LAPORAN KERJA PRAKTEK PT. PERTAMINA EP ASSET 2 EKSPLOITASI G&G FUNGSI GEOFISIKA PRABUMULIH, SUMATERA SELATAN 2 MARET – 2 APRIL 2015
INTERPRETASI DATA SEISMIK 3D UNTUK PEMETAAN HORIZON BRF, TAF DAN R5 PADA LAPANGAN “HOLONG” Disusun oleh : ERIK TYSON SIDAURUK 11/316710/PA/13838
PROGRAM STUDI GEOFISIKA FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM UNIVERSITAS GADJAH MADA 2015
i
LEMBAR PENGESAHAN
Judul KP
: INTERPRETASI DATA SEISMIK 3D UNTUK PEMETAAN HORIZON BRF, TAF DAN R5 PADA LAPANGAN “HOLONG”
Nama Mahasiswa
: Erik Tyson Sidauruk
NIM
: 11/316710/PA/13838
Tempat KP
: PT. Pertamina EP Asset 2 Fungsi G&G, Prabumulih, Sumatera Selatan
Waktu KP
: 2 Maret s.d. 2 April 2015
Telah disetujui dan disahkan, Prabumulih, _____________2015
Pembimbing I
Yoga Wismoyo NP : 19012444
i
LEMBAR PENGESAHAN
Judul KP
: INTERPRETASI DATA SEISMIK 3D UNTUK PEMETAAN HORIZON BRF, TAF DAN R5 PADA LAPANGAN “HOLONG”
Nama Mahasiswa
: Erik Tyson Sidauruk
NIM
: 11/316710/PA/13838
Tempat KP
: PT. Pertamina EP Asset 2 Fungsi G&G, Prabumulih, Sumatera Selatan
Waktu KP
: 2 Maret s.d. 2 April 2015
Telah disetujui dan disahkan, Yogyakarta, _____________2015
Ketua Program Studi Geofisika, FMIPA, UGM
Prof. Dr. H. Sismanto NIP : 196002051988031002
ii
KATA PENGANTAR Puji syukur senantiasa kita sampaikan ke hadirat Tuhan Yang Maha Esa atas berkat dan rahmatNya penulis dapat menyelesaikan kegiatan Kerja Praktek di Pertamina EP Asset 2, Prabumulih, Sumatera Selatan pada 2 Maret s.d. 2 April 2015. Pun atas kebaikanNya-lah penulis dapat menulis dan menyelesaikan laporan Kerja Praktek yang berjudul INTERPRETASI DATA SEISMIK 3D UNTUK PEMETAAN HORIZON BRF, TAF DAN R5 PADA LAPANGAN “HOLONG” ini dengan baik dan maksimal sehingga dapat selesai tepat waktu. Adapun laporan ini adalah sebagai salah satu syarat administrasi dalam menyelesaikan program Kerja Praktek di PT. Pertamina EP Asset 2. Laporan ini berisi hasil interpretasi penulis selama melakukan Kerja Praktek di PT. Pertamina EP Asset 2. Laporan ini berisi data hasil interpretasi penulis dari data jadi hasil processing yang diberikan oleh pembimbing. Selama melakukan Kerja Praktek ini, penulis mendapat banyak sekali bimbingan dan masukan dari berbagai pihak. Oleh karena itu, penulis ingin menyampaikan rasa terimakasih kepada : 1. Tuhan YME atas kebaikanNya , penulis dapat melaksanakan Kerja Praktek dengan lancar tanpa ada hambatan yang berarti. 2. Orang tua, segenap keluarga dan orang terkasih yang selalu mendukung dan memberikan semangat kepada penulis selama melaksanakan Kerja Praktek ini. 3. Pihak Fakultas MIPA Universitas Gadjah Mada dan pihak prodi Geofisika yang telah membantu perizinan pelaksanaan Kerja Praktek ini. 4. Pihak PT. Pertamina EP Asset 2 yang telah memberikan kesempatan, izin serta fasilitas selama keberlangsungan Kerja Praktek ini. 5. Bapak Irwan Zuhri selaku manajer fungsi Geologi dan Geofisika PT. Pertamina Asset 2. 6. Mas Yoga, Mbak Isti, Pak Nanang serta seluruh staff dan karyawan fungsi G&G PT. Pertamina Asset 2 Prabumulih yang telah bersedia meluangkan waktunya membimbing penulis selama pelaksanaan Kerja Praktek ini. 7. Teman-teman senasib seperjuangan yang sama-sama melakukan Kerja Praktek (Irsyad dan Lian) dan Tugas Akhir (Adji, Nover, Deril, Eko dan Ifan) yang saling memberikan dukungan satu sama lain. 8. Pihak-pihak yang telah banyak membantu dari awal pelaksanaan hingga selesainya kegiatan kerja praktek ini yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu.
iii
Penulis menyadari dan memahami bahwa Laporan Kerja Praktek ini masih jauh dari kesempurnaan akibat masih terbatasnya pengetahuan yang penulis miliki. Penulis pun masih tetap terus belajar dan akan dengan senang hati menerima kritik dan masukan demi perbaikan dikesempatan berikutnya. Semoga Laporan Kerja Praktek ini dapat bermanfaat bagi semua pihak yang telah membaca. Terimakasih.
Prabumulih, Maret 2015
Erik Tyson Sidauruk
iv
DAFTAR ISI
Lembar Pengesahan ...................................................................................................... i Kata Pengantar ............................................................................................................. iii Daftar Isi ....................................................................................................................... v Daftar Gambar ............................................................................................................ vii Daftar Tabel ................................................................................................................ ix BAB I Pendahuluan ....................................................................................................... 1 Latar Belakang ..................................................................................................... 1 Maksud dan Tujuan Kerja Praktek ....................................................................... 2 Rumusan Masalah ................................................................................................ 2 Batasan Masalah .................................................................................................. 2 Tempat dan Waktu Kerja Praktek ......................................................................... 3 BAB II Tinjauan Pustaka ............................................................................................... 4 Pengantar Geofisika ............................................................................................. 4 Metode Seismik ................................................................................................... 5 Komponen Gelombang Seismik .......................................................................... 10 Interpretasi Seismik ............................................................................................. 11 BAB III Geologi Regional Daerah Penelitian ............................................................... 13 Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Bagian Selatan ..................................... 14 Sistem Petroleum Cekungan Sumatera Selatan .................................................... 19 BAB IV Metodologi Penelitian .................................................................................... 22 Objek Penelitian .................................................................................................. 22 Alat dan Bahan .................................................................................................... 22 Langkah-langkah Penelitian ................................................................................ 22 BAB V Hasil dan Pembahasan ..................................................................................... 36 Data .................................................................................................................... 36
v
Well-Seismic Tie ................................................................................................. 40 Atribut Seismik ................................................................................................... 41 Picking Horizon dan Faults ................................................................................. 43 Surface Horizon .................................................................................................. 45 Time Structure Map ............................................................................................ 46 BAB VI Penutup .......................................................................................................... 50 Kesimpulan ......................................................................................................... 50 Saran ................................................................................................................... 51 Daftar Pustaka .............................................................................................................. 52
vi
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Seismik Refleksi dan Seismik Refraksi ...................................................... 5 Gambar 2.2 Jalur Perekaman Gelombang Seismik ......................................................... 6 Gambar 2.3 Data Seismik 2D dan 3D ............................................................................ 7 Gambar 2.4 Geometri Survei VSP ................................................................................. 8 Gambar 2.5 Rekaman data VSP .................................................................................... 8 Gambar 2.6 Wavelet ..................................................................................................... 10 Gambar 2.7 Ilustrasi Pembuatan Seismogram Sintetik .................................................. 11 Gambar 3.1 Regional Tectonic Setting Pulau Sumatera ................................................ 13 Gambar 3.2 Struktur Patahan yang mengontrol Cekungan Sumatera Selatan ................ 14 Gambar 3.3 Cross Section Cekungan Sumatera Selatan ................................................ 18 Gambar 4.1 Tahapan Memasukkan Data Well Head ..................................................... 23 Gambar 4.2 Tahapan Memasukkan Data Log dengan Format .las ................................. 23 Gambar 4.3 Tahapan Memilih Data Log yang Dapat Didefinisi oleh Software ............. 24 Gambar 4.4 Tahapan Memasukkan Data Well Deviation .............................................. 25 Gambar 4.5 Tahapan Memasukkan Data Well Tops ..................................................... 26 Gambar 4.6 Tahapan Memasukkan Data SEG-Y .......................................................... 27 Gambar 4.7 Tahapan Memasukkan Data Checkshot ASCII .......................................... 28 Gambar 4.8 Konfigurasi Data Checkshot ...................................................................... 28 Gambar 4.9 Window Calculator untuk Memasukkan Persamaan Sonic Terkoreksi Checkshot .................................................................................. 29 Gambar 4.10 Parameter-Parameter untuk Menghasilkan Seismogram Sintetik ............. 31 Gambar 4.11 Langkah-langkah Mengekstrak Atribut Seismik ...................................... 32 Gambar 4.12 Setting Window pada Suatu Horizon ....................................................... 33 Gambar 4.13 Perbandingan Hasil Picking-an pada Window 2D dan 3D ....................... 34 Gambar 4.14 Tahapan Membuat Surface Horizon Map dan Parameter-parameternya ................................................................................. 35
vii
Gambar 5.1 Tampilan Data Seisimik 3D ...................................................................... 36 Gambar 5.2 Tampilan Data Log “Triple Combo” pada Well Section Window .............. 37 Gambar 5.3 Tampilan Well Deviation Sumur S1 (Lingkaran Putih) ............................. 38 Gambar 5.4 Tampilan Marker atau Well Tops pada Well Section Window ................... 39 Gambar 5.5 Tampilan Hasil Well-Seismic Tie pada Well Section Window .................. 40 Gambar 5.6 Korelasi Seismogram Sintetik dengan Data Seismik untuk Picking Horizon ........................................................................................... 41 Gambar 5.7 Tampilan Data Seismik Sebelum Atribut ................................................... 42 Gambar 5.8 Tampilan Data Seismik Setelah Atribut ..................................................... 42 Gambar 5.9 Hasil Penarikan Horizon dari Data Marker ................................................ 44 Gambar 5.10 Hasil Picking Horizon pada Window 3D ................................................. 44 Gambar 5.11 Surface Horizon BRF .............................................................................. 45 Gambar 5.12 Surface Horizon TAF .............................................................................. 45 Gambar 5.13 Surface Horizon R5 ................................................................................. 46 Gambar 5.14 Time Structure Map Horizon BRF .......................................................... 47 Gambar 5.15 Time Structure Map Horizon TAF .......................................................... 48 Gambar 5.16 Time Structure Map Horizon R5 ............................................................. 49
viii
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 Keunggulan dan Kelemahan Metode Seismik ................................................ 9 Tabel 3.1 Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan ......................................................... 18
ix
BAB I PENDAHULUAN I.1. Latar Belakang Kebutuhan manusia akan energi, terlebih energi fosil, dapat dikatakan telah menjadi kebutuhan primer dewasa ini. Ketersediaan energi sangatlah penting demi keberlangsungan aktivitas manusia sehari-hari. Salah satu energi fosil yang masih populer digunakan saat ini adalah hidrokarbon, yakni minyak dan gas bumi. Kebutuhan manusia yang semakin meningkat ternyata berbanding terbalik dengan ketersediaan energi tersebut karena energi fosil merupakan tipe energi yang tidak dapat diperbarui. Sehingga sangatlah diperlukan suatu solusi untuk menanggulangi masalah tersebut salah satunya adalah melalui eksplorasi untuk menemukan cadangan hidrokarbon yang baru. Ilmu Geofisika masih menjadi nomor satu dalam dunia eksplorasi hidrokarbon. Salah satu metode Geofisika yang masih menjadi andalan dalam menemukan cadangan hidrokarbon adalah metode Seismik. Metode ini menggunakan konsep fisika pada hukum Snellius, yakni jika suatu gelombang merambat pada 2 atau lebih material yang memiliki nilai indeks bias (n) yang berbeda maka gelombang tersebut akan mengalami 3 hal yakni dipantulkan kembali, diteruskan, dan dibiaskan. Dari sifat-sifat gelombang inilah, melalui metode seismik, para Geofisikawan dapat menginterpretasi keadaan struktural di bawah permukaan tanah. Dalam menginterpretasi bawah permukaan, metode Geofisika tidak dapat berjalan sendiri. Disiplin ilmu lain diperlukan untuk membantu interpretasi tersebut, yakni ilmu Geologi. Meski berbeda, kedua ilmu ini tidak dapat dipisahkan. Kedua ilmu ini saling mendukung dalam mendapatkan informasi bawah permukaan pada suatu daerah penelitian. Geofisika melakukan pendekatan melalui sifat-sifat fisika dari respon yang dihasilkan dan Geologi melakukan pendekatan dengan keadaan Geologi di daerah tersebut. Ada 3 hal yang menjadi pekerjaan seorang Geofisikawan dalam industri minyak dan gas bumi yaitu akuisisi, processing dan interpretasi. Laporan ini merupakan hasil dari pekerjaan ke-tiga yakni interpretasi. Interpretasi dilakukan terhadap data seismik 3D dan data sumur (well log) di lapangan “Holong”. Lapangan ini merupakan salah satu lapangan pada Wilayah Kuasa Pertambangan (WKP) milik PT. Pertamina EP Asset 2 Prabumulih. Hasil akhir dari interpretasi ini berupa peta struktur waktu beberapa horizon yang ada di lapangan tersebut. Horizon tersebut adalah BRF, TAF dan R5.
1
I.2. Maksud dan Tujuan Kerja Praktek Maksud dan tujuan Kerja Praktek ini antara lain : a. Memenuhi persyaratan mata kuliah wajib S1 Geofisika Universitas Gadjah Mada. b. Memberikan gambaran kepada mahasiswa Geofisika tentang dunia kerja para Geofisikawan yang sebenarnya melalui pengalaman selama di perusahaan. c. Sebagai wadah bagi mahasiswa untuk mengaplikasikan ilmu baik teori maupun praktik yang telah diperoleh di kampus terhadap kondisi sebenarnya di perusahaan. d. Memahami keterkaitan antara data Geofisika dan data Geologi melalui analisis korelasi untuk mendapatkan informasi bawah permukaan yang logis dan mendekati kondisi yang sebenarnya. e. Mampu melakukan interpretasi melalui pengolahan data-data yang ada untuk menyelesaikan berbagai kasus nyata dalam industri migas seperti penentuan zona prospek, penentuan titik pengeboran, perhitungan volume cadangan, dan lain-lain.
I.3. Rumusan Masalah Hal yang menjadi permasalahan dalam pelaksanaan kerja praktek ini adalah bagaimana cara mengikat data seismik dengan data sumur yang ada. Permasalahan tersebut muncul karena perbedaan domain antara data seismik dengan data sumur. Data seismik dalam waktu (time) sedangkan data sumur dalam kedalaman (depth). Pun terbatasnya jumlah data sumur yang dimiliki menjadi suatu masalah dalam analisa interpretasi data seismik untuk memetakan horizon yang menjadi tujuan akhir pekerjaan ini. Oleh karena itu diperlukan kemampuan analisa yang baik untuk melakukan interpretasi ini, agar dengan data seismik dan dengan data sumur yang ada dapat diperoleh peta struktur waktu suatu horizon (time structure map).
I.4. Batasan Masalah Lapangan “Holong” secara administraif terletak di Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan. Hal yang menjadi batasan masalah dalam pemetaan dan interpretasi pada pelaksanaan Kerja Praktek ini antara lain data seismik yang digunakan adalah data seismik 3D PSTM 9 (Post Stack Time Migration). Data sumur yang digunakan dibatasi dan berjumlah
2
1 sumur yakni sumur “S1”. Horizon yang akan diinterpretasi telah dibatasi yakni BRF, TAF dan R5.
I.5. Tempat dan Waktu Kerja Praktek Kerja Praktek ini dilakukan di Fungsi Geology and Geophysics (G&G) PT. Pertamina EP Asset 2 Prabumulih, Sumatera Selatan pada 2 Maret s.d. 2 April 2015.
3
BAB II. TINJAUAN PUSTAKA 2.1. Pengantar Geofisika Geofisika merupakan suatu ilmu yang dilandasi oleh hukum-hukum fisika dan matematika untuk diterapkan dalam studi tentang planet kita ini. Secara umum, Geofisika dapat dibedakan antara Geofisika sebagai studi model untuk menjelaskan sifat dan tingkah laku bumi dan Geofisika sebagai suatu ilmu yang dikembangkan untuk kepentingan eksplorasi bahan-bahan galian yang ada. Ilmu Geofisika meliputi:
Meteorologi
Geofisika Bumi : a. Seismologi, ilmu yang mempelajari gempabumi. b. Volcanology, ilmu tentang gunungapi atau vulkanologi. c. Geodinamika, ilmu yang mempelajari dinamika pergerakan lempeng Bumi. d. Eksplorasi Seismik, yang digunakan untuk menemukan cadangan hidrokarbon.
Oceanografi Geofisika memanfaatkan pengukuran permukaan bumi dari parameter – parameter
fisika yang dimiliki batuan untuk dapat mengetahui sifat – sifat batuan dan kondisi permukaan bawah bumi baik secara verikal maupun horizontal. Oleh karena itu Geofisika sering dipakai untuk mengetahui struktur suatu batuan, eksplorasi mineral dan migas, dan berbagai aplikasi dalam Geoteknik. Dalam melakukan pengukuran Geofisika memanfaatkan dua metode, yaitu metode aktif dan metode pasif :
Metode Aktif : merupakan metode yang pengukurannya memanfaatkan gelombang buatan gangguan yang dikirimkan ke bumi lalu mencatat respon yang diberikan oleh bumi. Misalnya dengan memanfaatkan ledakan dinamit, mengalirkan arus listrik ke dalam tanah, pengiriman sinyal radar dan lain sebagainya.
Metode Pasif : merupakan metode yang dalam melakukan pengukuran memanfaatkan medan alami yang dipancarkan oleh bumi. Misalnya dengan memanfaatkan radiasi gelombang gempa bumi, medan gravitasi bumi, medan magnetik bumi, medan listrik dan elektromagnetik bumi serta radiasi radioaktivitas bumi.
4
2.2. Metode Seismik Dalam dunia eksplorasi minyak dan gas bumi, Geofisika menyumbang peran penting melalui salah satu metodenya. Satu metode Geofisika yang hingga saat ini masih menjadi andalan adalah metode Seismik. Metode ini menggunakan gelombang seismik yang merupakan suatu gelombang yang merambat di kerak bumi. Gelombang ini biasa muncul jika terjadi patahan, longsoran ataupun akibat ledakan yang sengaja diciptakan. Energi yang akan merambat keseluruh bagian bumi ini kemudian akan direkam oleh Geophone ataupun Hydrophone. Metode Seismik merupakan teknik prospeksi yang baik untuk mengetahui keadaan struktur bawah permukaan. Hasil rekaman dari penampang seismik sangat mirip dengan hasil rekonstruksi struktur yang dilakukan oleh seorang Geoscientist. Metode ini mampu menghasilkan peta struktural dari setiap horizon yang memantulkan kembali gelombang yang diterimanya, tetapi horizon itu sendiri tidak dapat diidentifikasi tanpa informasi Geologi berdasarkan data lubang pengeboran. Metode seismik tergantung pada elastisitas batuan, perbedaan elastisitas dapat mengakibatkan perbedaan cepat rambat gelombang pada setiap lapisan batuan. Ada 2 metode seismik yang umum dilakukan dalam dunia eksplorasi, yaitu metode refleksi dan metode refraksi. a) 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 tanah dan ditangkap oleh suatu geophone. Refleksi dari suatu horizon geologi mirip dengan gema pada suatu muka tebing atau jurang. b) Metode Seismik Refraksi ; mengukur gelombang datang yang dipantulkan sepanjang formasi geologi di bawah permukaan tanah. Peristiwa refraksi umumnya terjadi pada muka air tanah dan bagian paling atas formasi bantalan batuan cadas.
Gambar 2.1 Seismik Refleksi dan Seismik Refraksi
5
Gelombang seismik yang dipenetrasikan ke bawah permukaan tanah tersebut kemudian direkam menggunakan alat yang disebut Geophone. Gelombang yang direkam tersebut dapat berupa tiga jalur utama, yaitu : a) The Direct Wave ; gelombang yang menjalar langsung melalui permukaan tanah. b) The Reflected Wave ; gelombang yang direkam setelah gelombang tersebut mengalami pemantulan oleh batas lapisan pertama dengan kedua. c) The Refracted Wave ; gelombang yang direkam setelah gelombang tersebut mengalami pembiasan (refraksi) oleh batas lapisan pertama dengan lapisan kedua.
Gambar 2.2 Jalur Perekaman Gelombang Seismik
2.2.1. Jenis Data Seismik a) Seismik 2D Data seismik 2D merupakan data seismik yang paling umum digunakan oleh berbagai negara karena harganya yang relatif murah dan akuisisi datanya mudah dilakukan. Biasanya digunakan untuk daerah yang memiliki struktur geologi yang sederhana. Line seismik 2D biasanya agak kurang teratur karena pemasangan line seismiknya hanya sekadar memotong struktur di lapangan. Namun hal ini cukup merepotkan saat melakukan interpretasi struktur bawah permukaan yang tidak dilewati oleh lintasan seismik. Oleh karena itu, diperlukan kemampuan interpretasi yang baik dan pengetahuan geologi lokal yang baik pula untuk dapat memahami data seismik 2D ini. b) Seismik 3D Seismik 3D mulai dikembangkan pada awal tahun 1980an sebagai akibat munculnya berbagai masalah baru dalam eksplorasi hidrokarbon. Masalah tersebut adalah tuntutan kebutuhan yang semakin meningkat namun produksi semakin menurun. Para geoscientist
6
menyadari perlunya menginvestigasi lapangan-lapangan dengan struktur geologi yang kompleks. Metode seismik 3D merupakan salah satu jawaban dari permasalahan tersebut. Data seismik 3D mampu membantu interpretasi untuk menentukan lokasi prospek dengan lebih akurat dan bisa juga digunakan untuk pengembangan lapangan-lapangan yang sudah ada atau sumur-sumur tua peninggalan zaman Belanda. Data seismik ada dalam 3 arah x,y dan z sehingga data seismik 3D akan membentuk suatu bangun ruang (volume). Hal ini merupakan kelebihan data seismik 3D dalam memperkirakan volume cadangan hidrokarbon dalam suatu reservoar.
Gambar 2.3 Data Seismik 2D dan 3D
2.2.2. Seismik Lubang Bor Seismik lubang bor atau yang lebih dikenal dengan Vertical Seismic Profilling (VSP) adalah operasi seismik lubang bor dimana sumber seismik diletakkan di permukaan bumi sementara perekam (geophone) diletakkan pada level kedalaman yang berbeda di sepanjang lubang bor. Jika sumur bor tersebut memiliki geometri vertikal, maka lokasi sumber getar diletakkan pada posisi yang tetap, sedangkan untuk sumur bor miring, lokasi sumber tidak tetap, lokasinya disesuaikan dengan posisi perekam dalam lubang bor. Walaupun geophone diletakkan di sepanjang lubang bor, resolusi vertikal VSP harus dipertimbangkan agar masih berada dalam resolusi seismik, sementara secara lateral, resolusinya dibatasi oleh zona Fresnel.
7
Geometri survei VSP beserta sketsa rekaman yang dihasilkan ditunjukkan pada gambar dibawah ini:
Gambar 2.4 Geometri Survei VSP
Rekaman VSP merupakan komposit dari gelombang downgoing dan upgoing dari jenis gelombang kompresi (P) dan/atau gelombang geser (S) dan juga gelombang Stonely yang berhubungan dengan lubang bor dan fluida sumur. Gelombang downgoing adalah gelombang yang terekam oleh geophone tanpa terrefleksikan terlebih dahulu. Sedangkan gelombang upgoing adalah gelombang yang terrefleksikan.
Pengolahan VSP Pengolahan data VSP terbagi menjadi beberapa tahap : demultiplex, korelasi (jika sumber getarnya vibrator), koreksi dari efek fluktuasi, koreksi rotasi alat dan sumur miring, eliminasi data yang buruk, stacking, dan pemilahan komponen gelombang jika perekam yang dipakai multicomponent. Gambar di bawah ini adalah contoh rekaman VSP setelah editing dan stacking:
Gambar 2.5 Rekaman data VSP
8
Selanjutnya, jika sumber dan penerima dianggap memiliki garis yang tegak lurus dengan reflektor, maka standar pengolahan data VSP adalah sebagai berikut : 1. De-konvolusi
gelombang upgoing dengan
gelombang
downgoing.
Proses
ini
ditujukan untuk mengeliminasi efek sinyal sumber dan multiple downgoing. 2. Flattening gelombang upgoing yang telah dide-konvolusi, proses ini menjadikan gelombang upgoing mirip dengan rekaman seismik biasa. 3. Membuat stack VSP 2.2.3. Kelebihan dan Kekurangan Metode Seismik Metode Seismik Keunggulan
Kelemahan
Dapat mendeteksi variasi baik lateral maupun
Banyaknya data yang dikumpulkan dalam
kedalaman dalam parameter fisis yang relevan,
sebuah survei akan sangat besar jika
yaitu kecepatan seismik.
diinginkan data yang baik
Dapat menghasilkan citra penampakan struktur
Perolehan data sangat mahal baik akuisisi
di bawah permukaan
dan logistik dibandingkan dengan metode Geofisika lainnya.
Dapat dipergunakan untuk membatasi
Reduksi dan prossesing membutuhkan
kenampakan stratigrafi dan beberapa
banyak waktu, membutuhkan komputer
kenampakan pengendapan.
mahal dan ahli-ahli yang banyak.
Respon pada penjalaran gelombang seismik
Peralatan yang diperlukan dalam akuisisi
bergantung dari densitas batuan dan konstanta
umumnya lebih mahal dari metode
elastisitas lainnya. Sehingga, setiap perubahan
Geofisika lainnya.
konstanta tersebut (porositas, permeabilitas, kompaksi, dll) pada prinsipnya dapat diketahui dari metode seismik. Memungkinkan untuk deteksi langsung terhadap
Deteksi langsung terhadap kontaminasi,
keberadaan hidrokarbon
misalnya pembuangan limbah, tidak dapat dilakukan.
Tabel 2.1 Keunggulan dan Kelemahan Metode Seismik
9
2.3. Komponen Gelombang Seismik 2.3.1. Impedansi Akustik Impedansi Akustik atau Akustik Impedansi (AI) adalah kemampuan suatu batuan untuk melewatkan gelombang akustik. AI adalah produk dari densitas (ρ) dengan kecepatan gelombang (v), yakni : AI = ρ.v Perubahan AI dapat digunakan sebagai indikator perubahan litologi, porositas, tingkat kekerasan, dan kandungan fluida suatu batuan. AI berbanding lurus dengan tingkat kekerasan batuan dan berbanding terbalik dengan porositas.
2.3.2. Koefisien Refleksi Refleksi seismik terjadi bila ada perubahan atau kontras pada AI. Untuk Koefisien Refleksi atau Reflection Coefisien (RC) pada sudut datang 0o dapat dihitung menggunakan persamaan berikut :
2.3.3. Wavelet Wavelet adalah sinyal transient yang memunyai interval waktu dan amplitudo yang terbatas. Ada 4 jenis wavelet yang umum diketahui, yakni zero phase, minimum phase, maximum phase, dan mixed phase.
Gambar 2.6 Wavelet
10
2.3.4. Seismogram Sintetik Seismogram Sintetik adalah rekaman seismik buatan dari data log kecepatan dan densitas. Data kecepatan dan densitas tersebut membentuk fungsi koefisien refleksi (RC) yang selanjutnya dikonvolusikan dengan wavelet untuk mendapatkan seismogram sintetik seperti gambar berikut ini :
Gambar 2.7 Ilustrasi Pembuatan Seismogram Sintetik
2.4. Interpretasi Seismik 2.4.1. Software yang digunakan Software yang digunakan dalam pengerjaan interpretasi ini adalah software milik Schlumberger : Petrel 2009.1. 2.4.2. Langkah Pengerjaan Pada umumnya langkah pengerjaan dalam interpretasi data seismik adalah sebagai berikut : a) Import data seismik hasil processing dan data sumur (well). b) Tambahkan data marker, checkshots ataupun data VSP sebagai informasi tambahan. c) Hubungkan data seismik dengan data sumur (well seismic tie) dengan membuat seismogram sintetik dari data sumur terlebih dahulu. d) Gunakan atribut seismik seperlunya. e) Lakukan picking horizon. f) Buat peta struktur waktu dari horizon tersebut.
11
2.4.3. Interpretasi Seismik pada Struktur Geologi Pada umumnya untuk mengetahui keadaan dibawah permukaan bumi, dari data seismik dilakukan interpretasi berdasarkan perlapisan batuannya. Dari interpretasi perlapisan batuan tersebut para interpreter dapat membuat suatu peta horizon dibantu dengan data struktur geologi yang ada yakni berupa patahan (fault), lipatan, Kubah Garam/Diapir, dan intrusi.
12
BAB III. GEOLOGI REGIONAL DAERAH PENELITIAN Cekungan Sumatera Selatan berada di sebelah Timur Bukit Barisan dan memanjang sampai ke area offshore di sebelah Timur Laut dan diketahui sebagai cekungan back-arc yang dihubungkan oleh Bukit Barisan ke arah Barat Daya, dan Paparan Sunda ke arah Timur Laut (de Coster, 1974). Cekungan Sumatera Selatan terbentuk selama masa pemekaran berarah Timur-Barat pada akhir zaman pra-Tersier sampai awal masa Tersier (Daly et d., 1987). Aktivitas Orogenic selama akhir zaman Cretaceous-Eosen membagi cekungan menjadi 4 sub bagian yakni Sub Cekungan Palembang Tengah, Sub Cekungan Palembang Utara, Sub Cekungan Palembang Selatan dan Sub Cekungan Jambi (van Gorsel, 1988). Segala bentuk struktur geologi yang kemudian muncul pada cekungan adalah hasil dari 3 peristiwa tektonik utama (de Coster, 1974). 3 peristiwa tektonik tersebut terjadi pada zaman Middle-Mesozoic, akhir Cretaceous-Eocene dan pada zaman Plio-Pleistocene. Pada masa Middle-Mesozoic dan akhir Cretaceous-Eocene terbentuk batuan dasar basement dengan bentukan graben, horst dan beberapa patahan (Adiwidjaja dan de Coster, 1973; de Coster, 1974; Pulunggono et al., 1992). Sedangkan pada zaman Plio-Pleistocene, terbentuk suatu struktur patahan berorientasi Barat Laut-Tenggara dan penurunan ke arah Timur Laut (de Coster, 1974).
Gambar 3.1 Regional Tectonic Setting Pulau Sumatera
13
Gambar 3.2 Struktur Patahan yang mengontrol Cekungan Sumatera Selatan
Singkapan Cekungan Sumatera Selatan yang baik dan dapat diamati terletak disekitar antiklin Gunung Gumai. Stratigrafi mulai dari tua ke muda adalah sebagai berikut : 3.1. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Bagian Selatan a. Kompleks Batuan Pra-Tersier (Basement) Formasi ini merupakan batuan dasar (basement rock) dari Cekungan Sumatra Selatan. Tersusun atas batuan beku Mesozoikum, batuan metamorf PaleozoikumMesozoikum, dan batuan karbonat yang mengalami metamorfisme. Hasil dating di beberapa tempat menunjukkan bahwa beberapa batuan berumur Kapur Akhir sampai Eosen Awal. Batuan metamorf Paleozoikum-Mesozoikum dan batuan sedimen mengalami perlipatan dan sesar akibat intrusi batuan beku selama peristiwa orogenesa Mesozoikum Tengah (Mid-Mesozoikum). b. Formasi Kikim Tuff dan older Lemat atau Lahat Batuan tertua yang ditemukan pada Cekungan Sumatera Selatan adalah batuan yang berumur akhir Mesozoik. Batuan yang ada pada formasi ini terdiri dari Batupasir
14
tuff-an, konglomerat, breksi, dan lempung. Batuan-batuan tersebut kemungkinan merupakan bagian dari siklus sedimentasi yang berasal dari Continental, akibat aktivitas vulkanik, dan proses erosi dan disertai aktivitas tektonik pada akhir Kapurawal Tersier di Cekungan Sumatera Selatan. c. Formasi Lemat Muda atau Lahat Muda Formasi Lemat tersusun atas klastika kasar berupa Batupasir, Batulempung, fragmen batuan, breksi, “Granit Wash”, terdapat lapisan tipis Batubara, dan tuff. Semuanya diendapkan pada lingkungan kontinen. Sedangkan anggota Benakat dari Formasi Lemat terbentuk pada bagian tengah cekungan dan tersusun atas serpih berwarna coklat abu-abu yang berlapis dengan serpih tuff-an (tuffaceous shales), batulanau, Batupasir, terdapat lapisan tipis Batubara dan batugamping (stringer), Glauconit ; diendapkan pada lingkungan fresh-brackish. Formasi Lemat secara normal dibatasi oleh bidang ketidakselarasan (unconformity) pada bagian atas dan bawah formasi. Kontak antara Formasi Lemat dengan Formasi Talang Akar yang diintepretasikan sebagai paraconformable. Formasi Lemat berumur PaleosenOligosen, dan anggota Benakat berumur Eosen Akhir hingga Oligosen, yang ditentukan dari spora dan pollen, juga dengan dating K-Ar. Ketebalan formasi ini bervariasi, lebih dari 2500 kaki (+760 m). Pada Cekungan Sumatra Selatan dan lebih dari 3500 kaki (1070 m) pada zona depresi sesar di bagian tengah cekungan (diperoleh dari data seismik). d. Formasi Talang Akar (TAF) Formasi Talang Akar terdapat di Cekungan Sumatra Selatan, formasi ini terletak di atas Formasi Lemat dan di bawah Formasi Telisa atau anggota Basal Batugamping Telisa. Formasi Talang Akar terdiri dari Batupasir yang berasal dari delta plain, serpih, lanau, Batupasir kuarsa, dengan sisipan Batulempung karbonat-an, Batubara dan dibeberapa tempat terdapat konglomerat. Kontak antara Formasi Talang Akar dengan Formasi Lemat tidak selaras pada bagian tengah dan pada bagian pinggir dari cekungan kemungkinan paraconformable, sedangkan kontak antara Formasi Talang Akar dengan Telisa dan anggota Basal Batugamping Telisa adalah conformable. Kontak antara Talang Akar dan Telisa sulit di-pick dari sumur di daerah palung disebabkan litologi dari dua formasi ini secara umum sama. Ketebalan dari Formasi Talang Akar bervariasi 1500-2000 kaki (sekitar 460-610 m).
15
Umur dari Formasi Talang Akar ini adalah Oligosen Atas hingga Miosen Bawah dan kemungkinan meliputi N3 (P22), N7 dan bagian N5 berdasarkan zona Foraminifera planktonik yang ada pada sumur yang dibor pada formasi ini berhubungan dengan delta plain dan daerah shelf. e. Formasi Baturaja (BRF) Anggota ini dikenal dengan Formasi Baturaja. Diendapkan pada bagian intermediate-shelf dari Cekungan Sumatera Selatan, di atas dan di sekitar platform dan tinggian. Kontak ada pada bagian bawah dengan Formasi Talang Akar atau dengan batuan Pre-Tersier. Komposisi dari Formasi Baturaja ini terdiri dari Batugamping Bank (Bank Limestone) atau platform dan reefal. Ketebalan bagian bawah dari formasi ini bervariasi, namun rata-rata 200-250 kaki (sekitar 60-75 m). Singkapan dari Formasi Baturaja di Pegunungan Garba tebalnya sekitar 1700 kaki (sekitar 520 m). Formasi ini sangat fossiliferous dan dari analisis umur anggota ini berumur Miosen. Fauna yang ada pada Formasi Baturaja umurnya N6-N7. f. Formasi Gumai (GUF) Formasi Gumai tersebar secara luas dan terjadi pada zaman Tersier, formasi ini terendapkan selama fase transgressive laut maksimum, (maximum marine transgressive) ke dalam 2 cekungan. Batuan yang ada di formasi ini terdiri dari Napal yang mempunyai karakteristik fossiliferous, banyak mengandung foraminifera plankton. Sisipan Batugamping dijumpai pada bagian bawah. Formasi Gumai berbeda fasies dengan Formasi Talang Akar dan sebagian berada di atas Formasi Baturaja. Ketebalan dari formasi ini bervariasi tergantung pada posisi dari cekungan, namun variasi ketebalan untuk Formasi Gumai ini berkisar dari 6000 – 9000 kaki ( 1800-2700 m). Penentuan umur Formasi Gumai dapat ditentukan dari dating dengan menggunakan foraminifera planktonik. Pemeriksaan mikro-paleontologi terhadap contoh batuan dari beberapa sumur menunjukkan bahwa fosil foraminifera planktonik yang dijumpai dapat digolongkan ke dalam zona Globigerinoides Sicanus, Globogerinotella Insueta, dan bagian bawah zona Orbulina Satiralis Globorotalia Peripheroranda, umurnya disimpulkan Miosen Awal hingga Miosen Tengah. Lingkungan pengendapannya adalah laut terbuka, Neritik.
16
g. Formasi Air Benakat (ABF) Formasi Lower Palembang diendapkan selama awal fase siklus regresi. Komposisi dari formasi ini terdiri dari Batupasir Glaukonitan, Batulempung, batulanau, dan Batupasir yang mengandung unsur karbonat-an. Pada bagian bawah dari Formasi Lower Palembang kontak dengan Formasi Telisa. Ketebalan dari formasi ini bervariasi dari 3300 – 5000 kaki (sekitar 1000 – 1500 m ). Fauna-fauna yang dijumpai pada Formasi Lower Palembang ini antara lain Orbulina Universa d’Orbigny, Orbulina Suturalis Bronimann, Globigerinoides Subquadratus Bronimann, Globigerina Venezuelana Hedberg, Globorotalia Peripronda Blow & Banner, Globorotalia Venezuelana Hedberg, Globorotalia Peripronda
Blow & Banner,
Globorotalia Mayeri Cushman & Ellisor, yang menunjukkan umur Miosen Tengah N12-N13. Formasi ini diendapkan di lingkungan laut dangkal. h. Formasi Muara Enim (MEF) Batuan penyusun yang ada pada formasi ini berupa Batupasir, Batulempung, dan lapisan Batubara. Batas bawah dari Formasi Middle Palembang di bagian selatan cekungan berupa lapisan Batubara yang biasanya digunakan sebagai marker. Jumlah serta ketebalan lapisan-lapisan Batubara menurun dari selatan ke utara pada cekungan ini. Ketebalan formasi berkisar antara 1500 – 2500 kaki (sekitar 450-750 m). De Coster (1974) menafsirkan formasi ini berumur Miosen Akhir sampai Pliosen, berdasarkan kedudukan stratigrafinya. Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut dangkal sampai brackist (pada bagian dasar), delta plain dan lingkungan non marine. i.
Formasi Kasai (KF) Formasi ini merupakan formasi yang paling muda di Cekungan Sumatra Selatan. Formasi ini diendapkan selama Orogenesa pada Plio-Pleistosen dan dihasilkan dari proses erosi Pegunungan Barisan dan Tigapuluh. Komposisi dari formasi ini terdiri dari Batupasir Tuff-an, lempung, dan kerakal dan lapisan tipis Batubara. Umur dari formasi ini tidak dapat dipastikan, tetapi diduga Plio-Pleistosen. Lingkungan pengendapannya adalah di darat. (Stratigrafi Regional Cekungan Sumatra Selatan (De Coaster, 1974))
17
Tabel 3.1 Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan
Gambar 3.3 Cross Section Cekungan Sumatera Selatan
18
3.2. Sistem Petroleum Cekungan Sumatera Selatan Sistem Petroleum adalah seluruh elemen dan proses pada cekungan sedimen yang diperlukan untuk terakumulasinya hidrokarbon (Bailei, A.D., 1992, vide Pusdep Pertamina). Pada umumnya, sistem petroleum suatu lapangan masih berhubungan dengan sistem petroleum dari suatu wilayah geologi regionalnya. Akumulasi dari hidrokarbon dikontrol oleh faktor struktur, fasies, ketebalan pengendapan, dan kedekatan batuan induk yang sudah cukup matang. Berikut tinjauan sistem petroleum pada Cekungan Sumatera Selatan khususnya di Lapangan “Holong”. a) Batuan Induk (Source Rock) Berdasarkan analisa Shell Team, 1978, hidrokarbon di Cekungan Sumatera Selatan berasal dari batuan induk yang berasal dari Batulempung hitam Formasi Lemat (De Coster, 1974), lignin (Batubara), Batulempung Formasi Talang Akar dan Batulempung Formasi Telisa. Formasi Lemat mengalami perubahan fasies yang cepat ke arah lateral sehingga bertindak sebagai batuan induk yang baik dengan kandungan material organiknya 1,2-3%. Gradien suhu berkisar 4,8-5,3oC/100 m, sehingga kedalaman pembentukan minyak yang komersil terdapat pada kedalaman 2000-3000 m. Formasi yang paling banyak menghasilkan yang diketahui hingga saat ini adalah Formasi Talang Akar, dengan kandungan material organik yang berkisar antara 0,5-1,5%. Diperkirakan di bagian tengah cekungan Formasi Talang Akar telah mencapai tingkat lewat matang. Minyak di Cekungan Sumatera Selatan berasal dari batuan induk yang mengandung lignit (Batubara) karena banyak mengandung wax. Formasi Telisa mempunyai kandungan material organik antara 1-1,38% di Sub Cekungan Jambi, sedangkan di Sub Cekungan Sumatera Selatan tidak ada data yang menunjukkan bahwa formasi ini dapat bertindak sebagai batuan induk. Sistem pemanasan (kitchen) batuan induk di Cekungan Sumatera Selatan adalah akibat panas yang dihasilkan oleh bidang-bidang sesar yang terbuka pada graben/half graben, sehingga cukup untuk menghasilkan hidrokarbon.
b) Migrasi Migrasi hidrokarbon di Cekungan Sumatera Selatan ditafsirkan sebagai migrasi lateral dan migrasi vertikal. Migrasi lateral terjadi pada bagian dalam cekungan. Akibat migrasi ini, terjadi pengisian hidrokarbon pada perangkap-perangkap stratigrafi yang terbentuk pada zona engsel (hinge zone). Migrasi secara vertikal terjadi melalui bidang patahan dan
19
bidang ketidakselarasan antara batuan dasar dengan lapisan sedimen di atasnya. Migrasi sekunder memiliki peranan penting dalam proses akumulasi dan pemerangkapan hidrokarbon mengingat posisi perangkap merupakan daerah tinggian purba (old basement high). c) Reservoar Lapisan Batupasir yang terdapat dalam Formasi Lemat, Formasi Talang Akar, Formasi Palembang Bawah dan Palembang Tengah dapat menjadi batuan reservoar pada Cekungan Sumatera Selatan. Pada Sub Cekungan Jambi, produksi terbesar terdapat pada batuan reservoar Formasi Air Benakat. Batupasir alasnya memunyai porositas 27%, Batupasir delta porositasnya 20% dan Batupasir laut dangkal memunyai porositas 10%. Batupasir Konglomeratan dari Formasi Talang Akar merupakan reservoar kedua yang memproduksi minyak dengan porositas 30%.
Batugamping
Formasi
Baturaja
memproduksi minyak hanya di bagian tenggara Sub Cekungan Jambi dengan porositas 19%. Formasi Telisa memiliki interval reservoar dan lapisan penutup bagi reservoar Formasi Baturaja. Pada Sub Cekungan Palembang, produksi minyak terbesar terdapat pada batuan reservoar Formasi Talang Akar dan Baturaja. Porositas lapisan Batupasir antara 15-28%. Reservoar dari Formasi Lower Palembang dan Formasi Middle Palembang merupakan penghasil minyak terbesar kedua setelah dua formasi tersebut diatas. Batugamping Formasi Baturaja menghasilkan kondensat dan gas di tepi sebelah barat dan timur dari Sub Cekungan Palembang. Selain itu di Cekungan Sumatera Selatan juga ditemukan reservoar hidrokarbon pada batuan dasar Pra-Tersier yang merupakan fenomema menarik. Hingga saat ini beberapa sumur eksplorasi yang terbukti menghasilkan hidrokarbon pada reservoar batuan beku (Granodiorit)
dan metamorf (Slate)
yang berumur
Mezozoikum.
Hidrokarbon
terperangkap pada zona-zona rekahan yang terbentuk akibat aktivitas tektonik yang sangat intensif pada zaman Miosen Tengah dan mencapai puncaknya pada Plio-Pleistosen. d) Batuan Penutup (Seal Rock) Batuan penutup pada umumnya merupakan lapisan lempung yang tebal dari Formasi Telisa, Formasi Palembang Bawah dan Formasi Palembang Tengah. Selain itu, terjadinya perubahan fasies ke arah lateral atau adanya sesar-sesar dapat juga bertindak sebagai
20
penutup atau tudung. Lempung pada Formasi Telisa menjadi penutup pada reservoar karbonat Formasi Baturaja. e) Jenis Perangkap (Trap) Pada umumnya perangkap hidrokarbon di Cekungan Sumatera Selatan merupakan struktur Antiklin dari suatu Antiklinorium yang terbentuk pada Plio-Pleistosen seperti pada Formasi Palembang Tengah. Struktur sesar, baik normal maupun geser, dapat bertindak sebagai perangkap minyak. Perangkap stratigrafi terjadi pada Batugamping terumbu Formasi Baturaja, berbentuk kipas Formasi Lemat, dan bentuk membaji Formasi Palembang Bawah dan Formasi Talang Akar.
21
BAB IV. METODOLOGI PENELITIAN 4.1. Objek Penelitian Penelitian kerja praktek ini dilakukan di PT. Pertamina EP Asset 2 dengan studi kasus pada lapangan „Holong” yang merupakan bagian dari cekungan Sumatera Selatan. Waktu pelaksanaan Kerja Praktek ini adalah mulai tanggal 2 Maret s.d. 2 April 2015.
4.2. Alat dan Bahan Alat dan bahan yang digunakan dalam pelaksanaan Kerja Praktek ini adalah sebagai berikut : a) Data Seismik 3D PSTM (Post Stack Time Migration) b) Data sumur (well) S1 c) Data Well Tops dan Well Deviation d) Laptop yang telah diinstal software Petrel 2009.1
4.3. Langkah-Langkah Penelitian 4.3.1. Tahap Persiapan/Awal Tahap persiapan awal meliputi pengadaan alat dan bahan yang hendak digunakan dalam pengerjaan interpretasi ini. Sebuah laptop yang sudah diinstalkan software interpretasi Petrel 2009.1 dari Schlumberger, data sumur meliputi data log, well head, well deviation, well marker serta checkshot menjadi alat dan bahan yang harus dipersiapkan diawal untuk melanjutkan pekerjaan ini. Tahapan awal yang harus dilakukan adalah meng-import semua data yang tersedia ke dalam software Petrel 2009.1 Import data Well Pertama ; buatlah folder well (Well Folder) dengan cara klik Insert » New Well Folder, folder tersebut akan muncul di window input. Klik kanan pada folder tersebut lalu klik New Well. Nama sumur dalam penelitian ini adalah well S1. Lalu masukkan data koordinat x, y, KB dan MD well dari data well head yang ada.
22
Gambar 4.1 Tahapan Memasukkan Data Well Head
Kedua ; masukkan data log dari well yang ada. Data log yang digunakan dalam pekerjaan ini adalah data log dengan format *.las yang berisi data hasil well logging dari sumur S1. Klik kanan pada well S1 » import (on selection) » klik open pada data well *.las yang ada.
Gambar 4.2 Tahapan Memasukkan Data Log dengan Format .las
23
Selanjutnya akan muncul data well log apa saja yang ada pada sumur S1. Data well log yang tidak terdefinisi atau tidak dapat dibaca tidak perlu dimasukkan ke dalam project. Klik Unselect pada undefined well log » OK for all.
Gambar 4.3 Tahapan Memilih Data Log yang Dapat Didefinisi oleh Software
Ketiga ; import data well deviation. Sumur S1 yang digunakan adalah sumur dengan jenis bor miring. Untuk data bor miring, data well deviation memiliki nilai azimuth dan inklinasi yang memperlihatkan keadaan kemiringan lubang bor. Data well deviation ini dimasukkan dengan cara klik kanan pada well S1 » import (on selection) » pada window import file, files of type, pilih Well path/deviation (ASCII) » klik Open. Selanjutnya akan muncul window seperti gambar berikut ini :
24
Gambar 4.4 Tahapan Memasukkan Data Well Deviation
Saat window import well path / deviation muncul isi data-data MD, INCL dan AZIM dengan urutan kolom yang benar agar software dapat membaca urutan kolom dengan benar.
Keempat ; import data well marker atau well tops. Marker merupakan file berisi data mengenai top-bottom dari urutan litologi. Data marker berupa nama horizon yang diurutkan berdasarkan kedalaman masing-masing marker. Nama-nama horizon pada data marker pada umumnya berupa huruf-huruf. Dengan adanya data marker ini, penentuan picking horizon akan menjadi lebih akurat karena marker dapat membantu penentuan picking apakah di peak, troughs, S-crossing atau Z-crossing. Oleh karena itu, data marker sering kali dijadikan
25
sebagai final judgement dalam pembuatan peta horizon. Cara memasukkan data marker yakni membuat folder Well Tops dengan cara klik Insert » New Well Tops, lalu pada folder tersebut klik kanan » import (on selection). Tipe file marker yang digunakan adalah Petrel Well Tops (ASCII). Pada window import petrel well tops, klik connect to trace untuk menggabungkan data marker ke data sumur S1. Perhatikan number of lines agar software dapat membaca data marker dengan baik, lalu klik OK for all.
Gambar 4.5 Tahapan Memasukkan Data Well Tops
Import data Seismik 3D Data seismik yang digunakan pada penelitian ini adalah data SEG-Y seismik 3D PSTM (Post Stack). Data seismik yang digunakan pada penelitian ini telah mencakup data Inline dan Xline. Masukkan data seismik dengan cara klik File » Import File atau dengan menekan Ctrl + I pada keyboard. Pada window import file, files of type pilih SEG-Y seismic data » Open.
26
Gambar 4.6 Tahapan Memasukkan Data SEG-Y
Pada window Vintage selection klik OK » lalu akan muncul window Input data dialog yang berisi informasi data seismik » klik OK for all.
Langkah terakhir dalam proses meng-import data adalah import data checkshot. Tipe data checkshot yang digunakan adalah dengan format file ASCII. Data ini nantinya akan digunakan untuk membuat seismogram sintetik yang diperlukan untuk proses well-seismic tie. Data checkshot dimasukkan dengan cara klik Insert » New Checkshots. Data checkshot tersebut akan masuk ke dalam folder Global Well Logs. Klik kanan folder checkshot tersebut » import (on selection) sampai muncul window seperti berikut :
27
Gambar 4.7 Tahapan Memasukkan Data Checkshot ASCII
Saat window konfigurasi checkshot muncul, perhatikan kolom data yang digunakan.
Gambar 4.8 Konfigurasi Data Checkshot
28
4.3.2. Tahap Well-Seismic Tie Well-Seismic Tie adalah proses pengikatan data sumur (well) terhadap data seismik. Proses pengikatan ini dilakukan supaya horizon seismik yang telah dipicking berada pada kedalaman yang sebenarnya dengan bantuan data kedalaman dari data sumur. Proses ini dilakukan dengan bantuan seismogram sintetik yang dihasilkan dari konvolusi wavelet dengan deret koefisien refleksi (RC). Data sumur yang diperlukan untuk well seismic tie adalah sonic (DT), density (RHOB), dan checkshot. Sebagaimana yang kita ketahui, data seismic umumnya berada dalam domain waktu (TWT) sedangkan data well berada dalam domain kedalaman (TVD). Sehingga, sebelum kita melakukan pengikatan, langkah awal yang harus kita lakukan adalah konversi data well ke domain waktu. Untuk konversi ini, kita memerlukan data sonic log dan checkshot. Data sonic log dan checkshot memiliki kelemahan dan keunggulan masing-masing. Kelemahan data sonic antara lain adalah sangat rentan terhadap perubahan lokal di sekitar lubang bor seperti washout zone, perubahan litologi, serta hanya mampu mengukur formasi batuan sedalam 1-2 kaki. Sedangkan kelemahan data checkshot adalah resolusinya yang tidak sedetail data sonic. Untuk itu diperlukan suatu koreksi untuk menghasilkan sonic corrected checkshot atau despiked sonic dengan cara klik kanan pada folder Well » calculator. Pada window calculator for “Wells” ketik DESPIKED_SONIC=DT dan pada Log settings pilih Δt Sonic dan log DT lalu klik ENTER.
Gambar 4.9 Window Calculator untuk Memasukkan Persamaan Sonic Terkoreksi Checkshot
29
Data despiked sonic akan muncul pada folder global well logs. Klik kanan pada DESPIKED_SONIC » klik log editor » pada kolom Action #1 pilih Arithmetic » Run » OK. Hal ini dilakukan untuk koreksi data sonic agar menjadi smooth. Proses pengikatan data sumur dengan data seismik diawali dengan pemilihan wavelet yang nantinya akan dikonvolusi dengan koefisien refleksi (RC). Ekstraksi wavelet dapat dilakukan dengan beberapa cara, yakni dengan mengekstrak dari volume seismik (cube) disekitar zona target, mengekstrak dari data sumur dan membuat wavelet Ricker atau bandpass wavelet. Kebutuhan wavelet disesuaikan dengan data seismik yang digunakan . Langkah selanjutnya adalah membuat koefisien refleksi (RC) dari perbandingan nilai accoustic impedance yang merupakan dari perkalian log DT dan log RHOB. RC ini kemudian dikonvolusikan dengan wavelet yang telah diekstrak untuk menghasilkan seismogram sintetik. Trace dari seismogram sintetik ini kemudian disesuaikan dengan trace data seismik yang ada sehingga diperoleh kemiripan antara keduanya. Pada proses ini yang diperhatikan adalah wiggle antara seismik dengan seismogram sintetik, baik pada polanya maupun besar wigglenya. Pembuatan seismogram sintetik terdapat pada menu bar processes di sebelah pojok kiri, klik pada sub menu stratigraphic modelling, pilih synthetics, akan muncul window seperti gambar di bawah ini. Isi parameter-parameter tersebut yang benar untuk menghasilkan seismogram sintetik.
30
Gambar 4.10 Parameter-Parameter untuk Menghasilkan Seismogram Sintetik
Setelah semua tahapan selesai, data seismogram sintetik dapat ditampilkan pada window well section. Untuk menampilkan wiggle seismiknya, pilih settings » show wiggles. Langkah terakhir adalah melakukan well-seismic tie dengan cara menyamakan trend lapisan pada seismogram sintetik dengan seismik yang sebenarnya dengan menggeser garis marker pada well section window. 4.3.3. Tahap Atribut Seismik (Volume Attributes) Atribut Seismik adalah segala informasi yang diperoleh dari data seismik baik melalui pengukuran langsung, komputasi maupun pengalaman. Mengapa atribut seismik perlu
31
dilakukan dalam interpretasi? Atribut Seismik diperlukan untuk ‟memperjelas‟ anomali yang tidak terlihat secara kasat mata pada data seismik biasa. Pada penelitian ini, atribut seismik yang digunakan adalah Structural Smoothing. Atribut ini digunakan untuk membantu dalam picking horizon dan penentuan garis patahan (fault), karena atribut ini dapat memperjelas tampilan struktur yang ada pada data seismik. Proses ekstraksi atribut ini dilakukan dengan cara klik kanan folder seismik volume » Volume Attributes.
Gambar 4.11 Langkah-langkah Mengekstrak Atribut Seismik
4.3.4. Tahap Picking Horizon Target Setelah diperoleh seismogram sintetik dan data sumur dengan data seismik telah diikat, langkah selanjutnya adalah melakukan picking horizon dengan bantuan data marker yang ada. Horizon yang dipicking pada penelitian ini dibatasi pada horizon BRF, TAF dan R5. Langkah awal dari proses ini adalah Insert » New Interpretation Folder. Klik kanan pada folder tersebut » insert seismic horizon. Lakukan picking horizon pada Interpretation Window berdasarkan sifat wiggle (peak, troughs, S-crossing ataupun Z-crossing) yang
32
diperoleh dari seismic-well tie pada Well Section Window dengan cara klik kanan pada folder seismic horizon » Settings » Autotracking.
Gambar 4.12 Setting Window pada Suatu Horizon
Pada penelitian ini, berdasarkan Well-Seismic Tie, horizon BRF merupakan peak, TAF merupakan trough dan R5 merupakan S-crossing. Oleh karena itu, setiap kali akan melakukan picking horizon, parameter tersebut diatas harus selalu disesuaikan. Autotracking pada dasarnya dapat membantu kita agar melakukan picking tetap pada jalur reflektor yang sebenarnya, namun pada penelitian ini, picking horizon dilakukan dengan manual picking agar hasil picking-an lebih smooth dan sesuai dengan horizon yang dikehendaki. Proses picking pada setiap horizon pada penelitian ini dilakukan dengan step 10 pada Xline saja. Proses picking pada Inline tidak dilakukan, sebab titik-titik yang muncul pada
33
Inline setiap kali melakukan picking di Xline hanya dijadikan Quality Control (QC) terhadap hasil picking-an Xline. Oleh karena data seismik yang digunakan adalah data 3D, tingkat kesulitan dalam proses picking akan menjadi lebih sulit. Pun tampilan reflektor yang kurang jelas membuat proses picking tidak dapat menggunakan autotracking sepenuhnya. Proses picking ini memerlukan ketelitian ekstra dan perlu diketahui bahwa semakin kecil step yang dipakai dalam melakukan picking maka horizon surface yang akan diperoleh akan semakin valid dan halus. Berikut contoh hasil gridding dari pickingan horizon BRF pada window 2D dan 3D.
Gambar 4.13 Perbandingan Hasil Picking-an pada Window 2D dan 3D
4.3.5. Pembuatan Surface Horizon Map Proses pembuatan peta ini dilakukan jika hasil picking-an sudah dirasa cukup menggambarkan bentuk permukaan horizon yang telah di-picking. Surface Horizon Map dibuat melalui menu bar di pojok kiri, pilih Utility » make/edit surface. Selanjutnya masukkan horizon yang hendak dipetakan, gunakan luas data survei seismik sebagai batasan geometri pemetaan pada tab Geometry klik Get limits from selected. Kemudian pada tab Well Adjustment masukkan well tops horizon yang hendak dipetakan.
34
Berikut window konfigurasi dari proses ini :
Gambar 4.14 Tahapan Membuat Surface Horizon Map dan Parameter-parameternya
Surface yang dihasilkan akan berbentuk persegi dan mengekstrapolasi data picking untuk memenuhi seluruh area. Agar lebih akurat dan lebih fokus kepada daerah target, surface ini bisa di-crop menggunakan polygon dan masukkan polygon tersebut sebagai boundary. Pun jika diperlukan hasil yang lebih halus, dapat dilakukan smoothing pada surface tersebut dari menu Settings. Namun langkah ini tidaklah menjadi suatu keharusan dalam proses interpretasi. Surface yang dihasilkan dari proses ini adalah Time Structure Map. Untuk mengubah menjadi Depth Structure Map perlu dilakukan langkah lebih lanjut. Penelitian pada pelaksanaan kerja praktek ini dibatasi pada hasil akhir peta struktur dalam domain waktu saja.
35
BAB V. HASIL DAN PEMBAHASAN 5.1. Data Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data seismik 3D PSTM (Post Stack Time Migration). Selain data seismik, ada 1 sumur (well) yang digunakan. Data well ini berisi koordinat well, data logging well tersebut (NPHI, RHOB, DT, SP, LLD, dll), data well deviation, data checkshot/VSP/listing dan data well tops/marker. Seluruh data tersebut diimport ke dalam software Petrel 2009.1 untuk kemudian dilakukan interpretasi. Langkahlangkah meng-import data tersebut telah dijelaskan di dalam BAB IV. Berikut merupakan hasil dari proses import data-data tersebut : 5.1.1. SEG-Y 3D Seismic Data seismik 3D yang digunakan pada pekerjaan ini terdiri dari Inline dengan range : 2255 s.d. 2455 dan Xline dengan range : 10041 s.d. 10300. Data Inline dan Xline ini saling tegak lurus dan berhubungan satu sama lain. Hal ini sangat membantu dalam menginterpretasi horizon secara langsung. Selain itu, keunggulan data seismik 3D ini adalah kemampuan untuk menampilkan kemenerusan horizon dengan menggerakkan line seismik dengan step interval yang dapat diatur. Namun disisi lain data seismik 3D ini membutuhkan space memory yang cukup besar jika dibandingkan dengan data seismik 2D.
Gambar 5.1 Tampilan Data Seisimik 3D
36
5.1.2. Well Log Data well log pada umumnya terbagi 3 dan sering disebut sebagai “triple combo” berdasarkan kegunaan interpretasinya, yakni : a) Reservoir log ; yang terdiri atas log SP (Self Potential), log GR (Gamma Ray) dan log CALI (Calliper). Ketiga data log ini dapat membantu interpretasi zona reservoar. b) Fluid log ; yang terdiri atas log LLD, LLS dan MSFL yang merupakan data resistivitas. Ketiga data log ini dapat membantu interpretasi jenis fluida yang ada dalam reservoar yang telah ditentukan. c) Porosity log ; yang terdiri atas log DT (Sonic), RHOB (Density) dan NPHI (Neutron Porosity). Ketiga data log ini dapat membantu interpretasi porositas. Seluruh data log tersebut dapat ditampilkan pada well section window seperti gambar berikut :
Gambar 5.2 Tampilan Data Log “Triple Combo” pada Well Section Window
37
Pada kolom Reservoir Log yakni dari data log GR, daerah berwarna kuning diinterpretasikan sebagai daerah Batupasir (sandstone) yang dapat diinterpretasikan sebagai zona reservoar. Sedangkan daerah berwarna hijau diinterpretasikan sebagai daerah shale. Kesimpulan ini dapat ditarik karena secara quick look pada umumnya clean sand dan limestone memiliki nilai GR yang rendah dan shale pada umumnya memiliki nilai GR yang tinggi. Sedangkan pada kolom Porosity Log yakni dari persilangan data NPHI dan RHOB (RHOB rendah berpotongan dengan NPHI tinggi), daerah berwarna merah diinterpretasikan sebagai zona yang memiliki porositas yang baik untuk kemudian dapat diinterpretasikan sebagai kriteria reservoar yang baik. 5.1.3. Well Deviation Well Deviation merupakan data yang menginformasikan lintasan sumur sesuai dengan kedalaman pada tiap perubahan arah kemiringan sumur, data tersebut sangat penting jika sumur tersebut merupakan sumur non vertikal, jika sumur tersebut merupakan sumur vertikal maka koordinat lintasan sumur akan sesuai dengan koordinat well head. Data well deviation memiliki data azimuth (AZIM) dan inklinasi (INCL) yang berbeda akibat perubahan dx dan dy pada interval kedalaman tertentu. Bukti bahwa well S1 merupakan well yang miring terlihat pada 2D window. Jika suatu well tidak miring, maka pada 2D window well tersebut akan berbentuk titik saja, namun tidak pada well S1. Seperti yang ditunjukkan pada gambar berikut ini :
Gambar 5.3 Tampilan Well Deviation Sumur S1 (Lingkaran Putih)
38
5.1.4. Marker Penentuan marker dilakukan pada semua sumur yang akan dilakukan analisa. Marker pada setiap sumur menggambarkan konfigurasi lapisan tertentu. Penentuan marker sangat penting sebagai pengontrol sewaktu membuat peta struktur. Cara memasang marker pada sumur telah dijelaskan pada BAB IV. Marker yang hendak di-picking pada penelitian ini adalah BRF, TAF dan R5. Data marker tersebut dapat ditampilkan pada well section window seperti gambar berikut ini :
Gambar 5.4 Tampilan Marker atau Well Tops pada Well Section Window
39
5.1.5. Checkshot Data checkshot digunakan untuk menghitung interval kecepatan. Data ini dapat dijadikan sebagai kalibrasi bagi data sonic yang akan digunakan untuk mencari koefisien refleksi (RC) yang kemudian dikonvolusikan dengan wavelet untuk menghasilkan seismogram sintetik.
5.2. Well-Seismic Tie Hasil dari proses well-seismic tie yang telah dilakukan sesuai tahap pada BAB IV adalah sebagai berikut :
Gambar 5.5 Tampilan Hasil Well-Seismic Tie pada Well Section Window
40
Proses well-seismic tie ini dapat membantu interpretasi dalam menentukan picking horizon setelah data marker ditambahkan pada data seismogram sintetik. Pada window interpretasi, picking horizon dapat dimulai dari marker dengan melihat wiggle yang sesuai antara data seismogram sintetik dengan data seismik yang sebenarnya. Berikut adalah gambar window interpretasi yang menggambarkan korelasi data seismogram sintetik dengan data seismik yang sebenarnya :
Gambar 5.6 Korelasi Seismogram Sintetik dengan Data Seismik untuk Picking Horizon
5.3. Atribut Seismik Data seismik 3D yang dipakai pada penelitian ini pada awalnya resolusinya kurang tajam, hal ini dapat menghambat proses interpretasi. Atribut seismik yang digunakan dalam penelitian ini adalah atribut structural smoothing guna memperjelas tampilan data seismik 3D yang ada untuk membantu proses interpretasi. Atribut structural smoothing melakukan penghalusan secara spasial berdasarkan filter Gaussian berbobot. Atribut ini dapat melakukan penajaman (sharpen) pada struktur diskontinuitas. Berikut adakah komparasi tampilan data seismik sebelum dan sesudah mengalami atribut seismik :
41
Sebelum :
Gambar 5.7 Tampilan Data Seismik Sebelum Atribut
Sesudah :
Gambar 5.8 Tampilan Data Seismik Setelah Atribut
42
Perbedaan yang sangat kontras sangat terlihat sebelum dan sesudah ekstraksi atribut. Tampilan data seismik awal memiliki reflektor yang lemah, atribut structural smoothing melakukan penghalusan wiggle. Atribut ini mendukung terbentuknya kontur yang lebih halus sehingga memudahkan picking horizon seperti yang terlihat pada gambar sesudah mengalami ekstraksi atribut.
5.4. Picking Horizon dan Faults Setelah ekstraksi atribut seismik dilakukan, picking horizon akan semakin mudah dilakukan karena tampilan reflektor sudah lebih jelas terlihat. Horizon yang menjadi target interpretasi dalam penelitian ini adalah BRF, TAF dan R5. Pada penelitian ini, berdasarkan Well-Seismic Tie, horizon BRF merupakan peak, TAF merupakan trough dan R5 merupakan S-crossing. Penarikan horizon-horizon tersebut agak sulit dilakukan jika sudah jauh dari sumur karena data sumur yang ada hanya satu sumur. Seringkali terjadi kesalahan dalam penarikan horizon pada saat picking. Oleh karena itulah penarikan horizon dilakukan setiap 10 line pada Xline. Penulis memilih untuk melakukan picking horizon pada Xline karena data Xline intervalnya lebih panjang dibanding data Inline. Dengan picking pada step 10 line dan dengan interval Xline yang lebih panjang akan lebih memudahkan pembentukan surface yang akan dipetakan. Pada dasarnya picking horizon pada data seismik 3D akan menyajikan picking-an horizon yang lebih akurat dibandingkan dengan seismik 2D karena data 3D mengandung komponen Xline dan Inline yang saling mendukung. Jika reflektor pada data seismik 3D terlihat jelas, hanya dengan melakukan 3D autotracking dengan interval step line yang kecil, akan diperoleh horizon yang menyerupai surface horizon hanya dengan quick look interpretation. Penarikan horizon dalam interpretasi data seismik 3D pada penelitian ini dilakukan secara manual interpretation. Sebenarnya cara ini lebih baik dilakukan untuk menghasilkan surface map yang baik, karena penarikan horizon secara autotracking seringkali salah dalam meneruskan suatu reflektor yang kurang jelas terlihat. Berikut adalah salah satu hasil penarikan horizon pada window interpretasi dan tampilan pada 3D windownya :
43
Gambar 5.9 Hasil Penarikan Horizon dari Data Marker
Gambar 5.10 Hasil Picking Horizon pada Window 3D
44
5.5. Surface Horizon Horizon-horizon yang berbentuk sebagai garis-garis akibat proses picking tersebut diatas kemudian dijadikan sebagai penampang (surface). Surface Horizon ini merupakan gambaran bagaimana bentuk kontur permukaan pada setiap horizon yang telah di-picking. 5.5.1. Surface Ada 3 horizon yakni BRF, TAF dan R5 yang akan dijadikan surface. Surface Horizon dibuat dengan cara yang telah dijelaskan di bab sebelumnya. Berikut adalah hasil surface horizon BRF, TAF dan R5 : a) Surface Horizon BRF
Gambar 5.11 Surface Horizon BRF
b) Surface Horizon TAF
Gambar 5.12 Surface Horizon TAF
45
c) Surface Horizon R5
Gambar 5.13 Surface Horizon R5
5.5.2. Smoothing dan Polygon Langkah Smoothing pada dasarnya tidak harus selalu dilakukan dalam menampilkan surface horizon. Sebab biasanya proses ini dilakukan sebagai konsekuensi kesalahan interpreter dalam proses picking yang berimbas pada kurang halusnya kontur yang dihasilkan pada surface horizon. Pada penelitian ini penulis melakukan proses smoothing dengan nilai iterasi = 3. Semakin besar nilai iterasi yang dipakai maka kontur yang terlalu terjal akan dihaluskan. Namun konsekuensi yang diperoleh jika kita memakai nilai iterasi yang semakin besar adalah tampilan penampang pada surface akan semakin mendatar. Polygon dibuat untuk membatasi daerah (boundary) surface yang akan dipetakan. Hal ini dilakukan agar daerah yang diteliti dapat lebih dipersempit sehingga interpretasi dapat lebih fokus pada daerah yang berada didalam polygon itu saja.
5.6. Time Structure Map Hasil akhir dari pekerjaan interpretasi pada Kerja Praktek kali ini adalah peta dalam domain waktu atau time structure map untuk horizon BRF, TAF dan R5. Peta ini merupakan langkah awal dalam penentuan titik pengeboran, interpretasi struktur pada lapisan suatu litologi maupun formasi, perhitungan cadangan hidrokarbon dan lain sebagainya. Namun untuk interpretasi lebih lanjut mengenai tindak lanjut tersebut, peta ini harus dibawa ke dalam domain kedalaman (depth). Berikut adalah hasil peta masing-masing horizon :
46
a) Time Structure Map BRF
Time Structure Map of BRF -13 5
0
-1300
-1350
-13 0
0
50
2 -1
-1250
00
S1
0
-1 2
-120
-1200
0 -115
-1 1
50
-1150
-120 0
-1200
-1250
-1150
-1250
00
3 -1
-1350 0
500
1000
1500
2000
2500m
1:40000
Legend Oil
Map Indonesia
Contour inc
Holong Field
Interpreter
Horizon BRF
Date
10 Erik 03/23/2015 Scale
1:40000
Time -1100 -1120 -1140 -1160 -1180 -1200 -1220 -1240 -1260 -1280 -1300 -1320 -1340 -1360 -1380
Gambar 5.14 Time Structure Map Horizon BRF
47
b) Time Structure Map TAF
Time Structure Map of TAF 398000
399000
400000
401000
402000 9618000
9618000
397000
-140 0
-13 5
0
-1350 00
-13
50
S1 -1200
0 -125
2 -1
9616000
9616000
-12
-1300
50
0
Y, [m]
0 -12
0
-120
9614000
-1200
-1200
9614000
0 -115
-12
00
-1250
399000 0
500
400000 1500 X, [m]
1000
50
00
398000
-1300
-13
397000
2 -1
-1250
-1300
401000
2000
2500m
1:40000
Legend Oil
Map Indonesia
Contour inc
Holong Field
Interpreter
Horizon TAF
Date
10 Erik 03/23/2015 Scale
1:40000
402000 Time -1160 -1180 -1200 -1220 -1240 -1260 -1280 -1300 -1320 -1340 -1360 -1380 -1400
Gambar 5.15 Time Structure Map Horizon TAF
48
c) Time Structure Map R5
Time Structure Map R5 397000
398000
399000
9618000
400000
401000
402000
00
-1350
-1400
-1350
00
3 -1
00 -13
9616000
9616000
403000
9618000
-14
-12
50
S1 0 -125
-12
Y, [m]
50
0 -120
00
2 -1
9614000
9614000
-12
00
-1250
00
-125 0
-1300
-12
-1300
-1400
399000 0
400000
500
1500 X, [m]
1000
0
398000
5 -13
397000
401000
2000
2500m
1:40000
Legend Oil
M ap Indonesia
Contour inc
Holong Field
Interpreter
Horizon R5
Date
10 Erik 03/23/2015 Scale
1:40000
402000
403000 Time -1180 -1200 -1220 -1240 -1260 -1280 -1300 -1320 -1340 -1360 -1380 -1400 -1420 -1440
Gambar 5.16 Time Structure Map Horizon R5
49
BAB VI. PENUTUP Pengalaman Kerja Praktek selama 1 bulan di PT. PERTAMINA EP Asset 2, Prabumulih ini telah memberikan banyak sekali manfaat bagi penulis, ilmu, gambaran dunia kerja yang sebenarnya, terutama dalam bidang pekerjaan Geofisikawan sebagai interpreter. Melalui Kerja Praktek ini penulis dapat menerapkan dan menambah segala ilmu yang telah diperoleh dari kampus selama kuliah. Berikut beberapa kesimpulan dan saran yang dapat penulis berikan dari laporan Kerja Praktek ini : 6.1. Kesimpulan a) Keunggulan data seismik 3D ini adalah kemampuan untuk menampilkan kemenerusan horizon dengan menggerakkan line seismik dengan step interval yang dapat diatur. Namun disisi lain data seismik 3D ini membutuhkan space memory yang cukup besar jika dibandingkan dengan data seismik 2D. b) Proses Well-Seismic Tie dilakukan supaya horizon seismik yang telah di-picking berada pada kedalaman yang sebenarnya dengan bantuan data kedalaman dari data sumur. Proses ini dilakukan dengan bantuan seismogram sintetik yang dihasilkan dari konvolusi wavelet dengan deret koefisien refleksi (RC). c) Horizon yang menjadi target dalam penelitian ini adalah horizon BRF, TAF dan R5. Horizon-horizon ini dikenal sebagai horizon dengan tampilan reflektor yang kuat. Namun tampilan data seismik 3D yang dipakai dalam penelitian ini kurang baik sehingga diperlukan atribut structural smoothing untuk memperjelas tampilan. Ekstraksi atribut ini sangat membantu untuk proses interpretasi picking horizon. d) Hasil picking seorang interpreter sangat menentukan hasil surface horizon yang akan terbentuk. Proses picking pada data seismik 3D jika dilakukan dengan mengorelasikan Xline dan Inline ditambah nilai step line yang kecil akan menghasilkan surface yang halus dan masuk akal e) Hasil surface horizon pada window 3D menunjukkan bahwa permukaan horizon BRF, TAF maupun R5 merupakan suatu antiklin yang mengalami beberapa patahan (fault). Patahan ini dapat berperan sebagai jebakan (trap) dalam sistem petroleumnya f) Sumur S1 berada tepat pada salah satu struktur fault pada antiklin tersebut.
50
6.2. Saran Berikut beberapa saran yang dapat penulis berikan agar pembaca dapat melakukan interpretasi data seismik 3D dengan lebih baik : a) Seorang interpreter seharusnya memahami konsep sistem tektonik regional pada suatu daerah yang akan diinterpretasikan agar interpreter dapat melakukan interpretasi sesuai keadaan logika yang sebenarnya dan harus logis. Sebab interpretasi bukan tentang benar atau salah melainkan tentang logis atau tidak logis. b) Pahami konsep interpretasi yang digunakan oleh software yang dipakai sehingga jika suatu ketika terjadi kesalahan pada hasil atau output, interpreter dapat menerka dan mengerti parameter apa yang harus diperbaiki. c) Pada saat melakukan picking horizon, seorang interpreter harus melakukannya dengan hati-hati dan tidak perlu terburu-buru. Sebab, jarak antara satu reflektor dengan reflektor diatas atau dibawahnya dapat berjarak ratusan meter. Jika kesalahan dalam proses picking ini terjadi, maka dapat berakibat fatal bagi proses interpretasi selanjutnya.
51
DAFTAR PUSTAKA
Sismanto, Prof. 2006. Dasar-dasar Akuisisi dan Pemrosesan Data Seismik. Universitas Gadjah Mada (UGM). Yogyakarta Koesoemadinata, R.P. 2011. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Penerbit ITB. Bandung Wintolo, Djoko, Ir., D.E.A. 1999. Pengantar Geofisika dan Metode Gravitasi. Universitas Gadjah Mada (UGM). Yogyakarta Sukmanto, Sigit, Dr., Ir. 1999. Diktat Kuliah Seismik Stratigrafi. Institut Teknologi Bandung (ITB). Bandung Hidayat, Rahmadi, M. Eng. 2014. Slide Kuliah Geologi Minyak Bumi. Universitas Gadjah Mada (UGM). Yogyakarta http://id.wikipedia.org/ http://ensiklopediseismik.blogspot.com/ https://dinawan24geo.files.wordpress.com/ http://pubs.usgs.gov/ http://en.wikibooks.org/
52
