Laporan Kerja Praktek David GF UPN JOB-PPEJ

LAPORAN KERJA PRAKTEK

INTERPRETASI DATA SEISMIK PADA BUILD UP KARBONAT FORMASI TUBAN DI LAPANGAN “M” CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA

Oleh :

DAVID CHRISTIAN KAREL 115.140.101

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL ”VETERAN” YOGYAKARTA 2017

KATA PENGANTAR

Segala puji dan syukur dipanjatkan atas kehadirat Tuhan Yang Maha Esa yang senantiasa memberikan limpahan rahmat dan karunia-Nya sehingga saya dapat menyelesaikan laporan kerja praktek ini dengan baik. Laporan ini tidak akan mungkin terselesaikan jika tidak ada bantuan dari pihak yang telah membantu dalam pelaksanaan kerja praktek. Oleh karena itu, dengan selesainya laporan ini, pertama saya ingin mengucapkan terima kasih kepada Ibu Nessa Suyono selaku HR Manager JOB Pertamina Petrochina East Java atas kesempatan yang diberikan kepada saya melaksanakan kerja praktek di JOB PPEJ. Kemudian saya juga berterimakasih banyak kepada mas M.Wahdanadi selaku pembimbing saya di JOB PPEJ selama melakukan kerja praktek. Terakhir saya mengucapkan banyak terima kasih kepada bapak Hafiz Hamdalah selaku pembimbing saya di jurusan Teknik geofisika UPN “Veteran” Yogyakarta. Saya menyadari bahwa tidak ada sesuatu yang sempurna. Oleh karena itu saya menghargai dan menghormati setiap pendapat, masukan dan kritikan yang bersifat membangun dari segala pihak dalam rangka penyempurnaan laporan kerja praktek ini. Saya juga berharap bahwa laporan ini dapat memberikan manfaat kepada semua pihak yang membaca. Atas perhatiannya saya ucapkan terima kasih.

Yogyakarta, 28 Agustus 2017

David Christian Karel

iii

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL .......................................................................................... i HALAMAN PENGESAHAN .......................................................................... ii KATA PENGANTAR ..................................................................................... iii DAFTAR ISI ..................................................................................................... iv DAFTAR GAMBAR ........................................................................................ vii

BAB I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang ................................................................................................1 1.2 Rumusan Masalah .......................................................................................... 2 1.3 Maksud dan Tujuan Penelitian .........................................................................2 1.4 Batasan Masalah...............................................................................................2 1.5 Lokasi dan Waktu Penelitian ...........................................................................2

BAB II. GAMBARAN UMUM JOB PERTAMINA PETROCHINA EAST JAVA 2.1. Bentuk dan Lokasi JOB PPEJ .........................................................................3 2.1.1 Bentuk JOB PPEJ...................................................................................3 2.1.2 Lokasi JOB PPEJ ...................................................................................3 2.2. Profil JOB PPEJ ..............................................................................................3 2.2.1 Sejarah berdirinya JOB PPEJ .................................................................3 2.2.2 Logo dan Arti Logo Perusahaan ............................................................4 2.2.3 Strategi dan Kebijakan ...........................................................................5

BAB III. TINJAUAN PUSTAKA 3.1. Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara .............................................7 3.2. Kerangka Tektonik Cekungan Jawa Timur Utara ...........................................9 3.3. Zona Perbukitan Rembang ............................................................................12 3.3.1 Stratigrafi Regional Perbukitan Rembang ...........................................13 3.3.2 Struktur Geologi Perbukitan Rembang ................................................17

iv

BAB IV. DASAR TEORI 4.1 Gelombang Seismik .......................................................................................21 4.2 Metode Seismik Refleksi ..............................................................................22 4.3 Impedansi Akustik dan Koefisien Refleksi ....................................................22 4.4 Resolusi Vertikal ............................................................................................24 4.5 Efek Interferensi .............................................................................................24 4.6 Analisa Fasies Seismik ...................................................................................25 4.7 Tahapan Umum Interpretasi Seismik .............................................................26 4.8 Hal-hal yang perlu diperhatikan dalam Interpretasi Seismik .........................27

BAB V. METODOLOGI PENELITIAN 5.1. Diagram Alir Interpretasi Data Seismik ........................................................30 5.2. Penjelasan Diagram Alir Interpretasi Data Seismik......................................31

BAB VI. HASIL DAN PEMBAHASAN 6.1 Tujuan dilakukannya Interpretasi Data Seismik ..........................................33 6.2 Input Data .......................................................................................................34 6.2.1 Basemap ................................................................................................34 6.2.1 Input Data Seismik ................................................................................35 6.2.2 Input Data Sumur..................................................................................36 6.3 Analisis Sensitifitas ......................................................................................38 6.4 Koreksi Checkshot terhadap log Sonic...........................................................39 6.5 Well to seismic tie...........................................................................................41 6.6 Picking Fault dan Picking Horizon ................................................................43 6.6.1 Picking Fault .........................................................................................43 6.6.2 Picking Horizon ....................................................................................44 6.7 Time Structure Map........................................................................................46 6.7 RMS Amplitude Attribute...............................................................................48

v

BAB VII. PENUTUP 7.1 Kesimpulan ....................................................................................................50 7.2 Saran...............................................................................................................50

DAFTAR PUSTAKA

vi

DAFTAR GAMBAR Gambar 3.1 Sesar yang terjadi di Lapangan “RUSMALA” (PHE WMO, 2009)..8 Gambar 3.2 Tiga struktur utama Cekungan Jawa Timur (Satyana dan Purwaningsih, 2003) ........................................................................ 10 Gambar 3.3 Paleogene Geography of the East Java Basin (Satyana, 2005) ...... 12 Gambar 3.4 Kolom stratigrafi Cekungan Jawa Timur Utara ............................... 13 Gambar 4.1 Sketsa survei seismik (Landmark, 1995) ......................................... 22 Gambar 4.2 Koefisien refleksi sudut datang nol menggunakan wavelet zero phase (Sukmono, 2000) .................................................................. 23 Gambar 4.3 Resolusi vertikal dan efek interferensi lapisan batuan dengan IA tinggi yang terletak pada lapisan batuan dengan IA rendah (Badley, 1985) ................................................................................................ 24 Gambar 4.4 Atribut-atribut refleksi. (Vail dan Michtum, 1977 dalam Veeken ,2007) .................................................................................. 26 Gambar 5.1 Diagram Alir Interpretasi Data Seismik .......................................... 30 Gambar 6.1 Basemap lapangan M cekungan Jawa Timur Utara ........................ 34 Gambar 6.2 (a) Penampang seismik Xline 5688; (b) Penampang seismik Inline 1674 lapangan M cekungan Jawa Timur Utara................................ 35 Gambar 6.3 (a) Data sumur m-2; (b) Data sumur m-9 lapangan M cekungan Jawa Timur Utara ..................................................................................... 36 Gambar 6.4 (a) Crossplot log GR vs log Density sumur m-2 ; (b) Crossplot log GR vs log Density sumur m-9 ......................................................... 38 Gambar 6.5 (a) Proses koreksi chekshot sumur m-2; (b) Proses koreksi chekshot sumur m-9 ....................................................................................... 39 Gambar 6.6 (a) Proses well to seismic tie sumur m-2; (b) Proses well to seismic tie sumur m-9 ................................................................................... 41 Gambar 6.7 Parameter wavelet untuk proses well to seismic tie sumur m-2....... 42 Gambar 6.8 Picking Fault Inlime 1620 dan Inline 1540 ..................................... 43 Gambar 6.9 (a) Picking Horizon Inline 1670 ; (b) Picking Horizon Xline 5680..45 Gambar 6.10 Time Structure Map Top and Bottom Carbonate .......................... 46 Gambar 6.11 Penampang RMS Amplitude Xline 5680 dan Inline 1680………..48 vii

BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Saat ini, negara Indonesia memiliki permasalahan yang besar dalam bidang energi dan sumberdaya alam. Sebagai negara yang memiliki potensi sumberdaya alam yang luar biasa melimpah seharusnya Indonesia menjadi contoh bagi negaranegara lain dalam perkembangan teknologi eksplorasi maupun eksploitasi sumberdaya alam. Salah satu kebutuhan energi yang sampai saat ini masih menjadi ketergantungan bangsa Indonesia adalah energi fosil berupa minyak dan gas bumi. Minyak dan gas bumi saat ini masih gencar-gencarnya diadakan kegiatan eksplorasi maupun pengembangan lapangan-lapangan yang sudah berproduksi yang bertujuan meningkatkan produksi minyak dan gas bumi tersebut. Kegiatan eksplorasi maupun pengembangan lapangan migas membutuhkan peran seorang geoscientist dalam mempelajari sifat-sifat batuan dan fluida di bawah permukaan bumi. Saat ini, metode yang berkembang dalam industri migas adalah metode seismik refleksi. Metode ini sering dipakai karena dapat memprediksi keberadaan target reservoir minyak dan gas bumi. Selain itu metode seismik refleksi juga dapat diintegresikan dengan ilmu lain seperti petrofisika maupun teknik reservoir yang berguna untuk mengetahui interior batuan ( porositas, permeabilitas, saturasi, dll) dalam memecahkan permasalahan produksi migas. Metode seismik refleksi dalam bidang eksplorasi awal dibagi menjadi menjadi 3 tahapan yaitu tahapan akuisisi, pemrosesan data dan tahapan interpretasi. Kegiatan akhir dalam metode ini yaitu interpretasi yang sangat dibutuhkan konsepkonsep dasar fisika dan geologi untuk memprediksi keberadaan minyak dan gas bumi dalam reservoir. Penelitian ini terdiri dari well seismic tie, picking horizon, fault hingga mendapatkan hasil berupa time-structure map dari build up carbonate Formasi Tuban. Dari hasil tersebut, kemudian dapat dilakukan analisa lebih lanjut guna menentukan daerah prospek hidrokarbon.

1

1.2 Rumusan Masalah Rumusan masalah pada penelitian ini adalah : a. Bagaimana tahapan interpretasi data seismik yang baik dan benar? b. Bagaimana interpretasi hasil dari time structure map top dan bottom carbonate yang diperoleh? c. Bagaimana interpretasi geologi yang terdapat pada daerah penelitian sesuai dengan data yang ada? 1.3 Maksud dan Tujuan Penelitian Maksud dari pelaksanaan kerja praktek ini adalah agar dapat memahami dan mengerti mengenai langkah – langkah yang benar dan tepat dalam melakukan interpretasi data seismik secara baik dan benar. Adapun tujuan dari pelaksanaan kerja praktek ini adalah: a) Melakukan proses – proses interpretasi data seismik. b) Memperoleh hasil berupa time structure map top dan bottom carbonate yang menggambarkan kondisi bawah permukaan. c) Mengetahui interpretasi geologi daerah penelitian sehingga dapat diketahui prospek daerah tersebut. 1.4 Batasan Masalah Adapun batasan masalah pada penelitian ini yaitu proses interpretasi data seismik sampai menghasilkan time map structure pada build up karbonat Formasi Tuban di lapangan ”M” Cekungan Jawa Timur Utara . 1.5 Lokasi dan Waktu Penelitian Penelitian ini dilakukan pada Formasi Tuban Cekungan Jawa Timur Utara (PT. JOB Pertamina-Petrochina East Java), dilakukan selama 1 (satu) bulan dimulai pada tanggal 12 Juni 2017 s/d 17 Juli 2017.

2

BAB II GAMBARAN UMUM JOB PERTAMINA-PETROCHINA EAST JAVA 2.1 Bentuk dan Lokasi JOB PPEJ 2.1.1

Bentuk JOB PPEJ

JOB PERTAMINA – PETROCHINA EAST JAVA merupakan salah satu perusahaan yang bergerak di bidang perminyakkan yang berada di Jawa Timur. Perusahaan ini adalah perusahaan gabungan (Joint Operating Body) antara Pertamina dengan Petrochina East Java. Dimana Petrochina East Java berperan dalam penanaman saham sedangkan pertamina sebagai pemilik. Perusahaan ini memiliki kantor di Kab. Bojonegoro dan lapangan di daerah Tuban. Petrochina East Java adalah anak perusahaan dari Petrochina Internasional yang terletak di Jakarta. Selain memiliki cabang di Bojonegoro, Petrochina Internasional juga memiliki cabang di Jambi tepatnya di Jabung dan satu daerah Lepas Pantai yaitu FSO Cilacap. Pada titik pengeboran Petrochina East Java memiliki beberapa titik yaitu blok Tuban, yang meliputi wilayah Bojonegoro, Tuban, Lamongan, Gresik, Sidoarjo, dan Mojokerto. 2.1.2

Lokasi JOB PPEJ

Joint Operating Body Pertamina – Petrochina East Java berada di jalan Lingkar Pertamina, Desa Rahayu, Kec Soko, Tuban 62372, Jawa Timur, Indonesia.

2.2 Profil JOB PPEJ 2.2.1

Sejarah berdirinya JOB PPEJ

Pada bulan oktober 1970 berdiri Pertamina Trand Internasional Ltd yang merupakan cikal bakal dari JOB Pertamina – Petrochina East Java. Setelah perusahaan ini berdiri dilakukan eksplorasi di daerah salawati, Irian Jaya. Dari eksplorasi ini didapatkan hasil yang tidak sedikit yaitu 1500 Bopd di daerah Kasim dan 27000 Bopd di daerah kasim 3. Keberhasilan melakukan pengeboran di Irian jaya, membuat daerah operasi semakin diperluas yaitu di daerah Jawa Timur tepatnya di daerah Tuban. Mulai Februari 1988 dilakukan pengeboran di daerah tersebut. setelah diperluas didaerah 3

operasi di Tuban pada tanggal 29 Februari 1988 diadakan perubahan jenis kontrak di Pertamina – Trend East Java Ltd. Kontrak berubah dari jenis kontrak KSP menjadi KSP JOB, dengan jangka waktu 30 tahun. Wilayah kontrak yang disepakati daerah Tuban Timur dan Tuban Barat yang saat ini seluas 7.391 km. Setelah berkerja sama dengan Trand East Java Ltd dan Pertamina mengalihkan kontrak ke Santa Fe Energy Resources Java Ltd dan JOB Pertamina – Santa Fe Tuban ke JOB Pertamina – Santa Fe Tuban. Pada JOB Pertamina Santa Fe Tuban itu sendiri, sejak berdiri telah mengalami perubahan perusahaan berkali – kali.

2.2.2

Logo dan Arti Logo Perusahaan

➢ SKK Migas :

Arti dari logo SKK Migas •

Simbol gelembung merah (mengarah ke atas) melambangkan sumber daya gas

•

Simbol gelembung hijau (menetes ke bawah) melambangkan sumber daya minyak

•

Tulisan skkmigas diletakkan di bagian bawah berwarna abu – abu.

Secara menyeluruh logo SKK Migas ini memberikan makna suatu organisasi yang akan tampil lebih professional dan memberikan masa depan sumber daya nasional yang vital. ➢ Logo Pertamina :

4

Arti dari logo Pertamina •

Elemen logo membentuk huruf “p” yang secara keseluruhan merupakan representasi bentuk panah menggambarkan pertamina yang bergerak maju dan progresif

•

Warna – warna mencolok menggambarkan langkah besar yang diambil pertamina dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis.

•

Warna merah menggambarkan keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapi berbagai macam kesulitan.

•

Warna hijau menggambarkan sumber daya energy yang berwawasan lingkungan

•

Warna biru menggambarkan andal, dapat dipercaya, dan bertanggung jawab.

➢ Logo Petrochina:

2.2.3

Strategi dan Kebijakan

JOB Pertamina – Petrochina East Java (JOB PPEJ) telah berkomitmen untuk meningkatkan kinerja dan sistem manajemen lingkungan, keselamatan dan kesehatan kerja secara berkelanjutan untuk mendukung kegiatan operasi yang berkesinambungan dan menguntungkan guna mengendalikan dampak lingkungan dampak lingkungan serta resiko keselamatan dan kesehatan kerja melalui penerapan yang terfokus pada : 1.

Pemenuhan dan penataan peraturan perundangan lingkungan, keselamatan,

dan kesehatan kerja serta persyaratan lain yang relevan dengan kebijakan perusahaan. 2.

Pencegahan terjadinya kebakaran, peledakan, kebocoran gas H2S, tumpahan

minyak dan penyakit akibat kerja secara terus menerus melalui pengendalian aspek

5

dan dampak lingkungan serta bahaya dan resiko keselamatan dan kesehatan kerja secara berkelanjutan. 3.

Melaksanakan tujuan dan target secara berkelanjutan dengan penyediaan

sumber daya yang memadai, termasuk program pelesatarian sumber daya alam, pengelolaan limbah, mengontrol pemakaian bahan – bahan berbahaya, perlengkapan alat pelindung diri serta mengusahakan tempat kerja yang aman, nyaman, dan sehat. 4.

Meningkatkan kepedulian semua karyawan dan pekerja kontraktor secara

berkelanjutan terhadap isu – isu lingkunngan keselamatan dan kesehatan kerja melalui pertemuan HSE serta meningkatkan kompetensi karyawan secara berkelanjutan. 5.

Mengkomunikasikan kebijakan HSE kepada pihak internal dan pihak

eksternal yang berkepentingan. 6.

Melakukan seleksi, pembinaan dan penilaian kinerja mitra kerja yang

bekerja sama atas nama JOB Pertamina – Petrochina East Java berdasarkan sistem penilaian HSE kontraktor yang berlaku.

6

BAB III TINJAUAN PUSTAKA

3.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara Cekungan Jawa Timur Utara sebelah barat dibatasi oleh Busur Karimunjawa dimana memisahkannya dengan Cekungan Jawa Barat Utara, di sebelah selatan dibatasi oleh busur vulkanik, sebelah timur dibatasi oleh Cekungan Lombok dan sebelah utara dibatasi oleh Tinggian Paternoster, dimana memisahkannya dengan Selat Makasar. Berdasarkan posisinya, cekungan Jawa Timur Utara dapat dikelompokkan sebagai cekungan belakang busur dan berada pada batas tenggara dari Lempeng Eurasia (Mudjiono dan Pireno, 2002). Tren struktur dan sejarah pengendapan dari sedimentasi Tersier di Blok West Madura Offshore sebagian besar dikendalikan oleh konfigurasi batuan dasar yang dibentuk oleh peristiwa tektonik pada masa Kapur Akhir sampai dengan Tersier Awal. Fitur utama pada batuan dasar adalah hinge lines pada kedua sisi dari cekungan. Bagian tepi cekungan terkesan kasar yang mungkin dihasilkan oleh gaya tensional akibat wrench fault dan atau sebagai akibat dari mekanisme patahan jaman Pra-Tersier yang berarah berbeda dari struktur utama yang ada sekarang. Akibatnya, tensional dan wrench faulting mengakibatkan terjadinya pembentukan blok graben dan horst yang mulai membentuk konfigurasi cekungan pada waktu Kapur Akhir dan Tersier Awal. Tektonik pada jaman Kapur Akhir sampai Tersier Awal mengakibatkan adanya kombinasi dari tensional dan wrech faulting yang menghasilkan seri fitur horst dan graben berarah Timur Laut - Barat Daya yang mengontrol konfigurasi awal pembentukan cekungan. Patahan-patahan awal yang kemudian teraktifkan kembali beberapa kali selama masa Tersier dan sesar normal yang tumbuh, yang merupakan fitur yang menonjol pada bagian utara blok, juga berpengaruh kuat terhadap pola sedimentasi. Bagaimanapun juga, pada bagian selatan dari blok West Madura Offshore, sesar normal yang tumbuh berakhir pada saat Formasi "OK" diendapkan. Pada Formasi “GL-MT” yang lebih muda, sesar anjakan lebih mendominasi, yang mengakibatkan terjadinya proses diapir serpih dan struktur yang berhubungan yang terbentuk selama Pliosen Akhir. Struktur yang jelas dan

7

berarah Timur Laut - Barat Daya yang terdapat banyak pada bagian utara blok West Madura Offshore berakhir secara tiba-tiba, berdekatan dengan garis pantai utara Pulau Madura. Pada Bagian selatan dari daerah ini, di Cekungan Jawa Timur, bagian-bagian struktural relatif berarah Timur - Barat sejalan dengan respon untuk untuk mengakhiri pengaruh dominan zona subduksi Banda-Jawa. Blok West Madura Offshore dikontrol oleh dua buah sesar rift margin besar berarah Timur Laut- Barat Laut dengan penimpaan wrench faults sesudahnya. Kehadiran batuan induk yang menghasilkan hidrokarbon dan daerah dapur hidrokarbon yang terletak pada cekungan yang berdekatan pada bagian timur, barat dan selatan dari blok memberikan jarak yang relatif pendek untuk jalur migrasi hidrokarbon ke arah up-dip melalui ketidakselarasan batuan dasar yang terangkat miring dan melalui berbagai sesar dan kekar yang ada.

Gambar 3.1 Sesar yang terjadi di Lapangan “RUSMALA” (PHE WMO, 2009)

8

3.2 Kerangka Tektonik Cekungan Jawa Timur Utara Cekungan Jawa Timur dipisahkan menjadi tiga mandala struktur (structural provinces) (Satyana, 2005) dari Utara ke Selatan, yaitu : 1. Paparan Utara yang terdiri dari Busur Bawean, Paparan Madura Utara dan Paparan Kangean Utara. 2. Bagian tengah yaitu Tinggian Sentral yang terdiri dari Jawa Utara Laut (Kujung) – Madura – Kangean – Tinggian Lombok. 3. Bagian Selatan dikenal sebagai Cekungan Selatan yang terdiri dari Zona Rembang – Selat Madura – Sub-Cekungan Lombok. Konfigurasi basement Cekungan Jawa Timur dikontrol oleh dua trend struktur utama, yaitu trend NE – SW yang umumnya hanya dijumpai di Mandala Paparan Utara dan trend W – E yang terdapat di Mandala Tinggian Sentral dan Cekungan Selatan. Akibat tumbukan lempeng selama Tersier Awal, Cekungan Jawa Timur terangkat dan mengalami erosi. Deretan perbukitan berarah NE – SW terbentuk di sepanjang tepi Tenggara Paparan Sunda akibat pemekaran busur belakang. Dari Utara ke Timur, kenampakan struktur utama dalam wilayah tarikan ini adalah Busur Karimunjawa, Palung Muria, Busur Bawean, dan Tinggian Tuban - Madura Utara. Pengangkatan pada waktu Oligosen Awal menghentikan proses - proses pengendapan dan menyebabkan erosi yang luas. Periode selanjutnya adalah periode tektonik tenang dan akumulasi endapan karbonat hingga Miosen Awal. Periode terakhir adalah periode tektonik kompresi mulai dari Miosen Akhir hingga sekarang. Sesar-sesar normal yang membentuk horst dan grabe teraktifkan kembali, sehingga menghasilkan struktur-struktur terbalik (inverted relief) (Hamilton, 1979).

9

Gambar 3.2 Tiga struktur utama Cekungan Jawa Timur (Satyana dan Purwaningsih, 2003).

Bagian Utara Cekungan Jawa Timur terdiri dari struktur tinggian dan rendahan dengan trend NE – SW, terlihat pada konfigurasi alasnya seperti Busur Karimunjawa, Palung Muria, Busur Bawean, Palung Tuban - Camar, Bukit JS-1, Depresi Masalembo - Doang, dan Paparan Madura Utara. Ke arah Selatan, Paparan Jawa NE, Zona Rembang Madura Kendeng, Zona Madura Selatan, dan Zona Depresi Solo. Bagian tengah Cekungan Jawa Timur didominasi oleh pola struktur berarah Utara - Timur seperti yang berkembang di Paparan Madura Utara, Tinggian Madura, dan Sub Cekungan Selat Madura. Ke Timur, pola Utara – Timur lebih berkembang, diperlihatkan oleh Sub-Cekungan Sakala, Kangean, Sub-Cekungan Lombok. Umumnya, mandala Paparan Utara, merupakan sisa struktur yang berkembang pada zaman Kapur (sutura Meratus). Selama Eosen hingga Miosen daerah ini berubah menjadi tempat perkembangan terumbu. Pada zaman Tersier Akhir daerah ini menjadi lingkungan yang baik bagi perkembangan fasies karbonat paparan.

10

1. Mandala Tinggian Sentral, merupakan daerah terangkat hasil penyesaran ekstensional Eosen – Oligosen Akhir dan pembalikan struktur Miosen -Resen. Tinggian Sentral berbentuk kemenerusan Tinggian Kujung dan Tinggian Madura Kangean ke arah Timur. Di Utara, Tinggian Sentral dibatasi oleh sesar-sesar Sepanjang dan Sakala, dan di Selatan oleh Tinggian Madura – Kangean Sepanjang. Mandala, tegasan tensional Eosen Akhir menyebabkan penurunan regional di daerah ini. Bagian tingginya menjadi tempat perkembangan fasies reefal. 2. Mandala Cekungan Selatan, terbentuk oleh sesar ekstensional Eosen – Oligosen Akhir yang dilanjutkan oleh periode struktur terbalik produk kompresi Miosen Awal – Resen. Zona Rembang yang menerus sampai lepas pantai sebagai sesar mendatar (wrench fault) berasosiasi dengan pengangkatan Kujung, Madura, Kangean, dan Sepanjang ke arah Utara. Pembalikan struktur mengangkat bagian Utara, sedangkan bagian Selatan tetap pada lingkungan batial dalam. Graben, half-graben, dan sesar-sesar hasil dari proses rifting telah dihasilkan pada periode ekstensional, yaitu pada Paleogen. Selanjutnya periode kompresi dimulai pada Miosen Awal yang mengakibatkan reaktivasi sesar-sesar yang telah terbentuk

sebelumnya

pada

periode

ekstensional.

Reaktivasi

tersebut

mengakibatkan pengangkatan dari graben-graben yang sebelumnya terbentuk menjadi tinggian yang sekarang disebut Central High (Ponto, et al., 1995). Pada saat sekarang, Cekungan Jawa Timur Utara dikelompokkan ke dalam tiga kelompok struktur utama dari arah utara ke selatan, yaitu North Platform, Central High dan South Basin. Perubahan struktur juga terjadi pada konfigurasi basement dari arah barat ke timur. Bagian barat pada Platform Utara dapat dikelompokkan menjadi Muria Trough, Bawean Arc, JS-1 Ridge, Norhteast Java Platform, Central-Masalembo Depression, North Madura Platform dan JS 19-1 Depression. Sedangkan pada South Basin, dari barat ke timur dapat dikelompokkan menjadi North East Java Madura Sub-Basin(Rembang-Madura Strait-Lombok Zone), South Madura Shelf (kelanjutan dari Zona Kendeng) dan Solo Depression Zone. Pada Central High tidak ada perubahan struktur yang berarti dari arah barat ke timur (Ponto, et al., 1995). Penjelasan diatas dapat dilihat pada Gambar 4.

11

Gambar 3.3. Paleogene Geography of the East Java Basin (Satyana, 2005)

3.3 Zona Perbukitan Rembang Perbukitan Rembang merupakan suatu perbukitan antiklinorium yang memanjang dengan arah timur-barat (T-B) di sisi utara Pulau Jawa. Zona ini membentang dari bagian utara Purwodadi hingga ke Pulau Madura. Lipatan-lipatan dengan sumbu memanjang berarah timur-barat, dengan panjang dari beberapa kilometer hingga mencapai 100 km (Antiklin Dokoro di utara Grobogan). Zona Rembang terbagi menjadi dua, yaitu Antiklinorium Rembang Utara dan Antiklinorium Rembang Selatan (Van Bemmelen, 1949). Antiklinorium Rembang Selatan juga dikenal sebagai Antiklinorium Cepu. Kedua zona antiklinorium tersebut dipisahkan oleh lembah aliran Sungai Lusi di bagian barat, dan lembah aliran Sungai Kening (anak sungai Bengawan Solo) di bagian timur. Proses pengelupasan (denudasi) di Zona Rembang hanya dilakukan oleh sungai- sungai kecil yang bermuara langsung ke pesisir utara Pulau Jawa, sehingga tidak terbentuk delta-delta yang cukup signifikan di kawasan tersebut. Perbukitan lipatan di Zona Rembang umumnya tersusun secara en-echelon ke arah kiri (left-stepping), mengindikasikan kontrol patahan batuan alas (basement faults) geser sinistral berarah timur-timurlaut - barat-baratdaya (TTL-BBD) yang membentuk antiklinorium Rembang tersebut (Husein et al., 2015). Pola ini dapat diamati pada rangkaian perbukitan deretan Antiklin Dokoro hingga Antiklin Lodan

12

(baratlaut Tuban) di Zona Rembang bagian utara, dan rangkaian perbukitan deretan Antiklin Gabus (baratlaut Randublatung) hingga Antiklin Ledok (utara Cepu). 3.3.1 Stratigrafi Regional Perbukitan Rembang Stratigrafi zona Rembang mengikuti skema yang disusun oleh Pringgoprawiro (1983) (Gambar 3.4). Berdasarkan data bawah permukaan dari eksplorasi hidrokarbon di kawasan ini, satuan stratigrafi yang tertua di atas batuan dasar adalah Formasi Ngimbang. Namun formasi ini tidak tersingkap di permukaan. 1. Formasi Kujung Formasi Kujung merupakan satuan stratigrafi tertua yang tersingkap, terutama tersusun oleh batulempung dengan sisipan batugamping dan batupasir, terutama di bagian bawah. Batugamping di bagian bawah ini sering disebut sebagai Batugamping Kranji. Formasi ini diendapkan lingkungan paparan tengah hingga paparan luar.

Gambar 3.4. Kolom stratigrafi Cekungan Jawa Timur Utara.

13

2. Formasi Prupuh Lokasi tipe formasi ini terletak di Desa Prupuh, Kecamatan Paciran, dengan stratotipe berupa batugamping bioklastik berlapis tebal, keras, kaya akan fosil Orbitoid, yang berlapis dengan batugamping kapuran berwarna putih kotor. Pada bagian bawah formasi ini ditemukan Globigerina ciperoensis, Globigerina tripartita, Globorotalia kugleri, dan Globigerinita dissimilis, sedangkan pada bagian atasnya muncul Globigerinoides

immatures.

Umur

Formasi

Prupuh

adalah N3-N5 (Oligosen Atas hingga Miosen Bawah). Pada batugamping bioklastika dijumpai Spiroclypeus orbitoides, Lepidocyclina verrucosa, dan Lepidocyclina sumatrensis. Lingkungan sedimentasinya adalah neritik luar pada laut terbuka, dengan indikasi adanya gerakan massa gravitasi lereng dasar laut. Formasi ini selaras terhadap Formasi Kujung di bawahnya, juga terhadap Formasi Tuban yang ada di atasnya. 3. Formasi Tuban Formasi Tuban terdiri atas perlapisan batulempung yang bersifat monoton dengan beberapa sisipan batugamping. Formasi ini ini secara umum tersusun oleh klastika karbonat dalam bentuk packstone- wackestone, yang mengandung fosil foraminifera besar disertai dengan fragmen koral dan algae. Kandungan fosil Globigerinoides primordius, Globortalia peripheronda, Globigerinoides sicanus yang menunjukkan bahwa umur Miosen Awal dan lingkungan laut dalam. 4. Formasi Tawun Secara umum Formasi ini

tersusun

oleh

perselingan

antara batulempung

pasiran dengan batupasir dan batugamping yang kaya akan foraminifera golongan orbitoid (Lepidocyclina, Cycloclypeus). Batulempung pasiran berwarna abu-abu hingga abu-abu kecoklatan, semakin ke atas cenderung berubah menjadi batulanau dengan konkresi oksida besi. Batupasirnya biasanya cukup keras berwarna kemerahan, sebagian bersifat gampingan dan sebagian tidak. Batugampingnya berwarna coklat muda hingga abu-abu muda, berbutir halus sampai sedang. Penyusun utamanya adalah fosil foraminifera besar dengan sedikit pencampur batupasir kuarsa. Ketebalan batugamping ini mencapai 30 m. Formasi Tawun diendapkan pada Awal hingga Miosen Tengah, pada lingkungan lingkungan paparan yang agak dalam (outer shelf) dari suatu laut terbuka. 14

5. Formasi Ngrayong Satuan stratigrafi ini kadang berstatus sebagai anggota pada Formasi Tawun. Bagian bawah yang tersusun oleh batugamping Orbitoid (Cycloclypeus)

dan

batulempung, sedangkan bagian atas tersusun oleh batupasir dengan sisipan batugamping. Diantara perlapisan batulempung dijumpai struktur sedimen yang khas yaitu gelembur (ripple mark) dan keping-keping gipsum. Batupasirnya berwarna merah kekuningan, sering menunjukkan struktur soft sediment deformation, disertai fosil jejak berupa lubang vertikal (memotong perlapisan) dari kelompok Ophiomorpha. Dari kenampakan tersebut dapat ditafsirkan bahwa bagian bawah dari satuan ini pada awalnya diendapkan pada dataran pasang-surut (intertidal area) yang kemudian mengalami transgresi menjadi gosong lepas pantai (offshore bar) atau shoreface yang tercirikan oleh mendalam

batupasir merah,

yang selanjutnya

semakin

menjadi lingkungan paparan tengah hingga paparan luar (middle to

outer shelf) yang menghasilkan batugamping yang kaya akan Cycloclypeus. Kenampakan stratigrafi tersebut dapat dilihat di daerah Polaman. Batupasir Ngrayong merupakan reservoir utama pada lapangan-lapangan minyak di daerah sekitar Cepu. Ketebalan rata-rata mencapai 300 m tetapi menipis ke arah selatan dan juga ke arah timur, karena terjadi perubahan fasies menjadi batulempung. 6. Formasi Bulu Formasi Bulu terletak di atas batupasir Ngrayong, mempunyai penyebaran yang luas di Antiklinorium Rembang Utara. Formasi ini tersusun oleh kalkarenit berlempeng (platty sandstones) dengan sisipan napal pasiran. Di beberapa tempat dijumpai kumpulan Cycloclypeus (Katacycloclypeus) annulatus yang sangat melimpah. Kalkarenitnya tersusun oleh litoklas karbonat, foraminifera kecil maupun besar, serta butir-butir kuarsa, feldspar dan glaukonit. Ke arah barat, formasi ini menjadi semakin tebal. Di bagian timur ketebalan hanya 80 m tetapi ke arah barat ketebalannya mencapai 300 m. Formasi ini diendapkan pada kala Miosen Tengah pada lingkungan laut dangkal yang berhubungan dengan laut terbuka.

15

7. Formasi Wonocolo Formasi Wonocolo tersusun oleh napal dan batulempung tidak berlapis. Bagian bawahnya tersusun oleh batugamping pasiran dan batupasir gampingan, yang secara umum menunjukkan gejala pengendapan transgresif. Total ketebalan dari f ormasi ini lebih kurang 500 m, menunjukkan peningkatan ketebalan ke arah selatan. Pengendapannya terjadi pada Miosen Tengah – Atas, pada lingkungan paparan luar. 8. Formasi Ledok Formasi Ledok mempunyai lokasi tipe di kawasan antiklin Ledok, 10 km di utara kota Cepu. Penyusun utamanya terdiri atas perselang-selingan antara batupasir glaukonitik dengan kalkarenit yang berlempeng-lempeng, dengan beberapa sisipan napal. Batupasirnya berwarna kehijauan hingga kecoklatan, berbutir halus hingga sedang, dengan komposisi mineral kuarsa, fragmen kalsit serta glaukonit yang secara keseluruhan terpilah sedang.Ketebalan setiap perlapisan berkisar antara 10 hingga 60 cm. Bagian bawah berbutir lebih halus dari bagian atas. Ketebalan Formasi Ledok secara keseluruhan mencapai 230 m di lokasi tipenya. Ke arah utara, Formasi ini berangsur-angsur berubah menjadi Formasi Paciran. 9. Formasi Mundu Formasi Mundu memiliki ciri litologi yang khas, tersusun oleh napal masif berwarna abu-abu muda hingga putih kekuning-kuningan, dengan kandungan foraminifera plangtonik yang sangat melimpah. Disamping itu juga didapatkan kandungan glaukonit tetapi hanya dalam jumlah sedikit.

Di beberapa tempat,

bagian atas dari formasi ini secara berangsur berubah menjadi

batugamping

pasiran. Ketebalan dari formasi ini cenderung bertambah ke arah selatan hingga mencapai 700 m. Formasi Mundu terbentuk sebagai hasil pengendapan laut dalam yang terjadi pada zona N17 – N20 10. Formasi Selorejo Satuan ini tersusun oleh perselang-selingan antara foraminiferal grainstone / packstone yang sebagian bersifat glaukonitan dengan batugamping napalan hingga batugamping pasiran, dengan lokasi tipe di desa Selorejo dekat Cepu. Ketebalan satuan ini mencapai 100 m. Selorejo kadang dianggap sebagai anggota dari

16

Formasi Mundu, dan merupakan reservoir gas yang terdapat tepat di bawah kota Cepu (Balun reservoir). Lingkungan sedimentasi diduga terjadi di laut dalam, dimana mekanisme arus turbid dengan penampian oleh arus dasar (bottom current) yang membuat pemilahan test foraminiferanya teronggok dengan tanpa matriks dalam bentuk grainstone dan packestones, dengan porositas bisa mencapai 50%, baik dalam bentuk vugs, inter maupun intra particles. 11. Formasi Lidah Formasi ini tersusun oleh batulempung yang berwarna kebiruan dan napal berlapis yang diselingi oleh batupasir dan lensa-lensa fossiliferous grainstone/rudstone (coquina). Pada bagian bawah masih merupakan endapan laut, tercirikan akan kandungan

Pseudorotalia sp. dan Asterorotalia sp. yang melimpah. Kumpulan

fosil ini mencirikan pengendapan di dasar laut pada paparan tengah hingga luar. Di atas satuan ini batuannya menunjukkan produk pengendapan dari lingkungan yang semakin mendangkal. Akhirnya bagian teratas berupa lempung hasil pengendapan air tawar. 12. Formasi Paciran Formasi Paciran tersusun oleh batugamping masif, umumnya merupakan batugamping terumbu yang lapuk dan membentuk permukaan yang khas akibat pelarutan (karren surface). Gejala permukaan menunjukkan bahwa batuan penyusunnya telah berubah menjadi kapur (chalky limestone). Formasi ini tersebar

terutama

di bagian utara dari

Zona

Rembang,

dengan

masa

pembentukan dari Pliosen hingga Awal Pleistosen. Di beberapa tempat batuan ini telah terbentuk pada umur yang lebih tua, semasa dengan pembentukan Formasi Ledok dan Wonocolo di bagian utara, serta semasa dengan Formasi Mundu dan Lidah di selatan. 3.3.2 Struktur Geologi Perbukitan Rembang Zona Rembang merupakan bagian dari Cekungan Jawa Timur Utara (Northeast Java Basin), yang berkembang di ujung tenggara Sundaland. Sundaland merupakan

massa

daratan

yang

terbentuk

oleh

gabungan berbagai

mikrokontinen melalui sejarah subduksi dan kolisi yang panjang semenjak Mesozoikum (Hall & Morley, 2004). Cekungan Jawa Timur Utara diduga terbentuk pada salah satu lempeng mikrokontinen, yaitu Lempeng Argo, yang

17

menyusun Jawa Timur hingga Sulawesi Barat (Hall, 2012; Husein & Nukman, 2015). Cekungan ini terbentuk pada Kala Eosen, sebagai cekungan belakang busur (back-arc basin) pada tataan tepian benua aktif (active margin) (Hall & Morley, 2004), meskipun Husein & Nukman (2015) menginterpretasikan bila pembentukan cekungan ini lebih kepada tipe tepian benua pasif (passive margin). Sedimen awal pengisi cekungan adalah bersumber dari daratan (terrigenous sediments) pada saat peregangan cekungan (basin rifting), sebelum kemudian berubah menjadi

lingkungan laut pada akhir Eosen. Struktur pengontrol

peregangan berarah timurlaut- baratdaya, yang mencerminkan pola struktur batuan dasar (Hamilton, 1979) dan pola regangan Selat Makassar (Hall, 2002). Novian dkk. (2014) mengusulkan hipotesis bahwa evolusi Cekungan Jawa Timur Utara sangat dipengaruhi oleh dinamika subduksi Lempeng Samudera Hindia. Inisiasi penunjaman Kenozoikum di selatan Sundaland dianggap memicu pembentukan Cekungan Jawa Timur Utara. Di akhir Miosen Awal, patahnya slab lempeng samudera berumur Albian-Turonian dan masuknya slab berumur Oxfordian-Albian mampu menjungkitkan Pulau Jawa, termasuk menghasilkan peristiwa orogenesa Tuban (Tuban Event) di Cekungan Jawa Timur Utara. Berkembangnya volkanisme Jawa Modern dari subduksi slab Oxfordian-Albian serta gaya shearing akibat tarikan slab tersebut di sepanjang Palung Jawa, mampu menyebabkan inversi Cekungan Jawa Timur Utara dalam peristiwa Rembang (Rembang Event) pada Pliosen Tengah. Antiklinorium Rembang dicirikan oleh berbagai antiklin yang bertumpang-tindih (superimposed), mengindikasikan kompleksitas deformasi yang dialami oleh daerah tersebut. Arah umum sumbu antiklin bervariasi dari timur – barat hingga utara-baratlaut – selatan-tenggara. Demikian pula dengan arah sesar naiknya, yang menerus hingga ke batuan dasar, mengindikasikan tipe struktural thick-skinned tectonic (Musliki & Suratman, 1996). Data stratigrafi regional mengindikasikan adanya 2 fase ketidakselarasan, pertama terjadi setelah Pliosen, dan yang kedua terjadi pada akhir Pleistosen. Setiap ketidakselarasan diikuti oleh deformasi struktural, dimana fase pertama membentuk perlipatan berarah baratlaut- tenggara dan timur-barat, sedangkan fase kedua hanya membentuk antiklinorium berarah timur-barat saja (Soetantri et al., 1973). Soeparyono & Lennox (1989) 18

mengusulkan dua jenis mekanisme struktural pembentuk lipatan yang berkembang di Zona Rembang, yaitu penyesaran geser (wrench faulting) dan penyesaran anjak (thrust faulting). Usulan mereka sejalan dengan beberapa model tektonik yang pernah diterapkan pada Cekungan Jawa Timur Utara, antara lain sistem penyesaran geser (Situmorang et al., 1976), intrusi lempung diapirik (Soetarso & Suyitno, 1976), dan sesar anjak pada bidang pengelupasan (Lowell, 1979). Dalam melakukan analisis pembentukan lipatan, Soeparyono & Lennox (1989) membagi Zona Rembang ke dalam 3 blok. Pembagian tersebut berdasarkan pada orientasi lipatan dan sesar yang berkembang. Blok pertama disebut sebagai Blok Plantungan, menempati Antiklinorium Rembang dimana batuan yang lebih

Utara,

tua dapat terangkat ke permukaan, mengindikasikan

adanya pengangkatan batuan dasar. Blok kedua disebut sebagai Blok NgloboSemanggi, meliputi Antiklinorium Rembang Selatan bagian barat, dengan ciri sumbu lipatan berarah relatif timur-barat, dengan mekanisme pembentukannya dikontrol oleh penyesaran geser sinistral pada batuan dasar yang berarah timurlautbaratdaya. Blok ketiga dinamakan Blok Kawengan, yang mencakup Antiklinorium Rembang Selatan bagian timur, dimana sebaran lipatannya memanjang dengan sumbu berarah relatif baratlaut-tenggara, dengan mekanisme pembentukannya dikendalikan oleh sesar anjak yang memanjang searah sumbu lipatan. Blok Nglobo-Semanggi dan Blok Kawengan dibatasi oleh sesar geser sinistral berarah timurlaut-baratdaya, yang juga dianggap sebagai pembatas jenis hidrokarbon yang berkembang di kawasan tersebut (Soeparyono & Lennox, 1989). Hampir semua antiklin di Zona Rembang memiliki sayap asimetris yang relatif landai, dan penunjaman sumbu (plunge) yang juga landai (Soetantri et al., 1973). Sebagian antiklin dibatasi oleh sesar yang sejajar (longitudinal) dengan sumbu lipatan, yang kadang merupakan jenis sesar anjak dan naik. Sesar naik dapat diidentifikasi di bawah permukaan dengan pengeboran dan sesimik, dimana mereka akan menghilang di kedalaman tertentu, umumnya pada Formasi Tawun sebagai bidang

pengelupasan. Sesar anjak sekunder kadang berkembang di bawah

permukaan, namun hanya menjadi blind faults yang tidak sampai memotong permukaan. Di permukaan, sesar naik hanya diduga berdasarkan sayap lipatan yang

19

bersudut besar saja. Bila ada sesar yang memotong sumbu lipatan, umumnya adalah sesar normal, yang hanya berkembang di bagian atas lipatan. Secara regional, umumnya pembentukan Antiklinorium Rembang ini dikaitkan dengan aktifitas sesar regional Rembang-Madura-Kangean-Sakala (RMKS) yang merupakan sesar sinistral (Satyana et al., 2004). Namun Husein dkk. (2015) menunjukkan hal yang berbeda, dimana patahan- patahan basement ENE-WSW yang paling berperan, yang cenderung bersifat lokal, hanya berada di Zona Rembang saja, karena pola perlipatan en echelon tidak berkembang ke arah timur. Pola perlipatan di Pulau Madura hingga Sakala lebih cenderung menyerupai Antiklinorium Kendeng, yaitu relatif paralel tanpa ada susunan en echelon.

20

BAB IV DASAR TEORI 4.1. Gelombang Seismik Gelombang adalah suatu gejala terjadinya penjalaran suatu gangguan melewati suatu medium (Trisnobudi,2006). Sedangkan pengertian Gelombang Seismik adalah gelombang elastik yang merambat dalam bumi. Bumi sebagai medium gelombang terdiri dari beberapa lapisan batuan yang antar satu lapisan dengan lapisan lainnya mempunyai sifat fisis yang berbeda. Ketidak-kontinuan sifat medium ini menyebabkan gelombang seismik yang merambatkan sebagian energinya dan akan dipantulkan serta sebagian energi lainnya akan diteruskan ke medium di bawahnya (Telford dan Gerdart, 1976). Istilah seismik sendiri berasal dari kata seismos yang berarti gempa bumi. Gelombang seismik diilhami oleh gelombang elastik yang merambat pada waktu terjadi gempa bumi. Jika terjadi gempa bumi, pada stasiun penerima akan diperoleh bentuk gelombang yang digambarkan dalam amplitudonya. Gelombang seismik ada yang merambat melalui interior bumi yang disebut sebagai body wave, dan ada juga yang merambat melalui permukaan bumi yang disebut surface wave. Body wave dibedakan menjadi dua berdasarkan arah getarnya. Gelombang P (longitudinal) merupakan gelombang yang arah getarnya searah dengan arah perambatan gelombang sedangkan gelombang yang arah getarnya tegak lurus dengan arah perambatannya disebut gelombang S (transversal). Surface wave terdiri atas Reyleigh wave dan Love wave (Telford, dan Geldart 1976). Menurut penjalarannya, gelombang seismik dapat dibedakan menjadi dua bagian yaitu : 1. Gelombang utama (body wave) merupakan gelombang yang energinya ditransfer melalui medium di dalam bumi. Contoh dari gelombang utama adalah gelombang P dan gelombang S. 2. Gelombang permukaan (surface wave) merupakan gelombang yang energinya ditransfer malalui permukaan bebas dan menjalar dalam bentuk ground roll. Gelombang permukaan memiliki amplitudo yang besar dan frekuensi kecil. Contoh gelombang permukaan adalah gelombang Love dan gelombang Rayleigh

21

4.2. Metode Seismik Refleksi Metode seismik merupakan metode geofisika yang sering digunakan dalam mencitrakan kondisi bawah permukaan bumi, terutama dalam tahap eksplorasi hidrokarbon dengan menggunakan prinsip perambatan gelombang mekanik. Prinsip metode seismik yaitu pada tempat atau tanah yang akan diteliti dipasang geophone yang berfungsi sebagai penerima getaran. Sumber getar antara lain bisa ditimbulkan oleh ledakan dinamit atau suatu pemberat yang dijatuhkan ke tanah (Weight Drop). Gelombang yang dihasilkan menyebar ke segala arah. Ada yang menjalar di udara, merambat di permukaan tanah, dipantulkan lapisan tanah dan sebagian juga ada yang dibiaskan, kemudian diteruskan ke geophone-geophone yang terpasang dipermukaan (lihat Gambar 4.1).

Gambar 4.1. Sketsa survei seismik (Landmark, 1995)

4.3. Impedansi Akustik dan Koefisien Refleksi Salah satu sifat akustik yang khas pada batuan adalah Impedansi Akustik (IA) yang merupakan hasil perkalian antara densitas (ρ) dan kecepatan (V), yang dapat dirumuskan sebagai berikut (Sukmono, 1999): 𝐼𝐴 = 𝜌. 𝑉

(4.1)

Dengan : IA = Impedansi Akustik ρ = Densitas V = Kecepatan Faktor kecepatan dari batuan lebih mempunyai arti penting dalam mengontrol harga IA dibandingkan dengan densitas. Akustik Impedan dengan acoustic hardness dimana batuan yang keras dan susah dimampatkan mempunyai

22

IA yang tinggi, sedangkan batuan lunak lebih mudah dimampatkan dan mempunyai IA yang rendah. Energi seismik yang terus menjalar ke dalam bumi akan diserap dalam tiga bentuk berikut : •

Divergensi spherical dimana kekuatan gelombang (energi per unit area dari muka gelombang) menurun sebanding dengan jarak akibat adanya spreading geometris. Besar pengurangan densitas ini adalah berbanding terbalik dengan kuadrat jarak penjalaran gelombang.

•

Absorbsi atau Q dimana energi berkurang karena terserap oleh massa batuan. Besar energi yang terserap ini meningkat dengan frekuensi.

•

Terpantulkan yang merupakan dasar penggunaan metode seismik refleksi. Perbandingan antara energi yang dipantulkan dengan energi yang datang pada keadaan normal (Koefisien Refleksi) adalah: KR =

𝐼𝐴2 −𝐼𝐴1 𝐼𝐴2 +𝐼𝐴1

(4.2)

Dengan : KR = Koefisien Refleksi IA1 = Impedansi Akustik Medium 1 IA2 = Impedansi Akustik Medium 2 Koefisien refleksi akan mempengaruhi nilai amplitudo gelombang pada penampang seismik serta polaritas gelombang seismik. Semakin besar kontras AI, semakin kuat refleksi yang dihasilkan, maka semakin besar juga amplitudo gelombang seismik tersebut. Penggambaran koefisien refleksi dapat dilihat pada Gambar 4.2.

Gambar 4.2 Koefisien refleksi sudut datang nol menggunakan wavelet zero phase (Sukmono, 2000)

23

4.4. Resolusi Vertikal Resolusi vertikal adalah jarak minimum antara dua objek dapat dipisahkan oleh gelombang seismik dan berhubungan erat dengan fenomena interferensi. Gelombang seismik akan dapat memisahkan dua perlapisan batuan, yaitu antara batas atas dan bawah, apabila lapisan batuan tersebut memiliki ketebalan waktu sama atau lebih besar dari setengah panjang gelombang seismik. Jika tebal waktu lapisan batuan kurang dari setengah panjang gelombang maka interferensi gelombang seismik akan mulai terjadi. Saat tebal waktu lapisan batuan mencapai seperempat panjang gelombang, gelombang seismik dapat mengalami interferensi konstruktif maksimum, dan ketebalan ini dikenal dengan ketebalan tuning / tuning thickness (Gambar 4.3). Jika tebal waktu lapisan kurang dari tuning thickness, maka gabungan refleksi bidang atas dan bawah akan nampak seperti reflektor tunggal. Ketebalan minimum tubuh lapisan batuan untuk dapat memberikan refleksi sendiri bervariasi 1/8 -1/30 panjang gelombang.

Gambar 4.3 Resolusi vertikal dan efek interferensi lapisan batuan dengan IA tinggi yang terletak pada lapisan batuan dengan IA rendah (Badley, 1985).

4.5. Efek Interferensi Salah satu masalah yang timbul dalam metode seismik refleksi adalah timbulnya interferensi respon seismik dari batas IA yang sangat rapat karena pada setiap perubahan IA timbul gelombang seismik refleksi. Interferensi bisa bersifat positif atau negatif dan peran panjang pulsa seismik sangat kritis dalam hal ini. Idealnya, pulsa gelombang berupa spike dan akan mengakibatkan refleksi spike

24

juga, tapi dalam prakteknya pulsa input akan terdiri atas satu/dua peak dan satu/dua trough. Kenyataanya bahwa wavelet sering terdiri atas beberapa siklus gelombang, bukannya spike, menunjukkan bahwa sebuah reflektor tunggal dapat menghasilkan sebuah releksi yang terdiri atas refleksi primer yang diikuti oleh satu atau lebih halfcycles.

4.6. Analisa Fasies Seismik Analisa Fasies Seismik merupakan usaha deskripsi dan interpretasi geologi dari parameter-parameter pantulan seismik yang meliputi konfigurasi pantulan, kontinuitas pantulan, amplitudo, frekuensi, kecepatan internal, dan geometri eksternal. Setiap parameter pantulan seismik dapat memberikan informasi mengenai kondisi geologi terkait. Analisa fasies seismik dilakukan dengan memperhatikan parameter parameter refleksi dalam sekuens yaitu: -

Geometri

-

Kemenerusan

-

Frekuensi dan amplitudo gross

-

Kecepatan interval dan juga karakter dari refleksi individual seperti : •

Bentuk gelombang (waveform)

•

Amplitudo

•

Frekuensi

Gambar 4.4 Atribut-atribut refleksi. (Vail dan Michtum, 1977 dalam Veeken, 2007)

25

4.7. Tahapan Umum Interpretasi Seismik Adapun tahapan umum dalam melakukan interpretasi seismik adalah sebagai berikut: (Sukmono, 1999) 1. Pemahaman geologi daerah penelitian, terutama masalah evolusi cekungan dan proses sedimentasi 2. Memahami mengenai karakter data seismik yang digunakan misalnya polaritas, fase, resolusi, bising (noise) dan lain – lainnya. 3. Karakteristik horison target, baik dari segi geologi (jenis litologi, tebal, pelamparan lateral/vertikal) maupun geofisika (kecepatan, densitas, perilaku kurva gamma ray/ SP, dll) 4. Pengikatan data seismik dan data sumur (well- seismic tie), serta bila memungkinkan dengan data singkapan juga. 5. Identifikasi pelamparan horison target pada rekaman seismik dengan menggunakan konsep stratigrafi sekuen dan seismik stratigrafi 6. Pemetaan horison target dengan menggunakan konsep stratigrafi sekuen dan seismik stratigrafi. 7. Pembuatan pembuatan peta kontur waktu atau kedalaman serta analisa kualitas interpretasi bila memungkinkan 8. Analisa lingkungan pengendapan, fasies dan system tract berdasarkan data seismik 9. Analisa atribut dan pemodelan data seismik bila diperlukan.

4.8. Hal-hal Yang Perlu Diperhatikan Dalam Interpretasi Seismik Berikut ini diperhatikan dalam melakukan interpretasi seismik antara lain polaritas dan fase, well seismic-tie dan penafsiran struktur. a. Polaritas dan fase Polaritas merupakan suatu konvensi rekaman dan penampang dari data seismik. SEG (Society Exploration of Geophysics) mendefinisikan polaritas normal sebagai berikut: •

Sinyal seismik positif akan menghasilkan tekanan akustik positif pada hidropon di air atau pergerakan awal ke atas pada geopon.

26

•

Sinyal seismik yang positif akan terekam sebagai nilai negatif pada tape, defleksi negatif pada monitor dan trough pada penampang seismik. Polaritas mempunyai peranan sangat kritis dalam interpretasi dan

oleh karenanya harus dipahami pada awal interpretasi. Polaritas dapat ditentukan dari : 1. Keterangan penampang seismik 2. Menghitung jenis polaritas untuk batas impedansi akustik yang pasti. 3. Membandingkan data seismik dengan data sumur pada saat pengikatan data seismik dan sumur. Gelombang seismik yang ditampilkan dalam rekaman seismik dapat dikelompokan menjadi dua jenis yaitu fase minimum dan fase nol. Pada gelombang fase minimum, energi yang berhubungan dengan batas IA terkonsentrasi pada onset di bagian muka gelombang tersebut, sedangkan pada fase nol batas IA akan terdapat pada peak bagian tengah. Dibandingkan dengan fase minimum, fase nol mempunyai beberapa kelebihan: •

Untuk spektrum amplitude yang sama, sinyal fase nol akan selalu lebih pendek dan beramplitudo yang sama, sinyal fase nol akan selalu lebih pendek dan beramplitudo lebih besar daripada fase minimum, sehingga rasio signal-noise juga akan lebih besar.

•

Amplitudo maksimum sinyal fase nol umumnya akan selalu berimpit dengan spike refleksi, sedangkan pada kasus fase minimum amplitudo maksimum tersebut terjadi setelah spike refleksi terkait.

b. Well-Seismic Tie Well-seismic tie atau pengikatan data seismik dan sumur dilakukan untuk meletakkan horison seismik dalam skala waktu pada posisi kedalaman sebenarnya dan agar data seismik dapat dikorelasikan dengan data geologi lainnya yang diplot pada skala kedalaman. Well log merupakan suatu hasil pengukuran yang dilakukan pada suatu lubang sumur dengan maksud untuk mendapatkan :

27

1. Seismogram Sintetik Seismogram sintetik dibuat dengan cara mengkonvolusikan wavelet dengan data KR (Koefisien Refleksi). Data KR diperoleh dari data log sonik dan densitas. Wavelet yang digunakan sebaiknya mempunyai frekuensi dan bandwith yang sama dengan penampang seismik. Seismogram sintetik final merupakan superposisi dari refleksi-refleksi semua reflektor 2. Check-Shot Survey Check-shot survey dilakukan untuk mendapatkan Time-Depth curve yang digunakan untuk pengikatan data seismik dan sumur, perhitungan kecepatan interval, kecepatan rata-rata dan koreksi data sonik pada pembuatan seismogram sintetik. Pada check-shot survey, kecepatan diukur dalam lubang bor dengan sumber gelombang di atas permukaan. Pengukurannya dilakukan pada horisonhorison yang ditentukan berdasarkan data log geologi dan waktu first-break ratarata untuk tia horison dilihat dari hasil pengukuran tersebut. c. Penafsiran Struktur Penafsiran struktur mempunyai peranan yang sangat penting karena di dalam strukturlah perangkap hidrokarbon terbentuk. Namun metode seismik memiliki kelemahan dalam menangkap parameter struktur bawah permukaan bumi. Beberapa efek yang dapat terjadi apabila penafsiran struktur dilakukan pada rekaman seismik yang belum dimigrasi antara lain distorsi akibat asumsi yang digunakan dalam metode CMP, kemiringan terlalu rendah, refleksi terletak pada posisi yang belum benar, antiklin terlalu lebar atau sinklin terlalu sempit, dan lainlain. Struktur Patahan/ Sesar Sesar dibagi menjadi tiga kategori berdasarkan dominan kinematikanya, yaitu: •

Sesar Normal, dimana pergeseran dominan ke arah dip dan hanging wall bergerak relatif turun dibandingkan foot wall.

•

Sesar naik, dimana pergeseran dominan searah kemiringan dan hanging wall relatif bergeser ke atas dibandingkan foot wall.

•

Sesar Geser, dimana pergeseran dominan searah jurus sesar

Struktur lipatan dikelompokkan menjadi 3 kelompok, yaitu: •

Lipatan yang berasosiasi dengan kompresi skala regional akibat deformasi kerak regional.

28

•

Lipatan berskala lebih kecil yang berasosiasi dengan kompresi skala lokal.

•

Lipatan, pelengkungan, seretan yang berhubungan langsung dengan proses pensesaran.

29

BAB V METODOLOGI PENELITIAN 5.1 Diagram Alir Interpretasi Data Seismik Mulai Informasi Geologi Well Data

Data Seismik 3D PSTM

Log AI (Accoustic Impedance)

Generate Wavelet

Seismogram Sintetik

Tidak

Well Seismic Tie Ya

Picking Horizon & Picking Fault Peta Time Structure

Selesai

Gambar 5.1 Diagram Alir Interpretasi Data Seismik

30

5.2 Penjelasan Diagram Alir Interpretasi Data Seismik Adapun langkah-langkah yang diperlukan dalam melakukan interpretasi data seismik refleksi sesuai dengan diagram alir diatas adalah sebagai berikut : 1. Sebelum melakukan interpretasi data seismik lebih lanjut sangat diperlukan informasi geologi daerah penelitian sebagai referensi dalam interpretasi. Informasi atau data geologi yang diperlukan berupa arsitektur cekungan daerah penelitian, evolusi cekungan, proses sedimentasinya, struktur geologi yang berkembang pada daerah penelitian, dsb. Informasi geologi pada daerah penelitian ini hanya sekedar membantu dalam mempermudah dalam melakukan interpretasi data seismik. 2. Selanjutnya hal pertama yang dilakukan dalam melakukan interpretasi data seismik adalah dengan melakukan input data, baik data seismik maupun data sumur. Data seismik yang digunakan dalam penelitian ini berupa data seismik Post-Stack Time Migration (PSTM 3D) dengan inline dan xline. Format data seismiknya dalam melakukan input berupa SEG-Y. Sedangkan data sumur yang di import berupa data log sumur, checkshot, dan marker lapisan. 3. Kemudian dari data – data sumur yang telah di input ini dilakukan analisa sensitifitas. Analisa sensitifitas ini dilakukan dengan tujuan untuk membedakan antara zona target (reservoir) dengan zona non target (non reservoir). Jika analisa sensitifitasnya menghasilkan data yang sensitif maka dapat dilanjutkan ke tahap selanjutnya. 4. Setelah analisa sensitifitas selesai maka tahapan selanjutnya adalah koreksi checkshot terhadap log sonic. Koreksi ini dilakukan untuk menghilangkan efek washout zone, cashing shoe, dan artifak-artifak lainya pada log sonic. 5. Langkah berikutnya adalah generate log AI (Accoustic Impedance) dari log density dan log sonic yang seterusnya akan dibuat log koefisien refleksi. 6. Setelah itu, dilakukan proses well to seismic tie. Yang mana ini adalah melakukan pengikatan data sumur dengan data seismik. Pengikatan ini, dilakukan dengan menggunakan seismogram sintetik. Seismogram sintetik ini dibuat dari koefisien refleksi yang dikonvolusikan dengan wavelet. Wavelet yang digunakan dalam penelitian ini di ekstraksi dari data seismik

31

7. Setelah data sumur dan data seismik telah diikat dengan baik maka proses selanjutnya adalah picking fault dan picking horizon. Sebaiknya dilakukan picking fault terlebih dahulu agar dapat mengetahui struktur geologi yang berkembang pada daerah penelitian serta proses dan evolusi tektoniknya. Kemudian dilanjutkan dengan picking horizon yang dimana untuk mengetahui bentuk bawah permukaan serta kemenerusan dari suatu satuan umur geologi. 8. Setelah semua inline dan xline dilakukan picking horizon dan picking fault, dilanjutkan dengan membuat peta time structure. Peta ini memiliki domain waktu. 9. Menyimpulkan dari apa yang telah dibahas.

32

BAB VI HASIL DAN PEMBAHASAN 6.1 Tujuan dilakukannya Interpretasi Data Seismik Interpretasi data seismik merupakan suatu proses transformasi dari profil seismik refleksi stack menjadi suatu struktur kontinu/ model geologi secara lateral dari subsurface. Dalam penilitian ini tujuan dari dilakukannya interpretasi data seismik refleksi yaitu : •

Memahami konsep-konsep dasar dalam interpretasi data seismik yang terintegrasi dengan data sumur. Konsep dasar dari data seismik yang perlu dipahami yaitu berupa komponen wavelet berupa fasa, polaritas, panjang gelombang, amplitudo dari gelombang seismik itu sendiri. Sedangkan konsep dasar dari data sumur yang perlu dipahami yaitu berupa interpretasi data log, konsep dasar dari koreksi data checkshot terhadap log sonic serta proses well to seismic tie.

•

Kedua, penelitian ini dikhususkan untuk interpretasi dari segi geologiya baik itu berupa struktur geologi, analisa sekuen pengendapan dari intrepretasi horizon yang lebih diarahkan kepada Top Karbonat sampai Bottom Karbonat Formasi Tuban.

•

Kemudian yang terakhir adalah menghasilkan output yang di interpretasi berupa peta struktur waktu di horizon Top karbonat dan Bottom karbonatnya.

33

6.2 Input Data 6.2.1 Basemap

Gambar 6.1 Basemap lapangan M cekungan Jawa Timur Utara

Gambar diatas merupakan basemap atau peta dasar lapangan M cekungan Jawa Timur Utara. Basemap diatas merupakan konfigurasi lintasan seismik 3D (inline dan xline) dan plot data sumur. Data seismik yang digunakan berada pada inline 1500-1900 dan xline 5400-5900. Kemudian ada 2 data sumur yang digunakan yaitu sumur m-2 dan sumur m-9.

34

6.2.2 Input Data Seismik

(a)

(b)

Gambar 6.2 (a) Penampang seismik Xline 5688; (b) Penampang seismik Inline 1674 lapangan M cekungan Jawa Timur Utara.

Penampang diatas merupakan penampang seismik 3D (inline dan xline) dari lapangan M cekungan Jawa Timur Utara. Terlihat jelas bentukan karbonat berupa build up carbonate yang tumbuh pada daerah tersebut. Terdapat juga diatas karbonat tersebut Formasi Ngrayong yang berisi batupasir. Batupasir Ngrayong merupakan reservoir utama pada lapangan-lapangan minyak di daerah sekitar Cepu.

35

6.2.2 Input Data sumur

(a)

(b)

Gambar 6.3 (a) Data sumur m-2; (b) Data sumur m-9 lapangan M cekungan Jawa Timur Utara.

Data diatas menunujukkan data sumur pada lapangan M cekungan Jawa Timur Utara. Penelitian ini menggunakan 2 sumur yaitu sumur m-2 dan sumur m-9. Data sumur diatas terdiri dari data log (log Gamma ray, log Caliper, log Neutron Porosity, log Density, log Sonic, log Resistivity), data checkshot, data marker, dan data pendukung berupa data core. Pada sumur m-2 terdapat zona menarik yang ditandai dengan kotak hitam yaitu pada marker top tuban karbonat sampai total depth log yang dimana respon log Gamma ray rendah dan disertai dengan crossover log density dan log neutron porosity. Secara mendasar, log Gamma ray (GR) mengukur radioaktivitas alam dalam formasi dan dapat digunakan untuk 36

mengidentifikasi satuan batuan dan untuk zona yang saling berhubungan. Batupasir dan karbonat memiliki materi berkonsentrasi radioaktif rendah dan memberikan pembacaan sinar gamma yang rendah. Kemudian penggabungan neutron porosity dan density log sangat bermanfaat untuk mendeteksi zona gas dalam reservoir. Zona gas ditunjukkan dengan cross-over antara neutron dan density (John T. Dewan,1986). Pada cross-over terlihat log neutron porosity menunjukkan respon yang rendah sementara log density menunjukkan respon tinggi. Dari log neutron porosity dapat diinterpretasikan zona tersebut terdapat banyak kandungan hidrogen yang terdapat pada pori-pori batuan. Secara sederhana, semakin berpori batuan semakin banyak kandungan hidrogen dan semakin tinggi indeks hidrogennya. Sementara log density dapat diinterpretasikan sebagai tubuh batuan karbonat karena densitas bulk batuan karbonat yang besar yang menyebabkan respon log density besar juga. Hal serupa juga ditunjukkan pada sumur m-9 yang terdapat pada zona reservoir karbonat.

37

6.3 Analisis Sensitifitas

(a)

(b)

Gambar 6.4 (a) Crossplot log GR vs log Density sumur m-2 ; (b) Crossplot log GR vs log Density sumur m-9

Analisis sentifitas ini digunakan untuk memisahkan zona reservoir dengan zona zona non reservoir. Analisa ini dilakukan dengan melakukan crossplot antara log Gamma-Ray dengan log density untuk membedakan zona sand dengan zona shale dengan melihat parameter impedansi akustiknya juga. Dari analisa diatas didapatkan data yang sensitif karena kedua sumur didapatkan trendline yang linier. Sebagai kontrol dalam analisa sensitifitas yaitu cut-off antara zona sand dengan zona shale. Zona sand memiliki respon log GR yang rendah sedangkan zona shale memiliki log GR yang tinggi. Hal tersebut dikarenakan shale lebih mengandung unsur radioaktif dibandingkan sand. Sedangkan ditinjau dari log density, zona sand

38

memiliki respon lebih rendah dari zona shale. Hal tersebut dikarenakan shale lebih kompak sehingga akan lebih padat dibandingkan sand. 6.4 Koreksi Chekshot terhadap log Sonic

(a)

(b)

Gambar 6.5 (a) Proses koreksi chekshot sumur m-2; (b) Proses koreksi chekshot sumur m-9

Sebelum melakukan well to seismic tie, data log sonic harus dikoreksi terlebih dahulu untuk menghilangkan efek washout zone, cashing shoe, dan artifak-artifak lainya. Sebagaimana yang kita ketahui, data seismik umumnya berada dalam domain waktu (TWT) sedangkan data well berada dalam domain kedalaman (depth). 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 diantaranya adalah sangat rentan terhadap perubahan lokal di sekitar lubang bor seperti washout zone, perubahan litologi yang tiba-tiba, serta hanya mampu mengukur formasi batuan sedalam 1-2 feet. Sedangkan kelemahan data checkshot adalah resolusinya tidak sedetail sonic. Untuk menutupi kelemahan satu sama lain ini, maka kita melakukan koreksi dengan memproduksi ‘sonic corrected checkshot’. Besarnya koreksi checkshot terhadap sonic disebut dengan ‘DRIFT’. Adapun untuk memperoleh nilai drift sebgai berikut :

39

Depth checkshot dn (feet), time tn (second) ; depth checkshot dn+1(feet), time tn+1 maka, Checkshot time : tn+1 - tn. Jika dari dn sampai dn+1 memiliki kecepatan sonic vs (usec/ft) maka waktu tempuhnya adalah (dn+1 - dn) x (vs/1000) DRIFT = Checkshot time - Waktu tempuh

40

6.5 Well to Seismic Tie

(a)

(b)

Gambar 6.6 (a) Proses well to seismic tie sumur m-2; (b) Proses well to seismic tie sumur m-9 Setelah melakukan koreksi checkshot terhadap log sonic, langkah selanjutnya adalah pengikatan data sumur ke data seismic (well to seismic tie). Proses ini dibagi menjadi 2 tahapan yaitu ekstraksi wavelet kemudian melakukan shifting. Proses pertama pengikatan data sumur m-2 ke data seismik dilakukan ekstraksi wavelet dari data seismik dengan parameter wavelet ditunjukkan pada gambar 6.6 (a). Menurut informasi dari yang melakukan processing, data seismik tersebut menggunakan fasa minimum dan polaritas kenaikan impedansi akustik sebagai nilai negatif. Informasi mengenai fasa dan polaritas wavelet ini sangatlah penting karena pada proses pengikatan data sumur ke data seismik membutuhkan wavelet yang baik untuk dikonvolusikan dengan log koefisien refleksi yang menghasilkan sintetik seismogram. Kemudian dilanjutkan dengan proses shifting antara seismogram sumur (biru) dengan seismogram seismik (merah) dengan tujuan melakukan korelasi semirip mungkin antara seismogram sumur dengan seismogram seismik. Parameter korelasi dapat dilihat dari nilai current correlation

41

dan time shift. Nilai current correlation bergantung seberapa mirip seismogram sumur dengan seismogram seismik yang ditentukan berdasarkan wavelet yang digunakan. Sedangkan time shift menunjukkan adanya pergeseran (time domain) antara bentuk seismogram sumur dengan seismogram seismik. Pada pengikatan sumur m-2 ke seismik didapatkan nilai current correlation 0,610 dan nilai time shift 0 ms dengan shifting sebesar 26 ms. Pada sumur m-9, wavelet juga diekstrak dari data seismik dengan parameter wavelet ditunjukkan pada gambar 6.6 (b). Nilai current correlation 0,996 dan nilai time shift 0 ms dengan shifting sebesar 21 ms.

(a)

(b)

Gambar 6.7 (a) Parameter wavelet untuk proses well to seismic tie sumur m-2; (b) Parameter wavelet untuk proses well to seismic tie sumur m-9

42

6.6 Picking Fault dan Picking Horizon 6.6.1 Picking Fault

Gambar 6.8 Picking Fault Inlime 1620 dan Inline 1540

43

Pada penampang seismik Inline 1620 dan Inline 1540 diatas dilakukan interpretasi sesar. Pada dasarnya, adanya sesar pada data seismik ditunjukkan oleh : (a) Putusnya event reflektor (b) Difraksi (c) Perubahan dip, baik flattening atau steepening (d) Perubahan pola event yang meleati sesar (e) dan adakalanya terlihat dari refleksi dari bidang sesar Kemudian informasi geologi daerah penelitian juga diperlukan sebagai data pendukung dalam interpretasi. Interpretasi penampang seismik lapangan M cekungan Jawa Timur Utara diatas difokuskan kepada sesar yang berada pada build up carbonate formasi Tuban. Kemudian sesar yang berada diatas formasi Tuban seperti formasi Ngrayong juga diinterpretasi. Menurut data pendukung informasi geologi, sesar yang bekerja di lapangan M berarah barat-timur yang masuk dalam zona perbukitan Rembang. 6.6.2 Picking Horizon

(a)

44

(b)

Gambar 6.9 (a) Picking Horizon Inline 1670 ; (b) Picking Horizon Xline 5680

Setelah melakukan interpretasi sesar, langkah selanjutnya adalah melakukan interpretasi horizon. Interpretasi horizon dilakukan dengan picking horizon pada top dan bottom lapisan build up carbonate. Interpretasi pada top horizon build up carbonate dilakukan dengan bantuan marker sumur m-2 dan sumur m-9 dan picking pada fase minimum gelombang. Sedangkan interpretasi horizon pada bottom build up carbonate dilakukan hanya dengan memperhatikan fasa minimum gelombang dan polaritas gelombangnya. Jika pada top carbonate picking dilakukan pada trough maka pada bottom carbonate picking dilakukan pada peak karena perbedaan dari perubahan accoustic impedance (AI). Pada top carbonate perubahan AI dari AI rendah ke AI tinggi maka akan berupa trough sedangkan bottom carbonate perubahan AI dari AI tinggi ke AI rendah maka akan berupa peak. Peak pada data seismik diatas ditunjukkan oleh warna merah sedangkan trough ditunjukkan warna biru.

45

6.7 Time Structure Map

(a)

(b)

Gambar 6.10 (a) Time Structure Map Top Carbonate ; (b) Time Structure Map Bottom Carbonate

46

Time structure map atau peta struktur domain waktu merupakan peta yang menggambarkan suatu lapisan di bawah permukaan berdasarkan kedalaman dalam domain waktu (Two-way-time). Interpretasi peta ini dilakukan dengan memperhatikan pola kontur yang terbentuk pada peta yang dimana membawa informasi struktural lapisan. Pada data seismik lapangan M cekungan Jawa Timur Utara dilakukan interpretasi struktural dengan membuat peta struktur domain waktu pada top horizon carbonate dan bottom horizon carbonate pada formasi Tuban. Analisa pada peta diatas yaitu dengan melihat zona-zona menarik pada daerah yang dilewati struktur sesar. Pada peta struktur waktu top carbonate zona yng dilalui oleh sesar 1 dan sesar 4 (ditandai dengan lingkaran merah) merupakan zona dengan kedalaman waktu yang sedang memisahkan zona kedalaman waktu yang tinggi dan rendah pada bagian utara dan tenggaranya. Hal ini dapat diinterpretasikan sebagai bentukan build up carbonate yang dimana bentukan tersebut dipengaruhi oleh sesar yang terdapat pada lapisan karbonatnya. Sesar dalam karbonat dapat menciptakan porositas sekunder yang dimana berfungsi sebagai reservoir. Sedangkan pada peta struktur waktu bottom carbonate relatif memiliki pola kontur yang sama dengan top carbonate pada bagian tenggara dan terdapat sesar 4 yang memanjang dari top sampai bottom carbonate yang dimana sesar tersebut dapat menjadi jalur migrasi dari source rock ke reservoir karbonat.

47

6.8 RMS Amplitude Attribute

Gambar 6.11 Penampang atributte RMS Amplitude Xline 5680 dan Inline 1680

48

Atribut RMS (Root Mean Square) Amplitude merupakan akar dari jumlah energi dalam domain waktu (amplitude dikuadratkan). Karena nilai amplitude diakarkan sebelum dirata-ratakan maka amplitudo RMS sangat sensitif terhadap nilai amplitudo yang ekstrem. Juga berguna untuk melacak perubahan litologi yang ekstrim seperti pada kasus pasir gas dan chanel deltaic. Sedangkan untuk kasus batuan karbonat seperti build up karbonat pada Formasi Tuban cekungan Jawa Timur Utara, atribut RMS amplitudo ini hanya menguatkan amplitudo di bagian Top dan Bottom build up karbonat. Hal tersebut dapat membantu dalam interpretasi baik dalam penarikan struktur sesar maupun penarikan horizon dibandingkan dengan seismik biasa. Namun kelemahannya dalam interpretasi yaitu perubahan amplitudo yang begitu signifikan sehingga penarikan horizon bisa saja ambiguitasnya tinggi.

49

BAB VII PENUTUPAN 7.1 Kesimpulan Setelah melakukan analisa pada pembahasan sebelumnya, dapat diambil beberapa kesimpulan sebagai berikut : •

Tahapan interpretasi data seismik dengan dimulai dari melakukan input data (seismik dan data sumur (log, checkshot & data marker) – analisis sensitifitas – koreksi checkshot terhadap log Sonic – seismogram sintetik – well to seismic tie – picking fault dan picking horizon – time map structure.

•

Pada time map structure top carbonate formasi Tuban dilalui oleh sesar 1 dan sesar 4. Hal tersebut dapat diinterpretasikan sebagai bentukan build up carbonate yang dimana bentukan tersebut dipengaruhi oleh sesar yang terdapat pada lapisan karbonatnya. Sesar dalam karbonat dapat menciptakan porositas sekunder yang dimana berfungsi sebagai reservoir. Sedangkan pada peta struktur waktu bottom carbonate relatif memiliki pola kontur yang sama dengan top carbonate pada bagian tenggara dan terdapat sesar 4 yang memanjang dari top sampai bottom carbonate yang dimana sesar tersebut dapat menjadi jalur migrasi dari source rock ke reservoir karbonat.

•

Interpretasi secara geologi pada buid up carbonate terdapat sesar yang bekerja yang dimana sesar-sesar tersebut berperan membentuk bentuk dari build up carbonate dan juga pembentukan porositas sekundernya.

7.2 Saran Dalam melakukan interpretasi data seismik, diperlukan konsep-konsep dasar yang lebih baik lagi. Kemudian data sumur juga diperlukan lebih banyak lagi agar penarikan horizon dan interpretasi sesar tidak ambigu. Dan yang terakhir, perlu diadakan studi lebih lanjut seperti inversi seismik atau atribut seismik lain seperti atribut lambda mu rho untuk melakukan karakerisasi reservoir lebih lanjut.

50

DAFTAR PUSTAKA

Badley, M.E. 1985. Practical Seismic Interpretation. Prentice Hall. Hall, R., and C.K. Morley. 2004. Sundaland Basins. In P. Clift, P. Wang, W. Kuhnt, & H. (eds.) Continent-Ocean Interactions within the East Asian Marginal Seas. Geophysical Monograph, American Geophysical Union, 149, pp. 5585. Hall, R. 2012. Late Jurassic - Cenozoic reconstruction of the Indonesian region and the Indian Ocean. Tectonophysics, 570-571, pp. 1-41. Hamilton, W. 1979. Tectonics of the Indonesian Region. USGS Professional Paper, vol. 1078, 345 p. Husein, S., A.D. Titisari, Y.R. Freski, dan P.P. Utama. 2016. Buku Panduan Ekskursi Geologi Regional 2016, Departemen Teknik Geologi Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada, 63 hal. Husein, S. dan M. Nukman. 2015. Rekonstruksi Tektonik Mikrokontinen Pegunungan Selatan Jawa Timur: sebuah hipotesis berdasarkan analisis kemagnetan purba. Prosiding Seminar Nasional Kebumian ke-8 Jurusan Teknik Geologi Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta, GEO42, p 235-248. Lowell, J.D. 1980. Wrench versus compressional structures with application to Southeast Asia. Southeast Asia Petroleum Exploration Society Proceedings, 5, pp. 63-70. Mudjiono, R., dan Pireno, G. E. 2002. Exploration Of The North Madura Platform, Offshore East Java, Indonesia. 28th Annual Convention Proceeding, Indonesian Petroleum Association. Pringgoprawiro, H. 1983. Biostratigrafi dan Paleogeografi Cekungan Jawa Timur Utara Suatu Pendekatan Baru. Disertasi Doktor, ITB Bandung. Satyana, A.H., E. Erwanto, dan C. Prasetyadi. 2004. Rembang-MaduraKangeanSakala (RMKS) Fault Zone, East Java Basin : the origin and nature of a geologic border. Proceeding the 33rd Annual Convention & Exhibition of Indonesian Association of Geologist.

Situmorang, B., T.E. Siswoyo, and F. Paltrinieri. 1976. Wrench fault tectonics and aspects of hydrocarbon accumulation in Java. Proceeding of 5th Annual Convention and Exhibition of Indonesian Petroleum Association, pp. 53-61. Soeparyono N., and Lennox P.G. 1989. Structural Development of Hydrocarbon Traps in the Cepu Oilfield, Northeast Java. Indonesia, Proceed. Indon. Petrol. Assoc.16th Ann. Conv. pp 139-156 Soetantri, B., L. Samuel, dan G.A.S. Nayoan. 1973. The Geology of the Oilfields in North East Java. Proceeding of 2nd Annual Convention and Exhibition of Indonesian Petroleum Association, pp. 149-175. Soetarso, B., dan P. Suyitno. 1976. The diapiric structure and relation on the occurrence of hydrocarbon in northeast Java basin. Prosiding Pertemuan Ilmiah Tahunan Ikatan Ahli Geologi Indonesia ke-19. Sukmono, S. 1999. Interpretasi Seismik Refleksi. Bandung: Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung. Telford, W.M., Geldart, L.P., Sheriff, R.E. and Keys, D.A., 1976, Applied Geophysics II, Cambridge University Press, hal. 218- 285. Trisnobudi, Amoranto. 2006. Fenomena gelombang. Program Studi Teknik Fisika. ITB, Bandung. Vail, PR., Mitchum, RM., Todd, JR., Widmer, JM., Thomson III, S., Sangree, JB., dan Bubb, JN. 1977. Seismic Stratigraphy and Global Changes of Sea Level, Part 1 – 11, AAPG Memoir 26, p. 49 – 212. Van Bemmelen, R.W. 1949. The Geology of Indonesia, vol. I.A. General Geology. Martinus Nyhoff, The Hague. Yusanti,H.P dan L. Fitria. 2013. Laporan praktek kerja lapangan (PKL) Joint Operating Body Pertamina ± Petrochina East Java diakses 24 mei 2017. Malang: Politeknik Negeri Malang.