Embed Size (px)
Citation preview
PEMODELAN KECEPATAN PADA LAPANGAN “BL” DENGANPENDEKATAN WELL SEISMIC TIE DARI PSEUDO SONIC SEBAGAI
DATA KECEPATAN SUMUR
(Skripsi)
Oleh
BELLA DIAH PERTIWI
KEMENTERIAN RISET TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGIFAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS LAMPUNG2017
i
ABSTRACT
VELOCITY MODELING IN “BL” FIELD WITH WELL SEISMIC TIEAPPROACH FROM PSEUDO SONIC AS WELL VELOCITY DATA
By
Bella Diah Pertiwi
Velocity modeling is the process of building a real velocity model, based onknowlegde about research area from well data and seismic data. The main purposeof modeling velocity distribution is to get the depth of horizon. In this study,modeling velocity using velocity data from the approachment of well seismic tieof pseudo sonic. Because the sonic data only provide a little, so that a pseudosonic data is being used in the study. The pseudo sonic data comes from resistivitydata by using the Smith Transformation. The selection of Smith Transformation,based on the best correlation value. The study focuses on the creation of velocitymodeling with time to depth conversion that is used to create a depth structuremap. The result of depth structure map from time to depth conversion withvelocity modeling is being calibrated with marker data, to see the accuracy of thedepth structure map that has been made, and compared with the single functionmethod. The result of the calibration showed the average mistie value on velocitymodeling has a smaller value that is -18,3 ft, and the average mistie value on asingle function has a bigger value that is -213,4 ft. From the mistie value obtainedcan be concluded that the velocity modeling method is more accurate than singlefunction method. The depth structure map in the Pematang Formation show theapproximate location of the proposed well, that is on the closed contour indicatedas the anticline and its existence located beside the area production well and fault.
Key notes : velocity modeling, time depth conversion, pseudo sonic
ii
ABSTRAK
PEMODELAN KECEPATAN PADA LAPANGAN “BL” DENGANPENDEKATAN WELL SEISMIC TIE DARI PSEUDO SONIC SEBAGAI
DATA KECEPATAN SUMUR
Oleh
Bella Diah Pertiwi
Pemodelan kecepatan merupakan proses membangun model kecepatansesungguhnya berdasarkan pengetahuan tentang daerah penelitian dari data sumurmaupun data seismik. Tujuan utama memodelkan distribusi kecepatan adalahuntuk mendapatkan horizon kedalaman. Dalam penelitian ini dilakukanpemodelan kecepatan dengan menggunakan data kecepatan yang berasal daripendekatan well seismic tie dari pseudo sonic. Dikarenakan data sonic yangsedikit, maka dalam penelitian ini menggunakan data sonic semu (pseudo sonic).Data sonic semu yang digunakan pada penelitian ini berasal dari data resistivity,yaitu dengan menggunakan Transformasi Smith. Pemilihan Transformasi Smithdilihat dari nilai korelasi yang terbaik. Penelitian menitikberatkan pada pembuatanpemodelan kecepatan dengan konversi waktu menjadi kedalaman yang digunakanuntuk membuat peta struktur kedalaman. Peta struktur kedalaman dari hasilkonversi waktu terhadap kedalaman dengan pemodelan kecepatan dilakukankalibrasi dengan data marker, untuk melihat keakuratan peta struktur kedalamanyang telah dibuat, dan dibandingkan dengan metode single function. Hasil darikalibrasi menunjukkan rata-rata nilai mistie pada pemodelan kecepatan memilikinilai yang lebih kecil yaitu -18,3 ft, dan rata-rata nilai mistie pada single functiondengan nilai yang lebih besar yaitu -213,4 ft. Dari nilai mistie yang diperolehdapat disimpulkan bahwa metode pemodelan kecepatan lebih akurat dibandingkanmetode single function. Peta struktur kedalaman pada Formasi Pematangmenunjukkan adanya perkiraan lokasi sumur usulan, yaitu pada kontur tertutupyang menandakan sebagai antiklin dan keberadaannya bersebelahan dengan lokasisumur produksi dan patahan.
Kata Kunci : Pemodelan Kecepatan, Time Depth Conversion, Pseudo Sonic
PEMODELAN KECEPATAN PADA LAPANGAN “BL” DENGANPENDEKATAN WELL SEISMIC TIE DARI PSEUDO SONIC SEBAGAI
DATA KECEPATAN SUMUR
Oleh
BELLA DIAH PERTIWI
SkripsiSebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar
SARJANA TEKNIK
Pada
Jurusan Teknik GeofisikaFakultas Teknik Universitas Lampung
KEMENTRIAN RISET TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGIFAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS LAMPUNG BANDAR LAMPUNG2017
vii
RIWAYAT HIDUP
Penulis dilahirkan di Bandar Lampung, Lampung
pada tanggal 22 Desember 1994, sebagai anak kedua
dari tiga bersaudara, dari Bapak Marsono dan Ibu
Nin Yulia.
Riwayat pendidikan penulis dimulai dari Taman
Kanak- kanak Dharmawanita Palas, Palas, Lampung Selatan dari tahun 1998 dan
diselesaikan pada tahun 2000. Penulis kemudian Sekolah di Sekolah Dasar
Negeri (SDN) 1 Bangunan, Palas, Lampung Selatan dari tahun 2000 dan
diselesaikan pada tahun 2006, Sekolah Menengah Pertama di SMPN 1 Kalianda,
Kalianda, Lampung Selatan dari tahun 2006 dan diselesaikan pada tahun 2009.
Sekolah Menengah Atas Negeri (SMAN) 7 Bandar Lampung, Bandar Lampung
dari tahun 2009 dan diselesaikan pada tahun 2012.
Tahun 2012 penulis terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Geofisika
UNILA melalui jalur Ujian Mandiri (UM). Selama menjadi mahasiswa penulis
pernah mengikuti beberapa organisasi intra kampus berupa: terdaftar menjadi
anggota Danus pada Himpunan Mahasiswa Teknik Geofisika (HIMATG
BHUWANA) UNILA, bendahara umum (HIMATG BHUWANA) UNILA.
viii
Penulis juga pernah terdaftar sebagai anggota Course organisasi ekstra kampus
Society Eksploration of Geophysicist (SEG) UNILA dan American Asosiation
Petroleum of Geology (AAPG) UNILA, selain itu penulis juga pernah terdaftar
sebagai anggota satu organisasi ekstra kampus Himpunan Mahasiswa Geofisika
Indonesia (HMGI) dan terdaftar sebagai anggota (SPE).
Pada bulan Oktober 2016 penulis melaksanakan penelitian tugas akhir di bagian
Geophysic Data Processing PT Chevron Pacific Indonesia dan membuat skripsi
dengan judul “Pemodelan Kecepatan pada Lapangan ‘BL’ dengan Pendekatan Well
Seismic Tie dari Pseudo Sonic sebagai Data Kecepatan Sumur”.
ix
KAKAK DAN ADIKKU
PAPA DAN MAMI
Marsono dan Nin Yulia
Bima Nugraha
Bio Tria Haliza
x
MOTTO
“Sesulit apa pun perjalanan kita,yang penting adalahmeneruskan perjalanan.”
(Mario Teguh)
“Jadilah diri sendiri dan jangan menjadi orang lain, walaupun dia terlihat
lebih baik dari kita.”
(Anonim)
“Balas dendam terbaik untuk orang-orang yang telah
menghinamu adalah kesuksesan yang dapat kamu tunjukkan
kepada mereka di masa depan nanti.”
(Instagram)
“Jadilah orang yang rajin sebelum menyesali kemalasan
yang membuat kita melewatkan kesempatan emas.”
(Anonim)
“Sesungguhnya Allah mewahyukan kepadaku agar kalian bersikap
rendah hati, hingga tak seorangpun yang bangga atas yang lain dan
tidak ada yang berbuat aniaya terhadap yang lain.”
(HR Muslim 2853)
xi
SANWACANA
Alhamdulillahirabbil’alamin, penulis memanjatkan puji syukur kehadirat
Allah SWT yang telah memberikan rahmat dan hidayah-Nya sehingga penulis
dapat menyelesaikan penelitian Tugas Akhir ini tepat pada waktunya.
Tugas Akhir dengan judul “Pemodelan Kecepatan pada Lapangan “BL”
dengan Pendekatan Well Seismic Tie dari Pseudo Sonic sebagai Data Kecepatan
Sumur” ini merupakan salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik
pada Jurusan Teknik Geofisika Fakutas Teknik Universitas Lampung.
Dalam kesempatan ini penulis mengucapkan terimakasih kepada:
1. Bapak Prof. Suharno, M.Sc., Ph.D. selaku Dekan Fakultas Teknik
Universitas Lampung.
2. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si., M.T. selaku Ketua Jurusan Teknik
Geofisika Universitas Lampung.
3. Bapak Dr. Eng. Helmy Fitriawan, S.T., M.Sc. selaku Wakil Dekan (WD) I FT
UNILA.
4. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T. selaku pembimbing utama yang
telah memberikan bimbingan, arahan serta saran.
5. Bapak Dr. Nandi Haerudin S.Si.M.Si selaku pembimbing pendamping yang
telah memberikan bimbingan, arahan serta saran dalam penulisan skripsi ini.
6. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.S.i., M.Si., selaku dosen penguji skripsi yang
xii
telah memberikan saran dan kritikan yang sangat membangun dalam
penyusunan skripsi.
7. PT Chevron Pacifik Indonesia sebagai institusi yang telah memberi
kesempatan untuk melaksanakan Tugas Akhir, khususnya Ibu Mona Saputri
beserta staf dari HRD Chevron Pacific Indonesia yang telah bersedia
mengurus keperluan mahasiswa KP/TA.
8. Bapak Rizaq Faidul Hisan selaku pembimbing lapangan selama penulis
melakukan penelitian tugas akhir di PT Chevron Pacific Indonesia, Rumbai,
Riau, Terimakasih Pak Rizaq, atas ilmu yang sangat bermanfaat bagi
penulis dalam menjalani tugas akhir.
9. Bapak M. Irfan Saputra Haris, terimakasih atas sharing-sharing pengalaman
dan masukan-masukan yang telah bapak berikan.
10. Terimakasih untuk IT paradigm terutama buat Pak M. Arsyid dan Pak Ronald
Chevalier dan Pak Masjaya Maskar atas bimbingan dan tutor dalam
penggunaan software Paradigm dan ilmu lainnya.
11. Untuk Nurul Abdilla teman seperjuangan saya selama kuliah, kerja praktek
sampai tugas akhir, yang telah menemani serta memberikan dukungan bagi
penulis dalam menyelesaikan skripsi ini.
12. Untuk orang tua (mami dan papa) serta kakak dan adik, yang selalu
senantiasa memberikan dukungan baik secara moral maupun materil, serta
memberikan dorongan, semangat, doa-doa serta cinta dan kasih yang sangat
berarti, sehingga penulis semakin termotivasi untuk dapat menyelesaikan
skripsi ini. I love you so much.
13. Segenap dosen dan pegawai di Jurusan Teknik Geofisika yang telah
xiii
memberikan ilmu dan wawasan yang tak terlupakan oleh penulis.
14. Teman seperjuangan Teknik Geofisika Angkatan 2012, terutama Dilla,
Restilla, Zahidah, Medi, Dimas Suendra, Betha, Kevin, Edo, Aldo,
Irwansyah, Esha, Hilman, Ghifari, Dimastya, Dimas Triyono, Jordy, dan
teman-teman yang tidak dapat disebutkan satu persatu yang senantiasa
selalu memberikan dukungan bagi penulis dalam menyelesaikan skripsi ini.
15. Teman-teman seperjuangan KP/TA di PT Chevron Pacific Indonesia dari
Universitas lain, terkhusus untuk Erlangga, Aziz, Sandykha dan Nurul dan
teman-teman yang lainnya, terimakasih atas dukungan dan bantuannya
selama dua bulan berada di pekanbaru.
16. Keluarga besar Teknik Geofisika Universitas Lampung, terimakasih
atas pengalaman dan interaksi sosial yang menyenangkan selama lima tahun
ini.
17. Semua pihak yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu atas
bantuan dan dukungannya dalam perjalanan penulis kuliah dan
menyelesaikan skripsi ini
18. Penulis meminta maaf atas segala kesalahan dan ketidaksemputnaan dalam
penyusunan tugas akhir ini. Saran dan kritik membangun sangat diharapkan
penulis demi kebaikan di masa yang akan datang. Sekali lagi penulis
ucapkan terimakasih dan semoga Allah SWT membalas kebaikan anda
semua dan memberi kemudahan dalam segala urusannya. Aamiin.
Bandar Lampung, 11 Juli 2017Penulis,
Bella Diah Pertiwi
xiv
DAFTAR ISI
Halaman
ABSTRACT.......................................................................................................... i
ABSTRAK ........................................................................................................... ii
HALAMAN JUDUL ......................................................................................... iii
HALAMAN PERSETUJUAN .......................................................................... iv
HALAMAN PENGESAHAN............................................................................. v
SURAT PERNYATAAN ................................................................................... vi
RIWAYAT HIDUP ........................................................................................... vii
HALAMAN PERSEMBAHAN ........................................................................ ix
MOTTO ............................................................................................................... x
SANWACANA ................................................................................................... xi
DAFTAR ISI .................................................................................................... xiv
DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... xvii
DAFTAR TABEL ........................................................................................... xix
I. PENDAHULUAN
A. Latar Belakang ............................................................................................ 1B. Tujuan Penelitian ........................................................................................ 2C. Batasan Masalah Penelitian ........................................................................ 2
II. TINJAUAN PUSTAKA
A. Geologi Regional Cekungan Sumatera Tengah ......................................... 4B. Struktur Geologi ......................................................................................... 6
xv
1. Episode Tektonik Pra Tersier (F0) .......................................................... 62. Episode Tektonik Eosen-Oligosen (F1) ................................................... 63. Episode Tektonik Miosen Bawah-Miosen Tengah (F2) .......................... 74. Episode Tektonik Miosen Atas-Sekarang (F3) ........................................ 7
C. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Tengah ...................................... 81. Batuan Dasar ......................................................................................... 102. Kelompok Pematang ............................................................................. 103. Kelompok Sihapas.................................................................................. 114. Kelompok Petani ................................................................................... 135. Formasi Minas ....................................................................................... 14
III. TEORI DASAR
A. Metode Seismik Refleksi........................................................................... 151. Terjadinya Gelombang Seismik ............................................................. 152. Hukum Snellius ..................................................................................... 163. Komponen Seismik Refleksi ................................................................. 174. Impedansi Akustik dan Koefisien Refleksi ........................................... 185. Polaritas Seismik .................................................................................... 206. Jenis-jenis Wavelet Seismik ................................................................... 217. Teori Konvolusi ..................................................................................... 238. Teori Cross Correlation ........................................................................ 24
B. Sintetik Seismogram ................................................................................. 24C. Interpretasi Seismik .................................................................................. 25
1. Well to Seismic Tie ................................................................................ 252. Identifikasi dan Picking Horizon ........................................................... 263. Peta Struktur Waktu .............................................................................. 27
D. Hubungan Empiris Antar Well Log........................................................... 271. Kecepatan Gelombang P (Vp) - Density ............................................... 272. Kecepatan Gelombang P (Vp) - Resistivity ........................................... 28
E. Kecepatan Seismik .................................................................................... 291. Kecepatan Interval ................................................................................ 292. Kecepatan Rata-rata .............................................................................. 30
F. Pengukuran Kecepatan Secara Langsung .................................................. 301. Sonic Log ............................................................................................... 302. Checkshot .............................................................................................. 31
G. Konversi Waktu menjadi Kedalaman........................................................ 321. Metode Konversi Langsung .................................................................. 342. Metode Pemodelan Kecepatan ............................................................... 34
IV. METODOLOGI PENELITIAN
A. Lokasi dan Waktu Penelitian .................................................................... 37B. Alat dan Bahan ......................................................................................... 38C. Data Penelitian ......................................................................................... 38
1. Data Seismik ......................................................................................... 382. Data Sumur ........................................................................................... 383. Data Marker .......................................................................................... 394. Data Checkshot ..................................................................................... 39
xvi
5. Base Map .............................................................................................. 39D. Pengolahan Data Tahap Interpretasi.......................................................... 40
1. Pseudo Sonic Transform....................................................................... 402. Pembentukan Seismogram Sintetik ...................................................... 413. Well Seismic Tie ................................................................................... 414. Picking Horizon dan Picking Fault ..................................................... 425. Gridding Surface .................................................................................. 436. Create Velocity Model ......................................................................... 437. Time to Depth Conversion ................................................................... 44
E. Diagram Alir ............................................................................................. 45
V. HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Hasil Blind Test Seismogram Sintetik ....................................................... 46B. Hasil Well Seismic Tie ............................................................................... 47C. Time Depth Function ................................................................................. 49D.Picking Horizon dan Picking Fault ............................................................ 50E. Hasil Pemodelan Kecepatan ...................................................................... 52F. Analisa Hasil dan Peta Struktur Waktu menjadi Peta Struktur
Kedalaman.................................................................................................. 541. Formasi Telisa ...................................................................................... 542. Formasi Duri ......................................................................................... 563. Formasi Pematang ................................................................................ 57
G. Akurasi Hasil Konversi Waktu Terhadap Kedalaman ............................. 59H. Identifikasi Sumur Usulan ........................................................................ 60
VI. KESIMPULAN DAN SARAN
A. Kesimpulan............................................................................................... 63B. Saran ........................................................................................................ 64
DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
xvii
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 1. Peta Geologi Regional Cekungan Sumatera Tengah..........................................5
Gambar 2. Tektonik Cekungan Sumatera Tengah................................................................8
Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Sumatera Tengah .............................................................9
Gambar 4. Proses Seismik Refleksi .....................................................................................16
Gambar 5. Pemantulan dan Pembiasan Pada Bidang Batas Dua Mediumuntuk Gelombang P ...........................................................................................17
Gambar 6. Komponen Dasar Tras Seismik..........................................................................18
Gambar 7. Koefisien Refleksi Sudut Datang Nol menggunakan WaveletZero Phase .........................................................................................................19
Gambar 8. Polaritas (American dan European) Bentuk Wavelet ZeroPhase dan Minimum Phase.................................................................................20
Gambar 9. Polaritas Normal dan Terbalik Menurut SEG (a) MinimumPhase (b) Zero Phase..........................................................................................21
Gambar 10. Jenis-jenis Wavelet 1)Zero Phase Wavelet, 2 MaximumPhase Wavelet, 3)Minimum Phase Wavelet, 4)Mixed PhaseWavelet ...............................................................................................................22
Gambar 11. Seismogram Sintetik yang Diperoleh dari Konvolusi RC danWavelet ...............................................................................................................25
Gambar 12. Diagram yang Menunjukan Kecepatan Interval dan KonsepKecepatan Rata-rata............................................................................................31
Gambar 13. Survey Checkshot dengan Melakukan Pengukuran WaktuGelombang Seismik pada Geophone yang Diletakkan DiLubang Bor ..........................................................................................................32
xviii
Gambar 14. Apparent Structure dan True Structure……………………... 33
Gambar 15. Proses Konversi Waktu Menjadi Kedalaman .....................................................35
Gambar 16. Grafik Kondisi Kecepatan Terhadap Kedalaman ...............................................36
Gambar 17. Base Map Daerah Penelitian Lapangan “BL” ....................................................40
Gambar 18. Diagram Alir Penelitian......................................................................................45
Gambar 19. Wavelet Estimation ............................................................................................47
Gambar 20. Penampang Hasil Well Tie dengan Transformasi Smith ....................................48
Gambar 21. Time depth function sebelum diediting...............................................................49
Gambar 22. Time depth function setelah diediting .................................................................50
Gambar 23. Picking Horizon dan Picking Fault ....................................................................51
Gambar 24. Pemodelan Kecepatan 2D Overlay Data Seismik ..............................................52
Gambar 25. Pemodelan Kecepatan 3D Overlay Data Seismik………....... 53
Gambar 26. Peta Struktur Waktu Formasi Telisa...................................................................55
Gambar 27. Peta Struktur Kedalaman Formasi Telisa ...........................................................55
Gambar 28. Peta Struktur Waktu Formasi Duri .....................................................................56
Gambar 29. Peta Struktur Kedalaman Formasi Duri..............................................................57
Gambar 30. Peta Struktur Waktu Formasi Pematang.............................................................58
Gambar 31. Peta Struktur Kedalaman Formasi Pematang .....................................................59
Gambar 32. Slicing Peta Struktur Kedalaman pada Zona Target………... 61
Gambar 33. Grafik Hasil Slicing Peta Struktur Kedalaman FormasiPematang…………………………………………………….
62
xix
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel 1. Pelaksanaan Kegiatan Penelitian ........................................................................37
Tabel 2. Kelengkapan Data Log........................................................................................39
Tabel 3. Tabel Hasil Test Seismogram Sintetik ................................................................46
Tabel 4. Hasil Perbandingan Mistie ..................................................................................60
I. PENDAHULUAN
A. Latar Belakang
Penelitian ini berada pada area lapangan kecil, yang dicakup oleh pengukuran
seismik yang luas. Lapangan “BL” ditemukan bulan juni 1977, dan mulai
berproduksi pada bulan juni 1978. Kombinasi struktur statigrafi pada lapangan
ini bermain pada formasi dengan kedalaman rata-rata 5700 Feet dengan Oil
Gravity sekitar 40 ˚API. Tidak ada catatan yang tepat dari setiap interpreter
geofisika pada lapangan ini, kebanyakan adalah peta lama tanpa histori.
Saat ini ada 7 sumur dengan produksi ~180 BOPD, dengan 98%WC, dan
hanya satu sumur yang aktif dengan Recovery Factor 22% oil. Hal ini
merupakan tantangan untuk meningkatakan produksi. Sebuah peta struktur
kedalaman yang lebih akurat bisa mengidentifikasi sumur prospek yang tidak
teridentifikasi dari peta lama, sehingga dibutuhkan peta struktur dari data 3D
seismik dan konversi waktu kekedalaman (Time Depth Conversion) yang
lebih akurat, untuk mengidentifikasi propose well (sumur usulan) berikutnya,
yang rencananya lapangan ini akan dikembangkan untuk dibor (drill) lagi.
Konversi data seismik dari domain waktu menjadi kedalaman merupakan hal
penting dalam eksplorasi migas. Pengambilan keputusan untuk program
2
pengeboran di dalam domain waktu sangat membahayakan, karena seringkali
interpretasi di dalam domain waktu akan menghasilkan penafsiran yang salah,
terutama pada zona di bawah kecepatan tinggi seperti sub-salt ataupun sub
carbonate. Di bawah zona ini, akan diperoleh pull up velocity anomaly atau
antiklin semu padahal pada keadaan sesungguhnya tidak terdapat pull up pada
lapisan di bawahnya. Sehingga, konversi data waktu tempuh menjadi formasi
kedalaman mengharuskan hubungan kecepatan dengan setiap zona geologi
yang dapat diketahui atau dapat disimpulkan sebagai gelombang yang
berkembang terhadap waktu (Fanchi, 2006). Untuk melakukan konversi ini,
maka dibutuhkan proses yang disebut pemodelan kecepatan, yang menentukan
hubungan antara kedalaman dari sumur dengan waktu dari seismik.
B. Tujuan Penelitian
Tujuan akhir penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Melakukan analisis pseudo sonic terbaik yang bisa digunakan untuk
membuat well tie (pengikatan) pada sumur yang tidak memiliki data sonic.
2. Membuat pemodelan kecepatan 2D dan 3D dengan pendekatan well seismic
tie dari pseudo sonic sebagai data kecepatan sumur.
3. Membuat peta struktur kedalaman dari data 3D seismik.
4. Mendapatkan propose well berdasarkan peta struktur kedalaman yang baru.
C. Batasan Masalah
Adapun batasan masalah dalam penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Data seismik yang digunakan adalah data seismik 3D Post Stack Time
3
Migration.
2. Data sumur yang digunakan untuk well to seismik tie berasal dari 7 sumur.
3. Penelitian menitikberatkan pada pembuatan pemodelan kecepatan yang
kemudian akan digunakan untuk membuat peta struktur kedalaman.
II. TINJAUAN PUSTAKA
A. Geologi Regional Cekungan Sumatera Tengah
Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan yang terbentuk di belakang
busur magmatik selama Tersier awal (Eosen-Oligosen) sebagai rangkaian
struktur half graben yang dipisahkan oleh struktur block horst, yang
berkembang di sepanjang tepi Barat dan Selatan Paparan Sunda di Barat Daya
Asia Tenggara. Cekungan ini terbentuk akibat interaksi Lempeng Samudera
Hindia dengan Lempeng Benua Eurasia. Cekungan ini berbentuk asimetris
berarah Barat Laut-Tenggara. Bagian yang terdalam terletak pada bagian
Barat Daya dan melandai ke arah Timur Laut. Pada beberapa bagian half
graben ini diisi sedimen klastik non-marine dan sedimen danau.
Cekungan Sumatera Tengah mempunyai 2 (dua) set sesar yang berarah Utara-
Selatan dan Barat Laut-Tenggara. Sesar-sesar yang berarah Utara-Selatan
diperkirakan berumur Paleogen, sedangkan yang berarah Barat Laut-Tenggara
diperkirakan berumur Neogen akhir. Kedua set sesar tersebut berulang kali
diaktifkan kembali sepanjang Tersier oleh gaya-gaya yang bekerja (Eubank &
Makki, 1981).
5
Berdasarkan teori tektonik lempeng tektonisme, Sumatera zaman Neogen
dikontrol oleh bertemunya Lempeng Samudera Hindia dengan Lempeng
Benua Asia. Batas lempeng ditandai oleh adanya zona subduksi di Sumatera-
Jawa. Struktur-struktur di Sumatera membentuk sudut yang besar terhadap
vektor konvergen, maka terbentuklah dextral wrench fault yang meluas ke
arah Barat Laut sepanjang busur vulkanik Sumatera yang berasosiasi dengan
zona subduksi.
Gambar 1. Peta Geologi Regional Cekungan Sumatra Tengah (Hedrick & Aulia,1993).
Lokasi Penelitian
6
B. Struktur Geologi
Penunjaman yang terjadi antara lempeng Samudera Hindia dan dengan
lempeng Eurasia pada bagian sebelah Barat Sumatera adalah penunjaman
secara miring (oblique subduction) dan hasil dari penujaman tersebut adalah
blok-blok patahan. Blok-blok patahan tersebut memiliki orientasi penjajaran
Utara-Selatan membentuk rangkaian horst dan graben. Menurut Heidrick dan
Aulia (1993), secara geometris dan kinematis tektonik yang terjadi di
Cekungan Sumatera Tengah terbagi tiga fase/episode yaitu F1 (fase 1), F2 (fase
2), F3 (fase 3). Fase sebelum F1 disebut F0 atau fase 0.
1. Episode Tektonik Pra Tersier F0
Fase ini berlangsung pada zaman Pra Tersier, pada fase ini terjadi deformasi
basement sehingga terbentuk sesar berarah NW-SE dan NNW-SSE. Batuan
dasar ini merupakan gabungan dari lempeng-lempeng kecil kemudian
bergabung membentuk mozaik.
2. Episode Tektonik Eosen-Oligosen (F1)
Pada fasa ini telah terjadi tabrakan antara India dengan Asia Tenggara.
Tabrakan tersebut menyebabkan berkembangkannya sesar-sesar mendatar
dekstral yang berarah Utara-Barat Laut yang memanjang dari Cekungan
Sumatera Tengah hingga Peninsula Malaysia (Hedrick & Aulia, 1993).
Aktivitas tektonik pada masa ini membentuk serangkaian horst dan graben
yang menjadi danau tempat diendapkannya sedimen-sedimen kelompok
Pematang. Geometri Cekungan Sumatera Tengah yang terbentuk adalah half
7
graben, yang salah satu sisi berbatasan dengan sesar turun dan sisi lainnya
adalah landai. Pada sisi patahan graben terjadi penebalan akibat patahan yang
berlangsung selama pengendapan sedimen Pematang.
3. Episode Tektonik Miosen Bawah-Miosen Tengah (F2)
Pada fasa ini terjadi fase amblesan (sag phase) yang diikuti dengan
pembentukan dextral wrench fault secara regional dan pembentukan
transtensional fracture zone. Pada episode F2, Cekungan Sumatera Tengah
mengalami transgesi dan sedimen-sedimen dari Kelompok Sihapas
diendapkan.
4. Episode Tektonik Miosen Atas-Sekarang (F3)
Pada awal episode ini terjadi pengaturan kembali lempeng-lempeng Indo-
Australia yang mengakibatkan terjadinya pengangkatan, teraktifkannya
kembali pensesaran mendatar dekstral sepanjang sistem sesar besar Sumatera
yang berarah Barat Laut dan aktifnya busur vulkanisme sepanjang rantai
Pegunungan Barisan yang saling tumpah tindih dengan kerangka struktur yang
telah terbentuk pada periode sebelumnya. Pada awal episode ini Cekungan
Sumatera Tengah mengalami regresi dan pengendapan sedimen-sedimen dan
Formasi Petani. Pada episode ini juga diendapkan Formasi Minas secara tidak
selaras.
8
Gambar 2. Tektonik Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick & Aulia, 1993).
C. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Tengah
Eubank dan Makki (1981) menyatakan bahwa kompleks Pra-Tersier atau
batuan dasar Cekungan Sumatera Tengah terdiri dari batuan berumur
Mesozoikum dan batuan metamorf-karbonat berumur Paleozoikum dan
9
Mesozoikum. Stratigrafi regional Cekungan Sumatera Tengah tersusun dari
beberapa unit formasi dan kelompok batuan dari yang tua ke yang muda, yaitu
batuan dasar (basement), Kelompok Pematang, Kelompok Sihapas, Formasi
Petani dan Formasi Minas.
Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick & Aulia, 1993).
10
1. Batuan Dasar
Batuan dasar (basement) berumur Pra-Tersier berfungsi sebagai landasan
Cekungan Sumatera Tengah. Eubank dan Makki (1981) serta Heidrick dan
Aulia (1993) menyebutkan bahwa batuan dasar Cekungan Sumatera Tengah
terdiri dari batuan berumur Mesozoikum dan batuan Metamorf karbonat
barumur Paleozoikun-Mesozoikum.
2. Kelompok Pematang
Kelompok Pematang ini merupakan lapisan sedimen tertua yang berumur
Eosen-Oligosen yang diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar.
Sedimen kelompok ini disebut sebagai Syn Rift Deposits. Kelompok ini
diendapkan pada lingkungan fluvial dan danau dengan sedimen yang berasal
dari tinggian sekelilingnya. Pada lingkungan fluvial litologinya terdiri dari
konglomerat, batu pasir kasar dan batu lempung aneka warna. Pada lingkungan
danau litologinya terdiri dari batu lempung dan batu pasir halus berselingan
dengan serpih dan danau kaya material organik.
Serpih organik dari kelompok Pematang merupakan batuan induk (source
rock) bagi hidrokarbon di Cekungan Sumatera Tengah. Kelompok ini terdiri
Formasi Lower Red Bed, Formasi Brown Shale, dan Formasi Upper Red Bed.
a. Formasi Lower Red Bed
Terdiri dari batu lempung, batu lanau, batu pasir arkosik, konglomerat yang
diendapkan pada lingkungan daratan alluvial dan kipas alluvial yang
berubah secara lateral menjadi lingkungan fluvial, lakustrin dan delta.
11
Beberapa data pengoboran menunjukan adanya kandungan hidrokarbon
pada formasi ini meskipun porositas batuannya kecil.
b. Formasi Brown Shale
Batuan induk (source rock) kelompok pematang umumnya dijumpai pada
formasi ini yang merupakan endapan lakustrin yang terdiri dari shale
berwarna coklat dan diendapkan pada lingkungan lakustrin/danau dalam
sampai lakustrin dangkal. Selain shale, terdapat batu pasir hasil proses
turbidit dan endapan kipas delta.
c. Formasi Upper Red Bed
Sekuen pengendapan yang membentuk formasi ini mewakili saat terjadinya
peningkatan influx sedimen dan penurunan aktivitas cekungan, sehingga
menghasilkan reservoar dengan karakteristik yang baik. Peningkatan
kecepatan sedimentasi dan suplai klastika menyebabkan cekungan menjadi
penuh dan lingkungan berubah menjadi fluvial dan alluvial. Formasi ini
didominasi oleh litologi batupasir sedang hingga kasar dan batupasir
kerikilan.
3. Kelompok Sihapas
Kelompok Sihapas diendapkan di atas Kelompok Pematang yang terbentuk
selama Oligosen akhir hingga Miosen tengah. Kelompok Sihapas terdiri dari
Formasi Menggala, Formasi Bangko, Formasi Bekasap, Formasi Duri dan
Formasi Telisa.
12
a. Formasi Menggala
Formasi ini berhubungan secara tidak selaras dengan Kelompok Pematang
yang dicirikan dengan kontak hiatus. Litologinya tersusun atas batu pasir
konglomeratan berselingan dengan batu pasir halus sampai sedang. Formasi
ini diendapkan pada Miosen awal pada lingkungan Fluvial Channel dengan
ketebalan tengah cekungan sekitar 900 kaki, sedangkan pada daerah yang
tinggi ketebalannya tidak lebih dari 300 kaki. Batu pasir formasi ini
merupakan reservoar yang penting pada Cekungan Sumatera Tengah.
b. Formasi Bangko
Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Menggala dengan
litologi berupa batu lempung yang diendapkan pada lingkungan laut terbuka
dan batu lempung karbonat yang berselingan dengan batu pasir lanau dan
berubah secara lateral menjadi batugamping. Formasi ini merupakan batuan
tudung (seal) bagi batu pasir yang ada di bawahnya.
c. Formasi Bekasap
Formasi ini terbentuk pada Miosen awal dan diendapkan secara selaras di
atas Formasi Bangko dengan litologi batu pasir glaukonit halus sampai
kasar, struktur sedimen masif, berselingan dengan serpih tipis dan kadang
ditemukan lapisan tipis batu bara dan batu gamping. Lingkungan
pengendapan berupa delta atau laut dangkal. Pada lapangan Minas, Bangko
dan Zamrud terdapat sisipan shale yang berperan sebagai top seal. Formasi
diperkirakan memiliki ketebalan mencapai 1300 kaki.
13
d. Formasi Duri
Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Bakasap dan
merupakan bagian teratas dari Kelompok Sihapas. Beberapa tempat di
Formasi Duri mempunyai umur yang sama dengan Formasi Bekasap.
Litologinya tersusun atas suatu seri batu pasir yang terbentuk pada
innerneriti-deltaic di bagian Utara dan Tengah cekungan. Seri tersebut
dicirikan oleh batu pasir berbutir halus sampai sedang yang secara leteral
menjadi batu pasir laut dalam dari Formasi Telisa. Formasi ini berumur
Miosen tengah dengan ketebalan 900 kaki.
e. Formasi Telisa
Formasi ini berumur Miosen awal-Miosen tengah yang diendapkan secara
selaras di atas Formasi Bangko dan memiliki hubungan menjari dengan
Formais Bekasap di sebelah Barat Daya dan menjari dengan Formasi Duri
di sebelah Timur Laut. Litologi tersusun atas batuan sedimen yang
didominasi oleh serpih dengan sisipan batu lanau gampingan, berwarna abu
kecoklatan dan terkadang dijumpai batugamping. Lingkungan pengendapan
berupa neritik sampai non-marine (Dawson dkk, 1997). Formasi ini
memiliki ketebalan hingga 1600 kaki dan dikenal sebagai batuan tudung
reservoar kelompok Sihapas di Cekungan Sumatera Tengah.
4. Kelompok Petani
Formasi Petani ini berumur Miosen tengah-Pliosen dan diendapkan secara
selaras diatas Formasi Telisa dan kelompok Sihapas. Formasi ini diendapkan
mulai lingkungan laut dangkal, pantai dan keatas sampai lingkungan delta yang
14
menunjukan regresi laut. Litologi terdiri atas batu pasir, batu lempung, batu
pasir glukonitan dan batu gamping yang dijumpai pada bagian bawah,
sedangkan batu bara banyak dijumpai di bagian atas dan terjadi pada saat
pengaruh laut semakin berkurang. Data sumur mengindikasikan pada bagian
bawah dan tengah formasi hanya ditemukan kandungan gas, sedangkan untuk
bagian atasnya tidak prospek untuk menjadi lapisan tudung.
5. Formasi Minas
Formasi Minas diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Petani. Disusun
oleh pasir dan kerikil, pasir kuarsa lepas berukuran halus sampai sedang serta
limonit berwarna kuning. Formasi ini berumur Plitosen dan diendapan pada
lingkungan fluvial-alluvial. Pengendapan yang terus berlanjut sampai sekarang
menghasilkan endapan alluvium yang berupa campuran kerikil, pasir dan
lempung.
III. TEORI DASAR
A. Metode Seismik Refleksi
1. Terjadinya Gelombang Refleksi
Metode seismik adalah salah satu metode eksplorasi yang didasarkan pada
pengukuran respon gelombang elastik yang dikirimkan ke dalam tanah
kemudian direfleksikan sepanjang perbedaan lapisan tanah atau batas-batas
batuan.
Seismik refleksi adalah metode yang didasarkan atas analisis refleksi
gelombang elastik dari lapisan–lapisan batuan di bawah permukaan. Data yang
direkam oleh receiver ini ialah waktu tempuh gelombang pantul yang akan
memberikan informasi kecepatan rambat gelombang pada lapisan batuan
tersebut. Selain hal tersebut variable lain yaitu terdapat amplitudo, frekuensi,
fasa gelombang dan waktu kedatangan (arrival time) dari masing-masing
reflektor.
Pulsa seismik merambat melewati batuan dalam bentuk gelombang elastik
yang mentransfer energi menjadi pergerakan partikel batuan. Dimensi dari
gelombang elastik atau gelombang seismik jauh sangat besar dibandingkan
16
dengan dimensi pergerakan partikel batuan tersebut. Meski demikian,
penjalaran gelombang seismik dapat diterjemahkan dalam bentuk kecepatan
dan tekanan partikel yang disebabkan oleh vibrasi selama penjalaran
gelombang tersebut (Sukmono, 2002).
Gambar 4. Proses Seismik Refleksi (Open Learn Labspace, 2010).
2. Hukum Snellius
Ketika gelombang seismik melalui lapisan batuan dengan impedansi akustik
yang berbeda dari lapisan batuan yang dilalui sebelumnya, maka gelombang
akan terbagi. Gelombang tersebut sebagian terefleksikan kembali ke
permukaan dan sebagian diteruskan merambat di bawah permukaan. Penjalaran
gelombang seismik mengikuti Hukum Snellius yang dikembangkan dari
Prinsip Huygens, menyatakan bahwa sudut pantul dan sudut bias merupakan
17
fungsi dari sudut datang dan kecepatan gelombang. Gelombang P yang datang
akan mengenai permukaan bidang batas antara dua medium berbeda akan
menimbulkan gelombang refraksi dan refleksi (Hutabarat, 2009).
Gambar 5. Pemantulan dan Pembiasan Pada Bidang Batas Dua Medium untukGelombang P (Bhatia, 1986).
3. Komponen Seismik Refleksi
Komponen seismik refleksi menunjukan sebuah gelombang (tras seismik):
amplitudo, pucak, palung, zero crossing, tinggi, dan panjang gelombang.
Kemudian dari parameter data dasar tersebut dapat diturunkan beberapa
komponen lain yaitu: impedansi akustik, koefisien refleksi, polaritas, fasa,
resolusi vertikal, wavelet, dan sintetik seismogram.
18
Gambar 6. Komponen Dasar Tras Seismik (Abdullah, 2011).
4. Impedansi Akustik dan Koefisien Refleksi
Impedansi akustik merupakan kemampuan suatu batuan untuk melewatkan
gelombang seismik yang melaluinya. Impedansi akustik didapatkan dari hasil
perkalian antara densitas (ρ) dan kecepatan (V).= (1)
Keterangan:
= Impedansi akustik
= Densitas
= Kecepatan
Dalam mengontrol harga IA, kecepatan mempunyai arti lebih penting daripada
densitas. Porositas dan fluida pengisi batuan (air, minyak, gas) lebih
mempengaruhi harga kecepatan daripada densitas.
19
Koefisien Refleksi adalah suatu nilai yang mempresentasikan bidang batas
antara dua medium yang memiliki impedansi akustik yang berbeda. Koefisien
refleksi pada dasarnya dianggap sebagai sebuah respon dari wavelet seimik
terhadap sebuah perubahan Impedansi Akustik (IA) di dalam bumi.= (2)
Dimana: KR = Koefesien Refleksi
IA1 = Impedansi akustik lapisan atas
IA2 = Impedansi akustik lapisan bawah
Persamaan di atas menunjukkan bahwa koefisien refleksi dapat berhaga positif
maupun negatif, bergantung pada besarnya impedansi akustik kedua medium
yang bersangkutan dan nilai absolutnya tidak lebih dari satu. Koefisien refleksi
akan mempengaruhi harga amplitudo gelombang pada penampang seismik
serta polaitas gelombang seismik. Semakin besar kontras AI, semakin kuat
refleksi yang dihasilkan, maka semakin besar juga amplitudo gelombang
seismik tersebut.
Gambar 7. Koefisien Refleksi Sudut Datang Nol menggunakan Wavelet ZeroPhase (Sukmono, 2000).
20
5. Polaritas Seismik
Polaritas adalah penggambaran koefisien refleksi sebagai suatu bentuk
gelombang yang bernilai positif atau negatif (Brown, 2004). Polaritas hanya
mengacu pada perekaman dan konvensi tampilan. Polaritas terbagi menjadi
polaritas normal dan polaritas terbalik. Terdapat dua jenis konversi polaritas:
Standar SEG (Society of Exploration Geophysicist) dan Standar Eropa.
Gambar 8. Polaritas (American dan European) bentuk Wavelet Zero Phasedan Minimum Phase. Puncak (peak) dalam warna biru dan lembah (trough)dalam warna merah. Konvensi polaritas SEG Reverse sama dengan AmericanPolarity, yaitu kenaikan AI ditunjukkan pada puncak (peak amplitude)(Brown, 2004).
Society of Exploration Geophysiscist (SEG) mendefinisikan polaritas normal
sebagai :
1. Sinyal seismik positif akan menghasilkan tekanan akustik positif pada
hidrophone atau pergerakan awal ke atas pada geophone.
21
2. Sinyal seismik yang positif akan terekam sebagai nilai positif pada tape,
defleksi positif pada monitor dan peak pada penampang seismik.
Gambar 9. Polaritas Normal dan Terbalik Menurut SEG (a) Minimum Phase(b) Zero Phase (Sukmono, 1999).
Oleh karenanya dengan menggunakan konversi ini, maka pada penampang
seismik yang menggunakan konvensi normal SEG akan didapatkan:
1. Pada bidang batas refleksi, IA2 > IA1 akan berupa peak.
2. Pada bidang batas refleksi, IA2 < IA1 akan berupa trough.
6. Jenis-jenis Wavelet Seismik
Wavelet adalah gelombang harmonik yang mempunyai amplitudo, frekuensi,
dan fasa tertentu. Dapat juga diartikan wavelet adalah gelombang yang
merepresentasikan satu reflektor yang terekam oleh satu geopon. Berdasarkan
konsentrasi energinya wavelet dibagi menjadi empat jenis, yaitu zero phase,
minimum phase, maximum phase, dan mixed phase.
Polaritas Normal Polaritas Terbalik
Polaritas Normal Polaritas Terbalik
a
b
22
1. Zero Phase Wavelet
Wavelet berfasa nol mempunyai konsentrasi energi maksimum di tengah
dan waktu tunda nol, sehingga wavelet ini mempunyai resolusi dan standout
yang maksimum. Wavelet berfasa nol disebut juga wavelet simetris yang
merupakan jenis wavelet yang lebih baik dari semua jenis wavelet yang
mempunyai spektrum amplitudo yang sama.
2. Minimum Phase Wavelet
Wavelet berfasa minimum memiliki energi yang terpusat pada bagian depan.
Dibandingkan jenis wavelet yang lain dengan spektrum amplitudo yang
sama, wavelet berfasa minimum mempunyai perubahan atau pergeseran fasa
terkecil pada tiap-tiap frekuensi. Dalam terminasi waktu, wavelet berfasa
minimum memiliki waktu tunda terkecil dari energinya.
3. Maximum Phase Wavelet
Wavelet berfasa maksimum memiliki energi yang terpusat secara maksimal
di bagian akhir dari wavelet tersebut, jadi merupakan kebalikan dari wavelet
berfasa minimum.
4. Mixed Phase Wavelet
Wavelet berfasa campuran merupakan wavelet yang energinya tidak
terkonsentrasi di bagian depan maupun belakang.
23
Gambar 10. Jenis-jenis Wavelet 1) Zero Phase Wavelet, 2) Maximum PhaseWavelet, 3) Minimum Phase Wavelet, 4) Mixed Phase Wavelet (Sismanto,2006).
7. Teori Konvolusi
Secara umum konvolusi didefinisikan sebagai cara untuk mengkombinasikan
dua buah deret angka yang menghasilkan deret angka yang ketiga. Di dalam
dunia seismik deret-deret angka tersebut adalah wavelet sumber gelombang,
reflektivitas bumi dan rekaman seismik. Secara matematis, konvolusi adalah
integral yang mencerminkan jumlah lingkupan dari sebuah fungsi a yang
digeser atas fungsi b sehingga menghasilkan fungsi c. Konvolusi dilambangkan
dengan asterisk (*).
Sehingga, a*b = c berarti fungsi a dikonvolusikan dengan fungsi b
menghasilkan fungsi c. Konvolusi dari dua fungsi a dan fungsi b dalam rentang
terbatas [0,t] diterbitkan oleh:∗ = ∫ ( ) ( − ) (3)
Secara diskrit:
Zero 90˚ Minimum Mixed
24
[ ] = ∑ [ ] [ − ] (4)
Contoh:
a = [1,2,3] dan b = [4,5,6] maka a*b:
Fungsi b : 4 5 6
Fungsi a dibalik:3 2 1...........................(4x1)=4
3 2 1...............(4x2)+(5x1)=13
3 2 1....(4x3)+(5x2)+(6x1)=28
3 2 1 ..(5x3)+(6x2)=27
3 2 1...(6x3)=18
Sehingga a*b adalah [4,13,28,27,18].
8. Teori Cross Correlation
Cross Corellation merupakan teknik korelasi yang mampu mendeteksi
kesamaan sinyal. Dimana a dan b memiliki panjang N dengan (N>1).
Jika panjang salah satu data tidak sama maka bagian yang kosong dari data
yang pendek di-nol kan sampai panjangnya sama.
m=1, ...,2N-1. dan b* adalah conjugate dari b.
Contoh cross correlation fungsi a = [1,2,3] dan b = [4,5,6]
4 5 6
1 2 3 ........................................................ (4x3)=12
1 2 3.............................................(4x2)+(5x3)=23
1 2 3.................................(4x1)+(5x2)+(6x3)=32
1 2 3.................... (5x1)+(6x2)=17
1 2 3..............(6x1)=6
25
Sehingga untuk cross correlation antara fungsi a dan b diperoleh:
(12,23,32,17,6).
B. Sintetik Seismogram
Sintetik seismogram adalah data seismik buatan yang dibuat dari data sumur,
yaitu log kecepatan, densitas dan wavelet dari data seismik. Dengan
mengalikan kecepatan dengan densitas, maka akan mendapatkan deret
koefisien refleksi. Koefisien refleksi ini kemudian dikonvolusikan dengan
wavelet, sehingga akan didapatkan seismogram sintetik pada daerah sumur
tersebut.
Seismogram sintetik ini digunakan untuk mengikat data sumur dengan data
seismik. Sebagaimana yang diketahui, data seismik umumnya berada dalam
domain waktu (TWT) sedangkan data sumur berada dalam domain kedalaman
(depth), sehingga sebelum melakukan pengikatan, langkah awal yang harus
dilakukan adalah konversi data sumur menjadi domain waktu, dengan cara
membuat sintetik seismogram dari sumur.
Gambar 11. Seismogram Sintetik yang Diperoleh dari Konvolusi RC danWavelet (Sukmono, 2000).
Seismogram SintetikDeret Koefesien RefleksiBatuan Konvolusi denganWaveletV1 1V2 2V3 3V4 4
V5 5
26
C. Interpretasi Seismik
1. Well Seismic Tie
Well Seismic Tie adalah proses pengikatan data sumur yang berada dalam
domain kedalaman terhadap data sesimik yang berada dalam domain waktu.
Pengikatan tersebut perlu dilakukan agar horizon seismik (skala waktu) berada
pada posisi kedalaman sebenarnya dan agar data seismik dapat dikorelasikan
dengan data geologi lainnya, yang umumnya diplot pada skala kedalaman.
Untuk melakukan pengikatan ini, data-data yang dibutuhkan adalah data sonic
(DT), densitas (RHOB), dan checkshot. Terdapat banyak teknik pengikatan,
tetapi yang umum digunakan adalah dengan memanfaatkan seismogram
sintetik dari hasil survey kecepatan (well velocity survey).
2. Identifikasi dan Picking Horizon
Menurut Coffeen (1986), salah satu cara yang dipakai dalam identifikasi
horizon adalah dengan membandingkan reflektor atau horizon seismik satu
section dengan section yang lain, berdasarkan kumpulan ciri-ciri yang ada.
Ciri-ciri yang biasa digunakan adalah :
Kedudukan horizon pada penampang seismik
Komposisi frekuensi
Kekuatan amplitudo
Kontinyuitas horizon
Langkah selanjutnya adalah memilih (picking) horizon. Faktor penimbang
untuk memilih diantaranya adalah :
27
Kontinyuitas refleksi
Kontinyuitas karakter refleksi
Korelasinya dengan marker geologi yang diinginkan
Perannya dalam interpretasi keseluruhan
Picking satu atau lebih horizon pada satu penampang seismik harus sama
dengan picking horizon pada penampang seismik lainnya. Pastikan bahwa
suatu horizon yang dipicking, pada titik perpotongan antara dua penampang
seismik (crosspoint) terletak pada waktu (ms) yang sama.
3. Peta Struktur Waktu
Salah satu pemetaan horizon seismik adalah peta struktur waktu. Peta struktur
waktu merupakan penerapan struktur horizon seismik dengan waktu yang
dibuat dengan cara menarik garis transversal serta sejumlah garis yang pendek,
dengan waktu yang sesuai dengan data shot point dan kemudian dilakukan
pengkonturan (Ramdan, 2001).
D. Hubungan Empiris Antar Well Log
Sumur yang tidak memiliki data log sonic umumnya dilakukan sebuah
transformasi. Dari berbagai macam tipe log sumur yang ada, sebagian di
antaranya ada yang memiliki hubungan empiris satu sama lainnya. Berikut
hubungan empiris tipe log sumur yang satu dengan yang tipe log sumur lain.
28
1. Kecepatan Gelombang P (Vp) – Density
Hubungan antara kecepatan gelombang P dengan densitas diperoleh melalui
hubungan empiris dua cara, yaitu persamaan Gardner (1974) dan Lindseth
(1979). Persamaan Gardner dituliskan sebagai berikut:= (5)
Keterangan:
a = 0,31
b = 0,25
= Densitas
Vp = Kecepatan gelombang p dalam m/s
Persamaan Lindseth dinyatakan sebagai berikut:= ( ) + (6)
Keterangan:
a = 0,308
b = 3460 ft/s
= Densitas
Vp = Kecepatan gelombang p dalam m/s (Colin, 1998).
2. Kecepatan Gelombang P (Vp) – Resistivity
Hubungan empiris untuk dapat mendapatkan log sonic yang diperoleh dari log
resistivity yaitu ada dua dengan persamaan Faust dan Smith.
Persamaan Faust dapat dirumuskan:
29
∆ = + (7)
Keterangan:∆ = Transit time
a, b, c = Konstanta (ditentukan dari data)
R = Resistivity Value
Metode Smith mengusulkan konstanta a menjadi nol, sehingga persamaannya
menjadi: ∆ = (8)
Keterangan:∆ = Transit time
a, b, c = Konstanta (ditentukan dari data)
R = Resistivity Value
E. Kecepatan Seismik
Dalam metode seismik, kecepatan merupakan salah satu faktor yang sangat
penting. Informasi yang diperoleh dari kecepatan seismik dapat digunakan
untuk mengkonversi waktu menjadi kedalaman, migrasi, interpretasi geologi
dan litologi. Kecepatan seismik, secara umum, berarti cepat rambat gelombang
seismik jarak/waktu. Satuan kecepatan diukur dalam meter per detik atau feet
per detik. Istilah kecepatan jarang diterapkan secara tunggal dalam eksplorasi
seismik, karena terdapat begitu banyak jenis kecepatan seismik, seperti
Kecepatan Sesaat (Instantaneous Velocity), Kecepaan Interval, Kecepatan
Rata-rata, Kecepatan RMS (Root Mean Square), Kecepatan NMO, Stacking
30
Velocity, Kecepatan Migrasi, dan Apparent Velocity (Gadallah dan Fisher,
2005).
1. Kecepatan Interval
Kecepatan interval merupakan kecepatan perambatan rata-rata yang melalui
interval waktu atau kedalaman, dan itu sama dengan interval tebal kedalaman
dibagi interval waktu vertikal. = ∆∆ (9)
Keterangan:
= Kecepatan interval (m/s)∆ = Tebal kedalaman∆ = Waktu tempuh gelombang
2. Kecepatan Rata-rata
Kecepatan rata-rata merupakan total kedalaman reflektor Z, dibagi dengan
waktu menuju reflektor, atau dua kali kedalaman menuju Reflektor dibagi
dengan dua arah (two-way), waktu refleksi zero-offset (Ti),V = (10)
Kecepatan rata-rata dapat dihitung dari kecepatan interval menggunakan:= ∑ ∆∑ ∆ (11)
(Gadallah dan Fisher, 2005).
31
Gambar 12. Diagram Menunjukkan Kecepatan Interval dan KonsepKecepatan Rata-rata (Veeken, 2007).
F. Pengukuran Kecepatan Secara Langsung
1. Sonic Log
Sonic adalah log yang bekerja berdasarkan kecepatan rambat gelombang suara.
Log sonic merupakan jenis log yang digunakan untuk mengukur porositas,
selain density dan neutron log, dengan cara mengukur interval transite time
(∆ ), yaitu waktu yang dibutuhkan oleh gelombang suara untuk merambat
didalam batuan formasi sejauh 1 ft. Peralatan sonic log menggunakan sebuah
transmitter (pemancar gelombang suara) dan dua buah receiver (penerima).
Jarak antar keduanya adalah 1 ft.
2. Checkshot
Data checkshot merupakan komponen paling penting dalam interpretasi
seismik khususnya dalam well seismik tie, yang bertindak sebagai penerjemah
TW
T in
Sec
onds
32
domain kedalaman data-data sumur ke dalam domain waktunya data seismik.
Gambar 13. Survey Checkshot dengan Melakukan Pengukuran WaktuGelombang Seismik pada Geophone yang Diletakkan Di Lubang Bor (Veeken,2007).
Prinsip survey checkshot sama seperti pada seismik, namun geopon pada
checkshot di letakkan di sepanjang sumur bor atau dikenal dengan survei
Vertical Seismik Profilling (VSP), sehingga data yang didapatkan berupa one
way time yang dicatat pada kedalaman yang ditentukan, sehingga didapatkan
hubungan antara waktu jalar gelombang seismik pada lubang bor tersebut.
G. Konversi Waktu menjadi Kedalaman
Konversi data seismik ataupun peta struktur dari domain waktu menjadi
domain kedalaman merupakan hal yang sangat penting di dalam dunia
Seismic Source
Downholegeophone
Static Correction
Offset
Seismic ReferenceDatum
KB = Kelly BushingGL = Ground LevelMD= Measured DepthH = Distance geophone
seismic source
MD
GL
KB
Well 1
h
h
33
eksplorasi migas. Pengambilan keputusan untuk program pengeboran di dalam
domain waktu merupakan hal yang sangat membahayakan, karena seringkali
interpretasi di dalam domain waktu akan menghasilkan penafsiran yang kurang
tepat, terutama pada zona di bawah kecepatan tinggi seperti sub-salt ataupun
sub carbonate. Di bawah zona ini, akan diperoleh pull up velocity
anomaly atau antiklin semu, padahal pada keadaan sesungguhnya hanyalah
datar-datar saja atau bahkan sinklin, seperti yang terlihat pada sketsa di bawah
ini:
Gambar 14. Apparent Structure dan True Structure
Dalam melakukan survey seismik, domain yang didapatkan berada dalam
domain waktu, sedangkan sumur yang berdasarkan pada interpretasi seismik
berada dalam domain kedalaman, sehingga perlu melakukan konversi data
seismik ataupun peta struktur waktu menjadi domain kedalaman, agar
memudahkan interpreter dalam melakukan penafsiran, karena jika kita
melakukan interpretasi menggunakan peta struktur waktu, maka akan sangat
beresiko dan membahayakan dalam pengambilan keputusan untuk program
34
pengeboran. Untuk melakukan konversi waktu ke kedalaman digunakan
kecepatan baik dari kecepatan sumur maupun kecepatan seismik.
Konversi kedalaman merupakan cara untuk menghilangkan ambiguitas
struktural yang melekat dalam domain waktu dan memastikan kondisi struktur
yang ada. Banyak metode yang digunakan dalam konversi kedalaman. Setiap
metode memiliki kelebihan dan kekurangan sendiri, dan pemilihan metode
seringnya secara subyektif, atau ditentukan oleh waktu dan kendala biaya. Hal
ini, karena tidak ada metode tunggal yang dapat terbukti baik untuk semua
kasus (Etris dkk, 2001).
Ada beberapa metode yang bisa digunakan dalam melakukan konversi
kedalaman di antaranya adalah konversi secara langsung maupun pemodelan
kecepatan. Konversi secara langsung merupakan metode yang cukup
sederhana, karena horizon yang masih berada dalam domain waktu dikonversi
secara langsung tanpa memperhatikan variasi kecepatan struktur.
1. Konversi Langsung
Pendekatan paling sederhana adalah mengkonversi horizon waktu menjadi
kedalaman secara langsung, yaitu tanpa memperhatikan variasi kecepatan
struktur. Waktu menjadi kedalaman secara langsung pada dasarnya terdiri
atas menerapkan persamaan yang ditranslasi, membuat model regresi, atau
fungsi orientasi spasial, dan melakukan prosedur geostatistik. Pendekatan
ini disebut sebagai “konversi langsung waktu kekedalaman” karena langkah
pemodelan kecepatan dilakukan secara implisit, yaitu kecepatan tidak benar-
35
benar dimodelkan, melainkan direduksi menjadi fungsi translasi. Fungsi
translasi yang sesuai, sehingga menghasilkan prediksi kedalaman untuk
meminimalkan kesalahan dan untuk mengikat kedalaman sumur sebenarnya
(Etris dkk, 2001).
2. Pemodelan Kecepatan
Salah satu masalah utama dalam pengolahan data seismik adalah
menentukan konversi waktu menjadi kedalaman yang dapat dianggap
sebagai titik pertemuan antara geologi dan geofisika. Konversi data waktu
tempuh menjadi formasi kedalaman mengharuskan hubungan kecepatan
dengan setiap zona geologi yang dapat diketahui atau dapat disimpulkan
sebagai gelombang yang berkembang terhadap waktu. Perhitungan konversi
waktu menjadi kedalaman membutuhkan model kecepatan seismik
diberbagai jenis bahan. Gambar 15. menggambarkan proses konversi
waktu menjadi kedalaman untuk satu set jejak seismik dalam elemen
volume 3-D. Model kecepatan pada gambar mengandung kecepatan seismik
yang dapat digunakan untuk memetakan nilai waktu untuk nilai-nilai
kedalaman (Fanchi, 2006).
Gambar 15. Proses Konversi Waktu Menjadi Kedalaman (Fanchi, 2006).
VelocityModel
Time (t)
Depth (z)
36
Berbagai jenis model kecepatan digunakan untuk tujuan yang berbeda
(misalnya stacking, migrasi konversi kedalaman). Ketika pemodelan kecepatan
ini dilakukan secara eksplisit dengan tujuan mendapatkan sebuah model yang
kuat, secara akurat memprediksi kecepatan antara sumur vertikal sebenarnya
yang sesuai dan dengan mudah memanfaatkan pengetahuan tentang kecepatan
sebagai alat tambahan (Etris dkk, 2001).
Penerapan pemodelan kecepatan tergantung pada kondisi kecepatan terhadap
kedalaman. Tingkat yang paling sederhana adalah kecepatan rata-rata, karena
mengabaikan layering dan dapat langsung tertuju ke horizon target. Kecepatan
interval menetapkan kecepatan konstan untuk setiap lapisan dalam suatu sumur
yang diberikan. Menggunakan kecepatan rata-rata atau interval memberi
peluang terhadap variasi kecepatan spasial antara lokasi sumur (Etris dkk,
2001).
Gambar 16. Grafik Kondisi Kecepatan Terhadap Kedalaman (Etris dkk, 2001).
Velocity
Depth
a) Average Velocity b) Interval Velocity
37
IV. METODOLOGI PENELITIAN
A. Lokasi dan Waktu Penelitian
Penelitian dilakukan di PT Chevron Pacific Indonesia, Rumbai, Riau, yang
dilaksanakan pada tanggal 16 Oktober 2016 sampai dengan 16 Desember
2016, dengan judul “Pemodelan Kecepatan Pada Lapangan “BL” dengan
Pendekatan Well Seismic Tie dari Pseudo Sonic sebagai Data Kecepatan
Sumur”. Berikut tabel pelaksanaan kegiatan selama penelitian:
Tabel 1. Pelaksanaan Kegiatan Penelitian
No Kegiatan Oktober November Desember Januari Februari Maret
1. StudiLiteratur
2. Pengambilan/pengumpulandata
3. PengolahanData
4. Evaluasi hasilpengolahandata
5. PenulisanLaporanAkhir
38
B. Alat-alat dan Bahan
Adapun alat-alat dan bahan yang digunakan seperti perangkat keras dan
perangkat lunak pada penelitian ini yaitu sebagai berikut:
1. Sebuah workstation terdiri dari CPU dan Dual Monitor 21’’ yang
mendukung perangkat lunak Linux.
2. Software Epos dari paradigm
3. Literatur yang dianjurkan, berupa informasi geologi regional dan laporan
penelitian terdahulu.
4. Seperangkat laptop untuk pembuatan laporan.
C. Data Penelitian
Data yang digunakan dalam penelitian ini meliputi data seismik, data sumur,
serta marker. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data yang
diambil dari Lapangan “BL”, Cekungan Sumatera Tengah.
1. Data Seismik
Data seismik yang digunakan dalam penelitian ini merupakan data seismik
3D Post Stack Time Migration (PSTM).
2. Data Sumur
Pada penelitian ini data sumur yang digunakan sebanyak 7 sumur yang
berada didalam Lapangan “BL”. Data sumur dilengkapi data log (seperti
log GR, log Sonic, log Resistivity, log Density dan log Caliper), data
checkshot dan data marker.
39
Tabel 2. Kelengkapan Data Log
Well Checkshot GR CAL RHOB DRES DT
1
2 -
3 -
4 -
5
6 -
7 -
3. Data Marker
Data marker digunakan sebagai acuan atau referensi melakukan picking
horizon. Dalam data marker ini terdapat data time dan measured depth
(kedalaman terukur) sebagai informasi top dari formasi tersebut terukur.
Data marker yang digunakan pada target horizon ini yaitu Top Formasi
Pematang, Formasi Duri, dan Formasi Telisa.
4. Data Checkshot
Data checkshot adalah data interval yang terdapat pada sumur, yang
digunakan untuk mendapatkan hubungan waktu dan kedalaman. Data ini
digunakan untuk melakukan pengikatan antara data sumur dengan data
seismik (well seismic tie).
40
5. Base Map (Peta Dasar)
Base map merupakan peta yang menunjukan kerangka survey daerah
penelitian, mulai dari posisi sumur dari sumur-sumur serta lintasan seismik
yang digunakan pada penelitian ini.
Gambar 17. Base Map Daerah Penelitian Lapangan BL (PT ChevronPacific Indonesia)
D. Pengolahan Data Tahap Interpretasi
1. Pseudo Sonic Transform
Tahapan ini merupakan proses transformasi sonic dari data density dan
resistivity, proses ini dilakukan karena data yang dimiliki terbatas, terutama
pada data DT yang dimiliki hanya terdapat didua sumur, sehingga untuk
membuat seismogram sintetik pada sumur yang tidak memiliki data DT
U
41
perlu dilakukan transformasi pseudo sonic. Transformasi ini terdiri dari
Lindseth, Gardner, Faust dan Smith. Untuk Transformasi Lindseth dan
Transformasi Gardner, data yang digunakan berupa data density, sedangkan
untuk Transformasi Faust dan Transformasi Smith, data yang digunakan
data resistivity.
2. Pembentukan Seismogram Sintetik
Seismogram sintetik diperoleh dari hasil konvolusi antara koefisien refleksi
dengan wavelet yang digunakan. Koefisien refleksi dapat dihitung apabila
diketahui nilai log impedansi akustik pada sumur tertentu yang merupakan
hasil perkalian dari nilai log densitas (RHOB) dan cepat rambat gelombang
P yang diperoleh dari log sonic (DT). Pada tahapan ini input dari data sonic
adalah pseudo sonic transform yaitu transformasi Lindseth, Gardner, Faust
dan Smith. Dalam tahap ini dilakukan test seismogram sintetik dengan
empat transformasi tersebut pada semua sumur. Transformasi dengan nilai
koefisien refleksi yang bagus, itu yang selanjutnya akan digunakan untuk
mendapatkan sintetik seismogram.
3. Well Seismic Tie
Well seismic tie merupakan langkah pengikatan antara data seismik yang
berada dalam domain waktu dengan data sumur yang berada dalam domain
kedalaman. Proses pengikatan data sumur terhadap data seismik dilakukan,
agar horizon berada pada kedalaman yang sebenarnya. Pada prinsipnya,
informasi mengenai litologi secara lengkap diberikan oleh serangkaian data
42
log sumur, sedangkan informasi mengenai kemenerusan struktur diberikan
oleh data seismik. Sehingga pada tahapan ini perlu menempatkan data log
sumur diposisi vertikal yang cocok dengan data seismik. Data log yang
digunakan adalah log sonic, log density, dan checkshot untuk mendapatkan
log impedansi atau koefisien refleksi.
Proses ini dilakukan dengan membuat suatu seismogram sintetik yang
dihasilkan dari konvolusi wavelet dengan deret koefisien refleksi. Sebelum
melakukan well to seismic tie, terlebih dahulu dilakukan quality control
checkshot untuk mengubah data log sumur yang berada dalam domain
kedalaman menjadi domain waktu. Trace seismogram sintetik yang didapat
dikorelasikan dengan trace seismik sampai mendapatkan kecocokan atau
kemiripan. Pemilihan jenis wavelet dilakukan berdasarkan wavelet yang
memberikan bentuk paling baik menyerupai data seismik.
Proses well seismic tie dilakukan berulang kali, dengan try and error untuk
mendapatkan nilai korelasi yang tinggi. Nilai korelasi yang tinggi pada
penelitian ini ditujukan pada Transformasi Smith.
4. Picking Horizon dan Picking Fault
Picking horizon dilakukan untuk mengetahui kemenerusan dari suatu
perlapisan target. Picking horizon dilakukan dan cara membuat garis
horizon di sepanjang reflektor dengan kontras impedansi yang kuat. Picking
ini ditarik berdasarkan top formasi atau berdasarkan marker yang
sebelumnya telah dilakukan pada well seismic tie. Proses well seismic tie
43
sangat penting dalam menentukan horizon yang akan dilakukan picking dan
akan mewakili sebagai lapisan target dalam penelitian.
Picking fault dilakukan untuk menganalisis bentuk struktur pada daerah
penelitian, sebagaimana diketahui bahwa kehadiran struktur dapat menjadi
jalur migrasi bagi hidrokarbon serta menjadi perangkap untuk membentuk
reservoir minyak dan gas bumi. Picking Fault dapat dilakukan dengan
melihat dari adanya ketidakmenerusan gelombang, adanya pergeseran
bidang perlapisan diantara kedua sumur yang berdekatan dan dengan
memperhatikan sudut serta naik turunnya tiap perlapisan batuan.
5. Gridding Surface
Gridding Surface dilakukan untuk menginterprolasi titik-titik yang
terbentuk setelah dilakukan picking horizon ke dalam bentuk peta. Output
dari proses gridding berupa peta struktur dalam domain waktu.
6. Create Velocity Model
Proses konversi data seismik dari kawasan waktu kekawasan kedalaman
membutuhkan masukan data model kecepatan, yang berasal dari berbagai
sumber. Pemodelan kecepatan merupakan proses membangun model
kecepatan sesungguhnya (true velocity), berdasarkan pengetahuan tentang
kecepatan daerah tersebut dari data sumur maupun data seismik. Untuk
proses pembuatan pemodelan kecepatan dibutuhkan input kecepatan rata-
rata, yang sebelumnya telah dilakukan editing kecepatan terlebih dahulu.
44
Pada penelitian ini metode konversi kedalaman yang digunakan
menggunakan prinsip geostatistika, yaitu metode kriging pada saat proses
pembuatan model kecepatan. Input dalam proses geostatistik ini, yaitu hasil
peta struktur waktu, dan data kecepatan rata-rata. Kecepatan rata-rata yang
digunakan sebagai input adalah yang sudah dilakukan editing velocity datum
dan velocity extend. Selanjutnya membuat velocity volume dengan metode
geostatistikal. Output dari tahap ini adalah model kecepatan yang akan
digunakan sebagai input time to depth conversion, dan dalam proses ini
dilakukan konversi ke kedalaman agar dapat membuat peta struktur
kedalaman.
7. Time to Depth Conversion
Konversi kedalaman merupakan tahapan mengubah peta yang berdomain
waktu menjadi domain kedalaman. Metode time to depth conversion yang
dilakukan secara garis besar dibagi menjadi 2 yaitu: Direct time-depth
conversion dan pemodelan kecepatan. Proses time to depth conversion
menghasilkan peta struktur kedalaman.
36
E. Diagram Alir
Pseudo Sonic
Gambar 18. Diagram Alir Penelitian
Data
Marker
Data Well
Sonic
DataSeismik 3D
CheckshotResistivity Density
WaveletEstimation
Smith Faust LindsethGardner
Koefisien korelasi terbaikmenggunakan pseudo sonic
Sintetik Seismogramwell mempunyai sonic
PickingHorizon dan
Picking Fault
Velocity Editing(velocity datum &velovity extend)
Time DepthFunction
Velocity Average
Creating GeostatisticalVelocity Volume
Time to DepthConversion
DepthStructurecalibrated
QCCheckshot
Start
End
TimeStructure Map
SintetikSeismogramdan Well
Tie semua welldengan pseudo sonic
DepthStructure Map
Propose Well
45
VI. KESIMPULAN DAN SARAN
A. KESIMPULAN
Adapun kesimpulan yang didapat dari penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Pseudo sonic yang terbaik yang bisa digunakan untuk membuat well tie
pada well yang tidak memiliki data sonic adalah Transformasi Smith.
2. Akurasi metode pemodelan kecepatan memiliki nilai mistie yang lebih
akurat, dibandingkan dengan konversi yang menggunakan metode generate
function.
3. Peta struktur kedalaman memperlihatkan kedalaman formasi yang
sebenarnya dengan menghilangkan ambiguitas berupa struktur semu yang
ada pada peta struktur waktu.
4. Hasil dari peta struktur kedalaman yang telah dibuat pada Formasi
Pematang menunjukkan adanya propose well.
5. Lokasi sumur usulan terletak pada tinggian lain, di sebelah lokasi sumur
produksi dalam Formasi Pematang yang keberadaannya dekat dengan
patahan.
64
B. SARAN
1. Melakukan perbandingan dengan banyak metode geostatistik lainnya dalam
pemodelan kecepatan.
2. Menggunakan data kecepatan seismik dalam pemodelan kecepatan.
DAFTAR PUSTAKA
Abdullah, A., 2011. E-book Ensiklopedi Seismik.
Bhatia, A. B., dan Singh, R. N., 1986. Mechanics of Deformable Media.University of Sussex Press. Bristol,Englnad.
Brown, R,A., 2004. Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data. AAPGand SEG. Oklahama. USA.
Coffeen, J.A., 1986. Seismic Exploration Fundamentals Second Edition. PennWell Publishing Company . Tulsa. Oklahoma.
Colin, C.P., dan Robert, R.S., 1998. Density Prediction Using Vp and Vs SonicLogs. CREWES Research Report. Vol.10.
Dawson, W.C., Yarmanto, Sukanta, U., Kadar, D., dan Sangree, J.B., 1997.Regional Sequence Stratigraphy Correlation Central Sumatra. PT.Chevron Pasific Indonesia.
Etris, E.L., Crabtree, N.J., dan Dewar, J., 2001. True Depth Conversion: morethan a pretty picture. CSEG.
Eubank, R.T., dan Makki.A.C., 1981. Structural Geology of The Central SumateraBack-Arc Basin, in Proceeding. Indonesian Petroleum Association,10th Annual Convention. Jakarta. P.153-196.
Fanchi, J.R., 2006. Principles Of Applied Reservoir Simultan. Oxford. ElseivierInc.
Gadallah, R.M. dan Fisher, R., 2005. Exploration Geophysics. Springer. Berlin.
Gardner, G.H.F., Gardner, L.W., dan Greogory, A.R., 1974. Formation Velocityand Density – The Diagnostic Basics For Statigraphic Traps.Geophysics. Vol.39,770-780
Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1993. A Structural and Tectonic Model of CoastalPlains Block, Central Sumatera Basin, Indonesia. Indonesia
Peroleum Association, Proceedings 22th Annual Convention,Jakarta, Vol.1, p. 285-316.
Hutabarat, R.G., 2009. Integrasi Inversi Seismik dengan Amplitudo Seismik untukMemetakan Distribusi Reservoir pada Lapangan Blackfoot. UI.Jakarta.
Lindset, R.O., 1979. Synthetic Sonic Log – A Process For StratigraphicInterpretation. Geophysics. Vol.44, 3-26.
OpenLearn LabSpace, 2010. Marine Seismic Aquisition, Earth’s PhysicalResources: Petroleum.
Ramdan, D., 2001. Seismic Interpretation. Workshop IPA – HMTG UGM.
Sismanto, 2006. Dasar-dasar Akuisisi dan Pemrosessan Data Seismik.Laboratorium Geofisika Fakultas MIPA UGM. Yogyakarta
Sukmono, S., 1999. Seismik Stratigrafi. Teknik Geofisika ITB. Bandung.
Sukmono, S., 2000. Seismic Inversi Untuk Karakteristik Reservoar, DepartemenTeknik Geofisika, ITB. Bandung.
Sukmono, S., 2002. Interpretasi Seismik Refleksi. Departemen Teknik Geofisika,ITB. Bandung.
Veeken, P. C. H., 2007. Seismic Stratigraphy, Basin Analysis and ReservoirCharacterisation. Oxford. Elsevier Ltd.
