapkan terimakasih kembali atas dukungan semua pihak dan semoga skripsi ini dapat bermanfaat bagi saya dan semua pihak terkait.
Jambi,
Nadea Arie Saragih F1D316033
ix DAFTAR ISI
Halaman
SURAT PERNYATAAN ... i
PENGESAHAN ... iii
RINGKASAN ... iv
SUMMARY ... v
RIWAYAT HIDUP ... vi
PRAKATA ... vii
DAFTAR ISI ... ix
DAFTAR GAMBAR ... xi
DAFTAR TABEL ... xiii
DAFTAR LAMPIRAN ... xiv
I.PENDAHULUAN ... 1
1.1 Latar Belakang... 1
1.2 Identifikasi dan Rumusan Masalah ... 2
1.3 Batasan Masalah ... 2
1.4 Hipotesis ... 3
1.5 Tujuan ... 3
1.6 Manfaat Penelitian ... 3
II. TINJAUAN PUSTAKA ... 4
2.1 Penelitian Yang Relevan ... 4
2.2 Geologi Regional... 7
2.3 Sistem Sesar ... 13
2.4 Unsur – Unsur Pada Struktur Sesar ... 13
2.5 Tipe dan Klasifikasi Sesar ... 14
2.6 Eksplorasi Seismik... 16
2.7 Seismik Refleksi ... 17
2.8 Interpretasi Seismik ... 18
2.9 Seismik Atribut ... 18
2.10 Similarity ... 20
2.11 Curvature ... 20
2.12 Log Gamma Ray ... 21
2.13 Log Density ... 22
2.14 Log Neutron Porosity ... 23
2.15 Log Resistivitas ... 25
2.16 Log Sonic... 26
2.17 Shale Gouge Ratio ... 27
III. METODOLOGI PENELITIAN ... 28
3.1 Lokasi dan Waktu Penelitian ... 28
3.2 Alat dan Data yang Digunakan ... 28
x
3.2 Metode Penelitian ... 29
IV. HASIL DAN PEMBAHASAN ... 32
4.1 Identifikasi Sesar Hasil Atribut Similarity ... 32
4.2 Identifikasi Sesar Hasil Atribut Curvature... 36
4.3 Analisa Kualitatif Penentuan Litologi ... 45
4.4 Analisa Nilai Shale Gouge Ratio (SGR) ... 48
V. KESIMPULAN DAN SARAN ... 51
5.1 Kesimpulan... 51
5.2 Saran ... 51
DAFTAR PUSTAKA ... 52
LAMPIRAN... 56
xi DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
1. Area Studi Lapangan F3 (Ter Borgh dkk., 2019) ... 7
2. Sistem Hidrokarbon Bawah Permukaan Northsea (Jager dan Geluk, 2007) .... 9
3. Distribusi Formasi Posidonia Shale (biru) saat ini terbatas pada rift-basin Mesozoikum, dan lokasi ladang minyak dikontrol dengan jelas. ... 12
4. Unsur-Unsur Pada Struktur Sesar ... 14
5. Klasifikasi Sesar Menurut Anderson, 1951 (Davis dan Reynolds, 1996). ... 15
6. Klasifikasi Atribut Seismik (Brown, 2000) ... 19
7. Atribut curvature ... 21
8.Contoh Respons Umum Litologi Terhadap Log Neutron Dan Densitas, Digunakan Sebagai Teknik Memprediksi Cepat Litologi. Gamma Ray (GR) Dan Photoelectric Effect (PEF) Disediakan Untuk Informasi Tambahan. ... 25
9. Rawdata ... 29
10 Alur Kerja Penelitian... 30
11. Tampilan 3D Seismik Sayatan Z = 400ms ... 32
12. Peta Sayatan Waktu Similarity Z=400ms... 33
13. Tampilan 3D Seismik Sayatan Z = 1700ms ... 34
14. Peta Sayatan Waktu Similarity Z= 1700ms ... 34
15. Tampilan 3D Seismik Sayatan Z = 1800ms ... 35
16. Peta sayatan Waktu Similarity Z= 1800ms ... 36
17. Tampilan 3D Seismik Sayatan Z = 400ms ... 37
18. Peta Sayatan Waktu Most Positif Curvature Z= 400ms ... 37
19. Tampilan 3D Seismik Sayatan Z = 1700ms ... 38
20. Peta Sayatan Waktu Most Positif Curvature Z= 17000ms ... 39
21. Tampilan 3D Seismik Sayatan Z = 1800ms ... 39
22. Peta Sayatan Waktu Most Positif Curvature Z= 1800ms ... 40
23. Tampilan 3D Seismik Sayatan Z = 400ms ... 41
24. Peta Sayatan Waktu Most Negatif Curvature Z= 400ms ... 42
25. Tampilan 3D Seismik Sayatan Z = 1700ms ... 43
26. Peta Sayatan Waktu Most Negatif Curvature Z= 1800ms ... 43
27. Tampilan 3D Seismik Sayatan Z = 1800ms ... 45
28. Peta Sayatan Waktu Most Negatif Curvature Z= 1800ms ... 45
29. Display Log Gamma Ray, Densitas dan Porositas Sumur F06-1 ... 46
30. Crossplot Gamma Ray Vs Densitas dengan Colour Key Gamma Ray... 46
31. Crossplot Gamma Ray Vs Porositas dengan Colour Key Porositas ... 47
32. Display Log Gamma Ray, Densitas dan Porositas Sumur F03-4 ... 47
xii 33. Crossplot Gamma Ray Vs Porositas dengan Colour Key Porositas ... 48 34. Crossplot Gamma Ray Vs Densitas dengan Colour Key Densitas ... 48 35. Kemenerusan Sesar A dan Sesar I Pada Sayatan Waktu Similarity Z= 400ms ... 49 36. Kemenerusan Sesar B, Sesar C, Sesar D, Sesar E, Sesar F dan Sesar G Pada Sayatan Waktu Similarity Z= 1800ms ... 50
xiii DAFTAR TABEL
Tabel Halaman 1. Densitas Matriks Dan Efek Fotolistrik Ρe Dari Litologi Secara Umum
(Courtesy Halliburton, 1991) ... 23 2. Estimasi Litologi Formasi Menggunakan Kombinasi Neutron Porisitas Dan Densitas (Campaign, W. J., Personal Communication) Neutron Dan Densitas Di Terapkan Pada Limestone; Formasi Berisi Air Atau Minyak. ... 24 3. Rincian Kegiatan Dan Waktu Pelaksanaan ... 28 4. Alat Dan Perangkat Lunak ... 28
xiv DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran Halaman
1. Lokasi Penelitian ... 56
2. Data Seismik F3 ... 57
3. Sumur F03-4 dan F06-1 ... 57
4. Basemap Sumur ... 58
5. Crossplot Gamma Ray Vs Densitas dengan Colour Key Gamma Ray F06-1 ... 59
6. Crossplot Gamma Ray Vs Porositas dengan Colour Key Porositas F06-1 ... 60
7. Crossplot Gamma Ray Vs Densitas dengan Colour Key Gamma Ray F03-4 ... 61
8. Crossplot Gamma Ray Vs Porositas dengan Colour Key Porositas F06-1 ... 62
9. Perhitungan Shale Gouge Ratio ... 63
1 I.PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Sistem petroleum merupakan bagian yang sangat penting dalam dunia eksplorasi minyak dan gas bumi. Menurut Koesoemadinata (1980), Sistem petroleum terbagi menjadi batuan sumber, migrasi, batuan reservoir, batuan penutup dan perangkap. Selain batuan reservoir, keberadaan jebakan dan perangkap menjadi perhatian utama dalam dunia eksplorasi. Minyak dan gas bumi yang terbentuk pada batuan sumber akan mengalami migrasi ke batuan reservoir yang terbentuk akibat adanya suatu jebakan atau perangkap.
Perangkap merupakan tempat terjebaknya minyak dan gas bumi dan secara geologi perangkap dikelompokkan menjadi tiga jenis, yakni perangkap stratigrafi, perangkap struktur dan perangkap stratigrafi-struktur. Informasi keberadaan reservoir dan perangkap merupakan informasi yang harus diketahui untuk kepentingan eksploitasi minyak dan gas bumi.
Keberadaan patahan atau sesar sangat mempengaruhi produksi minyak dan gas serta mempengaruhi proses injeksi. Hal ini terjadi akibat dari sifat dan kemampuan sesar atau patahan dalam mengalirkan (leaking) atau menahan (sealing) aliran fluida (Alfredo & Djoko, 2015). Identifikasi keberadaan sesar dapat dilakukan menggunakan metode seismik atribut. Metode seismik merupakan salah satu metode geofisika yang menggunakan gelombang seismik sebagai sumber yang merambat ke dalam bumi dan akan terefleksikan kembali ke permukaan sehingga dapat mencitrakan kondisi bawah permukaan (Badley, 1985). Menurut Brown (2004), metode seismik digunakan dalam eksplorasi minyak dan gas bumi dengan bantuan data sumur. Data sumur dibutuhkan karena memiliki resolusi vertikal yang lebih baik namun dengan luasan yang lebih kecil. Pada data seismik, data yang diperoleh biasanya memiliki noise atau data yang tidak dibutuhkan sehingga tidak dapat mencitrakan bawah permukaan dengan resolusi yang baik, maka dari itu digunakan atribut seismik sebagai solusi yang efektif dalam mengatasi masalah tersebut. Atribut seismik dinyatakan sebagai sifat kuantitatif dan deskriptif data seismik yang dapat ditampilkan dalam skala yang sama dengan data aslinya.
Sesar atau patahan dapat bertindak sebagai perangkap hidrokarbon dan sebagai migrasi hidrokarbon. Sesar leaking menjadi jalan migrasi hidrokarbon sedangkan Sesar sealing sebagai perangkap atau zona penutup hidrokarbon.
Identifikasi sesar sealing maupun leaking sangatlah diperlukan sebelum pemilihan kandidat sumur injeksi atau produksi sehingga penempatan sumur dapat dilakukan dengan tepat dan memperkecil resiko kesalahan yang terjadi.
Hal ini seperti yang dilakukan oleh (Sahoo et al, 2010), pada cekungan Cambay,
2
India Barat. Perhitungan SGR pada juxtaposition target reservoar diaplikasikan untuk menentukan sesar tersebut bersifat penyekat (sealing). Peta atribut similarity dan curvature dapat diaplikasikan untuk mendeliniasi patahan yang bersifat seal potensial dalam suatu reservoir dan dapat menunjukkan patahan pada daerah penelitian yang menjadi tempat terakumulasinya hidrokarbon oleh lapisan impermeable di atasnya.
Lapangan F3 Laut Utara Belanda merupakan lapangan minyak dan gas bumi yang berada pada blok sektor Belanda terbentuk pada zaman antara Jurassic sampai Cretaceous. Pengembangan struktural dan pengendapan yang didominasi oleh rifting dari zaman Mesozoik dengan fase post-rift sag Kenozoikum dan beberapa pergerakan kompresial tektonik selama era Kapur Akhir dan Tersier menyebabkan lapangan F3 memiliki struktur sesar besar dan struktur statigrafi yang kompleks (Schroot et al, 2003). Keberadaan struktur sesar tersebut menjadi menarik untuk dilakukan penelitian sehingga dapat mengetahui apakah sesar pada lapangan F3 adalah menahan (seal) atau mengalirkan (leak) hidrokarbon.
1.2 Identifikasi dan Rumusan Masalah
Adanya sesar sealing sebagai perangkap reservoir potensial sehingga hidrokarbon tidak mengalami migrasi dan hanya terperangkap pada suatu reservoir tersebut. Dalam eksploitasi minyak dan gas bumi, pemahaman mengenai sesar atau patahan baik itu sealing maupun leaking sangatlah diperlukan sebelum pemilihan kandidat sumur injeksi atau produksi sehingga penempatan sumur dapat dilakukan dengan tepat. Identifikasi sesar dilakukan dengan menggunakan atribut similarity dan curvature serta shale gouge ratio dimana suatu patahan menunjukkan adanya perbedaan nilai litologi shale dominan.
Berdasarkan kajian yang telah dilakukan mengenai sesar sealing dan non sealing dan geologi regional dapat menjawab rumusan masalah antara lain:
a. Bagaimana atribut similarity dan curvature mendeteksi patahan pada Lapangan F3 Netherlands?
b. Struktur patahan bagaimana yang dapat diidentifikasi sebagai sealing dan leaking pada Lapangan F3 Netherlands?
1.3 Batasan Masalah
Penelitian ini difokuskan pada kajian utama untuk pengendalian proses penelitian dalam identifikasi sesar sealing dan leaking yang akan dilakukan, antara lain:
a. Penggunaan seismik atribut similarity dan curvature serta shale gouge ratio dalam mengidentifikasi sesar sealing.
b. Penggunaan seismik atribut similarity dan curvature serta shale gouge ratio dalam mengidentifikasi sesar leaking.
1.4 Hipotesis
Berdasarkan studi literatur dan geologi pada Lapangan F3 Netherlands maka keterdapatan sesar berada pada Top Zechstein hingga Base Lower Cretaceous dan terdapat pula sesar besar dari Top Zechstein hingga diatas Upper Pliocene dengan nilai similarity tidak identik mendekati 1 dan memiliki kemiringan yang asimetris pada curvature. Sesar yang terbentuk pada Lapangan F3 Netherlands akibat adanya tektonik kompresional dari intrusi kubah garam diidentifikasi sebagai sesar sealing apabila rasio gouge sesar diatas 20% dan diidentifikasi sebagai sesar leaking apabila rasio gouge sesar dibawah 20%.
1.5 Tujuan
Tujuan dari penelitian ini adalah:
1. Melakukan Interpretasi keberadaan sesar berdasarkan analisa atribut seismik Similarity dan Curvature pada lapangan F3 Netherlands.
2. Menentukan Sesar Sealing dan Leaking berdasarkan nilai rasio gouge sesar pada lapangan F3 Netherlands.
1.6 Manfaat Penelitian
Manfaat yang diharapkan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut:
a. Penelitian ini sebagai informasi penggunaan korelasi seismik atribut dan shale gouge ratio dalam identifikasi sesar sealing dan leaking pada lapangan F3 Southern North Sea Netherlands.
a. Penelitian ini sebagai referensi untuk penelitian lain dalam mengembangkan studi mengenai aplikasi seismik atribut dan shale gouge ratio dalam melakukan penelitian serupa ataupun terkait.
b. Dapat memberikan kontribusi hasil penelitian sebagai literatur kepada Teknik Geofisika, Khususnya Teknik Geofisika Universitas Jambi.
4 II. TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Penelitian Yang Relevan
Jager dan Geluk (2007) melakukan penelitian seismik atribut untuk mengetahui geologi sistem petroleum Belanda. Dalam penelitiannya, diperoleh bawah permukaan Belanda, ditemukan batuan sumber utama untuk gas berada pada Upper Carboniferous, Westphalian Coals dan Carbonaceous Shales. Batuan sumber untuk minyak berada di lakustrin Kapur Bawah dari Formasi Coevorden dan ditemukan pada Posidonia Shale. Reservoir ditemukan pada masa Paleozoikum dan terdapat kubah garam pada Permian Zechstein, dimana ini memberikan penyekat yang efektif antara sistem dan migrasi minyak yang hampir seluruhnya berada pada sistem hidrokarbon Mesozoikum. Pada line seismik ditemukan intrusi kubah garam ini menjadi penyebab terbentuknya patahan pada level Rotliegend.
Verma dan Scipione (2020) melakukan analisis seismik multi-atribut untuk mengetahui struktur Paleozoikum awal dan pengaruhnya pada lapisan Permian Cekungan Midland. Fitur struktur utama yang diidentifikasi menggunakan atribut curvature adalah drag fold yang terkait dengan (ASZ) yang menunjukkan pergerakan berkelanjutan dengan kemiringan sudut tinggi dari struktur tersebut. Pada most positive curvature menunjukkan adanya elemen struktural pada (CBP) dan Cekungan Midland, sebagai penyebab berkembangnya sistem strike-slip lateral kanan. Sesar geser primer berorientasi pada N 20◦.
Sumbu (CPB) sejajar dengan sumbu lipatan sistem strike-slip.
Maulana (2016) melakukan analisis atribut untuk menentukan zona sesar di lapangan NILAM Cekungan Sumatera Selatan. Hasil volume spektrum yang menampilkan kualitas data yang baik berada pada frekuensi 7-65 Hz dan hasil atribut geometri memperlihatkan zona sesar dengan menggunakan tiga trace.
Nilai similarity yang digunakan 40 ms dengan nilai time window 0,04 detik memperlihatkan sesar utama berarah Barat Daya menuju Timur Laut dan zona sesar yang masih acak berada pada sebelah timur daerah penelitian dan tidak menerus antar satu zona sesar dengan zona sesar lain.
Syesar (2016) melakukan pemodelan sekatan sesar pada Lapangan MSNF regional Sub-Cekungan Palembang dengan menggunakan dua metode yaitu pemodelan juxtaposisi dan Shale Gouge Ratio (SGR) sedangkan metode pemodelan yang di gunakan adalah metode Allan untuk mengetahui jenis sesar dan besaram throw dari masing-masing sesar. Berdasarkan pada hasil pemodelan yang telah dilakukan di masing-masing bidang sesar didapatkan kesimpulan bahwa kesekatan sesar di lokasi penelitian terkontrol oleh tipe juxtaposition berupa self juxtaposition antar batuan non-reservoar (contohnya serpih) dan
juxtaposition seal antar batuan non-reservoar (contohnya serpih) dan batuan reservoar (contohnya batupasir) dan nilai shale gouge ratio minimal >0,40 untuk dapat dikatakan menyekat secara sempurna.
Herlambang (2017) melakukan penelitian identifikasi patahan pada lapagan Teapot Dome Amerika Serikat seismik inversi dan atribut amplitude dan sweetness. Hasil penelitian memperlihatkan tiga jenis sesar yaitu normal fault, reverse fault dan strike-slip fault. Strike-slip fault bersifat leaking yang menjadi jalur migrasi hidrokarbon yang terperangkap oleh lapisan impermeabel diatasnya. Sifat leaking diperkuat dengan besarnya nilai porositas pada di sekitar strike-slip fault dibanding daerah di sekitarnya.
Pada penelitian Wibowo (2017) mengenai struktur yang berkembang pada daerah penelitian yang dapat bersifat sebagai tempat terakumulasi atau jalur migrasi hidrokarbon menggunakan metode Shale Gouge Ratio (SGR) pada Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan. Berdasarkan analisis terhadap sumur Alpha-1 dan Betha-1 terdapat lapisan prospek hidrokarbon yang merupakan lapisan Formasi Talang Akar. Kesekatan sesar pada sesar yang dianalisa pada daerah penelitian merupakan sesar turun geser bersifat leak dengan ratio SGR 15 %, serta lapisan yang tersesarkan merupakan lapisan reservoar dari Formasi Talang Akar yang sama. Pergerakan fluida hidrokarbon (migrasi) terjadi secara intraformasi (terjadi pada formasi yang sama).
Ghifari (2018) melakukan penelitian karakterisasi sesar sealing dan non sealing pada Teapot Dome Amerika Serikat menggunakan metode seismik dan shale gouge ratio (SGR). Hasil peta atribut extract value memperlihatkan Sesar A dan Sesar B pada Lapangan Teapot adalah reverse fault bersifat sealing yang menjadi tempat terperangkapnya hidrokarbon. Nilai SGR pada sesar A sebesar 58,4% dan sesar B sebesar 26,9% sehingga kedua sesar ini dikarakterisasi sebagai sesar penyekat hidrokarbon dan pada daerah penulis teliti tidak ditemukan sesar non sealing.
Yusuf (2018) melakukan analisis sekatan sesar pada lapangan “AC” dan
“YH” pada cekungan Kutai, Kalimantan Timur menggunakan analisis petrofisika Shale Gouge Ratio (SGR) dan pemodelan permeabilitas bidang sesar menggunakan Sequential Indicator Simulation (SIS). Hasil analisis petrofisika diperoleh litologi penyusun lapangan tersebut berupa sandstone, shale, coal, dan carbonate. Berdasarkan pemodelan fasies, diperoleh presentasi penyebaran sand, shale, dan coal pada zona C secara berturut-turut yaitu 43,35 %, 56,62 %, dan 0,02 %. Zona D secara berturut-turut yaitu 38,34 %, 61,65 %, dan 0,02%. Zona E secara berturut-turut yaitu 20,89 %, 70,10%, dan 0,01 %. Zona F secara berturut-turut yaitu 32,14 %, 67,84 %, dan 0,01 %. Zona G secara berturut-turut
6
yaitu 30,80 %, 69,18 %, dan 0,02 %. Berdasarkan pemodelan permeabilitas sesar diperoleh nilai permeabilitas kecil berkisar antara 0-0,1 md dan permeabilitas yang tinggi berkisar antara 10-100 md. Sehingga, dapat disimpulkan semua zona terjadi bocor (leaking), namun bagian timur laut (zona D, E, G) dan sebagian kecil zona F terjadi sekat (sealing).
Jauhari (2018) melakukan penelitian analisis daya sekat sesar pada karbonat menggunakan perhitungan SGR (Shale Gouge Ratio) dengan menggunakan parameter throw dan komposisi shale. Dari hasil penelitian diperoleh informasi struktur yang berkembang adalah sesar normal akibat subsidence pada saat kolisi. Terdapat tiga tahapan analisis yaitu Allan Maps, sebaran vsh, dan Shale Gouge Ratio, dari ketiga tahapan menghasilkan kisaran nilai throw sesar yaitu 0,2 - 184,7 m dan nilai vsh terkecil 21 - 29 % yang tersebar di area footwall dan hangingwall sesar, sehingga kompleksitas daya sekat sesar pada area reef zone akan lebih dikontrol oleh juxtaposition antar reservoir - non reservoir dengan nilai SGR yaitu sebesar 20 - 29 % bersifat tidak bocor/menyekat (sealing) pada bagian Utara footwall Kais dan 8 - 15 % bersifat bocor (leaking) pada bagian Selatan footwall Kais.
Hartanto et al (2018) melakukan penelitian analisa sekatan sesar pada karbonat menggunakan SGR (Shale Gouge Ratio) dengan parameter throw sesar dan kandungan shale (vsh). Besar throw sesar didapat dari data seismik yang diikat dengan data sumur dan nilai vsh dihitung dari dua metode yaitu: single parameter (log Gamma Ray) dan dual parameter (log density dan neutron porosity) yang dikalibrasi dengan data multimineral. Hasil perhitungan menggunakan dua metode untuk vsh pada objektif memiliki pola yang serupa, dengan nilai vsh yang kecil yaitu 0-0,2, sehingga sesar-sesar pada area ini akan lebih dikontrol oleh juxtaposition antar reservoir dengan nilai SGR pada juxtaposition reservoir tidak lebih dari 16. Treshold nilai SGR pada lapisan batugamping terumbu pada area penilitian memiliki kisaran dengan nilai SGR pada 0- 16 bersifat leak, 16-35 tidak dapat ditentukan leak atau seal pada lapangan ini dan nilai 35-100 bersifat seal.
Agriandita dan Sismanto (2019) melakukan penelitian analisa sekatan sesar pada Lapangan IAD Cekungan Sumatera Selatan. Analisa dilakukan berdasarkan perhitungan shale gouge ratio pada dua sesar yang mengubungkan antara dua sumur minyak dan gas pada lapangan IAD. Hasil analisa sekatan sesar pada kedua sesar tersebut menunjukkan bahwa sesar-4 dengan nilai SGR sebesar 39% pada kedalaman (MD) 2215,42 – 2345 meter dengan kemiringan 75o adalah seser bersifat sealing dan sesar-5 bersifat leaking dengan nilai SGR sebesar 19,6% pada kedalaman (MD) 2190 – 2241,36 meter dengan kemiringan 80o.
2.2 Geologi Regional
Lapangan F3 Gambar 1 adalah sebuah blok di kawasan North Sea Netherlands merupakan bagian dari cekungan North Sea. Lapangan ini telah dilakukan akuisisi 3D seismik untuk eksplorasi minyak dan gas yang terbentuk pada zaman antara Jurrasic sampai Cretaceous. Lapangan F3 sudah dilakukan pengeboran dengan status oil discoveries oleh perusahaan NAM (Nedelandse Aardolie Maatschappij) pada tahun 1971 (Rensen et al, 1997; Overeem et al, 2001).
Pengembangan struktural dan pengendapan cekungan Southern Southern North Sea telah didokumentasikan dengan baik. Pada skala besar, cekungan sedimen di Southern Southern North Sea dapat dilihat sebagai sebuah cekungan
Gambar 1 Area Studi Lapangan F3 (Ter Borgh dkk., 2019)
8
yang didominasi oleh rifting dari zaman Mesozoikum dengan fase post-rift sag Kenozoikum. Rifting sudah dimulai pada zaman Trias, dan memuncak dalam zaman Jurassic dan zaman Kapur Awal dengan berbagai fase tektonik ekstensional Kimmerian yang berkaitan dengan ketenangan tektonik dan penurunan dari cekungan, dengan pengecualian beberapa pergerakan kompresial tektonik selama era Kapur Akhir dan Tersier. Selama fase post-rift, sebagian besar cekungan mengakumulasi lapisan tebal sedimen dalam bagian yang sangat besar. Dalam cekungan sedimen ini batuan sumber hidrokarbon yang paling menonjol adalah Westphalian coal untuk gas, dan serpih Lower Jurassic Posidonia untuk minyak. Dorongan terakhir tektonik regional yang signifikan terjadi selama MidMiosen, sehingga membentuk ketidakselarasan Mid-Miosen.
Permukaan ini sekarang terkubur di kedalaman yang berkisar dari sekitar 1000 – 1500 m. Batuan sedimen yang terkait dengan gas dangkal termasuk dalam urutan sedimen klastik setelah Mid-Miosen. Dari akhir Miosen dan seterusnya, jumlah unit seismostratigrafi yang besar mempresentasikan sistem kipas aluvial yang kompleks, yang berasosiasi dengan deposit pro delta (Schroot et al, 2003).
Secara bertahap sistem tersebut berkembang menjadi sebuah delta fluvial dan dataran aluvial, yang muncul dari timur atas ketidak selarasan Mid-Miosen.
Unit berbentuk irisan ini mempresentasikan material dari sistem sungai Baltik yang didominasi pasir kuarsa yang matang, kasar dan gravelly di timur, dan agak halus ke arah Barat dekat pusat graben dengan thinning dan pinching ke arah Barat dan timur. Keseluruhan pendangkalan daerah berlangsung bertahap dengan berjalannya waktu. Fluktuasi pada permukaan laut bersama-sama dengan gerakan eustatic dengan pergeseran depocenter deposit regresif dan trangresif, yang bergabung dalam siklus sedimen. Dalam siklus ini, fasies laut terletak di sebelah Barat fasies darat (kemudian pada akhir zaman pleistosen awal, siklus ini berubah menjadi arah Barat Laut-Tenggara). Hanya di bagian paling Selatan, deposit Pliosen-pleistosen terbentang jauh lebih tua di atas deposito Tersier. Di area yang sama, deposito karang yang sangat lokal terbentuk di zaman Pliosen-Pleistosen, hal ini mirip dengan outcropping yang saat ini terdapat di East Anglia. Garis pantai yang bergeser di North Sea Netherlands sekitarnya berlangsung dari akhir Pliosen sampai mengakibatkan berbagai macam lingkungan sedimentasi dari ukuran butir (Cameron et al, 1992).
Keberadaan source rock utama untuk minyak, Posidonia shale, terdapat pada era Mesozoic. Pesidonia shale kemudian terakumulasi kedalam unit reservoar utama Vieland Sandstone dimana ini menjadi sebuah channel yang terletak pada kurun waktu Early Cretaceous. Keberadaan source rock utama untuk gas, Westphalian coals, terdapat pada era Paleozoic. Westphalian coals
kemudian juga terakumulasi ke dalam unit reservoar utama Vieland Sandstone dan nampak sebagai shallow hydrocarbon. Petroleum system daerah penelitian secara jelas dapat dilihat pada gambar 3 Panah-panah (merah dan hijau) menunjukkan asal source rock yang berasosiasi dengan reservoar minyak/gas (Jager dan Geluk, 2007).
Di bagian Selatan Belanda, bahan utama Pleistosen klastik berasal dari bagian Tenggara atau Selatan, jarang berasal dari bagian Barat. Pada akhir Pleistosen Tengah, garis pantai terletak di bagian Utara Belanda. Namun, transgresi sesekali mengganggu kondisi di dataran aluvial sampai ke daerah Selatan pantai Utara Belanda saat ini. Sedimen ini didominasi pasir dengan sedikit lempung dan gambut. Channelling banyak terbentuk dan continuous reflector sangat jarang terjadi. Pasir yang berasal dari sungai Rhine mencakup setengah bagian dari Utara Belanda (Bobby, 2011).
Gambar 2 Sistem Hidrokarbon Bawah Permukaan Northsea (Jager dan Geluk, 2007)
10
Pembentukan glasial pertama yang mempengaruhi kondisi pengendapan di North Sea Netherlands secara langsung dinamakan Glaciation Elsterian (Laban, 1995). Massa es yang berasal dari Skandinavia dan Inggris terakumulasi dan tersebar di sebagian besar daerah Belanda, hanya area 52° 30’S yang terbebas dari massa es tersebut. Kondisi sedimentasi telah berubah sepenuhnya: saluran glasial mencapai kedalaman 400 m, terutama yang melewati sektor Belanda pada 53° dan 54° 20’N (Laban, 1995). Sedimen umumnya terdiri dari deposit planar glasial lempung dan cekungan berpasir, sedangkan di dalam channel terdapat basal kasar yang ditutupi oleh laminasi, berlempung, endapan danau berasosiasi dengan lempung dan pasir yang berkaitan dengan transgresi dari interglasial dibagian atas. Pasokan es mempengaruhi patahan yang sudah ada sebelumnya dan pergerakan tektonik garam, sedangkan saluran glasial mengganggu kelanjutan sedimentasi dan menciptakan jalur untuk cairan dan gas.
Penyumbatan yang disebabkan oleh es di wilayah Laut Utara menyebabkan pengalihan aliran sungai yang sebelumnya mengalir ke Barat melalui Selat Dover menjadi ke Teluk Biscay. Transgresi Holsteinian telah mengakibatkan sebagian besar bagian Utara sektor Belanda terbentuk dalam lembaran pasir pada transgresi laut dengan beberapa lempung dekat batas daerah transgresi.
Penghubung di sekitar batas dari daerah bekas es Elsterian secara bertahap menghilang. Glasial Saalian yang berikutnya membawa es Skandanavia ke bagian Timur sektor Belanda dimana terdapat tills, lempung glasial dan outwash berpasir. Saluran glasial jumlahnya lebih sedikit dan jauh lebih dangkal, tapi dorongan es dan cekungan lidah lebih umum terjadi. Transgresi Eemian akhir tergabung dengan sisa-sisa dari kondisi glasial morfologi dasar laut yang membentuk lembaran lempung tersimpan di dalam depresi, dimana yang terbesar berpusat di sekitar Brown Ridge. Lembaran-lembaran clay ini mampu mempertahankan gas di dekat dasar laut. Es Inggris yang berasal dari glasial termuda, yakni Weichselian, yang menutupi wilayah Barat laut dari North Sea Netherland menyebabkan deposit yang terdiri dari lempung, pasir dan glasial dan saluran glasial. Dogger bank yang terdiri dari pasir glasial dengan ketebalan yang cukup dibentuk ulang oleh transgresi berikutnya. Di tempat lain, di luar batas es, pasir diskontinu yang tertiup angin dan saluran fluvial dapat di temukan.
Saluran glasial dan fluvial ini, besar dan kecil, mungkin berisi gas yang telah tersebar (Cameron et al, 1992).
Sistem Petroleum
Gas : Batuan Sumber dan Pembentukan
Batuan sumber utama untuk gas berada pada Upper Carboniferous, Westphalian Coals dan Carbonaceous Shales, yang banyak terdapat di bawah
permukaan. Hampir semua gas yang ditemukan dihasilkan dari batuan sumber ini (Lokhorst, 1998; Gerling et al., 1999). Ketebalan kumulatif batubara adalah beberapa puluh meter. Kebanyakan terjadi hampir di seluruh Formasi Maurits (WestphalianB), dan lebih jarang ditemukan di unit-unit Westphalian lainnya.
Karena pengangkatan dan erosi Permian Awal, ketebalan batuan sumber di Westphalian berkurang secara lokal. Dimana total Westphalian bertahan pada Ketebalan 5,5 km, kematangan bervariasi secara signifikan dari atas ke bawah.
Batuan sumber sekunder untuk gas terjadi di basal Namurian Organicrich Shales.
Di sebagian besar tempat, batuan sumber ini menjadi matang selama pengendapan pra-Kimmerian. Namun demikian, Formasi Namurian dianggap memberikan kontribusi yang signifikan terhadap muatan nitrogen, yang terutama dikeluarkan pada suhu yang jauh lebih tinggi daripada gas hidrokarbon (Gerling et al, 1999).
Secara umum, pembentukan hidrokarbon dari Westphalian Coals tersebar luas hingga Pertengahan Jurrasic. Setelah Pertengahan Jurrasic, terbentuk celah antara cekungan celah Kimmerian dan platform serta ketinggian. Selama periode Akhir Jurassic hingga rifting awal Cretaceous, pembentukan hidrokarbon dipercepat di dalam rift basin sebagai akibat dari peningkatan dan penurunan permukaan tanah. Pembentukan ini terhenti selama Kapur Akhir karena pengangkatan yang berhubungan dengan inversi dan aliran panas yang menurun. Di tepi cekungan, dimana inversi telah dibatasi dan diikuti oleh penurunan Tersier yang kuat, misalnya di tepi Barat daya Cekungan Belanda Barat, muatan dari Westphalian dilanjutkan selama Tersier dan berlanjut hingga hari ini. Platform dan tinggi, di sisi lain, terangkat selama masa Jurassic Akhir, mengganggu pembangkitan hidrokarbon. Saat penguburan berikutnya menyebabkan suhu pada level batuan sumber Westphalia melebihi suhu maksimum yang dicapai sebelumnya, pembangkitan gas dilanjutkan. Batuan sumber sekunder untuk gas terjadi di batubara Jura Atas dan Kapur Bawah Del dan subkelompok di Belanda Barat dan cekungan Fourteens, dan di Subkelompok Graben Tengah dari Cekungan Belanda Central Graben dan Terschelling (De Jager et al., 1996).
Minyak : Batuan Sumber dan Pembentukan
Batuan sumber utama Belanda untuk minyak terjadi asrich, laut, batuan sumber tipe-II pada akhir Jurrasic, Toarcian, dan Formasi Posidonia Shale.
Batuan sumber ini, yang hanya diawetkan di dalam rift basin Jura Akhir, menghasilkan minyak yang terperangkap di reservoir batu pasir Jura Atas dan Kapur Bawah di Belanda Barat dan cekungan Broad Fourteens dan di Graben Tengah Belanda. Ketebalan mencapai 15 sampai 35 m, dengan kandungan
12
karbon organik rata-rata (TOC) rata-rata ca. 10%, dan indeks hidrogen hingga 800. Di sektor cekungan celah Kimmerian, suhu Posidonia Shale lebih rendah daripada yang dicapai sebelum pembalikan. Dalam kasus ini, Posidonia Shale tidak akan menghasilkan minyak saat ini. Ladang minyak Schoonebeek yang besar tidak diisikan dari Posidonia Shale, tetapi dari batuan sumber lakustrin Kapur Bawah dari Formasi Coevorden. Batuan alga tipe-I ini hanya diketahui dari Cekungan Sachsen Bawah (Binot et al, 1991).
Gambar 3. Distribusi Formasi Posidonia Shale (biru) saat ini terbatas pada rift-basin Mesozoikum, dan lokasi ladang minyak dikontrol dengan jelas (Binot et al, 1991).
Sumber tambahan untuk minyak terjadi di bawah Jurassic Aalburg dan formasi Triassic Sleen paling atas. Sumber ini memiliki tipe yang mirip dengan Posidonia Shale, tetapi kurang potensial. Batuan sumber lain untuk minyak terjadi di Permian Z2 Carbonate dan Coppershale. Sementara banyak minyak menunjukkan karbonat Zechstein ditemukan selama pengeboran, kedua sumber ini telah memberikan kontribusi hanya secara lokal ke terlalu banyak akumulasi
(yaitu Stadskanaal, Gieterveen dan E13-1). Ini bukan hanya karena ketebalannya yang terbatas, tetapi juga karena minyak dari batuan sumber yang terjebak di reservoir Zechstein atau Rotliegend memiliki peluang besar untuk terbawa keluar oleh kelimpahan gas berikutnya gas dari Westphalian. Kandungan kondensat tinggi dalam gas Rotliegend, bagaimanapun, seringkali berkorelasi dengan batuan sumber Zechsteinoil. Serpih kaya organik Basal Namurian yang awalnya memiliki potensi penghasil minyak yang tinggi telah ditemukan di sumur dalam (misalnya Winterswijk-1 di Belanda timur) di mana mereka terlalu matang. Berdasarkan pengaturan paleogeografi regional, sumber untuk minyak mungkin juga terjadi di Dinantian dan Devonian (Cameron & Ziegler, 1997).
2.3 Sistem Sesar
Sistem sesar dapat menghasilkan pergerakan mendatar, tegak dan berputar dalam kerak bumi. Pada umumnya sesar mengalami beberapa kali peristiwa deformasi yang teraktifkan kembali dalam model tektonik berbeda. Di bawah ini adalah beberapa aspek sistem sesar, menurut Singhal dan Gupta (2010) yaitu:
Sesar yang merupakan struktur dinamik yang berkembang dalam sisi ruang dan waktu. Pada umumnya sesar terjadi dalam sistem yang berhubungan (linked system). Hubungan ini biasanya diikuti aturan geometri dan mekanika yang memperbolehkan sistem sesar untuk membentuk pola karakteristik yang dapat dikenali. Deformasi dapat terjadi apabila keseimbangan sesar yang rapuh (brittle faulting) dipermukaan kerak bumi dengan deformasi di bawah kerak bumi.
Kejadian keterkaitan antara atas dan bawah kerak tergantung atas sistem tektonik. Konsep keseimbangan rekahan ini merupakan aspek penting dalam menganalisa terraine yang terpatahkan. Kebanyakan sesar permukaannya tidak bidang datar yang sederhana tetapi memperlihatkan bentuk yang komplek dilihat dalam tiga dimensi. Perubahaan dalam bentuk sesar mesti menyebabkan perlunya pandangan secara geometri untuk mengakomodasi struktur dalam bagian hangingwall yang telah bergerak sepanjang variabel permukaan sesar.
2.4 Unsur – Unsur Pada Struktur Sesar
Untuk mengetahui klasifikasi sesar, maka sebelumnya kita harus mengenal unsur-unsur sesar. Menurut Singhal dan Gupta (2010) unsur-unsur dan istilah penting struktur sesar yang dapat dikenali pada penampang seismik dapat dibagi menjadi Gambar 4.
a. Bidang sesar: bidang rekahan tempat terjadinya pergeseran, yang kedudukannya dinyatakan dengan dip dan kemiringan.
b. Hanging wall: bagian terpatahkan yang berada diatas bidang sesar.
c. Foot wall: bagian terpatahkan yang berada dibawah bidang sesar.
14
d. Throw: komponen vertikal dari slip/separation diukur pada bidang vertikal yang tegak lurus bidang sesar
e. Heave: Komponen horizontal dari slip/separation diukur pada bidang vertikal yang tegak lurus jurus sesar.
f. Slip: pergeseran relatif sebenarnya.
g. Dip-Slip: komponen vertikal bidang sesar.
h. Strike-Slip: komponen horizontal pada bidang sesar.
i. Oblique-Slip: kombinasi kedua antara dip-slip dan strike-slip.
j. Separation: pergeseran relatif semu.
Gambar 4 Unsur-Unsur Pada Struktur Sesar Singhal dan Gupta (2010)
2.5 Tipe dan Klasifikasi Sesar
Sesar adalah rekahan pada batuan yang telah mengalami pergeseran melalui bidang rekahnya. Sifat pergeserannya dapat bermacam – macam:
mendatar, miring (oblique), naik dan turun. Didalam mempelajari struktur sesar, disamping geometrinya yaitu bentuk, ukuran, arah dan polanya, yang penting juga untuk diketahui adalah mekanisme pergerakannya. Salah satu klasifikasi sesar yang umum digunakan adalah klasifikasi Anderson (1951) dalam (Twiss dan Moore, 1992) yang membagi sesar mengikuti prinsip tegasan utama (σ1, σ2, σ3) (Gambar 5).
Gambar 5 Klasifikasi Sesar Menurut Anderson, 1951 (Davis dan Reynolds, 1996).
Sesar dibagi ke dalam beberapa jenis atau tipe berdasarkan pergerakan relatif dari hangingwall dan footwall yaitu:
1. Sesar Normal
Sesar normal merupakan sesar yang terbentuk ketika hangingwall bergerak turun relatif terhadap footwall. Sesar Normal terbentuk akibat gaya tension. Pada umumnya memiliki dip > 45.
2. Sesar Naik
Sesar naik diakibatkan oleh gaya kompresi dimana hangingwall bergerak ke atas relatif terhadap footwall. Pada umumnya memiliki dip minimum 45°.
3. Sesar Geser
Sesar yang diakibatkan oleh pergerakan lapisan horizontal bidang sesar.
Rekahan adalah pecahan-pecahan (rupture) yang timbul pada batuan yang belum mengalami pergeseran akibat dari adanya gaya atau tekanan.
Struktur rekahan dikelompokkan berdasarkan sifat dan karakter rekahan serta arah gaya yang bekerja pada batuan.
4. Shear Fracture (rekahan geser)
16
Rekahan jenis ini merupakan rekahan dimana terbentuk pecahan- pecahan pada batuan dari dua bidang yang saling berpotongan.
Perpotongan bidang tersebut membentuk sudut lancip dengan arah gaya utama. Rekahan jenis shear fracture bersifat tertutup.
5. Dilational Fracture (rekahan dilatasi)
Dilational Fracture merupakan rekahan yang berpola tegak lurus dengan arah gaya utama. Bentuk rekahan umumnya terbuka.
6. Hybrid Fracture (rekahan Hibrid)
Rekahan jenis ini merupakan rekahan yang terbentuk akibat gabungan dari gaya ekstensi dan geser. Bentuk rekahan umumnya terbuka.
Sesar mendatar (strike- slip fault) mempunyai pergeseran dominan searah jurus sesar. Sesar ini umumnya mempunyai kemiringan terjal atau curam dan bila panjangnya lebih dari satu kilometer maka sering melibatkan batuan dasar.
Sesar mendatar skala besar sering disebut sebagai wrench atau sesar transkuren.
Struktur yang berasosiasi dengan sesar mendatini jauh lebih bervariasi daripada yang berasosiasi dengan jenis sesar lainnya. Sering terjadi lipatan, sesar normal, naik dan menanjak berasosiasi dengan sesar mendatar ini (Singhal dan Gupta, 2010).
2.6 Eksplorasi Seismik
Eksplorasi seismik dapat didefinisikan sebagai sebuah proses pencarian materi deposit bawah permukaan yang memiliki nilai ekonomis secara komersial seperti mintak mentah, gas alam, dan mineral dengan cara melakukan perekaman, processing, dan interpretasi dari gelombang sumber yang diberikan kedalam bumi. Energi seismik buatan dihasilkan di daratan dengan menggunakan bahan peledak seperti dinamit, ataupun melalui mekanisme surficial vibrator yang dihasilkan pada peralatan kendaraan khusus. Di lingkungan laut, air gun menembakkan gelombang udara yang cukup padat ke dalam air yang menghasilkan energi gelombang seismik menuju lapisan batuan bawah permukaan.
Gelombang seismik refleksi dan refraksi dialirkan menuju formasi batuan dan akan diterima kembali oleh suatu alat penerima yang dinamakan geophone ataupun hydrophone. Waktu tempuh dari kembalinya gelombang seismik, diintegrasikan dengan formasi sumur borehole yang ada. Kegiatan yang perlu dilakukan oleh geoscientist adalah memperkirakan bentuk struktur seperti lipatan dan patahan, serta stratigrafi seperti tipe batuan, lingkungan pengendapan, dan kandungan fluida dari formasi bawah permukaan. Setelah itu akan didapatkan target lokasi prospektif dilakukannya kegiatan pengeboran.
Eksplorasi seismik yang pertama kali dilakukan oleh John C. Karcher dan
rekannya, di mana mereka akan melakukan survey seismik primitif dan memetakan lapisan shallow limestone di Belle Isle, Oklahoma pada musim panas 1921. Semenjak itu, teknologi seismik telah berkembang menjadi semakin kompleks dan canggih. Eksplorasi seismik saat ini dapat dikatakan sebagai metode yang dirasa paling tepat dalam proses pencarian hidrokarbon. Hal ini disebabkan oleh potensi kerusakan lingkungan yang dimiliki tergolong kecil (Sukmono, 2001).
2.7 Seismik Refleksi
Seismik refleksi merupakan metode geofisika aktif yang memanfaatkan sumber seismik buatan. Setelah gelombang buatan tersebut diberikan, maka gelombang tersebut akan merambat melalui medium tanah/batuan di bawah permukaan, di mana perambatan gelombang tersebut akan memenuhi hukum- hukum elastisitas ke segala arah dan mengalami pemantulan maupun pembiasan sebagai akibat dari adanya perbedaan kecepatan ketika melalui pelapisan medium yang berbeda. Pada jarak tertentu di permukaan, gerakan partikel tersebut direkam sebagai fungsi waktu pada geophone. Gelombang seismik dibedakan menjadi dua tipe berdasarkan medium perambatannya, yaitu Gelombang Badan (Body Wave) dan Gelombang Permukaan (Surface Wave).
Gelombang Badan dibedakan lagi menjadi dua tipe berdasarkan cara bergetarnya, yaitu Gelombang Longitudinal atau disebut Gelombang P (Primary) dan Gelombang Transversal atau disebut Gelombang S (Shear). Sementara itu, Gelombang Permukaan juga dapat dibedakan menjadi beberapa tipe, yaitu Gelombang Rayleigh (disebut ground-roll), Gelombang Love (disebut gelombang Shear-Horizontal) dan Gelombang Stoneley (disebut gelombang Tabung). Pada saat dilakukan pengukuran yang dalam eksplorasi seismik, gelombang p, gelombang s, dan gelombang permukaan terekam dengan pola yang berbeda-beda sehingga gelombang-gelombang tersebut dapat dikenali dengan mudah (Sukmono, 2001).
Hukum-hukum yang berlaku pada gelombang cahaya berlaku juga untuk gelombang seismik, ini disebabkan karena gelombang seismik mempunyai respon yang sama dengan respon gelombang cahaya. Hukum-hukum tersebut antara lain, prinsip Huygens yang menyatakan bahwa gelombang yang bersumber pada satu titik akan menyebar ke segala arah dengan bentuk bola (Sukmono 1999).
Snellius mengembangkan hokum yang menyatakan bahwa bila suatu gelombang jatuh diatas bidang batas dua mediumyang mempunyai densitas yang berbeda, maka gelombang tersebut akan dibiaskan, jika sudut datang gelombang lebih kecil atau sama dengan sudut kritisnya.
18
Komponen seismik refleksi menunjukkan komponen sebuah gelombang (trace seismik), yakni panjang gelombang, tinggi gelombang, amplitudo, puncak, palung, dan zero crossing. Dari parameter data dasar tersebut dapat diturunkan beberapa komponen lain seperti: koefisien refleksi, wavelet, resolusi vertikal, impedansi akustik, fasa, polaritas, dan sintetik seismogram.
2.8 Interpretasi Seismik
Kegitan interpretai seismik adalah proses ekstraksi dari informasi geologi bawah permukaan dari data seismik. Interpretasi dapat dikatakan sebagai proses pemisahan beberapa efek data seismik. Data seismik refleksi terdiri dari;
a. Kontinuitas refleksi sebagai indikasi struktur geologi
b. Variabilitas refleksi sebagai indikasi stratigrafi, fluida, dan struktur reservoir.
c. Wavelet seismik d. Noise dan defek data
Wavelet seismik muncul sebagai pulse dari energi seismik, di mana energi ini dihasilkan oleh suatu sumber energi yang dipenetrasikan ke dalam bumi, lalu direfleksikan dan menuju kebali ke permukaan pada receiver dengan membawa informasi geologi di dalamnya. Wavelet yang terekam merupakan fase minimum dari beberapa bandwith frekuensi dan selama pemrosesan data hal tersebut dikonversikan ke dalam wavelet zero-phase, kondisi ini membuat proses interpertasi menjadi lebih mudah dan lebih akurat. Seseorang yang melakukan interpretasi tidak secara langsung menaruh perhatian pada wavelet itu sendiri, namun lebih kepada infromasi geologi yang dibawa (Brown, 2004).
2.9 Seismik Atribut
Seismik atribut dapat didefinisikan sebagai semua informasi berupa besaran spesifik dari geometri, kinematika, dinamika, atau stastistik yang diperoleh dari data seismik. Atribut juga dinyatakan sebagai sifat kuantitatif dan deskriptif data seismik yang dapat ditampilkan dalam skala yang sama dengan data aslinya (Brown, 2004).
Brown (2000) mengklasifikasikan atribut sebagai atribut turunan waktu, amplitudo, frekuensi, dan atenuasi. Secara umum, atribut turunan waktu akan cenderung memberikan informasi perihal struktur, atribut turunan amplitudo cenderung memberikan informasi stratigrafi dan reservoar, sedangkan peran atribut turunan frekuensi dan atenuasi sampai saat ini belum betul-betul dipahami, namun diyakini akan menyediakan informasi tambahan yang berguna perihal reservoar, stratigrafi dan informasi mengenai permeabilitas di masa mendatang.
Gambar 6 Klasifikasi Atribut Seismik (Brown, 2000)
20
2.10 Similarity
Similarity atribut membandingkan bentuk gelombang seismik yang berdekatan menggunakan teknik seperti korelasi silang, kemiripan dan pengukuran struktur setelah menganalisis kemiringan dan azimuth. Secara sederhana atribut ini mengukur derajat kemiripan di antara dua atau lebih tras seismik. Similarity mengukukur kemiripan dari dua segmen tras seismik u (x,y,t) (Tingdahl, 2003). Similarity (S) diantara dua segmen pada (xa, ya) dan (xb, yb), pada waktu t dapat dinyatakan sebagai
S = 1- |𝑎−𝑏|
|𝑎|+|𝑏| dimana a = [
𝑢 (𝑥𝐴,𝑦𝐴, 𝑡 + 𝑡1) 𝑢 (𝑥𝐴,𝑦𝐴, 𝑡 + 𝑡1+ 𝑑𝑡) 𝑢 (𝑥𝐴, 𝑦𝐴, 𝑡 + 𝑡2− 𝑑𝑡) 𝑢 (𝑥𝐴,𝑦𝐴, 𝑡 + 𝑡2) ]
b = [
𝑢 (𝑥𝐵,𝑦𝐵, 𝑡 + 𝑡1) 𝑢 (𝑥𝐵,𝑦𝐵, 𝑡 + 𝑡1+ 𝑑𝑡) 𝑢 (𝑥𝐵, 𝑦𝐵, 𝑡 + 𝑡2− 𝑑𝑡) 𝑢 (𝑥𝐵,𝑦𝐵, 𝑡 + 𝑡2) ]
(1)
Similarity dengan nilai mendekati 1 adalah segmen tras seismik yang mengidentifikasi gelombang dengan kemiripan identik dan similarity dengan nilai mendekati 0 mengartikan tidak ada kemiripan segmen tras seismik (Tingdahl dan Rooij, 2005).
2.11 Curvature
Curvature adalah sifat dua dimensi dari suatu kurva yang menggambarkan bagaimana kelengkungan kurva di titik tertentuk pada kurva.
curvature adalah kebalikan dari radius of curvature. Dari hubungan sederhana tersebut maka dapat terlihat radius of curvature yang lebih kecil, semakin lengkung kurva dan karenanya semakin besar kelengkungan. Jika kita mempertimbangkan kasus pembatas di mana jari-jari kelengkungan tidak terbatas, maka secara lokal lingkaran akan mendekati garis lurus dan karenanya memiliki kelengkungan nol. Secara teoritis, curvature menjelaskan seberapa lengkung sebuah kurva pada suatu titik terhadap bidang datar dari kurva tersebut.
𝐾 = 𝑑𝜔 𝑑𝑆 = 2𝜋
2𝜋𝑅 = 1 𝑅
Atribut curvature mengukur seberapa lengkung struktur patahan dan lipatan mengalami kelengkungan tertentu, berdasarkan turunan kemiringan struktur. Struktur curvature biasa digunakan untuk memahami struktur dengan kompleks (patahan dan rekahan) dan memperhatikan footwall dan hangingwall pada setiap patahan. Curvature adalah kebalikan jari-jari sebuah lingkaran yang menyentuh sebuah bidang atau garis. Sifat atribut curvature sensitive terhadap perubahan sudut sehingga jika sebuah struktur mengalami deformasi akan
memiliki perubahan sudut kelengkungan besar sehingga dapat dihitung nilai curvature. Semakin melengkung sebuah garis semakin besar nilai curvature dan sebaliknya.
Gambar 7 Atribut curvature
Sebuah garis yang datar memiliki curvature nol, jika melengkung ke arah yang sebaliknya maka curvature akan bernilai negatif. Pada gambar 8 tanda panah mewakili vektor-vektor normal ke permukaan. Vektor-vektor paralel pada permukaan datar dan penunjaman planar, curvature nol. Apabila vektor-vektor menyimpang di atas antiklin, curvature di definisikan sebagai positif, apabila vektor-vektor berpusat diatas sinklin maka didefiniskan sebagai curavature negative. Ada variabilitas potensial pada curvature, tergantung pada orientasi penampang, yang mengharuskan definisi curvature yang eksplisit untuk permukaan tiga dimensi (Nielsen 1920; Marcus 1932).
2.12 Log Gamma Ray
Log Gamma Ray (GR) mengukur nilai radioaktivitas alami dalam formasi dan digunakan untuk mengidentifikasi litologi dan untuk korelasi zona.
Batupasir dan karbonat bebas serpih memiliki konsentrasi radioaktif yang rendah sehingga nilai bacaan sinar Gamma Ray yang rendah. Nilai Gamma Ray meningkat seiring meningkatnya konsentrasi bahan radioaktif dalam serpih. Log spectral Gamma Ray tidak hanya merekam nilai emisi Gamma Ray dari setiap formasi namun juga energi masing-masing, kemudian informasi diproses menjadi kurva yang mewakili jumlah thorium (Th), kalium (K), dan uranium (U) hadir dalam formasi. Jika suatu zona memiliki kandungan kalium tinggi ditambah dengan respons log Gamma Ray yang tinggi, zona tersebut mungkin tidak serpih.
Sebaliknya, itu bisa berupa batu pasir feldspathic, glauconitic, atau micaceous.
Batu serpih lebih radioaktif dari batupasir atau karbonat, log Gamma Ray dapat digunakan untuk menghitung volume serpih di pori reservoir. Volume serpih yang
22
dinyatakan sebagai fraksi atau persentase desimal disebut Vshale. Perhitungan indeks sinar gamma adalah langkah pertama yang diperlukan untuk menentukan volume serpih dari log Gamma Ray:
IGR= GRlog−GRmin
GRmax−GRmin (2)
di mana IGR adalah indeks Gamma Ray, GRlog adalah nilai bacaan gammar ray formasi, GRmin adalah nilai Gamma Ray minimum (clean sand atau carbonate) dan GRmax adalah nilai gamma ray maksimum (shale).
Respon dari log Gamma Ray normal terdiri dari gabungan radiasi dari uranium, thorium, potasium, dan sejumlah unsur dari peluruhan radioaktif.
Karena unsur-unsur radioaktif yang berbeda ini memancarkan sinar gamma pada tingkat energi yang berbeda, radiasi yang disumbangkan oleh masing- masing unsur dapat dianalisis secara terpisah. Kalium (kalium 40) memiliki energi tunggal 1,46 MeV (juta elektron volt). Seri thorium dan uranium memancarkan radiasi pada berbagai energi; Namun, masing-masing memiliki energi yang menonjol di 2,614 MeV (thorium) dan 1,764 MeV (uranium). Log spektral Gamma Ray digunakan untuk menentukan volume serpih, dalam reservoir batupasir yang mengandung mineral mineral uranium, feldspar kalium, micas atau glauconite, membedakan reservoir radioaktif dari shale, evaluasi source rock, evaluasi deposit kalium, korelasi kondisi geologi, menentukan jenis clay, deteksi rekahan dan memisakan jenis batuan pada batuan dasar kristalin (Asquith dan Daniel, 2004).
2.13 Log Density
Log densitas adalah pengukuran sifat fisik densitas pada suatu formasi batuan. Densitas diukur dalam gram per sentimer kubik g/cm3 atau Kg/m3 atau Mg/m3 dan ditandai dengan huruf yunani ρ (rho). Nilai densitas dipisahkan menjadi dua yaitu densitas bulk (ρb atau RHOB) dan densitas matriks (ρma).
Densitas bulk adalah densitas seluruh formasi baik yang padat dan fluida, denistas matriks adalah densitas kerangka pada batuan. Log densitas dapat digunakan untuk mengidentifikasi mineral evaporate, medeteksi zona gas- bearing, menentukan densitas hidrokarbon, mengevaluasi batu pasir serpih dan litologi kompleks. Densitas bulk formasi (ρb) adalah fungsi dari kerapatan matriks, porositas, dan densitas fluida dalam pori-pori (saltwater mud, freshwater mud, atau hydrocarbons). Untuk menentukan densitas maka dapat dilakukan dengan perhitungan dengan mengetahui kepadatan matriks (Tabel 1) dan jenis fluida dalam formasi. Persamaan untuk menghitung densitas adalah:
ϕ
D=
ρma−ρbρma−ρfl
(3)
di mana ϕD adalah ensitas turunan porositas, ρma adalah densitas matriks, ρb adalah densitas bulk formasi dan ρfl adalah densitas fluida.
Tabel 1 Densitas Matriks Dan Efek Fotolistrik 𝜌𝑒 Dari Litologi Secara Umum (Courtesy Halliburton, 1991)
Litologi / Fluida
ρ
ma atauρ
flg/cm3 [Kg/m3]
ρ
eSandstone 2.644 [2644] 1.81
Limestone 2.710 [2710] 5.08
Dolomite 2.877 [2877] 3.14
Anhydrite 2.960 [2960] 5.05
Salt 2.040 [2040] 4.65
Fresh water 1.0 [1000]
Salt water 1.15 [1150]
Barite (mud additive) 267
2.14 Log Neutron Porosity
Log Neutron adalah log porositas yang mengukur konsentrasi hidrogen dalam suatu formasi. Dalam formasi yang memiliki radioaktivitas sangat kecil di mana pori batuan diisi oleh fluida hidrokarbon, log neutron mengukur porositas yang diisi oleh fluida (φN, PHIN, atau NPHI). Respon log neutron bervariasi tergantung pada perbedaan dalam jenis detekor dan apa yang di deteksi (sinar gamma atau energi neutron lain), jarak antara sumber dan detector dan litologi.
Apabila pori batuan memiliki kandungan gas lebih tinggi daripada minyak dan air, nilai porositas yang terukur akan lebih kecil dari porositas formasi sebenarnya. Hal ini dikarenakan gas memiliki konsentrasi yang lebih rendah daripada minyak atau air. Konsentrasi porositas yang lebih rendah tidak diperhitungkan oleh perangkat lunak pengolah dari alat logging, dan dengan demikian ditafsirkan sebagai porositas rendah. Penurunan porositas neutron dengan keberadaan gas disebut gas effected (Asquith dan Daniel, 2004).
Prinsip kerja pada jenis log ini adalah atom hidrogen dipancarkan kedalam sumur eksplorasi akan menembakan partikel inti atom di sekitar lubang bor kemudian partikel tersebut akan mengalami beberapa fenomena seperti:
a. Tumbukan elastis
Partikel inti atom terpental setelah tumbukan dengan inti atom formasi tanpa terjadi apa-apa.
